中國儲能網(wǎng)訊：10月15日，經(jīng)歷近1000天的實踐檢驗，省間電力現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)入正式運(yùn)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(yùn)行，有力地促進(jìn)了省間電力互濟(jì)、保供和清潔能源消納。
從中國開始大規(guī)模建設(shè)新能源起，跨省區(qū)的電力調(diào)配就是最主要的消納模式。直到全面推進(jìn)“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(gòu)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(yùn)輸電通道新能源電量占比和開展新增輸電通道先進(jìn)技術(shù)應(yīng)用兩項重大任務(wù)。
進(jìn)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(jī)構(gòu)調(diào)研報告預(yù)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(nèi)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(guān)于做好新能源消納工作保障新能源高質(zhì)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(zhì)量發(fā)展”。
做好新能源消納工作，對規(guī)劃建設(shè)新型能源體系、構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、推動實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)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(fēng)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(jīng)濟(jì)發(fā)展水平和電力需求負(fù)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(lǐng)先全球的特高壓輸電技術(shù)。
在《關(guān)于做好新能源消納工作保障新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》中，提出的第一個要求就是“加快推進(jìn)新能源配套電網(wǎng)項目建設(shè)”，其中“為國家布局的大型風(fēng)電光伏基地、流域水風(fēng)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(shè)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(jī)，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(jī)制需要完善？或者說，正在進(jìn)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(jī)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(jī)量為4.3億千瓦，其中新能源裝機(jī)就達(dá)到2.23億千瓦，占比達(dá)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(jī)比例高，西北電網(wǎng)的新能源發(fā)電量和比例也十分領(lǐng)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(jī)為1.3億千瓦。
經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平和電力裝機(jī)——尤其是新能源裝機(jī)——的嚴(yán)重不匹配，結(jié)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(dān)了新能源消納的重要責(zé)任。
即便是有限的本地消納，也困難重重。
風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源發(fā)電具有隨機(jī)性、波動性等特點，風(fēng)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(fēng)力較小、夏秋季風(fēng)力較大的特點。而受光照強(qiáng)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(dá)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(jī)量較大的河南、山東等地，都出現(xiàn)了午間電力負(fù)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(dá)21小時的負(fù)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(fēng)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(jī)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(dǎo)致其在省內(nèi)中長期合約的匹配上也十分困難。由于功率預(yù)測不準(zhǔn)（尤其是風(fēng)電），簽訂中長期交易曲線風(fēng)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(fēng)險、平衡供需、穩(wěn)定市場預(yù)期而設(shè)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(fēng)險。
而火電在新能源提供各類穩(wěn)定服務(wù)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(yīng)的調(diào)節(jié)性激勵機(jī)制。這給火電的收益也蒙上了一層陰影。
無福消受本地風(fēng)光資源的西北，只能依賴外送來實現(xiàn)新能源的進(jìn)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(dāng)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(dān)的是電量輸送職責(zé)。在規(guī)劃設(shè)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(guān)于2022年度全國可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測評價結(jié)果的通報》，是最新一次官方公開關(guān)于特高壓使用情況的結(jié)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(dá)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(dá)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(jié)構(gòu)快速變化、新能源裝機(jī)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(shè)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(jì)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(biāo)。
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(cè)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(jìn)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(zhuǎn)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(fēng)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(diào)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(shù)可行性，必須考慮經(jīng)濟(jì)效益。
