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东北电力辅助服务市场规则全面升级,光伏正式

作者:佚名 来源:未知 2019-07-19 14:52

1月14日,针对东北电力运行中出现新情况和新问题,东北能源监管局全面升级电力辅助服务市场运营规则,即《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》,而这一新的市场规则已经于

  东北电力辅助服务市场规则全面升级,光伏正式

  1月14日,针对东北电力运行中出现新情况和新问题,东北能源监管局全面升级电力辅助服务市场运营规则,即《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》,而这一新的市场规则已经于2019年1月1日零点起开始模拟运行。

  近两年,东北电网低谷调峰问题得到明显缓解,但也出现了一些新情况、新问题。体现在火电开机容量虽然多,但受供热、煤质等因素制约机组顶峰能力严重下降,电网尖峰时段旋转备用容量不足,个别时段面临有序用电风险,电网安全稳定运行面临新考验。

  本次东北电力辅助服务规则的全面升级体现在两方面,即增设旋转备用交易品种和完善原有深度调峰补偿机制,具体情况如下。

  增设旋转备用交易品种,实现辅助服务市场“压低谷、顶尖峰”全覆盖。旋转备用是指为了保证可靠供电,发电机组在尖峰时段通过预留旋转备用容量所提供的服务。为激励和引导火电厂主动提升顶尖峰能力,新规则设计了尖峰旋转备用市场日前竞价机制,火电厂日前报最大发电能力及备用售价,每十五分钟为一个统计周期。

  东北旋转备用交易以发电厂顶尖峰能力作为交易标的物,机制上有三个创新点。

  实行东北全网统一平台交易,完全打破了辅助服务的省间壁垒;

  明确“能上能下”的机组才能获得全部辅助服务收益,向火电机组能力提出了完整的灵活性标准;

  机组发电能力考核采用系统随机自动抽查方式,减少了调度机构人工操作量,也最大限度避免人为因素干扰。

  对原有深度调峰补偿机制进行了完善,有四方面内容。

  将非供热期实时深度调峰费用减半处理,同时将供热期风电、核电电量按照两倍计算分摊费用,以准确体现出东北供热期调峰资稀缺程度,使新能源受益与分摊的费用更加对等。

  考虑到东北地区光伏发展迅猛,对电力系统调峰已经产生明显影响,因此正式将光伏纳入电力辅助服务市场范畴。

  对市场主体承担的省内与跨省调峰费用之和设置了上限,对没有调节能力或者调节能力较弱的市场主体起到“底线”保护作用。

  对深度调峰辅助服务的调用原则和执行流程进行了细化、优化。

  新规则正式实施后,预计将能够继续缓解东北电网低谷调峰问题,同时缓解尖峰时段火电发电受阻问题,以保障东北电力稳定供应,提升东北电力系统运行灵活性,进一步推动东北能源供给革命和体制革命。

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  2018年市场表现平稳

  2017年北方地区大面积出现的供气紧张现象,使得2018年的天然气市场表现备受公众关注。整体来看,2018年的天然气市场表现平稳,未出现市场一度担心的旺季供气紧张现象。

  2018和2017年的共同点是两个年度均出现“淡季不淡”现象。自4月份开始,两个年度天然气需求均出现较大幅度增长,2018年4-9月份天然气需求同比增幅均在20-30%,价格也出现了较大幅度增长。但2018年不同于2017年的是天然气需求在进入旺季呈现增长的同时价格保持相对平稳。

  2017年的华东地区LNG送到价在冬季出现大幅增长,个别时段LNG的价格曾经突破万元/吨,而2018年旺季的送到价格较传统淡季并没有出现大幅增长,而是继续保持平稳。预计整个年度的均价在5000-6000元/吨的水平。

  同样都有“淡季不淡”,为什么在需求旺季表现有如此大的反差。主要原因是2018年政策对天然气需求侧和供给侧均予以严格管控,在控制需求的同时努力增加供应,使得市场不“荒”。需求侧的管控主要措施是以气定改和压非保民。

