近几年，弃风限电问题严重困扰着我国风电行业，已经成为制约产业健康持续发展的最大绊脚石，也是我国兑现应对气候变化国际承诺的巨大障碍，到了非解决不可的地步。但当下，仍有一些专家通过似是而非的技术诠释来解答弃风问题的根源，认为风电的波动性影响电网的安全稳定运行；在电力需求增长放缓的背景下导致可再生能源限发；“三北”地区电力系统调峰能力严重不足是冬季这些地区弃风问题突出的主因；跨省跨区输电通道不足，难以实现在更大范围内消纳风电……，并据此将解决措施引导向纠缠不清的技术泥沼，一定程度上掩盖了弃风问题的真正原因。为了更好地理解这些问题，我们特邀专家对上述问题进行深入剖析，揭示弃风限电背后的真相，以系列文章的形式陆续推出。本期主要探讨“系统调峰能力不足”的问题。
在前几期的专栏中，我们讨论了电力需求不旺、电源与电网不协调、外送能力不足，以及外送“打捆”之于弃风问题的相关性，指出这些说法存在评价体系价值标准不清楚（是否扩大外送，解决电网阻塞缺乏成本效益分析 ;“又大又粗”的高压点对网基荷送电，严重影响整个系统运行的灵活性，却整天拿“大容量”当卖点）， 与讨论的问题不相干（需求不旺与供给端 的有效竞争不搭界），或者远不够解释高弃风率（如存在网络阻塞，长期需要扩容） 的问题。在本期专栏中，我们讨论所谓的 “系统调峰能力不足”的意思与含义。
事实
系统的调峰，可以通俗理解为调频之外的向上与向下的出力变化（15 分钟到小时级都是存在的），以保持系统的实时平衡。向上的调峰，在目前系统容量 严重过剩的背景下，容量不成问题 ;调节速率问题则可以在很大程度上通过开机组合短期计划来解决。系统所需的调节灵活 性（需求、可再生能源）可以通过很多方 式（火电调节、需求响应等）得到满足。
向下的调峰涉及最小出力问题， 这方面的讨论仍旧是非常不透明的。如果系统所有的机组都实现了最小出力，那么 证明系统存在严重的供大于求，价格需要大幅跌落，以将尽可能多的出力挤出。电 价不断下降到低于燃料成本的程度（比如 0.1 元 / 千瓦时—0.15 元 / 千瓦时），灵活 的煤电就宁愿尽可能地停机，而不愿意留在序列里承担亏钱的损失了。那么剩下的， 就是的确“往下调不了”或者不足够灵活参与下一阶段市场的那部分。这种基于“显 示偏好”的最小出力，往往比测算出的技术性最小出力要准确得多（见图1）。
热电厂保持供热所需要的同时，维持的发电功率往往是一个向下调节的障碍。东北冬季供暖期的调峰问题是一个常 被提起并用来证明“调峰困难”的实例。 图2 是吉林电网冬季典型日24小时运行 的情况。但是令人费解的是，为何火电 最小技术出力在 24 小时内都保持一条直线？从常识来讲，即使要照顾供暖需求， 白天与黑夜的供暖功率都不需要一样。为何中午12 时和晚上 10 时的火电出力都没有变化？供热的需求并不构成这种变化的刚性约束。何况，在一定范围内热电比的变化以及彻底的热电解耦，已经是丹麦等 国的一个基本运行事实（见图 3）。
注：从上到下依次是太阳能热水器的出力、电力市场价格、热生产与消费、电力生产与消费，以及储热罐的储热容量变化。这一电厂将在电价高的时候发 电，余热储存；电价极低的时候用电生热并储热。逐小时地变化。来源：EMD International A/S网站。
2016 年，《东北电力辅助服务市 场专项改革试点方案》《东北电力辅助服 务市场运营规则（试行）》陆续颁布，从 2017 年开始实施。后一个文件“发明” 了火电深度调峰的概念，将火电调节到大 约 50%（存在一些细节变化，比如春节降 至 40%）以下定义为“有偿调峰服务”。 这一服务的成本，由负荷率高于深度调峰 基准的火电厂、风电场、核电厂共同分摊。 火电压低出力客观上存在额外成本，包括 但不限于更低的热效率、机组损耗加剧等。 只是不清楚这些基准到底是如何确定的？ 为何 50% 上下一个 1% 的变化性质如此 不同（向上似乎是免费的）？为何这种服 务的需求方是所有的其他出力仍旧高的机 组？参与了有钱拿，不参与还得给钱，参 与了也不影响年发电量。如果补偿足够大， 火电是否都会参与，作为“调峰”机组？ 从完全没有平衡责任，到“大锅饭”一起 承担平衡责任，这个市场从无到有的过程 是否涉嫌过度“生造”？
在竞争性电力市场（特别是分散 式市场中），承担平衡责任的往往是所有 参与者（起码是传统发电机组）。平衡辅 助服务价格的确定是基于市场，而不是成本（1）。也就是说，无论是发电商，还是用 户，都有保证自我平衡的义务（否则意 味着产生了辅助服务）。调度负责各种计 划（比如日前）与实时偏差的处理（机组 出力误差、需求预测误差、应急事件等）， 是参与平衡市场的少部分机组和系统备用 资源的“调度者”。这部分机组往往只占 整体装机的 5%—10%。比如德国的 4 个系统运营商（TSO），定期招标一次、二 次、三次（对应于 15 分钟以上，到几小时的调节，大致相当于我国的调峰）系统 调节的资源，这部分资源的总量大概为 500 万千瓦—600 万千瓦（最大负荷 8500 万千瓦左右），近年来还有所下降。
