现货有望缓解电力系统调峰之急 发布时间:2020-08-13 浏览次数:1445

　　“预计2020年，非化石能源发电装机合计达9.3亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至43.6%，比2019年提高约1.6个百分点。”近日，中电联专职副理事长兼秘书长于崇德公开表示，新能源发电装机比重提升对电力系统调峰能力需求进一步增加，调峰能力不足问题已经显现。

　　对此，有业内人士认为，我国已有现货试点开始实践，持续深入推进现货市场建设可从根本上解决这一问题，当前可通过市场化手段理顺价格机制、舍弃风光电源尖峰电量等方式提高系统灵活性。

　　调峰需求不断增加 

　　调峰思路悄然转变

　　厂网分开之前，电力系统没有调峰辅助服务的概念，发电多少由调度决定，辅助服务只是企业内部使用的技术手段。厂网分开后，电厂成为独立企业，当时的国家电监会于2006年颁布《发电厂并网运行管理规定》和《并网电厂辅助服务管理暂行办法》，用于明确辅助服务的调用和补偿规则。这就是行业熟知的“两个细则”。

　　2014年，为充分激发火电调峰的积极性，解决弃风问题，东北地区在调峰领域率先引入竞争机制。近几年，新能源发电装机比重逐步提升，电力系统调峰能力需求持续增加，调峰辅助服务市场规模逐渐壮大，各地由此纷纷开启调峰辅助服务的市场化建设。

　　国家能源局去年底通报的《2019年上半年电力辅助服务有关情况》显示，从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额50.09亿元，占总补偿费用的38.44%，各地辅助服务市场的辅助服务提供方以火电为主。

　　除了传统的气电、抽蓄、煤电灵活性改造外，随着储能成本下降，储能电站参与系统调峰调频的工程范例也陆续出现。同时，伴随电力市场建设，调峰的思路更是转至用户侧，需求侧响应、电动汽车等陆续加入调峰“大军”。

　　有业内人士表示，多数省份保留了深度调峰市场，非辅助服务改革试点省份继续执行“两个细则”，而现货试点区调峰品种将不复存在，未来这三种模式将在中国电力系统中长期并存。

　　电源侧、储能调峰不经济

　　用户侧调峰还不成熟

　　新一轮电改开启，为电力系统调峰方式方法提供了新思路，但参与辅助服务的主体仍然面临很多问题。

　　中电联行业发展部副主任叶春表示：“从目前电源侧的几种调峰方式看，因储能技术不成熟、建设成本高、运行安全性等原因，尚不具备大规模商业化运营条件；抽蓄电站受站址资源限制，价格机制也尚未理顺；气电受气源、气价和碳减排约束，不具备大规模建设条件。”

　　煤电灵活性改造是现阶段提高系统调节能力的现实选择，但规模不及预期。叶春指出，随着新能源大规模发展，电源结构发生较大变化，原有的辅助服务补偿力度对发电企业的激励作用有限。煤电灵活性改造支出高，补偿不足。“在新能源富集区的火电，若不考虑尽快建立容量市场，新能源消纳的问题短期内仍然得不到缓解。”

　　东北某煤电企业人士告诉记者：“目前看，调峰辅助服务补偿在逐年压缩，今年调峰补偿费用从1元/千瓦时降至0.8元/千瓦时。调峰经济性难以调动发电侧的积极性，灵活性改造的投入并不是小数目。但如果调度来指令了，经济性差也得调，否则调度下次加负荷不会考虑你。”

　　“供热煤电机组调峰也存在问题。如果不核定一个最小运行方式，煤电机组减到一定负荷之后，对外抽气的能力下降，供热能力也会受影响。”该人士表示。

　　储能在调峰辅助服务市场也难施展拳脚，叶春指出：“随着连续三年的政策性降价，依靠峰谷套利的盈利模式空间越来越小，加上技术限制以及高成本，尚无法承担大部分调峰调频重任。用户侧方面，除了需求侧响应等措施外，受制于技术、市场等一系列原因，还有潜力待挖。”

　　舍弃风光尖峰电量

　　提高系统灵活性

　　在目前的形势下，如何提高电力系统的调节能力？

　　叶春建议：“目前，我国主要还是依靠补偿机制推动系统调节能力的建设，随着电价政策进一步理顺，推动补充机制向市场机制过渡，利用现货市场及辅助服务市场挖掘调节型电源的价值，同时推进两部制电价，并由社会分摊成本，从发用两端发力，才能提高系统效率，这是解决问题的关键。”

　　中电联《2020年上半年全国电力供需形势分析预测报告》也建议，要关注机组及电力设备因疫情导致有效检修时间窗口缩短带来的安全性风险，加强省间电网调峰互济。同时，提高系统调节能力，并加快建立并完善电力辅助服务市场及市场化电价形成机制，针对灵活性电源、电化学等储能装置出台容量电价，进一步提高灵活性调节电源以及储能装置建设的积极性，持续提高电力系统的调峰能力。

　　此外，风光等新能源本身也能为电力系统调峰出力。

　　据国网能源研究院能源战略与规划研究所主任工程师张富强统计，各省新能源发电出力具有明显的“尖峰电量占比低”特征。以甘肃风电为例，低于60%装机容量出力，累积发电占当年全额理论电量的94%，若低于70%装机容量发电，累积发电占比达99%，提高10%装机的尖峰出力，电量仅增长5%，电量占比较低但对系统运行造成较大压力。

　　“其他地方的风光发电也遵循类似的出力特征。” 张富强表示，从新能源消纳角度看，若削去部分尖峰电量，对新能源全年发电量影响很小，而且能大大降低系统运行压力。

　　一位电力行业专家也告诉记者：“长期看，要持续推进现货市场建设，浙江省已经尝试改变原有的计划调度模式，实行全电量竞价，不再保留调峰品种，谁多发电谁少发电完全交给市场，这才是缓解电力系统调峰压力的治本之策。”

（信息来源：中国能源报）