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华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏表示,目前已有多个省份根据自身情况制定了需求响应试点方案。“国家电网公司经营区内各需求响应试点取得了良好效果,保障了电网供需平衡,缓解了电网投资成本,提升了清洁能源消纳能力。但另一方面,由于电力市场建设相对滞后,需求侧响应目前大多依赖政府补贴,电力需求响应规模受限于补贴规模,当前模式难以支撑其长远发展。”
理顺市场机制是关键
王志轩直言,目前整个电力系统的灵活性提升问题,主要在于机制未理顺。“现在煤电灵活性改造在技术层面上不存在障碍,有些电厂的锅炉最低稳燃负荷可以达到额定出力的20%。但是,目前深度调峰辅助服务补偿标准偏低、政策执行力度和连续性不足、政策制定与实施未充分考虑地区实际情况等问题,导致煤电企业已实施的灵活性改造项目收益不及预期。
中石油规划计划部副总经济师朱兴珊指出,燃气发电目前存在的问题也源于机制不畅。“天然气被业内诟病的缺乏经济性、资源保供风险等问题,最终还是归结为机制不配套。例如天然气峰谷差价不够,致使储气库投资经济性和建设动力不足,继而对资源保障造成影响。”
刘志坦表示,气电调峰具有启停速度快、变负荷速率高等特点,确立了其在各类调峰电源中的优势地位。“想要解决气电调峰的经济性问题,发挥其优势,就需要不断完善电力调峰服务政策,使其得到合理回报。”
“提高电力系统灵活性,或许并不需列出具体技术路线图,也不需要具体实施方案。”南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所所长陈政认为,理顺市场机制后,电力系统灵活性提升的路径自然能够走通。
“要让市场主体知道,为系统灵活性做贡献可以受益,同时还要建立利益兑现机制。”陈政表示,“一方面,建立小时级别的电力现货市场,以反映实时供需情况的分时段价格信号激励市场主体主动参与调节;另一方面,要建立容量补偿、容量市场等机制,帮助灵活性资源回收投资建设成本,并实现系统调节能力总量目标引导和市场化配置。”
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