中國儲能網(wǎng)訊：在“雙碳”目標指引下，實施可再生能源替代、加快電力市場體系建設，成為我國構建清潔低碳安全高效能源體系的兩項關鍵行動。近年來，為促進風電、光伏等可再生能源消納利用，國家和地方出臺了一系列支持政策，使我國可再生能源消納利用政策從零散趨向體系化，為實施可再生能源替代行動打下了良好基礎，顯著提升了消納利用率。但在我國加快推進電力現(xiàn)貨市場結算試運行、建設全國統(tǒng)一電力市場體系的大背景下，相關政策在銜接與實施過程中也出現(xiàn)了一些問題，主要表現(xiàn)為部分執(zhí)行人員對風電和光伏在電力系統(tǒng)運行中消納的物理過程認識不清晰、對各類交易的執(zhí)行是物理方式還是金融方式未理清，以及未能綜合技術、經(jīng)濟、體制機制等多維度進行考慮，導致相關政策較難形成合力或是措施手段與政策目的不匹配。
電力與電量，物理與金融
電力系統(tǒng)因電的光速傳導、時時刻刻對發(fā)電出力基本等于用電負荷的要求等技術特性，使其安全、經(jīng)濟運行受到諸多因素的制約。一切研究與實踐，都應遵循電力系統(tǒng)運行的客觀規(guī)律。
為什么會棄風、棄光
造成棄風、棄光的首要原因是電力系統(tǒng)調峰能力不足。當某一時刻火電等常規(guī)電源的發(fā)電出力已降至最小，疊加風、光等新能源發(fā)電出力后仍大于總用電負荷，為了保證電力系統(tǒng)安全，就必須棄掉一部分風、光出力以使電力平衡。為什么是把常規(guī)火電等出力降至最小而不是直接停機呢？事實上，電力系統(tǒng)調度確實會預先安排一些常規(guī)電源停機以給新能源讓出發(fā)電空間，但這種停機是有限度的，一是由于系統(tǒng)頻率、電壓、穩(wěn)定等方面的安全要求，必須保障有一定量的常規(guī)電源運行；二是燃煤火電等常規(guī)電源停機、啟動通常經(jīng)濟成本較高，啟停過程中也會增加不少碳排放，如果新能源消納困難的時長及預計棄電量不夠大時，增多常規(guī)電源停機從經(jīng)濟成本及總碳排放量來看都是不合算的；三是燃煤火電等常規(guī)電源停機、啟動所需花費的時間通常長達數(shù)個小時，而由于新能源隨機性和波動性大，其消納困難時段可能與負荷高峰時段相距較近，停下來的常規(guī)電源如果無法迅速恢復并網(wǎng)且?guī)е凛^高出力，就可能導致無法滿足負荷高峰用電而拉閘限電，這也是得不償失的。
輸電能力不足（斷面約束）是造成棄風、棄光的另一原因。要降低斷面約束棄電，一是可通過提升斷面內系統(tǒng)的調峰能力，增加斷面內消納量；二是可通過新建輸電設施等方式，增加斷面輸電能力。但新建輸電設施會受到走廊空間、投資等條件限制，由于風電和光伏的隨機性、波動性，通常導致新建輸電設施利用率低、經(jīng)濟性差。
由此可見，新能源棄電是與電力系統(tǒng)安全、技術、經(jīng)濟等多維相關的問題。筆者主要對調峰原因棄電進行討論，斷面內調峰能力的提升也可減小斷面約束棄電。
電力與電量
電力與電量的關系類似速度與里程，每時每刻各電源的出力、各用電負荷的大小是電力（單位為千瓦），一段時間內電源的發(fā)電量、負荷的用電量是電量（單位為千瓦時或度）。里程（電量）合同好比約定7天跑完100千米，怎么跑無限制；速度（電力）合同則好比約定7天跑完100千米，并且每天各時刻跑到多少千米都要確定好，或者是每天每個小時的平均速度都分別約定好。電源發(fā)電電力與負荷用電電力在短至秒級的時間尺度上相等（允許較小偏差），是電力系統(tǒng)能夠安全穩(wěn)定運行的基本條件之一，一段時間的發(fā)電量等于用電量僅僅是每時每刻發(fā)用電力相等的運行結果而已。
