新疆甘肅吉林三地風(fēng)電并網(wǎng)成本分析
袁家海 席星璇
（華北電力大學(xué)）
可再生能源的大規(guī)模接入電網(wǎng)，對(duì)整個(gè)電力系統(tǒng)都產(chǎn)生了一定影響。由于可再生能源的間歇性和不可預(yù)測(cè)性，系統(tǒng)中的電源需要根據(jù)可再生的出力頻繁改變自身的出力方式，這給電力系統(tǒng)增加了很大的系統(tǒng)成本。德國(guó)學(xué)者提出了可再生能源系統(tǒng)化發(fā)電成本System LCOE的概念，并定義該成本包含平準(zhǔn)化發(fā)電成本和系統(tǒng)并網(wǎng)成本，系統(tǒng)并網(wǎng)成本包括平衡成本、資源配置成本和電網(wǎng)成本，并從成本和市場(chǎng)價(jià)值的角度對(duì)其進(jìn)行了核算，可以預(yù)估可再生能源的并網(wǎng)成本隨著可再生能源滲透率的提高而上升1,2。在此概念下，現(xiàn)有的可再生能源平準(zhǔn)化發(fā)電成本并不能作為單一考量可再生能源經(jīng)濟(jì)性的唯一標(biāo)準(zhǔn)，需要綜合考慮其對(duì)電力系統(tǒng)其他電源造成的影響以及產(chǎn)生的成本。研究使用的方法主要是剩余負(fù)荷曲線和電力系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型。同時(shí)，這些研究?jī)H僅針對(duì)相應(yīng)國(guó)家自身的電力系統(tǒng)現(xiàn)狀展開。
作為優(yōu)先發(fā)展的可再生能源，風(fēng)電在我國(guó)本應(yīng)享受法律賦予的全額保障性上網(wǎng)和扶持階段的有補(bǔ)貼標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，而在現(xiàn)實(shí)中卻承擔(dān)了沉重的并網(wǎng)成本。現(xiàn)階段我國(guó)的電力系統(tǒng)和電力市場(chǎng)的運(yùn)作及管理方式與美國(guó)、歐洲的電力系統(tǒng)均不相同，有關(guān)可再生能源發(fā)展的政策也不同，各個(gè)省份電力市場(chǎng)的交易運(yùn)行規(guī)則不相同，因此有必要從市場(chǎng)價(jià)值的角度對(duì)我國(guó)的風(fēng)電在電力交易中實(shí)際承擔(dān)的并網(wǎng)成本進(jìn)行核算。
目前，我國(guó)的可再生能源大規(guī)模并入電網(wǎng)，平準(zhǔn)化發(fā)電成本也在逐漸下降，預(yù)估在2020～2025年將實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。我國(guó)可再生能源電價(jià)當(dāng)前還處于固定電價(jià)加政府補(bǔ)貼狀態(tài)，雖然風(fēng)電的發(fā)電成本隨著設(shè)備成本的降低逐漸下降，但并不能真正意義上實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。截至2018年年底，我國(guó)的可再生能源裝機(jī)已經(jīng)達(dá)到7.29億千瓦，占全部電力裝機(jī)的38.4%，可再生能源發(fā)電量也占全部發(fā)電量的26.7%，可再生能源的清潔能源替代作用日益突顯3。這其中，受地區(qū)風(fēng)力資源分布不均衡的影響，我國(guó)“三北”地區(qū)的風(fēng)電裝機(jī)已占全國(guó)的72.1%，而有些省份的棄風(fēng)率卻依然高達(dá)22.9%，棄風(fēng)損失也成為阻礙可再生能源發(fā)展的一大難關(guān)。我國(guó)的電力系統(tǒng)是以“火電+風(fēng)電+光伏”為主要電源結(jié)構(gòu)，缺少靈活性調(diào)節(jié)資源。2018年火電發(fā)電量占全部發(fā)電量的70.92%，而我國(guó)煤電裝機(jī)總量已占全球的48.05%，因此我國(guó)的輔助服務(wù)市場(chǎng)中火電廠需要提供靈活的深度調(diào)峰服務(wù)。我國(guó)的輔助服務(wù)市場(chǎng)目前通過增加偏差懲罰來(lái)量化風(fēng)電自身出力的不確定性給電力系統(tǒng)帶來(lái)的不平衡成本，而風(fēng)電往往無(wú)法達(dá)到考核標(biāo)準(zhǔn)只是被動(dòng)地分?jǐn)偪己撕驼{(diào)峰費(fèi)用，在電力市場(chǎng)交易中也由于交易價(jià)格低于上網(wǎng)電價(jià)的價(jià)格落差損失了很大一部分。政府給予的補(bǔ)貼不能及時(shí)到位也在一定程度上影響了可再生能源的發(fā)展。這些成本也可以視為可再生能源并網(wǎng)的一部分成本。
