电力辅助服务市场对新能源企业影响的思考,2

电工电气网】讯

不久前,按照国家能源局相关要求,在国家能源局市场监管司的支持指导下,东北能源监管局经过半年多周密准备,印发了《东北电力辅助服务市场运营规则》(以下简称“暂行规则”)。

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》为例,分析了调峰辅助服务政策对新能源汽车的影响。

这份“暂行规则”一经发布就引起了新能源业界的关注,究其原因,根据“暂行规则”内容,东北能源监管局考虑到东北地区光伏发展迅猛,对电力系统调峰已经产生明显影响,因此正式将光伏纳入了电力辅助服务市场范畴。

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。

对此,一位业界人士向《证券日报》记者表示,“此前的确很少有光伏纳入电力辅助服务市场的先例,但随着光伏应用的蓬勃发展,越来越多的电源接入电网,光伏必将承担一定的调频责任。而从另一个角度,这也有益于提高光伏等可再生能源的消纳。”

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。

在上述业界人士看来,“未来光伏发电配合储能,或者与火电等可控电源进行合作,或许将成为一种新常态。”

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。

在14个地区研究启动电力辅助服务市场

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。

春节前,国家能源局在京召开新闻发布会,市场监管司副司长陈涛表示,要大力推进电力辅助服务市场建设,促进电力清洁、安全、高效、可持续发展。

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》。该文中以下几点值得新能源发电企业注意:

据介绍,不断完善电力辅助服务补偿机制,持续推动电力辅助服务市场建设,是国家能源局深化电力体制改革、推进电力市场建设方面的重要工作之一。

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);

近年来,我国电力行业尤其是清洁能源电力发展迅速,电源结构、网架结构发生重大变化,系统规模持续扩大,系统运行管理的复杂性随之大大增加,对系统安全稳定运行提出了更高要求。

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;

同时,我国电力供应能力总体宽松,局部地区弃风、弃光、弃水和系统调峰、北方地区供暖季电热矛盾等问题突出,建立电力辅助服务市场机制的必要性日益凸显,补偿机制亟需进一步完善。

调峰报价范围为0-0.5元/度;

目前,国家能源局和各派出机构结合电力市场建设进展等实际情况,在14个地区研究启动电力辅助服务市场,在全国(除西藏外)全面建立并不断完善电力辅助服务补偿机制。

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。

主要工作体现在扩大电力辅助服务参与主体范围,明确电力辅助服务工作总体目标和具体任务,先后出台《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿机制试点工作的通知》、《完善电力辅助服务补偿机制工作方案》等文件。

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:

二是结合电力中长期交易和现货交易试点情况,全面推进电力辅助服务市场建设,研究启动东北、华北、华东、西北、福建、山西、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃、重庆、江苏、蒙西共14个电力辅助服务市场。

1.树立“大系统”意识,提升可调可控能力,优化涉网性能;

2020年基本建立电力辅助服务市场机制

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”。

而关于已正式运行的5个电力辅助服务市场有关情况,陈涛介绍,东北电力调峰辅助服务市场于2017年1月1日正式运行,涉及装机容量1.1亿千瓦。

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。

2018年,东北区域常态新挖掘火电调峰潜力400万千瓦以上,全网风电受益电量共计179亿千瓦时,有效促进了风电消纳,缓解了东北电力系统低谷调峰困难局面,促进了电力系统安全稳定运行。2019年1月1日,东北启动旋转备用辅助服务市场模拟运行。

原标题:电力辅助服务市场对新能源企业影响的思考

福建电力调峰辅助服务市场于2018年1月1日正式运行,涉及装机容量4789万千瓦。2018年,福建省新能源电量消纳空间进一步拓展,核电平均利用小时同比增加700多小时,未发生弃风、弃水、弃光现象。2018年12月18日,福建启动调频辅助服务市场模拟运行。

山西电力调频辅助服务市场于2018年1月1日正式运行,涉及装机容量4566万千瓦。2018年,山西省通过建立调频报价排序优化机制,在调频机组调用过程中兼顾价格和性能两方面因素,实现安全性与经济性的有机统一。

甘肃电力调峰辅助服务市场于2018年4月1日正式运行,涉及装机容量1155万千瓦。截至2018年底,甘肃省累计贡献调峰电量4.03亿千瓦时,火电企业获得调峰收益共1.64亿元,有效减少弃风弃光,实现新能源与火电企业的互利共赢。

宁夏电力调峰辅助服务市场于2018年12月1日正式运行,涉及装机容量1628万千瓦。截至2018年底,宁夏新增调峰容量140万千瓦,累计贡献调峰电量1.82亿千瓦时,降低新能源弃电率约0.6个百分点。

下一步,按照《完善电力辅助服务补偿机制工作方案》有关要求,管理层将进一步扩大电力辅助服务参与主体范围,进一步加大电力辅助服务补偿(市场交易)力度,进一步推动补偿机制向市场竞争机制转型升级,持续完善电力辅助服务补偿机制,2020年底前在全国范围基本建立电力辅助服务市场机制。

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