欢迎浏览中国储能网
您的位置: 首页  > 储能应用协会 > 国际动态  返回

当前日本电力体制改革与电力市场建设新形势(二)

作者:周杰 来源:武汉新能源研究院 发布时间:2020-09-01 浏览:
分享到:

作者:周杰

国际清洁能源论坛(澳门)副理事长兼秘书长

中国经济社会理事会理事

武汉新能源研究院研究员

前 言

2020年是日本第五轮电力体制改革的收官之年,从4月1日起,一般输配电企业与各大电力公司实现了法定脱钩,标志着1995年以来的日本电力自由化改革基本完成。日本电力体制改革的核心是电力市场建设,经过前四轮的电改,日本已建立起了竞争性的电力批发市场(JEPX),形成了日前市场、日内市场以及远期市场的多市场交易体系。而福岛核事故以来的第五轮电改又创建了非化石电力交易市场、基荷电力市场、间接输电权市场、容量市场、供需调节市场5个新市场。那么,这些新市场的建立在日本发挥了哪些作用,是进一步放松了管制还是对自由化改革的背离?本文从评估当前日本电力体制改革以及电力市场建设的成效入手,探讨了日本创建电力相关新市场的目的、意义及其存在的问题,并从中总结出对我国深化电力市场化改革的启示。

上接6月9日连载第一期

一、 电力自由化与电力市场新发展

二、新电力市场的制度设计与构建

在成熟的电力市场体系里,电力价值不仅只存在体现度电价值(kWh)的能量市场中,还应包括非能量市场和政策性市场反映电力的价值,例如体现运行灵活性、系统安全性等的平衡服务价值(⊿kW),体现保障未来电力供给稳定的容量价值(kW)、体现绿色环保的外部价值等等。能量市场、非能量市场、政策性市场三大部分共同构成一个完整的电力大市场。2017年2月,日本“贯彻电力体制改革政策小委员会”提出了新电力市场的建设方案,如图10所示,新电力市场设计理念改变了传统电力市场统一以kWh体现价值的体系,明确将电力价值区分为kW价值、kWh价值和⊿kW价值,并分别设计了与体现这些价值相对应的新电力市场规划[6]。经过反复讨论和专家论证,政府完成了相关市场的整体架构设计[7]。与此同时陆续开启了非化石价值交易市场(2018年5月)、间接输电权市场(2019年4月)、基荷电力市场(2019年8月)、容量市场(2020年7月)、供需调节市场(2021年4月),向统一大电力市场的建设目标进一步迈进。

图10:新电力市场设计的价值理念

1.基荷电力市场

日本基荷电力市场设立的目的主要是为了解决大小电力企业竞争不平等的问题,提高售电市场的竞争。在日本,承担电力基荷的主要是煤电、核电、水电和地热发电,这些电力具有价格便宜、供给稳定、调节灵活的优势。由于历史原因,十大电力公司掌控了90%以上的基荷电源,而新增电力企业被迫只能选择销售数量较少、成本较高的气电。因此,新增电力企业与传统大型电力公司的竞争明显处于不利地位。

在日本基荷电力市场的资源销售方均为传统大电力公司,政府规定这些大公司必须向市场销售一定比例的基荷电力,比例由政府按照电力规划目标制定,即到2030年基荷电力占全部电力供给的56%。新增电力公司电力需求若按此比例配置,每年预计可从大电力公司释放出600-700亿kWh,约占全国电力消费的8%左右。与此同时,政府对基荷电力规定了价格上限,即价格不能超过基荷电力平均发电成本[8],目的是保证新增电力企业获得价格水平较低、合约期较长的稳定电源。

日本基荷电力市场的购买方主要为新增电力企业。2019年12月,新增电力公司供电来源的88.6%依赖JEPX的现货市场[9]。2018年日本现货市场平均价格为9.76日元/kWh,但市场价格波动异常剧烈,达到3~75日元/kWh之间,剧烈变化的价格给日本新增电力公司带来了巨大经营风险,一旦出现闪失很容易造成企业经营亏损甚至破产。而大电力公司的供电往往由集团内部调度,无任何市场风险。与现货市场不同,基荷电力市场的交易以年为单位,是一种远期市场交易产品。新增电力企业通过基荷电力市场从大型电力公司获得中长期固定价格的合约电量,可以对冲现货市场价格变动的风险;基荷电力交易双方通过现货市场进行交割,按照现货市场价格与基荷市场的竞价之差,统一由JEPX结算。

