中国储能网欢迎您!     主管/主办:中国化学与物理电源行业协会储能应用分会
让你掌握储能产业最新动态!
当前位置: 首页  > 首屏 > 电力辅助服务  返回

面向高比例新能源消纳的西北调峰辅助服务市场机制及实践

作者:中国储能网新闻中心 来源:中国电力 发布时间:2021-11-19 浏览:

中国储能网讯:面向高比例新能源消纳的西北调峰辅助服务市场机制及实践

薛晨1, 任景1, 马晓伟1, 崔伟1, 刘友波2, 王潇笛2

(1. 国家电网有限公司西北分部,陕西 西安 710048; 2. 四川大学 电气工程学院,四川 成都 610065)

摘要:“源网荷”灵活互动是智能电网发展、电力市场化改革背景下能源系统转型升级的必然发展趋势,也是解决西北地区新能源调峰资源短缺、消纳空间不足的关键。梳理了国内外面向高比例新能源的“源”“荷”“网”及“源荷”联动下的辅助服务市场的市场机制、交易品种等关键技术及建设经验,立足西北电网的调峰瓶颈及障碍,基于现行西北区域省间调峰辅助服务市场平台,提出了适宜西北地区负荷特性及新能源消纳需求的“源网荷”联动调度模式及交易机制,以期利用市场杠杆与调度策略并行的调控手段,激发源网荷各主体调峰意愿,联动多主体协同参与调峰,共同促进西北地区新能源的全面消纳。

引文信息

薛晨, 任景, 马晓伟, 等. 面向高比例新能源消纳的西北调峰辅助服务市场机制及实践[J]. 中国电力, 2021, 54(11): 19-28.

XUE Chen, REN Jing, MA Xiaowei, et al. Mechanism of peak regulation auxiliary electricity market in the presence of high-penetration renewable energy and its practice in northwest china[J]. Electric Power, 2021, 54(11): 19-28.

引言

截至2020年年底,中国风电、光伏累计装机容量达5.34亿kW,其中西北地区的新能源发电装机达到1.29亿kW,已成为全国风电、光伏装机最大的区域。西北地区新能源高占比趋于常态化,其间歇性、波动性等固有不确定性特性对新能源的实时消纳带来了巨大挑战。

风电、光伏等新能源大规模并网消纳,需紧密依靠电力系统发、输、配、变、用多环节的深度协作。为解决高比例新能源的消纳难题,主要从2方面推进:(1)推动电网“硬件”基础网架建设,加强与新能源发展相协调的配套电源电网规划建设及跨区特高压输电通道建设,全面提升系统外送能力及大电网平衡能力;(2)强化市场机制“软件”支撑,通过市场竞争机制及激励手段促使源网荷多方协调发展和友好互动,充分调动全系统可调控资源消纳新能源的灵活性及积极性[1]。

西北地区新能源的全额消纳需大量的辅助服务提供支撑。在“2030碳达峰,2060碳中和”承诺背景下,西北地区新能源将迎来新一轮爆发式增长,燃煤火电等常规调节电源装机比重进一步下降,西北地区现行的调峰辅助服务机制提供的调峰容量、备用容量的裕度难以完全适应高比例新能源满发多发的需求,亟须打破仅依靠电源侧提供调峰辅助服务的传统模式。智能电网及通信技术的发展使得负荷侧灵活性资源具备接入电网调度体系并提供辅助服务的能力,与火电等电源侧常规调节机组相比,负荷侧灵活调节资源兼具响应速度快、可调容量大、调节手段灵活等调控优势。将负荷侧灵活性资源纳入西北电网调峰辅助服务框架,对于打造“源网荷”灵活互动框架下的调峰市场体系,保障新环境下的西北电网安全稳定运行具有重要意义。