我國(guó)已有的研究只從輔助服務(wù)市場(chǎng)的角度分析了風(fēng)電承擔(dān)的調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用，并不夠全面，需要對(duì)我國(guó)風(fēng)電在實(shí)際市場(chǎng)交易中的成本進(jìn)行研究。本文定義并核算了四種實(shí)際的并網(wǎng)成本，并以風(fēng)電發(fā)展好、棄風(fēng)率也高的新疆、甘肅和吉林三地的詳實(shí)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，旨在核算風(fēng)電在現(xiàn)有的電力市場(chǎng)制度結(jié)構(gòu)下實(shí)際承擔(dān)的成本，分析如何優(yōu)化現(xiàn)有的電力市場(chǎng)輔助服務(wù)機(jī)制和調(diào)度機(jī)制，為電力市場(chǎng)化環(huán)境下風(fēng)電并網(wǎng)成本的改革提供數(shù)據(jù)基礎(chǔ)，促進(jìn)風(fēng)電的消納及平價(jià)上網(wǎng)。
一、并網(wǎng)成本的定義及計(jì)算方法
本文所討論的風(fēng)電并網(wǎng)成本是從市場(chǎng)價(jià)值角度出發(fā)，計(jì)算現(xiàn)有的風(fēng)電在電力輔助服務(wù)市場(chǎng)和電力中長(zhǎng)期交易中所產(chǎn)生的損失。本文進(jìn)行了重新定義，風(fēng)電的并網(wǎng)成本主要是四方面，分別為輔助服務(wù)成本（風(fēng)電在各種名目的輔助服務(wù)市場(chǎng)中被動(dòng)分?jǐn)偟馁M(fèi)用）、市場(chǎng)化交易成本（在電力市場(chǎng)中長(zhǎng)期和現(xiàn)貨交易中產(chǎn)生的價(jià)差損失）、棄風(fēng)成本（棄風(fēng)電量的損失）以及風(fēng)電補(bǔ)貼拖欠的時(shí)間價(jià)值。
1.深度調(diào)峰和“兩個(gè)細(xì)則”考核分?jǐn)偟妮o助服務(wù)費(fèi)用
在“兩個(gè)細(xì)則”以及新的電力輔助服務(wù)市場(chǎng)化的利益分配體系下，風(fēng)電和光伏需要共同承擔(dān)輔助服務(wù)的分?jǐn)偛糠郑@部分的系統(tǒng)安全成本不再由火電企業(yè)獨(dú)立承擔(dān)或承擔(dān)絕大部分，電力系統(tǒng)內(nèi)所有的電源需要共同公平分擔(dān)，新能源電力也不再只享受發(fā)電權(quán)利而不承擔(dān)安全義務(wù)。根據(jù)西北區(qū)域和東北區(qū)域“兩個(gè)細(xì)則”的規(guī)定，輔助服務(wù)補(bǔ)償所需總費(fèi)用與并網(wǎng)運(yùn)行管理考核總費(fèi)用依照并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)并網(wǎng)考核與輔助服務(wù)補(bǔ)償分值計(jì)算，每分對(duì)應(yīng)金額均為1000元4,5。
參與深度調(diào)峰的機(jī)組平均負(fù)荷率小于或等于有償調(diào)峰補(bǔ)償基準(zhǔn)時(shí)獲得補(bǔ)償，而實(shí)時(shí)深度調(diào)峰有償服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用由省內(nèi)負(fù)荷率大于等于深度調(diào)峰基準(zhǔn)的公用火電廠、風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站按照調(diào)用時(shí)段共同分?jǐn)?。參與分?jǐn)偟娘L(fēng)電場(chǎng)根據(jù)實(shí)際發(fā)電量比例進(jìn)行分?jǐn)?，并根?jù)風(fēng)電場(chǎng)上一年度利用小時(shí)數(shù)與保障性收購(gòu)小時(shí)數(shù)之差進(jìn)行階梯式修正。具體計(jì)算公式如下所示：
