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在这一章，我们具体给出为促进西北地区电力行业转型的实际建议。我们在借鉴国际经验的基础上，根据西北地区的现实和情况，包括在上一章中讨论的背景，量身订制地提出了具体的下一步步骤。我们的讨论主要集中在三个政策方面：

1. 系统运行：这一章关注提高区域电力系统逐小时运行效率的挑战。讨论主要集中在解锁通过区域运行方式对发电机组进行安排和调度所带来的相关利益。这种区域运行方式会促进更高的可靠性、更低的排放和帮助可再生能源并网。

2. 煤电退役政策：国资委在淘汰煤电政策制定方面有着主要的话语权。将国资委的倡议和中央、区域政府机构在电力行业改革方面的行动相协调，是区域政策制定的一个重要方面。国资委的角色与运行和规划改革的议题相关，但是由于其重要性，我们会在单独一章对相关的建议进行讨论。

3. 规划改革：改善规划流程对于平稳过渡和优化电力系统转型至关重要。没有透明、一致和科学的规划方法，很难在满足新的国家排放目标所需的雄心勃勃的电力行业转型道路上前行。

区域协调的经济调度，或者，简单地称为区域经济调度，是指以减少短期运行成本（理想地，包括排放的社会成本）的方式进行区域电力系统运行。只要有充足的输电容量，区域经济调度会帮助电能量从边际发电成本较低的省出口到边际发电成本较高的省。

随着西北地区的能源结构越来越多地转向太阳能和风能发电，继续向区域经济调度转变对于经济高效地并网可再生能源至关重要。区域经济调度会使得风能和太阳能发电在更大的地理范围进行平衡，从而减少整体的波动和与这些资源相关的不确定性，并利用负荷和其他发电资源多样性的优势。这也会帮助减少西北地区的弃电。

提高调度效率一直是西北地区和全国各地政策制定者的长期目标。这一目标的实现已取得实质性进展，包括通过实施区域调峰辅助服务市场。但是，仍然存在许多实施更高效区域调度的障碍，包括尚未解决的发电机组补偿和用不灵活的“物理”方法处理中长期合同的问题。在本节中，我们会提供解决这些问题的步骤。

建议1

通过给予区域电网公司权力来调整省级水电和煤电机组安排，维持和改善可再生能源优先调度

水电、太阳能和风能的运行成本非常低。从社会角度来看，最大限度地利用这些类型的发电（例如，将弃电维持在合理的或者“经济”的范围）将最大程度地降低发电成本、减少排放，并最大程度地提高整个电力行业的投资回报率。但是，鉴于西北地区现有的发电补偿机制，无形中鼓励了那些拥有大量燃煤发电的公司尽可能多地运行燃煤发电机组，即使这样做会导致同一公司遭受弃水弃风和弃光。国资委关于增加中央煤电企业发电机组运行小时数的计划，可能会加剧这种动机（见建议6）。

中国2005年颁布的《可再生能源法》规定了可再生能源的优先调度，为可再生能源发电创造了调度空间。“优先调度”与“经济调度”的最终目标大体一致，这是中央政府于2015年启动的电力部门改革的重要基础原则（在经济调度下，鉴于其运行成本接近于零，可再生能源通常首先被调度）。

西北地区的政府和电网公司已采取各种步骤来支持优先调度可再生能源发电，包括在风能和太阳能预测、机组组合和调度、非化石能源资源参与中长期市场以及可再生能源替代燃煤发电的变化。此外，甘肃省已承诺允许非化石能源发电参与现货市场，这会帮助所有资源的实时经济调度。但是，西北区域持续的高比例可再生能源弃电暗示着整个地区似乎仍未充分实施优先调度。

优先调度面临的一个挑战是西北区域以省为中心的调度本质，也就是说省调度中心在更大的地理范围内平衡可再生能源的能力有限。每个省调度中心只负责省内的调度，而对于以区域为基础的优化调度没有给予足够的关注。在更大区域范围内的平衡可以释放巨大的利益并缓解风能和太阳能并网的挑战，这是因为风能和太阳能发电的波动性在更大的区域内会得到平滑。

在最近鼓励更高效的跨省调度的基础上，可以授权西北电网调度中心，在合理化目前各省独立的运营决策方面发挥更积极的作用。即，为了帮助区域优化风能、太阳能和水电，西北区域电网调度中心（如果需要的话，在国家能源局的政策支持下）享有调整省级水电和煤电机组安排的权力。大部分化石燃料机组组合和调度决定，以及制定日前的水电和煤电机组安排，依然属于省调度中心管理权限。

