近日，國家發(fā)改委出臺了《關于開展可再生能源就近消納試點的通知》（以下簡稱《通知》），提出可再生能源在局域電網(wǎng)就近消納、努力解決棄風和棄光問題、鼓勵可再生能源參與直接交易等目標。隨著近幾年可再生能源在世界范圍內(nèi)的快速發(fā)展，如何對其進行有效的消納不僅是中國面臨的挑戰(zhàn)，也是歐美等發(fā)達國家面臨的挑戰(zhàn)。本文主要分析美國在如何消納可再生能源這一難題上所采取的措施以及取得的效果，期待對我國進行類似的改革起到一定的借鑒作用。

　　以風電和太陽能為代表的可再生能源在美國電力系統(tǒng)占據(jù)了重要的地位。在2014年美國的新增裝機容量中，有一半是可再生能源。2014年風電和太陽能新增裝機容量分別為4.7gw和7gw，使得截至2014年底美國風電和太陽能總裝機容量分別達到64gw和20gw。

　　然而，大規(guī)?？稍偕茉吹牟⒕W(wǎng)，使得系統(tǒng)如何消納這些能源成為了嚴峻的問題。這些問題包括，輸電容量的擴容往往落后于可再生能源發(fā)電容量的擴容，造成電力無法輸送到需要的區(qū)域；風和太陽能等新能源受自然天氣因素的影響較大，使得系統(tǒng)運行的不確定性增加；新能源獨有的“反用電”規(guī)律（比如在半夜負荷很低時風電反而更多；晚上負荷高峰時期太陽能卻無法發(fā)電）對系統(tǒng)內(nèi)的其它傳統(tǒng)機組的運行帶來很大壓力，等等。這些問題導致的一個重要不利結(jié)果，便是所謂的”棄風”和“棄光”現(xiàn)象。據(jù)美國中部地區(qū)最大的供電公司xcel的一份研究報告表明，2013年其系統(tǒng)內(nèi)棄風電量達到291gwh，對應的市場價值達1450萬美元。從整個美國的范圍來看，因無法消納全部可再生能源帶來的損失則更多。

　　美國沒有統(tǒng)一的全國電網(wǎng)，在各個區(qū)域內(nèi)電力系統(tǒng)的運行水平差別很大。不同的區(qū)域市場消納可再生能源的措施也千差萬別。本文選取了幾個有代表性的區(qū)域，詳細分析了它們的應對措施。在此之前，有必要先了解一下可再生能源的電力購買協(xié)議。

　　1、可再生能源的電力購買協(xié)議ppa

　　電力購買協(xié)議（power purchase agreement， ppa） 實際上是買電方和賣電方簽署的一項長期電力交易合同。在風電和太陽能發(fā)電機組的規(guī)劃和建設過程中，ppa的作用顯得尤為重要。這主要是因為它以長期合同（一般是20年）的方式簽訂了買賣電的價格，從而使得可再生能源發(fā)電商有穩(wěn)定的收入來源從而規(guī)避了在電力市場中可再生能源的波動所帶來的風險。美國大部分的風電和太陽能工程都是通過ppa來進行金融擔保的。

　　交易價格是ppa內(nèi)容的關鍵。在談判的過程中，買賣雙方會對可再生能源的出力水平、年平均運行小時數(shù)等指標進行詳細地分析和評估，從而確定出合理的交易價格。然而，電力市場運行時“棄風”和“棄光”的不確定性，會給買賣雙方帶來經(jīng)濟上的損失。ppa一般會規(guī)定這種損失應該由哪一方來進行承擔。大部分ppa都選擇由購電方來承擔損失（take-or-pay），即購電方不僅要支付實際接收到的電力，還要支付被棄掉的風和太陽能原本可以產(chǎn)生的電力。

　　了解ppa的本質(zhì)會對理解美國如何消納可再生能源有重要的幫助。在競爭性的電力市場中，由于風電和太陽能的報價一般很低，它們往往會獲得優(yōu)先調(diào)度的權力。然而，由于系統(tǒng)安全或者線路阻塞等原因，市場中經(jīng)常出現(xiàn)的“棄風”和“棄光”的現(xiàn)象會對可再生能源的消納起到負面的影響。一般說來，美國電力系統(tǒng)消納可再生能源主要有三個途徑：一是市場機制的巧妙設計，二是合理的輸電投資規(guī)劃，三是盡量減少“棄風”和“棄光”的行為以及帶來的損失。

