近年來(lái)可再生能源在歐洲發(fā)展迅速，在2019年占到了總發(fā)電量的35%， 這一比例在今年更是上升到了近40%，超過(guò)了化石能源的占比。在此背景下，今年由于疫情壓低電力需求，在風(fēng)力和光伏出力的高峰期，歐洲多國的電力現貨市場(chǎng)頻繁出現負電價(jià)，平均電價(jià)也低于往年水平。然而，9月份以來(lái)，英國和西歐電力市場(chǎng)也多次出現了因風(fēng)力發(fā)電驟降導致電價(jià)飆升的短暫現象，最高達350歐元每兆瓦時(shí)。德國日內電力市場(chǎng)甚至爆出了4000歐元的天價(jià)。英國國家電網(wǎng)則三次發(fā)布了缺電警告，計劃啟動(dòng)緊急備用電源。這都反映了可再生能源的波動(dòng)性和間歇性的影響。本文簡(jiǎn)單介紹了英國電網(wǎng)的缺電警告成因，波動(dòng)性可再生能源增加了電力系統平衡成本，歐洲電力市場(chǎng)負電價(jià)和電價(jià)飆升的現象，以及高比例可再生能源帶來(lái)的挑戰。
一、英國電網(wǎng)近期三次發(fā)布缺電警告，供給緊張推高電價(jià)飆升至350歐元
11月25日，英國國家電網(wǎng)(National Grid)發(fā)出警告，預計26日的電力系統會(huì )面臨供給短缺的風(fēng)險，主要由于氣溫驟降推高電力負荷，疊加風(fēng)電出力極低，使得系統的負荷裕度極低，需要更多的備用電源及靈活性措施。面對供需緊張的形勢，電力現貨市場(chǎng)出現了巨幅波動(dòng)，26日傍晚18時(shí)英國電價(jià)飆升至350歐元(313英鎊)每兆瓦時(shí)。這是同一時(shí)段挪威電價(jià)的70倍。整個(gè)西歐的電價(jià)也都因為低風(fēng)電下電力供給緊張，而走高至80歐元每兆瓦時(shí)的罕見(jiàn)高價(jià)位。
圖1 2020年11月26日18-19時(shí)歐洲主要國家電力現貨價(jià)格
來(lái)源: EPEX SPOT交易所
圖2 11月12至26日英國每小時(shí)的發(fā)電電源結構(MW)
來(lái)源: Refinitiv Eikon, ENTSO-E
而這次的電力短缺警告，已經(jīng)是英國國家電網(wǎng)在兩個(gè)月之內第三次發(fā)布類(lèi)似的通知。10月中旬和11月初，同樣都是因為風(fēng)力發(fā)電極低以及部分電廠(chǎng)維護而造成電力供需失衡，電網(wǎng)負荷裕度面臨挑戰，電網(wǎng)不得不兩次發(fā)出緊急通告，考慮啟動(dòng)備用電源和需求側響應等靈活性措施，避免出現供需缺口。而英國電網(wǎng)之前發(fā)布的年度供需預測，認為今年由于疫情壓低電力負荷，電力供給的可用容量應該比往年要略微寬裕，甚至需要補貼核電站在一些時(shí)段削減發(fā)電量來(lái)避免過(guò)高的風(fēng)電沖擊電網(wǎng)系統?？傮w來(lái)看，由于疫情影響，尤其是10月份以來(lái)歐洲國家普遍實(shí)施了第二輪封禁措施，電力負荷一直都低于往年。如圖3所示，2020年的日均負荷在3月份疫情暴發(fā)之后大幅下降，低于去年水平。最低只17GW，比2019年的最低水平低5 GW。而即便是由于低溫推高了11月26日的電力負荷，也仍然低于去年同一時(shí)期的水平?？梢?jiàn)，英國近期內電力短缺警告頻繁的主要原因，還是因為風(fēng)力發(fā)電驟降，反映了可再生能源的波動(dòng)性和間歇性。
圖3 2019年和2020年英國日均電力負荷(GW)
