中國儲能網(wǎng)訊：10月15日，經歷近1000天的實踐檢驗，省間電力現(xiàn)貨市場轉入正式運行。
這一從跨區(qū)域省間富余可再生能源現(xiàn)貨交易起步的省間交易模式，從2022年1月開始試運行，有力地促進了省間電力互濟、保供和清潔能源消納。
從中國開始大規(guī)模建設新能源起，跨省區(qū)的電力調配就是最主要的消納模式。直到全面推進“雙碳”戰(zhàn)略和新型電力系統(tǒng)的今天，也不例外。
2024年7月國家發(fā)展改革委、國家能源局、國家數(shù)據(jù)局印發(fā)《加快構建新型電力系統(tǒng)行動方案（2024—2027年）》（以下簡稱《行動方案》）?！缎袆臃桨浮防锩鞔_指出實施大規(guī)模高比例新能源外送攻堅行動，以提升輸電通道新能源電量占比為重點，提出提高在運輸電通道新能源電量占比和開展新增輸電通道先進技術應用兩項重大任務。
進入2024年之后，新能源消納問題似乎一下子突然爆發(fā)出來。
3月初，一份市場流傳的機構調研報告預測，在大力發(fā)展新能源的背景下，電網(wǎng)公司大概率會放開95%的消納紅線，以便接入更多的新能源。
這一話題很快引發(fā)熱議，隨后有更多媒體開始報道很多地方新能源早已突破95%消納紅線。能源新媒在今年3月也發(fā)布了深度報道《深度|新“棄光”時代》。
盡管從官方統(tǒng)計信息來看，全國范圍內新能源消納并沒有明顯的下滑。但國家層面不斷推出的新政策，都不約而同地指向了新能源消納的問題。
2024年5月，國家能源局發(fā)布了《關于做好新能源消納工作保障新能源高質量發(fā)展的通知》，要求“提升電力系統(tǒng)對新能源的消納能力，確保新能源大規(guī)模發(fā)展的同時保持合理利用水平，推動新能源高質量發(fā)展”。
做好新能源消納工作，對規(guī)劃建設新型能源體系、構建新型電力系統(tǒng)、推動實現(xiàn)“雙碳”目標具有重要意義。
我國地大物博，但是資源稟賦的分布并不均勻。盡管風光資源十分平等，但可再生資源明顯在西部地區(qū)——尤其是西北地區(qū)，明顯密集程度更高、資源稟賦更好。因此西北地區(qū)也是我國新能源開發(fā)最早、規(guī)模最大的區(qū)域。
受限于經濟發(fā)展水平和電力需求負荷上限，西部地區(qū)的新能源開發(fā)從一開始就以外送消納為主。也由此帶動了我國領先全球的特高壓輸電技術。
在《關于做好新能源消納工作保障新能源高質量發(fā)展的通知》中，提出的第一個要求就是“加快推進新能源配套電網(wǎng)項目建設”，其中“為國家布局的大型風電光伏基地、流域水風光一體化基地等重點項目開辟納規(guī)‘綠色通道’”放在了首要位置。
在同一文件的附件中，我們可以看到，2024年開工的12個新能源配套電網(wǎng)重點項目，跨省跨區(qū)通道項目就占到了5個。足見外送在新能源消納里的重要作用。
然而舉足輕重的新能源外送盡管一直在建設新的通道，但依然無法挽救消納壓力逐漸增大的問題。隨著越來越高比例的新能源裝機，消納問題迫在眉睫，已成四面楚歌之勢。
到底是外送通道出了問題？還是我們的新能源消納機制需要完善？或者說，正在進行的電力市場化改革，才是徹底破除新能源消納困局的最終路徑？
本地消納：需求不足、曲線折磨
西北五省區(qū)（陜甘青寧新）新能源資源豐富，是我國新能源裝機最為集中的地區(qū)。
截至2023年底，五省區(qū)全網(wǎng)總發(fā)電裝機量為4.3億千瓦，其中新能源裝機就達到2.23億千瓦，占比達到51%。這也讓西北電網(wǎng)成為名副其實的以新能源為主體的電網(wǎng)系統(tǒng)。
