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碳中和目標下燃機企業參與電力現貨市場的經營與發展之道

作者:楊耀攀 來源:中國電力企業管理 發布時間:2021-01-08 瀏覽:
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中國儲能網訊:燃氣機組(以下簡稱“燃機”)由于相對清潔環保、啟停速度快、調節能力強等優點,在電力行業中的裝機比重越來越大,是實現碳中和目標,發展風光電源的有效助力。目前,全國天然氣發電機組裝機規模達到1億千瓦以上,占總裝機容量的5%,其中廣東省燃機裝機達2527萬千瓦,占廣東省裝機19%,已成為廣東省第二大裝機電源,北京市燃機裝機比重最高,甚至達到了76%。與燃機優點相伴的,是燃氣價格較高、進口依存度高的缺陷。隨著電力現貨市場建設的深化,目前8個試點地區均進行了以月度為周期的連續試結算,非試點地區也開始準備電力現貨市場方案設計。由于電力現貨交易機制是電力計劃調度機制的替代者,在同一交流控制區中的電源均需參與電力現貨交易,否則就會產生不平衡資金,國外經驗和8個試點地區的嘗試都已經證明這一點。那么優缺點同樣突出的燃機如何在電力現貨市場中生存、發展,成為現階段必須要研究的問題。

碳中和需要燃機支撐可再生能源

碳中和需要風光發電取得跨越式發展,在儲能成本沒有本質性的降低前,依靠大電網消納是風光發電的唯一選擇。而大電網需要足夠的轉動慣量和支撐電源,目前能夠規?;峁┻@些服務的只有燃煤機組和燃氣機組,在碳中和的要求下,相較燃煤機組,燃機具有顯著的優勢。

一是綜合能效較高。目前國內9F級燃氣-蒸汽聯合循環機組純凝發電氣耗折合標準煤耗240克/千瓦時,明顯低于燃煤機組平均發電煤耗的320克/千瓦時,并且9F級燃氣-蒸汽聯合循環機組廠用電率為2.5%,明顯低于燃煤機組平均廠用電率的5%,折合標準煤耗進一步降低,相應二氧化碳排放降低。

二是污染物排放少。由于天然氣燃燒過程中只會生成二氧化碳和水,沒有粉塵和硫化物排放,更沒有燃煤粉塵中的重金屬污染,屬于清潔能源。只有空氣中的少量氮氣在燃燒時被氧化為NOx,其排放標準也是大幅低于燃煤機組。根據火電廠大氣污染物排放標準(GB 13223-2011),國內燃機和煤機大氣污染物排放標準如圖所示。

三是啟停速度較快,爬坡能力較強。由于燃機的燃燒特性,可以實現快速啟停和調峰。目前國內燃氣-蒸汽聯合循環機組緊急情況下可以實現2小時啟動并網,負荷調整速率可以達到6.67%MCR(額定負荷)/分鐘,大幅高于燃煤2%MCR(額定負荷)/分鐘。

四是固定投資成本較低。目前國內重型燃機主要由世界三大燃機供應商(美國GE、德國西門子、日本三菱重工)分別與國內主要電力裝備集團(哈汽集團、上汽集團、東汽集團)合作供應,主要供應E級和F級機組。目前9F型機組投資成本已降至2500元/千瓦左右,低于百萬千瓦級燃煤機組的3500元/千瓦、光伏發電5827元/千瓦和陸上風電的7862元/千瓦。隨著重型燃機國產化率越來越高,燃機機組單位投資還會越來越低。另外,燃機電站人力成本較低。目前國內新建的燃機電廠,裝機為兩臺9F級燃機,定員不足100人,大幅低于目前同等規模燃煤電站的350人。

在與各類型能源的比較中,特別是和燃煤機組相比較,燃機綜合能效高、污染排放少,啟停調峰和爬坡速度快,固定投資成本小。因此,燃機將成為碳中和背景下大電網中的理想可靠電源。

