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近年来,中国风能和太阳能等可再生能源在电力系统中的比例不断提升。随着“双碳”目标的推进,这一趋势将继续深化。为支持新型电力系统的构建,政府部门在规划多项措施,其中包括加快电力现货市场的建设。然而,伴随着多省现货市场进入试运行和正式运行阶段,电力现货市场的价格波动引发了政策制定者、市场参与者和用户的担忧。虽然现货市场价格波动是新型电力系统中传递关键信号的重要机制,但若市场设计不当或监管不力,可能导致无效信号甚至价格飙升。随着可再生能源渗透率的增加,这些问题可能更加显著。本文将重点探讨防范新型电力系统价格过度波动的一个重要手段——持续推进需求侧用电弹性建设,充分发挥需求响应能力。 增加需求侧的用电弹性多年来一直是政策关注的重点。在过去的讨论中,它往往被视为用较低的系统成本增强系统韧性,保障电力安全的妙方。但在诸多讨论中较少提及的是,需求侧用电弹性在平稳电力现货市场价格中扮演着关键角色——它能够帮助降低价格不确定性,确保市场传递理性的价格信号,进而助力新型电力系统高效运作。借鉴国内外的经验,我们认为在碳中和背景下,电力系统的规划与建设应持续重视需求侧弹性的建立,从供给侧与需求侧共同发力,在保证电力供应与价格稳定的前提下,以较低的系统成本实现减排目标。 不仅在中国,在其他电力系统中可再生能源占比不断增高的国家中(例如美国与欧盟的一些国家),政策制定者及市场主体也在讨论电力现货市场价格波动的利弊,并尝试了各种措施来试图改进价格信号的形成。有些措施的结果并不尽如人意,并且给电力系统运行带了不必要的成本,比如,在电力现货市场中设立严格的限价机制,或缺乏建立完整的价格传导机制。 有一些方法可以在减少价格波动、抑制价格飙升的同时,以较低的成本提高系统可靠性。其中,最重要的方法之一是提高需求侧的灵活性。全球范围内越来越多的证据表明,继续增强需求侧的灵活性有助于平滑市场价格、提升市场效率、降低平均成本,并能助推可再生能源并网。 近期,柏林工业大学的一项研究为这个话题提供了新的模型分析基础。这项研究通过对三个欧洲国家的电力现货交易市场进行仿真模拟,发现增加需求侧弹性可以大幅降低现货市场价格不确定性的风险。研究者以风力发电、光伏发电、电池储能和氢储能组成的电力系统作为研究对象,模拟结果显示加入适当的短期需求弹性就能帮助有效稳定电能量市场价格,显著减少电能量市场的高价、零价等现象,以及更好地对抗天气造成的扰动。 随着电力系统中新能源渗透率不断提高,电力系统净负荷的随机性增强,对电力现货市场价格的稳定性提出了更大的挑战。而要防范和解决随之而来的电力价格波动风险,我们有必要继续深化多年以来在这方面的努力, 着力提升需求响应的灵活性、增强需求侧弹性、更充分地开发需求侧资源。中国电力市场的政策决定者已经在这一方向上做出了积极的努力,并设立了一系列支持性政策。例如,在2024年8月6日新出台的《加快构建新型电力系统行动方案(2024—2027 年)》中,特别将“需求侧协同能力提升”作为一项重要行动,提出计划建设一批虚拟电厂,并对加强需求侧响应能力提出了具体要求。另外,近期修订的《电力需求侧管理办法》也为深化电力需求侧管理、充分挖掘需求侧资源提供了重要基础。这项工作依然充满复杂性,且需多管齐下。这里,我们选取其中比较重要的几点,作为推进下一步工作的建议: 一是,应在设计和构建新型电力系统的过程中强调需求侧弹性,将需求侧资源(如虚拟电厂)纳入电力规划与电网规划。各地区应积极响应中央提出的需求侧响应能力建设目标,结合当地电力负荷特性与发展规划,出台配套政策与鼓励措施,切实推进需求侧资源的建设与需求侧多元灵活性的开发。 二是,在建立合理的价格传导机制和需求侧价格信号方面持续发力,从而更好地平衡电力市场供需。可以在2021年出台的《关于进一步完善分时电价机制的通知》(发改价格〔2021〕1093号) 政策基础上, 实行更能够反映成本差异的分时电价制度,以更好地激励用户在低谷时段增加用电,在高峰时段减少用电,进而实现负荷的有效转移,平滑负荷曲线。