煤电问路 | 构建清洁低碳发展的电力容量和灵活调节服务市场

当前，世界（包括中国）的能源和电力领域，科学、技术、市场和管理都呈现出许多新的、革命性的发展态势。世界范围内，世界能源领域加快呈现多元化、清洁化、低碳化转型发展趋势。根据有关国际机构预测，2050年清洁能源占比将达到54%。同时，新一轮能源革命的重要发展趋势是电气化水平的持续提升，重新构建和形成以电力为中心的能源体系。因此，电气化水平的持续提升也将成为能源转型发展的重要标志。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”  ID：zgdlqygl  作者：刘瑞丰 陈天恩 王睿 刘庆）

《巴黎协定》是2020年后全球应对气候变化的行动安排。为了落实《巴黎协定》目标，欧洲各国政府在能源供给和能源消费领域，陆续明确了低碳发展的目标导向。

在能源供给侧，各国相继给出了放弃煤电的时间表，英国提出的目标是2025年前关闭所有煤电设施；法国的目标是2021年关闭所有燃煤电厂；芬兰提出2030年全面禁煤；西班牙电力集团提出2020年完全关闭燃煤电厂；荷兰的目标是2030年起禁止使用煤炭发电；德国也提出2038年终止煤炭发电。可再生能源，主要是风电（陆上与海上）、太阳能发电（光伏和光热）等新能源发展将是能源供给侧革命的主要方面。

在能源消费侧，瑞典国会给出了2045年实现碳中和的目标；德国提出，2030年禁止出售内燃机汽车，新车零排放，2050年，CO削减95%；英国提出，2040年前，禁止生产使用所有新的柴油和汽油发动汽车；法国提出，2040年不再出售柴油和汽油车型；荷兰提出2025年禁止销售燃油车上市，阿姆斯特丹明确从2022年起，只有电动和氢能汽车和公交车能够进入城区；2030年所有交通工具均达到零排放。电动汽车和充电设施发展将进入快车道，成为能源消费侧电气化的主要领域。

按照《巴黎协定》的内容，到2030年中国单位GDP的二氧化碳排放，要比2005下降60%到65%；到2030年非化石能源在总的能源当中的比例，要提升到20%左右；到2030年左右，中国的二氧化碳的排放要达到峰值，并且争取尽早达到碳排放峰值。

进入新时代，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”新时代能源安全战略。推动能源消费革命，抑制不合理能源消费；推动能源供给革命，建立多元供应体系；推动能源技术革命，带动产业升级；推动能源体制革命，打通能源发展快车道。党的十九大报告提出，推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。国家提出新时代能源发展战略是立足国内多元供应保安全，大力推进煤炭清洁高效利用，着力发展非煤能源，形成煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系，同步加强能源输配网络和储备设施建设。

进入“十四五”，我国可再生能源仍将继续维持高速增长。一是从我国能源资源禀赋、能源消费结构和社会主义初级阶段等实际出发，中国能源结构调整的进程是漫长的，但是煤炭消费量在能源消费量中的占比将逐步下降是大势所趋，也是必然的。但是从发展进程来看，在本世纪就实现去煤的目标与我国现实不相符合，这与美国、德国、英国等发达国家存在巨大差异。二是我国经济正处于从高速增长阶段转向高质量发展阶段，能源消费总量增长将趋缓，能源消费结构趋于清洁化、低碳化，意味着低碳发展进程可以提速，我国的碳排放峰值可以提前达到。三是随着产业技术革新，可再生能源电力的度电成本持续降低，可再生能源的规模、成本和潜力在世界都具有优势和竞争力，能够引领世界。同时，相比传统能源，可再生能源的竞争优势也逐步显现，传统能源对电源投资的吸引力将逐步降低甚至停滞。

