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陈皓勇:碳中和目标下电力系统和电力市场转型

日期:2020-12-14    来源:中国电力企业管理  作者:陈皓勇

国际电力网

2020
12/14
14:56
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关键词: 煤电机组 火力发电机组 电力系统

世界经济的快速发展,推动了世界能源消费的不断增长。近年来,由于人类对化石能源的过度开采和使用,化石能源走向枯竭,同时大量碳排放导致温室效应日益加重。为应对能源危机和全球变暖,世界各国纷纷作出承诺,将加强对清洁能源的开发,降低二氧化碳排放量。碳中和是指个体或系统在一定时间内,直接或者间接回收的碳氧化物量大于或等于其所排放的碳氧化物量,即碳氧化物的静排放量小于或者等于零。碳中和联盟(Carbon Neutrality Coalition,CNC)的国家和地区作为碳中和社会的探索先驱者,通过制定法律或政策以尽早实现《巴黎协定》的碳中和目标。中国国家主席习近平在9月22日召开的第七十五届联合国大会一般性辩论上表示:“中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。”

随着工业生产及交通行业的电气化程度增高,电力能源在终端能源消费的占比日益增大,电力行业在节能减排上承担主要责任。为实现碳中和目标,电力系统需要在发电侧对能源结构进行改革,淘汰或改造已存碳排放量高的化石能源热发电机组,加大对水能、核能、风能、太阳能等清洁能源的投资和开发。自21世纪以来,风能、太阳能、生物质能等无污染、可再生、环境友好的新能源吸引了各国研究人员对其开采和发电技术的研究,其中风能、太阳能尤甚。自然界蕴含丰富的风能和太阳能,开采潜能足以满足未来人类对能源的需求。对新能源的开发在一定程度上降低了世界碳排放量的增长速度,但是短时间内仍无法弥补人类对能源需求快速上涨所造成的碳排放增长。对火力发电机组的改造是另一条节能减排的渠道,通过对燃料所产生的二氧化碳进行回收和封存,可以实现发电机组整体的碳零排放。

清洁能源的大量开发以及旧煤电机组的淘汰推动传统电力系统能源结构向碳中和电力系统发展的同时,也面临着一些社会、经济和技术难题。特别是风能、太阳能发电属于不可控发电,具有极强的随机性,使得在电力系统规划和运行中的功率平衡问题呈现概率化。另外,风力、光伏发电机组通过电力电子设备并入电网,电力系统稳定分析和控制趋向复杂化。而火力发电机组的改造则需要有大量资金投入,相关技术难题也还没有被完全攻克。

碳中和目标下的电力系统规划运行

碳中和电力系统指的是在电力生产中,使用水能、核能、风能、太阳能、生物质能等清洁能源作为能量来源,或者使用装有碳捕捉和封存装置的燃气发电机组,实现生产过程的碳氧化物静排放量为零甚至为负值,同时所产生的电力在质和量上要求能够满足电力用户的需求。相比传统电力系统只考虑电力用户的需求,碳中和电力系统在环境保护、能源可持续性上有了更高的要求。

碳中和电力系统与100%可再生能源电力系统有一些区别。在能源结构上,碳中和电力系统以核能、水能、化石能源(如装有“碳捕集、利用与封存”装置,即CCUS装置的火电机组)以及风能和太阳能为主,强调的是无碳排放;100%可再生能源电力系统则是以水能、风能、太阳能、生物质能和地热能为主,强调的是能量来源的可持续性。100%可再生能源电力系统需要对当前电力系统中装机占比最大的化石能源发电机组全部进行替换,因而实现起来非常困难。相对来说,碳中和电力系统则比较容易实现,许多国家制定了时间表来完成对碳中和电力系统的构建。然而,碳中和电力系统在规划和运行方面,也将面临诸多难题。

碳中和电力系统的规划问题

碳中和电力系统的电源规划内容包括现有化石能源发电机组的淘汰和改造规划、配备CCUS装置的化石能源发电机组扩展规划和清洁能源发电机组的扩展规划等。通过对各种发电装置的协调规划,以实现碳中和电力系统碳氧化物零排放的核心目标,同时维持系统惯性水平来保证系统有足够的安全稳定裕度,以及有足够的灵活性资源为碳中和电力系统运行提供辅助服务,并尽可能减少总投资费用。碳中和电力系统含有多种清洁能源,在进行电源规划时需要考虑到的约束也将更复杂。风电、光伏发电出力具有极强的不确定性,在进行电源投资规划决策时要确保系统的发电资源能适应各种风力、光伏出力场景。