各省在这一领域已经做出了巨大的努力,但仍需进一步改进分时电价的设计,以更好地反映系统条件的变化。进一步,应推广实时电价政策,使成本信号更准确地传递到需求侧,并激励需求侧资源为系统提供灵活性服务,进而实现以更低的系统成本削减高峰负荷,这在北美电力市场已经有成功经验。 三是,应优化需求侧资源的调度运行机制以及电力现货市场参与机制,确保虚拟电厂获得合理的经济价值补偿,以激发需求侧响应活力。比如,允许需求侧资源以“报量报价”的方式参与市场出清,即需求侧资源可以根据自身的成本效益情况自主决定提供的电量和价格。这种方式能够更充分地发挥市场机制的作用,提高需求侧资源的利用率,并进一步提升整个电力系统的经济性和可靠性。 通过上述措施,不仅可以有效减少电力现货市场的价格波动,还能降低平均成本,提升系统的运行效率,为更多可再生能源的接入和整合创造有利条件。同时,这也将为推动中国能源转型、实现可持续发展目标提供有力支撑。 本文微调版刊登于《中国电力报》,2024年9月24日… View Summary +
在大规模风电和光伏并网的时代,如何进一步促进可再生能源消纳,解锁统一电力市场的价值,已成为全球性挑战。2024年5月28日,国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》(国能发电力〔2024〕44号),其中针对省间输电提出了一项重要改革:“在受端省份电价较低时段,通过采购受端省份新能源电量完成送电计划”。这项要求是多年来对省间电力互济模式的一次重大突破,能够进一步释放“全国统一电力市场”的优势。然而,现行的省间单一电量输电定价机制可能会成为这一新政策实施的限制因素。 本文从理想状态下区域统一电力系统应遵循的基本原则出发,分析了现有跨省跨区专项工程的输电定价机制与《通知》新要求及基本原则之间的潜在矛盾。在此基础上,通过借鉴美国区域输电组织PJM和欧洲跨国输电设施的成本分摊模式,提出了基于绩效调整电网公司跨省跨区收入水平和基于容量分摊跨省跨区输电成本的方法,以更好地配合政策实施并促进电力系统优化和高效运行。 本文分为上、下两期刊登于《南方能源观察》… View Summary +
引言 欧盟电力市场改革是近几个月的热门话题。此次改革将修订一系列法律法规,包括欧洲内部电力市场法规和指令、能源监管机构法规以及批发能源市场一体化和透明度的法规。修订草案已经于2024年4月11日由欧洲议会全体会议投票通过。下一步,该草案将在未来的几周内经过欧盟理事会的投票后最终生效。虽还须经过欧盟理事会的正式采纳,但预计草案内容不会有太大的变化,我们就此契机介绍和分析欧盟电力市场改革。本轮欧洲电力市场改革内容广泛,本文主要聚焦在对容量补偿机制和与之密切相关的现货市场改革的讨论。 2021年开始的欧洲能源危机推动了此次电力市场改革。为应对天然气和电力价格风险,业内就市场改革方案展开了持续的辩论。最终的改革方案大体上避免了(虽然并非完全避免)有利于化石燃料的提议。尽管电力市场改革的最终决定对于容量机制相关的条款做了一些改变,但是欧盟清洁能源转型的方向没有变化。 草案对于容量支付的安排 该草案陈述了容量补偿机制在电力系统转型中维持资源充足性的作用,特别是在各个区域电网互连还不充分的情况下。因此,方案不再坚持旧版本中容量补偿机制只能作为“临时”措施的要求,但维持了容量补偿机制的期限不超过十年的规定。 容量支付机制的排放限制标准仍然是度电二氧化碳排放不超过550克并且平均每年每千瓦装机容量排放不超过350千克二氧化碳。也就是说,未安装CCS的煤电机组将无法满足该排放标准。但燃气发电机组的排放低于此标准,因此不受该规则的限制。另外,修订草案提出成员国可以采取比该标准更严苛的排放标准以限制化石能源的使用。 新规定仍然严格限制新的燃煤发电机组接受容量支付,特别是不允许2019年7月后开始商业运行的燃煤机组参与容量补偿机制,但增加了附加条件。