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以新能源为主体的新型电力市场体系前瞻 (2)

三、服务绿色电力全生命周期的市场体系设计

从生产特性来看,新能源发电具有波动性、随机性、间歇性;从系统平衡视角来看,根据南网总调的研究,新能源发电在远期是概率性有效容量平衡,在中期和近期是电量总体平衡,在实时体现为可预测的新能源电力与调节性电力共同平衡;从利用一次能源来看,新能源发电与传统能源发电最大的不同点在于一次能源难以存储。

新能源上述特点决定了中长期合约不能作为发电调度安排的依据,而是体现为约定收益、对冲风险的工具;为了实现新能源发电上网,与新能源出力预测颗粒度一致的电力平衡市场是关键环节。化石能源发电的贡献则体现为远期提供充裕发电容量,中期和近期提供电能量,实时执行阶段提供调节能力。

因此,考虑到新能源为主体的电源结构,需要建立中远期权益类市场+平衡市场的复合市场体系,以及反映电能量、发电容量、辅助服务价值的全交易品种。

综合分析,新型电力市场体系需要结合新能源特性,依托新型电力系统,坚持顶层设计、循序渐进、安全稳定、公平竞争、绿色发展的原则,做好“规划交易执行”全时序统筹、“上下内外”全方位衔接,实现“源网荷储”全生命周期覆盖。

(一)“规划交易执行”全时序统筹

结合新能源电力电量平衡特性,从规划、交易、执行三个维度,提出从中长期到实时阶段、省内到省间的市场框架设计。

在规划维度(5~20年及以上阶段),市场设计需要以保障远期电力供给为前提,为新能源发电项目提供稳定的预期收益,满足“双碳”目标下新能源用能需求。相比化石能源发电,用电企业更注重获得绿色电力的独有性和全生命周期的环境价值。随着补贴退坡,新能源发电企业也需要预期稳定的现金流支撑贷款投资、建设运营。因此,规划维度的市场空间需要根据有效容量概率确定新能源装机规模,框定多电源类型发电互补的总体布局。交易主体主要为新能源发电企业、用电企业以及电网公司。

市场关键机制包括中长期购售电合同(PPA)、容量市场/容量补偿机制。发、用电企业通过签订PPA,满足发电企业的项目融资需要,为用电企业提供独有性、全生命周期的绿电所有权。发电企业与电网公司签订保障性收购合同也可以满足项目投资需要。电价机制方面,PPA价格需要体现电能量价值、环保价值,可以灵活设计价格联动机制以及期权等工具。

由于新能源发电特性难以完全匹配用电需求,发、用电企业通常选择签订中长期差价合约,合约仅作为结算依据,可以约定分时结算曲线;发、用电企业仍需要参与其他中长期交易或现货市场,或者与电网签订购售电合同。当火电利用小时数预期低于盈亏平衡小时(通常为4000~5000小时,与电煤价格和上网电价有关)之后,需要引入年度及以上的容量市场或容量补偿机制,合理量化并补偿火电减发电保容量的贡献。

在交易维度(多日~5年内阶段),市场设计需要满足新能源总体电量平衡需要,结合新能源电量预测技术开展电能量交易,满足用电侧灵活购买绿色电力的需求。现有中长期市场机制下,以年度、月度市场化交易计划为基础开展新能源优先消纳、常规电源三公调度。通过月度长周期结算抵消新能源发电波动性、随机性,控制执行偏差。当新能源发电占比不断提高,月度偏差较大且难以实现公允的偏差结算时,则需要引入月度以内的短期市场,提供频次高、流动强的调整手段。

市场关键机制主要是面向全体电源的分时段电能量交易,以及面向调节电源的中长期备用容量、黑启动等辅助服务交易。分时段合约设计应注重流动性,考虑各方最大公约数,按照“远粗近细”的原则划分时段,例如年基荷合约、月或周峰平谷合约、单日分时合约等。集中式现货市场启动后,中长期市场可以交易到D-1日,使交易精准贴近实际生产,减少风险敞口。根据市场发展,积极探索电力期货、期权、金融输电权等在内的金融衍生品交易,进一步增加市场流动性,完善风险规避、价格发现功能。

在执行维度(日前-实时阶段),市场设计需要实现发电能力平衡和调节能力平衡。关键机制包括现货电能量市场,调频、调峰等辅助服务市场,以及需求响应机制。电能量现货市场主要包括日前、日内市场和实时市场,通过集中优化调用各类调节资源,不断贴近实时供需平衡。依托调频、调峰等市场价格信号,激励具有灵活调节能力的机组参与实时电力平衡。通过需求侧响应机制,挖掘用电负荷、储能、电动汽车等用户侧资源灵活调节能力。依托新型电力系统的控制、计量、通信等技术,聚合各类分布式资源、虚拟电厂协调优化运行。

(二)“上下内外”四维衔接

从南方区域电力市场全局考虑,对上衔接全国统一电力市场,对下推进绿色电力向区域市场融合,对内衔接省级电力市场,对外做好与碳市场、用能权市场的耦合联动。

对上:南方区域作为一个独立的市场单元,以“点对网”、“网对网”方式参与全国市场(跨南网、国网及其他地区)交易。首先,通过区域市场的多能互补蓄水池作用,可以有效平抑汛枯、峰谷的送电波动,实现新能源受入能力最大化。其次是结合资源条件将南方区域内的新能源外送,或新能源与常规能源打捆外送,辐射大湄公河次区域国家。

对下:打造绿色电力交易作为区域市场实现“双碳”目标的核心产品,按照绿色用能全过程溯源、全国认证的要求,南方区域实行绿证统一核发认证,绿色电力交易统一组织。

对内:南方区域市场作为最大的资源平台,有助于五省区履行消纳责任权重,利用地域跨度大、用电曲线差异的特点调剂新能源季节波动性和日内间歇性。起步阶段五省区共享余缺调剂空间,以跨区跨省的多日电能量、现货交易作为灵活消纳渠道。随着新能源跨省区调剂规模和频率提升,点对网、网对网、点对点多种交易模式不断完善,区域内多边交易态势形成,区域平衡作用更加凸显,市场融合更加紧密。

对外:新能源交易与消纳保障机制、碳市场、用能权市场耦合衔接。未来积极探索绿色电力交易与其他市场的合约互认,提高市场之间的联动性,推动多个节能减排市场维度同向发力,更精准、更及时地反映每一度绿电的环境价值,引导发电项目投资,改变电力生产方式,促进绿色能源消费。



21-07-23 11:40    回复
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(三)“源网荷储”全生命周期价值覆盖

考虑电源、电网、负荷侧各类主体、储能的可持续发展,新兴市场体系需要支撑项目投资、项目建设、生产运行、监测评估全环节,反映市场价值和社会贡献并获得合理收益。

在投资环节,通过中长期购售电合同、新能源友好型市场服务、优惠支持政策等方式激励新能源发电企业投资,保障新能源发电项目发展。在项目建设环节,结合可再生能源电力消纳监测评估,根据新能源发电交易及结算情况滚动发布消纳指标并提出预警,引导风电光伏项目优化配置、合理安排装机增速。

在生产运行环节,建立适应高比例新能源接入的灵活调节机制,合理反映传统能源发电的调节能力价值,实现新能源优先消纳。在监测评估环节,聚焦碳足迹耦合碳排放全过程检测。基于企业用能数据开展碳排放数据监测,追踪碳足迹,推演未来碳趋势,助力企业优化运营策略、科学实现用能达峰。 
 买光伏电缆,当然选金友
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