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数据来源:国家能源局
跨省跨区电量交易可以提高可再生能源的消纳量,但近两年甘肃通过特高压通道送电降价明显,可再生能源要大幅降价才能保证打捆电的价格优势。从表2可以看出,甘肃向青海、西藏、江苏、江西、陕西等地输送了大量电力,而跨省跨区电量交易的价格为0.07~0.15元/千瓦时,远低于本省的煤电脱硫标杆电价。由于甘肃省内的调峰能力有限、自备电厂发电量占比高挤占可再生能源的消纳空间,特高压输电能力有限,甘肃省也在积极开展新能源发电企业替代自备电厂的发电交易,如兰铝、金川集团、玉门石油等企业自备电厂与新能源企业开展发电权置换交易,2018年共交易1986.69吉瓦时,虽然交易价格仅0.06~0.08元/千瓦时,但也在一定程度上缓解了弃电问题。
表2 三地电力中长期交易情况对比
数据来源:新疆、甘肃和吉林电力交易中心
现阶段辅助服务市场建设以深度调峰为主,目的在于平衡新能源出力不均的特性。东北和西北地区等利用电量修正系数,加大高负荷运行机组分摊比例,负荷率越高,电量修正系数越大,相应的费用分摊越高。风电光伏项目以保障性收购小时数为基准,高于保障小时数的系数为1,每低于保障小时数200小时,系数下降0.1,相应分摊越少,其他地区则按照实际发电量占该时段总发电量比例分摊。同时,东北地区将风电企业非供热期实时深度调峰费用减半处理,同时将供热期风电、核电电量按照两倍计算分摊费用,体现了东北供热期调峰资源稀缺程度。
根据西北能源监管局、东北能源监管局、三地能源局和电力交易中心发布的月度辅助服务调峰结算结果,2018年甘肃风电在辅助服务市场参与“两个细则”考核和调峰结算的损失金额为1.97亿元,新疆为2.7亿元,吉林为3.8亿元,参与调峰费用分摊的风电厂数分别是177、112和43家。吉林的调峰分摊金额大于新疆和甘肃,而吉林的风电发电量却远低于另两省区。这说明了一些辅助服务市场存在市场化电价偏低、分摊电价过高的问题。
根据三省区的风电运行情况可以计算得出新疆的弃风总损失为47.67亿元,位居第一,甘肃为25.38亿元,吉林为4.08亿元。电力中长期交易的损失远低于弃风损失。新疆的电力中长期交易损失为26.37亿,甘肃为19.6亿,吉林为1.64亿元。其中,甘肃跨省跨区交易产生的价差损失就达到13.54亿元。本文所计算的已知可再生能源拖欠的补贴是从第五批开始的,经计算,新疆拖欠的度电补贴时间价值为0.03元/千瓦时,甘肃为0.027元/千瓦时,吉林为0.024元/千瓦时 ,如果拖欠的时间更久对于可再生能源企业来说就是更大的损失。
总体估算发现,风电并网成本在115元/兆瓦时~244元/兆瓦时,为标杆上网电价的21%~50%;其中弃风损失占并网成本的比例高达33%~54%;另一方面,辅助服务和市场化交易也对风电造成了很高的并网成本。
表3 风电度电损失
最终计算得出的2018年三省区风电度电损失如表3所示,度电损失中占比最高的是弃风损失,达33.91%~54.51%。度电“两个细则”及辅助服务调峰分摊的损失占比为3.28%~31.3%,省间差异较大的原因是省内辅助服务调峰分摊细则不一致,东北的机组因为要参与供暖季调峰,所以分摊的费用更高。度电中长期交易损失占比13.91%~34.53%,拖欠补贴的度电时间价值损失约占总损失的16%。总的来看,风电目前的总损失约占当地风电标杆上网电价的38.2%,占比很高,直接影响了风电的经济性。风电大发地区远离负荷中心,输电通道有限以及我国目前的电力系统缺乏灵活性资源,不能根据出力的变化及时反映电力供需关系以及电力系统调峰成本,不利于风电消纳和竞价上网。本文定义的风电在电力市场中长期交易中损失是基于我国当前的电力市场独特的交易品种核算的,风电在电力中长期交易中的价格目前低于标杆上网电价,很多省份还没有开展现货交易试点,风电仍无法在市场中获得最大利益。现有的电力市场,特别是现货市场将带来电价、运行方式等的更大波动,给风电发电商带来较大的风险。未来,可以参考英国的差价合约机制(contract for difference, CfD)设计不同生效方式的市场化差价合约,基于市场交易保障结算价格,可以作为电力市场主体风险规避的工具。
三、结论和政策建议
平价上网时代,风电全面参与电力市场是必然趋势。但是,高并网成本与高非技术成本一起,成为阻碍风电全面实现平价上网的主要障碍。有必要明确风电参与电力市场的权利义务,合理框定其并网成本。
未来,优化系统运行,降低系统运行成本,完善电力辅助服务机制是促进可再生能源消纳和降低风电并网成本的关键。
在发电环节要建立完善的辅助服务补偿机制,调动发电企业提供灵活性服务的积极性。输电环节完善新能源跨省跨区消纳和交易机制,升级并利用好省间输电通道。用电环节出台促进可中断负荷、电供热发展的配套激励政策,制定合理电价机制,引导用户参与需求侧响应。
辅助服务费用应由电源侧分摊向用户侧分摊转变。建议过渡阶段的辅助服务成本由电源、用户共同分摊,火电深度调峰的成本由火电厂和用户按一定比例分摊,其中用户承担的部分通过输配电价进行分摊。市场化阶段可以按照电能量和辅助服务市场联合出清的边际价格结算辅助服务费用,以市场的力量驱动各主体主动提供辅助服务。用户侧也可以提供可中断负荷和需求响应参与电力市场的竞价获取收益。电力市场环境下,需要明确界定风电全面参与电力市场的权利和义务,合理框定其并网成本水平。
总之,只有在厘清各类价格机制的适用范围和前提的基础上,结合可再生能源技术水平、发电成本、产业状况、市场环境等,建设合理有效的电力市场机制并根据实际情况进行相应调整,才能有效降低风电的并网成本,推动我国可再生能源的良好发展。
参考文献:
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原文首发于《电力决策与舆情参考》2020年5月22日第20期
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