成员国若要延长对不符合排放标准的现有(2019年7月之前开始商业运行的)燃煤机组的容量支付,必须向欧盟委员会提交延期申请。申请中需要说明现有的容量支付机制和电能量市场改革措施为何不足以在2025 年后继续维持该成员国电力系统可靠运行。同时,成员国必须提交报告,评估延长容量支付对碳排放和对低碳转型的影响,并提出采购替代容量资源的方案以满足成员国的减排目标。 如果延期申请经过欧盟委员会的批准,不满足排放标准的现有燃煤机组参与容量补偿机制的截止日期可以从之前电力法规规定的2025年7月最晚延至2028年12月,容量的实际交付需要在这个截止日期前完成。成员国仍然需要开展额外的市场化容量采购程序来决定容量提供方和容量支付价格。修订草案规定此市场化容量采购需要面向所有的容量资源,对于不满足排放标准但中标的现有燃煤机组,最多只能支付一年容量电费。 可以看出,在能源危机和电能量市场还未完全一体化这个特殊的背景下,最新的修订草案对于不满足排放要求的容量资源做出了妥协。但欧盟也附加了一系列规定,降低此举对碳排放和清洁转型的潜在影响。 容量机制和电能量市场总体改革思路未改变 虽然修订草案较旧版本方案有一些变化,但欧洲容量补偿机制的主要原则,即容量采购需要基于资源充足性规划和市场竞争的原则并未改变:修订后的方案仍然鼓励各种满足技术条件的资源进行直接竞争,包括需求响应、储能和其他非化石容量资源。容量市场仍然需要通过公开、透明、非歧视和竞争的程序来选择容量资源的提供方,并通过竞价来决定容量支付的价格。容量补偿机制必须由科学、透明和滚动的资源充足性规划指导。 同时,新的方案仍然支持现货市场稀缺定价和一体化。新的方案重申,在实施任何容量补偿机制之前,各成员国需要先纠正不当的行政干预和市场失灵所导致的资源充足性问题,并采取措施优化电能量市场的功能。该方案多次提到维护现货市场的正常运行,包括强调了容量补偿机制不得扭曲现货市场的价格信号、公平竞争和有效调度,以及容量补偿机制不得阻碍跨区(cross zonal)的现货市场交易。 实际上,欧洲日前、日内市场以及辅助服务市场的一体化取得了良好的进展,新的电力市场改革方案要求巩固泛欧洲短期市场的优势,并要求从2026年开始进一步将日内跨区交易的报价截止时间缩短至调度前30分钟,以促进可再生能源并网并调动灵活资源调节供需平衡。 改革对煤电的潜在影响 欧洲的能源危机进一步坚定了欧洲淘汰化石能源机组的信心——这些机组不仅排放高、运行成本高,还容易受到国际燃料市场价格波动的影响,存在着高度不确定性。尽管存在修订的容量支付机制,由于没有为燃煤发电厂设定固定补贴,也没有类似“煤电基准价”的机制,燃煤电厂在电能量市场中将逐步变为不经济机组并退出市场。 根据欧洲输电系统运营商合作组织-电力部门(ENTSO-E) 2023年的欧洲资源充足性规划,在中央参考(Central Reference)情景下,预计到2025年和2028年欧洲的燃煤发电厂将分别减少4.5GW和7.6GW,到2033年将不再有任何新增煤电。电池和需求侧容量资源预计将得到较快的发展。中央参考情景是在输电系统运行商自下而上对目标年预测的基础上,以最小化系统总成本为目标,对电能量市场的收入和成本进行经济可行性评估,得出的最佳资源组合。2023年欧洲资源充足性规划在最佳资源组合基础上测算容量充裕度,它考虑了已经拿到容量合同的资源,而没有考虑未来可能的容量补偿机制所能带来的对资源充裕度的影响。 结论 总体而言,尽管欧洲电力市场改革方案有些许调整,但基本方向和关键条款与之前的相关电力法规和指令保持了一致。重点仍然是促进可再生能源的发展,减少对化石燃料的依赖,特别是煤炭。欧洲的电力市场改革方案也增加了一系列措施,例如允许用户自由选择供应商、签订长期购售电合同以及由政府主导签订差价合约等方式,以增加中长期市场的竞争性和流动性,支持新增清洁能源项目并降低能源价格。 中国于2024年起对煤电实行两部制电价,可以借鉴欧洲经验优化煤电容量电价政策的实施。