從計劃運行模式看燃機在電力市場中的劣勢

在計劃運行模式下,燃氣機組采用含補貼的固定電價上網,按照政府分配發電計劃的方式運營。站在原有模式角度看待市場化,會發現燃機存在一定的劣勢。

一是變動成本高造成競爭力不足。由于計劃運行模式下沒有分時段的定價機制,國內燃氣機組為了提高能源利用率,普遍選型為燃氣-蒸汽聯合循環機型,大大提高燃氣熱效率,降低發電氣耗,但是相對單循環燃機調節性能和啟停性能大大下降。目前國內燃氣-蒸汽聯合循環機組發電氣耗為0.2立方米/千瓦時左右,廠用電率2.5%左右,按照工業管道燃氣價格3元/立方米左右計算,燃機的變動成本高于0.6元/千瓦時,相比北方大部分煤機要高出3倍。同時,燃機作為高精尖設備,其維護工作長期被外國廠家技術人員壟斷,必須要按照EOH簽訂長期維修協議,維護費用較高。即使未來沿海LNG價格下降,燃機的變動成本仍然要顯著高于煤機。在電力現貨市場環境中,市場將在資源配置中起到決定作用,會讓成本最低的機組優先發電。而燃機作為高變動成本機組,相比較于其他類型機組將處于本能的劣勢。

二是利用小時數會進一步降低。受地方政府補貼能力影響,目前國內燃機的利用小時數普遍較低。在北方地區,承擔城市居民供暖的燃機利用小時數稍微高一些,能達到3000小時及以上,但仍大幅低于燃煤機組。處于南方或者不承擔居民供暖的燃機則在電力系統中普遍被定為調峰機組或者緊急備用機組,甚至成為燃氣、電力雙調峰機組,利用小時數普遍較低,有的甚至低于1000小時。電力現貨市場中,燃機將會在市場價格低于邊際成本時主動選擇停機,只在市場價格高于變動成本才會選擇開機,造成燃機的利用小時數進一步下降,設備利用率將嚴重不足。

三是企業收益不確定性增加影響持續投資的積極性。在電力現貨市場中,機組的發電上網價格不再執行固定的政府定價,而是按照市場波動價格結算。而目前的電力市場大環境是供大于求,市場價格普遍低于煤電標桿電價,相對含補貼的燃機上網電價降幅更大。利用小時下降疊加市場價格較低,未來燃機收益存在很大的不確定性,可能影響后續項目的投資。

上述問題,一直是困擾燃機企業參加市場競爭的困難,實際上這些問題還是從計劃視角出發看到的困難。市場化條件下,燃機的經營發展模式發生了本質上的變化,并不一定就是電力市場競爭中的弱者。

燃機適應電力現貨市場的策略和市場設計

在碳中和的背景下,消納大量非化石能源的電力系統需要厘清真正的電力價值,就要依靠電力市場的發展,特別是電能量市場和輔助服務市場。燃機發電企業應當充分利用燃機固有的優勢,尋求發揮燃機物理特性的市場設計,盡快適應現貨市場規則機制,制定良好的市場策略,在市場中謀求良好的收益。

一是簽訂適應現貨市場的中長期合同。燃機邊際成本高于煤機邊際成本,是不是燃機在中長期市場中就簽不到中長期合同了呢?當然不是,而是要依據現貨市場價格和中長期市場價格簽訂足量的中長期合同。具體操作就是,燃機發電企業要深入細致研究現貨市場價格,以高于平均現貨市場價格簽訂中長期合同,利用中長期合同價格與現貨市場價格差賺取足夠的收益。

假定現貨市場平均價格為250元/兆瓦時,一臺300兆瓦燃機如果能夠按照350元/兆瓦時的價格簽訂4000小時的中長期合同,那么這臺燃機將在不開機的情況下收到1.2億元的純利潤。當然,任何市場都是有風險的,如果現貨市場價格隨著市場波動被抬高,甚至高于簽訂的中長期合同,那么在現貨市場中將會造成經營虧損。所以燃機發電企業要深入研究市場大環境,準確預判現貨市場價格,努力保證盈利。

