西北区域新能源发展 滚动机制路径研究 西安交通大学 2018 年 9 月 摘 要 近年来，西北区域新能源实现了跨越式的发展，新能源装机和发 电量逐年快速增长，成为国家电网系统新能源占比最大的区域。随着 新能源装机不断增长，西北新能源消纳难度越来越大，新能源弃电问 题日益突出。 西北区域新能源消纳主要面临的问题包括本地需求不足、外送潜 力未完全发挥、调峰能力有限、新能源预测精度不足、市场及调度机 制不完善等。研究对比分析了国内外新能源发展的不同方面，包括新 能源利用情况，新能源预测精度，与传统可控发电形式互动，电网互 联水平，市场及调度机制，电能消费，需求侧灵活资源，电动汽车， 储能应用等。通过对比分析指出了中国，特别是西北区域新能源发展 和消纳工作的特殊问题，对国内外先进的机制措施在西北区域应用的 适应性进行了分析。 最后，为了给西北区域新能源消纳机制的发展提供从近期到远期 逐步完善的发展规划参考，报告提出了西北区域中长期新能源消纳的 滚动机制路径，涵盖发、输、用电及宏观机制多个环节，从具体包括 新能源发电规划、新能源电力系统中的调峰容量及机制、包含高比例 新能源的电网规划与输电费用、促进新能源消纳的需求侧管理、包含 高比例新能源的市场机制、包含高比例新能源的调度机制。 目 录 1 西北区域新能源发展情况及主要制约因素分析 ................................................... 1 1.1 本地电力需求 ................................................................................................. 2 1.2 电能外送潜力 ................................................................................................. 4 1.3 调峰能力 ......................................................................................................... 5 1.4 新能源预测精度 ............................................................................................. 6 1.5 市场及调度机制 ............................................................................................. 7 2 国内外新能源发展机制措施及在西北区域的适用性分析 ................................... 9 2.1 新能源利用情况 ............................................................................................. 9 2.2 新能源预测精度 ........................................................................................... 12 2.3 与传统可控发电形式互动 ........................................................................... 15 2.4 电网互联水平 ............................................................................................... 17 2.5 市场及调度机制 ........................................................................................... 18 2.6 电能消费 ....................................................................................................... 23 2.7 需求侧灵活资源 ........................................................................................... 25 2.8 电动汽车增加需求侧灵活性 ....................................................................... 28 2.9 储能发展情况 ............................................................................................... 31 3 滚动机制路径安排 ................................................................................................. 36 3.1 滚动机制路径安排研究思路 ....................................................................... 36 3.2 新能源发电规划 ........................................................................................... 38 3.2.1 新能源发电规划现状分析................................................................................. 38 3.2.2 新能源发电规划滚动路径................................................................................. 41 3.3 新能源电力系统中的调峰容量及机制 ....................................................... 44 3.3.1 调峰容量及机制现状分析................................................................................. 44 3.3.2 调峰容量及机制滚动路径................................................................................. 46 3.4 包含高比例新能源的电网规划与输电费用 ............................................... 49 3.4.1 电网规划与输电费用现状分析 ......................................................................... 49 3.4.2 电网规划与输电费用滚动路径......................................................................... 52 3.5 促进新能源消纳的需求侧管理 ................................................................... 55 3.5.1 需求侧管理现状分析......................................................................................... 55 3.5.2 需求侧管理滚动路径......................................................................................... 59 3.6 包含高比例新能源的市场机制 ................................................................... 62 3.6.1 市场机制现状分析............................................................................................. 62 3.6.2 市场机制滚动路径............................................................................................. 68 3.7 包含高比例新能源的调度机制 ................................................................... 71 3.7.1 调度机制现状分析............................................................................................. 71 3.7.2 调度机制滚动路径............................................................................................. 73 4 小结 ......................................................................................................................... 75 参考文献...................................................................................................................... 76 1 西北区域新能源发展情况及主要制约因素分析 中国新能源发展迅猛，截至 2017 年底，中国可再生能源发电装机 达到 6.5 亿千瓦，同比增长 14%；其中，水电装机 3.41 亿千瓦、风电装 机 1.64 亿千瓦、光伏发电装机 1.3 亿千瓦，分别同比增长 2.7%，10.5% 和 68.7%。可再生能源发电装机约占全部力装机的 36.6%，同比上升 2.1 个百分点，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显。2017 年，可再生 能源发电量 1.7 万亿千瓦时，同比增长 1500 亿千瓦时；可再生能源发电 量占全部发电量的 26.4%，同比上升 0.7 个百分点。其中，水电 11945 亿千瓦时，同比增长 1.7%；风电 3057 亿千瓦时，同比增长 26.3%；光 伏发电 1182 亿千瓦时，同比增长 78.6%。2017 年，中国全年平均弃风 电量 419 亿千瓦时，弃风率 12%；弃光电量 73 亿千瓦时，弃光率 6%， 由此造成可再生能源资源的浪费，提高了风电等可再生能源电力生产成 本[1]。 西北区域是中国新能源装机及发电量最大的区域，2017 年，西北区 域发电装机容量达到 238657.14MW，其中风电装机容量为 45593.2MW， 光伏发电装机容量为 34998.2MW，新能源发电装机占总发电装机比重为 33.8%。西北区域新能源发电量达到 1104 亿千瓦时，占总发电量的比重 为 18.45%，其中，风电总发电量为 710.8 亿千瓦时，光伏发电量 392.87 亿千瓦时。新能源弃电量为 298.1 亿千瓦时，同比降低了 10.9%，新能 源弃电率为 21.3%，同比减少 7.9 个百分点，实现了新能源消纳“双升双 降”的目标。预计 2018 年西北区域消纳新能源 1263.83 亿千瓦时，新能 1 源弃电量为 276.9 亿千瓦时，同比降低了 7.1%，新能源弃电率为 18.0%。 西北地区各省新能源发电情况 新疆 宁夏 青海 甘肃 陕西 0 100 200 300 400 500 （亿千瓦时） 新能源发电量 新能源弃电量 图 1-1 预计 2018 年西北地区各省新能源发电情况对比 但西北地区在新能源消纳中遇到了一些问题，新能源弃电率仍然很 高。随着新能源装机的不断增长，西北区域新能源消纳难度越来越大， 从当前现状来看，西北区域新能源消纳遇到的难题可总结为以下几个方 面：本地需求不足、外送潜力未完全发挥、调峰能力有限、新能源预测 精度不足、市场及调度机制不完善等。 1.1 本地电力需求 从经济发展的角度来看，欧美主要国家经济水平与新能源发展水平 比较相符（电力需求较大的地区新能源发展水平亦较高、地区间交易相 应市场及调度机制高效），新能源消纳压力并不是很大，新能源无法消 纳的部分绝大程度上是源自于新能源本身的不确定性，因而更多倾向于 增加系统内灵活资源数量及占比。而中国西北区域尽管新能源资源丰 富，但由于处于内陆地区，经济发展水平相对落后，自身电力需求并不 旺盛，未能激励对相应的高效市场及调度机制的需求，因而西北区域本 2 地需求不足，所能消纳的新能源很有限。图 1-2、图 1-3 对比了一些国家 和地区新能源装机和发电量与人口、经济发展水平的关系。可以看出， 西北区域省份的人均新能源装机和可再生能源发电量普遍比东南沿海 地区省份及国外发达国家高，且其单位 GDP 的新能源装机和可再生能 源发电量也普遍比其他国家和地区高，说明尽管西北地区新能源资源丰 富，但由于西北地区经济发展水平不高，本地电力需求不足，丰富的新 能源资源未能为本地带来相应的产值。 图 1-2 各国（地区）经济水平与新能源发展情况对比 图 1-3 各国（地区）经济水平与新能源发展情况对比 3 1.2 电能外送潜力 由于中国新能源资源与负荷的逆向分布特征，用电负荷大部分集中 在东部沿海地区，新能源资源则集中分布在“三北”地区，造成严重的供 需不平衡，必须提升电网互送能力，进行大范围资源配置。