再谈“调峰辅助服务”涉及到的理念与政策设计问题

背景

2012年，在知名的智库组织——能源基金会的资助下，中国经济体制改革研究会公共政策研究中心开展了关于《大规模可再生能源接入辅助服务成本补偿机制研究》的研究【1】。该报告提及（第21页）“由于电力系统的瞬时平衡性，为平衡风电出力波动，需要其他发电资源作相反波动，这就是风电出力的波动性所导致的调峰辅助服务”。对于如何界定这种服务的价值，它说“风电接入导致调峰辅助服务成本提高程度的分析主要采用有无对比法，即分析没有风电接入和有风电接入下调峰辅助服务成本的差值，该差值就是风电接入导致调峰辅助服务成本提高的程度”。如果读者有兴趣，可以仔细研究一下他们的算法（第24页开始），实际上，他们测算的是“有无可再生能源”的（剩余）系统成本差别。我们不从市场视角出发看可再生能源与传统机组的竞争问题，而是从成本视角看这个问题的话，这里的“可再生能源增量成本”也并不对应于其谈及的所谓“相反波动”本身代表的所谓调峰辅助成本（这恰恰应该是其报告中忽略的爬坡成本以及部分启停成本），而主要是一个减少的机组利用率带来的平均发电成本上升问题。从报告的作者群来看，他们往往来自于中立组织与研究机构，并没有“利益困扰”之嫌。而且，他们是长期工作我国电力行业的资深专家。因此，我们大体可以说，在我国，所谓“风电来了，火电更困难更麻烦了，所以风电需要补偿火电”仍旧是个公共理念问题，需要在公共认识的“水位”上进行更加充分透明的讨论。必须指出的是两点：1. 这一理念有部分需要给予认可的成分；2. 即使从成本为基础而不是市场（价格）为基础出发，这一理念也存在部分逻辑前后不一致的问题，存在着“调节成本”与“损失市场份额”的混杂。本期专栏，我们结合过去的一些研究、文献、报告高分辨率的讨论这个问题。

（来源：微信公众号“风能专委会CWEA）

过去的故事

在很多场合，我们都可以看到听到关于可再生能源进入系统之后，火电需要深度调峰的抱怨或者担忧。比如以下：

“从成本端来看，一方面火电机组频繁变动功率将加大排放物排放量控制难度，火电厂出于环保压力将被迫采用更优质燃煤增加成本，低负荷工作状态下单位煤耗也更高;另一方面频繁调频将降低火电机组使用率，将加速设备磨损，增加维修成本”【2】

这其中的概念是极其混杂的，有些还是中国特色的概念。第一个技术上的描述的确是没问题的，可再生能源是波动的，所以它进入系统，系统的上上下下的出力变化变得必要。但是，这一成本并不是“调峰成本”。这一成本国际上往往成为灵活性成本或者效应（flexibility cost or effect）。【3】

也就是说，即使我们假设所有的机组的0-100%出力都是灵活无成本的，可以零成本上上下下的调节，那么可再生能源进入系统仍旧指向系统成本增加的方向——因为它降低了其他机组的利用率水平，而这些机组在很大程度上在无风光的时候还需要保留在系统中。这无异是系统很无效率的一种“充足性”，但是必须保持。【4】

所谓东北的调峰辅助服务市场设计，同样在这二者之间跳来跳去。它的基于成本补偿似乎补偿的是“灵活调节”那部分（其实不是），而系统成本的增加（能源基金会报告中测算的那个概念）是通过“调节了也不影响全年发电量，可以在其他时间找回来”直接过度实现的。而这本质上，相当于把这部分成本转嫁到了那部分市场份额大的机组，从而更进一步进一步转嫁给消费者（比如煤电该降价的时候不再降价了）。

其次，即使从成本角度，这些所谓深度调峰的补偿标准都是非常主观任意甚至肆意的。比如2018年7月《中国能源报》报道辽宁的文章称【5】：“辽宁为给核电、新能源发电腾空间，给予火电机组相应的调峰补偿，即在核定的发电能力以下，非常规调峰后少发的电量，每度电补贴0.4元；在40%负荷以下再进行调峰的，每度电补贴1元”。这种补偿的任意与高的程度简直到了无法理解的程度。与其这样，还不如补偿风电主动弃风呢，比这个价格低多了。