二是及時捕捉現貨市場的高電價。燃機電廠簽訂了中長期合同,就要緊密關注電力現貨市場價格的走勢。在中長期合同內,如果現貨市場價格高于中長期合同價格,合同收益將會變成負值,現貨價格越高,收益負值將會越大。這時燃機發電企業要及時預判現貨市場價格走勢,如果現貨市場價格超過燃機本身邊際成本,燃機企業要利用燃機快速啟停能力,果斷啟動并網,將收益止虧于邊際成本。如果現貨價格降低到邊際成本以下,盡快解列停機,減少虧損金額。如果在中長期合同以外,現貨市場出清價格高于燃機邊際成本而中標,燃機及時啟動,及時捕捉現貨市場的高電價而獲得利潤。當然,燃機在啟停過程中還要考慮本身的啟停成本。

三是積極參與調頻和備用市場。碳中和目標要求依靠大電網發展新能源發電,而新能源有一個固有的劣勢就是供電的隨機性和波動性。在此背景下,電力市場需要建立有效疏導的調頻和備用市場,按照“誰受益,誰承擔”的原則,優化輔助服務市場機制,輔助服務市場產生的費用應疏導到用戶側。所以燃機發電企業要充分發揮燃機本身固有的優勢,積極參與現貨市場中的調頻和備用等輔助服務市場,爭取較高的輔助服務市場收益,將自身收益最大化。

四是適應容量補償機制。在電力現貨市場中,各市場主體理性狀態下是按照變動成本參與市場競爭,所以在電能量市場中無法收回固定投資成本。為了引導發電容量有序投資,保障發電容量的長期充裕,各地在電力現貨市場建設中,均設立了容量補償機制,給予發電容量投資一個相對穩定的回收預期。

根據華北電力大學和華能集團能源院容量補償機制研究成果,各電廠獲得容量補償費用等于可補償容量乘以政府制定的統一的單位補償標準??裳a償容量為機組裝機容量扣減其等效檢修容量、等效非計劃停運容量和廠用電率折算容量,考慮省內容量充裕系數,其中等效非計劃停運容量包括缺燃料停運、機組原因必停和機組自身原因限高等情況。按照廣東省容量補償機制,具體計算公式如下:

機組補償金額=裝機容量×(1-檢修停機系數-事故停機系數)×(1-廠用電率)×容量充裕系數×單位補償標準

其中,檢修停機系數=計劃檢修容量×檢修時長/(8760×裝機容量);

事故停機系數=2×事故檢修容量×檢修時長/(8760×裝機容量)。

假定在廣東省的一臺裝機300兆瓦、廠用電系數2.5%的燃機,平均每年全容量檢修15天,無非停和事故檢修時間,按照每年305元/(千瓦·年)補償標準和容量充裕系數為0.88計算,這臺燃機每年獲得的容量補償金額=300×(1-15×24/8760)×(1-2.5%)×0.88×305×1000=7528萬元。

容量補償金額將成為燃機發電企業固定的收益,為企業提供穩定資金流,減輕企業經營壓力。所以燃機發電企業要充分了解研究本地的容量補償機制,爭取較高的容量補償標準,提高設備管理水平,縮短年檢修時間,減少非計劃停機,避免設備事故檢修和負荷受限,盡最大可能增加容量補償收益。

五是簽訂足量的政府授權合同。燃機由于具備清潔、環保等特點,能夠為各地方政府完成國家減煤指標和降低單位GDP能耗指標作出巨大貢獻。而且在北方地區,承擔居民供暖任務的燃機可以與政府協商,爭取足量的政府授權合同,按照政府授權取得優先發電計劃和享受優先發電價格,從而保證一定的現金流和收益。雖然在日后的電力現貨市場環境中,這種政府授權合同將會越來越少,但是在過渡期內,燃機發電企業還是可以繼續爭取簽訂盡量多的政府授權合同,保證企業在過渡期內的收益。

