呂 泉，李 玲，王海霞，朱全勝，劉 嬈，李衛(wèi)東

（1.大連理工大學 電氣工程學院，遼寧 大連 116024；2.國網(wǎng)河南省電力公司電力科學研究院，河南 鄭州 450052）

0 引言

近年來，我國“三北”地區(qū)冬季供暖期風電棄風現(xiàn)象非常嚴重，每年有上百億千瓦時風電無法上網(wǎng)，造成嚴重的資源浪費[1]。隨著棄風現(xiàn)象的加劇，如何消納巨額棄風電量已經(jīng)成為全社會關(guān)注的問題①國家能源局.關(guān)于做好2013年風電并網(wǎng)和消納相關(guān)工作的通知.2013.。

在“三北”地區(qū)冬季供暖期，熱電聯(lián)產(chǎn)機組因供暖而導(dǎo)致其調(diào)峰能力大幅下降是造成風電棄風的主要原因之一[2-4]。然而，國內(nèi)外研究表明，熱電廠通過配置儲熱設(shè)備（一般是以水為介質(zhì)的大型蓄熱罐）能有效提高供熱機組的調(diào)峰能力[5-8]。

在歐美等國家，發(fā)電側(cè)通常采用分時電價、峰谷電價等形式，其峰谷電價差可以有效激勵熱電廠配置儲熱提高調(diào)峰能力進而消納風電[7，9]。 然而，目前我國各電網(wǎng)普遍采用區(qū)域標桿電價形式[10]，上網(wǎng)電價不隨時段變化而變化，沒有峰谷電價差，因此無法激勵火電企業(yè)主動調(diào)峰，更難以激勵熱電企業(yè)主動投資蓄熱提高其調(diào)峰能力。而文獻[11]的分析表明，現(xiàn)有基于補償短期成本的調(diào)峰服務(wù)補償機制也難以激勵火電企業(yè)主動調(diào)峰。

為激勵火電主動調(diào)峰消納風電，文獻[11]提出了建立非常規(guī)調(diào)峰服務(wù)交易平臺的解決思路，風電通過向火電購買非常規(guī)調(diào)峰服務(wù)而獲取上網(wǎng)空間。而在2012年，《蒙東地區(qū)風火替代交易暫行辦法》②東北電監(jiān)局.蒙東地區(qū)風火替代交易暫行辦法.2012.的出臺則把風電和火電企業(yè)通過非常規(guī)調(diào)峰交易消納棄風的構(gòu)想變?yōu)榱爽F(xiàn)實。按其規(guī)定，當火電企業(yè)已經(jīng)處于核定的最小運行方式而風電依然需要棄風保證電力平衡時，火電企業(yè)可以繼續(xù)降低有功出力為與之達成調(diào)峰交易的風電場讓出發(fā)電空間從而使得風電場棄風電力得以上網(wǎng)。風電場上網(wǎng)的棄風電力被看作是風電替代火電，故而不影響火電機組最小運行方式的核定，不響應(yīng)電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線電量計劃，不影響輔助服務(wù)調(diào)峰補償。

風火替代交易，本質(zhì)上是一種非常規(guī)調(diào)峰服務(wù)交易，亦可以看作是在棄風時段火電出售發(fā)電權(quán)給風電的交易。故而，二者需要以雙邊交易的模式提前確定發(fā)電權(quán)交易價格，即風電場補償給火電的價格。

理論上，在風火替代交易機制下，熱電廠也可以通過配置蓄熱罐的方式獲得額外的調(diào)峰能力，進而與風電場進行調(diào)峰交易而獲取利潤。然而，與非常規(guī)調(diào)峰相比，熱電廠通過蓄熱進行調(diào)峰不僅存在機會發(fā)電損失、低負荷運行效率損失等短期成本，還存在蓄熱罐建設(shè)與熱網(wǎng)改造等投資成本。投資成本的存在使得風電場和火電廠在進行調(diào)峰交易時必須考慮未來所消納棄風電量的不確定性風險。

