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对浙江电力市场规则的思考

作者:刘云仁 来源:财新网 发布时间:2019-09-19 浏览:
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中国储能网讯:浙江电力现货市场于2019年5月30日开始模拟试运行,标志着中国的新一轮电力改革事业跨过了最重要的里程碑。

有上一轮电改的经验教训,并认真学习国外电力市场设计和运行的成功经验,与国内其他7个试点现货市场相比,浙江在突破了某些禁区的同时,并没有不切实际地发明创新,而是更加务实和完善。本文将对浙江电力市场设计的亮点和不足之处做一些初浅的点评,最后对国内电力市场某些基本概念问题加以讨论。

浙江电力现货市场设计优缺点

一、浙江电力市场设计的亮点

1.明确的市场目标

浙江市场的目标是优化电力“资源配置,确保系统运行的可靠性和安全性”,而不是许多人理解的仅仅是降低用户电价。如果只是单纯降低用户电价,不用引入市场化改革,计划经济下的行政命令更为有效。

2.交易中心和调度中心职责明确,强调交易中心的独立性

交易中心负责中长期合约和市场管理,还负责对市场运行和市场成员的监管工作。调度中心负责现货市场包括日前市场和实时市场交易,还负责系统可靠性、安全性管理。调度中心的调度方式在市场条件下应作出调整,要变计划调度为经济调度,即根据市场成员的报价进行调度。交易中心和调度中心都必须独立于任何市场交易活动或与市场成员没有任何利益关系。

3.市场出清和结算时段比较合理

浙江市场的日前市场采用30分钟为出清和结算时段,实时市场采用5分钟为出清时段和30分钟为结算时段,这是比较合理的。由于浙江市场引入了滚动预调度的功能,能够根据运行日的实际系统状态和负荷预测对日前市场的运行计划作适当的调整,30分钟的出清和结算时段稍嫌过频,但比某些日前市场采用15分钟为出清和结算时段,更加合理和实用。

理论上实时市场/实时调度的出清时段愈短愈好,因为实时运行系统的状态瞬息变化,调度应该紧紧跟随,但实际操作上,如果出清时段太短,调度中心的调度软件来不及出清,而机组对于太频繁的调度指令无所适从;另一方面,如果出清时段太长,如浙江市场最初考虑的和现在某些市场采用的15分钟实时市场出清时段,则不能很好地跟踪实时负荷的变化和产生适当的调度指令。

国际上成熟市场的经验证明5分钟是最理想的实时出清及调度时段,既能有充分的时间让实时出清软件完成优化计算过程并发出调度指令,也使机组能够更准确地执行调度指令。

4.日前市场和预调度计划为系统可靠运行提供基本保证

浙江电力市场设计初期的设想是建设一个全电力库(Gross Pool)的市场,实际实施的详细市场设计往前迈进了一大步:不仅市场供应方,即发电侧可以报价,还允许市场用户,即负荷侧也报价,这样就能形成一个供需双方通过市场竞争,达到平衡的局面。这在国内恐怕是第一家,一次到位实现一个完全竞争性的市场。

满足供需报价平衡的日前市场出清结果,只是一个财务性的约束,在实时运行时不一定可行和可靠,因此浙江市场设计引入了一个预调度计划,它以日前出清的结果作为起点,采用系统负荷预测而不是市场用户报价作为优化的容量需求约束,确定附加的机组组合,对能量和备用计划作出必要的调整,形成一个安全可行的调度计划,作为实时运行的基础。

在实时运行之前两小时,浙江市场设计增加了一个滚动预调度过程,根据近期(两小时内)负荷预测和系统运行状态可能的变化,对机组组合、能量和备用计划作出适当的补充或修改,获得一个更加切实可行和安全可靠的实时运行基础,避免了实时运行时发电和备用资源不足的风险。可以说,这是一个非常保险而可行的市场设计。

这个预调度计划实际上就是PJM所采用的可靠性评估和机组组合(RAC,Reliability Assessment & Commitment)或其他美国ISO/RTO(独立系统运营商/区域输电组织)所采用的可靠性机组组合(RUC,Reliability Unit Commitment)。

5.对辅助服务市场有较正确的认识

浙江市场对辅助服务的产品有较正确的定义,在现货市场中购买的辅助服务有调频(AGC)备用,一级备用(在10分钟内能提供的备用服务)和二级备用(在10-30分钟内能提供的备用服务),由中长期合同确定的辅助服务有黑启动和无功及电压支持。这是比较科学的全面的定义。

调峰不属于辅助服务的事实已被浙江现货市场接受。辅助服务,就是辅助的服务,只占系统总发电容量的很小部分,一般不超过15%。然而峰谷之间的负荷差一般在30%以上,调峰属于主能量业务,全国有至少7个辅助服务市场以调峰为主,这是非常不严谨、不科学的。可以理解,这是在现货市场还没有开展的地区,为了引入市场机制来解决调峰问题,不得不采用的临时的“打擦边球”的策略。浙江市场没有把调峰列为辅助服务,调峰问题将由日前市场解决。

虽然华东调度中心正在运行一个负备用市场,浙江市场不再采用负备用,因为根据报价不同,发电机可以运行在最小出力到最大出力之间的任何点,从而提供往下调节的能力。

提供辅助服务的成本将按负荷比例分摊给用户。辅助服务是为了保障电力系统安全可靠运行的必不可少的备用服务,是一种公共产品,受益者是整个系统,也就是负荷-电能的使用者。发电方是辅助服务的提供者,应该得到补偿,而不应当承担费用。由于历史的原因,其他几个试点现货市场和正在运行的几个辅助服务市场让发电方分担辅助服务的成本,是非常不合理的。

