电力供需协同助力能源安全保障

能源保障和安全事关国计民生，是须臾不可忽视的“国之大者”。当前全国电力供需形势总体紧平衡，河南作为农业大省、人口大省，荷侧非工占比高、气象依赖强、高峰时间长，源侧常规电源建设趋缓、新能源超常规发展、外电引入竞争加剧，电力供需呈现“双侧概率化、平衡潮汐式”特征，高峰保供难与低谷调节难并存，缺电与弃电风险并存。为统筹做好新时期能源电力安全保供和绿色转型，本文结合河南实际，深层次分析“安全、绿色、经济”三者的自恰关系，总结凝练“政策补位、机制进位”促进供需协同的河南实践，提出通过“经济手段、市场方式”打牢保供与转型基础的有关建议，助力新型能源体系、新型电力系统建设向纵深推进。

一、全力做好能源电力保障，需处理好“安全、绿色、经济”三者的自恰关系

做好能源电力保障、推进电力供需协同，要以安全充裕为基本前提、清洁低碳为核心目标、经济高效为持续之基，探寻新的供需协同模式，统筹处理好三者的自恰关系。

（一）保障电力系统安全充裕需统筹保供和转型

用电负荷特性发生“两个转变”，电力保供难度持续加大。一是高峰负荷结构由工业负荷为主向降温负荷转变。近年来随着产业结构调整、电解铝等高耗能企业产能外迁、居民降温取暖负荷增长，用电负荷结构显著变化。以河南为例，夏季用电高峰时段，第二产业用电负荷占比在30%上下波动，居民用电负荷占比稳定在50%左右；全省降温负荷占同时刻用电负荷比重接近50%，其中居民降温负荷占比超六成。二是净负荷曲线特性由双峰向鸭形曲线转变。近年来分布式光伏规模化发展，尤其是山东、河南等农业农村大省，充分发挥农村地域广阔、屋顶资源丰富的优势，把加快屋顶光伏开发作为破解资源禀赋约束、优化能源结构的重要举措，分布式光伏发电装机呈现加速发展态势，午间光伏大发导致净负荷曲线已由双峰曲线向鸭形曲线过渡。居民及降温负荷占比提升叠加晚间新能源出力下降，加大晚峰保供压力。

新能源发展存在“两个不协同”，就地就近保供作用有限。一是时序上不协同，无法实时匹配用电需求。新能源发电具有明显的季节特征和日内特性，夏季晴热天气造成风电出力整体低于其他季节、光伏出力处于全年较高水平，负荷高峰时刻新能源“发不出、顶不上”现象较为严重。以河南为例，夏季午高峰时段风电出力保证率1.5%、光伏30.5%，晚高峰时段风电出力保证率8.5%，夏季晚高峰新能源平均出力较午高峰低近80%，新能源反调峰特性突出。二是空间上不协同，城乡源荷逆向分布。河南农村屋顶资源丰富，分布式光伏发展潜力巨大，在资源、资本、政策三方驱动下，2019年以来连年翻番增长，带动新增装机保持全国第一位、装机总量跃升至全国第二位。分布式光伏近九成通过低压接入，户均装机约25千瓦，为农村用电需求的10倍左右。受风光出力不确定性影响，叠加农村电网调节资源匮乏，时段性过剩需层层上送至城市用电负荷中心逐级消纳。

（二）提升系统灵活调节能力需兼顾安全和效率

市场缺位带来系统公平调节问题。按照现行政策，分布式光伏发电基本不参与系统调峰和辅助服务分摊，主要依靠常规电源和集中式新能源场站承担调节任务，严重挤压其生存空间、降低利用效率。以河南为例，分布式光伏发展节奏超常规，造成潮流反向重过载突出，引起千余起配电设备故障，今年春季曾上翻至特高压电网。统调火电平均利用小时数近两年连续保持3600小时低位，大幅低于全国平均水平。新能源消纳极端困难时段，集中式光伏全停为分布式光伏发电让路现象频发。入豫直流春秋季小负荷期间被迫调减午间功率，省间交易受到影响。与集中式新能源场站相比，分布式光伏不承担汇流线路、升压变电站等设施投资，整体投资回报更高，更应与其他电源共同承担调节义务。