因此，風(fēng)電企業(yè)被動(dòng)分?jǐn)偭松疃日{(diào)峰的費(fèi)用，風(fēng)電出力的不穩(wěn)定性導(dǎo)致在考核中往往拿到不少的懲罰分，也產(chǎn)生了一定的費(fèi)用。
2.電力市場(chǎng)中長(zhǎng)期交易產(chǎn)生的價(jià)差損失
電力市場(chǎng)中長(zhǎng)期交易所產(chǎn)生的價(jià)差損失是由于風(fēng)電交易價(jià)格低于其上網(wǎng)電價(jià)產(chǎn)生的。目前，風(fēng)電參與的交易有電力直接交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易、跨省跨區(qū)交易、自備電廠向新能源發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓交易等，雖然政府也給予上網(wǎng)同樣的補(bǔ)貼，但電力企業(yè)也產(chǎn)生了一定的價(jià)差損失。本文研究的價(jià)差成本主要是自備電廠向新能源發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓交易產(chǎn)生的發(fā)電權(quán)置換交易產(chǎn)生的價(jià)差成本、風(fēng)電企業(yè)與大用戶簽訂購(gòu)電合同的大用戶直接交易產(chǎn)生的價(jià)差成本以及風(fēng)電跨省跨區(qū)交易產(chǎn)生的價(jià)差成本6,7，三種交易所產(chǎn)生價(jià)差損失的計(jì)算如下所示：
Le為電力中長(zhǎng)期交易價(jià)差損失，Pt為交易價(jià)格，Pw為風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)，Se為度電補(bǔ)貼，E為成交電量。
3.拖欠補(bǔ)貼的時(shí)間價(jià)值
對(duì)于可再生能源的補(bǔ)貼主要是直接補(bǔ)貼，包括價(jià)格補(bǔ)貼和投資補(bǔ)貼，以價(jià)格補(bǔ)貼為主。我國(guó)在2011年底設(shè)立了可再生能源發(fā)展基金，在全國(guó)范圍內(nèi)征收可再生能源電價(jià)附加，用于可再生能源電價(jià)補(bǔ)貼和接網(wǎng)費(fèi)用以及獨(dú)立可再生能源運(yùn)行費(fèi)用補(bǔ)貼。自2012年實(shí)行以來(lái)到2018年，已經(jīng)有7批可再生能源項(xiàng)目納入了可再生能源補(bǔ)貼目錄，但自第5批開始到現(xiàn)在，3批可再生能源項(xiàng)目已經(jīng)沒有收到補(bǔ)貼。因此，本文所核算的可再生能源補(bǔ)貼的時(shí)間價(jià)值為2016年至2018年期間的度電補(bǔ)貼時(shí)間價(jià)值。計(jì)算公式如下：
PG為電網(wǎng)企業(yè)收購(gòu)價(jià)格，Pcoal為燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，VAT為適用增值稅率。FVElectricity subsidies為終值，PVElectricity subsidies為現(xiàn)值，r為利率，t為期數(shù)。
4.棄風(fēng)電量損失
雖然保障性收購(gòu)制度對(duì)我國(guó)棄風(fēng)問題的改善有所幫助，但部分地區(qū)仍然由于電源結(jié)構(gòu)不合理、省間輸電設(shè)施不完善、電力市場(chǎng)不健全等原因不能將風(fēng)電所發(fā)電量全部上網(wǎng)，以行政命令要求所有地區(qū)實(shí)現(xiàn)全額收購(gòu)難以實(shí)現(xiàn)。許多省份的可再生能源利用小時(shí)數(shù)均低于保障性收購(gòu)利用小時(shí)數(shù)，棄風(fēng)率居高不下，本文對(duì)棄風(fēng)電量市場(chǎng)價(jià)值的核算公式如下：
