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西北区域电力辅助服务实现全覆盖
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西北区域电力辅助服务实现全覆盖

发布时间:
2020年7月21日
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【摘要】:
从7月1日起,吉泉直流(准东-皖南特高压直流)配套电源参与西北调峰辅助服务市场进入结算试运行,为后续天中直流(哈密南-郑州特高压直流)、灵绍直流(酒泉-湖南特高压直流)配套电源参与市场提供示范,标志着西北电力辅助服务市场进入新阶段。

随着2019年底陕西电力辅助服务市场启动试运行,西北区域电力辅助服务市场全面建成。截至目前,西北电力辅助服务市场已形成省间+省内市场相辅相成,火电、水电、新能源、自备企业、储能和用户多元参与的格局。据统计,西北区域调峰市场累计调峰23024笔,调峰电量122.36亿干瓦时,提升西北地区新能源利用率4个百分点。

据了解,国网西北分部在火电机组有偿调峰、启停调峰的基础上,创新开发了自备企业虚拟储能、用户有偿调峰、共享储能及水电机组有偿调峰等品种,市场主体多样性、品种丰富性在国内首屈—指。“西北电网正迈入新能源高效利用新时代,西北地区正在将资源优势转化为经济优势。”业界专家如此评价。

百家市场主体参与调峰

从2017年4月西北调峰辅助服务市场启动建设以来,共有102家市场主体通过区域调峰市场提供了服务,累计获得调峰收益34.98亿元,扩展了企业盈利模式。

“区域调峰市场有效激发了市场主体的动力和潜力,新能源企业实现减弃增发,有效提升了西北电网新能源利用率。”国网西北分部副主任韩悌表示,在市场的引导和激励下,各市场主体主动开展机组灵活性改造,提升了机组调峰性能,以获取更高的调峰收益。

据统计,目前西北电网并网火电机组平均可深调至4%-50%额定容量,累计释放深调能力760万千瓦,其中,66万干瓦机组的秦岭电厂可深调至20%。

引入用户调峰增加调节能力

西北电力调控分中心主任张振宇介绍:“西北区域调峰的最大亮点是引入用户调峰。在常规能源调峰过程中,我们分析发现‘源’侧调节成本不断增加,已触及新能源承受能力‘天花板’,为此,及时将目光投向‘负荷’侧。”经调研,西北网内高载能用户约占大工业用户的70%,容量高达3700万千瓦。国网西北分部在深入研究这些企业的用能特性后发现,高载能企业电费占成本30%-60%,均具有极高的电价敏感性。同时,铁合金、碳化硅、水泥等行业生产过程中具备近40%-100%的调节能力。

“在一定的市场化补偿机制激励下,部分高载能企业具备主动参与电网调节的能力和意愿。”西北电力调控分中心副主任马晓伟表示,“分析企业的综合成本后,我们建立了用户在不同时段参与电网调峰的市场化补偿机制,鼓励用户在新能源受限时增大自身用电负荷,释放新能源发电空间,获取辅助服务收益。”

截至目前,西北电网内已有14家高载能企业参与市场,合计调峰能力达53.2万千瓦,相当于12.25万台电动汽车充电桩同时充电,占北京电动汽车充电桩保有量的60%。14家高载能企业累计增发新能源3155万千瓦时,获取辅助服务收益530万元,间接降低企业电价1.04%-3%,助力企业提升产能1.3%-2%。市场成熟后,预计西北电网内仅高载能企业可提供约790万千瓦调峰能力,社会、经济效益可观。

创新设立自备企业虚拟储能

另一个值得关注的消息是,国网西北分部创新开发了自备企业虚拟储能。马晓伟介绍,虚拟储能是指运用市场手段,灵活转换自备企业用电、发电两种角色,实现自备企业双向大范围调节,发挥类似储能设备的充放功能,为新能源消纳挖潜创效。

西北电网内约有3817万千瓦发电装机、2711万千瓦负荷的自备企业,常年来都是自发自用、自我平衡,与主网交互极少。为了开发这一块巨大的调峰资源,国网西北分部从微观经济学理论出发,重组了自备企业盈利模式,创新设立了虚拟储能模式。

“具体来说,在新能源大发且面临限电时,通过减少发电出力或增大自备负荷储存新能源电量;在新能源少发且系统有消纳空间时,通过增加发电出力或减少用电负荷实现新能源电能支取。”马晓伟解释,该模式的优点在于不影响自备企业发用电总量,企业仅通过配合调节即可赚取一定费用。同时,因自备电厂调节成本不到0.01元/千瓦时,新能源企业只需支付低价成本,获取增发收益。

业内人士看来,虚拟储能模式打通了自备企业上、下网双向调节通道,不仅提高了电网调节水平,保障电网安全稳定运行,还加强了自备企业与主网的联系,提升了大电网的协调优化能力。

据了解,针对西北区域新能源高占比的特点,国网西北分部因地制宜引入虚拟储能现货模式,即自备企业可根据新能源发电情况进行实时储存。截至目前,西北电网内5家虚拟储能试点已累计增发新能源2.19亿千瓦时,预计全面推广虚拟储能现货模式后,可释放调峰能力约800万千瓦,相当于建设百万千瓦级抽水蓄能电站8座,节约国家投资600亿元。

