http://www.sandrazoratti.com

www.2061.com:电力市场化改革对需求响应的影响及建议_能谱网

电力体制改革已经明确将促进区域电力平衡和需求侧负荷资源的优化配置列为今后电力工作开展的重点。随着售电侧改革的逐步深入,售电侧市场正在逐步放开,各类型的售电主体和售电模式逐步涌现,需求侧负荷响应作为用户侧负荷资源集成的重要手段,其应用和发展对于实现区域负荷资源的优化配置,保证区域电力平衡具有重大关系。

我国电力市场化改革带来多种电力市场机制的建立,包括中长期电能市场、现货能量市场、辅助服务市场、容量市场等,将对需求响应工作开展产生深远影响。本研究的目的是分析电力市场化改革对需求响应工作的影响,提出未来实施需求响应的建议。

具体而言,售电侧放开和需求侧响应之间的内在关系体现在如下几点:

需求响应是指在用电高峰时段或系统安全可靠性存在风险时,电力用户根据用电价格信号或者激励协议要求,自主减少或者增加某时段用电负荷。需求响应有利于缓解系统短期容量短缺、推迟电网升级投资、降低高峰电价、减小电价波动风险、优化资源配置等。我国目前开展的需求响应机制主要是分时、尖峰电价和可中断负荷试点项目。2015年3月《进一步深化电力体制改革的若干意见》发布后,国家发展改革委、国家能源局陆续印发《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》等电力体制改革配套文件。电力市场化改革将对需求响应工作产生深远影响,本文分别分析电改对需求响应机制、主体的影响,以及潜在的问题和挑战。

需求侧响应为售电侧放开后的用户侧负荷资源平衡提供新方式:

1 电力市场化改革对需求响应机制的影响

在售电侧逐步放开的背景下,不同类型的售电主体进入市场售电市场,售电主体与电力用户通过售电市场进行电力交易,需求侧负荷的风险和不确定性也随之增加。借助需求侧响应的新型模式可以快速有效的整合用户需求侧的负荷资源,降低用户侧风险不确定性对市场的影响和冲击,保障在区域电力平衡的过程中负荷资源得到最优配置,用户和售电主体得到收益共享。

电改后我国将逐渐形成基于市场的需求响应机制,包括中长期电能市场、现货能量市场、辅助服务市场、容量市场等。市场化定价的长效、高效机制,有利于激发需求响应资源开发的积极性,尤其是差异化、个性化资源;同时也促进拓展需求响应的功能范围,需求侧资源通过参与调峰、备用和调频等,不仅促进电力供需平衡、提高系统可靠性、提高负荷率,而且可以一定程度上促进可再生能源消纳、促进先进机组高效运行、推动节能减排、提高能源系统经济性。下面按照市场发展顺序,分别探讨中长期电能市场、现货能量市场、辅助服务市场、容量市场的建立对需求响应机制的影响。

售电侧放开为需求侧响应工作的开展提供市场化的机制和交易平台:

1)中长期电能市场通过双边协商调动差异化的需求侧资源,可以精准促进可再生能源消纳、先进火电机组高效运行。

需求侧的响应在很大程度上是通过市场价格的引导来实现用户对负荷的合理调整,本质上是一种市场行为的反馈。因此,需求侧响应工作的开展必然依赖于市场化的竞争环境和开放的交易平台,售电侧的放开引入了市场化的竞争机制,为售电侧引入需求侧响应提供了基础性的平台,未来售电侧可以考虑引入相关的市场机制,实现需求侧响应工作的有序开展。

中长期电能交易主要开展多年、年度、季度、月度、周等日以上电能量交易,通过双边自主协商、集中竞价2种方式确定交易量和交易价格。根据《关于推进电力市场建设的实施意见》指出“具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制”,中长期电能市场是我国电力市场的主要组成部分。

需求侧响应为售电放开后的售电公司提供新型的业务模式:

政府目录电价政策过去发挥了重要的移峰填谷作用,分时电价、尖峰电价促进了全社会用电负荷曲线的改善和负荷率的提升。但是统一的政府定价转移的电量有限,因为目录电价是分别针对居民生活、一般工商业、大工业、农业生产等类别制定,缺乏对同一个类别中不同用户的差异化考虑,同时也缺乏对可再生能源和先进机组出力富余情况的精准反映。中长期电能市场中,发电企业与大用户或者售电企业可以自行协商个性化的交易方案,同时售电企业通过制定分时电价、尖峰电价等价格套餐,可以将批发市场的价格信号传递给零售市场的终端用户。个性化的交易协议有利于更自主、灵活的负荷匹配,更充分地调动需求侧差异化的资源,也有利于精准促进可再生能源消纳、先进火电机组高效运行。近年来吉林、内蒙古已经开展风电企业与电力用户直接交易试点,通过风电场与大用户直接交易,提高了风电利用小时。未来为了进一步刺激可再生能源成本下降和解决高比例消纳问题,随着可再生能源成本下降和配额制实施,可再生能源机组将更多地参与电力市场竞争,中长期电能市场将发挥更大作用。

售电侧放开后售电公司正逐步向综合能源服务商的角色的转变,售电将为用户提供更加多元化的能源解决方案,帮助实提高用户侧的能效。因此,售电公司将具备大规模的用户负荷资源,通过开展需求侧管理模工作,拓展售电公司的相关业务,实现售电公司业务与需求侧响应的对接,能够帮助售电公司充分利用需求侧的负荷资源,实现售电公司业务的多元化的发展。

2)现货电能市场反映出短期市场供求关系,及时引导用户调整用电行为,有利于促进提高系统可靠性和可再生能源消纳。

因此,在售电侧的市场逐步开放的过程中,大量的售电公司开始涌现并参与到电力交易中心的交易中去。此时,用户侧开始具备显著的自主权与选择权,并能够更加灵活地实现负荷间的交易,而在这种市场化的趋势下,区别于传统需求侧管理的模式与方法,需求侧的负荷将作为一种资源参与到电力市场的交易中,用以实现电力的供需平衡和提高电网整体运行效率。

现货电能市场主要开展日前、日内、实时电能量交易,按成本最小原则建立现货交易机制,形成可以反映当下供求关系的价格,将价格信号传递给用户,引导用户及时调整用电行为,促进市场供需平衡。在市场发展成熟阶段,现货市场可以开展紧急需求响应项目,允许可削减/中断负荷参与竞价,根据自愿削减负荷量获得补偿。

作为售电侧改革背景下的市场资源,售电公司可以将需求侧负荷响应作为自身业务拓展的一个维度,以负荷集成商的身份综合利用自身具有的客户资源参与到需求侧互动响应的市场中去,通过负荷的集成寻找到新的利润增长点。其中,售电侧改革背景下的需求侧响应模式如图1-1所示:

目录电价的每一次调整都需要经历大量研究、评估工作,调整周期较长,大多是一年及其以上,不能及时反映市场供求关系的变化。例如在夏季用电高峰时段,由于目录电价不能及时反映当下市场供不应求的严重情况,许多用户没有避免不必要的高峰用电。而现货电能市场中,价格随实际电力供需情况变化,促使大用户调整用电行为,避免高峰用电或者消纳过剩电力,同时如果价格传递到零售市场,也可促使更多终端用户调整用电行为。未来为了解决可再生能源高比例接入下的弃风、弃光问题,现货电能交易可发挥积极作用。由于可再生能源出力波动在年度或者月度交易中难以准确预测,而日前或日内交易时可较准确预测,可通过日前、日内、实时现货电能市场,及时引导需求侧消纳富余的可再生能源。

www.2061.com,图1-1 售电侧改革背景下的需求侧响应模式

3)辅助服务市场为可中断负荷、调峰、调频服务提供市场化定价,建立需求响应“谁受益、谁承担”的长效、高效补偿机制。

从图中可以看出,在整个售电侧改革背景下的需求侧响应模式中,售电公司可以凭借负荷集成商的形式进入到需求侧响应的交易平台中实现对需求侧负荷资源的充分利用。其中,负荷集成商的作用主要体现在三个方面,一是通过先进的智能互动技术将自身具备的需求侧资源进行集成,形成可参与需求侧互动响应的资源库,并依据需求侧响应交易平台的实际情况下达负荷响应的实际信号,通过能源管理系统和协调匹配协调节电需求方案与负荷响应计划的相互对应。二是结合电网的实际运行情况与需求侧响应交易平台的供需状态即时向用户传递市场的价格信号,合理引导用户的需求侧互动响应行为。三是与整个需求响应市场的价格机制和结算机制相对接,实现对负荷集成用户的价格补偿和费用结算,承担起交易中间商的角色。

