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大规模可再生能源跨区省送出辅助服务成本补偿机制

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电力市场方式补偿辅助服务成本更为恰当,通过电力现货市场由消费者补偿调峰辅助服务成本,通过电力备用市场由消费者和风电分别承担备用辅助服务成本

 

大规模可再生能源跨区( 省) 送出辅助服务成本补偿机制研究

中国经济体制改革研究会公共政策研究中心

长策智库

我国可再生能源资源丰富,可再生能源发电具有巨大的发展潜力。然而,以风电为代表的可再生能源发电具有波动性,不确定性和不可调峰性等特征,导致在接入电网时需要其他电源提供相应的辅助服务,同时,我国可再生能源资源和电力需求的逆向分布格局,以及跨大区电网互联规模有限和交换能力不足的现实,也导致需要建设远距离、大容量跨区(省)输电通道,才能实现我国可再生能源的发展目标。近年来,国家陆续出台了相应的价格补贴政策,对促进风电大规模开发起到了积极的作用,但在风电接入及消纳方面仍然存在不少问题:如风电规划与电网规划不协调、风电接入导致的辅助服务成本没有补偿机制、缺乏合理的跨区(省)输电价格形成机制等。这些问题如果不能尽快解决,不仅影响到我国风电及相关行业的持续发展,而且将影响到我国节能减排和可再生能源发展目标的实现。

 

目录

前言

 

第一部分 可再生能源发电并网辅助问题研究

内容提要

一、前言

1、我国可再生能源发电发展现状及趋势

2、我国现行的辅助服务管理机制

3、课题研究的意义

二、可再生能源发电并网对电网辅助服务的影响

1、风电及太阳能发电运行特性

2、可再生能源发电并网引发的辅助服务需求

3、我国可再生能源发电并网面临的主要技术问题

三、国外可再生能源发电发展情况及技术经济保障措施

1、国外可再生能源发电发展现状及趋势

2、国外可再生能源并网运行技术保障措施

3、国外可再生能源发电经济管理措施

4、对我国可再生能源辅助服务管理的启示

四、可再生能源发电并网辅助服务成本分析及其补偿费用获取方式研究

1、可再生能源发电引发的电力系统辅助服务成本分析

2、我国现行辅助服务管理机制的背景与辅助服务成本获取补偿的途径

3、辅助服务成本补偿费用的获取方式研究

五、调度协调方式下可再生能源发电并网辅助服务补偿问题研究

1、可再生能源发电纳入电网辅助服务考核及补偿体系

2、改变现有辅助服务费用分摊机制

3、利用配额机制解决可再生能源辅助服务问题

六、市场交易方式下可再生能源发电并网辅助服务补偿问题研究

1、备用服务的市场交易机制

2、电能量实时市场解决调峰服务问题

3、可再生能源发电并网辅助服务费用的获取方式

七、联合运行方式下可再生能源发电并网辅助服务补偿问题研究

1、与电源联合运行

2、直供用户

八、结论与建议

参考文献

附件

 

第二部分 大规模可再生能源接入辅助服务成本补偿机制研究

内容提要

一、导 论

1、研究背景及意义

2、研究目标

3、国内外研究现状

4、研究内容

二、辅助服务概念简介

1、辅助服务概念

2、辅助服务类型

3、中外辅助服务区别

4、本章小结

三、大规模可再生能源接入辅助服务成本分析

1、对辅助服务的影响

2、调峰辅助服务成本分析

3、备用辅助服务成本分析

4、本章小结

四、国内辅助服务成本补偿方式简介

1、辅助服务成本测算方式

2、辅助服务补偿资金来源

3、本章小结 136

五、国外辅助服务成本补偿方式简介

1、澳大利亚辅助服务简介

2、美国辅助服务简介

3、英格兰—威尔士辅助服务简介

4、北欧辅助服务简介

5、借鉴及启示

六、大规模可再生能源接入辅助服务成本补偿方式比较

1、上网电量比例分摊成本补偿方式

2、引致比例分摊成本补偿方式

3、电力市场模式成本补偿方式

4、补偿方式比较

七、结论及政策建议

参考文献

附录1

附录2

附录3

附录4

 

内容提要

 

由于风力发电具有波动性、不确定性以及不可调峰性等特征,在接入电网发电时需常规电源提供调峰和备用等辅助服务,才可以满足电网调度的要求。随着风力发电的大规模发展,其对常规电源辅助服务的需求也将越来越大,常规电源是否可以提供足够的辅助服务对于风力发电的发展也至关重要。电监会的统计显示,2010 年1-6月份,风电弃风导致损失电量27.76 亿千瓦时,占同期风电上网电量的12.47%,其最主要的原因就在于电力系统能够为风电接入提供辅助服务的能力不足。因此,提高电力系统为风电接入提供辅助服务的能力,对于风电真正入网发电,具有非常重要的意义。

但是,提高电力系统辅助服务能力需要较大投入,单纯依靠电力系统自身可能很难承担,同时风电大规模接入电网所带来的电力系统辅助服务成本提高由电力系统承担也有失公平,因此需要在此基础上进一步研究风电接入所带来的辅助服务成本提高的分摊和补偿机制,激励电力系统为风电接入提供辅助服务。只有这样,电力系统辅助服务能力才可能真正得到提高,风电发电入网也才能够真正得到保障。

因此,本课题将重点研究两个问题:

(1)大规模风电接入导致辅助服务成本提高的程度;

(2)如何对风电接入导致的辅助服务成本进行补偿。

中国辅助服务的范围包括一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等,其中大部分与国际通行概念相似。特殊的地方在于由于中国还未建立电力交易市场,常规电厂调峰成本无法通过电力交易市场得到补偿,因此调峰属于中国特有的辅助服务概念。调峰是指发电机组为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机组出力调整所提供的服务,在国外一般将此服务归入现货市场交易中。

大规模风电接入电网主要影响的辅助服务有调峰、备用和无功。随着风电发电技术的发展,尤其是双馈感应异步风力发电机的出现,其自身可以提供无功补偿,对电力系统无功辅助服务的需求很小。因此风电接入对电力系统无功辅助服务的影响在本课题中被忽略。本课题将重点研究风电接入对调峰和备用辅助服务的影响。

风电接入对辅助服务影响程度的分析主要采用“有无对比法”,即通过对比风电是否接入电网,两者之间的差值即风电接入所带来的影响。风电接入对不同的辅助服务影响的原因也不相同。调峰辅助服务主要是由于风电出力波动性所带来的,因此风电接入导致的调峰辅助服务应该采用无风电接入负荷持续曲线与风电接入净负荷持续曲线(负荷与风电综合)所导致的调峰辅助服务的差值进行计算。备用辅助服务主要是由于风电出力预测偏差所带来的,因此风电接入导致的备用辅助服务应该采用无风电接入预测偏差与风电接入综合预测偏差所导致的备用辅助服务的差值进行计算。本课题基于典型风电场数据调研,文献查阅,专家讨论等方式,对我国2015 年和2020 年风电接入对辅助服务成本的影响进行了分析,结果显示,2015 年和2020 年中国大规模风电接入导致的调峰辅助服务成本分别为116 亿元和187亿元左右,备用辅助服务成本分别为34 亿元和65 亿元左右。如果完全由风电承担,则2015 年承担的成本为0.083 元/ 千瓦时,2020 年承担的成本为0.084 元/ 千瓦时左右,很显然是风电承担不起的。

通过国内外辅助服务补偿机制对比研究,发现中国和国外对辅助服务成本如何进行补偿存在本质区别。中国目前采用辅助服务考核和补偿行政方式对辅助服务成本进行补偿,补偿资金由入网电厂按照上网电量进行分摊,完全采用发电系统内部循环的方式,并没有考虑到辅助服务由谁引致以及引致多少的问题。国外电力系统辅助服务则主要通过辅助服务市场方式进行提供,辅助服务成本补偿资金则基本按照“谁引发谁付费”的原则进行确定,主要由用户承担。因此相比中国目前采取的辅助服务补偿方式,国外的补偿方式相对更为合理。

本课题进一步比较了对风电接入导致的辅助服务成本进行补偿的三种方式,分别为按照上网电量分摊辅助服务成本、按照引致比例分摊辅助服务成本以及电力市场补偿辅助服务成本。经过测算发现,按照上网电量方式分摊辅助服务成本的话,会导致风电承担的辅助服务成本小于其引发的程度,因此要求风电加入现行辅助服务成本分摊模式就有失公平,需加以改进。按照引致比例分摊辅助服务成本相对更合理,但由于风电场之间存在平滑效应,单个风电场对辅助服务的引致比例不太容易确定。同时风电接入导致的调峰成本由风电出力波动引起,主要是客观原因,应该由消费者来承担更为合理,风电接入导致的备用成本由风电预测偏差引起,更多是主观原因,应该由风电场自身承担,最终通过可再生能源附加对风电场再做补偿。

因此电力市场方式补偿辅助服务成本更为恰当,通过电力现货市场由消费者补偿调峰辅助服务成本,通过电力备用市场由消费者和风电分别承担备用辅助服务成本。

基于上述分析,本课题得到以下结论:

1、单纯由风电场承担其引发的辅助服务成本过于困难,需要新的成本补偿机制。

2、风电引发的调峰辅助服务成本应该由消费者承担。

3、风电引发的备用辅助服务成本应该由风电场自身承担。

4、电力市场方式补偿辅助服务成本更合理。

考虑到改革难易程度,本课题建议分三个阶段建立成本补偿机制,对风电接入导致的辅助服务成本进行补偿。三个阶段分别为:

第一阶段:基于风电预测偏差考核由风电场补偿其引发的备用成本。

对于第一阶段,本课题提出以下政策建议:

1、建立风电预测偏差考核机制。

2、考核时要允许风电场联合进行考核。

3、风电场需要承担的备用辅助服务成本根据预测偏差程度确定。

4、风电接入导致的调峰辅助服务成本暂时通过上调火电标杆电价由消费者承担。

第二阶段:辅助服务成本补偿不足部分由电网公司承担。

对于第二阶段,本课题提出以下政策建议:

1、辅助服务成本补偿资金不足部分由电网公司承担。

2、电网公司承担的辅助服务成本记入购电成本由销售电价补偿。

3、对销售电价补偿辅助服务成本规定一个限额。

第三阶段:通过电力市场方式补偿辅助服务成本。

对于第三阶段,本课题提出以下政策建议:

1、建立发电企业竞价上网机制。

2、建立上网电价与销售电价联动机制。

3、建立备用辅助服务交易机制。

4、建立风电参与备用辅助服务交易机制。

 

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