近年来我国 大力发展跨区域超高压、特高压输送通道建设来解决电力供需不平衡的 矛盾。西北地区跨区输送通道共有 9 条，其中已投运 7 条，计划 2018 年投运 2 条。西北地区直流外送通道是连接西北能源基地和中、东部用 电需求大的省份主要输送走廊，为消纳西北地区富余电力，实现资源优 化配置起到关键作用。 西北电网通过天中直流、灵绍直流、祁韶直流、银东直流、德宝直 流、灵宝背靠背、柴拉直流与华中、华东、华北和藏中电网跨区互联， 直流理论输送容量达到 32710 兆瓦。但在实际运行中，由于系统安全、 受端省份接纳能力有限等问题，传输容量没有得到充分利用，外送潜力 未完全发挥。 一方面，电网传输线路在建设时根据电压等级和线路参数的差异拥 有不同的额定传输功率，但在运行中线路的实际输送能力往往受到电力 系统发电机出力特性、电网结构、电网安全稳定约束、电力系统负荷特 性等多方面因素制约。特别是对于跨区域直流外送通道，由于其电压等 级高，输送距离远，输送功率大，送、受端系统状态对于输送能力会产 生更大的影响。 另一方面，虽然西北地区的外送电力相比受端省份具有价格优势， 跨区电力输送具有良好的发展潜力，但受端电网的接纳能力和接纳意愿 4 也是影响电力外送的重要因素。受端电网的电源构成通常主要为火电或 者水电加火电，火电在供暖时期有保证最小出力的需求，水电处于丰水 期时本地可再生能源消纳压力增大，这些都会限制受端电网接纳外送电 量能力。 1.3 调峰能力 灵活的电力系统有助于实现较高的可再生能源比重。通过落实一整 套综合措施提高电力生产、交易、输配和终端部门的灵活性。《西北区 域发电厂并网运行管理实施细则》 要求：非供热燃煤火电机组的调峰 能力应达到额定容量的 50％及以上，燃气机组和水电机组调峰能力应达 到额定容量的 100％。通过电厂技术变革和激励其灵活运作，电厂在电 力系统中的作用已然改变--从基荷发电到灵活发电。当前，甘肃、宁夏、 新疆开展了调峰辅助服务市场，其中宁夏电力辅助服务市场于 2018 年 5 月 4 日正式进入试运行阶段，率先作为西北区域电力辅助服务市场的试 点，释放火电机组的调峰空间，有效解决宁夏电力运行中的调峰、供热、 新能源消纳等方面存在的问题。但与国外发达国家对比来看，西北区域 火电机组调峰能力仍然相当有限，主要体现为调峰容量不足。 调峰辅助服务市场使西北区域新能源消纳水平得到了极大的改善， 但调峰容量短缺仍是制约新能源消纳的重要难题。从全年看，西北地区 冬季供热机组开机方式大，调峰能力受限，随着特高压直流线路的投运， 冬季全网调峰难度有所缓解。从日内看，随着光伏装机容量的快速增长， 中午时段光伏最大出力不断增加，超过中午比后夜低谷负荷增长量与直 5 流调峰量之和，中午时段将成为全天调峰最困难的时段。 此外，目前西北部分省区的火电机组调峰能力尚且达不到 “两个细 则”的要求，特别是夏季和冬季因天气影响，火电调峰能力远不能满足电 网运行需要，网内火电机组有待进行灵活性改造，以满足电网调峰基本 要求。 1.4 新能源预测精度 根据中国国家能源局发布的《风电场功率预测预报管理暂行办 法》 ，要求风电日预测曲线最大误差小于 25%，实时预测误差小于 15%， 全天预测结果的均方根误差小于 20%。然而，与负荷相比，可再生能源 有更强的随机性和波动性，且规律性差、难以准确预测，因此可再生能 源发电功率预测是电力系统调度部门工作的重点和难点，也是当前研究 的热点问题。 国内对于风电功率不确定性的研究与国际先进水平仍有一定差距。 根据实地调研，西北区域某省份短期风电预测精度能够达到 75%，光伏 预测精度能够达到 80%。一方面，新能源预测精度仍有提升的空间，另 一方面，新能源的预测结果还需得到更好的利用。在新能源功率概率预 测中，当前研究的热点和难点主要是对新能源出力不确定性的建模和预 测评价指标，同时，概率预测的成果也可应用于电力系统其他领域，这 也是促进预测精度提升的关键动力。 西北区域电网新能源占比很高，对于电网调度、运行来说，新能源 预测精度会对其产生很大的影响，因此提升新能源预测精度至关重要。 6 同时，新能源预测精度的提升也不应只靠技术层面上的支撑，更需要与 市场及调度机制的改进结合起来，通过机制激励新能源预测精度的提 升。 1.5 市场及调度机制 在市场方面，近年来，为提升新能源消纳，国网西北分部创新交易 品种、完善交易流程、加强交易管理，健全西北地区交易市场体系，促 进了能源资源优化配置，市场化交易电量比重持续增加。但从交易类型 和灵活性来看，交易电量的增长仍然很有限。西北地区现有跨省跨区交 易机制以中长期为主，结合短期交易促进新能源的消纳。但大部分的交 易机制未能实现有竞争性的市场交易，交易电价相对固定，在这种情况 下，交易结果不完全由市场竞价决定，市场配置新能源的作用并没有得 到充分发挥。 在调度方面，欧美国家已经完全市场化，而中国目前还依托传统调 度机构维持电力系统的正常运行。相比于市场化的调度机制，“三公”调 度是中国目前普遍采用的调度模式，具体体现为，调度机构根据年度电 量的完成结果，在年度电量指标的执行过程中达到对电厂年度电量完成 率趋同性的要求。然而，在考虑大规模新能源参与调度的情况下，仅以 年度发电计划完成率作为“三公”调度的评价指标，存在明显的不足。在 可再生能源消纳方面，由于可再生能源具有极低的边际成本并且出力具 有不确定性，在提高新能源消纳水平的过程中，为了优先保证电网的安 全稳定运行，传统调度方式基本采取强制性方法，预先安排各电厂的发 7 电指标，因此在必要时应当弃用可再生能源发电量；与此同时，由于电 能的供需存在时空匹配不合理、预测信息利用不充分等方面问题，现有 的调度机制在一定程度上限制了新能源的消纳。 8 2 国内外新能源发展机制措施及在西北区域的适用性 分析 本章对国内外在新能源消纳方面的机制及效果进行对比，面向中国， 特别是西北区域在新能源消纳方面的困境，基于国外新能源发展的先进 经验，评价其在西北区域应用的适用性，提出西北区域未来新能源发展 的思路。国内外新能源消纳机制的对比从以下几个方面展开：新能源利 用情况，新能源预测精度，与传统可控发电形式互动，电网互联水平， 市场及调度机制，电能消费，需求侧灵活资源，电动汽车增加需求侧灵 活性，储能发展情况。 2.1 新能源利用情况 在世界范围内，欧洲是全球新能源发展最早、新能源消纳比例较高 的地区，近年来的可再生能源增长势头强劲，可再生能源在最终能源消 费总量中所占的份额在过去几年几乎翻了一番，从 2004 年的约 8.5％增 加到 2016 年的 17.0％。其中德国是全球新能源发展的引领者，先后修 订出台 6 部可再生能源法；丹麦新能源占电力消费比重达 53.2%，为全 球最高；2010 年，西班牙电网风电瞬时出力占比达到 54%；2016 年， 葡萄牙实现连续 107 小时 100%可再生能源供应[3]。 9 2004年和 2016年欧盟各国可再生能源发电占比 60 2016 2004 50 2020 target 2020 target reached 40 30 % 20 10 0 图 2-1 欧盟各国可再生能源发电占比 从 2005 年到 2012 年，欧盟每年都是可再生能源投资占全球投资的 比例最多的地区。然而，中国在 2013 年超过了欧盟自此成为可再生能 源市场明确的领导者。截止 2016 年，中国风电、光伏发电、水电装机 量均位列全球第一；可再生能源产业已具备较强的基础，并开始为国内 外碳减排做出贡献[4]。 图 2-2 各地区新能源装机 尽管中国可再生能源发展势头喜人，但中国整体人均新能源装机容 10 量较低，新能源发电还有极大发展空间。由于中国可再生能源发电量中 60%左右为水电，风电光伏等新能源发电量较低，新能源发电量/新能源 装机比例较低，新能源发电利用小时数较低，新能源消纳遇到的问题多 于欧美国家，新能源装机的发展不应过快。 对比欧洲，其可再生能源消纳比例较高，主要国家弃风率为：德国 2.1%(2014)、 0.9%(2013)；丹麦 0(2014)；英国 3.1%(2014)、 2.0%(2013)； 西班牙 2.1%(2013)、 0.3%(2012)[4]。 从经济发展的角度来看，欧美主要国家经济水平与新能源发展水平 比较相符（电力需求较大的地区新能源发展水平亦较高、地区间交易相 应市场及调度机制高效），新能源消纳压力并不是很大，绝大程度上是 源自于新能源本身的不确定性，因而更多倾向于增加系统内灵活资源数 量及占比。 中国存在新能源开发布局与负荷分布不匹配的问题。截至 2016 年 年底，“三北”地区风电、光伏发电约占全国的 70%，负荷仅占全国的 38%。 与此同时，中国电力长期以来按省域平衡，缺乏跨省跨区消纳政策和电 价机制，新能源跨省跨区消纳存在省间壁垒。特别是西北地区新能源跨 省跨区消纳困难，弃风、弃光问题突出。由此可见，可再生能源消纳问 题是中国能源转型的关键问题。 11 图 2-3 中国西北五省可再生能源装机和用电量情况（按比例） 中国各省区新能源发展水平与经济发展水平不匹配，中国西北地区 省份新能源人均新能源装机及人均可再生能源发电量均较高，依靠本地 负荷势必无法充分消纳新能源，此外，东南沿海负荷集中区新能源装机 很低，这与中国国情有关，促进新能源的消纳一定要有高效的省区间电 力互送，因此，增强电网互联程度，打破省区间壁垒，建立通畅的长距 离输送通道，同时建立相应的市场及调度机制，以建立全国范围配置新 能源的电力市场，仍是中国消纳新能源的关键任务之一。 对于西北区域来说，由于承担着中国主要能源生产基地的任务，与 国外多数国家和地区不同，西北区域的新能源发展还应充分考虑电网外 送能力和受端的接纳能力，稳步推进新能源发电规划建设，提升新能源 的利用率。 2.2 新能源预测精度 随着可再生能源发电量占社会总用电量比例的不断提高，准确地预 12 测可再生能源发电功率对缓解电网调峰压力、 减少电力系统备用容量 配置、 提高电网可再生能源接纳能力等均具有重要意义。如 1.4 节分析， 中国国家能源局发布的《风电场功率预测预报管理暂行办法》对不同尺 度下的风电场功率预测精度提出了具体要求，但由于可再生能源有随机 性和波动性，可再生能源发电功率预测是电力系统调度部门工作的重点 和难点，也是当前研究的热点问题。 电力系统消纳新能源的基础是新能源功率预测。国外风电预测研究 起步较早，丹麦、西班牙、德国、美国等国家的风电预测技术已较为成 熟，各国研究出的风电预测系统均已投入运行。在德国，基于天气预报 的新能源功率预测属于商业领域。各大电网公司以及电力供求各方皆会 购买来自专业机构的预测服务。德国 50hertz 电力公司全网日前风电功 率预测均方根误差可以达到 2%～4%，太阳能可以达到 5%～7%。西班 牙提前 48h 的风电预测均方根误差<30%，提前 24h: <15%，预测精度约 为 85%。大型新能源场站，如海上风电场，也要开展功率预测工作，根 据预测发电能力参与市场竞争。 德国电网通过各输电网控制中心和上百个配电网控制中心实现对 风电场的实时调度。风电场实时数据直接上传至配电网控制中心。根据 德国《可再生能源法》的规定，所有容量大于 100 千瓦的可再生能源发 电设备必须具备遥测和遥调的技术条件，才允许并入互联电网。当输电 网运营商的输电线路存在阻塞，其首先给下属配电网调度指令下发限电 指令，令其限制一定份额的电力。然后配电网或者直接限制连接在本网 的可再生能源电力，或者再给其下属的中压电网调度中心指令，令其限 13 制一定份额的电力。目前，虽然德国新能源出力已达到很高比例，但灵 活的市场及调度运行机制使得电网运行安全依然可以得到保证。 在应用方面，国际上包含概率预测功能的风电功率预测软件已较为 成熟，如德国的 ISET Wind Power Management System 和 WPPT 及 WEPROG 实时集合预报系统等。中国风电功率预测系统的研究机构主 要包括:中国电力科学研究院、中国气象局国家气象中心、华北电力大学、 金风科技股份有限公司等，同时中国也与德国太阳能研究所(ISET )、丹 麦 Rise 国家实验室以及挪威 WindSim 公司开展了国际合作。 表 2-1 风电功率预测系统[5] 风电功率预测系统(国外) 软件名称 采用方法 开发者 应用范围 西班牙、丹麦、 Prediktor 物理方法 丹麦 Risø国家实验室 爱尔兰、法国、 德国 丹麦、澳大利亚、加 丹麦技术大学信息学院和 WPPT 统计方法 拿大、爱尔兰、芬兰、 数学院共同研发 瑞典 物理方法和统计方 丹麦国家实验室和 Zephyr 丹麦、澳大利亚 法组合 丹麦科技大学共同开发 物理方法和统计方 Previento 奥尔登堡大学 德国、北爱尔兰 法组合 物理方法、 统计方 eWind 法和元启发式算法 美国真风公司 美国 组合 物理方法、统计方法 西班牙 LocalPrel 西班牙可再生能源中心 组合 爱尔兰 风电功率预测系统(国内) 软件名称 采用方法 开发者 应用范围 中国电科院风电功率 物理方法和元启发 预测系统 中国电力科院研究院 吉林、江苏等省 式算法组合 WPFSVer1.0 中国气象局风电功率 物理方法和统计方 由中国气象局公共气象服 河北、甘肃、宁夏等 预测预报系统 法组合 务中心 省(自治区) 国能日新风电功率预 物理方法和元启发 北京国能日新系统控制技 山西、广西、河北、 测系统 式组合 术有限公司 河南等省(自治区) (SPWF-3000) 14 物理方法、统计方法 FR3000F 风电功率预 北京中科伏瑞电气技术有 新疆、内蒙古、宁夏 和元启发式算法组 测系统 限公司 等省(自治区) 合 风脉(武汉)可再生能源技 风电功率预测预报系 物理方法和统计方 术有限责任公司和湖北省 新疆等省(自治区) 统 法组合 气象局 然而，国内对于风电功率不确定性的研究与国际先进水平仍有一定 差距。风电功率概率预测中，对风电功率不确定性的精细化建模和对概 率预测评价指标的优化是当前研究的热点和难点，将概率预测的成果应 用于电力系统其他领域也是促进概率预测进一步发展的关键动力。 对于西北区域来说，新能源在电网中的占比很高，新能源预测精度 对电网调度、运行起到很大的影响作用，因此提升新能源预测精度是当 务之急。新能源预测精度的提升应与市场及调度机制的改进结合起来， 从机制层面上挖掘提升新能源预测精度的激励。 