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資訊|以新能源為主體的新型電力市場體系前瞻

發布時間:2021-08-04 16:56  瀏覽次數:

按照中央關于碳達峰、碳中和的重要部署,我國將繼續推進能源體系清潔低碳發展,構建以新能源為主體的新型電力系統。


截至“十三五”末,南方區域已形成“八交十一直”輸電大通道,送電容量超5800萬千瓦,2020年全年西電東送電量2305億千瓦時,清潔能源占比超過80%??鐓^跨省市場與省內市場協調運行,貫穿年度、季度、月度、月內及日電量市場化交易機制持續完善。


南方電網公司在《南方電網公司建設新型電力系統行動方案(2021-2030年)白皮書》中指出,到2030年南方五省區風電、光伏裝機達到2.5億千瓦,水電裝機1.4億千瓦,核電裝機3700萬千瓦,非化石能源裝機占比提升至65%、發電量占比提升至61%。


“雙碳”目標將推動源網荷儲各環節能源綠色轉型,對南方區域電力市場乃至afadf電力市場的長遠發展產生重要影響,宜提前布局謀劃以新能源為主體的新型電力市場體系。


站在能源革命的歷史轉折點,展望未來以新能源為主體的能源結構,可能出現哪些關鍵問題與挑戰,目前的電力市場體系能否適應又該如何重構,如何依托新型電力系統開展電力市場革新發展?本文做了前瞻性思考。

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南方區域電力市場發展趨勢及挑戰分析
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展望“十四五”,在“雙碳”目標驅動下,南方區域將構建以新能源為主體的新型電力系統,呈現新的發展態勢。


一是新能源快速增長,需要新型電力市場促進新能源發展、保障常規電源發電能力。“十四五”期間新能源將保持穩定增速發展,煤電仍將發揮其支撐電源作用,并逐步向以提供電力為主、電量為輔的調節性電源轉變。此外,受南方區域能源分布影響,為保障廣東、廣西、海南等省份的電能供應,跨省電力流仍將保持西電東送的總體趨勢不變。


新能源裝機增長也加劇了保供電壓力。2030年南方區域風光發電裝機將增長2億千瓦,但有效容量僅增長3000萬千瓦(50%概率),全區域仍處于總體緊平衡。煤電仍需要提供同等容量的應急支援能力,以及足夠的快速爬坡能力,其發電小時數大大下降,迫切需要建立煤電成本回收市場化機制,保障容量充裕度。遠期需要關注高比例新能源競價導致現貨地板價、尖峰價并存問題,防范單一現貨價格導致遠期價格誤判、扭曲投資成本,需要建立反映綜合成本的全維度定價機制,合理引導新能源投資、建設、運行、消納。


二是電力需求持續增長,電能在終端能源消費占比持續提升,需要服務新興主體的市場機制創新,為新業態發展賦能。“十四五”期間我國經濟將實現高質量的穩步增長,南方區域電力負荷也將隨之大幅增長?!半p碳”目標提出,將推動包括分布式電源、儲能、電動汽車等各類新興市場主體蓬勃發展,各類新業態在支撐電力供應、提升系統靈活性等方面將發揮重要作用。


需要建立適應新興市場主體參與的市場機制,激勵各類新興市場主體投資和發展,推動商業模式創新和用電增長。消納新能源需要負荷側柔性調節能力和主動響應能力,也需要建立相適應的市場參與機制服務于新興市場主體的快速發展。


三是能源市場體系呈多元化發展,需要加強電力市場與碳市場、綠證市場、消納責任權重市場的同向發力。隨著afadf“雙碳”目標提出,可再生能源電力消納保障機制實施、用戶綠色電力消費意愿增強等外部環境發生變化。未來,市場主體需參與包括電力市場、碳排放權交易市場、綠證市場、可再生能源消納責任權重市場等在內的多元市場體系,需建立電力市場與綠證市場、碳市場等之間的銜接機制,完善綠色用能認證機制,將綠色電力在生產、消費、排放多個環節的環保價值afadf大化,以多市場同頻共振、同向發力實現“雙碳”導向的afadf佳成效。


