在大多资深电力人眼中，技术制约并不是目前的突破难点。难就难在，当“成本与效率优先”遭遇能源转型与电力高质量发展并轨，而市场机制建设的速度跟不上能源结构转化的速率时，如何在全社会成本的公约数下寻找到释放灵活性所需投入与产出的平衡，以政策和市场机制促成源网荷各方共同参与的良好电力生态，以更低的社会成本换来更优的系统价值体现。
释放灵活性是置换高效电力系统的“砝码”
无论是对于普通百姓，还是当代电力从业者而言， 对于“错峰限电”、“有序用电”，这样带有严重计划色彩的词汇都有着强烈的切身感受。而今，当时代更迭，时过境迁，全新的电力系统呈现出以新能源大规模接入为代表的深刻变化，以及第三产业和城镇化发展带来的日趋明显的城市负荷峰谷差。以可靠、经济、高效的运行方式确保系统灵活运行，不仅是我国电力规划和运营方所面对的重要课题，同时也是全球范围内电力系统决策者和监管当局面临的共同挑战。
“拉闸限电等行政措施已经是经年的‘老黄历’了，现在我们更提倡提升系统灵活性，通过技术手段和市场机制来确保系统整体安全高效运行。因为更灵活就意味着更大概率经济性的提升。”国网能源研究院电网发展综合研究所副所长靳晓凌向记者介绍，“电力系统总体上还是要求实时平衡的，这里既有总量的平衡，也包含区域和时段上的平衡。实际上，目前系统灵活性欠缺最突出的表现还是调峰能力的不足。”
调峰作为保障系统安全、促进新能源消纳的一种手段，提升其能力，毋庸置疑成为目前释放系统灵活性最直接的解决方案。记者在前期调研走访了“三北”和华东两个电源结构、用电负荷特性以及新能源消纳形势差异较大的地区，无论是因电源结构单一导致灵活性资源稀缺，还是季节性和时段性压力加大调峰难度，在现实层面直观的表现就是新能源的消纳矛盾和电网面临“过不去”的危险。
对于目前新能源消纳形势较为严峻的“三北”地区而言，一方面，由于抽蓄、气电等灵活性资源较少，电源结构相对单一，加之当地对于新能源的消纳能力有限，系统日内调节难度异常突出；另一方面，由于“三北”地区煤电机组兼具热负荷，“以热定电”严重限制调峰能力，较大的热电联产机组占比加剧供热期热电矛盾，负荷低谷时段调峰压力增加和弃风现象明显。
而对于坐拥多种类型灵活性资源的华东地区而言情况也并不乐观。首先，城市负荷特性随着第三产业和居民用电占比的提升，负荷峰谷差幅值逐年增大，同时夏季空调负荷叠加用电晚高峰，加剧时段性调峰压力；其次，华东地区外购电占比接近20%，在丰水期水电以“一条直线”满发特性送入，加剧系统季节性调峰压力，尽管华东地区拥有抽蓄、气电等多种可调用的灵活性手段，但调节能力依然存在大量缺口。
“从调度的角度来看，其实调峰压力在全国范围内都是普遍存在的。”靳晓凌介绍，目前调度运行安排上的突出矛盾是机组的组合很难去匹配用电需求大幅度的波动，机组组合既要满足最大用电负荷也要满足低谷负荷，当灵活性调节能力不足，直接导致机组的开机方式难以安排。从系统运行的经济性而言，由于目前最大负荷的增速高于全社会用电量增速，导致电源和电网建设不可避免地出现大量冗余。以江苏省2017年的数据为例，该省全年97%以上的尖峰负荷持续时间仅为15小时，95%以上的尖峰负荷只有41小时，尽管相对于全年8760小时而言尖峰负荷时段占比甚微，但对于电力系统而言，为确保尖峰负荷而进行的电源和电网建设投资，明显降低了系统的利用效率。
“以往我们都比较重视高峰时段‘顶尖峰’的问题，但如果按照目前的负荷发展趋势和新能源装机增速来看，压低出力以应对低谷时段调节的难度越来越大。所以我们需要更多的灵活性资源，既可以实时匹配用户的需求，也可以更好地促进新能源消纳，无论是对整体的调度运行、电网安全，亦或是电力系统基础设施的利用率，都会起到很好的促进作用。”靳晓凌说，“但我们做成一件事情，也要讲究背后需要付出的代价，比如为了保证新能源的消纳，我们既可以奢侈的手法用新建调节电源去匹配新能源的调峰需要，也可以以更经济的手段把系统内包括用户侧所有的灵活性资源充分利用起来。”