2.3 与传统可控发电形式互动 中国过去十五年所采用的能源和电力发展战略成功地保障了电力 供应，为快速增长的经济提供了动力，目前依然影响着电力系统发展。 中国经济进入“新常态”以来，煤炭发电厂产能过剩明显，在未来的电力 系统中，有出现投资搁浅和化石能源技术“锁定”的风险。此外，电厂和 互联电网的调度运行受到传统电力市场交易制度的影响，无法适应大规 模风电和太阳能发电等波动性电源的发展。中国的电力体制改革正在进 行，这些问题均应得到解决，为电力系统的运行和发展创造一个全新的 框架。然而，由于制度障碍以及缺乏针对不同省份的共同目标，目前电 力市场改革推进缓慢，区域电力市场在市场设置和计划安排方面的合作 15 往往存在明显的利益冲突。 灵活的电力系统有助于实现较高的可再生能源比重。通过落实一整 套综合措施提高电力生产、交易、输配和终端部门的灵活性。《西北区 域发电厂并网运行管理实施细则》 对不同类型机组的调峰能力提出了 具体要求，具体在 1.3 节中提到。通过电厂技术变革和激励其灵活运作， 电厂在电力系统中的作用已然改变--从基荷发电到灵活发电。 在这一方面，国外也有可以借鉴的例子。德国灵活调节电源与新能 源的比例并不是很高，但常规煤电调节能力极强。以 2017 年 4 月 25～ 30 日为例，德国太阳能发电、风电出力大时，抽水蓄能、燃气发电、褐 煤发电、硬煤发电甚至核电均参与调节。其中 4 月 30 日燃气发电最低 压至本周最高出力的 18%，褐煤发电最低压至本周最高出力的 34%，硬 煤发电最低压至本周最高出力的 10%。承担调峰主力的硬煤发电在 18 个小时从 1563 万千瓦降至 514 万千瓦，又在 1 天后降至 186 万千瓦。 当 5 月 2 日风电出力减小后，硬煤发电在 6 个小时内由 350 万千瓦增加 至 956 万千瓦。从 4 月 28 日硬煤出力 1563 万千瓦，到 4 月 30 日最小 出力 176 万千瓦，再到 5 月 3 日出力重回 1361 万千瓦，总时间仅为 5 天半。 对于西北区域来说，提升火电机组的灵活性、增加系统调峰容量将 会成为影响新能源消纳水平的最重要因素，因此，配合调峰辅助服务市 场的建设，鼓励火电机组参与辅助服务市场，完善市场规则，激励火电 厂主动提升灵活性将是未来工作的重点。 16 2.4 电网互联水平 要保证更多的新增可再生能源发电容量接入电网，需要对煤电企业 的运行提出灵活性要求，维持提高电力系统灵活运行；需要更为灵活的 调度输电线路和省间电量交换；需要地方政府提高接纳和利用区外可再 生能源的积极性，支持电网调度合作和联合调度。 以西北电网为例，通过 1.2 节的分析，西北电网外送直流通道理论 输送容量之和达到 32710 兆瓦。2017 年全年，灵宝直流西北送华中全 年累计电量 88.15 亿千瓦时，德宝直流西北送西南全年累计电量 48.90 亿千瓦时，银东直流西北送山东全年累计电量 302.02 亿千瓦时，天中 直流西北送华中全年累计电量 359.69 亿千瓦时，灵绍直流西北送华东 全年累计电量 201.26 亿千瓦时，祁韶直流西北送华中全年累计电量 66.55 亿千瓦时，德宝直流西南送西北全年累计电量 68.69 亿千瓦时。 但在可再生能源消纳方面，西北电网的互联程度还需提高。 图 2-4 可再生能源装机（MW）与年平均每小时互送电量（MWh）对比 从电力互送与新能源发展水平来看，西北地区的可再生能源互送电 量比例已经很大，若进一步提升互送电量，不仅要有坚强的通道，还应 有高效的机制挖掘受电省区受电潜力。同时，西北地区外送容量/新能源 17 装机=46.67%，而丹麦已经达到了 122.64%[6]，说明可再生能源发电利用 小时数偏低，需要进一步提升新能源利用率。 目前，欧洲 13 家输电系统运营商覆盖了 15 个国家，已经实现日前 市场联合出清，有力促进了新能源的消纳。如葡萄牙电网，通过 6 回 400 千伏、3 回 220 千伏线路与西班牙电网相联；依托与西班牙的互联电网， 以及与西班牙共同构建的伊比利亚电力市场，在 2016 年 5 月 7 日 5 时 ，实现了可再生能源（风、光、水、生 至 11 日 19 时（共计 107 小时） 物质）总发电量超过电网负荷的总用电量。又如丹麦电网，通过 400 千 伏和 132/150 千伏输电线路与挪威、瑞典、德国的相连，输电能力达到 电网最大负荷的 1.02 倍，依靠北欧电力市场，实现了新能源高比例消纳。 对于西北区域来说，大量的新能源需要外送来消纳，因此，电网互 联水平的提升至关重要。从电网规划层面来说，应做到与发电侧和用电 侧的综合评估，确保电网的利用率能够达到一定水平；从电网输电费用 层面来说，应合理制定过网费，利用价格信号引导发用电和电网的充分 利用。 2.5 市场及调度机制 早在 20 世纪 70 年代，一些欧美国家就开始运用政策手段支持可再 生能源的发展。可再生能源激励政策经过几十年的演进，在世界范围内 逐渐形成了两种代表性的政策，一是固定电价政策(Feed-in-Tariff，FIT)， 二是可再生能源配额制(Renewable-Portfolio-Standard，RPS)。FIT 主要在 德国、西班牙、丹麦等欧洲国家实行，其中德国是实行 FIT 的典范；RPS 18 主要在美国、加拿大、澳大利亚等国实行，其中美国是实行 RPS 最成功 的国家。 随着新能源开发规模的扩大，固定电价机制也带来了政府新能源发 电补贴负担过重和居民电价大幅上涨等诸多问题。2005 年以后，欧洲各 国先后调整电价补贴政策，鼓励新能源参与电力市场。目前欧洲主流的 新能源电价补贴方式分为两类：一是以德国、西班牙、丹麦等为代表的 固定（溢价）补贴（简称 FIP），二是以英国为代表的差价合约(简称 CFD)。 差价合约与溢价补贴相同之处在于都鼓励新能源发电直接参与电力市 场，利用新能源低边际成本的价格竞争优势，提高新能源消纳能力；不 同之处是差价合约机制给予新能源发电固定合约电价，溢价补贴机制给 予新能源固定补贴电价[7]。 欧洲电力市场相对成熟，尽管不同国家电力市场不完全相同，但都 采用了中长期交易、日前市场、日内市场、平衡市场等多级市场相结合 的市场机制，促进新能源消纳。中长期交易为新能源预留消纳空间；日 前市场竞价充分发挥新能源边际成本低的优势；日内市场和平衡市场协 调配合，共同处理新能源波动性出力特性引起的系统不平衡电量。 如英国，新能源消纳以中长期双边交易为主（简称 OTC），目前 OTC 约占交易电量的 85%。日前市场和日内市场是短期集中交易市场，主要 由 EPEX（原 APX）和 N2EX 两家电力交易所分别进行组织，市场成员 自愿参与，EPEX 还建立了日内现货市场。平衡市场由英国国家电网公 司负责组织，用市场化手段处理合同电量和实际电量之间的偏差电量， 2015 年平衡市场电量约占总电量的 6%。此外，为应对近年来新能源快 19 速发展、煤电退役等带来的供电安全问题，鼓励现有煤电、气电等转为 备用电源，2013 年英国提出在电量市场外设立容量市场[8]。 不同于英国，丹麦参与北欧现货市场。日前市场、日内市场均在北 欧电力交易所开展，跨国交易频繁，新能源在日前、日内市场交易电量 占比较高；中长期多为金融合约，用于市场风险对冲，由金融机构组织， 与系统运行无关；基于北欧四国运行信息系统，北欧四国平衡资源可跨 国调用，丹麦电网公司根据系统不平衡量，调用平衡资源，保证系统实 时平衡。 为有效促进新能源参与电力市场，德国对电力市场机制进行了改 进。例如，为了满足新能源接入后市场对超短期交易的需求，2011 年德 国引入一种新的日内交易产品，即 15 分钟日内产品交易，采用连续竞 价交易的模式，保证了有意愿的交易双方能够第一时间达成交易。15 分 钟产品交易有别于此前的小时级日内产品交易模式，其时限更短且交易 更为灵活，很好地适应了高比例新能源、大出力时对交易时限和交易灵 活度的新要求，提高了新能源的消纳水平。 中国于 2005 年开始实行 FIT，而 RPS 在中国酝酿多年尚未实施， 2017 年 2 月国家发改委发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及 自愿认购交易制度的通知》，规定自即日起，将依托可再生能源发电项 目信息管理系统，试行为陆上风电、光伏发电企业(不含分布式光伏发电) 所生产的可再生能源发电量发放绿色电力证书，2018 年起根据市场认购 情况适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。 这标志着中国为推行 RPS 迈出了关键性的一步，也意味着今后中国将进 20 入 FIT 与 RPS 协同促进可再生能源发展的新阶段。FIT 与 RPS 在欧美国 家已走过了近 30 年的历程，二者在实践中也各有所长、各有所短，借 鉴欧美各国实践经验，对两种政策进行全面的对比分析，对于中国今后 推行 RPS 以及更好地与 FIT 在促进可再生能源发展方面协同互补具有重 要的现实意义。 目前，国内外学者对 FIT 和 RPS 的政策效果进行了大量的对比研究 [9][10] 。定性分析方面包括研究两种制度实施的可行性，对实施经验进行 归纳、总结，指出影响两种制度构建的因素等；定量分析方面主要包括 两种制度实施对经济、环境效益的影响。国内学者主要是从定性方面研 究 FIT 与 RPS 的可行性，对比不同可再生能源政策方法，以及实施配额 制对可再生能源发展的影响，注重宏观和理论分析，而对配额实施细则 以及实施配额制后取得的效益及配额目标如何制定等方面的定量研究 较少。本文通过大量的外文文献阅读，追踪各国对 FIT 与 RPS 的最新研 究进展，整合各学者观点，从政策制定、政策影响和政策效果角度对 FIT 和 RPS 进行全面的对比分析，最后立足中国国情，得出中国协同使用 FIT 和 RPS 的启示。 表 2-2 FIT 与 RPS 基于政策制定角度的对比 项目 FIT RPS 政策目的 解决可再生能源电力的销售问题 解决可再生能源电力的供给问题 适用阶段 可再生能源发展的早期 可再生能源发展的中期 额外成本分摊方式 通过销售电价实现 通过绿色电力交易市场实现 政府职责 政府工作复杂 政府干预少 表 2-3 FIT 与 RPS 基于可再生能源角度的对比 项目 FIT RPS 政府财政负担 大 小 企业承担风险 小 大 可再生能源种类间相互竞争 学术意见不统一 可再生能源项目融资 较容易 较难 21 可再生能源技术进步 FIT 与 RPS 都有显著作用，但两者作用大小尚无定论 在调度方面，欧美国家已经完全市场化，而中国目前还依托传统调 度机构进行电力系统正常运行。“三公”调度是中国目前普遍采用的调度 模式，具体体现在年度电量指标的执行过程中对电厂年度电量完成率趋 同性的要求。然而，仅以年度发电计划完成率作为“三公”调度的评价指 标，存在明显不足。在可再生能源消纳方面，由于可再生能源具有极低 的边际成本并且出力具有不确定性，为了保证电网运行的安全性，传统 调度方式基本采取强制性方法，弃用可再生能源发电量。并且由于供需 时空匹配不合理、预测信息利用不充分等方面因素，现有调度机制在一 定程度上限制了新能源的消纳。 在国内政策环境下，电煤市场是开放的，其价格是按月，甚至按日 实时波动的，而上网电价则是相对固定的，“煤电联动”的调整周期至少 在半年以上，有时甚至长达数年。“市场煤、计划电”的现实使得同类型 发电企业完成相同年度发电计划的利润水平可能截然不同。而可再生能 源出力预测离电能分配越近，准确度越高，并且为了保证可再生能源的 消纳，调度机构一般要求传统发电方为可再生能源提供更大的调峰与备 用空间，与传统火电发电企业的获利方式存在冲突矛盾。因此，同样是 完成年度发电计划，有些发电企业觉得很公平满意，也有发电企业有所 抱怨，为此各级调度机构也承受了巨大的质疑压力。 对发电企业而言，其最关心的两大指标是全年发电量和利润。全年 发电量包括年度计划电量和交易电量，其中，年度计划电量由政府有关 部门下达，在正常情况下调度机构有责任也有能力保证完成。至于交易 电量的大小属于市场调节，与调度机构的“三公”调度行为无关。在现有 22 模式下，发电企业对年度发电计划的完成并不是特别关注，而是更加关 心年度发电计划的执行过程。因为年度发电计划执行过程的差异可能会 给企业利润水平带来很大影响。同样的年度发电计划，不一样的执行进 度过程将造成利润水平的迥异，而这是发电企业最希望得到公正待遇的 核心问题，也是“三公”调度现有评价指标需要解决的最大问题。 对于西北区域来说，由于新能源消纳的压力较大，应妥善处理调度 和市场的关系，理清调度和市场在配置新能源中的职责。鼓励新能源参 与电力市场，制定适用于新能源特征的电力市场机制，发挥市场在配置 新能源中的优势作用；与此同时，由于新能源给电网运行带来很大的不 确定性，应建立完善灵活的调度机制，保证系统安全稳定运行。 2.6 电能消费 未来，能源需求侧将产生重大改变。2016 年 5 月国家出台的“关于 推进电能替代的指导意见”，将十三五期间电能占终端能源消费比重的目 标设定在 27%，因此，电力在未来能源格局中将发挥更为重要的作用。 与美国相比，中国工业用电比重较高，商业和居民用电比重较低，负荷 灵活性较差，因此具有提升灵活资源规模及比重的潜力。 23 图 2-5 中美用电行业对比 工业领域的能源消费量大幅下降，交通及建筑能源消费量将出现上 涨。能源需求的发展主要体现在高度电气化和向非能源密集型产业转 移，如：大数据行业在某些重点省区（往往是新能源丰富、电价低）的 电能消费占到 5%-10%。随着电能替代工程的大力推进，电能在终端能 源消费中的比重日益增加，中国体现出产业结构调整的成果。因此，应 配合产业结构调整推出可再生能源政策。 终端部门的电气化程度十分显著，而这部分新增电力需求是由可再 生能源满足的。然而，与发达国家相比，中国人均用电量较低，负荷需 求弹性更高的人均生活用电量更低，说明中国具有增加电力需求以更好 消纳可再生能源的潜力。电力需求的增加，必然对城市的电力供应提出 更高的要求，尤其是已经出现供电紧张的地区。如何合理安排供电计划， 成为很多城市已经或者即将面临的一项挑战。 24 图 2-6 各地区人均用电量对比（kWh/人） 对于西北区域来说，用电需求的提升依赖中国经济转型、产业结构 调整的国家政策，大力发展现代经济，推广电能替代。 