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电力现货市场中三种实时市场模式(附经验)
2018-04-13 15:36:27.03  来源:中国低压电器网
    2015年3月,国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,我国新一轮电力体制改革由此启动,其中明确了推进电价改革、推进电力交易体制改革、建立相对独立的电力交易机构、推进发用电计划改革、推进售电侧改革、开放电网公平接入、加强电力统筹规划和科学监管等重点任务。紧接着,国家发展改革委、国家能源局又出台了多个配套文件,进一步细化、明确了电力体制改革的有关要求和实施路径,其后各地电力市场交易越发活跃,电力中长期交易规模不断扩大,电力体制改革取得一定成效。2016年3月,国家能源局发布《关于做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)》,提出“制定和完善包含中长期交易和现货交易的电力市场试点方案”、“力争尽快开展电力中长期和现货市场交易”等要求。2017年8月,国家发展改革委、国家能源局发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点,加快电力现货市场建设工作,要求2018年底前启动电力现货市场试运行。
    现货电力市场是现代电力市场体系的重要组成部分,综合考虑电力商品特性和电力系统物理特性,一般由日前市场、日内市场和实时市场三部分组成或部分组成,实现调度运行和市场交易有机衔接。现货市场能够充分反映不同时段、不同节点的边际发电成本和供需情况,有利于引导资源优化、高效配置,并为市场主体投资、开展电力期货交易等提供价格信号,对于电力市场的开放、竞争、运行起到支撑作用,减少系统安全风险和交易金融风险。

    在实际运行中,受天气变化、电网事故、新能源发电冲击、用电负荷变化等因素影响,日前市场制定的发电计划与实际用电负荷可能出现较大偏差,产生功率不平衡量,传统调度模式依靠调度员通过AGC系统调整指令并下发,而市场环境下则需要调度员通过实时市场手段解决电网运行中出现的电力供需不平衡问题。实时市场一般由指挥电网运行的电网调度部门按一定的时间间隔周期性组织实施,其主要作用并不在于电量交易,而是保障电网发用电实时平衡,在日前计划的基础上形成实际可行的发用电计划,保障电网运行安全。实时市场可以为电力系统的阻塞管理和辅助服务提供调节手段与价格信号,在短时间内反映系统的资源稀缺程度与阻塞情况。

    本文介绍几种国外典型现货电力市场中的实时市场模式,重点对市场组织形式、市场规模、结算方式等进行分析,为我国开展实时电力市场建设提供参考。

    美国PJM实时电力市场

    美国PJM公司负责美国大西洋沿岸13个州及哥伦比亚特区的电力系统运行与管理,是一个非盈利性的独立系统运营商,没有发电、输电、配电和用电资产,也没有任何市场成员的股份,其职能包括电力市场运营、电网调度运行和电网规划三方面。PJM分为实时市场、日前市场和长期市场,市场主体包括发电方、输电方、配电方、售电方和电力用户,交易标的分为电能、辅助服务、输电权和容量。一般来说,实时市场交易量大概是日前市场的1%~2%。

    在实时市场中,PJM采用考虑电网安全约束的市场出清工具,精细化地考虑了实际的电网模型和设备参数,在满足发用电平衡、电网安全、机组运行和辅助服务需求等多种约束条件下,以生产成本最低为目标,采用“全电量优化”的模式,实现电能、备用与调频的联合出清,PJM实时市场的出清结果直接用于调度运行。

    市场成员可于16时至18时之间对次日实时市场不同时段进行报价。在实时运行之前,PJM根据最新的超短期负荷预测结果及电网运行信息对全网的发电资源重新进行集中优化,每5分钟滚动出清下一5分钟实时中标电量和电价,出清结果将下发发电企业执行。实施市场形成的实时交易计划与日前交易计划存在差异,在事后结算中,日前中标电量按照日前中标电价结算,实时中标电量与日前中标电量的偏差按照实时中标电价结算。

    PJM电力市场采用节点边际电价的电能定价机制,通过价格信号反映电网物理资源的稀缺性。另外,PJM在现货市场上构建了比较完整的市场监管机制,如“三寡头垄断测试法”,以抑制发电企业行使市场力,防范市场风险。

    英国实时平衡机制

    英国电力市场有两家电力交易机构(N2EX和APX),建立了独立于电网调度的期货、现货交易市场。英国国家电网公司(NGC)作为输电网运营商负责整个英格兰和威尔士的电网调度、输电和系统规划。目前,英国电力市场电能交易以双边交易为主,实时平衡机制为辅,绝大部分电力交易是发电商与供电商之间直接签订双边交易合同,市场成员通过签订多种不同类型的合同来组成自己的发用电曲线。英国电力市场主体包括发电商、零售商、交易商、经纪商以及终端用户,日前集中交易市场和平衡机制构成了英国现货市场,现货市场交易标的为电能。英国双边交易电量约占市场总电量的97%,平衡机制电量占比很小。

