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新能源入市大考:山西解题

传统煤炭大省山西,曾“点亮全国一半的灯”。过去数年,除煤炭外,山西也开始重视光伏、风电等新能源的发展。山西电力交易中心披露的2021年第三季度山

传统煤炭大省山西,曾“点亮全国一半的灯”。过去数年,除煤炭外,山西也开始重视光伏、风电等新能源的发展。

山西电力交易中心披露的2021年第三季度山西电力市场信息显示,风光装机容量已经超过山西发电总装机容量的三成。时任省委书记公开提出,到“十四五”末,新能源和清洁能源装机容量占比要达到50%,发电量占比达到30%。

随着新能源装机和发电量的不断增长,电力市场化改革持续深化,山西各方正摸索着建立新的秩序。

作为全国8个电力现货市场试点建设省份之一,山西自2018年12月27日在国网区域内率先启动电力现货市场模拟试运行以来,截至2021年底,已完成7次共397天结算试运行,目前处于不间断试运行阶段,双边现货市场试运行次数全国最多,试运行总天数全国第一。

北京能源集团副总经理王永亮认为,未来新能源将不仅是装机容量、电量消纳的主体,也应是市场交易的主体。“不参与电力市场交易是没有出路的,要尽快从‘摇篮’走向‘大海’。”

新能源入场

得益于丰富的煤炭资源,山西电源结构以煤电为主。受能源转型政策驱动,煤电装机占比逐渐下降,新能源装机占比开始提升。

“十三五”期间,山西风电装机年均增长24.16%、光伏装机年均增长63.21%。截至2021年11月底,山西省发电装机为11232.96万千瓦。其中,风电和太阳能等新能源装机3482.30万千瓦,占比31%。

2016年,为解决弃风弃光问题,国家发展改革委、国家能源局发布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》(发改能源〔2016〕1150号,下称《通知》),对各类资源区的保障小时数作出安排。山西省忻州市、朔州市和大同市三地的风电最低保障小时数为1900小时,光伏为1400小时。

可再生能源发电企业的电量收入主要分为两个部分,一部分为项目保障性收入,即电网公司通过标杆电价(基准电价)保障性收购的电量对应的收入;另一部分为可再生能源发电企业通过市场交易竞价上网电量获得的收入。

更多电量参与市场化交易,意味着动了风光“本能拿到的蛋糕”。而如今,山西的新能源企业正在从靠政策保障转变为主动参与市场。

山西省能源局相关负责人介绍,山西电力现货市场建设之初,就把保障新能源消纳和发展作为重要目标之一,提出了“新能源优先、全电力优化”的市场建设方案。

按照方案,新能源初期采用“报量不报价”的方式参与市场,新能源企业申报功率预测曲线,优先参与市场出清、优先安排发电空间,全力保障新能源消纳。

山西对全网电力资源进行了统筹优化配置,划分了整体交易空间。

“例如,山西的最大负荷是3800万千瓦,外送是1000万千瓦,这4800万千瓦的空间都被拿到现货市场进行集中优化和竞价。若新能源风光叠加预测有2000万千瓦,我们就先把4800万千瓦里的2000万千瓦分配给新能源,剩下的2800万千瓦再由剩下的火电来竞价。”据电网公司相关人士介绍。

同时,方案优化调整了日前省内现货市场组织时序,新能源企业可以依据日前省内现货市场的预出清结果,参照自身各时段的富余发电能力,自愿参与省间现货市场,减小弃限电量。

为适应新能源的发电特征,新能源参与外送电交易时,允许风电全天约定一条直线、光伏仅在白天约定一条直线的方式确定结算曲线,作为参与现货市场偏差结算的基准,减小新能源参与现货市场的风险。

除国家明确的外送新能源企业外,山西其余新能源发电企业要优先参与省内交易,仅当出现新能源消纳困难时方可参与外送交易。

在各种“优先”的背后,新能源发电预测偏差对电力平衡和市场运行造成的影响,新能源发电方需承担相应的经济责任,其实际发电出力与日前申报预测发电出力之间的偏差,按照实时现货市场的价格进行偏差结算。

据介绍,给新能源“预定”空间,配上实时偏差结算机制,建立偏差获利回收机制,可以引导新能源提升预测精度,理性参与市场。“这突出了权责利对等的原则,也避免了现货初期新能源企业通过调整功率预测曲线套利。”

然而,对于新能源企业来说,可预测性差是其参与市场最大的风险。新能源企业普遍采用风光预测作为其日前出清的依据,而由于新能源出力的间歇性和不稳定性,第二天的实际出力始终是一个未知数。

