近年来，热泵的推广和应用在我国发展较快，与其他国家一样，要实现清洁供暖的目标仍然任重道远，在采购供暖设备时，许多用户与供热商仍存在犹豫，其中认为热泵运行成本较高是主要因素之一。本文将简要探讨可能解决此问题的路径之一，进一步完善分时电价机制中的季节性差异，即季节性电价–通过调节季节性电价来降低用户电费，有助于缓解对运行成本的担忧，促进热泵的使用率，从建筑电气化层面来支持我国实现双碳目标。 2021年7月26日，国家发改委印发了《关于进一步完善分时电价机制的通知》(发改价格〔2021〕1093号)，倡导“进一步建立健全季节性电价机制”，为用户提供更明确的价格信号。更针对电采暖，提出了“季节性电采暖电价“政策指导，降低用电成本的同时更进一步推动热泵部署。自2021年来，许多省份已经响应号召，实施了季节性分时电价。随着更多的大规模可再生能源并入电网，提高建筑终端用能电气化水平可以有助于消纳电量，另外，制定季节性电价可以降低清洁采暖成本，保障民生供暖需求。因此，有必要考虑如何建立健全季节性电价机制。 与适用于日内分时电价的设计原则相呼应，我们认为以下几点可以应用在季节维度上的分时电价设计原则： 确保能准确反映电力系统短期和长期边际成本。边际成本随用电量变化：短期边际成本通常涉及到发电能源损耗及外部成本，长期边际成本则涉及到发电装机容量和输配电容量。确保分时电价的高峰时段可以贴合电力系统供需较为紧张、发电成本较高的时段，从而正向地引导热泵供暖的选择。例如，如果某省夏季发电边际成本比冬季高，季节性电价也应该清楚地反应这一差异，这样可以降低冬季采用热泵供暖的电费。 制定有前瞻性的季节性电价，基于 “全面系统边际成本” 考虑可规避的长期边际成本。长期边际成本不仅包括发电成本，还包括发电和输配电的增容成本。理想情况下，通过时间信号引导用电行为，可以进一步降低尖峰负荷。不少北方地区用电尖峰发生在夏季，如果季节性电价的设计可以考虑到压低尖峰负荷所避免的增容成本，峰谷比就可以进一步合理拉大。最终有效减少一些不必要的发电、输配电资源投入。 通过透明、公开的流程来制定季节性电价并定期更新，力求最大化分时电价的影响力及用户响应程度。热泵通过其高效的利用效率，可以降低用电量，从而节省电费，它的经济性通常会在长期使用中得以体现。透明的电价制定流程有助于终端用户和供暖公司更好地理解未来电价走势，降低不确定性，进而更准确地预测热泵投资的经济效益，做出理性的投资决策。 本文探讨了改善热泵运行成本所面临的挑战，并提出了通过设计季节性电价来解决这一问题的方案。季节性电价可以反映出电力系统边际成本，如果设计得当，还可以减少不必要的投资，并为终端用户和供暖公司提供理性的投资决策做支撑。同时，定时回顾和优化季节性电价设计，也可确保其与电力系统的发展和用户需求保持同步。未来电采暖规模将进一步扩大，通过科学、透明的方式完善分时电价和季节性电价的设计，不但能更好地传递价格信号、实现削峰填谷，更能响应倡导，促进达成碳达峰碳中和目标。 本文首刊于《中国电力报》，2024年5月28日… View Summary +

Across the United States, support for renewable energy is growing. Public opinion surveys regularly show that most Americans see the development of lower-emission energy sources as a priority. The U.S. government is looking to keep up this momentum to… View Summary +

I live in Missoula, Montana, a small college town tucked into the Rocky Mountains. We’re known for our outdoor access, not for our burgeoning restaurant scene. So when a new spot opens, there’s usually a lot of buzz. It’s exciting… View Summary +

Following several years of strong growth, heat pump markets slowed in Europe in 2023. In previous articles for Carbon Brief, we discussed this initial surge in 2021 and explored the impact of the energy crisis in 2022. Yet, despite… View Summary +

