我国新能源促消纳政策措施有效性分析

在“双碳”目标指引下，实施可再生能源替代、加快电力市场体系建设，成为我国构建清洁低碳安全高效能源体系的两项关键行动。近年来，为促进风电、光伏等可再生能源消纳利用，国家和地方出台了一系列支持政策，使我国可再生能源消纳利用政策从零散趋向体系化，为实施可再生能源替代行动打下了良好基础，显著提升了消纳利用率。但在我国加快推进电力现货市场结算试运行、建设全国统一电力市场体系的大背景下，相关政策在衔接与实施过程中也出现了一些问题，主要表现为部分执行人员对风电和光伏在电力系统运行中消纳的物理过程认识不清晰、对各类交易的执行是物理方式还是金融方式未理清，以及未能综合技术、经济、体制机制等多维度进行考虑，导致相关政策较难形成合力或是措施手段与政策目的不匹配。

 

电力与电量，物理与金融

 

电力系统因电的光速传导、时时刻刻对发电出力基本等于用电负荷的要求等技术特性，使其安全、经济运行受到诸多因素的制约。一切研究与实践，都应遵循电力系统运行的客观规律。

 

为什么会弃风、弃光

 

造成弃风、弃光的首要原因是电力系统调峰能力不足。当某一时刻火电等常规电源的发电出力已降至最小，叠加风、光等新能源发电出力后仍大于总用电负荷，为了保证电力系统安全，就必须弃掉一部分风、光出力以使电力平衡。为什么是把常规火电等出力降至最小而不是直接停机呢？事实上，电力系统调度确实会预先安排一些常规电源停机以给新能源让出发电空间，但这种停机是有限度的，一是由于系统频率、电压、稳定等方面的安全要求，必须保障有一定量的常规电源运行；二是燃煤火电等常规电源停机、启动通常经济成本较高，启停过程中也会增加不少碳排放，如果新能源消纳困难的时长及预计弃电量不够大时，增多常规电源停机从经济成本及总碳排放量来看都是不合算的；三是燃煤火电等常规电源停机、启动所需花费的时间通常长达数个小时，而由于新能源随机性和波动性大，其消纳困难时段可能与负荷高峰时段相距较近，停下来的常规电源如果无法迅速恢复并网且带至较高出力，就可能导致无法满足负荷高峰用电而拉闸限电，这也是得不偿失的。

 

输电能力不足（断面约束）是造成弃风、弃光的另一原因。要降低断面约束弃电，一是可通过提升断面内系统的调峰能力，增加断面内消纳量；二是可通过新建输电设施等方式，增加断面输电能力。但新建输电设施会受到走廊空间、投资等条件限制，由于风电和光伏的随机性、波动性，通常导致新建输电设施利用率低、经济性差。

 

由此可见，新能源弃电是与电力系统安全、技术、经济等多维相关的问题。笔者主要对调峰原因弃电进行讨论，断面内调峰能力的提升也可减小断面约束弃电。

 

电力与电量

 

电力与电量的关系类似速度与里程，每时每刻各电源的出力、各用电负荷的大小是电力（单位为千瓦），一段时间内电源的发电量、负荷的用电量是电量（单位为千瓦时或度）。里程（电量）合同好比约定7天跑完100千米，怎么跑无限制；速度（电力）合同则好比约定7天跑完100千米，并且每天各时刻跑到多少千米都要确定好，或者是每天每个小时的平均速度都分别约定好。电源发电电力与负荷用电电力在短至秒级的时间尺度上相等（允许较小偏差），是电力系统能够安全稳定运行的基本条件之一，一段时间的发电量等于用电量仅仅是每时每刻发用电力相等的运行结果而已。

 

目前，我国各现货试点存在仅电源侧参与的单边现货市场，本文仅讨论电源和用户双侧均参与的现货市场。基于双侧市场的每笔合约必须得到购售双方同意才可以更改，并且两侧的改动要完全一致，用户侧合约分解不变而电源侧合约分解改变是不允许的，否则会产生经济责任问题。

 

中长期市场与现货市场共同组成完整的电能量市场。未开展现货市场的省区，其省内中长期交易合同只需约定电量交付的日期范围、总电量和电价，不需约定电力曲线（即使约定了电力曲线，现货市场未运行时也无实际意义），本质是中长期电量合同。开展现货市场结算试运行时，省区内的中长期交易合同除电量合同约定事宜外，还应约定交付日期内每日具体电力曲线（或约定每日各个时段的交付电量与各时段价格），本质是中长期电力合同。现货市场最重要的特征是每日每个时刻（对采用节点电价的还包括各电网节点）的电价均在动态变化，以反映日前、日内或实时的电力供需形势，其出清结果中的发电计划和用电计划均为电力曲线。