如果新能源企业日前申报15万千瓦的新能源出力,实际上又发不出来,而实时现货市场价格高,新能源企业就不得不在实时现货市场上购入更高价的电力来履行它日前申报的功率预测。

不过,有新能源企业表示,新能源入市之后,可以促进消纳,因为电力市场尤其是现货市场的本质是边际成本定价,而新能源的边际成本相较其他机组来说较低。

2019年和2020年山西全省新能源利用率分别达到99.3%和97.03%,2021年,山西新能源利用率也保持在了97.8%左右。

煤电的配合

2015年启动的新一轮电力体制改革,煤电首当其冲。受到“十三五”之前电力投资过剩、经济增长趋缓的影响,首先进入市场交易的煤电,开启了降价模式。而近两年来,新能源规模增长迅速,灵活性电源的支持成为必需,对包括煤电在内的传统电源的要求日趋复杂多样,合理确定煤电的市场价值显得尤为重要。

2020年底,山西在全国率先试点电力现货与深度调峰融合,现货市场运行期间取消深度调峰和启停调峰辅助服务市场。

调峰是国内特有的电力辅助服务品种,在电力现货市场建立前,其作为一个独立的品种,能够有效促进调峰资源的利用。而欧美等电力市场一般通过电力现货市场的实时平衡市场或者平衡机制实现调峰。

现货市场启动前,围绕煤电的主要是深度调峰市场,即煤电“压”下出力,由新能源分摊补偿。现货融合深度调峰以后,山西的煤电企业通过现货电能量市场在“大盘子”里回收收益。

据eo了解,山西目前已改造完成约42台、1830万千瓦机组,新增向下调节能力约280万千瓦(供热工况),具备引导煤电机组调峰的物理条件。融合后,煤电机组在原有深度调峰能力的基础上,进一步释放向下调节能力150万-200万千瓦。

为将发电空间尽可能让给新能源,山西电力市场还通过现货价格引导煤电机组启停调峰,实现现货与启停调峰的融合。

过去,由于最小启停时间的约束要求,山西的煤电机组在短周期内不能频繁启停。而根据最新规则,新能源发电高峰期,煤电机组发电运行可以主动停机,赚取中长期合约与现货交易价格的差价,比自身发电更划算,也为新能源腾出了发电空间。当新能源出力减小、电力平衡紧张时,煤电机组再通过申报较高的价格赚取启动费用和较高的发电费用,实现启停调峰费用的自动补偿。

据悉,山西现货市场2021年双月结算试运行期间,煤电机组启停调峰183台次,最多一天停机19台次,释放新能源消纳空间770万千瓦。

山西还在不断拓宽现货市场申报和出清价格范围,逐次拓宽至0-1500元/兆瓦时,峰谷价差不断拉大,以此引导煤电机组提供调峰服务。

现货市场和调频辅助服务分时段交易机制的衔接,也给煤电机组增加收益创造了条件。山西引入了分时段调频交易,煤电机组可以自由选择在全天五个交易时段申报不同的运行下限,精细化地在不同时段释放不同的向下调节能力。

晋能控股山西电力股份有限公司营销总监张建国在接受媒体采访时说:“从计划到中长期,从中长期到现货,发电企业早就不是发发电就行了。现在的市场,要求我们随时能顶得上、压得下,这对整个企业的管控是一种革命。”

也有多位电力从业者曾指出,煤电变得更灵活,其实是在牺牲了一部分发电效率和机组寿命基础上实现的。

然而,在没有其他更经济、效率更高的灵活性资源选择下,设计激励机制,在一定范围内使煤电变得更灵活,或许是为数不多的选择。

24点”和“96点”

中长期市场与现货市场的衔接,是电力市场建设启动以来的重点和难点。国家发改委、国家能源局2020年底发布《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》,一个“亮点”就在于鼓励分时段签约。

据了解,山西也曾经苦恼于现货市场是96个点,中长期市场是“一口价”带一条曲线,两者如何对应,是市场主体争论的焦点之一。

《山西电力现货模式下中长期分时段交易及零售市场分时段交易实施方案(试运行)》中分析,中长期交易一口价+曲线交易方式相当于每个时段价格一样,尽管现货交易有分时价格信号,但由于只占一定比例,批发市场整体无法形成明确的分时价格,也无法向零售用户传导,低谷用户在现货市场中出现了用电成本上涨问题,高峰用户反而出现了在现货市场中用电成本大幅下降的问题。

