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对美国得克萨斯州能源危机的一些初步想法

得州能源危机引起了美国以及世界各国媒体的广泛关注。在中国,有关得州事件与中国电改相关性的讨论也正在进行。得州政府和相关专家现在正处于调查分析危机的早期阶段,距离所有相关事实公开还需要一段时间。也许现在给出完全确定的结论还为时过早,但可以从得州的经历中得出一些早期的启示。 目前可以识别出一些与危机相关的因素。2月11日至16日,冬季的天气状况在强度和持续时间上都远远超出了通常被认为是“极端”的水平。得州和其他中西部州的一些地方打破了有史以来最低气温的记录。电力需求在15日和16日达到顶峰,高达约74 GW。这超过了得州独立系统和市场运营商ERCOT去年发布的资源充足性规划中的“极端”冬季规划情景预测的67 GW的高峰需求。这个对“极端”冬季高峰需求的预测,部分来自于2011年发生的一次较小的冬季风暴的经验。然而,得州夏天需求高峰曾超过74 GW,ERCOT对此处理良好。 不幸的是,当时许多发电机组出现了无法使用的状况。在ERCOT假设的冬季“极端”和“低风”情景下,预期风力发电只会占到可用资源的一小部分(约为2 GW )。尽管一些风机被冻结,但风力发电出力超过这一基线,在危机期间,除了几个小时外,风电出力均超过了“低风”情景的预期。与此同时,许多燃气发电和其他火电出人意料地无法使用。ERCOT预测的极端情景下,可调度的火电为58 GW;但在15日,实际可用的火力发电只有42 GW。天然气基础设施的冻结是一个主要因素,一些燃气发电机组无法发电是由于电厂设备的冻结,一些是由于天气作用导致天然气井和管道故障问题。 根据我们国际专家团队对得州和中国能源体系和政策的异同的理解,以下是我们的一些初步想法。 美国各区域独立系统和市场运营商负责资源充足性规划的各级领导和工作者肯定会重新评估各种天气情景。气候变化意味着,在规划情景时,重新审查需要考虑什么样的气候条件将非常重要,包括对“极端”天气的假设。 这场危机凸显了能源政策不同方面相互关联的属性。在规划和政策制定的过程中,应将电力行业改革、天然气行业改革、能效政策和减排政策等方面统筹考虑。 现在说ERCOT电力市场规则的细节是否应该根据危机进行修订还为时过早。正确制定电力市场规则并不容易。必须在必要的地方对这些规则进行不断审查和修订,即使是在像得州这样经验丰富的地方。理想情况下,政策制定者会在需要的地方做出调整,同时保留市场设计的积极因素。 从积极的方面来看,ERCOT市场多年来一直是运用稀缺定价的一个有用例子,它支持经济调度,促进可变可再生能源并网的灵活性,并为需求响应和储能提供激励。ERCOT市场在应对夏季热浪的同时以成本有效的方式做到了这一点。在中国,新的电力现货市场和有弹性的市场机制也有助于向成本有效和可靠的清洁能源转型方面取得进展。对于中国和美国,始终将这些目标放在聚焦的位置是非常重要的,即使在出现新挑战时也需要继续进行调整并确保达到所需的可靠性水平。 科学的规划流程和精心设计的市场都是必要的,并且要相得益彰。得克萨斯州制定了一个资源充足性规划流程,在网上定期公开发布的报告中包含了详细信息,该流程旨在确定电力系统是否有足够的资源来满足未来几年的峰值用电需求。然后,将资源充足性预测的结果用于调整ERCOT市场机制中行政设置的参数,这些参数会影响系统稀缺时电厂和其他资源得到补偿程度。调查结果可能会表明,ERCOT资源充足性规划的假设和统计分析存在一些问题,导致对风险的低估(例如,规划中的统计分析可能没有充分考虑相互关联的风险,即低估了大量发电容量受同一事件影响的可能性)。但是,重要的是这种透明的资源充足性规划过程值得不断完善,对支持成本效益、系统可靠性和可再生能源并网的目标必不可少。得州的危机凸显了在中国现货市场地区正式建立科学且透明的资源充足性规划流程的重要性。 得克萨斯州早已采取一些初步措施来促进需求响应,需求响应是一种非常经济高效且充足的资源,随着风能和太阳能的渗透率增长,可以帮助系统保持平衡。但是,需求响应的巨大潜力才刚刚开始释放。在这场危机中,大量的需求响应本来会非常有价值。虽然需求响应本身无法避免这场灾难,但在减轻其严重性和成本方面可以发挥重要作用。 此外,尽管需求响应在未来应对极端事件中的价值是显而易见的,决策者必须认识到,在非危机时期,特别是随着可变可再生能源的渗透率不断提高,增加需求响应也非常有价值。中国推动需求响应的努力(包括广东省关于需求响应和储能参与现货市场的新政策)是非常值得的。 ERCOT区域的电网与北美其他地区的电网是分离的。尽管ERCOT 周边区域的电网在这次冬天风暴时也遇到了压力,但ERCOT和周边区域如果有更大互联输电容量的话,可能部分缓解得州这次的危机。从更广泛的意义上讲,覆盖更大地理范围的一体化系统运行的电力市场可以带来巨大的好处。出于当地政治原因,ERCOT区域不太可能与周边区域组成一个一体化系统运行的更大的电力市场,但美国一些地区和世界其他地区已经认识到了大规模系统运行和市场一体化的好处,并正在创建具有广泛地理范围的一体化市场。 在这方面,中国南方电网地区,作为中国第一个区域现货市场的经验将非常重要。 得州需要进行的一些重要的改革可能与电力市场设计并不直接相关,在无论选择哪种市场结构和规则的情况下都适用。参与市场的资源缺乏基本的绩效标准,这是系统在极端条件下失效的一个主要原因。尤其是,建议得州政府应该考虑对电力和天然气系统(包括燃气电厂)的各个部分制定新的最低防寒规定。在这个问题上,得州可以借鉴美国其他地区的经验。 就支持终端用户节能的政策和项目而言,得州低于美国各州的中位数水平。更好的隔热建筑和更高效的电器和设备将会减少能源需求。这也将有助于减缓房屋在这种极端寒潮中降温的速度。中国的节能政策和项目在很多方面已经超过了得州,但在成本有效地提高能效方面肯定还有更大的潜力。 随着今后对2月份得州事件了解的更多,我们将分享如何解读这场危机的其他结论和建议。 本文首发于中国电力报

