7月，国际能源署（IEA）发布《全球电力市场更新报告：2023～2024年展望》，报告称气候对电力供需的影响不断加大，面对极端高温、干旱，2023年夏季将是对电力系统充裕性的又一次考验，报告就应对电力供应紧张提出了解决方案。报告还指出，多地电力市场负电价小时数增多变得更加普遍，但这一市场现象的广泛发生是异常的，实则反映出系统缺乏灵活性。报告对提高需求侧灵活性和储能及能源套利提供相关建议，供政策制定者和行业企业参考。
多轮夏季高温、制冷需求不断增加，如何有效应对电力供应紧张
不断增长的制冷需求正在给全球电力系统带来挑战。在中国、美国、印度、欧洲等多个地区，夏季极端高温天气频现，制冷系统的电力需求不断增加，对电力系统的挑战不断加大，部分地区电力供应紧张。IEA报告称，2023年夏季会是对全球多个地区电力系统充裕性的又一次考验。
在中国，据中国电力企业联合会预计，2023年夏季中国高峰用电需求将达到13.7亿千瓦，比2022年同期增加约8000万千瓦。如果出现极端高温天气，中国的最大电力负荷预计还将增加约2000万千瓦。因此，今年夏季中国电力供需紧平衡。为做好大规模停电准备，今年6月，国家能源局在华东区域举办跨省区大面积停电事件应急演练。上海、江苏、浙江、安徽、福建四省一市电力管理部门、能源监管机构、电网和相关发电企业，以及上海市地铁、医院、化工企业等近30个部门和单位参加了此次演练。
美国方面，根据北美电力可靠性公司（NERC）的评估，虽然在正常情况下，北美所有地区在2023年夏季能够满足电力需求和储备要求，但在高温、野火和其他电网干扰导致的极端运行条件下，仍可能出现缺电。NERC认为，在可再生能源的波动性渗透率增加、电力需求增多、项目延误或发电机组维护的情况下，发电设施的退役可能会进一步导致可靠性风险上升。
据印度中央电力局预计，印度各区域可能面临的电力供应缺口为各自高峰需求量的4%～11.3%。尽管由于每个地区的高峰需求时间不同，地区间的电力进出口将在一定程度上起到平衡作用，但整个国家预计仅有0.7%的电力盈余（约2.3亿千瓦），电力供应紧张。报告称，近年来印度新增发电能力一直落后于高峰时期电力需求的增长。今年6月，印度电力部发布《资源充足性规划框架》指南，以确保发电能力与需求增长相匹配。此外，印度正在规划新的电价方案，该计划在日照时段、正常时段和高峰时段之间引入不同的日间电价，以鼓励将需求从晚间转移到白天，新的电价方案将于2024～2025年生效。
欧洲电力传输系统运营商网络（ENTSO-E）预计欧洲今夏不会出现电力供应不足。尽管如此，IEA分析显示，欧洲额外的制冷需求仍然很大，尤其在南欧和法国。因此，一旦出现电力供应不足，进口电力仍将在满足欧洲夏季电力需求方面发挥重要作用。IEA建议，由于异常天气及不断增加的制冷需求，给电力系统带来的挑战不断加大，制定更高的空调能效标准将大大有助于限制额外的制冷需求对电力系统的影响。同时，为确保电力系统的可靠性，关键是要有足够的备用发电能力，鼓励需求侧管理和发展储能，加快电网投资，加强发电厂的燃料供应安全。如果在这些方面准备不足，可能会导致电网更频繁地承受压力，造成甩负荷和停电。
干旱导致部分地区水电供应大幅减少，其可用性应得到更多关注
IEA报告指出，多地水电供应大幅减少、水电的可用性应得到更多关注。报告显示，全球水电年容量系数从1990～2016年的平均38%降至2020～2022年的平均36%。这两个百分点的差距意味着全球水电每年少输出约240太瓦时电力，并且这一缺口目前主要由化石燃料发电来填补。过去20年中，巴西、加拿大、欧洲的水电平均年容量系数均有所下降，水电供应大幅减少。巴西的下降最为显著，其水电年容量系数从1990～2012年的平均56%跌至 2013～2022年的平均44%。2014～2017年和2019～2021年的严重干旱，尤其是在圣保罗、里约热内卢和米纳斯吉拉斯等州，造成了水资源短缺、农作物减产和断电。然而，由于降雨量大，2023年巴西的水力发电前景大为改观。水电站水库水位在今年5月达到了12年来的最高点，预计2023年的平均水力发电量将大幅回升。尽管如此，由于水库水位不足，在暴雨情况下，为降低洪水风险，水库会保持一定蓄水量，这将导致多余的水量释放和弃水电量的上升。虽然巴西、加拿大和欧盟等国家的水电平均年容量系数在近年来有所下降，但全球平均水电年容量系数降幅有限，这主要是由于中国等国家增加了新的、高效的水电站。IEA数据显示，截至2022年，全球约1/3的水电来自中国。如此规模意味着中国水电系统的任何变化都会对全球的统计数据产生巨大影响。中国的水电年容量系数从1990～2008年的平均37%上升到2009～2022年的平均39%，三峡大坝等更多大型、高效的水电站建设是这一数字增长背后的主要原因。但2021～2022年，由于中国出现大旱，水力发电量大幅下降，2023年上半年的来水偏枯又阻碍了发电量的大幅上升。
