市场化交易风电供暖模式研究及应用示范

崔正湃1,2,邢劲1,牛逸宁1,张浩1,宁卜1,薛晓强1  

(1. 冀北电力交易中心有限公司,北京市 西城区 100054;2. 国家电网公司风光储联合发电系统运行技术实验室,北京市 西城区 100045)

摘要

风电供暖是提升风资源利用水平的重要举措,但在传统模式下,碍于供暖企业投资成本、电网和风电企业经营效益、采暖用户期望电价等制约因素,各方参与意愿不高,制约了风电供暖的大规模推广应用。从电力平衡角度重新解读风电供暖的物理属性,从推动电力体制改革以及促进电力系统源—网—荷协调的角度出发,经研究提出了以“回归电力、市场购电”为核心理念的风电供暖模式以及具体实施方式,即通过市场手段发挥电网的基础作用,缓冲风资源与热负荷不平衡,进而实现二者的解耦。上述策略在张家口可再生能源示范区实施,提升了风电参与供暖的积极性,降低了用户购电成本,为风电供暖推广实施提供实践范例。

关键词 : 风电供暖;市场化交易;市场规则;电价机制;示范工程

0 引言

中国“三北”地区供暖期与大风期重合,电力系统受热电联产机组“以热定电”运行方式制约,调峰能力不足,风电消纳空间有限,尤以夜间风电大发而负荷处于低谷时段为甚[1-3]。这一方面造成风电大量弃风、浪费清洁能源,另一方面又需大量燃煤供热,造成环境污染。

为此国家出台多项政策,大力推广风电供热,以替代燃煤锅炉供热,以期有效利用风能资源、缓解“弃风”困境,并助推大气污染防治工作[4-5]。目前见诸报道的有吉林洮南供热项目、内蒙古华电辉腾锡勒供热项目等数个示范工程。尽管上述示范工程充分利用现行峰谷分时电价运营,但与燃煤供暖相比,其经济性仍不具有优势[6-7]:电供暖设备初始投资较大,供暖用电电价较高、项目盈利困难。由于经济效益不明显,电供暖项目多为示范性质,难以大规模推广应用。目前电供暖用户到户电价水平已成为制约电供暖实施的关键因素。

本文首先从工程实践应用角度构建了统一的燃煤供暖、电供暖经济性分析体系,建立了电供暖临界电价计算模型。继而依据市场化交易用户的到户电价市场形成机制,提出了以市场化交易方式开展风电供暖的新模式,设计了市场化交易风电供暖的具体方式和路径,并结合实际案例进行了有效验证,可为“三北”地区风电供暖工作提供可复制、可推广的典型范例。

1 电供暖经济性模型分析

1.1 电供暖临界电价分析

相比于当前燃煤为主的供热系统,现阶段电供暖的主体设施为电锅炉设备,如大规模推广实施,则需降低电供暖的用电价格。本节通过构建燃煤供暖、电供暖经济性模型,以燃煤供热系统为基准测算电供暖的临界电价。

1)设定标煤参考价格为pc,单位标煤所产生的热量为qc,燃煤锅炉及热网效率为ηc,单位标煤燃烧所产生的热量为:

2)设定电供暖电价为pe,每千瓦时电能热值为qe,电锅炉及热网效率为ηe,每千瓦时电能所产生的热量为:

3)设定单位面积供暖所需热量为Qh,统一供暖面积为S(按天或供暖季均可),所需的总热量为:

考虑到燃煤供暖和电供暖两种方式需产生同样的热量,燃煤锅炉供暖时,单位面积(S=1)消耗的标煤的费用为:

同理,采用电供暖时单位面积消耗的电能费用为:

4)设定单位供暖面积的燃煤锅炉、电锅炉的设备成本分别为Cc2Ce2,人工成本分别为Cc3Ce3,供暖系统运营等其他费用分别为Cc4Ce4

燃煤锅炉单位供暖面积所需的总费用为:

电锅炉单位供暖面积所需的总费用为:

