近年來，在國家推進清潔低碳轉(zhuǎn)型的戰(zhàn)略部署下，西北地區(qū)風電光伏迅速發(fā)展。目前，西北電網(wǎng)新能源總裝機容量9242萬千瓦，近電網(wǎng)最大負荷（8997萬千瓦）的103%，占總裝機近35%。新能源隨機性、波動性、間歇性對電力系統(tǒng)調(diào)峰提出嚴峻考驗，以系統(tǒng)調(diào)峰能力不足為代表的靈活調(diào)節(jié)資源短缺是致使西北區(qū)域棄風棄光問題不斷惡化的關(guān)鍵性約束條件之一。
隨著2020年特高壓青海—河南和準東—皖南直流工程的配套新能源大規(guī)模陸續(xù)投產(chǎn)，可以預期的是，2020年前西北區(qū)域?qū)⒂瓉硪徊ㄝ^為集中的風電、太陽能并網(wǎng)高峰，會對西北地區(qū)連續(xù)多年持續(xù)好轉(zhuǎn)的新能源消納形勢產(chǎn)生新的影響。
近幾年，西北地區(qū)跨省調(diào)峰輔助服務市場的建設(shè)和運營在提高新能源利用率方面發(fā)揮了積極作用。但是，隨著新一輪新能源并網(wǎng)高峰的來臨，調(diào)峰輔助服務體系面臨難以支撐短時期、大規(guī)模的靈活調(diào)節(jié)資源需求快速增長的風險。為此，有必要開展促進靈活調(diào)節(jié)資源發(fā)展的體制機制研究，形成促進靈活調(diào)節(jié)資源發(fā)展的政策建議，促進電力行業(yè)的科學發(fā)展，提升西北區(qū)域新能源消納水平?；诖?，筆者提出建立靈活調(diào)節(jié)電力容量市場的設(shè)想，并對這一促進靈活調(diào)節(jié)資源發(fā)展的機制進行初步設(shè)計。
現(xiàn)行調(diào)峰輔助服務補償機制的有效性分析
目前，西北地區(qū)甘肅、寧夏、新疆、青海等主要省份調(diào)峰輔助服務市場、以及西北地區(qū)跨省調(diào)峰輔助服務市場均已運作，對于提高西北地區(qū)新能源利用率發(fā)揮了積極作用。但是，通過對西北區(qū)域調(diào)峰補償機制，包括服務獲取機制、調(diào)峰資源提供主體、費用分攤主體等三個主要方面，進行梳理與分析，發(fā)現(xiàn)現(xiàn)行補償機制在實際運行中也存在需要待改進及解決的問題。
一是在調(diào)峰輔助服務費用分攤中未足額考慮責權(quán)對等的問題。目前形成普遍共識的是，帶有隨機性與反調(diào)峰特性的新能源發(fā)電的快速發(fā)展是致使調(diào)峰問題突出的主要原因。但是在現(xiàn)有的補償費用分攤方式中，未能科學、合理地體現(xiàn)這種差異性，致使問題引致者并未完全承擔其應承擔的責任。但考慮到未來平價上網(wǎng)條件下西北區(qū)域風電、光伏收益不佳的現(xiàn)實情況，需要在體現(xiàn)責權(quán)分擔的基礎(chǔ)上，創(chuàng)新體制、機制，設(shè)計既體現(xiàn)公平合理又可適當兼顧新能源企業(yè)運營的調(diào)峰補償機制。
二是激勵信號滯后的問題。面對可能出現(xiàn)的新能源階躍式發(fā)展情況，僅依賴現(xiàn)有調(diào)峰輔助服務體系，存在市場信號、激勵信號滯后的問題，難以適應新能源項目快速發(fā)展的需要。
三是西北區(qū)域輔助服務分攤費用總體存在偏高問題。從2018年統(tǒng)計數(shù)據(jù)來看，電力輔助服務補償總費用橫向比較，全國補償費用最高的三個區(qū)域依次為西北、東北和華北區(qū)域。其中，西北區(qū)域電力輔助服務補償費用占上網(wǎng)電費總額比重最高，為3.17%，華中區(qū)域占比最低，為0.23%。