如表2所示,2020年日本交割的基荷电力分别于2019年8月、9月和11月进行了竞价交易,分为北海道、东京・东北和西日本三个区域市场进行。北海道地区价格达到12.37~12.47日元/kWh、东京・东北地区为9.40~9.95日元/kWh、西日本地区为8.47~8.70日元/kWh。而2018年度三区域现货平均价格分别为北海道15.03日元/kWh、东京・东北10.68日元/kWh、西日本8.88日元/kWh。从交易价格来看,基荷电力市场价格尽管低于现货市场价格1-2日元/kWh,但实际上与新增电力公司同大电力公司签订的中长期双边协议价格相差无几,基荷市场并未突显现出价格优势。从交易量来看,北海道市场为27.8MW、东京・东北市场308.6MW、西日本市场为197.9MW,三个市场成交电量为534.3MW,相当于46.8亿kWh/年,仅占新增电力公司2018年度全部售电量(1229亿kWh)的3.8%。因此,新增电力公司更倾向通过中长期协议获得大电力公司的备用电源,或者通过资本纽带依附于大电力公司抵御风险。

表2:2019年度基荷电力市场交易量与交易价格

2.间接输电权交易市场

长期以来,日本十大电力公司更关注在各自垄断经营的区域建设电网,所谓的电网其实就是公司内部的“局域网”,因而造成跨区域电网容量十分有限,例如东京至东北的电网容量仅为1262万kW,关西至中部的电网容量仅为1666万kW,甚至东日本和西日本电网频率都不相同,必须通过变频站才能连接东西日本,并且跨区输电容量首先要保证公司内部使用,多余容量才有机会开放给社会。市场各自割据一方导致了全日本电网调度困难,没有形成一张真正意义上的全国电网。

输电网开放是电力市场的重要特征,输电网的所有者必须将输电网无歧视地开放给所有使用者。2018年10月1日,日本输配电改革开始输电权间接竞价(“直接竞价”是指输配电企业直接竞价取得输电权,而“间接竞价”则是指输配电企业通过电力批发市场竞价取得输电权),过去输电调度的“先到先得”计划模式被更改为根据“优先次序”(Merit Order)的市场定价模式,即按照现货市场约定的价格高低,对电网中的所有发电设施进行先后排序。从此,发电、售电企业不用再事先向OCCTO报送电网输配电计划,新增电力公司可以获得公平的电网接入和输配电服务。

由于间接竞价须通过现货市场,日本现货市场跨区电力交易也随之迅速扩大。现货市场属于全国统一市场,在不计输电线路约束的情况下,可以认为不同地理位置的发电机组上网电价基本一致,如图11所示,假如A地区和B地区的现货市场价格均为12日元,原来双方协议的固定价格为10日元,通过现货市场交易之后,为实现账户平衡发电企业须从收入中另行支付给售电企业2日元。但电网发生阻塞时,市场分裂为两个报价区,就会造成区域节点电价不同,如果A地区为11日元,B地区为12日元,JEPX按分区电价进行结算,从B收取12日元,支付A为11日元,这样就形成了“阻塞盈余”;如果A获得该阻塞线路的输电权,不仅对此线路有使用的优先权,而且在阻塞发生时还将获得1日元的补偿。因此,输电权一方面可以有效解决阻塞盈利的合理分配问题,另一方面可在输电网用户间公平合理地分摊阻塞费用,还可以保障用户获得确定的价格,同时通过输电权竞价还能有效预防阻塞。

