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2022-07-12 08:33来源:爱能界作者:雷明杰关键词:增量配电网分布式发电市场化交易电力市场化改革收藏点赞
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新型电力系统要求高比例新能源,在低碳约束政策的影响下,企业将主动使用低碳能源,这也反过来促进发电侧的结构调整。出于电力行业坚持系统观念的内在要求,电力行业逐步出现源网荷储一体化和多能互补的业态模式,即通过配置储能,实施需求侧管理以及“源荷”互动,推动清洁能源就地生产和就近消纳,提高能源综合利用效率、降低损耗,使用户侧直接消纳接入其中的可再生能源以及其它新能源,为了真正实现“源网荷储”互动,能源的生产、传输和消费就需要建立关联。同时,以新能源为主体的新型电力系统决定了电力市场在整个能源市场中的主导地位,企业将以市场方式配置资源,建立起以电力市场为主的能源市场体系。在这个体系下,电力用户能够主动参与能源的生产和电力平衡,用户侧在新型电力系统产生的新业态下拥有新的布局机会。
(来源:微信公众号“爱能界” 作者:雷明杰)
需求响应与虚拟电厂
需求响应是指电力市场价格明显升高(降低)或系统安全可靠性存在风险时,电力用户根据价格信号或激励措施,改变其用电行为,减少(增加)用电,从而促进电力供需平衡、保障电网稳定运行。
虚拟电厂由于接入了更多元的用户,如储能、电源,将会在需求侧响应的基础上提出更高要求。从现有的研究和实践来看,虚拟电厂可以理解为:是将不同空间的可调节(可中断)负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种资源聚合起来,实现自主协调优化控制,参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。它既可作为“正电厂”向系统供电调峰,又可作为“负电厂”加大负荷消纳配合系统填谷;既可快速响应指令配合保障系统稳定并获得经济补偿,也可等同于电厂参与容量、电量、辅助服务等各类电力市场获得经济收益。
虚拟电厂赖以发展起来是以三类资源的发展为前提的。一是可调(可中断)负荷,二是分布式电源,三是储能。这是三类基础资源,在现实中,这三类资源往往会糅合在一起,特别是可调负荷中间越来越多地包含自用型分布式能源和储能,或者再往上发展出微网、局域能源互联网等形态,同样可以作为虚拟电厂下的一个控制单元。
其中可调负荷资源的重点领域主要包括工业、建筑和交通等。其中工业分连续性工业和非连续性工业;建筑包括公共、商业和居民等,建筑领域中空调负荷最为重要;交通有岸电、公共交通和私家电动车等;分布式电源(分布式发电)指的是在用户现场或靠近用电现场配置较小的发电机组,包括小型燃机、小型光伏和小型风电、水电、生物质、燃料电池等或者这些发电的组合;储能是电力能源行业中最具革命性的要素。储能技术经济性的快速提升,使电能突破了不可大规模经济储存的限制,也改变了行业控制优化机制。在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场发展较为成熟后,电力用户可为虚拟电厂聚合商提供虚拟电厂的三类基础资源,从而获得部分收益。
增量配电网与微电网
在新型电力系统背景下,配电网业态模式也将出现改变,能源转型背景下,催生了微电网这一新型电力技术,同时电力体制改革提出放开配售电市场,推进电力市场建设,又产生了增量配电网这一概念。
微电网更多强调的是一种技术性概念,即各种分布式发电、配电、负荷及监控和保护装置组成的微型发供电系统;增量配电网强调的则是政策性概念。它是新一轮电力体制改革的产物,指拥有配电网运营权的售电公司向用户配送电能,并依法经营的配电网,原则上指110kV千伏及以下电压等级电网和220(330)kV及以下电压等级工业园区(经济开发区)等局域电网,它可以由传统电网企业以外的资本投资。
增量配电网的商业模式较为多样,针对不同的目标用户,增量配电网的盈利模式也不同。微电网可以看做是有电源的小型增量配电网,其业态和商业模式与有电源的增量配电网类似。在新型电力系统下,行业可抓住机会,在用户侧布局增量配电网与微电网。
分布式电源与分布式发电交易
越来越多的新能源和新型的储能装置将应用到电力系统中,风能、太阳能、生物质能等新能源的应用,有很大部分是分散式的,且容量较小。这些分散布置在电力负荷附近的、容量在数千瓦至数十兆瓦之间的、为环境兼容的、节能的发电装置被称为分布式电源。分布式电源的发展模式激发了分布式发电交易需求,分布式可再生能源发电不仅可以保证分布式电源的稳定性,也能在我国低碳约束的大背景下满足企业绿色用能需求,创造环境权益价值。从碳排放原理而言,诸如光伏、风电此类绿电在生产电力过程中,几乎不产生碳排放全国碳市场实际交易数据显示,2022年5月全国碳市场上CEA日均最高价为58.50元/吨,日均最低价为58.13元/吨,日均收盘价为58.26元/吨,经过简单计算可以得出1兆瓦时绿电电量的环境价值约为34.02元。新型电力系统对环境权益日益高涨的需求下,企业投资建设分布式新能源电站,电力成本收益与环境权益收益将成为此类业态的两种重要收益模式。
用户侧储能与独立储能
在以新能源为主的新型电力系统中,储能将在实现负荷平衡中发挥重要作用,储能盈利的商业模式主要为独立储能和用户侧储能。
独立储能项目是指具备调度直控条件,以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议,不受接入位置限制,纳入电力并网运行及辅助服务管理,并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同,约定各方权利义务的储能电站项目;用户侧储能项目是通过平、谷段充电、峰段供电,利用中间电费价差、叠加更改基本电价计量方式,降低用户的电力使用成本,实现峰谷电价套利的商业模式。
随着电力市场化改革的全面推进,储能既可以作为独立主体参与现货市场和辅助服务市场,又可以配套可再生能源保障电力系统稳定,安全运行,在用户侧具有广泛应用前景,具备布局价值。针对储能项目如何参与电力市场,已有不少相关政策出台。
2021年《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》中指出将积极支持用户侧储能多元化发展,督促电网企业明确并网流程,及时出具并网接入意见,负责建设接网工程,提供并网调试及验收等服务,鼓励对用户侧储能提供“一站式”服务。
2022年6月7日,国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》,通知中明确提出:新型储能可作为独立储能参与电力市场,满足要求的新型储能项目,可转为独立储能,作为独立主体参与电力市场。鼓励以配建形式存在的新型储能项目,通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时,可选择转为独立储能项目。
2022年6月13日,新版南方区域“两个细则”(《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》及相关专项实施细则)正式发布,独立储能电站作为新主体纳入南方区域“两个细则”管理,建立了风电、光伏、新型储能、可调节负荷的专项细则,在参与主体、辅助服务品种等方面进行了大幅扩维,确立了辅助服务补偿与分摊的新原则。
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