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区域电力市场的形成和协调

早在2017年8月,国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批电力现货市场建设试点。目前,已有多个试点进入了全月结算试运行阶段,然而各省在交易品种,市场模式选择、市场规则等的选择不尽相同,这或许会让市场衔接和统一过程产生制度壁垒。2019年7月,国家发改委、国家能源局在《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》要求统筹协调省间交易和省(区、市)现货市场,并希望通过给出电力现货市场模式和市场组成的备选方案缩小市场设计的选择范围,然而各现货市场试点地区依然存在着多样性,此外,这一意见并未给出具体可操作的区域一体化市场的建设方案和路径设计。 从国际经验来看, 拥有一个单独系统运营商(调度中心)并由一个单独市场交易机构组织的跨多个省的区域市场具有优越性。 此外,保证其他相邻区域市场具有相似的市场设计和运行规则也是非常有益的。缺乏统一的市场设计和运行规则可能导致可再生能源弃电、高成本、而且可能出现经济不足问题――比如, 市场管辖范围内少数寡头企业形成市场力。在其他的文章中,我们已经详细讨论了在更大地理范围内建立多省区市场的益处。在本篇文章中,我们会介绍如何确保相邻市场具有相似的市场设计和运行规则。 从中国现状出发,国家电网和南方电网公司已经在南方、华北、华中、华东、西北、东北区域进行“统一调度和分级管理”的运行方式,拥有比较完善的区域电网网架结构,并在调峰、调频和备用等辅助服务的规则和共享达成一致。这些奠定了中国向多个区域电力市场发展的基础,下一步则是如何建立与区域系统运行相统一的区域现货市场(包括日前电能量市场,实时电能量市场,辅助服务市场)。 南方电网区域是第一个被选作建立统一开放市场的区域。我们在最近的报告中阐述了对于南方电网以及中国其他跨省区域电力市场的建议,认为这些地区理想情况下可以采取类似于美国区域输电组织(RTO)的模式。在这篇文章中,我们主要关注这些未来将要形成的区域市场之间如何有效地进行互动-即区域电力市场之间的协调机制。当然,虽然南方以及其他区域RTO依然处于早期形成阶段– 而区域RTO之间的互动协作(例如,南方区域与相邻华中区域之间的现货交易)在未来几年才会出现。然而,有必要目前就考虑这些问题以便于为今后有效的市场间协调做准备。现在省内现货市场试点做出的市场设计选择会影响到未来区域输电组织之间的协调。在这些方面,美国的经验和教训也许对中国会有启发。 美国区域电力市场的经验和教训 美国在上世纪90年代中期发布了Order 888/889进行电力行业重组,要求电力公司公平开放输电系统,并鼓励形成独立系统运行商(ISO)和区域输电组织。FERC在1999年底进一步出台了Order 2000,这一关键指令旨在继续电力行业改革,通过要求电力公司形成和加入区域输电组织(RTO)提高区域输电网络的技术经济运行效率,更好地无歧视开放电网,增加电网可靠性,完善电力市场。 Order 2000提出了RTO应该具备的特征和界定了RTO的八项功能,对于规范RTO的运行有着必要的作用,为形成透明开放、竞争有序、协调一致的区域电力市场打下了基础。美国的四个RTO(MISO,ISO-NE,PJM,SPP)都有这些基本特征和功能。FERC 在对第八条RTO功能的讨论中强调了RTO之间保持一致的重要性:1)在可靠性方面,例如,可靠性信息共享,潮流管理,输电阻塞的缓解方法,辅助服务标准等,2)在市场边界方面,采取一定程度标准化的跨区域市场标准和操作,包括计算可用输电容量和总输电容量的数据共享,备用资源,机组组合安排方法,以及阻塞管理程序等。当然,这两者相辅相成,可靠性方面的做法会影响到市场如何互相作用,而市场边界的协调也会影响到单个RTO的系统运行。 传统意义上通过完成单个研究课题或者从区域规划层面的轻度协调不足以完成以上两点使命,包括北美电力可靠性协会(NERC)在内的成员认为由于在输电阻塞管理,平行潮流,输电资源的利用,输电成本和规划等问题缺乏一致性,阻碍了向更安全、更高效区域竞争性市场的发展。FERC要求RTO在跨区域甚至在更大的互连网络(interconnections)范围下制定解决方案,各区域市场并不一定需要有完全一样的协调处理方法但是必须在可靠性规则和市场界面的做法上保持兼容性。FERC起初预想在1年内形成有限数量RTO并在之后的两到三年完成其他各项功能的转变和协调,但是进程并不如预期。FERC意识到RTO需要遵守一系列统一的市场设计原则和调度运行规范才能以最小成本促进区域间市场交易。 FERC在2002年7月发布了《关于标准市场设计(SMD)规则制定的提议》,希望在全国范围内通过标准化电力批发现货市场的设计和运行,发挥竞争性电力市场更有效发挥资源配置的功能,形成公平合理的电价。