通常输电权可以分为物理输电权和金融输电权,分别表现为对于输电容量的使用权和收益权。2019年4月,日本启动了间接输电权交易市场,其中输电权是指物理跨区输电容量的使用权,输电权所有者仅有自己获得相关输电服务的权力,不可以转卖,没有收益权。间接输电权一般是指当电网发生阻塞时,在现货批发市场所约定的电能量范围内,交易方有权要求JEPX支付区域市场差价的权利。因此,日本的间接输电权可称为“责任型”输电权,是分区电价结算差价的一种契约,而非欧美国家的权益型输电权[10]。

日本间接输电权发行方为JEPX,购买方为所有电力交易的参加者。市场共设计了阻塞概率较高的6条输电线路产品:东北→北海道、东京→中部、中部→东京、四国→关西、四国→中国、九州→中国等,产品形态从“周输电权”开始,采用单一价格竞价方式。原则上所有跨区电网的输电权全部要通过JEPX的现货市场进行竞价,日前市场成交后的余量还可通过日内市场进行竞价,并且根据日前市场和日内市场约定交易配置容量进行电力系统潮流计算。间接输电权发行容量上限为可传输容量,由OCCTO扣除安全运行需要的裕度和部分保留容量后公布,其中所谓保留容量属于改革过渡性的措施,允许保留部分过去中长期合同的传输容量,日后一旦取消了这些保留容量可释放出更多的市场化可用传输容量。开放的电力市场需要输电网开放和有效管理,输电权是实现电网公平开放的重要工具。

图11:间接输电权概念图

3.容量市场

引导投资是电力市场建设的另一个重要目标。为了保障电力供给的充裕性,很多国家成熟的电力市场都设立了容量市场。日本过去主要通过政府“成本加成”的定价机制帮助大电力公司稳定回收投资成本,同时也要求电力公司承担确保装机容量的义务。但售电市场放开之后,一方面由于电力批发市场价格波动剧烈,电力投资回收期变得难以评估,使得发电企业对发电容量的投资意愿降低。由于发电行业投资成本大、投资回报周期长,一旦错过发电投资新建和更新周期,有可能导致电力供不应求的局面出现,此时将面临电价大幅上涨的风险。日本规定备用容量一般约占H3(最大三日的平均负荷)的8%。据OCCTO对未来十年的电力供给预测,到2021年个别地区或个别时段备用容量已达不到最低标准[11]。另一方面,日本季节性温差大,自然灾害多,电力需求波动较大。尤其是在间歇性可再生能源高速发展的情况下,传统电力企业面临边际成本几乎为零的可再生能源的市场价格挑战,使得电力平衡调节能力较强的火电机组利用小时数不断降低,可再生能源配套的火电资源容量充裕性问题变得更加突出。

为了保障中长期电力稳定供给,确保与可再生能源配套的调节电源的充足,日本决定开设容量市场,规定售电企业有义务购买一定的容量。容量市场不是能量市场(kWh)的交易,而是装机容量(kW)价值的交易。市场管理主体为OCCTO,出售方为发电企业,OCCTO向中标的发电机组支付容量费,但容量费用由输配电企业和售电企业分担,依据其交付年在电能市场中所占份额进行结算。这些费用最终分摊在电价中转嫁到消费者头上。

日本容量市场设计的标的物为容量4年或1年后交付的系统所需发电容量。先于交付年4年的拍卖,满足绝大部分容量交易,先于交付年1年的拍卖,实现容量调整。OCCTO在交易年份确定容量需求,容量市场价格通过集中竞价拍卖确定,中标的容量必须保证在系统需要时能够提供电能,否则将面临约定金额10%的处罚。容量费以年度为周期计算,为确保2024年度的发电装机容量,目前容量市场已开始接受竞价申报,预计2020年7月开始首拍。

日本容量市场是集中式的容量市场,容量需求和指标价格由OCCTO确定[12]。OCCTO根据2019年度的供电计划,目前设定2024年容量需求为1.8亿kW,如图12(左)所示,容量需求的计算依据是:系统最低备用容量为H3的8%,应对极端天气的备用容量为H3的2%以及应对恶性事故的备用容量为H3的1%。图12(右)为反映容量价格与容量需求量关系的曲线,OCCTO以新建机组的投资回收年限设定指标价格(Net CONE),现为9444日元/kW,竞标上限价格不得超过指标价格的150%[13]。OCCTO以容量目标水平为基础设定需求曲线,以发电企业投标容量形成供给曲线,以投标价格与需求价格的相交点确定成交价格,当低于目标需求量时价格急速跳高,当高于需求量时价格缓慢下落,所有交易成功的容量都将按这个价格支付费用。