此外,在原有中长期交易中,发电侧在签订中长期电量合同时,受电量整体供需形势影响,曲线分解被动,煤电企业无法控制自身分时持仓量,高峰时段曲线超发电能力问题严重,出现了高峰时段煤电企业为超能力部分电量高价买单的情况;售电公司在批发市场中也出现了只关心交易曲线而不关心用户曲线的问题。

为此,山西电力中长期市场引入了分时段交易,尝试化解现货市场与中长期市场衔接时产生的问题。中长期分时段交易专门针对现货市场运行期间开展。

电力中长期分时段交易是指将每天24小时分为若干时段,以每个时段的电量为交易标的,组织发电侧与批发用户(含售电公司)分别按时段开展电力中长期交易,由各个时段的交易结果形成各市场主体的中长期合同曲线。交易周期分为年度、多月、月度、旬和日。

这对新能源企业的意义在于,假设新能源企业和用户签下了一个从1号到10号的中长期合同,原本这个电量合同的曲线是固定的,如果该企业要转让交易或回购,只能对原来全天的电量和曲线进行交易。分时段之后,相当于把24段分开,如果该新能源企业预测中午12点到14点风光会多发电,就可以只针对12点到14点去出售电量,不至于要卖全天24小时的电。

山西省能源局电力处副处长常伟对eo说,山西的中长期分时段交易在全国是比较大的突破,同时也是逐步探索实践的过程。长期来看,中长期价格将体现现货市场长周期运行的趋势。

有新能源公司相关负责人指出,常规电源分时段签约难度不大,但具有间歇性、随机性、波动性的风光,签订分时段合同会面临一定的不确定性。

曾有中国电机工程学会电力市场专委会委员在接受媒体采访时表示,当前市场信息和历史数据并不充分,新能源企业难以预测合理的价格。要想分时签约,市场要提供足够多的长、中、短期曲线合约的交易,同时提高市场流动性,以保障新能源企业有足够的交易工具来调整出力曲线预测。

山西省政府主管部门相关负责人介绍,山西中长期分时段交易的交易周期分为月度、旬、日,交易频次高,2021年累计开展725批次电力直接交易,市场流动性也比较高,有利于新能源企业按照预测出力曲线分时段调整仓位。

“计划”赶不上变化

随着市场建设的深入,计划与市场的矛盾成为各个现货试点面临的共性难题,山西也不例外。

山西实行全电量竞价,市场中发电企业执行政府定价的电量由调度机构按照“以用定发”的方式分解曲线,即调度机构须首先确定省内非市场化用户用电、省间政府协议送电等优先购电部分的电量及其96点曲线,在此基础上形成省内发电侧政府定价电量的96点曲线并分配给发电企业。

为保证新能源的消纳,新能源企业处于分配的第一梯次,先于煤电机组(第二到四梯次)获得优先发电电量。如果前序梯次分配完成,则不再向后续梯次进行分配,相当于通过调整省内煤电的基数电量来调节优先购电曲线和优先发电曲线不匹配的部分。

由于优先发电需优先消纳,而优先购电具有不确定性,因此不可避免地产生分时曲线不匹配问题,进而产生不平衡资金。目前多个现货试点都通过“以用定发”的方式减少分时段不平衡,从而减少“不平衡资金”。

山西省电力主管部门的相关汇报材料显示,山西发电侧基础电量采用“以用定发”模式进行分解,有效减小双轨制偏差资金。但始终存在新能源发电波动性与非市场用电特性难以匹配、优先购电规模难以覆盖新能源发电量等情况。

随着工商业目录电价的取消,大量用户进入市场,新能源企业执行政府定价的优先发电电量就越来越难以保障。因此,主管部门在前述材料中建议“合理确定保障性利用小时数,推动新能源‘保量保补不保价’”。

对于新能源企业来说,新能源发电与非市场用电特性难以匹配,对其在现货市场中的收益也存在负面影响。

一家新能源公司电力交易总监介绍,优先发电电量的曲线分解存在不确定性,可能中午现货价格为0时,新能源大发,但分配给新能源的优发电量很少,或者夜晚现货价格达到上限1.5元/千瓦时,新能源发不出,分配给新能源的优发电量反而很多,很容易出现新能源企业在现货市场中低价卖电、高价买电的可能性。

由双轨制带来的偏差资金在山西属于十二项市场运营费用中的一项。市场运营费用囊括现行交易规则下各种调节费用,主要包括成本补偿类、市场平衡类、市场调节类三大类。

成本补偿类费用指机组启动补偿费用、必开机组补偿费用和调频量价补偿费用。市场平衡类费用包括双轨制带来的偏差资金等各类不平衡资金。市场调节类主要指为限制市场成员套利而设置的若干获利回收项目。

