欧洲电力备用：自动频率恢复备用

自动频率恢复备用 (aFRR)，以前称为二次备用。与 FCR 相反，这种电力备用在欧洲相对不太协调，尽管各国正在努力协调它。由于收集和分析每个欧洲国家的数据是一项艰巨的任务，因此这篇文章中重点关注三个市场：德国、比利时和荷兰。

与 FCR 类似，可再生能源（尤其是太阳能）对 aFRR 价格的影响也不容忽视。主要原因是太阳能正在挤掉传统发电厂在批发市场上的优先排序，从而降低了可用的灵活性。因此，电力备用的价格正在上涨，在某些情况下，涨幅相当大。在这篇文章中，将借助表格和图表来介绍这种现象。需要明确的是，这本质上并不是坏事，而是当前系统的一个特征。与以天然气、煤炭、水力或核电站为主的电网相比，以可再生能源为主的电力市场确实具有不同的特点，包括电力备用价格方面。

简而言之

自动频率恢复备用是欧洲的电力备用之一，在维持电力系统平衡方面发挥着至关重要的作用。此备用通常在最多 5 分钟内激活【1】，响应输电系统运营商 (TSO) 的中央调度信号【2】。aFRR，即FCR之后第二快的备用，以前称为二次备用。有关更详细的了解，可以参考此来源https://www.next-kraftwerke.com/knowledge/afrr。

与仅对预留容量产生成本的 FCR 不同，aFRR 包含两个部分：容量部分和激活能量部分。各国定期举行拍卖，以采购容量【3】。这确保了 TSO 可以依赖供应商根据需要向上或向下调整其电力组合。所有在容量拍卖中被选中的竞标者都必须提交激活部分的能源投标。通常，未被选中的市场方也可以参与能源激活拍卖。

在本文中，我们将主要关注容量部分，尽管也会简要讨论能量部分。值得注意的是，能量部分通常会影响不平衡价格，即您的投资组合不平衡时考虑的价格【4】关于不平衡价格的全面讨论将成为下一篇文章的主题。

比较 aFRR 的难度

尽管欧洲正在努力协调电力备用，但各国间仍然存在明显的差异。产品定义（FCR、aFRR 和 mFFR）【5】 已经相对协调，但仍存在一些主要差异，例如：每种备用的数量（见下文）、备用使用方式、采购方式（强制供应、每周招标、每日招标等）等。此外，一些国家还指望额外的市场努力来平衡其体系，例如被动平衡（比利时和荷兰）或流动的近实时日内市场（例如德国）【6】。

一个有趣的差异与采购的 aFRR 数量与系统规模的关系有关。下图显示了采购的平均 aFRR 除以年用电量【9】我们可以观察到，无论是比利时还是法国，采购的aFRR都是荷兰、德国和奥地利的一半。

此外，每个国家都有自己的发电结构和特点，这导致 aFRR 价格在容量和能源激活价格方面存在重大差异。一些国家可能因缺乏灵活性而受到不同影响，而另一些国家可能随时拥有充足的灵活性来源（例如，拥有充足水力发电厂的国家）。

然而，正如我在之前的文章中反复描述的那样，太阳能增长可能是未来几年最重要的因素之一。西欧太阳能的一个特点是，太阳能只集中在某些时段【8】这意味着，当阳光普照时，传统资产将不再处于优先排序，从而导致灵活性选项的可用性减少，因此灵活性的价格更高。

现在让我们看看容量价格，并尝试找出表明太阳能已经对我们的系统产生重大影响的迹象，特别是 aFRR 。

德国和奥地利的FRR容量价格

让我们从德国和奥地利开始。德国正在双向采购约 1900 MW 的 aFRR，而奥地利则为 200 MW。有关电力备用采购的所有数据都可以在Regelleistung网站上找到。两国每天以 4 小时为单位联合采购 aFRR，类似于 FCR 采购。还有一项名为ALPACA的计划，旨在将联合采购扩展到其他国家。

