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136号文件的发布和实施不仅对新能源行业发展产生深远影响,也对电力系统的灵活调节资源提出了更高要求。
(来源:能源评论•首席能源观 文/ 黄少中 中国能源研究会特邀首席专家)
01为灵活性调节资源提供更大发展空间
新能源上网电价的市场化改革,标志着以市场化方式建设新型电力系统迈出关键步伐,将给电力行业带来积极作用和深远影响。
一是有利于推动新能源行业高质量发展。新能源上网电价全面由市场形成,存量、增量分类实施支持措施,有利于形成真实的市场价格,促进电力资源高效配置,引导新能源行业健康有序发展。二是有利于促进新型电力系统建设。新能源入市交易后,将公平承担电力系统调节成本,各类电源在电力系统中的价值将得到更充分体现,更好引导新能源与调节电源、电网协调发展,助力构建更加高效协同的新型电力系统。三是有利于加快建设全国统一电力市场。改革后,新能源与煤电等一样进入电力市场,上网电价均由市场形成,电力市场化交易进一步扩围,各地电力市场规则将按照国家要求相应完善,能够极大促进全国统一电力市场建设。
随着新型电力系统加快构建,新能源占比持续提升,高比例新能源发电伴生的波动性、间歇性和随机性,使得系统调频、调峰等灵活性调节资源的需求大幅增加。而136号文件的出台,标志着新能源从“计划+市场”双轨制向完全市场化过渡,这也为提升系统灵活性资源提供了更多可能。
一是取消了新能源项目的强制配储要求,改为由投资方根据实际需求配置储能。这一政策短期内可能减少储能新增装机需求,但长期来看,将推动储能行业从政策驱动转向市场驱动,促进储能技术的创新和商业模式的成熟,从而提升系统灵活性调节能力。
二是提出建立新能源可持续发展价格结算机制,通过差价结算为新能源项目提供收益兜底保障。这一机制稳定了投资预期,激励企业投资灵活性资源(如储能、虚拟电厂等),从而增强系统的调节能力。
三是强调通过市场化手段优化调节资源配置,推动源网荷储一体化发展。例如,鼓励共享储能、虚拟电厂等新兴业态发展,提升系统整体灵活性。这一政策有助于挖掘负荷侧和储能侧的调节潜力,缓解新能源消纳压力。
四是提出完善峰谷电价机制和辅助服务市场,鼓励建立市场化容量补偿机制。这些措施将提高调节资源的调用效率,促进各类灵活性资源(如煤电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能等)的优化配置,提升系统整体调节能力。
02多角度提升灵活性调节能力
灵活性调节资源在新型电力系统中具有重要价值,例如,可以提高新能源消纳能力、优化电力资源配置、促进电力市场建设等。因此,灵活性调节资源的发展不仅关乎系统的稳定性和经济性,也是实现能源转型和“双碳”目标的重要支撑。
不过当前,不少地区的灵活性调节能力仍面临挑战。例如,从电源侧来看,一些地区的常规火电改造推进滞后,抽蓄等灵活性调节电源建设缓慢,且存在成本疏导和生态环境风险;清洁能源可提供灵活性资源不确定性强,导致灵活性资源供应结构问题突出。从电网侧来看,一些地区存在灵活性调节资源种类少,跨区域输电通道灵活性调节能力及互济不足等问题。从负荷侧来看,灵活性调节资源普遍存在潜在类型多,但受价格、激励机制、基础设施约束,实施规模偏小,实现方式相对单一等问题。
为解决上述问题,提升灵活调节能力应通过技术创新、政策支持和区域协同等举措,充分发挥其作用,为新型电力系统的建设提供坚实保障。
首先,要加强灵活性调节能力的规划布局。如科学测算不同地区、不同时间段的调节能力需求;统筹各类电源规模和布局,确保可靠发电能力满足电力电量平衡需要,并留有合理的裕度;加快跨省跨区输电通道建设,建立跨省跨区备用共享机制,提高电力应急供应能力;在合理规划发展抽水蓄能电站的同时,科学安排新型储能发展规模,加快实现其规模化应用,并完善调用和市场化运行机制;开展典型地区高比例需求侧响应,依托新型电力负荷管理系统促进供需协同运营。
其次,要提升灵活性调节资源调用水平。立足现行调度体系,结合各类调节资源功能定位,科学确定调度关系,强化各级调度优化衔接,严格按照“三公”原则实施调度并按照“两个细则”考核管理。此外,还要综合考虑系统需要、调度安全性、调节经济性等因素,研究提出各类调节资源的合理调用序位表,明确资源调用原则、优先级等,尽量减少主力煤电机组频繁深度调峰、日内启停调峰。同时创新调度手段,制定并完善新型储能调度运行细则,在新能源消纳困难时段优先调度新型储能,实现日内应调尽调。建立需求侧灵活性调节资源库,制定需求侧资源常态化参与系统调节方案。
再次,要完善灵活性调节资源参与市场机制。完善体现灵活性调节价值的市场体系和价格机制,使新型储能及各类调节资源具有独立市场主体地位,合理设置峰谷价差,完善辅助服务市场总体费用及分摊办法,开展容量补偿试点,推动新能源参与电力市场交易。鼓励各地区因地制宜设置备用爬坡、转动惯量等辅助服务品种,建立以调节效果为导向的市场机制,完善区域级辅助服务市场,鼓励建立区域内负荷侧可调节资源的跨省调用和交易机制。此外,加强市场组织能力,投入算力确保电力市场高效运转,提高市场出清精细化水平,借鉴典型市场建立辅助服务市场与能量市场联合出清的方式,实现两个市场整体成本的最小化。
最后,要加强灵活性调节能力经济性评估。基于电力市场供需形势、市场电价水平、系统净负荷曲线等,开展长周期仿真测算,评估调节能力经济性和对电价水平的影响,为调节能力的建设与优化提供经济依据。对已投运的调节资源如抽水蓄能电站、新型储能等的调用情况定期进行评估,确保其充分发挥系统调节能力。同时,根据评估结果和市场变化,及时调整调节资源的建设规模、布局和时序。
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