03.清洁供暖-冀北可再生能源市场化交易执行存在问题及相关建议

1、更多资料，关注微信公众号：资料小超市PAGE 冀北可再生能源市场化交易执行存在问题及相关建议根据京津唐电网冀北（张家口可再生能源示范区）可再生能源市场化交易规则（试行）、2017年11月张家口可再生能源示范区“清洁供暖”电力直接交易公告等相关文件要求，针对发电侧、调度侧和技术系统等方面存在的问题，梳理汇总如下：一、发电侧交易执行存在的问题根据交易规则和交易公告的相关内容，冀北调控中心充分调研张家口地区各新能源场站，梳理发电侧交易执行存在的问题如下：（一）交易成员与调度对象不一致目前，已开展中长期新能源供暖交易的吉林、新疆、甘肃等省，在交易执行中，交易成员与调度对象均保持一致，而冀北交易规则中交

2、易成员涉及到风电场内部的独立项目。按照国网公司统一要求，风电场功率预测、发电计划、有功无功控制、“两个细则”考核均应以调度风电场为单位，因此交易执行的调度实施无法介入到风电场内部，调度机构无法按照交易规则第四十二条开展交易执行工作。建议交易成员以调度风电场为单位。截至2017年10月底，张家口地区并网风电场48座，涉及风电项目96个，平均每个调度风电场包含2个项目。详细情况见附表1。（二）不同类型场站之间的“三公”调度问题截至2017年10月底，张家口地区新能源装机954.5万千瓦。风电装机737.3万千瓦，其中特许权风电场1座，装机容量20万千瓦；由于风机原因未能实现分钟级闭环控制的风电场6

3、座，装机容量35万千瓦。光伏装机217.2万千瓦，目前按照装机容量与风电场等比例分配出力基准值。随着市场交易规模的不断增加，对特许权风电场、并网年限较长的风电场以及光伏发电站的影响将越来越大，“三公”调度原则需进一步明确。二、调度侧交易执行存在的问题市场化交易主要包括交易组织（交易机构）和交易执行（调度机构）两部分。与交易组织相比，交易执行需要明确的实施细则，并由调度机构开发相关系统后开展交易执行工作。规则第五章交易执行中提出“调度机构风电场发电指标进行优化调整，保障交易结果的执行”，不具备操作可行性。梳理调度侧交易执行存在的问题如下：（一）保证交易电量与保障利用小时之间的矛盾目前国内中长期新

4、能源交易的各省中，主要有两种设计原则。一是弃电情况严重地区保障利用小时，如新疆，弃风率超过30%，交易规则设计不参与交易的风电场保障利用小时为700小时，参与交易的风电场保障利用小时为1000小时；二是消纳水平较高地区保证交易电量，如山西，弃风率在10%左右，交易规则设计优先保证长协交易电量，利用小时仅作为出力分配参考。因此，在弃风率较低的冀北地区，难以同时保证交易电量和保障利用小时。设置较高的保障性收购利用小时，必然导致交易电量的降低；同样，要确保交易电量的完成率，将给调度机构实现保障利用小时带来较大困难。如果交易机构提供的交易单中利用小时偏低的风电场分到了较低的交易电量计划，调度机构将难以

5、同时保证该风电场的交易完成率和保障利用小时数。（二）交易组织与交易执行之间的矛盾交易规则中的重点和难点在交易执行方案的制定，目前各省交易执行的调度实施大多采用以下三种方案：第一种方案是逐日滚动修正方案（吉林），每日修正出力指标，交易完成率较低的风电场后期增加出力分配，可较好地完成月度计划交易电量，功能开发用时1年；第二种方案是容量虚增方案（新疆），通过虚增容量按月对参与交易的风电场增加出力指标，功能开发用时5个月；第三种方案是冀北拟采用的基准出力修正方案，通过修正基准出力按月对参与交易的风电场增加出力指标，功能开发需用时2个月。建议在系统开发完成之前采用金融结算方案。（三）不确定性资源与确定性

6、交易之间的矛盾一是部分参与交易的风电场难以保障1900小时。由于风能资源的不确定性以及不同断面受限程度的差别，部分参与市场化交易的风电场全年利用小时数可能低于1900小时，尤其是尚义站和张北站汇集的风电场，即使参与电采暖市场交易，年底前完成1900利用小时的难度较大，前三季度分区利用小时详见附表2；二是修正基准出力方案不能保证完成计划交易电量。该方案只是在风资源允许的条件下，理论上能够指导风电场增加发电量，无法确保完成月度计划交易电量；三是同一片区参与交易的风电场之间的差异率将有所增加。由于参与交易的风电场出力指标有所增加，将会放大风资源和设备可用率对利用水平的影响，导致同一片区参与交易的风电

