王燕，周鑫

（西北电网有限公司，陕西西安710048）

西北区域为我国能源资源的富集区和战略储备区，煤炭、水能、风能和太阳能等资源储藏丰富，是我国“西电东送”的重要源头之一[1-3]。西北不同省（区）具有不同的能源分布优势，跨区外送及省间电能资源互补潜力巨大。目前，新疆与西北750 kV联网工程、甘肃千万kW级风电一期外送工程建成投运，开辟了“疆电外送”和甘肃河西地区风电外送的重要通道，促进了国家西部大开发战略的实施，有力推动了新疆能源资源优势以及甘肃清洁能源优势的转化利用[4-5]。同时，随着西北750 kV电网骨干网架基本成型，330 kV电网将逐步解环运行，主要承担省网内部潮流分配和输送的任务，750 kV电网必将承担更多的跨区跨省功率交换任务。

当前西北电力市场的网损分摊方法虽然取得了较好的效果，但是电网结构的快速变化、跨区跨省潮流交换规模的迅速增大以及电网资产的归属变更，都对西北电网的网损产生重大影响，给电网的网损管理带来一系列新问题，分析研究各类交易情况下750 kV网损情况，形成符合最新市场特性的更加公平、合理的网损分摊机制，无论对提高整个西北电力系统的经济效率，还是对电网间用户的公平开放，都有重大意义。

本文在西北750 kV电网初步成型、河西风电大规模接入、跨区跨省交易大规模展开的背景下，研究了国内外电力市场中的网损分摊方法，着重计算分析了“疆电外送”及河西风电大规模上网等跨区跨省电能交易对西北网损的影响，提出了对西北电力市场现行网损分摊机制的补充方法，提高了市场效率与公平。

1 国内外电力市场中的网损分摊

网损分摊目前有两种思路，一种是利用边际成本定价理论所得到的节点电价一揽子解决能量、损耗、阻塞等分摊问题[6]；一种是单独对输电损耗成本进行分摊，主要包括邮票法[7-8]、合同路径法[9]、边际类方法[10]、损耗增量法[11]、潮流追踪法[12]等。由于目前对损耗分摊问题的研究仍处于探讨、摸索阶段，在国内外电力市场中实际采用的损耗分摊方法也各不相同。英国电力市场采用的是一种基于平均网损的统一定价，即按照邮票法分摊损耗，此种方法计算简单，结果相对稳定，有利于维持电力交易的同一性和流畅性，但该方法没有考虑位置因素，一方面造成缺乏长期和短期经济信号[13]，另一方面造成对市场成员的不公平。在北欧电力市场[14]网损被视为是TSO的“电能消耗”，要以双边合同的方式或在交易所中购买，购买输电损耗的成本通过节点式电价机制的输电费率进行分摊和回收，体现了市场成员的位置因素，但也与所发生的交易无关。澳大利亚国家电力市场[15]采用的是一种基于分区的边际损耗系数方法，输电损耗以边际损耗系数的形式包含在节点电价中实现分摊，与北欧电力市场中的节点式输电费率具有一定相似性，此外在澳大利亚国家电力市场中，各点的边际网损系数不仅用于损耗的结算，还在发电与负荷参与竞价时对其报价予以网损修正。美国PJM电力市场中采用节点电价机制，长期的运营实践表明，忽略损耗的节点电价在经济运行、输电权交易方面存在一些问题，因此PJM正在策划摒弃目前所使用的平均网损系数法，而将边际网损系数引入节点电价[16]，以考虑损耗对竞价交易以及对节点电价的影响，事实上，在美国的纽约（NY）、新英格兰（NEISO）、中西部电力系统运营（MISO）中均采用的是边际损耗系数法。在我国国内，不同区域市场根据其交易特点选取了不同的网损分摊方法，华东区域电力市场[17-18]选择了符合边际概念、经济信号较强的边际损耗系数法；东北区域电力市场中[19-20]的发电报价网损修正采用了潮流追踪算法；南方电力市场中的发电报价网损修正采用平均网损系数法[21]。

通过研究国内外典型电力市场中所采用的损耗分摊方法，我们可以看出各电力市场因市场运营模式、市场对损耗分摊算法的要求等诸多因素的不同，选择的损耗分摊方法也有所不同，但这些方法通常具有原理明确、计算简单等特点。

2 西北电网网损管理及分摊现状

2002年网省分离之后，在当时的跨省互供电管理办法中规定，跨省联络线电量的计量按照“谁受电谁背线损”的原则确定，即从送出端计量。这样在功率交换时，受电省承担了联络线损耗。由于甘肃电网地处西北电网中部，承担了各省网交换电量造成的转运网损、联络线网损（含750 kV联络线）、原西北电网公司资产网损，西北电网公司在年末用现金形式，以全年交易电量作为基数对甘肃进行一次性联络线网损补偿。