  自2018年初以来,国家连续出台政策或召开会议,强调煤改气工程实施的“以气定改”精神。以气定改成为天然气市场的定海神针,有力遏制了煤改气工程的过度增长势头。

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  与此同时,蓝天保卫战行动计划等政策提出北方地区清洁取暖宜电则电、宜气则气、宜煤则煤、宜热则热的煤改气思路,强调了因地制宜与能源多元的思路,使得清洁取暖用气节奏也不同程度趋缓。

  年中居民用气和非居民用气门站价格衔接政策出台后,各地纷纷上调居民用气价格,一些地方开始适度下调非居民用气价格。但是到了冬季之后,各地出于“压非保民”需要,重新上调非居民用气价格,引导资源流向民生领域。也有不少地区通过市场干预以及鼓励供需双方签订可中断供气合同的形式调整资源流向。

  整个2018年度天然气需求接近2770亿立方米,其中城市燃气1100亿立方米,工业用气910亿立方米,发电500亿立方米,化工用气260亿立方米左右。

  2018年之所以出现淡季不淡,需求侧的控制是主要诱因。考虑到旺季压非保民政策,工业用户在传统淡季加大生产力度,一些生产计划被提前。夏季用电需求增长,发电用气增幅相对较大。由于事先已经预期到冬季的政策,用气企业生产计划提前调整,年末不与民争气,使得整个市场表现平稳。

  2019年天然气市场展望

  国际市场供应继续保持宽松状态

  随着美国LNG出口产能扩张,国际天然气市场供应继续保持充足。卡塔尔退出欧佩克之后,专心于发展天然气,估计出口能力将有一定程度增长。此外俄罗斯、澳大利亚液化天然气出口将继续保持旺盛态势。

  预计2019年全球LNG出口增量4400万吨,需求增量4200万吨,整体宽松。需求增量将主要来自西北欧、中国和南亚等。亚洲市场气价整体表现宽松。

  由于预期油价下行以及气价与油价挂钩力度较大,因此预计2019年的长约气价将稳中有降。国内天然气产量有望继续保持增长。

  2018年三大石油公司勘探开发经营计划调整力度较大,2019年这些经营计划将得到落实并产生效力,油气产量应该会继续保持增长,且非常规天然气继续扮演重要角色,带动产量增长,预计全年天然气产量增长依然在100亿立方米以上。

  天然气需求结构不会发生大的改变

  城市燃气和工业用气依然是天然气需求主要领域,城燃用气继续保持刚性增长,预计用气量达到1200亿立方米。居民生活用气按照用气人口4.5亿估计,年人均用气70-80立方米,公服和商业用气占生活用气的50-60%估算,预计2019年居民生活和公服用气量约为520亿立方米。

  北方城市清洁取暖率2019年将达到50%,其中天然气供暖面积预计达到30亿立方米,预计取暖用气达到470亿立方米。若考虑2+26城市农村地区煤改气继续实施,取暖用气量还将增长。清洁取暖是未来北方地区用气的重要领域之一。

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  交通用气增长受规划驱动。根据天然气发展十三五规划,到2020年,全国气化各类车辆1000万辆,配套建成加气站超过12000座。2018年,我国交通领域用气量约199亿立方米,天然气车保有量突破600万辆,实现了LNG/CNG加气站保有量、车用天然气消费量连续四年位居世界第一。

  考虑2019年气价平稳下行可能性较大,天然气汽车经济性愈发显现。此外环保优势也将促进天然气汽车发展。预计2019年交通领域用气需求约230亿立方米,同比增长15.1%。

  工业用气极有可能延续2018年的轨迹,在传统淡季继续保持增长态势。2018年上半年经济形势较好助力了工业在淡季的消费用气。2019年上半年表现如何很大程度上取决于中美贸易战是否延续下去。三个月“休战”期之后,中美贸易摩擦若出现令人期待的向好发展态势,预计工业用气将出现环比大幅增长;若出现贸易战延续,中美双方互相对各自进口对方商品加征关税现象,预计工业用气增幅会下降,毕竟有很多工业品出口美国市场。笔者以为,第一种可能性更大。

