能源

新能源来了,电力市场如何进化到2.0版本?

中央提出建立以新能源为主体的新型电力系统,电力市场应如何演进以适应高比例的可再生能源?人民大学副教授宋枫撰文解读。
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山东枣庄的一个光伏电站。图片来源: Alamy
山东枣庄的一个光伏电站。图片来源: Alamy

近几年,我一直在研究两个领域的问题:新能源消纳和电力市场改革。两者结合在一起,即促进和适应新能源消纳视角下的电力市场设计与改革。事实上,电力市场改革与新能源发展是一个双向互动的过程。电力市场的规则设计、制度与技术,对新能源的发展形成了约束条件,短期内影响新能源的消纳,长期则将影响新能源的投资。反过来,新能源渗透率的提升,给传统电力市场在安全供应、价格波动等方面都带来了新的挑战,两者相互影响。

在碳中和与能源转型的战略背景下,新能源未来发展的方向和目标已经明确。现在的关键问题可能在于,如何以最小化的成本实现发展目标?消纳无疑是关键所在。

新能源消纳挑战

中国新能源装机规模发展很快,早在2014年,风电装机容量就已是全世界第一。但在过去十年中,一直困扰着新能源发展的问题就是弃风、弃光。从下图可以看到,这几年经过各方努力,弃风率已经下降到2019年4%的水平,2020年应能降至3%以内。消纳问题看似暂时解决,但随着未来电力装机容量的增加,可再生能源在电力系统中的比例也在上升,风电、光伏发电仍将面临消纳挑战。消纳挑战又与新能源的三个特点相关。

第一是可再生能源出力随时间变化。以青海为例,光伏白天发电迅猛,特别是中午,但晚上无法发电;风电晚上出力比白天好一些,而这两者的出力跟负荷特点匹配的程度相差较远。第二是它的波动性和不确定性,带来较大的预测偏差。第三是资源禀赋与用电负荷不匹配。这些特点使得大规模、高比例消纳新能源成为对传统电力市场机制的新挑战,这也是全球性的难题。

新能源的可变性、间歇性和随机性特点会给电力供应安全性和可靠性造成相当大的问题。新能源一般在地理上和发电时间上具有集中性,传统电力市场价格出清机制颗粒度较大,难以反映新能源供给成本在时空上的高度可变性,这也可能会导致输电阻塞和市场失衡。另外,由于新能源的燃料成本接近零,参与电力市场会拉低价格,降低化石燃料发电企业的收益,削弱他们投资新产能的激励,而在电力存储不具备经济性之前,传统发电技术对于系统稳定性和灵活性仍然至关重要,因此,长此以往,将对供给充足性产生威胁。

新能源给电力市场带来的挑战还有“新能源悖论”,即新能源批发价格虽在下降,但零售价格却在上升。对于新能源成本,目前更多聚焦在发电侧成本,比如,实现平价上网,这说明新能源在发电侧具有一定竞争力。但这并不是新能源发电的全部成本。

以德国的情况为例,德国新能源批发价格从2012年开始下降,但是其零售价格一直在上涨。德国政府官方报告指出,可再生能源附加费用一直在上涨。

新能源发电侧的成本可能已经不是挑战了,我们的关注点应该转向全系统的消纳成本。

消纳成本也和可再生能源的三个特点紧密相关。出力随时间变化产生系统匹配成本,短期波动性与出力的不确定性产生平衡成本,出力随空间变化导致电网投资成本,再加上额外的系统性成本,构成了可再生能源消纳总成本。

来源:Ueckerdt, F., Hirth, L., Luderer, G.,& Edenhofer, O. (2013)

从上图展示的研究中可以看到,在传统电力市场里,备用容量成本也是存在的,但随着越来越多的可再生能源进入市场,备用容量成本将上升。另外,过度生产(over  production)也会带来成本的上升。

而根据学者Heptonstall和 Gross 2020年对现有估计新能源消纳成本的大约四十多篇文献的回顾,可再生能源消纳成本随渗透率提升而增加,当渗透率为20%时,中间值大概是0.2元每度电的成本。

国内的电力市场也呈现出类似趋势。部分省区的电力市场已经设计运行了辅助服务市场,尤其是在新能源装机比较多的省区。西北区域电力辅助服务补偿费用最高,可再生能源装机比例较高的省区如新疆和陕西,其辅助服务费用占上网电费的比重可以超过3%。

