近年来可再生能源在欧洲发展迅速，在2019年占到了总发电量的35%， 这一比例在今年更是上升到了近40%，超过了化石能源的占比。在此背景下，今年由于疫情压低电力需求，在风力和光伏出力的高峰期，欧洲多国的电力现货市场频繁出现负电价，平均电价也低于往年水平。然而，9月份以来，英国和西欧电力市场也多次出现了因风力发电骤降导致电价飙升的短暂现象，最高达350欧元每兆瓦时。德国日内电力市场甚至爆出了4000欧元的天价。英国国家电网则三次发布了缺电警告，计划启动紧急备用电源。这都反映了可再生能源的波动性和间歇性的影响。本文简单介绍了英国电网的缺电警告成因，波动性可再生能源增加了电力系统平衡成本，欧洲电力市场负电价和电价飙升的现象，以及高比例可再生能源带来的挑战。
一、英国电网近期三次发布缺电警告，供给紧张推高电价飙升至350欧元
11月25日，英国国家电网(National Grid)发出警告，预计26日的电力系统会面临供给短缺的风险，主要由于气温骤降推高电力负荷，叠加风电出力极低，使得系统的负荷裕度极低，需要更多的备用电源及灵活性措施。面对供需紧张的形势，电力现货市场出现了巨幅波动，26日傍晚18时英国电价飙升至350欧元(313英镑)每兆瓦时。这是同一时段挪威电价的70倍。整个西欧的电价也都因为低风电下电力供给紧张，而走高至80欧元每兆瓦时的罕见高价位。
图1 2020年11月26日18-19时欧洲主要国家电力现货价格
来源: EPEX SPOT交易所
图2 11月12至26日英国每小时的发电电源结构(MW)
来源: Refinitiv Eikon, ENTSO-E
而这次的电力短缺警告，已经是英国国家电网在两个月之内第三次发布类似的通知。10月中旬和11月初，同样都是因为风力发电极低以及部分电厂维护而造成电力供需失衡，电网负荷裕度面临挑战，电网不得不两次发出紧急通告，考虑启动备用电源和需求侧响应等灵活性措施，避免出现供需缺口。而英国电网之前发布的年度供需预测，认为今年由于疫情压低电力负荷，电力供给的可用容量应该比往年要略微宽裕，甚至需要补贴核电站在一些时段削减发电量来避免过高的风电冲击电网系统。总体来看，由于疫情影响，尤其是10月份以来欧洲国家普遍实施了第二轮封禁措施，电力负荷一直都低于往年。如图3所示，2020年的日均负荷在3月份疫情暴发之后大幅下降，低于去年水平。最低只17GW，比2019年的最低水平低5 GW。而即便是由于低温推高了11月26日的电力负荷，也仍然低于去年同一时期的水平。可见，英国近期内电力短缺警告频繁的主要原因，还是因为风力发电骤降，反映了可再生能源的波动性和间歇性。
图3 2019年和2020年英国日均电力负荷(GW)
来源: Refinitiv Eikon, ENTSO-E
二、波动性可再生能源增加了电力系统平衡成本
英国电力市场的供需紧张形势和高电价也引发了对高比例可再生能源的讨论。英国计划在2023年实现严格限制燃煤发电，在2025年前完全退出煤电。在近年来由于高额碳价和英国碳税的影响，燃煤电厂大幅被燃气电厂替代，运行时间大幅缩减， 在今年4至6月份创下了连续2个月零煤电的纪录，如图4所示。然而，26日电力供给的短缺，使得剩余的四座燃煤电厂不得不重新启动，最高的时段满足了6%的电力需求。所以引发业界争论，在继续退煤的前景下，英国是否应该考虑增加更多的灵活性电源，比如燃气电厂，储能或者需求侧管理。
图4 2017年和2020年英国燃煤电厂日均出力功率(MW)
来源: Refinitiv Eikon, ENTSO-E
除了对退煤和绿色转型的潜在影响，可再生能源波动性对电力系统的冲击尤其是平衡成本的影响也备受关注。今年5月份，英国电网为了平衡电力系统供需，要协商暂时关停风电场和激励需求侧管理，避免风光出力高峰阶段影响电网稳定。英国发电商Drax集团的最新研究报告指出，尽管近年来电力现货市场平均电价走低以及负电价频发，但是波动性可再生能源给电力系统带来的平衡成本不断增加，平均约为5英镑每兆瓦时，高于前些年的1英镑的水平，这有可能增加消费者的成本。该分析指出，英国电力系统的平衡成本随着波动性可再生能源比例的提高已经比之前增加了20%。在2010年，每季度平衡成本平均约占总发电成本的5%, 然而这一比例在近年来逐渐升高，如图5左图所示，在2020年高达20%以上，每个月的平衡成本平均一亿英镑。分析还计算了风力和光伏发电占比和平衡成本的关系，前者每增加一个百分点，系统平衡成本就增加约0.1英镑每兆瓦时。这一平衡成本被电网传导转移给发电商和消费者，会造成终端电价逐渐上升。