  发电用气在气电发展规划装机容量持续增长的前提下继续增长。历史数据显示,气电装机容量每增长1000万千瓦,用气量增加55亿立方米。根据电力发展规划,到2019年气电装机容量预计达到1亿千瓦时,届时发电用气将达到560亿立方米。化工用气因经济性及不再新增产能的政策限制,用气增长空间有限。预计2019年化工用气需求270亿立方米,同比保持稳定。

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  中长期中国天然气需求具有稳定增长的基础,2018年和2019年不会偏离这一基本特征。但是考虑到近年经济环境的不确定性以及国内经济下行预期,2019年国内天然气需求将继续保持增长,但需求增速估计会趋缓。由于2018年的各项举措较好地克服了2017年市场表现出的系列问题,使得今后的市场运行有章可循,从而实现平稳发展,不“荒”不“盲”。

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  储能分为机械储能、电气储能、电化学储能、热储能和化学储能等种类。

  由于电化学储能快速、灵活的特点,在现代电力系统发电、输电、配电、用电等环节的价值日益凸显。本文所指的电网侧储能,是指应用在输电、配电侧的电化学储能项目,在现实中一般由电网或电网下属公司投资、运营,多应用在配电侧。

  2018年是中国电网侧储能发展的元年,规模迅速增长。公开资料显示,截至去年前三季度,电网侧储能项目投运规模已达150MW,其中新增装机140MW。此外,规划及在建中的电网侧储能项目达465MW。作为对比,全球电网侧储能项目仅为756.5MW,其中新增规模为301MW,这意味着中国市场新增电网侧储能项目规模接近全球新增规模的一半。

  中国电网侧储能市场的爆发式增长,受益于风、光等间接性电源规模增长,中国电网面临着波动越来越大的峰谷负荷差,中国电网公司开始重视储能在调峰、调频等多个电力辅助服务领域的价值。

  目前电网侧储能还处于试验示范阶段,电网公司更多在研究确认储能在电网侧的应用效果及前景。由于中国电网公司的庞大体量,仅仅示范,就使中国电网侧储能的新增规模达到前所未有的高度。

  但由于中国电力市场尚未完全建立,储能在电力系统中的辅助服务价值无法量化评估,并在市场中自由买卖。目前电网侧储能还没有一个成熟的商业模式,在示范阶段,仍可采用电网公司投资的权宜之计,未来如要大规模发展,商业模式是必须解决的问题。

  中国电网侧储能市场开启

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  去年12月,南方电网总经理曹志安主持召开储能工作讨论会,会议明确南网将布局储能在新能源消纳、海岛独立供电、配用电侧应用等方面示范项目,并决定将研究制定储能发展的指导意见。

  这是继国家电网鼓励下属省级电网先试先行电网侧储能项目后,首个从总公司层面规划电网侧储能发展战略的电网公司。这也意味着,国网进行多个电网侧储能示范后,南网将紧随其后,开启南网范围内的新一轮电网侧储能项目。

  2018年之前,储能在发电侧、用电侧已多有运用,2018年电网侧储能项目发展迅猛,几乎从无到有,成为储能第一大类应用场景。

  2018年第一个电网侧储能示范项目来自国网河南电力公司。该项目在河南电力公司分布在9个地级市的16个变电站采用分布式方式建设储能示范电站,合计100MW。该项目是国家电网总部2017年科研课题《多点布局分布式储能系统在电网的聚合效应研究及应用示范》的配套工程。

  紧随河南之后的,是国网江苏电力公司投资建设的镇江储能电站示范项目。该项目的推进源于镇江东部地区夏季高峰用电需求。镇江本地的谏壁燃煤电厂退役后,原规划接替谏壁电厂的燃气电厂无法按期投产,鉴于此,江苏省电力公司决定建设储能电站来弥补需求。