本文首先对国内外面向高比例新能源消纳的调峰辅助服务的关键技术进行梳理,从“源”“荷”“网”侧及“源网荷”联动参与调峰服务市场的市场模式展开探讨;深入分析现阶段西北电网的调峰现状及面临的问题,提出完善西北调峰辅助服务市场的必要性;依据西北电网实际运行特性,提出西北地区调峰服务市场机制建设的关键技术并进一步展望西北地区高比例新能源消纳的调峰模式,为西北地区新能源的充分消纳和“源网荷”资源的灵活互动提供驱动力和平台。

1  面向高比例新能源消纳的调峰辅助服务市场机制

电力市场的改革发展促使辅助服务市场呈现出交易主体多元化的特征,亟须探索新的市场机制与交易模式引导源网荷灵活性资源参与电网调节。图1概述了国内外基于“源网荷”互动下的面向高比例新能源的调峰辅助服务市场机制的关键技术及研究思路,分别从“源”“荷”“网”侧及“源网荷”联动消纳新能能源展开探讨。

图1  面向高比例新能源消纳的调峰辅助服务市场框架

Fig.1  Peak-regulation service market framework in the presence of high-penetration renewable energy

其中,“源”侧主要交易品种包含发电权交易及碳交易,新能源机组与传统机组可基于发电权及碳排放置换交易实现“源”侧机组的调峰优势互补;“荷”侧主要调峰参与模式包括需求侧竞价、需求侧激励以及需求侧直接调度,可根据用户侧实际调控特性实现需求侧调峰模式的优选。为充分调动“源荷”双方调峰积极性,可在区域调峰市场平台引入灵活竞价机制及多时间尺度交易品种,以双边撮合/集中竞价的模式引导“源荷”联动参与区域调峰市场,实现“源荷”灵活资源的一体化出清。此外,“网”侧不仅可通过开展区域/省间调峰市场实现多区域的调峰互济,且其作为实时调度与监管机构需对调峰市场出清结果进行合理性校验及安全性校验,以保障电力调度及调峰市场的安全稳定运行。

1.1  “源”侧调峰交易机制

现阶段中国电源结构以火电为主,常规机组是提供电力辅助服务的中坚力量。因此,为解决高比例新能源调峰难题,多数研究以“源”侧常规机组(火电机组)参与调峰为着眼点,挖掘火电机组深度调峰潜力实现新能源的增发。然而,负荷低谷时的高占比新能源的并网使得电网向下调峰需求急剧增长,系统会安排部分灵活性改造后的火电机组以低于最小技术出力的模式运行,深调机组的调峰成本与调峰深度呈现非线性递增关系,此刚性调度模式将大幅增加系统的调峰运行成本[2]。在“源”侧调峰市场开展发电权交易及碳交易可作为促进新能源消纳的重要市场手段:(1)为新能源机组提供更多的上网容量;(2)利用经济激励机制引导低能耗机组代替高能耗机组发电,进一步减少调峰机组碳排放量。

发电权交易及碳交易是发电商在中长期、日前、日内、辅助服务等多市场中获得的发电许可份额/碳排放配额。其中,将新能源的增发电量作为新能源机组拟增加的发电权,常规机组参与电网调峰作为火电机组拟转让的发电权,基于发电权受让方和出让方进行多轮报价的模式,可最终达成新能源与常规电源发电权置换交易共识。该种模式具有提升新能源并网容量、降低常规电源机组运行成本、规避新能源发电风险、提升系统运行效益及减少碳排放等经济技术优势[3]。

然而,传统发电权交易难以量化新能源的碳减排社会效益,协同碳排放权与发电权的市场交易有助于在调峰辅助服务市场中反映常规能源真实发电成本,并促进新能源的进一步消纳。文献[4]构建了碳交易下的发电权置换优化模型,指出碳交易与发电权交易的耦合竞价有利于调动常规能源机组参与市场竞价的积极性,提升社会整体效益。文献[5]建立了发电权与碳交易市场的竞价均衡模型,验证了所提模型在碳减排及发电资源优化配置上的有效性。将火电机组的碳排放权交易与深度调峰有机结合,通过提升机组调峰深度以实现碳排放量的降低,并将额外碳排放权转让给其余常规机组,可在提升火电机组自身效益的同时为新能源消纳提供富余空间。