SMD中包含了电力现货市场体系、输电价格、输电规划和扩张、市场监测管理以及长期资源充足性的要求。然而,FERC的SMD规则最终未能实施。这其中的原因有很多是政治性的而不是市场设计本身的问题,例如州政府不想失去对资源充足性、电网规划和电价制定(包括输电成本分摊和堵塞费用)的控制,担心更大范围的电力市场会损害本地消费者利益将其暴露于市场风险,特别是2000-2001年加州电力危机爆发后,一些州的电力市场改革受到影响。另外,国会当时并没有赋予FERC足够的权力来监管SMD相关的内容,无法保证SMD规则的执行。 后来,美国总共形成了四个RTOs(MISO,ISO-NE,PJM,SPP)和三个以州为主的ISOs(CAISO,ERCOT,NYISO),西北和东南的电力公司未加入RTO。从FERC的原本SMD愿景来判断,有七个ISOs/RTOs是一个不尽如人意的结果。而且在2000年代,各个ISO/RTO采取了“自扫门前雪”的态度,把注意力集中在解决自己市场内部的问题,市场之间的协调不足。加上FERC在电力市场之间的协调上缺乏强有力的顶层指导,各方难以达成一致,因此遗留了很多市场“接缝”(seams)问题,也就是由于电力公司、 州或者ISO/RTO市场边界导致的人为电力交易障碍。在2010年代各相邻区域RTO通过签订运行协议和市场交易规范[1],接缝问题有所缓解,但由于美国遗留的问题,电力市场之间的协调依然存在障碍。 尽管如此,FERC原来的RTO提议和SMD中的大部分设想现已广为接受。随着区域电力市场的成熟,可再生能源比例的提高,电网技术的更新,越来越多电力公司加入了RTO,美国西部大部分的电力公司已加入CAISO为系统运营商的电力平衡市场(西部EIM),东南区的电力公司也正在探索形成一个东南EIM。美国不同电力市场的设计也在逐渐规范和融合。这些进程证实了通过区域电力市场的形成和市场和市场之间的连接,能够为消费者带来更大的经济和环境收益。 对中国的启示 中国国家发改委和能源局在年初印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》的通知,提出了建立区域电力市场和全国统一电力交易组织体系的总体目标,明确了交易机构、市场管理委员会和调度机构的职能定位。为了更好地支持电力体制改革,完成零碳清洁的电力市场转型,需要在形成区域电力市场过程中考虑实施规范化的电力市场设计,避免中国在区域市场一体化的进程中遇到类似于美国的市场协调问题,中央的政策制定者需要在市场规范设计方面给予更多的指导,地方政府可以在各利益相关方(例如,市场主体以及电网公司和交易机构)的参与下完成具体电力区域市场形成和组织协调方案。 基于国际经验,我们在最近的报告中提出了区域RTO应该具备的基本特征和功能: 统一和有效的区域输电成本分摊方法,制定一套单一的区域规则,在区域内各省分配现有和新建输电基础设施的成本; 统一区域输电规划过程,确定可靠、经济和满足政策目标所需的输电投资; 一个单一的区域系统运营商和市场运营商,监管统一区域现货(电能、辅助服务)市场。 在此前提下,各区域电力市场之间应该有可参考的市场设计标准,特别是关注: 电力系统运行和电力市场管理的协调,包括区域市场之间对于日前机组安排,机组组合,备用设置,实时调度和市场结算的具体流程和规范。 市场组织程序–各区域市场应该有基本一致的市场组织程序,包括日前机组安排和备用采购,日内可靠性机组组合,实时市场、调度和最后的调频。 市场时间顺序—确定统一的时间点,包括日前市场开停,备用采购(运行备用,调频),日内机组组合流程,实时市场开停,发布调度信号,结算。 阻塞管理—区域市场之间在确定输电节点/区位边际价格节点的规范化,以确保节点价格在市场边界上保持一致性,方便阻塞费用的分配。 资源充足性机制—如果相邻区域市场存在不同的市场模式则需要更多在满足长期资源充足性要求方面加强协调,例如,最近加州的电力紧缺就出现了类似“资源共享”的问题。 市场监测和市场力缓解—协调市场监测,制定规范的市场报价限制和市场力缓解措施,避免产生不经济的后果。例如,如果一个市场有更严格的价格上限,发电商可能就会拒绝参与本地市场而转向参与省外市场。 输电成本分配和输电规划—确保各区域RTO进行合理的输电规划,在跨区域输电的建造和成本分摊上面达成一致。按月或年(而不是在每度电交易的基础上)向各区域RTO分摊这些跨区域输电成本。 其他交易支出和费用—各区域市场应该在其他交易支出和费用上相协调(例如,电力交易机构额外收取的费用等),从而不人为制造市场交易障碍。 国际经验表明,在已具备运作模式的市场之间建立协调机制的困难重重。中国可以综合以上几点考虑,把握机遇,在区域市场建设初期将市场间协调问题提上日程,为全国统一电力市场的建设打下基础。 [1] 例如,PJM和相邻市场签订了运行协议和市场交易规范,见https://www.pjm.com/markets-and-operations/energy/market-to-market.aspx