从目前我国的电源结构来看，具有调峰能力的灵活性电源品种无外乎水电、抽蓄、气电和煤电灵活性改造。而从目前的建设进度来看，无论是受制于地理建设条件和囿于电价机制而“待字闺中”的抽蓄，还是出于资源禀赋欠缺而被誉为发电资源中“珍贵如巴黎香水”一般的气电，亦或是承担着为新能源“托底”与“让路”，以“优雅姿态”转型的煤电灵活性改造，建设进度都明显滞后于电力“十三五”规划目标。
“在气电、抽蓄和煤电灵活性改造中，究竟用什么方式来调峰更经济，我们也曾参与过国家能源局的相关课题研究，当时给出的建议，抽蓄肯定是第一位的，而气电由于资源禀赋的制约，以及降低出力时气耗曲线更为恶劣，并不是作为主力调峰电源的最佳选择。”华东电力设计院有限公司副总经理郑建华介绍，“提升系统灵活性，要根据差异化的地理资源合理开发调峰品种，使不同的调峰手段适应于不同的负荷特性和电网调峰需要。特别是对于稀缺的天然气资源，应根据管网情况，以及电力、热力供应需求，因地制宜的发展热电联产、调峰燃机和分布式等天然气发电项目，以此更好地发挥不同调峰电源的优势和经济效益。”
据介绍，单就火电领域而言，气电因具有快速启停和100%的调节能力，在系统灵活性调节中占据不可或缺的地位，但由于我国天然气主要依赖于进口，且燃气发电并不是天然气最高效的利用方式，因此，无论是天然气的利用结构还是机组的利用小时数，共同决定了目前调峰气电机组依靠补贴和特殊电价机制维持生存的现状。
在目前全国普遍推广的煤电机组灵活性改造中，由于机组特性和技术改造路线决定，改造后的煤电机组降低出力能力普遍维持在80%上下。而如果与气电相较，在压低到同样出力率时，煤电机组的煤耗曲线表现则明显优于气电。也正因如此，对于需要机组频繁启停，且气源、气网布局相对充裕的华东地区而言，气电调峰更具优势；而如果从全国煤电机组在电源中的占比考虑，或是保障新能源消纳目标而言，在全国大范围推广煤电灵活性改造的经济性则更优。
追求灵活性也不应忽视经济性
2017年政府工作报告中提出，“煤电要为清洁能源发展腾出空间”。《能源发展“十三五”规划》、《电力发展“十三五”规划》以及提升电力系统调节能力的专项指导意见均提到，到2020年，全国火电灵活性改造力争达到2.2亿千瓦规模，提升系统调节能力4600万千瓦；优先提升30万千瓦机组深度调峰能力，并同步出台辅助服务补偿机制。
在燃煤发电边际成本居高不下、新能源电网渗透率不断走高的能源结构深度调整期，为清洁能源让路、为电力供应兜底，或已成为煤电发展的全新定位。
“目前华东地区煤电装机占比在60%以上，存量的机组还是比较多的，如果通过技术改造，即便出力率仅下降10个百分点，出让的空间也是很可观的。现在华东各省以及上海市都出台了相关辅助服务补偿机制，但是从目前调研的结果来看效果并不好，企业的积极性也不高。”华东院规划研究中心系统室主任陶彦峰向记者介绍，“现行的调峰补偿机制实施近1年了，还没有哪个电厂自愿提出要进行灵活性改造，一方面，电量是电厂生存的根基，而目前施行的辅助服务分摊补偿机制并没有影响到电厂的发电计划；更重要的是，目前的机制对于电厂回收改造成本没有太大作用。换句话说，目前我们还没有真是正的电力市场和辅助服务市场，都是依靠国家行政命令和文件来督促灵活性改造，并没有激发项目主体的意愿。”
调峰补偿分摊机制是在我国电力市场化转轨期的历史条件下，针对特定问题而设计的准市场化机制，因传承了浓厚的计划“基因”而在评判上众说纷纭。特别是在现阶段补偿费用未能准确疏导至调峰服务的需求方，单边市场难以明确灵活性改造机组的合理投资回报渠道。在发电侧的“游戏”中，煤电企业在承受煤价高企、电价让利的轮番“挤水”中，还需要承担义务之外的部分补偿分摊费用。