目前，我國各現(xiàn)貨試點存在僅電源側參與的單邊現(xiàn)貨市場，本文僅討論電源和用戶雙側均參與的現(xiàn)貨市場。基于雙側市場的每筆合約必須得到購售雙方同意才可以更改，并且兩側的改動要完全一致，用戶側合約分解不變而電源側合約分解改變是不允許的，否則會產生經(jīng)濟責任問題。
中長期市場與現(xiàn)貨市場共同組成完整的電能量市場。未開展現(xiàn)貨市場的省區(qū)，其省內中長期交易合同只需約定電量交付的日期范圍、總電量和電價，不需約定電力曲線（即使約定了電力曲線，現(xiàn)貨市場未運行時也無實際意義），本質是中長期電量合同。開展現(xiàn)貨市場結算試運行時，省區(qū)內的中長期交易合同除電量合同約定事宜外，還應約定交付日期內每日具體電力曲線（或約定每日各個時段的交付電量與各時段價格），本質是中長期電力合同?，F(xiàn)貨市場最重要的特征是每日每個時刻（對采用節(jié)點電價的還包括各電網(wǎng)節(jié)點）的電價均在動態(tài)變化，以反映日前、日內或實時的電力供需形勢，其出清結果中的發(fā)電計劃和用電計劃均為電力曲線。
物理與金融
現(xiàn)貨市場基于實際運行開展交易，因此現(xiàn)貨市場出清結果是要物理執(zhí)行的。未開展現(xiàn)貨市場的省區(qū)，其中長期電量合同主要以物理形式執(zhí)行，即電源與用戶需要在合同期內分別發(fā)出與使用接近合同規(guī)定的電量，對偏差部分交易規(guī)則中會約定處理機制。開展現(xiàn)貨市場結算試運行的省區(qū)，其中長期電力合同有物理與金融兩種執(zhí)行方式，分別對應于分散式現(xiàn)貨市場與集中式現(xiàn)貨市場。分散式現(xiàn)貨市場中采用物理執(zhí)行方式，要求發(fā)用電雙方都基本按照合同約定的每日電力曲線進行發(fā)電與用電，現(xiàn)貨交易是針對實際發(fā)電或用電與中長期電力曲線偏差的部分進行競價交易（中長期合同與實際發(fā)用電曲線的偏差量雖然在理論上認為較小，但其處理方式是金融化的，譬如在某時段某電源發(fā)電量無法達到合同要求，就以現(xiàn)貨價格購買其他電源發(fā)電量完成合同交付）。集中式現(xiàn)貨市場中的中長期合同為金融性質的差價合約，用于幫助發(fā)用電雙方鎖定部分電量的價格以降低經(jīng)濟風險，發(fā)用電雙方每日各時刻實際發(fā)用電大小不受中長期合同限制，其現(xiàn)貨交易是對各個時段的全部發(fā)用電量進行競價（中長期合同與實際發(fā)用電曲線的偏差通常會大一些）。目前我國已啟動試運的省間現(xiàn)貨市場，可以視為分散式現(xiàn)貨市場，其是在省間中長期電力合同物理執(zhí)行的基礎上，以現(xiàn)貨交易進行偏差調整。至于省間中長期電力合同在省區(qū)內是物理執(zhí)行還是金融執(zhí)行，則與合同簽訂主體、該省區(qū)電力市場發(fā)展程度及現(xiàn)貨市場類別有關。
調峰能力與風電光伏消納
調峰能力可以通俗理解為當新能源因調峰原因消納困難時，系統(tǒng)降低電源出力或增加用電負荷的能力，以及當負荷高峰電力供應緊張時，系統(tǒng)增加電源出力或減小用電負荷的能力。若某電源消納困難時段出力比供應緊張時段還高、某用戶消納困難時段負荷比供應緊張時段還低，則認為該電源、該用戶是反調峰的。調峰能力能夠在促進消納與電力保供兩方面發(fā)揮關鍵作用。
風電和光伏的特殊性
水電大多有可對水資源進行存儲調節(jié)的水庫，是優(yōu)質的調峰電源，而風電和光伏的發(fā)電能力完全依賴于當時風、光資源的多寡，其隨機性強、波動性大，不具有調節(jié)能力且發(fā)電曲線通常在統(tǒng)計意義上是反調峰的。以山西省為例，2021年全省風電和光伏最大出力達2156萬千瓦，最小只有23萬千瓦，單日出力最大波動幅度達1531萬千瓦。由此造成風電和光伏的消納非常依賴電力系統(tǒng)實時運行中能夠被有效使用的調峰能力，包括電源、負荷、儲能等的調峰能力（不含電源、負荷、儲能的純電網(wǎng)是沒有調峰能力的）。