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区域电力市场:助力清洁零碳转型

2020年,中国各省在电力市场建设方面不断推进,一些地区已经初步建立了区域和省级相衔接的电力中长期交易体系,并加速向区域一体化现货市场方向发展。 七月份发布的国家能源局综合司《关于开展跨省跨区电力交易与市场秩序专项监管工作的通知》(国能综通监管【2020】72号)在工作目标中提出推进跨省跨区电力市场化交易,进一步实现资源在更大范围的优化配置,表明了中央政府对区域电力市场的持续关注和支持。 《通知》明确了六点具体工作内容,其中重点关注现有中长期直接交易,发电权交易,合同转让交易以及富余可再生能源电力现货交易等跨省跨区交易的组织和执行情况,以及对跨省跨区主要输电通道利用率和输送清洁能源情况等进行审查监管。这些工作内容在“计划+市场”的现行体制下,具有一定的指导意义,但是从长期来看,不足以实现未来以区域一体化电力市场为核心的清洁能源路线转型。 目前,中国各省级电力市场都有一部分“优先发电”,其中包括可再生能源、核电、以热定电的火电机组和省外来电等。这部分发电机组是以签订中长期购售电协议为主,按照政府批复的上网电价和约定的电量来确保计划的完成。在电力市场建设的初期,可再生能源保障性收购有利于支持清洁能源,事实上,由于可再生能源的边际成本接近于零,其结果类似于在经济调度下可再生能源得到优先调度。 从长远考虑,现有电力市场中多个交易品种和中长期计划的调整机制带来了显著的问题。首先,为火电机组分配运行小时数和以省外来电作为市场边界的做法会限制市场配置资源和弹性运行的能力,降低系统的运行效率。 其次,虽然现有发电权交易、合同转让交易以及富余可再生能源电力现货交易等机制提供了在一定程度上灵活处理年度双边合同的途径,有利于效率的提升。然而,这些机制对市场规则的制定和具体操作上加大了难度,各个市场主体关系处理更加复杂,很难达到理想的效果。从目前多重体制转变到完善的现货市场需要一个合理设计的路线图。 以南方区域为例,2019年,跨省市场化交易326亿千瓦时,占西电东送比例14.4%,同比增长10.5%,弃水大幅降低。然而即使在南方区域大部分跨省交易(例如,西电东送)仍然延续了政府间协商送受电计划,以此签订中长期合同,分配年度基数电量,并要求合同电量严格执行的做法。近年来,广州交易中心通过开展月度集中交易,月内增量挂牌,发电合同转让,协议外增送等市场化手段,一定程度上激发了市场活力。然而,这些做法对于促进未来高比例可再生能源市场急需的日内系统灵活性的作用有限。区域现货电力市场的优势在于能够支持波动性可再生能源并网, 在更大的地理范围内优化不同的系统资源,降低总成本,更好地消纳清洁能源。政府应该让区域现货市场发挥主导作用,精心设计和协调统一的区域现货市场是提升电源、电网、负荷侧灵活性的有益途径。 2020年8月,广东电力现货市场完成了全月结算试运行,为形成有效竞争的市场体系,发现价格,改善调度运行迈出了新的一步。从中远期来看,目前还没有一个明确的迈向南方区域电力现货市场的路线图,在区域电力市场的构建和运行,各监管部门、交易组织和调度机构如何分工和履行各自的职能以及如何完成各省间现货市场的协调等方面缺乏系统的顶层设计。我们希望国家能源局和发改委等相关机构在未来政策制定中,不断细化区域电力现货市场的规定,为南方电网区域和其他区域电网电力市场一体化给出可操作的方案。针对南方电网的现状,我们建议南方电网采用RTO的模式,将广东现货电能量市场和辅助服务市场扩展到整个南网区域,南网RTO需要在输电规划、区域输电成本分摊规则、区域电力市场的组织和监测以及系统资源调度和阻塞管理等方面发挥重要的作用。在这些方面,南方电网可以为全国其他区域电力市场建设积累经验,成为电力市场改革的试金石。 睿博能源智库在最近的报告中,基于国际经验,以南方电网为例,详细阐述了电力市场如何支持“能源革命”的原则和具体建议。中国在联合国第75届大会上承诺力争于2030年前达到碳排放峰值,于2060年前实现碳中和。我们认为,要支持这种有雄心的减排目标,电力市场需要逐步转变当前一些不灵活的机制: 计划机制 — 取消年度发用电计划,终结行政分配运行小时数并严格执行合同基数电量的做法。让所有的资源,包括火电、可再生能源、储能和分布式能源(包括需求响应),真正参与现货市场和中长期交易市场。 物理合同 — 继续制订中长期合同的金融处理办法。中长期合同应该是差价合同而不是实物合同。也就是说,中长期合同不应影响短期运行(调度)决策;相反,应该严格按照经济调度原则进行调度。合同的偏差率和完成率不应该用来评价中长期市场,需要更详细的政策和监管规则,以促进合理的合同模式以及与现货市场的协调。 输电网的利用和价格 — 对于跨省跨区输电线路的监管应该关注于建立区域输电规划过程,确保输电投资经济可靠;制定规则,将区域输电成本合理地分摊给区域内的省级电网公司(不以进出口交易为基础回收固定成本),从而鼓励区域输电资源的充分利用。 调度 — 在更大的区域内探索实行安全约束机组组合的节点日前电能量市场,节点实时电能量市场以及与日前和实时电量采购协同优化的调频和备用辅助服务市场,以此促进清洁能源的消纳和挖掘低成本灵活性资源潜力。 现货市场价格 — 实施稀缺性现货市场定价,实时反映供求关系,逐步放宽对现货市场的价格上下限,为所需的发电侧和需求侧资源提供充足的补偿。取消对化石燃料发电机组的市场外补贴。 自2015年3月电改9号文颁布以来,中国电力系统在发输配售各个环节都经历了前所未有的变化,“管住中间,放开两头”的思想逐渐深入人心,并在各个地区得到实践。随着电力体制改革逐渐进入深水区,需要坚持市场化路线,逐步减少过去计划经济体制下固有的管理和运作机制,引入竞争,让更多灵活性资源进入市场,促进电力系统以最低成本向清洁零碳方向转型。  

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China’s Energy Plan: Making It Work for Carbon Peaking