不僅僅是裝機比例高，西北電網(wǎng)的新能源發(fā)電量和比例也十分領先。2023年，西北五省區(qū)新能源發(fā)電量突破3000億千瓦時，發(fā)電量占總發(fā)電量的比例為26.3%。
光輝數(shù)據(jù)的背后，卻是一個讓人無奈的事實：2023年西北五省的GDP分別是：陜西：3.38萬億、新疆：1.91萬億、甘肅：1.19萬億、寧夏：5315億、青海：3799億。
五省區(qū)加在一起，GDP還比不上一個浙江省。而浙江省截至2023年的電力總裝機為1.3億千瓦。
經濟發(fā)展水平和電力裝機——尤其是新能源裝機——的嚴重不匹配，結果必然是新能源無法實現(xiàn)在本地的消納。
2023年，西北電網(wǎng)全年完成跨區(qū)交易電量超過3000億千瓦時，特高壓外送通道承擔了新能源消納的重要責任。
即便是有限的本地消納，也困難重重。
風電、光伏發(fā)電等新能源發(fā)電具有隨機性、波動性等特點，風電出力呈現(xiàn)明顯的季節(jié)特性。西北地區(qū)有著冬春季風力較小、夏秋季風力較大的特點。而受光照強度和溫度影響，光伏電站一般在春季、冬季發(fā)電出力較大。在晴朗天氣，光伏電站在白天中午時分出力達到最大，且曲線比較平滑，出力分布較規(guī)律；在多云天氣，出力的白天時段分布沒有規(guī)律。
除了西北地區(qū)，分布式光伏裝機量較大的河南、山東等地，都出現(xiàn)了午間電力負荷過剩的情況。2023年5月1日20時至2日17時，山東實時電價出現(xiàn)了長達21小時的負電價。2天的電價曲線里都出現(xiàn)了明顯的谷段時間，并且和光伏發(fā)電的時段高度重合。
而那張大家熟悉的鴨子曲線圖，可謂是永不過時。
事實上，整個西北地區(qū)都出現(xiàn)了“午間富裕、高峰緊缺”的特征。尤其是晚高峰時間段，由于光伏在瞬間全部沒有發(fā)電出力，而風電不能穩(wěn)定提供輸出，所以20點左右的晚高峰往往會特別緊張。
為了最大化消納新能源，西北地區(qū)火電只能常態(tài)化維持最小開機方式，午間棄電與晚峰保供并存。
對于新能源來說，波動的發(fā)電功率導致其在省內中長期合約的匹配上也十分困難。由于功率預測不準（尤其是風電），簽訂中長期交易曲線風險大。
現(xiàn)貨模式下，中長期合同均帶曲線簽約，由于新能源出力具有波動性、間歇性，致使新能源發(fā)電出力曲線難以與用戶的用電曲線匹配，特別是難以實現(xiàn)長周期的與用戶曲線相匹配。差價合約執(zhí)行和偏差考核，使得原本用以提前規(guī)避風險、平衡供需、穩(wěn)定市場預期而設計的中長期交易已成為影響新能源發(fā)電企業(yè)盈虧的重要風險。
而火電在新能源提供各類穩(wěn)定服務的過程中，先是損失了大量的電量收益，然后要支付大量靈活性改造成本，又缺乏相應的調節(jié)性激勵機制。這給火電的收益也蒙上了一層陰影。
無福消受本地風光資源的西北，只能依賴外送來實現(xiàn)新能源的進一步發(fā)展。然而這條慣性路徑，真的暢通無阻嗎？
外送困局：徘徊的特高壓
在前文提及的文件中，多處都重點要求新建外送通道，也即特高壓輸電線路。那么特高壓建得多了，問題就能解決么？
當然沒有這么簡單。
在傳統(tǒng)電力系統(tǒng)規(guī)劃和理解中，特高壓這樣的輸電通道主要承擔的是電量輸送職責。在規(guī)劃設計中，輸電量會被折算成利用小時。如果以利用小時計算，特高壓閑置、利用率低的問題，由來已久。