綜合上述考慮，在新能源快速發(fā)展的預判條件下，有必要啟動以調(diào)峰服務為主的靈活調(diào)節(jié)容量市場，向市場釋放超前的容量不足信號。一方面，部分靈活調(diào)峰容量投資通過容量市場回收，可以解決新能源發(fā)電企業(yè)補償承載力不足的問題；另一方面，由于政府部門掌握更為全面的新能源電源項目規(guī)劃情況，對未來一段時間內(nèi)靈活調(diào)節(jié)容量資源的缺口可以實現(xiàn)相對準確的預判，通過合理市場需求的確定，可以對未來一段時間內(nèi)靈活調(diào)節(jié)容量的總體市場規(guī)模進行合理引導，以實現(xiàn)新能源與靈活調(diào)節(jié)資源的匹配協(xié)調(diào)發(fā)展。需要指出的是，靈活調(diào)節(jié)容量市場與現(xiàn)有調(diào)峰輔助服務是互為補充的，并以不發(fā)生過度補償為邊界。
靈活性調(diào)節(jié)資源的涵義及分類
靈活性資源是指能夠增加能源供需系統(tǒng)柔性、彈性、靈活性，服務于用能系統(tǒng)動態(tài)供需平衡的資源。系統(tǒng)能夠通過靈活性資源的快速、準確的調(diào)控，實現(xiàn)自身的供需平衡，同時滿足多元化的能源供需要求。
目前，在理論研究和實踐探索中，各方面普遍的認知是，在未來高比例可再生能源場景下，風電、光伏的波動性和不確定性將超過負荷成為系統(tǒng)不確定的主要來源，需要大量的靈活性資源?？紤]到西北區(qū)域已建成大規(guī)模新能源開發(fā)基地，并存在進一步加大開發(fā)力度的可能性，未來西北區(qū)域?qū)`活性調(diào)節(jié)資源的需求將較為旺盛。
按品類（品質(zhì)、價值和服務）來分析，靈活調(diào)節(jié)資源主要是調(diào)峰、調(diào)頻及爬坡等三類。具體到西北電網(wǎng)，從負荷發(fā)展來看，西北電網(wǎng)負荷水平較低，負荷峰谷差較低，用電負荷調(diào)峰的靈活性資源需求并不大。西北地區(qū)尤其是青海電網(wǎng)水電資源豐富，是全西北電網(wǎng)的調(diào)頻中心，可為大電網(wǎng)提供所需的調(diào)頻、備用、無功/電壓、黑啟動等靈活調(diào)節(jié)資源。因此，西北地區(qū)對于調(diào)頻、備用、無功/電壓、黑啟動等作用的需求不大。從需求側(cè)角度分析，西北地區(qū)主要稀缺的靈活調(diào)節(jié)資源聚焦于調(diào)峰資源。
從靈活調(diào)節(jié)資源供給側(cè)角度分析，西北區(qū)域可用的調(diào)峰靈活資源品類包括：儲能資源、具有蓄水能力的水電、熱電解耦資源。其中，在各省區(qū)現(xiàn)行的調(diào)峰輔助服務市場設(shè)計中，熱電解耦資源、儲能資源均已納入補償范圍。傳統(tǒng)的水電機組參與系統(tǒng)調(diào)峰時，除了水頭變化帶來的發(fā)電量微小差異外，可近似認為其參與電力系統(tǒng)調(diào)峰的機會成本為零。因此，在現(xiàn)有的輔助服務補償中未將其納入有償補償范疇。但水電基坑預留（改造方案）則與傳統(tǒng)水電參與調(diào)峰存在差異，其參與調(diào)峰存在著增量成本問題，應將其統(tǒng)一納入調(diào)峰輔助服務補償范圍。
儲能等典型配置方案的成本特性
化學儲能典型配置方案的成本特性