In November 2020, China’s National Energy Administration (NEA) requested general input on the yet-to-be-published 14th Five-Year Energy Plan (2021-25) and allowed a brief window for submissions. This post is an edited version of the rapid-response input RAP provided. RAP focused on suggestions for the electricity plan component of the energy plan. The electricity plan is…

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就国家能源局“十四五”能源发展规划的建议

2020年11月,国家能源局就第十四个(2021-2025)五年能源规划公开征求意见。我们获悉此消息后在极短的时间内做出了响应,本文在初始回复的基础上进行了修改和完善。我们主要针对能源规划中的电力规划环节提供了一些思路和建议。电力规划是考虑经济高效,清洁可靠的资源组合的重要平台。 制定退煤规划 鉴于中国政府最近宣布的(2030年前)碳达峰和2060年的脱碳目标,五年规划的一个关键主题应该是如何让电力行业走上一条远离燃煤发电的坚定转型之路。本文将基于国际经验和我们对中国正在进行的电改工作的理解,简要分享一些关于如何实现这一目标的建议。 首先,我们想指出,即使没有新的2030/60目标,这种退煤转型也是合理的。与其他国家一样,太阳能、风能和电池储能等替代资源的成本已大幅下降。例如,中国和世界各地最近的估计显示,中国新建太阳能发电的成本接近或低于燃煤发电的运行成本。如果考虑到对空气质量的负面影响——即使是在最新和控制最好的燃煤发电设施情况下,这种影响也是巨大的——以及考虑燃料价格成本波动的风险,那么对新燃煤电厂的投资就会进一步减少。基于这些原因,在国家能源局之前限制新建燃煤电厂投资的工作基础上,包括2016年制定的煤电规划建设风险预警体系下对新煤电项目建设的限制,以及严格执行新煤电投资禁令,将是有意义的。 然而,尽管禁止新建燃煤发电可能是一个非常有效的指导目标,但仍有必要通过在电力部门改革方面继续努力来支持此禁令,以确保最具成本效益的清洁资源组合,可靠性和平稳过渡。在下一节中,我们将简要讨论可以在五年能源规划中得到有效解决的几个重要的改革要素。 完善规划制定的方式 2016年,国家能源局发布了一份宏伟蓝图《电力规划管理办法》(以下简称“办法”),旨在改善五年能源规划的制定方式。“办法”强调“协调”和“综合”的概念。它要求将国家和省级规划工作结合起来,并在水电、煤炭、天然气、风能、太阳能和其他发电投资的规划方面提供急需的协调。它还强调了输电和发电规划的协调。此外,“办法”还要求加强环境影响评估,更广泛地说,需要加强电力部门规划与环境规划之间的联系。这些都是非常有价值的改革。 然而,这些改革似乎尚未得到充分执行。完善规划蓝图,鼓励各省在电力规划方面达到国际标准,将有助于为清洁能源创造公平的竞争环境,减少对煤炭的依赖。第十四个五年能源规划将是朝着这个方向前进的绝佳机会。 我们建议国家能源局可以考虑两项规划改革: 将风险管理分析纳入发电规划。在电力需求增长不确定和资源成本迅速变化的大环境中,风险管理分析可以帮助管理成本和使投资合理化。中国的规划者可以利用多种工具——从情景分析到期权价值分析——来更好地将风险管理纳入发电规划。这样做可以减少因需求预测错误或燃料成本预测错误而导致对燃煤发电过度投资的风险。 更好地将能源效率和需求响应纳入能源规划。对于电力需求超过可用供应、用电高峰不断增长的省份(主要是北部、中部和东部电网地区)来说,与投资新发电容量相比,投资能源效率和需求响应可能是一个成本更低、风险更低的选择。将能效和需求响应投资相比较于传统发电资源的这种对比机制,已经成为北美最佳综合电力部门规划的一个必要和非常具有成本效益的元素。 确保电力市场支持清洁能源转型 国家能源局和各省官员在电力市场实施方面取得了很大进展,要确保电力市场有助于降低成本和减排,还有很多工作要做。如果五年能源规划可以倡导加大力度实施切实可行的电力市场,将会大有益处。 在已公布的“五年规划”的工作范围内,有必要推动的一个关键方面是区域一体化现货市场的发展。世界各国都在努力扩大电力市场的地理范围,以便利用风能和太阳能发电的波动性在更大的地理区域趋于平滑的优势。南方电网已被选定为第一个开展多省区域现货市场的地区,但关于这一过程的路线图还不十分清晰,更不用说其他区域市场将如何形成了。我们建议 “五年规划”在统一的区域经济调度原则上,明确南方电网和其他地区的区域市场化途径,终结按省调度的惯例。此外,我们建议每个区域实施单一的输电成本分摊和输电定价方法,这将有助于减轻每个区域内跨省交易的壁垒,并支持可再生能源并网。另外,还应利用“五年规划”加强一些电力市场设计的关键原则,包括: 稀缺性定价,以便市场价格可以更好地反映出风能和太阳能在电网上的波动; 强有力的市场监管,使剩余的燃煤发电企业无法操控市场,特别是对于正面临资产合并重组,其主导省级交易的能力不断增强的燃煤发电企业。 我们最近的报告“‘能源革命’与电力行业改革:从国际对比视角看中国南方电网面临的挑战”对这些话题进行了详尽的分析并分享了国际经验。 执行对剩余燃煤发电的规定 2015年,中国生态环境部发布了一项标准,要求所有“可改造的”燃煤机组到2020年达到二氧化硫(SO2)、氮氧化物(NOX)和颗粒物(PM)的“超低”排放标准。这些标准可与天然气发电装置的标准相媲美,要达到这些标准,除污设备的效率需要比诸如美国市场上出售的要高得多。国家政策的支持引发了对燃煤电厂污染控制设备的大量投资,这三种污染物报告的排放量均大幅减少。然而,一些经验证据表明,报告的排放量和观察到的排放量之间存在差异。加强对燃煤发电机组排放标准的执行,将减少燃煤发电企业不准确的报告,并有助于达到空气质量标准。此外,这还将减少对新燃煤电厂的过度投资,因为燃煤电厂在被迫达到排放标准时很有可能会变得不具备经济性。 结论 “十四五”规划可以使中国的电力行业走上一条坚定的脱煤转型道路,在节省成本、减少排放和改善空气质量方面具有可观的效益。这种转型对于实现2030/60年的脱碳目标至关重要。除了减少燃煤发电的高层次目标外,转型还需来自对电改的再次承诺。在本文中,我们回顾了一些与“五年规划”和减少燃煤发电有关的建议,包括继续完善电力行业规划流程的工作,以及在电力市场进展基础上应该制定的措施。能源规划当然还有其他重要问题,包括碳价、电气化和可再生能源并网。我们期待可以更多地参与到这些主题的讨论中。 This blog is also available in English.    