高比例可再生能源电力系统面临的挑战

根据国家能源局统计数据，截至2018年底，我国可再生能源发电装机达到7.28亿千瓦，同比增长12%。其中，水电装机容量35226万千瓦，增长2.5%；并网风电装机容量18426万千瓦，增长12.4%；并网太阳能发电装机容量17463万千瓦，同比增长33.9%。2018年底，国家电网公司经营区范围内，新能源发电累计装机容量29896万千瓦，同比增长23%，占全国新能源发电累计装机容量的83%。根据预计，2020-2035年，新能源将成为我国新增发电装机的主力，占总装机比例将超过40%；到2050年，中国可再生能源装机占比将达到60%。

截至2018年底，西北地区总发电装机为25236万千瓦，其中，新能源装机8941万千瓦时，占系统装机的35.43%。预计到2025年，西北地区发电总装机规模为43292万千瓦，其中，风电、光伏装机合计16964万千瓦，占比达到39.18%。

风电、光伏等可再生能源大规模开发利用，渗透率不断提高，其发电出力的不确定性，给系统运行带来深刻变化，电力系统运行控制、电力平衡运行机制、新技术创新应用、电力市场政策设计和市场运营均面临许多革命性的挑战，主要体现在六个方面。

一是运行状态多样化。电源的多样性、遍布性、时移性特征更加突出，负荷的移动性、互动性特征更加明显，电源侧和负荷侧均存在不确定性，系统运行状态和运行方式将更加多样化、复杂化。可再生能源大规模集中并网、高渗透率分散式接入将催生电力系统形态发生巨大变化。客观上要求电力系统具有柔性和自适应能力，以适应源-荷两侧随机波动和运行方式多重复杂。

二是系统平衡概率化。从日前到日内、实时等，随机性、波动性的新能源需按照置信容量承担一定的负荷平衡责任，传统电源不再独立满足用电负荷平衡需求，系统的电力平衡、备用和调频容量留取由确定性向概率性转化。

三是源荷界限模糊化。在电力需求侧，电力汽车、分布式储能、需求响应等将广泛应用，源-荷的角色划分和界限也更加模糊，将出现产销一体的综合能源商业体。

四是电网潮流双向化。在输电网方面，交流输电线路潮流将频繁“随风而动”、“与光同舞”，跨省联络线和重要输电断面的潮流大小、方向都将频繁变化。在配电网方面，在局部地区，可再生能源发电出力与负荷需求随机匹配，存在潮流反转并向主网倒送功率的问题，时段性上网、下网随机波动将更加频繁。以西北电网为例，在新疆东部、青海西部、甘肃西部等新能源高度集中分布的地区，甘肃与青海省际联络线、新疆与西北主网联网断面一天潮流翻转最多达9次，甘青联络线日内最大潮流翻转波动量达960万千瓦，新疆联网通道日内最大潮流翻转波动量达600万千瓦。

五是能源互联并网络化。冷-热-电-气等多种形式能源互联并耦合为挖掘不同能源之间的互补性、提升整体能源利用效率提供了重要手段，电力系统将在多种形式能源互联耦合系统中承担核心角色。

六是灵活调节资源稀缺化。系统平衡中，“净负荷”（用电负荷减去新能源发电出力，即常规电源的出力曲线）短时波动量、波动速率都十分明显。在光伏装机比较大的地区，由于光伏发电出力的反调峰特性，“净负荷”呈现“鸭型曲线”特性，短时间内系统净负荷快速增加的情况将十分明显，系统中具备调频、负荷跟踪能力的灵活调节资源变得十分稀缺。传统的系统运行机制以电力平衡为核心，而对于高比例可再生能源并网的电力系统，其运行机制需更具弹性，且将以灵活性资源供需平衡为核心。

未来的电力系统，将成为多种形式能源互联耦合的综合能源网络，并通过泛在电力物联网等信息通信技术实现协同控制。基于此，源-网-荷-储等不同主体都需要对功能定位进行再认识，并对各自的形态、角色和盈利模式进行系统性重构。

一是提升电网的源-网-荷-储协同及区域协调能力。输电网方面，我国清洁能源集约式开发利用的重点仍在西部，东中部将严格控制煤炭消费总量，西电东送仍将适度发展，需要区域与区域之间加大协调，通过增大西北地区外送负荷的方式，提升清洁能源利用的市场空间。配电网方面，随着国家加大清洁能源分散式发展，分布式发电、微电网、电动汽车、储能等大量接入，需要加快提升电网灵活性、适应性，满足多元化、个性化用能需求。

