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新能源装机占比超过42% 且利用率超95% 甘肃是如何做到的?

   日期:2021-08-12     来源:能见    浏览:4135    评论:0    
甘肃在“碳达峰、碳中和”的国家重大战略中地位日益凸现。

自2007年国家批准在甘肃酒泉地区建立国内首个千瓦级风电基地以来,甘肃新能源发展迅猛,截至目前,该省新能源装机达到2360万千瓦,成为省内第一大电源,占比超过42%,位居全国第二;酒泉-湖南±800千伏特高压直流输电工程作为全球送电距离最长的特高压线路之一,将西北清洁电力“输血”至近2400公里外的华中地区,成为新时代畅通国内大循环的典范;2017年,甘肃又位列全国首批8个电力现货交易试点地区名单,作为西北地区唯一代表率先奏响新能源开发与电力体制改革的交响曲。

上述诸多因素叠加,使甘肃成为全国范围内碳中和革命的领跑者。“新能源发电+特高压输电+现货市场售电”的新模式或将成为未来碳中和时代的新常态,而甘肃正在这场前无古人的探索中积累和贡献着“甘肃智慧”。

8月4日,国网甘肃省电力公司调度中心副主任杨春祥做客“电力革新社”,开讲《甘肃电力现货市场建设情况介绍》,为观众详解甘肃电力现货市场建设的推进情况、市场规则情况、结算试运行情况等。

试点初成


杨春祥介绍,通过全国统一电力市场交易平台,甘肃组织火电、水电与新能源打捆,新能源跨省替代及现货交易向北京、湖南、天津、广东等20个省(市)送电。2020年外送交易完成电量520亿千瓦时,同比增长23%;新能源外送电量148亿千瓦时,同比增长8%。由于新能源发电的随机性和波动性,无法与外省直接签订中长期外送曲线,甘肃采用新能源与常规能源打捆外送模式,由火电、水电为新能源提供调峰,同时新能源低成本价格优势也可以提升甘肃整体外送竞争力。

甘肃的现货市场建设正在稳步推进之中。

2017年8月,甘肃被国家发改委和国家能源局确定为全国首批8个电力现货交易试点地区之一。2018年5月,甘肃的现货市场建设方案评审通过。7个月后,甘肃与山西一道开启国网系统内的首次电力现货市场模拟试运行。

2019年9月和11月分别进行了两次周结算试运行。这一年,甘肃电力现货市场的建设思路是:做好现货市场试运行;不断完善现货市场运营规则及技术支持系统;开展市场主体培训;做好各个市场衔接。

2020年3月18日,甘肃电力现货市场开始调电运行,并于4月完成全国首个整月长周期结算试运行,极大提升了全国面临疫情防控严峻形势下开展现货市场建设的信心。2020年8月1日至2021年1月17日,甘肃又进行了5个月长周期结算试运行。在整个2020年间,甘肃电力现货市场的建设思路是:做好现货市场长周期试运行;建立市场化电力电量平衡机制;建立中长期交易合约锁定收益、现货交易全电量集中竞价的市场交易机制;构建配套机制保障现货市场平稳运行;现货市场具备连续运行条件。

2021年5月1日至今,甘肃再次开展长周期结算试运行。今年甘肃电力现货市场的建设思路是:启动双边市场建设;做好各类中长期与现货,省间与省内市场衔接,现货市场与调峰辅助服务市场融合;形成发用双侧互动、双边集中竞价的现货市场,进一步完善价格机制及相关配套机制。

目前,甘肃的市场化体系基本建成。

规则创新

杨春祥重点介绍了甘肃电力现货市场规则,尤其是新能源参与市场化交易的情况。

首先,甘肃现货市场模式以“集中式市场模式”、“全电量优化”增加新能源优化空间。详细来说,就是:省内用电负荷与跨省区外送形成的全电量空间进行市场优化出清;新能源“报量报价”参与现货市场;日前/实时现货市场采取集中竞价、分时边际出清的方式,形成次日/实时未来15-120分钟机组发电计划曲线和分时边际电价;省内现货市场平衡后,富余发电能力继续参加跨省区交易和省间交易,实现新能源最大化消纳。