風電和光伏中長期金融化執(zhí)行的必然
由于風電和光伏的隨機性、波動性，很難做到基本按市場化中長期合同約定的電力曲線交付電量，這導致分散式現(xiàn)貨市場中新能源中長期合同執(zhí)行的物理屬性大幅下降，金融化的偏差處理部分大幅增加。例如，某一日無風或是陰雨天，那么風電、光伏與用戶簽訂的中長期電力合同當日就無法采用物理執(zhí)行，用戶用電只能由火電等電源代為供應，即風電、光伏當日的合同實際以金融化方式執(zhí)行。因此，雖然分散式市場的中長期合同名義上為物理執(zhí)行，但對風電、光伏與用戶的中長期合同而言，實質上與集中式現(xiàn)貨市場一樣，都是金融化執(zhí)行的，用戶在物理實際上消納了多少新能源與用戶同新能源的中長期交易量大小并無關系。業(yè)界已逐漸認識到，在當前技術水平下，風電和光伏裝機占比較高或電網(wǎng)斷面約束較多的省區(qū)不宜采用分散式現(xiàn)貨市場。
用戶負荷一定能促消納嗎
電能光速傳播，電力系統(tǒng)中每時每刻有多種類型的電源均在生產電能，用戶實際使用的電能，是無法區(qū)分出由新能源發(fā)出還是由火電等其他電源發(fā)出的。不考慮斷面約束時，只能根據(jù)當時新能源出力占總發(fā)電出力的比例，認為該時刻用戶使用了相應比例的新能源電能。若從提供調峰能力的角度分析用戶負荷對促進消納的作用，各省區(qū)無論電力市場發(fā)展階段如何，用戶負荷對新能源消納的物理實際作用與用戶同新能源各類交易的開展情況均無直接關系，而只與每日用戶實際負荷曲線與系統(tǒng)調峰需求的匹配情況有關，并且其作用可能為積極也可能為消極，取決于負荷曲線為正調峰還是反調峰。例如，只在負荷高峰時段用電的用戶，其調峰表現(xiàn)對新能源消納的作用是消極的，因為它會造成火電等常規(guī)電源開機容量增大，導致消納困難時段棄電量增加。
如何促進風電和光伏消納
低谷促消納與高峰保供應所需的均是電力系統(tǒng)的調峰能力。要提升系統(tǒng)的調峰能力，應重點開展三方面工作：一是在物理層面增加調峰資源；二是為適應可再生能源隨機性和波動性，要使調峰資源能夠及早獲知每日各時段調峰需求大小，以便預先做好安排，靈活有效地發(fā)揮作用；三是建設能夠持續(xù)促進調峰資源增加、促進調峰資源根據(jù)調峰需求靈活有效使用的機制。
在增加調峰資源方面，對火電機組進行靈活性改造、投資建設各種類型的儲能設施、提升用戶用電負荷的可調節(jié)性等，均能夠在物理層面真實增加調峰資源。需要說明的是，儲能類調峰資源不限于電儲能，與電力系統(tǒng)有交互的各類主體的其他蓄能設施均有通過某種形式轉換為電力調峰資源的潛力，例如企業(yè)倉庫可以成為其調節(jié)生產用電的蓄能設施。
在調峰資源匹配調峰需求發(fā)揮效用方面，可在預先匹配與靈活有效使用兩個維度開展工作。由于電力系統(tǒng)調度日前或日內均能夠第一時間掌握全網(wǎng)調峰需求，因此，預先匹配的主要工作是使調度掌握的調峰信息能夠及早傳導至各類調峰資源。調峰資源可分為調度能夠管控的資源與難以管控的資源。調度管控資源傳統(tǒng)主要是能夠調用的電源（含抽蓄）等，可以接受調度指令主動進行調峰，在靈活有效使用方面基本不存在問題。目前國家對可再生能源消納制定了嚴格的考核制度，各級調度均能夠做到及時、充分地調用調峰資源，并通過省間現(xiàn)貨市場、應急調度機制等完成各省區(qū)之間調峰資源的優(yōu)化調配。調度難以管控資源主要是用戶所屬調峰資源，通常不能接受調度指令，只能被動式地響應調峰需求。當前調度積極推動的虛擬電廠等新型可調主體建設，正是將難以管控的資源通過技術、機制轉換為可管控資源，從而更充分、靈活、有效地使用其調峰能力。此外，在電力系統(tǒng)事故等緊急情況下，調度可管控資源能夠給予系統(tǒng)更及時有效的調節(jié)支撐。