对供暖企业而言,只有在CeCc的情况下,即两种供暖方式下单位面积所消耗的总费用相当,电供暖推广实施才具备条件。同时基于Cc=Ce的理论边界条件,可以求得电供暖的临界电价。

1.2 边界条件分析

实际操作中,电供暖还需综合考虑诸如政府补贴、用户实际支出、发电企业效益、电网企业收益等因素影响,电供暖主要边界条件如下。

1.2.1 政府补贴

目前各地已实际推行的电供暖项目,均由政府向电供暖单位或居民进行电价补贴,因此政府补贴费用为:

式中:pg为政府电价补贴,取决于电供暖临界电价pe和该用户目录销售电价ps两者的差值,差值越大,所需的补贴也也越高;Ne为享受政府补贴的电供暖电量。为保障电供暖长期可持续进行,需要Cg最小化,在政府补贴支出或增长一定的情况下,随着补贴电量Ne增长,则pg呈下降趋势。

1.2.2 用户费用支出

本着“居民可承受”的原则实施电供暖工程,即居民在享受同样的供暖服务提前下,其采暖费用或电费支出不增加。

式中:Cr为居民用户采用费用支出,集中供暖用户可按供暖面积需缴纳的费用进行计算,需保证该费用不高于煤锅炉的供暖费用;电采暖企业可按需缴纳的电费进行测算,即到户电价pr与供暖电量Nh的乘积最小。

1.2.3 发电企业收益

发电企业收益可简化为两类:一是传统统购统销模式下,上网电价执行政府定价,增量收益为正;二是市场化交易模式下,交易价格低于政府定价,发电企业希望增发电量的收益最大化,即

式中:ppc为发电企业与电供暖用户达成的交易价格;Nph为发电企业对应电供暖合同电量的发电量;Cfp为发电企业对应供暖电量的固定发电成本;Cp为发电企业增发电量的边际收益。

1.2.4 电网企业收益

电供暖用户作为增量负荷,可以为电网企业带来一定边际收益;但通常电供暖大量使用低谷电量,将导致电网企业购售电价倒挂,影响电网企业效益。同时因电力用户用电量增大导致的配电网建设投资也需增加。整体而言,电供暖增量负荷对电网收益影响的相关测算比较复杂。考虑到电供暖作为民生工程,电网企业因保障民生工程而造成损益,后期可通过用户侧销售电价调整或输配电价调整逐步予以疏导。本节为简化分析,暂不考虑电网企业收益。

1.3 电供暖综合经济性分析

综合以上边界条件,在以燃煤供热系统为基准测算电供暖的临界电价pe的模型上,可建立目标函数,对电供暖的到户电价、临界电价区间进行测算。

其中约束条件为:

式中:ptr为电供暖用户对应的输配电价;pf为电供暖用户对应的政府性基金及附加,均按政府批复的电价执行。根据各地具体情况,带入具体数值后,可以求得电供暖临界电价pe或到户需求电价pr,该电价比当前各地的目录销售电价ps要低。

目前社会资本实施的电供暖期望用电价格在0.2元/kWh以内,如河北省发改委呈报国家能源局张家口地区风电供暖实施方案中[8],约定采暖用户到户电价不高于0.15元/kWh。以河北北部电网为例[9],即使是电供暖全部使用低谷电量,其电价也高于电供暖企业期望的用电价格,因此现阶段推广实施电供暖,或者需要政府大量财政补贴,或者需完善电供暖用户到户电价形成机制。

表1 河北北部电网低谷电价情况
Tabel 1 Electricity pricing in valley load period in northern Hebei province

2 市场化交易方式开展电供暖可行性分析

2.1 市场化交易为电采暖用户执行期望的用电价格提供了可能

随着电力市场化改革加速推进,电力的商品属性也越来越明显,电价、发用电计划也由政府管制向市场供需转变。参与电力市场化交易的用户到户电量电价由“直接交易电价+输配电价+政府性基金及附加”构成,不再执行目录电价,这为电采暖用户执行期望的用电价格提供了可能性。

