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电改五周年专访:我国需要建设什么样的多层次

        发布时间:2020-01-14 14:10        编辑:北极电力网

新一轮电力体制改革进入第五个年头。

五年间,我国电力市场发生了巨大的改变。2个国家级电力交易中心、32个省级电力交易中心相继成立,并平稳运行,中长期市场、现货市场、辅助服务市场同步推进,电力商品属性得到逐步还原。五年间,行业也逐渐意识到我国电力市场的复杂性、电力市场建设的长期性、电力市场主体的多元性,“无现货不市场”、“辅助服务市场全面放开”等一系列行业观点一度引起行业内外的关注。

2020新的一年开始之际,如何进一步界定中长期市场、日前市场、现货市场、容量市场、辅助市场等多维度市场关系,也考验着今天电力体制改革决策者智慧。

刘云仁,IEEE高级会员,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。他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。

带着一系列疑问,我们采访刘云仁教授,试图从他的视角审视我国电力市场建设。

电力体制改革需要多层级市场

记者:对于当前多层次的电力市场建设,很多专家提出“无现货不市场”。您如何看待这一观点?

刘云仁:我赞成“无现货不市场”这一观点。

电力市场的建设有不同的组成部分,或不同的发展阶段,电力现货市场是最重要的组成部分或最关键的发展阶段—“临门一脚”。如果没有现货市场,则电力市场是不完善的,也是没有实际用处的。因为电力体制改革,实现电力市场化的最终目的是为了恢复电力作为一种商品的属性,实现社会利益的最大化,具体地说是为了打破垄断,引入竞争,优化资源利用,改善系统运行的可靠性,和降低用户电价。归根结底,电力市场的结果要反映在电力系统的实时运行中。绝大多数中长期市场交易应该是为现货市场服务,在实时运行时必须物理交割的。只有兑现交易承诺,才能保证电网运行的经济性和可靠性,实现电改的目的。

记者:现货市场仅仅是电力市场多元结构中的一部分,它和中长期市场、电力期货市场、辅助服务市场、容量市场是怎样的关系?

刘云仁:中长期合同和双边交易是成熟的电力市场相辅相成不可缺一的组成部分,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和价格的双重风险。现货市场能够发现价格随时间和位置变化,感受市场取向,指导电网的运行和规划,并为中长期合同的签定提供价格上的参考。中国的电力市场以中长期市场交易起步,在建设电力现货市场的同时,必须充实和完善中长期市场交易:中长期交易在整个市场份额中,必须占比较大的比例,至少占2/3以上;中长期交易在进入现货市场时,必须分解为每天24小时的运行计划。

电力期货可以作为中长期合约交易的一小部分,和其他的金融衍生品一道,只能作为活跃市场,改善市场效益的一种辅助产品,绝不能成为电力市场的主体。

辅助服务市场是电力现货市场的一个重要组成部分。电力现货市场还包括日前能量市场,实时能量市场和阻塞管理。

日前能量市场,市场根据供需双方的投标和负荷预测进行优化和平衡,制定次日24小时每小时的发电和用电计划。日前能量市场允许虚拟报价(Virtual Bids),这是一种金融产品,市场参与者可以以一个虚拟机组或虚拟负荷的方式,向ISO/RTO报价,参加日前能量市场的交易。一旦该虚拟机组的报价被接受,它将按日前能量市场的价格得到付费,但到了实时市场中,它必须按实时市场的价格回购相同的能量,或者要求其他真实的发电机组,帮助承担发电义务。经济学家相信,引入虚拟报价能够改善市场的效益,促进实时市场和日前市场的能量价格趋于一致(收敛),所以虚拟报价也称为收敛报价(Convergence Bids)实时能量市场,也叫不平衡能量市场,在市场化的环境中实时市场和实时调度实际上是一回事。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,而相邻两个运行小时之间的发电计划也会有变化,这就需要调度系统中的可调度资源(发电机和可调节负荷)来平衡这种不平衡。市场化的实时调度根据系统中可调度资源的能量投标和负荷预测进行优化调度。

容量市场可以看做是一种中长期交易市场。美国现有七个电力市场,加州(CAISO),德州(ERCOT),和南方电力库(SPP)没有容量市场,PJM,纽约(NYISO),新英格兰(ISO-NE)和中部(MISO)有容量市场。在PJM每个为消费者提供电力的市场成员都必须获得足够的发电资源,以满足当今和未来的负荷需求。会员通过PJM的容量市场来确保未来需要的这些资源。

