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新型电力系统背景下南方区域电力市场建设的关键问题探讨

作者:
来源:
中国能源网
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1、研究背景

2020年9月22日,习近平总书记在第75届联合国大会上发表重要讲话,指出我国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。这是我国向全世界做出的庄严承诺,为我国应对气候变化、推动绿色发展提供了方向指引,擘画了宏伟蓝图。2021年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议强调,“双碳”目标是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策,是党中央统筹国际、国内两个大局做出的重大部署,彰显了我国走绿色低碳发展道路的坚定决心,首次提出构建以新能源为主体的新型电力系统,为世界各国携手应对全球性挑战、共同保护好地球家园贡献了中国智慧和中国方案,体现了我国主动承担应对气候变化国家责任、推动构建人类命运共同体的大国担当。

构建以新能源为主体的新型电力系统是电力行业践行“双碳”目标的重要载体和平台。电力行业是我国碳排放总量最大的单一行业,2019年电力行业碳排放达到40亿吨,占全国碳排放总量的42%。与传统电力系统相比,新型电力系统在发输配用各环节的功能定位和特性将发生重大调整,系统的发展也将面临诸多亟待研究解决的问题。

构建新型电力系统的过程中,新能源逐步成为主体电源,电源装机规模大幅增长,发电量占比大幅提升。由于新能源容量替代率低,电源装机规模将以数倍于电力需求的速度增长。2020年习近平主席在气候雄心峰会上表示,到2030年我国风电、光伏发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。相关机构预测,到2030年风电和光伏装机可能达到15-17亿千瓦,发电量超2.7万亿千瓦时,占总发电量约25%,到2060年我国风电、光伏等新能源发电装机占比将达到70%以上,发电量占比60%以上,新能源成为主体电源。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》中提到,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%。

近年来,随着电力体制改革不断深入,电力市场建设提档增速,已基本建成以中长期交易为主、现货交易发挥重要作用的市场体系,市场优化资源配置作用进一步凸显。因此,可以预见电力市场必将成为构建以新能源为主体的新型电力系统的重要抓手和推进剂。但现阶段的电力市场参与主体仍以煤电、气电和水电机组等常规能源为主,风电、光伏等新能源交易机制仍处于试点完善阶段,改革目标以提高电力生产效率、降低电价为主,市场机制和规则还存在较多不适应的方面。

2、南方区域电力市场建设的问题和挑战

1. 新能源大规模高比例接入对西电东送和低谷富余水电消纳带来新的挑战。

目前南方区域西电东送电量占广东全省用电量的三分之一,西电东送已成为保障广东电力安全稳定供应重要部分。根据规划,到2025年南方区域将新增海上风电2000万千瓦、陆上风电2400万千瓦、光伏5600万千瓦,广东省内火电机组的发电空间进一步受到挤压,电力平衡愈加困难,东部省区将更加依赖西电的顶峰和调峰能力。因此,西电东送的分时价值将进一步凸显,按照现有框架协议全年约定一个价格、控制年度送电总量及仅约定分旬曲线的送电模式将无法适应。同时,西部汛期低谷时段受东部调峰空间受限影响,富余水电消纳将面临较大挑战。

2. 新能源参与市场对中长期交易组织、安全校核、交易执行及偏差结算等方面提出了更高要求。

新能源随机性、波动性、间歇性特点突出,以年度、月度为主的中长期交易机制难以满足新能源灵活交易与消纳需求。新能源消纳对电力交易机构的交易组织和结算、电力调度机构的安全校核等方面都提出了更高的技术和人力要求。同时,因新能源出力精准预测难度较大,对交易执行与合同履约造成不利影响,需进一步完善合同调整机制和偏差结算机制。

3. “日前+实时”的现货市场模式难以适应新能源为主体的新型电力系统。

在新能源为主体的新型电力系统中,集中式与分布式的风电、光伏大规模接入,发电侧出力随机性、波动性较大,“极热无风”、“晚峰无光”、“云来无光”,发电出力无法按需控制。而目前,全国第一批8个现货试点省份基本采用“日前+实时”的现货市场模式,缺乏日内现货市场,在预测偏差较大、电网故障等情况下,备用机组无法及时响应,对保障电力系统安全可靠运行造成不利影响。当前清洁能源以报量不报价的方式参与电力现货市场,作为价格接受者优先出清,此种模式将极不适应新能源的大量接入,需尽快推动和完善清洁能源以报量报价方式参与电力现货市场的机制建设。

4. 辅助服务市场品种单一,机制建设仍不完备。

新能源发电本质上是采用电力电子设备接入电网,不具备传统发电机的机械转动惯量,本身抗扰动性差,而整个系统转动惯量下降后,全系统抗故障冲击的能力也大大降低,又因为新能源出力的随机性、波动性和间歇性,短期内将推高系统消纳成本。目前,辅助服务市场建设仍不完善,仅有调峰、调频等少数交易品种,特别是未按照“谁受益、谁承担”的原则建立用户参与的辅助服务分担共享机制,难以充分调动市场主体积极性、提高市场主体参与程度,不利于故障情况下的系统稳定。

