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(shù)成熟、具備開發(fā)條件和商業(yè)化前景的新能源發(fā)電方式，在我國日益受到重視，開發(fā)與利用步伐不斷加快。

我國風電大規(guī)模消納的難題主要存在于技術(shù)和經(jīng)濟2個方面，技術(shù)方面包括:系統(tǒng)調(diào)峰能力不足，大規(guī)模風電接入主網(wǎng)難以控制和調(diào)度;經(jīng)濟方面包括:風電前期投資成本較高，風電遠距離運輸?shù)某杀据^高、網(wǎng)損較大，接入電網(wǎng)補貼標準偏低等［1-4］。

近年來國內(nèi)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(wǎng)電價的基礎上增加1個鼓勵電價;文獻［6-8］從節(jié)能減排的理念出發(fā)，提出了構(gòu)建低碳能源消納機制、實行電網(wǎng)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(gòu)想。

目前，國外對于風電消納市場的研究已經(jīng)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(yè)的收益由現(xiàn)貨市場價格確定［9］;風電企業(yè)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(zhì)的購電協(xié)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(xié)商確定［10-11］;新西蘭電力市場包括現(xiàn)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(jù)我國銷售電價的實際情況，提出了大規(guī)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(guī)模風電為例，運用就近消納模型，測算了其在西北地區(qū)內(nèi)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(qū)的消納，驗證了模型的準確性。

1 大規(guī)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(gòu)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(gòu)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(fā)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(wǎng)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(wǎng)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(yōu)先上網(wǎng)。

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(guī)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(shù);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(guī)劃問題的最優(yōu)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(yōu)解，只能根據(jù)不同情況取接近最優(yōu)解的可行解，只要滿足風電落地價低于當?shù)氐钠骄N售電價即可。

1.4 風電遠距離消納銷售電價模型

風電跨區(qū)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?shù)氐钠骄暇W(wǎng)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(qū)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(jīng)過的不同地區(qū);Pbj為外送t省經(jīng)過j地區(qū)電網(wǎng)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(qū)輸配電價的打折率和送t地區(qū)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(jīng)過j地區(qū)的最低輸配電價和風電外送t地區(qū)的政府性基金及附加最低價; PAt、PDt分別為t省的平均上網(wǎng)電價和從風電基地外送t省的實際輸配電價。上述線性規(guī)劃的最優(yōu)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?shù)鼗痣姌藯U電價，致使風電企業(yè)受損。為協(xié)調(diào)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(qū)的外送價與風電基地火電上網(wǎng)電價的價差

(2)根據(jù)外送t地區(qū)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?shù)叵{銷售電價

風電在酒泉當?shù)叵{的最大優(yōu)勢是減少了風電省內(nèi)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(yè)采用能源基地電廠直送，在價格上有較大的優(yōu)勢。

2.1.2 甘肅省內(nèi)消納銷售電價

由于風電上網(wǎng)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(nèi)的銷售電價水平，如表2所示。

表2 甘肅省內(nèi)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(wǎng)為80%(方案3)火電標桿電價時，風電在甘肅省內(nèi)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(qū)域內(nèi)消納銷售電價

對于甘肅風電在西北電網(wǎng)的消納，采取適當降低上網(wǎng)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(qū))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(wǎng)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(wǎng)電價;當風電上網(wǎng)電價為60%火電標桿電價時，風電落地價低于寧夏平均上網(wǎng)電價，遠低于陜西平均上網(wǎng)電價，接近青海平均上網(wǎng)電價，能夠在青海部分地區(qū)(特別是高耗能地區(qū))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(nèi)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(wǎng)電價，所以必須從上網(wǎng)、輸配、落地3個環(huán)節(jié)來調(diào)節(jié)電價。

(1)實現(xiàn)甘肅風電和西北區(qū)域火、水電聯(lián)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(shù)，降低風電輸送成本。此處取風電利用小時數(shù)為1 300 h，直流利用小時數(shù)為6 500 h，則輸配電價為103.91元/(MW·h)，測算結(jié)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(diào)節(jié)后甘肅風電經(jīng)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(qū)消納銷售電價

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

對上述結(jié)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(qū)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(qū)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(jié)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(qū)外送電量為10億kW，輸送華北和華東電網(wǎng)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。可見隨著風電的發(fā)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(jié)語

本文針對我國風電大規(guī)模消納面臨的實際問題，建立了大規(guī)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(huán)節(jié)打折系數(shù)的最優(yōu)解，提出了購電成本最優(yōu)值情況下的低谷電價模型。依據(jù)該模型，測算了酒泉就地消納、甘肅省內(nèi)消納和西北電網(wǎng)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(qū)電價水平倒推風電送出的上網(wǎng)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(yè)和電網(wǎng)公司的利益，本文提出了在該模型下，風電上網(wǎng)電價與打捆上網(wǎng)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(wǎng)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(jié)論。

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(編輯:張磊)