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》，報告稱氣候對電力供需的影響不斷加大，面對極端高溫、干旱，2023年夏季將是對電力系統(tǒng)充裕性的又一次考驗，報告對應對電力供應緊張?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，并對提高需求側靈活性和儲能以及能源套利提供相關建議，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，如何有效應對電力供應緊張？
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、電網(wǎng)和相關發(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)電設施的退役可能會進一步導致可靠性風險上升。
據(jù)印度中央電力局預計，印度各區(qū)域可能面臨的電力供應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，但整個國家預計僅有0.7%的電力盈余（約2.3億千瓦），電力供應緊張。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（ENTSO-E）預計歐洲今夏不會出現(xiàn)電力供應不足。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，關鍵是要有足夠的備用發(fā)電能力，鼓勵需求側管理和儲能，加快電網(wǎng)投資，加強發(fā)電廠的燃料供應安全。如果在這些方面準備不足，可能會導致電網(wǎng)更頻繁地承受壓力，造成甩負荷和停電。
干旱導致部分地區(qū)水電供應大幅減少，其可用性需得到更多關注
IEA報告指出，多地水電供應大幅減少、水電的可用性需得到更多關注。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、里約熱內盧和米納斯吉拉斯等州，造成了水資源短缺、農作物減產和斷電。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，為降低洪水風險，水庫會保持一定蓄水量，這將導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，許多國家農業(yè)生產和水力發(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)電的預期影響因國家和發(fā)電站類型而異。預測氣候變化對水力發(fā)電的挑戰(zhàn)并制定相應規(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，歐洲各國的電費結構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)字化和聚合需求側的靈活性，使需求側更能響應價格。分時電價和電動汽車智能充電對于提高需求側靈活性也同樣重要。IEA稱，現(xiàn)行的儲能電費設計阻礙了儲能的部署。在整個歐盟，不同的儲能技術路徑的電價結構以及它們在電力系統(tǒng)中的位置（表前：發(fā)電側、電網(wǎng)側；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構，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。可再生能源占比的不斷增加也導致低電價小時數(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，特別是在一次調頻供應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，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等其他收入來源相結合時，可以提供更有價值的商業(yè)企劃。對于儲能系統(tǒng)，日內市場變得越來越重要，因為其波動性更大，盈利潛力更高。