二是更好发挥大电网能源汇集转换的枢纽作用。在高比例可再生能源并网的电力系统中，为了提高清洁能源利用水平，电网将利用省与省之间互联互通的最大优势，在承担传统的、基本的电能传输任务之外，将更多地承担起通过跨时空互济提升清洁能源消纳水平、在更大范围内实现备用共享、资源共用等责任。西北750千伏骨干网架是国家电网的重要送端之一，在运跨区直流9条，设计输送容量5471万千瓦。随着送端电网的形成，西北电网的基本功能在保障西北地区电力供应之外，在物理特性上将更多呈现承载跨区直流电能稳定可靠输送的新特征，在经济特性上将更多显现汇集平衡多直流电力交易合约、统一优化五省（区）水火风光资源跨时空配置的新功能。

三是建立促进资源优化配置的市场体系和机制。一方面，可再生能源装机规模快速攀升，已经出现挤占传统电源发电市场空间的问题（与英国容量市场改革前遇到的问题相近）。由于各种经济因素影响，传统电源企业收益普遍下滑，存在潜在的中长期发电装机容量不足风险。另一方面，在新能源高占比的电力系统中，为了实现功率实时平衡，需要传统机组、储能（含抽水蓄能）、需求响应等多方面资源共同提供灵活调节服务。从电力系统运行的需求来看，大规模新能源参与电力市场，将引起调频、备用等辅助服务需求和价格的显著提升。因此，需要结合各区域的实际情况，研究建立“容量市场+电能量市场（含中长期交易和现货交易）+辅助服务（含灵活调节服务）”的完整的电力市场体系，引导各相关市场主体逐步转变盈利模式。传统电源，特别是火电装机，应主动成为构建完整电力市场体系的推动者、参与者和实践者，实现从“单纯电能量提供者”向“电能量与灵活调节服务供应商”的转变。

构建高比例可再生能源电力系统

可靠性的容量市场

随着能源结构的调整与可再生能源的大规模发展，国家能源政策导向表明，煤电机组生存空间将持续被压缩，供给侧改革任务艰巨。未来若干年，一大批火电机组面临退役的同时，存量产能机组也由于利用率偏低、收益难以保证面临优化改造。“十四五”期间及2050年远景展望，国家将规划实施灵活性改造工程，深入挖掘煤电机组调节能力，提高系统调节运行效率，健全相应的市场机制，推动煤电机组承担起为可再生能源规模发展进行系统调节的新历史使命。

与国家能源发展战略和能源电力规划相匹配，需要建立完备的电力市场体系。一方面，为了提高电力供应中长期保障能力，煤电仍需适度发展，并保持科学合理的发电装机充裕度，应对可再生能源电力可信容量不足的风险，提高发输电系统的供电可靠性。基于上述场景，需要研究构建容量市场的可行性，吸引电源投资的积极性，为传统电源投资主体提供基本的投资回收保障。另一方面，为了提升可再生能源电力的消纳水平，需要建立电能量与辅助服务（含灵活调节服务）耦合的电力市场机制，激励传统电源、抽水蓄能、储能、需求响应等向市场运营提供更多类型、更多品质、更多价值的灵活调节服务。

在国外电力市场设计中，容量市场相关机制的设计通常与发电容量充裕度紧密联系。从当前世界各国电力市场的实践经验看，尽管对发电容量充裕性的重要性都有共识，但是在具体的容量价值实现机制上却存在较大差异。

英国、美国PJM电力市场均包含中长期容量市场，这个市场是受到高度管制、带有政府定价性质的市场。美国德州电力市场包含短期价格分量（在实时市场出清价格LMP之外，考虑了备用价格增量和可靠性价格增量）的市场机制，这个市场是中度受管制、带有政府定价性质的市场。澳大利亚电力市场设计了短期尖峰价格机制，高度自由，同时也允许策略性报价（即不严格对照运行成本、启动成本等对申报价格进行管制），容量价值通过价格机制体现。

