第 1 章 绪 论
1.1 课题背景及研究的目的和意义
能源是人类社会生存和发展的重要物质基础，经济和社会的持续发展离不开安全可靠的能源供应体系，也离不开高效、清洁、经济的能源利用[1-7]。近年来，能源安全和气候变化问题对人类经济社会发展带来了严峻挑战，因此，人类需要在能源问题上寻找到一条新的出路，减少污染排放，实现可持续发展[8-9]。2015 年 12 月，对于日趋严峻的气候失常现象，第二十一届联合国气候变化大会期间形成了在世界范围内“有目标和约束力度”的协议。中国政府向联合国提交了《强化应对气候变化行动》，此项行动方案明确了 2020 年及 2030 年的预期调整目标，即非化石能源在 2020 年达到占一次能源消费总额的 15%，在 2030年达到一次能源消费总额的 20%；二氧化碳排放比于 2020 年较 2005 年数值下浮 40%至 45%，2030 年较 2005 年数值下浮 60%至 65%。2015 年底，冀北电网新能源装机容量 10521MW，占统调装机容量的比例超过 46.2%，新能源装机占比在全国省级电网系统位居前列，其装机主要集中在河北省西北部的张家口市。张家口市地处“三北”交汇处，被列为“一带一路”中蒙俄经济走廊重要节点城市，也作为京津冀地区重要的生态涵养区和国家规划的新能源基地之一。随着《张家口市可再生能源示范区发展规划》正式获得国家批准，张家口利用独特的地理优势和战略优势，着手开展可再生能源应用的综合示范，一方面为冀北电网继续保持新能源领域的引领地位提供了良好机遇，另一方面也因新能源装机规模与全网负荷相当，对电网运行控制带来前所未有的挑战。新能源装机占比大幅提升，预计 2020 年仅张家口市的可再生能源装机规模将达到 2000 万千瓦，需进一步提升风电并网发电运行控制技术[10-13]和完善跨省交易机制、辅助服务模式及风电上网电价机制，促进张家口和冀北地区风电在更大范围的市场消纳。因此，大规模风电接入和相应配套的消纳政策将对电网的经济运行产生重大的影响[14-20]，有必要分析风电接入对电网运行经济性的影响。
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1.2 国内外风力发电发展趋势
据《全球风电统计数据 2015》显示，全球风电产业 2015年新增装机 63.0GW，实现了 22%的年度市场增长率，年新增装机首次超过 6000 万千瓦大关。经统计计算，全球范围风电装机容量增长迅速，至 2015 年底累计年均增长率为 17%，总装机容量达 432419MW，首次超过核能发电。目前，全球风力发电呈现出以下主要发展趋势：凭借着技术优势与政策导向优势，欧洲与美洲是全球风电发展最早的地区。尤其是欧洲，自上世纪 90 年代起便开始大力发展风电。同时，随着亚洲新兴市场国家风电的发展及各国对清洁能源重视程度的提高，近几年来，世界风电的发展中心已经从欧美转向以中国、印度、日本为首的亚洲地区。其中，中国作为世界风电发展的主要力量，在近几年内实现了爆发式的增长。从单个市场来看，2015 年，中国风电新增装机 30.5GW，累计装机容量 129GW，位居全球风电市场首位；亚洲、欧洲和北美地区分别以累计装机容量 175.6GW、147.8GW和 88.7GW 位居全球风电市场前三位，其中亚洲地区已经超过欧洲跃居全球累计装机容量第一位。随着风电技术的进步与成熟，风电的发电成本将逐渐降低。在未来，亚洲、北美及欧洲等主要风电市场将成为推动全球风电发展的主要力量。在各国鼓励政策及清洁能源需求增长的推动下，全球风电市场将持续增长[21-27]。据预测，从 2016 年至 2020 年，全球新增装机容量将以 10%-13%的速度增长，到 2020年，全球累计装机容量将达到约 800GW，到 2030 年，全球累计装机容量将接近 2000GW。
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第 2 章 调峰辅助服务实践经验
2.1 引言
