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英国电力市场平衡成本缘何高涨?

作者:admin 发布日期: 2021-02-08 二维码分享

今年1月初,英国电力交易市场的日前交易创下分时电价1000英镑/兆瓦时的*高记录。无独有偶,1月8日晚,英国平衡机制服务报价也达到4000英镑/兆瓦时的高位,这是自2001年以后出现的*高价。

英国平衡市场价格暴涨的原因是什么?与先前价格出现高位的情形有何区别?价格波动会一直持续吗?对市场参与者会带来哪些影响?这些问题值得细看。

从电力供需来看,由于受低温、风电出力低迷影响,加之能源需求不断增加(一般来说,英国冬季需求比夏季高出30%左右),电网容量缩减,促使英国国家电网接连发布了2个电力裕度通知(EMN),响应的容量机组抬升了平衡机制价格。

1月6日,法国电力公司(EDF)的西伯顿B号机组响应,结算价格一时跃升至3000兆瓦时 。在1月8日晚发布的第二个ENM后,英国国家电网又接到EDF的西伯顿B2和B3的响应,以4000英镑/兆瓦时的价格作为结算价。

英国平衡机制的*高价格曾出现在2001年,当时英国*引入了新电力交易协议模式(NETA)。NETA 于当年3月27日创建了新的电力批发市场,但由于平衡机制所用的算法存在诸多问题,2001年5月5日,不平衡结算价格在某一阶段飙升至4993.88英镑/兆瓦时,在2001年6月19日,这一记录又以 5003.33英镑/兆瓦时的高价被打破。

事实上,自2020年以来,英国电网平衡费用暴涨,达到17.89亿英镑,比2019年上涨了49%。其中,电网约束费用一般是支付给气电厂和风电场,通过平衡机制解决电量不平衡及各种网络约束问题,市场运营机构基于总调节成本*小的目标选择调用机组或负荷 。

全年平均来看,英国消费者为平衡服务支付的费用约为4.66英镑/兆瓦时,而此前国家电网的预测为2.98英镑/兆瓦时。

英国平衡成本急剧上升的背后,除了受到2020年初新冠疫情封锁降低用电需求的影响外,8月英国卡隆能源公司破产,导致三家大型燃气电厂在短期内退出市场,也加剧了英国电网的平衡压力。

而到2021年,情况依旧不容乐观,这是由于发电余量趋紧抬高了电网的平衡成本,平衡机制报价波动性也将更大。

通常情况下,英国国家电网依靠化石燃料发电来弥补电力需求差额,煤电厂和燃气—蒸汽联合循环 (CCGT)电厂一度是*。但近两年来,这些电厂的可用容量减少,现在英国境内只剩下四个运营的煤电厂,而这些电厂也将在2025年之前退役。与此同时,苏格兰和南方能源公司已于2020年关闭了Fiddlers Ferry燃煤发电厂,RWE公司则在2019年关闭了Aberthaw B燃煤发电厂。2020年煤电只占英国发电量的1.6%。

此外,2020年天然气发电虽仍将占英国电力结构的30.9%,不过,燃气电厂进行的额外计划维护影响了部分机组的可用性,计划外停机也让电厂在一些时刻无法及时响应平衡需求。

不久前,英国电网曾发表声明称,“电力系统的转动惯量在下降,需要更多的调频辅助服务。”

也就是说,电力系统需要更加灵活的服务 ,基于此,英国平衡机制的市场规则也有了变化。近期,英国国家电网(National Grid)宣布将于 1月27日起,在部分平衡市场中,储能项目可从多元服务中获取累积收入,即电池储能不仅可用于批发市场,也可向电网提供频率响应辅助服务,同时还能进入平衡机制市场,收入可叠加。

对储能项目投资者来说,新规无疑将提高储能资产的吸引力,而对于用户,储能项目收入的增加也是一大利好,英国国家电网预计,新规将提高储能资产提供服务的效率,并增加竞争,从而降低用户成本。

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