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Thursday, Sep 22nd

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构建西北区域多层次统一电力市场,助推新型储能跨越式发展

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在设计市场机制时,应充分考虑新型储能容量价值和电量价值,允许新型储能参与多个市场,进行分时利用,实现多重价值。应拓展智慧能源、虚拟电厂等包含新型储能的新业态、新模式,实现新型储能多元化发展

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构建西北区域多层次统一电力市场,助推新型储能跨越式发展

华北电力大学 胡军峰 吴江

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2022年1月,国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,指导意见提出到2025年,全国统一电力市场体系初步建成,国家市场与省(区、市)/区域市场协同运行,电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营,跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高,有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。2022年3月25日国务院《关于加快建设全国统一大市场的意见》中更进一步指出,要建立全国统一的能源市场,健全多层次统一电力市场体系。

2021年我国可再生能源发电累计装机容量突破10亿千瓦,占全国发电总装机容量比重达43.5%,可再生能源新增装机1.34亿千瓦,占全国新增发电装机的76.1%,其中风电、光伏发电装机均突破3亿千瓦,海上风电装机跃居世界第一。西北地区的新能源装机2020年已达到1.29亿kW,2022年预计新能源投产超四千万千瓦,总装机将超过1.8亿千瓦,成为网内第一大电源类型。高比例新能源将会是新型电力系统的常态,但是其间歇性、波动性等固有不确定性特性对新能源的实时消纳带来了巨大挑战,新型储能可以很好地帮助解决高比例可再生能源消纳的挑战。本文将对促进西北新型储能发展的区域多层次统一电力市场进行分析。

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一、西北新型储能参与电力市场现状

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新型储能是指除抽水蓄能外的新型电储能技术,包括锂电池、钠电池、液流电池、压缩空气、飞轮、储热、储氢等多种方式。目前西北五省都出台了新型储能参与调峰辅助服务市场的规定,容量不小于10MW/20MWh或者5MW/10MWh,同时具备AGC功能等条件的发电侧、用户侧或电网侧储能电站均可以参与,由西北网调根据电网运行需要,与其他市场主体竞价出清,并形成储能的正式调峰曲线。甘肃省除了调峰辅助服务市场允许新型储能参与外,调频辅助服务市场也允许新型储能参与。

甘肃新型储能参与电网调峰辅助服务市场交易模式为日前申报、日内调用。由新型储能在调峰辅助服务平台开展集中交易,申报内容包含交易时段、15分钟充电电力、交易价格等内容的交易意向,市场初期申报价格的上限0.5元/千瓦时。调频市场交易采用日前报价、日内出清模式。各市场主体以AGC发电单元为单位,可在电力辅助服务平台申报未来一周每日96点调频里程报价(价格单位:元/兆瓦),报价上限暂定为15元/兆瓦,申报价格的最小单位是0.1元/兆瓦。

青海省新型储能参与调峰服务市场化交易模式分为双边协商交易和市场竞价交易。双边协商交易由储能电站与风电场、太阳能电站开展协商确定调峰交易时段、电价和交易电力、电量,并通过调度机安全校核后执行,主要适用于年度和月度中长期辅助服务交易。市场竞价交易由新型储能电站根据市场需求通过向辅助服务交易平台提交包含交易时段、交易电力、交易电量、交易价格等内容的交易意向,由调度机构进行安全校核后执行,主要适用于短期辅助服务交易。双边协商交易和市场竞价交易后新型储能电站仍有剩余充电能力,在电网有调峰需求时,调度机构可按照电网调用储能调峰价格调用新型储能电站参与电网调峰。

新疆电储能设施根据电力调度机构指令进入充电状态的,对其充电电量进行补偿,具体补偿标准为0.55元/千瓦时,独立市场主体的电储能设施可与发电企业通过双边协商确定交易价格。

宁夏新型储能参与调峰辅助服务市场交易包括双边协商交易和单边竞价交易两种类型。双边协商交易由新型储能供应商与新能源企业等市场主体开展协商确定调峰交易时段、电价和交易电力、电量,并由调度机构校核后执行,仅在日前组织。单边竞价交易由新型储能设施在双边协商交易后仍有富余充电能力时,电力调度机构根据电网实际运行情况,按照调峰资源提供者由低到高的报价顺序依次出清执行,单边竞价交易在日前预出清,日内正式出清,补偿价格上限为0.6元/千瓦时。

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二、西北新型储能区域多层次统一电力市场

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西北区域已经形成了以750千伏骨干网架为核心的区域电网,区域内部各省份电网联系密切,互联互通程度较高,区域之间则主要通过联络线联通,互联程度相对较低。由于网架结构,电力交易主要在区域内完成,区域间交易比例较小,构建区域电力市场更为便捷。区域电力市场需要针对不同新型储能交易类型构建多层次统一交易市场。一般而言,区域电力市场需要由容量市场+中长期市场+现货市场+辅助服务市场构成,其中容量市场主要针对三到五年甚至更长时期的新型储能市场需求进行交易,中长期市场主要针对年度、季度和月度新型储能市场需求进行交易,现货市场主要针对日前新型储能市场需求进行交易,辅助服务市场主要针对实时新型储能市场需求进行交易。目前西北区域辅助服务市场已经允许新型储能参与,但仅允许其参与调峰辅助服务市场,调频辅助服务市场还不允许新型储能参与,辅助服务市场开放力度还太小,其它辅助服务市场如旋转备用、非旋转备用、转动惯量、爬坡速率等也需要尽早建立并允许新型储能参与。

