近年來我國新能源建設突飛猛進，單純依靠傳統火電調峰壓力大，難以應對新能源發電的間歇性與波動性，導致消納形勢嚴峻，亟需開拓思路、創新解決消納新能源的困難。近年來，電能替代日益被重視，成為能源消費側革命的重要推動力。通過電能替代，短期內能夠擴大負荷體量、提高響應負荷占比，對于解決新能源消納問題具有重要意義。隨著政策支持、技術進步與機制完善，當前電能替代促進清潔能源消納的條件越來越充分。

一、電能替代促進新能源消納的重要意義與作用機理

電能替代是在終端能源消費環節，推廣使用電能替代散燒煤、燃油等，如電采暖、地能熱泵、工業電鍋爐（窯爐）、農業電排灌、電動汽車、靠港船舶使用岸電、機場橋載設備、電蓄能調峰等。國家要求，到2020年電能占終端能源消費比重應達到約27%。根據國家電網公司預測，到2050年，電能在終端能源消費中的比重會超過50%。

加快實施電能替代，可以顯著提升基礎負荷資源與靈活負荷資源的數量與規模，提高負荷調節的有效性與靈活性。其中，基礎負荷資源，是通過電能對其他一次能源的廣泛替代，從總量的維度增加了整個電力系統電力與電量規模；靈活負荷資源，主要是基于各類市場交易機制和價格信號而靈活調整的負荷，適合參與電網的調頻與調峰工作，如對電價敏感的工商業負荷，蓄冷蓄熱、電熱泵、電儲能（含電動汽車）等。靈活負荷資源可分為基于分時價格與基于經濟激勵的負荷資源，普遍具有通斷可以被靈活控制，啟停較為可控，以及功率變化靈活、慣性小、調節范圍廣兩個特性。

總的來說，推廣電能替代，從宏觀層面來看，增加基礎負荷體量，拓展基礎消納能力；從微觀層面看，增加靈活負荷規模，充分挖掘靈活負荷資源潛力，利用市場交易機制和電價機制提高負荷資源消納新能源的積極性、靈活性。


增強負荷響應技術和機制方面相對復雜。靈活負荷資源響應能夠改變自身用電行為，通過“擬合曲線”，達到與供給側資源相同的效果。在實時電價機制下，基于分時價格響應，靈活負荷調整能夠處理2小時內新能源發電波動；對于基于經濟激勵的負荷資源，在系統完善激勵補償機制、先進電能計量技術、通訊系統技術、自動控制設施等“軟硬件”后，能夠通過直接負荷控制、緊急需求響應、輔助服務市場等，適應1分鐘至5～10分鐘、2小時內新能源發電波動對靈活性的需求。

各國針對以電能替代為核心促進新能源消納的應用積累了豐富經驗。通過電能替代擴大基礎負荷資源規模方面，美國、日本、歐盟等成熟國家和地區，主要通過宏觀層面國家經濟補貼、技術研發與推廣等扶持政策，微觀層面電力企業營銷引導、改善服務品質等共同發力推進。通過電能替代促進靈活負荷資源有序響應方面，各國政府是為擴大靈活負荷資源創造實施條件的主要力量，通過構建組織管理保障體系、激勵機制，確保靈活負荷高質量有序響應。

二、目前電能替代促進清潔能源消納面臨的困難

西北地區是國家新能源重點規劃和發展區域，棄風棄光矛盾最為尖銳，主要問題體現在統調負荷容量遠小于電源總裝機容量，絕對消納能力不足；電源裝機增速高于負荷增速，遏制了負荷消納能力提升；自備電廠問題突出，負荷固定，不參與調峰，擠占了新能源消納空間。

（一）擴大基礎負荷資源規模存在的問題

近年來，國內外油氣價格處于低位，導致電能在終端能源市場中競爭力不強。此外，各地區電能替代的補貼政策較少、環保政策執行不嚴，導致企業實施電能替代意愿不強。

一是各地區優惠政策配套不足，制約了電能替代推廣力度。例如，2016～2017年間，青海、陜西、新疆發布的推進電能替代相關政策，僅明確了重點技術、重點領域，未配套發布具體優惠財稅、補貼政策等。

二是未充分利用電價優勢，電能替代項目運行成本高。從2018年直接交易成交電價（較燃煤標桿上網電價降幅）來看，新疆、青海、陜西、甘肅降幅分別為84、52、44、32元/千千瓦時，與其他省份相比較為可觀。但是受售電公司準入不足、用戶放開選擇權門檻相對較高等因素影響，電能替代項目開展直接交易規模不高。


三是配電網建設薄弱，滿足電能替代需要的配套投資壓力大。為了推進電能替代工作，2018～2020年陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆配套電網投資需分別達到147、54、43、32及240億元。

（二）促進靈活負荷資源響應存在的問題

一是靈活負荷響應市場基礎相對薄弱。2018年，陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆五省直接交易電量占全社會用電量比例不高，售電公司數量偏少。從市場意識、市場空間等要素來看，實施條件較為薄弱。

