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图1 厚尾分布示意图
具体到此次得州大停电,实际上发生了一个按照得州电力系统设计标准来说,概率非常小的非典型样本,而其导致的损失却极大。而随着全球气候变迁,极端天气频发,预先设定的概率曲线有明显偏差,得州价格稀缺机制下的气候风险巨大。
如果该极端情况发生在中国,停电是否能避免呢?答案并不那么肯定,在我国现行的电力系统安全稳定导则中,根据第三级安全稳定标准,如果发生失去大容量发电厂、新能源大规模脱网等情况导致稳定破坏时,只要求做到电网能采取各种措施,避免造成长时间大面积停电,并使电力系统尽快恢复正常运行,换句话说是允许一定范围、一定时段的停电发生。原因也在于经济性和安全性之间需要做权衡,通过强化投资应对包括极端气候在内的不可预测因素是一个无底洞。
(二)湖南拉闸限电
1.湖南拉闸限电原因分析
与美国得州的非典型样本相比,发生在湖南的拉闸限电则反映了典型的电源充裕度问题。2020年12月,受全国范围内寒潮影响,湖南提早一个月入冬,加上复工复产,湖南全省最大负荷达到3100万千瓦,超过冬季的历史记录(仍低于夏季高峰),日最大用电量超过6亿千瓦时,同比增长14%。而受燃煤减少、水库缺水、风力发电受冰冻影响无法有效发电以及外来电减少等影响,电力供应存在较大缺口,不得已全省启动分时段限电措施。
几乎同时,浙江、内蒙、江西等地由于“双控目标”、气温下降、生产恢复等不同原因,发生电力紧缺而限电的情况。“缺电”又回到了公众的视野,由于2021年生产恢复预期加强,社会对于“缺电”的担忧更加明显。从宏观数据来看,至2020年底,我国电源装机与年最大负荷比超过2:1,似乎电力供应非常充裕,但风电、光伏装机比例快速攀升,带来了结构不平衡问题:一方面是大部分时段电力供过于求,火电压出力问题更加尖锐,特别是新能源大发时现货市场出清价格接近于0;另一方面是负荷尖峰叠加可再生能源(水、风、光)小发方式下,电力供应严重不足。
以湖南为例,其电源结构示意图如下。湖南省水电占比较高且承担基荷,火电机组作为主要的调节性电源,长年发电小时不足,作为内陆省份煤炭运入困难,火电发电成本较高,导致火电企业投资与发电意愿不足。另外,湖南属于电源受端省份,外来电也是其电力平衡的主要因素。从总量看,湖南省装机比上最大负荷仍在1.7倍左右(考虑外来电),具备电力平衡的基本条件,但具有调节能力的常规电源与最大负荷之比严重低于全国平均水平,在冬季严寒情况下,水电缺水、新能源又不足为恃时,电力供应充裕度受到挑战,“拉闸限电”便不可避免了。
图2湖南省主要类型电源装机示意图(不含外来电)
2.我国电源结构性矛盾
2020年,我国新能源总装机取得突破性进展,全年新增装机约1.2亿千瓦,截至年底新能源装机达到5.3亿千瓦,比例超过24%,火电装机比例降低到50%。
图3我国电源装机规模示意图
虽然我国风电、太阳能装机占比仍低于欧洲,但在电源调节能力方面却明显弱于欧洲,主要原因有:
(1)常规水电调节能力较差。我国虽然有3亿多千瓦的常规水电,但整体库容量小、我国来水季节性明显、大水电基地多级水电考虑梯级调度开机相关性大等原因,导致我国水电调峰能力较差。自身水电出力较小,同时华中电网水电整体发电偏低同时发生,是湖南冬季时段缺电的主要原因。
(2)抽水蓄能、气电等灵活性电源比例较低。我国抽蓄、气电总装机占比仅为6%,难以提供足够的调节能力。
(3)煤电是主要调节电源。由于一煤独大,同时常规水电调节能力较差,核电考虑安全原因不调峰,生物质发电等可再生能源需要保障性收购,煤电肩负起主要的调节重任。
(4)电力市场不健全。现货市场试点遇到困难,辅助服务市场仍是发电侧的零和游戏,保障性供电责任大,电价管控仍比较严阻碍价格信号进行供需调节的能力,严重制约了我国电力系统的灵活性。
02高比例新能源情况下如何保障电力供应充裕度
(一)电力供应充裕度隐忧
上述两个案例,都指向电力供应充裕度如何保障的问题。双碳目标下,煤电和新能源装机的消长,构成了电源结构的主要矛盾,风、光装机比例日增,煤电退出呼声越发高涨之际,“缺电”频发似乎就在眼前。