现货市场是电力市场体系的重要组成部分,与中长期市场共同发挥着电力商品价格发现的作用。现货能量市场的一个重要作用是根据时变的电力供需状况,发现相对真实的电力价格,因此现货市场是促进新型储能商业化发展的关键。新型储能加入电力现货市场在为储能市场探索盈利模式、充分释放储能容量价值的同时,还能提升电力系统平衡能力。

西北现货市场只有甘肃进行试点,还未允许新型储能参与交易,其它省份正在积极探索,还没有开始进行电力现货交易试点工作。可以考虑跳过省级电力现货市场试点这一步骤,直接开始建设区域电力现货市场,并允许新型储能以独立主体身份参与。同时由于现货交易和调峰辅助服务市场有交叉和重叠的部分,可以考虑对西北区域调峰辅助服务市场进行调整和升级,充分利用其技术设施和人力资源建设西北区域电力现货市场,在区域调峰辅助服务市场升级成区域现货市场的同时建设其它区域辅助服务如调频、备用、转动惯量、爬坡速率等市场。

西北区域电力中长期市场已经运行多年,已经构建了相对成熟的交易机制和体系,并不断进行改进和完善。国家能源局也对电力中长期交易规则不断进行更新,最近的是2020年6月10日,国家发改委、国家能源局联合发布了《电力中长期交易基本规则》,文件明确市场主体包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、储能企业等。电力用户拥有储能,或者电力用户参加特定时段的需求侧响应,由此产生的偏差电量,由电力用户自行承担,从而明确了储能可参与电力中长期交易的市场地位。2021年3月16日,青海省电力公司组织储能企业与新能源发电企业,完成国内首个双边协商市场化交易,标志着我国在储能中长期交易方面迈出了实质性一步,为推动储能产业健康有序发展开拓了全新路径。

但是新型储能作为独立主体如何更便捷的参与电力中长期交易还没有详细规定。由于新型储能并不提供发电服务,而是主要聚焦在提供辅助服务,因此要求新型储能作为独立主体签订中长期交易承诺在未来某个时期提供一定电量并不合理,更合理的方式是新型储能签订的中长期交易合约不涉及电量,只涉及价格,电量通过现货市场和辅助服务市场最终确定,价格则通过中长期交易合约确定。即新型储能中长期交易不需要物理交割,仅具有金融交易属性。西北区域电力中长期市场可以考虑单独构建新型储能中长期金融交易机制,为新型储能协同参与现货市场交易、辅助服务市场交易和中长期市场交易创造条件。

西北区域电力容量市场还没有建立。建议在电力综合资源规划的基础上全面评估保障西北地区电力系统安全稳定运行的综合资源状况,包括电力供给侧资源和电力需求侧资源,基于资源评估确定电力系统安全容量需求,然后对包括新型储能在内的所有容量资源开放容量市场竞价,并根据电力综合资源规划的结果进行动态调整。最终形成西北区域电力容量市场、中长期市场、现货市场和辅助服务市场的协调统一,促进西北区域新型储能的跨越式发展,保障西北能源转型升级顺利进行。

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三、西北新型储能参与区域电力市场的挑战

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在现有的电力市场框架和规则下,新型储能参与电力容量市场、中长期市场、现货市场和辅助服务市场的身份已经基本明确,但在实际运行中还存在诸多不适应新型储能发展的地方,还有很多挑战需要加以解决。

(1)市场准入门槛较高,新型储能初始投资压力较大。目前,西北地区对于新型储能参与电力市场交易的准入门槛较高,要求新型储能的充放电功率达到10MW/20MWh或者5MW/10MWh,相对而言,要求较低的广东省为2MW,美国的准入条件更低,为0.1MW。较高的准入门槛固然减轻了市场组织的压力,但这也使得市场不能充分利用小型新型储能设施,加大了新型储能投资商的投资压力,也反过来阻碍了对新型储能的投资。

(2)新型储能市场交易价格还未有效形成,价格激励相对不足。西北区域对新型储能的市场价格仍然采用政府限价的方式,不能充分体现新型储能的市场价值,也未为新型储能参与市场交易提供充足利润。同时,现有的政府限价有被政策干预的可能,面临下降甚至取消的风险,无法向新型储能投资者传递稳定的收益预期。另外,固定价格机制未能准确地反映不同系统、不同时期的价值差异,可能造成价格信号的扭曲。