 

物理与金融

 

现货市场基于实际运行开展交易，因此现货市场出清结果是要物理执行的。未开展现货市场的省区，其中长期电量合同主要以物理形式执行，即电源与用户需要在合同期内分别发出与使用接近合同规定的电量，对偏差部分交易规则中会约定处理机制。开展现货市场结算试运行的省区，其中长期电力合同有物理与金融两种执行方式，分别对应于分散式现货市场与集中式现货市场。分散式现货市场中采用物理执行方式，要求发用电双方都基本按照合同约定的每日电力曲线进行发电与用电，现货交易是针对实际发电或用电与中长期电力曲线偏差的部分进行竞价交易（中长期合同与实际发用电曲线的偏差量虽然在理论上认为较小，但其处理方式是金融化的，譬如在某时段某电源发电量无法达到合同要求，就以现货价格购买其他电源发电量完成合同交付）。集中式现货市场中的中长期合同为金融性质的差价合约，用于帮助发用电双方锁定部分电量的价格以降低经济风险，发用电双方每日各时刻实际发用电大小不受中长期合同限制，其现货交易是对各个时段的全部发用电量进行竞价（中长期合同与实际发用电曲线的偏差通常会大一些）。目前我国已启动试运的省间现货市场，可以视为分散式现货市场，其是在省间中长期电力合同物理执行的基础上，以现货交易进行偏差调整。至于省间中长期电力合同在省区内是物理执行还是金融执行，则与合同签订主体、该省区电力市场发展程度及现货市场类别有关。

 

调峰能力与风电光伏消纳

 

调峰能力可以通俗理解为当新能源因调峰原因消纳困难时，系统降低电源出力或增加用电负荷的能力，以及当负荷高峰电力供应紧张时，系统增加电源出力或减小用电负荷的能力。若某电源消纳困难时段出力比供应紧张时段还高、某用户消纳困难时段负荷比供应紧张时段还低，则认为该电源、该用户是反调峰的。调峰能力能够在促进消纳与电力保供两方面发挥关键作用。

 

风电和光伏的特殊性

 

水电大多有可对水资源进行存储调节的水库，是优质的调峰电源，而风电和光伏的发电能力完全依赖于当时风、光资源的多寡，其随机性强、波动性大，不具有调节能力且发电曲线通常在统计意义上是反调峰的。以山西省为例，2021年全省风电和光伏最大出力达2156万千瓦，最小只有23万千瓦，单日出力最大波动幅度达1531万千瓦。由此造成风电和光伏的消纳非常依赖电力系统实时运行中能够被有效使用的调峰能力，包括电源、负荷、储能等的调峰能力（不含电源、负荷、储能的纯电网是没有调峰能力的）。

 

风电和光伏中长期金融化执行的必然

 

由于风电和光伏的随机性、波动性，很难做到基本按市场化中长期合同约定的电力曲线交付电量，这导致分散式现货市场中新能源中长期合同执行的物理属性大幅下降，金融化的偏差处理部分大幅增加。例如，某一日无风或是阴雨天，那么风电、光伏与用户签订的中长期电力合同当日就无法采用物理执行，用户用电只能由火电等电源代为供应，即风电、光伏当日的合同实际以金融化方式执行。因此，虽然分散式市场的中长期合同名义上为物理执行，但对风电、光伏与用户的中长期合同而言，实质上与集中式现货市场一样，都是金融化执行的，用户在物理实际上消纳了多少新能源与用户同新能源的中长期交易量大小并无关系。业界已逐渐认识到，在当前技术水平下，风电和光伏装机占比较高或电网断面约束较多的省区不宜采用分散式现货市场。

 

用户负荷一定能促消纳吗

 

电能光速传播，电力系统中每时每刻有多种类型的电源均在生产电能，用户实际使用的电能，是无法区分出由新能源发出还是由火电等其他电源发出的。不考虑断面约束时，只能根据当时新能源出力占总发电出力的比例，认为该时刻用户使用了相应比例的新能源电能。若从提供调峰能力的角度分析用户负荷对促进消纳的作用，各省区无论电力市场发展阶段如何，用户负荷对新能源消纳的物理实际作用与用户同新能源各类交易的开展情况均无直接关系，而只与每日用户实际负荷曲线与系统调峰需求的匹配情况有关，并且其作用可能为积极也可能为消极，取决于负荷曲线为正调峰还是反调峰。例如，只在负荷高峰时段用电的用户，其调峰表现对新能源消纳的作用是消极的，因为它会造成火电等常规电源开机容量增大，导致消纳困难时段弃电量增加。

