供需协同 破高峰保供与低谷调节“双难”

能源安全保障事关国计民生，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。如何统筹做好新时期能源电力安全保供和绿色转型？可通过“政策补位、机制进位”促进供需协同、利用“经济手段、市场方式”打牢保供与转型基础，助力新型能源体系、新型电力系统建设向纵深推进。

政策引导

增强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”三个方面，加强政策引导，推进供需双侧协同。

——以需定建，降低源侧出力波动。

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。为破解农户与开发企业、经销商权责不匹配的问题，对于新建项目，按照“谁投资、谁受益、谁备案”的原则，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。

——增储扩容，增强系统供给弹性。

推动抽水蓄能纳规发展，扩充系统调节硬资源。目前，抽水蓄能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，抽水蓄能建设成本可通过容量电价回收。河南大力发展抽水蓄能，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。河南目前抽水蓄能核准在建装机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。

——机制补缺，完善保供支撑体系。

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建设，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。

市场驱动

建立统筹多维价值的市场体系

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。

——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。

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。

——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。

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，探索抽水蓄能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、抽水蓄能、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。

——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《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。

（作者单位：国网河南省电力公司经济技术研究院）