我国著名能源市场与监管专家谷峰【6】称：在没有现货市场的前提下，每台机组都有承担“用户”侧负荷曲线调节的义务（出力曲线形状=负荷侧用电曲线形状），起始点应当是全体用户的曲线叠加。如果没有提供与全体用户曲线形状相同出力的能力，则应视为购买辅助服务。

谷峰的这个说法，只要跟负荷曲线不一致就意味着辅助服务，无疑走到了“不承担一点平衡责任，造成社会公共品无人提供”问题的对立面极端。试想，如果在某个时刻，电源A出力10，电源B出力10，而需求20得以平衡。下一个时刻，需求仍旧是20，而电源A出力变为了8，电源B出力变成了12，系统仍旧是平衡的。如果按照这种标准，电源A，B都享受了某种“辅助服务”，不知道这辅助服务的提供者是谁？——完全找不到。电力互联系统存在的意义之一，就是能够有效的平衡各种出力特性不同的电源以及需求，以有效率的方式促进他们的整体平滑。这里面并没有这么多的“谁服务谁”的问题。

图1 系统如何保持平衡——峰荷、腰荷、基荷传统横切方式

逻辑

理论上，基于成本的视角与基于市场价格（也就是价值）的视角是完全等同的。在长期，如果信息足够充分透明，系统不存在 任何不确定性，监管者与系统运营者具有相同的信息权力，那么二者是一致的，完全是一个如何划分持续负荷曲线（是横切还是纵切保持系统平衡）的问题（图1）。

但是，这些前提往往一个都不现实。首先，系统的信息是高度不透明的。一个火电机组最小出力是多少？这个问题只有其自身明白。如果运行在某个水平上，它并不想减少出力，那么就有足够的激励“隐藏”自身的这个关键信息。

这在我国是有历史证据的。那就是关于所谓“机组最小出力”的测算。60%也行，50%也可以，春节还能到40%。如果参与了东北“胡搞”的调峰辅助服务深调，深调的程度还能不算数，不作为技术上可以调节的更深的依据【7】。这个事情，已经完全成为一个闹剧。

可再生能源出现之后，由于其本身的随机性、间歇性，以上划分持续负荷曲线的方式已经变得完全不可行。很简单，系统的基荷都没有了（图2）。

总结从以上的论述可以看出，“调峰辅助服务”相关的一切制度安排与政策设计，即使从“成本为基础定价”的视角，也存在着前后逻辑不一致、服务的需求者不明确、定价高度肆意、对其他机组征收完全属于“抓壮丁”等问题。这些制度安排与政策设计，都需要“休克”疗法予以废除，即使没有电力市场改革与短期批发市场的建设。这些调节的成本，都需要打入输配电价（类似欧洲再调度成本（re-dispatch））或者直接转入消费者电价的一部分，类似消费者附加的形式。因为这部分成本，在证明必要的情况下，属于消费者受益的系统与社会“公共品”——系统的安全稳定供应与电能质量。

备注

1.http://www.efchina.org/Reports-zh/REPORTS-20120717-ZH

2.https://www.energytrend.cn/news/20181119-50515.html

3.M.Nicolosi,“The Economics of Renewable Electricity Market Integration. An Empirical and Model-Based Analysis of Regulatory Frameworks and their Impacts on the Power Market,”PhD thesis, Universität zu Köln, 2012.

4.必须指出的是：这是可再生能源的特点，而并不是缺点。即使是缺点，也不意味着对于可再生能源的“否定”。因为可再生能源发展的目的，从来就不是为了系统平衡，而是节能减排的需要。这方面的逻辑在国内，特别是媒体层面的讨论往往还不足够清晰富于逻辑。

5.http://www.energystorage-journal.com/portal.php?mod=view&aid=37075

6.谷峰。电力有偿辅助服务划分标准的再认识。中国电力企业管理，2019年第3期。

7.《东北电力辅助服务市场运营规则》www.raypwr.com/DownFile/?ContentId=216