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构建东北电力市场发展新格局,促进绿色高质量发展

日期:2021-03-30    来源:中国能源报  作者:闫杨

国际太阳能光伏网

2021
03/30
10:35
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关键词: 东北电力市场 光伏发电 风电发电

当前我国能源行业发展正处于关键期和攻坚期,必须坚定不移地推进电力市场化改革。东北区域作为国家电力体制改革专项试点,坚持以全局观为统领,积极构建东北电力市场发展新格局,促进东北能源领域绿色低碳高质量发展。

充分认识碳达峰、碳中和的重要性和紧迫性,积极推进构建新发展格局

做好“一减一增一坚持”

2020年,我国向全世界作出“力争在2030年前碳达峰、2060年前实现碳中和”的庄严承诺。同时,2020年中央经济工作会议明确要加快调整优化产业结构、能源结构,推动煤炭消费尽早达峰,大力发展新能源。

实现碳达峰、碳中和目标,时间紧、任务重。要跑好这场能源结构优化 “马拉松”,关键是做好“一减一增一坚持”。“一减”即减少煤炭等化石能源消费,加快完成能源消费转型升级;“一增”即以更大力度发展非化石能源,特别是可再生能源,电力行业必须坚定走绿色低碳发展道路;“一坚持”即坚持电力体制改革的大方向,让市场充分发挥资源优化配置的作用。

近年来,随着风电、光伏等可再生能源发电技术不断成熟及成本持续下降,其开发利用规模势必持续扩大,新增装机较之前将有更大幅度的增长,通过电力市场体制的不断完善,促进可再生能源持续发展,是走通绿色发展和高质量发展道路的关键。

但由于风电和光伏发电的间歇性、波动性和不确定性,伴随其高比例接入,其消纳将越来越困难,同时将对电力系统安全稳定供应及安全稳定运行带来诸多挑战,需要其他电源配合风电和光伏的波动来维持电力系统的稳定。为保障电力系统安全、高效稳定运行,增加电力系统中灵活性电源比例和完善市场机制是应对未来亟需解决的结构性问题。作为国家能源局派出机构,东北能源监管局要积极谋划,推动东北区域电力绿色低碳高质量发展,为可再生能源进一步发展铺好路。

建立电力消纳区域大循环体系

目前,我国发展的内部条件和外部环境正在发生深刻复杂变化,为保持电力行业持续健康发展,必须系统研判、科学决策,构建新发展格局,东北电力市场应通过建立东北区域内“大循环”、区域内及区域外送电的“双循环”消纳体系,依托大平台,通过体制、机制的不断完善,为可再生能源消纳提供更大空间。为助力实现碳达峰、碳中和目标,东北电力市场及相关配套规则也必须与时俱进适应新形势。

以还原商品属性为出发点,建立东北电力市场体系

从电力生产环节上看,其产品包括主产品及辅助服务产品。主产品为电力和电量性质的产品,辅助服务性质产品包括调峰、调频、黑启动、无功等类型的产品。需要针对不同的商品属性,构建不同的市场类型。

针对主产品,东北能源监管局构建了东北电力市场“两类三级”框架及东北电力辅助服务市场(见图1),基本能够保障东北区域电力稳定供应及可再生能源消纳。

伴随着东北电力市场化改革进入“深水区”,首创的东北电力辅助服务市场体系成为东北特色和亮点,吸引了多个省区到东北考察调研,东北电力辅助服务市场的一些理念和做法开始在国内推广。

▲图一:东北电力市场“两类三级”框架及东北电力辅助服务市场

建立东北电力辅助服务市场,打破东北电网调峰困局

“十二五”以来,东北区域网源结构发生了重大变化。2014年起,东北区域热电矛盾爆发,风电、核电等清洁能源发电严重受限,低谷调峰成为东北电力系统运行最紧迫的问题。解决调峰问题成为东北电力系统运行诸多问题的“牛鼻子”,也是“盘活死棋”的关键。

《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)提出“建立辅助服务分担共享新机制”的要求。作为市场“调节器”,东北电力辅助服务市场在这一背景下应运而生。

没有成熟的理论和先例可借鉴,以调峰为起步建设东北电力辅助服务市场,在制度设计上进行了一系列创新:

一是将深度调峰资源定义为具有高经济价值的商品,并制定了有偿调峰基准线;

二是设计了“分档报价、统一出清、实时记账、以支定收、阶梯分摊”的市场价格机制;

三是将机组日前报价排序作为实时调峰调电原则,让低谷调电有序可依;

