探路新型電力系統｜電力系統成本提高或推漲電價

　　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?？梢哉f，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