浙江能够突破禁区,冒着可能升高负荷电价的风险,明确提出让负荷侧按比例分担辅助服务的成本,需要很大的勇气,无疑是一个很大的进步。事实上,让发电侧分担辅助服务的成本,提高了发电成本,最终还是要转嫁到用户头上。

6.采用了供应短缺定价以应对供应短缺的风险

虽然浙江在大部分时间发电能力比较充裕,但在系统高峰时段可能发生系统备用容量不足、不能保证系统可靠运行的情况,也可能发生市场优化软件不能出清的风险。浙江市场设计提出了应对措施。供应短缺定价是一种有效的措施。这个措施使用一个预先定义的备用短缺曲线,它反映了在预先确定的低备用水平上的边际价值。在备用不足的时候,这个曲线被自动地整合进经济调度的优化程序中,出清时产生一个较高的备用价格,并反映到能量的价格。这个措施可以激励更多的资源提供备用服务,同时也能激励更多的需求侧资源参加需求侧反映计划。

7.在对市场力的管控上,提出可行措施

市场力是市场参与者操控市场,主要是市场价格的能力。市场力是一个市场固有的特性,如果市场力被过分行使,轻则会危及市场的竞争性和公平性,重则会带来灾难性的后果。

2000-2001年美国加州的电力危机的主要原因就是以安然(ENRON)公司为代表的发电公司滥用市场力。他们囤积居奇,漫天要价,人为地制造网络阻塞,把批发电价哄抬到不可接受的水平。浙江电力市场设计注意到这个问题,针对浙江电力行业实际情况,制定相应的市场力防控规则条款,采取事前预防、事中监测、事后评估和处罚等措施防范市场操纵行为;建立浙江电力市场市场力分析评价指标体系,对市场竞争性水平实时监控,及时披露有争议的市场行为,定期发布市场竞争性报告。

浙江市场设计提出了主要管控市场力的建议:

• 改变市场结构,限制单个发电集团在市场发电容量中的占比;

• 采用双边合约;

• 检测市场行为,必要时修改报价价格。

浙江中长期售电市场交易基本规则规定,同一投资主体(含关联企业)所属的售电企业,年度双边协商交易、月度集中竞价交易和平台挂牌交易总电量,原则上不应超过全省售电市场总电量的25%。在零售侧对单一售电公司市场份额的限制,可以有效控制发电企业市场势力,利好售电市场主体初期的培育。

二、浙江电力市场设计的不足之处

1.市场时序表逻辑不一致

在市场时序表中,交易中心负责公布日前市场结果——出力计划和价格,而其他现货市场包括预调度、滚动预调度和实时市场的结果都由调度中心公布。为什么不把日前市场结果也由调度中心公布?或者,为什么不把所有的市场结果交由交易中心公布?

事实上,实时市场的结果——实时调度指令必须由调度中心直接向市场参与者发出,这样才能保证调度指令能够及时有效地执行。从这份市场时序表中可见,除了负责公布日前市场结果以外,电力现货市场的运营,似乎不关交易中心什么事。这份市场时序表很简单地表明了把交易中心和调度中心分离的弊端。

国内业界有专家认为“两者分立,反而能够相互监督、相互促进”,实际上此话不妥,首先,运动员不能同时担任裁判员,监管机构不宜经营市场运行;其次,分离的两个中心必然造成机构重叠、人员和资源浪费,增加互相扯皮的机会。虽然浙江电力市场设计认为,交易中心和调度中心的合并和分离与否,对市场详细设计并不重要,但要尽量避免功能上的重叠和混乱。

2.发电机提供备用的成本不为零

“市场中辅助服务的报价”一节提到发电机提供备用的成本为零,这在概念上是错误的,是缺乏契约精神的表现。因为一台发电机为了提供备用,就必须少提供一些能量,牺牲了提供能量的机会成本,而且机组为了保持备用状态,是需要一定的维护成本的,必须得到补偿。

提供辅助服务是一种承诺,发电机承诺保留一定的备用容量,以备实时调度之需,承诺是需要兑现的,不能履行承诺是要受到惩罚的。所以,承诺(契约)是有代价的,也就是有成本的,不能说发电机提供备用的成本为零。按定义,某种辅助服务的市场出清价是增加一个单位(MW)的该种辅助服务备用容量需求时,系统总的发电成本的增加量。在有能量和辅助服务协同优化的出清的市场中,辅助服务备用容量的报价价格可以为零,也可以不为零。协同优化会把资源为提供辅助服务所牺牲的能量机会成本加到辅助服务的市场出清价中。

3.辅助服务成本分担机制比较模糊

“市场中辅助服务定价”一节中说到,“辅助服务成本由市场化用户和发电商按一定的比例分担”。“合约型辅助服务”一节中说到,“在新市场中,这些辅助服务的成本将根据负荷比例分配给市场用户。对于非竞争性用户,其需要承担的辅助服务成本根据发电份额重新分配给发电机组”。“备用和调频结算”一节中也说,“这些辅助服务的成本将按负荷比例分摊给用户,对于非竞争性用户的分摊部分将由发电单元根据政府授权合约比例承担”。

