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讨论与分析
通过以上的核算,基本可以认为,京津塘地区出现的弃风限电,无法用电网相关的技术原因去足够解释 20%以上的弃风。那么,这种严重的弃风现象该如何解释?
2012年火电利用小时数 5600小时以上, 2013年 5500小时揭示了部分原因。在起作用的短期电力市场中,风电可以以边际成本低的优势,以零报价上网,在压低市场价格的同时,获得市场份额,优先满足或低或高的电力需求。风电对传统电源的挤压,是其技术特点与电力市场设计所决定的。同时,成本低(指的是可变成本,固定部分已经沉没,不体现在决策之中)的排序优先是有效率的市场建设的要求。
而我国显然缺乏这样的市场基础设施,调度体系中仍然维持的所有机组“平均上网小时数”的政策,并且省级政府具有巨大的自由量裁权。否则,由于已有风电的有效竞争,火电的利用率根本无法达到超过 60%的水平。
如果改变调度规则,火电机组的市场份额将受到进一步压缩,甚至有些省份在某些时段会成为一个纯可再生能源电力供应系统,火电完全“沦为”备用。应该讲,这是全局有效率的选择,是基于本地资源禀赋、技术特点以及社会经济形态下的“最优”的电源结构的反映,无疑是一个需要努力的方向。这是机制安排问题,不是风电与传统电源间的所谓利益“分饼”游戏。从这个角度讲,建立电力市场,是解决风电弃风问题的重要一环。
市场如果建立,风电本身与电网接入成本之外的系统相关成本,包括特性成本与平衡成本,可以通过专门的辅助服务市场显示其构成与变动。在起作用的电力市场中,这种成本自然会显现并有相应的承担主体。比如由于风电出力的时候市场价格低,而风电不出力的时候市场价格高,那么平均来看,风电的单位发电收益水平就比不上具有灵活调节性能的天然气;风电出力预测有误差,其业主就必然需要在平衡市场购买相应的平衡服务,以实现自己在日前市场的发电承诺;系统需要为大规模的风电出力波动提供更高水平的旋转备用等资源,这一系统服务也必然会以某种形式(比如分摊到输配成本、风电自身承担、调度收费)得以在一定主体范围内消化。
当然,必须指出的是,京津塘内部可能存在进一步的非均一性问题(比如个别地区传输容量受限),影响风电在网内的消纳与自由流动,会在一定程度上限制风电的接入潜力。这种更小地理尺度的问题需要一个更高分辨率、具体案例级的分析或者仿真,以确定电网进一步发展建设,特别是增强配电网能力的政策措施。本文的主要贡献在于提供一个较大时间与地理尺度下的分析视角与方法。
结语
本文通过引入电源灵活系数,表征电力系统运行备用调节供需平衡的能力,对京津塘电网在此灵活性约束下的消纳能力,以 2012年的负荷出力曲线为例,进行了测算。结果表明京津塘电网在电网完全不改造情况下,可以接纳 2012年装机 3倍以上风电的能力,也就是 2000万千瓦,其发电量超过当年总发电量(约 3300亿千瓦时)的 10%。弃风出现的原因主要在于缺乏市场竞争机制,导致风电无法在短期现货市场对火电形成有效的竞争份额挤压。从这个角度讲,建立电力市场,是解决风电弃风问题的关键所在。
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