欧盟的水电年容量系数也在下降，从1990～2014年的平均28%降至2015～2022年的25%。2017年南欧遭受严重干旱，2018年中欧、东欧严重干旱。报道称，2022年欧洲遭遇500年来最严重的一次干旱，许多国家农业生产和水力发电受损，甚至由于供水不足给核电冷却系统带来了压力。2022年，欧盟水力发电量同比下降了近19%，是过去30年来降幅最大的一次。
然而，除了干旱，水电利用率还受其他多种复杂因素影响，包括地理位置、可再生能源份额的增加，以及水资源优先权规则。一般来说，有利于水力发电的最好地点已经被开发，因此需要在潜力相对小一些的地点新增水电站。不同地区水电站的使用年限也有很大差异，IEA数据显示，北美的水电机组最老（平均50年），而中国的水电机组最年轻（平均15 年）。与新水电站相比，同类型和特性的老水电站发电容量系数更低。此外，平衡日益增长的可再生能源波动性也会影响水电站运行。尤其是对于抽水蓄能电站而言，其运行可能比过去更加灵活，从而导致发电年容量系数降低。此外，一些地区可能会优先考虑其他目标，如防洪、灌溉或航运。IEA称，气候变化对水力发电的预期影响因国家和发电站类型而异。预测气候变化对水力发电的挑战并制定相应规划，将有利于高效和可持续地利用水电资源。
负电价小时数增多反映系统灵活性欠缺，能源套利更具商业吸引力
过去几年，在可再生能源占比大幅增加的地区，批发电价低于零的情况越来越常见。与2022年同期相比，2023年上半年，德国和荷兰等欧洲国家电价降至零以下的小时数增加了一倍。2019～2022年，美国加利福尼亚州的可再生能源比例为30%～40%，约1%的时间为负电价。近年来，南澳大利亚州可再生能源比例增长强劲，因此2022年电力批发市场上几乎有20%的时间价格低于零。日本电力交易所没有负电价机制，但在太阳能发电增长的推动下，批发电价实际上为零的小时数大幅增加。2017～2020年，德国负电价小时数呈上升趋势，2020年由于需求疲软，负电价小时数达到峰值，但自2021年起数值又开始下降并一直低于2020年水平，主要是由于电厂灵活性的提高及供应的收紧。
报告指出，负电价小时数增多这一市场现象反映出当前电力系统的灵活性不足。当发电量超过需求量时，价格就会低于零，表明要么发电量应该减少，要么需求量应该增加。为享受电价补贴而生产而非响应市场价格信号进行生产的可再生能源会造成这种不平衡。并且，电网互联互通能力不足、电力出口机会有限，也可能加剧这种情况。此外，规模较大、灵活性较差的电厂（如煤电厂、核电厂）的启动和升压成本较高，它们会竞标负电价，以确保在可再生能源发电过剩期间能够继续发电，而不是暂停机组。因此，负电价意味着系统灵活性不足、发电不够灵活、需求方对价格反应不够灵敏，或者没有足够的储能来进行能源套利。但负电价也为提高系统灵活性的解决方案和技术投资提供了信号。
更新电力市场机制和监管有益于提高需求侧灵活性和储能发展。由于电力系统的规模大小通常要满足其峰值负荷的需要，因此传统上对用户收取的电费是为了鼓励平缓的负荷曲线，抑制较大的负荷波动。例如，欧洲各国的电费结构偏向于基本负荷消费，满负荷时间较长，这反过来又会抑制灵活运行。尽管负电价意味着消费更多能源反而可以获得收益，一些行业宁愿不偏离基本负荷，以避免即使在负电价期间也要支付较高的电费。因此，更新监管方案以鼓励灵活负荷运营变得非常重要。还可以通过虚拟电厂不断提高数字化和聚合需求侧的灵活性，使需求侧更能响应价格。分时电价和电动汽车智能充电对于提高需求侧灵活性也同样重要。IEA称，现行的储能电费设计阻碍了储能的部署。在欧盟，不同的储能技术路径的电价结构以及它们在电力系统中的位置存在很大差异。应更新监管机制，纳入反映成本的电价结构，以确保不同灵活性电源之间的公平竞争；取消不反映成本的双向电网收费也有利于储能的商业化发展。
随着负电价、电价差和波动性的增加，利用储能系统套利电价差变得越来越有商业吸引力。2022年，澳大利亚大规模电化学储能的收入创下历史新高。价格的日平均标准差代表了日波动率，尤其是对电化学系统等充放电周期较短的储能系统而言，可以较好地比较能源套利潜力。荷兰每小时日前市场的日平均标准差从2017年的约9欧元/兆瓦时增加到2022年的61欧元/兆瓦时，然后下降到2023年上半年的32欧元/兆瓦时。2020年后的大幅上涨是由于欧洲天然气价格飙升所致，因为天然气的边际发电成本决定了市场电价。可再生能源占比的不断增加也导致低电价小时数增加。
随着现货市场波动性的增加，能源套利将更具商业价值。在全球许多电力市场中，储能在辅助服务市场，特别是在一次调频供应中所占的份额一直在增加，导致频率控制市场逐渐饱和，从而限制了更多储能在这一市场领域的潜在盈利能力。随着现货市场波动性的增加，能源套利在与提供辅助服务等其他收入来源相结合时，可以提供更有价值的商业企划。对于储能系统，日内市场变得越来越重要，因为其波动性更大，盈利潜力更高。