浙江市场设计的这一步重要改革还不彻底。部分辅助服务成本由发电单元承担不但逻辑上不合理,而且也增加了结算的复杂性。辅助服务是系统安全运行所必需的可靠保证,发电方是辅助服务的提供者,只应得到补偿,而不应承担成本。系统用户是辅助服务受益者,不论用户是竞争性还是非竞争性的,都有义务承担辅助服务的成本,除非它们与有关发电机组签订了提供辅助服务的合同。

4.辅助服务的购买和补偿机制不够充分

浙江市场设计的日前市场出清程序仅把一级、二级备用需求作为优化的约束条件之一,而没有作为决策变量(Decision Variable)。虽然日前市场出清程序产生了备用计划和指示性的价格,但不进行结算。在浙江市场设计中,调频备用并不在日前市场计划中购买,而是在实时运行前一小时执行的调频市场中购买。5分钟的实时市场计划才对能量,一级、二级备用和调频进行联合优化,产生实时的能量、备用的计划和价格。提供备用和调频服务的发电单元或负荷将根据实时市场计划,实时市场价格及发电单元的实时性能表现进行结算。

也就是说,在浙江市场中,提供辅助服务在日前实场中将得不到补偿。虽然这是模仿PJM的设计,但可以说,和其他美国ISO/RTO相比,PJM的这种设计是不够完善的。

辅助服务市场的核心是备用。为了保证系统安全可靠运行,向用户提供高质量的不间断的电能服务,系统必须保有充足的备用容量。备用就是要提前做好准备,调频市场直到实时一小时之前才执行,半小时前才通知市场参与者,时间上很可能来不及作好备用准备,其他大多数的ISO/RTO都是在日前市场联合优化能量和各种备用,提前一天就做好准备,在实时运行之前15分钟,根据实时负荷预测和系统状态变化,如有必要,可以再购买一些附加的备用容量,确保有充分的备用准备。

PJM的这种5分钟之前才来联合优化备用的实时市场设计,逻辑上不是很清晰,似乎有些多余。5分钟的实时市场/实时调度,不再是联合优化确认备用容量计划的时候,而是调用日前已购买备用容量,满足实时不平衡能量之需的时候,这时调频备用是由AGC控制装置自动执行的。运行备用则以实时不平衡能量的形式由实时经济调度程序进行调度。在其他ISO/RTO,提供辅助服务的资源将按日前市场中购买的备用容量和相应的辅助服务市场出清价得到补偿,这将是主要的补偿。只要在日前市场购买了辅助服务备用容量,也就是说资源承诺将在实时运行时会做好准备,随时提供所承诺的服务,就能得到补偿,不管这种承诺有没有在实时被调用到。如果在实时市场中,某些辅助服务备用容量被调用到,则所调用到的电量将按照实时市场的能量市场清理价进行结算。所以说,辅助服务市场最好地体现了市场经济中的契约精神:承诺就能得到补偿,履行承诺就能得额外的补偿或奖励,不能履行承诺就会受到惩罚。

顺便提一句,PJM并不是美国电力市场的标准。在2002年,美国联邦能源监管局(FERC)曾经试图把PJM作为美国的标准并市场设计,但很快就不提了。现美国7个ISO/RTO各有特色,没有哪一个是标准。

5.为保证发电机整体经济利益的额外补偿问题

“节点边际电价”一节提到LMP(链路资源管理协议)能够避免其他定价方法中会出现的为保证发电机整体经济利益而需要额外补偿的问题。这种说法不对,由于网络阻塞的影响或其他原因,计算出来的节点边际电价可能会低于位于该节点的发电机报价价格,这时就需要引入报价成本回收(Bid Cost Recover)的机制来进行补偿。

浙江尝试最大限度地突破现有边界、实现从计划向市场转轨的决心,与广东和其他省份的现货市场设计相比,可以说找到了更优的路径。但是跟其他省份的现货市场设计和国内电力市场研究一样,在对电力现货市场的理解和实施方面,浙江电力市场设计仍存在着一些值得商榷的地方。如下:

讨论一:要不要强调地方特色和科技创新

浙江引入了国际团队参与市场设计,有批评者指出,国际团队未必能够深入了解国情省情,很可能设计出完美而不实用的规则。而事实是,尽管经历了数十年的电力改革,国内对国际电力市场理论和实践的了解依然浮于表面。国内至今未有从业者或研究者从头至尾设计和运营过一个电力现货市场,只有东北和华东两个失败的例子。而国外已有多个成功的经验和一些失败的教训,值得学习和借鉴。要持虚心学习的立场,区分严谨的学术研究和意识形态的争论。

本质上,电力市场是一个经济和技术问题,必须遵从一些普适的物理规律,不因国家和地区的不同而改变。比如说,交易中心和调度中心都是独立的、非营利的机构,这是普遍规律。

独立是指所有的ISO/RTO都不拥有任何发电资源和负荷用户,他们公开、公平、公正地管理市场但不参加市场交易,就好比他们是裁判员而不是运动员。他们管理电网,可以拥有或不拥有电网,但他们必须无歧视地向所有的市场参与者开放电网。

非营利是指所有的ISO/RTO都不能进行电能和有关服务的买卖,从中获利,当然不会分红。所有的ISO/RTO都只能向电网的使用者收取适当的电网管理费,向市场的参与者收取一定的交易手续费以维持自己的日常运行。

电力市场的目标都是打破垄断,引入竞争,实现社会盈余的最大化,这也是普遍规律,不因国家和地区的不同而改变。辅助服务市场是为实时市场服务,没有实时市场,就不知道辅助服务是怎样调用的,更谈不上怎样考核和补偿,所以单独建设辅助服务市场,是没有什么实际意义的。