机制堵点造成调节能力建设滞后。新型储能是电力系统灵活性调节的重要来源，然而由于储能价格机制不完善、辅助服务市场补偿低、容量共享租赁无市场等多方面因素，建成投运规模远低于规划预期。经调研发现，尽管独立储能项目按照政策要求的火电机组第一档调峰辅助服务交易价格优先出清，调峰补偿价格报价上限0.3元/千瓦时，但实际结算价格不足报价上限一半，部分月份低至四折。新能源大发时段可能出现辅助服务市场全天开启、充电后长时间不能放出、高价差调用次数无法保障且站内损耗增加的情况。此外，由于独立储能容量租赁价格与自建相比不具优势，存在“租不如建”的情况，储能电站投资方存在观望情绪。

（三）实现清洁能源量率协同需考虑消纳和经济性

新能源自身成本下降难以抵偿系统消纳成本。一方面，新能源具有近零边际发电成本、设备造价已完成商业迭代下降的优势，但受“大装机、小电量、出力随机”影响，其基建投资规模数倍于传统电源，调节设施大量增加额外成本，近中期终端电价上扬压力大，远期随着调节设施商业成本的迭代下降，终端电价有望回落。以德国为例，其电力市场规模与国内省级规模相当，从2006年至2019年，随着风光新能源占比快速攀升，其电价从1.4元/千瓦时攀升至2.3元/千瓦时。另一方面，新能源直供电、分布式市场化交易、源网荷储一体化等新兴业态模式，因缺乏长时储能支撑决定了其不具备自平衡能力，时刻需要大电网提供调峰、调频、备用等支撑，加重了电网为满足其接入、潮流上翻的建设改造成本。

新能源高渗透率情景下合理弃电经济且必要。从全球范围看，新能源发电渗透率提高与弃电率上升并存已成为客观规律。有国际学者认为，新能源电量渗透率临界点大致在30%~40%之间，临界值之内弃电率普遍不高，超过临界值弃电率将显著提升。为避免尖峰时刻消纳新能源产生的超额成本，多国已开展“经济弃电”，比如美国加州2023年3月份弃光率高达22.3%，几乎全部为经济弃电。从河南实际看，新能源发展初期通过占用火电机组调节能力实现快速发展，但随着装机进一步增加，火电机组可调空间耗尽，新能源弃电难以避免。自2020年首次出现新能源弃电以来，河南全省新能源利用率持续下降，按此态势发展，新能源95%利用率难以保障。新能源高渗透率情景下，新能源利用率的提升需要付出巨大消纳成本，制约新能源发展规模，合理弃电将有利于使全社会电力供应成本保持低位。

二、政策引导“一降一增一补”，增强电力系统保供刚性及调节柔性

面对分布式光伏发展快、调节能力增长慢、保供机制待完善的新形势，破解高峰保供难与低谷调节难、缺电与弃电的矛盾困境，河南从“降源侧波动、增供给弹性、补机制空缺”三方面，加强政策引导，推进供需双侧协同。

（一）以需定建，降低源侧出力波动

随着分布式光伏规模逐步扩大，主流开发模式责任主体不清晰、权责利不对等、开发节奏与消纳能力不匹配等问题日益突出，影响行业健康可持续发展。立足用户和系统需求，规范建管模式、引导开发节奏、提升调控能力，降低系统电源侧出力波动。

立足用户需求，推动规范发展。一是规范户用光伏开发建设模式。为破解当前农户与开发企业、经销商权责不匹配的问题，对于新建项目，明确要求按照“谁投资、谁收益、谁备案”原则，规范项目备案主体；对于存量项目，年底前完成项目摸排，明确房屋产权人和设备所有人，推动后者落实项目运维和安全责任。二是确保不同电网间利益公平分配。积极探索微电网、源网荷储一体化等电力电量自平衡模式，研究解决大电网为新兴电网形态提供调峰和系统备用的问题。通过新型电力系统建设做好绿电高频消纳、供给充裕的加法，通过综合能源服务做好高效用能、降低成本的减法，通过绿证绿电等市场机制做好新能源增效、出口产业赋能的乘法，通过探索创新碳市场做好控制转型成本、低碳发展的除法。