其中，Lw代表?xiàng)夛L(fēng)損失，Ec為棄風(fēng)電量，Pw為風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)。
最終，這四部分損失共同構(gòu)成了風(fēng)電當(dāng)前在市場(chǎng)價(jià)值上的損失，計(jì)算如下式所示：
Lwind為風(fēng)電度電損失，Ew為發(fā)電量，Ls為度電補(bǔ)貼的時(shí)間價(jià)值損失。
二、實(shí)例分析
本文所選取的新疆、甘肅和吉林，都位于我國(guó)中高緯度地區(qū)，遠(yuǎn)離中東部負(fù)荷中心。其中，新疆和甘肅都位于西北區(qū)域。新疆屬于Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類風(fēng)資源區(qū)，2018年風(fēng)電發(fā)電量占全國(guó)的8.93%。甘肅屬于Ⅱ、Ⅲ類風(fēng)資源區(qū)，2018年風(fēng)電發(fā)電量占全國(guó)的5.91%。然而，由于電源結(jié)構(gòu)不同、遠(yuǎn)離負(fù)荷中心、輸電線路建設(shè)滯后等原因，兩地棄風(fēng)率排名全國(guó)前列。吉林則位于我國(guó)的東北地區(qū)，屬于Ⅲ、Ⅳ類風(fēng)資源區(qū)，2018年風(fēng)電發(fā)電量占比為2.79%，但2016年的棄風(fēng)率曾達(dá)到30%，2017年?yáng)|北地區(qū)開始實(shí)施輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制，吉林棄風(fēng)率2018年已下降至6.8%，但由于輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用高，只出不進(jìn)的風(fēng)電企業(yè)承受著分?jǐn)偟木薮髩毫?。甘肅是本文所選三地中唯一開展電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)建設(shè)的省份，跨省區(qū)現(xiàn)貨交易通過雙向報(bào)價(jià)、集中出清、邊際結(jié)算等競(jìng)價(jià)機(jī)制，促進(jìn)了可再生能源消納。
案例中，只有吉林達(dá)到了保障性收購(gòu)利用小時(shí)數(shù)，而新疆、甘肅均未達(dá)到。如表1所示，新疆、甘肅的風(fēng)電消納情況依然不容樂觀，棄風(fēng)率仍高達(dá)19%。
表1 三地2018年風(fēng)電運(yùn)行情況
數(shù)據(jù)來(lái)源：國(guó)家能源局
跨省跨區(qū)電量交易可以提高可再生能源的消納量，但近兩年甘肅通過特高壓通道送電降價(jià)明顯，可再生能源要大幅降價(jià)才能保證打捆電的價(jià)格優(yōu)勢(shì)。從表2可以看出，甘肅向青海、西藏、江蘇、江西、陜西等地輸送了大量電力，而跨省跨區(qū)電量交易的價(jià)格為0.07～0.15元/千瓦時(shí)，遠(yuǎn)低于本省的煤電脫硫標(biāo)桿電價(jià)。由于甘肅省內(nèi)的調(diào)峰能力有限、自備電廠發(fā)電量占比高擠占可再生能源的消納空間，特高壓輸電能力有限，甘肅省也在積極開展新能源發(fā)電企業(yè)替代自備電廠的發(fā)電交易，如蘭鋁、金川集團(tuán)、玉門石油等企業(yè)自備電廠與新能源企業(yè)開展發(fā)電權(quán)置換交易，2018年共交易1986.69吉瓦時(shí)，雖然交易價(jià)格僅0.06～0.08元/千瓦時(shí)，但也在一定程度上緩解了棄電問題。
表2 三地電力中長(zhǎng)期交易情況對(duì)比
數(shù)據(jù)來(lái)源：新疆、甘肅和吉林電力交易中心
現(xiàn)階段輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)以深度調(diào)峰為主，目的在于平衡新能源出力不均的特性。東北和西北地區(qū)等利用電量修正系數(shù)，加大高負(fù)荷運(yùn)行機(jī)組分?jǐn)偙壤?，?fù)荷率越高，電量修正系數(shù)越大，相應(yīng)的費(fèi)用分?jǐn)傇礁摺ｏL(fēng)電光伏項(xiàng)目以保障性收購(gòu)小時(shí)數(shù)為基準(zhǔn)，高于保障小時(shí)數(shù)的系數(shù)為1，每低于保障小時(shí)數(shù)200小時(shí)，系數(shù)下降0.1，相應(yīng)分?jǐn)傇缴?，其他地區(qū)則按照實(shí)際發(fā)電量占該時(shí)段總發(fā)電量比例分?jǐn)偂Ｍ瑫r(shí)，東北地區(qū)將風(fēng)電企業(yè)非供熱期實(shí)時(shí)深度調(diào)峰費(fèi)用減半處理，同時(shí)將供熱期風(fēng)電、核電電量按照兩倍計(jì)算分?jǐn)傎M(fèi)用，體現(xiàn)了東北供熱期調(diào)峰資源稀缺程度。
