完善辅助服务市场需要合理货币化低碳发电的价值

 

笔者团队对一个中小型电力系统做过测算：间歇性可再生能源的装机容量比例约为40%时，假设度电碳排放量为750克/千瓦时，平均上网电价为0.4元/千瓦时，当碳价格达到700元/吨时，最优渗透率大约在装机容量比率的40%左右。当碳价格上升时，最优渗透率会相应上升。当碳价格达到1600元/吨时，最优渗透率大约在装机容量比率的50%左右。目前来看，中国现阶段扩大辅助服务市场的经济动力是远远不够的。一方面，碳价格尚处于非常低的位置，北京碳交易所2020年全年均价约为60元/吨。而在欧洲，随着发电退煤的推进，碳价格将不低于60欧元/吨，也就是约600元/吨。另一方面，就如本文提到的，2020年之后新增风、光发电机组基本以平价上网，如果不对它们的减碳价值进行合理货币化，它们的盈利能力将受限，对辅助服务的支付能力和购买意愿就受到限制。通俗地说，辅助服务市场的规模和活力起不来。随着2030年碳达峰期限的临近，可以预见碳市场应该逐步活跃起来，碳价格应该平稳提升至合理水平。当辅助服务市场有足够的经济动力之后，对各类新型调节资源的投资将是回报可期的。

 

随着新型电力系统建设的推进，电力市场化过程必然继续深化。在这个过程中，电网企业必须考虑自身的角色转变问题，抓住机遇，寻找新的增长点。

 

其一，电网的传统盈利途径将会继续受限。为了增强电力市场的活力，电网企业的交易平台职能和调度职能必然趋于非营利化。

 

其二，电网企业应该积极拥抱辅助服务市场建设。拓展负荷和发电两端的增值服务，是电力市场化过程中的盈利点。目前在售电侧，电网企业的传统渠道优势凸显。而在辅助服务侧，电网企业也拥有大量抽蓄电站等优质资产，应该考虑在各类细分辅助服务市场中进行布局。

 

其三，作为新型调节资源，集中式储能的调节能力受局部电网结构的约束。电网企业在这个领域具有先天优势。集中式储能在哪些节点可以发挥最大作用，决定于网架结构和调度方式。可以考虑进行早期投资，储备优质资产。