青藏联网后电力交易有关问题探讨

刘瑞丰，陈天恩，张浩，刘静

（西北电网有限公司,陕西西安710048）

青藏联网后电力交易有关问题探讨

刘瑞丰，陈天恩，张浩，刘静

（西北电网有限公司,陕西西安710048）

青藏交直流联网工程是国家西部大开发23项重点工程之一，于2010年7月29日开工建设，2011年10月31日投入试运行。该工程总投资162.86亿元，主要包括西宁—日月山—海西—柴达木750kV输变电工程、青海柴达木—西藏拉萨±400kV直流输电工程和藏中220kV电网配套工程3个部分。

青藏交直流联网工程的投运实现了国家电网公司经营区域内所有省级电网互联，将提高西藏电网运行的经济性和可靠性，为西藏经济社会发展提供可靠电力保障。研究青藏联网跨区电力交易问题，对于解决西藏缺电问题，推动青海柴达木循环经济试验区快速发展，提升西北能源优化配置水平，促进青藏地区经济社会发展和增进民族团结,具有重要的现实意义和深远的战略意义。

1 西藏电网运营管理现状

西藏电网目前分为3个相对独立区域，分别为藏中电网、阿里电网和昌都电网，青藏联网工程仅联接藏中电网。藏中电网目前已形成以拉萨市为中心，覆盖“一市四地”，连接日喀则、山南、那曲、林芝的110kV供电主网架。藏中电网为220/110/35kV网络，220kV电网呈辐射型，110kV为环网结构。截至2010年底，藏中电网已投运220kV输电线路2条，220kV变电站3座；110kV输电线路47条，110kV变电站30座[1]。

藏中电网的电源结构以水电为主，呈现典型的水电系统发电特性，夏季发电充足，冬季出力受限，电网调节能力弱。截至2010年底，藏中电网装机容量684.07MW，其中，常规水电机组269.14MW，占比38.92%；抽水蓄能机组90MW，占13.01%；火电机组288.75MW，占41.75%；地热机组26.18MW，占3.78%；太阳能光伏10MW，占1.45%。

藏中电网负荷以居民用电和商业用电为主。2010年，用电量需求达到20.40亿kW·h，最大负荷469MW。负荷特点为夏季轻，冬季重，最大负荷多发生在12月份。

西藏自治区电力体制目前仍沿用发输配售一体化的经营模式。藏中电网由西藏电力公司统一经营、统一调度、统一核算，目前没有真正意义上的上网电价。西藏电力公司正推动国家出台的独立的上网电价，拟推进（批复）的水电标杆电价为0.20元/（kW·h）。自治区各地区执行当地物价部门批准的目录电价，藏中电网售电均价（含税）水平最高，为0.609元/（kW·h），用户承担的销售均价为0.627元/（kW·h）（含基金和附加）。2010年藏中电网销售电价表见表1。

表1 2010年藏中电网销售电价表Tab.1 Electricity sale price of Tibet Middle Grid in 2010

2 藏中电网“十二五”电力供需分析

“十二五”期间，藏中电网用电量平均增长率为19.8%，负荷平均增长率为16.4%，至2015年电量需求达到48.8亿kW·h，最大负荷达到992MW，其中拉萨供区和日喀则供区合计负荷和用电量均约占藏中电网的80%以上[2]。

藏中电网将新建藏木水电站（510MW）、旁多水电站（160MW）、多布水电站（120MW）、燃机（240MW）、藏中光伏（10MW）等。至2015年藏中电网电源总装机容量达到1811.2MW，其中水电1164.6MW，抽水蓄能90MW，地热及太阳能28.3MW，火电528.3MW，分别占电网装机的64.3%、4.97%、1.56%、29.17%。

根据电力平衡分析，藏中电网在“十二五”初期缺电严重，电力缺额在140～296MW。在此基础上，按照年负荷率73.5%计算（2010年值），则电量缺额在10亿～15亿kW·h。“十二五”后期，藏中电网富裕电力在324MW左右，见图1。

