中國儲能網(wǎng)訊：國際能源署（IEA）7月發(fā)布《全球電力市場更新報告：2023-2024展望》，報告稱氣候?qū)﹄娏┬璧挠绊懖粩嗉哟螅鎸O端高溫、干旱，2023年夏季將是對電力系統(tǒng)充裕性的又一次考驗，報告對應(yīng)對電力供應(yīng)緊張?zhí)岢隽私鉀Q方案。報告還指出，多地電力市場負電價小時數(shù)增多變得更加普遍，但這一市場現(xiàn)象的廣泛發(fā)生是異常的，實則反映出系統(tǒng)缺乏靈活性，并對提高需求側(cè)靈活性和儲能以及能源套利提供相關(guān)建議，供政策制定者和行業(yè)企業(yè)參考。
多輪夏季高溫、制冷需求不斷增加，如何有效應(yīng)對電力供應(yīng)緊張？
不斷增長的制冷需求正在給全球電力系統(tǒng)造成挑戰(zhàn)。在中國、美國、印度、歐洲等多個地區(qū)，夏季極端高溫天氣頻現(xiàn)，制冷系統(tǒng)的電力需求不斷增加，對電力系統(tǒng)的挑戰(zhàn)不斷加大，部分地區(qū)電力供應(yīng)緊張。IEA報告稱，2023年夏季會是對全球多個地區(qū)電力系統(tǒng)充裕性的又一次考驗。
在中國，據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會預(yù)計，2023年夏季中國高峰用電需求將達到13.7億千瓦，比2022年增加約8000萬千瓦。如果出現(xiàn)極端高溫天氣，中國的最大電力負荷預(yù)計還將增加約2000萬千瓦。因此，中國今年夏季電力供需緊平衡。為做好大規(guī)模停電準備，今年6月，國家能源局在華東區(qū)域舉辦跨省區(qū)大面積停電事件應(yīng)急演練。上海、江蘇、浙江、安徽、福建四省一市電力管理部門、能源監(jiān)管機構(gòu)、電網(wǎng)和相關(guān)發(fā)電企業(yè)以及上海市地鐵、醫(yī)院、化工企業(yè)等近30個部門和單位參加。
美國方面，根據(jù)北美電力可靠性公司（NERC）的評估，雖然在正常情況下，北美所有地區(qū)在2023年夏季能夠滿足電力需求和儲備要求，但在高溫、野火和其他電網(wǎng)干擾導(dǎo)致的極端運行條件下，仍可能出現(xiàn)缺電。NERC認為，在波動性可再生能源的滲透率增加、電力需求增多、項目延誤或發(fā)電機組維護的情況下，發(fā)電設(shè)施的退役可能會進一步導(dǎo)致可靠性風(fēng)險上升。
據(jù)印度中央電力局預(yù)計，印度各區(qū)域可能面臨的電力供應(yīng)缺口為各自高峰需求量的4%-11.3%。盡管由于每個地區(qū)的高峰需求時間不同，地區(qū)間的電力進出口將在一定程度上起到平衡作用，但整個國家預(yù)計僅有0.7%的電力盈余（約2.3億千瓦），電力供應(yīng)緊張。報告稱近年來印度的新增發(fā)電能力一直落后于高峰時期電力需求的增長，電力部于今年6月發(fā)布《資源充足性規(guī)劃框架》指南，以確保發(fā)電能力與需求增長相匹配。此外，印度正在規(guī)劃新電價方案，該計劃在日照時段、正常時段和高峰時段之間引入不同的日間電價，以鼓勵將需求從晚間轉(zhuǎn)移到白天，新電價將于2024-2025年生效。
歐洲電力傳輸系統(tǒng)運營商網(wǎng)絡(luò)（ENTSO-E）預(yù)計歐洲今夏不會出現(xiàn)電力供應(yīng)不足。盡管如此，IEA分析顯示，歐洲額外的制冷需求仍然很大，尤其在南歐和法國。因此，一旦出現(xiàn)供應(yīng)不足，進口電力仍將在滿足歐洲夏季電力需求方面發(fā)揮重要作用。
IEA建議，面對極端高溫、異常天氣、不斷增加的制冷需求對電力系統(tǒng)挑戰(zhàn)不斷加大，制定更高的空調(diào)能效標準將大大有助于限制額外的制冷需求對電力系統(tǒng)的影響。同時，為確保電力系統(tǒng)的可靠性，關(guān)鍵是要有足夠的備用發(fā)電能力，鼓勵需求側(cè)管理和儲能，加快電網(wǎng)投資，加強發(fā)電廠的燃料供應(yīng)安全。如果在這些方面準備不足，可能會導(dǎo)致電網(wǎng)更頻繁地承受壓力，造成甩負荷和停電。
