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高价面前,欧洲电力市场的解法

作者:蔡译萱 来源:南方能源观察 发布时间:2022-04-25 浏览:

中国储能网讯:刚刚过去的3月,是欧洲历史上电力成本最高的一个月,电价最高纪录不断被打破。意大利的平均电力价格超过了300欧元/兆瓦时,英国、法国和西班牙也涨势明显,平均电力价格接近300欧元/兆瓦时。节节攀升的电价令欧洲各国叫苦不迭,以西班牙为代表的国家要求欧盟对电力市场机制进行改革的呼声渐高。

在近日佛罗伦萨法规学院举办的研讨会上,来自欧洲能源监管机构、电力企业以及研究机构的专家就如何在短期内缓解欧洲目前的高电价困局,电力市场的中长期设计如何适应多重改革目标,以及西班牙等国如何从政策机制上纾解高价危机等问题,分别提出了措施建议。

缓解高电价的四个短期方案

佛罗伦萨法规学院能源与气候研究所教授Christopher Jones指出,目前欧盟委员会围绕短期解决方案已收到多份提案,大致可分为两类,即设定市场价格上限以及对天然气等化石燃料进行补贴,具体方式如下:

方案一:用“按报价支付出清”(Pay as Bid)的定价模式代替“按清算价格支付(Pay as Clear)”。

当前欧洲电力现货市场平衡机制采用的是基于边际定价的“按清算价格支付(pay as clear)”。在该模式下,发电机组按边际成本投标进入市场,市场通常先选择最便宜的可再生能源电力,最后选择昂贵的化石能源发电。因此,排名最后的气电(满足边际电力需求)是平衡市场的定价者,所有中标的机组都按其价格获得统一的系统清算价格。

也就是说,欧洲电力现货市场平衡机制的出清电价通常由煤炭或天然气发电成本确定,天然气价格一旦上升,电价成本必然跟着上涨,即便一个国家的电力大部分来源于清洁能源发电,也得支付高电价。

而另一种“按报价支付出清”的出清价格则是“一机一价”。在该模式下,系统运营商按机组报价由低到高的顺序分配发电负荷,确定机组的出力点和电价,并按中标机组报价由低到高的顺序确定机组的发电出力和发电量,各机组的成交电量分别根据其申报价格确定。(注:英国电力市场平衡机制的出清模式就是典型的“一机一价”。)

对于这一提案Jones表示,提出使用“按报价支付出清”的提案,是误以为参与市场的机组出价行为是固定不变的,但真实情况则并非如此。

“一机一价会加剧机组参与市场的不确定性,尤其是小机组的风险会增大,在该模式下,小机组不会单独参与市场。”在他看来,改变出清机制会使参与市场竞价的机组数量不增反降。

方案二:设定出清或竞标的天花板价。

据Jones介绍,“限价”方案主要由葡萄牙、西班牙及比利时等受能源危机影响较深的国家提出,意在干预非理性飙升的价格。

不久前,西班牙能源与生态转型部大臣TeresaRibera曾公开表示,如果欧盟不出台相关的法律法规干预能源市场,西班牙将自行立法,将电价上限设定为180欧元/兆瓦时。

限价提案一经提出,便遭到德国、荷兰强烈反对。Jones指出,当前欧洲的电力市场是按20年的时间跨度设计的,如果人为将某些机组的价格设定在某个价格区间,市场运行会出问题。类似的方案已不是首次提出,但一直存在争议。

他认为目前更容易做到的是,根据竞标机组的成本限制高价机组进入市场。事实上,西班牙和其他一些欧洲国家也在考虑这一方案。

但他同时提出,限制高价机组仍然存在待解决的问题。“例如,选用发电机组的什么成本作为依据,是边际成本,还是所有机组的平均成本?其次,是否需要限制机组类别?限制是仅针对气电机组还是也包括热电联产机组?”他认为上述问题的核心争议在于,需要考虑干预机组竞标是否会导致市场不能发出正确的价格信号。

方案三:补贴气电机组。

该方案旨在对气电机组进行补贴,发电商无需从市场上收回全部成本,也就不需要直接干预批发市场的出清价格。

“我们在考虑对气电机组的补偿可否通过差价合同(CfD)来实现。一方面,需要确定合理的执行价格,另一方面,需考虑是否对差价合同进行定期评估,同时要衡量,市场是否仍能提供正确的激励信号。”Jones表示。

方案四:将气电机组排除在边际电价机制外。

方案四与方案三的原理类似。在该方案下,气电进入市场的价格可能会非常低,政府再通过其他方式补偿气电机组的发电成本。

在Jones看来,上述几项提案都是以某种方式限制气电商在市场中的直接收入,而并非对气价进行管制,因此这些方案也存在一些问题。例如,限制气电厂的直接收入后,天然气可能流向其他更高价的地区,以此进入恶性循环。

他建议,设定的任何“天花板价格”都必须覆盖机组的发电成本,并提供合理利润来激励机组发电,尤其不应使可再生能源发电投资亏损。

整体来看,目前大多数欧盟成员国已通过从非化石燃料发电的利润中拨付资金,并以能源危机前的较低电价卖电来保护消费者,而没有取消或降低批发市场中的边际价格。

节点电价机制或是“长期解决方案”之一

为应对欧洲当前的能源危机,欧盟委员会在近期发布的“REPower EU”计划中提出三大保供目标:保护消费者和电力公司,降低其受市场价格短期波动的影响;保护弱势消费者,减少高价对其能源账单的影响;制定基于分布式可再生能源发电大规模部署的长期消费者保护战略。

