如何在电力市场环境下保证发电投资的充裕性？

摘要

发电容量充裕性是保证电力系统可靠供电的关键。随着间歇性可再生能源的发展,发电容量充裕性问题再一次受到电力市场设计的广泛关注。对比了澳大利亚南部、美国德克萨斯州和美国宾夕法尼亚-新泽西-马里兰州3个典型电力市场区域保证发电容量充裕性的方法,包括交易时序和价格机制的设计,以及对应的信息披露、市场力控制和风险规避机制等配套机制。不同方法的选择应充分考虑市场环境的差别。从预测能力、成本监审能力、信息要求和用户特性出发,提出不同充裕性机制的适应性,并分析相应的配套机制。最后,结合当前的电力市场改革环境,对我国电力市场建设提出了相应的政策建议。

关键词 :发电容量充裕性;稀缺定价;容量市场;电力市场;

（来源：电网技术 作者：喻芸1, 荆朝霞1, 陈雨果2, 季天瑶1, 张兰2）

1．华南理工大学 电力学院,广东省 广州市 510640

2．广东电网有限责任公司 电力调度控制中心,广东省 广州市 510600

0 引言

电力市场面临的一个长期挑战是如何保证发电容量的充裕性[1-2]。一般商品市场可通过市场价格信号调节资源配置,但电力商品的特殊性使得长期的电力供需平衡问题变得复杂：1）发电行业的投资成本大、投资回报周期长,且现货市场下的电价波动大,投资面临较大的风险[3];2）现有技术条件下具有实时价格响应能力的用户较少,整体的电力需求价格弹性小,一般通过降低备用、裁减负荷等方式实现电力稀缺时段的供需平衡,但市场价格无法反映真实的停电损失或用电效益[4];3）从电力系统和社会稳定的角度出发,政府或监管机构倾向于设定较高的可靠性水平,但同时又希望设置较低的价格上限[5]。

基于以上问题,电力市场需要一些特殊的设计来提供有效的发电投资信号。在间歇性可再生能源高速发展的情况下,发电容量充裕性问题变得更加突出[6]。文献[7]对低碳转型背景下实现电力系统充裕性的相关经验进行了系统介绍。

目前主流的方法分为两大类。第一类是纯能量市场稀缺定价机制,允许电力稀缺情况下的电能量价格远高于机组的可变成本,其中高于可变成本的部分为稀缺收益,发电机组可以从中回收部分固定成本。稀缺价格可以通过市场主体的报价形成,也可以通过政府或监管机构事先设定的备用需求曲线形成。第二类是容量市场,即增加发电容量产品,电力市场通过双边交易、集中拍卖等方式获得未来几年的可用发电容量。发电企业提供容量产品获得容量费,从而回收部分固定成本。本文将以上方法统称为发电充裕性机制,简称充裕性机制。

从当前世界各国电力市场的实践经验看,尽管对发电容量充裕性的重要性都有共识,但是在具体的交易时序、价格机制和相关配套机制设计上均存在较大差异。

市场设计是一个体系,不同充裕性机制的选择需结合现货市场交易模式、社会环境、市场结构等环境统筹考虑。现有研究充裕性机制的文章大多集中在介绍不同充裕性机制设计的原理和具体规则上,如同一类充裕性机制在不同地区间的异同[8-9]、某一特定地区实现充裕度的具体做法[10-11]、或通过市场运行经验分析不同地区的充裕性机制实施效果[12-13]。以上研究一方面缺乏对不同充裕度机制的系统性比较,另一方面较少考虑充裕性机制与市场中其他相关环节设计的关系。文献[14-16]通过多代理或系统动力学仿真分析相同市场环境下不同类型充裕性机制的优劣,但也没有分析与其他市场环节的适应性。

