新电改下我国电力现货市场建设关键要点综述及相关建议

相反,分散式市场则更强调电力商品交易的流动性,允许发电商与用户自主签订双边合约,独立决定电力的成交数量及价格。分散式市场下,发用双方签订的合约以物理合约为主,在现货市场开展前,市场主体需要根据所签订的物理合约自主安排自身的发用电计划并提交给调度机构[15]。市场主体提交发用电计划造成的偏差,由电力调度机构运用实时市场的平衡机制来解决[16]。

需要说明的是,随着市场建设的不断完善和发展,在特定情况下(如跨区交易),集中式市场中也允许部分物理合约的存在,如美国PJM、北欧等[2]。在现货市场出清前,市场主体可提前申报需要执行的物理合约量,此部分电量会作为外部输入条件放在市场集中出清模型中考虑[10]。

1.3 现货市场定价机制

电价制定事关民生问题,牵一发而动全身,对于社会稳定和公平都有重大影响。现阶段,我国电价管理正以政府定价向市场化定价转变,以煤电机组上网电价为例,我国当前已采用“基准价+上下浮动”市场化价格机制取代了以煤电联动为基础的电价调整机制[17]。除煤电机组外其余发电机组仍采用标杆电价,即同类型机组享受相同电价。用户侧采用目录电价,即同电压等级、同类型用户享受相同电价。现货市场环境下,电力在不同时间、不同位置的价值不同,与当前的定价机制相差较大。未来如何制定合理的定价机制,对于改革的平稳过渡具有重要意义。

现货市场环境下,电价采用随时间变化的实时电价,并且根据阻塞程度的不同,典型电力现货市场的定价机制可分为统一电价、区域电价和节点电价3类[18-20],其中采用节点电价的典型区域主要包括美国、新加坡和新西兰等;采用区域电价的典型区域主要有北欧和澳洲等;采用统一电价的典型区域有英国[13]。需要说明的是,此处的定价机制主要指发电侧电价,对于用户侧,不同市场主体的电价形式不同。以美国德州市场为例,直接参与市场的大用户和售电公司主要采用区域或者系统内节点电价的加权平均;居民用户采用与售电公司协商、州政府审批的方式确定电价,如分时电价、阶梯电价等[21]。

1.4 现货市场组成

按照交易时序不同,现货市场通常包括日前市场、日内市场和实时市场的部分或全部,市场组成的选择对于现货市场的组织运行具有重要意义。美国PJM、德州和加州的现货市场主要包括日前市场和实时市场[10],北欧现货市场则由日前市场、日内市场和实时市场组成[2],澳洲则仅有实时市场[22]。

日前市场是电力交易的主要平台,一般根据发用电双方提交的报价集中出清形成日前交易计划,为下一个运行日的系统运行提供一个参考基点[10]。日内市场则是在日前市场关闭后,为市场成员提供一个调整日前交易计划的平台,其交易规模一般较小[2]。实时市场是最接近系统实时运行的市场,其主要作用不在于开展电力交易,而更关注系统的实时平衡和系统安全运行。根据超短期负荷预测与发电机组最新报价等条件,实时市场可以形成最贴近系统实时运行的交易计划,保证电网的安全运行[10]。

需要说明的是,日前市场出清与调度计划安排并无确定性的联系,即日前市场出清结果是否物理执行视情况而定。不过,实时市场的出清结果均用于物理执行。美国德州的日前市场是自愿参与的金融性市场,在市场出清时考虑发电商、用户的报价及虚拟报价,出清结果仅用于结算。为了实现日前调度计划的安排,美国德州在日前市场后会设立一个可靠性机组组合环节[21],用于确定机组开停计划、系统备用容量等实际执行的结果,在出清时采用的是发电商报价和负荷预测。北欧的日前市场考虑区域间的联络线约束后出清,出清结束后跨区联络线的功率输送是物理执行的。日内市场是对日前市场确定的交易计划进行调整,调整后的跨区联络线的功率是物理执行的。

此外,上述部分国家虽然在日前和日内可能未设有市场,但并不意味着它们在日前与日内不进行调度计划安排。澳洲市场虽没有日前与日内市场,但是其在实时市场前设有预出清机制,不断根据新的负荷预测和发电企业修改后的报价等条件滚动计算得到出清结果并公布给市场主体[22]。澳洲设立预出清机制的主要目的是鼓励发电企业对于出清结果和系统可能出现的问题做出积极反应,避免运行中心采用强制性的干预措施[22]。同样,美国德州、PJM等市场虽没有日内市场,但在日内也设有滚动出清机制[23]。