该矛盾主要来自于不同品种电源在电力容量和电量上的匹配上,各种电源属性可分解为容量价值和电量价值,其中容量价值指的是,电源保障电力平衡的调节范围,体现在较短时间内可调用的功率;电量价值常规理解是电源提供电量的能力,而更深一层是电源的发电边际成本高低。
利益驱动电源投资是保证电力供应充裕度的基本条件,我国在以煤电、水电为主的传统电力系统中,电源的容量特性较好,电力平衡能力较强,通过将电力平衡责任比例分摊到各电源上可保证发用电平衡。所以没有容量价值的显性体现,而将电源全周期成本主要分摊到电量上,通过电量和电价即可回收电源全部投资(虽名义上有调频调峰等辅助服务,但主要通过两个细则偏差考核实现,仅是发电企业之间的零和游戏),从而促进发电企业投资,保证了电力供应的充裕度。
但在新能源占比越来越大的情况下,各种电源容量价值、电量价值迥异,特别是具有间歇性的新能源装机的增长,无法实现可调容量的增长,其容量投资成本可认为是无穷大,而同时其发电边际成本几乎为0,在容量价值和电量价值方面均具有极端特性。如新能源大规模进入现货市场,一方面在新能源大发时,会导致出清电价非常低;另一方面遇到负荷高点新能源又集体失灵时,将造成电力短缺,由于我国电价上限较低,电力短缺情况下容量稀缺价值无法体现,火电、气电等调节能力较大的电源,无法通过稀缺电价获得间接容量激励,扭曲了容量价值,制约了发电机组有效容量方面的投资。
叠加我国实行的可再生能源消纳配额机制,火电机组投资收益越发下降,同时加上环保要求,煤电未来增长更加受限。同样,在缺少成熟的商业模式的情况下,被寄予厚望的电化学储能也只能通过新能源捆绑的方式发展。体现容量价格机制不健全的情况下,电力供应充裕度存在较大隐忧。
(二)几点不成熟的建议
深刻认识不同电源的容量价值和电量价值差异,并给予显性定价,是以市场化手段促进资源优化配置,有效促进不同电源协同发展,既保证电力供应充裕度,又促进新能源发展的基础条件。同时电力供应充裕度也要处于合适的区间,避免追求极端充裕度过于饱和发展带来的成本追加。
1.理性看待电力供应是一种市场现象。要将电力市场作为资源优化配置的基础手段,就必须正视局部的、短时的供应紧张是一种经济现象,就像不管铁路如何发展,春节一票难求现象总会发生一样。每一次危机都是积极完善电力市场机制的机会,而一旦发生电力短缺,在政治上就上纲上线,容易因噎废食,殊不知电力系统有其客观规律,过高的充裕度会造成更高的电力供应成本,需要在经济性和失负荷承受度之间做权衡。“商鞅变法,行之一年不便者众,而行之十年秦民大悦”,电力市场和能源转型也可能如此。
2.设计合理的市场机制。一是亟需建立容量市场,类似得州的方式,通过高电价反映容量稀缺性,在我国容易造成“高电价”恐慌;而当前广东现货市场现行的对高发电成本的调节电源进行补偿,补偿资金由中长期交易偏差部分分摊的方式,激励效果有限,难以长期适应新能源高速发展。设计容量市场,较为直接地反映电源的容量价值,更适合我国的电力运行机制,且在抽水蓄能的单一制容量电价、两部制电价方面早已有经验探索。二是更大程度发挥电价调节作用。适度放开电价上限,能有效对容量价值进行补偿,提升电力充裕度,也有利于通过价格信号促进需求响应,削减高峰负荷。
3.电力市场应该“同品同价”。新能源要成长为主力电源,在市场竞争中不能缺席,对于常规电源实行的如偏差考核等规则应同样适用(当然考核标准可以适当宽松),以此通过市场化手段促进新能源采用多种方式提升容量特性,比新能源强配储能的方式更符合新能源企业利益。同步应配套建立完善的碳配额机制,推进绿电交易和CCER交易流动性,促进碳资产价值逐步提升,有效提高新能源投资效益。
4.从电力系统的角度看待多种电源协同发展。从表1对比来看,各种电源容量价值高低排序为抽蓄、电化学储能、气电、煤电、新能源,但抽水蓄能受建设条件限制较大,发展瓶颈明显;电化学储能虽然广受关注,但作为直流系统,仍难有效解决交流电网惯量、短路电流不足等问题;而气电调峰胜在既不失灵活性,又能为交流电网提供惯量、短路电流、电压调节等方面的支撑,如果主要作为顶峰电源,也不会造成天然气用量的显著增加,应该作为一个选项加以重视。
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