根据国际经验,良好的容量机制设计需要: 以科学、严谨的资源充足性规划为基础,确定未来一段时间内区域电网是否存在容量短缺,以及容量短缺的量和性质(例如,季节灵活性容量短缺X兆瓦)。 通过透明和竞争性的机制来采购所需要的容量资源,并通过市场竞争决定容量支付价格。 面向所有满足技术条件(能效、环保标准、灵活性)的资源,特别是激励储能、抽水蓄能、需求响应、电网互联等清洁容量资源的参与。 单独为煤电和其他化石能源支付容量电价需要考虑延缓转型和增加排放的风险,也要考虑对于电能量市场的影响,例如,如何确保现货市场价格信号不受容量市场影响。解决这些问题需要准确的市场评估,并在此基础上采取更系统的电力市场改革措施。我们将继续跟进这些话题并和大家分享我们的研究成果。 本文首刊于《南方能源观察 》,2024年5月17日… View Summary +
中国提出的“双碳”目标要求在2030年实现全面碳达峰,2060年实现碳中和。这引发了一个问题,即建筑行业在2060年前实现脱碳的路径是什么。本文简要地概述了其中一个可行且具有成本效益的路径,并探讨了可能阻碍实现这一路径的潜在障碍。 建筑行业碳减排路径 中国宏观经济研究院能源研究所和一些国际机构定期开展能源转型的研究,包括对全面减碳路径的分析,以及对各个领域的发展建议。在《中国能源转型展望2022》(以下简称“展望”)中,根据双碳目标制定出的建筑行业碳减排路径分析,其中包含以下几个关键的建筑行业里程碑: 建筑行业的终端能源需求在2030年左右达到峰值,在2030年到2060年间略微下降。 2019年至2035年间,建筑中的煤炭消费量减少,分布式天然气消耗相对稳定,到2060年完全停止使用这两种化石燃料。 在2019年到2060年间,建筑行业终端能源消费量中的电力消费由35%上升到64%,主要由增加的热泵产生。 中国采暖地区集中供热网覆盖的建筑面积占比从2020年约40%提升至2060年约60%。 在2021年到2060年间,集中供热部门的电力消费从零上升到38%,而化石燃料的消费从82%减少到38%。 这种碳减排路径强调了建筑电气化和提高能效,在很大程度上与其他国家的研究一致。而且,其中建筑减排路径中预设了会有显著增加的集中供热部分,这在美国等其他国家的碳减排路径中较为少见。“展望”中的碳减排路径提到了2060年仍然会有大量的化石能源用于集中供暖,这意味着碳捕捉技术的大量使用,从而引发成本方面的担忧,也许今后的展望中可以对此做出修改。总体而言,“展望”(或类似路径)能有效评估并为建筑行业近期政策制定提供参考。 如何使建筑行业走上碳减排路径? “十四五”规划(2021年至2025年)涉及建筑碳减排的各种声明。一方面,“十四五”规划中的“绿色建筑”部分包括敦促在建筑中用电力替代煤炭和燃气的声明,更提出在2025年之前将建筑最终能源消费中电力消费百分比提高至55%的目标。作为比较,2021年建筑电气化率约为45%。此目标超越了“展望”提出的碳减排方案。 但另一方面,有些政策文件中将电热泵和天然气都视为“清洁能源”,而地方政府五年规划中关于基础设施建设部分,包括了积极建设城市燃气分布网络和扩大燃气消耗的目标。这在一定程度上体现了替代燃煤供暖的作用,但由于天然气基础设施存在较长寿命,会引发搁浅资产风险问题。就采暖方式的经济性来说,“展望”和国际上的相关研究表明,最优方案是利用高效的电力供暖替代剩余的燃煤供暖,同时要避免投资新建天然气。需要注意的一点是,建筑行业的电气化目标并不代表它具有优秀的指导性作用,这要取决于它是通过高效(比如热泵)还是低效(比如电阻或者低效制冷等)的方式实现。 最近,一些地方层面出现了新的清洁采暖途径。去年11月,北京市成为第一个明确电热泵的领导地位、禁止新建和扩建燃气独立供暖系统(含例外)、并设定了城市范围内“新能源”(主要是电热泵)提供建筑供暖目标的主要地方政府。然而,北京市的新政策仅要求新能源供热面积占全市供热面积比重在2025年达到10%以上,可能达不到“展望”碳减排路径的要求。 下一步? 下一个五年规划的制定,对于引领中国走向低碳未来起着至关重要的作用。尽管许多关于支持建筑电气化、采用热泵供暖的政策已经到位,但制定更加严格的目标,明确新能源供热优于天然气供暖,并禁止在新建筑中使用化石燃料,将是迈向前进的重要步骤。与此同时,加强北京市的新政策并将其扩展到其他省市可以帮助加速这一转变。 英文版… View Summary +