選擇目前常用的電化學儲能技術(shù)路線——磷酸鐵鋰電池儲能、鉛碳電池儲能。在充電容量（50/45兆瓦）、放電容量（50/45兆瓦）、儲能裝置儲能容量(200兆瓦)、能源轉(zhuǎn)換效率（90%）等相同的情況下，磷酸鐵鋰電池儲能的靜態(tài)投資是鉛碳電池儲能的靜態(tài)投資的近1.5倍，經(jīng)濟壽命是后者的2.5倍，（電池)使用壽命也是后者的2.5倍。
針對磷酸鐵鋰電池方案，主要技術(shù)要點如下：由50個1兆瓦/4兆瓦時集裝箱式儲能單元組成，磷酸鐵鋰電池DOD按90%考慮；廠家保證電池充放電次數(shù)大于6000，運行15年后容量不低于80%；儲能電站壽命按照25年設(shè)計，中途需更換電池1次。
針對鉛碳電池方案，鉛碳電池DOD按80%考慮，鉛碳電池充放電次數(shù)大于2000，運行壽命按照5年考慮。儲能電站壽命按照10年設(shè)計，中途需更換電池1次。
水電調(diào)峰典型配置方案的成本特性
在實際調(diào)峰運行中，通常以配置帶有調(diào)節(jié)能力的水電站作為典型配置方案。除此之外，考慮到部分水電站在建設(shè)之初普遍預留基坑可供后續(xù)加裝水電發(fā)電機、也可用于系統(tǒng)調(diào)峰，因此，基坑預留（加裝發(fā)電機）方案也被視為可以實際操作的水電站調(diào)峰改造方案。
根據(jù)目前的典型配置方案，新建1200兆瓦水電站的靜態(tài)投資約為120億元，相對應的單位千瓦造價為10220元/千瓦。而對于已有水電站基坑預留的改造方案，按照發(fā)電機本體及相關(guān)輔助設(shè)備拆解的方式計算，單位千瓦造價則為4730元/千瓦，有關(guān)發(fā)電企業(yè)給出的數(shù)據(jù)則更為樂觀，單位千瓦改造造價僅為2000元/千瓦。
對于傳統(tǒng)水電而言，機組提供調(diào)峰服務的成本主要包括：固定成本，主要包括機組因參與調(diào)峰而導致的機械損失和機組調(diào)峰過程中需要的各種行為的費用；機會成本，指機組因承擔調(diào)峰服務而少發(fā)電量引起的利潤損失。
通過對水電企業(yè)的實際調(diào)研，可以得出水電機組調(diào)峰的固定成本主要是調(diào)峰過程中頻繁調(diào)整出力引起的機械損失，包括機組的振動加大、轉(zhuǎn)軸磨損加重等。這部分費用一般在機組的折舊成本中已經(jīng)有所考慮，因此，水電調(diào)峰的成本主要應考慮其調(diào)節(jié)過程中的機會成本。由于目前電力市場中中長期合約電量在合同周期內(nèi)允許滾動調(diào)整，且尚未對電力曲線完成情況進行逐點考核，因此，水電機組的機會成本主要是指出力變化引起耗水率變化，進而發(fā)電量減少所致的利潤損失?？紤]到實際水電調(diào)度中水頭預留相對合理，可以不考慮其機會成本。
對于基坑預留（改造方案），由于增加水電裝機并未實質(zhì)性增加水電庫容與來水電量，對于水電站而言不會產(chǎn)生新的電量收益，其改造費用均需要通過調(diào)峰補償機制回收。因此，對其而言，調(diào)峰成本主要應該是改造費用在各年的分攤。
熱電解耦資源典型方案的成本特性
從配置方案來講，可實現(xiàn)調(diào)峰功能的儲熱方案主要是兩種，一種是熱電廠配置熱水罐儲熱方案，另外一種則是電極鍋爐與熱水罐配套儲熱方案。對于熱電廠配置熱水罐儲熱方案（7小時調(diào)峰）典型方案，其技術(shù)經(jīng)濟參數(shù)為靜態(tài)投資10250萬元，供熱面積可以達到1000萬平方米，機組最低負荷率為40%，供暖季平均煤耗有所增加。對應于住宅場景的電極鍋爐與熱水罐配套儲熱方案，其主要技術(shù)經(jīng)濟為靜態(tài)投資9375萬元，供熱面積40萬平方米。
