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现货市场中,新能源项目的尴尬
2022-04-08 返回列表



在全国八个电力现货市场建设试点当中,已经有甘肃、山西和蒙西等试点开展了有可再生能源参与的结算试运行。那么,围绕可再生能源参与电力市场尤其是电力现货市场,究竟有哪些问题需要引起业界的关注?新能源参与现货市场究竟有哪些优劣势?新能源如何参与现货市场?
新能源参与现货市场凸显尴尬一面
在我国,消纳可再生能源普遍采用两种机制:
一是保障性收购。核定为保障利用小时数以内的电量,由电网企业采用统购统销的方式保量保价收购,这就是说在保障利用小时数之内的电量采用传统计划机制消纳。
二是市场化交易。在保障利用小时数之外的电量,则通过可再生能源项目与用户侧直接交易的方式进行消纳,电量和电价都由市场决定,也就是说剩余电量可以通过市场机制进行消纳。
  
当前,我国电力市场建设进入现货交易试点阶段,有几家试点已经向新能源项目试点开放了现货市场。
  
就常人普遍认知来看,新能源的优点十分明显,那就是绿色环保,不发生化学反应,不向环境中排放碳和污染物,对气候和生态表现得相当友好。另外,在项目建成之后,由于不需要燃烧煤炭、石油、天然气等化石能源,所以边际成本低,具有相当的市场竞争力。
  
然而,同其优点一样,新能源的缺点也十分突出——出力的波动性、间歇性,导致新能源完全“看天吃饭”。而出力的不确定性对于市场化而言又是十分致命的。
  
搞电力市场化交易,就要签合同,签了合同就要履约。对于现货合同来说,不但要在电量上履约,而且要在电力上履约,需要完全按照合同约定的曲线进行电量交割。否则,就要接受相应的偏差考核。以山西电力现货市场建设试点为例,它们对于新能源实际出力与短期预测出力的偏差超出50%的部分,按照标杆电价计算超额收益并回收。“新能源超额回收费用巨大,山西的一座5万千瓦的风电场,一个月可能被罚80万元。”一位能源央企的市场营销中心主管透露。
  
对于新能源来说,避免出现偏差的前提是准确执行合同,而合同约定的是市场成交的结果,成交结果要看交易前对于电量电价的申报,而申报电量电价主要依赖的是出力预测,出力预测要依赖天气预报。“可天气完全不可控,很难准确预测可再生能源出力。”一位风电企业负责人说。
  
根据有关机构的统计数据,甘肃、山西两地风电和光伏单点预测准确率平均水平分别为41%和78%。其中,风电单点预测准确率50%以上的比例约为55%,光伏单点预测准确率85%以上的比例为45%,准确率50%以上的比例为70%。相信其他地区的准确率也高不到哪里去。
  
可是,如果依靠现货市场来实现百分之百消纳新能源的话,单点功率预测必须达到100%的准确率。否则就会出现两种情况:
一是预测高了,实际出力达不到履约要求,新能源企业有可能要花高价购电来执行合同,否则就受到偏差考核。
二是预测低了,实际出力超出合同约定额度,超出偏差减免的部分同样要接受考核;当然,要是通过自动发电控制技术来控制功率输出的话,的确可以精确履约而免受考核,但这样就形成了事实上的弃风弃光,达不到全额消纳可再生能源的目的,背离了发展可再生能源的初衷。事实上,在今年夏天中国电力发展促进会组织的“2021年电力现货市场培训研讨会”上,的确有与会的新能源企业代表建议同行们这样操作。
  
从这个角度来看,通过现货市场来解决弃风弃光问题是有一定局限性的,尽管现货市场为消纳新能源提供了一定的空间,但也因为履约和偏差考核等机制而限制了新能源的随机出力,反而不能实现完全消纳新能源的初衷。
 
现货机制暂时难成消纳新能源的首选
尽管社会上有观点认为,设置电力现货市场的初衷就是为了发展和消纳可再生能源的,但就有关政策和信息来看,官方暂时透露的信号并不是十分清晰。比如,2021年4月底国家发展改革委、国家能源局共同印发的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》,也仅仅是说引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网,并未明确这些电量必须进入现货市场。
  
针对清洁能源消纳和避免弃风弃光问题,2021年3月30日国新办发布会上,国家能源局电力司司长黄学农指出,要在新能源开发布局上统筹优化、在发电侧提升调峰能力、在电网侧提升资源优化配置能力、在用户侧提高绿色电能替代和需求侧响应能力、加快发展储能、推动电力系统全面数字化、构建高效智慧调度运行体系等方面发力。而在这些举措措施当中,并未提及正如火如荼开展试点的电力现货市场机制。
  