5. 电力系统规划机制暂未与电力市场建设有效衔接。

新能源快速发展,将使得调峰电源建设与电网规划更加复杂,而目前容量市场建设滞后,中长期市场暂未体现空间价值,不能为电力规划提供有效支撑。电力规划仍以传统的项目审批为主,规划的透明度不高,电源建设和电网布局缺乏有效衔接。

6. 新能源与常规能源同台竞价机制尚不完善。

现阶段的市场设计,不同类型主体在参与竞价时,主要以价格为主要竞争因素,不能充分体现新能源的绿色属性。而目前新能源与传统能源相比,并不具备价格优势,需要提出适应于新能源与常规能源共同参与的有效竞争的市场体系,在保障新能源充分消纳和系统安全稳定运行的同时,有效平衡新能源和常规机组收益。

7. 储能市场机制不完善、盈利模式不清晰。

储能是解决新能源发电不稳定的主要工具,可以实现削峰填谷,并可提供瞬时响应的辅助服务,是新型电力系统迫切需要的。但目前除抽水蓄能已明确价格形成机制外,新型储能价格机制尚未明确。《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格﹝2021﹞633号)规定,将抽水蓄能容量电价纳入输配电价回收,仅电量电价通过市场方式形成,抽水蓄能将迎来快速发展新局面;但因其投资规模大,限制了更多社会资本进入,同时因其纳入输配电价回收成本,可能会影响新型储能的发展。

3、有关建议和重点举措

今后的电力市场建设,必须适应以新能源为主体的新型电力系统这一物理基础,兼顾提升电力系统灵活性、可靠性,通过市场机制设计还原电力的商品属性,发挥市场在资源配置中的决定性作用,促进电力资源在更大范围内的优化配置,推动以提高电能生产效率、降低用电成本为目标向以应对气候变化和推动能源转型为主要驱动力转变。

1. 完善电力中长期交易机制。

重点完善分时段带曲线交易机制,加快完善技术支撑手段,确保满足分时段带曲线交易和履约要求。建立健全合同调整机制,细化合同转让、置换、回购等交易的规则及出清、结算方式。根据新能源发电特性,进一步提高交易频次,缩短交易周期,探索电能量交易、合同交易在按周或D-3开始,便于市场主体在月内灵活签订、调整中长期合同,促进市场主体诚信履约。完善偏差价格形成机制,可通过预挂牌方式或事先约定价格执行,也可选取市场价格作为偏差结算价格。

2. 完善电力现货市场交易。

为应对新能源随机性、波动性大的问题,应充分借鉴Nood Pool、德国等成熟电力市场经验,逐步建立覆盖日前、日内、实时三个维度的现货市场机制,充分考虑集中式和分布式新能源共同参与的市场出清模式,引导新能源发电商合理地上报出力,并提高预测技术,保障电力系统安全稳定运行。

3. 完善电力辅助服务市场。

辅助服务市场应在健全常规的调频、调峰和备用辅助服务市场外,探索建立爬坡响应等创新的辅助服务品种。逐步建立和完善高比例新能源消纳下合理的成本分摊机制,完善辅助服务价格疏导机制,按照“谁受益、谁承担”的模式推动新能源消纳成本在发电侧、电网侧和用户侧的合理分摊,引导和培育更多主体参与,保障辅助服务提供者足够的收益,利用辅助服务市场有效保障源网荷储各个环节的灵活性资源在提供调峰、调频、备用等服务时获得合理的投资回报和激励,促使其承担保障高比例新能源接入电网系统安全稳定运行的主力军作用。

4. 加强电力市场、可再生能源消纳量交易市场、碳排放权市场、用能权市场协同。

推动多个市场、参与主体、交易产品、市场机制等要素协同发展,提高市场运作效率,提升清洁能源竞争力,打破市场壁垒。坚持顶层设计,以实现清洁低碳可持续发展为目标,统筹规划多个市场的总体目标与思路,设计市场总体架构、交易机制、交易产品。科学制定市场管理规则、交易规则、监管规则和配套制度等,为市场健康运行提供制度保障。条件成熟后,逐步推动市场融合,构建电价与碳价有机融合的价格体系,打破市场壁垒,逐步扩大交易品种,完善金融衍生品种类,推动市场高效运转。

5. 切实加强容量市场建设,完善电力行业特别是电网的规划机制。

按照中发9号文要求,优化电源与电网布局,加强电力规划与电源等规划之间、全国电力规划与地方性电力规划之间的有效衔接。提升规划的覆盖面、权威性和科学性,增强规划的透明度,各种电源建设和电网布局要严格规划、有序组织实施。建立规划实施检查、监督、评估、考核工作机制,保障电力规划的有效执行,确保容量市场发展适应不断提高的新能源接入规模。

6. 建立完善分布式能源、负荷参与市场机制。

充分利用需求侧资源,平抑新能源随机性。将分布式风电与光伏、储能、微电网、电动汽车和可中断、可调节负荷等各类资源进行有效整合和系统管理,并作为虚拟电厂参与电力市场交易,提高市场效率。

7. 完善价格调控机制,提升价格治理能力,确保价格总水平在合理区间运行。

围绕助力“碳达峰、碳中和”目标实现,深入推进价格改革,继续推进输配电价改革,持续深化上网电价市场化改革,完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制,建立新型储能价格机制,发挥价格机制的激励约束作用,从供给和消费两方面,促进能源供给结构低碳转型,推动能源消费结构优化。