2009 年 1 月份，为推进区域电力市场建设、规范市场秩序、消除电力系统运行中的安全隐患, 国家电力监管委员会在全国范围内推广了《辅助服务管理实施细则》和《发电厂并网运行管理实施细则》(简称“两个细则”)。在我国六个区域电力系统分别结合本区域内电源、负荷和网络结构等实际情况，制定了相应的“两个细则”。六个区域电力系统的辅助服务中，基本辅助服务包含的种类相同，即一次调频、基本调峰、基本无功调节；有偿辅助服务的种类略有不同，都包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、旋转备用、黑启动，但华北区域和华东区域还有自动电压控制（AVC）。其中针对调峰服务，根据《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场[2006]43 号)规定，分为基本调峰和有偿调峰服务，基本调峰是指发电机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机组出力调整所提供的服务；有偿调峰是指发电机组超过规定的调峰深度进行调峰，及火力发电机组按电力调度交易机构要求在规定时间内完成启停机（炉）进行调峰所提供的服务。我国六大区域针对基本调峰和有偿调峰的定义和补偿标准存在一定差异，将在下一节进行介绍。可以看出，国内外对于辅助服务的分类定义和技术标准存在一定异同。我国辅助服务分类中的一次调频、AGC 服务和备用服务与欧美电力市场中的三种频率调节服务相对应。尤其是针对调峰服务环节，国内将其定义为辅助服务的一类，而国外成熟电力市场并无对应交易品种，一般通过现货市场交易来解决系统调峰问题。
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2.2 国内实践经验
“两个细则”对各地电监局和省电监办提出具体要求，首先要结合本区特点,严格按照电监会发布的两个文件精神，制定出适合本区域的并网发电厂辅助服务和运行管理的实施细则，其次要必须获得国家电监会审核批准后再进行试行完善，最后，条件成熟后正式运行。华北区域按照“两个细则”的要求, 参与首批试点并研发了与“两个细则”相对应的并网电厂管理考核系统, 从 2009 年 5 月开始正式结算处罚与补偿, 系统运行稳定, 实现了对华北电网所有火电、水电机组发电计划、一次调频、自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC)以及调峰等功能的投入和运行情况的实时监视及性能统计分析。京津唐电网以火电装机为主，近几年随着风电快速发展以及供热机组容量占比的逐年增加，京津唐电网调峰手段比较单一、调峰能力有限的问题凸显，电网低谷调峰问题非常突出，同时制约了风电等可再生能源的充分利用。为保障电力系统安全、优质、经济运行，规范京津唐电网调峰辅助服务管理，发挥电网调峰潜力，提高电网新能源消纳能力，根据《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43 号）和国家有关法律法规，华北电监局会同华北电网有限公司制定了《京津唐电网并网发电厂调峰辅助服务补偿实施细则（征求意见稿）》，并在充分征求各级调度机构和发电企业的意见后，对细则进行了修订。自 2009 年 1 月起，华北电监局在京津唐电网开始启动实施细则的模拟运行，40 家发电企业、近 130 台机组、近 3800 万千瓦的装机容量在范围之内。经过近4 个月的模拟试运行，华北区域辅助服务与并网运行管理实施细则在全国率先于2009 年 5 月 1 日起进入试运行阶段。华北电监局根据实施情况对《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》的有关条款进行了修改：2009 年 10月 1 日，调整京津唐电网的 AGC 辅助服务补偿标准，补偿标准 YAGC 从原先的30 元/MWh 调整为 20 元/MWh；2011 年 8 月，对《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》的有关条款进行了修改（华北电监市价〔2011〕88 号）；2012 年 12 月，在《关于修订华北区域“两个细则”有关条款的通知》（华北电监市价〔2012〕200 号）中，对《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》及《华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》的有关条款进行了较大修改，自 2013 年 1 月 1 日起执行。新修订的细则强调“随行就市”，即以每天京津唐电网负荷曲线为基准，量化出各台机组的调峰贡献，正贡献的机组获得调峰补偿，负贡献的机组承担相应补偿费用。细则比较准确地表征出机组在电网日前动态运行过程中的调峰贡献，通过经济手段，引入市场信号，促进火电厂主动参与电网调峰的积极性。
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第 3 章 冀北电网调峰辅助服务资源与需求匹配研究 .......22
3.1 引言 ...........22
3.2 冀北电网电源及负荷预测 .........22
3.2.1 冀北电源结构分析 ..............22