二是價格及補償機制起步較晚，部分省份峰谷價差水平不夠高，對用戶激勵不足。可中斷電價探索較少，各地普遍在2018年之后才完善工商業峰谷電價。例如，陜西、甘肅的峰谷電價比，大工業用戶分別約為3.7、1.5，一般工商業分別約為2.7、2.9，導致靈活資源主動參與系統調節的意愿不高。

三、利用電能替代促進新能源消納的運作機制

（一）近期以電能替代擴大基礎負荷資源規模的運作機制

1.通過行政手段擴大電能替代重點措施

制定具有針對性的電能替代價格優惠機制。電能替代項目減免城市公用事業附加費，并可享受一定折扣電價。對分散電采暖、電鍋爐、電窯爐、熱泵等重點項目實施資金支持。

推進重點地區、重點領域電能替代項目。利用供給側結構性改革的機遇，因地制宜，針對用熱量較大的化學化工、電子制造、有色金屬行業推廣蓄熱式工業電鍋爐、電蓄冷空調；針對水泥、陶瓷行業推廣電熱隧道窯、中頻爐等電窯爐技術；加強機場、公共交通領域車輛“油改電”。

強化環境監管力度，完善相關能效和設備標準。地方政府主導逐步建立工業企業能效等級標準、工業企業排放等級標準和用能設備質量管理標準，對于未達標或未完成的企業采取懲罰性措施，以成本約束的方式敦促其推進電能替代。

2.通過市場機制降低電能替代項目運行成本

以中長期交易、月度競價交易、低谷時段棄風棄光電量的準現貨交易為主要方式，按照雙邊協商、掛牌、集中競價等市場方式確定購售電價。根據售電側放開的進度，由電網企業或售電公司打包代理參與直接交易。需對政府部門、電網企業確認的電能替代項目實現“零門檻準入”。

（二）近期提高靈活負荷資源響應能力的運作機制

1.靈活負荷資源與新能源發電定向交易

靈活負荷資源參與新能源發電中長期交易機制：清潔能源可與電力用戶直接、或打捆開展月度、周度等交易。按照歷史運行、預測出力情況，對不同發電類型設置不同出力曲線，作為交易標的，電力用戶按照自身負荷可控情況選擇不同曲線產品，與發電側開展帶曲線的中長期交易。交易中心疊加計劃曲線，按月對用戶實際用電曲線進行偏差計量并實施考核。靈活負荷資源參與省內新能源棄電時段交易：以月度為周期，制定下發新能源最大發電出力曲線。確定新能源在滿足發電曲線考核約束的同時，實現最大發電收益的需求、用戶低成本用電需求，及確定有意參加交易的市場主體名單。調度、新能源發電企業確定棄電時段，并計算棄電電量作為交易標的，在交易中心掛牌電量和電價，由用戶根據實際生產經營情況摘牌，也可通過雙邊協商方式達成。

2.新能源電力綠色證書交易

可實行綠色證書自愿認購機制。蘋果公司、寶潔公司等企業為實現其產品在中國全產業鏈零排放，主動認購新能源的需求較大。可按照標桿電價或與新能源發電企業協商等方式，直接購買新能源。非水可再生能源配額制配額總量目標設置及分配方面，以國家可再生能源發展的總量目標為依據，按種類、分區域制定具體的發展目標，保持逐年穩定的增長。要求發電企業提供的電量中必須有規定的數量來自于可再生能源發電。配額制初期，主要開展物理量的電能交易。在考核期滿時，對責任主體的配額完成情況進行考核。考核監督、監理處罰機制方面，初期應該制定一個較高的懲罰標準，未來逐步降低標準。

3.靈活負荷資源參與輔助服務交易

電力市場輔助服務設計中加入靈活負荷響應設計，包括蓄熱、電鍋爐、自備電廠、儲能等直接控制用戶，以及售電公司或負荷集中控制機構（如車聯網平臺）打捆聚合的負荷等。要求交易主體，原則上調控能力在1MW以上。以日前、日內交易為主，以調節成本最小為原則，按照價格從低到高對資源進行調用。達成交易后提前1~2小時通知用戶，按照交易結果調度靈活負荷資源，并根據輔助服務市場規則進行結算。可考慮將可中斷/削減負荷的購買費用納入發電企業輔助服務的考核基金，由發電企業來承擔相關費用。

4.電網側儲能虛擬電廠交易

根據測算，對于建設成本200萬元/MWh的常規電網側儲能項目，度電峰谷價拉大到0.9元后，內部收益率可提升至6%。當前現行峰谷電價水平下，新增電網側儲能項目難有投資吸引力。

根據仿真結果，對于13MW的風電場，打捆4166輛電動汽車，采用虛擬電廠比單純風電場的發電盈利高出20%。具體實施過程中，可打捆風電場與電動汽車、或利用車聯網平臺聚合電動汽車組成虛擬電廠，基于次日風電出力、各時段電動汽車可用容量情況，作為單一市場主體參與日前交易；同時，動態優化決策參與日內實時市場，為了彌補對電動汽車電池損耗、折抵租賃費，對電動汽車無償充電。車聯網平臺作為負荷聚合商，結合平臺設備數據分析，基于價格機制和設備產權方用戶簽約，調控平臺集合的電動汽車充電樁、分布式儲能等可控負荷參與響應。