的确,每个国家和地区有一些独特的情况,对国外模式照搬照学是行不通的,但是数十年来数十个国家(地区)的国际现货市场经验,为我们这个现货建设的后来者提供了足够多可以借鉴的样本,各式各样的技术问题在各式各样的客观条件约束下,基本上都有了一种或几种较为合理、实用的解决方案。当我们谈及电力市场的根源,即如何设计现货市场时,每个国家和地区都是一样的。大家都有同样的物理现象,面临同样的问题,需要同样的解决方法。其他的一些经济相关的具体问题,例如如何为新能源提供激励、如何分摊一些成本等,的确需要依据每个国家和地区各自的情况来进行调整。

但是,如果过分强调自己的特色,枉顾电力市场内在的通行规律,随意更改国外模式的系统性设计,非要弄一套和已有的成功系统完全不一样的体系,意图创造计划改良模式的“中国式现货市场”,所谓自主创新,实则标新立异,意在弯道超车,也是自找麻烦,无论是理论还是实践都将证明这样的想法会是错误的。

下面是几个这样想强调中国特色却很奇葩的自主创新的例子:

调峰辅助服务市场:这个说法是很不科学的。调峰属于主要的能量服务,辅助服务是辅助的服务,把两个风马牛不相及的概念强捏在一起,这就是所谓的“中国特色”?为什么不直接称为调峰市场,而要冠以名不符实的“辅助服务”。

股份制交易中心:这是另一个国内引以为傲的发明,但这个叫法也是很不严谨的。股份制亦称“股份经济”,是指以入股方式把分散的、属于不同主体所有的生产要素集中起来,统一使用、合理经营、自负盈亏、按股分红的一种经济组织形式。称为股份制(Shareholding System)就意味着要分红,有营利之嫌,违背了交易中心必须是非营利的原则。实际上国内现有的交易中心都是以电网公司为主体,吸引地方政府和市场参与者共同出资建立,为电力交易提供一个独立的并非为营利的管理平台,如果称为会员制(Membership System)交易中心可能更确切一些。

先出清调频辅助服务,再出清主能量/机组组合。不知道广东是根据什么理论设计出这样的日前市场出清次序。要知道,一个机组要提供调频服务,机组必须是在线的,而且是正在发出一定电量的,除非采用能量和辅助服务协同优化的算法,不然一定要先确定一台机组在线并正在发电,才能确定它能否提供调频辅助服务,这是基本的常识。

广东的解释是如果先做机组组合出清主能量,再出清调频辅助服务的话,剩余的机组容量可能不能满足调频辅助服务的需求,是不是需要重新再做一遍机组组合。这是欠妥的解释,暴露了设计缺乏实际操作经验。在该设计中,出清主能量/机组组合时,既然已经知道要把运行辅助服务的需求作为出清的约束条件,为什么不把调频辅助服务的需求也一起作为出清的约束条件,这样就不会发生所谓调频辅助服务容量不足的问题。

讨论二:节点电价是不是万能的

国内似乎存在着一种共识,认为现货市场的主要功能是发现价格,使用节点电价(Nodal Price)是电力市场的核心逻辑之一。不错,节点电价能够给出位置信号,利用市场机制引导发电与用电在空间上的有效匹配。此外,节点电价价差也给出了在什么地方新建线路的投资信号,必然使其电网投资更加经济高效。但是,节点电价只不过是电力市场的定价方式之一,决不是电力市场的核心逻辑。电力市场的核心逻辑应该是市场均衡原理。在一个竞争性的市场中,市场价格由供需双方的行为共同决定。市场会存在一个均衡价格(Equilibrium Price)或市场清理价(MCP,Market Clearing Price),在这个价格上,生产者愿意提供的商品量正好等于消费者希望购买的商品量。利用市场清理价进行结算,从而实现社会盈余的最大化,这才是现货市场的核心逻辑。

图1. 理想的完全竞争性双边市场的出清

图1是一个理想的完全竞争性双边市场,市场在均衡点(供给量=需求量,供给曲线和需求曲线的交点)出清。供给曲线下方的蓝色面积是卖方的生产者成本,按市场清理价支付卖方的话,卖方得到了比成本(要价)多的支付——绿色面积,称为生产者盈余。需求曲线下方的总面积是买方的支付意愿,买方按市场清理价付费的话,买方实际支付的费用比他们的支付意愿少——黄色面积,称为消费者盈余。生产者盈余+消费者盈余=社会盈余。从图1也可以看出,买卖双方都按市场清理价结算的话,市场在财政上是平衡的,也就是说买方的总付出等于卖方的总收入。这市场均衡原理才是电力市场的核心逻辑。

如果系统没有阻塞问题,也就是说,电能可以无阻塞地从发电端输送到系统中的任意地方,则电力市场可以看成一个理想的完全竞争性市场,可以用一个全系统统一的市场清理价为供(发电)需(负荷)双方结算。如果系统中只有少数的关键线路或通道经常会发生阻塞,其他的线路或通道不经常会发生阻塞或阻塞不太严重,则系统可以分裂为几个相对隔离的区域,区域之间由少数的关键线路或通道连接,区域内部分别进行发电和负荷的平衡,形成各自的均衡价格或市场清理价,供(发电)需(负荷)双方按所在区域的市场清理价进行结算。这是另一种被普遍应用的定价方式,叫做区域电价(Zonal Price)。