1.2  “荷”侧灵活调峰市场机制

常规电源的调节能力和传统电网调度模式难以满足大规模新能源消纳需求。国内外就“荷”端具有可响应能力的负荷参与电网辅助服务市场展开了大量的研究。通过建立空调、热水器、电动汽车等柔性负荷精细化模型[6],利用模型预测算法、机会约束等优化算法实现考虑新能源不确定性下的需求侧优化调度。然而,传统电力市场正逐步向用户侧灵活资源开放,成熟的市场建设体系和完善的激励政策对挖掘“荷”侧灵活资源响应潜力至关重要,其中包括:用户侧与发电侧博弈互动策略、用户侧辅助服务机制设计、需求侧响应定价模式等,如何将“荷”侧可调节资源作为一种中长短期灵活交易产品促进用户广泛参与辅助服务市场是研究关键及热点。

需求侧竞价是指用户侧主动参与市场竞争的机制,用户可通过改变自身已有用电模式以获取市场利润。一方面,用户可基于基准用电曲线利用其灵活可调节量参与市场竞争,如辅助服务市场竞价[7]、电能量市场与备用市场联合出清[8]等;另一方面,用户可利用其全部电力需求参与市场竞争,在集中市场提供类似发电商竞价曲线的需求侧竞价曲线等。文献[9]将需求侧资源当作一种公共的商品,构建了基于电力库的“多买方-多卖方”的需求响应资源交易(DR exchange)模型并实现“多对多”出清。此外,除了通过市场竞争推动用户主动参与市场外,基于合理的激励机制将用户侧响应资源纳入电网调峰辅助服务也是研究热点。现阶段理论研究主要基于用户侧需求响应数学模型,利用息票策略[10]、博弈论[11]等理论方法实现需求侧激励模式的优选,从而达到系统降本增效、最大化消纳新能源等目的。

荷侧灵活资源在电力辅助服务市场中的成熟应用,需要克服一系列技术、制度和机制上的难题。在不同阶段的电力市场环境下,荷侧电力灵活资源的调用对象、响应模式和市场机制皆不相同。在用户侧调峰辅助服务市场开始初期,可先逐步开放大工业用户,再进一步挖掘中小用户的灵活资源调动潜力。

1.3  “网”侧跨省调峰资源实时平衡

在省级电网调峰层面,现阶段的理论研究主要聚焦于调峰调度机制、调峰交易机制及调峰域度测评等方面。风电可与水电、储能、火电等可调节设备构成互补系统联合优化[12],缓解系统调峰压力。

从省间电网调峰层面来看,不同区域存在较大的调峰能力差异,充分利用区域间网络联络通道实现区域间调峰互济,是解决系统低谷调峰困难,提升体系灵活性的一个有效途径[13-15]。从调度层面来看,文献[14]建立了考虑风电外送的省间调度及区间调峰互济模型,综合考虑调峰约束和电网输送能力。文献[15]介绍了华东市场与其余区域市场的电力调峰衔接机制,以实现各个省级电网电源及负荷的互补特性。

此外,如何协调跨区互联线路送受端供需关系实现高效调峰是关键问题,文献[16]深入剖析了直流联络线运行特性,提出了跨区互联电网日前源网协调调度方式。对于实际跨区调峰市场的建设,需要因地制宜,考虑实际区域电网新能源出力特性、跨省调峰资源的差异性、区域间调峰资源的供需特性、区域间互联线路约束等多维度问题,建立更符合电网实际调峰需求的跨省调峰机制。

1.4  源网荷协同调峰机制

多类型电源及多类型负荷具有不同时空分布特性,由此形成源网荷协同优化的灵活互动模式,以提高系统安全经济运行的效率,促进新能源消纳。文献[17-18]提出了日前、日内、实时等多时间尺度调度模型,结合不同类型的荷侧调节资源,对源侧常规可控机组进行多时间尺度滚动协调优化以提升电网灵活资源的调峰调控能力,但上述研究聚焦于源荷侧的集中调度以应对新能源出力的间歇性问题。