2.7 需求侧灵活资源 电力需求侧资源，源于电力需求侧管理这个概念，是指从调节电力 需 求 挖 掘 出 来 的 各 种 电 力 资 源 。 美 国 加 利 福 尼 亚 公 共 事 业 委 员会 (California Public Utilities Commission Energy Division & Policy and Planning Division)在 2013 年的报告中将灵活资源的内涵定义为可以被 直接控制或调度，输出功率可以迅速向上或向下调节的电源资源。电力 需求侧管理指在政府法规和政策支持下，采取有效的激励和引导措施以 及适宜的运作方式，通过电网企业、能源服务企业、电力用户等共同协 力，提高终端用电效率和改变用电方式，在满足同样用电功能的同时减 少电力消耗和电力需求，为达到节约资源和保护环境，实现社会效益最 优、各方受益、成本最低的能源服务所进行的管理活动。 在能源互联网背景下，能源供需系统将是“源-网-荷-储”的综合体， 25 灵活性资源在能源供需系统的四个侧面均以不同的形式存在： 需求响应结合分布式能源的精细化评价和集成规划，将分布式光伏 发电、地热能和热泵、生物燃气/氢气加注系统、储能和电动汽车充电系 统、微电网等综合考虑，具有多种效益和灵活性，同时可以保证提供绿 色电力，符合国家提出的能源结构向绿色低碳转型的战略目标。 近年来，随着欧洲经济水平的不断提高，欧盟对于能源管理的重视 也在不断提升。欧盟作为组织筹划者，在能源管理利用方面主要开展了 两个重点计划：“第六次框架计划及试点项目”（FP6）和“欧盟智慧能源 计划”（IEP）。FP6 近年来发起了一些节能的大型项目，如 CONCERTO 与 ECO-building 项目等。其中，CONCERTO 是一个支持当地社区发展 是可持续和高效节能的具体实践，该项目受欧盟第六研究框架计划 （FP6）资助，支持进行了集成示范和推广行动，推动了全欧盟范围的 可再生能源和高效能源真正规模化的应用技术。该计划作为一个整体的 重点，是可再生能源和能源效率措施的整合；它涉及生态建筑中可再生 能源的应用与节能建筑的设计和管理，多联产、热电联产（CHP）和集 中供热整合（理想情况下使用生物质能）。此外，还包括需求和供给两 26 方面的智能管理以及当地配电网和分布式发电，还有高效节能存储，以 覆盖可再生能源供应的变化。 西班牙、丹麦等实现风电大规模开发利用的国家通过调度控制智能 电网中的灵活资源参与含风电系统的调度运行，提高风电消纳能力和电 网安全可靠运行能力。在欧盟智能电网示范项目“Eco-Grid EU”中，利用 灵活资源的响应潜力提供系统所需的平衡功率，从而实现高渗透可再生 能源如风电等的消纳[6]。 在德国电力市场 2.0 的环境下，对负荷需求侧的控制可由不同的角 色完成，由于控制目标的差异化，各个角色对需求侧资源的利用手段也 不尽相同，对于电网公司而言，对需求侧资源进行调度的目的可以分为 3 个方面：①降低系统的高峰负荷，减小电网的基础设施投资；②进行 实时跟踪负荷变化，减少电网阻塞，维持电网安全稳定运行；③实现负 荷和清洁能源之间的互动，最大限度的消纳可再生能源；对于用户而言， 其目标可以较为单一，就是在尽量不影响用电习惯和生活质量的前提 下，降低电费的支出。 从 2010 年底开始，中国政府出台了一系列关于电力需求侧管理的 政策与规定，并积极推进试点工作的开展，取得了一定的经济效益和社 会效益。最初，电力需求侧管理主要通过实施节能改造、提升能效等措 施，实现永久性的节电效果，即通过构建“能效电厂”，提供虚拟的电力 供应，从而实现等同于常规发电厂的功能。近年来，需求响应逐渐成为 电力需求侧管理的一个特色，它是指用户对价格或者激励信号做出响 27 应，在给定时间内改变正常电力消费模式，或将用电负荷转移到其它时 间段，从而起到平滑负荷曲线、优化资源配置、改善系统灵活性的作用。 从这个角度来说，需求响应起到的等同于备用电厂的功能，在电力紧张 的时候发挥作用、缓解电网压力。 当前，中国的需求侧管理工作已经取得了较大的成就，建立了国家 电力需求侧管理平台，选择北京、苏州、佛山和唐山 4 个地区作为试点 城市，并结合地区电力供给和用电特征的情况，进行相应的需求侧管理 的工作。2014 年，上海市成为国家发展改革委指定的中国首个需求响应 试点城市。研究分析显示，上海市需求响应资源的市场潜力巨大，2030 年可达到 250 万千瓦，为该年预期峰荷的 4%，同时可实现 8.112 亿元人 民币的收益。 对于西北区域来说，很多省份在特定时段的新能源弃电率很高，需 求侧管理具有很好的应用前景，在中国经济结构调整的大背景下，发展 电能替代，更好的挖掘需求侧灵活性，能够为新能源消纳提供不少的空 间。 2.8 电动汽车增加需求侧灵活性 在需求侧城市试点工作的推进中，发现传统需求侧资源缺乏一定的 灵活性，而电动汽车的快速发展，可以很好地弥补这一缺陷。电动汽车 的有序充电，在一定程度上降低了城市电网高峰负荷、削减负荷峰谷差， 同时确保系统具有充足的灵活性[10]。研究报告显示，电动汽车有序充电 可缓解上海市电网调峰压力，并在消纳外来水电的假设下，带来每年减 28 少燃煤 230 万吨、减排二氧化碳 450 万吨的环境效益。 电动汽车的充电结合可再生能源发电能够使有序充电发挥更大作 用。下图显示了 2030 年欧盟 B2DS 下典型一天电动汽车的额外住宅负荷， 比较了标准模式与可通过价格和控制信号调控模式下的影响。 图 2-7 电动汽车的额外住宅负荷 2016 年电动汽车全球的销售总量超过了 100 万台，同比增长了 54%。 其中，挪威的新车销量当中有 39%是电动车，从占比上挪威成了发展电 动车的排头兵。排第二、第三名的是冰岛和瑞典，销售占比分别为 11.7% 和 6.3%。中国的电动车市场份额仅为 2.2%，但贡献了过半的全球销量， 并且比世界第二大电动车市场(美国)的销量多两倍有余。另外，电动巴 而两轮电动车的销量估计有 3000 万辆。 士的销量大约在 10 万辆的水平， 29 图 2-8 电动汽车保有量（万辆） 中国是迄今为止最大的电动汽车市场。欧洲国家的电动汽车销量为 21.5 万辆，无论是在全球还是在欧盟，电动汽车市场仍集中在数量有限 的国家。在欧洲，2016 年销售的大部分电动车仅在六个国家注册：挪威， 英国，法国，德国，荷兰和瑞典。在全球范围内，95％的电动汽车销售 仅在中国、美国、日本、加拿大和欧洲六个主要国家的十个国家进行。 六个国家的电动汽车市场份额超过其汽车总销售额的 1％。 2016 年， 其中，挪威是无可争议的全球领导者，拥有 29％的市场份额，这是近年 来政策环境的结果，其中包括从减税和豁免到道路通行费和渡轮费豁免 等各种鼓励措施。挪威之后是荷兰，电动汽车市场份额为 6.4％，瑞典 为 3.4％。中国，法国和英国的电动车市场份额均接近 1.5％。中国和法 国也有以 BEV 为导向的市场，其 2016 年电动汽车销量中约有四分之三 是 BEV，而只有四分之一是 PHEV。相比之下，在荷兰，瑞典和英国， 2016 年注册的大部分电动汽车都是插电式混合电动汽车。 在政策方面，2014 年欧盟出台了严苛的减排法规，给每个汽车品牌 都设置了具体的目标，并规定了惩罚标准。欧洲主要国家出台的电动汽 车鼓励措施均涵盖到了生产、购置、使用、基础设施、产业化支持五大 环节，产业化支持类政策主要体现在欧盟层面的减排规划。 30 表 2-4 中外政策对比 政策维度衡量指标 措施种类 国家 总 促进市场发展 生产 基础 产业化 有效措施 购置 使用 计 的核心要素 研发 措施 支持 不限购 不限购 中国 3 12 5 1 32 不限行 不限行 基础设施建设 全方位支持 零排放富余积 美国 1 6 12 3 2 24 零排放交易 分交易制度 联动机制 官产学研联动 日本 1 6 4 2 3 16 研发支持 机制 研发支持 德国 1 6 4 1 1 13 减排法规 减排计划 英国 1 6 7 1 1 16 减排及充电网络 减排法规 环保奖惩制度 法国 1 4 3 2 1 11 减排法规 减排计划 免征置购税 挪威 1 3 6 1 1 12 基础设施建设 减排法规 减排计划 对于西北区域来说，电动汽车的发展尚处于起步阶段，一方面应鼓 励电动汽车的发展，另一方面在充电桩的规划上应充分汲取国际经验， 并建立电动汽车的运营管理系统。 2.9 储能发展情况 储能技术是智能电网、可再生能源接入、分布式发电系统及电动汽 车发展必不可少的支撑技术之一，储能不但可以有效地实现需求侧管 理、消除峰谷差、平滑负荷，而且可以提高电力设备运行效率、降低供 电成本，还可以作为促进可再生能源应用，提高电网运行稳定性和可靠 性、调整频率、补偿负荷波动的一种手段，此外储能技术还可以协助系 统在灾害事故后重新启动与快速恢复，提高系统的自愈能力。 一直以来，在电力系统中都是采用抽水蓄能的方式来解决电力储能 31 应用上的问题，但随着智能电网的构建和电动汽车的大力推进，世界各 国对储能技术的研究越发重视，电化学储能技术发展迅速，已从小容量 小规模的研究和应用发展为大容量与规模化储能系统的研究和应用。据 美国能源部全球储能数据库（DOE Global Energy Storage Database）2016 数据显示，全球累计运行的储能项目装机规模 167.24GW（共 1227 个在 运项目），其中抽水蓄能 161.23GW（316 个在运项目）、储热 3.05GW（190 个在运项目）、其他机械储能 1.57GW（49 个在运项目）、电化学储能 1.38GW（665 个在运项目）、储氢 0.01GW（7 个在运项目）。从全球已 有示范工程的功能应用上看，较多项目中储能应用于风电场/光伏电站等 可再生能源并网，项目数占比为 39%；其次为输配电领域应用，项目数 占比为 31%；分布式发电及微网与辅助服务的项目数占比分别为 18%和 12%。 图 2-9 各类储能占比 美国发展储能较早，目前拥有全球近半的示范项目，并且出现了若 干实现商业化应用的储能项目。目前美国的电网储能以抽水蓄能为主， 未来主要方向为电池等灵活储能系统。美国发电装机总量在 1200GW 左 右，有大概 2%的储能能力。美国电网储能的 94%为抽水蓄能，总量超 32 过 20GW，未来电网储能的主要发展方向是使用更加柔性化、多功能、 灵活的储能系统。电池储能技术由于高效、功能多样、充放电双向反应、 响应速度快、清洁而成为首选。美国全国电池储能设施的安装以每年 30%～40%的速度增长，这个速度接近 5 年前光伏的增长速度。据美国 能源部统计，截至 2015 年底全国电池储能总功率已经超过 300MW，预 计到 2019 年会增长到近 1GW。 德国由于没有开发光热电站的资源条件，利用储电技术实现更多可 再生能源平滑并网成为重要选择之一，尤其在太阳能储电池领域潜力巨 大。未来几年，德国储能市场大幅增长将主要出现在住宅领域。目前， 仅光伏发电就可为用户带来不错的经济效益，今后光伏储能的发展将很 可能赶超光伏。 在日本主要有两种储能:抽水蓄能和电化学储能。日本在电化学储能 领域的研究比较前沿，前期以钠硫电池为主，后期以锂离子电池为主。 日本还非常关注智慧城市的概念，并将储能作为核心技术引入智慧城市 建设中，在国内开展试点建设的同时，也在积极参与国外的智慧城市建 设。 总结统计数据可得，兆瓦级储能示范的应用模式主要分为 4 类，分 别为以提高大容量风电场或光伏电站接入能力的应用，提高输配电及用 电侧供电可靠性的应用，提升分布式发电或微电网的运行能力的应用， 以及在电网辅助服务中的应用。 33 表 2-5 各应用模式下的储能示范项目基本情况表[12] 应用模式 功能与目的 平滑风电场或光伏出力，抑制爬坡 提升风电场或光伏电站跟踪日前调度计划能力 提高大容量新能源发电 调峰 接入能力 有功控制与无功补偿，减少系统旋转备用 测试储能系统的运行性能特征 输电线路容量阻塞，推迟线路走廊建设 减小变电站内变压器峰值负荷与功率流的可变性 提高输配电及 用电侧峰谷调节，尝试峰谷套利 用电侧供电可靠性 负荷用电管理 用电侧电能质量与动态稳定性 提升高渗透分布式发电的运行稳定性 提升分布式发电或 提升微电网中功率控制和能量管理能力 微电网的运行能力 提升分布式发电设备的有序并网 调频 调峰 辅助服务 快速旋转备用和电能质量 黑启动电源 但从已有的报道来看，多数示范工程中储能系统虽然在功能上基本 达到或接近预期效果，但能实现盈利的极少。 中国储能产业还处于发展的初级阶段，以示范应用为主，与发达国 家的产业化进程相比还有一定差距。随着可再生能源的快速发展，国内 储能市场潜力巨大，中国将成为全球最大储能市场。虽然现阶段储能相 关的政策还相对较少，也没有相应的价格机制，但储能作为一个新兴产 业已越来越受到政府能源部门和科技部门的关注和支持，应用示范的财 政补贴也在逐步推进中。 据美国能源部全球储能数据库 2016 年数据显示，中国累计储能总 装机 32.10GW（94 个在运行项目），其中抽水蓄能 32GW（34 个在运项 目） 、储热 0.05GW（2 个） 、电化学储能 0.05GW（58 个在运项目） 。抽 水蓄能电站和电化学储能项目都主要集中在中国东部沿海城市。近 5 年， 34 中国抽水蓄能发展相对缓慢，而电化学储能市场的增速明显高于全球市 场，光热储能目前尚处于起步阶段。得益于技术进步、成本降低，在目 前无补贴的情况下，储能在峰谷价差套利、辅助服务市场及可再生能源 限电解决方案上已实现有条件的商业化运行。 中国也相继出台了一些储能相关法规、规划和办法等，并给予资金 支持发展储能产业。从 2013 年底起，国家能源局的《关于分布式光伏 发电项目管理暂行办法的通知》中鼓励业界各单位或个人投资建设和经 营分布式光伏发电项目。2014 年 11 月印发的《能源发展战略行动计划 （2014-2020）》中指出，通过科学安排调峰、调频、储能配套能力，切 实解决弃风与弃光等问题。作为影响未来能源大格局的前沿技术，储能 在中国已获得前所未有的高度关注。与国外储能产业发展较快的国家相 比，中国迄今为止没有国家层面的专门针对储能的政策颁布，已有的相 关政策均依附于新能源与分布式光伏发电，储能产业的进一步支持政策 值得期待。 对于西北区域来说，新能源的电网穿透率很高，储能有着很好的应 用前景。在发展储能的同时，应建立完善储能参与电力市场的模式和机 制，利用市场信号配置储能、引导储能系统的规划投资。 