这种定价方式直接应用了市场均衡原理,市场规则比较简单清晰,实施和运行起来相对容易。市场结果比较透明,市场参与者容易理解市场的结果和发现可能出现的问题,向市场结果提出质疑和挑战;市场管理者容易查找运行结果的问题,向市场参与者解释或修正运行的结果;市场监管者容易发现和监督市场可能的违规行为。例如某台机组的报价价格是$4/MWh,低于所在区域$10/MWh的MCP,却没有被接受,该机组的拥有者很容易提出质疑:为什么我没有被接受。而市场管理者很容易根据市场规则查出到底是市场运用软件的错误还是机组的数据问题,从而向该机组的拥有者进行解释或修正软件及计算结果。

目前欧洲市场,加拿大的AESO(Alberta)和IESO(Ontario)两个电力市场和越南的国家电力市场从投运以来,一直采用区域电价。在这些市场中,虽然没有采用集中优化的节点电价,竞争仍然是充分且有效的。美国的加州(CAISO)和得州(ERCOT)市场,一开始也是采用区域电价。虽然这两个市场现在已不再采用区域电价,已经进化到更为成熟的节点电价,但区域电价的采用,对市场环境的培育和市场参与者的成长,产生了积极的作用。

然而,电力市场并不是一个理想的完全竞争性市场。电力的生产和消费需要通过传输网络来实现,受到网络传输能力的限制。由于传输网络阻塞的限制,电力的生产和消费不能达到理想的完全竞争性的均衡状态,位于某节点A的低价的发电机组不能充分发电,而必须让位于另外某节点B的高价的发电机组失序发电,这样造成了B节点的电价高于A节点电价的现象。这就是节点电价。虽然以节点电价进行能量交易提供了反映传输阻塞的准确价格信号,促进了生产、消费和投资的效率,但是节点电价不是万能的,存在着下列不足之处:

• 节点电价打破了市场的财政平衡。国内外采用节点电价的电力市场结算时都是发电机用所在节点的电价支付,负荷侧则按系统或区域内各负荷节点的电价的加权平均收费,这样必然造成市场的收支不平衡,打破了市场财政中立的原则。是否可以考虑这样的结算方法:发电机用所在节点的电价支付,支付发电机的费用由系统或所在区域中的负荷按比例分担,这样收支就能平衡。

• 市场参与者可能面临更高的风险。由于节点电价受网络结构和运行状态的影响,这种位置价格的可变性和不确定性使市场参与者面临更高的风险,为了规避这种风险,节点电价最好能配以金融输电权市场作为补充。

• 市场的透明度较低。因为节电电价的计算非常复杂,它的计算质量很难保证,市场参与者和市场管理者只能把它当作一个神秘的黑匣子,节点电价的计算过程及相关信息等得不到有效公开,其过程基本上是无法追踪,结果是很难验证的。这样,节电电价的公平公正性将遭到质疑,使现货市场面临信任危机。

• 技术支持系统开发成本较高。开发和实施一个基于节点电价的技术支持系统,其代价是相当昂贵的。以加州CAISO的系统为例,与初期工程基于区域电价的系统相比,现期的基于节点电价的系统多花了10倍以上的时间(7年VS半年),经费也多花了10倍以上。得州ERCOT开发基于节点电价的系统的花费,比加州还高。

所以,节点电价并不是唯一的选择。此前国家发改委印发的《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》也所指出,各地应因地制宜,选择适合自己实际情况的电价形成机制。

有必要指出,国内对图2所示的供给曲线的含义,存在着一种误解。供给曲线是一条单调上升的曲线,有不少专家甚至有教科书解释说这是因为“价格随着供给量的增加而增加”。这种解释是不正确的。因为对同一个生产者来说,生产同一个产品的单位成本,一般会随着产量的增加而减少。正确的解释是:在一个市场中,有许多卖家在出售同样的产品,他们的产量和价格不一定相同。买家在购买产品时,肯定是从价格最低的卖家选起,按价格从低到高依次选择,直到汇总的产品量满足买家的需求量或没有卖家剩下为止。这样把卖家的报价按价格由低到高进行排队,汇总的如图2右侧所示的曲线就形成了供给曲线。

图2. 供给曲线

图3. 需求曲线

图3所示的需求曲线是一条单调下降的曲线,也许可以解释说“价格随着需求量的增加而降低”。但正确的解释是:在一个市场中,有许多买家想购买同样的产品,他们的需求量和愿意支付的价格不一定相同。卖家在出售产品时,肯定是从出价最高的买家选起,按价格从高到低依次选择,先卖给出价高的买家,直到卖家的产品卖完或没有买家剩下为止。这样把买家的报价按价格由高到低进行排队,汇总的如图3右侧所示的曲线就形成了需求曲线。

讨论三:全电量优化是不是一个伪命题

另一普遍存在的误区是,所谓全电量竞争或全电量优化是集中式现货市场的核心。

国内有观点认为,虽然电力中长期合约绝大部分是需要物理交割的,但在与现货市场衔接时,都应处理成结算意义的交割,所有市场成员无论是否持有中长期合同,也不管中长期合同需不需要物理交割,在现货市场上都必须全电量报价,开展全电量竞争。如果优先出清物理交割的中长期合同,将会使发用电曲线过早定死,缩小了调度空间。由于各方报价不合理会导致发电权转让不成交的问题,可能造成发用电曲线无法形成,将严重威胁电网安全。在现货市场上,已经没有时间让市场成员充分博弈了。相反,如果全电量竞争,竞争过程只是排序过程(不存在物理交割方式下电厂之间由于报价不合理导致的发电权难以转让的问题),不会出现不成交的风险,安全校核需要的发电权转移将是最小成本意义下的强制性转移。上述观点还认为,“美国全电量竞争不存在中长期合同交割的问题,更多是金融环节的问题”。

