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電改五周年專訪:我國需要建設什么樣的多層次電力市場

作者:張振興 來源:電力大數據 發布時間:2020-01-11 瀏覽:
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新一輪電力體制改革進入第五個年頭。

五年間,我國電力市場發生了巨大的改變。2個國家級電力交易中心、32個省級電力交易中心相繼成立,并平穩運行,中長期市場、現貨市場、輔助服務市場同步推進,電力商品屬性得到逐步還原。五年間,行業也逐漸意識到我國電力市場的復雜性、電力市場建設的長期性、電力市場主體的多元性,“無現貨不市場”、“輔助服務市場全面放開”等一系列行業觀點一度引起行業內外的關注。

2020新的一年開始之際,如何進一步界定中長期市場、日前市場、現貨市場、容量市場、輔助市場等多維度市場關系,也考驗著今天電力體制改革決策者智慧。

劉云仁,IEEE高級會員,畢業于重慶大學電機工程系電力系統專業,1978年到1980年在中國科學院研究生院電工研究所學習,1981年赴美留學,分別于1982年和1987年從美國威斯康星大學麥迪遜分校(University of Wisconsin, Madison)獲得電機工程碩士和博士學位。1988年至1997年,作為主任研發工程師,在ABB系統控制公司(Asea Brown Boveri,System Control)負責能量管理系統(Energy Management System)高級應用軟件的研發,實施和維護工作。自從1997年11月,作為初創團隊的成員之一,參加了加州獨立系統運行公司(California Independent System Operator - CAISO)的組建工作,參與電力市場設計,負責市場應用軟件的安裝和調試。他作為主任市場設計工程師,負責CAISO市場內部應用軟件的研發、測試和維護以及市場運行的技術支持和分析工作。

帶著一系列疑問,我們采訪劉云仁教授,

試圖從他的視角審視我國電力市場建設。

電力體制改革需要多層級市場

記者:對于當前多層次的電力市場建設,很多專家提出“無現貨不市場”。您如何看待這一觀點?

劉云仁:我贊成“無現貨不市場”這一觀點。

電力市場的建設有不同的組成部分,或不同的發展階段,電力現貨市場是最重要的組成部分或最關鍵的發展階段—“臨門一腳”。如果沒有現貨市場,則電力市場是不完善的,也是沒有實際用處的。因為電力體制改革,實現電力市場化的最終目的是為了恢復電力作為一種商品的屬性,實現社會利益的最大化,具體地說是為了打破壟斷,引入競爭,優化資源利用,改善系統運行的可靠性,和降低用戶電價。歸根結底,電力市場的結果要反映在電力系統的實時運行中。絕大多數中長期市場交易應該是為現貨市場服務,在實時運行時必須物理交割的。只有兌現交易承諾,才能保證電網運行的經濟性和可靠性,實現電改的目的。

記者:現貨市場僅僅是電力市場多元結構中的一部分,它和中長期市場、電力期貨市場、輔助服務市場、容量市場是怎樣的關系?

劉云仁:中長期合同和雙邊交易是成熟的電力市場相輔相成不可缺一的組成部分,中長期合同能夠提前鎖定電量和價格,幫助市場成員規避需求和價格的雙重風險?,F貨市場能夠發現價格隨時間和位置變化,感受市場取向,指導電網的運行和規劃,并為中長期合同的簽定提供價格上的參考。中國的電力市場以中長期市場交易起步,在建設電力現貨市場的同時,必須充實和完善中長期市場交易:中長期交易在整個市場份額中,必須占比較大的比例,至少占2/3以上;中長期交易在進入現貨市場時,必須分解為每天24小時的運行計劃。

電力期貨可以作為中長期合約交易的一小部分,和其他的金融衍生品一道,只能作為活躍市場,改善市場效益的一種輔助產品,絕不能成為電力市場的主體。

輔助服務市場是電力現貨市場的一個重要組成部分。電力現貨市場還包括日前能量市場,實時能量市場和阻塞管理。

日前能量市場,市場根據供需雙方的投標和負荷預測進行優化和平衡,制定次日24小時每小時的發電和用電計劃。日前能量市場允許虛擬報價(Virtual Bids),這是一種金融產品,市場參與者可以以一個虛擬機組或虛擬負荷的方式,向ISO/RTO報價,參加日前能量市場的交易。一旦該虛擬機組的報價被接受,它將按日前能量市場的價格得到付費,但到了實時市場中,它必須按實時市場的價格回購相同的能量,或者要求其他真實的發電機組,幫助承擔發電義務。經濟學家相信,引入虛擬報價能夠改善市場的效益,促進實時市場和日前市場的能量價格趨于一致(收斂),所以虛擬報價也稱為收斂報價(Convergence Bids)實時能量市場,也叫不平衡能量市場,在市場化的環境中實時市場和實時調度實際上是一回事。在實時運行時,實際的負荷和發電供應之間總是有一個偏差,而相鄰兩個運行小時之間的發電計劃也會有變化,這就需要調度系統中的可調度資源(發電機和可調節負荷)來平衡這種不平衡。市場化的實時調度根據系統中可調度資源的能量投標和負荷預測進行優化調度。

