天天热议:国际能源署：引导电力市场走向快速脱碳

电力已发展成为最重要的能源来源之一。2020年，全球电力总需求为23.23万亿千瓦时，占最终能源消费总量的20%，发电产生的二氧化碳占全球与能源相关的二氧化碳排放总量的40%，是此类排放的最大单一行业来源。到2050年，随着目前依赖化石燃料的行业实现电气化，预计电力需求将增加一倍以上，达到60万亿千瓦时。鉴于既定的全球气候变化目标，电力行业脱碳是2050年全球实现净零排放的关键。在国际能源署测算的2050年净零排放情景中，发达经济体的电力行业排放总体上将在本世纪30年代实现净零，新兴市场和发展中经济体则将在2040年左右实现这一目标。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” 李天娇 编译）

预计可再生能源发电量的增长将对电力行业脱碳作出最大贡献。到2030年，可再生能源发电量将增加近两倍，到2050年将增长8倍——这主要由光伏和风能等可再生能源的大量部署所驱动。其他低碳发电（如核能、氢能）和灵活性技术（如储能和需求响应）也将在实现净零排放的道路上发挥主导作用。

(资料图片)

电力市场是

行业去碳化的核心

目前，全球约50%的电力来自市场化的电力系统，一旦中国的电力市场完全成熟，这一比例将增加至约76%。因此，需要在中短期内加速对依赖电力市场的系统进行大规模脱碳，以最大限度地降低运营成本，并在不同程度上吸引投资。市场力量可以支持电力行业脱碳，但必须是在实现净零目标相关政策的引导和补充有效条件之下，包括有效的投资框架、碳定价和其他脱碳举措。

与任何其他市场一样，只有所有参与者都对其行为产生的所有成本和收益负责，才能实现社会最优均衡。市场通过释放价格信号进行激励（或抑制），指导市场参与者进行决策。在脱碳的大背景下，这种价格信号还没有被调整到最优状态。在世界上现有的大多数电力系统中，无论是由电力市场协调还是由垂直整合的公用事业公司协调，因二氧化碳排放而产生的外部效应并没有完全被计入电力行业成本。这造成了价格信号的严重扭曲，使得投资和运营碳密集型技术的利润超出了应有水平，而且没有正确体现低碳技术的价值。

市场设计要能够适应

不断变化的外部环境

在过去的几十年里，电力市场化作为一种机制，确保按照需求高效调度电力资源，并使市场参与者从系统运行和投资的竞争中获益。自从1982年智利建立了第一个开放的电力市场以来，电力市场的设计不断发展和成熟。但这并不意味着电力市场的设计已经趋于完美，也不意味着任何系统解决方案本质上可以一劳永逸。政策的不断更新、技术的不断迭代要求市场的设计要与时俱进。在电力行业中短期加速脱碳的背景下，这一点尤为重要。

随着电力系统从以化石燃料为主过渡到拥有更高比例的可再生能源，确保电力系统安全运行将需要因地制宜、因机制宜、因况制宜。必须利用所有可用技术来满足系统灵活性、峰值容量、稳定性等基本服务的需求；反过来，过程中涉及到的各方主体及资源对电力系统的价值也将发生变化。例如，可再生能源可以提供大量清洁廉价的能源，但对稳定容量的贡献要小得多。相比之下，尽管储能没有直接提供能源，但有助于提高电力系统的灵活性和充足率。

短期批发市场设计是建立有效价格信号的第一步。批发市场使市场主体能够在不同时间范围内进行能源交易。设计良好的短期批发市场对于发挥电力生产和消费领域的竞争优势、同时与行业协同支持加速脱碳至关重要。

建立有效的价格信号，可以激励市场主体调整其决策，以符合系统需要。首要目标是确保价格信号能够真实反映市场状况，并能够激励为电力系统提供价值的市场主体。对电力系统脱碳具有特殊价值的例子包括高峰需求时发电、降低碳排放和电力需求响应。

在竞争性市场中嵌入脱碳工具。在脱碳技术中，风能和光伏已经成为最具成本竞争力的技术。然而，目前的电力市场和监管未能成功刺激足够的投资。为了加快低碳电力的部署，有必要通过成本反映负外部性，并引入与批发市场价格信号和其他政策工具兼容的额外脱碳机制，来缩小投资差距。为了正确有效地实施这些脱碳机制，市场设计需要通过长期价格信号平衡稳定收益，同时鼓励在日常电力系统运行中进行资源的高效集成。

未来几年，随着可再生能源在发电份额中的占比越来越高，引入市场化工具以确保对可调度低碳资产的充分投资至关重要。为了实现这一目标，政策制定者将需要引入提高电力系统灵活性、充分性相关服务的激励手段或机制，同时保持电力批发市场的效率。经验表明，电力市场的设计改良有助于脱碳。为了实现气候目标，如果所有政府均加强推进其能源和气候政策，电力市场可以作为一种有效途径支持脱碳，特别是在与更广泛的政策和法规组合协作时。

改变市场结构

使分布式能源价值最大化

全球范围内分布式能源的多样化和加速部署正在改变着电力系统。过去那种电源越来越集中、机组容量越来越大，几乎没有需求侧控制的模式，已经不能再支持现代电力系统的有效运作。分布式系统能够兼容很多更小规模、互相联通的分布式资源，使终端设备和消费者发挥更积极的作用。