3 青海海西光伏发电发展情况

图1 “十二五”藏中电网电力平衡情况Fig.1 Electric power balance of Tibet Middle Grid in 2011-2015

海西电网地处青藏联网工程的送端，同时也是青海电网的末端，是除西宁电网、海东电网之外，青海电网的第三大负荷中心。目前，海西电网与青海主网通过2回750kV和2回330kV线路连接，全接线方式下最大输送能力约1250MW。截止2011年9月底，海西地区装机664MW，其中火电430MW（含自备130MW）、水电80MW、光伏156MW，最大负荷350MW[3-5]。

2011年7月，国家发展改革委出台光伏发电统一标杆电价政策，有力地刺激了青海海西光伏发电的迅猛发展。当前，海西电网光伏并网发电速度加快，规模加大，预计2011年底该地区总装机将达1490MW，其中，光伏980MW，最大负荷将达420MW。

青海省太阳能资源丰富，境内大部分地区属于太阳能最丰富带和很丰富带。年日照平均时数为2314～3550h，太阳辐射强，太阳能总辐射量为1700～2050kW·h/m2。2009年底，西北地区取得路条的太阳能发电项目为140万kW，其中135万kW集中在青海。除此之外，西北各省（区）正在规划的太阳能发电装机达到了12810MW，其中9550MW分布在青海。根据青海省政府近期提出的光伏产业发展一年上一个台阶思路，预计“十二五”末海西电网光伏装机约3000MW，火电新增装机890MW，总装机将达5010MW。

根据青海电网规划，乐观地预测，“十二五”期间海西电网负荷、用电量年均增长率分别为40.6%、41.2%，具体见表2。经过平衡分析，海西电网电力大量富余，具有光伏送出的能力和需求。一是由于光伏发电具有间歇性、波动性、随机性的特点，而青海的光伏电源主要采用大规模、集中开发的建设模式，光伏发电在日高峰时段，海西电网有大量的电力送出需求。二是“十二五”末，海西与青海主网联系最大输电能力仅为2150MW，受电网输送能力约束，海西光伏3000MW的装机难以全部由青海主网消纳。三是考虑到青海水电主要参与甘肃酒泉千万千瓦级风电基地调峰后，青海电网自身接纳大规模光伏发电的能力十分有限。

表2 海西电网“十二五”负荷需求预测Tab.2 Electric load and demand forecast of west Qinghai grid in 2011-2015

为了提高西北电网接纳太阳能光伏发电的能力，促进青海海西光伏可再生能源全额保障性收购，通过青藏直流联网工程，安排藏中电网消纳部分青海海西光伏富余发电能力，既能解决藏中电网的缺电问题，也能实现海西富余光伏的最大程度消纳，在技术上、经济上也是必要的、可行的。

4 青藏联网后近期电力交易方案设想

青藏直流工程定位于联网工程，具有功率双向交换的特点。由于2015年始，西藏才逐步形成稳定的丰水期富余电量，将青藏联网交易以2015年作为近期、远期分界点。从交易流向看，近期，电力流向以西北送西藏为主；远期，在丰水期，西藏电网将向西北电网送电，在枯水期，西藏电网仍从西北主网受电。

4.1 近期电力交易方案设想

鉴于青海海西电网光伏发电快速发展的态势，对于青藏联网后近期的电力交易问题，提出青海海西富余光伏直送、西北火电直送、青海海西富余光伏与甘肃富余风电打捆、以及海西富余光伏与西北火电打捆直送4种交易方案。