图5 英国电力系统的平衡成本走势以及和风力光伏发电占比的关系
来源: 2020年8月英国Drax集团报告: The cost of staying in control
三、西欧电力市场“负电价”和“电价飙升”现象并存
和英国类似，高比例可再生能源对西欧国家电力市场也有影响。一方面，在风力光伏电力供应的高峰时期，西欧国家负电价频发，今年上半年各国有100至200个小时出现了电价为负。另一方面，9月份以来，由于风电突然下降，西欧国家包括德国在内，也出现了几次傍晚高峰时段电价高达200欧元的现象，主要也是因为需要临时启动更多的煤电机组和调峰备用机组，推高了边际成本和电价。欧洲能源监管机构ACER在最新发布的2019年欧洲电力市场报告中也指出了这一趋势，虽然欧洲各国的平均电价在2019年有所下降，负电价的平均小时数也从2019年的511小时翻倍至925小时，并可能在2020年更高，但与此同时，短期电价飙升的小时数也剧增至近年来最高，达1933小时。造成短期电价大幅波动的因素主要是2019年水力发电较低，使得局部地区在可再生能源出力较低的时段电力供需短期紧张，推高分时电价。
图6 欧洲每年短期电价飙升和负电价的小时数
来源: 欧洲能源监管机构ACER报告: 2019年欧洲电力批发市场报
图7 2018年以来英国和德国基本负荷日均电价走势(欧元每兆瓦时)
来源: Refinitiv Eikon, EEX
四、高比例可再生能源带来的挑战要求提高灵活性
电力系统低碳转型和可再生能源的快速发展，在全球的趋势都不可阻挡。欧盟采取了积极的气候政策和制定了有力的可再生能源目标，近年来发展更是迅速。在2019年占到了总发电量的35%， 这一比例在今年更是上升到了近40%，超过了化石能源的占比。与此同时，欧洲各国的退煤进程也因为政策力度的加大和高额的碳价挤压煤电厂利润空间而加快，煤炭发电量逐年下降。与其同时，可再生能源的发电量日益上升，作为灵活性电源的天然气发电量也逐渐上升。
图8 2015年以来欧盟28国煤炭，天然气和非水可再生能源发电量(TWh)
来源: 欧洲能源监管机构ACER, ENTSO-E
欧盟现行的2030气候能源框架，目标要在在2030年实现可再生能源发电比达到60%以上。目前欧盟正在讨论协商提高气候减排目标，如果从现行的40%提高到2030年减排55%，那么可再生能源发电占比也许需要提高到近70%。德国也提出了要在2030年实现可再生能源发电占比65%。在这一趋势之下，结合英国电力平衡成本的讨论，以及欧洲电力市场近期的电价飙升现象，必须考虑高比例可再生能源给电力系统和电力市场带来的挑战。电价的大幅波动，从某种意义上来说，有利于通过市场机制来激励灵活性电源比如天然气电厂，储能和需求侧响应等。但是，这带来的系统平衡成本的增加以及对电网系统的冲击，也不容忽视，需要在政策制定中深入考虑。
国际能源署IEA在相关报告中详细分析了波动性可再生能源并网的不同阶段划分，以及给电力系统带来的挑战。IEA报告指出，随着可再生能源比例的提高，电力供给的波动性增大，那么供需平衡难度会逐渐增加，需要不断提高电力系统的灵活性，来应对挑战，实现源网荷储一体化协调发展。
图9 波动性可再生能源并网带来的阶段性挑战
来源: IEA: The role of flexibility sources in China’s power system transition
作者：
秦 炎 路孚特Refinitiv首席电力与碳分析师、中央财经大学绿色金融国际研究院特邀专家
文责：
徐洪峰 中央财经大学绿色金融国际研究院副院长
新媒体编辑：谷含荑