输配电价改革是本轮电力体制改革的焦点,输配电价由政府价格主管部门核定批复,电网企业据此对市场化交易电量收取“过网费”。根据已批复的输配电价,10kV及以下接入、单一制用户的输配电价普遍在0.2元/kWh及以上水平。以河北北部电网为例[10],即使风电市场化交易价格为零,电供暖用户的到户电价仍将高于其期望的到户电价,交易价格仍不具备可操作性。

表2 河北北部电网单一制用户输配电价
Table2 Power transmission and distribution price for single degree power pricing users in northern Hebei province

2017年9月,国家发改委印发《北方地区清洁供暖价格政策意见》[11],鼓励清洁供暖用电电量积极参与电力市场交易,并明确规定参加电力市场交易的采暖用电,峰时段、平时段执行相应电压等级的输配电价,谷时段输配电价按平时段输配电价的50%执行。市场化交易和差别化输配电价共同为风电供暖提供了基础性政策支撑。

2.2 市场化交易模式下发电企业和电网企业参与积极性更高

就发电企业经营而言,由于目前市场化交易部分电量优先结算,同时市场化交易电量部分不纳入或小比例纳入计划电量部分,有助于引导鼓励发电企业积极参与市场化交易。同时就边际发电成本而言,市场化交易电量作为增量部分,也有助于发电企业与用户达成较低的交易价格。

就电网企业经营而言,之前统购统销模式下,电采暖用户执行目录电价,采暖期大量使用低谷电导致电网购售价差为负,整体收益为负;在市场化交易模式下,电网企业按核定的输配电价收取“过网费”,该部分收益将扭亏为盈。因此在电网企业提供同样的输配电服务情况下,市场化交易电供暖方式使电网企业参与意愿更高。

3 基于市场化交易的风电供暖经济性分析

3.1 风电供暖本质上是电力供热

由于电力系统“发、输、配、用”同时完成,当电力系统供需短时难以平衡,此时系统就无法接纳原本可用来发电的风能,如将这部分“多余”的风能所发电力用于产热、储热、供热,则电力系统可达到新的供需平衡。因此风电供暖本质上是电力生产和储能再利用的一种工程应用措施,其中的关键是“风不可弃”且需“物尽其用”,否则从能源梯级利用角度而言风电供暖并不合理。因此在风电供暖过程中,风能是否多余是相对于电网接纳能力而言的,供暖系统产热多少也是通过电网实现的,风电和供暖之间的桥梁是电网,风电供暖必须依托电网实现。电网在风电供暖中,扮演着引导供热负荷、平衡电力供需、进而消纳风电的基础角色。

3.2 风电供暖有助于源网荷协调运行

从发电、输电、产热、储热、供热全过程来看,供热系统以蓄热的形式实现了储能用能,弱化了风力发电的随机性和间歇性,一定程度提升电网对风电的接纳能力。蓄热式供暖的热力负荷可以依据电网运行需求实现用电,目前主要为低谷电价,未来现货市场运行后,可以借助储热设施(通过调节其热功率实现)平滑风电出力波动,实现电源、电网、负荷三者友好互动。

3.3 市场化交易风电供暖更有竞争优势

考虑到风力发电边际成本较低,如电采暖用户与风电企业进行市场化交易,新增的供暖负荷由低谷时段“弃风”电量提供,既可以缓解“弃风”困境,风电企业也可以接受较低的交易价格。国外风电大发时期存在零电价甚至负电价情况,确保用户可以有效使用“低价电”,以此提高用户侧电能替代的积极性,以经济杠杆推动电供暖推广实施。

风电企业市场化交易的电量部分,仍可以享受可再生能源补贴,从而整体提升了风电企业盈利状况和参与意愿。以河北北部电网为例,即使零电价参与市场化交易,由于可再生能源补贴约为0.168元/kWh,其收益仍为0.168元/kWh,将大大高于火电的竞争优势。就此而言,风电供暖比其他类型的电供暖更具有竞争优势。

