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2018年下半年开始,各地相继出台了市场化的电力辅助服务市场相关政策文件。本文以国家能源局华北监管局颁布的《内蒙古电网调峰辅助服务市场运营规则(试行)(征求意见稿)》为例,分析了调峰辅助服务政策对新能源汽车的影响。
随着中国可再生能源装机容量日益提高,促进新能源消纳的同时满足电网安全运行逐渐成为能源局、电网公司以及新能源发电企业尤其关注的问题。1月22日发布的《国家能源局关于规范优先发电优先购电的计划管理的通知》中又再次对清洁能源保障性收购进行了严格的规定和计划。
但由于风电光伏等间歇性电源调节能力差,大量新能源电力馈入电网,给电网带来了巨大的安全运行压力,网内其他常规电源(主要为火电)被迫承担大量的辅助服务义务,这一方面增加了这些发电企业的运行成本,另一方面影响了发电量。这在以发电量为主要创收基础的环境下,直接影响火电企业的经营效益。因此,目前亟须理顺电力系统辅助服务的价格传导机制,本着”谁受益谁买单,谁污染谁治理”的原则,建立市场化的利益分配体系,才能真正还原辅助服务的价值。从各地电监局出具的文件精神看,这部分系统安全成本由之前的火电企业独立承担或承担绝大部分,正在逐步演变为系统内所有的电源共同公平分担,也就意外着新能源电力不再只享受发电权利而不承安全义务了。
2018年下半年开始,各地相继出台了旨在建立市场化的辅助服务市场、理顺电网安全运行成本分摊机制的相关政策文件。内蒙古电网新能源装机比例和电量渗透率均居全国前列,有一定的代表性,本文以内蒙古电网目前试运行的调峰辅助服务政策做简要分析。
受一次能源禀赋、负荷物理特性及空间分布、产业分布结构、电网运行方式和调度机制、电源类型及电气物理特性等诸多因素影响,不同的电力系统对辅助服务的需求会随着时令、地域的不同而变化。内蒙古电网新能源装机比例较高,同时由于负荷成分中以大工业为主,大量间歇性不可控一次能源单向注入电力系统,给电力系统的实时电力平衡以及联络线控制带来了巨大压力,调峰是内蒙古电网的主要辅助服务需求之一。
2018年十月,国家能源局华北监管局颁布了《内蒙古电网调峰辅助服务市场运营规则(试行)(征求意见稿)》。该文中以下几点值得新能源发电企业注意:
调峰辅助服务的供给侧为火电企业(负荷率低于平均火电负荷率的机组);
调峰辅助服务的购买方为火电企业(负荷率低于平均火电负荷率的机组)+全部新能源企业;
调峰报价范围为0-0.5元/度;
目前,内蒙古电网发电量80%为火电,风电+光伏大约为20%。全网发电量约3000亿kwh,则火电发电量为2400亿kwh,风电+光伏为600亿kwh。按照调峰市场运营规则,全网出现弃风弃光时启动调峰交易。假设不调峰,弃风弃光电量每年按25%估计,则弃风弃光电量为150亿kwh。这部分电量由火电企业调峰让出,市场运行初期,调峰资源紧缺,假设5%的电厂参与深度调峰,度电调峰价格达到上限0.5元/kwh,则调峰总费用为75亿kwh。这部分费用由未进行深度调峰的火电+全部新能源企业承担,则风电+光伏承担调峰总费用约22亿;换句话说,新能源企业需花费22亿购买150亿kwh的发电权,每度电承担辅助服务费用0.14元。这在补贴逐步下降,电价逐步趋于平价的形势下,对新能源企业运营管理、技术储备等方面提出了严峻挑战。
随着市场逐步走向成熟,新能源企业的运营业绩将受以下诸多因素影响:一是网内调峰资源的建设力度和参与主体不断增加,度电调峰成本也将下降;二是随着新能源发电渗透率的不断提高,新能源企业承担的辅助服务费用比例也将逐步增大;三是新能源电价逐步趋于平价;四是本身新能源成本的不断下降;总体而言,上述因素交错在一起,建议新能源企业从以下几点出发,提高自身经营业绩:
1.树立“大系统”意识,提升可调可控能力,优化涉网性能;
2.密切关注电力辅助服务市场建设动态,适时建设自身辅助服务能力,积极参与辅助服务市场,变“被动买单”为“主动补偿”。
3.在集团公司层面建立电力系统和电力市场运行领域的核心专家队伍,为公司提供管理、运营、投资、技术等专业化决策建议。
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4月16日,内蒙古自治区能源局等部门发布《内蒙古自治区可再生能源制氢产业安全管理办法(试行)》的通知。其中指出:允许在化工园区外建设绿氢项目和制氢加氢一体站。绿氢项目不需取得危险化学品安全生产许可。绿氢加氢站参照天然气加气站管理模式,经营性绿氢加氢站应向燃气主管部门取得经营许可。内
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4月10日,昆山市人民政府办公室印发关于推进绿色低碳产业高质量发展的若干政策措施(试行)的通知,通知指出,加快培育可再生能源新技术、新模式、新业态,支持新型高效光伏电池技术、新能源加储能构网型技术、发供用高比例绿色能源示范园(区)、村镇新能源微能网等示范,对获得国家可再生能源示范工
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