现有的、新建的或在建的容量都有资格参加容量市场的竟标。FIT电源由于接受过国家补助,不得参加容量市场交易。非FIT的光伏、风电有效容量以过去20日之内的最大3个发电日所规定时间段内的平均出力值为标准。水电、火电和核电的有效容量须扣除厂内用电。自用电厂、DR电源、屋顶光伏等小规模电源设备在一定条件下也可参加容量市场竞标。如DR集成商负荷在1000kW以上就可参加。新市场开设后,发电企业不仅通过容量市场交易,还可同时参与批发市场、供需调节市场和非化石电力市场的交易,大大增加了发电企业收入来源的渠道。

图12:容量市场的目标容量水平与交易价格设定

4.供需调节市场

电力辅助服务市场是保证电力系统安全、可靠运行不可或缺的重要市场。当前各国对于辅助服务市场没有统一的定义,服务产品各式各样。日本设计的供需调节市场其实就是一个辅助服务市场,其核心价值是为了保障电网实时平衡。电力系统是一个瞬时平衡的系统,在实际运行中,由于预测误差、用电负荷变化、电网事故等因素影响,日前市场制定的发电计划与实际用电负荷可能存在一定偏差,产生功率不平衡。因此,日本辅助服务主要包括调频服务和备用服务,供需调节市场的作用就是通过市场交易进行电力电量平衡,而平衡服务具有容量和电量双重属性(⊿kW+kWh)。

一般输配电企业(TSO)与电力公司脱钩之后,为保持中立性就不再拥有独立电源,调频和备用等调节电源须在市场上组织招标采购。调节电源自2016年就开始向社会公开竞标,可调度的发电设备、储能设备、DR及其它资源均可参与。但目前的竞标仅在区域市场内进行,供需调节市场正式启动之后方能扩大到全国市场竞标。如表3所列,目前公开实行竞标的调节电源大致分为“电源Ⅰ”和“电源Ⅱ”两大类,类似我国一次、二次调频服务。

电源Ⅰ由TSO事先公布需求量,对中标机组按合同容量支付kW固定基本费,实际运行时再根据TSO调度量支付kWh费用。电源Ⅱ主要是面向售电企业关闸后的剩余电源,TSO事先不公布需求量,对符合条件的中标机组签约后不另行支付kW基本容量费,仅按实际流量支付kWh费用。调节电源每周须申报kWh价格,TSO根据报价由低到高实时调度。具体产品分类如表4。自2021年起,这两大类调节电源产品的社会竞标将分类逐步过渡到统一的供需调节市场中进行交易。

表3:2020年度调节电源竞标种类

平衡机制设计较为复杂。过去实时平衡的辅助服务被默认为是十大电力公司的义务和责任。电力自由化改革之后,日本执行发电侧、售电侧的计划电量与实际用电需求之间偏差平衡的“计划值同时同量制度”。这一制度对平衡责任进行了划分:市场关闸前,平衡责任和资源优化由发用双方自己进行,即发电侧、售电侧须保证平衡日前或日内市场计划与各30分钟交易时段内实际负荷之间的偏差;市场关闸后,系统运营商继续按照调节电源报价维护系统平衡。为此,发电企业与售电企业必须在运行日的前一天通过调度中心递交发电计划或售电计划,日内市场运行1小时前完成最后调整,承担实时平衡责任。如果发电计划与实际负荷不平衡,TSO将从市场调度资源完成实时平衡。不平衡费用由TSO与发电企业和售电企业事后清算,出清价格以批发市场的日前和日内价格为基础进行加权平均值计算[14]。但FIT电源则例外,由于可再生能源由国家全额固定价格收购,根据FIT特别条例,发电计划由TSO或售电公司制定,发电侧即使出现不平衡也无需支付不平衡费用。