儲能等靈活調(diào)節(jié)資源的社會成本比較
依據(jù)期初靜態(tài)投資、年成本、經(jīng)濟壽命、調(diào)峰能力等為參數(shù)，測算和分析儲能等不同調(diào)峰資源的單位年調(diào)峰成本。計算公式為：
其中i為折現(xiàn)率，取十年期長期國債利率（3.30%）；n為經(jīng)濟壽命（年）。
相比較而言，熱電廠配熱水罐調(diào)峰的社會成本最低，為3萬元/兆瓦；其次是電極鍋爐配熱水罐方案，為11萬元/兆瓦；鉛碳電池儲能調(diào)峰的經(jīng)濟性較差，單位年調(diào)峰成本為每年100萬元/兆瓦。雖然熱電廠熱電解耦調(diào)峰方案的社會成本最低，但并不代表其在調(diào)峰輔助服務市場競爭中必然占優(yōu)，這與當前調(diào)峰輔助服務補償政策的設(shè)定有關(guān)（熱電機組盡管靈活性改造后最小負荷可從80%降至40%，但調(diào)峰政策中獲得補償?shù)膯栴}僅為50%至40%的部分）。因此，需要對各品類調(diào)峰資源在實際市場中的競爭排序進行單獨分析。
西北區(qū)域靈活調(diào)節(jié)資源的供給缺口主要集中于供暖季。因此，我們基于供暖季的應用場景，以當前調(diào)峰輔助服務規(guī)則為邊界條件，開展了多種靈活調(diào)節(jié)資源的市場競爭力分析。
一是當前實際運營的調(diào)峰輔助服務市場中，熱電機組、儲能、水電擴容等靈活調(diào)節(jié)資源主要以省區(qū)為單元，在各自省區(qū)內(nèi)參與市場競爭，并不完全在統(tǒng)一市場開展競爭。這樣的競爭范圍并不利于不同類型調(diào)峰資源的集中優(yōu)化。我們認為所有調(diào)峰資源需在統(tǒng)一平臺上開展市場競爭。
二是火電調(diào)峰電量計算規(guī)則暫不做調(diào)整，根據(jù)西北區(qū)域各省區(qū)政策約定，暫按負荷率低于50%的部分深度調(diào)峰電量計作調(diào)峰電量。
三是儲能、水電擴容、電極鍋爐按全部調(diào)峰電量計作調(diào)峰補償電量考慮，其中，儲能、電極鍋爐的購電單價按西北區(qū)域2018年平均上網(wǎng)電網(wǎng)計；儲能調(diào)峰電量按日調(diào)峰1.5次考慮，水電擴容調(diào)峰按日調(diào)峰8小時考慮（根據(jù)仿真計算，青海棄風棄光集中于9時~16時，約8小時）。
根據(jù)我們研究的結(jié)果，從調(diào)峰成本電價角度比較，熱電廠配熱水罐技術(shù)方案的調(diào)峰成本電價相對較低，僅為320元/千千瓦時（低于50%負荷率計補償電量），在調(diào)峰市場競爭中相對占優(yōu)。按照部分電量獲得補償，則電極鍋爐配熱水罐的調(diào)峰成本電價次之。水電基坑預留按水電企業(yè)上報數(shù)據(jù)調(diào)峰成本電價最低，但按造價拆解調(diào)峰成本電價則處于居中的水平（均按日調(diào)峰8小時考慮）。而儲能的調(diào)峰成本電價則偏高，其中，磷酸鐵鋰電池儲能的調(diào)峰成本單價為761元/千千瓦時（按日調(diào)峰1.5次考慮），鉛碳電池儲能的調(diào)峰成本單價為1146元/千千瓦時（按日調(diào)峰1.5次考慮），導致其在調(diào)峰輔助服務市場競爭中排序靠后。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2019年12期，作者劉瑞豐、賀元康、祁小芳供職于國家電網(wǎng)公司西北分部，王睿、劉慶、羅開顏供職于電力規(guī)劃設(shè)計總院
