电量市场化对可再生能源的影响及其应对研究

2017-12-26 09:41 [电力论文] 来源于：互联网作者：王品

导读：摘要：近年来，国家在电量市场化上做了大量的准备工作，传统能源受资源储量的影响，日益成为阻碍各国发展的障碍。开发可再生能源是市龌导致的必然结果。文章分析了可再生能源的发电现状，陈述了电力市场化对风力发电的影响，并提出了相应的措施，为电量市

　　摘要：近年来，国家在电量市场化上做了大量的准备工作，传统能源受资源储量的影响，日益成为阻碍各国发展的障碍。开发可再生能源是市�龌�导致的必然结果。文章分析了可再生能源的发电现状，陈述了电力市场化对风力发电的影响，并提出了相应的措施，为电量市场化的长远发展提供借鉴指导。

　　关键词：电量市场化可再生能源现状影响措施

　　中图分类号：TM61 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2016）12-0290-02

　　一、可再生能源发电现状

　　我国可再生能源的应用形式以电力为主，近年来增长迅速，但由于传统电力结构倚重火电，可再生能源在整体电力结构中的比重仍显单薄。截至2014年，我国非化石能源占一次能源消费比重提升到11.1%，除去核电部分，可再生能源占比9.6%；从电力结构来看，可再生能源仅占全国发电装机容量的8.9%，火电比重仍为67.4%。人们广泛了解的可再生能源形式包括水电、风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电等。水电是可再生能源中最为成熟和广泛的应用形式，我国水电装机容量领先全球，总装机约300GW，年发电量约1万亿千瓦时，对我国华东、华中地区的工农业及民生电力需求贡献突出，三峡、砻滩、葛洲坝、三门峡等水利枢纽工程更是广为人知。风电和太阳能发电近年获得集中发展，主要以风光资源丰富地区（内蒙、甘肃、青海、新疆等西部省份）的集中式地面电站为主要模式，2014年风电装机90GW，年发电量1500亿千瓦时；太阳能发电装机30GW，年发电量250亿千瓦时。而近期，风电太阳能电站开发向中东部推进的趋势，以及分布式太阳能发电获得广泛关注，是由我国中东部地区突出的电力需求和较为稀缺的土地资源决定的，也是未来可再生能源发展的重要方向。

　　例如，风力发电就是我国解决我国能源和电力需求刚性增长的重要战略布局。风能是一种不产生任何污染物排放、可再生的、清洁的自然能源，风力发电具有建造发电场的费用低廉，不需火力发电所需的煤、油等燃料或核电站所需的核材料即可产生电力，除常规保养外，没有其他任何消耗，没有煤电、油电与核电所伴生的环境污染问题等优越性。这几年，我国也大力推动风电等新能源行业，风力发电领域获得了快速发展。截至2016年底，全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦，其中并网风电1.6亿千瓦，占比为9.9%；清洁能源装机容量达到5.93亿千瓦。占总装机比重36.2%。

　　二、电力市场化对风力发电的影响

　　1.电力市场化对风电可再生能源补贴的影响。十三五”能源规划对风力发电做了重点提及，到2020年风力发电的装机容量达到2亿千瓦以上。国家能源局表示，逐步取消可再生能源补贴，到2020年将不再提供风力发电补贴。可再生能源发电，将走向市场化运行。

　　能源被称为工业的血液，风能是能源的组成部分。在《关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》中，有关能源“十三五”规划的内容占据着重要位置。其中，风力发电的内容，在“十三五”能源规划中花了不少笔墨。

　　据“十三五”能源规划研究，通过构建西部、东部两个同步电网，到2020年，新能源跨区输送规模将可超过1.5亿千瓦，从而实现更大范围水火互济、风光互补、大规模输送和优化配置，弃风、弃光可以控制在5%的合理范围内，将从根本上解决西部地区清洁能源大规模开发和消纳难题，保障清洁能源高效利用。值得注意的是，“十三五”时期是全面建成小康社会决胜阶段，也是可再生能源非常重要的时期，可在再生能源发电也将走向市场化运行。

　　现在国家能源局已经提出了一个目标，到2020年风力发电实现平价上网，不再给予补贴。一旦可再生能源利用市场机制来发展就会走向更加广阔的天地，它的发展就会有更大的规模和更大的速度。

　　2.电力市场化对风电可再生能源上网电价的影响

　　在电力改革的大背景下，除分布式能源（分布式光伏、风电）以外，所有的电源项目都要参与竞价上网，即低电价的电量才能获得上网权，否则机组只能闲置。

　　3月1日，在北京电交中心完成了“银东直流跨区电力用户直接交易”的试点交易，陕西、甘肃、青海、宁夏的一些火电、风电、太阳能发电企业参与了竞价上网，售电给山东。风电、太阳能项目由于出力间歇性原因，单凭“常规电力属性”与火电竞争，显然不具竞争力，因此只能靠低电价进行竞争，很多企业报了“0电价”，虽说会有国家补贴，但项目收益会大幅下降。