   2、美國不同區(qū)域消納可再生能源的辦法

　　美國電力工業(yè)的發(fā)展水平在不同地區(qū)差別很大。在七大獨立系統(tǒng)運行商（iso） 管轄的范圍內(nèi)，可再生能源通過參與市場交易來并網(wǎng)發(fā)電。在尚未成立iso的區(qū)域內(nèi)，由垂直一體化運營的公用事業(yè)服務公司（utilities）來消納當?shù)氐目稍偕茉?。本?jié)分析了三個不同iso （即中西部miso，加州caiso，德州ercot）以及一個垂直一體化運營的公用事業(yè)服務公司（即科羅拉多州公共服務公司public service company of colorado）之間各具特色的消納可再生能源的辦法。

　　miso

　　miso的能源構(gòu)成中，煤和天然氣占了絕大部分比例?？稍偕茉粗饕秋L電，占總發(fā)電量的百分之七。太陽能和其他新能源的比例很小，基本可以忽略不計。miso消納風電的主要辦法，就是于2011年6月1日引入dir（dispatchable intermittent resource）機制。該機制把可再生能源（主要是風電）引入實時電力市場的經(jīng)濟調(diào)度中。miso規(guī)定，運營時間晚于2005年4月的風電機組必須注冊成為dir，需在實時市場中提供報價和風電預測數(shù)據(jù)以參與調(diào)度算法sced（security-constrained economic dispatch）。

　　在實施dir機制以前，miso的風電機組都是通過調(diào)度員手動來調(diào)度。需要棄風時，調(diào)度員通過打電話的方式通知風電機組關停。實施dir機制之后，sced算法綜合考慮市場的運行狀況和阻塞情況，所計算得到的風電機組關停信息更加準確，使得市場的經(jīng)濟性和靈活性（flexibility）都得到很大的提高。運行數(shù)據(jù)顯示，在實行dir機制之前，miso區(qū)域內(nèi)手動切除風電的比例為3.7% ；而最近的數(shù)據(jù)中這一比例則降為0.2%。

　　表1比較了三種機組在實時市場的運行機制。尚未注冊為dir的風電機組依舊采用手動調(diào)度的方式。它們沒有市場報價，只能通過狀態(tài)估計來得到其機組出力值。dir機組需要提供報價和風電預測數(shù)據(jù)來參與市場競爭。

　　caiso

　　caiso的發(fā)展目標是到2020年，可再生能源比例占到總發(fā)電量的33%， 其中風電和電陽能分別達到18gw和20gw的裝機容量；到2030年，可再生能源發(fā)電的比例占到50%。截止目前，加州的風電占比約為百分之七， 太陽能占比百分之五，生物能源占比百分之三，地熱能占比為百分之六，可再生能源發(fā)電的總體比例已經(jīng)超過20%。大量的可再生能源并網(wǎng)也為caiso電網(wǎng)的運行帶來了挑戰(zhàn)。

　　不斷增長的可再生能源給caiso帶來的主要挑戰(zhàn)是在夜間的產(chǎn)能過量以及太陽能在下午1點到3點之間達到發(fā)電高峰所帶來的“反用電”特性。在下午這段時間，用電負荷相對不是很高而太陽能發(fā)電卻很充足；等到下午五六點下班時間之后，負荷快速增長而太陽能發(fā)電量卻急速減小。這就使得系統(tǒng)的凈負荷（即實際用電負荷減去可再生能源發(fā)電量）在下午1到3點之間有一個大的凹陷，而在五六點之后又達到一個新的高峰，如圖1所示。 隨著2020年可再生能源比例的提高，這一挑戰(zhàn)更加明顯。在短短3個小時內(nèi)，傳統(tǒng)機組需要達到13， 000mw的爬坡速率（注意到2014年caiso的負荷峰值才45， 089 mw） 。這為系統(tǒng)的運行帶來的很大的風險。

　　在caiso市場中可，再生能源可以注冊為eirs （eligible intermittent resources）。eirs可以選擇自調(diào)用（self-schedule），也可以選擇提交市場報價來通過競爭的方式參與調(diào)度。它們的區(qū)別在于，自調(diào)用機組只能被動接受市場的價格，而提交市場報價則可以影響市場的價格。