來(lái)源: Refinitiv Eikon, ENTSO-E
二、波動(dòng)性可再生能源增加了電力系統平衡成本
英國電力市場(chǎng)的供需緊張形勢和高電價(jià)也引發(fā)了對高比例可再生能源的討論。英國計劃在2023年實(shí)現嚴格限制燃煤發(fā)電，在2025年前完全退出煤電。在近年來(lái)由于高額碳價(jià)和英國碳稅的影響，燃煤電廠(chǎng)大幅被燃氣電廠(chǎng)替代，運行時(shí)間大幅縮減， 在今年4至6月份創(chuàng )下了連續2個(gè)月零煤電的紀錄，如圖4所示。然而，26日電力供給的短缺，使得剩余的四座燃煤電廠(chǎng)不得不重新啟動(dòng)，最高的時(shí)段滿(mǎn)足了6%的電力需求。所以引發(fā)業(yè)界爭論，在繼續退煤的前景下，英國是否應該考慮增加更多的靈活性電源，比如燃氣電廠(chǎng)，儲能或者需求側管理。
圖4 2017年和2020年英國燃煤電廠(chǎng)日均出力功率(MW)
來(lái)源: Refinitiv Eikon, ENTSO-E
除了對退煤和綠色轉型的潛在影響，可再生能源波動(dòng)性對電力系統的沖擊尤其是平衡成本的影響也備受關(guān)注。今年5月份，英國電網(wǎng)為了平衡電力系統供需，要協(xié)商暫時(shí)關(guān)停風(fēng)電場(chǎng)和激勵需求側管理，避免風(fēng)光出力高峰階段影響電網(wǎng)穩定。英國發(fā)電商Drax集團的最新研究報告指出，盡管近年來(lái)電力現貨市場(chǎng)平均電價(jià)走低以及負電價(jià)頻發(fā)，但是波動(dòng)性可再生能源給電力系統帶來(lái)的平衡成本不斷增加，平均約為5英鎊每兆瓦時(shí)，高于前些年的1英鎊的水平，這有可能增加消費者的成本。該分析指出，英國電力系統的平衡成本隨著(zhù)波動(dòng)性可再生能源比例的提高已經(jīng)比之前增加了20%。在2010年，每季度平衡成本平均約占總發(fā)電成本的5%, 然而這一比例在近年來(lái)逐漸升高，如圖5左圖所示，在2020年高達20%以上，每個(gè)月的平衡成本平均一億英鎊。分析還計算了風(fēng)力和光伏發(fā)電占比和平衡成本的關(guān)系，前者每增加一個(gè)百分點(diǎn)，系統平衡成本就增加約0.1英鎊每兆瓦時(shí)。這一平衡成本被電網(wǎng)傳導轉移給發(fā)電商和消費者，會(huì )造成終端電價(jià)逐漸上升。
圖5 英國電力系統的平衡成本走勢以及和風(fēng)力光伏發(fā)電占比的關(guān)系
來(lái)源: 2020年8月英國Drax集團報告: The cost of staying in control
三、西歐電力市場(chǎng)“負電價(jià)”和“電價(jià)飆升”現象并存
和英國類(lèi)似，高比例可再生能源對西歐國家電力市場(chǎng)也有影響。一方面，在風(fēng)力光伏電力供應的高峰時(shí)期，西歐國家負電價(jià)頻發(fā)，今年上半年各國有100至200個(gè)小時(shí)出現了電價(jià)為負。另一方面，9月份以來(lái)，由于風(fēng)電突然下降，西歐國家包括德國在內，也出現了幾次傍晚高峰時(shí)段電價(jià)高達200歐元的現象，主要也是因為需要臨時(shí)啟動(dòng)更多的煤電機組和調峰備用機組，推高了邊際成本和電價(jià)。歐洲能源監管機構ACER在最新發(fā)布的2019年歐洲電力市場(chǎng)報告中也指出了這一趨勢，雖然歐洲各國的平均電價(jià)在2019年有所下降，負電價(jià)的平均小時(shí)數也從2019年的511小時(shí)翻倍至925小時(shí)，并可能在2020年更高，但與此同時(shí)，短期電價(jià)飆升的小時(shí)數也劇增至近年來(lái)最高，達1933小時(shí)。造成短期電價(jià)大幅波動(dòng)的因素主要是2019年水力發(fā)電較低，使得局部地區在可再生能源出力較低的時(shí)段電力供需短期緊張，推高分時(shí)電價(jià)。
