大規模風電消納銷售電價機制

賀靜，張婷，董振，朱夢舟

(1.甘肅省電力公司電力科學研究院，蘭州市， 730050;2.華北電力大學，北京市， 102206)

0 引言

風電作為技術成熟、具備開發條件和商業化前景的新能源發電方式，在我國日益受到重視，開發與利用步伐不斷加快。

我國風電大規模消納的難題主要存在于技術和經濟2個方面，技術方面包括:系統調峰能力不足，大規模風電接入主網難以控制和調度;經濟方面包括:風電前期投資成本較高，風電遠距離運輸的成本較高、網損較大，接入電網補貼標準偏低等［1-4］。

近年來國內進行了大量有關風電消納銷售電價方面的研究。文獻［5］從電價角度，提出了在平均上網電價的基礎上增加1個鼓勵電價;文獻［6-8］從節能減排的理念出發，提出了構建低碳能源消納機制、實行電網輸配電損耗包干的輸配電價機制、改革銷售電價分類和實行差別定價的銷售電價機制等新構想。

目前，國外對于風電消納市場的研究已經相當成熟。北歐電力市場與風電相關的是日前市場、實時市場與平衡市場，風電企業的收益由現貨市場價格確定［9］;風電企業參與電力市場的途徑包括直接在電量庫中售電和通過合約性質的購電協議，將電能以固定價格委托給某一電力供應商參與電量庫的競爭，該價格由雙方協商確定［10-11］;新西蘭電力市場包括現貨市場、雙邊合同交易、備用市場，風電可直接參與各電力市場與其他類型機組的競爭，主要是參與市場基荷電量的競爭［12］;在意大利電力市場中，風電主要采用3種模式參與電能交易:電量庫、雙邊交易以及直接與供電商交易［13-14］;美國采取的是基于可再生能源配額制的綠色證書市場模式［15］。

本文根據我國銷售電價的實際情況，提出了大規模風電就近和遠距離消納銷售電價模型，以甘肅風電能源基地的大規模風電為例，運用就近消納模型，測算了其在西北地區內消納的銷售電價;運用遠距離消納模型，測算了其在華北等地區的消納，驗證了模型的準確性。

1 大規模風電消納銷售電價的定價模型

1.1 我國銷售電價的基本構成

我國銷售電價由購電成本、輸配電損耗、輸配電價及政府性基金4部分構成。銷售電價基本計算式為

式中:PS為銷售電價;PC為購電成本;PW為輸配電損耗;PD為輸配電價;GF為政府性基金;ΔL為線損率。

1.2 風電外送成本費用分攤機制

為了鼓勵風電發展，我國對風電等新能源消納制定了一套完整的費用分攤機制。風電上網電價按火電脫硫標桿電價考慮，高出的部分通過全國征收的可再生能源電價分攤解決;風電遠距離輸配電價中的接網費及輔助服務等費用的回收，由全社會分攤;省外購電不用支付風電消納的額外成本，該部分也在全社會中分攤。同時消納地也應給予一定政策支持，保障輸出風電優先上網。

1.3 風電就近消納銷售電價的定價模型

設PwC為風電就近消納的購電成本;PwD為風電就近輸送的輸配電電價(含線損);GwF為風電就近地消納政府性基金。

假設電力消費用戶可以選擇消納電能的類型，就消納用戶來說，只有風電銷售電價盡可能低，至少要跟其他類型的電能電價持平或更低，用戶才可能選擇消納風電。以降低銷售電價為目標，從用戶角度建立大規模風電就近消納的模型為

式中:k1、k2、k3分別為購電成本、輸配費用、政府性基金及附加的打折系數;PwS為風電就近消納的銷售電價;PminC、PminD和GminF分別為風電低谷電價、風電輸配電最低成本價、最低政府性基金及附加價。上述線性規劃問題的最優解為

對于風電就地消納可以采用“直售制”，此時風電的輸配電價可以取到最低，即k2=。但實際不可能都取到最優解，只能根據不同情況取接近最優解的可行解，只要滿足風電落地價低于當地的平均銷售電價即可。

1.4 風電遠距離消納銷售電價模型

風電跨區跨省消納要考慮遠距離輸送問題，將增加風電在落地省的銷售電價成本。為保證風電外送銷售電價的競爭力，應保證風電外送落地價與當地的平均上網電價相同，將風電送出價作為外送購電成本。

取PSt為風電外送t地區的銷售電價;PRt為風電外送t省的送出價;j=1，2，3……，m為風電外送經過的不同地區;Pbj為外送t省經過j地區電網的輸配電價;Gt為核定的政府性基金。取μj、kt為自變量，分別為j地區輸配電價的打折率和送t地區的政府性基金打折率。建立風電遠距離外送銷售電價模型為

式中:Pminj、Gmint分別為風電經過j地區的最低輸配電價和風電外送t地區的政府性基金及附加最低價; PAt、PDt分別為t省的平均上網電價和從風電基地外送t省的實際輸配電價。上述線性規劃的最優解為

此模型充分保證了風電外送落地省的銷售電價競爭力，但可能導致風電外送價遠低于當地火電標桿電價，致使風電企業受損。為協調這種情況，本文提出一種綜合分攤補貼機制。主要原則如下:

(1)計算風電外送t地區的外送價與風電基地火電上網電價的價差

(2)根據外送t地區的風電電量Qt，確定ΔPtQt，取t從1到N求和，再與可再生能源基金K互補求和，得

可再生能源基金K可能為0、正、負3種情況，當K為正時表示風電外送虧損額(也即可再生能源基金補足額);當K為負時表示風電外送的利潤額;當K為0時表示風電外送恰好自負盈虧。