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储能如何参与市场?

正如世界上其他国家一样,中国电力行业要走向零碳发展的未来,需要有灵活性资源的支持。储能,特别是电化学储能,由于近年来成本大幅度降低,以及其多重应用价值,前景越来越光明。并网储能能够成本有效地发挥帮助可再生能源并网、提高剩余火电厂运行效率、提供调峰调频等辅助服务、管理电网阻塞、替代输配电设施、抑制价格波动等作用。根据CNESA储能项目库的统计,到2019年底,中国已投运储能项目累计装机32.3 GW, 其中抽水蓄能约30GW,电化学储能约1.6 GW。最近的一些研究发现,在可再生能源以低成本快速发展的情景下,到2030年,中国需要增加储能的累计装机容量到300GW以支持波动性可再生能源并网,从而以低成本降低碳排放。这样的愿景需要在储能友好的政策和市场的双重作用下才能实现。 今年八月底,国家发改委、国家能源局公开征求《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见》意见的公告,在业界引起了广泛的反响。两个一体化提出要根据必要性和可行性优化储能规模,建立灵活高效互动的电力运行与市场体系,落实储能参与市场的机制。然而,中国现阶段无论是用户侧、发电侧或者电网侧储能,应用场景都比较单一,缺乏互相协调且系统优化的运行模式,对未来大规模发展储能形成了阻碍。从国际经验来看,电力现货市场为储能提供了可观的收益,是储能实现商业价值的主要渠道。我们在上一篇文章中,介绍了以光伏和风电为代表的波动性可再生能源参与电力市场的途径,这一篇短文中,主要分享加州独立系统运行商(CAISO)抽水蓄能以外的电储能参与市场模式,希望能为中国政策制定者提供借鉴。 电化学储能参与CAISO市场模式 美国联邦能源监管委员会(FERC)于2018年发布了Order 841, 要求RTO/ISO区域电力市场制定规则为储能公平参与电力市场扫清障碍。841法令规定在考虑物理和运行特征的基础上,允许电储能参与容量、电量、辅助服务市场,并基于市场价格对其服务进行相应的补偿。按照FERC的要求各ISO/RTO随后在现有的市场规则之上制定或者完善了电储能参与市场模式。其中,加州独立运行商(CAISO)在这方面的表现最为突出。截至2020年七月,CAISO有216MW并网运行的电池装机容量,在美国各区域电力批发市场中名列前茅,根据加州综合资源规划预计,CAISO到2030年会有15GW储能资源,其中主要(12GW以上)是电化学储能。这意味着10年后CAISO的储能可能是目前的50多倍,将会很大程度地改变CAISO电力系统的运行。 CAISO早在2012年就开始发展和贯彻储能参与市场模式以推动储能与其他资源公平竞争并获得合理补偿。CAISO主要通过非发电资源模式(NGR,Non-Generator Resource),允许储能资源参与双边容量市场,电能量市场和辅助服务市场。NGR的定义是 “具有连续运行区间,既可以发电又可以耗电的资源” 。现代的电池技术和储能控制系统已经可以支持从放电到充电的近实时切换,可以完成精确快速的响应,但是电池储能仍然受到充放电量的限制,这也是电池的特性决定的。在CAISO, NGR可以选择调频能源管理功能 (REM,Regulation Energy Management),在这种选择下,NGR能够更有效地参与日前调频市场,但不能同时参与电能量市场和运行备用市场。 另外,用户侧的储能(电表后面)也可以以单独或者集合的形式作为需求响应资源参与电能量和辅助服务市场。但是在这种模式下,需要基线来测量需求响应资源的实际绩效。下面主要从几个关键点来介绍NGR储能如何参与CAISO的电能量和辅助服务市场。 资质要求-对于NGR, 同其他发电机组一样,电储能必须满足CAISO的相关基本要求(例如,调度运行,遥测和计量规则等),以提供容量、电量和辅助服务。CAISO为满足Order 841规定将所有参与市场的发电侧最小规模改为100kW。如果NGR参与细分市场则必须满足相应市场的具体要求,这些要求也是技术中立的,例如,辅助服务市场和双边容量市场对于资源连续最短运行时间会有具体的要求。CAISO允许电储能根据自身运行特征,在报价时降低可调度容量,以满足相应市场的最短运行时间。 报价-在电能量市场上,电储能NGR可以提交电能量报价曲线,包括充电报价(-MW)和放电报价(+MW)(如下图),这种报价曲线允许电储能在一个单独的报价中,反映其经济可行的运行区间,储能可以作为发电、负荷或者两者同时参与市场。此外,电储能也可以提交“价差报价”(spread bid)在电价处于报价区间之外进行充电放电;或者自调度,只报量作为价格接受者。  图 1.  12MW储能资源的报价曲线示例 Licensed with permission from the California ISO. Any statements, conclusions, summaries or other commentaries expressed herein do not reflect the opinions or endorsement of the California ISO. (图1经加州ISO授权许可。本文所表达的任何陈述,结论,摘要或其他评论均不代表加州ISO的观点或认可) 物理和运行特征-电储能出力受到物理上下充放电容量限制和爬坡速率的影响,需要在这些限制下保证电池能够完成调度指令提供相应的服务。特别地,在运行过程中,电池应该有什么样的荷电状态(state…

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可再生能源如何参与电力市场?