英国在电力市场改革初期并无容量市场机制。2014年提出设置发电容量市场，其驱动原因：大量发电设施即将退役（预计近十年间约1/5）。由于电气化发展，电力需求也大幅增长。叠加新能源的快速发展，客观上需要更多灵活的备用容量。英国（北爱尔兰除外）容量市场的结构设计包含容量定额、资格及拍卖、交易、交付、支付5个阶段。英国政府在容量定额和交付阶段进行市场引导，资格及拍卖和交易实现完全市场竞争。

美国PJM电力市场于1999年建立了容量信用市场CCM。该机制是高度受监管的电力市场，不允许容量持留及过度策略性报价。因此，除了少数几个尖峰时段以外, 其容量价格在平均水平上低于新增容量的边际成本和一些机组继续运行的成本。2007年6 月1 日PJM采用RPM模式代替了CCM模式。RPM设计了多重拍卖机制的市场，包括1个基本拍卖市场、3个追加市场和1 个双边市场。PJM将每年的6月1日至次年的5月31日定义为一个容量交付年。PJM通过容量市场获得足够的容量, 并通过地区可靠性费用将容量购买费用按负荷大小分摊给区域内的各负荷服务企业。运作中，PJM需预测3年之后的峰值负荷。

美国德州电力市场是纯能量市场，没有容量市场。电源建设的投资成本必须从发电和提供辅助服务的收益中来回收。为了鼓励投资兴建新电厂，制定了一系列稀缺定价机制，在系统电能和备用稀缺的情况下提高电能价格。在这个电力市场中，电能结算价格 = 实时市场出清价格LMP + 备用价格增量 + 可靠性价格增量。

电力市场是一个完整的体系，每种市场机制都有其各自的定位，每种市场机制也都有各自的功能，目的在于满足不同价值产品和服务的回报需求。分析国际上上述典型电力市场，可以得到三点基本启示。

一是容量市场建设的必要性与电能量市场的模式选择密切相关。在以中长期交易为主的市场模式下，由于价格机理是基于平均成本报价的，则容量市场通常不是必备的，是否引入容量市场，需设置适当的触发条件；在以短期现货交易为主的市场架构下，如果市场监管在取向上厌恶过多的策略性报价行为，在机制设计上限制了市场成员策略性报价的操纵空间，有必要设计容量市场作为补充。二是容量市场的定额通常由政府主管部门或其授权的机构基于系统负荷预测确定，普遍带有政府对能量市场进行总体控制的色彩。三是容量市场的价格与电能量市场价格为互相补充的关系。如果同时设计建立容量市场和电能量市场，则需要合理分工和市场监管，既不能激励不足，也不能过渡激励。

在高比例可再生能源电力集中并网的西北地区，可再生能源与传统能源争夺电力市场的矛盾已经显现，在有些省（区）问题还比较突出。经过分析和研究，对未来装机充裕度趋势有以下研判。一是新能源未来装机增速总体可控。基于未来价格水平下新能源项目盈利能力分析，在未发生重大成本下降的情况下，未来西北区域除控制规模以外的新能源项目存在总体盈利能力不足、新增装机积极性相对较低的风险。二是传统电源退出市场概率加大。在现有市场模式下，受装机供大于求、新能源发电挤压的双重因素作用，传统支撑性电源盈利不足，未来存在加快退出市场的可能性。三是研究并适时推进容量市场建设。基于可再生能源电力高比例并网和国家电网大送端的基本定位，为了有效保障西北电力内需和外送，考虑到西北区域与英国容量市场建设相近的问题，应在滚动开展中长期装机充裕度评估的基础上，研究容量市场建设触发条件，适时推进容量市场建设。

构建提升灵活调节服务供给能力的电力市场

传统的辅助服务，主要是调频和备用辅助服务，分别针对的是短期负荷预测偏差和机组非计划停运等偶发性事故。但是，对于大规模可再生能源并网所带来的灵活调节资源短缺问题，传统的辅助服务却不能有效解决。

