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一旦发电过剩,系统结算价格会在短时间内真正达到负结算,加州在去年已经多次出现负结算区间。负结算价格的出现对于传统机组和投资者而言并非积极的信号。然而,如果新能源达到15%-20%的可调节性,或将有助于保证资源充足。
加州可再生能源是受政策补贴的,一旦发电量被降,风场所能拿到的补贴就会少于合同电量应该得到的补贴,风场在参与调节上就会面临损失,就必然不愿意弃风。
在这方面就需要PUC的介入,允许公用事业公司去为风场提供赔偿或调节补偿,并将公用事业公司的这一部分支出按成本算入其每年预算,在次年可以从配电费等环节收回。
但如果公用事业公司上报的预算增加,最终会传导到居民身上,这是一个弊端。然而,如果可再生能源不可调,需要把核电关掉,用燃气轮机发电,批发市场成本就会增加,间接会体现在度电电价上。而且关停核电的成本更高。如果仅补贴风电,剩下的其他发电能力不受影响,所要付出的代价孰轻孰重便可知。
发展储能
CPUC在2013年曾出了一个决议,要求到2022年加州要增加1325MW的储能,超过50MW的抽水蓄能都不能算在其中。在储能技术上则没有限制,系统运营商和监管者对形式各样的可以有一定容量的储能方式持鼓励和欢迎态度,诸如封闭式抽水蓄能、压缩空气储能、冰冷蓄能、电池储能等。
如果可以在发电过量的时候把多余的电储存起来,不仅可以减轻CAISO的压力,也可以避免资源浪费。
加州的水电占比很大,然而50MW的抽水蓄能电站仅有圣地亚哥的两个机组,距离CPUC所设立的目标,加州在储能方面还需要投入更多建设。
州内创造需求
过量发电从另一个角度而言就是需求不足,就需要创造需求。
加州政府正在协调各方,比如交通方面,不仅大力推行小型电动汽车,也在公交、地铁等大型交通工具中推动以电作为动力。
电动交通工具的发展则又涉及储能,但这种意义上的储能旨在为了用能而储能,而非抽水蓄能等为了储能而储能。未来的发展可能会有两种方向,一是各自充电;二是电池标准化,形成“电池站”。
无论采用何种方式,如果形成集中储能、集中充电,负荷就会相当大,如果这种大型负荷可以参与需求响应,对价格信号做出反应甚至提供辅助服务,对于电网的潜在好处也非常明显。
延伸一点就是输配基础设施建设,无论未来分布式发电占比多大,电网都需保有相当规模的输配基础设施,因而可再生能源发展并不是一个单方面的增长问题,电网、系统运营商在其中的作用非常重要。
区域间合作 创造需求
FERC下的ISO电力市场通常是跨越州界的,北美电力可靠性委员会(NERC)下有多个可靠性区域,各个区域内部保证系统平衡,而非仅在州内保证供需平衡。
CAISO的市场参与者中亦有很多其他州的发电商,他们通常进的是日前市场,当确定好次日的出力之后,大部分不再参与次日的实时市场。因为根据日前竞价结果安排发电,对州外发电商而言相对容易,成本较低,也避免了实时市场的风险。然而,在实时状态下,需求突然降低或可再生能源过量发电,ISO迫切需要减少发电、减少进口,此时,州外电力公司在日前市场已经竞价完成的部分没办法叫停,因为他们多数不进入日前市场,这就给ISO带来很大负担。
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