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专家解读:破译西北新能源高比例发展的市场化密码

2022-09-28 10:13来源:中国电业与能源关键词:新能源消纳新能源外送新能源装机收藏点赞

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截至2021年底,西北电网新能源发电出力占比最高值为43.80%,占用电负荷的最高比例为56.60%,处于全国前列。预计2022年西北新能源装机将超火电,西北电网也将成全国首个新能源装机超火电的区域电网。为落实“双碳”目标,西北正迎来又一轮新能源高速发展。在确保电力供应的前提下,探索以最低成本消纳新能源的解决方案,对西北电网具有重要意义。

(来源:微信公众号“中国电业与能源” 作者:李更丰 黄少中 王万兴 刘明明)

李更丰系西安交通大学副教授

黄少中系中国能源研究会碳中和产业合作中心主任

王万兴系自然资源保护协会清洁电力高级顾问

刘明明系自然资源保护协会清洁电力副主任

通过建立电能量市场、辅助服务市场、容量市场相互融合,市场主体之间、“全国—区域—省级”市场之间有序衔接的市场架构,形成竞争充分、开放有序、高效运行、健康发展的市场体系,促进资源优化配置,最大程度支撑西北新能源高比例发展。

一、西北新能源发展概况

……

近年来,西北风、光等新能源实现了跨越式发展,连续五年“双升双降”:装机容量和发电量提升,弃风和弃光率下降。

1、西北新能源装机规模

近年来,西北新能源装机快速增长。2019年以来,当地新能源装机占比保持约4%的年均增速;2021年达到 1.43亿千瓦,占比42%,其中风电7634万千瓦、光伏6640万千瓦,成第二三大电源类型;预计2022年新能源装机将达1.8亿千瓦,超过火电成,第一大电源。见图1。

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图1西北近五年新能源装机占比变化趋势

2021年,除装机规模外,西北新能源发电量与峰值出力也同步提升。如图2、图3所示,发电量方面,全年达2276.2亿千瓦时,同比增长34.5%;占总发电量的21.18%,已超过欧盟同期水平。峰值出力方面,截至2022年3月,单日发电量最大值突破10亿千瓦时,达10.7亿千瓦时,最大占比35.1%;最大出力6370万千瓦,占比48.0%。

图22021年西北新能源装机及发电量占比

图3西北新能源最大出力及最大日发电量情况(截至2022年3月)

2、西北新能源高质量发展成果

自2016年以来,西北电网多措并举清洁转型,助推新能源高质量发展,取得阶段性成绩。具体概括为三点:

(1)系统新能源承载能力不断提升。通过网架补强、合理调度直流及其配套电源等方式,改善系统交直流耦合特性;通过优化调度手段提升电网平衡安全保障能力,提升同等条件下系统对新能源接入的安全支撑能力。

(2)系统安全性与稳定性不断提升。一方面推进新能源完成耐压改造,推动新能源从并网向组网发展;另一方面通过加装储能、调相机等设备保障系统稳定安全运行。

(3)系统新能源消纳水平不断提升。2021年新能源利用率94.6%,与上年基本持平。其中,弃风率5.5%、弃光率5.1%,自2016年起,实现弃风弃光率“五连降”、利用率“五连升”。

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图4西北电网弃风弃光率变化情况(2016~2022)

二、西北新能源发展面临问题和挑战

1、“双碳”目标下西北新能源的发展前景

西北风能可开发量占全国陆上的1/3,太阳能可开发量占全国的59%,新能源可开发量高达19亿千瓦。

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图5西北新能源装机及占比变化趋势

预计至2025年,西北新能源装机将超2亿千瓦,占比将超50%,电力系统将先于社会面实现碳达峰;2030年新能源装机将超3.5亿千瓦。根据现有增速推测,预计到2025年新能源发电量占比超过1/4,到2030年超过1/3,并于2045年达到1/2,实现占比“三步走”。

2、“双碳”目标下西北新能源发展的新挑战

随着新能源占比不断提高,西北电力系统面临一系列新挑战,主要包括五点:

