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电改文件起草专家谈电力市场与电能交易

时间:[2015-12-14 ] 信息来源:深度能源观察
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  一、中长期合约交易需要着重考虑偏差电量处理机制

  为了贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)及其配套文件的主要精神与提出的各项改革任务,国家能源局于近期发布了《电力市场运营基本规则》和《电力中长期交易基本规则》的征求意见稿,以确保各地在推进电力体制改革时有章可循、有规可依。其中,《电力市场运营基本规则》主要适用于国内开展现货交易的电力市场,《电力中长期交易基本规则》主要适用于国内未开展电力现货市场试点的地区。

  从原理上,现货市场是实现电力资源优化配置、发现电力时空价值的核心环节,中长期市场则是市场成员规避价格波动风险、提前锁定基本收益的重要手段,两者缺一不可。实际的市场运行中,市场成员在中长期市场中签订的合约电量往往会存在执行偏差或与现货市场交易进行衔接和协调的问题。因此,需要详细考虑中长期合约交易偏差电量的处理机制,以确保电力市场的平稳有序运行。

  对于要建立现货交易的市场。《电力市场运营基本规则》中规定:“对于实物合同,在不违背安全约束的前提下,合同电量需要予以刚性执行,再通过现货市场对系统的偏差电量进行调整。对于差价合同,合同电量不需要刚性执行,在日前阶段,将以社会福利最大化为目标制定电网次日的发用电曲线,并通过现货市场不断更新修正,针对其与差价合同所分解出来的曲线的偏差电量,按现货市场的价格进行偏差结算。”

  市场成员签订中长期实物合同时,可于日前将次日的发用电计划曲线和调整出力的报价(包括上调报价和下调报价)提交至电力调度机构,调度机构据此初步安排电网运行方式。实时平衡阶段,调度机构应该尽量保证市场成员所提交的发用电计划曲线能够执行,对于负荷预测偏差和新能源出力波动等引起的发用电负荷不匹配的情况,调度机构应在考虑市场成员提交的调整出力报价基础上,按照系统调整成本最小化的目标按需调用发用电资源,以确保电力实时供需平衡和进行阻塞管理。市场成员事后实际发用电与经过实时平衡阶段调整后的发用电计划曲线之间的偏差量则按照市场规则进行事后偏差量结算。

  市场成员签订中长期差价合同时,可由市场运营机构按规则将各市场成员的差价合同分解为每天的金融结算曲线,以作为市场成员的基本收益依据。日前市场出清后,市场成员的日前发用电计划曲线与金融结算曲线之间的偏差量按照日前市场的出清电价进行结算。实时市场出清后,市场成员事后实际的发用电曲线与其日前发用电计划曲线之间的偏差量则按照实时市场的出清电价进行结算。

  对于未建立现货交易的市场。《电力中长期交易基本规则》中规定:“推荐采取预招标方式按月平衡偏差,是指月度交易结束后,通过预招标方式确定次月上调机组调用排序(按增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按补偿价格由低到高排序)。月底最后一周,调度机构根据各个机组的合同完成率,判断当月基本电力供需形势。当月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时,基于预招标确定的机组排序,优先安排增发价格较低的机组增发电量,其余机组严格按合同电量安排发电计划;当月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时,优先安排补偿价格较低的机组减发电量,其余机组严格按合同电量安排发电计划”。

  采用预招标方式来处理月度电量合同执行偏差是试图用市场化的方式来激励市场成员共同去维护系统电力电量平衡的问题,而不是仍然按照原先以计划电量“兜底”的方式来处理。市场成员的年度直接交易电量和公益性、调节性电量需要由市场运营机构按市场规则分解到月来进行交割,并将分解后的月度发用电计划固定下来。月度交易市场闭市后,市场成员需要向市场运营机构提交次月调整其月度发用电计划的价格,包括增发/用电量和减发/用电量两个方面,并且将其报价进行封存。待执行月的最后七天时,由调度机构依据最新的负荷预测和新能源发电预测综合判断本月的电力供需形势,并按照调整成本最小的原则安排市场成员增减发用电量。对于市场成员月度计划的部分,按直接交易价格和政府定价分成分进行结算;对于市场成员调整电量和事后实际的偏差电量,需按市场规则进行结算。其中,价格机制和结算机制一方面要给予市场成员适当的激励来主动地参与系统平衡,另一方面还需要促使市场成员按其真实的发电和调整成本来进行报价,避免其动用市场力、扰乱市场秩序的行为。

  综上分析,《电力市场运营基本规则》和《电力中长期交易基本规则》对于中长期合约执行过程中的偏差电量,均采取了市场化的方式(现货市场或预招标方式)来进行处理。其根本目的是既要引导市场成员理性参与市场交易、尽量确保合约完成,又要给予市场运营机构多样化的手段来调用安排资源、确保电力电量平衡。

  二、辅助服务的市场化应以电能现货市场为前提

  由于电力目前尚无法实现大规模存储,使得电力系统需要满足发电和负荷电力的实时平衡。这就造成了四个主要方面的影响:1.电力价格随时间变化而波动;2.系统运行和输电属于公共品且受到管制;3.当前运行状态需要考虑如何应对后续可能发生的状况;4.对于电力变化的响应具有价值。因此,电力系统需要依靠辅助服务来保证可靠性和实现基本的电力传输。这就是辅助服务的需求和意义之所在,虽然谈及电力市场时,人们往往更关注电能交易,但辅助服务却承载了电力系统运行和电力交易实现的特殊需求。