2007年后，对于跨省联络线计量一直沿用从送出端计量这一方式至今，750 kV跨省联络线投运后也是如此。

2008年西北电力交易中心先后制订了一系列规范跨区跨省交易的管理办法，其中针对转运网损分摊专门制定了《西北电网跨地区电能交易转运网损补偿实施细则》，规定每一笔交易都由送出方用电量补偿的形式向转运省提供转运网损补偿。此细则明确了转运网损分摊原则、转运网损补偿率、转运方以及转运网损分摊方法。对于转运网损补偿率，根据目前西北电网的实际情况，如果采用节点电价法或者边际成本法等方法来进行网损分摊，存在一些困难：目前，西北网调的SCADA系统只能够采集到网调调管的750 kV及330 kV线路和机组的实时功率值，这些信息不足以支持在线进行潮流追踪计算或者边际成本计算的功能。所以，这两种办法虽然较为准确，但是在西北电网实际运行中用于电量结算，目前还不具备条件。现有办法是首先确定转运网损补偿率，然后以交易电量作为基数计算补偿电量，其中补偿率是按照前3 a转运省主网架（330 kV及以上电压等级电网）实际网损率的平均值计算得到的，这一计算办法完全符合《关于促进跨地区交易的指导意见》（发改能源292号文件）的规定，并且已经执行将近4 a时间，该办法公开透明且操作简便，在西北网内得到一致认可。但是该办法并未突出补偿电量是由转运交易而额外产生的网损电量，因而有必要对转运网损补偿率的计算方法做进一步改进。

目前，西北电网没有对省间调峰等原因造成的非交易的穿越电量进行分摊，原因是对于这部分电量难以确定责任方，因而也难以落实分摊主体。

3 疆电外送及河西风电大规模上网对西北电网网损影响的计算及分析

图1 2010年底西北电网省际间联络线示意图

截至2010年底，西北电网的潮流控制断面如图1所示，根据这些潮流控制断面我们定义5种典型的潮流交换方式分别为“西电东送”、“东电西送”、“北电南送”、“南电北送”、“新疆送出”。“西电东送”、“东电西送”是指经陕甘断面发生的电能交易方式。“北电南送”、“南电北送”是指经750 kV黄白双回线、330 kV迎石线、安白双回线、固靖线和固西线组成的地理断面发生的电能交易方式，与潮流控制断面略有不同。“新疆送出”指新疆电网经750 kV哈安双回线送出电能的交易方式。

图2 河西地区电网网架结构图

截至2010年底，酒泉风电大规模上网后甘肃河西地区网架与西北主网结构如图2所示。

在上述网架结构的基础上,为了考察新疆西北联网及河西风电大规模接入后,跨区跨省电力交易对西北电网网损的影响，我们选取新疆电力经甘肃、宁夏送华北，新疆电力经甘肃、陕西送华中，新疆电力经甘肃送陕西，河西风电经宁夏送华北，河西风电经陕西送华中5种典型交易方式进行了计算。

表1 新疆电力送华北对西北4省网损影响 MW

3.1 疆电及河西风电外送对西北4省网损的影响

为考察新疆接入西北主网后，新疆注入功率对西北主网网损的影响，本文以2010年冬大方式为基础数据（后文计算同），首先通过潮流计算对新疆电力经甘肃、宁夏送华北交易方式下西北4省的网损变化进行了分析，计算结果如表1所示。

由表1可见，这种情况下，受到影响的主要是甘肃、宁夏的网损。进一步分析西北4省的网损变化情况，如图3所示。

图3 新疆电力送华北对西北四省网损的影响图

由图3可以看出，在新疆电力经甘肃、宁夏送华北时，甘肃电网网损增加较为明显，宁夏网损有所增加，陕西、青海电网网损基本不变，主要因为在新疆送出功率增大时，仅南电北送断面随之增大，而令其他断面基本保持不变，由于甘肃省自西向东跨度较大，因此，长距离的功率输送必然会造成电网网损明显增加。

为进一步考察新疆送入功率对西北电网网损的影响，对新疆电力经甘肃送抵陕西,新疆电力经甘肃、陕西送华中两种典型交易方式进行计算，“疆电外送”对西北各省网损的影响如图4、图5所示。综合图3—图5可以看出,新疆电力外送主要增大了甘肃电网网损，同时也增加了送抵省份或转运省份网损，而对其他省份网损影响较小。

图4 新疆电力送陕西对西北4省网损的影响图

对于河西地区风电，选取河西风电经甘肃、宁夏送华北方式，河西风电经甘肃、陕西送华中两种典型交易方式进行计算，对西北各省网损的影响如图6、图7所示。由图6、图7可以看出，河西风电外送在典型交易方式下对西北各省网损的影响与新疆电力外送类似，原因在于河西风电上网地理位置与新疆电力外送出口位置接近。

图5 新疆电力送华中对西北四省网损的影响图

图6 河西风电送华北对西北四省网损的影响图

图7 河西风电送华中对西北4省网损的影响图

3.2 电力转运对电网网损的影响分析

新疆电力及河西风电的外送，大多要经过甘肃等相关省份的转运，由图3～图7可以看出，电力的转运主要增加了途经省份的网损，对其他省份网损影响不大。为理清电力转运对各相关省份影响的不同，以便形成合理的网损分摊机制，体现市场公平，借鉴国内外电力市场网损分摊的先进经验，本文提出交易功率的额外平均网损系数，其定义如下。