事实上,美国电力市场的实践经验和教训正好和上述观点相反。美国加州电力市场建设初期,市场不允许市场参与者签订中长期合同,要求所有的发电和负荷的交易,也就是说全电量交易都必须在加州电力交易中心(CALPX)的电力现货市场中进行。因为电力是一种特殊的产品,电力现货市场交易的结果必须在实时运行中兑现。所谓的全电量交易不能保证有足够的发电量来满足实时的负荷需求,也给某些市场参与者提供了行使市场力的机会。

2000年夏至2001年春的加州电力危机就是一个典型的例子。当时以安然(Enron)为代表的发电公司,乘电力供应出现暂时短缺之机,借口设备捡修,不向加州电力交易中心的日前电力现货市场报价。到实时运行时,为了保持“加州灯亮”——电网正常运行,加州调度中心(CAISO)的调度员不得不哀求发电公司保持或增加机组的出力,并接受他们的漫天要价。这是加州电力危机最主要的原因。加州电力危机的主要教训之一是在电力市场投运初期,不能一下子就开放所有的发电资源,进行所谓的全电量竞争,必须保持相当比例的需要物理交割的中长期合同。

中长期合同和现货市场同样重要,都是现代电力不可缺少的组成部分。当现货市场可以发现价格、提高市场的竞争效率时,中长期合同能够提前锁定电量和价格,帮助市场成员规避需求不能满足和价格飙升的风险,同时也是缓解市场力的有效措施之一。

为实现中长期合同的物理交割,要求合同拥有者把中长期合同分解成每天每小时的可执行的调度计划(Schedule),为了分解的调度计划能在满足电网安全约束的条件下执行,合同拥有者一般需要事先购买有关的输电通道的金融输电权。现货市场尊重这些合同计划,这些合同计划将被优先出清并包括在日前运行计划中。具体的做法是,具有中长期合同的发电机组向日前市场全电量报价,中长期合同部分按地板价(Floor Price)报价,作为自计划(Self Schedule)处理,如果机组的发电容量还有剩余,可按普通的经济报价上报,如图3所示。如果某中长期合同是不需要物理交割的差价合同,或者任何时候某中长期合同的签订者不想物理交割,他可以向现货市场全电量经济报价,全电量参与市场竞争。对于中长期合同的负荷部分,则按上限价格(Cap Price)报价。

图4. 机组的能量报价包括自计划(合同)和经济报价

图5. 自计划在现货市场中优先被出清

图5显示了现货能量市场出清的过程。把所有机组全电量能量报价汇总得到了图5中的供应曲线,所有的负荷全电量能量报价汇总得到了图5中的需求曲线。市场首先出清中长期合同(自计划)部分,然后在经济报价部分找到市场均衡点,设置市场清理价。中长期合同或自计划不能设定市场清理价,他们是市场清理价的接受者(Price Taker)。当然市场出清的结果要能通过安全校核,如果市场出清的结果会引起网络阻塞,必须进行减载(Curtailment)处理,有时候为了保证系统的安全运行,不得不对中长期合同部分进行减载,不能完成中长期合同的执行(至于如何执行这种减载,笔者将另文《中长期交易与现货交易衔接机制》,不在这里详细讨论)。中长期合同部分可以按合同进行结算,超出合同或减载的部分将按市场清理价结算。另一种可能的结算方法是,所有的交易电量,包括合同部分和超出或减载的部分都按市场价结算,合同部分的差价由合同签订双方自行结算。

虽然中长期合同的物理执行会缩小调度空间,影响市场的竞争性和效率,但它是保证市场化的电力系统可靠运行的重要手段。中长期合同保证了基本的电量需求,锁定了大部分电力交易的价格,限制了某些市场参与者操纵电价、行使市场力的机会,规避市场可能出现的风险。所以,在电力市场建设初期,特别是中国电力市场从中长期合同交易起步的情况下,必须保持相当比例的需要物理交割的中长期合同。随着市场的不断成熟,可以逐渐减少中长期合同的比例。

以美国加州为例,在2009年加州CAISO新的日前能量市场重新开放时,中长期合同占总的发电量的85%以上,到2018年,这个比例降低到64%。而PJM2017年的中长期合同的比例仍然有70%。事实上,在浙江市场的初期阶段,政府授权的中长期差价合约比例约占总电力电量的90%,现货市场暴露参加竞争的电力电量比例仅占约10%。

所以说,所谓全电量竞争或全电量优化是一个伪命题,并不是电力现货市场建设的核心逻辑。重要的是全电量报价,通过全电量报价,把中长期合同的物理交割,包括在现货市场出清的日前计划中。

