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蔡譯萱

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/兆瓦時的最高記錄。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年以后出現的最高價。

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。

英國平衡機制的最高價格曾出現在2001年，當時英國首次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日電力市場，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最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）電廠一度是首選。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電力市場，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。