3.4 市场化交易风电供暖可由不同主体分别承担

市场化交易模式下,电力用户和发电企业维持现有结算关系不变,电网企业仍负责抄表收费工作。用户和发电企业经由交易机构达成交易价格和交易电量,由交易机构出具结算依据,电网企业据此与电力用户、发电企业进行资金结算。风电供暖市场化交易结算示意图如图1所示。

图1 风电清洁供暖市场化交易结算关系
Fig.1 Wind power heating market transaction accounting relations

在市场化交易模式下,风力发电与供暖可以实现解耦,相关业务宜分别由不同市场主体承担。对风电企业而言,通过参与市场化交易,依托电采暖增量低谷负荷解决消纳难题,有效缓解弃风困境。除非自身有多元化经营需求,否则风电企业不一定非得承担供暖职责。对电供暖企业而言,通过市场化交易,获取更为便宜的低谷供暖用电,有效降低用能成本,解决电供暖成本价格等经济性问题。

市场化交易可以有效引导并推动社会资本、设备制造商及供暖企业等多元市场主体进入供热市场,进一步完善风电供暖运营模式。

3.5 交易规则需适应风电供暖运营需求

风电清洁供暖市场化交易既需满足国家及各地中长期交易框架体系要求,同时也需适应风电运行和电供暖的运营实际,需重点考虑以下事项。

3.5.1 市场准入方面

考虑到电供暖用户数量众多、单个用户用电量较少(难以达到直接交易用户准入门槛),且供暖期内可能持续有新增用户,为简化操作宜由省级电力主管部门授权地市级电力主管部门,负责属地内电采暖用户准入管理工作,实行分层管理。

根据《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》[12],需以可再生能源发电项目为基本单位实施保障性收购,因此发电侧市场主体宜按项目为单位,依托注册公司参与市场化交易。

3.5.2 交易组织环节

用户侧宜采用“分表计量、打包交易”的方式,可由电网企业代理参与购电,后期用电量较大的用户也可入市自行参与交易。

初期宜采用挂牌交易方式,电网企业通过交易平台代理用户申报交易价格和交易电量,风电企业登录交易平台自愿摘牌,可采用成交时间优先或等比例出清方式确定交易结果。随着市场逐步成熟完善,也可采用发电侧单边竞价方式开展交易。

3.5.3 交易执行环节

宜在发电侧和用电侧实施电力传导联动,具体原则如下。

1)确定交易基准电力:

式中:Qw为风电供暖交易电量;Td为对应供暖电量交易期的低谷总小时数。依托低谷时段确定交易基准电力,主要考虑供暖期低谷时段调峰困难,风电在该时段存在大量弃风,而蓄热式电采暖设施可以增加低谷负荷,如在发电侧、用户侧实施电力传导联动,可调动风电企业参与交易积极性。

2)调峰困难时段调度机构根据全网接纳能力确定风电发电总出力指标Pw,其数值为正常发电指标Pwt和交易基准电力指标Pwc之和。

3)调度机构优先将交易基准电力指标在参与交易风电场范围内,按交易电量比例进行分配,依托有功控制系统在相关风电场之间进行动态调整。

4)调度机构将正常发电指标在全网风电场范围内进行分配。

5)如遇断面和调峰双重约束,可先按此原则先行完成断面约束下指标分配,再参与调峰指标分配,不再赘述。

3.5.4 交易结算方面

用户侧全部电量纳入市场化交易,初期暂不进行偏差考核。发电企业交易结算电量按用户侧实际用电量计算。如用户实际用电量低于交易结果,发电侧交易结算电量等比例调减;如实际用电量超出交易结果,差额部分可在未成交的可再生能源发电企业的市场化电量中等比例分配。