平衡服务种类较多。日本设计的供需调节市场主要针对不同的响应速度、容量和响应时间等指标设置了多种频率响应的备用服务。如表4所列,根据启动时间快慢和持续时间长短,设计了1次频率控制备用(frequency containment reserve,FCR)、2次频率恢复备用(frequency restoration reserve,FRR)以及3次替代备用(replacement reserve,RR)等3大类、5个不同层次以及包括上调和下调共计10个平衡服务产品。从功能上看,一次调节和二次调节为调频服务产品(相当于电源Ⅰ-a和Ⅱ-a),三次调节为平衡服务产品(相当于电源Ⅰ-b和Ⅱ-b)。

响应时间最快的是一次调节服务,电网的频率一旦偏离额定值时,机组的控制系统就会自动地根据负荷的变化控制机组有功功率的增减,限制电网频率变化,响应时间在10秒以内,持续时间5分钟以上,适用于可变速机组(GF)和可瞬间响应的储能设备。

其次是响应时间较快的二次调节服务,它通过专用线在线接受中央调度中心调度。二次调节服务包括:1 接受负荷频率控制LFC指令,要求响应时间5分钟以内,持续时间30分钟以上,以维持基准频率和并网潮流基准值为目的;2 接受经济调度控制EDC指令,要求响应时间5分钟以内,持续时间30分钟以上,以经济调度控制为目的。

机组启停调节外的是三次调节服务产品。三次调节包括:1接受经济调度控制EDC指令,要求响应时间在15分钟以内,持续时间3小时,具体根据发电机调整能力和调节所需量而定;2为解决可再生能源不可控和不确定性带来的系统可靠性问题,针对可再生能源预测偏差特别设计了三次调节服务产品,要求响应时间45分钟以内,持续时间3个小时。

表4:供需调节市场辅助服务产品分类

需求调节市场是一个单边市场,供应方是发电机组、储能装置,DR、VPP等可调节负荷,采购方是一般输配电企业(TSO)。调频和备用的电力辅助服务与电能量具有一定的耦合性,除保障系统可靠性的三次调节为“日交易”产品(kWh投标)外,其它调节服务均为“周交易”产品(ΔkW+kWh投标)。FIT非化石价值交易采用多种价格竞价,按报价高低依次成交(pay-as-bid),非FIT非化石价值交易则采用单一价格竞价制度 。各类产品的上市计划根据响应时间由慢到快依次进行,保障系统可靠性的三次调节将于2020年4月在区域市场首先启动,2021年4月推向全国市场。用于经济调度的三次调节和二次调节分别从2021年、2023年开始交易。服务于频率控制的二次调节和一次调节将于2024年启动。

5.非化石价值交易市场

市场批发交易的电能量不能区分非化石能源与化石能源的属性,无法更好地体现电力的环境价值。实际上可再生能源发电创造了两部分收益,一是电能量价值,二是通过替代化石能源所产生的环境价值。由于环保收益难以度量,无法在市场上得到回报,于是为了解决该问题,各国相继提出非化石能源证书。因此,日本借鉴其他国家经验以FIT电力为基础发行非化石电力证书,开设了非化石价值证书的交易市场。

非化石价值证书的用途可以体现为以下三个方面:一是体现非化石价值。日本政府规划到2030年非化石能源占比达到44%,其中可再生能源24%,核电22%。根据《关于促进能源供给侧非化石能源利用以及化石能源高效利用之法律》,售电企业必须依法依规履行清洁能源消纳责任,所售电能中必须达到政府规定的非化石能源占比,政府为此还设立了增加非化石能源占比的分阶段目标。而非化石价值交易市场为企业提供了非化石电力证书的交易平台,从而助力企业实现供给结构的清洁化。二是体现零碳价值。《关于推进全球气温变暖对策的法律》规定FIT电源为零排放电源,非化石电力证书可用于温室气体排放大户调整其排放系数。日本电力排放系数的自主目标是到2030年达到0.37kg-CO2/kWh,电力企业可通过购买证书来完成排放系数的目标和任务。三是体现绿色价值。目前日本碳市场除了非化石证书外,还有绿色证书和碳信用认证机制(J-credit)。但非化石价值证书的发行规模和范围都高于或大于绿色电力证书和碳信用市场,而且FIT电力本身并不属于绿色电力证书和碳信用市场的发行范围。售电企业可以借助证书向用户宣传其环境附加值。例如,RE100倡议在全球范围内100%使用可再生能源电力,全球参加RE100的企业越来越多,非化石价值证书满足了RE100企业的认证标准和要求。