电力市场机制设计将更关注解决市场长期的结构性问题,即如何才能实现净零电网,如何保障能源安全,以及电力消费者角色变化等问题。

据欧洲一家清洁能源智库E3G的高级研究员Vilislava Ivanova介绍,实际上在2021年11月欧盟能源监管机构(ACER)已对批发市场设计进行了临时评估,主要的审查结论如下:

1. 由于欧盟的电力系统高度依赖天然气,且部分地区电网互联互通程度不高,加剧了高电价问题,增加了欧盟一些国家的风险;

2. 按“统一出清价格支付”相比按“报价支付出清”的市场设计能收回更多的资本成本,并有助于平滑供需曲线的波动;

3. 其他的市场设计方案(例如设定价格上限或以平均价格作为依据)可能会损害欧盟能源市场一体化所带来的一些好处。

2022年4月,欧盟能源监管机构还将对批发市场的运作进一步审查。本次审查将着重关注,批发市场发出的价格信号是否能反映特定时间和地点的系统需求。同时评估远期市场的对冲和流动性能否对消费者形成保护,并应对波动风险。

Ivanova指出,欧洲电力市场的长期性结构性挑战包括能源安全,市场设计对弱势消费者的价格影响,以及电力系统化的脱碳目标。她认为,在新常态下,市场机制设计方案应着重通过更精细的边际定价来实现短期和长期市场的效率提升,并重点关注相应的跨境电网互联。

以英国为例,过去十年英国电力系统运营商(ESO)的作用发生了显著变化,其调度方式逐渐从自调度趋向集中调度。

据Ivanova介绍,英国平衡市场的服务需求从最初的5%左右到目前已经时常超过总电力服务需求的50%。自2010年以来,英国电网的阻塞成本增加了8倍,预计到2026年可达到23亿英镑,这一成本在实现电网互联互通后可能会有所下降。

英国能源监管机构(Ofgem)对平衡成本大幅增加进行了审查。结果表明,当前的市场设计反映的需求响应价格信号并不准确,且对灵活性资源的激励远远不够。也就是说,目前的批发市场价格缺少的关键部分是“动态实时的节点位置信号”。

目前,对英国批发市场设计的讨论主要集中在选用区域电价还是节点电价的方案上。Ivanova认为,节点电价可能是英国更有效的选择,其能为实现高比例可再生能源并网提供更准确、灵活的价格信号。

从系统运营来看,随着越来越多的分布式能源接入电力系统,不同地域间的边际成本波动更大,区域电价机制(即远距离平均定价)的效率变得越来越低。此外,数字技术领域取得的进步也为更精细地运营电力市场提供了可能性。

“但节点电价也存在待解决的问题。例如,让终端用户在多大程度上接触到节点电价,节点电价对不同用户有怎样的影响,以及在过渡期怎样进行价格管理等。不过目前ESO认为,英国在五年内实行节点电价和集中调度是可行的”,Ivanova表示。

西班牙、葡萄牙市场要求特殊待遇

鉴于本次能源危机西班牙、葡萄牙受影响最大,两国要求欧盟改革的呼声最高,认为政府必须在“非常时期采取非常手段”。

两国多次提出气电价格与市场电价解耦等举措,建议电价应根据一国所使用的各种能源电力的均价计算。除要求对气电设定天花板价外,西班牙还要求建立一个电力采购集中平台,且成员国可在特殊时期根据自身情况调整电价构成。

美国诺恒经济咨询(NERA Economic Consulting)马德里办事处的主管Oscar Arnedillo认为,上述人为干预市场的提案几乎都将对欧盟统一的电力市场造成扭曲。当下最重要的就是让市场发挥作用。

“我们面临的困难是,虽然自由化的市场使系统成本最低,但它不会让价格稳定。因此价格飙升时,政府要抵制住干预市场的诱惑。”

在他看来,西班牙的问题在于,弱势消费者的受管制零售电价与电力现货价格挂钩,因此弱势消费者对现货价格上涨非常担心。而实际上,针对这一问题相对简单的解决方案是,将弱势消费者的受监管零售电价与现货价格脱钩,对弱势消费者直接补贴,并非要干预市场设计。

“如果改变了市场设计,那么受到影响的将是所有消费者,而不仅是弱势消费群体。”Arnedillo表示。

Arnedillo进一步指出,如果价格高企时,政府进行干预,投资者的信心就会受到损害,这将减缓相关能源项目的投资并增加消费者的成本。

他认为西班牙可再生能源补贴的前车之鉴充分说明,对投资者来说,信心比黄金重要。

“我们要做的是让市场发挥作用,给出正确的信号。政府可以通过其他行政手段帮助弱势消费者支付电费,这样就不会对市场造成扭曲。”Arnedillo指出。

不过,欧盟委员会虽然拒绝了部分成员国要求干预其电力市场的提案,但还是允许西班牙和葡萄牙的电力市场引入特殊临时措施,以遏制电价上涨。

3月25日,欧盟能源机构的批复意见显示,考虑到伊比利亚半岛能源市场的特殊性,包括高比例的再生能源,且天然气仅占西班牙发电能源的15%;同时,伊比利亚半岛能源市场与欧盟其他国家的能源市场连接度相对低(其与法国的互联互通电量仅为其整体发电量的3%),应当获得特殊待遇,应对危机。

3月27日,西班牙内阁也达成共识,推出多项因应能源危机补助方案,自4月1日起至6月30日,实施包括60亿欧元补贴、100亿欧元企业纾困贷款、电费减税、燃料每升降价20分欧元等举措。

(注:西班牙政府曾因为补贴资金缺口巨大,不再支付承诺的补贴,让很多可再生能源项目的投资者损失巨大。)

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