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西北新能源市場化交易如何突圍

作者:中國儲能網新聞中心 來源:南方能源觀察 發布時間:2020-11-21 瀏覽:
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國家電網公司西北分部副總工程師 陳天恩

西北地區新能源資源富集,開發條件良好,開發成本低。西北新能源裝機從2009年的200萬千瓦到目前的近1億千瓦,增長了約50倍,年均增速46%。裝機規模已超過最大負荷。隨著新能源發電量逐年增加,西北新能源自2014年開始受阻,至2016年達到頂峰。2017年以來西北分部和各省公司采取了一系列行之有效的措施,新能源利用率大幅提升,但還面臨一些新的問題和挑戰,本文對促進新能源發展的電力市場進行了思考并提出了一些建議。

三年利用率提升25%

截止2020年8月底,西北的新能源裝機10161萬千瓦,最大用電負荷是9200萬千瓦,裝機滲透率達110%。新能源最大出力4639萬千瓦,電力滲透率為64%。[1]

2016年,西北電網新能源裝機6900萬千瓦,利用率70%,棄電率30%。其中甘肅利用率為63.1%,新疆的利用率為62.9%。2020年8月底,新能源利用率95%,棄電率降到5%左右。其中甘肅的利用率95%,新疆的利用率91%。三年來,西北電網新能源利用率提升了25個百分點。在這25個百分點中,跨地區電能交易發揮了重要的作用。2017年至2020年8月底,西北電網跨區跨省交易新能源電量占西北新能源發電量的34.3%,即約三分之一的新能源通過省間市場化交易在更大范圍消納。

西北跨區跨省新能源交易有新能源與常規電源打捆外送、新能源與火電發電權置換、新能源與火電合同轉讓等多種方式。近年來,西北地區探索了適應新能源特點的交易方式——電量庫交易,發揮同步網內省間新能源負荷互補的間接儲能功能,進行區域內省間電量存、取置換,化解新能源實際負荷曲線與跨區外送交易合約曲線不一致的矛盾。

西北地區還探索了D-5(提前5天)跨省交易。實踐與新能源理論出力預測準確性水平相適應的短期電力市場交易,縮短中長期交易周期,充分利用與新能源送出有關的重載輸電斷面、關鍵輸電通道動態裕度,促進清潔能源市場化交易消納。

系統整體優化紅利潛力大

構建促進新能源發展的電力市場,需要新能源大范圍系統優化。與常規火電、水電為主要電源的電力市場相比,高比例新能源電力市場的系統調節由跟蹤用電負荷變化的單一需求演化為跟蹤用電負荷和新能源負荷波動性變化的多樣需求,系統靈活調節需求成倍上升。在光伏裝機比較大的地區,“凈負荷”(用電負荷減去新能源發電出力,即常規電源的出力曲線)呈現“鴨型曲線”特性,且具有不確定性,系統靈活調節資源變得十分稀缺,如何用市場化機制實現系統靈活調節需求與資源的平衡,是構建促進新能源發展的電力市場關鍵。

與單一省級電力市場相比,跨省區整體優化的電力市場價值體現在三個方面。一是在同一時刻,不同省區新能源出力呈現一定的互補特性,通過大電網、大市場,分散了新能源的隨機波動性,系統靈活調節需求明顯下降。二是依托大電網互聯互通優勢,利用不同省份在豐枯季節、峰谷時段、電源結構互補、水電跨流域調節、負荷側響應等方面的價值,系統靈活調節資源和能力顯著增強。三是在跨省區范圍內共享系統備用,減少煤電裝機需求,進而降低系統調節成本。同時削弱省級市場力,有助于更充分公平競爭,有效提升電力市場效率,大幅度降低接納新能源的系統靈活調節成本。

基于西北電網實際,我們對現有新能源裝機基礎上再增加1億千瓦新能源的情景進行模擬仿真,初步結果表明,同步網內相鄰省區新能源一體化共享的市場與分省區運行相比,“鴨型曲線”的情況得以改善,系統一體化共享市場對調節資源需求下降33%,調節成本下降49%。

但現行電力市場在系統優化方面的作用尚未充分釋放。理論上,電力市場出清的前提是,電力系統優化規劃和優化運行。現行中長期直接交易以及跨區跨省交易的集中掛牌、集中撮合、集中競價,只是針對系統中一部分市場主體和一條或幾條輸電線路的市場交易,不屬于以市場化方式實現電力系統整體優化。目前開展的省級現貨市場試點呈現一定的系統優化特征,但也存在兩大限制因素:一是系統優化范圍有待擴展。系統是個筐,紅利往里裝,大框和小框的紅利是不一樣的,在較大范圍內進行電力市場整體優化,才能釋放更多的市場紅利。二是單一電量電價的市場結構不完整,容量成本回收機制缺失。