因此，在風火替代交易機制下，當考慮建設(shè)蓄熱罐等投資成本以及未來消納棄風電量的不確定性時，風電場和火電廠如何進行調(diào)峰交易，如何進行投資成本分攤與發(fā)電權(quán)定價，如何規(guī)避投資風險，達成共贏，就成為一個有待解決的問題。

1 熱電廠與風電場調(diào)峰交易原理

1.1 熱電廠通過配置儲熱參與棄風消納的原理

該方案需要在抽汽式熱電廠內(nèi)加裝一個大型儲熱裝置，一般是以水為儲熱介質(zhì)的蓄熱罐。配置蓄熱罐后，熱電廠就可以在棄風嚴重的夜間電負荷低谷時段，通過蓄熱罐放熱來替代汽輪機供給一部分熱負荷，進而降低汽輪機供熱功率及其以熱定電的最小電出力，為棄風電力的上網(wǎng)提供空間；而蓄熱罐中的熱量則可在白天電負荷較大的平/峰非棄風時段通過增大汽輪機供熱功率存儲得到[8，12]。上述原理如圖1所示。

圖中，ΔCGW表示汽輪機通過和蓄熱罐配合供熱，在負荷低谷時段所能減少的發(fā)電功率，cm表示汽輪機在背壓工況下的電熱比例，ΔCGW/cm表示汽輪機在低谷時段減少發(fā)電功率為ΔCGW時所需減小的抽汽功率。圖1（a）表示，汽輪機在電負荷平時段增大抽汽功率，并將高于熱負荷的部分進行存儲；而在電負荷低谷時段減少抽汽功率，不滿足熱負荷的部分則由蓄熱罐放熱補充。圖1（b）表示，在電負荷平時段，由于汽輪機增大了抽汽功率，故而其發(fā)電功率的調(diào)節(jié)范圍變小了；而在電負荷低谷時段，由于汽輪機降低了抽汽功率，故而其發(fā)電功率可調(diào)范圍增大了。圖1（c）表示，從整個系統(tǒng)而言，平時段發(fā)電可調(diào)范圍減少了，但由于此時負荷較高，依然有足夠的風電消納空間；低谷時段電出力可調(diào)范圍增加了，從而為風電提供了相當大一部分上網(wǎng)空間。

圖1 抽汽式機組配置蓄熱罐消納風電方案原理示意圖Fig.1 Schematic diagram of wind power accommodation by CHP with heat accumulator

1.2 風火替代交易機制下熱電與風電調(diào)峰交易原理

由上述介紹可知，當熱電廠配置蓄熱罐后，可在棄風時段通過蓄熱罐放熱把汽輪機有功出力降低到電網(wǎng)核定的“以熱定電”的出力水平以下，從而為棄風電力上網(wǎng)提供額外空間。在風火替代交易機制下，熱電廠即可在棄風時段將該發(fā)電空間以發(fā)電權(quán)的形式出售給風電場獲利；而風電場也可利用該發(fā)電空間減少風電棄風。

1.3 熱電與風電調(diào)峰交易的效益、成本分析

（1）調(diào)峰效益。

在風火替代交易機制下，熱電通過蓄熱調(diào)峰消納單位棄風電量的效益即為電網(wǎng)為棄風電力支付的購電電價減去棄風電力的短期發(fā)電成本。鑒于風電短期發(fā)電成本接近于零，故而效益可看作是電網(wǎng)為棄風電力支付的購電電價（與風電達成交易的熱電企業(yè)上網(wǎng)電價加上風電可再生能源補貼①東北電監(jiān)局.蒙東地區(qū)風火替代交易暫行辦法.2012.），即：

其中，Rw為消納單位棄風電量的效益；Pw為風電上網(wǎng)電價。

（2）調(diào)峰成本。

熱電調(diào)峰的可變成本CVh主要包括兩部分：出售發(fā)電權(quán)導(dǎo)致的熱電廠發(fā)電利潤損失（即機會成本）Ch，op和降低發(fā)電出力后運行效率下降以及蓄熱罐充放熱損失所導(dǎo)致的煤耗成本 Ch，lost。