四是设计跨省调峰交易机制,通过价格信号带动省间调峰互济的积极性;

五是设计了火电机组应急启停市场投标机制。

东北电力调峰辅助服务市场于2015年初启动, 1.0版本成效开始逐渐显现,风电消纳情况明显好转。

2016年,东北电力辅助服务市场被确定为国家电力体制改革专项试点,2.0版本于2017年1月1日零时如期启动,市场启动后运行成效良好。市场主体按照市场规则规范申报价格及能力,市场计量、结算、信息公开等环节运转有序,火电企业积极挖掘调峰潜力,大大缓解了东北电网低谷调峰困局,有效促进了风电、核电等清洁能源消纳,显著提高了东北电力系统安全运行水平和供热可靠性。

自电力辅助服务市场启动以来,东北电网低谷调峰问题明显改善,但同时也出现了一些新状况。一是2018年以来,由于煤质、设备缺陷、供热等多方面原因,东北火电机组尖峰受阻问题突出,尖峰时段旋转备用容量不足,部分时段电力供需紧张、面临有序用电风险。这种情况导致火电开机方式被迫增加,系统消纳清洁能源能力有所下降,必须要同时解决尖峰“缺电”和低谷“窝电”的问题。二是随着光伏和平价可再生能源装机的迅速增长,可再生能源企业分摊金额增长,不同种类电源的分摊比例难以平衡等新问题也相继出现。

对此,东北能源监管局在总结前期电力辅助服务市场运行经验基础上,先后于2019年和2020年开展3.0版本、3.0+版本的升级工作,有效解决了上述问题。

在3.0版本中,采用旋转备用交易实现“压低谷、顶尖峰”全覆盖。旋转备用交易是为了保证可靠供电和电网安全,发电机组在尖峰时段通过预留旋转备用容量所提供的服务,减少火电机组尖峰受阻情况,减少开机方式,为可再生能源消纳提供更大空间。

东北能源监管局探索建立的尖峰旋转备用机制有四个特点:一是以发电机组能力作为市场标的物,体现“备用”属性;二是全网统一竞价、出清,实现区域电网内共享备用资源;三是建立机组发电能力随机核查机制,保证机组如实申报备用能力;四是采用系统随机自动抽查考核机组发电能力方式,最大限度避免人为因素干扰。

在对3.0+版本的升级中,则是通过“上下挂钩”和调整分摊比例促进市场可持续发展。一是遵循“按劳分配”的原则,创新开展深调交易与旋转备用交易的结算关联,只有“能上能下”的机组,即能够为可再生能源提供有效发电空间的机组,才能获得全部辅助服务收益。二是降低可再生能源企业参与深调交易的分摊比例和分摊上限。

东北电力辅助服务市场3.0+版本于2020年10月1日开展模拟运行,于2021年1月1日起正式施行。通过对2020年10—12月的模拟运行数据的分析,3.0+版本能够进一步缓解尖峰时段火电发电受阻容量较大、可再生能源企业分摊金额增加、不同类型电源分摊比例不均衡、平价可再生能源企业陆续并网等新问题。通过规则修订,能够切实保障东北电力安全稳定供应、提升东北电力系统运行灵活性,有利于促进市场可持续发展,使市场更具有生命力,能够更好地实现市场目标,进一步推动东北能源改革。

实践证明,东北电力辅助服务市场运行后,初步打破了东北电网调峰困局,显著缓解了热电矛盾,保障了东北电力稳定供应,促进了可再生能源消纳。2020年我国部分省市出现了短时缺电,东北区域的电力稳定供应及可再生能源消纳成绩再一次证明了东北电力辅助服务市场在提高系统可靠性和促进可持续发展方面是经得起实践检验的。

一是火电厂由“要我调峰”向“我要调峰”转变。2020年,在市场机制引导下,东北火电企业非供热期最大提供439万千瓦深调能力,供热期最大提供1470万千瓦深调能力。

二是缓解热电矛盾,提升东北冬季供热可靠性。2016年春节期间,东北有26家电厂单机供热,2017年春节期间,这一数字减少到15家,自2018年起,每年春节期间完全消除了单机供热隐患,为保障东北民生作出巨大贡献。

三是优化发电结构,极大提高风电、核电利用率。通过火电机组深度调峰,2015年以来,多接纳可再生能源及核电999亿千瓦时(其中可再生能源880亿千瓦时),节约标煤近4000万吨。2020年,东北风电利用率已经提高至98.38%,创东北风电规模化发展以来新高,风电利用小时数从2014年的1713小时提高到2020年的2308小时;4台核电机组实现同时运行。