发电企业优先结算保障性收购电量部分,如发电企业剩余的上网电量低于交易电量,差额部分滚动至次月结算,或在供暖期末统一清算。

4 张家口风电清洁供暖运营分析

4.1 交易整体概况

2017年11月~2018年4月,组织风电清洁供暖市场化交易5次,累计参与用户138户,供暖面积139万 m2,累计交易电量1.34亿 kWh。

表3 张家口风电供暖市场化交易总体情况
Table3 General situation of Zhangjiakou wind power heating

其中2017年11月~12月交易采用出清方式为按时间先后顺序出清,2018年1月~4月调整为按申报电量等比例出清,供需比整体保持在1.5左右,高于冀北地区火电机组与大用户直接交易的供需比,市场化交易已日趋成熟。

4.2 电供暖低谷用电量占比超过67%

根据国家有关政策,对居民小区、学校等电采暖设施执行居民峰谷电价,其峰谷时段各12 h;对党政机关、医院等公益性单位电采暖设施执行工商业电价,其峰平谷时段各8 h。低谷时段输配电价按平时段的50%执行。

经统计,执行居民电价的用户谷时段电量占比超过77%,执行工商业电价的用户低谷时段电量占比超过67%。整体而言,风电清洁供暖用户电量主要以低谷电量为主,实施风电清洁供暖,可以有效提升当地低谷负荷,也有助于缓解供暖期低谷时段电网调峰压力。风电清洁供暖用户峰平谷时段电量占比情况如表4所示。

表4 风电供暖用户峰平谷电量情况
Tabel 4 Time-of-use electricity energy of wind power heating

4.3 电采暖用能成本降低40%~50%

目前准入的用户均为单一制电价、10 kV接入,按照交易价格0.05元/kWh、输配电价0.228元/kWh的标准,政府性基金及附加按国家规定执行,参与市场化交易前后,电供暖用户到户价格对比情况如表5所示。

表5 执行居民电价用户的电价情况Tabel 5 Power price of the residential users

注:按10kV合表用户电价执行。

参加市场化交易后,执行居民电价的电供暖设施谷时段电价约0.175元/kWh,较参加交易之前降低37.6%;峰时段电价降至0.29元/kWh,与参与交易之前的低谷时段电价接近,用户整体购电费用减少约40%。

表6 执行一般工商业电价用户的电价情况
Table6 Power price of the industrial and commercial users

注:低谷时段按双蓄电价执行。

参加市场化交易后,执行工商业电价的电供暖设施低谷时段电价约0.173元,较之前的双蓄电价降低了47.8%;峰时段电价约0.328元/kWh,低于未参与交易之前低谷时段双蓄电价,降幅达62%以上,用户整体购电费用减少约50%。

4.4 风电企业利益有保障

张家口风电清洁供暖实施过程中,逐月预测统计风电企业发电情况,确保参与交易的风电企业累计发电小时数均超过保障小时数,供暖电量均由保障小时数之外的风电上网电量或弃风电量提供,同时保障性收购电量优先市场化交易电量结算,有效保障风电企业利益。按发电厂侧交易价格0.05元/kWh,计及国家可再生能源补贴0.168元/kWh,风电供暖电量部分收益为0.218元/kWh,与低谷时段弃风电量相比,风电企业参与市场化交易收益更高。

5 结论与展望

5.1 小结

本文提出了“回归电力、市场购电”的风电供暖实现路径和方式,依托张家口可再生能源示范区相关实践,可为风电供暖提供可复制、可推广的典型经验,本文结论如下:

1)市场化交易是实现风电供暖有效途径和方式。以市场化交易方式开展风电供暖,可有效降低电供暖用户到户电价,以经济杠杆引导用户主动实施电能替代。风电企业参与市场化交易,可以减少弃风电量,同时该部分电量仍可享受可再生能源补贴,发电企业利益有保障。电供暖电量部分,电网企业按规定的输配电价标准收取过网费,改变了先前购销价差为负、收益为负的状况。以市场化交易模式开展风电清洁供暖可实现多方共赢。

