短期市場對促進新能源消納至關重要

2020-06-19 09:08:24 來源:

 

 

編者按:國網能源院新能源與統計研究所持續跟蹤新能源調度運行與市場交易創新專題,開展了新能源調度運行分析與優化、新能源市場交易分析與評估、新能源政策對市場交易的影響、適應高比例新能源接入的電力市場建設等方向研究,實現從理論分析到落地應用的貫通。本專欄將圍繞新能源調度運行和市場交易的國際經驗、我國實踐與成效、未來發展趨勢等,結合相關成果和研究思考與讀者進行交流分享。

文章導讀:目前我國新能源以保障性收購為主。與此同時,為促進新能源消納,很多省區開展了新能源市場化交易探索,既包括開展大用戶直接交易、發電權交易等中長期市場化交易,也建立了調峰輔助服務等短期市場。相比于中長期市場,短期市場能夠更好的兼容新能源出力波動性與隨機性的特點,對于促進新能源消納具有重要作用。本文梳理了我國新能源參與市場現狀,分析了亟待解決的問題,提出了近期新能源參與市場的發展趨勢。

1我國新能源參與市場現狀

我國新能源以保障性收購為主。與此同時,為促進新能源消納,很多省區開展了新能源市場化交易探索,主要包括開展新能源與大用戶直接交易、新能源與火電發電權交易,建立調峰輔助服務市場等。

(1)新能源電力直接交易

新能源直接交易機制主要是以優惠的電價來吸引用電量大的工業企業使用新能源,交易價格、交易量由雙方協商確定。2019年,青海、新疆、寧夏等省區開展新能源與大用戶省內直接交易電量429千瓦時,同比增長55.3%。

(2)新能源發電權交易

新能源發電權交易是指當電網由于調峰或網架約束等原因被迫棄風時,參與交易的火電企業在最小方式基礎上進一步減少發電,由新能源發電企業替代火電發電,同時給予火電企業一定經濟補償,補償價格由雙方自行商定。2019年,甘肅、新疆等省區完成新能源與自備電廠發電權交易電量142億千瓦時,同比下降5.3%。

(3)調峰輔助服務市場

調峰是中國電力系統調度運行中特有的概念。國外電力市場中調峰一般不屬于輔助服務的范疇,而是通過現貨市場來滿足的。關于中國的調峰激勵,多見于各地出臺的《并網發電廠輔助服務管理實施細則》文件,其中將調峰列為輔助服務中的一個品種,并進而將調峰分為基本調峰輔助服務和有償調峰輔助服務。發電廠深度調峰、啟停調峰等屬于有償調峰輔助服務的范疇,各地文件規定了有償調峰的基準、考核與補償以及費用分攤等規則,具體規定不一。

在大規模新能源接入電網,系統調峰約束日益加劇的情況下,原有有償調峰輔助服務相關規則不能有效激勵系統調峰潛力的發揮。2014年,東北率先開展調峰輔助服務市場探索。截至2019年底,全國東北、山東、新疆、福建、山西等多個地區和省份引入調峰輔助服務市場。2019年,通過調峰輔助服務市場機制驅動常規電源調峰多消納新能源189億千瓦時,同比增加80%。

2新能源參與市場機制亟待解決的問題

新能源與自備電廠置換、新能源參與大用戶直供等新能源優先交易往往是年度電量交易,考慮新能源出力不確定、電力平衡困難等問題,需要進一步建立日前、日內等新能源優先交易機制。年度優先交易合同往往通過月度、日前等發電計劃安排落實,可以在一定程度上為新能源讓出電量空間,但是風電、光伏發電等發電出力具有隨機性、間歇性等特點,發電量和實時的發電出力很難預測,年度、月度的發電計劃在日前和實時落實時必須依靠電力系統所有環節的頻繁、深度參與和協作。由于調峰補償力度不夠、需求側響應機制缺失等因素,各類資源頻繁參與系統調節的積極性不高,系統靈活性不足,影響新能源優先調度。一味依靠行政命令的調節方式難以有效調動發電機組、負荷等發揮最大調節潛力,需要進一步增加日前、實時的新能源短期交易,借助市場化手段挖掘系統靈活性。

調峰輔助服務市場試點是實現實時電力平衡、促進新能源消納短期交易機制的有益探索,與國外“實時市場”或者“平衡市場”有一定的相似性,但市場效率有待進一步提升。在東北現有的電力運行機制下,調峰輔助服務其實是市場化的最后一環,一定程度上類似于國外實時市場或者平衡市場。

實際上,中國的調峰輔助服務機制是在現有電量計劃管理之上,尤其是原有輔助服務管理辦法基礎上的改進,雖然有一定的作用,但不利于實現市場效率最優。與國外平衡市場相比,調峰輔助服務市場有以下不同:

一是平衡市場更有利于實現整體市場效率最優。國外實時市場或平衡市場中,發電機組減少發電出力的決策通常以電量合約電價或日前/日內電量市場電價為參照,往往是發電成本較高或電量合約價格較高的機組,從實現自身經濟效益最優的角度優先下調出力。這種方式下平衡市場與電量市場密切相關,在實現個體經濟效益最優的同時,也有助于推動實現市場效率最優。而目前中國的調峰輔助服務市場多是在不影響發電機組全年電量計劃的基礎上,從補償發電機組深度調峰成本的角度給予發電機組補償,發電機組下調出力的決策往往基于補償力度以及深度調峰成本,與當前發電量效益沒有直接關系,往往出現調節能力好但發電成本較低的機組優先下調出力,不利于實現市場整體效率最優。

二是國外市場中新能源出現出力偏差后受考核程度更高。新能源發電占比較高的國家,新能源直接參與電力市場是新能源消納的主要模式。在電力市場中,新能源需要為出力偏差付出經濟代價,有利于促進新能源預測水平的提高,減少系統平衡壓力。而中國的調峰輔助服務市場,對于新能源發電,主要是參與輔助服務費用分攤,沒有考核機制。風電大發時,往往調峰輔助服務需求量比較大,從而造成調峰輔助服務費用比較高。

3我國新能源參與電力市場發展趨勢

隨著新能源發展規模的進一步增加,以及我國電力市場化改革的深入推進,未來新能源進入電力市場消納是大勢所趨。201912月,全國人大常委會執法檢查組關于檢查可再生能源法實施情況的報告提出結合電力體制改革,更多采用市場化手段統籌解決可再生能源消納問題。相比于中長期市場,短期市場能夠更好的兼容新能源出力波動性與隨機性。近期,應重點針對促進新能源消納的現貨市場以及調峰輔助市場進行完善。

一是加快推進電力現貨市場建設,通過現貨市場發現實時電力價格,以反映火電機組、抽蓄、電化學儲能、需求側資源以及新能源等不同市場主體在電力系統平衡中的價值,激勵各類靈活性資源調整日前、日內平衡偏差,以適應新能源出力波動性強、預測難度大、發電邊際成本低的特點。不同省區根據新能源發展規模、保障性收購小時數情況、電力市場建設情況,推動新能源以報量報價或報量不報價方式參與市場。

二是完善電力輔助服務市場機制,激勵各類資源提供系統調節能力。推動參與電力市場競爭并公平承擔電力平衡責任。健全調頻、備用等市場交易品種,鼓勵具備調節能力的需求側資源等新興主體參與輔助服務市場,探索電力輔助服務費用向用戶側傳導機制。

來源:中國電力  執筆人:雷雪姣、王彩霞、李梓仟  國網能源院新能源與統計研究所

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