PJM的容量市场也可称为可靠性定价模型,通过采购满足未来三年预测能源需求所需的适当电源资源,确保电网的长期运行的可靠性。在"按业绩付费"模式下,资源必须在系统紧急情况期间按需要提供电力,否则应支付相当可观的不履约费用。就像是一份保险单 – 对于少量额外成本(向表现良好的资源付款),消费者在极端天气期间将获得更大的保护,免受电力中断和价格飙升的影响。通过将电力供应与未来需求相匹配,PJM的容量市场可发出长期价格信号,以吸引所需的投资,以确保充足的电力供应。

发电容量表示在需要时,尤其是在电网紧急情况下,必须交付的资源承诺。例如,一家购物中心建造了足够的停车位,供其在最繁忙的时间,例如黑色星期五,足够使用。车位是放在那里供需要时使用,但他们可能不会全年都使用到。与电力有关的容量意味着电网有足够的资源,以确保随时满足电力需求。

辅助服务市场。除了向终端用户提供电能,电力系统运营商还负责保证系统运行的可靠性。因为电能是一种特殊的产品,不易储存,必须随时保持系统的发电供应和负荷需求平衡。保证系统安全运行最有效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,也就是说在正常运行时让一些资源不发挥最大出力甚至停机,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事故或故障。辅助服务市场的设立,就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服务的,必须和实时市场/实时调度放在一起。调峰服务不属于辅助服务,因为系统的峰谷负荷是可以精确预测的,调峰问题可以由日前能量市场(如果有日前能量市场)或运行方式部门(如果没有日前能量市场)做出的日计划解决。有的辅助服务不在现货市场构买,由ISO/RTO选择选择合格的供应商,与他们签订长期的服务合同,如:黑启动能力,无功及电压支持,和可靠性必须运行机组。

记者:在您看来,我国多层次电力市场中存在哪些不足?

刘云仁: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。因为辅助服务顾名思意,就是辅助的服务,调峰的量较大,应属于主要的能量服务。可以理解在国内许多地区,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。

国内对辅助服务的补偿,也同样有较大的提升空间。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2018年,全国除西藏外31个省(区、市、地区)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作出贡献者,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,是不合理的。

电力市场建设从批发电价开始

记者:我国目前已经形成2个国家级、32个省级电力交易机构,我国的电力交易中心和美国的PJM机构有哪些不同?您如何看待电力交易中心和调度中心关系?

刘云仁:美国不仅有PJM一个电力交易机构,包括加拿大,北美州一共有九个电力交易机构(ISO/RTO),即九个电力市场。

▲北美洲的九个电力市场

▲北美洲九个电力市场的简单统计

中国的电力交易中心和北美洲的电力交易机构有非常大的不同,主要体现在机构的归属和职能方面。首先归属不一样,中国的电力交易中心都是新建的所谓股份制机构。按照百度百科的解释,股份制亦称“股份经济”是指以入股方式把分散的,属于不同人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,有赢利之嫌,违背了交易中心必须是非赢利的原则。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並非为赢利的管理平台,並不以赢利为目的,如果称为会员制(Membership System)交易中心可能更确切一些,这样不会引起误导。实际上国内各交易中心的人员大多来自电网公司,主要来自电力调度中心,交易中心的经济和业务仍然受电网公司控制。

在美国和加拿大,九个电力市场管理机构都是独立于电网公司的机构,它们有的是受地方政府(在美国为州,在加拿大为省)管辖,向地方政府负责的非赢利组织,如加拿大的阿尔伯塔(AESO)和安大略(IESO)电力市场和美国的加州(CAISO),德州(ERCOT)及纽约州(NYISO)的电力市场。其它的四个市场(PJM,ISONE,MISO,和SPP)是跨越多个州的市场,市场涉及到的各个州之间是一种协商或会员制的关系。在所有九个电力市场中,原有的电网公司在保持它们对输电网的拥有权和维护输电网的责任的前提下,必须把输电网的经营管理权,也就是调度权交给市场。

另一个主要的不同在职能方面,美加的九个电力市场(ISO/RTO)都是交易中心,调度中心和规划中心三位一体的集中的管理机构。在中国则把交易中心和调度中心分离,明确了交易中心主管中长期交易和市场结算,调度中心负责现货市场和实时调度。在美加,中长期交易由交易双方或交易一方和ISO/RTO直接签定合同,没有专门的机构来管理中长期交易。在电力市场建设初期,美国加州曾经有过把能量现货的交易中心和调度中心分设的失败的教训,交易中心和调度中心一体化避免了机构的重叠,促进了市场交易和电网运行的信悉沟通,实现了电网的可靠运行。通过对市场和系统控制的管理,ISO/RTO最清楚地知道在什么地方和怎样进行系统基楚设施的扩张和更新。美加的经验证明,三位一体的集中的管理机构是一种有效的电力市场组织型式。鉴于国内的实际情况,这不太可能实现,但为了真正实现电力改革的目的,电力调度中心必须独立,因为电力市场必须独立和非赢利的原则不能违背。