5.分布式微網園區綜合能源響應

涵蓋熱電聯產、電鍋爐等多能源站的分布式微網，通過協調運行可以充分利用多能源優勢互補的特性，能夠顯著提高系統靈活性，提高風、光電消納率，有效降低配電網網損及區域能源站運行費用約15%。通過設計合理的利益共享機制，分布式微網可由售電公司或電網公司代理，通過加裝相應監測、自動控制系統，將園區供電、供熱整體作為單一市場主體，參與靈活負荷資源的各類市場化交易。

6.可中斷電價優化

可中斷負荷要適應隨機性強、高頻、短時的切負荷需求，積極開拓中小用戶市場。為增強實施效果，原則上負荷削減最小規模不低于1MW，可由售電公司聚合放開選擇權的用戶來實現，并提前確定可中斷負荷執行次序、補償水平等。在明確因消納能力不足、導致新能源出力即將跌落達到某一閾值（如2%~5%）時，按照提前確定的通知時間，以最小切負荷為原則，要求用戶按照協議范圍內的時間和規模中斷負荷。與傳統切負荷相比，可中斷切負荷給用戶帶來的損失更大，因此需多途徑解決可中斷電價資金來源。除了通過傳統高可靠性電價收益補償、籌集資金補償等方式外，可按照“誰受益誰補償”的原則，探索切負荷時段并網新能源出讓部分收益彌補用戶損失的方法。

7.峰谷分時電價優化

強化峰谷分時電價削峰填谷功能，擴大風電大發時段的基礎負荷消納能力。各省應因地制宜，依據新能源出力曲線特點與峰谷電價補償資金規模，調整峰谷價差和時段，實現對負荷的精細化引導，將更多的高峰時段負荷吸引到風電大發時段。對于能夠妥善解決補償資源來源的省份，可適度拉大峰谷價差。對于峰谷電價補償，可通過行政手段，把電網企業的損失納入靈活負荷資源響應資金進行補償；或是探索通過市場手段疏解矛盾，在低谷時段針對新能源實行競價上網、最高限價，對用戶實行價格聯動，保障電網企業輸配電費收入的同時，實現新能源發電和用戶的合理利益分配與補償。

四、結論及建議

從國外研究及實踐經驗來看，電力比價優勢、環保政策約束、技術經濟可行性等因素決定了電能替代空間。靈活負荷資源響應對技術、體制機制要求較復雜，需系統制定基于市場信號的負荷響應機制。應積極發揮市場機制降低電能替代項目運行成本的積極作用，促進電能替代項目推廣。近期著重采用“行政+市場”的方式激發需求側資源靈活性，通過構建交易機制、優化電價機制等措施，使得各類負荷資源促進新能源消納，未來隨著現貨市場、信息技術等完善發揮實時電價作用。對于新能源消納矛盾突出的西北等地區，采用“電能替代+跨區跨省”消納雙管齊下，如單憑區域內電能替代增量負荷無法有效扭轉新能源消納矛盾，跨區跨省負荷消納是短期內的根本有效手段。

為了高質量推進電能替代項目、靈活負荷資源促進新能源消納，建議做好以下幾方面工作：

一是加快售電公司準入頻次、符合條件用戶選擇權放開，優化需求側資源應用市場條件。發揮售電公司精準營銷、創新服務潛力，促進高效聚合電能替代項目、靈活負荷資源參與各類市場交易，降低電能替代項目運行成本、激發靈活負荷響應能力。

二是完善新能源與負荷資源的交易品種、交易機制等，創造良好、寬松市場環境。設立低谷時段棄風棄光電量與電能替代項目定向交易、需求側資源與新能源發電專場交易、需求側資源參與輔助服務交易等品種，在偏差電量考核等方面制定寬松、有針對性扶持措施。

三是優化峰谷分時電價、可中斷電價，增強對負荷主動消納新能源的引導能力和吸引力。優化可中斷電價執行范圍，明確中斷的前提、提前通知時間、負荷中斷持續時間、可中斷補償等，優化峰谷分時電價優化執行范圍、峰谷價差及執行時段、峰谷電價補償機制，通過納入需求側管理基金、受益方出讓部分收益等方式，多途徑籌集補償資金來源。

四是加強行政干預能力，推動電能替代項目實施。配套出臺優惠價格、市場準入機制等，科學擴大電能替代規模。統籌收取專項基金、環保處罰資金、未替代落后產能企業分攤等政策實施，多途徑籌集支持資金，鼓勵電能替代。強化環境監管力度，完善相關能效和設備標準。地方政府主導逐步建立工業企業能效等級標準、工業企業排放等級標準和用能設備質量管理標準。

五是構建需求側資源促進新能源消納保障機制，動態診斷識別、優化實施薄弱環節。構建需求側資源促進新能源消納效果科學評估方法，明確各類需求側資源通過各類機制消納新能源水平，診斷分析薄弱環節，對于資源不足、機制缺陷進行改進，實現動態、閉環、持續優化提升需求側資源促進新能源消納能力。