35 3 滚动机制路径安排 新能源消纳是一个系统性问题，需要电力发、输、配、用、储各个 环节积极协调，此外，由于电力系统的发、供、用电同时完成，以及电 力需求呈现明显时变特征的特性，电力供需的实时平衡还依赖于完善的 市场和调度机制。本章针对西北区域的实际，广泛采集了业内专家学者 的意见和观点[2][13][14][15] [16]0 ，基于对国外新能源消纳成功经验的分析， 给出西北区域未来新能源发展的滚动机制路径安排。 3.1 滚动机制路径安排研究思路 西北区域新能源发展的滚动机制路径安排按“十三五”、“十四五”、 “十五五”三个周期制定，分别对应短期、中期、长期的发展。根据本文 第一章的调研内容，西北区域新能源发展滚动机制路径安排分为 6 个维 度，涵盖发电、输配电、用电、宏观机制多个环节，分别是：新能源发 电规划、新能源电力系统中的调峰容量及机制、包含高比例新能源的电 网规划与输电费用、促进新能源消纳的需求侧管理、包含高比例新能源 的市场机制、包含高比例新能源的调度机制。在每个维度中，均给出了 不同层面的具体行动。图 3-1 说明了滚动机制路径安排的逻辑关系。 36 上网电价机制 新能源发电规划 规划思想 规划决策者 发电侧 调峰资源 新能源电力系统中的 调峰容量及机制 调峰机制 包含高比例新能源的 提升通道容量 新 输电侧 电网规划与输电费用 输电资源合理定价 能 源 挖掘灵活性 消 培育灵活性 促进新能源消纳的 纳 用电侧 需求侧管理 需求侧灵活资源 市场主体 主能量市场 辅助服务 包含高比例新能源的 结算机制 市场机制 新能源的市场机制 宏观机制 新能源政策 调度职责 包含高比例新能源的 调度机制 调度对象 图 3-1 滚动机制路径安排的逻辑关系 电力系统稳定运行的一个基本条件是系统调节能力必须大于负荷 的变化，随着新能源的电网穿透率不断上升，其不确定性和波动性显著 增加了对系统调节能力的需求。因此，新能源消纳水平在很大程度上取 决于系统的调节能力，而提升系统调节能力的关键集中体现在对灵活资 源的调用效率上。提高灵活资源的调用效率主要包含增加可用灵活资源 的数量和完善调用灵活资源的机制两个方面，本报告中各维度的发展路 径也均是围绕这两个方面提出的。 新能源消纳的机制路径应从系统规划、运行、交易 3 个层面综合考 37 虑，从电能生产、输送、消费 3 个环节以及宏观机制共 4 个维度进行设 计。在发电侧，主要考虑新能源发电规划和新能源电力系统中的调峰容 量及机制两个方面，旨在逐步建立合理的上网电价机制，引导新能源的 规划建设；推动新能源规划向综合资源评估和分散、独立决策转变；增 加发、用、储多个环节的可用调峰资源数量并建立调峰资源优化配置的 机制。在输电侧，主要考虑包含高比例新能源的电网规划与输电费用， 旨在扩大系统资源配置范围并实现输电资源的合理定价。在用电侧，主 要考虑促进新能源消纳的需求侧管理，逐步实现从挖掘需求侧灵活性到 需求侧能够灵活、主动跟随新能源出力的转变；同时扩大需求侧灵活资 源种类。在宏观机制维度，主要考虑包含高比例新能源的市场和调度机 制，理清在新能源消纳和系统运行中市场和调度的职责，完善交易模式、 优化新能源政策、扩充调度对象。 滚动机制路径以 2020、2025、2030 为时间节点，分别代表近期、 中期及远期的发展规划，远期发展以提出发展方向为主，主要期望建立 长久可持续的机制，近期及中期则作为发展到远期的过渡，考虑当前的 发展情况，通过一些暂时过渡的机制滚动发展。 3.2 新能源发电规划 3.2.1 新能源发电规划现状分析 西北区域的新能源装机规模及发电量如 1.1 节分析所示。随着电网 互联程度的加深、调度和交易机制的完善，新能源消纳水平得到了大幅 的提升，在 2018 年 1 季度，西北区域新能源消纳情况得到进一步改善， 38 新能源发电量同比增长 43.21%，弃电量同比下降 32.95%，弃电率同比 减少 11.53 个百分点。各省新能源也实现了发电量同比大幅增长，弃电 量及弃电率同比大幅下降的良好结果。 但通过对西北区域新能源发、弃电的细化分析，西北区域新能源消 纳仍然存在以下问题：断面受阻、电网接纳能力不足、现有调节能力未 充分发挥导致新能源弃电等。由于西北区域新能源装机与本地负荷的比 例很高，这给传统机组的调峰增加了极大的困难，同时，依靠本地负荷 远远无法充分消纳新能源，因而电力外送是消纳新能源的重要途径。根 据分析发现，西北区域新能源发电项目规划建设速度过快，超过了负荷 增长、可用调峰容量增长和电网建设的速度。前期过快的新能源发电项 目建设与中国国情有关，中国新能源发电资源与负荷呈逆向分布，为充 分利用新能源，必须建设远距离电力输送通道，在西北区域新能源资源 富集区建设新能源基地。由于市场机制缺乏引导新能源发电项目建设的 价格信号，新能源发电项目规划建设步伐过快，再加上配套机制不完善， 造成了大量新能源弃电。近来，能源局、电网公司多措并举，实现了新 能源消纳的双升双降，但新能源发电规划与电网、负荷发展不符的情况 仍然存在。 国家电网提出了到 2020 年，全国新能源弃电率低于 5%的目标，并 逐步解决新能源弃电的问题，这对新能源发电的规划提出了更高的要 求。 当前新能源发电规划主要由集中计划主导，随着电力体制改革的深 入，电力市场化程度的加深，新能源发电规划应逐渐由市场主导。规划 39 决策也将由单纯的发电资源评估向包含发输配用储多个环节的全面资 源评估过渡，在未来，由发电厂自己基于市场情况的分析，判断建设发 电项目是否盈利，政府部门只起到相应的监管职责。 新能源发电与传统能源发电成本的不同之处体现在新能源发电固 定成本较高、可变成本较低，且随着技术进步，发电成本在不断下降， 而传统能源发电由于依赖燃料，其成本较为稳定，且处在波动之中。与 此同时，新能源发电具有节能减排的外部性，但其选址很依赖自然资源 分布，人为确定因素较小。 综上所述，新能源发电规划的发展路径必须考虑两个方面的因素 1）技术革新带来的新能源发电爆炸性增长 以光伏发电为例，光伏发电企业中的主要成本是组件，从 2011 年 至今，这部分的成本下降了 80%。因此，在几年内，光伏就能够与火电 平价，由考虑到其环境正外部性和分布式的特点，光伏发电在未来几年 内可能产生爆炸性的增长，这对新能源的消纳带来了挑战。因而在发展 路径中应考虑新能源发电由于成本降低产生爆炸性增长现象，提前做好 全面的资源评估体系和市场机制，引导新能源发电的规划建设。 2）新能源规划建设对生态环境的影响 以风电为例，风电对环境的影响可分为施工期和运营期两个阶段， 包括声环境、水环境、大气环境、电磁环境、固体废物等多个方面的影 响。如中国山东长岛国家级自然保护区内的风机就由于影响候鸟迁徙而 拆除。当前新能源发电规划制定时，缺少对生态环境的考虑，中国近来 组建了生态环境部，将生态文明建设提升到了新的高度。 40 根据未来发展的预测，给出了如图 3-2 所示的西北区域新能源装机 占比、发电量占比的变化，2018 年之前为实际数据，2018 年之后为预 测数据。从 2018 年起，新能源规划建设步伐有所放缓，在近期，新能 源消纳工作着重依靠传输通道容量的提升、调峰机制的建立等手段，在 2020-2022 年间，由于技术进步，光伏能够与火电平价上网，风电成本 也大幅降低，将会产生新能源装机占比的快速攀升，伴随而来的是发电 量占比的增加。此后，随着市场机制的完善，新能源的市场竞争力得到 进一步增强，逐渐保持稳定的增长，并在系统运行中占据可观的份额。 图 3-2 西北区域新能源装机占比与发电量占比的变化示意图 3.2.2 新能源发电规划滚动路径 基于现状分析及发展预测，提出了如表 3-1 所示的新能源发电规划 的滚动路径安排。 总体思路：由计划主导的新能源发电规划向市场主导的新能源发电 规划过渡，由基于发电资源评估的规划决策方案向基于全面资源（源网 荷储）评估、且由发电厂自行基于市场盈利评估的规划决策方案过渡。 41 问题：针对新能源发电规划的不同发展阶段，提出了三个阶段遇到 的主要问题。 目标：新能源发电规划的目标从装机占比、发电量占比、弃电率三 个维度衡量。从近期到远期，新能源装机占比逐步从现在的 33%增长达 到 50%-55%，发电量占比达到 30%以上，同时降低新能源弃电率。 行动：具体行动包含上网电价、交易模式、规划思想、规划决策者 四个维度。上网电价逐渐市场化，以确保在中长期发展中实现市场主导 的新能源发电规划；交易模式逐渐扩展，随着新能源发电的盈利能力和 占比增加，在市场机制中逐渐不对新能源和传统能源进行区分，实现同 价；规划思想从单纯的发电侧资源评估到源网荷储多个环节的资源评估 发展，同时考虑生态环境的因素，中长期发展下的规划决策由发电厂自 行开展，因而市场机制下的盈利能力也是考虑的因素之一。 过渡安排：通过具体行动及逐步发展，新能源发电的成本和市场获 利能力改善，实现向下一阶段的过渡。其中，负荷弹性的提升主要是电 力需求侧管理部分行动的结果，作为实现源网荷储协同发展的重要环 节。 42 表 3-1 新能源发电规划滚动路径安排 电源 2020 年前 2025 年前 2030 年前 侧 总体思路：计划主导向市场主导过渡，规划决策由发电资源评估向全面资源评估+能否盈利过渡。 ⚫ 通道容量、系统调峰、负荷及其 ⚫ 如何建立市场化的上网电价。 ⚫ 如何建立市场环境下源网荷储协 问题 灵活性与新能源发展不适应。 同发展的机制。 ⚫ 新能源装机占比达到 33%-36%； ⚫ 新能源装机占比达到 40%-45%； ⚫ 新能源装机占比达到 50%-55%； ⚫ 新 能 源 发 电 量 占 比 达 到 ⚫ 新能源发电量占比达到 22%-25%； ⚫ 新 能 源 发 电 量 占 比 达 到 目标 18%-20%； ⚫ 新能源弃电率低于 4%。 30%-35%； ⚫ 新能源弃电率低于 5%。 ⚫ 新能源弃电率低于 2%。 ⚫ 上网电价机制：新建新能源发电 ⚫ 上网电价机制：新建项目采用竞争性电 ⚫ 上网电价机制：全部采用竞争性 项目采用竞争性电价（招标、双 价，已建项目只对基础电量采用政府定 电价；整合后的多交易品种电力 新能 边协商）；交易以发电权置换、 价，超出电量采用竞争性电价；配合现 市场；建立合理的偏差电量惩罚 源发 跨省跨区交易为主，鼓励与售电 货市场，推出溢价机制；交易以中长期 考核机制； 电规 公司及大用户直接交易； 交易、发电权置换为主，鼓励参与现货 ⚫ 规划思想：源网荷储 +生态环境 + 划 行动 ⚫ 规划思想：以一次能源资源为主 市场、辅助服务市场；建立偏差电量考 盈利能力综合评估； 的源网荷综合评估； 核机制； ⚫ 规划决策者：所有新建项目均由 ⚫ 规划决策者：集中决策。 ⚫ 规划思想：考虑源网荷储多个环节及生 发电厂自行进行投资决策。 态环境； ⚫ 规划决策者：试点发电厂自行进行投资 决策。 前置 ⚫ 光伏与火电同价；风电成本显著 ⚫ 风电平价上网； 条件 降低； ⚫ 新能源发电项目具有参与竞争性市场的 （过 ⚫ 负荷弹性提升。 主观意愿； 渡安 ⚫ 负荷弹性进一步提升。 排） 43 3.3 新能源电力系统中的调峰容量及机制 3.3.1 调峰容量及机制现状分析 西北区域新能源消纳水平得到了极大的改善，但调峰容量短缺仍是 制约新能源消纳的重要难题。以各省为例，陕西在水电大发期间，负荷 低谷时段调峰困难，需通过日前、实时交易或者机组启停调峰手段解决； 甘肃全年电力大量富余，将继续实施网内火电机组配合停机的策略，中 午时段调峰困难，在汛期且光伏大发时段，风电几乎没有消纳空间；青 海白天时段光伏出力较大，调峰困难，需通过陕青调峰互济等手段解决； 宁夏全年电力富余，在中午光伏大发时段及后夜负荷低谷时段需通过日 前、实时交易或弃风解决；新疆全年电力大量富余，存在大量弃风、弃 光的情况，需要全网通过日前实时交易协助调峰。 当前调峰工作中存在以下问题： 总体调峰容量有限。如 1.3 节分析，从全年看冬季调峰能力受限受 供热机组开机方式限制。从日内看，中午时段光伏大发，成为全天调峰 最困难的时段。 夏大及冬大方式均在个别时段个别省区出现无法平衡或者平衡困 难的情况，需通过进一步加大省际间交易、省际间互济、调整跨区直流 输送功率等手段解决调峰问题。 加强用电负荷及新能源出力预测管理和考核，提高预测准确率，尽 量减少系统开机方式，并采取灵活的短期、实时交易手段，降低全网调 44 峰难度，增加新能源消纳能力。这反映在新能源发电规划部分内容，通 过市场机制激发新能源发电企业提升预测精度的主动性。 目前部分省区的火电机组调峰能力尚且达不到“两个细则”的要求， 在夏季和冬季时受天气影响，造成火电调峰容量不足，因此应进一步严 格网内火电机组的考核管理，督促开展调峰能力改造，满足电网调峰基 本要求。 加强自备电厂、供热机组的调峰管理。西北电网自备电厂和供热机 组占比较大，充分发挥自备电厂、供热机组的调节性能可以在短期内显 著提升电网的调峰能力，缓解新能源快速增长带来的压力。 西北电网机组灵活性改造不断深入，取得了一系列成果。其中，秦 岭电厂 7 号机组在正式运行中深度调峰至 18 万千瓦达 3 个小时，且各 项指标均显示正常，这是中国首台深调能力达到 27.27%额定负荷的 66 万千瓦常规空冷纯凝机组， 2018 年 5 月 4 日，宁夏电力辅助服务市场正式进入试运行阶段，率 先成为西北区域电力辅助服务市场的试点省区。宁夏电力辅助服务市场 中，并网发电机组、可调节负荷或电储能装置，按照电网调峰需求，通 过调整机组出力，从而改变机组运行状态或调节电网负荷所提供的服 务。宁夏电力辅助服务市场试运行阶段包括实施深度调峰交易、调停备 用交易、可调节负荷交易和电储能交易 4 个交易品种，宁夏电网统调并 网的火电、风电、光伏发电企业、装机容量 50MW 及以上的水电站，以 及经市场准入的电储能和可调节负荷电力用户都可参与其中。新建机组 满负荷试运结束后即纳入辅助服务管理范围，火电机组参与范围为单机 45 容量 100MW 及以上的燃煤、燃气、垃圾、生物质发电机组。据测算， 实施辅助服务市场后，宁夏全网将释放 130 万千瓦左右的调峰空间，有 效解决宁夏电力运行中的调峰、供热、新能源消纳等方面存在的问题， 促进宁夏电网安全、稳定、优质、经济运行。由于辅助服务市场带来了 经济激励，很多火电机组都有灵活性改造的意愿，火电机组的整体调峰 能力也有所提高，预计在未来，由于新能源接入对系统调峰需求依然强 劲，火电机组调峰能力仍然会提高。 