作者:武魏楠
北極星售電網訊:隨著新能源電量滲透率的提升,高比例新能源消納將帶來電力系統成本增加。這些成本包括常規(guī)電源的輔助服務、電網新增投資,以及新能源所承擔的功率預測等考核費用。與此同時,由于電力系統的成本增加,電力消費側將面臨電價上漲的壓力。
輔助服務、容量機制推高電力系統成本
在電力現貨市場中,電力作為產品的時間價值得以呈現。同時,為確保電力系統的安全穩(wěn)定,成熟的電力系統還需要配備一次調頻、ACG、無功調節(jié)、備用、黑啟動等輔助服務。伴隨電力市場不斷走向成熟,新能源滲透率逐漸增加,電力輔助服務將從后臺走向前臺,變得愈加重要;輔助服務的市場機制也需要不斷改良,以使輔助服務的供應商獲得合理的匯報。
需要注意的是,無論是電力現貨市場,還是輔助服務市場,交易報價多以短期成本為基礎。新能源發(fā)電具有邊際成本遞減的特性,將拉低電力現貨市場報價,降低電力現貨市場收益。
在這種情境下,為保障電力系統可靠性(短期可靠性、容量充裕性),有必要引入容量機制。
容量機制是以確保未來電力供應安全,即保障電力系統在面對高峰負荷時發(fā)電容量充裕為目標,以提供除電能量市場與輔助服務市場以外有保證的容量付費為手段,而建立的一種經濟激勵方式。容量機制使得為滿足高峰負荷需求而提供發(fā)電容量的投資者可以收回投資成本并獲得一定程度的經濟回報,其核心是在經濟性和可靠性之間進行協調。
當然,容量機制(包含容量市場和容量補償機制)并非是建設電力市場的必備要素。美國德州、加拿大阿爾伯塔和澳大利亞電力市場均采用了稀缺定價機制。它們通過不設價格上限,或者上限價格很高的方式,在電能量或備用稀缺的情況下讓電源通過高價回收投資。
可以預見,未來電力市場將會由電力現貨市場+輔助服務市場+(潛在的)容量機制組成。新能源裝機占比越高,電力現貨市場的價差將會加大;同時電力輔助服務需求、容量充裕性需求將越高,電力系統的成本也隨之增加。
誰為輔助服務費用、容量費用負責?行業(yè)內將付費主體指向新能源和終端用戶,而紓解問題的關鍵則是上調電價。
如果摒棄容量機制,采用稀缺定價機制呢?從國外案例來看,在稀缺定價機制下用戶將時刻面臨階段性高電價。由于電廠投資周期較長,劇烈波動的市場價格會影響發(fā)電企業(yè)對電源投資的判斷,進而導致電力供需失衡,觸發(fā)高電價的可能性也隨著增加。
市場化≠降電價
國內能源研究機構認為,隨著新能源裝機規(guī)模和電量滲透率的提升,新能源作承擔的功率預測、自動電壓控制、自動發(fā)電控制等考核費用增加,常規(guī)電源為平抑新能源波動性提供的輔助服務成本增加,電網服務新能源接網及消納的投資也不斷增加。
根據《能源》雜志記者了解,一家發(fā)電央企內部研究院測算顯示,以現有新能源發(fā)展的預期,截止“十四五”末期,整個電力系統成本的上漲會讓電價上漲約7分錢的水平?!斑@還是在沒有考慮新能源強配儲能帶來的成本增加?!?/p>
很顯然,可預見性的電價上漲與政府“以市場化為抓手促進降電價”的訴求出現偏差。能源不可能三角(EnergyTrilemma,也叫能源三元悖論)無法同時滿足“能源的環(huán)境友好(即清潔能源)”、“能源供給穩(wěn)定安全”、“能源價格低廉”三個條件,就像某種魔咒一樣,困擾著全世界嘗試能源轉型的國家和地區(qū)。
即便是發(fā)電側的單邊讓利,也無法對沖系統成本提高帶來的影響。電力市場化改革的目的,也不是單邊降低電價,而是形成反映系統供需的價格機制。
在我們把視線投向幾千公里之外的德國(2020年已經實現風光發(fā)電量占總發(fā)電量比例的37%以上)之前,我們關注中國目前最為典型的高比例新能源接入電網的地區(qū)――甘肅。甘肅新能源裝機占比為42%,且是國內第一批電力現貨試點省份。可以說,甘肅高比例新能源的探索,正在為新型電力系統的構建探路。
原標題:探路新型電力系統|電力系統成本提高或推漲電價
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