英国电力市场平衡成本缘何高涨？

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蔡译萱

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/兆瓦时的最高记录。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年以后出现的最高价。

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。

英国平衡机制的最高价格曾出现在2001年，当时英国首次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日电力市场，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最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）电厂一度是首选。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电力市场，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。