　　既然caiso消納可再生能源的最大挑戰(zhàn)是它們發(fā)電量過多（overgeneration）所導致的系統(tǒng)靈活性不夠，caiso對市場規(guī)則作了一些調(diào)整來應對這個挑戰(zhàn)。首先，將市場報價的底限由-$30/mwh 調(diào)整到 -$150/mwh， 一年之后進一步調(diào)整到 -$300/mwh 。這樣做的目的，是激勵可再生能源機組和其他靈活性不高的傳統(tǒng)機組更多的參與市場報價，而不是讓它們僅僅簡單地選擇必須被調(diào)用（must-run）。例如，風電的政府補貼ptc恰好是略小于$30/mwh。即使市場出清價為-$30/mwh，風電的損失也不大。而如果把報價底限降為-$150/mwh，則理論上市場出清價則可能降低到-$150/mwh附近。如果風電機組繼續(xù)選擇必須被調(diào)用（而不關心市場價格），則勢必會造成巨大的損失。這就促使它們更愿意提交市場報價，由市場決定自己是否能被調(diào)用。

　　caiso做出的另一個市場調(diào)整是在日前和（每5分鐘的）實時調(diào)度市場之間，成立了15分鐘前調(diào)度市場。在靠近實際運行時間之前，給可再生能源供應商多一個機會做出經(jīng)濟報價。此時的預測也更準確，可以更好的調(diào)整自己的發(fā)電計劃，從而有助于減少實時產(chǎn)能過剩的問題，也有助于減少棄風和棄光現(xiàn)象，同時降低了運行隱患。

　　caiso做出的第三個調(diào)整是和周邊外圍地區(qū)的pacificorp共同開發(fā)了一個新的實時能量不平衡市場eim（energy imbalance market）。eim的一個好處就是有利于解決caiso現(xiàn)有的人為棄風充光現(xiàn)象。通過和周圍地區(qū)的相連，擴大服務的區(qū)域，可以在需要棄風棄光時，向外圍增加電力輸出，同時減少從外圍區(qū)域的電力輸入，從而減少棄風棄光現(xiàn)象的發(fā)生。

　　最后，caiso正在引入一個新的市場產(chǎn)品，稱之為機組靈活性爬坡服務市場 （flexible ramping product）。通過建立一個爬坡服務市場，caiso允許機組為爬坡服務提供經(jīng)濟報價，從而使系統(tǒng)能夠獲得足夠多的爬坡能力。

　　ercot

　　德州電網(wǎng)是一個相對獨立的電力系統(tǒng)。它與東部和西部的大電網(wǎng)（分別是western electricity coordinating council和eastern interconnection）互聯(lián)都較弱。2014年ercot市場中風電裝機容量的占總發(fā)電容量的比例為14%，風電凈發(fā)電量占總用電量的比例也超過10%。太陽能和其他可再生能源的比例很小，約為1%。在2011年以前，ercot棄風的比例相對較高，平均約為8%左右。在2009年棄風比例甚至達到17%。然而，2011年之后，棄風的比例大大減少。2012年和2013年的棄風比例分別下降至4%和1.6%。出現(xiàn)這種情況主要有兩個原因：對輸電擴容的重視和新的市場設計。2005年德州立法機構(gòu)通過了競爭性可再生能源區(qū)域（competitive renewable energy zone， crez）法案。該法案支持通過預測未來風電的發(fā)展情況（主要是德州西部地區(qū)）提前修建新的輸電線路。該法案還提出德州應該修建足夠多的輸電容量以消納18.5gw的風電裝機容量。2014年初，耗資達68億美元的數(shù)條高壓輸電線路的建成，起到連接風電資源較為豐富的德州西部地區(qū)與電力需求較大的東部經(jīng)濟中心（如休斯敦、達拉斯）的作用。這一線路的建成大大減少了德州尤其是其西部地區(qū)的棄風現(xiàn)象。

　　德州市場設計的改進也對消納可再生能源起到積極的作用。這些改進包括從15分鐘的區(qū)域市場變成５分鐘的基于節(jié)點的調(diào)度市場，處理風電預測方式的轉(zhuǎn)變，以及更加集中化的調(diào)度策略。風電和太陽能在市場中可以提交負的報價。在2015年的某些時段（一般是深夜）出現(xiàn)了電力供應過于充足的情況，導致全系統(tǒng)范圍內(nèi)出現(xiàn)負電價的情況。區(qū)域輸電阻塞是導致ercot砍掉風電出力（dispatch down）的重要原因。這種砍風電出力的指令，可以通過調(diào)度軟件自動完成，也可以通過調(diào)度員口頭傳達。

　　public service company of colorado （psco）

　　由于該地區(qū)尚未成立獨立的市場交易中心，科羅拉多州公共服務公司psco為其管轄范圍的用戶提供垂直一體化的用電服務。在負荷高峰時期，風電可以提供30% 的電力供應。在２０１３年的某個時段，風電占總發(fā)電量的比例竟達到60%。系統(tǒng)要消納如此高比例的風電，需面臨很大的壓力。盡管沒有電力市場，psco對其系統(tǒng)的運行方式做了適當?shù)恼{(diào)整以消納高比例的風電。