辅助服务市场提供备用、调峰、调频、调压等服务交易。大用户、负荷集成商可以同供应侧资源一起提供辅助服务,承诺提供可中断负荷、调峰、调频等专业化的系统运行服务,约定辅助服务权利义务。

上述内容讲述的是售电侧改革背景下需求侧响应的模式以及其开展实施的相关方案。目前,需求侧的响应市场尚未构建,相关的模式和方案也在探索之中,售电公司参与需求侧响应市场也将是分阶段的一个过程,其参与需求侧的负荷响应主要可以分为负荷集成、市场对接以及平台反馈三个阶段,具体如图1-2所示:

需求侧资源可以参与辅助服务市场签订可中断负荷响应协议,由市场决定可中断负荷电价。在辅助服务市场中,需求侧资源与发电机组、储能设施一起竞价,根据报价出清,让市场选择最高效的辅助服务措施。使得服务价格反映提供辅助服务的成本,体现辅助服务的市场价值,为市场成员提供经济信号,最小化终端用户承担的费用。

图1-2 售电公司参与需求侧响应市场的分阶段路径

需求侧资源还可参加辅助服务市场签订调峰、调频服务协议,由市场决定服务价格。例如,可再生能源的随机性、间歇性,会造成系统的有功不平衡,导致系统的频率波动,为了平衡风力发电和光伏发电带来的频率波动,需要充足的调频备用来保障电网的稳定运行。未来高比例可再生能源接入对调频辅助服务交易,尤其是调动需求侧储能资源参与调频提出更迫切的需求。对于需求侧资源参与辅助服务,目前国家能源局已经以电储能为试点出台了政策。《促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿机制试点工作》提出用户侧建设的一定规模的电储能设施,作为独立市场主体或与发电企业联合参与调频、深度调峰和启停调峰等辅助服务。

第一阶段负荷集成阶段主要强调先进技术的引入、负荷响应供需的平衡和负荷响应资源库的形成,这个阶段的重点将是集中负荷集成商手中的工商业用户和其他小型用户,使得其能够有序响应市场价格信号,引导其进行有计划的自主需求响应。

4)容量市场为需求响应提供基于市场化定价的确定收益,有效激励开发需求响应潜力,提高容量储备的经济有效性。

第二阶段市场对接阶段主要强调逐步适应未来需求侧响应市场的交易模式和机制,使得售电公司能够以能源集成商的身份快速融入到需求侧的市场交易中,该阶段的重点是逐步完善能源集成商的运营模式,使得其需求侧响应市场要求的交易模式、价格机制以及结算机制等达到有效对接。

《关于推进电力市场建设的实施意见》指出“长期发电容量存在短缺风险的地区,可探索建设容量市场。”负荷集成商、大用户等参与容量市场竞价,签订需求响应协议,承诺在负荷削减时必须强制削减用电,如果违约将接受罚款。无论是否被调用,需求响应用户都会获得一个确定的容量收益。在容量市场中,需求侧资源参与容量市场交易对于负荷集成商、用户风险较小,参与容量市场用户可以适当改变自身用电行为,获取较为确定的收益。参与容量市场交易已经在国外实施获得成功,需求响应一直走在世界前列的美国PJM市场中,容量市场收入成为需求响应参与者的最主要的收入来源。容量市场的清算价格给了电源及需求响应资源投资者一个长期的稳定的价格信号,有利于投资者规避市场风险,鼓励投资以保证容量的充裕性。

第三阶段平台反馈阶段的重点将是实现需求侧互动响应平台与电网系统和能源集成商的信息实时反馈共享,该阶段的重点是将价格信号和供需状况及时有效的反馈给不同类型的需求响应用户。

2 电力市场场化改革对需求响应主体的影响

郑重声明:本文版权归www.2061.com所有,转载文章仅为传播更多信息之目的,如作者信息标记有误,请第一时间联系我们修改或删除,多谢。