固定成本CFh為蓄熱裝置的總維護成本和蓄熱罐建設(shè)的總投資成本CHS，inv在所消納棄風電量上的分攤量。故通過蓄熱調(diào)峰消納單位棄風電量時的總成本為：

其中，NHS為蓄熱罐的使用壽命；年維護成本的現(xiàn)值基本固定，均為建設(shè)成本的某個比率εHS；Qw，∑為蓄熱罐在壽命周期內(nèi)或給定某時期內(nèi)總共可消納棄風電量；CFh=CHS，inv（1+NHSεHS）/Qw，∑為分攤到每單位電量上的固定成本。

1.4 合作模式

由于熱電廠采用蓄熱方式參與棄風消納存在蓄熱罐建設(shè)和熱網(wǎng)改造的長期投資成本，而未來電網(wǎng)棄風情況實際上是不確定的，因此二者合作最好的方式就是以中長期雙邊合約的形式提前確定好未來發(fā)電權(quán)的交易價格，以規(guī)避投資方風險。

在我國當前標桿電價制度和輔助服務(wù)管理實施細則等相關(guān)政策環(huán)境下，熱電廠如果不參與調(diào)峰交易仍能保持當前的發(fā)電收益，而風電則面臨著嚴重的損失，因此熱電廠在合作中處于主導(dǎo)地位。二者合作時的投資情況，可能存在如下3種模式。

（1）蓄熱投資改造費用由熱電企業(yè)承擔，此模式適用于熱電廠對調(diào)峰交易的前景及收益有較高的信心和期望的情況。

（2）蓄熱投資改造費用由風電企業(yè)承擔，在該模式下，熱電企業(yè)無需承擔投資風險，具備較強的參與積極性。

（3）風電承擔投資費用的α%，火電承擔（1-α）%，此模式是對于以上2種投資方式的折中，為確保熱電廠在交易中的主導(dǎo)地位，可由熱電廠決定自身承擔投資費用的多少。

本質(zhì)上，前2種方式可以看作是第3種方式的特例，因此，本文基于第3種合作模式進行分析。

1.5 合作可行條件分析

（1）整體分析。

顯然，從整體角度分析，只有風電棄風電量上網(wǎng)所帶來的效益大于調(diào)峰所需的成本，那么熱電與風電進行電力替代交易才可能存在利潤剩余供二者進行分割。因此，存在利潤剩余是風電和熱電進行替代發(fā)電交易的前提。

短期來看，若熱電廠蓄熱罐已經(jīng)建立，則當Pw＞CVh時熱電與風電即有合作空間，類似于深度調(diào)峰。

但目前我國各區(qū)域大型燃煤熱電廠均未建設(shè)有蓄熱罐，因此在分析二者的合作空間時必須考慮蓄熱罐和熱網(wǎng)的投資改造成本。即只有

時，二者才有合作的空間。

從目前來看，以我國某電網(wǎng)為例，當?shù)孛摿蛉济夯痣姍C組標桿上網(wǎng)電價為0.417元 /（kW·h），可再生能源補貼為0.193元 /（kW·h），則風電場替代熱電廠發(fā)電的上網(wǎng)電價為0.61元/（kW·h）。取熱電機組為目前主流的300 MW級抽汽式燃煤供熱機組，其供電煤耗率取為 330 g/（kW·h）[13]，當前標煤價格取為 1000 元 /t，則發(fā)電成本約為 0.33 元 /（kW·h），每千瓦時電的發(fā)電利潤為0.087元。當熱電機組為風電進行調(diào)峰時，設(shè)調(diào)峰前的負荷率為70%，調(diào)峰后的負荷率為50%，由于負荷率下降，會導(dǎo)致煤耗率上升，根據(jù)文獻[14]中數(shù)據(jù)取供電煤耗上升率為5%，則由于效率下降導(dǎo)致的成本為（0.5 PN×0.05×0.33）÷（0.2PN）=0.0413（元 /（kW·h））（PN為熱電機組的額定功率）。根據(jù)文獻[15]取蓄熱消納風電時的熱損失率為5%，相當于消納1 kW·h風電需要損失標煤330×0.05=16.5（g），則蓄熱損失為 0.0165 元 /（kW·h）。 綜上，合計 CVh約為 0.145 元 /（kW·h）。