我理解的调度中心独立,并不一定要把调度中心在行政上从电网公司独立出来,只要业务上从电网公司独立出来就行,也就是说调度中心不拥有任何发电,用电和输电资源,不从事任何电力及服务交易,按市场规则而不是按电网公司的指令管理和调度电网,对所有的市场参与者公开公正公平地开放电网,就可以实现调度中心业务上的独立。就像现在美国和加拿大的各电力市场一样,电网还是属于原来的所有者,包括私人投资的电力公司,市政公用事业公司,联邦和州/省政府机构拥有,他们仍然保留电网维修的义务。ISO/RTO将向市场参与者收集电网的使用费,支付给电网公司。按照我的理解,这种业务上独立比归属上从电网公司独立要容易实现一些,但无论如何,电网公司的权限肯定会被削弱。

记者:北美电力市场是如何计算、并执行电价机制的?终端销售电价组成部分是怎样的?

刘云仁:北美洲不只有PJM一个电力市场,而是九个,每个市场定价机制都有所区别。在实行电力工业重组以前和没有实行市场化改革的地区,电力工业都是地区性垄断的,也就是说在一个地区内,地区有大有小,大至一个州(美国)和省(加拿大),小至一个小城镇,只有一家电力公司,在这个地区内,从发电,输电到配电,都由这一家公司垂直一体化管理。电力公司有很多种类型,如投资人拥有的电力公司(IOU, Investor Owned Utilities),联邦政府或州/省/市政府拥有的市政公用事业等等。

在这种体制下,电力公司直接向终端用户(包括大型工商用户和小型居民用户)供电和收费,收费标准是由有关的州/省政府决定的。根据投资,运营,维护和折旧的成本,允许电力公司有一定的利润空间,有关的州/省政府制定电力公司向终端用户的收费标准。在有电力市场的地区,由于小型居民用户没有直接参与电力市场交易,他们是通过中间批发商/售电公司/零售商获得电力供应,这就有了批发电价和零售电价的区别。目前,北美洲的9个电力市场中,绝大多数的地区都没有开放零售市场,向终端用户收费的零售电价仍然受仍然受相关的州/省政府控制,根据售电公司在电力批发市场的总购电成本和配电成本,允许售电公司有一定的利润空间,有关的州/省政府制定售电公司向终端用户的收费标准。

在北美洲的9个电力市场中,政府放松了对批发电价的控制,但还是保持着对电价的监管。批发电价有很多组成部分,包括但不限于能量(电量),阻塞,辅助服务,容量,网损,输电和电网管理等等。

能量电价可以由买方和卖方通过双边合同(双方之间已达成相互协议的合同)预先确定,也可以由有组织的能量批发市场拍卖的市场清理价确定。在一个竟争性的市场中,市场价格由供需双方的行为共同决定,其中供应方(发电资源)提供包括能够提供特定数量的电能(兆瓦时)和所要求价格的报价,需求方(负荷)也提供所需要的电能量(兆瓦时)和所愿意支付的价格的报价。在拍卖过程中供应侧按报价价格由低到高的次序依次挑选(出清),同时需求侧则按报价价格由高到低的次序依次挑选(出清),直到供给与需求相匹配或均衡时,也就是供应方愿意提供的发电量正好等于需求侧希望购卖的负荷量时,市场被出清。市场存在一个均衡价格(Equilibrium Price)或市场清理价(MCP,Market Clearing Price)。在有些市场中,需求方只报量不报价如国内的几个试点现货市场,或者需求方只有一个-系统如实时能量市场,这是一个单边市场,在拍卖过程中按供应侧的报价价格由低到高的次序依次挑选(出清),直到所选中的总发电量满足系统总负荷需求为止,它与供应曲线的交点决定市场清理价。

这是没有考虑网络阻塞的情况,在这种情况下,任何发电资源发出的电能都可以无阻碍地输送到系统中的任何地方,也就是说在系统中任何地方的负荷都可以买到可获得的最便宜的电能。这样全系统只有一个统一的出清价格,所有的发电资源和负荷需求侧按统一的出清价格结算。在需要考虑网络阻塞的情况下,由于网络传输能力的约束,有的负荷不能得到来自较便宜的电能供应,而必须从价格较高的发电资源获得电能,这样就形成了系统在不同地方的电价差异,也就是引入了节点电价(Node Price)或位置边际电价(LMP, Locational Marginal Price)和阻塞电价的慨念。LMP的定义是在某一节点(位置)每增加一个单位(MW,兆瓦)的负荷需求时,系统基于报价的总生产成本的增量,是由各市场(ISO/RTO)的市场优化出清程序计算出来的。能量电价包括日前市场和实时市场。