式中，wi为系统转运功率为Pi时的网损；N为计算的运行方式数。

此时，对于新疆电力经甘肃、宁夏送抵华北的典型交易方式，由上节的计算结果，甘肃的额外平均网损系数为3.75%，而宁夏的额外平均网损系数为0.44%。也就是说，在转运过程中应该分别将转运电量的3.75%和0.44%作为甘肃和宁夏的网损补偿。宁夏的网损系数相对较小是因为转运的大部分功率直接通过750 kV或者330 kV线路，且输电距离较短。

同时，为对甘肃电网的网损组成进行详细分析，将安西—酒泉—金昌—武胜750 kV线路作为河西输电走廊单独统计网损，根据新疆电力经甘肃、宁夏送抵华北的典型交易方式，可得甘肃内部网损分布如表2所示。

表2 新疆电力转送华北对甘肃电网网损影响 MW

从表2可以看出，当新疆电力经甘肃、宁夏送抵华北时，随着转运功率的增加，甘肃总网损虽然显著增大，但这些新增的网损大部分消耗在河西地区（约占80%），甘肃其他部分电网的网损增加并不大，额外平均网损系数仅为0.66%，远远小于甘肃全省3.75%的额外平均网损系数。

对图3～图6所对应的典型交易方式进行计算，得到各种交易方式下，甘肃全省及河西输电走廊网损额外平均网损系数计算结果，如表3所示。综合表2及表3计算结果，可以看出在转运过程中甘肃总网损新增的大部分消耗在河西地区。

表3 各交易方式下甘肃及河西网损额外平均网损系数 %

4 西北电网网损分摊机制改进

实践表明，西北电网目前执行的转运网损分摊办法基本上是公平合理的。但随着新疆与主网的交流互联，河西风电大规模接入以及华中、华北外送功率的进一步增大，使得转运网损问题成为有关各方关注的焦点。

通过第3节的计算，我们可以看出新疆电力的送出以及河西风电的大规模上网将对西北主网网损产生较大的影响。而甘肃作为直接与新疆相连的省份，在新疆及河西电力外送过程中受到的影响最大。进一步人为的将河西地区划分为一个单独的网络，对其750 kV网损进行统计得到，河西地区网损的增加量占甘肃电网总网损增加量的比例最高，达到了约80%，最低时也达到了约50%。因而本文认为，作为当前网损分摊机制的一个补充，有必要对河西地区的转运电量进行统计，根据电价确定每kW·h合适的补偿价格，对河西地区电网转运网损进行单独补偿。

同时，通过第3节的计算，我们也可以看出，式（1）提出的交易功率的额外平均网损系数在计算的过程中始终将增加的网损与交易功率一一对应，能够更加直观的体现补偿电量是由于转运电量造成的，概念更为明确，计算结果也更为精确。同时，该系数的计算也较为简便，只需对各种典型交易方式下的不同功率交换水平进行潮流计算，就能够得到转运电网交易功率的额外平均网损系数。由于该系数的计算反映了各种功率交换水平下的平均网损，建议在西北电力市场电量结算时，可以直接用交易电量乘以该系数，得到转运电网的补偿电量。

最后，针对第2节最后所提出的现有跨省交易日清模式下，对非交易的穿越电量难以明确责任主体，网损难以分摊的问题，建议首先继续缩小跨区跨省交易结算周期，将目前的日结算细化为每日峰、平、谷3段结算或每日24点结算，这样省间交换电量将基本转化为交易电量，按现有转运网损分摊办法，甘肃、陕西将得到本省网完全转运网损补偿。其次，进一步深入研究各省峰谷差及调峰问题，制定办法解决非交易网损在各省间的分摊问题。

5 结语

本文对西北电网的跨区跨省交易情况，输电损耗问题的复杂性、研究的必要性等问题进行了归纳。介绍了国内外电力市场及西北电网的网损管理现状，通过分析指出西北电网目前的转运网损分摊办法是较为合理的。在计算分析的基础上，明确了“疆电外送”和河西大规模风电大规模上网对西北电网网损的影响，提出了对西北电网网损管理所面临新问题的合理补充办法。本文提出的交易功率的额外平均网损系数理清了各转运省份及局部电网的网损补偿量，原理明确、计算简单，体现了市场公平的原则。

近年来，西北网内网省公司均开展了多项网损问题的理论研究，但不同的结算办法得到的结果千差万别，至今没有非常权威的计算办法。鉴于国家近期正在积极推动输配电价改革，且西北750 kV电网的投资建设主体较为复杂，在西北网内网省公司电网资产管理运行模式以及跨区跨省交易格局不断变化的情况下，建议对网损分摊办法暂时维持现状，进一步加强研究，并随着国家输配电价改革逐步推进做相应调整。

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