Our global team at RAP spends a lot of time working on the deep details of building sector energy policy and regulation, grappling with the next policymaking steps in various places around the world. To calibrate our efforts and to… View Summary +
Deployment of heat pumps is a key part of greenhouse gas reduction goals set out in the Inflation Reduction Act. In this paper, a collaboration between RAP and CLASP, the authors analyze impacts of the IRA on heat pump… View Summary +
The possibility of establishing a new capacity payment for power plants has been under debate in China for years. If well-designed and open to competing clean-energy resources, a capacity payment mechanism could be a workable part of a broad power… View Summary +
近日,国家发展改革委、国家能源局联合发布了《电力现货市场基本规则(试行)》,为全国各地区现货市场的建立起到了关键性的指导作用。在现货市场运行日渐成熟的情况下,国家发展改革委在2021年提出的“有序放开全部燃煤发电电量上网电价” 的概念值得继续完善,从而为现货市场的发展起到更好地协调和支撑作用。而继续当前的煤电上网电价机制可能会削弱系统可靠性,增加成本,甚至会减缓清洁能源转型的步伐。 煤电机组的补偿机制应当以现货市场为主,中长期市场为辅。具体来说,应当进一步落实国家发展改革委在2021年提出的计划,“有序放开全部燃煤发电电量上网电价,扩大市场交易电价上下浮动范围”,甚至更进一步,完全取消“基准价+上下浮动”机制。这当然并不是说所有中长期交易都应该被取消,而是取消中长期交易行政定价的限制。在新的机制中,中长期交易仍能够以金融合约的形式扮演重要角色,为现货市场的价格波动提供风险对冲服务,但协调各类电力资源、补偿运行行为和投资的主要平台应该是现货市场。 回望2021年,可以从全国范围内的“停电潮”中看出煤电上网电价机制的一些问题。2021年初,煤价显著上涨,然而当时的煤电上网电价机制难以及时地反映燃料成本价格以及市场供需的变化。因此,年中有许多煤电站都陷入了“发一度,亏一度”的境地,影响了它们的发电意愿,致使多地在发电容量足够甚至过剩的情况下仍产生了供电困难。整体而言,目前的煤电上网电价机制无法灵活反映系统情况的快速变化。这些情况并不仅仅包括上述的燃料煤价格,还包括可再生能源出力的波动性等。 在2021年的电力危机之后,国家发展改革委将上下浮动的范围放宽为20%,且高耗能企业不受价格上限限制。这一举措无疑有利于新能源系统的发展。然而, “基准价+上下浮动”机制也许并非是一个一劳永逸的解决方案。