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福建推辅助服务市场指望以此促消纳2019iyiou

发布时间:2019-05-14 19:31:52 编辑:笔名

福建推辅助服务市场指望以此促消纳

作为东南沿海重要的能源基地,福建正面临艰难的选择。逐年增长的清洁能源装机和日益扩大的电峰谷差,使福建电承受巨大的调峰压力。如何保障电系统安全、促进清洁能源消纳、协调不同电源之间的利益关系是眼下的当务之急。

开展辅助服务试点工作,通过市场化机制解决上述问题是福建的务实选择。

今年7月初,国家能源局批复同意启动福建电力辅助服务市场试点实施工作。eo获悉,福建已于7月底启动系统测试和模拟运行,并组织开展操作演练,预计9月底正式转入试运行。

清洁能源占比过半的调峰压力

福建省清洁能源发展十分迅速,2016年清洁能源装机和发电量占比均超过50%,水电、核电、风电等电源齐头并进,多元化的电源结构是福建实现能源转型的重要保障。但随着全国范围内的电力需求放缓,福建电峰谷差的不断扩大,预计2017年电峰谷差将超过1100万千瓦,福建电调度运行面临巨大的困难。

截至目前,福建省有宁德核电站、福清核电站共7台机组投入商业运行,总装机容量762万千瓦,占全省总装机容量的14.7%。福建也在加快发展风电的步伐,目前风电装机容量为229.8万千瓦,未来的将进一步开发利用海上风电资源。水电装机容量为1306万千瓦(包括120万千瓦抽水蓄能电站),其中绝大部分为不可调节的径流式水电。

根据福建能源 十三五 规划,到2020年,福建核电装机容量将达到871万千瓦,风电500万千瓦,清洁能源装机规模进一步扩大。

为保障清洁能源消纳,福建的做法是,保障核电带基荷运行,同时全额消纳水电、风电,这种做法保障了风电和水电相对较高的利用小时数。但是由于可再生能源发电具有波动、反调峰的特征,再加上用电负荷不平均,这给电力系统的调度带来了新的麻烦。

在保障清洁能源消纳的同时,又要维持电力系统安全,这就要投入更多的燃煤机组,通过各种方式来调节用电高峰。

相比以往,福建省内燃煤机组现在需要更加频繁参与深度调峰。加上今年煤价高企,燃煤电厂设备利用小时数持续走低,福建省内燃煤电厂普遍出现亏损。

福建省主管部门的相关人士表示,这就需要激励更多的机组提高灵活性,主动参与调节来适应市场的变化,缓解高峰低谷时的调峰压力。

利益调整市场化

随着电力体制改革的深入,发电侧早已实现充分竞争,沿用过去计划的方式来行政调度的手段已经行不通了。

中发9号文明确提出要加快电力辅助服务市场建设, 建立辅助服务分担共享新机制。适应电调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求,完善并发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。根据电可靠性和服务质量,按照谁受益、谁承担的原则,建立用户参与的服务服务分担共享机制 。

上述人士表示,直接交易做到一定程度后,必须要通过辅助服务来配合,这也是推进电力体制改革的具体要求。另外就是,辅助服务市场也是为了协调不同电源间的利益关系。

目前国内辅助服务主要是根据 两个细则 对参与调峰的机组进行考核和补偿,并未完全体现出其市场价值。

东北是国内个电力辅助服务改革试点,江苏、山西、山东、广东、新疆等省份也相继发布了辅助服务交易规则。就目前情况来看,各省辅助服务交易品种也各不相同,福建和东北方案中现阶段交易品种以调峰为主,主要解决电调峰困难的问题。

今年上半年,福建省内煤电设备利用小时数只有1667小时,远低于全国平均水平2040小时,其中重要的原因就是燃煤电厂频繁参与了深度调峰,这也是福建省内燃煤电厂亏损严重的原因之一。与此同时,省内的核电、水电、风电企业却出现了大幅盈利。

业内人士解释说,不同电源之间出现利益摩擦,有必要通过辅助服务市场对系统做的贡献、对社会承担的,以市场化的方式进行利益调整。福建能源监管办于去年下半年委托华北电力大学开展相关课题研究,并在2017年年初制定了《福建省电力辅助服务(调峰)交易规则》,今年6月底已经完成软件开发。

据eo了解,福建省内辅助服务试点有三个主要特点:一是火电、核电、水电和风电等各类电源全部参与相关调峰交易或补偿和分摊,重点解决系统调峰困难和面临的弃核、弃风、弃水问题;二是引入用户侧参与的移峰填谷和可中断负荷交易,降低企业用电成本同时缓解低谷时段负备用不足的问题;三是启动发电、用电双侧参与的电储能交易,促进系统稳定和分布式储能技术创新发展。

这离一个真正的电力辅助服务市场尚有较大距离。据eo了解,福建省将会根据市场发展情况,开展现货市场交易研究,丰富未来辅助服务的交易品种。(eo 刘斌)

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