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“风电场的富余电力通过系统报送到现货平台,电力公司根据我们申报的富余电力,和省外的需求方匹配。我们风电场根据校核成交之后的电量增加发电,就把这部分富余的电量送出去了。”王伟指着电脑屏幕说,他们场的发电量同比增长了39%,增加的电量中有90%——约4300万千瓦时是通过参加跨省区现货交易实现的。
建设远距离输电工程可为新能源大范围配置提供保障,日前和日内的跨省区现货交易则为当前的技术无法实现中长期精准预测的风电、光伏等新能源消纳找到了“新大陆”。据国网甘肃省电力公司调控中心调度处处长伏岁林介绍,2017年甘肃的新能源发电量同比增长27.75%,弃风弃光电量同比减少19.26%,通过跨省区现货交易消纳的新能源电量为28.19亿千瓦时,占新能源增发电量的50%。
电力现货交易买卖主体自主参与、自主决策的特点,不仅为西北的清洁能源消纳找到了“新大陆”,也为东北供暖季“风火”矛盾带来了全新的解决方案——电力调峰辅助服务市场,使深度调峰的发电机组得到市场化定价的经济补偿,以价格信号激励发电企业在系统调峰困难时主动减发,为其他电源腾出消纳空间。
在东北电力调峰辅助服务市场中,由于系统调峰异常困难,不能深度调峰的火电厂向提供深度调峰服务的火电厂支付了大量的补偿金。这种收支变化,推动东北火电企业转变观念,将电力调峰视为未来一项重要的收益来源,积极开展灵活性改造。
“通过技术改造,今年我们厂上网的最低出力同比压降了20%,相当于让出全省发电量的1/15。2017年仅11月就少发电3500万千瓦时。”辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司董事长兼党委书记程荣新在谈到调峰辅助服务市场机制时说,“虽然少发了电,但因为给新能源发电让出空间,少发的这部分电从国家电网调峰辅助服务市场的机制中获得补偿,平均价格达到0.5元/千瓦时。综合下来,我们比原来发电时的效益还要好。”
目前,东北地区约89%的火电厂主动要求进一步调峰,以规避支付调峰补偿金;这其中77%的火电厂还通过参与深度调峰获得经济补偿,有力缓解了调峰困难,为风电让出了消纳空间。
数据显示,东北电力调峰辅助服务市场机制运营以来,东北全网调用有偿调峰服务38.88亿千瓦时,支付补偿费用16.63亿元,有偿调峰服务平均价格0.428元/千瓦时;补偿火电应急启停调峰93台次,补偿金额10670万元。同期,东北全网风电受益电量共计131.80亿千瓦时,承担分摊费用4.79亿元,折合风电为每千瓦时受益电量分摊约0.036元。截至2017年11月底,辽宁电网的弃风率降到5.85%,吉林电网弃风率降到17.54%,黑龙江电网弃风率降到11.04%,蒙东电网弃风率降到12.26%,红沿河核电实现冬季3台机组共计3345兆瓦的满出力运行。
通过跨省区现货交易和调峰辅助服务市场等新机制,国家电网公司探索出一条通过市场化消纳清洁能源的新途径,有效促进了新能源消纳,为清洁能源在更大范围内优化配置积累了宝贵经验。未来,国家电网公司将推动建立以电为中心的能源统一规划体系,统筹考虑能源布局、结构、时序和配置方式,推动能源结构优化升级,不断加强顶层设计,完善电力市场机制,促进电力客户跨区跨省购买清洁能源,扩大清洁能源交易规模。
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