本轮电改面临的全新考验：能源结构转型下的调峰-北极星售电网

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相比多年前欧美各国的电改，中国本轮电改以及电力市场建设面临一个新考验，即能源结构转型：为了降低碳排放，需要增加可再生能源的利用比率。以下内容摘自《中国可再生能源展望 2018》：中国化石能源消费总量将在2020年达峰，2035年之前稳步下降（图1）。煤炭在发电和工业部门的能源消费比例持续缩减。工业与交通部门的电气化水平显著上升，减缓了中国对油品进口的依赖。由于未来可再生能源经济性全面赶超化石能源，中国并不需要将天然气作为煤与可再生能源之间的过渡性能源。

（来源：微信公众号“电力市场那些事儿” 作者：郎木晨烟）

上图中的黄色部分为非化石能源。

报告同时提出2020年后光伏与风电增长迅速：随着发电经济性的提高，下个10年中国将迎来光伏与风电大规模建设高峰。新增光伏装机容量约80-160 GW/年，新增风电装机约70-140 GW/年（图2）。到2050年，风能和太阳能成为我国能源系统的绝对主力。

具体到电力方面，截止2018年底，中国并网风电装机容量为18427万千瓦，比上年增长12.4%；并网太阳能发电装机容量为17433万千瓦，比上年增长33.7%。二者合计占比18.9%。并网风电发电量3658亿千瓦时，比上年增长20.1%；太阳能发电量1769亿千瓦时，比上年增长50.2%。二者合计占比7.8%[1]。

中国可再生能源发展趋势和总量均已达到相当的标准，对电网的运行将产生不可忽略的影响。针对这种情况，多地能监办对《两个细则》进行修订，或者针对调峰、调频等具体品种制订政策，对辅助服务的定义、分类、调用、考核等方面进行了与时俱进的细化，对提高可再生能源发电消纳比率、保证电网安全稳定运行起到了积极的作用。但由于受到多种因素的影响，上述政策多是在规定框架下做文章，并没有大的突破。

各地两个细则提到的辅助服务品种和以往基本一致，分为基本辅助服务和有偿辅助服务。前者是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等。有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、黑启动、冷备用、自动电压控制（AVC）等。

传统能源结构下，多变的负荷+稳定的电源组合，在“源随荷动”的供需模式下，以上辅助服务品种可以保证电网的安全稳定运行。简单来说，调频负责负荷扰动，调峰负责正常的负荷变化（相当于国外的实时市场），备用则负责事故、检修等异常情况下的平衡。但在间歇性可再生能源大比例渗透的情况下，传统的辅助服务品种是否能满足要求，要打一个大大的问号。下面以调峰为例说明。

基本调峰是指发电机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的按照一定调节速率调节发电机组出力所提供的服务[2]。根据机组种类和所在地区的不同，基本调峰服务的范围也不相同，燃煤机组大致在50%~100%的额定容量之间，南方区域的燃气机组则是0~100%。

有偿调峰是指发电机组超过基本调峰范围进行深度调峰，以及发电机组按电力调度指令要求启动机（炉）进行调峰所提供的服务[2]，就是通常所讲的深度调峰和启停调峰。后者对应一个时间窗，各地要求也不同，南方和华北为72小时，华中为24小时，华东安徽为36小时。既有的调峰服务存在什么问题呢？展开之前，还是先给出著名的加州鸭形曲线：

简单说明下，这是一条净负荷的日曲线。所谓净负荷，就是真实负荷减去光伏出力，即常规电源的出力。中午时分，光伏大发，净负荷跌倒谷底，常规机组出力降低至不稳定的工况（risk）。美国电源结构中，燃气机组已经超过燃煤机组，无论从装机还是发电量。美国已然如此，以燃煤机组为大头的我国，情况可想而知，以下为山东的情况，可以看出逐年严重：

我国火电机组最低出力指标与国外差距明显，下图为与丹麦、德国的对比。

丹麦指标之所以如此好看，更多在于其以燃气为主的电源机构。从目前看来，这方面我国先天不足，只能依靠燃煤机组的灵活性改造，但改造存在以下问题：

1. 安全，低负荷下的稳燃、设备可靠性问题；

2. 环保，低负荷脱销不能投入；

3. 经济，低负荷下煤耗高，成本提高；

对于热电机组，还存在低负荷下供热问题。

基于上述因素，燃煤机组的灵活性改造将是一笔不菲的费用。有效的投资，是需要回收成本并带来收益的。然而，现有的调峰机制却难以做到这一点，主要原因在于：

1. 各地调峰采用固定补偿价格，类似于上网目录电价，不能做到优胜劣汰、实现调峰资源的有效配置，不利于优质资源的成本回收；

2. 调峰服务费用的分摊，并没有按照“谁收益、谁承担”的原则进行价格传导，还是采取“谁承担、谁收益”的方式。对于电厂来说，相当于零和博弈，不具有长久的可持续性。

怎么办呢？

仿效国外电力市场，完全将调峰纳入实时电能市场？考虑到我国燃煤机组占大头的国情，这条路子并不现实。可以考虑这样做：

1. 基本调峰和正调峰属于机组正常工作范围，纳入实时市场。其实，目前国内的基本调峰已经包含正调峰；

2. 辅助服务市场中，增加负备用品种，纳入现有的有偿调峰内容。取消固定的补偿价格，采取集中报价、统一出清的市场组织形式。对于负备用资源，不管是否用到，都以市场出清价格予以结算。同时，不影响该类资源在电能量市场的行为，以双重结算方式保证其收益。

以上纯属个人猜想，没有经过严格推理、论证，因此展开的不够，大家多提意见。

鸭形曲线中，除了机组低负荷运行之外，还有一个关键问题，就是快速爬坡能力。对于常规机组，尤其燃煤机组，这也是考验，下一篇再讲吧。

另，燃气机组在低负荷下也存在效率和安全问题。燃气轮机利用压气机进气导叶的开度来调节空气进气量，调节范围为75%~100%。当负荷小于75%时，只能通过控制燃料来控制燃气轮机的出力，效率会下降，50%负荷时，效率下降5%~7%。同时，为了保护燃气轮机的密封性，有的安全运行规范对燃气发电机组的低负荷运行范围也做了规定[3]。

[1].中电联，中国电力行业年度发展报告2019;[2].华东区域两个细则，2018年版；[3].燃气冷热电分布式能源技术应用手册

原标题：能源结构转型下的调峰

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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