 

如何促进风电和光伏消纳

 

低谷促消纳与高峰保供应所需的均是电力系统的调峰能力。要提升系统的调峰能力，应重点开展三方面工作：一是在物理层面增加调峰资源；二是为适应可再生能源随机性和波动性，要使调峰资源能够及早获知每日各时段调峰需求大小，以便预先做好安排，灵活有效地发挥作用；三是建设能够持续促进调峰资源增加、促进调峰资源根据调峰需求灵活有效使用的机制。

 

在增加调峰资源方面，对火电机组进行灵活性改造、投资建设各种类型的储能设施、提升用户用电负荷的可调节性等，均能够在物理层面真实增加调峰资源。需要说明的是，储能类调峰资源不限于电储能，与电力系统有交互的各类主体的其他蓄能设施均有通过某种形式转换为电力调峰资源的潜力，例如企业仓库可以成为其调节生产用电的蓄能设施。

 

在调峰资源匹配调峰需求发挥效用方面，可在预先匹配与灵活有效使用两个维度开展工作。由于电力系统调度日前或日内均能够第一时间掌握全网调峰需求，因此，预先匹配的主要工作是使调度掌握的调峰信息能够及早传导至各类调峰资源。调峰资源可分为调度能够管控的资源与难以管控的资源。调度管控资源传统主要是能够调用的电源（含抽蓄）等，可以接受调度指令主动进行调峰，在灵活有效使用方面基本不存在问题。目前国家对可再生能源消纳制定了严格的考核制度，各级调度均能够做到及时、充分地调用调峰资源，并通过省间现货市场、应急调度机制等完成各省区之间调峰资源的优化调配。调度难以管控资源主要是用户所属调峰资源，通常不能接受调度指令，只能被动式地响应调峰需求。当前调度积极推动的虚拟电厂等新型可调主体建设，正是将难以管控的资源通过技术、机制转换为可管控资源，从而更充分、灵活、有效地使用其调峰能力。此外，在电力系统事故等紧急情况下，调度可管控资源能够给予系统更及时有效的调节支撑。

 

在促进调峰资源增加、促进资源灵活有效使用的机制建设方面，可分为非市场类与市场类。非市场类主要采用行政手段等给予激励和引导。对储能项目、火电灵活性改造的补贴、税收优惠等政策激励，能够促进调峰资源的增加，但不能促进资源灵活有效使用。传统上应用较广的是各地的峰平谷电价政策，对引导用户削峰填谷有效，但在随机性、波动性强的风电和光伏日益增长的形势下，由于电力系统的峰、谷所在时段及峰、谷程度会随每日新能源出力变化而改变，造成该政策长期固定的峰、谷时段和价格难以贴合每日运行实际（若能至少每年度进行更新，则在统计意义上依然能有较好效果）。市场类机制主要以变化的价格引导调峰资源发挥调峰能力，最有效的当属电力现货市场。现货市场以日前分时价格引导各类调峰资源预先做好次日安排，再在日内贴合各时刻具体电力供需情况以实时价格激励调峰能力灵活有效使用。从山西现货市场实践情况看，现货运行一段时间后，市场化用户负荷出现明显的削峰填谷的变化趋势，火电相比原调峰辅助服务市场在低谷进一步降低了运行下限，且在高峰尽力提升出力并降低厂用电率，现货市场对调峰资源的增加及灵活有效使用均显示了较强的激励作用。市场作用要进一步发挥，需完善以现货市场为核心的电力市场体系建设，同时有序拓展参与市场的主体范围及参与程度。例如，若风电和光伏不参与市场，按固定电价收购，其必然只在乎总发电量的多少而不在乎发电出力曲线；而若其参与现货市场，就会更主动地设法在高峰提高出力，将可能降低出力的检修等事宜安排在低谷。山西省开展的中长期分时段交易、零售市场分时交易即是对市场体系的进一步完善，目的是在中长期批发市场中明确体现电能分时价值，并通过零售市场传导至零售用户。实践证明，参与分时交易的零售用户的确比未参与用户更显著地增强了调峰表现。市场机制的另一优势是能够将调峰资源使用的成本显性化，进而可对消纳收益与调峰成本开展经济性分析，避免增加消纳的成本过于高昂，有利于以最低的社会经济成本推进能源低碳化。

 

政策或措施对促消纳有用吗

 

围绕提升调峰能力这一关键举措，衡量一项政策或措施是否对促进新能源消纳和电力保供有益，要看其是否能真正增加物理层面的调峰资源、是否有利于调峰资源与调峰需求的匹配及其灵活有效使用、是否能在机制建设上促进前两者。