考虑系统承载，推动有序发展。一是以分布式光伏承载力为边界，定期公布乡镇级和设备级可新增分布式电源容量和“红、黄、绿”评估结果，确定地区差异化可开发规模。明确各级电网主变接入光伏容量不应超过设备额定容量80%，制定各电压等级典型接网方案和储能推荐场景，为分布式光伏开发建设提供有效依据。二是以分布式光伏“三可”能力提升为目标，建成分布式源网荷储协同控制系统，通过在线监测分析电网运行情况，按需自动下发控制指令，柔性调节分布式光伏发电出力，推动实现省域分布式光伏全量柔性可控。

（二）增储扩容，增强系统供给弹性

为应对源荷双侧不确定性，各类调节资源将在电力保供中发挥重要作用。当前煤电正逐步向可调节性电源转型，处于增容减量发展阶段，可调节资源的增量在于抽蓄和新型储能。

推动抽蓄纳规发展，扩充系统调节硬资源。目前抽蓄电站运营与成本回收机制较为健全，国家明确自2023年起执行两部制电价，抽蓄建设成本可通过容量费用回收。河南大力发展抽蓄，依凭太行山、伏牛山、桐柏山，在全省范围内勘查选址，推动多个项目纳入国家抽水蓄能中长期发展规划。当前河南抽蓄核准在建装机880万千瓦，远期将形成约3000万千瓦可调节能力。

完善储能发展体系，提升系统调节软支撑。目前新型储能正处于利用政策引导、推动商业化运营的时期。河南通过政策体系与示范项目双驱动，鼓励新型储能发展。一是形成“1+3”政策体系，规划2025年新型储能规模达到600万千瓦，明确了储能的电价政策，配套的储能参与调峰规则、调度管理指导意见、容量市场化交易方案使得储能项目在实际运行中有章可循，可实施性、可操作性进一步增强。二是开展独立储能项目示范，在全省16个地市布局38个独立储能电站示范项目，探索抽水压缩空气复合储能技术、磷酸铁锂技术、全钒液流等技术路线的适应性，推动新型储能提供日内调节能力。

（三）机制补缺，完善保供支撑体系

机制保障是夯实保供基础的重要环节。在电源侧，聚焦保障煤电合理收益，通过补全相关机制促进煤电容量充裕与可持续发展。在用户侧，健全分时电价动态优化调整机制，发挥用户侧保供实效。

落实发电侧容量电价机制。煤电是当前保供的主力电源，远期将发展成为主要的调节性资源，确保煤电获得合理收益是保障中长期有效容量充裕的关键。河南以煤电起步，建立煤电容量电价机制，兼顾当前和长远合理确定容量电价水平，明确纳入系统运行费由工商业用户逐月分摊。同时，结合中长期电能量市场、辅助服务市场收益与机组固定成本、动态成本的变动关系，提出远期容量补偿标准优化建议。

持续完善工商业分时电价机制。2022年底河南进一步完善分时电价机制，调整了时段划分、拉大了峰谷价差、建立了季节性电价机制、恢复了尖峰电价机制，工商业用户错峰用电效果明显，全省用电负荷特性显著优化，有力促进了电力安全保供。随着新型电力系统的不断发展，电源结构、用电负荷发生显著变化，电力供需出现了新的矛盾与问题，当前正积极研究制定优化方案，破解“保供应、促消纳”双重压力。

三、市场驱动供需匹配，建立统筹电力系统多维价值的市场体系

市场是推动商品流动的无形之手，只有充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用，才能推动电力系统配置效率最优。面对能源电力系统矛盾三角，把握当前供需发展新特性和以省为主体的电力市场建设格局，必须还原电力商品属性，统筹电量、容量、绿色等多维度价值，加快构建适应省情的电力市场体系，释放源荷储各侧高效配置和灵活互动能力，为新型电力系统建设注入市场活力。