其次,用户参与模式方面,2021年甘肃引入用户参与现货市场,由发电侧单边竞价转变为发电、用户共同竞价确定日前现货市场出清价格,用户依据现货市场价格合理安排用能,达到移峰填谷的作用。考虑到市场初期平稳起步,依据用电行为可控、电价信号敏感度高、电价响应和负荷调节能力等条件,暂定符合国家产业、环保政策的电解铝、铁合金、电石、碳化硅、循环经济产业链项目、钢铁、电极式蓄热储能集中供暖示范项目七大行业经营性电力用户,以自愿方式参与现货市场运行。

再次,市场出清模式方面,发用双侧报量报价参与市场。在之前发电侧单边竞价市场时期,发电侧中长期曲线全部由调度机构代理分解。进入发用双侧报量报价双边市场时期,参与现货市场化用户在年度(或月度)与发电企业约定形成市场化中长期合约曲线,作为发用双发中长期结算依据;非现货市场用户和优购用户对应发电侧中长期曲线按照规则进行分解。同时,发电侧报量报价、用户侧报量报价参与到日前市场的出清。

值得注意的是,甘肃现货市场在规则制定过程中对新能源消纳进行了一些积极探索。

一是新能源“报量报价”参与现货市场。利用新能源低成本价格优势,报量报价与火电同台竞争并获得发电权,以省内用电及外送形成的全网总发电空间进行全电量集中竞价,促进新能源纳消。

二是新能源依据超短期预测实时市场二次申报。在实时市场中,新能源依据超短期预测,修正上报发电能力,系统以新能源最新上报发电能力进行出清,修正日前预测偏差,保证新能源最大化消纳。

三是新能源参与辅助调频,解决新能源15分钟内超短期预测偏差。首先,每分钟对前一分钟下发指令的完成情况进行监测,每分钟进行发电指令调整,实时调用富裕新能源发电能力,在保证新能源总计划不变的前提下,将有富裕发电能力的场站出力调用到最大化。其次,实时监测全网调频机组的下备用空间,在现货出清计划的基础上,每分钟动态调整新能源总发电计划,压减调频机组的发电出力,增加新能源的整体消纳空间。

四是现货市场价格引导用户改变用能习惯。甘肃现货市场价格与新能源出力密切耦合,价格信号明显,有利于用户依据价格信号改变用能习惯,实现荷网源协同,促进新能源消纳。

五是选择了“集中式”市场模式,现货交易全电量集中竞价的市场交易机制,在保障电网安全运行和民生的前提下,充分发挥市场在资源优化配置中的主导作用,促进新能源消纳。

六是甘肃作为外送型能源大省,在市场方案中充分考虑跨省跨区电力市场交易,构建了高效的省内、省间协调机制。

破题思考

甘肃电力现货市场在建设与运营中积累了丰富经验,同时也发现了一些需要继续改进的问题。杨春祥主要总结出三项突出问题,并分享了他对解决措施的思考。

第一是新能源参与市场收益问题。新能源特别是风电预测准确性偏低,预测与实际发电能力偏差需要以现货价格购买火电等常规能源的发电能力,导致其整体发电收益偏低。因此,需要新能源企业采取措施提高预测准确性。同时,需要通过国家补贴、绿证交易等场外措施,实现新能源可持续发展。另外在市场化交易机制方面需要进一步探索研究适合新能源为主体电力系统的交易机制。

第二是中长期交易与现货市场衔接问题。甘肃新能源占比较高,新能源装机容量远超省内用电负荷,为了化解新能源消纳难题,甘肃积极通过各类市场化手段尤其是新能源与火电打捆外送扩大新能源消纳范围,新能源利用率才从2016年60.2%提高到目前的95%以上。但受新能源发电的随机性特点影响,新能源无法在年度、月度交易中签订中长期合约曲线,新能源参与的市场化交易均为不带曲线的电量交易。为了做好中长期与现货市场衔接,甘肃由新能源企业按照预测在日前自主申报运行日中长期结算曲线,调度机构按照规则进行校核。由于新能源月度、日前预测不准确,必然出现每日中长期曲线与实际发电能力偏差,并出现中长期电量月内无法完全交割情况。因此,需要不断完善中长期交易机制,提高交易频次适应新能源发电随机性特点。

第三是市场限价问题。相对较低限价保障了市场的平稳起步,但是不利于调动更大社会资源优化配置。放开市场限价,有利于更大地激励用户依据价格信号移峰填谷;有利于增加火电机组调峰能力;也更有利于储能市场发展。因此,甘肃将会逐步放开市场限价,让价格信号发挥更大作用。

 
 

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