干旱導(dǎo)致部分地區(qū)水電供應(yīng)大幅減少，其可用性需得到更多關(guān)注
IEA報告指出，多地水電供應(yīng)大幅減少、水電的可用性需得到更多關(guān)注。報告顯示，全球水電年容量系數(shù)從1990-2016年間的平均38%降至2020-2022年間的平均36%。這兩個百分點的差距意味著，全球水電每年少輸出約240太瓦時電力，并且這一缺口目前主要由化石燃料發(fā)電來填補。過去二十年中，巴西、加拿大、歐洲的平均水電年容量系數(shù)均有所下降，水電供應(yīng)大幅減少。
巴西的下降最為顯著，其水電年容量系數(shù)從1990-2012年間的平均56%跌至 2013-2022年間的平均44%。2014-2017年和2019-2021年的嚴重干旱，尤其是在圣保羅、里約熱內(nèi)盧和米納斯吉拉斯等州，造成了水資源短缺、農(nóng)作物減產(chǎn)和斷電。然而，由于降雨量大，巴西在2023年的水力發(fā)電前景大為改觀。水電站水庫水位在今年5月達到了12年來的最高點，預(yù)計2023年的平均水力發(fā)電量將大幅回升。盡管如此，由于水庫水位不足，在暴雨情況下，為降低洪水風(fēng)險，水庫會保持一定蓄水量，這將導(dǎo)致多余的水量釋放和棄水電量的上升。
雖然巴西、加拿大和歐盟等地區(qū)的平均水電年容量系數(shù)在近年來有所下降，但全球平均水電年容量系數(shù)降幅有限，這主要是由于中國等國家增加了新的、高效的水電站。IEA數(shù)據(jù)顯示，截至2022年，全球約三分之一的水電來自中國。如此規(guī)模意味著中國水電系統(tǒng)的任何變化都會對全球的統(tǒng)計數(shù)據(jù)產(chǎn)生巨大影響。中國的水電年容量系數(shù)從1990-2008年間的平均37%上升到2009-2022年間的平均39%，三峽大壩等更多大型、高效的水電站建設(shè)是這一增長背后的主要原因。然而，2021-2022年，由于中國出現(xiàn)大旱，水力發(fā)電量大幅下降，而2023年上半年的來水偏枯又阻礙了發(fā)電量的大幅上升。
歐盟的水電年容量系數(shù)也在下降，從1990-2014年間的平均28%降至2015-2022年間的25%。2017年南歐遭受嚴重干旱，2018年中歐、東歐嚴重干旱。報道稱2022年歐洲遭遇500年來最嚴重的一次干旱，許多國家農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和水力發(fā)電受損，甚至由于供水不足給核電冷卻系統(tǒng)帶來了壓力。2022年歐盟水力發(fā)電量同比下降了近19%，是過去30年來降幅最大的一次。
然而，除了干旱，水電利用率還受其他多種復(fù)雜因素影響，包括地理位置、可再生能源份額的增加以及水資源優(yōu)先權(quán)規(guī)則。一般來說，有利于水力發(fā)電的最好地點已經(jīng)被開發(fā)，因此需要在潛力相對小一些的地點新增水電站。不同地區(qū)水電站的使用年限也有很大差異，IEA數(shù)據(jù)顯示，北美的水電機組最老（平均50年），而中國的水電機組最年輕（平均15 年）。與新水電站相比，同類型和特性的老水電站發(fā)電容量系數(shù)更低。此外，平衡日益增長的波動性可再生能源也會影響水電站運行。尤其是對于抽水蓄能電站而言，其運行可能比過去更加靈活，從而導(dǎo)致發(fā)電年容量系數(shù)降低。另一方面，一些地區(qū)可能會優(yōu)先考慮其他目標，如防洪、灌溉或航運。
IEA稱，氣候變化對水力發(fā)電的預(yù)期影響因國家和發(fā)電站類型而異。預(yù)測氣候變化對水力發(fā)電的挑戰(zhàn)并制定相應(yīng)規(guī)劃，將有利于高效和可持續(xù)地利用水電資源。
負電價小時數(shù)增多反映系統(tǒng)靈活性欠缺，能源套利更具商業(yè)吸引力
