备受关注的《西北电网备用容量监管办法（试行）》（以下简称《办法》）于今年6月由西北电监局正式发布。这是我国区域电网中第一个针对如何系统科学安排备用容量的监管办法。
西北电监局早在2007年初就开始关注电网备用容量偏高的问题，并连续六年在西北区域电力监管报告中披露相关信息。
“西北电力系统水火比接近1：2，流域来水季节性强，火电机组长期处于低负荷状态。此外，大规模风电接入和外送情况下，各级调度机构以电网安全为由，过大预留系统旋转备用，有的预留容量达标准预留量的4倍以上，有的发电企业为了完成电量计划勉强维持开机数量，而导致旋转备用过度富余，如何确定系统需配置的备用容量以保证电网电力平衡，科学安排系统运行方式更显得重要。”西北电监局输电处人士对《中国能源报》记者说。
旋转备用是指运行正常的发电机维持额定转速，随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以利用且不受网络限制的剩余发电有功出力，用以满足负荷波动、负荷预测偏差、设备的意外停运等所需的额外有功出力。
数据显示，2011年我国风电弃风损失比例超过12%，风电企业因为限电弃风损失达50亿元以上，占风电行业盈利水平的50%。2011年风电设备利用小时1903小时，同比减少144小时，减少比例7%，参与电网调峰和被限电弃风是重要原因。
“电力稳定运行的主要条件是电源的供给特性与负荷特性吻合，即电源供给的电量等于负荷需求的电量，电源供给的最高负荷等于负荷需求的最大值。对于一个电力系统而言，如果新增风力发电机组，为保障系统稳定，必须增加一个辅助并稳定连续出力特性的机组与它联合运行，才能保持任何时刻电力平衡和昼夜电量的平衡。而迄今为止并没有这样的机制来保障电力电量的平衡。”一位资深电力专家告诉本报记者，“而现实的情况就是只好吃掉电网原有的备用容量。”
根据国家电监会发布的《2011年度发电机组并网运行监管报告》，蒙西地区风电装机容量大，为保证可再生能源全额收购和供电可靠性，电网备用安排较大，日均旋转备用300万千瓦，占全网日均负荷25%左右，机组负荷率较低。全国省级电网月度平均旋转备用率最大为青海（17.69%），同样是新能源集中接入的地区。（见图一）
再以宁夏为例，根据西北电监局提供的数据，2011年，宁夏电网并网风电新增653.4兆瓦，总容量达到1420兆瓦，装机占比达到7.72%；并网光伏发电新增401兆瓦，总容量达到491.33兆瓦，装机占比达到2.68%。2011年四季度，是宁夏电网风电接入较集中的时期，有约50万千瓦的风电机组并入电网。由于风电的反调峰特性，需要系统提供相应的备用容量来应对低谷时段风电机组出力波动，加之冬季供暖期间较大的开机方式、百万大机组故障及宁东直流调峰所增加的备用容量，造成宁夏电网2011年度第四季度有功旋转备用容量较前三个季度有所增加。
“目前的备用容量分为检修备用、事故备用和负荷备用，总量在16%-20%左右，当备用率下降至红线之后，电网就不可能再让风电发电。除此以外，各电网因结构和地理自然环境不同，有诸多不可调整因素，例如供热机组受热电的限制，运行方式比较固定；火电比重大的电网，火电调峰深度较大；水电在机组中冬季来水偏枯时，出力特性变差等。甚至可以说在一个系统中当风电的规模将备用率吃得低于规程规定时，限电、弃风是必然的。”上述电力专家对本报记者说。
远未到位的辅助服务
“《西北电网备用容量监管办法（试行）》从今年6月发布至今已实行了一段时间，情况还不错，还在探索之中。由于今年第三季度黄河上游水电大发，西北电网月度平均旋转备用率在22%左右。第四季度宁夏等地区将面临风电集中接入的情况，接下来，我们对各省就《办法》执行情况进行检查。”上述西北电监局人士对本报记者介绍说。
《办法》规定，西北电网旋转备用原则不低于全网最大发电负荷的5%；不低于全网最大单个发电机组的额定容量；不低于同一区域集中接入的风电场群或光伏发电站的最大上网发电功率；不低于同一直流通道受电时双极闭锁所减少的受电功率；不低于通过单一送出线路（含同塔双回线）接入的发电厂（群）的最大上网功率，并取上述情况中最大值作为备用旋转容量配置的最小要求。
《办法》还明确指出，全网旋转备用容量不得超过对应最大发电负荷（最大发电负荷=最大用电负荷+外送电负荷-受电负荷）的10%。因风电、光伏发电或直流受电等因素需要增加旋转备用容量时，应提前向西北电监局备案。应急备用一般按全网最大发电负荷的2%-5%安排。
“发电企业对《办法》提出了不少建议，由于电网故障对西北区域直流联网电网冲击较大，10%的全网旋转备用容量这一上限似乎太严格。同时，不少发电企业还建议相关部门科学合理测算出机组提高负荷率、启停等详细的费用。”上述西北电监局人士对本报记者说，“另外，区域外送电占用区域内机组备用容量，是否给予区域内机组一定补偿，也是《办法》出台后争论的焦点之一。”