阻塞电价是由于必须考虑网络阻塞约束条件而产生的,根据不同节点之间LMP的差别来计算。

辅助服务价格可以通过中长期合同和市场拍卖来确定。黑启动能力,无功及电压支持,和可靠性必须运行机组由ISO/RTO同承诺提供这些服务的资源签定中长期合同,一般以一年为期,确定价格。调频备用和运行备用则通过市场拍卖出清。它们是单一买方的市场,买方是系统,按照市场均衡原理定价。有的ISO/RTO有分离的调频备用,旋转备用和非旋转备用市场,依秩分别出清和定价,大多数ISO/RTO则把调频备用,旋转备用和非旋转备用和能量市场一道,协同优化出清。按照每增加一个单位(MW,兆瓦)的某种备用需求时,系统基于报价的总生产成本的增量的原理进行定价。

容量电价可以通过供需双方签定的合同或通过容量市场的拍卖来确定。

网损电价在北美有些市场中,例如PJM和CAISO是作为节点电价(LMP)的一个分量由基于交流潮流模型的市场优化出清程序一道计算出来的,节点电价(LMP)由能量电价,阻塞电价和网损电价三个分量组成。而在另一些市场中,例如德州ERCOT,其市场优化出清程序使用直流潮流模型,LMP只计算能量电价和阻塞电价,网损由负荷根据负荷的占比份额支付。

输电电价在北美电力市场中是用电网传输接入费(TAC,transmission access ge)的型式向每兆瓦时(MWh)的系统内部负荷和向系统外的输出收取,用于回收与电网设施相关的传输收入要求(TRR,transmission revenue requirements)。根据输电线路的电压等级,TAC采用不同的费率。对于额定电压200kV及以上的输电设施使用一个全系统的"邮票"费率(高压或区域费率),这个费率由ISO/RTO提出,由联邦政府(FERC,Federal Energy Regulatory Commission)批准。而对于额定电压低于200kV的输电设施的,采用与参与的传输拥有者(PTO,participating transmission owner)特定的费率(低压或"本地"费率),这个费率由ISO/RTO与参与的传输拥有者商定,由有关的州政府批准。

管理电价是用于复盖ISO/RTO本身运行和发展成本的费用。虽然ISO/RTO是非赢利组织,不允许参与市场交易从中获利,只能通过对电网和市场的管理向电网的使用者收取电网管理费(GMC,Grid Management Charge)这里电网管理费GMC是输电电价TAC以外的附加的收费,当TAC是要支付给电网拥有者PTO的,GMC是由ISO/RTO自己收取的。GMC有很多种类和费率,主要包括市场服务费,系统运行费,阻塞管理费,报价管理费,市场准入申请费等。GMC是一个固定的费率,每年年中由ISO/RTO会同所有的利益相关者一起审查 ISO/RTO当前的财务状况,并收集他们对下一年度预算流程和投入,由董事会审定,报联邦政府(FERC)及有关的州政府批准。

在所有的电力市场中能量电价包括日前和实时能量电价都占总批发电价的最大比例,但其它各种电价组成部分在总电价中的占比在不同的市场中相当不同。例如在PJM,2018年总的批发电价为$59.96/MWh,其中能量占63%,输电占14.7%,容量占20%,其它包括电网管理和市场服务占2.3%,其中辅助服务的占比不到1%。在CAISO,2018年总的批发电价为$49.54/MWh,因为没有容量市场,能量占有更大的比例,日前和实时的能量加输电占了总批发电价的95.6%,辅助服务的占1.7%,电网管理和市场服务占0.87%。

记者:北美电力市场建设对我国电力体制改革有哪些启示?

刘云仁:电价改革应该从批发电价开始,应该先把批发市场搞好,批发电价理顺,再逐步建立零售市场,开放零售电价。

因为零售电价对国计民生比较敏感,过大的波动可能对社会稳定造成较大的风险,在电力改革的初期,零售电价还是应由政府管控起来。在批发市场中,由于有中间售电公司作为缓冲,比较能够容忍批发电价的波动,长期而言,能够实现电力市场的初衷:最大化社会效益和优化资源的利用。


 

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