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新型储能将参与华中、华东跨省辅助服务市场

作者:潘秋杏 来源:南方能源观察 发布时间:2021-12-07 浏览:

中国储能网讯:华东华中两大区域将允许新型储能作为市场主体参与跨省辅助服务市场。

2021年11月23日,国家能源局华中能源监管局印发《新型市场主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则(试行)》(以下简称《规则》),明确储能装置、电动汽车充电桩及负荷侧各类可调节资源参与电网运行调节和提供电力辅助服务的市场规则。一周后的11月30日,国家能源局华东能源监管局公开征求对《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》(以下简称“修订稿”)的意见,明确电化学储能电站可以作为华东电力调峰辅助服务市场主体的卖方。

储能可以作为独立主体参与的市场正在不断增多。2021年7月,国家能源局浙江能源监管办组织启动电力辅助服务市场,引入工业可调负荷、储能、负荷聚合商等优质第三方独立主体资源参与电力辅助服务;10月,国家能源局华北能源监管局发布关于印发《河北南网电力辅助服务市场运营规则》的通知,明确储能装置、电动汽车(充电桩)等第三方独立主体可按照经营主体独立参与市场。

华中:

从省间交易价差资金获取调峰补偿

《规则》明确,新型市场主体可以是独立运营商,以储能装置(不含抽水蓄能)、电动汽车充电桩及其它负荷侧可调节资源独立参与市场;也可以是负荷聚合商,通过聚合方式(虚拟电厂)代理相关资源参与华中辅助服务市场。

新型市场主体可参与省间调峰辅助服务交易时段为市场运行日的低谷时段(23:00-06:00)、腰荷时段(12:00-16:00)。

根据《规则》,新型市场主体参与省间调峰辅助服务交易申报的调峰辅助服务价格为省间调峰辅助服务买入省对应售出电量的上网电价。新型市场主体通过提供省间调峰辅助服务,从省间交易价差资金获取补偿,新型市场主体在获得跨省调峰补偿费用的同时,还可享受省内峰谷电价政策。

初期对新型市场主体市场申报价格设立最低限价,最低限价暂定为 0.12 元/千瓦时。

新型市场主体独立参与或以聚合方式参与市场可提供的单次调节容量应不小于2.5兆瓦时,最大调节功率应不小于5兆瓦。

在市场报价上,初期从培育市场角度考虑,新型市场主体最大可提供调峰能力低于20兆瓦的,作为市场统一出清价格的接受者,优先成交。新型市场主体优先满足省内调峰需求。

《规则》明确,在满足电网安全和电力平衡约束的条件下,市场参与主体(不含作为价格接受者的新型市场主体)按照集中竞价、统一边际电价出清机制进行市场出清。作为价格接受者的新型市场主体以“出清替代”方式 实现优先成交。

新型市场主体参与省间调峰辅助服务交易形成的省间交易电量视为所在省省级电网企业的外购电量,优先结算,不影响新型市场主体相关用户电费结算。

华东:

申报最小单位为50兆瓦

修订稿更新了2018年出台的《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》,当时辅助服务市场卖方只包括燃煤机组和抽水蓄能机组。

修订稿明确,华东电力调峰辅助服务市场主体卖方为调峰资源富足省(市)、省级及以上电力调度机构调度管辖所有调峰能力不低于额定容量50%的30万千瓦及以上燃煤火电机组、电价市场化的抽水蓄能机组及电化学储能电站,适时扩大至其它发电机组。买方为调峰资源不足的省(市)电网企业。

修订稿提出,电化学储能电站分段申报日前96点调峰(充电)“电力-电价”曲线,申报电价的最小单位为1元/兆瓦时,申报电力的最小单位为50兆瓦,不足50兆瓦部分按单段申报,分段报价时须按照价格递减方式逐段申报。

华东电力调峰辅助服务市场采用统一边际电价出清机制,分96点出清。具体为:将每个时段卖方发电企业、电化学储能电站申报电价从高到低排序,直至满足该时段的负备用需求,出清电价为最后中标的发电企业、电化学储能电站申报电价,如报价相同,中标结果按申报电力比例分配。

修订稿初期对卖方发电企业报价设立限价。卖方机组发电负荷率在50%及以上时,报价应高于华东四省一市(江苏、浙江、福建、安徽、上海)最低燃煤发电基准价的55%;卖方机组发电负荷率在50%以下时,报价应高于华东四省一市最低燃煤发电基准价的45%。

购入调峰辅助服务费用由省(市)电网企业向相关发电企业、电化学储能电站等收取,可以通过纳入当地调峰辅助服务市场、“两个细则”分摊调峰辅助服务费用,也可按相应能源监管机构制定分摊细则分摊调峰辅助服务费用,或者按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用。

储能调峰需求持续增长

储能是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段。华东、华中部分省份尚缺调峰能力,目前正在积极推进储能的发展。

以湖南为例,国网湖南省电力有限公司党委书记、董事长孟庆强在2021年3月发表的一篇文章指出,截至2020年底,湖南省接入湖南电网的清洁能源发电装机2770万千瓦、占比56%。其中风电、太阳能等新能源发电装机1150万千瓦,占比23%,比2015年提高18个百分点,近五年年均增速超40%。但是,由于客观条件限制,湖南省能源电力转型仍然面临两大突出短板:一是电力供应“紧”。近五年湖南电网最大负荷以年均近8%的速度攀升,预计“十四五”最大电力缺口将达1000万千瓦,电力供需矛盾突出。二是新能源消纳“难”。湖南省用电负荷波动性强,最大日峰谷差率接近60%。加之新能源发电高峰与用电负荷高峰存在严重时间错位,导致新能源消纳极为困难,大量“弃风、弃光”难以避免。

湖南省正在大力推进储能发展。10月13日,湖南省发展改革委员会下发《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》明确以发展电网侧独立储能为重点,集中规划建设一批电网侧储能电站,力争到2023年,建成电化学储能电站150万千瓦/300万千瓦时以上。风电、集中式光伏发电项目应分别按照不低于装机容量15%、5%比例(储能时长2小时)配建储能电站。

在华东地区,江苏省作为能源电力消费大省,其储能产业走在全国前列。2018年7月,江苏电网在全国率先建成了当时全国功率最高、容量最大的电网侧电池储能项目。由于峰谷电价价差较大,江苏省用户侧储能规模也一直处在领先地位。

早在2018年,江苏省就尝试引入储能电站参与省内调峰市场。2021年,江苏省又启动了允许电力市场用户可调负荷参与的辅助服务市场,鼓励电力市场用户聚合其内部分布式电源、自备电厂、充电站和储能等负荷侧资源组成虚拟电厂,提供的增加或降低的用电负荷,在用户侧进一步挖掘调峰潜力。

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