根据辅助服务市场运营规则，新能源参与调峰服务参与分摊考核， 按照风场(光伏)占全网参与分摊的所有发电企业(火电、新能源和水电) 修正后总发电量的比例，然后再乘以调峰补偿总金额。新能源企业可参 与“可中断负荷交易”，在弃风弃光时间段用电，为电网提供调峰服务的 用电负荷项目视为可中断负荷。新能源企业可以与可中断负荷用户开展 双边交易，也可在电网辅助服务平台开展集中竞价交易，原则上双边交 易价格上下限分别为 0.2、0.1 元/千瓦时(此价格可理解为给用户让利价 格)。集中竞价成交价格为最后一个匹配成交的新能源与可中断负荷用户 申报价格的平均值。 综上所述，新能源电力系统中的调峰部分的滚动路径安排应从调峰 容量的提升和调峰机制的完善两个方面考虑。 3.3.2 调峰容量及机制滚动路径 基于现状分析及发展预测，提出了如表 3-2 所示的新能源电力系统 中的调峰容量和机制的滚动路径安排。 46 总体思路：从充分利用调峰资源向高效利用调峰资源过渡，充分利 用调峰资源解决的关键问题是调峰容量不足，因而集中于增加调峰容 量、扩大调峰资源配置范围，高效利用调峰资源依赖于对调峰资源的准 确定价，因而需要合理的市场机制。 问题：针对调峰容量和机制的不同发展阶段，提出了三个阶段遇到 的主要问题。 目标：调峰容量及机制的目标从调峰资源、调峰机制、调峰资源价 格三个维度衡量。逐步提升传统机组的调峰能力；随时间推进，建立、 完善调峰辅助服务市场机制、现货市场机制和容量市场机制，从现在的 调峰机制向调峰辅助服务市场机制过渡，再逐渐过渡到退出调峰辅助服 务市场、通过现货市场及容量市场机制配置调峰资源的机制。 行动：具体行动包含调峰资源、调峰机制两个维度。调峰资源通过 现有机组灵活性改造，和通过市场机制激励机组灵活性提升，调峰资源 的边界逐渐扩展，最终包含所有的市场主体；调峰机制短期开展省内的 调峰辅助服务市场，中长期首先扩大市场机制应用的范围，最终通过现 货市场及容量市场实现调峰资源的优化配置。 过渡安排：通过具体行动及逐步发展，系统调峰容量得到提升，调 峰资源参与调峰机制的意愿得到增强，调峰资源得到合理优化配置。 47 表 3-2 新能源电力系统中的调峰容量及机制滚动路径安排 电源 2020 年前 2025 年前 2030 年前 侧 总体思路：充分利用向高效利用过渡，从解决调峰容量不足（增加容量，扩大范围）向为调峰资源准确定价过渡。 问题 ⚫ 可用调峰容量不足。 ⚫ 市场信号真实反映调峰资源价值。 ⚫ 调峰资源的合理规划和定价。 ⚫ 传统机组平均调峰能力超过 60%； ⚫ 传统机组平均调峰能力超过 65%； ⚫ 传统机组平均调峰能力超过 ⚫ 建立省内调峰辅助服务市场机制； ⚫ 建立省内、省间两级，容量、电量两 70%； 调峰成本得到合理分摊。 部调峰辅助服务市场机制； ⚫ 退出调峰辅助服务市场，通过现 目标 ⚫ ⚫ 初步实现通过市场信号引导调峰资 货市场机制及容量市场实现调峰 新能 资源的有效利用，通过市场价格 源配置，机组能够通过参与调峰获 源电 准确反映调峰资源的边际价值。 利。 力系 ⚫ 调峰资源：现有机组灵活性改造， ⚫ 调峰资源：综合提升发、用、储端调 ⚫ 调峰资源：通过市场机制提升发、 统中 对新建机组灵活性提出更高要求； 峰容量；全面的系统资源参与调峰 用、储端调峰容量，激励全部市 的调 峰容 常规发电侧资源参与调峰（火电、 （常规发电侧资源、 储能、需求响应、 场主体参与调峰； 行动 水电及抽蓄电站）； 自备电厂、部分新能源） ； ⚫ 调峰机制：通过现货市场及容量 量及 机制 ⚫ 调峰机制：建立完善省内调峰辅助 ⚫ 调峰机制：建立两级（省内、省间） ， 市场实现调峰资源配置。 服务市场机制。 两部（容量、电量）调峰辅助服务市 场+现货市场机制。 前置 ⚫ 传统机组参与调峰的主动意愿得 ⚫ 基本消除因调峰资源未能及时调用 条件 到提升，新能源机组有减小调峰需 导致的弃风弃光； （过 求的意愿。 ⚫ 能够通过现货市场、辅助服务市场引 渡安 导调峰资源配置。 排） 48 3.4 包含高比例新能源的电网规划与输电费用 3.4.1 电网规划与输电费用现状分析 根据前述调研内容可知，西北区域新能源装机很大，必须要求足够 的外送通道，这对网架提出了很高的要求。在当前的电网运行中，主要 输送通道功率及方向随新能源及市场化交易情况而变，运行控制难度加 大，对大电网掌控能力提出更高要求。随着直流外送功率加大、配套电 源投产的滞后、清洁能源消纳需求及市场化交易规模扩大，联网通道及 各省际间断面潮流多变，导致电压也将出现大幅波动；另外，联网通道 反向送电需求也进一步增大，对大电网掌控能力提出更高要求，这都表 明可用输送容量确定的困难。 四鱼断面（河鱼、高鱼、敦鱼、泉鱼）作为疆电及河西新能源的主 要送出通道，在其新能源大发时重载运行；海西光伏送出断面是青海海 西地区光伏外送通道，在中午光伏大发时段重载运行；陕北外送断面是 陕北火电和新能源外送通道，在陕北新能源大发时段断面重载运行；在 祁韶直流大功率送出，新疆和敦煌地区新能源出力较小时，易发生高鱼 断面反向重载。青海受电在冬季防凌期水电小发时重载运行。同时，各 省内也存在重载送电通道。 西北电网对外送通道受阻问题提出了工作安排，包括以下几个方 面： 全面梳理可能造成新能源送出受阻的断面，针对性提出解决措施。 梳理发现了全网存在多处造成新能源送出受限的断面，并结合电网规 49 划，针对性提出了工程补强建议等措施。 充分挖掘各种控制资源，提升新能源外送断面能力。完成联网通道 事故后增加回降银东直流措施实施，实现提升四鱼断面稳定限额。完成 新能源纳入陕北送出切机措施的实时，提升陕北地区新能源外送能力。 全力做好青海全清洁能源供电的安全稳定分析。分析了青海考虑全 清洁能源供电时段的电网运行特点，给出了青海电网确保安全稳定的最 小火电开机方式，以及不同水、火电开机方式下电网相关断面稳定限额， 确保了青海全清洁能源供电时段的电网安全运行。 从西北各省区电量平衡情况来看，青海电网个别月份存在电量缺 口，须首选通过跨省交易确保电量平衡。除青海外，其他各省区均有富 余电量，完全能够满足外送通道满功率送出需要。但从西北区域整体情 况来看，新能源并网分布不均，局部地区新能源占比超过并网线路、主 变及送出通道容量，随着并网容量的继续增长，通道受阻问题依旧存在。 “十三五”期间，酒泉—湖南、上海庙—山东、准东—皖南等多项交 直流输变电工程将陆续投运，河西、陕北 750 千伏送出通道送电能力不 足、直流通道受局部网架结构制约无法满送、电力电量整体富余亟待拓 宽外送途径、新能源消纳压力巨大等诸多问题迫切需要解决。针对西北 大规模新能源消纳问题，从规划角度思考进一步促进电网发展的途径和 办法，优化骨干网架，加强省间联络，加强一次系统建设，为西北清洁 能源更大范围优化配置和西北电力外送提供输送通道。 针对西北主网新能源送出受限、强直弱交等突出问题，制定了西北 750 千伏主网架强化行动计划，提出了完善方案建议，积极推进方案落 50 实。认真开展青海海南水光风储特高压直流外送问题研究，结合青海海 南特高压直流送端配套电源实际建设进度及特性，对直流接入系统方案 要求、送端电源组织方案、直流运行特性及送受端电网影响等进行专题 研究，积极向总部发展部沟通汇报。先后完成了西北-新疆联网通道应对 大容量直流接入网架补强方案、西北电网 750/330/220 千伏多电压等级 协调发展等专题研究工作。针对西北有关直流投运后电网安全稳定特性 变化，提出了措施建议。对已突显的短路电流问题，开展了西北主网与 低电压等级电网协调发展技术研究，提出解决方案。 国家发改委印发了《区域电网输电价格定价办法（试行）》和《跨 省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》的通知。区域电网输电价 格，在按“准许成本加合理收益”核准准许收入后，按两部制电价形式确 定。同时，区域电网输电价格实行事前核定、定期调整的价格机制，监 管周期暂定为三年。其中，电量电费反映区域电网提供输电服务的成本， 原则上按区域电网输电线路实际平均负荷占其提供安全服务的最大输 电容量测算；容量电费反映区域电网为省级电网提供事故备用等安全服 务的成本，主要考虑提供事故紧急支援能力和对各省级电网峰荷贡献等 因素，在区域内各省级电网之间分摊。跨省跨区直流输电价格由发改委 统一测算，以部分直流工程为例，首个监管周期（2018 年 1 月 1 日-2019 年 12 月 31 日）输电价格，执行单一制电量电价。其中，宁东工程每千 ，输电线损率 7%；向上工程 0.1 元，输 瓦时 5.35 分（不含线损，下同） 电线损率 7%；哈郑工程 6.58 分，输电线损率 7.2%。上述工程均按“网 对网”模式结算。各项工程实际运行中输电线损率超过定价线损率带来的 51 风险由电网企业承担，低于定价线损率带来的收益由电网企业和电力用 户各分享 50%。并提出通过跨省跨区专项工程参与电力市场交易的用 户，其购电价格由市场交易价格、送出省输电价格、跨省跨区专项工程 输电价格及损耗、落地省省级电网输配电价（含线损和交叉补贴）和政 府性基金及附加组成。 对于西北区域来说，根据测算，从 2015 年开始，调峰能力不足已 经成为西北电网弃风弃光的主导因素，但新能源传输容量受限问题依然 不容忽视。预计到 2020 年对于西北大部分省份来说，传输容量受限导 致的弃风弃光占比将会较小，在 2%左右，而调峰能力不足问题将会越 来越严重。 综上所述，包含高比例新能源的输电部分的滚动路径安排应从网架 规划和输电费用两个方面考虑。 3.4.2 电网规划与输电费用滚动路径 基于现状分析及发展预测，提出了如表 3-3 所示的包含高比例新能 源的电网规划和输电费用滚动路径安排。 总体思路：从提升电网互送能力和输电资源合理定价两个方面考 虑。 问题：针对电网规划与输电费用机制的不同发展阶段，提出了三个 阶段遇到的主要问题。 目标：电网规划与输电费用的目标从源网荷储协调发展和输电资源 合理定价两个方面考量。逐步减少电力外送受阻导致的新能源弃电，建 52 立合理的输电价格计算和分摊机制，实现市场环境下的源网荷储协同发 展。 行动：具体行动包含提升通道容量和输电资源合理定价两个维度。 提升通道容量包含省内和省间两个层面，从中长期发展来看，电网的规 划应融合在源网荷储协同规划之中；输电资源的合理定价依赖于对输电 成本的细化核算及合理市场机制的建立，短期着重对重要的跨省跨区通 道制定输电价格，完善基于会计成本定价的输电价格机制；从中长期发 展来看，完善基于边际成本定价的电网的容量、电量价格机制，开展金 融输电权交易，逐步采用合同路径法与边际潮流法相结合的输电费用分 摊方法，完善基于运行+阻塞的综合成本定价机制，利用市场机制进行 阻塞管理。 过渡安排：通过具体行动及逐步发展，系统传输容量得到提升，传 输容量受阻现象得到缓解，逐步消除因外送通道受阻产生的新能源弃 电，输电价格能够合理分摊成本，并引导电力交易的高效开展。 53 表 3-3 包含高比例新能源的电网规划与输电费用滚动路径安排 传输 2020 年前 2025 年前 2030 年前 侧 总体思路：提升电网互送能力、输电资源合理定价两个方面共同发展。 ⚫ 电网传输容量不足。 ⚫ 建立合理的输电价格机制。 ⚫ 输电资源的合理规划和定价。 问题 ⚫ 电力外送受阻导致的新能源弃电 ⚫ 实现源网荷储协同发展； ⚫ 实现市场环境下的源网荷储协同发 率减至 2%； ⚫ 核算电网各部分成本，建立金融输 展； 目标 ⚫ 合理制定跨省跨区外送通道输电 电权交易等市场化阻塞管理机制。 ⚫ 建立合理的输电价格计算和分摊机 包含 价格。 制。 高比 ⚫ 提升通道容量：重点关注省内通 ⚫ 提升通道容量：增加省内通道容 ⚫ 提升通道容量：完善源网荷储协同发 例新 道受阻问题；综合考虑源荷具体 量、充分利用省间互送容量；建立 展方案； 能源 情况制定外送通道规划方案； 源网荷储协同发展方案； ⚫ 输电资源合理定价：完善基于运行 + 的电 网规 ⚫ 输电资源合理定价：完善基于会 ⚫ 输电资源合理定价：推出基于边际 阻塞的综合成本定价机制及输电金融 行动 划与 计成本定价的输电价格机制；建 成本定价的容量、电量价格机制， 市场交易机制；对电网各部分成本区 输电 立断面可用传输容量、电网互联 开展规避风险的输电金融市场；核 别定价，完善输电费用的分摊方式； 费用 效果、输电成本评估体系，为合 算电网投资、运行、阻塞等各部分 利用市场机制进行阻塞管理。 理的输电价格机制建立基础。 成本。 前置 ⚫ 传输容量受阻现象得到缓解。 ⚫ 基本消除外送通道受阻导致的新 条件 能源弃电现象； （过 ⚫ 输电价格能够合理分摊成本、促进 渡安 跨省跨区电力交易。 排） 54 3.5 促进新能源消纳的需求侧管理 3.5.1 需求侧管理现状分析 由西北区域的实际可知，本地负荷低于新能源装机，依靠本地负荷 势必无法充分消纳新能源，因此为促进新能源消纳，从需求侧方面来说， 一方面要进一步刺激负荷增长，另一方面要注重挖掘和培育负荷侧的灵 活性，以适应发电侧的不确定性。 电力需求侧管理指在政府法规和政策支持下，采取有效的激励和引 导措施以及适宜的运作方式，通过电网企业、能源服务企业、电力用户 等共同协力，提高终端用电效率和改变用电方式，在满足同样用电功能 的同时减少电力消耗和电力需求，为达到节约资源和保护环境，实现社 会效益最优、各方受益、成本最低的能源服务所进行的管理活动。 随着电力体制改革和电力市场化的推进，电力需求侧管理主要通过 价格信号或经济激励手段实现，即需求响应。需求响应包括基于价格的 需求响应和基于激励的需求响应两类。 基于价格的需求响应是指用户响应零售电价的变化并相应的调整 用电需求，包括分时电价、实时电价、尖峰电价等。用户通过内部的经 济决策过程，将用电时段调整到低电价时段，并在高电价时段减少用电， 来实现减少电费支出的目的。参与此类需求响应项目的用户可以与需求 响应实施机构（配电公司或售电公司）签订相关的定价合同，但用户进 行负荷调整时是完全自愿的。 55 基于激励的需求响应是指需求响应实施机构通过制定确定性的或 者随时间变化的政策，来激励用户在系统可靠性受到影响或者电价较高 时及时响应并削减负荷，包括直接负荷控制、可中断负荷、需求侧竞价、 紧急需求响应和容量/辅助服务计划等。激励费率一般是独立于或者叠加 于用户的零售电价之上的，并且有电价折扣或者切负荷赔偿这两种方 式。