(3)现货和辅助服务市场协同竞价机制不清晰,新型储能市场盈利空间有限。西北区域只有甘肃试点电力现货市场,但其与辅助服务市场是分开独立运行。区域电力现货和辅助服务市场在建设初期也有很大可能性不会联合运行,新型储能在参与市场交易时需要分别进行竞价,如何优化在两个独立市场竞价对新型储能挑战较大,不容易找到最优竞价策略,盈利水平较难保证。

(4)区域中长期市场仍以物理合约为主,新型储能中长期交易如何构建有待探索。新型储能由于不具备发电能力,其中长期市场交易应以金融合约形式进行为宜。目前西北区域中长期市场发电企业和用户之间仍然以签订物理合约,进行物理交割为主,新型储能中长期金融合约如何与发电企业中长期物理合约进行协调还不清晰,未来如何构建新型储能中长期交易也需要深入研究。

(5)电力容量市场机制构建还有争议,新型储能容量竞价机制有待讨论。现有中长期市场、现货市场和辅助服务市场已被验证难以满足新能源大规模、快速发展对灵活调节服务的需求,亟需建立灵活调节资源容量补偿机制,以解决灵活调节资源不足导致弃风弃光的问题。目前对构建容量市场机制还有争议,稀缺电价机制也可以达到类似效果。但稀缺电价机制要求较高,要求电力市场价格机制要非常灵活,尤其是需求侧灵活资源必须充分参与,容量市场相对要求宽松,只有供给侧灵活资源参与也可以,未来再逐渐引入需求侧灵活资源。新型储能既有用电功能也有发电功能,因此是按照用电容量还是按照发电容量在容量市场进行竞价还需要深入探讨。

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四、促进西北新型储能参与区域电力市场的建议

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当前电力市场环境下,首先要完善区域辅助服务市场交易机制,发挥新型储能的性能优势,提升新型储能在辅助服务市场上的竞争力。为适应高比例新能源需要,近期发布的《电力辅助服务管理办法》将新型储能纳入提供辅助服务的新主体,并新增了转动惯量、爬坡速率等辅助服务品种。应在常规调频市场建设基础上,建立体现资源价值和按效果付费的新型辅助服务市场和价格机制,充分发挥储能响应速度快、布置灵活等技术优势,为调动新型储能系统调节能力创造市场条件。

在美国、澳大利亚、英国等国,新型储能已经是辅助服务市场的重要参与者。新型储能参与美国和澳大利亚的调频辅助服务市场是市场竞价,而在英国则通过投标获得辅助服务合同来提供固定频率响应。此外,美国PJM市场和加州市场中两部制电价的设计体现了新型储能调频的容量价值,由于新型储能具有很好的调频性能,根据调频效果进行调整的设计也有利于激励新型储能参与调频辅助服务市场。

目前西北区域的电力市场还在初步建设当中,辅助服务市场本质上是现货市场的有机组成部分,与现货市场中的主能量市场存在耦合关系。辅助服务市场需要纳入电力现货市场交易中,电力现货市场在成熟运行后将取代调峰辅助服务市场并和其它辅助服务市场联合运行。在设计市场机制时,应充分考虑新型储能容量价值和电量价值,允许新型储能参与多个市场,进行分时利用,实现多重价值。应拓展智慧能源、虚拟电厂等包含新型储能的新业态、新模式,实现新型储能多元化发展。

一是结合实际完善辅助服务市场机制。细分传统辅助服务品种,优化交易开展方式。推动区域辅助服务市场扩大交易覆盖范围,逐渐将西北各省内省外辅助服务交易融合成一体,促进西北区域更大范围辅助服务资源互济;进一步建立和完善区域调频辅助服务市场机制,推动建立区域备用辅助服务市场;可再生能源装机占比较高地区结合实际完善辅助服务市场机制,降低新型储能市场参与门槛,充分发挥新型储能辅助服务性能优势。

二是进一步丰富辅助服务交易品类。探索例如转动惯量、爬坡速率等新型辅助服务交易品种,明确交易方式和交易流程,满足电网安全稳定运行需要;推进备用巿场细分,并考虑备用分区等,允许新型储能在所有辅助服务品种参与,并加强新型储能在不同辅助服务提供方面的协调统一。

三是加强容量市场、中长期市场、现货市场与辅助服务市场的统筹协调。加强各层次市场在时序、流程、出清机制、价格机制等方面的衔接,逐步实现现货市场与调峰市场的融合,探索辅助服务与电能量市场联合出清。同时推动中长期市场中新型储能合约的金融结算,通过金融合约来提前锁定价格、规避新型储能现货市场和辅助服务市场价格风险。

四是建立用户侧参与的新型储能费用分摊机制。目前新型储能费用仅由发电侧按照上网电量进行分摊,在新型储能参与容量市场、中长期市场、现货市场以及辅助服务市场的时候,应该充分考虑费用分担的可持续性和可承受性,在新能源大规模发展的情况下深入分析新型储能费用在新能源电厂和用户侧之间分摊机制,按照"谁受益、谁承担"的原则,鼓励新能源电厂和用户侧合理分摊新型储能费用,实现新型储能可持续和跨越式发展。

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