“为保证新能源上网和电网稳定运行，电网备用安排的部分大都纳入到‘两个细则’（国家电监会发布的《并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》）中，但‘两个细则’实行的是考核制度，即用惩罚违规企业的罚款去补贴提供辅助服务的机组，补偿能力十分有限。”国家电监会人士对本报记者说。
的确如此，《并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》中明确表示：“按照补偿成本和合理收益的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务的考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊；将相关考核费用按贡献量大小对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿。”
“这种补偿好比把钱从左口袋掏到右口袋。”上述电监会人士对本报记者说。
根据西北电监局发布的《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》（经修订后于2012年1月1日起实施），初期只对水电机组提供的紧急开机、旋转备用及火电机组停机备用进行补偿，同时，对担任系统备用的水电厂，按月调峰损失电量率进行补偿，对因水电大发造成火电机组减出力运行或停机备用的，由该水电厂进行补偿。
记者了解到，同样是新能源集中接入的东北地区，东北电监局发布的《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》规定，发电厂按照电力调度指令提供的旋转备用容量按每小时每万千瓦200元补偿，旋转备用容量按电厂计量，按照发电厂运行机组的最大可调容量与尖峰时段实际出力值的差值统计，机组旋转备用数据通过电量采集系统或调度自动化SCADA系统确定，尖峰时段由电力调度机构根据各省（区）的负荷特性确定。
“辅助服务的资金来源过于单一，抽水蓄能等其他调峰方式都未纳入‘两个细则’的补偿考核对象中，因为费用实在是太高了。”上述电监会人士对本报记者坦言。
根据《2011年度发电机组并网运行监管报告》，去年全国“两个细则”总考核费用为9.42亿元，总补偿费用21.45 亿元。各区域补偿力度差别较大，西北区域的青海省考核补偿费用占同期电费比例全国最低。（见图二）部分地区“两个细则”覆盖项目不全、辅助服务补偿力度、未按规定将新能源、自备电厂等纳入考核和补偿范畴、发电企业不能平等参加“两个细则”是亟待解决的问题。
“下一步，我们将把《办法》和‘两个细则’结合起来，把《办法》中关于备用容量的规定纳入到‘两个细则’中考核，但是，实行起来难度太大了。”上述西北电监局人士对本报记者说。
基础管理工作先行
“应该由风电投资者本身想办法补充功率和电量缺额的那一块，补充上了，电网没有理由不愿意让风电上网；或者是形成一种机制，由电网统一办理补充的电源，但这块资金得由风电业主出，资金的用途用法要公开公布透明运作；除此之外，将超过负荷曲线一定限额的部分电力合理丢弃，但是这种措施在低速风停机时要补充功率还得另想办法。”上述电力专家对本报记者说。
“可以通过加强风功率预测、光功率预测装置来弥补系统备用容量的问题。”青海一大型光伏电站工作人员接受本报记者采访时说，“很简单，如果风、光功率预测准确性提高，那么系统备用容量就可以相应降低，因调度部门可控了。”
“的确如此。首先是加强基本统计工作，运行工作应由经授权的行业归口统计信息部门负责，各风电业主必须予以配合，按时报送相应数据，并将之作为市场准入的条件。其次是特性的分析，这项工作最初几年要年年进行，因为风是随机的，需要一定的累计才能摸清风速、风向、风强、一年8760小时的相互关系等规律。”上述电力专家进一步建议，“风电企业的财务数据应该公开，风电信息的发布应当是国家授权，各行业协会公布的数据应当以政府发布为依据，像目前这种同一个风电行业，出现不同数据的情况是混淆视听，亟应规范。”
记者在11月15日开幕的北京风能大会上看到，由丹麦气候能源建筑部副国务秘书贝墨通出示的丹麦某风电场风电功率预测图显示，前一天预测的风电功率负荷曲线和实际运行的曲线所差无几。
对此，国家能源局在今年初发布的《风电功率预报与电网协调运行实施细则（试行）》已明确规定，要建立以风电功率预测为基础的电网调度与风电协调运行机制，总装机容量达4万千瓦以上的风电企业，应具备风电功率预测功能，风电场应具备有功功率调节能力。
