关于京津冀地区风电市场化交易的研究

2022-07-08中国人民大学郝晴宇

中国电业与能源 2022年6期

■中国人民大学郝晴宇

京津冀地区风电基本情况

在我国，提高可再生能源利用水平和效率，既是推动实现“双碳”目标的重要途径，也是构建清洁低碳、安全高效的能源体系的重要内容，更是深入推进能源革命、加快建设能源强国的重要举措。

2021 年底，京津冀风电装机达到2758 万千瓦，占直调装机容量的16.03%。其中，冀北区域装机2218万千瓦，占京津冀地区风电装机的80.4%，占冀北装机总容量的46.0%，处于全国前列。发电量方面，2021 年冀北风电完成823.93 亿千瓦时，占京津冀全部发电量的14.8%。无论从装机占比还是发电量占比来看，京津冀均高于全国平均水平。

自2015年新一轮电力体制改革启动以来，我国电力市场化交易规模持续扩大。2021 年交易电量3.7 万亿千瓦时，占全社会用电量比重已达45.5%。近期，国家提出到2025 年初步建成全国统一电力市场体系，出台了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，鼓励通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。

风电参与市场化交易情况

本文以京津唐电网为例进行研究分析。

1.交易对象

为规范开展风电市场化交易，促进张家口可再生能源示范区建设和推进北方地区清洁取暖，国家相关部门出台了电力市场化交易规则，将交易对象分为三类：电采暖用户、高新技术企业和冬奥场馆。

2.交易电量

自当地开展风电市场化交易以来，2017 年交易绿电0.282 亿千瓦时，2018 年交易绿电1.91 亿千瓦时，2019 年交易绿电6.01 亿千瓦时，2020 年交易绿电9.08亿千瓦时，逐年呈现阶梯式增长。

3.交易价格

风电参与市场化交易可以采用挂牌模式和单边竞价模式，也可考虑双边报价和双边协商机制，以月度为周期开展交易，可以引入售电公司代理用户集中申报。为便于研究，本文以电采暖用户为例进行分析测算。

（1）挂牌交易模式。

在挂牌交易模式下，电采暖用户和售电公司可通过交易平台提出挂牌交易申请，包括一个周期内拟交易电量和价格，由可再生能源发电企业自主摘牌，按照时间先后顺序达成成交意向。

比如，用户A提出以0.2元/千瓦时认购200万千瓦时，用户B 提出以0.25 元/千瓦时认购300 万千瓦时，用户C 提出以0.3 元/千瓦时认购100 万千瓦时。风电企业甲具有300 万千瓦时的发电能力，其率先申请按0.3元/千瓦时交易C的100万千瓦时，和按照0.25 元/千瓦时交易B 的200 万千瓦时；风电企业乙具有100万千瓦时发电能力，在甲之后可按0.2元/千瓦时申请交易B 的100 万千瓦时；之后的风电企业依次与A的200万千瓦时达成交易。

（2）单边竞价交易模式。

单边竞价交易模式，是在总需求确定的情况下由风电企业之间竞争决定成交价格。在单边竞价交易模式下，根据用户侧申报的采暖用电需求量确定风电交易的电量。风电企业申报发电量和价格，按照价格由低到高的顺序排列，申报电价低的风电企业可以先成交，并累加风电申报发电量。当发电企业申报电量达到需求量时，这一电量对应的价格作为所有风电企业与用户的成交价。

比如，用户侧汇总申报1000 万千瓦时需求电量，风电企业报价情况如下：甲企业以0.15 元/千瓦时申报300 万千瓦时，乙企业以0.18 元/千瓦时申报400 万千瓦时，丙企业以0.20 元/千瓦时申报400 万千瓦时。则中标电量分别是甲300万千瓦时、乙400万千瓦时、丙300 万千瓦时，统一按照边际价格0.2元/千瓦时出清结算。

（3）双边竞价交易模式。

双边竞价的基本思路是，对于交易时段内用户需求的电量和风电企业发电的电量，由用户与发电企业分别报价，以电量为横轴、电价为纵轴建立坐标系，并建立供给和需求曲线。需求曲线单边下降，供给曲线单边上升。两条曲线交点左侧都可以成交。重叠部分可视为市场均衡点，对应价格为市场出清价。

比如，用户A以0.3元/千瓦时申报100万千瓦时购电量，用户B 以0.25 元/千瓦时申报200 万千瓦时购电量，用户C以0.2元/千瓦时申报300万千瓦时购电量，用户D 以0.15 元/千瓦时申报100 万千瓦时购电量。用户共计申报购电量700万千瓦时。

风电企业甲以0.10元/千瓦时申报200万千瓦时发电量，风电企业乙以0.20 元/千瓦时申报300 万千瓦时发电量，风电企业丙以0.30 元/千瓦时申报200万千瓦时发电量。风电企业共申报发电量700万千瓦时。

将用户报价按由高到低排序，得到需求曲线R，分别是100 万千瓦时对应0.3 元/千瓦时，200 万千瓦时对应0.25 元/千瓦时，300 万千瓦时对应0.2 元/千瓦时，100万千瓦时对应0.15元/千瓦时。

风电企业报价按由低到高排序，得到供给曲线S，200 万千瓦时对应0.1 元/千瓦时，300 万千瓦时对应0.2元/千瓦时，200万千瓦时对应0.3元/千瓦时。

如图所示，供给和需求曲线在AB段重合，即AB段对应的价格0.20 元/千瓦时为边际电价，成交量为B 点对应的500 万千瓦时。超出500 万千瓦时之外的风电和电采暖电量均无法成交。

（4）双边协商模式。

以上三种均属于集中竞价模式，在长周期的电力交易中，还经常使用双边协商模式。即用户和风电企业双方协商一致，达成意向价格和电量，提交给电力交易机构确认后执行。

风电市场化交易的几点思考

1.利用率提高影响风电企业参与市场的积极性

京津冀风电市场化交易启动初期，仅有电采暖用户参与交易，且价格极低，为0.05元/千瓦时，而当地标杆电价为0.372元/千瓦时，降幅达86.56%，尽管如此，仍有大量风电企业主动参与交易。近两年，电采暖交易价格上涨至0.1 元/千瓦时，但风电企业交易意愿并不强。本文认为，这归功于输电通道的快速建设解决了非市场化消纳问题，大幅减少了弃风电量，让风电企业失去参与市场的积极性。