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    山東:逐步提高新能源上網(wǎng)電量參與電力市場交易比例

    2023-11-13 14:17:52 太陽能發(fā)電網(wǎng)
    據(jù)山東省能源局:11月13日,山東省發(fā)改委. 省能源局. 能源監(jiān)管辦聯(lián)合印發(fā)了《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》(以下簡稱《政策措施》),充分發(fā)揮價格引導作用 ,逐步提高新能源上網(wǎng)電量參與電力市場交易比例。

    近年來山東省光伏、風電等新能源發(fā)展迅猛,截至2023年9月底,新能源和可再生能源裝機已達8738.3萬千瓦(占全省總裝機容量的42.8%),其中光伏5228.5萬千瓦,居全國第一;風電2430.3萬千瓦,居全國第四,隨著全省新能源占比不斷提高,新能源消納壓力將日益顯現(xiàn)(2022年全省消納率為98.2%)。目前,山東省新型儲能裝機已達353萬千瓦,成為新型電力系統(tǒng)的重要組成部分,但現(xiàn)階段也存在利用率低、市場模式單一、盈利能力弱等問題,亟需配套相應的市場和價格機制推動發(fā)展;同時需加強需求側牽引,有效防范盲目發(fā)展、大起大落等問題。

    《政策措施》立足儲能在“發(fā)電側”、“電網(wǎng)側”、“用戶側”三種應用場景,堅持“問題導向”,著眼“能用好用”的原則,提出了12項具體措施,引導新型儲能健康有序發(fā)展。

    一是針對發(fā)電側儲能利用率低的問題,明確提出以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標,逐步提高新能源上網(wǎng)電量參與電力市場交易比例,鼓勵新能源場站與配建儲能全電量參與電力市場交易,通過市場化的方式,倒逼新能源企業(yè)提高配建儲能利用率。

    二是針對電網(wǎng)側儲能市場模式單一問題,提出研究更多適合儲能的輔助服務交易品種,逐步開展爬坡、備用、轉動慣量等輔助服務交易,支持獨立儲能在電能量市場之外獲得更多收益途徑。為提高其經(jīng)濟性,調(diào)整新型儲能調(diào)試運行期上網(wǎng)電價機制,明確獨立儲能充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。為鼓勵創(chuàng)新,明確示范項目容量補償費用暫按月度可用容量補償標準的2倍執(zhí)行。

    三是針對用戶側儲能盈利能力弱的問題,結合國家輸配電價改革,將“抽水蓄能容量電費”“上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用”納入分時電價政策執(zhí)行范圍;結合山東電力系統(tǒng)供需,售電公司零售套餐在高峰、低谷時段峰谷浮動系數(shù)約束比例由最低50%調(diào)整為最低60%,提高新型儲能經(jīng)濟性和盈利能力。明確新型儲能在深谷時段充電電量,不再承擔發(fā)電機組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費用,降低新型儲能購電成本。

    詳情如下:


    支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施

    為支持新型儲能健康有序發(fā)展,加強需求側牽引,根據(jù)國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》(發(fā)改辦運行〔2022〕475號)等文件規(guī)定,提出以下政策措施。

    一、電源側儲能

    1.支持火電配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場。在火電企業(yè)內(nèi)部以配建形式建成的新型儲能項目,在站內(nèi)計量、控制等相關系統(tǒng)符合有關技術要求情況下,可與火電機組視為一個整體,按照現(xiàn)有相關規(guī)則參與電力市場交易,上網(wǎng)電價按市場規(guī)則結算。

    2.逐步提高新能源上網(wǎng)電量參與電力市場交易比例。以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標,推動存量新能源聯(lián)合配建儲能高比例參與電力市場交易;逐步擴大新能源參與電力市場交易比例,通過市場化的方式,提升新能源配建儲能利用率和場站綜合收益水平。探索基于電力現(xiàn)貨市場分時電價信號的分布式光伏分時上網(wǎng)電價機制,支持分布式儲能聚合為“云儲能”響應調(diào)度需求,參與市場交易,推動分布式儲能健康發(fā)展。