  与河南储能电站分布在多个地级市不同,镇江项目集中在镇江市的东部地区,分为8个储能电站,合计达101MW,这也使镇江项目成为全球最大的电网侧储能项目。

  国网江苏经研院规划发展研究中心主任黄俊辉透露,早在储能项目规划之前,考虑到省外来电规模越来越大,为提高这一外部条件下的江苏电网运行的安全性,江苏电力公司开发了一套“源网荷友好互动系统”,如外来电供给波动,可联动电源、电网、用户及时响应,保证电网安全运行。

  储能电站投运后,“源网荷”系统升级为“源网荷储”系统,储能除满足电力需求外,也可以发挥其充放电灵活性,来满足江苏电力系统安全运行的需要。

  镇江项目之后,江苏电力公司一发不可收拾。去年10月25日,江苏省开始第二批电网侧储能电站项目招标,合计规模达201.6MW,分布在苏州、南京、昆山三地。

  江苏之外,还有湖南、甘肃等省份投产有50MW以上的电网侧储能电站项目。正是国网内密集推进储能电站示范项目,最终形成了2018年国内电网侧储能市场的井喷。

  电网侧储能项目的兴起,与近年来电源侧发生的变化相关。过去,电源侧火力发电机组是绝对主力,这些电源出力可控,电网内负荷波动主要来自用电侧。

  随着国家以煤为主的能源体系向清洁能源转型。风电、光电等间歇式电源逐渐占据了新增电源的主要部分,并在电网调度中享有优先调度的地位。发电侧的波动越来越大,这给调度带来了难题。

  储能既能充电又能放电,用电高峰可以放电,低谷时可以充电,可以有效平抑电网内峰谷波动。此外,储能响应时间可以达到秒级,在一秒钟之内进行充放电的切换,作为比较,燃煤电站响应速度在1分钟之内,储能的响应速度比燃煤电站高出了1个数量级。

  正是由于储能的这种技术特性,在电网侧储能之前,储能在新能源消纳示范、火电调频等领域已经有了较大规模的发展。也正是由于储能的技术特性在越来越多示范项目中的体现,电网公司开始逐渐重视储能在电网侧的应用。

  目前相关机构尚未有2018年全年的电网侧储能电站投运数据。不过根据前三季度的情况,预计全年国内电网侧储能电站投运规模将达到350MW。

  尽管如此,电网侧储能在国内仍处于刚刚起步阶段。在国家电网内部,正如河南项目是承接国网总部的科研课题一样,电网侧储能项目总体还处于示范科研的阶段。

  接近国家电网的业内人士透露,国家电网对电网侧储能的态度是鼓励示范,但要求步伐谨慎,不过快发展。该人士认为,电网安全兹事体大,他理解电网公司的谨慎态度,因此,今年电网侧储能示范项目密集投产后,电网公司至少需要1-2年的时间来研究、总结,为下一步储能进入电网规划奠定基础。“明后两年不指望会有太多电网侧储能项目,规模肯定不超过今年,大规模增长应该在2020-2021年。”

  商业模式难题待解

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  目前电网公司投资储能电站采用了权宜之计。比如江苏电力公司投资的镇江储能电站,由江苏电力公司下属的能源服务有限公司投资运营,为江苏电力公司提供服务,再由江苏电力公司支付租金。

  知情人士透露,江苏电力公司支付的租金来自火电厂辅助服务的奖惩资金,和打造“源网荷”系统的资金。此外,储能电站还可以通过峰谷价差,来获取部分收入。

  这一模式已成为电网侧储能项目的普遍模式,是弥补储能电站经济性的权宜之一。

  储能电站由于要承担调峰、调频等辅助服务职能,所以在相当的时间内是不发电的,仅仅依靠如传统的火电厂的固定上网电价,难以解决储能电站的投资回报问题。

  这方面的解决方案是电力市场化,在电力现货市场中,市场会发现储能电站调频、调频的价值,并为其定价。但我国的电力市场正在构建过程中,目前电价仍然是政府定价,后续随电力市场的发展、完善,这一问题将得到解决。