過去幾年中，在可再生能源占比大幅增加的地區(qū)，批發(fā)電價低于零的情況越來越常見。與2022年同期相比，2023年上半年德國和荷蘭等歐洲國家電價降至零以下的小時數(shù)增加了一倍。美國加利福尼亞州在2019-2022年間的可再生能源比例為30%-40%，約1%的時間為負電價。近年來，澳大利亞的南澳大利亞州可再生能源比例增長強勁，因此2022年電力批發(fā)市場上幾乎有20%的時間價格低于零。日本電力交易所沒有負電價機制，但在太陽能發(fā)電增長的推動下，批發(fā)電價實際上為零的小時數(shù)大幅增加。德國在2017-2020年間負電價小時數(shù)呈上升趨勢，2020年由于需求疲軟，負電價小時數(shù)達到峰值，但自2021年起數(shù)值開始下降并一直低于2020年水平，主要是由于電廠靈活性的提高以及供應(yīng)的收緊。
報告指出，負電價小時數(shù)增多這一市場現(xiàn)象反映出當前電力系統(tǒng)的靈活性不足。當發(fā)電量超過需求量時，價格就會低于零，表明要么發(fā)電量需要減少，要么需求量需要增加。根據(jù)電價補貼而非市場價格信號進行生產(chǎn)的可再生能源會造成這種不平衡。并且，電網(wǎng)互聯(lián)互通能力不足，電力出口機會有限，也可能加劇這種情況。此外，規(guī)模較大、靈活性較差的電廠（如煤電廠、核電廠）的啟動和升壓成本較高，它們會競標負電價，以確保在可再生能源發(fā)電過剩期間能夠繼續(xù)發(fā)電，而不是關(guān)閉電廠。因此，負電價意味著系統(tǒng)靈活性不足，發(fā)電不夠靈活，需求方對價格反應(yīng)不夠靈敏，或者沒有足夠的儲能來進行能源套利。但負電價也為投資提高系統(tǒng)靈活性的解決方案和技術(shù)提供了信號。
更新電力市場機制和監(jiān)管有益于提高需求側(cè)靈活性和儲能。由于電力系統(tǒng)的規(guī)模大小通常要滿足其峰值負荷的需要，因此傳統(tǒng)上對用戶收取的電費是為了鼓勵平緩的負荷曲線，抑制較大的負荷波動。例如，歐洲各國的電費結(jié)構(gòu)偏向于基本負荷消費，滿負荷時間較長，這反過來又會抑制靈活運行。盡管負電價意味著消費更多能源反而可以獲得收益，一些行業(yè)寧愿不偏離基本負荷，以避免即使在負電價期間也要支付較高的電費。因此，更新監(jiān)管方案以鼓勵靈活負荷運營變得非常重要。還可以通過虛擬電廠不斷提高數(shù)字化和聚合需求側(cè)的靈活性，使需求側(cè)更能響應(yīng)價格。分時電價和電動汽車智能充電對于提高需求側(cè)靈活性也同樣重要。IEA稱，現(xiàn)行的儲能電費設(shè)計阻礙了儲能的部署。在整個歐盟，不同的儲能技術(shù)路徑的電價結(jié)構(gòu)以及它們在電力系統(tǒng)中的位置（表前：發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)；表后：工商業(yè)、戶用儲能）存在很大差異。更新監(jiān)管機制，納入反映成本的電價結(jié)構(gòu)，以確保不同靈活性電源之間的公平競爭。取消不反映成本的雙向電網(wǎng)收費也有利于儲能的商業(yè)化發(fā)展。
隨著負電價、電價差和波動性的增加，利用儲能系統(tǒng)套利電價差變得越來越有吸引力。在澳大利亞，大規(guī)模電化學(xué)儲能在2022年的收入創(chuàng)下歷史新高。價格的日平均標準差代表了日波動率，可以較好地比較能源套利潛力，尤其是對于電化學(xué)系統(tǒng)等充放電周期較短的儲能系統(tǒng)而言。荷蘭每小時日前市場的日平均標準差從2017年的約9歐元/兆瓦時增加到2022年的61歐元/兆瓦時，然后下降到2023年上半年的32歐元/兆瓦時。2020年后的大幅上漲是由于歐洲天然氣價格飆升所致，因為天然氣的邊際發(fā)電成本決定市場電價?？稍偕茉凑急鹊牟粩嘣黾右矊?dǎo)致低電價小時數(shù)增加。
隨著現(xiàn)貨市場波動性的增加，能源套利更具商業(yè)價值。在全球許多電力市場中，電池在輔助市場，特別是在一次調(diào)頻供應(yīng)中所占的份額一直在增加。隨著越來越多的電池提供這些服務(wù)，頻率控制市場將開始飽和，從而限制了更多電池在這一市場領(lǐng)域的潛在盈利能力。隨著現(xiàn)貨市場波動性的增加，能源套利在與提供輔助服務(wù)等其他收入來源相結(jié)合時，可以提供更有價值的商業(yè)企劃。對于儲能系統(tǒng)，日內(nèi)市場變得越來越重要，因為其波動性更大，盈利潛力更高。
