大规模风电消纳销售电价机制

贺静，张婷，董振，朱梦舟

(1.甘肃省电力公司电力科学研究院，兰州市， 730050;2.华北电力大学，北京市， 102206)

0 引言

风电作为技术成熟、具备开发条件和商业化前景的新能源发电方式，在我国日益受到重视，开发与利用步伐不断加快。

我国风电大规模消纳的难题主要存在于技术和经济2个方面，技术方面包括:系统调峰能力不足，大规模风电接入主网难以控制和调度;经济方面包括:风电前期投资成本较高，风电远距离运输的成本较高、网损较大，接入电网补贴标准偏低等［1-4］。

近年来国内进行了大量有关风电消纳销售电价方面的研究。文献［5］从电价角度，提出了在平均上网电价的基础上增加1个鼓励电价;文献［6-8］从节能减排的理念出发，提出了构建低碳能源消纳机制、实行电网输配电损耗包干的输配电价机制、改革销售电价分类和实行差别定价的销售电价机制等新构想。

目前，国外对于风电消纳市场的研究已经相当成熟。北欧电力市场与风电相关的是日前市场、实时市场与平衡市场，风电企业的收益由现货市场价格确定［9］;风电企业参与电力市场的途径包括直接在电量库中售电和通过合约性质的购电协议，将电能以固定价格委托给某一电力供应商参与电量库的竞争，该价格由双方协商确定［10-11］;新西兰电力市场包括现货市场、双边合同交易、备用市场，风电可直接参与各电力市场与其他类型机组的竞争，主要是参与市场基荷电量的竞争［12］;在意大利电力市场中，风电主要采用3种模式参与电能交易:电量库、双边交易以及直接与供电商交易［13-14］;美国采取的是基于可再生能源配额制的绿色证书市场模式［15］。

本文根据我国销售电价的实际情况，提出了大规模风电就近和远距离消纳销售电价模型，以甘肃风电能源基地的大规模风电为例，运用就近消纳模型，测算了其在西北地区内消纳的销售电价;运用远距离消纳模型，测算了其在华北等地区的消纳，验证了模型的准确性。

1 大规模风电消纳销售电价的定价模型

1.1 我国销售电价的基本构成

我国销售电价由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金4部分构成。销售电价基本计算式为

式中:PS为销售电价;PC为购电成本;PW为输配电损耗;PD为输配电价;GF为政府性基金;ΔL为线损率。

1.2 风电外送成本费用分摊机制

为了鼓励风电发展，我国对风电等新能源消纳制定了一套完整的费用分摊机制。风电上网电价按火电脱硫标杆电价考虑，高出的部分通过全国征收的可再生能源电价分摊解决;风电远距离输配电价中的接网费及辅助服务等费用的回收，由全社会分摊;省外购电不用支付风电消纳的额外成本，该部分也在全社会中分摊。同时消纳地也应给予一定政策支持，保障输出风电优先上网。

1.3 风电就近消纳销售电价的定价模型

设PwC为风电就近消纳的购电成本;PwD为风电就近输送的输配电电价(含线损);GwF为风电就近地消纳政府性基金。

假设电力消费用户可以选择消纳电能的类型，就消纳用户来说，只有风电销售电价尽可能低，至少要跟其他类型的电能电价持平或更低，用户才可能选择消纳风电。以降低销售电价为目标，从用户角度建立大规模风电就近消纳的模型为

式中:k1、k2、k3分别为购电成本、输配费用、政府性基金及附加的打折系数;PwS为风电就近消纳的销售电价;PminC、PminD和GminF分别为风电低谷电价、风电输配电最低成本价、最低政府性基金及附加价。上述线性规划问题的最优解为

对于风电就地消纳可以采用“直售制”，此时风电的输配电价可以取到最低，即k2=。但实际不可能都取到最优解，只能根据不同情况取接近最优解的可行解，只要满足风电落地价低于当地的平均销售电价即可。

1.4 风电远距离消纳销售电价模型

风电跨区跨省消纳要考虑远距离输送问题，将增加风电在落地省的销售电价成本。为保证风电外送销售电价的竞争力，应保证风电外送落地价与当地的平均上网电价相同，将风电送出价作为外送购电成本。

取PSt为风电外送t地区的销售电价;PRt为风电外送t省的送出价;j=1，2，3……，m为风电外送经过的不同地区;Pbj为外送t省经过j地区电网的输配电价;Gt为核定的政府性基金。取μj、kt为自变量，分别为j地区输配电价的打折率和送t地区的政府性基金打折率。建立风电远距离外送销售电价模型为

式中:Pminj、Gmint分别为风电经过j地区的最低输配电价和风电外送t地区的政府性基金及附加最低价; PAt、PDt分别为t省的平均上网电价和从风电基地外送t省的实际输配电价。上述线性规划的最优解为

此模型充分保证了风电外送落地省的销售电价竞争力，但可能导致风电外送价远低于当地火电标杆电价，致使风电企业受损。为协调这种情况，本文提出一种综合分摊补贴机制。主要原则如下:

(1)计算风电外送t地区的外送价与风电基地火电上网电价的价差

(2)根据外送t地区的风电电量Qt，确定ΔPtQt，取t从1到N求和，再与可再生能源基金K互补求和，得

可再生能源基金K可能为0、正、负3种情况，当K为正时表示风电外送亏损额(也即可再生能源基金补足额);当K为负时表示风电外送的利润额;当K为0时表示风电外送恰好自负盈亏。

