电力系统成本提高或推涨电价

文 | 本刊记者 武魏楠

随着新能源电量渗透率的提升，高比例新能源消纳将带来电力系统成本增加。这些成本包括常规电源的辅助服务、电网新增投资，以及新能源所承担的功率预测等考核费用。与此同时，由于电力系统的成本增加，电力消费侧将面临电价上涨的压力。

辅助服务、容量机制推高电力系统成本

在电力现货市场中，电力作为产品的时间价值得以呈现。同时，为确保电力系统的安全稳定，成熟的电力系统还需要配备一次调频、ACG、无功调节、备用、黑启动等辅助服务。伴随电力市场不断走向成熟，新能源渗透率逐渐增加，电力辅助服务将从后台走向前台，变得愈加重要；辅助服务的市场机制也需要不断改良，以使辅助服务的供应商获得合理的汇报。

需要注意的是，无论是电力现货市场，还是辅助服务市场，交易报价多以短期成本为基础。新能源发电具有边际成本递减的特性，将拉低电力现货市场报价，降低电力现货市场收益。

在这种情境下，为保障电力系统可靠性（短期可靠性、容量充裕性），有必要引入容量机制。

容量机制是以确保未来电力供应安全，即保障电力系统在面对高峰负荷时发电容量充裕为目标，以提供除电能量市场与辅助服务市场以外有保证的容量付费为手段，而建立的一种经济激励方式。容量机制使得为满足高峰负荷需求而提供发电容量的投资者可以收回投资成本并获得一定程度的经济回报，其核心是在经济性和可靠性之间进行协调。

当然，容量机制（包含容量市场和容量补偿机制）并非是建设电力市场的必备要素。美国德州、加拿大阿尔伯塔和澳大利亚电力市场均采用了稀缺定价机制。它们通过不设价格上限，或者上限价格很高的方式，在电能量或备用稀缺的情况下让电源通过高价回收投资。

可以预见，未来电力市场将会由电力现货市场+辅助服务市场+（潜在的）容量机制组成。新能源装机占比越高，电力现货市场的价差将会加大；同时电力辅助服务需求、容量充裕性需求将越高，电力系统的成本也随之增加。

谁为辅助服务费用、容量费用负责？行业内将付费主体指向新能源和终端用户，而纾解问题的关键则是上调电价。

如果摒弃容量机制，采用稀缺定价机制呢？从国外案例来看，在稀缺定价机制下用户将时刻面临阶段性高电价。由于电厂投资周期较长，剧烈波动的市场价格会影响发电企业对电源投资的判断，进而导致电力供需失衡，触发高电价的可能性也随着增加。

市场化≠降电价

国内能源研究机构认为，随着新能源装机规模和电量渗透率的提升，新能源作承担的功率预测、自动电压控制、自动发电控制等考核费用增加，常规电源为平抑新能源波动性提供的辅助服务成本增加，电网服务新能源接网及消纳的投资也不断增加。

根据《能源》杂志记者了解，一家发电央企内部研究院测算显示，以现有新能源发展的预期，截止“十四五”末期，整个电力系统成本的上涨会让电价上涨约7分钱的水平。“这还是在没有考虑新能源强配储能带来的成本增加。”

很显然，可预见性的电价上涨与政府“以市场化为抓手促进降电价”的诉求出现偏差。能源不可能三角（Energy Trilemma，也叫能源三元悖论）无法同时满足“能源的环境友好（即清洁能源）”、“能源供给稳定安全”、“能源价格低廉”三个条件，就像某种魔咒一样，困扰着全世界尝试能源转型的国家和地区。

即便是发电侧的单边让利，也无法对冲系统成本提高带来的影响。电力市场化改革的目的，也不是单边降低电价，而是形成反映系统供需的价格机制。

在我们把视线投向几千公里之外的德国（2020年已经实现风光发电量占总发电量比例的37%以上）之前，我们关注中国目前最为典型的高比例新能源接入电网的地区——甘肃。甘肃新能源装机占比为42%，且是国内第一批电力现货试点省份。可以说，甘肃高比例新能源的探索，正在为新型电力系统的构建探路。