在促進調峰資源增加、促進資源靈活有效使用的機制建設方面，可分為非市場類與市場類。非市場類主要采用行政手段等給予激勵和引導。對儲能項目、火電靈活性改造的補貼、稅收優(yōu)惠等政策激勵，能夠促進調峰資源的增加，但不能促進資源靈活有效使用。傳統(tǒng)上應用較廣的是各地的峰平谷電價政策，對引導用戶削峰填谷有效，但在隨機性、波動性強的風電和光伏日益增長的形勢下，由于電力系統(tǒng)的峰、谷所在時段及峰、谷程度會隨每日新能源出力變化而改變，造成該政策長期固定的峰、谷時段和價格難以貼合每日運行實際（若能至少每年度進行更新，則在統(tǒng)計意義上依然能有較好效果）。市場類機制主要以變化的價格引導調峰資源發(fā)揮調峰能力，最有效的當屬電力現(xiàn)貨市場。現(xiàn)貨市場以日前分時價格引導各類調峰資源預先做好次日安排，再在日內貼合各時刻具體電力供需情況以實時價格激勵調峰能力靈活有效使用。從山西現(xiàn)貨市場實踐情況看，現(xiàn)貨運行一段時間后，市場化用戶負荷出現(xiàn)明顯的削峰填谷的變化趨勢，火電相比原調峰輔助服務市場在低谷進一步降低了運行下限，且在高峰盡力提升出力并降低廠用電率，現(xiàn)貨市場對調峰資源的增加及靈活有效使用均顯示了較強的激勵作用。市場作用要進一步發(fā)揮，需完善以現(xiàn)貨市場為核心的電力市場體系建設，同時有序拓展參與市場的主體范圍及參與程度。例如，若風電和光伏不參與市場，按固定電價收購，其必然只在乎總發(fā)電量的多少而不在乎發(fā)電出力曲線；而若其參與現(xiàn)貨市場，就會更主動地設法在高峰提高出力，將可能降低出力的檢修等事宜安排在低谷。山西省開展的中長期分時段交易、零售市場分時交易即是對市場體系的進一步完善，目的是在中長期批發(fā)市場中明確體現(xiàn)電能分時價值，并通過零售市場傳導至零售用戶。實踐證明，參與分時交易的零售用戶的確比未參與用戶更顯著地增強了調峰表現(xiàn)。市場機制的另一優(yōu)勢是能夠將調峰資源使用的成本顯性化，進而可對消納收益與調峰成本開展經(jīng)濟性分析，避免增加消納的成本過于高昂，有利于以最低的社會經(jīng)濟成本推進能源低碳化。
政策或措施對促消納有用嗎
圍繞提升調峰能力這一關鍵舉措，衡量一項政策或措施是否對促進新能源消納和電力保供有益，要看其是否能真正增加物理層面的調峰資源、是否有利于調峰資源與調峰需求的匹配及其靈活有效使用、是否能在機制建設上促進前兩者。
發(fā)展分布式風電和光伏可否促消納？
若不考慮斷面約束和網(wǎng)損影響，分布式風電和光伏顯然并沒有增加系統(tǒng)的調峰資源，也未對資源需求匹配及資源靈活有效使用產生促進作用，故不能促進消納，其與集中式新能源電站在消納方面面臨的問題并無不同。有人會認為，物理上確實是分布式電源發(fā)電被同一配電網(wǎng)內的用電負荷消納，但其忘了這些負荷原本就是電力系統(tǒng)內的消納資源，分布式不過是“搶”了集中式的消納資源而已。
各類“打捆”或“一體化”項目可否促消納？