下表显示了 2023 年和 2024 年前四个月的 aFRR 上调和 aFRR 下调每月和每个区块的平均价格。我们可以观察到以下情况：

• 2023 年 6 月和 7 月是 aFRR 容量价格远高于平常的两个月。

• aFRR 在冬季夜间和下午的容量价格可以忽略不计。

• 各个区块之间的波动非常大，从每小时 1 欧元/MW 到每小时 129 欧元/MW ，这表明灵活性价格本身实际上非常“灵活”。

• 最昂贵的区块恰好出现在太阳能发电的时候，尤其是对于向下的灵活性而言。

以下散点图呈现了相同的信息，但将其与太阳能发电量进行了比较。每种颜色代表 2023 年的不同区块（每区块为 365 个点）。第一张图表示 aFRR 上调，第二张图表示 aFRR 下调。

我们可以观察到，最昂贵的容量价格发生在太阳能出力高的时候，这主要发生在 8 至 12 和 12 至 16 号区块，而 16 至 20 号区块的价格稍低一些。如上表所示，aFRR 下调受到的影响比 aFRR 上调更大，尽管 aFRR 下调的全年平均价格比上调更贵（18 欧元/MW 每小时，而 15 欧元/MW 每小时）。

因此，平均而言，当太阳能出力高涨时，我们观察到价格出现一些飙升【9】。好消息是，为了实现下调灵活性，太阳能也可能成为解决方案的一部分。事实上，没有物理障碍可以完全阻止太阳能在系统需要时减少发电量。如果价格足够有趣（我相信这种情况会越来越普遍），我们可以想象市场参与者将太阳能容量竞标到 aFRR 容量市场【10】。

比利时的 aFRR 容量价格

不出所料，比利时正面临与德国类似的趋势，尽管总采购量远低于德国，包括与系统规模相比。下面我重点介绍了 aFRR 下调的两个不同月份：2024 年 1 月和 5 月。在比利时，采购是通过与德国相同的区块进行的，但也有可能按每日区块进行采购。在左侧，您可以看到每个区块的中标价格，中间的蓝色部分是采购的总数量（24 小时或 4 小时区块）。最后一列是 aFRR 下调的每日总成本（容量价格 * 数量）。

两个月之间的差异非常显著，因为5 月份的总采购成本几乎是 1 月份的 10 倍。这也可能与比利时在夏季经历的不可压缩问题有关【11】。

荷兰的 aFRR 容量价格

与德国和比利时相反，aFRR 容量的采购尚未按 4 小时区块进行，而是按 24 小时区块进行【12】。因此，在太阳能发电量高时，增加灵活性的需求并不明显。尽管如此，随着夏季的临近，我们仍然可以观察到容量价格的上涨；太阳能渗透率的提高以及总体需求的下降。这在周末尤其明显，尤其是周日的下调产品。

此外，我们可以观察到相当大的差异，从 2 月 3 日每小时 2 欧元/兆瓦的微不足道的价格到 6 月 2 日星期日每小时 185 欧元/兆瓦的价格【13】。这反映了灵活性可用性的巨大变化，因此价格也随日期而变化。

将这些价格与剩余负荷进行比较是很有趣的，剩余负荷的计算方式为总负荷减去风能和太阳能发电量。剩余负荷可视为火力发电厂可用性的指标。尽管相关性并不完美，但我们观察到：

当剩余负荷减少时，下调和上调 aFRR 的价格往往会上涨。

当剩余负荷很高时，向下的 aFRR 价格处于最低水平，而向上的 aFRR 价格趋于上升。这可以通过以下事实来解释：当剩余负荷很高时，传统资产接近充分利用。因此，减少发电的成本很小，而增加发电则越来越困难，因为资产已经充分利用。

下表列出了 2023 年每月和每周每天的容量价格。我们观察到，在周末，当负荷较低时，容量价格较高。由于以 24 小时时段采购储备，太阳能对荷兰的影响不太明显。

aFRR能量价格

尽管这篇文章的重点主要放在容量价格上，但与 FCR 不同，aFRR 有一个激活能量部分。每 15 分钟，容量拍卖的所有选定投标都必须提交一份能量投标，价格在 15,000 欧元至 -15,000 欧元/MWh之间（至少在德国是这样）。备用的激活是通过优先排序进行的，最便宜的用于上调激活，最高的用于下调激活。下面是两张供应曲线的图表【14】说明德国三个不同的十五分钟时间来进行下调激活。