随着中国政府提出的低碳、零碳观念的深入,电力行业首当其冲需要加速扩大清洁电力的渗透率。在各地区探索电力市场设计,逐步完善电力交易规则的新形势下,如何让以光伏发电,风能发电为代表的可再生能源以及新兴的储能资源参与市场是业界关心的话题。 我们前几篇政策短文就电力区域市场建设,区域市场之间的协调进行了讨论,在这一篇和下一篇短文中,我们会基于国际经验分别介绍可再生能源和储能参与电力市场的途径和步骤。 光伏发电和风能发电参与电力市场的三种模式 在之前的文章中,我们提出区域RTO是提供低成本灵活性的良好途径,从而更好地应对波动性可再生能源出力的不确定性。可再生能源在不同时间尺度更好地参与电力市场有利于电力系统稳定高效运行,支持低成本零碳转型。在美国RTO/ISO地区,可再生能源在过去的十多年一直积极参与电力市场,为形成风能和太阳能发电的“参与模式”积累了宝贵的经验。美国可再生能源主要参与三类市场竞争:远期市场(中长期市场)、电能量市场、辅助服务市场。 一、远期市场(中长期市场) 在美国,可再生能源参与中长期市场主要有三种方法:1)传统购售电合同,2)“虚拟” (synthetic) 购售电合同,3)纯商业模式 (merchant) 1) 传统购售电合同(Power Purchase Agreement) 这是最常见的可再生能源双边合同形式,由可再生能源发电商和电力公司或者负荷服务实体签署,合同规定了固定价格,年购电量,以及交付节点(用于分配节点价格风险)。典型PPA中购电方(配电公司、售电公司, 或者其他负荷服务实体)有足够的信誉担保,可以与可再生能源发电商签署15-25年的合同。在一些PPA合同情况下,购电方按合同规定享有在特定节点上一定量的可再生能源发电的所有权,因此,由购电方同时作为买家和卖家在电力现货批发市场中竞标,根据波动的节点价格结算。或者,一些PPA为差价合同,发电商和购电商各自参与电力现货批发市场。 2) 虚拟购售电合同 (Synthetic PPA) 这种购售电合同类似于传统PPA,而在交付电量、交付地点和其他要求方面更为宽松。合同的购买方主要是非电力公司(例如,大型终端用户),他们希望通过这种合同来平抑价格风险,同时也有助于满足企业可再生能源目标。相应的可再生能源证书(RECs)可以在自愿市场上出售给需要满足可再生能源配额制的负荷服务实体。 3) 纯商业模式(Merchant Model) 可再生能源发电商没有购售电合同,但可以通过金融机构(例如,银行)签订金融合同,来规避波动的批发市场价格带来的风险,以便于在项目初期获得融资,而金融机构期待从浮动的市场价格和支付给可再生能源的固定价格之间的差价获利。因为没有长期购售电合同,这种商业模式具有一定的风险,一般需要复杂而富有创意的方法来规避风险。但是,相比购售电合同模式,可再生能源发电商可能在电力市场上获得更高的收益。 图一显示出美国风电装机容量按不同远期市场类型所占的百分比,受可再生能源配额制的影响,传统PPA历史上一直占有主导地位,直到最近几年,随着可再生能源逐渐成为低成本资源,新的远期市场参与形式(例如纯商业化模式和虚拟购售电合同)才开始出现并不断增长,而且内容条款也针对不同的需求表现得更个性化。 图 1. 美国风电装机容量按传统PPA和商业化模式所占的百分比 图片来源:Jay Bartlett. Reducing Risk in Merchant Wind and Solar Projects through Financial Hedges. RFF working paper 19-06. February 2019, page 15. https://media.rff.org/documents/WP_19-06_Bartlett.pdf . Licensed under Creative Commons: https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/…

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Why would anyone finance another coal power plant in China?

Government officials and state-owned energy enterprises in China are currently debating another wave of coal power investment, despite a severely diminished business case for the technology. These companies that own and operate China’s coal fleet are already facing financial losses, thanks to increasing competition from renewables, market reforms and overcapacity in the sector. Some recent estimates find that the cost of building new…

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China’s Watchdog for State-Owned Enterprises Grapples With Coal-Fired Generation

The future of China’s power sector, which accounts for about a quarter of the world’s annual consumption of coal and a still-growing fleet of coal-fired generation units, is one of the central questions for world climate policy. Within China, the National Development and Reform Commission and the National Energy Agency have been coordinating a power…