尽管从目前全国灵活性改造的实施效果来看，调峰辅助服务分摊补偿机制不失为解决新能源消纳行之有效的策略，但随着低负荷稳燃技术和储能技术的进步，当调峰资源的价值不再“稀缺”，对于实施灵活性改造而投入大量成本的电厂而言，是否要面临改造费用“回本难”的窘境？同时，机组为降低出力而付诸的煤耗、排放增加，以及设备寿命折减的代价，又是否符合倡导成本与效率优先的经济发展初衷？
“无论是新建灵活性电源，还是对目前的煤电机组进行灵活性改造，我们在追求新能源消纳目标和减排总量的时候，还是应该考虑背后的投入成本是否能与产生的价值总和配平。”陶彦峰告诉记者，“尽管究竟要付出多少成本来换回更低的弃电率，目前在业内还没有形成共识，但需要明确的是，不过分追求零弃电率，或许才是更为科学健康的电力系统。”
陶彦峰给记者算了一笔经济账。在目前实施能源转型战略的背景下，从社会效益的层面出发，如果把压低煤电机组出力换回的新能源替发电量的价值量化等同于污染物和二氧化碳减排量及节约下来的化石燃料成本，那么整体的灵活性改造投入就等同于燃料价格与环境效益的总和。换句话说，如果在压低煤电机组出力所投入的成本和产出的社会综合效益不能取得一个平衡，那么为了追求不弃风不弃光所付出的代价则显得过于“昂贵”。如果说社会效益和环境效益很难量化计算，那么不妨换个角度来思考——如果允许一定范围内合理的弃风弃光发生，虽然浪费了一部分零边际成本的新能源发电资源，但是也相应地减少了所需动用的社会成本，而整体系统的效率和经济性也会呈现更优的表现。
从经济效益的角度来看，假定在凌晨负荷低谷时段，无论是否消纳风电，风电场建设的沉没成本已经实际发生，而此时多发的风电仅通过购买方付出的低谷电价体现收益，而这部分收益是否能抵消辅助服务的分摊费用另当别论，而煤电机组为了压低出力而付出的改造成本、煤耗增加的成本和机组运行成本则是在论的；而如果允许一定的弃电率，无论是在负荷低谷还是高峰时段所消纳的风电，不仅更好地体现了新能源的电量电价和新能源作为增量替代所节约的化石燃料成本，同时还最大化了减排的环境效益与合理改造投入换来的社会效益。
“更好地消纳新能源是国家能源转型战略实施的基本落脚点，但是也要以整体的系统效率为出发点，不惜一切代价去调峰并不是一件好事。毕竟在现行的调峰补偿机制下，大部分分摊费用还是以煤电机组的相互补偿为主。现在全国都在提倡煤电灵活性改造，但是最终都要落实到各个项目上，企业的天性是逐利的，如果国家想要激励电厂，就要给出一个更清晰、合理的市场机制。”陶彦峰建议。
纵观全国的辅助服务市场，各地现行的方案和细则下基本都采取了卖方报价、竞价，调度方根据价格由低到高依次调用的规则。但典型的单边卖方报价市场相较于多买多卖，双向报价的市场格局，无论抗击风险能力、价值传导能力和自我循环潜力都存在一定的“先天缺陷”。
市场永远是动态调整与暂平衡的交替。当灵活性资源相对充裕，电网安全的边界条件得以满足，调峰资源供需双方的直接“对话”才可以还原灵活性资源的真实成本与价值；与此同时，完整的市场可以还原调峰服务的提供者和受益者应有的选择权，回归双方在辅助服务市场中应有的地位，避免参与主体的被动分摊，进而摆脱计划市场的“影子”。
目前，国家出台的完善电力辅助服务补偿机制的相关文件，均提出“建立发电企业和用户共同参与的辅助服务分摊共享机制”。2016年底出台的电力交易指导性文件，也强调了用户应“带曲线”参与交易，也就是以市场化中长期交易逐步向现货市场靠拢。而在目前降低社会用能成本的政策导向叠加现货市场蛰伏的背景下，又如何将分摊费用合理疏导至用户侧？