在電力供給寬松的情況下，遠(yuǎn)距離輸電成本可能更高，進(jìn)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(yīng)特征高度相似。當(dāng)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(jīng)開始進(jìn)入豐水期，送來了大量電力。最終的結(jié)果是擠占了省內(nèi)電源的發(fā)電空間，同時外來電價也很低，送端電源經(jīng)濟(jì)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(nèi)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(diào)度、分級管理”的模式。送電協(xié)議基本基于各省煤電基準(zhǔn)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(jìn)程加速。各省電價逐步從政府核對轉(zhuǎn)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(jìn)西北新能源高比例發(fā)展亟須解決的關(guān)鍵問題——儲能發(fā)展和電力跨省跨區(qū)交易機(jī)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(biāo)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(dāng)?shù)鼗痣娀鶞?zhǔn)價。與此同時，青海在缺電時段外購電價格卻高達(dá)0.376元/度。外送電和外購電價格倒掛，導(dǎo)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(dú)立，我國以配額制為基礎(chǔ)，綠電、綠證為配套。一個反直覺的常識是：青海作為光、風(fēng)資源都很豐富的省份，經(jīng)常無法完成非水可再生能源消納的責(zé)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(quán)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(jīng)濟(jì)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(nèi)靈活性資源調(diào)節(jié)。
新能源電站參與市場化交易，面臨較大的省內(nèi)市場偏差結(jié)算及考核風(fēng)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(jīng)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(jié)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(bǔ)×全面市場化√
綜合考慮“碳達(dá)峰、碳中和”戰(zhàn)略和新型電力系統(tǒng)建設(shè)，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(jī)制，通過市場化行為方式，實現(xiàn)電力電量的跨時空互?；?jì)，并根據(jù)購售雙方所在電網(wǎng)的實際運(yùn)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(diào)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(chǔ)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(jì)”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(jì)互補(bǔ)；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(jì)。
為解決系統(tǒng)調(diào)峰資源不足、跨省調(diào)用機(jī)制不全，西北電網(wǎng)建成“1+5”區(qū)域調(diào)峰輔助服務(wù)市場體系；而且在調(diào)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(lǐng)先。
省間備用輔助服務(wù)方面，實現(xiàn)省間備用互濟(jì)組織方式向市場化轉(zhuǎn)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(jié)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(jìn)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(jī)制的出現(xiàn)；摒棄了“左右搖擺”式的打補(bǔ)丁的改革，很多問題會迎刃而解。
比如說，彈性交易機(jī)制和新火互濟(jì)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(shè)置上限、套利回收、預(yù)測監(jiān)控等各種手段來進(jìn)行約束。
再比如調(diào)峰輔助服務(wù)的建設(shè)?！峨娏ΜF(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》已經(jīng)明確規(guī)定：現(xiàn)貨市場運(yùn)行期間，已通過電能量市場機(jī)制完全實現(xiàn)系統(tǒng)調(diào)峰功能的，原則上不再設(shè)置與現(xiàn)貨市場并行的調(diào)峰輔助服務(wù)品種。
在電力市場化建設(shè)要求加快的情況下，完全可以通過推動現(xiàn)貨市場解決調(diào)峰的問題，還需要再精心設(shè)計一套注定會被淘汰的調(diào)峰機(jī)制嗎？
而當(dāng)我們對西北新能源外送進(jìn)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(fèi)用。那我們應(yīng)該如何考量遠(yuǎn)距離電力輸送的經(jīng)濟(jì)性和戰(zhàn)略地位？
答案看起來很簡單：如果要實現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”西北地區(qū)的新能源必不可少。在強(qiáng)大的國家戰(zhàn)略面前，經(jīng)濟(jì)性似乎應(yīng)該被讓渡在次要位置。
“我們是否應(yīng)該考慮改革現(xiàn)有輸電費(fèi)用模式，考量固定成本+合理收益模式，單獨(dú)向用戶收取跨省區(qū)容量電費(fèi)?！庇须娏ο到y(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(zhǔn)確性、建立更適應(yīng)市場化發(fā)展的規(guī)劃制度，似乎才是更好的選擇。
當(dāng)通道兩端地區(qū)的新能源裝機(jī)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(zhuǎn)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(zé)，只能依托于更靈活、更能大范圍調(diào)配資源的全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)。
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(zhì)或許不在于技術(shù)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(qiáng)連接，電網(wǎng)承擔(dān)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(fēng)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(fù)荷的不匹配，也間接導(dǎo)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(shù)情況來看，只有更多地依賴電化學(xué)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(fù)荷匹配。背負(fù)上了這些“包袱”的新能源，還能在市場中盈利，進(jìn)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。
