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定价方式不合理!现行电力现货交易难以提升系统灵活性

1-15 09:14| 发布者: admin| 查看: 1021| 评论: 0 |来自: 中国能源报

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简介:为实现国家发展改革委、国家能源局提出的提升电力系统灵活性、促进可再生能源消纳的目标,灵活性资源价格形成机制的研究与建立已成当务之急。


随着可再生能源的大规模接入,电力系统的灵活性越来越引起各方面的关注。20181113日,国际能源署发布的世界能源展望提出“灵活性是电力系统的新口号”。在世界范围,风电和光伏发电的快速增长都对电力系统的灵活性提出了前所未有的要求。

在我国,由于弃风弃光问题严重,提高电网调峰能力与开展火电灵活性改造已成为国家有关部门关注的重点。电力系统“灵活性”的定义目前还比较含糊,可以认为是电力系统应对发电、负荷和电网扰动的预期的和非预期的变化情况的一种能力。灵活性涉及电力系统规划、运行、控制各个层面,时间跨度可以从秒、分钟、小时到日、月、年以及多年,从电网的空间尺度上则可分为就地、区域以及全网。灵活性资源包括调峰资源、调频资源、储能、需求侧响应、电网灵活控制等。

如何评价资源的灵活性

与其他电能产品一样,价格形成机制也是灵活性资源发展的关键。价格形成机制的研究主要包括两个部分:一是灵活性资源成本分析(即什么是合理价格),二是市场中的价格形成机制(集中竞价、双边协商或其他交易机制)。成本分析是衡量价格是否合理的基础,但最终价格要通过市场机制来形成。

由于电能在物理上的同质化特征,电网的作用像水池,因此从物理电能的角度,实际上是无法分清产销方的。因此电力市场中交易的并非物理的电能,而是发电权与用电权,最终通过调度计划来实现,因此电网调度也成为整个电力市场的“交通指挥中心”。电力市场交易则完全基于所采用的调度、控制模型,资源灵活性也通过调度、控制层面体现出来。

电源和负荷实时平衡是电力系统安全稳定运行的基本条件,而当前电力系统中由于风、光等新能源的大量接入,在电源侧引入大量的随机性和波动性,给电网的调度运行带来诸多困难。因此,应在电力市场设计时考虑功率曲线在时间维度上的形状,考虑不同电能商品的灵活性品质。

由于电能难以大量储存,发用功率必须实时平衡,从对电力系统调度运行和功率平衡的影响看,笔者认为,电能商品品质应从波动性、易控性、随机性3个维度进行衡量。其中波动性指功率相对于自身容量的变化幅度;易控性指将功率在一定范围内自由调节的难易程度。随机性与易控性有一定的关联,随机性大的电源或负荷一定难于控制,而随机性小的电源或负荷可能易控,如可灵活调节的资源,也可能难控,如功率相对固定的资源。对当前各类常见供方(电厂)所生产和需方(负荷)所消费的电能商品品质可以给出表1所示的排级。需要注意的是,这仅按一般情况依照电能商品品质高低对电源和负荷进行大致分类,而非给电源或负荷“贴标签”。例如,如果品质一般的煤电经过灵活性改造,可升级为高品质的调峰电源。

表一电能商品品质(资源灵活性)排级

可以看出,资源灵活性与这里的电能商品品质是对应的,品质越高的电能商品,灵活性越高,而品质越低的电能商品,灵活性也越低。

传统电力现货交易理论“失效”

当前国内外电力现货市场的电能商品模型为:将交易周期的功率曲线下的面积按等长时段切分成若干“条”,然后每条又分为若干可不等高的“段”。在发电侧,在1个时段中成交的发电商各取1“段”(即1个商品),同一时段的各段负荷(即所有商品)的结算价是相同的,均为该时段成交机组的最高价格(见图1)。

图一 电力现货市场电能商品概念示意图

由于“同质同价”是市场中商品定价的基本原则,这种定价方式隐含的假设是,同一时段负荷下的所有电能商品是同质的,因此都取相同的价格;而不同时段负荷下的电能商品是异质的,因此不同时段的负荷有不同价格。可以看出,传统的基于实时电价理论的电力现货(批发)市场设计忽略了电能生产和消费的时间连续性这个十分重要的特征,并假设同一时段的电能商品都是同质的,因此无法区别基荷、腰荷和峰荷机组区别明显的技术特征及成本构成,也无法分辨不同品质的电能商品并进行合理定价。

在这种定价方式下,由于光伏、风电近零边际成本的特点,将传统火力发电在以边际成本为准的竞价交易中挤出,使得市场出清价格降低,甚至出现负值,因此火力发电难以生存。而同时,光伏和风电的随机性、波动性,给电力系统的运行和控制带来重大挑战,对灵活性的需求急剧增加。在可再生能源大规模接入的背景下,世界各国基于这种定价机理所建立的电力市场运行纷纷出现问题,因此都在改进市场设计,比如引入另外的灵活性资源交易品种。

亟需探索建立价格形成新机制

对于发电机组,灵活性的提升主要体现在:深度调峰(降低最小技术出力)、快速启停、增强爬坡能力(即提高加减负荷速度)。对于热电机组,热电解耦也是增强灵活性的方式。

在美国加州电力市场(CAISO)和中部大陆电力市场(MISO),建立了灵活爬坡产品交易,取得了良好的效果。我国在实践中总结出来的深度调峰定价方式值得肯定。该定价方式首先在东北电力辅助服务市场建立,并且在全国推广。作为国家电力体制改革专项试点,自20171月在东北地区启动以来成效显著,深入挖掘了电网调峰潜力,促进了风电核电等清洁能源消纳,显著提高了电网安全运行水平和供热可靠性。

东北调峰服务市场体现公平、自愿的原则,并实现全电网调峰成本最低。根据火电机组调峰深度的不同,采用“阶梯式”补偿及分摊机制,按照非线性比例“多减多得、少减多罚”的原则加大奖罚力度,以激励发电企业加大提供调峰服务的意愿。调峰服务分为基本(无偿)调峰服务以及有偿调峰服务(针对灵活性供方)。基本调峰服务指机组调峰率小于等于48%时所提供的辅助服务;有偿调峰服务指机组调峰率大于48%或按调度要求进行启停调峰所提供的服务。假设某火电厂提供了深度调峰有偿调峰服务,其发电曲线如图2所示,则以每档电价与积分电量计算每档补偿,三档补偿总计为其补偿费用。由于火电机组参与深度调峰有必要进行稳燃技术改造,并且可能需要投油,增大发电成本,这种降低发电功率反而增大成本的情况是无法通过国外的现货价格来真实反映的。

2火电厂深度调峰服务(灵活性供方)定价原理图

作为灵活性资源市场化交易的初步尝试,东北调峰服务市场算是成功的。但也有一些缺陷,特别是人为指定的参数太多,需要在实践中进一步深入研究。

为实现国家发展改革委、国家能源局提出的提升电力系统灵活性、促进可再生能源消纳的目标,灵活性资源价格形成机制的研究与建立已成当务之急。如前所述,传统的电力现货市场解决不了灵活性资源合理定价的问题。有关部门及专家应在充分总结国内外已有实践经验的基础上,拓宽思路,在更先进的电力市场理论的指导下研究和构建新型的灵活性资源交易机制,保障合理的投资回报,促进相关新技术的发展。

 


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