容量市場可以看做是一種中長期交易市場。美國現有七個電力市場,加州(CAISO),德州(ERCOT),和南方電力庫(SPP)沒有容量市場,PJM,紐約(NYISO),新英格蘭(ISO-NE)和中部(MISO)有容量市場。在PJM每個為消費者提供電力的市場成員都必須獲得足夠的發電資源,以滿足當今和未來的負荷需求。會員通過PJM的容量市場來確保未來需要的這些資源。

PJM的容量市場也可稱為可靠性定價模型,通過采購滿足未來三年預測能源需求所需的適當電源資源,確保電網的長期運行的可靠性。在"按業績付費"模式下,資源必須在系統緊急情況期間按需要提供電力,否則應支付相當可觀的不履約費用。就像是一份保險單 – 對于少量額外成本(向表現良好的資源付款),消費者在極端天氣期間將獲得更大的保護,免受電力中斷和價格飆升的影響。通過將電力供應與未來需求相匹配,PJM的容量市場可發出長期價格信號,以吸引所需的投資,以確保充足的電力供應。

發電容量表示在需要時,尤其是在電網緊急情況下,必須交付的資源承諾。例如,一家購物中心建造了足夠的停車位,供其在最繁忙的時間,例如黑色星期五,足夠使用。車位是放在那里供需要時使用,但他們可能不會全年都使用到。與電力有關的容量意味著電網有足夠的資源,以確保隨時滿足電力需求。

輔助服務市場。除了向終端用戶提供電能,電力系統運營商還負責保證系統運行的可靠性。因為電能是一種特殊的產品,不易儲存,必須隨時保持系統的發電供應和負荷需求平衡。保證系統安全運行最有效最可靠的預防和校正措施是系統隨時保持充足的備用容量,也就是說在正常運行時讓一些資源不發揮最大出力甚至停機,而是讓這些富余的發電能力隨時處于一種待命的狀態,當系統需要時,這些待命的備用容量能夠被迅速有效地調用,以平衡系統能量的供需不平衡和應對系統突然發生的事故或故障。輔助服務市場的設立,就是為了通過市場的手段,確保輔助服務的充分供應和提供輔助服務的成本能夠得到有效的補償。

輔助服務市場是為實時市場服務的,必須和實時市場/實時調度放在一起。調峰服務不屬于輔助服務,因為系統的峰谷負荷是可以精確預測的,調峰問題可以由日前能量市場(如果有日前能量市場)或運行方式部門(如果沒有日前能量市場)做出的日計劃解決。有的輔助服務不在現貨市場構買,由ISO/RTO選擇選擇合格的供應商,與他們簽訂長期的服務合同,如:黑啟動能力,無功及電壓支持,和可靠性必須運行機組。

記者:在您看來,我國多層次電力市場中存在哪些不足?

劉云仁:現在國內對輔助服務市場的理解,存在著非常大的誤區。據通報,到2018年底,全國已有東北,福建,甘肅,山東,新疆,寧夏,廣東,山西,重慶,華北,華東,西北,江蘇,和蒙西14個地區啟動了電力輔助服務市場機制,實際上,除廣東以外沒有一個所謂的輔助服務市場是真正意義上的輔助服務市場,他們的市場都是調峰輔助服務市場,這在概念上是錯誤的。因為輔助服務顧名思意,就是輔助的服務,調峰的量較大,應屬于主要的能量服務??梢岳斫庠趪鴥仍S多地區,在沒有現貨市場的情況下,調峰實際上是調谷的問題比較嚴重,為了引入市場機制來解決這個問題,不得不采用打擦邊球鉆政策空子的辦法,發明了這個具有中國特色的名詞“調峰輔助服務”。隨著電力現貨市場的建立,調峰問題可以在日前市場中解決。很高興看到國內業界已認識到這個問題,在廣東和浙江的現貨市場設計中,已看不到調峰輔助服務這個題目。