2)风电供暖本质为电力供热,市场化交易有助于实现风力发电与产热供暖分离。市场化交易模式下,风电与供暖可以实现解耦,可以由不同市场主体分别予以落实。风电企业依托新增低谷供暖负荷多发满发,适度降低交易价格。电供暖企业通过市场化交易重点解决电供暖成本价格等经济性问题,以经济杠杆引导并推动社会资本、设备制造商及供暖企业等多元市场主体进入电力供热市场,多元主体参与可以确保进一步扩大电供暖市场规模。

5.2 改进及展望

持续推广实施风电供暖,仍需在以下方面进行机制完善和规则改进。

1)供暖电量宜全部由超过保障小时数之外的市场化电量提供。随着风电消纳水平日渐提升和电供暖规模日益扩大,风电供暖电量中不仅包括“弃风”电量,也包括超出保障性收购电量之外的市场化电量,甚至电供暖的全部电量可能均由超过保障小时数的市场化电量提供。未来应着力做好可再生能源保障性收购和市场化交易规则衔接,逐步健全市场化交易价格形成机制,依托科学合理的价格机制推动风电供暖大规模实施。

2)参与市场化交易风电企业的调峰辅助服务分摊费用应核减。蓄热式电采暖设施主要在低谷时段运行,一定程度提升了低谷负荷,缓解了系统调峰压力。此类用户的峰谷差率远小于全网峰谷差率,其调峰贡献度为正。为鼓励风电企业积极与电供暖用户达成交易意向,并提供较低的交易价格,应按照《电力中长期交易基本规则(暂行)》[13]相关要求,免除风电企业该部分交易电量调峰补偿费用的分摊,进一步提升电供暖的经济性。

3)电采暖用户基本电价应重新核定。部分省市一般商业与大工业用户的销售电价尚未归并,电供暖企业需执行两部制电价,按规定需缴纳基本电费。按照《销售电价管理暂行办法》[14]规定,电力用户的基本电价和电度电价比例,应依据“用户的负荷率、用户最高负荷与电网最高负荷的同时率等因素确定”,对于电供暖用户,由于其负荷均在低谷期固定时段且较为稳定,理应少承担一些成本义务,适度下调电供暖用户的基本电价更为合理。如该项措施得以实施,则可以进一步降低电供暖用户用能成本,进而扩大电供暖规模。

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Research and Application Demonstration of Wind Power Heating Mode Base on Electricity Market Trading

CUI Zhengpai1,2, XING Jin1, NIU Yining1, ZHANG Hao1, NING Bo1, XUE Xiaoqiang1
(1. JIBEI Power Exchange Center Company Limited, Xicheng District, Beijing 100054, China;2. State Grid Laboratory of Wind-Solar-Energy Storage Hybrid Power Generation Technology, Xicheng District, Beijing 100045, China )

Abstract:Wind power heating is an important measure to improve the utilization of wind resources in China. However,under the traditional mode, all parties are not willing to participate wind power heating due to the restrictive factors such as the investment cost of wind power enterprises, the operating benefit of grid enterprises and the electricity price expectation of heating users. In this paper, the physical properties of wind power heating are reconsidered from the perspective of power balance and source-network-load coordination. “Return to electricity, trade by market” is proposed as the core concept of wind power heating mode and the specific implementation way is also given in this paper, from the perspective of promoting the reformation of electric power system and the coordination of source, network and load. The market means are utilized to play the role of power grid's buffering imbalance between wind power and heating load so as to realize the decoupling between them. The strategy above is implemented in the Zhangjiakou renewable energy demonstration area. It has promoted the enthusiasm of renewable energy stations to participate in wind power heating, and significantly reduced the purchasing cost of heating users, providing a practical example for large-scale implementation of wind power heating.

Keywords:wind power heating; electricity market trading; market mechanism; electricity pricing mechanism; demonstration projects


崔正湃

作者简介:

崔正湃(1980),男,高级工程师,主要从事交易结算管理、电力市场研究等工作,E-mail:pai218@163.com。

邢劲(1974),男,高级工程师,主要从事电力市场管理工作。

牛逸宁(1987),男,工程师,主要从事电力营销、交易结算工作。

(责任编辑 张鹏)

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