从7月1日起,吉泉直流(准东-皖南特高压直流)配套电源参与西北调峰辅助服务市场进入结算试运行,为后续天中直流(哈密南-郑州特高压直流)、灵绍直流(酒泉-湖南特高压直流)配套电源参与市场提供示范,标志着西北电力辅助服务市场进入新阶段。

随着2019年底陕西电力辅助服务市场启动试运行,西北区域电力辅助服务市场全面建成。截至目前,西北电力辅助服务市场已形成省间+省内市场相辅相成,火电、水电、新能源、自备企业、储能和用户多元参与的格局。据统计,西北区域调峰市场累计调峰23024笔,调峰电量122.36亿干瓦时,提升西北地区新能源利用率4个百分点。

据了解,国网西北分部在火电机组有偿调峰、启停调峰的基础上,创新开发了自备企业虚拟储能、用户有偿调峰、共享储能及水电机组有偿调峰等品种,市场主体多样性、品种丰富性在国内首屈—指。“西北电网正迈入新能源高效利用新时代,西北地区正在将资源优势转化为经济优势。”业界专家如此评价。

百家市场主体参与调峰

从2017年4月西北调峰辅助服务市场启动建设以来,共有102家市场主体通过区域调峰市场提供了服务,累计获得调峰收益34.98亿元,扩展了企业盈利模式。

“区域调峰市场有效激发了市场主体的动力和潜力,新能源企业实现减弃增发,有效提升了西北电网新能源利用率。”国网西北分部副主任韩悌表示,在市场的引导和激励下,各市场主体主动开展机组灵活性改造,提升了机组调峰性能,以获取更高的调峰收益。

据统计,目前西北电网并网火电机组平均可深调至4%-50%额定容量,累计释放深调能力760万千瓦,其中,66万干瓦机组的秦岭电厂可深调至20%。

引入用户调峰增加调节能力

西北电力调控分中心主任张振宇介绍:“西北区域调峰的最大亮点是引入用户调峰。在常规能源调峰过程中,我们分析发现‘源’侧调节成本不断增加,已触及新能源承受能力‘天花板’,为此,及时将目光投向‘负荷’侧。”经调研,西北网内高载能用户约占大工业用户的70%,容量高达3700万千瓦。国网西北分部在深入研究这些企业的用能特性后发现,高载能企业电费占成本30%-60%,均具有极高的电价敏感性。同时,铁合金、碳化硅、水泥等行业生产过程中具备近40%-100%的调节能力。

“在一定的市场化补偿机制激励下,部分高载能企业具备主动参与电网调节的能力和意愿。”西北电力调控分中心副主任马晓伟表示,“分析企业的综合成本后,我们建立了用户在不同时段参与电网调峰的市场化补偿机制,鼓励用户在新能源受限时增大自身用电负荷,释放新能源发电空间,获取辅助服务收益。”

截至目前,西北电网内已有14家高载能企业参与市场,合计调峰能力达53.2万千瓦,相当于12.25万台电动汽车充电桩同时充电,占北京电动汽车充电桩保有量的60%。14家高载能企业累计增发新能源3155万千瓦时,获取辅助服务收益530万元,间接降低企业电价1.04%-3%,助力企业提升产能1.3%-2%。市场成熟后,预计西北电网内仅高载能企业可提供约790万千瓦调峰能力,社会、经济效益可观。

创新设立自备企业虚拟储能

另一个值得关注的消息是,国网西北分部创新开发了自备企业虚拟储能。马晓伟介绍,虚拟储能是指运用市场手段,灵活转换自备企业用电、发电两种角色,实现自备企业双向大范围调节,发挥类似储能设备的充放功能,为新能源消纳挖潜创效。

西北电网内约有3817万千瓦发电装机、2711万千瓦负荷的自备企业,常年来都是自发自用、自我平衡,与主网交互极少。为了开发这一块巨大的调峰资源,国网西北分部从微观经济学理论出发,重组了自备企业盈利模式,创新设立了虚拟储能模式。

“具体来说,在新能源大发且面临限电时,通过减少发电出力或增大自备负荷储存新能源电量;在新能源少发且系统有消纳空间时,通过增加发电出力或减少用电负荷实现新能源电能支取。”马晓伟解释,该模式的优点在于不影响自备企业发用电总量,企业仅通过配合调节即可赚取一定费用。同时,因自备电厂调节成本不到0.01元/千瓦时,新能源企业只需支付低价成本,获取增发收益。

业内人士看来,虚拟储能模式打通了自备企业上、下网双向调节通道,不仅提高了电网调节水平,保障电网安全稳定运行,还加强了自备企业与主网的联系,提升了大电网的协调优化能力。

据了解,针对西北区域新能源高占比的特点,国网西北分部因地制宜引入虚拟储能现货模式,即自备企业可根据新能源发电情况进行实时储存。截至目前,西北电网内5家虚拟储能试点已累计增发新能源2.19亿千瓦时,预计全面推广虚拟储能现货模式后,可释放调峰能力约800万千瓦,相当于建设百万千瓦级抽水蓄能电站8座,节约国家投资600亿元。

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