（一）建立适应分布式电源快速发展的市场模式，释放就近就地利用价值

分布式光伏凭借其不新增占地、并网速度快、建设周期短等优势，已成为我国新能源新增主力，在用地紧张的华东华中省份尤为突出。为有效应对供需不平衡、权责不匹配、网源不协同等问题，需尽快建立适应分布式电源规模化发展的市场化机制，公平疏导各类建设运营成本，推动分布式电源就近就地消纳。一是完善分布式光伏成本疏导机制。按照“谁受益、谁承担”原则，合理确定系统调节成本、备用成本以及政策性交叉补贴等分配方式，推动“自发自用”比例进一步提升，减轻对大电网影响。二是有序推动富余电量上网交易。初期可考虑以聚合方式参与电力市场，相关机制参照集中式新能源模式，待明确分布式交易“过网费”测算标准后，科学设定分布式交易实施条件与执行方式，选取典型区域开展分布式交易试点并逐步推广。三是加快推进分布式绿电交易市场建设。随着绿证逐步全覆盖，可借鉴国外PPA等模式研究分布式绿电交易机制，推动国内绿证与国际接轨，加快建立绿色电力认证消费体系，提高用户侧绿电消费积极性。

（二）建立电力商品多维价值协同的市场体系，激活各类资源调节能力

电力系统运行需要多种可调节资源协同发展，完善的市场体系需合理反映资源多元价值。随着新能源快速发展和储能等新型主体不断涌现，对电力系统实时平衡、动态调节、安全充裕等提出了更高要求，亟须完善配套市场化机制，充分发挥各类调节资源价值，保障电力系统安全平稳运行。一是加快推动各类调节资源进入现货市场。保障符合要求的独立储能商业化运行后及时参与现货市场，新能源配套储能以电源侧主体身份参与市场，探索抽蓄电站参与现货市场的方式，完善煤电现货市场限价标准，推动上述主体有效响应价格信号变化，发挥削峰填谷作用。在新型储能进入现货市场前应明确通过中长期或调度指令调用的价格机制，保障其充放电合理收益。二是推动构建与电能量市场协同的容量市场机制。新能源大量进入现货市场，将拉低系统边际出清价格，现货收入难以弥补机组成本，需加快建立面向新型电力系统的可靠性评估方法，在市场初期通过测算有效容量建立适用于不同电源的容量补偿机制，待市场成熟后推动建立与现货市场协同的容量市场，引导各类电源科学规划布局，提高系统可靠性。三是推动辅助服务从固定补偿向市场化调用转变。推动煤电、抽蓄、新型储能等公平参与省间、省内调峰市场，具备条件后推动调峰与现货市场融合开展，跟踪新版“两个细则”体系下考核和补偿情况，按照“成熟一个、建立一个”的方式推动调频、爬坡、备用等市场逐步建立，综合考虑与现货市场衔接方式，保障调节能力充分释放，并推动相关费用在受益主体间合理疏导。

（三）建立适应新能源供给新业态的市场机制，提高负荷侧主动响应能力

随着“双碳”战略深入实施，适应园区、工厂、楼宇、村庄等不同类型用户主体的电力产消一体化模式不断涌现，微电网、综合能源系统、源网荷储一体化等示范项目加快布局，亟须充分发挥负荷侧灵活响应能力，提高各类新业态电力自给水平，建立供需协同的市场化消纳机制。一是推动可调负荷资源参与电力调峰辅助服务或需求响应市场。结合兰考试点运行情况，逐步扩大试点范围，在填谷基础上丰富削峰交易类别，完善灵活资源聚合参与市场交易规则，通过市场化交易的方式形成灵活资源参与系统调节响应的价格，与当前固定价格补偿的需求响应机制互为补充，形成“市场手段优先，需求响应激励，行政手段保底”的负荷侧灵活调节资源多层次、多维度调用机制。二是完善大电网与微电网协同运行与利益分配机制。充分落实新版国家标准《电网运行准则》，明确微电网与大电网的交互要求，科学设定交互曲线及偏差机制，保障大电网备用、调节成本有效回收，促进新能源内部消纳，推动降低产业园区、工业聚集区等用能成本。三是不断扩大参与市场主体范围。按照稳中求进、以进促稳原则，逐步推动负荷聚合商、微电网、电动汽车充电桩、虚拟电厂等各类新型灵活资源聚合参与电网调节，引导建立配套市场调用机制和商业模式，充分挖掘负荷侧资源平衡能力，助力安全保供和清洁消纳。

（张艺涵 刘军会 谢安邦 作者单位系国网河南省电力公司经济技术研究院）