“这些都是最基础的工作，在目前旋转备用还是计划安排调度下，《办法》难以从源头上解决问题，应该从电价上体现‘吃掉’的备用容量，并从用户侧来疏导。”上述电监会人士说到。
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西北电网备用容量监管办法（试行）摘编
西北电网备用容量由网内所有统调发电厂共同承担，按照“统一调度、分省配置、集中监控、全网共享”的原则进行安排。本办法适用于西北网调及陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆省（区）调度中心。
运行备用分为旋转备用容量和应急备用容量两类，应按规定分别进行配置。
旋转备用是指运行正常的发电机维持额定转速，随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以利用且不受网络限制的剩余发电有功出力，用以满足负荷波动、负荷预测偏差、设备的意外停运等所需的额外有功出力。
应急备用是指在短时间内可以启动并网的发电备用容量和负荷控制容量。发电备用容量应在10分钟内能够全部调出、满足电网稳定限额约束，且至少能持续2小时及以上;负荷控制容量应在10分钟内通过负荷控制手段限制到位。
西北电网旋转备用容量应按以下原则配置：不低于全网最大发电负荷的5%；不低于全网最大单个发电机组的额定容量；不低于同一区域集中接入的风电场群（地理位置相对集中、风资源特征相近、发电同时率高、上网点电气距离较近的风电场群）的最大上网发电功率；不低于同一区域集中接入的光伏发电站群（地理位置相对集中、太阳能资源特征相近、发电同时率高、上网点电气距离较近的光伏发电站群）的最大上网发电功率；不低于同一直流通道受电时双极闭锁所减少的受电功率；不低于通过单一送出线路（含同塔双回线）接入的发电厂（群）的最大上网功率。
以上六种情况不叠加计算，取其中最大值作为备用旋转容量配置的最小要求。
为优化系统运行方式、降低运行成本，原则上全网及各省（区）旋转备用容量不得超过对应最大发电负荷的10%。因风电、光伏发电或直流受电等因素需要增加旋转备用容量时，应提前向西北电监局备案。
正常情况下，最小旋转备用配置容量按各省（区）电网最大发电负荷等比例分配各省（区）承担的旋转备用容量。
A省（区）承担的旋转备用容量=（全网应配置的旋转备用容量÷全网最大发电负荷）×A省（区）电网最大发电负荷
在电网结构对备用有特殊要求、安排多重检修需要调整备用容量分布或发生较大电网事故等情况下，由西北网调根据实际需要确定各省（区）电网应承担的备用容量数额（或分配比例）。
最大发电负荷=最大用电负荷+外送电负荷-受电负荷，在实际计算时，可通过用电负荷曲线、外送电负荷曲线和受电负荷曲线三者拟合，形成等效发电负荷曲线，从而得出最大发电负荷。计算各省(区)最大发电负荷时，外送（或受入）电力按各省（区）计划外送（受入）电力曲线计算。
在电网正常接线方式下，旋转备用容量按省（区）界分区预留。同一省（区）内西北网调直调机组与省调直调机组同比例参与该省(区)旋转备用容量预留。
旋转备用容量应合理分布，满足电网稳定限额约束，可以随时调出使用。为充分发挥全网互济优势，当某省（区）旋转备用容量不足时，可以向西北网调申请进行省际联络线支援。支援申请一般在前一日12:00前由相关省(区)调书面提出，并得到西北网调的书面确认。
在实时运行中，因电网事故或机组跳闸造成旋转备用容量不足时，应尽快采取有效措施，在最大发电负荷到来一小时之前恢复旋转备用容量。可以采取的措施有：第一，启用应急备用容量。包括在10分钟内能够全部调出、满足电网稳定限额约束，且至少能持续2小时及以上的发电备用容量，以及在10分钟内能够控制到位的负荷控制容量；第二，向西北网调申请进行省际联络线支援，但需得到当值调度员的录音电话确认，并在调度日志中记录在案。
为发挥大电网互济调节优势，应急备用由西北网调统一安排，统一调度使用。应急备用一般按全网最大发电负荷的2-5%安排。在不考虑联络线支援的前提出下，若各省（区）旋转备用容量满足要求，则对应急备用容量不作强制要求，各省（区）调可根据具体情况安排。
发电机组因设备缺陷、缺煤、煤质差等原因无法达到额定出力的受阻容量；因电网输送阻塞，引起的发电出力受阻；因水量不足、水位偏低、水工设施检修、设备缺陷引起的水电机组无法达到额定出力的受阻容量；风电、光伏发电容量在备用容量统计计算中予以扣除。
考虑到西北电网水电装机比例较大，且主要集中在青海，而黄河来水量总体偏小的实际情况，为真实反映西北电网备用水平，在旋转备用统计时，对处于备用状态的水电机组作如下处理：第一，在日计划中，明确需要开启的水电机组容量，作为旋转备用容量进行统计；第二，在日计划中，没有安排开机但处于完好状态的水电机组容量，不作为旋转备用容量统计，按应急备用容量统计。