可以看出，從短期而言，熱電廠通過蓄熱方式消納風電的效益（0.61元/（kW·h））要遠遠大于消納風電時熱電的短期成本（0.145元 /（kW·h）），故而短期來看，二者具有明顯的合作動機。

然而，當考慮蓄熱罐的建設(shè)和維護成本時，由于分攤到每千瓦時棄風電量上的固定成本取決于熱電廠在蓄熱罐壽命周期內(nèi)的所消納的棄風電量的總和。故而，存在一個最小的棄風電量消納量，根據(jù)式（4），該值為：

即只有當未來棄風電量大于Qw，∑，min時，熱電與風電才具有合作的空間。

（2）個體分析。

從風電場和熱電廠各自的角度而言，只有參與交易時自身的利潤大于零，才有參與調(diào)峰交易的動機。

對于風電企業(yè)而言，交易的利潤為：

其中，Pw-h為風電支付給火電的發(fā)電權(quán)價格。則對于火電企業(yè)而言，交易的利潤為：

要使得風電和火電利潤均大于零，則存在條件：

其中，Ps，min=CVh+（1－α%）CFh，表示發(fā)電權(quán)定價時的取值下限，亦反映出熱電廠作為發(fā)電權(quán)的出讓方在交易時的要價下限；Pb，max=Pw-α%·CFh表示發(fā)電權(quán)定價時的取值上限，亦反映出風電場作為發(fā)電權(quán)的購買方在交易時的出價上限。 Rco，w-h=Pb，max-Ps，min為二者合作的利潤剩余，顯然，只有Rco，w-h大于零，風電場和熱電廠才有采用合作調(diào)峰的可能性。

無論整體還是個體，從長期來看，合作可行的條件均與消納風電的電量是有關(guān)的。若二者對未來消納棄風電量的估計是一致的，則整體分析和個體分析結(jié)果一致，否則，整體和個體分析的結(jié)果可能存在差異。例如，若熱電廠認為未來消納風電量較小，則其要價下限較高，導(dǎo)致雙方的合作空間較小，不利于交易的達成。

綜上，二者合作的本質(zhì)條件有2個：其一，要有合作的利潤剩余空間；其二，還要能夠?qū)麧櫴Ｓ噙M行合理劃分，即合理確定發(fā)電權(quán)價格。

2 調(diào)峰交易中發(fā)電權(quán)的定價方式

在雙方都認為合作可行的前提下，需要確定合理的發(fā)電權(quán)價格來分割利潤剩余。發(fā)電權(quán)定價的本質(zhì)，就是風熱雙方在合作的基礎(chǔ)上對合作利潤剩余進行合理的分割。發(fā)電權(quán)定價問題可以歸納為合作博弈中的討價還價問題。

若不考慮投資問題，根據(jù)合作博弈理論[16]，其博弈均衡狀態(tài)下結(jié)果為二者各占凈利潤的一半，即發(fā)電權(quán)價格取熱電廠的短期要價下限和風電場的短期出價上限的中間值，使得風電場和熱電廠在合作消納單位棄風電量時得到相等的收益。即：

該場景也是在短期競爭下的一個均衡結(jié)果，或者掛牌交易的一個均衡結(jié)果。

但從長期合約角度而言，必須考慮蓄熱罐建設(shè)和熱網(wǎng)改造等的投資問題。為了激勵風電企業(yè)和熱電企業(yè)主動參與投資，可將利潤剩余按照投資收益率相等（即利潤之比等于投資資金之比）的原則來分配利潤剩余。然而，該定價方式存在一定的局限性，例如某一方承擔全部的投資費用，則另一方將無法獲利，則會導(dǎo)致后者沒有參與調(diào)峰的積極性，顯然該方法也不全面?；诖?，本文提出分投資回收期內(nèi)和投資回收期后二階段定價方式。