  辅助服务原则上是一种控制实际机组容量的服务,通过系统运行者使用不同时间尺度来维持系统所需瞬时和连续的电力平衡。国内外关于辅助服务的定义和分类各有特点,目前国际上公认的辅助服务类型大致可以分为七类:调节和负荷跟踪(或是快速电能市场)用于正常运行情况下的电力平衡;旋转备用、非旋转备用和替代备用只在发生事故等特殊性况下参加间歇响应,但要保持具有随时响应的能力;还有两种附加辅助服务类型:电压支持和黑启动。电压支持能够提供动态无功支持,并且是唯一一种非有功服务类型。黑启动由无须电网提供支持、能够自启动发电机提供,通常能够提供有功和无功容量,并且可用于控制重启电网的其他部分。

  辅助服务并非新生事物。早在一世纪前电力系统形成之初,垂直一体化公司就已经提出了辅助服务的概念和功能。只是随着国际上电力市场结构的重组,各主要电力市场越来越重视这些服务的有偿使用,并逐渐形成了辅助服务市场。辅助服务的成本由固定成本、变动成本和机会成本三部分构成。固定成本包括设备建设改造以及人员培训等所进行的投资;由于不同发电机组的效率、燃料、资本成本、控制能力、响应速度等技术经济特性各有差异,因此提供辅助服务的变动成本也随之千差万别;机会成本则是由于发电容量既可以用于电能的产出,也可以用来提供调频、备用等辅助服务而发生的。

  不同时段电力供需关系的变化造成了电能价格随时间的波动。这一点同时适用于垂直一体化环境中基于经济调度得到的边际成本,以及市场化后通过现货市场竞争得到的市场出清价格。电价波动对讨论辅助服务具有十分重要的意义,有以下两点原因:首先,受机会成本影响,辅助服务价格通常比电能价格更具有波动性;其次,受局部电源装机以及电力市场结构的影响,每个小时的电能需求和电价随时变化,这使得负荷跟踪(或快速电能市场)更为复杂化,难以估算其价值,甚至难以决定其是否能成为一种辅助服务。与国内计划调度模式下存在的调峰服务不同,在开展现货市场后,电能可以通过日前和实时市场进行交易。可以通过现货市场实现发电与负荷之间大部分的平衡,而无需购买额外的调峰服务。

  国外主要电力市场中,主要对有功相关的调频、备用等辅助服务开展交易,而无功服务由于受就地平衡和无法传输的限制,与黑启动服务一起被排除在集中竞价交易的产品范围之外。随着响应时间的延长,辅助服务的技术要求逐渐降低,相应的其价格也逐渐降低。因此,调频是价格最高的服务,紧接着是旋转备用、非旋转备用和替代备用等。一些市场将调频分为上调和下调,用来区分由于调节方向的不同造成的能效损失和机会成本的差异。辅助服务市场竞争过程中,起决定作用的主要驱动要素是机会成本。为了参与辅助服务市场,发电企业必须扣减进入电能市场的发电容量。为了提供备用服务,发电企业必须收取(或报价)的费用主要取决于发电企业的发电成本和当时电能价格的差值。例如,一台发电成本为¥210/MWh的发电机,将以¥90/MW-hr的价格出售旋转备用服务(如果能量价格是¥300/MWh)。在旋转备用的价格高于¥90/MW-hr时,发电企业通过放弃出售电能量而转为出售旋转备用的方式获得更多的利润。相反,在旋转备用的价格低于¥90/MW-hr时,发电企业将会留在电能市场。

  最早的电力市场设计是每小时电能市场和备用市场顺序出清。系统操作者首先选择最便宜的一组发电机来提供能量,其次才选择提供调频服务的发电机,紧接着依次选择提供旋转备用、非旋转备用和替代备用的发电机。一般认为是首先考虑电能市场,因为它的体量最大,并且在经济上最重要。在备用服务中,有必要首先获得技术要求最高的服务,其次才是众多的发电机都可以提供的服务,这样才是合理的。例如,这样做是为了防止替代备用市场选用提供调频服务的发电机。这是有一定意义的,因为可以提供调频服务的发电机可能也可以提供旋转备用、非旋转备用和替代备用,但反过来就不一定了。可是,这种方式在某些情况下可能会事与愿违。例如,可能有足够的低成本发电机组提供旋转备用服务,但在市场最终出清的时候并替代备用的需要却无法满足。在这种情况下替代备用市场将以一个比旋转备用市场更高的价格出清。这一结果显然是不理想的,因为它给予了相对灵活的发电机组从旋转备用市场扣减容量而将其投入到替代备用市场的动机。

  虽然辅助服务市场增加了电力系统的复杂度,但同时也为发电企业等市场主体提供了额外收入,可以有效激励其共同参保障系统安全运行和交易顺利交割。对于发电企业而言,辅助服务的提供与电能和容量的提供存在相互影响。为实现收益最大化,发电企业必须对电能报价与各类辅助服务报价进行联合优化。对于集中式电力市场运营者而言,同样需要将电能和辅助服务的购买进行联合出清,以实现系统总成本最低。无论从什么角度出发,辅助服务市场的报价均应基于电能市场的现货价格,因此辅助服务的市场化应以电能现货市场为前提。