國內對輔助服務的補償,也同樣有較大的提升空間。根據國家能源局綜合司發布的《關于2018年度電力輔助服務有關情況的通報》,2018年全國2018年,全國除西藏外31個?。▍^、市、地區)補償費用共147.62億元,占上網電費總額的0.83%。其中調峰補償費用總額52.34億元,占總補償費用的35.46%;調頻補償費用總額41.66億元,占比28.22%;備用補償費用總額42.86億元,占比29.03%;其他補償費用10.76億元,占比7.29%。實際上總的(不包括調峰)電力輔助服務補償費用僅為92.28億元,占上網電費總額的0.54%,這是非常不不充分的,其原因是補償機制不合理,沒有按輔助備用的容量進行補償。與之相比,美國加州2018年的輔助服務補償費用為1.89億美元,占上網電費總額的1.70%。

2018年全國輔助服務補償費用的來源主要來自發電機組分攤費用,合計118.95億元,占比為80.58%。這是非常不合理的。發電機組提供輔助服務是作出貢獻者,理應得到補償,而不應承擔成本。在談到輔助服務成本問題時,國內業界喜歡提到“誰受益,誰負擔”的原則,既然這樣,購買輔助服務成本就應該由系統用戶即負荷來負擔,因為是整個系統使用了輔助服務,系統也就是電力用戶是受益者。國內所謂的輔助服務市場由發電側來承擔提供輔助服務成本,是不合理的。

電力市場建設從批發電價開始

記者:我國目前已經形成2個國家級、32個省級電力交易機構,我國的電力交易中心和美國的PJM機構有哪些不同?您如何看待電力交易中心和調度中心關系?

劉云仁:美國不僅有PJM一個電力交易機構,包括加拿大,北美州一共有九個電力交易機構(ISO/RTO),即九個電力市場。

▲北美洲的九個電力市場

▲北美洲九個電力市場的簡單統計

中國的電力交易中心和北美洲的電力交易機構有非常大的不同,主要體現在機構的歸屬和職能方面。首先歸屬不一樣,中國的電力交易中心都是新建的所謂股份制機構。按照百度百科的解釋,股份制亦稱“股份經濟”是指以入股方式把分散的,屬于不同人所有的生產要素集中起來,統一使用,合理經營,自負盈虧,按股分紅的一種經濟組織形式。稱為股份制(Shareholding System)就意味著要分紅,有贏利之嫌,違背了交易中心必須是非贏利的原則。國內現有的交易中心都是以電網公司為主體,吸引地方政府和市場參與者共同出資建立,為電力交易提供一個獨立的並非為贏利的管理平臺,並不以贏利為目的,如果稱為會員制(Membership System)交易中心可能更確切一些,這樣不會引起誤導。實際上國內各交易中心的人員大多來自電網公司,主要來自電力調度中心,交易中心的經濟和業務仍然受電網公司控制。

在美國和加拿大,九個電力市場管理機構都是獨立于電網公司的機構,它們有的是受地方政府(在美國為州,在加拿大為?。┕茌?,向地方政府負責的非贏利組織,如加拿大的阿爾伯塔(AESO)和安大略(IESO)電力市場和美國的加州(CAISO),德州(ERCOT)及紐約州(NYISO)的電力市場。其它的四個市場(PJM,ISONE,MISO,和SPP)是跨越多個州的市場,市場涉及到的各個州之間是一種協商或會員制的關系。在所有九個電力市場中,原有的電網公司在保持它們對輸電網的擁有權和維護輸電網的責任的前提下,必須把輸電網的經營管理權,也就是調度權交給市場。

另一個主要的不同在職能方面,美加的九個電力市場(ISO/RTO)都是交易中心,調度中心和規劃中心三位一體的集中的管理機構。在中國則把交易中心和調度中心分離,明確了交易中心主管中長期交易和市場結算,調度中心負責現貨市場和實時調度。在美加,中長期交易由交易雙方或交易一方和ISO/RTO直接簽定合同,沒有專門的機構來管理中長期交易。在電力市場建設初期,美國加州曾經有過把能量現貨的交易中心和調度中心分設的失敗的教訓,交易中心和調度中心一體化避免了機構的重疊,促進了市場交易和電網運行的信悉溝通,實現了電網的可靠運行。通過對市場和系統控制的管理,ISO/RTO最清楚地知道在什么地方和怎樣進行系統基楚設施的擴張和更新。美加的經驗證明,三位一體的集中的管理機構是一種有效的電力市場組織型式。鑒于國內的實際情況,這不太可能實現,但為了真正實現電力改革的目的,電力調度中心必須獨立,因為電力市場必須獨立和非贏利的原則不能違背。