　　3.电力市场化对风电并网和消纳的影响

　　随着新能源大规模开发，运行消纳矛盾也日益突出。我国风资源集中、规模大，远离负荷中心，难以就地消纳。新能源集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低。加之近两年经济增速放缓，电力增速减慢，多种因素共同作用下，新能源消纳矛盾更加突出。新增的用电市场却无法支撑各类电源的快速增长，导致新能源和火电、核电利用小时数均出现下降。

　　我国电源结构以火电为主，特别是“三北”地区，占比达到70%；全国抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%，“三北”地区不足4%。电源结构不合理，导致系统调峰能力严重不足。

　　国家早前颁布“十二五”风电、太阳能发电等专项规划，但“十二五”电网规划至今没有出台，新能源基地送出通道得不到落实。电网项目核准滞后于新能源项目，新能源富集地区不同程度都存在跨省跨区通道能力不足问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。

　　据了解，与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制已经严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点。由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。

　　三、可再生能源在电量市场化下的应对措施

　　1.“还原电力商品属性，形成主要由市场决定能源价格的机制”是近年电力体制改革的主要目标　　可再生能源也是商品，因此由市场机制来引导其发展是必然趋势。可再生能源发�将被纳入公益性调节性发用电计划，依照规划继续享受保障性收购。陆上风电是最接近自主市场竞争力的可再生能源。分析表明，延续当前风电政策，会面临保障性收购与市场机制的冲突、强制标杆电价与市场价格形成机制的冲突、不断扩大的补贴需求与可再生能源基金规模有限之间的现实矛盾，最终导致风电并网和利用效率低下难题难以得到根本解决。如此，清洁、可持续发展的能源战略目标很可能会落空。

　　根本的解决之道是市场化。让风电参与市场竞争，通过市场交易与用户达成长短期供电协议，调度机构在保证电网安全的前提下本着优先保障原则安排风电并网发电；变强制电价为基于市场交易电量的度电补贴，引入动态调整机制，根据风电的经济改善水平逐步降低、直至完全取消补贴。

　　2.建立以配额机制的绿色证书，鼓励碳减排交易和节能量交易

　　根据全国2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15%的要求，2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。各发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求。鼓励可再生能源电力绿色证书持有人按照相关规定参与碳减排交易和节能量交易。配额制度本身无法实现可再生能源发电的绿色价值部分，绿色证书为绿色价值部分的实现提供了市场化�A解决方案和手段。

　　通过允许配额义务承担者之间交易使用可再生能源的义务，绿色证书可以像商品一样在绿色证书市场上进行买卖和交易。

　　绿色证书就是将基于配额形成的可再生能源发电量证券化，并借此构建基于市场的可再生能源电能供求机制和市场交易体系。绿色证书作为可交易的有价证券，其价格由可再生能源电价高于常规电价的“价差”决定，并随着市场供求状况的变化而波动。可再生能源发电企业通过销售绿色证书获取价外收益，实现可再生能源电能的绿色价值，并使得可再生能源配额借由绿色证书实现可交易，巧妙地解决了配额制度的市场化问题。

　　对于可再生能源电力生产者来说，实施配额制并允许绿色证书交易时清洁能源发电企业利润由两个方面构成：一个是通过电力上网价格出售可再生能源电力以获得销售利润，另一个则是通过在证书市场上出售绿色证书来获利。而建立可再生能源认证系统，证书的可交易性打破了可再生能源发电交易的地域限制，使得绿色可以销售到任何有需求的地域。

　　3.电网加快电网建设，保证新能源并网和输送

　　2015年，政府有关部门出台了“改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见”“开展可再生能源就近消纳试点”“开展风电清洁供暖工作”等一系列政策，促进清洁能源持续健康发展。

　　同时，优化调度，尽最大努力消纳新能源。最大限度调度火电调峰能力，充分发挥抽水蓄能电站作用。采用先进控制手段优化风电场有功出力。扩大风电场自动发电控制系统（AGC）覆盖范围，最大限度利用送出通道的输电能力。

　　从电源、电网、负荷等影响新能源消纳的三个方面发力。在电源环节提高电源灵活性，在电网环节扩大电网范围，在负荷环节实施需求侧响应、增加用电需求，是实现我国新能源高比例消纳的三大重要途径。另外，要加强统筹规划。当前正值编制国家“十三五”能源电力规划的关键时期，建议统筹新能源与消纳市场，统筹新能源与其他电源，统筹电源与电网，改变过去各类电源各自为政、只发布专项规划的做法，实现电力系统整体统一规划。二是要加强市场化建设。落实国家深化电力体制改革相关要求，合理确定政府、发电企业、电网企业和用户等各方主体在新能源消纳中的责任和义务，建立有利于新能源消纳的市场化机制。三是要加强调峰电源管理。合理控制供热机组和自备电厂发展规模，明确自备电厂参与系统调峰的相关要求。

（编辑：东北亚）

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