灵活调节服务（FlexibleRampingProducts，简称FRP）是一种新型的辅助服务交易品种。目的在于为系统在本时段预留出足够的灵活调节服务空间，以确保系统在考虑负荷预测误差、可再生能源出力波动的情况下，可调出力能够满足下一时段负荷变动需求，从而保障系统实时平衡。美国加州电力市场（CAISO）和中西部电力系统运营商（MISO）都设计了这种新型交易品种，对灵活调节服务供应商给予基于机会成本的投资回报，从而调动市场各方投资具备灵活调节能力的设备的积极性。

能够提供灵活调节服务的市场成员包括发电商、电储能装置、售电商或电力用户等。理论上讲，只要能够根据调度指令在指定时间内增减出力，就能够提供FRP服务。FRP 的单位为MW/min，包括上行与下行两种类型，称为上行灵活调节服务（能力）和下行灵活调节服务(能力)。在电力市场中，能够提供FRP的市场主体主要是传统的火电机组和水电机组。需求侧响应、抽水蓄能和大型储能系统等新兴市场主体也可以提供FRP服务。

FRP 与调频、备用等传统辅助服务有所差异。根据有关学者的研究，主要体现在以下方面。

一是目的不同。FRP 在于激励市场成员提供5-15min 的短期灵活调节能力，以应对负荷需求与可再生能源机组出力的波动性造成的系统净负荷的短期快速变化；调频服务目的在于激励市场成员预留一定的调频容量，跟随发电自动控制AGC信号调节供需的微小不平衡，以解决系统5min 内的频率偏差问题；备用服务目的在于预留一定的备用容量，以应对系统运行偶然出现事故时，部分出力降低需要进行补充的情况，响应时间一般为10-30min。

二是调用方式不同。FRP 在本时段预留，目的在于应对下一时段系统净负荷的快速变化，即为下一时段的系统预留的调节能力；调频与备用服务则是每个时段为本时段的系统预留调节能力，即本时段的服务本时段使用。

三是需求确定方式不同。FRP 每个时段的需求由系统净负荷的波动与考虑预测误差所预留的容量共同组成；调频服务每个时段的需求通常依据系统预测负荷峰值的一定比例得到，如美国PJM 市场中调频服务的需求量按峰谷时段分别确定，分别为对应时段预测负荷值的0.7%；备用服务的需求量通常由系统中单机的最大容量确定。

四是价格确定方式不同。FRP 无需市场主体报价，其价格由市场运营机构通过实时运行优化程序计算得出，其理论意义是机组为提供FRP 而付出的机会成本；调频与备用类型的辅助服务，需要市场主体提供报价曲线，按照市场的边际出清价格结算，并考虑市场主体的机会成本。

根据加州电力市场（CAISO）的运营实践，运用FRP 市场机制，理清了调频、备用等辅助服务与灵活调节服务的各自功能定位。在新的市场模式下，调频服务专注于调节微小的供需不平衡，备用服务专注于应对系统运行过程中的偶发事故，FRP 服务专注于解决系统中预测不准确与新能源带来的不确定性问题。

当前，我国新一轮电力市场化改革深入推进，市场正处于“计划+市场”的混合过渡阶段。同时，我国“三北”地区仍将保持可再生能源电力集中并网、渗透率不断提高的发展趋势。建立灵活调节服务市场，有利于提升灵活调节资源的供给能力，促进可再生能源优化配置。因此，有必要研究引入FRP 的可行性、必要性与模式设计等关键问题，为解决可再生能源消纳问题提供可行的解决方案。

具体到西北地区，五省（区）均具有可再生能源电力高比例的市场结构，均面临由于灵活调节资源不足等系统运行约束而弃风、弃光的问题。因此，要结合国际实践和西北实际，研究在西北全域建立灵活调节服务统一市场的可行性和必要性。作为灵活调节服务供应商主力的传统火电机组和水电机组也要积极研究市场需求，分析引入灵活调节服务这项交易品种带来的价值，并及早谋划提升灵活调节资源供给能力的技术和管理措施。

版权声明

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年10期，作者刘瑞丰、陈天恩就职于国家电网公司西北分部；作者王睿、刘庆就职于电力规划设计总院。