此前媒體報道，國家能源局于2023年9月發(fā)布的《關于2022年度全國可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測評價結果的通報》，是最新一次官方公開關于特高壓使用情況的結果。
《通報》顯示，青豫直流2022年利用小時數(shù)1662.5小時，利用小時數(shù)同比下降12.21%，年輸送電量133億千瓦時。其中，盡管可再生能源占比達到78.9%，但可再生能源占比仍同比減少了19.4%。
而據(jù)《能源》雜志獲悉，西北電網(wǎng)11條跨區(qū)外送直流通道中，有7條特高壓直流。
2023年，這7條特高壓直流平均利用小時數(shù)達4480小時。距離4500小時特高壓利用紅線，還有一點點的差距。
但在能源結構快速變化、新能源裝機規(guī)模增大、供需波動劇烈的前提下，輸電通道的職能、定位、作用也在變化。
在建設新型電力系統(tǒng)的新形勢下，輸電通道被賦予了省間電力保供與互濟的新使命。利用小時數(shù)也就不再適合作為輸電通道的主要評價指標。
圖表所示不難看出，各個電力輸出大省，以火電外送為主。這也從側面證明了另一個特高壓外送新能源的問題：在特高壓線路上，外送的新能源占比太低。
根據(jù)2022年印發(fā)的《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，新建通道輸送可再生能源電量比例原則上不低于50%，優(yōu)先規(guī)劃輸送可再生能源電量比例更高的通道。
那么現(xiàn)在實際的比例有多少呢？
在9月28日召開的“促進西北新能源高比例發(fā)展專家研討會暨西北電力圓桌項目啟動會”上，有不具名專家表示目前直流外送通道的新能源占比大概在33%左右。
隨著新能源比例的逐漸提高，輸電通道的變化就會更加劇烈。
以往送端向受端的單向電力潮流，可能變成反向送電。輸電通道的從推動整體電量平衡轉向平衡兩端時段性的因新能源出力的不穩(wěn)定引起的出力波動；輸電容量可能變大，但總體輸電量將會減少。
送、受兩端，矛盾凸顯
從宏觀層面來看，無論是煤炭還是風光，都是西北地區(qū)比東南沿海更為豐富；而電力需求又是東部地區(qū)高于西部地區(qū)。因此資源的大范圍調配并不違背常理。
但具體到實操層面，必然不可能只考慮技術可行性，必須考慮經濟效益。
在電力供給寬松的情況下，遠距離輸電成本可能更高，進而被受端省份“嫌棄”。而隨著市場化程度加深、電力供需環(huán)境變化，所謂“送受兩端”的電價和供需情況開始發(fā)生變化，可能會引發(fā)新的矛盾。
從供需角度說，受端省份自然希望“供給寬裕時少送、缺電時多送”。但現(xiàn)實情況是，各省需求和供應特征高度相似。當緊張狀況出現(xiàn)時，各省很可能會同時緊張；而在寬松時期，各省又都處于寬松狀態(tài)。
例如，今年5月，由于尚未入夏，廣東省電力供給相對寬裕。但與此同時，西南水電已經開始進入豐水期，送來了大量電力。最終的結果是擠占了省內電源的發(fā)電空間，同時外來電價也很低，送端電源經濟效益很差。
另一種近兩年常見的情況是：西部地區(qū)和東部地區(qū)都面臨電力短缺的問題，因此送端省份希望建在自己省份內的配套電源可以優(yōu)先給本省份供電。
更大的矛盾點在于價格的變化及波動。
在現(xiàn)行體制下，外送通道電源多會建成“新能源+火電/水電”的形式。省間交易也遵循“統(tǒng)一調度、分級管理”的模式。送電協(xié)議基本基于各省煤電基準電價，形成固定的送電方向。
但是自從2015年我國開啟新一輪電力體制改革之后，電力市場化進程加速。各省電價逐步從政府核對轉向供需決定。如果以電價差來決定送電方向，則可能出現(xiàn)在特高壓上反向送電的情況。
