绿色调度：在电力体制改革中落地

绿色调度：在电力体制改革中落地

2015年9月25日，《中美元首气候变化联合声明》在美国首都华盛顿发布。我国表示将把推动绿色电力调度作为推进气候变化国内行动中的一项重要举措。那么，什么是绿色电力调度？其与现行的调度方式有什么不同？推进绿色调度有哪些困难和障碍？如何在电力体制改革的方案设计中落实绿色电力调度？本文将对这些问题做简要分析。

绿色电力调度即节能调度。早在2007年8月，国家发展改革委会同环保总局、原电监会、能源办就联合发文，要求在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。

机组发电排序的序位表是节能发电调度的主要依据。各类发电机组序位如下：1）无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组；2）有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组；3）核能发电机组；4）按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组；5）天然气、煤气化发电机组；6）其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组；7）燃油发电机组。同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序。机组运行能耗水平先依照设备制造厂商提供的机组能耗参数排序，逐步过渡到按照实测数值排序。污染物排放水平应以省级环保部门最新测定的数值为准。

2007年，全国选定广东、贵州、江苏、河南、四川5省先行开展节能发电调度试点。其中，南方电网公司2010年底全面启动节能调度，并实施了跨省实时交易实现清洁与高能耗能源互补的实时节能优化策略，成效显著。据测算，2007-2010年，通过节能发电调度南方电网累计共减少标煤消耗698万吨、减排二氧化碳1535万吨、减排二氧化硫13.4万吨。国家电网公司系统的试点工作也取得成效。据测算，通过组织节能发电调度，2011年江苏、河南、四川电网累计节约标煤420.7万吨，减少二氧化硫排放12.09万吨。节能调度显著提高了水能利用率：2011年国家电网节水增发电量159亿千瓦时，水能利用提高率8.4%。

那么，政策有没有贯彻到位？基于以下三点观察，答案是否定的。

第一，试点省份推进时遇到困难，或者执行时打了折扣。例如，2014年云南电网火电年利用小时数仅为2749，远低于全国平均水平，而水电高达4345。这固然可以看成是落实节能调度的成效，但在缺乏深度利益补偿机制的情况下，继续实施的前景并不乐观。另据国家能源局发布的《华中华东区域节能减排发电调度专项监管报告》披露，江苏、河南、四川三个节能调度试点省份一直未配套出台相应经济补偿办法，又缺乏相应的市场机制，调度引起的利益调整得不到有效补偿。试点后不久，江苏、河南两省即以差别电量计划和发电权交易的形式实施节能发电调度，四川省也在试点四年后重新回到政府下达指令性计划方式，节能减排效果大打折扣。四川省节能发电调度政策调整后，火电机组按照发电量计划进度一致的原则调度，丰水期火电机组未真正实现最小开机方式运行，挤占了水电消纳空间，2014年丰水期由此增加弃水损失电量10.5亿千瓦时。

第二，未试点省份节能发电调度推广难。由于市场化机制未建立，政府主导的生产计划和电价机制依然主导着电力运行，发电企业必然要争取最大的利用小时数来保证其经济利益。尽管国家出台了机组有偿调峰利益补偿办法，但这一办法离辅助服务市场化的收益相距甚远，因此利用小时数依然是发电企业的核心利益。在此背景下，就不难理解当前“三公”调度模式在绝大部分省份的实施效果还是煤电机组等利用小时调度。即便不是完全相等，不同能效煤电机组的利用小时差异也是微乎其微。

第三，近来年越发严重的弃风、弃光、弃水现象也从另一个侧面印证了节能调度执行不力。

电力体制改革9号文件拉响了新一轮电力市场化的号角，而《中美元首气候变化联合声明》的高规格强调则为切实落实节能电力调度定下基调。那么，如何在电力体制改革进程中真正贯彻绿色调度？

首先，要认识到电力系统灵活性与保障可再生能源并网的关系。电力系统必须实时安全、可靠、稳定运行，而风电、太阳能等可再生能源具有很强的间歇出力特征。因此，为了保证可再生能源的高效并网，电力系统必须具有充分的系统灵活性，使得可再生能源有出力时可全额接入，无出力时其它电源能及时补充。因此，落实节能调度要从规划入手，统筹好电力需求与供应的关系，电源与电网的关系，可再生电源与传统电源、灵活资源的比例关系等。

其次，要统筹好电力市场的经济效率原则与节能调度的低碳环保理念的关系。毋容置疑，节能调度所倡导的低碳环保、能效优先是大势所趋。而电力市场则是通过市场主体在规则约束下的自由交易促进资源配置效率提高。但在当前煤电成本要明显低于可再生电力成本的情况下，煤电无论是在合约市场还是现货市场上，都处于优势地位。此时要想体现可再生能源优先，一是推行可再生能源配额制，制定各省电力消费中可再生电力的市场消纳比例，并尽快出台相应措施；二是逐步实现发电外部成本的内部化，给可再生能源公平的竞争环境。可在污染物排污税逐步与边际社会损害接轨的前提下，建立碳交易市场，逐步发现合理的碳价格。

三是要处理好电力市场整体机制设计与落实节能调度的关系。落实节能调度，要统筹考虑电力市场框架与规则设计问题，特别是电力市场结构和电价机制。例如，如果让可再生能源参与市场交易，由于长期预测的难度，往往只能参与日前市场交易，如果只有合约市场，没有日前市场，可再生参与市场的能力会大大受限。另外，市场关闸时间的长短影响也很大。临近实时调度的间隔越短，可再生能源的预测精度越高。市场价格机制的影响更为深远。仅采用能量市场，还是能量价格加上容量价格机制，对常规与可再生电源的竞争力影响很大。若能实现电量电价回收发电的短期变动成本，而容量电价回收发电投资的长期资本成本，那么电力市场报价须以短期边际成本为准。可再生的短期变动成本近似为零，而煤电则有较高的燃料成本，容量回收机制也可很大程度上弱化煤电对发电小时的重视。再者，建立辅助服务市场势在必行。无论是用户还是电源，都应该根据其对辅助服务的提供与使用得到回报或付费，这一模式可成为煤电等常规机组获取市场收益的重要渠道，当前体制环境下的煤电利用小时数竞争将不再是主要矛盾。因此，恰当的市场机制设计才能解决好利益协调问题。

调度规则的改变看似只是末端操作层面的改变，实则已触动了发电企业的核心利益，牵一发而动全身。改革唯有系统设计、整体推进，才有可能取得实质性的突破。