传统刚性调度模式难以调动市场主体参与市场积极性,引入灵活竞价机制及交易品种,可赋予“源荷”侧市场主体充分的自主选择权,促使调峰供需资源高效匹配。就竞价机制而言,文献[19]分析了不同竞价结算机制(如双向拍卖机制、统一出清机制)对多买方-多卖方的市场参与积极性、市场公平性、市场供需状态等方面的影响。就市场品种而言,北欧日前现货市场通过引入基于灵活块交易的交易品种[20],市场主体根据实时能源需求,选择符合自身利益需求的灵活块交易种类(小时交易、块交易、链交易等);美国加州独立系统运营商[21]与美国中部电力系统运营商[22]基于其市场运营需求,设计了基于机会成本灵活交易品种—灵活调节服务(flexible ramping products,FRP),以保障系统实时平衡及激励价格的公平公正性。

然而,在“源荷”灵活互动过程中,电网潮流时空分布特性更为复杂、电网功率动态平衡特性更为多变,这对电网的安全运行带来极大挑战。文献[23]结合直流配电网灵活互联、安全可控的特征,提出源网荷储互动下的直流配电网多目标优化调度方法;文献[24]构建了含源侧机组组合及荷侧经济调度的双层优化数学模型,以实现计及网络约束下的安全调度。但是现有协调控制策略的研究大多从配网或微网的角度展开,侧重点在于如何实现局域网络的功率平衡与运行安全,鲜少从大电网层面展开研究。

随着源荷联动下的调峰市场参与主体数量的增加、调峰品种的增多及调峰交易实时性需求的提升,电网的运行模式将更为复杂,电网安全稳定评估控制方法及市场统一出清模式尚需提升与改善。依靠传统人工校核模式计算计及多不确定性下的电网运行状态和潮流分布无法完全保障电网安全和系统稳定,需要进一步研究考虑灵活交易的“源网荷”互动环境下不确定性对电网运行安全、断面传输极限、经济调度、市场出清等多方面影响。

2  西北电网调峰现状与存在的问题

近十年来西北地区能源装机容量增长超30倍,其装机容量、装机占比、新能源渗透率连续多年在全国各区域排名第一,如图2所示。随着西北电网新能源爆发性增长,电网等效负荷曲线向“鸭型”转变,调峰需求发生深刻变化,电网调峰能力建设作为新能源发展的基础性工作,现阶段西北电网调峰面临着较大挑战。

图2  2010—2020年西北地区的新能源装机情况

Fig.2  The renewable energy generation capacity in Northwest China in recent decade

2.1  “源”侧调峰遭遇瓶颈

西北区域传统“源”侧火电机组调峰受多重限制:(1)火电机组灵活性改造成本较高,以35万kW装机的热电厂为例,考虑到灵活性改造技术差异性,增加10%~20%额定容量调峰空间投资成本为1000万~5000万元不等;(2)西北网内火电机组平均调峰深度已达40%额定负荷,60万kW装机以上的平均深调能力已达30%额定负荷,可再挖掘的电源侧调峰空间极为有限;(3)现有源侧调峰市场的新能源增发成本较高,例如甘肃、宁夏省内市场新能源增发成本高达0.595元/(kW·h)、0.495元/(kW·h),新能源企业承受压力大。

2.2  “网”侧外送通道与新能源发展规模较不匹配

西北地区高比例新能源的并网及大规模发展,给电网输电通道的规划带来较大挑战。现阶段新能源的发展与输电通道和灵活电源的发展规划不完全协调,西北电网跨区输电工程基建成本高、建设周期长,预计未来两三年,直流外送规模增长约为2800万kW,远低于新能源的预期增幅(4715万kW),最终造成并网难和外送难的局面,阻碍新能源的消纳。此外,随着新能源发电比例在电网中的不断增加,不同种类能源间的发电并网竞争日益凸显,电网与电源之间不协同发展已成为新能源并网的巨大障碍。