日前市场出清的结果,国际上公认的说法是一种财务约束(Financial Binding),但如何理解,则存在着误区。国外有专家认为,因为是财务约束,日前市场出清的结果仅仅用于结算时的参考,对实时市场/实时调度没有任何约束。由于实时和日前的运行条件,包括负荷预测和网络状态可能不一致,甚至存在较大的差异,所以在实时市场中,发电机组必须全电量重新报价,按全电量报价重新优化,才能保证实时调度最优、市场效率最高、发电机利益最大化。理论上,这种说法有一定道理,但实际上是一种误解。财务约束也是一种必须兑现的约束,在实时市场中,市场参与者可以按照日前市场的出清结果自行按计划发电来履行它的财务约束,也可以通过双边合同请其他的市场参与者帮助发电来履行它的财务约束,还可以实时市场的价格购买日前市场所交易的电量来完成它的财务约束。所以说,财务约束是一种是可转让的约束,不必非得交易者本人执行,别人代为执行也可。与实时市场的出清结果是物理约束(Physical Binding)不同,出清结果必须由交易者本人执行,不得转让。

实时市场是一个单边市场,供应方是发电机组、储能装置,可调节负荷,系统是需求方,如图6所示。实时调度的原理是,以最小化实时能量报价成本为目标函数,满足下一个调度时段终点的负荷预测需求,服从机组最小和最大出力以及网络传输能力的约束。但实际上,实时市场/实时调度是一个每5分钟执行一次的连续滚动的过程,在每一次优化中每一个机组并不是从零状态开始调度,而是从一个初始状态或调度出发点开始,机组的调度出发点就是机组当前的出力,可由测量值或能量管理系统中的状态估计值获得。所以进行优化调度时,每台机组还必须服从从调度出发点开始,5分钟内的上下爬坡能力的约束。这样,机组参加优化调度的报价,并不是全电量报价,而只是该机组从调度出发点开始,5分钟内的上下爬坡能力所覆盖的部分报价,称为增量报价(Incremental Bids)或减量报价(Decremental Bids)。在这里重要的仍然是全电量报价,全电量优化在这里又成为一个伪命题。

图6.实时市场的出清原理

如果可以不考虑网络传输能力的约束,或者日前负荷预测已能做得相当精确,日前市场的结果比较完善,已通过必要的安全校核,网络阻塞的问题已在日前市场中得到缓解,实时运行时网络阻塞的情况就不会太严重,特别是在减负荷的时候,实时调度问题可以简化为增量优化问题,即以最小化从机组调度出发点的实时修正能量报价或增量报价成本为目标函数,满足当前调度时段和下一个调度时段终点的负荷预测需求的变化,服从每个机组从调度出发点开始,5分钟内的上下爬坡能力的约束。一旦发生实时网络阻塞,可以通过例外调度(Exceptional Dispatch)或再调度(Re-Dispatch)的方法处理。在实时市场开始前,机组被要求全电量报价,如果某机组没有实时报价,它的日前能量报价则被默认为实时报价。根据机组的全电量报价、调度出发点和5分钟的爬坡能力,可以产生每个调度时段的增量和减量报价,把增量和减量报价分别按价格排队,就可以很容易地实行按增量优化调度,这样将能大大地简化实时调度软件的复杂性,减少系统开发和实施的成本,并提高系统运行的效率。在电力现货市场建设初期,也许可以考虑这样的实施方案:日前市场采用节点电价,实时市场采用基于区域电价的增量优化调度方法。

讨论四:辅助服务市场是不是最好体现了契约精神

现在国内对辅助服务市场的理解,存在着非常大的误区。据通报,到2018年底,全国已有东北、福建、甘肃、山东、新疆、宁夏、广东、山西、重庆、华北、华东、西北、江苏和蒙西14个地区启动了电力辅助服务市场机制,实际上,除广东以外,没有一个所谓的辅助服务市场是真正意义上的辅助服务市场,他们的市场都是“调峰辅助服务市场”,这在概念上是错误的。

顾名思义,辅助服务就是辅助的服务,调峰的量较大,应属于主要的能量服务。可以理解,国内许多地区在没有现货市场的情况下,调峰实际上是调谷的问题比较严重,为了引入市场机制来解决这个问题,不得不采用打擦边球、钻政策空子的办法,发明了这个具有中国特色的名词“调峰辅助服务”。随着电力现货市场的建立,调峰问题可以在日前市场中解决。很高兴看到国内业界已认识到这个问题,在广东和浙江的现货市场设计中,已看不到调峰辅助服务这个题目。

维持电力系统稳定和可靠运行的最有效和最可靠的预防和校正措施是系统随时保持充足的备用容量。在正常运行时,让一些资源不发挥最大出力或者根本不出力——停机,而是让这些富余的发电能力随时处于一种待命的状态,当系统需要时,这些待命的备用容量能够被迅速有效地调用,以平衡系统能量的供需不平衡和应对系统突然发生的故障。这些备用的能力包括调频备用、运行备用、黑启动备用和无功及电压支持备用,统称为辅助服务备用。运行备用又可细分为旋转(或同步)备用和非旋转(或非同步)备用。调频备用和运行备用在现货市场上购买,黑启动和无功及电压支持通过中长期合同确定。调频备用是为了平衡系统的不平衡能量,运行备用是为了系统有充分的资源供实时调度所需,从而跟踪运行小时之间的负荷变化(load following)和应对系统的突发事件如机组或线路故障。

辅助服务的核心是备用,备用就是要提前做好准备,中国俗话说“养兵千日,用兵一时”,就是这个意思。提供备用是有成本的,必须得到补偿,哪怕是备而不用都应该得到补偿,这是主要的补偿。如果在实时运行时被调用到,则所调用到的电量按实时市场价,再一次得到补偿。