四是火电主动提升顶尖峰能力,增加了系统备用。2021年火电机组尖峰旋转备用交易品种启动后,发电企业尖峰旋转备用能力普遍提升。东北火电机组在非供热期的受阻容量,从2018年的1200万千瓦下降到2020年的700万千瓦左右,下降幅度达42%,系统运行效率得到显著提升。

2020年新冠肺炎疫情防控期间,电力辅助服务市场确保了东北电网安全稳定运行,保障了东北地区冬季供暖安全,促进了可再生能源消纳,为东北区域疫情防控提供了可靠的电力供应。主要表现为:

一是由于调峰能力增加,春节和新冠肺炎疫情期间,全网没有一家火电企业由于调峰原因单机供热,民生供热安全得到保障。

二是东北电力辅助服务市场在推动新能源消纳上发挥了巨大作用,新能源弃电量和弃电率再创新低,新能源利用率超2019年同期。2020年全网可再生能源及核电受益电量共计337亿千瓦时(其中可再生能源受益电量260亿千瓦时),新能源利用率不降反升,风电利用率达98.38%,同比上升0.54%,光伏利用率达99.59%,同比上升0.02%。

树立正确的“六观”,积极稳妥推进新形势下的电力市场化建设

回顾东北电力系统发展和电力市场推进历程,坚定了东北电力市场建设要树立正确的历史观、大局观、地域观、发展观、风险观、市场观,坚持创新实践的理念。

历史观是从历史的角度看待东北电力市场发展问题;大局观是从全局角度出发、统一思想,共同努力促进东北电力辅助服务市场良好发展;地域观是既要注重普遍规律,也要找准东北电力市场的特殊性;发展观是分析眼前问题要着眼将来市场环境的变化;风险观是要有风险意识,做好市场风险防控方案;市场观是以市场为导向,不断完善电力系统结构,切实解决实际问题。

随着我国电力市场化改革走向深入,和东北电力供需形势、电网和电源结构的发展及变化,带有鲜明地域特色的电力辅助服务市场机制必然要逐渐融入电力市场整体框架。东北能源监管局也将主动作为、加强学习,不断探索适应新形势的新模式。目前,东北能源监管局正在与清华大学、华北电力大学等高校及研究院所开展下一步课题研究,并已经取得一些研究成果。同时,按照国家《电力中长期交易基本规则》(发改能源〔2020〕889号)文件要求,东北能源监管局已完成区域内三省一区电力中长期交易规则牵头印发工作,目前正着手从以下五方面推进区域内电力市场化建设工作:

一是坚持“问题导向、科学发展”,不断优化东北电力辅助服务市场的机制设置。

在东北电力市场化改革推进过程中,会不断有新情况和新问题出现,需要灵活调整,不断优化相应的机制设置。东北能源监管局将进一步研究完善尖峰市场参数设定,增强市场正向引导作用;积极开展泛在电力物联网情景下负荷侧调控能力提升工作,研究可控负荷参与市场机制;研究新能源竞价机制,提升新能源企业参与市场的积极性。

二是坚持“统筹规划、因地制宜”,研究省内现货市场与东北电力辅助服务市场更好配合。

做电力现货市场要注意章法条理,国内外已有的现货市场理论、模型、运行机制及规则都不能解决现阶段不同能源类型间的平衡及转化问题。风、火、核、光及电热之间的矛盾将长期存在,这是国内外所有主流现货市场设计都解决不了的。东北电力辅助服务市场作为“调节器”,保障了电力系统安全稳定运行、供热和清洁能源消纳。

东北能源监管局正组织各省专家共同研究“现货市场”与“辅助服务市场”如何相互促进、共同发展问题,力争使电力市场既能为全社会提供低价优质的电能,又能有效促进东北地区新能源发展。为此,东北能源监管局与相关企业及高校合作开展了东北电力市场发展战略及未来东北电力市场发展研究工作。针对东北电力体制改革过程中面临的实际问题,系统性地研究东北电力市场发展规划,以确保东北电力市场建设工作能够更好开展,寻求以最小的建设成本达到通过市场机制优化东北电力资源配置的目标。

三是坚持“深入研究、系统研判”,加强与试点省份的学习交流,系统研判东北形势,深入思考开展现货市场存在的问题。

要采用系统科学方法论深入研究现货市场体系,通过对试点省份先进经验的学习借鉴和比照。目前在东北地区开展现货市场需要重点研判和思考四个问题。

第一个问题是东北供热暖期漫长,冬季在运几乎均为供热机组,开展现货交易将出现大量约束电量,风、光、核等可再生能源的间歇性、波动性也会对市场运行造成冲击。需要进一步研究可再生能源参与现货市场的方式,同时完善市场外保障机制,完善可再生能源全寿命周期电量补贴机制,推动绿证交易,保证可再生能源基本收益。