根據(jù)西北能源監(jiān)管局、東北能源監(jiān)管局、三地能源局和電力交易中心發(fā)布的月度輔助服務(wù)調(diào)峰結(jié)算結(jié)果，2018年甘肅風(fēng)電在輔助服務(wù)市場(chǎng)參與“兩個(gè)細(xì)則”考核和調(diào)峰結(jié)算的損失金額為1.97億元，新疆為2.7億元，吉林為3.8億元，參與調(diào)峰費(fèi)用分?jǐn)偟娘L(fēng)電廠數(shù)分別是177、112和43家。吉林的調(diào)峰分?jǐn)偨痤~大于新疆和甘肅，而吉林的風(fēng)電發(fā)電量卻遠(yuǎn)低于另兩省區(qū)。這說明了一些輔助服務(wù)市場(chǎng)存在市場(chǎng)化電價(jià)偏低、分?jǐn)傠妰r(jià)過高的問題。
根據(jù)三省區(qū)的風(fēng)電運(yùn)行情況可以計(jì)算得出新疆的棄風(fēng)總損失為47.67億元，位居第一，甘肅為25.38億元，吉林為4.08億元。電力中長(zhǎng)期交易的損失遠(yuǎn)低于棄風(fēng)損失。新疆的電力中長(zhǎng)期交易損失為26.37億，甘肅為19.6億，吉林為1.64億元。其中，甘肅跨省跨區(qū)交易產(chǎn)生的價(jià)差損失就達(dá)到13.54億元。本文所計(jì)算的已知可再生能源拖欠的補(bǔ)貼是從第五批開始的，經(jīng)計(jì)算，新疆拖欠的度電補(bǔ)貼時(shí)間價(jià)值為0.03元/千瓦時(shí)，甘肅為0.027元/千瓦時(shí)，吉林為0.024元/千瓦時(shí) ，如果拖欠的時(shí)間更久對(duì)于可再生能源企業(yè)來(lái)說就是更大的損失。
總體估算發(fā)現(xiàn)，風(fēng)電并網(wǎng)成本在115元/兆瓦時(shí)～244元/兆瓦時(shí)，為標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的21%～50%；其中棄風(fēng)損失占并網(wǎng)成本的比例高達(dá)33%～54%；另一方面，輔助服務(wù)和市場(chǎng)化交易也對(duì)風(fēng)電造成了很高的并網(wǎng)成本。
表3 風(fēng)電度電損失
最終計(jì)算得出的2018年三省區(qū)風(fēng)電度電損失如表3所示，度電損失中占比最高的是棄風(fēng)損失，達(dá)33.91%～54.51%。度電“兩個(gè)細(xì)則”及輔助服務(wù)調(diào)峰分?jǐn)偟膿p失占比為3.28%～31.3%，省間差異較大的原因是省內(nèi)輔助服務(wù)調(diào)峰分?jǐn)偧?xì)則不一致，東北的機(jī)組因?yàn)橐獏⑴c供暖季調(diào)峰，所以分?jǐn)偟馁M(fèi)用更高。度電中長(zhǎng)期交易損失占比13.91%～34.53%，拖欠補(bǔ)貼的度電時(shí)間價(jià)值損失約占總損失的16%?？偟膩?lái)看，風(fēng)電目前的總損失約占當(dāng)?shù)仫L(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的38.2%，占比很高，直接影響了風(fēng)電的經(jīng)濟(jì)性。風(fēng)電大發(fā)地區(qū)遠(yuǎn)離負(fù)荷中心，輸電通道有限以及我國(guó)目前的電力系統(tǒng)缺乏靈活性資源，不能根據(jù)出力的變化及時(shí)反映電力供需關(guān)系以及電力系統(tǒng)調(diào)峰成本，不利于風(fēng)電消納和競(jìng)價(jià)上網(wǎng)。