3.2.2 冀北电源结构发展趋势 ......23
3.2.3 冀北负荷发展趋势 ..............24
3.3 冀北电源特性、发电技术潜力分析 ....24
3.3.1 火电机组出力特性及发电技术潜力分析 ...........24
3.3.2 风电出力特性及发电技术潜力分析 ........27
3.3.3 其他机组出力特性分析 ......30
3.4 冀北电网调峰辅助服务资源与需求匹配模型 ...........32
3.4.1 冀北电网十三五辅助服务需求分析的总体思路 ............32
3.4.2 资源与需求匹配测算 ...........34
3.4.3 不同场景下调峰资源需求预测 ......36
3.5 基于辅助服务调峰市场的激励机制 ....38
3.5.1 辅助服务调峰市场机制设计 ..........38
3.5.2 算例分析 ........41
3.6 本章小结 ..............46
第 4 章 可再生能源发电配额研究......48
4.1 引言 ...........48
4.2 可再生能源配额制剖析 .............48
4.2.1 国外可再生能源发电配额制（RPS） .....49
4.2.2 国内可再生能源发电配额制度 .....51
4.3 消纳体系基本结构 ..........51
4.4 市场交易与激励机制 ......52
4.4.1 激励机制初探...........52
4.4.2 华北区域算例分析 ..............54
4.5 本章小结 ..............56
第 5 章 结论与展望.......57
第 4 章 可再生能源发电配额研究
4.1 引言
大规模的风电并网消纳问题一直是世界性难题，我国在这方面的问题尤为突出，总结起来，主要有以下几方面的原因：（1）我国风能资源普遍具有集中度高、总规模大、远离负荷中心的特点，大多数风能资源所在地区的电能需求小、难以就地消纳。（2）风电出力具有随机性、波动性与不确定性特点，对于并网电力系统的调节能力有较高需求且对电力系统安全稳定运行提出挑战，而我国风电集中的“三北”地区电源结构单一，抽蓄与燃气电站等调节电源比重不足，特别是冬季由于供热机组比重大，调节能力十分有限。（3）我国跨区输电能力不足，从全国来看，风电占电源装机的比重为 5%，中东部等地区调节能力较强，拥有较高的消纳风电潜力，而目前，大区电网之间的联系还较为薄弱，还不具备可实现大范围跨区消纳乃至全国范围内消纳风电的联网能力，无法实现风电在更大范围内优化配置。
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结论
本文研究了在可再生能源快速发展与风电大规模接入的背景下，电网调峰矛盾突出风电消纳困难的形势下，为保证经济性与公平性，建立的适应大规模风电消纳的辅助服务机制与发电配额制体系。为探索并设计适应当前冀北电网发展需求的调峰辅助服务正向激励机制，本文对国内外调峰辅助服务的实际经验进行了总结和梳理。我国将调峰服务纳入了辅助服务范围，并包括了基本调峰和有偿调峰两类，而国外成熟电力市场的辅助服务并无对应交易品种，其相应的工作一般通过现货市场解决。立足于冀北电网自身的电源结构及电源技术特性，对未来冀北电网的电源特性及发电技术潜力进行分析建立了冀北电网调峰辅助服务资源与需求匹配模型并进行测算。根据测算结果，十三五期间冀北电网的调峰辅助服务将面临更加严峻的挑战，在维持现状不变的情况下，风火矛盾将进一步加深，风电的弃风现象将更为普遍。在进行一定程度的灵活性改造后，风电的消纳水平有了较为明显的提高。最后，本文对可再生能源的消纳与发电配额机制进行了说明与研究。通过对各层面风电消纳技术、评估评价方法、市场机制与配套政策的整合，以实现风电消纳过程的良性运作为主旨，使针对风电消纳所形成的技术与政策能够发挥出最佳效用，实现风能资源的高效利用。最后根据系统内的间歇式能源发电的装机比例越高、容量因子越高、弃电比例越高、配额完成情况越好，则对其给予的正向激励越大；对虚报装机规模、装机质量低、弃电较多、配额完成较差的行为要给予相应的惩罚。目前，冀北调峰辅助服务机制在激励各类电源提高调节能力，积极参与灵活性改造与提供调峰服务方面存在着较大的不足，可再生能源发电配额制的实施还需时日。后续将深入研究调峰辅助服务和发电配额制在冀北地区政策落地的实施方案，以适应当前及未来的冀北电网发展需要，更好的处理各电源间的矛盾，缓解常规电源的调峰压力，减小风电弃风损失、促进清洁能源经济消纳和节能减排。
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参考文献（略）