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以新能源为主体的新型电力市场体系前瞻

欧洲持续推动欧洲碳排放权市场与欧洲电力市场双轮驱动,将碳价纳入发电成本,通过改变电源优先级排序加速高排放煤电转型和退出。英国政府通过设置最低碳价政策作为容量市场的补充,以高于容量补偿价格的碳价成本挤出低效小煤电机组,并配套火电厂碳税政策加速退煤,鼓励清洁能源发展。按照中央关于碳达峰、碳中和的重要部署,我国将继续推进能源体系清洁低碳发展,构建以新能源为主体的新型电力系统。

截至“十三五”末,南方区域已形成“八交十一直”输电大通道,送电容量超5800万千瓦,2020年全年西电东送电量2305亿千瓦时,清洁能源占比超过80%。跨区跨省市场与省内市场协调运行,贯穿年度、季度、月度、月内及日电量市场化交易机制持续完善。

南方电网公司在《南方电网公司建设新型电力系统行动方案(2021-2030年)白皮书》中指出,到2030年南方五省区风电、光伏装机达到2.5亿千瓦,水电装机1.4亿千瓦,核电装机3700万千瓦,非化石能源装机占比提升至65%、发电量占比提升至61%。

“双碳”目标将推动源网荷储各环节能源绿色转型,对南方区域电力市场乃至全国电力市场的长远发展产生重要影响,宜提前布局谋划以新能源为主体的新型电力市场体系。

站在能源革命的历史转折点,展望未来以新能源为主体的能源结构,可能出现哪些关键问题与挑战,目前的电力市场体系能否适应又该如何重构,如何依托新型电力系统开展电力市场革新发展?本文做了前瞻性思考。

一、南方区域电力市场发展趋势及挑战分析

展望“十四五”,在“双碳”目标驱动下,南方区域将构建以新能源为主体的新型电力系统,呈现新的发展态势。

一是新能源快速增长,需要新型电力市场促进新能源发展、保障常规电源发电能力。“十四五”期间新能源将保持稳定增速发展,煤电仍将发挥其支撑电源作用,并逐步向以提供电力为主、电量为辅的调节性电源转变。此外,受南方区域能源分布影响,为保障广东、广西、海南等省份的电能供应,跨省电力流仍将保持西电东送的总体趋势不变。

新能源装机增长也加剧了保供电压力。2030年南方区域风光发电装机将增长2亿千瓦,但有效容量仅增长3000万千瓦(50%概率),全区域仍处于总体紧平衡。煤电仍需要提供同等容量的应急支援能力,以及足够的快速爬坡能力,其发电小时数大大下降,迫切需要建立煤电成本回收市场化机制,保障容量充裕度。远期需要关注高比例新能源竞价导致现货地板价、尖峰价并存问题,防范单一现货价格导致远期价格误判、扭曲投资成本,需要建立反映综合成本的全维度定价机制,合理引导新能源投资、建设、运行、消纳。

二是电力需求持续增长,电能在终端能源消费占比持续提升,需要服务新兴主体的市场机制创新,为新业态发展赋能。“十四五”期间我国经济将实现高质量的稳步增长,南方区域电力负荷也将随之大幅增长。“双碳”目标提出,将推动包括分布式电源、储能、电动汽车等各类新兴市场主体蓬勃发展,各类新业态在支撑电力供应、提升系统灵活性等方面将发挥重要作用。

需要建立适应新兴市场主体参与的市场机制,激励各类新兴市场主体投资和发展,推动商业模式创新和用电增长。消纳新能源需要负荷侧柔性调节能力和主动响应能力,也需要建立相适应的市场参与机制服务于新兴市场主体的快速发展。

三是能源市场体系呈多元化发展,需要加强电力市场与碳市场、绿证市场、消纳责任权重市场的同向发力。随着国家“双碳”目标提出,可再生能源电力消纳保障机制实施、用户绿色电力消费意愿增强等外部环境发生变化。未来,市场主体需参与包括电力市场、碳排放权交易市场、绿证市场、可再生能源消纳责任权重市场等在内的多元市场体系,需建立电力市场与绿证市场、碳市场等之间的衔接机制,完善绿色用能认证机制,将绿色电力在生产、消费、排放多个环节的环保价值最大化,以多市场同频共振、同向发力实现“双碳”导向的最佳成效。