在有效部署的前提下，分布式能源具有巨大潜力来支持可再生能源整合、增加电力系统弹性并减少电网升级。除了提供需求响应外，一些分布式能源资产还可以提供灵活性电源、黑启动服务等辅助服务。但在当前的市场结构下，电力系统运营商往往对分布式能源了解不足，其部署可能会产生问题并导致资产运营商的低效行为，比如电气化程度的提高会导致更高的峰值负荷和配电网的拥堵。

因此，强烈建议确保电力市场做好充分接入准备，来使分布式能源物尽其用。数字化可以使系统运营商更为直观地了解分布式能源。数字化基础设施将促进电价的设计优化，充分反映电力的时间、空间价值，并确保公平地重新分摊电网成本，从而使分布式能源发挥最大效力。此外，政策制定者应审查电力系统的接入方案和参与规则。最后，利益相关方，特别是输电系统运营商（TSOs）和配电系统运营商（DSOs）之间的合作协议和上网运行流程必须适应分布式能源的接入，从输电系统向配电系统转变。

市场设计必须认识到

储能的独特作用

储能技术成本的降低已经使电力系统的各个板块增大了储能的接入规模。为了支持储能技术的进一步发展与应用，电力市场设计的改变必须考虑储能的特殊作用和技术优势。储能的独特之处在于其能够通过负载和发电，在广泛的时间尺度上增大电力系统的灵活性。由于储能无法独立实现电力系统的脱碳，因此必须将其作为一揽子政策的一部分，来实现市场激励机制和发电组合的脱碳发展。关系到储能的税收和上网电价政策也必须进行调整，以确保其不会作为消费者和生产者被重复收费。最后，市场机制的设计必须从传统技术的属性演变为保持技术中立。

确保电力系统充裕度

需要额外措施

政策制定者有责任为电力系统设定理想的可靠性标准，并确保有相关配套机制来满足这一标准。如果没有正确地评价所有的市场服务，电力批发市场可能无法为保证电力系统安全运行的主体提供充足的激励措施。即使电力批发市场放宽了价格限制（如价格上限），如果需要采购的容量没有得到合适的估值，就会出现资金缺口，甚至导致投资不足。

有三种政策工具可以帮助解决“缺钱”的问题：能源价格加成、容量支付和监管采购。能源价格加成通过在容量短缺期间允许价格超过可变成本，将获取容量储备的成本嵌入批发市场。奖励在短缺时期对电力系统安全运行有直接贡献的容量，会刺激对该容量类型的投资。容量支付是由监管机构预先确定费用并支付给容量供应商，接受容量固定补偿的电厂可以继续参与现货市场。这些支付有效减少了能源市场紧张时可能出现的波动。监管采购，即公用事业公司被授权提前签订足够的能源合同，以满足一部分预测需求，也可以通过提供更长期的激励，在支持系统充裕度方面发挥重要作用。

零售市场需要鼓励

高效行为同时

保护消费者

若想确保电力批发市场的利益传递给最终消费者，运转良好的电力零售市场至关重要。鉴于大多数零售客户在日常消费中不愿直接与能源价格发生互动，零售商在电力行业发挥着关键作用——代表客户管理和分散风险。电力市场的新形势正在改变零售商面临的风险类型。近期发生的天然气价格飙升（许多市场的电价由天然气决定）、极端天气事件等，都使消费者和零售商面临始料未及的高额电费。

零售市场可以在降低电力系统成本的同时保护消费者。如用户侧容量订购法等创新电价机制，既可以保护作为消费者的市场主体的利益，也能够通过技术手段管理高峰时的用电需求。这些措施对客户体验的影响微乎其微，比如电动汽车的智能充电或家电的激活。而倾向于完全规避市场波动影响的用户，也应能够通过可靠的供应商为相应服务选择固定费率。

系统规划是

电力市场的基础

电力系统转型是清洁能源转型的关键。为了实现既定的气候目标，电力系统将需要更大规模的电网，以及更多、更好地整合低碳资源（包括需求方的参与）。电力行业规划提供了关于电力系统长期需求的信息，因此可以引导竞争性投资。因为有助于确定对市场设计的必要改进，这些规划还支撑了相关政策的制订。

电力系统规划是一个复杂的过程，需要考虑到大量的系统不确定性；时间跨度越长，系统不确定性的数量和范围往往越大。传统的电力系统模式高度集中且技术性较强，而时下的新模式已经发展到让广泛的利益相关者（早期或经常）参与到未来系统的设计中。

作为合作框架，综合协调规划汇集了电力行业和其他行业许多利益相关者的优势和信息。它有助于确保规划的稳健性和规则的长期稳定性，从而支持电力系统脱碳。有效的综合协调规划的主要特征是：将电力系统作为一个整体考虑（包括与其他行业的整合），激励有助于实现政策目标的所有解决方案，保持透明度并让利益相关方参与其中，应对未来可能发生的广泛风险及系统不确定性因素（如极端天气等）。此外，应该确立相关机制，确保规划、政策制定和市场设计之间的正向反馈，以便实现逐步扩大的脱碳目标。

（本文编译自IEA官方报告《Steering electricity markets towards a rapid decarbonisation》）

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年10期，编译者李天娇系本刊记者

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