電力系統成本提高或推漲電價

文 | 本刊記者 武魏楠

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定，成熟的電力系統還需要配備一次調頻、ACG、無功調節、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電企業對電源投資的判斷，進而導致電力供需失衡，觸發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、自動發電控制等考核費用增加，常規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，一家發電央企內部研究院測算顯示，以現有新能源發展的預期，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。“這還是在沒有考慮新能源強配儲能帶來的成本增加。”

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（Energy Trilemma，也叫能源三元悖論）無法同時滿足“能源的環境友好（即清潔能源）”、“能源供給穩定安全”、“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。

即便是發電側的單邊讓利，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年已經實現風光發電量占總發電量比例的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——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。