 

发展分布式风电和光伏可否促消纳？

 

若不考虑断面约束和网损影响，分布式风电和光伏显然并没有增加系统的调峰资源，也未对资源需求匹配及资源灵活有效使用产生促进作用，故不能促进消纳，其与集中式新能源电站在消纳方面面临的问题并无不同。有人会认为，物理上确实是分布式电源发电被同一配电网内的用电负荷消纳，但其忘了这些负荷原本就是电力系统内的消纳资源，分布式不过是“抢”了集中式的消纳资源而已。

 

各类“打捆”或“一体化”项目可否促消纳？

 

这一问题关键在于其“打捆”或“一体化”后的调峰能力是否不低于其所聚合的各类资源单独的调峰能力之和，并且其调峰能力应当能够被系统调度及时、充分地调用（若是非调度对象的低电压等级项目，应当根据调峰需求或价格自发响应）。项目所聚合的调峰资源应以新建为主，若出现将已有调度对象聚合在项目内的情况，应当从上述两方面仔细检查，防止出现个体项目“抢”走系统调峰资源而系统整体调峰资源并未增长的情况。此类项目发展的重点应当是对用户负荷及非调度对象电源所拥有的调峰资源进行整合和挖掘，促使调度难管控资源向可管控资源转变。

 

风电、光伏与用户开展中长期交易（包括分布式隔墙售电）可否促消纳？

 

首先，从物理调峰资源增减、资源与需求的匹配及灵活有效使用角度，分省内与省间分别讨论。若是省内中长期交易，其对个体场站增加消纳或许有帮助（部分省区有新能源参与交易后弃电顺序可以更靠后的规则），但对全省总体并无帮助。原因是由于风电和光伏中长期合同以金融化为主的执行方式，其中长期交易行为与系统日前和日内运行安排基本无关，中长期交易不会改变全省电力系统的总调峰能力，也不会改变资源与需求的匹配及使用。若是省间外送中长期交易，因其会改变外送电曲线，在物理层面相当于增加一个负荷曲线与外送交易曲线相同的用户，可参照对用户负荷是否能够促消纳的分析，只与外送交易曲线与省内调峰需求的匹配情况有关，取决于外送交易曲线为正调峰还是反调峰。此外，一笔省间中长期交易通常持续多日，由于新能源随机性和波动性导致每日峰、谷时段变化，使某一确定的外送曲线只能在统计意义上认为更接近正调峰或是反调峰，具体到某一日结论可能有变。而且，由于国家政策对系统运行时新能源发电优先于火电等常规电源的要求，省间外送交易的参与者具体是新能源还是火电对该省区系统总调峰资源增减无影响，即外送参与者是否为新能源对省内整体新能源消纳能力无影响。由以上可见，新能源开展省间外送中长期交易并不一定能促消纳，省间外送中长期交易对消纳的作用关键在于外送交易曲线与省内调峰需求的匹配情况，与新能源是否是交易的参与者无关。

 

其次，从机制建设角度看，新能源参与中长期交易是有益的。现货市场能够激励调峰资源增加并用好调峰资源，但其建设需以中长期交易为基础。因此，鼓励新能源参与中长期交易，是在拓展参与电力市场的主体范围及参与程度，有利于以现货市场为核心的电力市场机制的建设。

 

扩大现货市场价格波动范围可否促消纳？

 

在现货市场中降低下限价或提高上限价，均有利于扩大峰谷价差范围，增强对调峰的引导作用，有利于促进消纳。有些研究者提出在现货市场中对高峰时段设下限价、低谷时段设上限价，确实可以拉大峰谷价差，但由于新能源的随机性和波动性导致每日峰、谷时段可能发生变化，峰、谷程度也各有不同，该措施存在与峰平谷电价政策类似的问题。

 

必须承认，相关政策或措施可能有多重目的，不仅仅是促进新能源消纳，甚至并非以促消纳为主要目的。例如，火电机组进行背压改造，通常会显著降低其调峰能力，但若在节能降耗、供热等方面的效益能够高于调峰能力下降带来的损失，则是可以推动的，只是在推动过程中应做好综合评估，尽量多让市场机制发挥作用。

 

综上，各类与新能源消纳相关的政策及措施应遵循电力系统的客观运行规律，理清其影响消纳的作用原理，综合考虑当前技术、经济、体制机制实际，以经济社会和环境的综合成本最小化为目标，统筹做好政策衔接协调，明确政策目的并采用与之匹配的措施和手段。