相关专家建议，在目前的市场体制和电价机制的基础上，伴随着发用电计划的放开，应进一步考虑用户对负荷曲线的贡献率。先期可以由参与直接交易的用户承担自身电量对应的辅助服务费用，实现发、用双方电力和电量的实时平衡，再逐渐过渡到全部辅助服务费用由全部用户承担的模式。例如对于用电负荷平稳的用户，对应的交易电厂不再承担调峰费用的分摊，但可以在收取“额外费用”的前提下为其他需求方提供“额外的调峰服务”。
辅助服务市场的设计不仅与电源结构、用电结构和系统存量调节能力相关，同时还映射出电力行业的市场化水平。由计划模式向市场化转轨时期，自带计划“基因”的深度调峰以必需且必要的辅助服务品种在部分地区先于现货市场出现。与电量交易相比，调峰辅助服务更讲究实时性，也正因如此，当现货市场的“靴子”还未落地，改变调峰是一种“补偿考核机制”的市场建设轨迹，以电能量买卖为设计思路，以时序价格和供求关系替代深度调峰补偿机制，通过弹性电价释放更多系统灵活性，同时进一步激发市场主体的参与和竞争意识，进而以更为完备的市场化交易规则和更为丰富的交易品种确保市场运转的可持续性和实操性，实现以更低的社会成本投入构建更为灵活、高效电力运转体系的初衷。
深挖用户侧“富矿”塑造灵活系统生态
“在系统层面提升灵活性，实际上是‘电力系统+用户’的整体提升。现在电源侧和电网侧的灵活性资源，无论是技术可行性还是可操作性上，已经实施得相对充分了。那么目前主要空缺的还是用户侧的资源，并且这是个‘富矿’，有很大潜力可挖。”靳晓凌告诉记者。
在传统需求侧管理概念中，调动用户侧灵活性资源的手段，主要是依靠峰谷电价、尖峰电价来引导居民用户和工业用户的用电行为，但从实际效果来看，单一手段的价格引导效果并不理想。从居民负荷来看，由于我国居民的用电价格在整体家庭收入中的占比与国际水平相较处于低位，间接导致了居民用户对于价格引导机制的低响应度。而对于价格敏感度较高的大工业用户和一般工商业用户而言，通过单一激励手段的局限性也逐渐明显，工业用户用电弹性的集群效应还没有通过商业模式创新得到进一步展现和激发。
“目前在用户侧具有可挖掘潜力的负荷不仅包括传统的工业负荷，同时还包括空调负荷、电动汽车、储能等可控制、可引导的新型负荷。无论是通过负荷集成商还是虚拟电厂等形式，都可以将这些分散的负荷化零为整，更好地优化外部负荷曲线。”靳晓凌说，“系统灵活性不仅要加强电源、电网、负荷的互动，也需要突破单一‘电’的概念，加强电、热、冷等多能源互补协调，实现跨能源品类的互动，同时还需要商业模式的创新和市场机制与市场环境的培育。”
据了解，就目前夏季高峰时段的城市负荷而言，空调负荷通常可占到1/3的比重。对于此类用户感知度和迫切度并不高的负荷，可以通过负荷集成商统筹区域范围内冷、热、电等综合用能需求，以冰蓄冷和储热等方式，将负荷在时段上进行平移，参与系统的削峰填谷，同时获得相应的“奖励”。而对于满足系统在响应速度和爬坡率等方面的需求，可以通过虚拟电厂整合工业、居民的可控负荷，作为可中断负荷参与辅助服务。
目前在江苏、上海等峰谷电价差较大的地区涌现出了大批创新商业模式案例，实现了在逐步移除行政手段之后，用户侧与电网的良好互动。从实践效果来看，一方面由于用户负荷的相对刚性，导致事前约定的模式在需求响应的及时性、智能性以及电网的调用方式上仍有待提升。同时，补贴激励的形式还会造成用户侧响应的成本维持高位。而随着电力市场建设的逐步推进和售电公司的成熟，负荷集成商将会以售电公司，亦或综合能源服务商的身份与用户签订需求侧响应合约，通过技术手段将用户的负荷曲线与市场价格信号进行“捆绑”，将用户的效率和效益最大化的同时，以更经济、高效的市场化手段调动用户侧灵活性资源。
“其实无论对于居民用户，还是大工业用户，他们并不太清楚电网什么时候需要调峰，虽然现在技术上可以解决削峰填谷，但是如果想要更大范围的挖掘用户潜力，还需要引导公众的广泛参与。这其中优化电动汽车的充电时间就是一个很好的例子。”靳晓凌说。
