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英國電力市場平衡成本緣何高漲?

今年1月初,英國電力交易市場的日前交易創下分時電價1000英鎊/兆瓦時的*高記錄。無獨有偶,1月8日晚,英國平衡機制服務報價也達到4000英鎊/兆瓦時的高位,這是自2001年以后出現的*高價。

英國平衡市場價格暴漲的原因是什么?與先前價格出現高位的情形有何區別?價格波動會一直持續嗎?對市場參與者會帶來哪些影響?這些問題值得細看。

從電力供需來看,由于受低溫、風電出力低迷影響,加之能源需求不斷增加(一般來說,英國冬季需求比夏季高出30%左右),電網容量縮減,促使英國國家電網接連發布了2個電力裕度通知(EMN),響應的容量機組抬升了平衡機制價格。

1月6日,法國電力公司(EDF)的西伯頓B號機組響應,結算價格一時躍升至3000兆瓦時 。在1月8日晚發布的第二個ENM后,英國國家電網又接到EDF的西伯頓B2和B3的響應,以4000英鎊/兆瓦時的價格作為結算價。

英國平衡機制的*高價格曾出現在2001年,當時英國*引入了新電力交易協議模式(NETA)。NETA 于當年3月27日創建了新的電力批發市場,但由于平衡機制所用的算法存在諸多問題,2001年5月5日,不平衡結算價格在某一階段飆升至4993.88英鎊/兆瓦時,在2001年6月19日,這一記錄又以 5003.33英鎊/兆瓦時的高價被打破。

事實上,自2020年以來,英國電網平衡費用暴漲,達到17.89億英鎊,比2019年上漲了49%。其中,電網約束費用一般是支付給氣電廠和風電場,通過平衡機制解決電量不平衡及各種網絡約束問題,市場運營機構基于總調節成本*小的目標選擇調用機組或負荷 。

全年平均來看,英國消費者為平衡服務支付的費用約為4.66英鎊/兆瓦時,而此前國家電網的預測為2.98英鎊/兆瓦時。

英國平衡成本急劇上升的背后,除了受到2020年初新冠疫情封鎖降低用電需求的影響外,8月英國卡隆能源公司破產,導致三家大型燃氣電廠在短期內退出市場,也加劇了英國電網的平衡壓力。

而到2021年,情況依舊不容樂觀,這是由于發電余量趨緊抬高了電網的平衡成本,平衡機制報價波動性也將更大。

通常情況下,英國國家電網依靠化石燃料發電來彌補電力需求差額,煤電廠和燃氣—蒸汽聯合循環 (CCGT)電廠一度是*。但近兩年來,這些電廠的可用容量減少,現在英國境內只剩下四個運營的煤電廠,而這些電廠也將在2025年之前退役。與此同時,蘇格蘭和南方能源公司已于2020年關閉了Fiddlers Ferry燃煤發電廠,RWE公司則在2019年關閉了Aberthaw B燃煤發電廠。2020年煤電只占英國發電量的1.6%。

此外,2020年天然氣發電雖仍將占英國電力結構的30.9%,不過,燃氣電廠進行的額外計劃維護影響了部分機組的可用性,計劃外停機也讓電廠在一些時刻無法及時響應平衡需求。

不久前,英國電網曾發表聲明稱,“電力系統的轉動慣量在下降,需要更多的調頻輔助服務。”

也就是說,電力系統需要更加靈活的服務 ,基于此,英國平衡機制的市場規則也有了變化。近期,英國國家電網(National Grid)宣布將于 1月27日起,在部分平衡市場中,儲能項目可從多元服務中獲取累積收入,即電池儲能不僅可用于批發市場,也可向電網提供頻率響應輔助服務,同時還能進入平衡機制市場,收入可疊加。

對儲能項目投資者來說,新規無疑將提高儲能資產的吸引力,而對于用戶,儲能項目收入的增加也是一大利好,英國國家電網預計,新規將提高儲能資產提供服務的效率,并增加競爭,從而降低用戶成本。


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