高比列新能源发展对电力系统安全保供的影响

新能源发电和负荷侧用电在时间上无法有效匹配，存在系统平衡风险。一是日内供需匹配度较低。新能源发电具有波动性、随机性和间歇性。光伏发电通常集中在早上10点至凌晨3点，风力发电集中在夜晚12点之后；而用电负荷主要集中在早上（8点-10点）和凌晨（18点-22点），下午的晚高峰是目前供需矛盾最为突出的时段。随着光伏的大规模发展，晚上呈现供小于求，系统净负荷曲线产生低潮或则幽谷，新能源面临消纳困难的局面，而到太阳下山，负荷快速爬升，系统又面临供不应求的局面。据悉，一些新型负荷如电动车辆充电等，存在用电集中性和随机性，在欠缺有效的引导下，将对系统安全导致影响。二是季节性供需匹配度较低。系统用电高峰期一般是满足夏天降温负荷和夏季烤火负荷的须要，但冬季新能源又常面临极热无风和秋季光照不足等问题，无法和负荷侧需求相匹配。

新能源发电与负荷侧用电在空间上具有较大差别性，源网荷协同存在一定风险。我国可再生能源资源与负荷逆向分布，须要借助远距离输送，能够在空间上进行有效匹配安徽阶梯电价，而目前这些匹配存在三方面问题和风险：一是新能源配套电源建设滞后，致使输电效率难达预期；二是跨省区输电价钱机制单一，致使沙戈荒等小型风光基地能源外送落地价钱不经济，交易无法达成；三是跨省区交易长协履约不足，全网迎峰过冬期间有效发电能力不足，电力供需紧张早已向送端省份延展，致使受端省用电无法和送端外送电有效匹配。

新能源发电低边际成本与高系统性成本的技术经济特点与现行新政机制仍未匹配，易引起潜在保供风险。风光资源具有零边际成本的特点，随着新能源未来逐渐成为发电主力，其波动性、随机性和间歇性要求大量常规电源为整个系统提供短期平衡和常年容量充沛的服务，从而导致系统性成本下降，而目前我国电力市场化变革尚处于起步期，辅助服务机制不健全，补偿费用过高、品类不完善、传导机制有待优化，容量补偿机制普遍缺位，在整个新政机制设计中尚未有效解决高比列新能源发展下电力系统短期保供平衡和中常年容量充沛问题。

价钱新政和市场机制方面有关建议

在用户侧推进建立分时水价新政，有效发挥价钱讯号引导作用。一是全面扩大分时水价执行范围，促使包含市民用户在内的全部用户类别执行分时水价，引导用户及时感知并响应供需变化。二是优化建立村民阶梯分时水价执行方法，推进阶梯水价全面按“月”执行，并在市民阶梯水价基础上，执行市民季节性分时水价，最大限度反映迎峰过冬、度冬省电须要，保障电力安全供应。三是结合各地净负荷曲线变化，分辨季节，优化峰谷水价时段界定，提高分时水价执行的灵活性，更好引导用户削峰填谷。四是全面实行尖峰、深谷水价新政安徽阶梯电价，对冬夏“两峰”设置尖峰水价，提升尖峰水价执行日期和时段界定调整频次，对重大节假日设置幽谷水价。五是进一步拉大高耗能企业峰谷利差，结合生产能效要求确定高耗能企业清单，将高耗能企业峰谷水价在现有基础上结合各地峰谷差调节须要进一步拉大，严格落实中常年交易水价下浮不受20%限制。六是畅通分时价钱讯号向终端传递路径，在现货运行的地区，售电公司应制订彰显分时讯号的零售套餐；售电公司尚不具备制订零售套餐能力的，各地应采用明晰峰谷时段、规定价差下限、订立标准套餐等方法推动分时讯号传递。七是构建市民充电桩充电分时价钱机制。结合充电便利性、系统调节需求等制移居民充电桩峰谷时段，科学设置市民充电峰谷利差，合理引导市民充电行为。