這一問題關鍵在于其“打捆”或“一體化”后的調峰能力是否不低于其所聚合的各類資源單獨的調峰能力之和，并且其調峰能力應當能夠被系統(tǒng)調度及時、充分地調用（若是非調度對象的低電壓等級項目，應當根據(jù)調峰需求或價格自發(fā)響應）。項目所聚合的調峰資源應以新建為主，若出現(xiàn)將已有調度對象聚合在項目內的情況，應當從上述兩方面仔細檢查，防止出現(xiàn)個體項目“搶”走系統(tǒng)調峰資源而系統(tǒng)整體調峰資源并未增長的情況。此類項目發(fā)展的重點應當是對用戶負荷及非調度對象電源所擁有的調峰資源進行整合和挖掘，促使調度難管控資源向可管控資源轉變。
風電、光伏與用戶開展中長期交易（包括分布式隔墻售電）可否促消納？
首先，從物理調峰資源增減、資源與需求的匹配及靈活有效使用角度，分省內與省間分別討論。若是省內中長期交易，其對個體場站增加消納或許有幫助（部分省區(qū)有新能源參與交易后棄電順序可以更靠后的規(guī)則），但對全省總體并無幫助。原因是由于風電和光伏中長期合同以金融化為主的執(zhí)行方式，其中長期交易行為與系統(tǒng)日前和日內運行安排基本無關，中長期交易不會改變全省電力系統(tǒng)的總調峰能力，也不會改變資源與需求的匹配及使用。若是省間外送中長期交易，因其會改變外送電曲線，在物理層面相當于增加一個負荷曲線與外送交易曲線相同的用戶，可參照對用戶負荷是否能夠促消納的分析，只與外送交易曲線與省內調峰需求的匹配情況有關，取決于外送交易曲線為正調峰還是反調峰。此外，一筆省間中長期交易通常持續(xù)多日，由于新能源隨機性和波動性導致每日峰、谷時段變化，使某一確定的外送曲線只能在統(tǒng)計意義上認為更接近正調峰或是反調峰，具體到某一日結論可能有變。而且，由于國家政策對系統(tǒng)運行時新能源發(fā)電優(yōu)先于火電等常規(guī)電源的要求，省間外送交易的參與者具體是新能源還是火電對該省區(qū)系統(tǒng)總調峰資源增減無影響，即外送參與者是否為新能源對省內整體新能源消納能力無影響。由以上可見，新能源開展省間外送中長期交易并不一定能促消納，省間外送中長期交易對消納的作用關鍵在于外送交易曲線與省內調峰需求的匹配情況，與新能源是否是交易的參與者無關。
其次，從機制建設角度看，新能源參與中長期交易是有益的?，F(xiàn)貨市場能夠激勵調峰資源增加并用好調峰資源，但其建設需以中長期交易為基礎。因此，鼓勵新能源參與中長期交易，是在拓展參與電力市場的主體范圍及參與程度，有利于以現(xiàn)貨市場為核心的電力市場機制的建設。
擴大現(xiàn)貨市場價格波動范圍可否促消納？
在現(xiàn)貨市場中降低下限價或提高上限價，均有利于擴大峰谷價差范圍，增強對調峰的引導作用，有利于促進消納。有些研究者提出在現(xiàn)貨市場中對高峰時段設下限價、低谷時段設上限價，確實可以拉大峰谷價差，但由于新能源的隨機性和波動性導致每日峰、谷時段可能發(fā)生變化，峰、谷程度也各有不同，該措施存在與峰平谷電價政策類似的問題。
必須承認，相關政策或措施可能有多重目的，不僅僅是促進新能源消納，甚至并非以促消納為主要目的。例如，火電機組進行背壓改造，通常會顯著降低其調峰能力，但若在節(jié)能降耗、供熱等方面的效益能夠高于調峰能力下降帶來的損失，則是可以推動的，只是在推動過程中應做好綜合評估，盡量多讓市場機制發(fā)揮作用。
綜上，各類與新能源消納相關的政策及措施應遵循電力系統(tǒng)的客觀運行規(guī)律，理清其影響消納的作用原理，綜合考慮當前技術、經(jīng)濟、體制機制實際，以經(jīng)濟社會和環(huán)境的綜合成本最小化為目標，統(tǒng)籌做好政策銜接協(xié)調，明確政策目的并采用與之匹配的措施和手段。
作者：
國網(wǎng)山西省電力公司 王小昂 張軍六 王其兵
山西電力交易中心有限公司 李宏杰
山西省能源局 楊仁澤 孫 寧 常 偉
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年第5期