方案1：青海海西富余光伏直送西藏。由海西富余光伏发电能力作为送电资源，直送西藏，解决藏中电网电力缺口。

方案2：西北各省火电直送西藏。按照低价优先的原则，依次从宁夏、新疆等低电价省份采购火电直送西藏，满足西藏电力缺口。

方案3：风光打捆直送西藏。组织西北风电富余能力和海西太阳能光伏发电打捆送往西藏。

方案4：海西富余光伏与各省火电打捆。将青海海西富余光伏发电量与西北各省富余火电电量打捆后形成平滑、稳定的电力曲线，向西藏电网提供稳定、可靠的电力供应。

4.2 交易方案比选分析

从电网运行的技术性、经济性，对上述4种方案进行比选。

1）方案1：海西富余光伏直送西藏。

该方案的优点：一是输电距离近、较为经济。海西电网是青藏工程的送端，光伏富余能力入藏，则电力物理流损耗最低。二是提高了青海光伏发电消纳能力。三是西藏具有重要的战略地位，在积极争取国家可再生能源补贴政策突破后，有利于确保西藏购电价格最低，电价测算见5.1。四是通过以黄河梯级大型水电可调节库容为载体的西北“电量库”，可以将光伏电能调节为满足西藏购电要求的电力曲线。白天在送出光伏电能的同时，调减黄河上游梯级水电出库流量和发电出力，将富余光伏电能存入水电可调节库容；晚上调增黄河上游水电出库流量和发电出力，将存入水电库容的光伏电能送往西藏。

该方案的主要限制：一是国家发改委能否允许光伏电站电能按照西藏水电电价执行，在消纳省享受可再生能源基金补偿；二是国家发改委批复或确认西藏水电上网标杆电价。

2）方案2：西北各省火电直送西藏。

该方案的优点：一是电力电量均有充足保障。西北各省电力电量富余，均有能力满足西藏购电需求。二是从电价承受能力来看，各省火电送西藏，形成的西藏电网落地电价均在西藏公司可接受的最高限度之内。在可再生能源附加补偿政策没有取得突破的情况下，组织低价火电可以降低西藏购电成本。

该方案的不足主要是输电距离远，通过青海转送宁夏、新疆等低价火电产生的损耗大（西宁—柴达木750kV输变电工程线路全长740km）。

3）方案3：风光打捆直送西藏。

该方案的优点：发挥西北电网风、光发电曲线互补特性，白天送太阳能光伏富余发电能力，晚上送风电电量，能较好地发挥风电、光伏发电的负荷特性互补优势，促进新能源跨地区市场消纳交易。通过西北电网优化调节为满足西藏购电要求的电力曲线，既有利于提高可再生能源消纳能力，也满足西藏购电需求。在争取可再生能源电价附加异地配额交易政策后，西藏购电落地价格较低。

该方案的不足之处是仍然存在方案1的制约条件，而且风电具有不确定性，争取政策的难度更大。

4）方案4：海西富余光伏与西北火电打捆。

该方案的优点：一是提供稳定可靠的电力供应。二是缓解电网调峰压力。白天高峰时段安排光伏，夜晚低谷时段安排火电，既解决了高峰时段的光伏调峰问题，也减轻了低谷时段火电调峰的压力。三是光火打捆形成等效煤耗降低效应，降低了纯火电外送时的综合能耗。

经过比对分析，推荐以青海海西光伏富余发电能力直送西藏为主作为青藏联网后近期的电力交易方案。考虑到争取可再生能源补贴政策需要开展工作，在政策没有突破前，为了实现平稳过渡，以西北火电送西藏为过渡交易方案，具体是由宁夏、新疆等低价省份采购电量，直至满足西藏购电需求。

5 青藏联网后电力交易价格测算

5.1 光伏入藏的交易价格

方式1：按照西藏拟推进的水电标杆电价（200元/（MW·h））采购青海光伏发电富余电量，加收送出省公司（青海公司）输电价格30元/（MW·h）和青藏直流网损价格（20元/（MW·h））后，西藏购电的落地电价为250元/（MW·h）。对于青海海西光伏发电站，其上网电价与200元/（MW·h）的差额由可再生能源附加政策解决。

方式2：按照青海脱硫火电标杆电价（324元/（MW·h））采购青海光伏发电富余电量，加收送出省公司（青海公司）输电价格30元/（MW·h）和青藏直流网损价格后，西藏购电的落地电价为385元/（MW·h）。对于青海海西光伏发电站，其上网电价与青海脱硫火电标杆电价的差额由可再生能源附加政策解决。