在这种区域优化下，西北电网公司会直接或者通过汇总各省预测，负责周前、日前和实时的区域风电和光电预测。从运行日前的数日开始，西北电网公司需要采集：

每小时风电和光伏发电预测（或者，如果能做到每15分钟就更好了）；

每日以及每小时水电发电预测和约束；

负荷预测；

省级水电和化石燃料发电机组的实际安排；

省级调度中心更期望的水电和化石燃料发电机组安排和发电约束。

西北电网公司会在发电和输电限制的情况下，利用最大化预测的区域风电和太阳能发电以及最小化煤电机组夜间调峰的算法来调整省级日前每小时水电和火电的总体出力，然后西北电网公司将对运行日以及日内每个时间区间的机组安排进行调整直到实时调度，可以按比例对各省火电机组安排进行向上向下调整。在不超过总体出力的限制下，省级电网公司仍然负责其管辖范围内火电机组的调度。

主要的效果是调整煤电机组的日前安排，允许一些机组在运行日前停止发电。例如，为应对高风电发电预测，在日前关闭燃煤机组可以减少一些燃煤机组低负荷运行的需要，为整个区域减少燃料成本。由于西北地区相对较少的水电资源，区域优化对水电调度的影响可能会较小。随着太阳能发电比例的增加，很可能将水电转移到夜间发电，最大限度地减少所需的燃煤发电夜间调峰。

图3简单地展示了区域协调安排煤电机组如何为可再生能源发电创造更多的空间。如图中所示，两个地理区域（1和2），每个拥有两个1000兆瓦的煤电机组。地域1有1000兆瓦的风能发电。地域2有1500兆瓦的光伏发电。在前两组情形中（“单独开机组合”），每个地域分别安排他们的煤电机组，要求它们在日内的一段时间在最低负荷情况下运行，导致3400兆瓦时弃光和弃风。在第三种情形中（“区域开机组合”），煤电机组4停止发电，没有产生弃电。总的来说，整个区域节省了3400兆瓦时（6%）的燃料成本。

图3.区域协调安排燃煤发电的效益示例

这个方法可能会导致发电机组之间的收入转移，可以通过后期对合同的调整来处理——也就是说，与先前合同约定的补偿有偏差（建议4）。区域优化可以是国资委重组计划号召的向更高效利用发电资源迈进的新的一步。

建议2

考虑实行分时上网电价

对发电商和其他资源提供补偿的方式会影响其行为。理想的情况是，发电商和电网的其他资源在最需要服务的小时内提供服务而获得补偿。也就是说，奖励与区域优先调度和经济调度相符合的运行。然而，在西北大部分地区，发电补偿机制使发电商无法在优先调度或完全经济调度下维持可行的商业模式。这是因为发电商补偿还很大程度上依赖中长期市场合同和行政设置的上网电价（度电）。在这个框架制度下，虽然调峰辅助服务市场和其他机制取得了一些进展，发电补偿并没有反映变动的电网条件和系统需求。设计良好和具有竞争性的统一的区域现货市场，可以被视作改革的理想目标。在这种现货市场，区域节点电价会浮动，为区域优化发送有效的价格信号（见建议 5）。然而，实施一个设计良好的区域现货市场并非易事，且很可能需要时间。

通过行政手段实施的分时上网电价可以是一个渐进的步骤，有助于合理化发电补偿，并简化如建议1中讨论的区域优先调度的实施工作。这样的上网电价可以在最终形成一体化区域现货市场之前以区域为基础实施。

正如分时零售电价，分时发电上网电价根据时间不同而产生不同的上网电价，需要在计算系统成本（例如，夜间成本更低，白天成本更高）的基础上明确定义出不同时间段。这些可以根据季节进一步区分。

这种根据使用时间而不同的上网电价（假定该电价是基于对系统成本的详细评估）将更好地鼓励各种资源，包括煤电机组、水电机组和储能资源发挥更有效的区域作用。这样，分时上网电价将与区域调峰辅助服务市场形成互补。这也将有助于降低燃煤机组最大化年度运行时间的动机。相反，这些燃煤机组将通过在最需要它们的时间运行来赚取额外的收入。中长期合同应该参考这个分时上网电价来协商（例如，分时上网电价应该被合并入目录电价中）。