    英国市场平衡机制由NGC调度机构组织实施,只对每个时段系统不平衡量进行调整,主要目的是维持电力实时平衡并进行阻塞管理。自日前11时开始,市场成员申报其次日的初始发用电计划及各时段发用电计划增减报价(Bid/Offer),在交易关闸时间之前,市场成员的交易信息可以修改。交易关闸之后,调度机构获得最终的电力曲线和Bid/Offer的报价信息。实时运行中,调度部门根据电力平衡及电网阻塞情况,按照市场成员申报的Bid/Offer报价,以最经济为原则,选择购买Bid/Offer,调整市场成员的发用电计划并下发执行。例如,如果实际运行中负荷预计将大于合同交易电量,则需要在平衡市场上购买Offer(机组出力的增加或者用户负荷的减少)来实现电力平衡;相反,如果负荷预计将小于合同交易电量,则需要购买Bid(机组出力的减少或者用户负荷的增加)。平衡机制中市场成员的中标量按照报价进行结算。

    另外,NGC可以提前签订一些辅助服务合同以保证系统安全和高效地运行,包括无功功率、热备用、频率控制和黑启动等,实时运行中也可通过调用一些辅助服务来保证电力平衡。

    北欧实时平衡市场

    北欧地区的挪威、瑞典、芬兰和丹麦四个国家均实现了电网互联,组成统一运行的跨国区域电力市场,形成了以现货市场为基础,辅助服务市场和金融市场为补充的市场机制。北欧市场的交易中心独立,调度机构在电网企业内部,由输电网运营商(TSO)负责电网运行,市场成员包括发电商、电网拥有者、零售商、交易商和用户等。北欧现货市场由日前市场、日内市场和平衡市场三个部分构成,其交易标的为电能,日内市场与平衡市场的交易量较小。

    北欧平衡市场的主要作用在于为调度员实时电力平衡提供调节手段,保障系统的稳定运行。北欧日前和日内市场在出清时仅考虑不同价区间联络线的限额,平衡市场出清时才考虑各个区域内网络的物理模型和实际约束。实时平衡市场是由北欧各国TSO共同运作,平衡市场的报价是在日内市场关闭以后提交给电网调度机构,无论是需求侧增加或减少用电的竞价,还是供给侧出力调整的竞价,都要上报市场。各国TSO根据次日负荷预测及各发电商报送的次日发电计划情况,计算次日各时段可能出现的不平衡量,对各市场成员的实时平衡市场报价进行优化排序,得到增出力报价(机组出力的增加或者用户负荷的减少)序列与减出力报价(机组出力的减少或者用户负荷的增加)序列,最终形成次日各时段报价序列表。在电网实时运行过程中,按照总费用最小的原则,TSO根据本时段报价排序表进行依次调用,被调用的电量将以区域的边际价格进行事后结算,分为上调边际价格和下调边际价格两个类别。

    另外,北欧四国TSO会定期开展备用容量市场,在备用容量市场中标的发电商必须在平衡市场中报价。

    国外市场经验总结与启示

    美国PJM电力市场供需平衡相对较紧,存在一定的电网阻塞情况,PJM实时市场采用全电量竞价、集中优化的决策方式,在市场出清中考虑了电网的物理模型,实时市场出清结果满足系统发用电平衡、电网安全、机组运行和辅助服务需求等多种安全约束。英国电力市场供需平衡较为宽裕,电网中有较多可以快速启停的燃气机组,电力平衡调节能力较强,阻塞相对较轻,以中长期双边交易为主,市场成员分散决策,通过签订各种合同组合形成自己的发用电计划,实时平衡机制只对合同曲线进行微调。北欧四国电力资源存在明显的地域分布特性,挪威和瑞典有较多的水电,芬兰和丹麦则有较多的火电,北欧市场重在协调各国不同的资源特性,从而限制了跨价区签订双边实物交易合同,实时平衡市场由北欧各国TSO共同运作,各自负责区域内部网架阻塞管理。

    综合国外电力市场经验来看,实时平衡市场必须由负责电网安全的调度部门组织实施,重点要考虑电源结构、网架阻塞等情况。我国各省份资源特性及电源结构差异较大,各地发用电平衡能力不同;电源装机仍以燃煤火电为主,调节速率受煤质、供热等因素影响较大,可以快速调节的灵活电源较少;我国电网目前处于快速发展阶段,设备检修、基建任务较重,网架结构变化较快,阻塞情况较为普遍;风电、光伏等间歇性能源装机容量快速增长,给电网潮流及发用电平衡带来较多的不确定性。我国电力市场建设应在借鉴国外成功的电力市场模式的基础上,结合我国国情及各地电力行业实际情况,提出合适的实时市场模式,电网调度部门应重点关注跨省区联络线计划调整、与日前市场衔接、电价机制、市场力约束机制、辅助服务市场、配套系统建设等方面,保障电网安全,满足人民追求美好生活的电力需要。

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