四是能源發展新形勢加速電網數字化轉型,優化資源配置平臺作用凸顯。在新能源集散并舉的發展原則下,分布式新能源將不斷增加,智能微電網持續發展,網架結構更加復雜多樣。為適應新能源的進一步增加,需要利用數字化技術提升電網的調度控制水平,發揮電網資源優化配置平臺作用,為源網荷互動提供保障。


數字化轉型也為綠色電力全流程追溯認證提供了技術支撐,電力市場同樣成為源網荷儲互動的大數據中心和生態圈,建設更靈活、更豐富的市場機制成為可能。

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電力市場如何應對高速增長的新能源
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新能源發電具有間歇性、隨機性、波動性的特征,高比例新能源接入,將對電力系統安全穩定運行、電力市場建設帶來挑戰。國外在推動清潔低碳轉型過程中出現過若干問題,其應對措施對于“雙碳”背景下南方區域電力市場建設具有很好的借鑒意義。


(一)完善區域電力市場體系,防控極端價格信號


隨著西歐afadf近年來新能源高比例接入,在風力、光伏電力供應高峰時期負電價頻發。負電價平均小時數由2018年的511小時翻倍至2019年的925小時,2020年上半年西歐各國也有100至200個小時出現電價為負。負電價將導致化石能源發電企業的經營風險加大,短期極端價格信號誤導電源遠期投資建設,不利于電力市場健康可持續發展,不利于穩定可靠供電。


歐洲應對負電價主要有以下三種有效措施:


一是加大西北歐(包括法國、德國、荷比盧三國、英國、北歐和波羅的海afadf)的市場耦合,2012年實現了日前電力市場耦合,2018年實現了日內電力市場耦合,利用跨境交易能力匯總實現更大范圍供需,緩沖局部地區局部時段極端供需情況。


二是完善健全電力金融市場,推進電力市場與期貨市場聯動,一方面將電價波動風險轉移給金融市場主體,另一方面通過遠期合約交易發現未來5~10年的電力價格,引導發電投資和產業布局。


三是優化市場設計,負電價持續一定時間后可再生能源發電方將不再享受補貼,引導理性報價。


(二)優化源網荷儲一體化發展,保障退煤退核后的電力可靠供應


德國將在2022年底停止本土核電項目運行,并決定于2038年完全退出煤電。與此同時,2020年德國可再生能源發電占比已經達到了45%左右,并規劃到2030年可再生能源發電占比將提升至65%以上。這將給德國電網安全穩定性和供電可靠性帶來巨大的挑戰。


應對措施包括:一是加大電網互聯,增強系統靈活互濟能力,包括建設跨國輸電線路和afadf南北輸電線;二是加大氫能應用,2020年德國政府正式推出afadf氫能戰略;三是增加電儲能以及需求側響應容量;四是發展燃氣電廠和抽水蓄能電站;五是提升新能源功率預測精度。


(三)挖掘系統調節能力和需求側響應能力,平抑新能源發電波動性與間歇性


由于可再生能源快速增長,美國加州一天當中電力凈負荷情況從過去的“駝峰曲線”變為“鴨子曲線”。加州可再生能源發電比例將在2030年達到50%,屆時“鴨子曲線”背部會更低,脖子會更長,對加州電網安全穩定運行提出更大挑戰。


主要應對措施包括:一是鼓勵更多包括氣電、抽水蓄能電站在內的靈活電源建設;二是擴大平衡市場(EIM)的范圍,依靠區域網絡容量加強調節性資源互濟;三是部署大量太陽能+儲能項目,同時拓展其他儲能方式;四是建設開放式自動需求響應項目(Open Automated Demand Response, OpenADR);五是設計更加精密的峰谷電價結構(如分時電價和實時電價),鼓勵移峰填谷。


