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以完美跟踪需求变化的发电技术为参照,系统成本主要将包括三个方面:
1、出力特性与需求特性的差别。风电的保证容量较低,因此风电进入系统并不能等效地降低其他机组的投入,它会减少其他机组的利用时间,增加系统过多冗余的必要性,甚至在某些时刻大过总负荷,这在目前的技术条件下可能导致负的电力价格。这导致系统成本相比不发展可再生能源而增加。可称之为特性成本(Profile cost)。
2、出力的误差平衡。风电的出力是波动并具有不确定性的,预测总是有误差的,因此预测的误差就需要系统提供额外的容量来平衡。这就需要平衡成本(Balance cost)。
3、风电出力的地域限制与传输限制。这一成本也存在于其他的电源当中,也就是电网的传输容量限制,或者缺乏,必须为了风电能够充分上网而投资或者扩建。这就对应网络成本(Grid cost)。
以上的三项成本,基本随着可再生能源的份额增加而增加,但是其具体的大小仍取决于电力系统的特点,取决于系统中各项技术的互动。一般而言,特性成本往往是三项成本中最大的。从程度上,可再生能源的随机性与间歇性,也决定了它们的系统成本,往往要大于传统的可控化石能源机组,特别是具有良好调节性能的机组。
必须指出的是,这些成本是客观存在的,但是这是系统特点与风电出力的特点所决定的,并不是市场失灵,不需要任何的政府政策干预。在起作用的电力市场中,这种成本自然会显现并由相应的承担主体。比如由于风电出力的时候市场价格低,而风电不出力的时候市场价格高,那么平均来看,风电的单位发电收益水平就比不上具有灵活调节性能的天然气;风电出力预测有误差,其业主就必然需要在平衡市场购买相应的平衡服务,以实现自己此前向市场的发电承诺;系统需要为大规模的风电出力波动提供更高水平的旋转备用等资源,这一系统服务也必然会以某种形式(比如分摊到输配成本、风电自身承担、调度收费)得以消化。
此外,风电的这种额外成本的存在,跟传统机组出力与需求不一致并没有性质上的区别,也不能得出风电不应该发展的结论。发展风电的意义与目标(Target)在于长期的能源安全、减排与环境收益,以及其他方面。在风电份额还非常小(比如我国)的情况下,这也不构成当前限制其发展的理由(当然,风电的市场价值在长期可能会下降的比较快)。问题的关键在于:能否设计一个起作用的电力市场,能够有助于各种成本要素的发现与定价,并对相应的利益群体提供价格信号或者激励,以更有效率的解决问题,并促进各种需求侧与平衡技术的创新。
在我国电力市场还基本没有建立起来的背景下,电力体制改革配套文件中的临时性的政策安排(如确保风电的调度优先地位)无疑是有意义的。但是,这无法取代市场作为长效机制的作用。建立电力市场,仍旧是风电可持续有效率发展的重中之重。这同样与以下将要讨论的市场视角有关系。
风电并网的市场视角——“merit-order”效应
由于缺乏以成本为基础的竞争市场,这种市场的视角在我国还难以找到对应。我们以德国风电发展的效应来说明。
德国地区平均意义上的趸售电价水平,在2008年之后,从60欧元/兆瓦时以上,一路下跌,到现在,平均已经不到40欧元/兆瓦时,也就是3-4欧分/度的水平,在某些时段时不时出现负的电价水平。英国经济学人杂志的文章《How to lose half a trillion euros》生动了描述了这一过程。
电价的这种跌落,是多种因素共同作用、叠加的结果。但是无论是理论模拟还是实证检验,都基本一致的证实了可再生能源对电价下降的正贡献,至少在目前的可再生能源份额水平上。风电、太阳能的可变成本都无限趋近于零。在一个边际成本决定市场价格的电力市场中,这种低边际成本将无限压低市场整体的价格水平,这称之为“merit-order”效应(优先次序效应)。众多文献的检验表明,在目前的电源结构下,可再生能源每增加100万千瓦,市场的价格水平可能就要跌落6-10欧元。
这种市场设计与基于边际成本的定价模式,从整个系统而言,是市场出清与系统成本优化的必然选择。因为各种机组一旦建成,其投资成本,以及固定的运行成本(比如还贷、人员工资)将成为“沉没成本”,系统要成本最优化,必须首先使用那些可变成本低的发电类型。可再生能源没有燃料成本,自然是最优先的选择。只有这样,从“做大蛋糕”——系统最优化的角度,也才是合理的。因此,在我国存在的火电与风电争发电小时数的问题,首先应该界定为一个整体系统最优价值标准下的效率问题,而不是一个风电与火电分蛋糕的“利益分割”问题与视角。
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