市场运营费用按照“谁引起,谁承担;谁受益,谁承担”的原则分摊。例如,调频量价补偿费用分为市场化和非市场化两部分,非市场化的部分由发电企业按实际上网电量比例分摊,市场化部分由火电、新能源、批发市场用户按 10%、45%、45%比例分摊。

多家新能源企业表示,山西现货市场中的市场运营费用规则未来仍有改进空间。

据了解,2021年4月-12月,新能源企业平均度电分摊3.6分市场运营费用。按照“谁引起,谁承担;谁受益,谁承担”的原则,风光发电具有波动性、间歇性与随机性,电网系统的波动是由电力用户和新能源共同作用产生的,由此产生的机组启动补偿费用、调频量价补偿费用,新能源企业应当按比例承担。

但前述从业者分析,如果用户的电价不能涨,那么买单的市场主体只有售电公司、煤电、新能源,三方博弈谁分摊得多、谁分摊得少。但他也承认规则调整颇有难度:如果费用全部疏导给用户,可能会导致电价上涨;如果直接降低成本补偿费用,又可能会影响到对应业务的开展。

“这些都互相关联,还是需要全盘考虑。”

电量↑电价↓能力↑

“入市”之后,山西新能源企业普遍反映的一个问题是:发电量上去了,但电价下来了。

山西的新能源企业普遍意识到,新能源入市固然对消纳有利,但消纳增加和结算电价稳定或提升往往难以两全。新能源进入市场之后,其实际结算电价降低,且这种低电价可能会持续比较长的一段时间。

“新能源还没有强大到可以降低电价进入市场,它目前还处于发展当中,就目前的状况来讲,如果在没有其他配套措施的情况下,降低电价会阻碍它的长期发展。”国家电投山西分公司主管苏伟说。

主动弃风弃光成为新能源企业思考的一个措施。

“当风光大发时,市场电价可能为0,但是这时候新能源企业还要支付市场运营费用,这是新能源企业收入下降的一个原因。新能源企业不得不去思考,是否有权利主动弃电?”天润新能源公司电力交易总监商敬南说。

如果弃电,不但可以减小新能源企业在电力市场中的“损失”,而且可以适当停机,延长机组寿命。

当然,价格也引导着新能源企业不断自我调整,提升运营能力。

有山西新能源企业透露,山西电力现货市场来临之后,大家的目标发生了转变,从如何让电量损失最小变成了如何赚更多钱。“之前关注的是发电量,现在既不看发电量也不看电价,看的是整体收入。”

这具体体现在,新能源企业开始思考在何时停机检修最合适,会尽量选择在电价低、电量高的时候进行停机检修。

同时,由于现货市场以节点电价为基础,负荷密集而供给较少的地方电价高,这就引导了新能源项目开发更科学地选址。

“从前,影响新能源企业选址的最大因素可能是补贴,而现在要考虑更多。”商敬南说,“进入市场可以让行业更有序、健康地发展,回归到商业本质。”

有业内人士分析认为,新能源因其固有特性,进入电力市场后按照其商品实际价值竞争定价,但考虑发电量提升及建设成本下降等因素,投资主体开发意愿依然强烈。

此外,新能源企业的数字化转型也因为入市有了更多可以实现的场景。“金风科技旗下有几百万台风机在转,每台风机的数据都有实时监控,这些数据之前就有回收,但是没有用武之地,新能源进入电力市场之后,这些沉默的数据被激活了,数字化转型有了可以实现的场景。”商敬南说。

有新能源企业认为,从资源配置的角度看,现货市场带来了“帕累托改进”,一些人可以生产更多并从中受益,但又不会损害另外一部分人的利益。

也有新能源企业认为,市场的本质还是要还原电力的商品属性,新能源还处在发展当中,应该体现其绿色价值,而无论是现货市场还是中长期市场,都已经承担了诸多功能,无法实现所有的诉求。

一位资深电力研究者告诉eo,山西新能源“进场”,实现了以价换量,但如果不建立合适的场外机制,无法疏导其消纳成本,仍将影响新能源的发展。

不少新能源企业呼吁政府推动绿电交易、绿证交易、碳配额交易和电力市场有机衔接,让新能源的价值由电力交易外的市场来保障。

即使充满了各种问题,常伟依然对新能源入山西电力市场充满信心:“不怕有问题,就怕市场停下来。山西一门心思,就是想把市场搞好。”

据悉,2021年7月以来,很多新能源企业主动要求进入市场。“政府是举旗牵头的,市场要靠市场主体去建。”常伟说。

(图片来源:veer图库)

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