承擔居民供暖任務的燃機企業,還要與政府溝通,不能維持“以電養熱”的模式,需要提高供暖熱力價格,來提高企業供熱收益,保證企業的基本利益。

總之,在電力市場中,燃機企業只要做到精準預測現貨市場價格,在中長期市場中賺取差價收益;捕捉現貨市場的高電價,及時啟動頂峰,謀取現貨市場收益;積極參與調頻和備用輔助服務市場,增加輔助收益;適應容量補償機制和爭取政府授權合同,保證企業基本收益。

碳中和目標下燃機發展的策略建議

電力現貨市場建設帶來了燃機企業經營機制脫胎換骨的變化,相應的燃機的發展工作也將與計劃體制下不同,需要做好以下三方面的工作。

一是良好的選址決定了燃機電站生命周期的收益水平。電力現貨市場在形成波動的分時電價同時,也將形成不同的位置信號,負荷中心的現貨價格將遠遠高于電源聚集地的現貨價格,相應中長期價格也將是負荷中心遠遠高于電源聚集地。高變動成本的燃機要想在現貨市場中獲得高收益,必須選擇參與現貨價格較高的電力市場。這就要求燃機建設選址要選擇在電力供需偏緊,對供電穩定性要求較高的地區。電力負荷中心城市一般經濟水平發展較好,對電價敏感度低,對電力穩定性要求高,需要快速響應的穩定電源,將成為燃機未來選址的重要選擇。

二是正確的燃機選型是高回報的保障手段。目前國內建造的燃機絕大部分都是選擇燃氣-蒸汽聯合循環,在燃機尾部裝設余熱利用裝置,利用燃機排放的高溫余熱繼續發電或者供暖供冷。這種能源梯級利用是一個非常好的選擇。承擔基本負荷燃機,或者在城市綜合能源中承擔多聯供的分布式燃機,聯合循環機型仍然是一個不錯的選擇。

然而,如果是在市場中成為調峰電源的燃機,選擇單循環燃機機型將成為趨勢。因為,在聯合循環的機組中,為了燃機的尾氣余熱利用,需要安裝復雜的汽水循環系統設備,而余熱鍋爐和汽輪機是燃機快速啟停操作中的巨大累贅?,F貨市場中一天之內的高價時段最多也不過3-4小時,燃機要想在現貨市場中快速捕捉高價時段,必須實現快速啟停功能。而目前國內聯合循環機組在應急啟動中至少需要2小時才能實現并網,嚴重浪費了簡單循環燃機機組在15-30分鐘內實現并網的特點。并且復雜的汽水循環系統設備增加了一大部分的固定投資,造成設備投資回報率下降。所以,為了適應現貨市場中價格波動,投資安裝能夠快速頂峰的燃氣機組,在設備選型時應該選擇簡單循環機型。

三是科學確定燃料合同簽訂方式是保證盈利的關鍵。燃料價格是影響燃機成本的主要因素,合理確定燃料合同方式非常重要。如燃機定位于市場價格控制機組,則燃機將在市場高價時發電,那么燃機簽訂的燃料合同就不能采用照付不議的管道氣方式,應當適當提高燃料采購價格,購買管道公司的儲氣服務,避免因燃氣照付不議合同,被迫在市場低價時段發電。

電力體制市場化改革是貫徹黨中央、國務院關于構建更加完善的要素市場化配置體制機制的指示意見,是經濟體制改革的必然趨勢,是碳中和目標實現的必然途徑。電力企業應該清醒地認識到電力體制市場化改革的大趨勢,“電量為王”已成為過去,穩定的企業效益才是最終目標。燃機發電企業應該及早謀劃,清楚認識燃機在未來市場化改革中的優勢和劣勢,積極參與市場設計,做到揚長補短,準確把握價格波動,積極參與中長期市場和現貨市場,加強與政府的溝通合作,爭取足量政府合同和容量補償,保證穩定的市場收益。在未來的發展中,相關電力企業在投資燃機項目時,也要把握市場方向,在市場價格信號的指導下,做到精準判斷,做好燃料管理和機型、廠址的選擇。

本文刊載于《中國電力企業管理》2020年11期,作者供職于華能北京熱電有限責任公司

關鍵字:碳中和,電力現貨交易

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