2.3  “荷”端辅助服务机制有待健全

通信系统和智能电网的建设,使用户侧灵活可调控资源具备了快速响应能力,但现阶段尚缺乏成熟的激励用户主动消纳新能源的调峰辅助服务机制。目前西北地区出台的用户侧峰谷电价、调峰补贴价格机制有利于促进低谷新能源消纳,但尚处于试点阶段,用户侧激励模式较为单一且无配套的考核监管机制。总的来说,用户侧激励阈值难以获取、用户响应模式难以准确把控、分布式用户调度模式与电网现有调度计划方式难以兼容等种种经济、机制、技术瓶颈阻碍了现行用户侧响应在西北范围内的推广及规模化应用。

2.4  短期省间调峰交易尚未与中长期市场有效衔接

现阶段西北电网缺乏灵活的省间短期交易机制和完善的中长期市场衔接机制,西北电网新能源比重高、波动性强,同时省间错峰效益明显,联络通道也具有较强的省间支援能力,因此西北电网省间潮流交换频繁、交易需求旺盛。但目前的市场交易机制受省间壁垒限制,一方面,缺乏灵活的省间短期交易机制,省间调峰资源无法得到充分的利用,使得大量的短期交易需求无法迅速撮合,不能满足新能源资源时效性配置要求;另一方面,由于缺乏完善的中长期市场衔接机制,中长期双边交易又需要刚性执行,在面对网架约束、机组故障、新能源预测偏差较大等情况时,应急响应能力不足,不利于新能源的最大化消纳。

3  西北区域省间调峰辅助服务市场

现阶段西北区域调峰辅助服务市场主要调峰种类为有偿调峰、启停调峰、虚拟储能及用户侧调峰,其电力辅助服务市场交易流程运行框架如图3所示。与东北、华北、华东等区域调峰市场相比,西北电网调峰市场存在以下优势及区域特色:(1)支持水电双向参与调峰市场;(2)建立虚拟储能调峰模式;(3)创新提出直流配套电源单独控制区调峰模式;(4)积极开拓用户侧调峰辅助市场。

图3  西北区域调峰辅助服务市场调用流程

Fig.3  The implementation steps of peak-regulation auxiliary service market in Northwest China

西北地区辅助服务市场体系建立了日前、日内双时间维度调峰市场组织模式及省间省内两级调峰市场协同机制,通过日前固定时段、日内按需组织的方式,以先省内后省间为原则,提出调峰辅助服务市场多时空维度交易组织流程,实现调峰资源的优化配置。在日前市场,火电机组申报次日96点跨省有偿调峰电力曲线、电价信息及启停调峰电价;虚拟储能服务提供商申报次日96点储能能力;用户申报次日可调节负荷量、可调节时长;西北五省(区)申报次日水电有偿调峰电价;在日内市场,日内省间调峰辅助服务市场允许接受服务方随时申报调峰需求,调度机构视情况安排调峰服务。截至2019年年底,西北区域省间调峰辅助服务市场试累计调峰6254笔,调峰电量为40.81亿kW·h,调峰费用为5.10亿元,为提升西北新能源利用率贡献了2.39个百分点,如图4所示。

图4  2019年西北区域调峰辅助服务市场运营情况

Fig.4  The operation situation of peak-regulation service market in Northwest China in 2019

3.1  水火电调峰

水、火电调峰是指调峰资源富余的火电机组或水电机组以“群”模式主动参与日前市场及日内市场,向调峰资源不足省区提供的调峰服务。其中,西北区域调峰市场设计了“水电丰枯双向参与”方式,在丰、枯期根据水电发电差异性,灵活转换水电机组的市场角色。在汛期,水电机组作为调峰资源接受服务方参与调峰市场,申报各时段调峰需求,避免弃水损失;在其余水期,水电基于其优质调峰性能,作为调峰提供服务方参与调峰市场。