第二个问题是如何打破东北地区统分电量模式。从物理潮流上看,辽宁省是东北电力负荷中心,扎鲁特旗是东北外送汇集地,但历史形成的东北地区统分电量模式,使合同结算潮流与东北电力物理潮流严重不符。现货市场应以实际物理潮流为基准,这必然要打破东北地区统分电量模式,由此将直接影响东北各省区电量结算和电价水平。

第三个问题是优先发用电计划与现货市场如何衔接。当优先发电和优先用电电量出现时段性的不匹配,市场结算过程中就会出现不平衡资金。计划和市场不匹配导致的不平衡费用由谁来承担,由于阻塞管理引起的结算偏差等费用如何处理等问题,必须提前进行统筹考虑,否则会导致市场运行不可持续。

第四个问题是现货市场价格体系与原有电价体系存在一定的不衔接。从现货市场试点省份看,一方面,工商业目录电价与现货市场价格不衔接,目录电价所核定的峰谷时段和电价水平与现货市场形成的分时价格信号难以协调一致,可能会导致一部分用户不愿参与现货市场;另一方面,输配电价机制在部分试点地区难以落地实施,一些试点地区采用了“价差传导”或者“半顺价”的方式组织中长期市场价格,在一定程度上造成了中长期市场和现货市场价格难以协调。

四是坚持“通力合作、平稳推进”,同政府相关部门通力合作,共同做好现货市场规则,平稳推进现货市场。

电力现货市场是省政府相关部门、监管机构、电网公司和发电企业共同的事业,各方要齐心协力、通力合作才能做好。由于电力现货规则十分复杂,作为国家能源局派出机构,东北能源监管局一定按照国家要求和相关政策,同地方政府相关部门做好规则编制印发工作。组织成立包括电力交易机构、电力调度机构和发电、售电、用户等市场主体代表在内的规则编制工作组,并充分听取各方意见建议,综合平衡市场主体各方利益诉求,使规则具有广泛性、权威性、可操作性,也可以使规则在更大范围形成最广泛的共识。

2021年上半年,东北能源监管局将同辽宁省工信厅、辽宁省发改委通力合作,牵头编制印发《辽宁省电力现货交易规则》,平稳推进辽宁省电力现货市场建设工作。同时,东北能源监管局将积极配合吉林省、黑龙江省及内蒙古自治区政府有关部门,牵头推进东北各省区现货交易规则编制、制定工作。

五是坚持“分析预判、科学决策”,开展东北电力中短期供需预判工作的前瞻性研究,为电力行业规划、政策制定提供决策参考。

为提升监管工作的预见性、主动性,东北能源监管局联合有关企业及高校开展东北电力中短期供需预判系统研究,将针对东北区域电力行业中短期的电源、电网和负荷发展,研发东北电力中短期供需预判系统,及时准确掌握东北电力行业实际运行情况,及时发现和掌握典型性、倾向性问题,并对未来中短期供需形势进行分析预判,为电力行业规划、政策制定提供决策参考。目前,东北电力中短期供需形势分析预判系统总体框架(见图2)、模型与算法、监管指标体系等研究内容已经取得阶段性成果。

▲图二:东北电力中短期供需形势分析预判软件总体框架

分析预判系统包括调度运行模拟、模拟结果评估、供需形势分析、供需形势预判等功能模块,其核心设计原则是:建立计及新能源随机特点与电网约束的调度运行模拟评估模型,面向大规模新可再生能源、面向节能发电调度、电力市场环境下的多种调度方式,考虑实际的调度运行约束,全景式展现未来的运行方式,为电力系统规划与能源监管机构提供辅助决策工具。

东北电力中短期供需形势分析预判算法涉及的核心算法主要包括四方面:新能源出力运行模拟、电源检修优化、中长期水电与抽蓄优化、日运行模拟。

东北电力中短期供需预判的监管指标体系包括电力电量平衡指标体系和综合监管指标体系设计。基于精细化运行模拟的结果,通过构建电力电量平衡指标体系对电力供需形势进行分析预判(见图3)。