2 算例分析

2.1 就近消纳销售电价模型的测算

2.1.1 酒泉当地消纳销售电价

风电在酒泉当地消纳的最大优势是减少了风电省内输配费用、远距离输送成本和线损。采用能源基地电厂直送策略，也称“直售制”，直接与用户建立长期合作交易，其销售电价情况测算见表1。

表1 “直售制”风电销售电价测算表Tab.1Wind power sales price measurement table with‘direct sale system’元/(MW·h)

由表1可知，对高载能企业采用能源基地电厂直送，在价格上有较大的优势。

2.1.2 甘肃省内消纳销售电价

由于风电上网电价采用风火打捆，取火电标杆电价，此处分别采用100%、90%、80%火电标杆电价3个方案测算风电在甘肃省内的销售电价水平，如表2所示。

表2 甘肃省内销售风电电价水平Tab.2Sales price level of wind power in Gansu province元/(MW·h)

由表2可知，当风电上网为80%(方案3)火电标杆电价时，风电在甘肃省内的销售电价低于甘肃省平均销售电价，对风电消纳有利。

2.1.3 西北区域内消纳销售电价

对于甘肃风电在西北电网的消纳，采取适当降低上网电价的电价策略。这里选取3个比较方案来测算，方案1:k1=0. 6;方案2:k1=0. 7;方案3:k1=0.8，测算落地价如表3所示。

表3 典型省(区)不同方案下落地电价比较Tab.3Comparison of different levels of arriving prices in typical provinces and regions元/(MW·h)

由表3可知，当风电上网电价为80%火电标杆电价(即方案1)时，风电落地价低于陕西平均上网电价;当风电上网电价为60%火电标杆电价时，风电落地价低于宁夏平均上网电价，远低于陕西平均上网电价，接近青海平均上网电价，能够在青海部分地区(特别是高耗能地区)销售。

2.2 远距离消纳的销售电价模型测算

2.2.1 湖南省内消纳销售电价

由于湖南—株洲±800 kV直流输电工程的建成，采用该直流输电线路单独输送风电，在湖南的落地电价为0.78元/(kW·h)，远高于湖南燃煤脱硫机组0.440 4元/(kW·h)的标杆上网电价，所以必须从上网、输配、落地3个环节来调节电价。

(1)实现甘肃风电和西北区域火、水电联合外送。取风电、电火、电水打捆比例为1∶3.5∶0.5。

(2)提高风电输送的直流利用小时数，降低风电输送成本。此处取风电利用小时数为1 300 h，直流利用小时数为6 500 h，则输配电价为103.91元/(MW·h)，测算结果如表4所示。

表4 甘肃风电直流送湖南的销售电价水平Tab.4Sales price level of wind power DC transmission form Gansu to Hunan元/(MW·h)

由表4可知，调节后甘肃风电经直流送湖南落地销售电价低于湖南平均销售电价，为103.55元/(MW· h)，销售前景十分有利。

2.2.2 “三华”地区消纳销售电价

以“三华”地区典型省市为代表，研究风电跨区跨省远距离销售电价。根据风电远距离外送模型的测算结果如表5所示。

对上述结果做敏感性分析，测算3种情况下可再生能源基金G。假设甘肃风电年跨区跨省外送电量Q为10亿kW，分别选取湖南(t=1)、上海(t=2)和北京(t= 3)，则由表6可知，ΔP1=－17.09元/(MW·h)，ΔP2=5.22元/(MW·h)，ΔP3=74.38元/(MW· h)，3方案取值情况如下。

表5 典型地区倒推甘肃风电送出价水平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。

测算结果如表6所示。

表6 不同方案下可再生能源基金Tab.6Different schemes of renewable energy fund万元

由表6的敏感性分析可知，假设甘肃风电跨区外送电量为10亿kW，输送华北和华东电网的电量占比为10%时，需要可再生能源基金补贴42.12万元;占比为20%时，只需要补贴4.64万元;当占比为30%时，不仅不需要补贴，可再生能源基金还能增加24.88万元。可见随着风电的发展，进一步加大风电送华北和华东电量，风电将有较大的盈利空间。

3 结语

本文针对我国风电大规模消纳面临的实际问题，建立了大规模风电就近消纳销售电价模型和远距离外送消纳销售电价模型，并以甘肃风电为例进行了测算。

对于风电就近消纳，从用户角度得出各个环节打折系数的最优解，提出了购电成本最优值情况下的低谷电价模型。依据该模型，测算了酒泉就地消纳、甘肃省内消纳和西北电网销售电价水平，采用此模型保证了双方的利益，有利于风电就地消纳。

对于风电远距离销售，该模型通过落地地区电价水平倒推风电送出的上网电价，充分保证风电外送落地销售的竞争力。为保障风电企业和电网公司的利益，本文提出了在该模型下，风电上网电价与打捆上网电价价差分摊补贴机制，并以甘肃风电为例进行了测算，得出风电送华东和华北电网电量越多，可再生能源基金补贴就越少，风电盈利空间越多的结论。

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(编辑:张磊)