火、水电机组通过参与调峰市场获得辅助服务补偿费用。截至2019年年底,西北地区火电调峰电量为30.02亿kW·h,均价仅为0.164元/(kW·h),调峰收益为49244.9万元;水电有偿调峰电量为10.15亿kW·h,出清均价仅为0.006元/(kW·h),调峰收益为656.05万元。西北开放的调峰辅助服务市场有利于充分调动发电企业的市场参与积极性,促使水、火电企业降本增效,在消纳新能源的同时获得额外的收益。

与此同时,从全国范围内看,全国火电调峰下线至20%,最高费用可达1元/(kW·h),而西北地区的水火双向调峰的价格相对较低,有利于调动新能源企业增发积极性,促进西北地区新能源的健康发展。

3.2  自备电厂“虚拟储能”模式

西北电网提出自备电厂的“虚拟储能(virtual storage system, VSS)”模式,其中虚拟储能模式是指在不新增储能设施的情况下,将网内自备电厂为虚拟储能提供商,在新能源大发且面临限电时,通过减少机组发电出力“储存”新能源电量;在新能源小发且系统有消纳空间时,增加机组发电出力“释放”新能源电量。现阶段虚拟储能服务提供商主要为西北电网内的大型自备企业,在日前市场虚拟储能服务提供商上报次日96点储能能力。虚拟储能模式中,新能源企业基于存取电量按照0.05元/(kW·h)的固定价格向自备电厂企业支付虚拟储能调峰费用。经测算,自备电厂的调峰成本低于0.01元/(kW·h),效益明显。在市场开展初期,原则上虚拟储能服务提供商在虚拟储能过程中产生的调峰电量不影响其月度电量计划。按照“全面开展、试点先行、尽快推广”原则,选定甘肃、宁夏自备企业开展虚拟储能试点,2019年共参与调峰8笔,调峰电量0.023亿kW·h,获取调峰补偿11.49万元。随着调峰市场的全面开放,由于其调峰成本优势,市场竞争力强,其调峰规模将会逐渐扩大。

现阶段西北电网虚拟储能调峰暂采取电网定价模式,待市场成熟后,虚拟储能调峰价格机制可逐步过渡至竞价模式。

3.3  直流配套电源有偿调峰

西北电网的跨区直流配套电源装机规模已达2394万kW,且均为66万kW及以上大容量机组,调节性能优越,但由于受制于政策、机制等原因,配套电源的调节优势未充分发挥。为充分发挥配套电源调峰优势,西北电网提出直流配套电源以单独控制区模式(同一直流配套电源形成一个独立控制区)参与区域调峰辅助服务市场的模式。配套电源调峰顺序为:优先为同一控制区内新能源企业提供调峰服务,第一档为无偿调峰服务,第二、三档调峰参照所在省(区)内调峰辅助服务市场规则执行。

截至2019年年底,特高压直流配套电源通过区域调峰辅助服务市场提供调峰服务,累计增发新能源电量达4.49亿kW·h,配套电源获取的调峰补偿8490.39万元。

3.4  用户侧调峰辅助服务市场

西北电网开展了用户侧灵活峰谷电价、用户侧调峰辅助服务市场机制研究,挖掘用户侧调峰潜力,并在青海地区展开应用示范试点。

(1)灵活峰谷电价。传统电网“峰”“谷”时段的划分及其价格机制已与高占比新能源电网的负荷特性严重不匹配。西北电网对新能源高占比下的电网峰谷时段进行重新定义及调整,重新定义后的电网峰谷时段可更好地契合新能源发电特性及电网的调峰需求。青海部分行业已展开灵活峰谷电价试点,对铁合金行业的峰平谷时段调整为:谷段09:00—17:00;峰段17:00—01:00;其余为平段(原谷段00:00—8:00;峰段09:00—12:00, 18:00—23:00;其余为平段)。图5展示了青海某用户参与灵活峰谷电价机制后,其用能模式的变化情况,峰谷时段调整前的用户生产呈现出反调峰特性(光伏大发时段避峰生产),峰谷时段调整后的用户在光伏大发时段增量生产(09:00—12:00),可有效提升新能源消纳空间。

