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深度丨现货场景下的新能源消纳

2021-10-27 08:48来源:中国电业作者:刘光林关键词:新能源消纳电力现货市场绿色电力交易收藏点赞

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“双碳”目标是为应对全球气候变化作出中国贡献的雄心宣示。实现“双碳”目标的关键在于促进可再生能源发展,而促进可再生能源发展的关键则在于消纳。

(来源:微信公众号“中国电业”ID:zgdyzzs 作者:刘光林)

自提出“双碳”目标以来,我国在消纳绿色能源(本文中新能源、可再生能源或绿色能源主要指“风电和太阳能发电”)方面,政策措施频频发力,特别是在9月7日,旨在消纳清洁能源的绿色电力交易试点在北京启动,共17个省份259家市场主体参与,达成交易电量79.35亿千瓦时,此举是在能源领域以市场机制创新落实“碳达峰、碳中和”目标的重要举措,为助推可再生能源发展掀起一个不小的高潮。

绿电交易是在电力中长期交易框架内设立的一个交易品种。而同时,在全国八个电力现货市场建设试点当中,已经有甘肃、山西和蒙西等试点开展了有可再生能源参与的结算试运行。那么,围绕可再生能源参与电力市场尤其是电力现货市场,究竟有哪些问题需要引起业界的关注?新能源参与现货市场究竟有哪些优劣势?新能源如何参与现货市场?让我们一起分析一下。

推动新能源参与现货市场的几个动机

去年5月,山东电力现货市场在试结算过程中,4天内产生近亿元不平衡资金,为此,该试点还不得不推迟了更长周期的试结算。事实上,不平衡资金问题并非山东试点特有,无论在国网区域还是在南网区域,其他各个试点几乎都出现过不平衡资金问题,只是程度有所不同,山东碰巧引起了业界和媒体的大量关注而已。

业界的共识是,不平衡资金的产生与计划市场并行的双轨制有重要关系,主要体现为优先发电量与优先购电量的不匹配,山东试点就是在短期内受入大量外电,从而导致计划性发电量与计划性购电量匹配度出现巨大错位,因此才产生了大量不平衡资金。

问题是,近年来作为优先发电主体的新能源项目正在不断地大量并网,短期内计划发电与计划购电不匹配问题无法缓解,反而会不断加剧。2019年,全国并网风电和太阳能发电容量增速分别达到14%和17.4%;2020年,全国风电和太阳能发电容量增速则分别达到34.6%和24.1%;未来,新能源更是能源生产和消费的主体。“每年,新能源装机都有大幅增加,意味着优先发电量的大幅增加,但同时,随着用户侧市场的不断放开,优先购电量却在不断减少。”一位能源央企的营销主管表示,这种计划发电量与计划购电量的差额不断加大,有可能导致电力市场上不平衡资金的不断增多。

因此,让新能源进入市场从而减少计划性优先发电量的呼声渐渐高涨起来。当然,除去不平衡资金,还有一个让有关方面感到头痛的问题,那就是新能源消纳问题。

在2021年3月30日国新办发布会上,国家能源局电力司司长黄学农介绍,从2018年到2020年,我国弃风弃光情况逐年好转,风电光伏利用率大幅上升,到2020年风电利用率已经达到97%,光伏利用率达到98%,这个水平在全世界领先。

然而,即便按照这个“全世界领先”的利用率来看,根据2020年我国风电和太阳能发电分别为4665亿和2611亿千瓦时计算,弃风弃光电量仍然分别达到144亿和53亿千瓦时,总计达到197亿千瓦时。这是个什么概念呢?2020年,我国每个县级行政区平均全社会用电量为26亿千瓦时,也就是说,我国2020年的弃风弃光电量相当于7~8个县级行政区的全社会用电量。

根据有关报道,由于装机容量的增长,今年一季度部分省份弃风弃光率有所抬头,青海省风电、光伏利用率同比分别下降9.4、3.3个百分点;陕西和宁夏存在弃风率上升问题;河南、贵州也出现弃风弃光增多现象。

为此,部分新能源消纳形势比较严峻的省份和地区,将缓解弃风弃光问题试着交给了电力现货市场。

在现货市场上,电能可以更好地体现时空价值,在每天的不同时段尤其是高峰和低谷时段,由于电力供需情况变化,电价也会出现相应波动,这种波动,会让供需两端出现响应。这种响应表现为,在高峰时段,供不应求,电价较高,所有类型的电源均开足马力发电;在低谷时段,供大于求,电价较低,新能源发挥边际成本低的优势继续发电,化石能源尽力压缩出力以节约成本。当然,无论是负荷高峰还是负荷低谷,只要处在大发期,新能源项目都可以通过拉低电价的方式迫使化石能源出局,从而争取到发电空间。由此来看,参与现货市场确实可以在一定程度上促进可再生能源消纳。