参与此类需求响应项目的用户一般需要与需求响应的实时机构签订 合同，并在合同中明确用户的基本负荷消费量和削减负荷量的计算方 法、激励费率的确定方法以及用户不能按照合同规定进行响应时的惩罚 措施等。 在西北地区，甘肃、宁夏等省区试行了分时电价。以宁夏为例，一 般工商业用电，不满 1 千伏的，高峰时段电价为 0.9207 元/千瓦时、平 段电价为 0.6700 元/千瓦时，低谷时段电价为 0.4193 元/千瓦时。 国家工信部印发《工业领域电力需求侧管理专项行动计划 （2016-2020 年）的通知》，指出在引导企业和园区对照电力需求侧管理 工作指南开展电力需求侧管理工作基础上，进一步完善评价办法，形成 一批示范企业和园区，并在重点地区和行业做好推广。一是组织钢铁、 有色、化工、汽车、电子、食品等重点行业开展示范推广，鼓励与示范 企业对标，带动更多的工业企业实施和优化电力需求侧管理。二是支持 工业园区通过能效电厂建设、供需互动响应、源网荷储协同调控、能源 互联网建设、分布式电源建设、充电设施建设、配电网升级改造、电能 替代等实施电力需求侧管理，优化对工业企业的电能服务，推广一批示 范园区。三是不断完善评价工作机制，指导评价机构对参与电力市场交 56 易的工业企业开展评价，将评价作为衡量工业企业能源管理水平的重要 依据，并对通过评价并获得 A 级及以上的企业适时给予政策支持。支持 企业技术创新，建立健全电力需求侧管理产品、技术、工艺、设备的研 发、生产、推广应用体系。一是支持企业开展电机能效提升、高效电加 、储能、负荷管理及优化、智能微电网、 热、热电冷联产、电蓄冷（热） 供需互动响应、电能替代等需求侧管理产品（技术）的研发创新，形成 一批创新性、推广性强的产品（技术）。二是在全国范围开展工业领域 电力需求侧管理推荐产品（技术）征集，形成推荐目录并向全社会进行 推广。三是积极推进电力需求侧管理产品（技术）第三方评价，推动建 立上下游技术协作机制，助推相关产品（技术）的产业化应用。扶持电 能服务产业发展，营造健康、有序的电能服务产业发展环境，培育一批 具有国际竞争力的产业领军型企业。一是加强电能市场化服务体系建 设，培育一批面向工业的专业化电力需求侧管理服务机构、评估评价机 构和教育培训机构，为工业企业提供用能情况诊断、专业优化治理、系 统评估评价等服务。支持引导具有售电业务的能源服务管理机构开展电 力需求侧管理工作，不断探索促进售电业务发展与电力需求侧管理相融 合。二是支持组建工业领域电力需求侧管理行业协会和产业联盟，吸引 上下游企业、科研院所、金融机构等多方参与，搭建资源共享、互助协 作的工作平台，促进电能服务产业体系建设。三是推动电能服务机构加 强技术创新，提高服务水平，强化项目管理，形成一批技术性强、应用 性广的适用技术和产品。四是加大人才培养力度，探索在工业行业推广 能源管理师（电力专业）职业体系，培育一批技术和管理人才队伍。 57 在电力需求侧管理方面，从当前的发展趋势可以关注到两个重要的 方面，一是以电动汽车为代表的可控负荷的占比快速增加，二是电改提 出鼓励社会资本参与配售电。 1）以电动汽车为代表的可控负荷快速增长 国际能源署（IEA）发布报告称，2017 年，全球道路上的电动汽车 数量达到 310 万辆，创下新纪录；预计 2020 年前数量将增加三倍；预 计到 2030 年，全球电动汽车保有量将飙升至 1.25 亿辆，这几乎相当于 日本的人口数量。从市场份额来看，在 2030 年前，全球所有销售的新 车中，将有 30%都是电动汽车。按照国家来看，中国是全世界最庞大的 电动汽车市场，去年在全球的份量占到了 40%，美国紧随其后。国际能 源署预计，到 2030 年期间，中国汽车市场上将有 26%的销量都来自电 动汽车，欧洲将达到 23%。到目前为止，道路上电动汽车数量的增加对 电力需求的影响有限。2017 年，全球电动汽车的电力需求为 54 万亿瓦， 略高于整个希腊所需的电力。然而，报告指出，随着电动汽车使用的继 续增加和频繁，电力需求将会增加，输电和配电网络也将受到影响。 此外，随着智能电网技术的进步，传统温控负荷（空调等）可控程 度也有所挖掘。 2）电改背景下社会资本进入配售电领域 对于电动汽车、居民负荷这种容量很小的用电装置，其参与电力市 场的意愿不强，参与市场为其带来的利润也很小。但中国新一轮电改提 出有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发 用电计划。售电公司的成立，可以作为负荷聚集商，代理负荷参与需求 58 响应项目。江苏省颁布了《江苏省电力需求响应实时细则》，明确了响 应的时间、启动条件、执行方式、效果评估等方面的内容。 根据一些已经开展需求响应项目的省份的测算及应用结果，如 2014 年上海启动需求响应试点，实现降低峰荷 5.5 万千瓦；2015 年，广东、 江苏和北京都通过省级电力需求侧管理平台实施了需求响应项目，尤其 是江苏在 2016 年 7 月，减少峰荷 352 万千瓦。据此推测，在西北区域 在 2020 年成功培育需求响应土壤后，2025 年将降低峰荷 5%，2030 年 将降低峰荷 15%。 综上所述，促进新能源消纳的需求侧管理的滚动路径安排应从增加 灵活性资源和建立调用灵活性资源的合理市场机制两个方面考虑。 3.5.2 需求侧管理滚动路径 基于现状分析及发展预测，提出了如表 3-4 所示的促进新能源消纳 的需求侧管理的滚动路径安排。 总体思路：从挖掘灵活性向利用灵活性准确跟随新能源过渡，在发 展中逐渐提升需求响应的可预测性和可控性。 问题：针对需求侧管理的不同发展阶段，提出了三个阶段遇到的主 要问题。 目标：需求侧管理的目标从市场主体及其意愿及需求响应效果两个 维度衡量。逐渐培育需求侧相应项目和市场主体，实现市场环境下需求 侧主动跟随新能源出力的模式。 行动：具体行动包含挖掘灵活性、培育灵活性、需求侧灵活资源、 59 市场主体四个层面。从中长期发展来看，需求响应的项目种类将不断扩 充，逐渐涵盖多能互补的场景，并且实现需求侧主动参与市场竞争。需 求侧灵活资源也从当前的分布式储能、电动汽车等扩展到各种能源的终 端用户。参与的市场主体也逐渐包含各类能源用户及提供相关需求响应 服务的负荷聚集商及综合能源服务商，使得各类能源用户均有机会参与 需求响应项目。 过渡安排：通过具体行动及逐步发展，需求侧灵活资源增长，逐步 实现削减高峰负荷及利用需求侧灵活性实现负荷跟随新能源出力的目 标。 60 表 3-4 促进新能源消纳的需求侧管理滚动路径安排 消费 2020 年前 2025 年前 2030 年前 侧 总体思路：挖掘灵活性向准确跟随新能源过渡，提升响应的可预测性及可控性。 ⚫ 需求侧灵活性不足。 ⚫ 需求响应结果难以预测、不可控。 ⚫ 通过市场机制实现需求响 问题 应资源跟随新能源。 ⚫ 培育激励相容的需求响应项 ⚫ 峰荷削减 5%； ⚫ 峰荷削减 15%； 目标 目和市场主体。 ⚫ 提升需求侧主动参与市场竞争的意愿； ⚫ 实现市场环境下需求侧主 ⚫ 提升需求响应结果的可预测、可控性。 动跟随新能源出力的模式。 ⚫ 挖掘灵活性：推广用户侧多种 ⚫ 挖掘灵活性：实施分时电价、尖峰电价、可中断 ⚫ 挖掘、培育灵活性：电力系 分时电价模式及可中断负荷、 负荷、可调节负荷、紧急需求响应等多种需求响 统源网荷储各环节及冷热 促进 可调节负荷等需求响应项目； 应项目；建立需求侧主动参与市场竞争的模式； 气交通综合能源系统的协 新能 ⚫ 培育灵活性：发展分布式储 建立分布式能源市场交易模式；开展多能互补条 同发展； 源消 能、电动汽车和智能电网技 件下的需求响应项目； ⚫ 需求侧灵活资源：冷热电气 纳的 需求 术；培育负荷聚集商和综合能 ⚫ 培育灵活性：发展分布式储能、电动汽车，通过 交通等能源部门用户； 行动 源服务商； 负荷聚集商提升终端居民用户灵活性；提升需求 ⚫ 侧管 市场主体：用户能独立参与 理 ⚫ 需求侧灵活资源：大用户、分 侧多种能源互联程度； 或通过代理商参与需求响 布式储能、电动汽车； ⚫ 需求侧灵活资源：分布式发电资源、分布式储能、 应。 ⚫ 市场主体：大用户、需求响应 电动汽车、终端用户、部分非电力能源用户； 实施机构（配电/售电公司）。 ⚫ 市场主体：大用户、需求响应实施机构（配电 / 售电公司）、负荷聚集商、综合能源服务商。 前置条 ⚫ 用户能够通过需求相应项目 ⚫ 市场机制下，需求侧可通过参与需求响应或市场 件（过 获利； 竞争有效促进新能源消纳（初步实现跟随新能源 渡安 ⚫ 储能、综合能源系统促进了新 出力）； 排） 能源消纳。 ⚫ 超过 20%的负荷参与需求相应项目。 61 3.6 包含高比例新能源的市场机制 3.6.1 市场机制现状分析 当前，国网西北分部以新能源消纳和西北电力外送为目标，以健全 省间交易市场体系为关键，创新交易品种、完善交易流程、加强交易管 理，打破省间交易市场壁垒，促进了能源资源优化配置。 省间交易规模大幅增长，电力资源优化配置成效显著。2017 年，西 北电网跨区交易电量 1151.5 亿千瓦时，同比增长 35.38%（其中跨区外 送电量完成 1075.8 亿千瓦时，同比增长 34.97%）。跨省交易电量 177.1 亿千瓦时，同比增长 18.11% 。清洁能源交易运营水平显著提升。适应 新能源间歇性、波动性特性要求，采取优化新能源与火电打捆比例、灵 活调整输电价格、合理确定电力曲线等多种措施，促进市场化交易达成。 交易品种持续创新。推广西北新能源与华中、西南地区火电的跨区发电 权交易。实现西北低谷新能源与华中抽蓄电量交易实践突破。政府间协 议有效落实。针对电力援疆多落点、多通道、多价格等送电需求，多方 协调并提出优化安排建议。针对陕西送江苏、四川和重庆，青海送湖北、 江苏等政府间协议，坚持早抓落实、多方沟通，结合实际，及时提出交 易电量、交易价格、通道运用和电力曲线等优化建议。交易运营机制不 断完善。提出西北新能源电量库设想并编制交易运营管理要求，规范了 工作界面和流程，充分利用甘新联网通道和“四鱼”断面满足电力援疆送 出需求。实现陕甘、陕青省间中长期调峰交易常态化运营。 随着中国经济已进入中高速增长阶段，用电需要增长放缓，西北地 62 区将继续保持电力电量总体富余的局面。西北电网新能源装机持续增 长，新能源装机占比不断提高，为了缓解新能源弃风、弃光压力，增加 外送市场空间的要求更加迫切。受电煤供应、交易价格、电网结构、火 电开机等诸多因素影响，个别时段短时电力供应偏紧的风险依然存在， 将对支撑西北电力大规模外送带来影响。 下一阶段的工作主要集中在以下方面。甘肃省级现货市场试点工 作；积极推动放开电力用户、售电公司、电能替代项目等新兴市场主体 的省间交易购电选择权，努力破除省间壁垒，为新能源大范围优化配置 提供机制保障，制定省间中长期交易规则；激励外送火电企业自动调减 发电出力腾出市场空间，以低于自身燃料成本的替代价格购买富余新能 源电量，完成省间中长期外送合同电量；扩大西北新能源与区外火电的 发电权交易规模，推进和区外清洁供暖、电动汽车充电设施运营商、电 能替代项目等跨区电力直接交易试点，进一步规范自备电厂运营，推进 自备电厂（以陕北地区和甘肃河西地区为重点）以更大力度参与系统调 峰，参与新能源消纳。 当前新能源参与市场交易主要包括跨省跨区外送、发电权替代、富 余新能源现货交易。消纳新能源的市场化程度较弱。从国际上来说，新 能源电网穿透率不断提高，并已成为很多国家电力供应的重要来源。但 由于激励政策的存在，相关市场信号难以真实反映新能源发电的价值和 供需关系，同时，对新能源单方面的支持，也影响了传统能源发电的积 极性，阻碍了市场的公平运行。此外，由于能够获得较为确定的收益， 新能源发电商提升相关技术以获取更多市场回报的主观意愿不强，间接 63 上抑制了新能源的进一步发展。因此，为推动整个电力行业的公平发展 和新能源的高效利用，很多国家都将新能源发电纳入到电力现货交易 中，新能源发电商与传统能源发电商共同参与市场竞争。中国新一轮电 改“九号文”配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》中也指出在 保证安全、高效、环保的基础上，按成本最小原则建立现货交易机制， 发现价格，引导用户合理用电；并提出鼓励新能源参与电力市场，形成 促进新能源利用的市场机制。与传统能源发电相比，新能源发电固定投 资成本高，且出力波动大、随机性强，在与传统机组的竞争中处于劣势。 因而迫切需要建立合理的市场机制，优化配置新能源。 国家发改委还颁布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通 知》。以往，分布式电源只能实现“全额上网”或者“针对单个用户自发自 用余电上网”。在试点之下，“直售电模式”（点对点隔墙售电）和“区域 ” 区域内有售电公司， 售电模式（ 该公司同时也可能是该区域的配电公司， 统筹管理区域内电源与负荷）都将可以落地，分布式电源必将成为配售 电公司重要的投资标的。对于业主自投型的项目，也出现了第三方代理 售电的服务模式。 目前，绝大部分的分布式电源都来自光伏，此处我们以光伏为例。 从分布式光伏开发商角度而言，向工商业用户直接售电的度电收入肯定 要高于余电上网。从用户收取电费：取华北、华东、华中和广东的简单 平均值，大工业用户全日平均销售电价在 0.65 元左右，8am-6pm 平均销 售电价在 0.7 元左右；一般工商业用户全日平均销售电价在 0.8 元左右， 8am-6pm 平均销售电价在 0.85 元左右。按目前光伏业内较常规的做法， 64 即按用户目录电价打八折，从用户处收取的电价在 0.5-0.65 元的水平。 根据通知，分布式电源还可以选择委托电网代售电，这对拥有大量小规 模分布式电源的业主，或业主自投型项目，可能会更有吸引力。 当前新能源采用标杆电价，国家发改委在 2016 年底及 2017 年底分 别发布了《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的 通知》和 ， 《国家发展改革委关于 2018 年光伏发电项目价格政策的通知》 根据风能、太阳能资源状况和工程建设条件，将四类风能资源区的固定 上网标杆电价分别调整为 0.40 元/kWh、0.45 元/kWh、0.49 元/kWh 和 0.57 元/kWh；将三类太阳能资源区的固定上网标杆电价分别调整为 0.5 元 /kWh、0.65 元/kWh 和 0.75 元/kWh。