方式3：按照青海光伏标杆电价（1150元/（MW·h）、1000元/（MW·h））采购青海光伏发电富余电量，加收送出省公司（青海公司）输电价格30元/（MW·h）和青藏直流网损价格后形成西藏购电的落地电价（分别为1282元/（MW·h）、1119元/（MW·h））。西藏落地电价与西藏拟推进的水电标杆电价（200元/（MW·h））的差额由可再生能源附加解决。

上述交易价格方式比较如下。方式2与现行可再生能源电价及配额交易政策衔接一致，操作最简单易行。方式1对于西藏公司，其落地电价按照光伏采购价格加收输电环节费用后形成，对于光伏发电企业，按照光伏上网电价与此采购价格的差价进行补贴，该方式最有利于降低购电价格，也具备可操作性，但由于国家补贴青海光伏额度加大，需要与国家发改委价格司沟通协调，并出台西藏的特殊政策。方式3的直流网损价格偏大，国家补贴大增，且涉及电网环节，可操作性不强。

上述3种方式共同点是：均不影响光伏发电企业的利益。综合考虑各方面因素，建议西藏公司加强与自治区政府的沟通，协调国家发改委出台文件，按照方式1的交易价格进行光伏发电的补贴。

5.2 西北火电直送的交易价格

按照青藏联网后过渡电力交易方案，在青藏直流工程试运行期间，组织西北低价火电入藏。西北各省（区）火电直送西藏时，对应的落地电价见表3。

表3 西北火电送西藏落地价格Fig.3 Power trade price while Northwest thermal power sending to Tibet Middle Grid元/（MW·h）

6 结语

本文提出了青海海西富余光伏直送、西北火电直送等4种西北向西藏送电的电力交易方案，经过比选，推荐以海西富余光伏直送作为首选方案，以西北火电直送作为过渡方案。设计了3种光伏富余发电量的采购价格方式。建议西藏电力公司积极协调国家有关部委，以西藏水电标杆电价采购青海海西光伏，并由西藏可再生能源附加补贴相应的差额部分，实现可再生能源补贴的政策突破。

[1]西藏电力有限公司.西藏中部电网二零一一运行方式[R].西藏:西藏电力有限公司,2011.

[2]西藏电力有限公司.西藏电网“十二五”规划[R].西藏:西藏电力有限公司,2011.

[3]青海省电力公司.青海电网“十二五”规划[R].青海：青海省电力公司，2009.

[4]西北电网有限公司.西北电力系统2010年运行方式[R].西安：西北电网有限公司，2010.

[5]西北电网有限公司.西北电网“十二五”发展规划[R].西安：西北电网有限公司，2010.

Discussions on Related Power Trade Issues after Tibet Grid is Connected with Qinghai Grid

LIU Rui-feng,CHEN Tian-en,ZHANG Hao,LIU Jing
（Northwest China Grid Company Limited,Xi’an 710048,Shaanxi Province,China）

This paper introduces the technical and economic attributes of Tibet grid and the development of the photovoltaic power in Haixi,Qinghai and its integration with the power grid.To promote development of renewable energy and ensure the power supply in Tibet,the paper proposes four kinds of trade scheme to send the surplus PV power to Tibet,and designs the corresponding pricing mechanism for trade,and then discusses the issues involved from both technical and economical viewpoints.

power market;trade;price;photovoltaic power generation

介绍了西藏电网运营的技术属性和经济属性，以及青海海西光伏并网现状和发展情况，从促进可再生能源发展、保障西藏电力供应出发，提出了海西富余光伏直送西藏等4种交易方案，设计了相应的交易价格机制，并从技术、经济角度对相关问题进行了探讨。

电力市场；交易；价格；光伏发电

1674-3814（2011）12-0053-07

TM 732

A

2011-11-09。

刘瑞丰（1979—）男，硕士，工程师，主要从事电力市场、交易方面的工作；

陈天恩（1963—）男，硕士，高级经济师，主要从事电力市场和电价理论研究。

（编辑 冯露）