综合监管指标体系设计提出了中短期电力供需分析预判综合监管指标体系构建方法,该方法能够考虑大规模预判新能源并网对电网规划的影响,从安全、经济、环保、灵活和新能源消纳等方面对电网规划方案进行多维度多层次的综合监管,提高规划方案的综合水平。提出的综合监管指标体系通过构建不同的监管维度,实现从多个范围对规划方案进行监管;通过确立不同的监管层次,实现从多种层面对规划方案进行监管。

综合监管指标体系五个综合监管维度包括:安全维监管维度、经济维监管维度、环保维监管维度、灵活维监管维度,新能源消纳维监管维度。三个综合监管层次包括:目标层监管层次、准则层监管层次和指标层监管层次(见图4、表1)。

▲图三:电力电量平衡指标体系

▲图四:综合监管指标体系设计原则、维度和层次

后期将从注重中期预判功能研究、满足东北区域电力市场发展需求、预判系统的随机性和智慧性三方面开展重点研究。项目研究成果将对东北电力行业的有序、稳健发展提供技术支撑,为深化东北电力市场改革、扩大电力市场交易规模提供监管意见和政策建议,为改善东北电网的电力供需矛盾提供理论依据,为政府相关部门的决策不断提供理论与实证支撑,预期取得的经济与社会效益显著。

“十四五”着力促进东北电力绿色低碳和高质量发展

当今世界正经历百年未有之大变局,谋划好“十四五”时期发展十分重要。

根据国家能源局工作部署,东北区域电力系统发展目标为:到2025年,形成绿色高效、安全经济、灵活柔性的东北区域能源互联网,新能源发电量占比力争达到25%,煤电装机占比进一步下降至约50%,城镇清洁取暖率达到70%以上;资源配置能力及电网智能化水平大幅提升;储能容量达到800万千瓦(含抽水蓄能),煤电灵活性改造规模达到5000万千瓦,煤电平均供电标煤耗进一步降低,需求侧响应能力达到最大负荷的5%左右,综合线损率降至5.8%;全面放开发用电计划,电力市场化交易规模大幅提升,启动电力现货市场试点建设。到2035年,全面建成新一代电力系统,为东北地区实现社会主义现代化提供牢固支撑。

东北能源监管局将牢固树立新发展理念,结合碳达峰、碳中和目标,按照党中央和国家能源局部署,以市场需求为导向,优化电力资源配置能力与效率,提升电力系统数字化、智能化水平,打破地区间市场壁垒,着力推动东北电力高质量发展,为新时代东北全面振兴、全方位振兴提供坚强可靠的电力保障。

促进高比例清洁能源发展,建立东北地区新型电力系统。

一是要加速推进新能源项目开发。在具备集中连片建设条件的地区,加快推动集中式平价新能源项目开发。结合新能源基地建设,积极开展可再生能源制氢技术研发及试点项目。

二是优化推进风光水火储一体化发展布局。加快鲁固直流配套新能源项目开发布局,统筹提升鲁固直流运行效率;探索建设新一代电网友好型“新能源+储能”电站。

三是多措并举加速推进分布式能源发展。探索电力大用户构建风光储微电网,完善新能源就近消纳直接交易机制,积极开展分散式风电试点示范,破除制约分布式发电发展的体制机制障碍。

四是加快完善电网网架结构。着力解决蒙东赤峰、通辽地区、黑龙江东部地区等输电断面送电能力受限问题。

五是加快推进火电灵活性改造。进一步扩大东北电力调峰辅助服务市场交易的规模和范围,完善市场细则,推动东北地区煤电灵活性改造全面铺开。

六是因地制宜开展储能示范项目。配合现货市场开展积极探索储能参与市场交易机制和规则研究。

七是大幅提升电力系统数字化、智能化水平。构建源网荷储友好互动平台,积极推进能源大数据中心建设,实现能源全领域数据共享、增值变现、能源交易等业务创新发展,提升新型电力系统的数字化、智能化水平。

八是完善可再生能源电力消纳保障机制。科学制定各地区消纳责任权重和可再生能源利用率指标。

深化电力体制改革,加快建设统一开放电力市场。

一是进一步放开发用电计划;二是建立辅助服务分担共享新机制;三是探索建立东北区域现货市场试点。

作为东北电力市场的设计者和监管者,东北能源监管局会坚持开放的心态,不断审视、学习和思考,在电力改革的浪潮中乘风破浪、勇于担当,努力构建东北电力市场发展新格局、稳步推进电力现货市场建设、持续完善适应新形势的东北电力辅助服务市场,着力促进东北电力绿色低碳和高质量发展,为我国电力市场化改革和能源革命战略贡献力量。

(本文作者系国家能源局东北监管局市场监管处副处长)

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