如此预先设置好时段的分时上网电价会是现有方法的一个改进，但是与设计良好、能够根据电网条件的变化而变化以及有准确稀缺电价的现货市场相比会相对低效。同样的，我们在建议5中强调了一体化的现货市场应该仍然是西北地区的一个终极目标。

建议3

在单个发电集团公司的发电机组组合中，提高在中长期合同下交付发电量的灵活性

几十年来，西北和中国其他地区的调度中心都根据年度运行小时（“年度发用电计划”） 对燃煤电厂进行排序（机组组合），所有燃煤机组获得的运行小时数都差不多。这意味着高效低效的发电厂将以相似的小时数运行，从而导致燃料成本高于必要水平。直购电和后来的中长期市场的建立和推广，通过让那些高效且低成本的燃煤机组比低效和高成本的机组更多地签合同、被安排调度，可以帮助提高系统效率。

当前，调度中心调度各个燃煤机组，以便每个机组都能实现月度和年度签订的合同发电量。这种做法会导致偏离经济调度，产生更多的成本和排放。它也可能会导致对可再生能源不经济的弃电（例如，如果某月风力发电强度超出预期或者某年有超出预期的水电）。此外，中长期市场自身的低效，例如，如果运行成本较高的机组能够在合同竞争中击败低运行成本机组，则会加剧这些问题并导致高于必要的成本。

理想情况下，调度中心应避免参考中长期合同做出运行决策。在国际上，许多国家的电力部门都使用金融合同，这包括差价合约（CfDs），在这种合约中，合同方同意弥补未来一段时间内合约中现货市场价格与该期间实际出现的现货市场价格之间的差额。金融合同的一个重要方面是，合同不直接影响短期运行（调度）决策。也就是说，系统操作员根据经济调度原则进行调度，且他们通常甚至不知道大多数长期合同的存在。但是，鉴于西北大部分地区尚不存在现货市场，因此我们在此提供了一些更直接的步骤，可以减轻与中长期合同相关的经济调度壁垒。

可以采取的一个步骤是允许燃煤发电集团在其发电机组组合内，以经济的方式安排燃煤机组，这样可以为燃煤机组调度提供更多的灵活性和提高效率。在此建议下，如果某个特定的燃煤发电机组签订了中长期合同，在能够提高系统调度效率的情况下，可以运行同一集团中的另一燃煤机组以履行合同义务。

举个简单的例子，假设一家发电集团，其机组组合包括高效的600MW燃煤机组（A机组）和低效的300MW燃煤机组（B机组）。在7月份，每个机组的最大发电量分别为446GWh和223GWh。该集团已签订中长期合同，分别为A机组300GWh和B机组100GWh。将A发电机组安排发电400吉瓦时（见图4）将有助于集团降低运行成本并增加利润，同时履行合同义务，还可以使调度更接近经济调度，节省系统成本并减少排放。

图4. 灵活安排合同示例

鉴于中国西北地区许多电厂都是共享所有权结构，这种以机组组合为基础的方式调度煤电机组，需要各电厂股东达成收益共享协议。例如，在上面的例子中，如果B机组的60%由A机组的大股东持股，40%被另一个集团持有，大股东将建立机制确保B机组的少数股东不会因运行A机组而不是B机组的决定而受到损害。

鼓励各发电集团以更整体的方式（减少以单个发电机组为决策的过程）考虑并在其机组组合内更灵活地安排燃煤发电，可以使各发电集团适应在现货市场环境下签订合同、安排发电、管理发电和储能资源的组合。

建议4

在事后的基础上重新分配中长期合同款项以支持高效调度

深化可再生能源优先调度，例如通过这些资源的区域优化（见建议1）很可能会导致（月度或者年度）发电量和收入从有中长期合同的火力发电商转移到可再生能源发电商。例如，在无法预期的高水电年或者太阳能发电大规模扩张的年份，经济调度这些资源会减少火力发电，即使火力发电商签订的中长期合同发电量超过在经济调度下需要来自火电的发电量。这类“转移”一直是阻碍中国调度改革的一个因素。

在良好设计的现货市场，由于边际成本低，高于预期的水电或新建可再生能源发电会在调度排序中替代现有的火力发电。现有的火力发电商不会由于调度变化导致的发电减少或更低的现货市场价格得到补偿。然而，在近期，电力现货市场在西北地区还没有运行之前，调度改革可能需要额外的机制来解决发电商之间收入转移的问题。