在国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》指出,在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上,鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式,多渠道增加可再生能源发电装机并网规模。这也从一个侧面说明,当前困扰可再生能源进一步发展和消纳的主要因素,还不是消纳机制的问题,而是物理调节能力和调节技术不足的问题。
  
近年来,我国可再生能源迅猛发展,但电力系统灵活性和调节能力与之并不能相匹配,制约更高比例和更大规模可再生能源发展。要构建以新能源为主体的电力系统、如期实现“双碳”目标,发展和消纳可再生能源成为关键中的关键。因此,有关部委在处理完善电解铝行业阶梯电价这么具体的问题时,也不忘向用能大户们推销一下清洁能源——《关于完善电解铝行业阶梯电价政策的通知》指出,鼓励电解铝企业提高风电、光伏发电等非水可再生能源利用水平,减少化石能源消耗。
  
包括前文提到的启动绿色电力交易试点在内,综合近期我国在关于可再生能源消纳方面祭出的多项重要举措,基本可以确定,电力市场尤其是现货市场暂时难作为推动可再生能源发展和消纳的重要选项。
 
新能源绿色价值在市场中难体现
当然,除了功率预测和偏差考核这些技术问题不利于新能源参与现货市场之外,一个更深层的原因就是在当前电力市场上新能源的绿色属性得不到体现。
  
“不管谁发出来的电,上了网都是50赫兹的交流电。”这句话的意思是,不管你是风电、太阳能发电,还是煤电、气电、核电,只要发出来,上了网,进入市场,就都一样了,成为同质化的产品,可再生能源电力体现不出绿色属性,没能附着环保价值,而化石能源也不用背负环境成本。
  
其实,也正是因为可再生能源的绿色属性在其他市场上体现不出来,也才有了不久前开始试点的绿色电力交易,以及前几年就启动了的跨区域省间富余可再生能源电力现货交易等专为消纳新能源而设置的交易专场了。
  
在现货市场上,新能源难以体现出环保优势,但其先天弱势却体现得淋漓尽致。虽然随着风电和光伏设备制造技术与能力的提高,新能源项目在经历补贴退坡、竞价中标、平价上网之后,与化石能源相比在价格上已经初具竞争力,但由于新能源出力具有波动性、间歇性以及反调峰性的天然短板,使其在现货市场上又重新堕回弱势地位,如经常受到偏差考核,很难竞得高价,承担分摊费用多,获得补偿费用少等等。
  
因此说,如何将绿色环保价值赋予新能源,并将生态补偿成本附着在化石能源身上,并通过市场化交易传导至用户侧?只有确保了这个前提条件,无论是在中长期市场还是在现货市场,新能源才敢说是有竞争力的,也才能说市场化机制是可以促进新能源消纳的。
  
“新能源每发一度电减排的碳和污染物,每开采一吨煤需要付出的生态补偿努力,每发一度煤电排放的碳和污染物,这其中的环保效益与生态补偿成本,都需要精确恰当地测算与统筹考虑,这样才能最终转化为相应市场主体的竞争力。”一位新能源企业的市场营销人员认为,目前的绿色证书、碳排放权交易、可再生能源电价补贴等政策的科学性和协调性还有待进一步深化和提高,还没能切实起到提升新能源市场竞争力的作用。
 
现货场景下的新能源全额消纳构想
无论如何,一个很迫切的事实摆在面前,那就是如果我们现在不能完美解决新能源消纳的问题,未来的形势会更加严峻。
  
毕竟,新能源占比是不断增加的,统计显示,2020年全国风电和太阳能发电量之和仅占总发电量的不到10%;而有关信息显示,到2030年我国非化石能源占一次能源的消费比重要达到25%左右,据此推断,届时风电和太阳能发电量之和占总发电量的比重会远超25%这个比例。
  
列举这组数字就是为了说明,如果在渗透率不到10%的情况下尚不能很好地消纳新能源,如何在渗透率超过25%甚至更高的情况下做好新能源消纳呢?换句话说,如果现在都存在一定的弃风弃光率而做不到百分百消纳新能源的话,未来随着新能源占比的不断提升,以及调节电源占比的逐渐降低,新能源消纳形势就会更加严峻。
  