《促進西北新能源高比例發(fā)展亟須解決的關鍵問題——儲能發(fā)展和電力跨省跨區(qū)交易機制研究》中提到了這樣一個典型案例：如2020年，黃河公司“西電東送”清潔能源項目中，落地電價與山東、河南等受電省份標桿電價價差較大。
2023年，青海省平均上網(wǎng)電價為0.2277元/度，為全國最低，外送電的落地價格普遍低于當?shù)鼗痣娀鶞蕛r。與此同時，青海在缺電時段外購電價格卻高達0.376元/度。外送電和外購電價格倒掛，導致本省發(fā)電企業(yè)收益不斷下降，電力用戶成本不斷升高。
在西北五省區(qū)中，青海的情況無疑比較特殊。在可再生能源消納之獨立，我國以配額制為基礎，綠電、綠證為配套。一個反直覺的常識是：青海作為光、風資源都很豐富的省份，經常無法完成非水可再生能源消納的責任，還不得不從外省購買綠證來解決問題。
除了青海自身的配額權重過高需要國家統(tǒng)籌考慮外。我們也要看到新能源在跨省區(qū)交易的過程中，在價格或者說經濟性上（不考慮綠證價值）并不占優(yōu)勢。
在省間中長期剛性執(zhí)行的要求下，新能源波動偏差主要依靠省內靈活性資源調節(jié)。
新能源電站參與市場化交易，面臨較大的省內市場偏差結算及考核風險，缺乏穩(wěn)定的發(fā)電收益保障。
在許多受端省份（比如山東、河南）中，已經出現(xiàn)了午間電力過剩的情況。所以并不歡迎大量的光伏外送電。即便是外送落地，也不得不執(zhí)行極低的市場化電價。
最終的結果是，新能源大發(fā)時間段送不出去，晚高峰缺電的時候買不到電。西北地區(qū)的新能源外送就這樣被卡住了。
而跨省區(qū)通道上的交易減少，新能源更高比例的消納也就無從談起。
小修小補×全面市場化√
綜合考慮“碳達峰、碳中和”戰(zhàn)略和新型電力系統(tǒng)建設，資源稟賦特殊的西北地區(qū)一直會是重要的新能源輸出基地。外送也依然會在我國新能源消納中占據(jù)重要地位。
西北電網(wǎng)也為新能源消納、外送、保供做出了一系列的探索。在市場交易方面，西北電網(wǎng)創(chuàng)新中長期“彈性交易”機制，通過市場化行為方式，實現(xiàn)電力電量的跨時空互保互濟，并根據(jù)購售雙方所在電網(wǎng)的實際運行變化，在日前、實時階段按照流程規(guī)范和一定的啟動條件可調整、可彈性執(zhí)行的一種中長期電力交易。在不降低送端省份供電可靠性的基礎上，將富余電量送出，實現(xiàn)了送電規(guī)模、購電需求的雙贏。
在交易品種上，創(chuàng)新“能量換容量”“新火互濟”等中長期交易品種，實現(xiàn)新能源電量與水電富裕容量之間互濟互補；統(tǒng)籌火電保供與新能源替代，實現(xiàn)富余新能源與火電之間互濟。
為解決系統(tǒng)調峰資源不足、跨省調用機制不全，西北電網(wǎng)建成“1+5”區(qū)域調峰輔助服務市場體系；而且在調峰品種上，實現(xiàn)源網(wǎng)荷儲全覆蓋，交易品種多樣性全國領先。
省間備用輔助服務方面，實現(xiàn)省間備用互濟組織方式向市場化轉變，引入水電、火電、新能源、配套電源、自備電廠等多元主體，通過集中競價實現(xiàn)資源優(yōu)化配置。
從結果上看，這一系列手段都能夠提高新能源消納、支撐電力保供、推動資源的優(yōu)化配置。如果考慮到我們正在進行的電力市場化改革，不難發(fā)現(xiàn)：許多問題的出現(xiàn)和解決，并不依賴于創(chuàng)新機制的出現(xiàn)；摒棄了“左右搖擺”式的打補丁的改革，很多問題會迎刃而解。