7、场之间利用小时数有更大的差别。三、技术支撑手段存在的问题除冀北风电有功控制系统的开发之外，华北分部需进一步完善消纳指标分配，各风电场应提高理论发电功率及超短期预测的准确性。具体说明如下：（一）指标分配功能需进一步完善交易电量的逐渐增加将进一步降低冀北地区未参与市场交易风电场的利用水平。由于京津冀北电网为统一平衡控制区，在调峰受限时段，应将交易电量的影响稀释至整个京津冀北电网，建议华北分部完善相关技术手段，相应增加调峰受限时段分配给冀北电网的风电消纳指标。（二）风电场技术水平亟待提升由于目前各风电场的理论发电功率及超短期预测不满足实用化要求，冀北风电有功控制策略未考虑超短期预测结果的优化，难以保

8、证计划交易电量的完成率。各风电场应尽快推进单机信息上传，完善理论发电功率和超短期预测功能，提升交易执行的可控性。附表1：张家口地区调度风电场和项目列表序号调度名称项目名称装机容量1恒泰风电场国华沽源马神庙风电49.5国华沽源小二号风电49.5盘道沟风电48.75西营子风电49.52冰峰风电场黄花梁风电48.75坝缘风电100赤城长沟门风电49.5赤城第一风电49.5独石口西风电48.75马营孤山风电49.53国华风电场尚义风电一期34.5尚义风电二期49.5尚义风电三期49.5尚义风电四期49.54永发风电场永发风电49.5国华尚义炕塄风电49.55佳鑫风电场七甲山风电199.56华锦风电场华

9、电尚义二工地49.57华电悦梁风电场华电悦梁风电49.5王悦梁风电998九龙泉风电场华电沽源风电100.5华电沽源风电二三期1509牧场风电场华电康保牧场风电二期100.5牧场风电100.510长青风电场长青风电9911华电协合风电场康保协合一期9612清三营风电场崇礼清三营风电（一期）49.3崇礼清三营风电（二期）49.313秋林风电场崇礼建投轿车山49.3崇礼王山坝风电四期100.514卧龙山风电场河北建投康保三夏天风能49.5康保卧龙山风电3015莲花滩风电场东辛营风电199.5莲花滩风电二期20016五花坪风电场建投燕山（沽源）49.5五花坪风电二期20五花坪风电一期10.617桦树岭

10、风电场张北建投华实49.518曹碾沟风电场张北华实建投曹碾沟风电49.519龙源风电场尚义石人(一期)7520麒麟山风电场龙源麒麟山风电150龙源麒麟山二期100.5尚义麒麟山三期10021东湾风电场白庙滩风电一、二期9922中节能风电场中节能张北满井风电94.5中节能（张北）运维风电9923单晶河风电场中节能港建（张北）单晶河风电200单晶河风电二期49.5单晶河风电三期49.524宏达风电场宏达风电二期100.5中节能港能宏达风电100.525坝头风电场坝头二期油篓沟元山子100.5中水张北坝头9926东山风电场中广核尚义东山风电9927友谊风电场中广核（察北）风电100.528天鹅湖风电

11、场天鹅湖风电199.529鹿原风电场屯垦风电100.5鹿原风电10230红花梁风电场崇礼长城岭风电（红花梁二期）49.5红花梁风电49.531照阳河风电场郝家营风电49.5康保照阳河49.5马家营风电49.5五福堂风电30032大唐天立泉风电场大唐天立泉风电49.533乌登山风电场大唐张北乌登山一期49.5乌登山风电场四期49.5乌登山风电场二期49.5乌登山风电场三期49.534西桥梁风电场大唐崇礼西桥梁风电49.5大唐崇礼西桥梁二期风电4835三峡石井风电场尚义石井风电49.536中宝风电场大囫囵风电二期49.5中电投张北公司（大囫囵一期）49.537中电投阳城子风电场中电投阳城子风电49.538博丰风电场博丰风电49.539华能司家洼风电场司家洼风电4840华能石虎风电场石虎风电40.5石虎风电二期49.541华能大苏计风电场华能大苏计风电49.542韩家庄风电场朝力盖风电49.5韩家庄风电二期49.5韩家庄风电一期49.5花尔台三期48磨石山风电49.5万石沟风电49.543德和风电场德和张北风电19844玉龙风电场博德玉龙风电36博德