(1)系统同时面临上平衡与下调峰问题。从中长期角度看,冬夏新能源出力小、负荷大,春秋新能源出力大、负荷小。从日内角度看,腰荷时分光伏出力大,超过负荷与直流调峰之和,系统向下备用不足,弃电问题严重;早晚高峰光伏出力不足,向上备用不足问题凸显。

(2)新能源发电不确定性增加。当新能源规模达到千万千瓦级乃至亿千瓦级时,其出力波动就会达到百万千瓦至千万千瓦,且波动速率快,往往在数分钟乃至分钟级内出现10%左右的出力波动,对系统安全稳定运行带来巨大挑战。

(3)市场结构与市场机制不完善。西北基本采用无法精确分割的物理电量交易,针对中长期交易的安全校核机制有待完善与提高,导致合同执行与安全运行矛盾突显,急需完善和优化交易机制,充分发挥电力市场的灵活性。

(4)交易主体性质复杂、互有包含。西北拥有较多的市场主体,既有以新能源、火电为代表的传统市场主体,又有诸如需求侧响应、储能、自备电厂等新型主体,多元复杂,为电力市场建设带来巨大挑战。

(5)外送交易进展缓慢。从在运通道运行情况看,跨区通道的运营效率效益有待提高。2021年,西北直流外送2815亿千瓦时,而外送能力为7071万千瓦,通道利用小时数仅为3981.05。

三、促进西北新能源发展的市场机制设计

……

实践证明,市场机制是降低新能源大规模开发成本的有效方案。需要根据西北的地域特点,对现有市场机制进行升级与优化,构造一套面向新能源高比例发展的市场机制。通过“现货+辅助服务+容量”的系统性市场结构,形成以现货市场为基础、辅助服务市场为支撑、容量市场为保障的市场合力,通过市场化手段解决新能源高比例接入难题。

1、现货市场机制设计

区域现货市场有利于促进电量交易充分竞争,实现在更大范围的资源互补与优化配置。西北在跨区、跨省及省内交易等方面积累有一定的经验。然而,西北市场仍处于初级阶段,其中甘肃作为国内首批电力现货市场建设试点之一,在起步阶段建立了考虑新能源参与的发电侧单边现货市场机制。由于该模式下价格无法传导至用户侧,一定程度上制约了新能源消纳。本文针对西北现货市场存在的问题,提出“分段建设、有序发展、促进消纳、规范监管”的总体建设思路。

为避免出现价格波动、电网安全运行和用户安全用电风险,建议在确保供需平衡和电网安全的基础上,分两个阶段开展现货市场建设。

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图6西北现货市场组织模式及阶段路线图

第一阶段:部分电量竞价的分散式市场。在中长期交易市场中,以双边协商、挂牌、集中竞价的形式开展交易,签订物理合约,偏差电量通过现货市场的日前、日内和实时交易进行调节。初步开展分区电价机制,建立与现货市场相协调的中长期交易机制、调峰辅助服务市场机制,实现与全国统一电力市场的有效衔接。建立区域调度与交易机构的协调运作机制,完善监管和配套机制。

第二阶段:全电量竞价的集中式市场。中长期以金融合同(差价合约)为基础,现货市场实现全电量竞价;健全中长期交易、辅助服务交易等市场机制,逐步探索开展金融输电权、电力期货和衍生品等交易;完善辅助服务交易品种,开展有偿调峰、有偿调频、黑启动、有偿无功补偿等,适时开展容量市场建设。进一步完善分区电价机制和阻塞管理机制,推动形成完善市场监管配套机制。

考虑西北地区发电侧产业集中度较高,并且市场意识较差,因此还需要配套建立西北区域电力现货市场监管机制,对市场主体、电网企业和运营机构进行监督管理。在组织体系方面,需要建立分级分层监管的组织体系,包括国家、区域、省级、省以下四个监管机构层次,明确各自职能,加强合作,避免职能交叉和缺失。在监管机制方面,需要建立包括市场力管理机制、信用管理机制以及信息披露机制在内的完整市场化行为监管机制。此外,还需要开展常规监管,包括电能质量监管、调度交易监管、安全监管以及针对市场干预和应急处理的监管与协助工作。

投稿与新闻线索:陈女士 微信/手机:13693626116 邮箱:chenchen#bjxmail.com(请将#改成@)

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