　　主要的調(diào)整措施是提高風電預測的精度。psco與美國氣象研究中心合作，開發(fā)出更準確的風電預測模型。風電預測水平的提高使得psco在風電比例比較高的時候，更加有信心關停傳統(tǒng)能源機組，從而減少了棄風的現(xiàn)象。此外，預測水平的提高還減少了由傳統(tǒng)機組爬坡能力不足所導致的棄風。

　　第二個措施是使提供基荷的機組保持離線旋轉(zhuǎn)備用狀態(tài)（offline cycling of baseload units）。在2010年以前，psco的調(diào)度政策是不對基荷機組進行旋轉(zhuǎn)備用，它們只有在接到調(diào)度指令才啟動。2010年之后，psco規(guī)定在風電充足的時段需保持基荷機組處于離線旋轉(zhuǎn)備用的狀態(tài)。由于燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組（combined-cycle gas units）的旋轉(zhuǎn)備用成本要遠小于燃煤機組，前者作為旋轉(zhuǎn)備用機組的時間要遠遠大于后者。最近，psco作了一項研究來比較旋轉(zhuǎn)基荷機組和棄風之間的成本。結(jié)果表明，這兩者的成本基本相當。因此，作為一種折中方案，psco選擇在晚間關停基荷機組，只在白天對其進行旋轉(zhuǎn)備用。

　　最后一個措施，是psco為許多風電機組安裝了自動發(fā)電控制（agc）裝置。它還要求所有新建的風機都必須安裝agc裝置。早些年的時候，psco在棄風時是按照塊狀（in blocks）砍掉一定量的風電，比如100 mw，而用傳統(tǒng)機組來平衡供需?，F(xiàn)在，psco可以讓傳統(tǒng)機組運行在最小出力水平，而通過裝有agc的風電機組來平衡供需。裝有agc的風電機組可以為系統(tǒng)提供向下的輔助服務（regulation down），而被砍掉的風電出力則可以當作向上的輔助服務（regulation up）。

　　采取這些措施取得的效果是很明顯的。從2010年到2013年，psco總的風力發(fā)電量從370萬兆瓦時增加到650兆瓦時，棄風的比例卻從2.2% 降低至1.7%。

　　從長遠規(guī)劃來看，psco正在研究參與一個類似于加州的“能量不平衡電力市場（eim）”的可能性。這帶來的好處是可以通過與外部市場的連接來減輕自身平衡供需的壓力，并為風電外送提供機會。psco還計劃調(diào)整抽水蓄能電廠的使用規(guī)則。按目前的規(guī)則，抽水蓄能電站一般在夜間抽水而在負荷高峰期瀉水發(fā)電。以后則可以在凈負荷（等于實際負荷減去風電出力）較低的時段進行抽水從而減少棄風的發(fā)生。

　　psco對棄風的補償機制是ppa合同重要考慮的內(nèi)容。如果棄風是由psco無法控制的外力造成的，比如某輸電條線路突然斷開，則一般不對由此造成的棄風進行補償。如果是psco在平衡供需的過程中造成的棄風，則不僅需要補償“棄風”電量所對應的收益，還需要補償這部分電量對應的政府補貼ptc。然而，psco與五個最大的風電商進行了一系列的談判，爭取到對自己有利的結(jié)果。談判的結(jié)果是，psco每年可以有6000個免費棄風小時數(shù)。超過這個小時數(shù)的部分才需要進行補償。棄風小時數(shù)在2018年則減少至3000個。到這個時候，psco計劃會用大量運行更加靈活的燃氣機組來取代現(xiàn)有的的燃煤機組。

　　3、總結(jié)

　　在國家發(fā)改委發(fā)布的《通知》中，提出了四點消納可再生能源的具體辦法：局域電網(wǎng)就近消納，可再生能源直接交易，可再生能源優(yōu)先發(fā)電權，以及其它的技術改造措施（如熱電聯(lián)產(chǎn)機組加裝蓄水器、深度調(diào)峰、發(fā)揮抽水蓄能和儲能設備的能力等）。美國消納可再生能源的途徑則復雜和多樣化得多，有些措施（如改變抽水蓄能電站的調(diào)用方式）甚至與《通知》中的思路不謀而合。在成立了批發(fā)電力市場的區(qū)域，主要通過市場機制的巧妙設計和適當增加輸電容量來消納可再生能源。在尚未成立電力市場的區(qū)域，則主要通過提高預測精度、使提供基荷的機組保持離線旋轉(zhuǎn)備用狀態(tài)、為風電加裝agc裝置等措施來消納可再生能源。