例如,美国加州电力市场已投运20多年了,黑启动备用一直备用在那里,一次也没有启动过,但承诺提供黑启动的机组每年都按合同得到补偿,这就是契约精神。

提供备用是一种承诺,承诺提供备用是必须兑现的,到时候不能兑现承诺提供的服务是要受到惩罚的。所以说辅助服务市场最好地体现了现代商品社会的契约精神。然而,国内业界对这种契约精神的理解很不到位。国内十几个所谓的辅助服务市场,包括影响较大的广东和浙江市场都没有提前(在日前市场中)为调频和运行备用做好准备,并按备用的容量给予补偿。

国内对辅助服务的补偿,是非常不充分和不合理的。根据国家能源局综合司发布的《关于2018年度电力辅助服务有关情况的通报》,2018年,全国除西藏外31个省(自治区、直辖市)补偿费用共147.62亿元,占上网电费总额的0.83%。其中,调峰补偿费用总额52.34亿元,占总补偿费用的35.46%;调频补偿费用总额41.66亿元,占比28.22%;备用补偿费用总额42.86亿元,占比29.03%;其他补偿费用10.76亿元,占比7.29%。实际上,总的(不包括调峰)电力辅助服务补偿费用仅为92.28亿元,占上网电费总额的0.54%,这是非常不充分的,其原因是补偿机制不合理,没有按辅助备用的容量进行补偿。与之相比,美国加州2018年的辅助服务补偿费用为1.89亿美元,占上网电费总额的1.70%。

2018年,全国辅助服务补偿费用的来源主要来自发电机组分摊费用,合计118.95亿元,占比为80.58%。这是非常不合理的。发电机组提供辅助服务是做出贡献,理应得到补偿,而不应承担成本。在谈到辅助服务成本问题时,国内业界喜欢提到“谁受益,谁负担”的原则,既然这样,购买辅助服务成本就应该由系统用户即负荷来负担,因为是整个系统使用了辅助服务,系统也就是电力用户是受益者。国内所谓的辅助服务市场由发电侧来承担提供辅助服务成本,是完全不合理的,应尽快改正过来。

每一台连网的发电机组都必须装置自动发电控制(AGC,Automatic Generation Control)设备,也就是说每一台连网的发电机组都被要求提供调频服务,这是没有必要的。因为调频服务是一种快速反应的短期的服务,在实时运行时,实际的负荷和发电供应之间总是有一个偏差,叫做区域控制误差(ACE,Area Control Error),这个偏差是系统不平衡能量的一部分。不平衡能量将以频率偏差的形式表现出来,根据频率偏差提供调节备用的机组能够很快地通过自动发电控制装置作出反应,增加或减少出力,提供或消耗不平衡能量,以达到暂时的平衡。但是AGC自动平衡的能力是短期的和有限的,这时提供调节备用的机组偏离了它的首选工作点(POP,Preferred Operating Point),不可能一直使用下去,必须通过实时经济调度(Real-Time Economic Dispatch),对提供运行备用和实时能量报价的资源进行调度,增加或减少出力,提供或消耗不平衡能量,把已用过的AGC自动调节的能力置换出来,使AGC机组回到原来的首选工作点,并把不平衡能量的需求减少到AGC能够调节的范围内。所以,在市场化的实时经济调度条件下,并不需要每一台连网的发电机组都能提供调频服务,只需要部分绩效好的机组提供,而且只需要提供能够满足短时期,也就是一两个调度时段(Dispatch Interval),一般为5-10分钟的需求即可。

因此,在美国,调频辅助服务的使用效率是非常高的,特别是在2013年,联邦能源管制委员会(FERC,Federal Energy Regulatory Commission)发布755号命令以后。以加州为例,现在系统对调频辅助服务的需求,不超过系统总负荷的1.5%。755号命令(Pay for performance Regulation)要求,各ISO/RTO对调频辅助服务的补偿,不仅包括对备用的容量和实际调用到的电量的补偿,还要包括对调频性能绩效的补偿,旨在鼓励调频性能绩效好的资源,主要是储能资源参加调频辅助服务市场。

辅助服务的购买是电力市场的重要组成部分,辅助服务市场的设立,是为了通过市场的手段,确保辅助服务的充分供应和提供辅助服务的成本能够得到有效的补偿。辅助服务市场是为实时市场/实时调度服务的,必须与实时市场同步建设。与其他的电力市场主要功能相比,辅助服务市场的原理和实施是相对简单和直接的,然而,国内的十几个所谓的辅助服务市场都没有正确地理解辅助服务市场的原理,其实施也必然是非常不完善的,因此开展和加强辅助服务市场的原理和实践的普及培训工作,很有必要。

刘云仁,美国加州独立系统调度(CAISO)前主任市场设计工程师、IEEE高级会员、重庆大学电气工程客座教授。1968年毕业于重庆大学电机工程系电力系统专业,1978年到1980年在中国科学院研究生院电工研究所学习,1981年赴美留学,分别于1982年和1987年从美国威斯康星大学麦迪逊分校(University of Wisconsin, Madison)获得电机工程硕士和博士学位。1988年至1997年,作为主任研发工程师,在ABB系统控制公司(Asea Brown Boveri, System Control)负责能量管理系统(Energy Management System)高级应用软件的研发,实施和维护工作。自从1997年11月,作为初创团队的成员之一,参加了加州独立系统运行公司(California Independent System Operator - CAISO)的组建工作,参与电力市场设计,负责市场应用软件的安装和调试。直到2011年11月退休以前,作为主任市场设计工程师,负责CAISO市场内部应用软件的研发,测试和维护以及市场运行的技术支持和分析工作。

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