当然,也有人认为有关方面力推新能源参与现货市场,就是为了规避弃风弃光考核。这是因为有专家建议,不再将参与现货市场而未中标的新能源电量计入弃风弃光考核范畴。

不过,就在上个月,国家能源局印发通知,就起草《光伏发电消纳监测统计管理办法(征求意见稿)》向社会各界征求意见。记者找遍该《征求意见稿》的每个角落,也没有发现类似“光伏电站企业参与现货市场报价而没有中标的电量不计入弃光电量”的说法。

新能源参与现货市场凸显尴尬一面

在我国,消纳可再生能源普遍采用两种机制,一是保障性收购。核定为保障利用小时数以内的电量,由电网企业采用统购统销的方式保量保价收购,这就是说在保障利用小时数之内的电量采用传统计划机制消纳。二是市场化交易。在保障利用小时数之外的电量,则通过可再生能源项目与用户侧直接交易的方式进行消纳,电量和电价都由市场决定,也就是说剩余电量可以通过市场机制进行消纳。

当前,我国电力市场建设进入现货交易试点阶段,有几家试点已经向新能源项目试点开放了现货市场。

就常人普遍认知来看,新能源的优点十分明显,那就是绿色环保,不发生化学反应,不向环境中排放碳和污染物,对气候和生态表现得相当友好。另外,在项目建成之后,由于不需要燃烧煤炭、石油、天然气等化石能源,所以边际成本低,具有相当的市场竞争力。

然而,同其优点一样,新能源的缺点也十分突出——出力的波动性、间歇性,导致新能源完全“看天吃饭”。而出力的不确定性对于市场化而言又是十分致命的。

搞电力市场化交易,就要签合同,签了合同就要履约。对于现货合同来说,不但要在电量上履约,而且要在电力上履约,需要完全按照合同约定的曲线进行电量交割。否则,就要接受相应的偏差考核。以山西电力现货市场建设试点为例,它们对于新能源实际出力与短期预测出力的偏差超出50%的部分,按照标杆电价计算超额收益并回收。“新能源超额回收费用巨大,山西的一座5万千瓦的风电场,一个月可能被罚80万元。”一位能源央企的市场营销中心主管透露。

对于新能源来说,避免出现偏差的前提是准确执行合同,而合同约定的是市场成交的结果,成交结果要看交易前对于电量电价的申报,而申报电量电价主要依赖的是出力预测,出力预测要依赖天气预报。“可天气完全不可控,很难准确预测可再生能源出力。”一位风电企业负责人说。

根据有关机构的统计数据,甘肃、山西两地风电和光伏单点预测准确率平均水平分别为41%和78%。其中,风电单点预测准确率50%以上的比例约为55%,光伏单点预测准确率85%以上的比例为45%,准确率50%以上的比例为70%。相信其他地区的准确率也高不到哪里去。

可是,如果依靠现货市场来实现百分之百消纳新能源的话,单点功率预测必须达到100%的准确率。否则就会出现两种情况:一是预测高了,实际出力达不到履约要求,新能源企业有可能要花高价购电来执行合同,否则就受到偏差考核。二是预测低了,实际出力超出合同约定额度,超出偏差减免的部分同样要接受考核;当然,要是通过自动发电控制技术来控制功率输出的话,的确可以精确履约而免受考核,但这样就形成了事实上的弃风弃光,达不到全额消纳可再生能源的目的,背离了发展可再生能源的初衷。事实上,在今年夏天中国电力发展促进会组织的“2021年电力现货市场培训研讨会”上,的确有与会的新能源企业代表建议同行们这样操作。

从这个角度来看,通过现货市场来解决弃风弃光问题是有一定局限性的,尽管现货市场为消纳新能源提供了一定的空间,但也因为履约和偏差考核等机制而限制了新能源的随机出力,反而不能实现完全消纳新能源的初衷。

原标题:深度丨现货场景下的新能源消纳
投稿与新闻线索:陈女士 微信/手机:13693626116 邮箱:chenchen#bjxmail.com(请将#改成@)

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