碳中和电力系统中高比例随机性、间歇性能源并网,电网线路中潮流大小甚至方向变化频繁,在进行电网规划时需要考虑随机性对电网规划决策方案的影响,提高电网鲁棒性。在输电网规划方面,需要考虑不确定性的影响以及电网的形态和安全性。目前已有许多研究采用随机优化、鲁棒优化等方法处理输电网规划中的随机性,以获得适应性更强、经济性更高的输电网规划方案。在电网形态上,由于源荷分布的高度不平衡,远距离输电需求量增大。高压直流输电技术日益成熟,未来碳中和电力系统的输电网将呈现出交直流混联的形态,由于输电设备的电力电子化程度高,对输电网的扩展规划需要考虑交流线路、直流线路相协调的问题。

在配电网规划方面,需要考虑各种分布式能源的并网运行特性和出力随机性,以及配电网的安全性。在碳中和电力系统的配电系统中,小规模清洁能源发电装置、储能及电动车以分布式能源形式接入,需求侧响应措施的实施,以及源、荷两端的强不确定性,都会对配电网规划决策产生影响。

碳中和电力系统的运行问题

高比例新能源的并入给电力系统引入高度不确定性的同时,也淘汰了大部分同步发电机组,后者是安全稳定的重要控制手段。此外,新能源通过逆变器并入电网,系统的电力电子化程度高,增加了系统失稳的风险。发电调度是系统运行最主要的任务,它承担了系统供电、用电功率的实时平衡工作。碳中和电力系统中新能源渗透率高,且发电成本低。在保证满足系统负荷及安全稳定运行的前提下,应尽可能多地消纳新能源,有效节省系统的运行成本。碳中和电力系统中,包含有气、水、储能等多种灵活性资源。为应对风、光等新能源出力的不确定性,系统还需要有足够的旋转备用。综合考虑各种灵活性资源的运行特性,协调安排各类灵活性资源预留的上下备用量,使发电和风险成本降到最低。设备检修安排是系统保持安全可靠运行必不可少的工作。碳中和电力系统中源、网、荷的设备类型均呈现多且杂的形势,给电气设备检修时间安排增添了难度。

在碳中和电力系统中,大量同步发电机组被新能源发电机组所替代,系统往往会处于低惯性状态,频率调节能力不足、阻尼特性差,大大提高了频率稳定控制的难度。2019年8月9月英国出现的大停电事故就是由频率失稳所引发。事实上英国2019年风能、太阳能装机占比仅33%,而碳中和电力系统中风能、太阳能装机占比会远高于此,因此需进一步研究新能源对于系统惯性、频率、电压的支撑作用并研发相关设备。

碳中和目标下的电力市场体制机制

电力市场体制机制改革的目的归根到底还是更有效地支撑电力系统的规划运行。在碳中和目标下的电力系统中,随着以光伏和风电为代表的间歇性可再生能源发电比例逐步升高、各种类型储能的成本逐渐降低、智能电表的普及和需求侧响应的引入,世界各国的电力市场都面临着更新换代。欧盟在2016年12月公布的新电力市场设计方案中指出,“当今能源市场规则是为了满足过去以传统火力发电和没有需求侧响应的能源系统而设计的。”美国国家可再生能源实验室在2014年发布的报告也明确指出,虽然美国各ISO在可再生能源大规模接入条件下对电力市场规则进行了持续的改进,但仍然难以确定各种改进措施是否能维持电力市场稳定、高效的运作。近期美国能源部与各大电力市场ISO/RTO的争论将电力市场结构、价格形成机制等进一步改革问题推向公众视野。美国能源部指出,当前的电力市场设计方案可能难以满足未来市场演变带来的挑战。如果具有近零边际成本的波动性可再生能源实现高比例并网,将拉低电力批发价格,给传统基荷及非基荷电厂特别是燃煤电厂和核电厂带来亏损,迫使燃煤电厂和核电厂过早退役,威胁到电网的安全可靠性。因此,电力市场运营商需要识别、定义不同的电力资源,并设计适合不同属性电力资源的定价和补偿机制,从而提高电力系统的可靠性和弹性。

深入研究体现多种不同价值的电能商品价格形成机制

传统电力市场中电能商品的价值相对来说比较简单,主要包括电能量价值(体现于现货与远期合同产品)、容量价值(体现于容量市场)和安全稳定价值(体现于辅助服务)。电源和负荷实时平衡是电力系统安全稳定运行的基本条件,在碳中和电力系统中,由于风、光等新能源的大量接入,在电源侧引入大量的随机性和波动性,给电网的调度运行带来诸多困难,也是电能商品价值更加趋于多样化,特别是灵活性也已成为业内所关注的新焦点。因此,应在衡量电能商品价值时考虑功率曲线在时间维度的形状和不同电能商品的灵活性品质,并设计合理的价格形成机制。