随着国家低碳交通运输战略的实施，作为“七大战略性新兴产业”的电动汽车近几年在我国蓬勃发展。电动汽车除了可以有效降低我国能源对外依存程度，同时还兼具缓解大气污染，拉动用电负荷增长的作用。随着电动汽车保有量的逐年上升，大量分散的动力电池伴随用户随意的充电行为，逐渐加剧用电负荷的峰谷差。同时，受目前我国电源结构影响，电动汽车使用的电能大部分依然来自于煤电机组所发电量，其“绿色”属性并没有得到充分展现。
据介绍，通过智能车联网平台和V2G技术，可以实现电动汽车与电网之间能量和信息的互换，在满足用户需求的前提下进行充放电时段性的控制，既可以有效调节电网负荷的峰谷差，同时，在负荷低谷时段充电，则更多地消纳了新能源电量，还原了电动汽车的绿色本质，减少弃风电量的产生；随着智能电网发展水平的不断提高，电动汽车还可以作为电力系统旋备的有效补充，提高电网运行的稳定性。
“目前市面上很少有充电桩加装了有序用电模块，一方面是因为充电桩的生产制造主体比较多，政策层面没有形有序用电模块的统一加装要求；另外以目前的电价结构，在低谷时段充电所减少的费用也难以引起用户的感知，所以不仅要对公众进行概念上的普及，形成广泛共识，在政策制定的方向，以及充电桩的标准统一上也需要进一步加强引导。”靳晓凌建议。
无论是应对新能源大规模并网引发的系统波动，还是平抑社会经济进步带来城市峰谷差，从以技术手段挖掘系统潜力，到以市场机制释放系统活力，在电力经济的范畴里，我们已经储备了大量的理性认知和感性实践。而在系统形态层面提升灵活性的概念则更为宽泛——随着分布式电源和储能技术逐渐重塑电力系统的价值链，人们对于更经济、更绿色、更多元化的用能需求日趋明显，在全球范围内，更贴近用户的微能源系统正呈现出强有力的发展趋势。
华东院智慧能源室主任吴俊宏介绍，从结构上来说，微型能源系统集成了源、网、荷、储等关键要素，涵盖了电、热、气、水、冷等多能源品种，在多能互补的高效利用优势下满足用户个性化的用能需求；以良好的自治、自愈、自平衡“基因”对大电网展现更为优化的外部负荷特性，减缓大电网的波动。从经济性来看，本地化的系统不仅减少了大规模远距离输电的成本及耗损，同时具有更靠近用户侧且直接服务于用户的效率优势，结合有效的需求侧管理和商业模式，还可进一步发现本不具有灵活性的天然气热电联产和分布式电源的系统调节能力。
“任何项目最终都要回归到经济性的考量。激活这样的新业态，充分发挥其优势空间，需要内外部价格机制作保障，市场是所有新业态发展，乃至生存的重要环境。但在新业态的培育期，现行以补贴作引导的政策手段也需要考虑设置相应的门槛值。”靳晓凌说，“目前也有一些微网项目自给率很低，但还是蹭了政策的红利。所以上海等地对于微网的补贴政策会以小时数作为考核标准，综合考虑其参与需求侧响应的频率和深度，有可能会是翻倍的补偿标准，但是如果仅仅是踩到政策的边，对于整体系统灵活性提升的效果有限，则会在补偿程度上加以区分甚至是减免，让真正发挥作用的主体得到政策激励，鼓励新业态健康、良性的发展。”
梳理全球电力领域为提升系统运行效率付诸实践所取得的经验，在顺应能源转型和可再生能源高速发展的变革中，以固有方式使可再生能源与传统电源更为相似的做法，不仅会造成新能源接入比例不断加大而系统运行效率越发低效的反噬效果，同时还可能导致不必要的成本投入和弃电率的上升。统观世界电力系统从小微、到大规模、再到集中与分散并行的发展趋势，我国已在全系统视角、全方位增强系统灵活性上作出了大胆尝试。随着电力市场，尤其是现货市场的进一步推进完善，塑造灵活高效的电力系统生态，道阻且长，但未来可期。（本文刊载于《中国电力企业管理》2019年03期，作者系本刊记者。）