我国本轮电力市场改革从2015年开始,改革的内容已经从售电开放[17]、中长期市场[18]逐渐到现货市场的建设,大多数市场设计的研究重点在能量市场出清机制[19-20]及结算机制[21-22]设计,目标是实现现有电网、电源结构下的资源优化配置。当前的研究对如何保证发电合理的收益水平,如何保证长期的供电可靠性和降低长期的供电成本较少考虑。国际电力市场的经验表明,电力市场设计必须要考虑对发电投资的激励,否则可能出现周期性的发电过剩与短缺[23-24]、严重时会造成重大停电损失[25]。在第一轮电力市场改革中,已有部分学者对保证发电容量充裕性的基本理论、方法进行了讨论[26-28]。本轮电改下,市场环境发生了变化,需要尽快结合国外的经验和我国的具体情况对发电容量充裕性问题进行系统的研究和讨论。

本文首先分析了澳大利亚南部、美国德克萨斯州(以下简称美国德州)和美国宾夕法尼亚-新泽西-马里兰州(以下简称美国PJM)的3个典型电力市场充裕性机制的交易时序和价格机制,介绍了相应的配套机制,包括信息披露、市场力控制和价格风险防范机制。然后,提炼不同充裕性机制的区别,并分析不同充裕性机制的适应性。在此基础上就我国现阶段电力市场改革中的发电容量的充裕性问题提出相关建议。

1 纯能量市场稀缺定价

澳大利亚南部的国家电力市场(以下简称澳大利亚电力市场)和美国德州电力市场实施了稀缺定价机制,但对应的机制设计有很大区别。本节对这两种机制进行介绍和对比分析。为了方便讨论,后文中将澳大利亚的稀缺定价机制称为市场稀缺电价机制,将美国德州的稀缺定价机制称为价格增量机制。

1.1 澳大利亚

澳大利亚电力市场中的发电投资信号来源于现货市场的电能量稀缺价格,其关键环节和交易时序如图1所示。

1.1.1 现货市场时序

现货市场只有实时市场,没有日前市场,从日前16:00开始对次日交易进行滚动预出清并向市场主体发布出清结果,发电主体可以在此期间修改报价,但必须注明修改的理由。发电主体的结算价格为实时出清的节点边际价格。澳大利亚电力市场的发电投资信号完全取决于实时市场的电能量价格。

1.1.2 价格机制

实时市场的发电侧报价为纯电量形式,不区分启停、空载和可变成本,报价上限为13 800澳元/ (MW·h),远高于机组的可变成本。结算价格为电能量的节点边际价格。

其中一个显著的特点是：稀缺价格信号完全由发电主体的报价形成。也就是说,发电主体的电能量报价可以远高于可变成本,从而反映电力稀缺的机会成本。

1.1.3 信息披露机制

由于稀缺电价完全由发电主体的报价形成,市场需要提供全面、透明的市场信息,以反映真实的供需情况、促进市场的充分竞争。一方面可以减少市场成员滥用市场力的行为,避免出现异常的高价;另一方面可以向市场成员反映系统的真实稀缺情况,引导合理的经济持留,促进稀缺价格的产生。

澳大利亚的中期和短期充裕度评估、滚动预出清和报价信息公开的方式为市场主体提供了充分的市场信息。

1）系统充裕度评估。包括中期充裕度评估和短期充裕度评估,中期充裕度评估机制每周发布1次未来24个月反映每日状态的评估数据,短期评估每2 h发布1次关于未来6日每0.5 h的评估数据,数据内容包括考虑发电停运和检修计划的可用发电容量、负荷预测、备用情况等[29]。

2）滚动预出清。每0.5 h发布未来1天内每30 min的预调度安排和出清价格,每5 min发布未来1 h内每5 min的预调度安排和出清价格[29]。

3）报价信息公开。市场主体的报价信息在运行日后1天公开发布。

以上多种方式促进市场信息的透明、公开,从而引导发电主体的合理报价。澳大利亚电力市场的管制环节相对较少,这与多方面的信息公开机制密不可分。

1.1.4 市场力控制机制

在电力稀缺时段,发电主体的电能量报价可以远高于实际的可变成本,从而抬高稀缺时段的电能量价格,以反映投资成本。这是一种经济持留的市场力行为[30],属于临时市场力,在澳大利亚电能量市场中允许存在[31]。