由于电能难以大量储存,发用功率需要实时平衡,从对电力系统调度运行和功率平衡的影响,笔者认为电能商品品质应从(波动性、可控性、随机性)3个维度进行衡量(见表)。其中波动性指功率相对于自身容量的变化幅度;可控性指将功率在一定范围内自由调节的难易程度;随机性与可控性有一定的关联,随机性大的电源或负荷一定难于控制,而随机性小的电源或负荷可能易控(可灵活调节的资源),也可能难控(功率相对固定的资源)。对当前各类常见供方(电厂)所生产和需方(负荷)所消费的电能商品品质可以给出表中所示的排级。注意这里是对电能商品的品质进行排级,而非给电源或负荷“贴标签”,仅按一般情况依照电能商品品质高低对电源和负荷进行大致分类,而具体情况需要具体分析。例如,如果品质一般的煤电经过灵活性改造,可升级为高品质的调峰电源。需要说明的是,电能商品品质是从保证电力系统发用功率平衡的角度来定义的,因此对于电能商品的供方(生产者)和需方(消费者),商品品质的价值内涵是不同的。从定价原则来讲,对于供方,电能商品品质越高,定价越高;对于需方,电能商品品质越高,定价越低(即价格越优惠),甚至可以享受负电价。也就是说,供方所生产的低品质电能商品(如风电)可以较低价提供需方的高品质电能商品消费(如需求侧响应),反之亦然。

建立灵活性资源及新型辅助服务交易机制

对于发电机组,灵活性的提升主要体现在:深度调峰(降低最小技术出力)、快速启停、增强爬坡能力(即提高加减负荷速度)。对于热电机组,热电解耦也是增强灵活性的方式。

在美国加州电力市场(CAISO)和中部大陆电力市场(MISO),建立了灵活爬坡产品(Flexible Ramping Product)交易,取得了良好的效果。如图所示,深蓝色曲线表示预测净负荷(FNL),即系统总负荷减去可再生能源发电出力。由于新能源功率预测的不确定性,取概率为95%的置信区间,最大预测净负荷可增加至(FNL+),其中包括了向上不确定性UU;而最小预测净负荷可减小至(FNL-),其中包括了向下不确定性DU。在第t时段采购灵活爬坡产品,要覆盖从t到t+1时段的净负荷增长/减少,则需采购的向上灵活爬坡产品为FRU(t)=FNL(t+1)+UU(t+1)-FNL(t),需采购的向下灵活爬坡产品为FRD(t)=FNL(t+1)+DU(t+1)-FNL(t)。灵活爬坡产品与能量(现货)及备用联合出清,与实时备用类似,基于机会成本确定出清价。

我国在实践中总结出来的深度调峰定价方式值得肯定。该定价方式首先在东北电力辅助服务市场建立,并且在全国推广。作为国家电力体制改革专项试点,东北地区自2017年1月启动以来成效显著,深入挖掘了电网调峰潜力,促进了风电、核电等清洁能源消纳,显著提高了电网安全运行水平和供热可靠性。东北调峰服务市场体现公平、自愿的原则,并实现全电网调峰成本最低。根据火电机组调峰深度的不同,采用“阶梯式”补偿及分摊机制,按照非线性比例“多减多得、少减多罚”的原则加大奖罚力度,以激励发电企业加大提供调峰服务的意愿。调峰服务分为基本(无偿)调峰服务及有偿调峰服务(针对灵活性供方)。基本调峰服务指机组调峰率小于等于48%(可根据实际情况,在征得监管机构同意后进行调整)时所提供的辅助服务;有偿调峰服务指机组调峰率大于48%或按调度要求进行启停调峰所提供的服务。发电企业须在日前提交有偿调峰服务报价,对报价设置区间限制,通过报价的高低来确定次日各电厂提供有偿调峰服务的先后顺序。由于火电机组参与深度调峰有必要进行稳燃技术改造,可能需要增加发电成本,这种降低发电功率反而增加成本的情况是无法通过现货价格来真实反映的。对于调峰服务费用分摊方式,东北调峰辅助服务市场首次引入“阶梯式”分摊机制。作为灵活性资源市场化交易的初步尝试,深度调峰服务市场算是成功的,但也存在一些缺陷,特别是人为指定的参数太多、补偿费用过高,需要在实践中进一步深入研究和改进。