引言 欧盟电力市场改革是近几个月的热门话题。此次改革将修订一系列法律法规，包括欧洲内部电力市场法规和指令、能源监管机构法规以及批发能源市场一体化和透明度的法规。修订草案已经于2024年4月11日由欧洲议会全体会议投票通过。下一步，该草案将在未来的几周内经过欧盟理事会的投票后最终生效。虽还须经过欧盟理事会的正式采纳，但预计草案内容不会有太大的变化，我们就此契机介绍和分析欧盟电力市场改革。本轮欧洲电力市场改革内容广泛，本文主要聚焦在对容量补偿机制和与之密切相关的现货市场改革的讨论。 2021年开始的欧洲能源危机推动了此次电力市场改革。为应对天然气和电力价格风险，业内就市场改革方案展开了持续的辩论。最终的改革方案大体上避免了（虽然并非完全避免）有利于化石燃料的提议。尽管电力市场改革的最终决定对于容量机制相关的条款做了一些改变，但是欧盟清洁能源转型的方向没有变化。 草案对于容量支付的安排 该草案陈述了容量补偿机制在电力系统转型中维持资源充足性的作用，特别是在各个区域电网互连还不充分的情况下。因此，方案不再坚持旧版本中容量补偿机制只能作为“临时”措施的要求，但维持了容量补偿机制的期限不超过十年的规定。 容量支付机制的排放限制标准仍然是度电二氧化碳排放不超过550克并且平均每年每千瓦装机容量排放不超过350千克二氧化碳。也就是说，未安装CCS的煤电机组将无法满足该排放标准。但燃气发电机组的排放低于此标准，因此不受该规则的限制。另外，修订草案提出成员国可以采取比该标准更严苛的排放标准以限制化石能源的使用。 新规定仍然严格限制新的燃煤发电机组接受容量支付，特别是不允许2019年7月后开始商业运行的燃煤机组参与容量补偿机制，但增加了附加条件。成员国若要延长对不符合排放标准的现有(2019年7月之前开始商业运行的)燃煤机组的容量支付，必须向欧盟委员会提交延期申请。申请中需要说明现有的容量支付机制和电能量市场改革措施为何不足以在2025 年后继续维持该成员国电力系统可靠运行。同时，成员国必须提交报告，评估延长容量支付对碳排放和对低碳转型的影响，并提出采购替代容量资源的方案以满足成员国的减排目标。 如果延期申请经过欧盟委员会的批准，不满足排放标准的现有燃煤机组参与容量补偿机制的截止日期可以从之前电力法规规定的2025年7月最晚延至2028年12月，容量的实际交付需要在这个截止日期前完成。成员国仍然需要开展额外的市场化容量采购程序来决定容量提供方和容量支付价格。修订草案规定此市场化容量采购需要面向所有的容量资源，对于不满足排放标准但中标的现有燃煤机组，最多只能支付一年容量电费。 可以看出，在能源危机和电能量市场还未完全一体化这个特殊的背景下，最新的修订草案对于不满足排放要求的容量资源做出了妥协。但欧盟也附加了一系列规定，降低此举对碳排放和清洁转型的潜在影响。 容量机制和电能量市场总体改革思路未改变 虽然修订草案较旧版本方案有一些变化，但欧洲容量补偿机制的主要原则，即容量采购需要基于资源充足性规划和市场竞争的原则并未改变：修订后的方案仍然鼓励各种满足技术条件的资源进行直接竞争，包括需求响应、储能和其他非化石容量资源。容量市场仍然需要通过公开、透明、非歧视和竞争的程序来选择容量资源的提供方，并通过竞价来决定容量支付的价格。容量补偿机制必须由科学、透明和滚动的资源充足性规划指导。 同时，新的方案仍然支持现货市场稀缺定价和一体化。新的方案重申，在实施任何容量补偿机制之前，各成员国需要先纠正不当的行政干预和市场失灵所导致的资源充足性问题，并采取措施优化电能量市场的功能。该方案多次提到维护现货市场的正常运行，包括强调了容量补偿机制不得扭曲现货市场的价格信号、公平竞争和有效调度，以及容量补偿机制不得阻碍跨区(cross zonal)的现货市场交易。 实际上，欧洲日前、日内市场以及辅助服务市场的一体化取得了良好的进展，新的电力市场改革方案要求巩固泛欧洲短期市场的优势，并要求从2026年开始进一步将日内跨区交易的报价截止时间缩短至调度前30分钟，以促进可再生能源并网并调动灵活资源调节供需平衡。 改革对煤电的潜在影响 欧洲的能源危机进一步坚定了欧洲淘汰化石能源机组的信心——这些机组不仅排放高、运行成本高，还容易受到国际燃料市场价格波动的影响，存在着高度不确定性。尽管存在修订的容量支付机制，由于没有为燃煤发电厂设定固定补贴，也没有类似“煤电基准价”的机制，燃煤电厂在电能量市场中将逐步变为不经济机组并退出市场。 根据欧洲输电系统运营商合作组织-电力部门（ENTSO-E） 2023年的欧洲资源充足性规划，在中央参考（Central Reference）情景下，预计到2025年和2028年欧洲的燃煤发电厂将分别减少4.5GW和7.6GW，到2033年将不再有任何新增煤电。电池和需求侧容量资源预计将得到较快的发展。中央参考情景是在输电系统运行商自下而上对目标年预测的基础上，以最小化系统总成本为目标，对电能量市场的收入和成本进行经济可行性评估，得出的最佳资源组合。2023年欧洲资源充足性规划在最佳资源组合基础上测算容量充裕度，它考虑了已经拿到容量合同的资源，而没有考虑未来可能的容量补偿机制所能带来的对资源充裕度的影响。 结论 总体而言，尽管欧洲电力市场改革方案有些许调整，但基本方向和关键条款与之前的相关电力法规和指令保持了一致。重点仍然是促进可再生能源的发展，减少对化石燃料的依赖，特别是煤炭。欧洲的电力市场改革方案也增加了一系列措施，例如允许用户自由选择供应商、签订长期购售电合同以及由政府主导签订差价合约等方式，以增加中长期市场的竞争性和流动性，支持新增清洁能源项目并降低能源价格。 中国于2024年起对煤电实行两部制电价，可以借鉴欧洲经验优化煤电容量电价政策的实施。根据国际经验，良好的容量机制设计需要： 以科学、严谨的资源充足性规划为基础，确定未来一段时间内区域电网是否存在容量短缺，以及容量短缺的量和性质（例如，季节灵活性容量短缺X兆瓦）。 通过透明和竞争性的机制来采购所需要的容量资源，并通过市场竞争决定容量支付价格。 面向所有满足技术条件（能效、环保标准、灵活性）的资源，特别是激励储能、抽水蓄能、需求响应、电网互联等清洁容量资源的参与。 单独为煤电和其他化石能源支付容量电价需要考虑延缓转型和增加排放的风险，也要考虑对于电能量市场的影响，例如，如何确保现货市场价格信号不受容量市场影响。解决这些问题需要准确的市场评估，并在此基础上采取更系统的电力市场改革措施。我们将继续跟进这些话题并和大家分享我们的研究成果。 本文首刊于《南方能源观察 》，2024年5月17日… View Summary +