图5  某用户参与灵活峰谷电价前后的生产曲线

Fig.5  The energy consumption pattern of a user before and after participating in flexible peak-valley electricity price

(2)用户侧调峰辅助服务市场。利用一定的辅助服务机制鼓励用户在网内新能源大发时刻增产,提升新能源消纳空间。西北地区高载能用户具有响应容量大、自动化水平高、生产流程稳定、价格敏感性高等调控优势,因此,前期西北地区用户侧调峰辅助服务市场试点范围为西北高载能大工业用户,待市场成熟后可逐步推广至工商业用户及居民用户。

市场初期,用户侧调峰费用暂采取定价模式,根据当前用户的用电习惯,初定补偿规则为:用户在电价峰段参与市场,辅助服务费用依照所在省(区)峰-平电价差额进行补偿;若用户在电价平段参与市场,辅助服务费用依照所在省(区)平-谷电价差额进行补偿,并在大工业用户处试点应用。若用户在谷段参与市场,辅助服务价格为0.1元/(kW·h)。

4  西北新能源消纳调峰模式展望及关键技术

为保障西北地区新能源的消纳,从交易品种、出清机制、调度手段等方面出发,设计适合西北地区高比例新能源特色的调峰辅助市场,有利于合理调动“源网荷”多方调峰积极性,在计及西北电网运行安全的前提下促进西北地区新能源的市场化消纳。

4.1  “源”侧系统联合柔性调度

新能源波动性强、经济性差,其单独远距离传输不利于电网安全稳定运行。在“源”侧采取市场机制与计划手段并行的模式,充分调动水、火、风电调峰积极性,促进西北新能源充分消纳。一是开展灵活的新能源与火电、自备电厂的发电权及碳交易短期交易市场,可通过双边协商交易或由交易中心基于响应的撮合规则集中撮合(竞价),促使省间调峰资源得以充分利用,满足新能源资源时效性配置要求。二是采用风电、光伏、火电捆绑外送协同调度模式,根据送受端的负荷水平、风光预测、火电机组投运情况等信息,针对送端源网侧灵活性调峰资源进行调度计划的制定,并对外送功率进行调节,保障电网安全性。三是开创新能源强制替代机制,当新能源面临弃电风险时,由新能源发电强制替代捆绑外送的火电并通过发电权交易方式给予一定补偿。

4.2  “荷”端调峰资源互动机制

目前西北地区用户侧调峰市场调峰响应项目尚处于试点阶段。建立符合西北地区实际调峰需求的用户侧调峰价格机制及调度模式,对聚合西北地区中小用户侧参与调峰市场具有重要意义。

首先,基于西北地区用户类型(大工业、商业、居民),统计可调峰用户可控灵活性资源的响应容量、响应模式、响应成本及预期响应价格等,并基于不同用户调峰特征对不同属性用户进行分类测算及调峰运行建模,量化不同类型用户调峰运行模式与响应边界,分析不同用户调峰价格弹性及响应可靠性,实现对用户侧负荷调峰能力与控制特征的精准把握。进一步表征负荷侧调峰资源聚合调节效应,明确不同区域用户群体调峰响应特性的动态边界条件,分析多时间尺度多运行场景下西北地区用户侧聚合响应能力。其次,基于各类负荷侧调峰资源响应模型,在政策引导下,有步骤、分重点建立用户侧调峰响应市场,制定适应用户侧柔性调度的激励价格机制,电价与激励要突出需求侧灵活响应资源的时间、地点与类型价值。基于历史用能数据核实用户的负荷基线后,根据用户响应的准确性、实时性、有效性等响应指标给予用户合理的补偿,以价格杠杆实现对区域用户柔性调度与协同控制,引导“负荷动态追踪新能源发电”。

4.3  “网”侧市场化跨省调峰机制

在新能源高占比接入背景下,不同区域、不同省份电网管辖范围内的新能源资源、调峰资源具备一定程度的互补性。传统电网各区域调度独立留取各省备用,未考虑不同省份的新能源资源互补特性及跨区直流对电网侧的调节能力,建立合理的跨区跨省调峰交易机制有助于提高电网互联互通水平,实现资源的合理分配。