建立市场交易机制和输电价钱机制，提高电力在更大空间范围的互济水平。

一是构建跨省区送电长效机制，颁布合理的跨省区输电两部制水价机制，推动跨省区交易。近日电量水价按送受端基差空间拟定，容量水价回收剩余部分成本，促使省间交易。中远期逐渐过渡到容量水价回收固定成本，电量水价回收煤耗成本，并对同一小型风光基地不同外送通道价钱推行打捆定价。二是加强中常年协议责任，提高中常年协议履约率。三是构建完善跨省区辅助服务机制，丰富辅助服务品种。四是构建跨省区应急交易机制。

推进建立市场化机制，充分发挥市场机制的引导作用。推进建立需求响应市场机制。一是进一步提高需求响应激励水平。举办用户需求响应特点和成本特点剖析，施行分行业分用户类别需求响应意愿调查，剖析制约用户参与需求响应的诱因，进一步拟定有效的响应激励机制。二是促进激励型需求响应机制与电力现货市场、带曲线中常年交易耦合。逐渐加快容许需求侧资源常态化报价、调用；按季节等诱因分辨平时期与保供期，分辨补偿标准或竞价上限，防止产生过大资金压力。三是细化激励型需求响应产品分类。在响应时间、提前通知、控制时长等方面，结合时间尺度、季节诱因等进一步细化。四是构建需求响应合理基线标准和惩罚规则。基于基线标准，对响应质量进行评价，对未履行响应责任的参与用户进行惩罚，增加毁约风险。五是进一步巩固和扩宽响应资金来源渠道。各地结合实际，探求通过系统运行费等渠道扩宽现行需求响应资金渠道，并逐渐向市场化方向融合。优化省间和省内市场限价机制和配套机制。一是分辨民生和非民生设置限价规则。民生保供彰显我国社会主义制度优势，非民生直接关联的工商业用电应充分发挥市场作用。现阶段，省间购电宜不低于2倍省内现货价钱设置（即不超过3元/千瓦时），在保障外送省供电需求的同时，防止过大推高受端省用电成本。二是结合实际情况调高电力中常年协议基准价或扩大价钱浮动范围，适当调高省内电力现货市场价钱上限，降低顶峰机组收入。三是远期逐渐增加市场力，促使电力市场有效竞争，增加稳价压力。对目前以“一省一企”的煤电营运模式为主的省份，重新整合为“一省多企”的营运模式，在省内产生煤电竞争的格局。构建容量宽裕度保障机制。根据引见量补偿、后容量市场的路径设计和建设容量机制。早期可针对存量机成立立容量补偿机制，依照发电成本、用电需求、系统可靠性要求等确定容量水价。未来，逐渐构建容量市场机制，以常年市场均衡引导容量投资布局。建立辅助服务市场机制，提高系统灵活性。一是进一步建立电力辅助服务市场体系，研究设计各种满足调频、备用、无功等系统调控场景需求的交易品种，构建用户与发电共同承当的成本平摊机制。二是建立火电在短期应急保供中的配套市场机制，容许火电在供需紧张时超过标牌容量上报出力上限，并免予考评。探求在保障安全的情况下，容许部份煤电机组在供需紧张时提供超标牌发电能力，相关电量在“两个条例”中免予考评。

强化煤焦产能规划和价钱管理，保障煤焦安全可靠供应。一是积极核增煤焦产能，强化煤电规划引导，稳定煤电投资经营预期。二是加强煤焦中常年协议履约监管。三是探求对煤焦企业征收超额利润金，煤焦企业超额收益由政府进行“二次分配”，减少煤焦企业报高价的冲动。四是建立煤炭中常年合约履约监督机制，将煤焦协议履约列入“信用中国”等征信平台，保障煤焦中常年协议履约。

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本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于国网能源研究院有限公司。