投資回收期內(nèi)（在實際交易中，可根據(jù)累計交易發(fā)電量計算出來），利潤剩余主要用于收回投資，故而按照投資比例分攤利潤剩余。此時發(fā)電權(quán)價格為：Pw-h=Ps，min+ （1－α%）Rco，w-h=Pb，max-Rco，w-h·α% （10）

在投資費用得以收回后，不再存在投資回收風險，雙方具有同等的交易談判地位，則此后二者共享棄風電量上網(wǎng)收益。根據(jù)Nash定理，雙方各得最大可能受益的一半時Nash積最大，此時可實現(xiàn)雙方效益最大化[16]，故而此時交易價格變?yōu)椋?/p>

二階段定價方式的好處是，雙方可以以最短的時間收回投資成本，盡快規(guī)避損失風險，有利于雙方參與合作；而且，同時回收成本也體現(xiàn)了一定的公平性，有利于二者達成交易。

3 風險環(huán)境下的發(fā)電權(quán)定價方式

3.1 風險的來源與描述

由于風電的不確定性，未來風電場和熱電廠合作調(diào)峰所可能消納的棄風電量Qw，∑實際上是難以準確估計的。從長期來看，政策影響或者輸電外送通道建設(shè)等因素，也會對建造蓄熱后風熱雙方交易的總棄風電量造成不確定性影響。因此熱電廠通過蓄熱在進行調(diào)峰交易時必須考慮這種風險。

理論上，設(shè)備的使用壽命可作為風熱企業(yè)調(diào)峰交易合作的決策年限。但由于未來消納棄風電量的不確定性，為了規(guī)避風險，雙方可以共同商定一個雙方可接受的投資費用的最長回收年限NsdPT，進而判斷合作的可行性。由前文分析可知，合作的可行性主要取決于在 NsdPT年內(nèi)所消納的棄風總量 Qw，∑（Qw，∑=，其中Qw，i為第 i年消納的棄風電量）。

3.2 風熱雙方對風險的評估

風險價值（VaR）是經(jīng)濟領(lǐng)域普遍流行的風險評估方法，可供投資決策者進行風險評估，制定交易計劃和方案[17]。本文將VaR定義為在給定的置信度c下在NsdPT年內(nèi)風熱雙方合作所消納的棄風電量最小值 QVaRw，∑，即：

其中，Qw，∑為風電場和熱電廠合作所可能消納的棄風電量；f（Qw，∑）為合作所消納棄風電量的概率分布，可由統(tǒng)計數(shù)據(jù)得出；c為給定的置信度水平，例如 0.95；pr（·）表示概率。式（12）表示未來合作所消納棄風電量 Qw，∑≥QVaRw，∑的概率不低于 c。 QVaRw，∑的確定原理如圖2所示，陰影部分的面積即為c。通常，c根據(jù)決策者的風險態(tài)度而定，決策者對風險的厭惡程度越高，則 c的取值越大，QVaRw，∑的值就越小。 QVaRw，∑可以理解為決策者考慮未來不確定性風險后，其心理上所等效的確定性環(huán)境下的棄風消納電量。

圖2 投資者的置信度對應(yīng)的QVaRw，∑Fig.2 QVaRw，∑ corresponding to investor’s confidence

3.3 基于VaR的發(fā)電權(quán)定價原理

在進行雙邊交易談判時，風電場與熱電廠可獨立考慮或討論分析未來風電的棄風情況，并分別根據(jù)自身的風險態(tài)度估計在最長的投資回收年限內(nèi)的棄風消納電量。設(shè)風電場和熱電廠雙方根據(jù)其自身風險態(tài)度選擇的置信度分別為cW和cCHP，對應(yīng)的棄風消納電量最小值為 QVaRw，∑，byW和 QVaRw，∑，byCHP。

根據(jù)前文所述的價格邊界討論，可以確定風電場對于發(fā)電權(quán)的出價上限為 Pw-?%·CFh/QVaRw，∑，byW；而熱電廠的要價下限為 CVh+（1-?%）·CFh/QVaRw，∑，byCHP，則二者可達成交易時的發(fā)電權(quán)價格區(qū)間為：