1.5 现货市场报价方式

作为现货市场的重要主体,电力用户或售电主体参与市场方式的设计对于市场主体的培育、市场建设的有序推进都起到至关重要的作用。用户参与现货市场方式主要取决于报价方式,包括单边报价和双边报价两种[13,25]。其中采用双边报价的典型市场包括美国和北欧,采用单边报价的是英国早期的电力库模式和澳洲[13]。需要说明的是,此处的报价方式指的是日前市场。实时市场的出清结果由于要物理执行,国外电力市场一般仅允许可调度负荷在实时市场中报价,不可调度负荷无需报价,市场出清时用负荷预测值代替,典型地区有美国德州、PJM和北欧[26-27]。

单边报价只需要发电商向市场提交供给曲线,市场出清时采用负荷预测确定每台机组的发电计划和市场价格。单边报价模式下,用户作为价格接受者,在具体实施时较为简单,不过割裂了需求与供给的关系[28]。双边报价要求发电商和用户需要分别向市场提供供给曲线和需求曲线,在没有阻塞的情况下,供给与需求曲线的交点即为市场出清价格。

1.6 调度机构与交易中心的职责分工

调度机构与交易中心作为现货市场运行不可或缺的2个部门,对于保证电力市场及电力系统稳定运行具有重要作用。当前,我国机构设置呈现“调度机构在电网企业内部,交易中心相对独立”的局面,交易中心与调度机构职能分工暂未明确。因此,在进行现货市场建设时,亟需明确调度机构与交易中心两者之间的职能分工。

参考国外电力市场的机构设置,美国电力市场调度与交易是一体的,合称为独立系统运营商[2](interdependent system operator,ISO)。北欧市场交易中心相对独立,调度机构在电网企业内部,合称为输电系统运营商[2](transmission system operator, TSO)。英国市场交易中心、调度机构和电网企业三者都互相独立[29]。

北欧的日前市场与日内市场仅考虑价区间联络线的传输限制,模型相对简单,由交易中心组织,实时市场由TSO组织[2]。英国日前市场不考虑系统物理模型出清,由交易中心组织,实时市场由调度机构组织[29]。美国德州市场由运行主要由德州电力可靠性委员负责会(ERCOT)负责。虽然调度与交易一体,但ERCOT下设的调度与交易两个部门是分开的,德州的日前市场由于为金融性市场,由交易部门运行,实时市场则由调度部门运行[30]。需要进一步说明的是,美国德州日前市场结束后的可靠性机组组合是由调度部门负责[30]。

国外市场机构的分工经验,如果日前市场是金融性的市场,则可以由交易中心运行管理;如果日前市场与实际系统运行联系较紧密,市场出清结果是有待执行的物理性安排,则由调度机构运行。

2 试点地区现货市场规则比较分析

2.1 试点地区电力行业现状比较

截止到2019年7月,八个试点地区中广东[31]、浙江[32]、四川[33]、山东[34]和蒙西[35]已经分别公布了现货市场设计规则的征求意见稿。由于试点地区现货市场规则设计与自身实际紧密相关,为此本节首先梳理了试点地区电力行业现状。

图2 集中式市场与分散式市场比较分析

本文从电源结构、电网特点和市场实践经验等维度剖析了不同区域的电力行业现状,如图3所示。以此为基础,本文对各试点地区的电力行业现状进行了梳理比较,如表1所示。

表1 试点地区电力行业现状比较

电力供需情况方面,广东、浙江和山东是典型能源受端省份,其中,广东和浙江外来电占省内负荷的比重较高,达30%左右[36]。四川和蒙西则是典型能源送端省份,2018年四川全口径外送电量1333.25亿kW•h[37]。

不同电源占比方面,5个试点地区电源类型均多样化,包括煤电、气电、水电、光伏和风电等。其中,广东[5]、浙江、山东[38]和蒙西[39]都以煤电为主;四川则以水电为主[33]。此外,相较于其余4个试点地区,蒙西光伏和风电的占比较高,2018年6月底占比为35.13%[39]。

电网阻塞情况方面,广东电网阻塞较为严重,粤东西北地区送出断面阻塞频繁发生[36]。山东[40]、四川[33]和蒙西[39]电网阻塞在负荷高峰时常发生在部分区域间断面处;浙江电网阻塞常发生在浙北、浙南和浙中3个区域联络线。

电网调峰方面,由于可再生能源占比较高(如蒙西)、高比例的水电无法参与调峰(如四川)、较高比例的外来电无法参与调峰(如浙江和广东)等因素,多数试点地区调峰资源并不充裕。

市场实践经验方面,试点地区均开展了以年度、月度为主的中长期电量交易,积累了较为丰富的市场建设经验。相较于其余试点地区市场化交易电量占全社会用电量的比重(30%左右)[41],蒙西2017年市场化交易电量占网内总售电量的比重达71%[42]。此外,在现货市场建设实践方面部分试点地区已经开展,浙江省在2000年投运的发电市场运行3年,蒙西在多边交易的基础上在2017年底探索了以日前为周期的新能源替代燃煤自备电厂的交易[42]。