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华北电力调峰容量市场:有利于火电灵活性改造,储能发展和市场融合

作者:郎木晨烟 来源:电力市场那些事儿 发布时间:2021-10-24 浏览:
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近日,煤价,限电吸引了大家的眼球,对可再生能源消纳率的关注度大大降低。根据全国新能源消纳监测预警中心的数据,1~9月份,全国新能源利用率和去年基本持平。

如果不考虑“拉胯”的青海,风,光利用率指标是好于去年的。

本月15日,国家能源局发布通知,要求电网公司积极推动新能源发电项目能并尽并,多发满发。因此,今年的新能源的消纳率问题将不再是个问题。现在业内专家对新能源的进一步发展也有了新的观点,即在装机和发电量达到一定规模之后,还是一味追求弃风弃光率的降低,不仅代价高昂,还会带来系统安全稳定问题,应该将工作重点放到提高可再生能源发电占比上。

这样的背景下,近期华北能源监管局印发的《华北电力调峰容量市场运营规则(暂行)》遇冷也就不足为奇了。

凡事,预则立,不预则废。尽管当前可再生能源消纳压力不大,但从长远来看,在双碳目标的大背景下,如何保证调峰市场的顺利开展,鼓励调峰资源积极参与,对于电网保安全,系统促发展,具有非常重要的意义。该规则的可取之处至少有如下几点:

1.有利于常规机组灵活性改造的成本疏导

欧美等新能源发电占比较高的国家,有一个共同的特点,就是以气电为主的灵活性电源占比很高,西班牙,德国,美国占比分别为34%,18%,49%。反观以煤电为主力电源的我国,抽水蓄能,燃气发电等灵活调节电源装机占比还不到6%。其中,“三北”地区新能源富集,风电,太阳能发电装机分别占全国的72%,61%,但灵活调节电源却不足3%,调节能力先天不足[1]。

除了发挥大电网的互联互济能力,增加PHS,气电装机之外,对煤电进行灵活性改造是必须的选择。《电力发展“十三五”规划》明确提出,“十三五”期间,将在“三北”地区推行热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦,纯凝机组改造约8200万千瓦。然而,“十三五”收官在即,截至2019年底,煤电灵活性改造完成5775万千瓦,仅为目标改造容量的1/4,且截至目前(2020年12月)情况并无明显改观[2]。

煤电机组进行深调改造,会带来安全性,环保性,经济性的问题。火电机组在深调模式下煤耗增长5%,灵活性改造每获得10万千瓦调峰能力年滚动成本约150万元[3]。下图为660MW机组在不同负荷水平下的发电,供电煤耗曲线[4],在深调阶段(出力从50%降到30%),煤耗增加51克。

为了引导煤电机组进行灵活性改造并积极参与系统调峰,必须给予足够的回报。

以河北(冀北),内蒙,山西为大头,华北的新能源比重约30%左右,仅次于西北,如下图所示[5],消纳问题也很严重。因此,华北地区自2018 年12 月就启动了调峰辅助服务市场,并于2019年9月对运营规则进行了修订。

运营规则中,费用结算是以MWh为单位计量的,调峰电量是火电厂实际被新能源替代的发电量。受到负荷,天气的因素的影响,交易组织次数,规模存在不确定性,因此火电厂调峰收益也会随之而变。2019年1~4月间,电力调峰辅助服务日前市场只交易了76笔[6]。以近期的电力供需关系看,调峰空间不大,火电厂调峰收益难以保障。

灵活性改造费用是实实在在投出去的,但是收益回报却存在较大的不确定性,这也就制约了火电厂进行灵活性改造。

《华北电力调峰容量市场运营规则(暂行)》则是按容量给予火电调峰机组回报,华北调峰容量市场按季度开展。火电机组只要中标,就可以每天获取调峰容量费用,具体公式为:

有了华北电力调峰容量市场,火电机组的灵活性改造费用有了一个相对明确的疏导途径,有利于激发火电机组灵活性改造的热情。

2.有利于未来调峰市场与现货容量市场的融合

调峰辅助服务是我国的特色,在国外是没有的,因此不少专家建议用现货能量时长代替调峰市场。但是考虑到我国主力电源为煤电,现货市场电能量价格的波动范围难以覆盖煤电机组的深调成本。

现在,有了调峰容量市场打底,煤电机组就可以与新能源,负荷侧等资源就可以站在同一起跑线上。低出力工况下的煤电机组可以在现货市场与其他资源PK,同时风光新能源也可以参与调峰市场,最终可以促进两个市场的融合。

3.有利于储能的发展

当前阶段,很多人认为储能发展的瓶颈之一是经济性问题,成本偏高。因此,很多项目招标时,尤其是新能源强配项目,都将储能系统报价作为首要考量因素,难免带来安全性问题。

构建新型电力系统,储能不可或缺,尤其在保证系统安全稳定运行的辅助服务领域。由于相关市场机制的缺失,导致衡量储能价值的那杆秤不准,或错位,或失位。价值不能被充分体现,认可,这才是储能目前碰到的最大挑战,绝非成本,安全,寿命等问题。

尽管华北调峰容量市场开展初期,电网侧,常规电源侧,用户侧等储能项目暂不参与调峰容量市场,但还是留了口子:待具备条件时,储能装置报量报价参与调峰容量市场。

储能参与调峰容量市场,有利于成本疏导,尤其是固定成本部分。而在未来的现货能量市场,调峰等辅助服务市场,储能资源可与其他市场主体展开竞争,以回收充电,运维费用等可变成本。

未来参与华北调峰容量市场的资源,应该是有为之进行精准性投资的资源,比如灵活性改造的火电,独立储能电站等。常规电源侧储能属于灵活性改造范畴,应该与火电主体打包参与。

华北能监局对新能源电站配置的储能装置的态度是:优先满足新能源电站自身新能源消纳。换句话说,独善其身就行了,不要求兼善天下。如果确实有余力想做贡献,那就:作为市场主体参与调峰市场,并根据相关规则获得调峰费用。调峰容量市场嘛,就不要参加了,同时豁免相关分摊费用:计算调峰容量市场分摊费用时,扣除其储能装置促进自身新能源电站消纳电量。本段的斜体字,均为规则原话。

需求侧资源,并没有额外的投资,因此不应该参加未来的调峰容量市场。至于用户侧储能,其投资目的多元,如果参加,对灵活性改造的火电,独立储能不公平。实在要参加,应该是以独立市场主体的身份,单独签订并网调度协议,就像独立储能电站一样。

尽管华北调峰容量市场开展初期,仅在京津唐电网组织试运行,但对于我国电力市场建设无疑是一次有意义的尝试。

关键字:储能

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