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减少弃风:提高电力系统调度比改造燃煤电厂更高效

中国的风能和太阳能装机容量世界第一,且有望成为“世界可再生能源的超级大国”。然而,中国也遇到了弃风限电问题。虽然近年来可再生能源弃电量有显著下降,但在很多省份仍然存在问题,且将随着风能和太阳能发电装机量的增长而持续成为挑战。幸运的是,政府部门正在制定诸多应对的战略措施。成功的关键要看这些战略是否协调一致。 近来,刊登在“气候政策”上的文章提出了两个突出的策略:改善电力调度和改造燃煤电厂以更灵活的运营。作者(包括睿博能源智库技术顾问团,国网能源研究院研究员)认为改进电力调度是降低系统成本,减少弃电和减少排放的一种非常有效的方法。与此同时,改造燃煤电厂可以提高灵活性,但改造的成本很高,而且随着整个系统范围的改造工作增加,额外的好处逐渐减少。考虑到煤电行业倾向于将灵活性改造作为可再生能源弃电的主要解决方案,以及抵制中国近年来在提高调度效率方面取得的重大进展,这一结果非常重要。 背景 众所周知,中国是风能和太阳能装机容量的世界领先者,到2018年底,风能达到184吉瓦,太阳能光伏发电达到174吉瓦。包括生物质和水电,可再生能源占中国装机容量的38%,占中国发电量的26.7%。 虽然弃电比例在不断降低,但部分地区,特别是在东北和西北风力和太阳能高度集中的地区仍然发生弃电。 2018年,弃电率平均为7%,低于2016年的17%和2017年的12%。同时,2018年太阳能发电弃电率下降至3%,而2017年为6%左右。在新疆和甘肃,2018年太阳能光伏弃电达16% %和10%。 2018年新疆的弃风超过23%,其次是甘肃(19%)和内蒙古(10%)。 中国已采取显著的措施减少风电和太阳能弃电。政府在中国东北地区实施了降出力调峰辅助服务市场,根据政府的设置的底价和上限,火力发电机组可以参与调度竞标。 中国的“十三五”规划还提出到2020年在西北,东北和华北地区改造133吉瓦的燃煤热电联产机组,将下调频(downward regulation)能力提高46吉瓦。 中国还正在实施电力行业改革,包括中长期电力市场,跨省电力可再生能源交易和省级电力现货市场。 由技术和体制障碍引起的风能和太阳能弃电仍然存在。技术原因包括在具有大量风能和太阳能容量的地区,不灵活的燃煤发电厂占据优势; 拥有丰沛风能和太阳能的东北和西北地区与东部负荷中心之间的输电和电网互连不足(尽管近年来中国已经采取措施增加了几条大型输电线路); 在风电和太阳能满发期间,吸收风电和太阳能的需求响应能力很小。这些技术原因并非中国独有,其他国家诸如美国,也有风力和太阳能资源丰富的地区缺乏足够的传输能力将其输送到负荷中心。 然而,中国确实拥有独有的制度因素,即制定发电运行小时数以及固定的年度发电计划的历史条件。在这些历史条件中: 年度发电计划中,同一发电类型的所有发电机组的年度发电小时数相当。 固定电价、批发电价激励着发电商最大限度地发电,同时限制了发电机降出力去整合更多的风电和太阳能。 对这些降出力调峰的发电厂的补偿有限,只有在发电厂减速超过其最大发电容量50%的情况下才能支付。 中国正处于电力部门的转型过程中,但是这些历史条件在中国大部分地区仍在不同程度上产生影响。中国的确提出优先调度可再生能源发电,但实施起来并不均衡。幸运的是,现在有几个省正在设计和实施以经济调度为特征的电力市场,由于风能和太阳能的边际成本低至零,因此应首先调度这些可再生能源。 煤电厂改造v.s. 经济调度 我们使用了机组组合模型来比较。我们将燃煤电厂改造和改善调度战略。当前的调度方法建模为平均发电小时数调度方法,其采用忽略风电预测的每周机组组合,第二,采用包含了每四小时更新一次的风电预测更有效的方法。第二种方法代表着经济调度,中国的电力系统正在朝着这种调度机制发展, 至少在部分地区如此。 我们创建了两组情景分析来比较更灵活的燃煤发电与改进的电力调度的影响。在这两种情景中,我们使用每周机组组合,且不将风电预测纳入基准内。第一组情景通过测量当燃煤发电机的最小负荷减少时弃风的减少量,来关注燃煤机组灵活性的影响。 换句话说,仅依靠燃煤发电机的灵活性来减少弃风量。 第二组情景设计中使用改进的机组组合,包括每周和每日的机组组合,并纳入风力发电预测。 分析表明在较高比例的风电装机容量下降低燃煤电厂最低出力的收益递减。而且,改进的机组组合在减少弃风方面甚至更有效。图1展示了代表中国西北地区高风能水平的情景分析结果。 将燃煤发电的最低出力降低10个百分点,可以将弃风率从基准的25%降低到17%左右。 相比之下,改进调度将弃风率从25%降低到9%。 图1. 高比例风电情境下燃煤发电机组改进电力调度和降低最小出力影响的比较* 总结 总而言之,在模型分析中发现,现有燃煤电厂增加灵活和改善电力调度这两种手段,都有助于减少弃风。然而,改善调度在高比例风能情境下效果更好,同时燃煤电厂灵活性改造也体现了边际效益递减。或许最重要的是,煤电增量的灵活性可能需要额外的投资,这可能非常昂贵。 此外,在较低水平运行煤电厂可能会降低电厂的效率并增加电厂的空气污染物排放(部分抵消了可再生能源弃电减少所带来的空气质量效益)。 而对改进电力调度就不会受到这些因素的影响。 这些结果表明,中国应加大力度采取基于边际成本的经济调度。中国八个省的“现货市场”试点的开始,应该集中在包含这一原则的实用调度模型上。令人鼓舞的是,其中一些省份最近发布的市场设计公告确实提出要实施经济调度。 随着新的现货市场开始生效,我们建议这些省份创建一个公平的竞争环境,以便该系统可以利用所有发电资源的全部功能,包括可再生能源发电。与此同时,与其他国家一样,中国的决策者需要继续重新考虑更广泛的选择方案和战略的最佳组合,以增加电网灵活性,提高可再生能源并网和减少弃电。 * Reducing wind power curtailment in China: comparing the roles of coal power flexibility and improved dispatch;…