在碳中和目标下,社会对电能的需求不断增长,电网容量不断扩大,用电结构亦发生变化,各大电网的峰谷差日趋增大,电网目前的调峰能力和调峰需求之间的矛盾愈发尖锐,低谷时缺乏调峰手段的问题将更为突出。随着电力市场化改革的深入以及波动性可再生能源的增多,将使煤电机组逐步由提供电力、电量的主体性电源,向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变。结合电力系统调节能力提升工程,充分发挥火电灵活性改造在提高系统调峰能力和促进新能源消纳方面的重要作用,从而提升机组灵活性,及时响应电网调控,将有利于推进碳中和电力系统建设。此外,国内外现有辅助服务市场的交易品种不包括一次调频(一般作为强制提供的基本辅助服务)和惯性,美国德州、澳大利亚等电力市场在积极讨论将惯性纳入辅助服务品种的可能性。在碳中和目标下,有必要深入研究我国建立一次调频和惯性辅助服务市场机制的可行性,建立相应的市场机制并开展市场运营实践。

建立电力市场和碳排放权交易市场的协调机制

随着全球对“气候危机”的不断关注,碳排放权己经成为继石油等大宗商品之后又一新的价值符号,对于碳中和目标的实现意义重大。《京都议定书》为碳交易奠定了国际法律基础,它不仅以法规的形式限制了相关国家温室气体的排放量,更从市场角度催生出以二氧化碳排放权为主要交易对象的碳交易市场。《京都议定书》确定了三种碳交易机制,赋予碳排放权商品属性。三种机制包括:排放贸易机制(ET)、联合履行机制(JI)和清洁发展机制(CDM)。中国作为全球最大的发展中国家,主要开展在CDM机制下的项目开发,并成为CDM项目最多的国家之一。CDM机制对从事清洁能源项目的企业机构来说,多了一个融资和技术改造的途径。通过参与该机制引进外资与节能减排技术能够促进我国环保事业发展,同时项目业主可以通过在碳交易市场出售弥补其实施碳减排所增加的成本。此外,凡中国境内所有减少的温室气体排放,都可以按照《京都议定书》中的CDM机制转变成有价商品向发达国家出售。

2011年,按照“十二五”规划纲要关于“逐步建立碳排放交易市场”的要求,我国在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳7个省市启动了碳排放权交易试点工作。经过几年的试点,效果显著。试点范围企业履约率保持较高水平,形成了要素完善、特点突出、初具规模的地方碳市场。相关企业的碳排放总量和强度实现“双下降”,显示出碳市场以较低成本控制碳排放的良好效果。各试点在体系的设计和运行方面积累了丰富的经验,并从实践上比较和验证了各种不同政策设计的适用性,为建设全国统一的碳市场积累了经验。当前,正在稳步推进全国统一的碳排放权交易市场建设,碳排放权期货交易也正在酝酿中。

北京环境交易所在2009年建立了中国第一个CDM信息服务平台,使CDM市场的卖家更方便找到买家,发挥着价格发现和降低交易成本的作用;北京环境交易所还与纽约泛欧证券交易集团旗下的BlueNext交易所联合在中国设立碳交易平台,使中国的碳交易平台与国际接轨。中国第一个自愿碳减排标准“熊猫标准”于2009年由北京环境交易所开发并颁布,并在同年实现了国内第一单自愿减排业务——北京奥运会期间出行所产生的8026万吨碳减排指标交易。

在碳中和目标下,应建立电力市场和碳排放权交易市场的协调机制。参照欧盟碳交易机制EU-ETS的经验,全国统一碳排放权交易市场建立之初有可能在配额设置上比较宽松,也可能采取免费分配的方式发放配额。虽然从碳市场自身建设的角度讲这样做具有一定的合理性,但也要防范与电力市场机制产生相互抵消的负效应,即由于碳价过低而影响深化电力体制改革对于节能减排的要求。因此,在确定碳市场配额及其分配方式时需要与电力体制改革相关主管部门加强沟通和协调,形成最佳政策组合。全国碳市场体系形成后,电力行业作为主要碳排放行业应该率先发挥碳市场的调节作用,电力市场改革也应有助于这个目标的实现。从国外碳市场发展进程可以发现,从事碳交易的电力企业的碳成本将会通过电价向下游企业(包括最终消费者)传导,但对于这种传导又要有所约束,因此电价形成机制的设计应合理考虑碳成本。在全面推进电价改革时,应考虑与全国碳市场价格的交互影响,形成电价与碳价的良性互动并确保碳市场对碳排放的有效调节。


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