2019年西北电网能源结构分布如图6所示,各省间不同类型新能源分布不均,且西北电网省间错峰效应明显。考虑到西北各省间通道均由4~6回750 kV线路组成,具备较强的省间支援能力,可按照一定的补偿和分摊机制实现西北调度下统一的跨省调峰资源共享。

图6  西北全网能源分布概况

Fig.6  The distribution situation of energy in Northwest China grid

此外,基于新能源资源及发电分布特性,西北电网可将区域内调峰资源备用共享机制推展到跨区层面。基于较成熟的区域调峰辅助市场平台,在省间通道存在空间的条件下,与其余区域电网(如华南、华北、东北区域电网)开展跨省跨区日内调峰交易。借助现阶段区域调峰交易平台,利用市场竞价或双边协商的模式,引导西北地区新能源在电力富余时段利用较低的电价达成外送交易,实现区域电网之间的优势互补,达到提高互联电网运行经济性及新能源消纳能力、降低系统峰谷差的调度目标。

4.4  “源网荷”联动的统一调峰市场出清及电网安全经济调度

源、荷两侧调峰资源具有时变性、随机性且响应不确定性,且区域调峰市场的成功推进发展促使“源荷”联动调峰机制呈现出主体多元化、交易品种多样化、决策分散化、调峰交易即时化的特征,传统调度模型与计算方式难以保证源荷分布式资源的协同优化、强不确定性环境下电网的安全经济运行。

建立考虑源荷联动的双边撮合、集中竞价调峰交易平台,设计并校验考虑电网安全运行的源荷侧联动调峰集中式统一出清模型,计算并分析包括联动调峰开放规模、新能源预测准确度、源荷两侧参与主体报价方式、电网安全运行约束等因素对联动调峰机制的影响。计算源荷侧联动调峰机制下电网的动态边际成本,计算整体调峰需求下源荷侧不同联动调峰方案的经济性、安全性及其优化调整空间,实现“源侧调峰需求-荷侧响应资源-网侧经济安全运行”的最优协同。

5  结语

西北地区电力调峰辅助服务市场正在探索阶段,未来高比例新能源接入对完善的电网辅助服务机制、多元化的交易品种、灵活的交易模式提出了更迫切的需求。完善的调峰辅助服务机制是西北电力市场建设与电网柔性调度工作中的重要环节,本文归纳并总结了现阶段国内外面向高比例可再生能源“源网荷”灵活互动的市场框架,针对西北地区现阶段调峰市场的不足与障碍,提出了适宜西北地区负荷特性及新能源消纳需求的“源网荷”联动柔性调度模式及交易机制,为源荷多市场主体提供多元化的市场选择与空间,充分调动灵活性调峰资源的潜力,保障电网的安全稳定运行、资源的统筹配置并提升新能源的消纳能力。

此外,调峰辅助服务不仅仅是市场建设及电网运行调度问题,还与网架结构、外送能力等硬件基础设施紧密相关。随着西北区域内新能源的规模发展,如何构建与西北新能源消纳相匹配的坚强电网结构也是关键一环,亟待后续研究探索。

分享到:

关键字:新能源

中国储能网版权说明:

1、凡注明来源为“中国储能网:xxx(署名)”,除与中国储能网签署内容授权协议的网站外,未经本网授权,任何单位及个人不得转载、摘编或以其它方式使用上述作品。

2、凡本网注明“来源:xxx(非中国储能网)”的作品,均转载与其他媒体,目的在于传播更多信息,但并不代表中国储能网赞同其观点、立场或证实其描述。其他媒体如需转载,请与稿件来源方联系,如产生任何版权问题与本网无关。

3、如因作品内容、版权以及引用的图片(或配图)内容仅供参考,如有涉及版权问题,可联系我们直接删除处理。请在30日内进行。

4、有关作品版权事宜请联系:13661266197、 邮箱:ly83518@126.com