这是同一张图表，但价格放大到了 -1000 欧元/兆瓦时以上。

从这些图表中我们可以得出一些观察结果：

• 对于大数量的激活，价格会降至极低。实际上，极低价格的竞标者很少被激活，除非系统失衡严重。

• 对于小偏差，1 月 19 日的价格为正，而 5 月 19 日的价格为负。负价格意味着当 TSO 启动备用（下调，从而减少发电量）时，TSO 实际上会向备用提供商支付费用以降低发电量。

• 这些能量价格很重要，因为它们会影响不平衡价格（有关该主题的更多信息，请参见未来的帖子）。例如，请参见 2024 年 5 月 12 日德国不平衡价格的图表。我们可以观察到，不平衡价格正在达到非常低的水平（接近 -3000 欧元/兆瓦时），这是启动越来越昂贵的向下调频的结果。

你应该记住什么？

如果你只记住一条信息，那就是对灵活性的需求本身就是一种灵活性。事实上，我们的电力系统越来越多地依赖风能，尤其是太阳能，它将永远在灵活性充裕和相对缺乏之间波动。因此，任何只关注月度或年度平均值的分析都有可能忽略这一日益重要的事实，即我们正在不断从可再生能源主导的电力系统转向“更传统”的电力系统。需要明确的是，这是我的 Substack 反复传达的信息之一。

至于电力备用，即使包括大型电池，其价格也会受到从低灵活性到高灵活性的不断转变的影响。当可再生能源不发电时，储能将与传统资产竞争，导致电力备用价格极低。然而，当传统资产不再优先排序并且灵活性价格大幅上涨时，这种收入不足将得到补偿。与日前市场中鸭形曲线的出现类似，我预计电力备用将引入“反向鸭形曲线”，当阳光充足时价格会高得多。

下一步

分析电力备用市场比分析日前市场要困难得多。然而，随着我们转向可再生能源渗透率不断提高的电力系统，对灵活性的需求也随之增加，这些电力备用很可能会变得越来越重要，尤其是为了最大限度地提高电网中任何资产（传统发电厂、储能和可再生能源）的总收入。

【1】

在比利时，这一时间是7.5分钟，但计划将其改为5分钟。

【2】

一般来说，每个国家都有一个 TSO，但德国除外，该国有四个 TSO。

【3】

一些国家对某些市场方施加提供服务的义务。例如，法国最近开放了FRR容量市场。

【4】

如果您的投资组合中能源供应短缺，则必须向 TSO 支付不平衡价格。相反，如果您是多头，则 TSO 会向您支付不平衡价格。不平衡价格可以是单一价格（比利时和德国），也可以是双重价格（如果您是多头或空头，则价格不同）。

【5】

一些国家还有 RR，即替代备用。

【6】

或者两者兼而有之，被动平衡和日内市场。

【7】

大多数数字都是 2023 年的，但法国除外，因为法国的 aFRR 采购于 2024 年 6 月才开始。这些值仅供参考。

【8】

参见前一篇有关德国的文章：2023 年 46% 的发电量发生在 10% 的时间内，62% 的发电量发生在 15% 的时间内。https://gemenergyanalytics.substack.com/p/germany-under-the-sun

【9】

需要注意的是，这不是唯一因素。总负荷也是一个重要因素，因为重要的是灵活资产的可用性。更高的负荷意味着可能有更多的发电厂在线。这反映在荷兰的图表中。

【10】

当然，这也应该得到当地交通运输管理机构的允许。

【11】

有关不可压缩性的更多信息，请参阅比利时 TSO Elia 的演示文稿。

【12】

请点击此处了解有关荷兰平衡市场的更多见解。

【13】

在该帖子首次发布时，荷兰的所有价格都除以 4。此错误已得到纠正。

【14】

需求曲线由当地 TSO 决定，通常完全垂直。