四是能源发展新形势加速电网数字化转型,优化资源配置平台作用凸显。在新能源集散并举的发展原则下,分布式新能源将不断增加,智能微电网持续发展,网架结构更加复杂多样。为适应新能源的进一步增加,需要利用数字化技术提升电网的调度控制水平,发挥电网资源优化配置平台作用,为源网荷互动提供保障。

数字化转型也为绿色电力全流程追溯认证提供了技术支撑,电力市场同样成为源网荷储互动的大数据中心和生态圈,建设更灵活、更丰富的市场机制成为可能。

二、电力市场如何应对高速增长的新能源

新能源发电具有间歇性、随机性、波动性的特征,高比例新能源接入,将对电力系统安全稳定运行、电力市场建设带来挑战。国外在推动清洁低碳转型过程中出现过若干问题,其应对措施对于“双碳”背景下南方区域电力市场建设具有很好的借鉴意义。

(一)完善区域电力市场体系,防控极端价格信号

随着西欧国家近年来新能源高比例接入,在风力、光伏电力供应高峰时期负电价频发。负电价平均小时数由2018年的511小时翻倍至2019年的925小时,2020年上半年西欧各国也有100至200个小时出现电价为负。负电价将导致化石能源发电企业的经营风险加大,短期极端价格信号误导电源远期投资建设,不利于电力市场健康可持续发展,不利于稳定可靠供电。

欧洲应对负电价主要有以下三种有效措施:

一是加大西北欧(包括法国、德国、荷比卢三国、英国、北欧和波罗的海国家)的市场耦合,2012年实现了日前电力市场耦合,2018年实现了日内电力市场耦合,利用跨境交易能力汇总实现更大范围供需,缓冲局部地区局部时段极端供需情况。

二是完善健全电力金融市场,推进电力市场与期货市场联动,一方面将电价波动风险转移给金融市场主体,另一方面通过远期合约交易发现未来5~10年的电力价格,引导发电投资和产业布局。

三是优化市场设计,负电价持续一定时间后可再生能源发电方将不再享受补贴,引导理性报价。

(二)优化源网荷储一体化发展,保障退煤退核后的电力可靠供应

德国将在2022年底停止本土核电项目运行,并决定于2038年完全退出煤电。与此同时,2020年德国可再生能源发电占比已经达到了45%左右,并规划到2030年可再生能源发电占比将提升至65%以上。这将给德国电网安全稳定性和供电可靠性带来巨大的挑战。

应对措施包括:一是加大电网互联,增强系统灵活互济能力,包括建设跨国输电线路和国内南北输电线;二是加大氢能应用,2020年德国政府正式推出国家氢能战略;三是增加电储能以及需求侧响应容量;四是发展燃气电厂和抽水蓄能电站;五是提升新能源功率预测精度。

(三)挖掘系统调节能力和需求侧响应能力,平抑新能源发电波动性与间歇性

由于可再生能源快速增长,美国加州一天当中电力净负荷情况从过去的“驼峰曲线”变为“鸭子曲线”。加州可再生能源发电比例将在2030年达到50%,届时“鸭子曲线”背部会更低,脖子会更长,对加州电网安全稳定运行提出更大挑战。

主要应对措施包括:一是鼓励更多包括气电、抽水蓄能电站在内的灵活电源建设;二是扩大平衡市场(EIM)的范围,依靠区域网络容量加强调节性资源互济;三是部署大量太阳能+储能项目,同时拓展其他储能方式;四是建设开放式自动需求响应项目(Open Automated Demand Response, OpenADR);五是设计更加精密的峰谷电价结构(如分时电价和实时电价),鼓励移峰填谷。

(四)加速碳、电市场融合,促进发电侧低碳减排



21-07-23 11:36    回复
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