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电能替代促清洁能源消纳关键问题研究

来源:能源研究俱乐部 | 编辑:能源研究俱乐部 | 2019年9月17日() | 打印内容 打印内容

5.分布式微网园区综合能源响应涵盖热电联产、电锅炉等多能源站的分布式微网,通过协调运行可以充分利用多能源优势互补的特性,能够显著提高系统灵活性,提高风、光电消纳率,有效降低配电网网损及区域能源站运行费用约15%。通过设计合理的利益共享机制,分布式微网可由售电企业或电网企业代理,通过加装相应监测、自动控制系统,将园区供电、供热整体作为单一市场主体,参与灵活负荷资源的各类市场化交易。

6.可中断电价优化可中断负荷要适应随机性强、高频、短时的切负荷需求,积极开拓中小用户市场。为增强实施效果,原则上负荷削减最小规模不低于1MW,可由售电企业聚合放开选择权的用户来实现,并提前确定可中断负荷实行次序、补偿水平等。在明确因消纳能力不足、导致新能源出力即将跌落达到某一阈值(如2%~5%)时,按照提前确定的通知时间,以最小切负荷为原则,要求用户按照协议范围内的时间和规模中断负荷。与传统切负荷相比,可中断切负荷给用户带来的损失更大,因此需多途径解决可中断电价资金来源。除了通过传统高可靠性电价收益补偿、筹集资金补偿等方式外,可按照“谁受益谁补偿”的原则,探索切负荷时段并网新能源出让部分收益弥补用户损失的方法。

7.峰谷分时电价优化强化峰谷分时电价削峰填谷功能,扩大风电大发时段的基础负荷消纳能力。各省应因地制宜,依据新能源出力曲线特点与峰谷电价补偿资金规模,调整峰谷价差和时段,实现对负荷的精细化引导,将更多的高峰时段负荷吸引到风电大发时段。对于能够妥善解决补偿资源来源的省份,可适度拉大峰谷价差。对于峰谷电价补偿,可通过行政手段,把电网企业的损失纳入灵活负荷资源响应资金进行补偿;或是探索通过市场手段疏解矛盾,在低谷时段针对新能源实行竞价上网、最高限价,对用户实行价格联动,保障电网企业输配电费收入的同时,实现新能源发电和用户的合理利益分配与补偿。

四、结论及建议

从国外研究及实践经验来看,电力比价优势、环保政策约束、技术经济可行性等因素决定了电能替代空间。灵活负荷资源响应对技术、体制机制要求较复杂,需系统制定基于市场信号的负荷响应机制。应积极发挥市场机制降低电能替代项目运行成本的积极作用,促进电能替代项目推广。近期着重采用“行政+市场”的方式激发需求侧资源灵活性,通过构建交易机制、优化电价机制等措施,使得各类负荷资源促进新能源消纳,未来随着现货市场、信息技术等完善发挥实时电价作用。对于新能源消纳矛盾突出的西北等地区,采用“电能替代+跨区跨省”消纳双管齐下,如单凭区域内电能替代增量负荷无法有效扭转新能源消纳矛盾,跨区跨省负荷消纳是短期内的根本有效手段。为了高质量推进电能替代项目、灵活负荷资源促进新能源消纳,建议做好以下几方面工作:一是加快售电企业准入频次、符合条件用户选择权放开,优化需求侧资源应用市场条件。发挥售电企业精准营销、创新服务潜力,促进高效聚合电能替代项目、灵活负荷资源参与各类市场交易,降低电能替代项目运行成本、激发灵活负荷响应能力。二是完善新能源与负荷资源的交易品种、交易机制等,创造良好、宽松市场环境。设立低谷时段弃风弃光电量与电能替代项目定向交易、需求侧资源与新能源发电专场交易、需求侧资源参与辅助服务交易等品种,在偏差电量考核等方面制定宽松、有针对性扶持措施。三是优化峰谷分时电价、可中断电价,增强对负荷主动消纳新能源的引导能力和吸引力。优化可中断电价实行范围,明确中断的前提、提前通知时间、负荷中断持续时间、可中断补偿等,优化峰谷分时电价优化实行范围、峰谷价差及实行时段、峰谷电价补偿机制,通过纳入需求侧管理基金、受益方出让部分收益等方式,多途径筹集补偿资金来源。四是加强行政干预能力,推动电能替代项目实施。配套出台优惠价格、市场准入机制等,科学扩大电能替代规模。统筹收取专项基金、环保处罚资金、未替代落后产能企业分摊等政策实施,多途径筹集支撑资金,鼓励电能替代。强化环境监管力度,完善相关能效和设备标准。地方政府主导逐步建立工业企业能效等级标准、工业企业排放等级标准和用能设备质量管理标准。

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