如表5所列,非化石价值证书分为可再生能源,非可再生能源两大类,核电被划定为非可再生能源类,其用途仅限于向政府主管部门申报碳排放核减之用。可再生能源类又可分为FIT电力(可再生能源)和非FIT电力(包括大水电以及到期的FIT可再生能源)两类。因此,非化石价值证书总共三种:FIT非化石价值证书(可再生能源),非FIT非化石价值证书(可再生能源),非FIT非化石价值证书(非可再生能源)。其中FIT非化石价值证书从2018年5月起开始交易,出售方为FIT资金管理机构(低碳投资促进机构,GIO),购买方为售电企业,FIT非化石证书竞拍最高限价为4日元/kWh,最低限价为1.3日元/kWh。原则上竞拍每季度举行一次。非FIT非化石价值证书将从2020年4月开始竞拍。政府希望通过市场交易回收部分可再生能源补贴费用。

表5:非化石电力证书种类

迄今为止,FIT类非化石价值证书交易市场共进行了8次集中竞拍,分别对2017年度(4-12月)、2018年度、2019年度(1-9月)的FIT电力进行拍卖。交易量由最初的516万kWh增加到1.87亿kWh。其中一个重要的原因是2019年2月,非化石价值证书附加了可追踪的发电厂及其发电设备相关信息,这样既可作为绿色认证,又可规避双重计量(Double Acing),因而大大激发了售电企业的购买热情。但与证书的发行规模相比,证书交易量还是偏低的,2018年度FIT证书发行量为779亿kWh,而实际成交量仅为3500万kWh,仅占发行量的0.04%。最近的一次竞拍成交量为8,567万kWh(2020年2月)。

未完6月11日待续

三、新市场的建立是放松管制还是对自由化改革的背离

[6] 電力システム改革貫徹のための政策小委員会「中間とりまとめ」,2017 年2月

[7] 電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会 「中間とりまとめ」2018年7月,「第二次中間とりまとめ」2019年7月

[8] 公正取引委員会「適正な電力取引についての指針」,2019年9月27日

[9] 電力・ガス取引監視等委員会「自主的取組・競争状態のモニタリング報告」,2020年3月31日

[10] 服部徹「オプション型金融的送電権の価格に関する予備的考察」,『電力経済研究』No.66(2019年3月刊行)

[11] 電力広域的運営推進機関「平成30年度供給計画の取りまとめ」,2018年3月

[12] 服部徹「容量市場の価格決定要因に関する考察」,『電力経済研究』No.66(2019年3月刊行)

[13] 第23回容量市場の在り方等に関する検討会「需要曲線の設定について」,2020年1月31日

[14] 不平衡结算公式:电量不足=现货市场价格(日前+日内)的加权平均价×α+β+K;电量过剩=现货市场价格(日前+日内)的加权平均价×α+β-L。其中,α:全网实时平衡调整系数,β:分区电价差额调整系数,K・L:政府杠杆调整系数。

关键字:电力改革 现货交易

中国储能网版权声明:凡注明来源为“中国储能网:xxx(署名)”,除与中国储能网签署内容授权协议的网站外,其他任何网站或者单位如需转载需注明来源(中国储能网)。凡本网注明“来源:xxx(非中国储能网)”的作品,均转载与其他媒体,目的在于传播更多信息,但并不意味着中国储能网赞同其观点或证实其描述,文章以及引用的图片(或配图)内容仅供参考,如有涉及版权问题,可联系我们直接删除处理。其他媒体如需转载,请与稿件来源方联系,如产生任何版权问题与本网无关,想了解更多内容,请登录网站:http://www.escn.com.cn

相关报道