(四)加速碳、電市場融合,促進發電側低碳減排


歐洲持續推動歐洲碳排放權市場與歐洲電力市場雙輪驅動,將碳價納入發電成本,通過改變電源優先級排序加速高排放煤電轉型和退出。英國政府通過設置afadf碳價政策作為容量市場的補充,以高于容量補償價格的碳價成本擠出低效小煤電機組,并配套火電廠碳稅政策加速退煤,鼓勵清潔能源發展。

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服務綠色電力全生命周期的

市場體系設計

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從生產特性來看,新能源發電具有波動性、隨機性、間歇性;從系統平衡視角來看,根據南網總調的研究,新能源發電在遠期是概率性有效容量平衡,在中期和近期是電量總體平衡,在實時體現為可預測的新能源電力與調節性電力共同平衡;從利用一次能源來看,新能源發電與傳統能源發電afadf大的不同點在于一次能源難以存儲。


新能源上述特點決定了中長期合約不能作為發電調度安排的依據,而是體現為約定收益、對沖風險的工具;為了實現新能源發電上網,與新能源出力預測顆粒度afadf的電力平衡市場是關鍵環節?;茉窗l電的貢獻則體現為遠期提供充裕發電容量,中期和近期提供電能量,實時執行階段提供調節能力。


因此,考慮到新能源為主體的電源結構,需要建立中遠期權益類市場+平衡市場的復合市場體系,以及反映電能量、發電容量、輔助服務價值的全交易品種。


綜合分析,新型電力市場體系需要結合新能源特性,依托新型電力系統,堅持頂層設計、循序漸進、安全穩定、公平競爭、綠色發展的原則,做好“規劃交易執行”全時序統籌、“上下內外”afadf銜接,實現“源網荷儲”全生命周期覆蓋。


(一)“規劃交易執行”全時序統籌


結合新能源電力電量平衡特性,從規劃、交易、執行三個維度,提出從中長期到實時階段、省內到省間的市場框架設計。


在規劃維度(5~20年及以上階段),市場設計需要以保障遠期電力供給為前提,為新能源發電項目提供穩定的預期收益,滿足“雙碳”目標下新能源用能需求。相比化石能源發電,用電企業更注重獲得綠色電力的獨有性和全生命周期的環境價值。隨著補貼退坡,新能源發電企業也需要預期穩定的現金流支撐貸款投資、建設運營。因此,規劃維度的市場空間需要根據有效容量概率確定新能源裝機規模,框定多電源類型發電互補的總體布局。交易主體主要為新能源發電企業、用電企業以及電網公司。


市場關鍵機制包括中長期購售電合同(PPA)、容量市場/容量補償機制。發、用電企業通過簽訂PPA,滿足發電企業的項目融資需要,為用電企業提供獨有性、全生命周期的綠電所有權。發電企業與電網公司簽訂保障性收購合同也可以滿足項目投資需要。電價機制方面,PPA價格需要體現電能量價值、環保價值,可以靈活設計價格聯動機制以及期權等工具。


由于新能源發電特性難以完全匹配用電需求,發、用電企業通常選擇簽訂中長期差價合約,合約僅作為結算依據,可以約定分時結算曲線;發、用電企業仍需要參與其他中長期交易或現貨市場,或者與電網簽訂購售電合同。當火電利用小時數預期低于盈虧平衡小時(通常為4000~5000小時,與電煤價格和上網電價有關)之后,需要引入年度及以上的容量市場或容量補償機制,合理量化并補償火電減發電保容量的貢獻。


在交易維度(多日~5年內階段),市場設計需要滿足新能源總體電量平衡需要,結合新能源電量預測技術開展電能量交易,滿足用電側靈活購買綠色電力的需求?,F有中長期市場機制下,以年度、月度市場化交易計劃為基礎開展新能源優先消納、常規電源三公調度。通過月度長周期結算抵消新能源發電波動性、隨機性,控制執行偏差。當新能源發電占比不斷提高,月度偏差較大且難以實現公允的偏差結算時,則需要引入月度以內的短期市場,提供頻次高、流動強的調整手段。