  在目前的阶段,储能电站的商业模式,其一可参照抽水蓄能电站,设置两部制电价,既体现储能电站的电量价值,又体现其容量价值。但这需要发改委相应的电价政策。

  业内普遍认为,目前最现实可行的方式,是将电网侧储能电站作为电网的“元器件”,发挥电网所需要辅助功能。但这一模式能够运转,需要能源局的同意。

  目前我国的电力体制正处于改革中,电网从上网电价、销售电价的差价中获得收入,将转变为核定输配电价,电网仅承担输电功能,按电量大小收取过网费的模式。

  电网公司大规模投资电网侧储能电站,其前提,是国家能源局将储能电站作纳入核定电网公司输配电价的准许成本内。目前,省级电网公司输配电价已经全部核定完毕,调整周期为三年。这意味着,作为一个新生事物,电网侧储能电站需要被能源局接纳,并据此修改输配电价。

  南网内部一份报告曾提出另一种思路,即现阶段可以由电网公司提供容量补贴,来促进电网侧储能电站的发展。

  业内人士分析认为,该设想与前者相比,更有利于第三方投资主体进入电网侧储能市场,有利于提升效率、降低成本,但同样涉及一个问题,容量补贴最终仍然会进入电网公司的运营成本,与前者一样,最终仍然需要反映在输配电价上。

  上述人士表示,类似解决方案的难点是如何在现实推进。储能电站纳入输配电价准许成本也好,电网进行容量补贴也好,甚至两部制电价也来,电网侧储能电站的投入,最终会在电价上体现出来,带动电价上涨,这与与时下政府正力推的降电价政策方向不符,这将影响到类似解决方案相应政策落地,注定“将是一个博弈的过程。”

  冬季取暖燃烧散煤是雾霾天气的一大元凶,随着“削减燃煤、清洁供暖”的工作全面铺开和深入开展,尤其是“煤改电、改气”面临投资、运营成本出现“双高”及气源短缺,燃气管网、电网线路扩容难题,“煤改电、改气”面临发展困境。

  在此背景下,就地取材、利用生物质供热是替代农村部分散烧煤的优选。

  此前,国家能源局正式下发《关于开展“百个城镇”生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设的通知》推进生物质热电联产。近期发布的《国家能源局关于做好2018-2019年采暖季清洁供暖工作的通知》提出积极扩大可再生能源供暖规模,根据各地生物质资源条件,支持发展生物质热电联产或生物质锅炉供暖,以及分散式生物质成型燃料供暖。

  “煤改生”的生物质热电联产或者生物质供热具有多方面的优势,生物质直燃、气化热电联产项目可以解决百万平米级别县城、中小城镇的集中供暖问题。尤其是在我国县城、城镇区域,可以实现废弃的农林业生物质“变废为宝、就地利用”,在促进分布式清洁供热生产和消费的同时,为我国县域“削减燃煤、清洁供暖”提供了切实可行的发展路径,其发展空间巨大。

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  资源孕育潜力

  以河北省作为代表,其能成为我国最早开展规模化生物质发电示范项目的重点区域,在于区域农林生物质资源丰富:被称为“冀中棉海”的邢台地区是棉花集中种植的区域,棉花秸秆资源丰富;河北承德的平泉县是华北地区最大的食用菌生产基地,每年大量食用菌种植剩余物“菌袋”可以作为生物质热电厂的燃料得到环保处理;文安县是“中国板材之乡”,每年大量板材剩余物,可以“变废为宝”作为生物质热电转化的原料。

  京津冀周边将是生物质供热的最具潜力区域之一,河北省、山东省、天津市、河南省、内蒙古及东三省皆是生物质热电联产和纯生物质供热的优势发展区域。其中,山东滨州的阳信县已经完成了一个县城“规模化原料收储运和加工”、“规模化生物质热电联产”、“分布式生物质集中供热”、“户用分散生物质采暖及炊事”多层次、多模式的试点示范。目前来看,河北和山东两地生物质供热已快速发展起来,未来两年,内蒙、东三省及周边生物质资源丰富区的生物质供热项目将会随后发展起来。