我理解的調度中心獨立,并不一定要把調度中心在行政上從電網公司獨立出來,只要業務上從電網公司獨立出來就行,也就是說調度中心不擁有任何發電,用電和輸電資源,不從事任何電力及服務交易,按市場規則而不是按電網公司的指令管理和調度電網,對所有的市場參與者公開公正公平地開放電網,就可以實現調度中心業務上的獨立。就像現在美國和加拿大的各電力市場一樣,電網還是屬于原來的所有者,包括私人投資的電力公司,市政公用事業公司,聯邦和州/省政府機構擁有,他們仍然保留電網維修的義務。ISO/RTO將向市場參與者收集電網的使用費,支付給電網公司。按照我的理解,這種業務上獨立比歸屬上從電網公司獨立要容易實現一些,但無論如何,電網公司的權限肯定會被削弱。

記者:北美電力市場是如何計算、并執行電價機制的?終端銷售電價組成部分是怎樣的?

劉云仁:北美洲不只有PJM一個電力市場,而是九個,每個市場定價機制都有所區別。在實行電力工業重組以前和沒有實行市場化改革的地區,電力工業都是地區性壟斷的,也就是說在一個地區內,地區有大有小,大至一個州(美國)和?。幽么螅?,小至一個小城鎮,只有一家電力公司,在這個地區內,從發電,輸電到配電,都由這一家公司垂直一體化管理。電力公司有很多種類型,如投資人擁有的電力公司(IOU, Investor Owned Utilities),聯邦政府或州/省/市政府擁有的市政公用事業等等。

在這種體制下,電力公司直接向終端用戶(包括大型工商用戶和小型居民用戶)供電和收費,收費標準是由有關的州/省政府決定的。根據投資,運營,維護和折舊的成本,允許電力公司有一定的利潤空間,有關的州/省政府制定電力公司向終端用戶的收費標準。在有電力市場的地區,由于小型居民用戶沒有直接參與電力市場交易,他們是通過中間批發商/售電公司/零售商獲得電力供應,這就有了批發電價和零售電價的區別。目前,北美洲的9個電力市場中,絕大多數的地區都沒有開放零售市場,向終端用戶收費的零售電價仍然受仍然受相關的州/省政府控制,根據售電公司在電力批發市場的總購電成本和配電成本,允許售電公司有一定的利潤空間,有關的州/省政府制定售電公司向終端用戶的收費標準。

在北美洲的9個電力市場中,政府放松了對批發電價的控制,但還是保持著對電價的監管。批發電價有很多組成部分,包括但不限于能量(電量),阻塞,輔助服務,容量,網損,輸電和電網管理等等。

能量電價可以由買方和賣方通過雙邊合同(雙方之間已達成相互協議的合同)預先確定,也可以由有組織的能量批發市場拍賣的市場清理價確定。在一個竟爭性的市場中,市場價格由供需雙方的行為共同決定,其中供應方(發電資源)提供包括能夠提供特定數量的電能(兆瓦時)和所要求價格的報價,需求方(負荷)也提供所需要的電能量(兆瓦時)和所愿意支付的價格的報價。在拍賣過程中供應側按報價價格由低到高的次序依次挑選(出清),同時需求側則按報價價格由高到低的次序依次挑選(出清),直到供給與需求相匹配或均衡時,也就是供應方愿意提供的發電量正好等于需求側希望購賣的負荷量時,市場被出清。市場存在一個均衡價格(Equilibrium Price)或市場清理價(MCP,Market Clearing Price)。在有些市場中,需求方只報量不報價如國內的幾個試點現貨市場,或者需求方只有一個-系統如實時能量市場,這是一個單邊市場,在拍賣過程中按供應側的報價價格由低到高的次序依次挑選(出清),直到所選中的總發電量滿足系統總負荷需求為止,它與供應曲線的交點決定市場清理價。

這是沒有考慮網絡阻塞的情況,在這種情況下,任何發電資源發出的電能都可以無阻礙地輸送到系統中的任何地方,也就是說在系統中任何地方的負荷都可以買到可獲得的最便宜的電能。這樣全系統只有一個統一的出清價格,所有的發電資源和負荷需求側按統一的出清價格結算。在需要考慮網絡阻塞的情況下,由于網絡傳輸能力的約束,有的負荷不能得到來自較便宜的電能供應,而必須從價格較高的發電資源獲得電能,這樣就形成了系統在不同地方的電價差異,也就是引入了節點電價(Node Price)或位置邊際電價(LMP, Locational Marginal Price)和阻塞電價的慨念。LMP的定義是在某一節點(位置)每增加一個單位(MW,兆瓦)的負荷需求時,系統基于報價的總生產成本的增量,是由各市場(ISO/RTO)的市場優化出清程序計算出來的。能量電價包括日前市場和實時市場。