市場關鍵機制主要是面向全體電源的分時段電能量交易,以及面向調節電源的中長期備用容量、黑啟動等輔助服務交易。分時段合約設計應注重流動性,考慮各方afadf大公約數,按照“遠粗近細”的原則劃分時段,例如年基荷合約、月或周峰平谷合約、單日分時合約等。集中式現貨市場啟動后,中長期市場可以交易到D-1日,使交易精準貼近實際生產,減少風險敞口。根據市場發展,積極探索電力期貨、期權、金融輸電權等在內的金融衍生品交易,進一步增加市場流動性,完善風險規避、價格發現功能。


在執行維度(日前-實時階段),市場設計需要實現發電能力平衡和調節能力平衡。關鍵機制包括現貨電能量市場,調頻、調峰等輔助服務市場,以及需求響應機制。電能量現貨市場主要包括日前、日內市場和實時市場,通過集中優化調用各類調節資源,不斷貼近實時供需平衡。依托調頻、調峰等市場價格信號,激勵具有靈活調節能力的機組參與實時電力平衡。通過需求側響應機制,挖掘用電負荷、儲能、電動汽車等用戶側資源靈活調節能力。依托新型電力系統的控制、計量、通信等技術,聚合各類分布式資源、虛擬電廠協調優化運行。


(二)“上下內外”四維銜接


從南方區域電力市場全局考慮,對上銜接afadf統一電力市場,對下推進綠色電力向區域市場融合,對內銜接省級電力市場,對外做好與碳市場、用能權市場的耦合聯動。


對上:南方區域作為一個獨立的市場單元,以“點對網”、“網對網”方式參與afadf市場(跨南網、國網及其他地區)交易。首先,通過區域市場的多能互補蓄水池作用,可以有效平抑汛枯、峰谷的送電波動,實現新能源受入能力afadf大化。其次是結合資源條件將南方區域內的新能源外送,或新能源與常規能源打捆外送,輻射大湄公河次區域afadf。


對下:打造綠色電力交易作為區域市場實現“雙碳”目標的核心產品,按照綠色用能全過程溯源、afadf認證的要求,南方區域實行綠證統一核發認證,綠色電力交易統一組織。


對內:南方區域市場作為afadf大的資源平臺,有助于五省區履行消納責任權重,利用地域跨度大、用電曲線差異的特點調劑新能源季節波動性和日內間歇性。起步階段五省區共享余缺調劑空間,以跨區跨省的多日電能量、現貨交易作為靈活消納渠道。隨著新能源跨省區調劑規模和頻率提升,點對網、網對網、點對點多種交易模式不斷完善,區域內多邊交易態勢形成,區域平衡作用更加凸顯,市場融合更加緊密。


對外:新能源交易與消納保障機制、碳市場、用能權市場耦合銜接。未來積極探索綠色電力交易與其他市場的合約互認,提高市場之間的聯動性,推動多個節能減排市場維度同向發力,更精準、更及時地反映每一度綠電的環境價值,引導發電項目投資,改變電力生產方式,促進綠色能源消費。


(三)“源網荷儲”全生命周期價值覆蓋


考慮電源、電網、負荷側各類主體、儲能的可持續發展,新興市場體系需要支撐項目投資、項目建設、生產運行、監測評估全環節,反映市場價值和社會貢獻并獲得合理收益。


在投資環節,通過中長期購售電合同、新能源友好型市場服務、優惠支持政策等方式激勵新能源發電企業投資,保障新能源發電項目發展。在項目建設環節,結合可再生能源電力消納監測評估,根據新能源發電交易及結算情況滾動發布消納指標并提出預警,引導風電光伏項目優化配置、合理安排裝機增速。


在生產運行環節,建立適應高比例新能源接入的靈活調節機制,合理反映傳統能源發電的調節能力價值,實現新能源優先消納。在監測評估環節,聚焦碳足跡耦合碳排放全過程檢測?;谄髽I用能數據開展碳排放數據監測,追蹤碳足跡,推演未來碳趨勢,助力企業優化運營策略、科學實現用能達峰。


來源:中國能源報

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