在該價格區(qū)間內(nèi)定價，可保障風熱雙方可以以cW和cCHP的概率將己方調(diào)峰的固定成本投資在商定的最長投資回收年限以內(nèi)得到收回。

同樣，在考慮風險的發(fā)電權(quán)交易中，亦可采用二階段定價方式，即可根據(jù)實際的調(diào)峰交易電量得到實際的投資回收期NrealPT，在投資回收期內(nèi)雙方依據(jù)收益率相等定價，投資回收以后，再依據(jù)調(diào)峰收益相等進行定價。

4 算例分析

4.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

設(shè)某抽汽式熱電機組通過配置容量為8600 m3的蓄熱罐，可在負荷低谷時段（計為7 h）提供30 MW的下調(diào)峰容量[15]；蓄熱罐的造價（包括熱電廠內(nèi)相關(guān)配套和改造費用）為2236萬元，使用年限為20 a，年維護費用為總投資的 0.5%[18]。

設(shè)熱電廠所在地區(qū)的冬季供暖期為160 d，則利用該熱電廠所提供的30 MW的低谷調(diào)峰空間，每年最大可接納棄風電量為33.6 GW·h。實際上，由于風電的波動性和間歇性，熱電廠在低谷時段所提供的30 MW下調(diào)峰空間并非在每個小時都能充分利用，故而實際所消納的年棄風電量必然低于33.6 GW·h。本文假設(shè)實際所消納的棄風電量為33.6p GW·h，p表示熱電廠所提供消納空間的利用程度，顯然風電場在低谷時段的棄風越嚴重則p值越大。取風電場棄風電量的上網(wǎng)電價為0.61元 /（kW·h），則風電場與熱電廠合作的年效益為2049.6p萬元。取熱電調(diào)峰的短期成本為 CVh約為 0.145元 /（kW·h），則每年的短期調(diào)峰成本為487.2 p萬元。

取風電場與熱電廠所承擔投資費用的分攤比例分別為 A｛20%，80%｝，B｛80%，20%｝2種情況進行分析。

4.2 風電場棄風嚴重程度對合作可行性的影響

由上述分析可以看出，若不考慮蓄熱罐的投資費用，風電場和熱電廠合作具有很大的利潤剩余空間。然而，如正文所述，投資費用的存在使得分析合作可行性時必須考慮所消納棄風電量的影響。

假設(shè)雙方可接受的投資費用的最長回收年限均為5 a，則5 a內(nèi)的棄風電量上網(wǎng)收益為10248 p萬元，而總的可變成本為2436 p萬元，總固定成本為2291.9萬元。故而，二者合作的凈利潤為（7812 p-2291.9）萬元。圖3給出了p值變化時，風電場和熱電廠合作消納單位棄風電量的成本和效益曲線。

由圖3可以看出，只有當p＞0.2934，即5 a內(nèi)所消納的棄風電量大于49.29 GW·h時，二者進行調(diào)峰合作消納棄風的收益才大于消納成本，且p值越大，利潤剩余越多，合作空間就越大。

圖3 Ps，min 和 Pb，max與 p 的關(guān)系Fig.3 Curve of Ps，minand Pb，maxvs.p

4.3 風險態(tài)度對合作可行性的影響

由于風電的不確定性，會導(dǎo)致風電場和熱電廠合作所消納棄風電量具有不確定性，也即參數(shù)p存在不確定性。本文假設(shè)參數(shù)p滿足正態(tài)分布（但最大值不大于1），p的均值為0.7，標準差為0.1。

根據(jù)前文所述，風電場和熱電廠會根據(jù)自身的風險態(tài)度確定5 a內(nèi)消納的等效總棄風電量消納量，不同的風險態(tài)度下的棄風電量消納量如圖4所示。

圖4 不同風險態(tài)度下的等效總棄風電量消納量Fig.4 Equivalent accommodation of curtailed wind power vs.risk attitude