一个解决发电商之间收入转移的方法是通过“收入分享机制”，在事后的基础上重新分配发电商补偿。这种机制会允许火电发电商当其发电量小于中长期合同签订的发电量时，赚取一部分可再生能源发电商增加的收入。这种机制可以通过行政手段确定（例如，50/50比例）或通过额外的月度拍卖来实施。拍卖可以体现出燃煤发电商通过不发电来节省燃料成本，从而在拍卖中，燃煤发电商可以对合同款项中减少的金额竞标，与中长期合同“价差”形式类似。这个机制与发电权交易有相似之处，不同的是此机制中调度决定交易而不是交易决定调度。

例如，假设中长期合同下的燃煤总发电量比月度合同电量少100GWh，以消纳额外的100GWh的水电、太阳能和风力发电。根据中长期合同，电力交易所会从中长期市场用户方收取费用，电力交易所会与西北电网一起，利用收入分享机制来解决任何合同签署的发电量和实际电表测量的发电量之间的差别。如果水电、太阳能和风能发电由于额外的调度可能会赚取3000万元，按50/50的分享机制会分配1500万元到火力发电商和1500万元给水电、太阳能和风能发电商。

建议5

以形成区域现货市场为目标，继续发展现货市场

在甘肃试点的基础上发展区域电力现货市场，有助于解决西北地区面临的几个挑战：可再生能源发电选址和并网、储能评估和调度、热电联产的高效运行、输出限制、产能过剩和煤电退役。西北地区的区域协同运行历史悠久，为区域电力市场的建立奠定了基础。

区域现货市场的发展需要时间，从现在开始着手考虑区域市场的关键因素、作用和责任是有益的。最近，睿博能源智库为南方电网地区（该地区被选为建立中国第一个区域现货市场）准备了一些建议，我们在这些建议中借鉴了美国区域输电组织（RTO）的一些经验。正如在该报告中详细解释的那样，我们建议西北电网考虑建立具有美国RTO特征的区域现货市场，该市场将包括以下特征:

一个单一的区域系统运行商（调度中心）和市场运行商（这两家机构都可以是西北电网有限公司的一部分，也可以单独成立），监管统一区域“现货市场”（日前和实时电能量和辅助服务市场）。

基于区域经济调度原则（理想情况下将排放成本内部化）和所有资源（包括需求响应和其他分布式资源）的公平竞争原则，制定详细的RTO规则。

强大的市场力监控和缓解机制，包括用于采集发电机组运行成本信息的机制。国资委重组计划实施后，由于发电所有权高度集中，这对西北地区尤为重要。

用“金融”的方式处理合同。调度中心将不再监控或尝试根据中长期合同进行调度。

统一的区域性规则来分摊区域输电成本。

统一的区域输电规划过程。

甘肃省作为该地区先行的现货市场试点，建议在市场设计中考虑到以上几点。鉴于甘肃的发电所有权集中和输电限制，从一开始，缓解市场力和运行成本信息收集将至关重要。我们还建议在相邻区域电力市场之间进行强有力的协调，包括在市场设计和流程以及在市场运行方面的协调。

（本文内容不代表eo立场）

参考资料（上下滑动查看）

M. Dupuy(2020). “能源革命”与电力行业改革:从国际对比视角看中国南方电网面临的挑战. https://www.raponline.org/knowledge-center/energy-revolution-power-sector-reform-insights-challenges-china-southern-grid-region-from-comparative-international-perspective_cn/  

M. Dupuy(2019). 对《关于进一步推进电力现货市场建设试点工作的意见（征求意见稿）》的建议.  https://www.raponline.org/knowledge-center/comments-on-national-energy-administrations-advancing-electricity-spot-market-implementation-cn/

Hurlbut, D., Zhou, E., Porter, K., & Arent, D. (2015). ‘Renewables-friendly’ grid development strategies: Experience in the United States, potential lessons for China. (NREL/TP-6A20-64940). National Renewable Energy Laboratory. https://www.nrel.gov/docs/fy16osti/64940.pdf . (中文版https://www.nrel.gov/docs/fy16osti/66729.pdf ).

Federal Energy Regulatory Commission (FERC). (2015). Energy primer: A handbook of energy market basics. https://www.ferc.gov/market- oversight/guide/energy-primer.pdf