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图1 光伏发电主要集中在中午的11:00-14:00
即使光伏很多,煤电仍旧在午间是边际机组,价格也不应该低到基准50%,甚至更甚的程度。这一特别的价格下降,更像是一种价格手段,将光伏发电的“影子价值”(参照系)人为降低,从而抑制了新增光伏的价值,对其投资回报产生了影响。
准确地讲,受到直接影响的是在配网侧的分布式光伏。它们的价值在于“避免电网用电支出”。在深谷电价体系下,这一避免的程度大大减少,从而其替代价值也随之降低。而大型的集中式电站,往往在输电网侧享受“标杆电价”或者基准电价,与终端价格体系并无联系。即使是超越“保障小时数”之外的部分,也并不必然跟时间要素挂钩。
这一点,与国外往往并不具有可比性。典型的就是美国(USA)加州的所谓“鸭子曲线”变成“深谷曲线”的问题。加州光伏发电比例已经超过总用电量的30%,并且该州一度推行的净能量计量(NEM)政策为住宅光伏发电提供大量隐性补贴,使得光伏在经济最优意义上“已经过剩”。
它的中午的净负荷(net load)往往是零,甚至进入负的区间。这对于我国这样60%煤电的系统完全是两个平行世界。人们印象中光伏非常多的山东省,其容量仅占总容量的25%,电量比例仍然在个位数水平。而大部分省份,光伏还远远未到消除中午高峰负荷(13点左右)的地步,更不要说将其变为低谷(图2,浙江省与加州的日发电结构比较)。
图2浙江与加州的日发电结构比较,4月23日
来源:加州2023年4月23日CAISO市场运行数据
浙江为基于负荷与出力特性、经济调度原则的模拟结果,来自卓尔德项目结果。
系统影响方面。深谷电价的推行,在经济价值方面影响了新增光伏,大幅调整的用电曲线使得中午的用电负荷增加,避免了可控机组(主要是煤电)的进一步深度调整。原有的高峰时段(比如下午到傍晚)负荷下降,系统平衡的确更加容易。
最后这一点,在目前的煤电出力不足形势下尤其具有意义。据有关文章阐述:近年来,由于国际电煤价格持续攀升,煤电企业燃料成本大幅提高。按照一台60万千瓦煤电机组测算,并网发电亏损约70万~100万元/天,远超非计划停运考核费用,因此部分发电企业【宁可延长故障抢修时间、承受考核,也不愿并网发电】。
据非正式消息,在保供的形势下,我国的“容量保障机制”是让电厂尽可能全力发电,以消除发电激励不足、以停机检修为理由避免亏损的冲动。这完全优于容量补偿的其他机制,确保“表现”(performance)不用额外支出。
只不过,这么多的好处,让光伏受损的可能进一步加深了。
聚集案例:浙江峰谷电价与实际发电成本的一致性
我们基于既有的项目研究基础,以及相对可得的数据,聚焦分析浙江省的峰谷电价及其与实际系统分小时供电成本的一致性程度,来理解午间的极低电价的经济损失方面的含义。
图3浙江终端峰谷电价安排(1-10kV用户)——中午11:00-13:00是深谷电价
注释:由于目前的终端电价月度变化较大,绝对值仅为说明作用。
2023年9月开始的峰谷电价安排,低谷电价大工业220kV以上为0.2744元/度,低压段1-10kV一般工商业用电为0.4235。这一终端电价减去“成本倒推”为基础的输配电价,意味着上网电价在浙江的这两个小时仅在0.15-0.2元的水平。这完全无法对应到任何煤电边际机组(即使它再先进,效率再高)的成本上。
从规范理论上讲,人们的用电行为存在各种外部性,比如污染与全球温室气体成本。这些因素构成了电价上升的支持性因素。如果考虑到这些因素,中午极低(其他时间过高)电价造成的潜在社会损失可能更大。
基于Python + Pypsa + Google Colab的开源模型(https://colab.research.google.com/drive/1RmNkWZY87M6blUwEbMI-18m9EKG2XTL8?usp=drive_link),我们对浙江省电力系统可得发电资源(包括不可调的外来电)2022年的最优开机组合情况进行了模拟,其逐小时价格变化可以代表“应然水平”(上图蓝线)。
从相关系数上讲,2022年的峰谷电价安排与全年平均的相关系数在0.5,显示了这一峰谷安排相比固定不动的基准电价更具优越性。
但是,夏季中午仍旧是(净)负荷的相对高点,而不会低到人们想象中可再生能源成为边际机组的情况。即使考虑到光伏的出力最大,由于中午需求的高涨从而一些低效率的煤机都反而需要更大程度开机。在7月14日电价最高的时刻,是这部分煤机决定用电的社会边际成本。在更长的时间尺度上,作为一种动态电价的近似,峰谷安排在月、季节会有更大变化。但是总体上,在比人们想象的更长的“短期”内,中午的需求仍旧是高峰需求。
相关群体动机分析
为何这一午间的超低谷电价能够实施,尽管其明显低于了社会实际成本?这涉及我国相关群体的动机与能力问题。下表我们汇总了处在互动中的各相关方的格局。
表1 我国能源治理体系中的群体分布
从上表粗浅的分析来看,这一“超调”的峰谷电价,对不同的相关方产生了不同的影响。从长期来看,这种粗尺度的价格模式对电力系统的转型升级并不是最好的选择。
对下一步电改深化的含义
必须强调的是:峰谷电价、分时电价是改善的电力定价机制,是存在进步意义的。因为不同时间发电的边际社会成本是不同的。理想的电力定价体系,应该反映这一成本现实。
但是,魔鬼往往在细节。对于我国这样一个煤电还维持在发电量60%、大部分煤电在60%-100%之间免费调节、利用率普遍也在60%以上的系统,我国的“应然”峰谷电价,可以预料地没有想象中的波动那么大。如果超过这一程度,那么价格机制就存在一定优化的空间。
我们可以讨论很多技术上的细节,比如现货市场如何设计、电网公司收入上限如何设定等等。但是,如果不解决深层次的体制问题,这些设计与设定将都是“有偏”的。这是体制改革,而不是机制补充或者政策变化为何更重要的基本原因。
解决体制,必须到了把问题“放到桌面上来”的时候了。近日,有消息称:政策层面要推动分布式新能源上网电量参与市场。这几千瓦几兆瓦的小项目,相比动辄100万/500万的大型新能源项目,简直就是蚂蚁跟大象的关系。
后者享受着标杆电价的保护,而前者现在反而要探讨市场竞争机制了?巨大的不成比例的交易成本谁去承担啊?让我们拭目以待这会是另外一场权力的游戏,还是负责任的政策机制设计。
(作者供职于卓尔德(北京)中心 & 世界资源研究所(WRI))
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