在不同的風險態(tài)度下雙方對于發(fā)電權(quán)價格的出價上下限如圖5所示（以投資情況A為例）。

圖5 不同風險態(tài)度下合作空間分析Fig.5 Space of cooperation vs.risk attitude

可以看出，如果風電場和熱電廠所持的風險態(tài)度不同，則雙方對于未來消納的棄風電量的預(yù)估也是不同的。越厭惡風險（置信度較高）的一方，其判斷的等效總棄風電量QVaRw，∑就越小，導(dǎo)致自身的要價越高（或出價越低），不利于調(diào)峰交易的達成。

實際決策時，所統(tǒng)計分析的參數(shù)p可能不一定為正態(tài)分布，但鑒于本文描述風險時所采用的VaR方法適用于任何一種分布，故而同樣可用本文模型進行分析。而且，不論何種分布，風險態(tài)度變化時的風險價值變化趨勢是一致的，故而本文定性分析結(jié)果同樣適用。

4.4 不同投資模式對合作可行性的影響

在實際交易時，風電場可能對未來的棄風情況更加了解，也更加焦慮，故而其風險置信度取值較低；而熱電廠由于信息的不透明以及不存在利益損失的地位，可能風險態(tài)度會更為保守一些，故而風險置信度的取值較大。

圖6給出了當風電場置信度為0.7、熱電廠置信度為0.9時，風電場投資比例從0～100%變化時的合作空間?？梢钥闯?，風電場投資比例越大，合作空間越大，因此，在風電場與熱電廠進行調(diào)峰合作時，可允許風電場在熱電廠中投資建設(shè)蓄熱罐，以提高二者達成交易的可行空間。

圖6 不同投資比例下的合作空間分析Fig.6 Space of cooperation vs.investment proportion

4.5 考慮風險的兩階段發(fā)電權(quán)定價

假設(shè)風電場的風險置信度為0.7，熱電廠的風險置信度為0.9，則根據(jù)圖6所示，二者具有合作可行性，當投資比例分別為情況A和情況B時，發(fā)電權(quán)價格的取值區(qū)間、采用二階段定價方式時的發(fā)電權(quán)價格及其利潤剩余分配比例如表1所示。

表1 發(fā)電權(quán)價格Table1 Generation right pricing

由表1可以看出，第一階段的定價方式，體現(xiàn)了在投資回收期內(nèi)“多投資，多收益”的公平性。因投資回收期內(nèi)是按照收益率相等定價，所以理論上風電場和熱電廠同時收回投資成本。在投資成本得到回收后，按照利潤剩余相等定價，此后即使發(fā)生電源結(jié)構(gòu)或者政策環(huán)境的改變，因風電企業(yè)和熱電企業(yè)已收回投資成本，在以后的蓄熱裝置的使用年限內(nèi)，風電場和熱電廠可獲得較為可觀的收益。

5 結(jié)論

在風火替代交易機制下，熱電廠具有通過配置蓄熱罐降低其低谷時段有功出力消納棄風電力的動機。本文對熱電廠與風電場調(diào)峰合作的成本效益、投資模式、可行的合作邊界條件、定價方式、風電不確定性風險等問題進行了分析，得到如下結(jié)論。

a.當不考慮蓄熱罐投資成本時，從短期而言，二者合作具有很大的利潤剩余，因而具有明顯的合作動機。然而，從長期而言，當考慮蓄熱罐投資成本時合作的可行性主要取決于在未來所消納的棄風電量。

b.風電場和熱電廠的風險態(tài)度會影響他們合作的空間，風險態(tài)度越保守，合作的可行性越小。

c.為提高二者合作的可行性，應(yīng)允許風電場參與配置蓄熱罐的投資并承擔盡可能多的比例。風電場全額投資是一種相對較好的合作方式。

d.為盡早回收投資成本規(guī)避風險，采用二階段發(fā)電權(quán)定價方式比較合適，即投資回收期內(nèi)根據(jù)投資比例進行定價，投資回收期外根據(jù)收益相等進行定價。