比如,价格上下限的设置仍然可能会削弱电力系统的灵活性,使其无法有效地按照日内以及每小时的系统情况变化进行调整,而随着风电及光伏发电比例的迅速增加,对新型电力系统所应具备的灵活性要求也越来越高。相比之下,现货市场能够鼓励包括煤电在内的各类资源更有效、灵活地进行调整。 当煤电上网电价完全放开后,如何为必要的煤电机组提供足额补偿,以确保电力系统稳定运行?为达成双碳目标,在未来的几十年中煤电容量必然要逐渐减少,但是为了确保系统的可靠性,仍有一小部分煤电容量需要在市场中回收成本。国际经验和分析表明,设计良好的现货市场可以支持合理的容量成本回收。然而在必要时,也可以通过实行容量市场来补充一部分容量成本。不过前提是容量市场的设计必须严格控制补偿的条件。首先,容量资源竞标应当公平面向所有资源(例如能效和虚拟电厂);其次,采购多少容量资源应由科学透明的系统可靠性分析决定;最后,政策标准(例如空气质量标准和排放标准)也应该成为容量补偿资格的考量。 当煤电上网电价完全放开后,工商业用户如何承受现货市场的价格波动?正如在其他国家一样,包括零售商在内的市场参与者可以用中长期合同来缓解价格波动影响并规避风险。这样一来,终端用户就可以缓解电力批发市场价格波动带来的影响。此外,一些国家也推出了一些补贴项目来缓解部分工商业用户在电价高涨期间的压力,比如税收减免,甚至是对受损失严重企业的直接补偿。舒缓用户价格压力的其他手段还有许多,但无论如何,一个重要的原则是要让价格信号发挥指导资源配置的作用。 中国电力行业改革到了一个关键的阶段,传统的定价机制正和如今的市场机制发生新的联结和碰撞。本文从当前的煤电上网电价对能源转型的束缚出发,指出了目前上网电价的根本问题在于无法灵活地反映快速变化的系统情况,而现货市场的价格信号可以有效解决这一问题。随着现货市场的成熟,电力系统的灵活性也会得到进一步的提升。如何更好的完善价格形成机制,并和市场机制有机结合,是电改目前的一大难题,需要从规则、机制、观念等多角度同时发力。… View Summary +
近年来,西北地区可再生能源发展较快,外送电占比较高,市场主体丰富,在电力行业迅速发展的同时,电力市场改革也取得了很大的进展。然而,中国西北地区与世界上很多国家和地区一样面临着在保障供应的同时进行低碳转型的机遇和挑战。国家能源局西北监管局于2022年底发布了《西北电网灵活调节容量市场运营规则(征求意见稿)》,希望增强区域电网灵活调节能力。我们从国际经验出发,对西北电力市场提出了两点建议,并对部分实施细节展开了一些讨论。 第一,形成统一的区域电力现货市场是实现《规则》中所提出目标的最佳方式。这可以从简单的设计开始并逐步进行完善。 第二,容量市场存在减缓低碳转型和带来不必要系统成本的风险,如果在建立区域现货市场后最终仍会采用容量市场,我们建议以减少风险的方式来实施。… View Summary +
2023年4月,国家能源局公开征求的《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见(征求意见稿)》意见的通知 ,对加强电力市场管理提出了明确的要求。这其中就包括“推动建立容量市场,激励支撑调节资源建设”。在睿博能源智库(RAP)此前的研究中,我们基于美国经验对容量市场的设计原则进行了探讨,并提出“让所有的资源在一个公平的环境中竞争,包括需求侧资源,如对能效项目的投资”。 在中国,工业重点领域的能效提升长期备受瞩目,优化建筑对能源的使用,提升商业和居民用能设备的能效水平也持续得到关注。国际上,能效资源还可以通过参与容量市场加快其推广的步伐,以更清洁的方式助力达成电力可靠性目标。 在本文中,我们探讨了如何确定能效资源参与容量市场的资质、衡量项目有效容量、以及利用节能效果测量和验证规程裁定实际节能量。通过合理引入能效资源作为市场主体参与竞争,可以充分发挥其优势,降低供电成本、增强系统灵活性、为推进容量市场与能效资源的共同发展提供有益的参考。 本文(精简版)首刊于《南方能源观察》(2023年8月27日)… View Summary +