圖6 歐洲每年短期電價(jià)飆升和負電價(jià)的小時(shí)數
來(lái)源: 歐洲能源監管機構ACER報告: 2019年歐洲電力批發(fā)市場(chǎng)報
圖7 2018年以來(lái)英國和德國基本負荷日均電價(jià)走勢(歐元每兆瓦時(shí))
來(lái)源: Refinitiv Eikon, EEX
四、高比例可再生能源帶來(lái)的挑戰要求提高靈活性
電力系統低碳轉型和可再生能源的快速發(fā)展，在全球的趨勢都不可阻擋。歐盟采取了積極的氣候政策和制定了有力的可再生能源目標，近年來(lái)發(fā)展更是迅速。在2019年占到了總發(fā)電量的35%， 這一比例在今年更是上升到了近40%，超過(guò)了化石能源的占比。與此同時(shí)，歐洲各國的退煤進(jìn)程也因為政策力度的加大和高額的碳價(jià)擠壓煤電廠(chǎng)利潤空間而加快，煤炭發(fā)電量逐年下降。與其同時(shí)，可再生能源的發(fā)電量日益上升，作為靈活性電源的天然氣發(fā)電量也逐漸上升。
圖8 2015年以來(lái)歐盟28國煤炭，天然氣和非水可再生能源發(fā)電量(TWh)
來(lái)源: 歐洲能源監管機構ACER, ENTSO-E
歐盟現行的2030氣候能源框架，目標要在在2030年實(shí)現可再生能源發(fā)電比達到60%以上。目前歐盟正在討論協(xié)商提高氣候減排目標，如果從現行的40%提高到2030年減排55%，那么可再生能源發(fā)電占比也許需要提高到近70%。德國也提出了要在2030年實(shí)現可再生能源發(fā)電占比65%。在這一趨勢之下，結合英國電力平衡成本的討論，以及歐洲電力市場(chǎng)近期的電價(jià)飆升現象，必須考慮高比例可再生能源給電力系統和電力市場(chǎng)帶來(lái)的挑戰。電價(jià)的大幅波動(dòng)，從某種意義上來(lái)說(shuō)，有利于通過(guò)市場(chǎng)機制來(lái)激勵靈活性電源比如天然氣電廠(chǎng)，儲能和需求側響應等。但是，這帶來(lái)的系統平衡成本的增加以及對電網(wǎng)系統的沖擊，也不容忽視，需要在政策制定中深入考慮。
國際能源署IEA在相關(guān)報告中詳細分析了波動(dòng)性可再生能源并網(wǎng)的不同階段劃分，以及給電力系統帶來(lái)的挑戰。IEA報告指出，隨著(zhù)可再生能源比例的提高，電力供給的波動(dòng)性增大，那么供需平衡難度會(huì )逐漸增加，需要不斷提高電力系統的靈活性，來(lái)應對挑戰，實(shí)現源網(wǎng)荷儲一體化協(xié)調發(fā)展。
圖9 波動(dòng)性可再生能源并網(wǎng)帶來(lái)的階段性挑戰
來(lái)源: IEA: The role of flexibility sources in China’s power system transition
作者：
秦 炎 路孚特Refinitiv首席電力與碳分析師、中央財經(jīng)大學(xué)綠色金融國際研究院特邀專(zhuān)家
文責：
徐洪峰 中央財經(jīng)大學(xué)綠色金融國際研究院副院長(cháng)
新媒體編輯：谷含荑
