[论文解读] Revisiting the Merit-Order Effect of Renewable Energy Sources

Marcus Hildmann, Andreas Ulbig+1 more|RePEc: Research Papers in Economics|Jul 1, 2013

Electric Power System Optimization被引用 5

一句话总结

本文认为，尽管可再生能源渗透率提高，仅能量市场仍能维持功能，但因监管扭曲——特别是将风能和太阳能视为零边际成本且日前市场参与度低——导致收益排序效应被人为放大。通过建模现实的边际成本（5–20 €/MWh）并提高日前市场交易量，研究显示平均电价上升、波动性下降，从而在不改变市场设计的前提下恢复可调度电源的盈利能力。

ABSTRACT

An on-going debate in the energy economics and power market community has raised the question if energy-only power markets are increasingly failing due to growing feed-in shares from subsidized renewable energy sources (RES). The short answer to this is: No, they are not failing. Energy-based power markets are, however, facing several market distortions, namely from the gap between the electricity volume traded at day-ahead markets versus the overall electricity consumption as well as the (wrong) regulatory assumption that variable RES generation, i.e., wind and photovoltaic (PV), truly have zero marginal operation costs. In this paper we show that both effects over-amplify the well-known merit-order effect of RES power feed-in beyond a level that is explainable by underlying physical realities, i.e., thermal power plants being willing to accept negative electricity prices to be able to stay online due to considerations of wear & tear and start-stop constraints. We analyze the impacts of wind and PV power feed-in on the day-ahead market for a region that is already today experiencing significant feed-in tariff (FIT)-subsidized RES power feed-in, the EPEX German-Austrian market zone ($\approx\,$20% FIT share). Our analysis shows that, if the necessary regulatory adaptations are taken, i.e., increasing the day-ahead market's share of overall load demand and using the true marginal costs of RES units in the merit-order, energy-based power markets can remain functional despite high RES power feed-in.

研究动机与目标

• 调查监管假设（尤其是风能和太阳能的零边际成本）在仅能量电力市场中对收益排序效应的放大程度。
• 分析相对于总负荷需求，日前市场参与度低如何扭曲高可再生能源渗透系统中的价格形成机制。
• 评估为风能和光伏发电使用现实边际运行成本（5–20 €/MWh）对日前市场出清价格的影响。
• 评估提高总负荷需求的日前市场参与度是否能缓解负价格尖峰并降低市场波动性。
• 提出监管调整方案，以在不转向容量市场的情况下，维持高比例可再生能源渗透下的市场功能。

提出的方法

• 基于2011–2013年实际负荷和可再生能源发电馈入数据，对EPEX德国-奥地利市场区域的日前市场出清进行模拟。
• 通过在0至20 €/MWh（每5 €/MWh为一档）的边际成本范围内建模风能和光伏的发电馈入，替代原先对补贴发电的-3000 €/MWh报价假设。
• 将当前监管假设下的市场结果（零边际成本、日前市场参与度低）与采用现实边际成本的替代情景进行比较。
• 利用历史系统数据校准并验证仿真模型，重点关注平均日前电价和价格波动性（标准差）。
• 分析不同可再生能源成本假设下的价格动态，评估其对基础负荷和峰值负荷发电厂盈利能力以及储能经济性的影响。
• 以北欧市场（Nord Pool Spot）为高市场参与度的基准，评估提高日前市场参与度对价格水平和波动性的影响。

实验结果

研究问题

• RQ1 当前监管假设（尤其是风能和太阳能的零边际成本）在仅能量市场中在多大程度上夸大了收益排序效应？
• RQ2 风能和光伏的现实边际成本（5–20 €/MWh）如何影响平均日前电价和价格波动性？
• RQ3 提高总负荷需求的日前市场参与度对价格形成和市场稳定性有何影响？
• RQ4 是否可在不引入容量机制的情况下缓解收益排序效应？若可，需通过何种监管调整实现？
• RQ5 边际成本假设的变化如何影响可调度基础负荷和峰值负荷发电厂及短期储能单元的盈利能力？

主要发现

• 将风能和光伏的边际成本从-3000 €/MWh调整为现实水平（5–20 €/MWh），可使2013年平均日前电价最高上升1.3 €/MWh，且对风能的影响比对光伏更显著。
• 当采用现实边际成本时，价格波动性（标准差）显著下降：2013年，风能的波动性从-3000 €/MWh时的16.5 €/MWh降至20 €/MWh时的14.5 €/MWh。
• 当风能发电以正边际成本报价时，日前负电价现象消失，所有情景下的出清价格均保持在零以上。
• 当风能边际成本从-3000 €/MWh升至20 €/MWh时，光伏的平均日前电价仅轻微上升（从37.9 €/MWh升至38.3 €/MWh），表明其对成本变化的敏感性低于风能。
• 在当前监管假设下，收益排序效应被显著高估；通过校正为现实边际成本，可有效减少市场扭曲。
• 提高总负荷需求的日前市场参与度——例如通过强制设立现货市场集中平台——可显著降低补贴型可再生能源在价格形成中的主导地位，从而恢复市场稳定性。