我国西北区域电力调峰项目投资布局

王睿 刘瑞丰 刘璇

我国西北地区风、光资源丰富，近年来，在国家节能减排、能源绿色转型背景下，西北地区大力发展风电、光伏，并已形成规模化的非水可再生能源产业集群。但与此同时，西北地区的风电、光伏的消纳问题也日益凸显，并已成为制约风、光发展的重要约束。目前形成普遍共识的是，系统调峰能力的不足是导致西北地区弃风、弃光问题恶化的关键性因素之一。

2017年以来，国家能源主管部门高度重视清洁能源“三弃”问题，提出2020年弃风弃光率控制在5%以内的目标。为实现这一目标，需分别从供给侧与需求侧入手，多措并举促进系统调峰能力的提升，从根本上缓解弃风、弃光问题：供给侧通过引入火电机组灵活性改造等手段，提升发电侧调峰能力；需求侧实现有效的电力需求侧管理、增设大型储能设备等，可深入挖潜用电调峰能力。

在这一背景下，西北区域各相关主管部门相继出台了多项电力调峰补偿政策，以引导企业投资建设供给侧或需求侧调峰资源。考虑不同省区调峰补偿强度之间存在的差异性，如何在分析比较各省区调峰补偿政策的基础上，优选电力调峰项目的投资区域将是投资者关心的重要课题，而这也是本文探讨的核心问题。

从国内调峰辅助服务政策实践来看，现有调峰辅助服务政策可归结为两大类：一是发电侧政策，即通过辅助服务补偿机制实现；二是需求侧政策，利用需求侧峰谷价差实现。

发电侧调峰政策——辅助服务首当其冲

针对调峰辅助服务补偿政策，根据获取机制的不同，国内政策可主要分为两大类：一是市场化调峰服务获取机制；二是非市场化获取机制。具体到西北区域，陕西、青海仍沿用《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，采用非市场化的调峰补偿机制；甘肃、宁夏及新疆则分别根据其实际情况，制定了市场化的调峰服务获取政策。从调峰资源角度，发电侧调峰服务主要由火电机组提供。

非市场化调峰获取机制

调峰辅助服务分为无偿调峰服务和有偿调峰服务，两者均由调度机构根据系统实际调峰需求确定调峰服务提供方。当调用方达到有偿调峰条件时，即可获得补偿。其中，燃煤火电机组根据系统调峰需求，机组出力小于额定出力50%时即可界定为有偿调峰服务。有偿调峰计量以发电机组为单位。

市场化调峰获取机制

调峰辅助服务同样分为无偿调峰服务和有偿调峰服务。其中，无偿调峰服务由调度机构根据系统实际调峰需求确定调峰服务提供方；有偿调峰服务市场机制的设计则各省（区）的基本思路一致，均由各机组报价，调度机构按需获取，火电机组日内运行深度调峰产品价格执行政府指导下的市场定价机制。火电机组日内运行深度调峰产品采用“阶梯式”价格机制。发电企业在各档限价区间内自愿浮动报价，具体分档及报价上、下限各省（区）存在一定差异。甘肃、宁夏、新疆的辅助服务市场分档及报价区间分别如表1～表3所示。

调峰服务按照档内出清价格进行结算。档内出清价格指当日单位统计周期内实际发生调峰补偿机组的最高报价。根据机组不同调峰深度所对应的渐高电价采用“阶梯式”补偿机制，具体补偿金额按照以下方式计算：

火电厂调峰补偿金额=∑（第i档有偿调峰电量×第i档实际出清电价）

需求侧调峰政策——分时电价发挥作用

销售侧的调峰政策主要集中于峰谷分时电价政策，即结合系统负荷曲线，将每天24h划分为高峰、平段、低谷等多个时段，对各时段分别制定不同的电价水平，通过高峰—低谷间电价差异，引导调峰资源主动响应系统的调峰需求。因此，从这一角度来说，需求侧调峰政策主要体现于各省销售电价不同时段间的价差空间。西北各省（区）销售电价峰谷价差的统计情况如表4所示。

各省区调峰补偿政策强度的横向比较

在上述梳理的西北区域现有调峰补偿政策的基础上，对各省激励政策的強度进行横向比较，如表5所示。

通过以上比较可以看出，从发电侧政策来看，甘肃调峰补偿的强度最高，宁夏及新疆次之，陕西及青海的补偿强度则相对较低；从需求侧政策来看，陕西、甘肃的补偿强度最高，青海、新疆次之，宁夏的补偿强度相对较低。

从目前主流调峰资源的补偿诉求来看，发电侧调峰资源（火电机组灵活性改造）普遍认为其调峰补偿在达到0.4元/kWh的情况下才可达到其正常的投资收益目标；需求侧调峰资源（大型储能设备）投资盈利的价差空间应至少达到0.7元/kWh。

因此，综合政策激励强度与调峰资源的补偿诉求，从电力调峰项目投资布局来看，发电侧调峰资源布局于甘肃、宁夏可实现较好的投资收益；需求侧调峰资源则可在投资决策时适当向陕西、甘肃等省倾斜，并谨慎决策是否布局于青海等地。

结语

调峰补偿政策的激励强度是引导电力调峰项目投资布局的关键性要素。本文通过梳理西北区域调峰补偿政策，并将各省区调峰补偿政策的激励强度及与调峰资源补偿诉求的匹配性进行比对，分别针对发电侧和需求侧调峰资源提出了其在西北区域投资布局的具体建议，可为后续调峰项目在西北区域的投资布局提供必要的参考。