引入容量成本回收機制

隨著電力市場化改革的縱深推進,部分現貨市場開展了試運行,容量成本回收機制缺失問題逐步暴露出來。對于高比例可再生能源的電力市場,市場出清價更低,欠補償問題更為突出,已愈來愈嚴重地影響發電企業的正常生產經營和發展,也給電力市場建設帶來消極影響。因此,充分認識建立容量保障機制的必要性和緊迫性,總結和借鑒國內外容量成本回收機制的實踐經驗,研究建立電力現貨市場環境下的容量成本回收機制,是建立促進新能源發展的電力市場重要選擇。

容量成本回收機制的方式有三種:稀缺電價機制、容量成本補償機制、容量市場機制。理論和實際證明,三者在電力系統優化規劃和優化運行的前提下,完全是相通的。其中容量市場機制能形成合理的電價結構和水平(如現貨電價水平,分時電價價差),引導電力系統優化規劃、優化投資和優化運行。但存在未來計價容量需求的預測誤差帶來的風險。

綜合比選,科學合理的容量成本機制應選擇容量市場。容量市場按功能分為以下三類:

一是可靠性容量市場(RPM),其功能是保障用戶電力可靠供應的充裕性,在發電——用戶之間交易。二是調節性容量市場(FCM),其功能為保障系統靈活調節資源的充裕性,在新能源——常規電源、需求側響應之間交易。三是綜合容量市場(CM),由可靠性容量市場(RPM)和調節性容量市場(FCM)組合而成。同時,將電力容量市場按周期劃分為長期容量市場和短期容量市場。其中長期容量市場提前N年組織,N——資源的開發建設周期,火電一般為3-4年,新能源為1年左右。短期容量市場按提前K天模式運營,K——系統機組組合周期,可與現貨市場一體化運營,短期容量市場按容量報價競價開機,日前、實時市場按電量報價競價帶負荷。建立長期與短期結合的綜合性容量市場可以化解未來容量需求預測誤差給電力市場帶來的風險。

因此,在構建促進新能源發展的電力市場方面,應該要建立容量電力市場和現貨電力市場相結合的系統批發市場,這個批發市場在大范圍優化,效率最高,效益最好。

按照上述方式,基于西北電網實際的初步模擬仿真表明,建立容量電力市場和現貨電力市場組成的系統批發市場,并與現行中長期交易相結合,能以較低的成本(與現行輔助服務深度調峰成本相比)接納翻一番的增量新能源,由于這些新增新能源成本和市場電價較低,從而釋放出巨大的電力市場紅利,這些紅利的一部分通過可靠性性容量市場和調節性容量市場補償給參與市場的火電主體,使得火電企業在低利用小時下經營狀態大為改善。另一部分用于降低用戶電價,用戶分享的這部分市場紅利遠大于當前電力直接交易水平。

調整新能源考核指標

與此同時,對新能源利用率(棄電率)的考核評價在一定程度上也制約著新能源市場的建設和發展。

新能源發電量占全社會用電量的比率重要還是新能源的利用率重要,是構建促進新能源發展的電力市場中應當考慮的問題。

以新能源利用率最大(棄電率最小)為目標的優點是提高存量新能源企業效率,包括存量新能源系統滲透率,缺點是制約新能源的發展,增加系統接納成本。

以新能源滲透率最高為目標和以系統成本最低為目標的優缺點是一致的,即在新增新能源建設成本降低和設計效率提高的背景下,降低系統成本,紓解電力市場價格矛盾,但不能保證新能源利用率(棄電率)目標,影響煤電運行效率和利用小時。

我們對一個實際系統進行模擬仿真。模擬仿真結果相關指標顯示,放松新能源利用率約束,可增加新能源裝機,提高新能源電量滲透率,降低系統接納成本。

因此建議,應該合理設置新能源利用率或棄電率的評價指標,特別是在當前新增新能源的造價大幅度下降、可以幫助降低電力用戶用電成本情況下,應以新能源的滲透率為目標,推進建立促進新能源發展的電力市場。

[1]新能源滲透率為新能源發電量與系統總用電量之比,該指標越高,則終端電力消費中新能源發電占比越高。

本文由eo記者潘秋杏、姜黎根據作者在2020年中國電機工程學會電力市場專委會、電力系統自動化專委會聯合學術年會暨全國電力交易機構聯盟電力市場高峰論壇上的演講整理編輯而成,已經作者審定。

關鍵字:新能源

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