业内还在探讨建立配额制和碳排放 交易等政策。 美国实施了多年的可再生能源配额制。配额制政策首先设定一个可 再生能源增长总目标，将这一目标分配给各电力供应商，要求供电商提 供电力的一定比例来自于可再生能源；政策对可再生能源种类做出详细 规定；为了促进可再生能源多样性发展，配额制可以规定某些特定可再 生能源种类需达到的目标。供电商可以自己拥有可再生能源发电设施， 也可以选择从别的可再生能源发电商处购买发电量以完成配额指标。有 些州建立了可再生能源信用证书体系，发电商可以将可再生能源电力和 证书分别销售。证书的价格完全由市场供需关系决定，成为可自由交易 的商品。年末供电商向配额制委员会出示相应的证书达成指标完成任 务。未完成预定目标的供应商，将以缴纳罚款或选择替代性付款方式受 到惩罚。收集的资金通常用于建立专项基金，促进可再生能源的发展。 65 在可再生能源配额制的执行过程中，要特别关注以下问题。可再生能源 配额制虽然能够保证可再生能源的发电比重，但配额目标的制定复杂且 不同地区的绿色证书的市场价值存在差异，导致可再生能源市场的分 割，此外，对于不同发电形式的无差异配额会制约高成本可再生能源发 电技术的发展。 在未来建立局域、全国统一运营的电力市场的过程中，完整市场体 系的设计和建设成为当务之急。目前中国中长期电力交易经过多年的发 展已经趋于成熟，各省都已下发省内中长期交易相关规则，确立了市场 模式并开展交易。但是从目前情况来看，据不完全统计，各省的交易规 则据总共有 300 多种，而且相互之间差异较大。仅以中长期交易的偏差 考核来看，免考核范围有 2%的，也有 3%等各种数值的；有按月考核的， 也有按季度、年度考核的；有采用滚动调整的，也有采用预挂牌等方式 的。仅就单个省内市场而言，可能并不会产生矛盾。但是随着市场范围 的扩大，尤其省间市场规模的扩大，作为电力用户、售电企业或者发电 企业，如果要参与不同省份和省间的购售电交易，需要对相关各省市场 的交易规则进行深入了解，操作也较为复杂，市场主体较为茫然。同时， 这也不利于市场的互联互通和相互融合，对于全国电力市场的发展是明 显的制约。 在市场机制建设的基础上，还应完善结算机制。包括电力市场定价 机制及其对市场主体竞价行为的影响评估，以及合同执行后的考核结算 机制。与市场定价机制不同，合同执行后的考核结算机制侧重于研究市 场结算依据以及主体职责界定等问题，避免电能特殊性质、电力系统运 66 行特征以及主体职责界定等因素影响考核结算的公正性。主要困难包括 以下几个方面。电厂直接参与跨省交易，交易关系复杂。在区域电力市 场中，多个发电厂和多个省电网公司在同一个平台上竟价，一个市场主 体可能会与其他多个主体发生交易关系，合同数量和合同种类急剧增 加。如果交易双方直接结算，将使结算关系相互交又，异常复杂，会大 大增加考核结算的难度。合同条款更加细致，执行情况受到监督。在电 力市场条件下，特别是出现“月度市场”和‘日前市场”后，市场主体需要 严格执行合同，并根据合同实际执行情况进行结算。出现偏差时，要明 确偏差责任方，并进行考核。转运问题进一步增加考核结算的复杂程度。 区域电力市场中，电厂可直接参与跨省电力交易，与外省电网公司进行 电力交易。本省电网公司在跨省电力交易中承担转运职能，并收取输电 费用。但由于转运的复杂性，将使电量偏差责任更加难以界定，并进一 步增加考核结算的复杂性。 综上，考虑到中国能源供需逆向分布的禀赋条件、新能源集约化开 发和大范围消纳利用的需求，中国电力大规模跨区域输送和消纳是必由 之路，因此电力市场发展中应最终建立中长期市场 +现货市场的全国范 围配置新能源的电力市场体系，通过市场竞争促进新能源提高发电预测 精度，通过新能源与火电在实时市场同台竞价实现电力平衡，利用新能 源边际成本低的优势，通过市场竞争实现新能源有效消纳。图 3-3 展示 了全国范围配置新能源的电力市场的框架。 67 发电企业 发电企业 电网企业 国家电力市场 （输配电、调度、交易组织、计量结算等服务） （日前交易） 批发市场 省级电力市场 宁夏 青海 陕西 … 湖南 山东 （实时平衡） 售电主体 大用户 零售市场 用户 图 3-3 全国范围配置新能源的电力市场框架 综上所述，包含高比例新能源的市场机制的滚动路径安排应从交易 模式、价格体系、结算机制和新能源政策四个方面考虑。 3.6.2 市场机制滚动路径 基于现状分析及发展预测，提出了如表 3-5 所示的包含高比例新能 源的市场机制的滚动路径安排。 总体思路：扩展交易类型与整合交易类型并举发展，最终实现交易 的高效并提供丰富的风险管理手段。 问题：针对市场机制的不同发展阶段，提出了三个阶段遇到的主要 问题。 目标：市场机制的目标从市场化交易电量占比和新能源市场竞争力 两个维度衡量。逐渐提升市场化交易电量占比，在远期达到 95%以上， 逐步发挥市场配置资源、分摊成本、分配效益的作用。 行动：具体行动包含主能量市场、辅助服务、结算机制、新能源的 市场机制、新能源政策五个层面。从中长期发展来看，建立多市场主体 68 参与的主能量+容量 +辅助服务的多级协调的全国范围配置新能源的电 力市场，实现分布式发电的多样化市场交易，推出电力金融衍生品时长， 建成完善的结算机制；新能源参与市场从发电权交易和简单的跨省跨区 交易到与传统能源不做区分的参与现货市场及中长期交易；新能源政策 逐渐退出标杆电价，采用配额制和污染物排放交易。 过渡安排：通过具体行动及逐步发展，市场机制能够合理分摊新能 源的成本和效益，通过市场机制建设和新能源自身技术进步和成本降 低，实现新能源与传统能源的竞争。 69 表 3-5 包含高比例新能源的市场机制滚动路径安排 宏观 2020 年前 2025 年前 2030 年前 机制 总体思路：扩展交易类型（管理风险）与整合交易类型并举。 ⚫ 交易机制不完善限制了资源高效配 ⚫ 临时性交易措施需体系化； ⚫ 提供多样化交易模式及全 问题 置。 ⚫ 市场风险加剧。 面的风险管理工具。 ⚫ 市场化交易电量占比达到 50%。 ⚫ 市场化交易电量占比达到 75%； ⚫ 市场化交易电量占比达到 ⚫ 提升新能源的市场竞争力。 95%。 ⚫ 通过市场机制配置电力资 目标 源，合理分摊新能源产生 的成本，合理分配新能源 产生的效益。 包含 ⚫ 主能量市场：建立较为完善的电量市 ⚫ 主能量市场：整合交易品种，改进市场机制， ⚫ 市场机制：建立多市场主 高比 场机制，包括扩大中长期交易规模， 建立区域内现货市场、容量市场；完善分布式 体（发电企业、电网企业、 例新 初步建立省内现货市场；试点分布式 发电市场交易；启动电力期货等衍生品市场。 大用户、售电公司、辅助 能源 发电市场化交易机制； ⚫ 辅助服务：完善输电容量、电量价格机制，开 服务企业）参与的多级协 的市 ⚫ 辅助服务：建立省内调峰辅助服务市 展金融输电权交易；启动调频、备用等辅助服 调的多品种全国统一电力 场机 场，建立输电成本的细化评估体系； 务市场； 市场，实现分布式发电多 制 行动 ⚫ 结算机制：明确结算机构，初步实现 ⚫ 结算机制：完善结算机制； 样化交易，完善电力金融 清晰的结算机制； 衍生品市场，建成完善的 ⚫ 新能源的市场机制：在新能源政策下，与传统 结算机制； ⚫ 新能源的市场机制：发电权交易、跨 能源无差别对待；借助配额制打破省间壁垒； 省跨区交易、双边合同交易。 ⚫ 新能源政策：无特别的新 ⚫ 新能源政策：面向配售电环节推出配额制，绿 能源政策；完善污染物排 ⚫ 新能源政策：标杆电价，政府补贴； 色证书及污染物排放交易；配合现货市场推出 放市场。 采用额外政策提升新能源市场竞争 溢价机制及差价合约。 力。 前置条件（过 ⚫ 市场机制能够合理分摊新能源相关成 ⚫ 新能源与传统能源相比，具有市场竞争力。 渡安排） 本、分配新能源相关收益。 70 3.7 包含高比例新能源的调度机制 3.7.1 调度机制现状分析 新能源在应用过程中，对电网调度管理产生了重大的影响。一是： 风力发电的影响。由于风电的随机性、不可控性非常大，风电场属于波 动型电源，极其不稳定，也属于间歇型。在风力发电过程中，大规模风 电机组的应用对电网调度管理造成了多方面的影响，比如，系统暂态稳 定、联络线的控制。二是：太阳能发电的影响。在太阳能应用过程中， 负荷中心光伏需要和对应的中低压配电网相连，导致配电系统运行变得 极其复杂，特别是控制、管理方面，严重影响配电网的具体规划、运行 控制。在系统保护方面，分布式电源的应用使配电网潮流具有双向性特 点，配断网在故障、非正常运行情况下，必须保证整个线路系统安全、 稳定运行。但如果采用的分布式发电技术不同，很有可能会对故障电流、 保护判据产生不同的影响。在规划设计方面，需要解决一系列的问题， 比如，配电网络、分布式电源优化问题、预测空间负荷。在系统控制方 面，比如，分布式电源自身具有的特点，使电压、频率控制难度大大增 加。比如，在配电网运行中，负荷波动对电源输出的影响非常大，而相 对冲击却很小。 传统电网调度由于电力来源的可控稳定性，主要是基于负荷的可预 测性，以及常规电源的确定性进行电网优化调度方案的制定。大规模波 动性、不可控性、间歇性新能源并入电网增加了电网的不稳定性，给电 网带来了持续性的随机变化，使发电功率的预测变得更加困难。为保证 71 电网的稳定性，应对电网调度出现的不确定因素，通常采用的做法是预 留一定的旋转备用，作为新能源发电实际出力和预测值之间的出现的较 大偏差的应对方式，降低系统的失负荷以及备用不足风险。这种调度方 式会导致常规机组长期低效运行，造成资源浪费，降低了应用新能源的 效益，不利于节省运行成本。 当前电网调度优先考虑新能源的消纳，但由于计划电量的约束，制 约新能源的消纳。随着电力市场化程度的加深，更大比例的电量由市场 决定，这为通过优化调度消纳新能源增加了新的困难。在这种情况下， 一方面应明确调度的职责，与市场的职责区分开来，用市场化的手段高 效的配置电力资源，另一方面提升负荷的调度能力。 电力平衡是电力系统运行的核心问题，电力调度则是解决电力平衡 的手段。智能电网的特点是吸纳大量可再生能源，供电系统与用户互动。 为实现系统平衡，负荷调度就成了智能电网的重要标志和功能。未来电 力系统中可再生能源发电的比重将有明显的增加，风电、光伏等可再生 能源发电的出力是不可控的，利用常规电源控制不一定经济，所以，采 用负荷控制可能更合理。有一部分负荷的用电时间是灵活的，如加热、 制冷、电动汽车等，以及储能设备。利用这些可控负荷追踪风电、光伏 等可再生能源发电的出力变化，调度负荷来平衡预测的风电、光伏等的 出力曲线。 综上所述，包含高比例新能源的调度机制的滚动路径安排应从调度 机制和调度对象两个方面考虑。 72 3.7.2 调度机制滚动路径 基于现状分析及发展预测，提出了如表 3-6 所示的包含高比例新能 源的调度机制的滚动路径安排。 总体思路：理清调度与市场职责的过程，扩展需求侧可调度资源。 问题：针对调度机制的不同发展阶段，提出了三个阶段遇到的主要 问题。 目标：调度中应考虑及实现的目标。明确调度的职责，调度职责逐 渐转变为执行市场交易结果、保证系统安全经济运行。 行动：具体行动包含调度职责和调度对象两个方面。调度职责逐渐 从促进新能源消纳、保证系统安全运行到执行市场交易结果、实时电量 平衡和保证系统安全运行过渡；从中长期发展来看，调度对象从单一的 发电侧扩展到发用电两侧。 过渡安排：通过具体行动及逐步发展，市场机制能够实现新能源的 消纳，而调度机制起到执行市场交易结果及实时电量平衡的功能。 73 表 3-6 包含高比例新能源的调度机制滚动路径安排 宏观 2020 年前 2025 年前 2030 年前 机制 总体思路：理清调度与市场职责的过程，扩展需求侧可调度资源。 ⚫ 公平性约束较多。 ⚫ 调度约束较多。 ⚫ 市场环境下的高效调度。 问题 ⚫ 明确以消纳新能源、保证系统安 ⚫ 明确以执行市场交易结果、消纳新 ⚫ 明确市场环境下，保证系统安 目标 全经济运行为优先目标、向市场 能源、保证系统安全经济运行为优 全经济运行的调度职责。 化转型中的调度职责。 先目标。 包含 ⚫ 调度职责：减小调度安排的电量， ⚫ 调度职责：调度主要承担实时电量 ⚫ 调度职责：调度按市场交易结 高比 调度职能转为校核交易结果、电 平衡、安全执行市场交易结果、购 果执行，只承担实时电量平衡 例新 量实时平衡为主；调度以消纳新 买辅助服务等功能。调度逐步按经 （根据市场主体报价）、购买辅 能源 能源为主；建立面向新能源的调 济性公平对待传统能源和新能源； 助服务等功能；建成市场环境 的调 行动 度规程； 建成面向新能源的调度规程； 下的面向新能源的调度规程； 度机 制 ⚫ 调度对象：发电资源。 ⚫ 调度对象：发电资源，部分负荷、 ⚫ 调度对象：综合各个环节，包 负荷聚集商、综合能源服务商。 括发电资源、部分负荷、负荷 聚集商、综合能源服务商、冷 热气系统资源。 前置条 ⚫ 在多种市场交易类型下，调度能 ⚫ 能够通过市场交易实现新能源的充 件（过渡 够充分消纳新能源。 分消纳。 安排） 74 4 小结 本部分首先调研分析了西北区域新能源消纳现状及遇到的难题；对 比分析了国内外新能源消纳机制和效果，以及国外先进经验在西北区域 应用适用性。发现西北区域新能源消纳存在的问题主要为：本地需求不 足、外送潜力未完全发挥、调峰能力有限、新能源预测精度不足、市场 及调度机制不完善等。西北区域未来新能源发展方向在一定时期内应以 配置灵活资源为主。 最后从 6 个维度提出了西北区域新能源发展从短期、中期到远期的 滚动路径，逐步增加灵活资源的数量、完善调用灵活资源的机制，以提 高灵活资源的调用效率，主要包括： 1） 新能源发电规划由计划主导向市场主导过渡，规划决策向全面资 源评估+能否盈利过渡。 2） 调峰机制由充分利用向高效利用过渡，从解决调峰容量不足向为 调峰资源准确定价过渡。 3） 电网规划向提升电网互送能力、输电资源合理定价两个方面共同 发展。 4） 需求侧管理由挖掘灵活性向准确跟随新能源过渡，提升响应的可 预测性及可控性。 5） 市场机制以扩展交易类型（管理风险）与整合交易类型并举。 6） 调度机制要理清调度与市场职责，扩展需求侧可调度资源。 75 参考文献 [1] 中国电力企业联合会. 中国电力行业年度发展报告 2018. 2018-06-14. 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