鉴于此,有观点认为,既然新能源功率不可控、波动性强,很难按照合同约定的曲线提供出力,那就应该索性按照实际出力全额上网。
  
不得不说,尽管这有违市场公平竞争精神,但这的确是对待新能源发展最友好的方式。毕竟,发展新能源和可再生能源的初衷就是用来替代传统的化石能源的,就是用来减少温室气体排放和保护环境的,就是用来实现人类社会可持续发展的,只有把可再生能源电量百分之百、不折不扣地消纳掉,才能真正体现其绿色价值,否则,就会造成巨大的资源浪费。况且,如果只谈公平,就不应该有可再生能源保障性收购政策,也不应该给可再生能源上网开小灶,比如设立跨省区富余可再生能源现货市场和绿色电力市场等一系列专为消纳可再生能源的专场了。
  
但,这种看似不公平,完全可以用市场的方式找回公平。
  
有专家认为,除了网络阻塞之外,调节资源不足是困扰新能源消纳的重要因素。而造成调节能力不足的主要原因要归于辅助服务市场的不完善,有关市场主体对于市场收益没有明确预期,开展煤电灵活性改造、建设储能和气电等调节资源的意愿不足,那些有潜力成为调节性资源的电源项目更愿意按照传统方式过活,也就是通过出售电量而不是出售辅助服务来获得收益。所以说,下一步通过完善辅助服务市场,引导传统能源从电量资源向电力资源转换,从而通过向系统提供调节服务来获得稳定收益,这样就不存在传统能源和新能源争电量的问题了,也就不存在所谓的公平不公平的问题了。
  
当然这都是后话,改变新能源和传统能源市场占比、完善市场机制都还需要一个过程。就目前条件下,能不能找到一个让市场各方认可,又能百分百消纳可再生能源的市场化方案呢?
  
在回答这个问题之前,先明确一个事实:可再生能源具有波动性、间歇性和不可预测性,这就决定了消纳可再生能源必须有调节性资源的配合,不管这些调节性资源是自建的、购买的,还是电网提供的。在百分之百上网的可再生能源电量当中,付出成本的可不只是可再生能源企业,还有赖于其他调节性资源提供的辅助服务以及其他电源让渡的电量空间,也就是说,可再生能源电量收益中应该包括给调节性电源和资源的回报。
  
达成这个共识,下面这个基于现货市场的“可再生能源电量两分法”就很值得一试了。
  
该方法是指,可再生能源根据实际出力全额上网,其上网电量分为两部分:一部分是申报电量部分,另一部分是偏差电量部分。
  
申报电量部分,是企业在实时市场上全电量申报并成交的电量。这部分电量的电费收益归可再生能源企业所有,分别按照政府定价和市场价格两种情况结算。需要着重指出的是,企业在申报电量时,一定要根据单点功率预测情况,确保申报出力不超出实际出力范围,也就是申报出力最好小于或等于实际出力,因为一旦出现负偏差就要接受较为严苛的偏差考核,或者自行购电补齐偏差。
  
偏差电量部分,是新能源企业在现货市场结算时出现的偏差电量,包括正偏差和负偏差。需要着重指出的是,负偏差电量接受偏差电量考核,正偏差电量不受考核,但电费收益不归新能源企业,而是归全系统所有。负偏差考核费用和正偏差电量电费,均用于补偿系统内调节性资源。
  
有人可能会有疑问,既然正偏差收益不归自己所有,那新能源企业为什么不多申报一些出力呢?当然不能,因为一旦出现负偏差,就要接受较为严苛的偏差考核或者自行购电补齐偏差。这就迫使新能源在多卖电和避免偏差考核之间做出权衡,确保申报出力既要尽量接近实际出力但又不能超过实际出力,对这个度的把握就构成了市场博弈,只不过这是企业自己和自己的博弈,筹码是企业单点功率预测水平的高低。单点功率预测准确,可以给自己带来最大化收益;单点功率预测不准,可能给自己带来一定损失,但这个损失又能补贴给调节性资源,并不影响整个市场和系统的效益及运行。而且此举的最大好处是百分之百消纳了可再生能源,实现了社会效益的最大化。
 
这种市场化交易方式的好处是,既照顾了市场各方的利益关切,体现了公平性原则,又顺应了百分之百消纳可再生能源的初衷,对如期实现“碳达峰、碳中和”目标、为构建以新能源为主体的新型电力系统提供了一个现货市场的解决方案。


 
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