因此，在竞争性市场，机组（或 者机组组合在一起）享受“平衡服务”， 其原因必然是自身的实际出力相比较自己 的承诺，产生了额外导致系统不平衡的“偏 差”。这一偏差的弥补（由调度统一管理）， 如果意味着额外的平衡成本（偏差也有好坏之分，与总的偏差符号相反的偏差有助 于系统平衡，见图 4），需要由引发偏差的 机组承担，而系统运行者需要各种备用去 应对这种不平衡。在可再生能源发展的初 期，往往是出于积累经验的需要而免除它 的这一责任。但是目前，越来越多的新建 风电与大型光伏项目已经开始直接参与市 场，并且承担平衡责任。预测的准确率不 高，出现大的出力偏差，往往意味着极高的收益损失（2），甚至是亏损。
在我国，调度与参与者之间的责任界面区分不明显。调度往往具有无限的 责任，而参与者是否在交易后实现了自我 平衡，缺乏相应的基准与高分辨率去判断。 具有无限责任的同时，也具有无限的权力， 可以在相当大程度上决定机组的出力（比 如火电机组，50% 以内是义务，50% 以外 给补偿），往往成为了所有机组的“指挥官”。
逻辑
系统即使存在调峰能力不足（比 如供热机组已经到达最小出力，系统仍存 在过量的有功出力），那么这一问题的代 价需要由风电去部分甚至全部承担，这其 中存在着逻辑跳跃。为什么不是那些调不下的承担成本，而是风电（也包括所有其 他的发电机组）承担成本。它们为何“享受” 了调峰服务的认定依据不清楚。
波动性电源进入系统，将具有区 别于旧有可控基荷机组的强烈再分配效应。风电与光伏将持续地改变剩余负荷曲 线的形状，所以，即使未来有足够的电力 需求增长，其他机组的利用水平也会大大折扣。以至于在可再生能源出力大过总负 荷之后，基荷机组完全消失，市场份额缩 小。这是可再生能源出力特性的特点，也 是市场竞争的结果和系统成本最小化的必 然要求。如果将它认定为是可再生能源“享 受”了原有机组提供的任何服务，那么往 往意味着原来的市场是既有机组“让出来” 的，而不是竞争机制下的结果。
从以上分析可以看出，目前国内对调峰问题的讨论暗含着“先来后到”、 计划性市场份额，而非“有效率竞争”的 价值观 ;充斥着“技术性”系统视角的平 衡实现与系统安全，而非以市场为基础的 解决思路 ;对于“谁的问题，又是谁来承 担成本”的责任划分与成本分摊是一笔糊 涂账。这与调度过度地追求对发电的完全 可控（而不是承诺与实际出力的一致性）、 调度自由量裁权与调度尺度过大、所有机 组缺乏短期自我平衡责任密切相关。
退一步来讲，即使认为机组深度 调峰是一种“服务”，那么对这一服务的 享受者也需要进一步认定，而不是像很多 媒体报道的那样，“一步到位”地部分乃 至全部落到可再生能源头上，这同样存在 逻辑跳跃。调峰本身就是模糊的，回避了 竞争市场份额的问题。
没有系统调度数据，也就说不清 楚机组减少出力或者完全停机调峰，到底 （在多大程度上）是因为可再生能源的接 入，还是要维持一定水平的供热出力或者调节裕度，以满足系统可靠性要求。
含义
竞争性电力市场中，平衡的责任往往是分散到每一个个体，调度需要处理的只是偏差部分与系统实时平衡，系统开机组合计划往往是竞争性分散决策的。而我国 调度（5级体系）往往具有无限的责任与权力，具有集中统一所有计划的职能，要求所有机组“完全可控、可调”。这与可再生能源波动剧烈、无法完全准确预测的出力特点产生了明显的冲突。在我国，目前关于系统的调峰能力，仍旧在相当程度是一种系统如何保持平衡的技术性讨论， 而涉及相关参与者自身的损益如何划分更是一个找不到足够需求方的政治性分摊。
系统调峰能力，特别是向下调节能力在某些时段存在不足是可能的，在欧美也是存在的。但是在欧美，这一不足的代价承担者不是风电发电商，而往往是那些无法做到深度减少出力的传统煤电与核电机组。这也符合基本的经济逻辑——系统成本最小化，可变成本几乎为零的可再生能源永远需要优先调度，而其他的去满足剩余负荷（Residual Load）。无法深度调峰是煤电的烦恼与问题。它留在系统中少数几个时段亏钱是不得已的选择，这仍旧好过停机错过大部分的挣钱机会。
深度调峰作为一种辅助服务类型，在逻辑上是费解的，是基于给定的计划小时 数（市场份额）与“基荷偏好”的安排，排斥发电竞争性安排与竞争市场份额的体 现。这与未来系统的“低利用率、轻资产、 价格波动剧烈”的特点格格不入，也缺乏风电享受了“调峰辅助服务”的明确认定依据与参考基准。
调度运行数据的及时公开是对以上问 题形成共识性诊断的数据基础与前提，笔 者也随时准备根据充足的事实与数据基础 调整自己的认知。这是一项非常迫切的任 务，是可能的调度方式改变与系统偏差平 衡成本更公平分摊的前提。
（1）：辅助服务有很多类型，三次平衡调节仅是其中的一类，其他的可以包括电压支持、黑启动等。市场与成本为基础（market-based和cost-based）在长期是没有区别 的，但是短期往往存在巨大的区别。市场通常是边际成本定价或者双边撮合（pay as bid）的，而成本定价往往是长期平均成本定价。
（2）：目前，由于风电、光伏进入系统的merit-order效应，美国与欧洲电力市场价格不断下降，发电商从批发市场获得的利润日益微薄。核电、风电一次出力偏差的影响， 可能就相当于其一周、甚至一个月的利润（与美国New England监管机构Ronald Coutu先生的谈话，2017年4月16日）。