  从经济性角度来看,生物质供热灵活性最好,稳定性和可控性优于燃煤和天然气,供热成本高于燃煤,低于天然气。根据不同的生物质供热技术路线,其供热成本在燃煤和天然气之间,虽然比燃煤供热稍高,但是远低于天然气。

  然而“煤改生”虽然更具有经济性、可行性,但是生物质供热在我国没有被列入“削减燃煤、清洁供暖”范围,这是目前产业发展最大的障碍之一。

  推广“煤改电、改气”有国家相关政策支持,有环保和发改部门的强力推动,而“煤改生”处在尴尬的“靠边站”局面。

  随着“煤改电、改气”面临改不起、用不起、补不起的困境,生物质热电及生物质供热应该得到最优先的发展。因为生物质供热发电一方面属于可再生能源,另外一方面是“变废为宝、化害为利”。在农业农村区域,如果生物质废弃不能得到环保利用,会带来焚烧污染、腐烂温室气体排放等危害。“可再生的”理应得到优先发展,“化害为利者”理应得到最大限度支持。

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  被抑制的发展

  在生物质热电项目的发展过程中,政府支持不足或应有的支持严重拖欠问题显著。

  针对生物质供热发电可以在生产清洁的热电的同时“变废为宝、化害为利”的过程,国家通过给予生物质热电厂高于燃煤电价的优惠固定上网电价(0.75元/kwh)予以支持。而随着农村劳动力成本逐年上升及国家针对环保要求提高,该电价已经是勉强维持项目健康发展。

  目前生物质热电项目面临着项目补贴电价列入国家支持环节多、困难大、周期长,支付严重拖欠等人为困难。对此,建议取消关于生物热电项目“列入国家补贴目录制度”,贯彻“优先发展、固定电价、满发满收、及时支付”,杜绝为可再生能源发展及农村环保事业健康发展的人为设置的障碍。

  关于生物质供热和生物质热电联产发展的思路和产业政策,有一种声音认为所有的生物质发电项目都应该改为“热电联产”,否则国家将不予以支持。这是对产业发展极为不利的“一刀切”的短视做法。

  实际上,我国十四年前审批的生物质发电示范项目,就已经明确有供热的要求。但是我们实际的产业发展很不成熟。在这种情况下,我们提出了有条件的地方积极发展生物质热电联产,暂不具备热电联产条件的鼓励单纯发电项目,同时预留供热。

  在随后的几年中,实践发现很快就会带动区域工业园区供热发展,带动了民用供热发展。所以,生物质发电预留供热是一个县域清洁能源发展具有前瞻性的布局,更具有大力推广的价值和广阔的发展空间。

  生物质热电面临的另一个问题是,国家关于生物质热电的金融支持政策不足。除了少数央企国企投资这类项目不缺资金支持外,大部分地方企业和民营企业面临“融资难”的通病。中央要求支持中小企业的发展,但是在具体支持措施、具体落实方面,还有较大的差距。

  解决生物质热电及供热的诸多问题,需要从几个方面入手:

  首先要保证生物质热电和纯生物质供热列入国家和地方清洁供热规划,至少应该享受不低于“煤改气改电”的国家支持政策。“宜电则电、宜煤则煤、宜气则气、宜油则油”的同时同样要“宜生则生”,而且在农业农村结合区域的县域地区,生物质能应该放在首位,优先支持发展;

  其次,落实国家支持政策,避免拖欠或者不到位;

  此外,生物质能源具有多路线、多主体、多重意义的独有特点,要有前瞻性、发展性的眼光和胸怀发展生物质能源,根据国民经济和社会发展发展的客观要求采用正确的、适合的、可行的产业发展路径;

  同时做好金融和资本支持工作,积极贯彻中央关于涉农及中小型企业发展的鼓励政策,建议应该明确国资和民资金融支持比例任务,补上“可再生能源金融、绿色金融、涉农金融”等的历史欠账。

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