    3.鼓勵新能源場站與配建儲能全電量參與電力市場交易。新能源場站與配建儲能自愿全電量一體化聯(lián)合參與電力市場交易的,在滿足電網(wǎng)安全運行以及同等報價條件下優(yōu)先出清,新能源與配建儲能作為一個主體聯(lián)合結算,促進新能源與配建儲能聯(lián)合主體健康發(fā)展。

    二、電網(wǎng)側儲能

    4.合理確定儲能區(qū)域布局和投運時序。省能源局組織國網(wǎng)山東省電力公司根據(jù)全省新能源項目推進、電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力建設需求,定期測算分地區(qū)儲能建設規(guī)模需求,合理確定儲能區(qū)域布局和投運時序。各地制定新型儲能年度建設方案需報省能源局備案,對于未按要求建設的儲能項目,應及時移除年度建設方案。

    5.明確新型儲能調(diào)試運行期上網(wǎng)電價機制。新型儲能調(diào)試運行期上網(wǎng)電量,按照同類型機組當月代理購電市場化采購平均價結算。同類型機組當月未形成代理購電市場化采購電量的,按照最近一次同類型機組月度代理購電市場化采購平均價結算。

    6.完善新型儲能市場化“兩部制”上網(wǎng)電價機制。新型儲能作為獨立市場主體參與市場交易,執(zhí)行基于市場化模式下的“電量電價+容量電價”兩部制上網(wǎng)電價機制:

    (1)電量電價。獨立新型儲能充電時作為市場用戶,從電力市場中直接購電;放電時作為發(fā)電企業(yè),從電力市場中進行售電。具體充(放)電價格通過市場交易方式形成。

    (2)容量電價。新型儲能向電網(wǎng)送電時,可根據(jù)月度可用容量獲得容量電價補償,具體補償標準根據(jù)當月電力市場供需確定。經(jīng)省能源局確定的示范項目,補償費用暫按電力市場規(guī)則中獨立儲能月度可用容量補償標準的2倍執(zhí)行。

    7.保障新型儲能與新能源企業(yè)自主確定容量租賃價格。新型儲能容量應在山東電力交易中心統(tǒng)一登記并開放,由省內(nèi)新能源企業(yè)租賃使用。租賃價格由雙方協(xié)商確定,任何單位和個人不得指定交易對象、限定交易條件、干預交易價格、保障租賃交易公平、公正、公開,確保儲能容量在全省范圍內(nèi)共享使用。

    8.降低新型儲能市場化運行成本。支持獨立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場。獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的,其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

    9.引導新型儲能參與輔助服務市場。充分發(fā)揮調(diào)節(jié)速率快的優(yōu)點,鼓勵獨立儲能根據(jù)電力市場交易規(guī)則參加調(diào)頻輔助服務市場。研究開發(fā)更多適合儲能的輔助服務交易品種,逐步開展爬坡、備用、轉動慣量等輔助服務交易,支持獨立儲能在電能量市場之外獲得更多收益途徑。

    三、用戶側儲能

    10.擴大峰谷分時電價政策執(zhí)行范圍。結合國家輸配電價改革,將“抽水蓄能容量電費”“上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用”納入分時電價政策執(zhí)行范圍,進一步降低新型儲能購電成本。

    11.擴大電力市場用戶零售套餐約束比例。結合山東電力系統(tǒng)供需,售電公司零售套餐在高峰、低谷時段峰谷浮動系數(shù)約束比例由最低50%調(diào)整為最低60%,擴大終端用戶峰谷價差,進一步提高新型儲能利用率。

    12.免除新型儲能深谷時段市場分攤費用。新型儲能在深谷時段充電電量,不再承擔發(fā)電機組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費用。發(fā)電機組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費用實施月度分攤時,扣除新型儲能當月深谷用電量,進一步增加新型儲能經(jīng)濟性。


    作者: 來源: 太陽能發(fā)電網(wǎng) 責任編輯:jianping

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