新能源消纳给电力市场带来的一个最主要的挑战是“missing money”,即“丢钱现象”,对应的是上文提到的对长期电力市场充足性的挑战。机组特性中原来不重要的一些特性又开始变得重要起来,比如爬坡能力,在电源侧没有引入市场竞争、没有那么多新能源接入时,可能显得没有那么重要,但是现在,短期甚至瞬时的反应能力成为了一个重要因素。这类特性在传统的电力市场中原本没有什么价值,所以我们也不用关注它,但由于新能源渗透率的提高,这类特性变得重要,具有了稀缺性,应该设计相应的市场,促成交易。否则,难以激励具有这些特性的机组发挥其作用,长远来看,难以促进投资,就会对电力市场的供应充足性带来冲击。

为了应对这种挑战,需求曲线或供给曲线需要随时发生变化,如何去激励变化?市场化的办法是通过市场机制的设计发出时空颗粒度更高的价格信号。

电力市场的2.0版本

新能源消纳带来的挑战,正在促使电力市场演化到2.0版本。

观察欧美电力市场可以发现,为了应对新能源的特性,电力市场设计变化的核心在于如何使市场出清价格更精准地反映出供需变化。因此,市场出清价格背后的时间和空间颗粒度越来越重要。例如,针对灵活性要求,市场交易的产品时间颗粒度要求从几分钟到几年不等;容量市场机制可以保障长期供给能力;节点电价的使用将更好地引导投资的区位选择;市场上开始出现系统运营商,整合运行实时市场与辅助服务市场。

对于电力市场演化2.0版本,我们可以提炼一些原则:

1. 理想市场设计应该能够为稀缺资源定价,能够反映出所有的成本与收益。合理的价格信号引导生产、消费与投资行为。市场能够为灵活性提供补偿,能够提供足够的激励保障长期供给。

2. 政府政策应该与市场激励相容。比如电力市场应该与气候变化政策协同。

3. 谁受益,谁买单。市场既是资源配置方式,其实也是利益分配机制。

4. 市场应有足够的灵活性来容纳新技术。

在这些原则下,市场得以成本最低、社会收益最大的方式来供给电力。

在电力市场设计的一般性原则之外,我们也应该正视中国所面临的独特现实约束。

第一个现实约束是中国的资源禀赋和负荷是逆向分布的。第二是技术约束,比如灵活性的释放,既和制度有关,也与技术相关。我国仍以煤电为主,而且大型煤电机组占比较高,它的灵活性跟天然气发电存在差别。

第三是制度约束,即电力市场进展所带来的客观约束。目前的电力市场,可以称之为0.5版本,主体架构已经搭建好,但建设还在进行中。此外,以省为试点推进电力市场建设,各省份进度也不一样。目前大家的关注点都在降电价的成效上,但我们所做的分析发现,目前电价下降更多来自于附加费用的取消和输配电价的下调。也正是因为市场建设尚在途中,它存在一些先天不足,比如计划与市场并行的双轨制;市场设计不完善,价格信号存在扭曲;市场监管不足等等。

如果仅以成本最小化推进市场化改革,结果可能导致低成本小火电发电比重提升,与气候变化政策目标相悖。

那么,0.5版本的市场如何进化到2.0呢?基础还是需要先建立一个真正的市场。

首先,对于新能源和新技术的支持政策要更“聪明”。我们应该从过去的产业支持政策中吸取一些教训。一些产业政策虽然在支持产业发展初期有较大效果,但其带来的负面效应也不容忽视,比如扭曲了发电企业的位置选择,增加了发电成本等。未来在政策设计上,尤其是在市场化背景下,产业和技术支持政策应该和市场兼容。

第二是要完善市场设计,形成正确的价格信号。既然是市场,就不应该惧怕价格的波动,因为能够反映稀缺性的价格波动才具有价值。另外,应避免政府直接管理价格,将价格作为利益再分配与再平衡的手段。同时,加强反垄断监管也是市场下一步应关注的重点,因为垄断与共谋下的价格可能还不如计划价格。

第三,市场需要系统性的顶层设计。电力市场本身就很复杂,高比例新能源增加了其复杂性。而我们想建设更大范围的市场,还需要各个省份电力市场设计逐渐趋同。这迫使在设计市场时,对于复杂性和可操作性要有权衡取舍。

第四,电力体制改革与气候变化政策协调有待改善。我们团队对南方区域做了一些研究,发现如果仅以成本最小化推进市场化改革,结果可能导致低成本小火电发电比重提升,与气候变化政策目标相悖。

新能源发展的核心在于解决消纳问题,而消纳的成本不仅包括发电成本,未来要更重视的就是整体消纳成本。市场化促进新能源发展,需要市场机制设计进行创新。如果要用市场来解决问题,创新就是要能更精确地反映不同时空下的电力价格。我国电力市场建设还是一个长期工程,从0.5到2.0,我们需要先把1.0建好,顶层设计和稳定推进并重。

本文首发于《南方能源观察》,中外对话获授权翻译转载,转载时有编辑