阻塞電價是由于必須考慮網絡阻塞約束條件而產生的,根據不同節點之間LMP的差別來計算。

輔助服務價格可以通過中長期合同和市場拍賣來確定。黑啟動能力,無功及電壓支持,和可靠性必須運行機組由ISO/RTO同承諾提供這些服務的資源簽定中長期合同,一般以一年為期,確定價格。調頻備用和運行備用則通過市場拍賣出清。它們是單一買方的市場,買方是系統,按照市場均衡原理定價。有的ISO/RTO有分離的調頻備用,旋轉備用和非旋轉備用市場,依秩分別出清和定價,大多數ISO/RTO則把調頻備用,旋轉備用和非旋轉備用和能量市場一道,協同優化出清。按照每增加一個單位(MW,兆瓦)的某種備用需求時,系統基于報價的總生產成本的增量的原理進行定價。

容量電價可以通過供需雙方簽定的合同或通過容量市場的拍賣來確定。

網損電價在北美有些市場中,例如PJM和CAISO是作為節點電價(LMP)的一個分量由基于交流潮流模型的市場優化出清程序一道計算出來的,節點電價(LMP)由能量電價,阻塞電價和網損電價三個分量組成。而在另一些市場中,例如德州ERCOT,其市場優化出清程序使用直流潮流模型,LMP只計算能量電價和阻塞電價,網損由負荷根據負荷的占比份額支付。

輸電電價在北美電力市場中是用電網傳輸接入費(TAC,transmission access charge)的型式向每兆瓦時(MWh)的系統內部負荷和向系統外的輸出收取,用于回收與電網設施相關的傳輸收入要求(TRR,transmission revenue requirements)。根據輸電線路的電壓等級,TAC采用不同的費率。對于額定電壓200kV及以上的輸電設施使用一個全系統的"郵票"費率(高壓或區域費率),這個費率由ISO/RTO提出,由聯邦政府(FERC,Federal Energy Regulatory Commission)批準。而對于額定電壓低于200kV的輸電設施的,采用與參與的傳輸擁有者(PTO,participating transmission owner)特定的費率(低壓或"本地"費率),這個費率由ISO/RTO與參與的傳輸擁有者商定,由有關的州政府批準。

管理電價是用于復蓋ISO/RTO本身運行和發展成本的費用。雖然ISO/RTO是非贏利組織,不允許參與市場交易從中獲利,只能通過對電網和市場的管理向電網的使用者收取電網管理費(GMC,Grid Management Charge)這里電網管理費GMC是輸電電價TAC以外的附加的收費,當TAC是要支付給電網擁有者PTO的,GMC是由ISO/RTO自己收取的。GMC有很多種類和費率,主要包括市場服務費,系統運行費,阻塞管理費,報價管理費,市場準入申請費等。GMC是一個固定的費率,每年年中由ISO/RTO會同所有的利益相關者一起審查 ISO/RTO當前的財務狀況,并收集他們對下一年度預算流程和投入,由董事會審定,報聯邦政府(FERC)及有關的州政府批準。

在所有的電力市場中能量電價包括日前和實時能量電價都占總批發電價的最大比例,但其它各種電價組成部分在總電價中的占比在不同的市場中相當不同。例如在PJM,2018年總的批發電價為$59.96/MWh,其中能量占63%,輸電占14.7%,容量占20%,其它包括電網管理和市場服務占2.3%,其中輔助服務的占比不到1%。在CAISO,2018年總的批發電價為$49.54/MWh,因為沒有容量市場,能量占有更大的比例,日前和實時的能量加輸電占了總批發電價的95.6%,輔助服務的占1.7%,電網管理和市場服務占0.87%。

記者:北美電力市場建設對我國電力體制改革有哪些啟示?

劉云仁:電價改革應該從批發電價開始,應該先把批發市場搞好,批發電價理順,再逐步建立零售市場,開放零售電價。

因為零售電價對國計民生比較敏感,過大的波動可能對社會穩定造成較大的風險,在電力改革的初期,零售電價還是應由政府管控起來。在批發市場中,由于有中間售電公司作為緩沖,比較能夠容忍批發電價的波動,長期而言,能夠實現電力市場的初衷:最大化社會效益和優化資源的利用。

關鍵字:電力市場

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