2 算例分析

2.1 就近消納銷售電價模型的測算

2.1.1 酒泉當地消納銷售電價

風電在酒泉當地消納的最大優勢是減少了風電省內輸配費用、遠距離輸送成本和線損。采用能源基地電廠直送策略，也稱“直售制”，直接與用戶建立長期合作交易，其銷售電價情況測算見表1。

表1 “直售制”風電銷售電價測算表Tab.1Wind power sales price measurement table with‘direct sale system’元/(MW·h)

由表1可知，對高載能企業采用能源基地電廠直送，在價格上有較大的優勢。

2.1.2 甘肅省內消納銷售電價

由于風電上網電價采用風火打捆，取火電標桿電價，此處分別采用100%、90%、80%火電標桿電價3個方案測算風電在甘肅省內的銷售電價水平，如表2所示。

表2 甘肅省內銷售風電電價水平Tab.2Sales price level of wind power in Gansu province元/(MW·h)

由表2可知，當風電上網為80%(方案3)火電標桿電價時，風電在甘肅省內的銷售電價低于甘肅省平均銷售電價，對風電消納有利。

2.1.3 西北區域內消納銷售電價

對于甘肅風電在西北電網的消納，采取適當降低上網電價的電價策略。這里選取3個比較方案來測算，方案1:k1=0. 6;方案2:k1=0. 7;方案3:k1=0.8，測算落地價如表3所示。

表3 典型省(區)不同方案下落地電價比較Tab.3Comparison of different levels of arriving prices in typical provinces and regions元/(MW·h)

由表3可知，當風電上網電價為80%火電標桿電價(即方案1)時，風電落地價低于陜西平均上網電價;當風電上網電價為60%火電標桿電價時，風電落地價低于寧夏平均上網電價，遠低于陜西平均上網電價，接近青海平均上網電價，能夠在青海部分地區(特別是高耗能地區)銷售。

2.2 遠距離消納的銷售電價模型測算

2.2.1 湖南省內消納銷售電價

由于湖南—株洲±800 kV直流輸電工程的建成，采用該直流輸電線路單獨輸送風電，在湖南的落地電價為0.78元/(kW·h)，遠高于湖南燃煤脫硫機組0.440 4元/(kW·h)的標桿上網電價，所以必須從上網、輸配、落地3個環節來調節電價。

(1)實現甘肅風電和西北區域火、水電聯合外送。取風電、電火、電水打捆比例為1∶3.5∶0.5。

(2)提高風電輸送的直流利用小時數，降低風電輸送成本。此處取風電利用小時數為1 300 h，直流利用小時數為6 500 h，則輸配電價為103.91元/(MW·h)，測算結果如表4所示。

表4 甘肅風電直流送湖南的銷售電價水平Tab.4Sales price level of wind power DC transmission form Gansu to Hunan元/(MW·h)

由表4可知，調節后甘肅風電經直流送湖南落地銷售電價低于湖南平均銷售電價，為103.55元/(MW· h)，銷售前景十分有利。

2.2.2 “三華”地區消納銷售電價

以“三華”地區典型省市為代表，研究風電跨區跨省遠距離銷售電價。根據風電遠距離外送模型的測算結果如表5所示。

對上述結果做敏感性分析，測算3種情況下可再生能源基金G。假設甘肅風電年跨區跨省外送電量Q為10億kW，分別選取湖南(t=1)、上海(t=2)和北京(t= 3)，則由表6可知，ΔP1=－17.09元/(MW·h)，ΔP2=5.22元/(MW·h)，ΔP3=74.38元/(MW· h)，3方案取值情況如下。

表5 典型地區倒推甘肅風電送出價水平Tab.5Wind power prices sent form Gansu to typical areas with reverse deduction method元/(MW·h)

方案1:Q1=0.9Q，Q2=0.05Q，Q3=0.05Q。

方案2:Q1=0.8Q，Q2=0.1Q，Q3=0.1Q。

方案3:Q1=0.7Q，Q2=0.15Q，Q3=0.15Q。

測算結果如表6所示。

表6 不同方案下可再生能源基金Tab.6Different schemes of renewable energy fund萬元

由表6的敏感性分析可知，假設甘肅風電跨區外送電量為10億kW，輸送華北和華東電網的電量占比為10%時，需要可再生能源基金補貼42.12萬元;占比為20%時，只需要補貼4.64萬元;當占比為30%時，不僅不需要補貼，可再生能源基金還能增加24.88萬元?？梢婋S著風電的發展，進一步加大風電送華北和華東電量，風電將有較大的盈利空間。

3 結語

本文針對我國風電大規模消納面臨的實際問題，建立了大規模風電就近消納銷售電價模型和遠距離外送消納銷售電價模型，并以甘肅風電為例進行了測算。

對于風電就近消納，從用戶角度得出各個環節打折系數的最優解，提出了購電成本最優值情況下的低谷電價模型。依據該模型，測算了酒泉就地消納、甘肅省內消納和西北電網銷售電價水平，采用此模型保證了雙方的利益，有利于風電就地消納。

對于風電遠距離銷售，該模型通過落地地區電價水平倒推風電送出的上網電價，充分保證風電外送落地銷售的競爭力。為保障風電企業和電網公司的利益，本文提出了在該模型下，風電上網電價與打捆上網電價價差分攤補貼機制，并以甘肅風電為例進行了測算，得出風電送華東和華北電網電量越多，可再生能源基金補貼就越少，風電盈利空間越多的結論。

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(編輯:張磊)