系統“調峰能力與輔助服務”是啥意思

文 | 本刊特約評論員 張樹偉

系統“調峰能力與輔助服務”是啥意思

文 | 本刊特約評論員 張樹偉

在前幾期的專欄中，我們討論了電力需求不旺、電源與電網不協調、外送能力不足，以及外送“打捆”之于棄風問題的相關性，指出這些說法存在評價體系價值標準不清楚（是否擴大外送，解決電網阻塞缺乏成本效益分析；“又大又粗”的高壓點對網基荷送電，嚴重影響整個系統運行的靈活性，卻整天拿“大容量”當賣點），與討論的問題不相干（需求不旺與供給端的有效競爭不搭界），或者遠不夠解釋高棄風率（如存在網絡阻塞，長期需要擴容）的問題。在本期專欄中，我們討論所謂的“系統調峰能力不足”的意思與含義。

事實

? 系統的調峰，可以通俗理解為調頻之外的向上與向下的出力變化（15分鐘到小時級都是存在的），以保持系統的實時平衡。向上的調峰，在目前系統容量嚴重過剩的背景下，容量不成問題；調節速率問題則可以在很大程度上通過開機組合短期計劃來解決。系統所需的調節靈活性（需求、可再生能源）可以通過很多方式（火電調節、需求響應等）得到滿足。

? 向下的調峰涉及最小出力問題，這方面的討論仍舊是非常不透明的。如果系統所有的機組都實現了最小出力，那么證明系統存在嚴重的供大于求，價格需要大幅跌落，以將盡可能多的出力擠出。電價不斷下降到低于燃料成本的程度（比如0.1元/千瓦時—0.15元/千瓦時），靈活的煤電就寧愿盡可能地停機，而不愿意留在序列里承擔虧錢的損失了。那么剩下的，就是的確“往下調不了”或者不足夠靈活參與下一階段市場的那部分。這種基于“顯示偏好”的最小出力，往往比測算出的技術性最小出力要準確得多（見圖1）。

? 熱電廠保持供熱所需要的同時，維持的發電功率往往是一個向下調節的障礙。東北冬季供暖期的調峰問題是一個常被提起并用來證明“調峰困難”的實例。圖2是吉林電網冬季典型日24小時運行的情況。但是令人費解的是，為何火電最小技術出力在24小時內都保持一條直線？從常識來講，即使要照顧供暖需求，白天與黑夜的供暖功率都不需要一樣。為何中午12時和晚上10時的火電出力都沒有變化？供熱的需求并不構成這種變化的剛性約束。何況，在一定范圍內熱電比的變化以及徹底的熱電解耦，已經是丹麥等國的一個基本運行事實（見圖3）。

? 2016年，《東北電力輔助服務市場專項改革試點方案》《東北電力輔助服務市場運營規則（試行）》陸續頒布，從2017年開始實施。后一個文件“發明”了火電深度調峰的概念，將火電調節到大約50%（存在一些細節變化，比如春節降至40%）以下定義為“有償調峰服務”。這一服務的成本，由負荷率高于深度調峰基準的火電廠、風電場、核電廠共同分攤。火電壓低出力客觀上存在額外成本，包括但不限于更低的熱效率、機組損耗加劇等。只是不清楚這些基準到底是如何確定的？為何50%上下一個1%的變化性質如此不同（向上似乎是免費的）？為何這種服務的需求方是所有的其他出力仍舊高的機組？參與了有錢拿，不參與還得給錢，參與了也不影響年發電量。如果補償足夠大，火電是否都會參與，作為“調峰”機組？從完全沒有平衡責任，到“大鍋飯”一起承擔平衡責任，這個市場從無到有的過程是否涉嫌過度“生造”？

圖1 基于顯示偏好的機組最小出力示意圖

圖2 吉林電網冬季典型日24小時運行曲線

? 在競爭性電力市場（特別是分散式市場中），承擔平衡責任的往往是所有參與者（起碼是傳統發電機組）。平衡輔助服務價格的確定是基于市場，而不是成本1：輔助服務有很多類型，三次平衡調節僅是其中的一類，其他的可以包括電壓支持、黑啟動等。市場與成本為基礎（market-based和cost-based）在長期是沒有區別的，但是短期往往存在巨大的區別。市場通常是邊際成本定價或者雙邊撮合（pay as bid）的，而成本定價往往是長期平均成本定價。。也就是說，無論是發電商，還是用戶，都有保證自我平衡的義務（否則意味著產生了輔助服務）。調度負責各種計劃（比如日前）與實時偏差的處理（機組出力誤差、需求預測誤差、應急事件等），是參與平衡市場的少部分機組和系統備用資源的“調度者”。這部分機組往往只占整體裝機的5%—10%。比如德國的4個系統運營商（TSO），定期招標一次、二次、三次（對應于15分鐘以上，到幾小時的調節，大致相當于我國的調峰）系統調節的資源，這部分資源的總量大概為500萬千瓦—600萬千瓦（最大負荷8500萬千瓦左右），近年來還有所下降。