本文定義的風(fēng)電在電力市場(chǎng)中長(zhǎng)期交易中損失是基于我國(guó)當(dāng)前的電力市場(chǎng)獨(dú)特的交易品種核算的，風(fēng)電在電力中長(zhǎng)期交易中的價(jià)格目前低于標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，很多省份還沒有開展現(xiàn)貨交易試點(diǎn)，風(fēng)電仍無(wú)法在市場(chǎng)中獲得最大利益?，F(xiàn)有的電力市場(chǎng)，特別是現(xiàn)貨市場(chǎng)將帶來(lái)電價(jià)、運(yùn)行方式等的更大波動(dòng)，給風(fēng)電發(fā)電商帶來(lái)較大的風(fēng)險(xiǎn)。未來(lái)，可以參考英國(guó)的差價(jià)合約機(jī)制（contract for difference, CfD）設(shè)計(jì)不同生效方式的市場(chǎng)化差價(jià)合約，基于市場(chǎng)交易保障結(jié)算價(jià)格，可以作為電力市場(chǎng)主體風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避的工具。
三、結(jié)論和政策建議
平價(jià)上網(wǎng)時(shí)代，風(fēng)電全面參與電力市場(chǎng)是必然趨勢(shì)。但是，高并網(wǎng)成本與高非技術(shù)成本一起，成為阻礙風(fēng)電全面實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)的主要障礙。有必要明確風(fēng)電參與電力市場(chǎng)的權(quán)利義務(wù)，合理框定其并網(wǎng)成本。
未來(lái)，優(yōu)化系統(tǒng)運(yùn)行，降低系統(tǒng)運(yùn)行成本，完善電力輔助服務(wù)機(jī)制是促進(jìn)可再生能源消納和降低風(fēng)電并網(wǎng)成本的關(guān)鍵。
在發(fā)電環(huán)節(jié)要建立完善的輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制，調(diào)動(dòng)發(fā)電企業(yè)提供靈活性服務(wù)的積極性。輸電環(huán)節(jié)完善新能源跨省跨區(qū)消納和交易機(jī)制，升級(jí)并利用好省間輸電通道。用電環(huán)節(jié)出臺(tái)促進(jìn)可中斷負(fù)荷、電供熱發(fā)展的配套激勵(lì)政策，制定合理電價(jià)機(jī)制，引導(dǎo)用戶參與需求側(cè)響應(yīng)。
輔助服務(wù)費(fèi)用應(yīng)由電源側(cè)分?jǐn)傁蛴脩魝?cè)分?jǐn)傓D(zhuǎn)變。建議過渡階段的輔助服務(wù)成本由電源、用戶共同分?jǐn)?，火電深度調(diào)峰的成本由火電廠和用戶按一定比例分?jǐn)?，其中用戶承?dān)的部分通過輸配電價(jià)進(jìn)行分?jǐn)?。市?chǎng)化階段可以按照電能量和輔助服務(wù)市場(chǎng)聯(lián)合出清的邊際價(jià)格結(jié)算輔助服務(wù)費(fèi)用，以市場(chǎng)的力量驅(qū)動(dòng)各主體主動(dòng)提供輔助服務(wù)。用戶側(cè)也可以提供可中斷負(fù)荷和需求響應(yīng)參與電力市場(chǎng)的競(jìng)價(jià)獲取收益。電力市場(chǎng)環(huán)境下，需要明確界定風(fēng)電全面參與電力市場(chǎng)的權(quán)利和義務(wù)，合理框定其并網(wǎng)成本水平。
總之，只有在厘清各類價(jià)格機(jī)制的適用范圍和前提的基礎(chǔ)上，結(jié)合可再生能源技術(shù)水平、發(fā)電成本、產(chǎn)業(yè)狀況、市場(chǎng)環(huán)境等，建設(shè)合理有效的電力市場(chǎng)機(jī)制并根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整，才能有效降低風(fēng)電的并網(wǎng)成本，推動(dòng)我國(guó)可再生能源的良好發(fā)展。
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原文首發(fā)于《電力決策與輿情參考》2020年5月22日第20期