比如說，彈性交易機制和新火互濟等手段，并沒有解決新能源交易里的剛性執(zhí)行的問題。在許多成熟電力市場的案例里，新能源是否需要剛性執(zhí)行中長期合約，都有很多參考解決方案。即便是考慮到新能源潛在的套利問題，也可以通過設置上限、套利回收、預測監(jiān)控等各種手段來進行約束。
再比如調峰輔助服務的建設?！峨娏ΜF(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》已經明確規(guī)定：現(xiàn)貨市場運行期間，已通過電能量市場機制完全實現(xiàn)系統(tǒng)調峰功能的，原則上不再設置與現(xiàn)貨市場并行的調峰輔助服務品種。
在電力市場化建設要求加快的情況下，完全可以通過推動現(xiàn)貨市場解決調峰的問題，還需要再精心設計一套注定會被淘汰的調峰機制嗎？
而當我們對西北新能源外送進行更深層次思考的時候，一個似乎很少被提及的問題再度浮出了水面：如果東西部地區(qū)新能源度電成本的差距，始終低于輸電費用。那我們應該如何考量遠距離電力輸送的經濟性和戰(zhàn)略地位？
答案看起來很簡單：如果要實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”西北地區(qū)的新能源必不可少。在強大的國家戰(zhàn)略面前，經濟性似乎應該被讓渡在次要位置。
“我們是否應該考慮改革現(xiàn)有輸電費用模式，考量固定成本+合理收益模式，單獨向用戶收取跨省區(qū)容量電費。”有電力系統(tǒng)專家指出。
這樣的改變難度極大。在有更多選擇的情況下，受端省份用戶會更容易接受這樣的價格體系嗎？
實際上，我們在前文提到：輸電通道上的電力潮流逐漸開始根據(jù)價格差在通道中流動。那么提高市場價格信號的準確性、建立更適應市場化發(fā)展的規(guī)劃制度，似乎才是更好的選擇。
當通道兩端地區(qū)的新能源裝機規(guī)模都不斷增加的時候，發(fā)電出力和市場供需也在激烈變化。那么輸電通道的作用就從“電量”轉為輸送“電力”：也即正向送電、不送電、反向送電3種形態(tài)切換。
輸電量減少換來的是平衡兩端供需、緩解新能源消納與保供壓力作用的提升。
這是傳統(tǒng)省間交易無法完成的職責，只能依托于更靈活、更能大范圍調配資源的全國統(tǒng)一電力市場建設。
讓我們回到問題的一開始：新能源消納問題之所以出現(xiàn)，本質或許不在于技術限制，也不在于電網(wǎng)限制。而是新能源從一開始就沒有找到用戶消納。
傳統(tǒng)電力系統(tǒng)里，電源不需要與用戶強連接，電網(wǎng)承擔了發(fā)－用之間的中間媒介。
但是電改之后我們會發(fā)現(xiàn)，發(fā)售一體的公司更具競爭力和生命力。與用戶（尤其是大用戶）的直接連接，讓發(fā)電很好地規(guī)避了風險。而新能源在電網(wǎng)全額消納的庇佑下，缺失了與用戶直接對接的考驗。
物理特性注定了新能源發(fā)電曲線天然與用戶負荷的不匹配，也間接導致了新能源缺乏直接尋找用戶的動力和勇氣。
但市場化大潮浩浩蕩蕩，無法避免。高比例新能源帶來的“午間富裕、晚間缺電”問題，可能并不是簡單市場化就可以解決的。
新能源必須自己直面這個問題。
從目前的技術情況來看，只有更多地依賴電化學儲能、抽蓄、虛擬電廠的發(fā)展，來“削峰填谷”，新能源更好地和用戶負荷匹配。背負上了這些“包袱”的新能源，還能在市場中盈利，進而推動投資嗎？
只有市場能回答這個問題。在改革大潮下，更全面的市場化刻不容緩。