? 因此，在競爭性市場，機組（或者機組組合在一起）享受“平衡服務”，其原因必然是自身的實際出力相比較自己的承諾，產生了額外導致系統不平衡的“偏差”。這一偏差的彌補（由調度統一管理），如果意味著額外的平衡成本（偏差也有好壞之分，與總的偏差符號相反的偏差有助于系統平衡，見圖4），需要由引發偏差的機組承擔，而系統運行者需要各種備用去應對這種不平衡。在可再生能源發展的初期，往往是出于積累經驗的需要而免除它的這一責任。但是目前，越來越多的新建風電與大型光伏項目已經開始直接參與市場，并且承擔平衡責任。預測的準確率不高，出現大的出力偏差，往往意味著極高的收益損失2，甚至是虧損。

? 在我國，調度與參與者之間的責任界面區分不明顯。調度往往具有無限的責任，而參與者是否在交易后實現了自我平衡，缺乏相應的基準與高分辨率去判斷。具有無限責任的同時，也具有無限的權力，可以在相當大程度上決定機組的出力（比如火電機組，50%以內是義務，50%以外給補償），往往成為了所有機組的“指揮官”。

邏輯

? 系統即使存在調峰能力不足（比如供熱機組已經到達最小出力，系統仍存在過量的有功出力），那么這一問題的代價需要由風電去部分甚至全部承擔，這其中存在著邏輯跳躍。為什么不是那些調不下的承擔成本，而是風電（也包括所有其他的發電機組）承擔成本。它們為何“享受”了調峰服務的認定依據不清楚。

? 波動性電源進入系統，將具有區別于舊有可控基荷機組的強烈再分配效應。風電與光伏將持續地改變剩余負荷曲線的形狀，所以，即使未來有足夠的電力需求增長，其他機組的利用水平也會大大折扣，以至于在可再生能源出力大過總負荷之后，基荷機組完全消失，市場份額縮小。這是可再生能源出力特性的特點，也是市場競爭的結果和系統成本最小化的必然要求。如果將它認定為是可再生能源“享受”了原有機組提供的任何服務，那么往往意味著原來的市場是既有機組“讓出來”的，而不是競爭機制下的結果。

圖3 丹麥某熱電廠2016年9月的一周運行出力變化

? 從以上分析可以看出，目前國內

2：目前，由于風電、光伏進入系統的merit-order效應，美國與歐洲電力市場價格不斷下降，發電商從批發市場獲得的利潤日益微薄。核電、風電一次出力偏差的影響，可能就相當于其一周、甚至一個月的利潤（與美國New England監管機構Ronald Coutu先生的談話，2017年4月16日）。對調峰問題的討論暗含著“先來后到”、計劃性市場份額，而非“有效率競爭”的價值觀；充斥著“技術性”系統視角的平衡實現與系統安全，而非以市場為基礎的解決思路；對于“誰的問題，又是誰來承擔成本”的責任劃分與成本分攤是一筆糊涂賬。這與調度過度地追求對發電的完全可控（而不是承諾與實際出力的一致性）、調度自由量裁權與調度尺度過大、所有機組缺乏短期自我平衡責任密切相關。

? 退一步來講，即使認為機組深度調峰是一種“服務”，那么對這一服務的享受者也需要進一步認定，而不是像很多媒體報道的那樣，“一步到位”地部分乃至全部落到可再生能源頭上，這同樣存在邏輯跳躍。調峰本身就是模糊的，回避了競爭市場份額的問題。

? 沒有系統調度數據，也就說不清楚機組減少出力或者完全停機調峰，到底（在多大程度上）是因為可再生能源的接入，還是要維持一定水平的供熱出力或者調節裕度，以滿足系統可靠性要求。

圖4 系統平衡服務與機組的偏差(實時—日前)

含義

競爭性電力市場中，平衡的責任往往是分散到每一個個體，調度需要處理的只是偏差部分與系統實時平衡，系統開機組合計劃往往是競爭性分散決策的。而我國調度（5級體系）往往具有無限的責任與權力，具有集中統一所有計劃的職能，要求所有機組“完全可控、可調”。這與可再生能源波動劇烈、無法完全準確預測的出力特點產生了明顯的沖突。在我國，目前關于系統的調峰能力，仍舊在相當程度是一種系統如何保持平衡的技術性討論，而涉及相關參與者自身的損益如何劃分更是一個找不到足夠需求方的政治性分攤。

系統調峰能力，特別是向下調節能力在某些時段存在不足是可能的，在歐美也是存在的。但是在歐美，這一不足的代價承擔者不是風電發電商，而往往是那些無法做到深度減少出力的傳統煤電與核電機組。這也符合基本的經濟邏輯——系統成本最小化，可變成本幾乎為零的可再生能源永遠需要優先調度，而其他的去滿足剩余負荷（Residual Load）。無法深度調峰是煤電的煩惱與問題。它留在系統中少數幾個時段虧錢是不得已的選擇，這仍舊好過停機錯過大部分的掙錢機會。

深度調峰作為一種輔助服務類型，在邏輯上是費解的，是基于給定的計劃小時數（市場份額）與“基荷偏好”的安排，排斥發電競爭性安排與競爭市場份額的體現。這與未來系統的“低利用率、輕資產、價格波動劇烈”的特點格格不入，也缺乏風電享受了“調峰輔助服務”的明確認定依據與參考基準。

調度運行數據的及時公開是對以上問題形成共識性診斷的數據基礎與前提，筆者也隨時準備根據充足的事實與數據基礎調整自己的認知。這是一項非常迫切的任務，是可能的調度方式改變與系統偏差平衡成本更公平分攤的前提。

[作者單位：卓爾德（北京）環境研究中心（Draworld）]