揭秘“弃风限电”的真相

　　近几年，弃风限电问题严重困扰着我国风电行业，已经成为制约产业健康持续发展的最大绊脚石，也是我国兑现应对气候变化国际承诺的巨大障碍，到了非解决不可的地步。但当下，仍有一些专家通过似是而非的技术诠释来解答弃风问题的根源，认为风电的波动性影响电网的安全稳定运行;在电力需求增长放缓的背景下导致可再生能源限发;“三北”地区电力系统调峰能力严重不足是冬季这些地区弃风问题突出的主因;跨省跨区输电通道不足，难以实现在更大范围内消纳风电……，并据此将解决措施引导向纠缠不清的技术泥沼，一定程度上掩盖了弃风问题的真正原因。为了更好地理解这些问题，我们特邀专家对上述问题进行深入剖析，揭示弃风限电背后的真相，以系列文章的形式陆续推出。本期主要探讨“何为现货市场?现货市场解决什么问题?”
　　在前几期的专栏中，我们从一般性的事实与逻辑视角，对基于多种原因，处于连续区间上的弃风限电问题进行了剖析，重点解析了价值标准、充分与必要、经济效率、有信息含量表达的基准等问题。从本期到2018 年上半年，我们来讨论一些与弃风限电相关、但是更加特定的问题，比如：
　　• 为什么说“长距离跨区送电之优先输送可再生能源”的问题界定(frame)是极其具有误导性的;
　　• 电力系统中的协调(Coordination)到底是什么意思;
　　• 如何用先进的IT技术(Informatics)改善弃风限电情况;
　　• 解决弃风限电的长效机制中技术、信息披露与政策的关键作用。
　　在调度运行数据可得的情况下，也拟聚焦在特定的地区，对其弃风限电与电源结构进行讨论。本期，适逢政府明确提出了电力现货市场试点的目标，特将此作为话题。
　　2017 年9 月5 日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《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、甘肃等8 个地区作为第一批试点，要在 2018 年底前启动电力现货市场试运行，同时，积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。
　　事实
　　• 现货，顾名思义是相对“期货(权)”而言的，一般指的是产品的支付(Settlement) 与交付(Delivering) 同时完成，区别于期货先定价，后交付(从而具有锁定价格风险对冲或者投机的功能)的特点。
　　• 美国、南美等地的节点价格(Nodal Pricing)市场往往是“物理与经济”一起考虑。正如政府通知文件提及的，“安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制”，以及“体现时间和位置特性的电能量商品价格”。具体而言，市场的参与者(特别是发电商)需要提交其逐段的发电量，以及发电量上下调整的成本、速率、报价等参数，由系统运营商ISO 统一做优化与产出交易结果。根据不同的网络节点、时间分辨率(比如5分钟)形成相应的价格。
　　• 欧洲、澳大利亚的区域定价(Zonal Pricing)更倾向于先经济(交易所)，后物理(安全校核，再调度等)。具体而言，电厂需要提交给交易所的，只是自身逐时间段的出力信息，根据这个交易所形成市场价格，物理上的不平衡与网络阻塞，通过额外的日内与实时市场双边调整(类似美国部分市场上下调整的报价体系)，以及调度的战略备用来解决。政府文件中所指的“试点实施工作可由调度机构牵头，也可由交易机构牵头，这两种模式都要进行实践探索，形成可复制可推广的经验”，更倾向于这种市场交易与物理平衡分割的方式。
　　• 所以，一个具体的疑问就是，要体现电价的位置特性，基本需要节点电价，市场与调度往往是一体的。如果调度与交易所已经分离，类似现在各个省的情况，这种模式可能会复杂到难以操作的地步，似乎还不如区域定价(一个省一个或者几个区)更加实际可行性。
　　逻辑
　　• 理论上，节点定价具有比区域定价更好的市场效率(1)，但是实际中存在诸多的抵消或者额外因素，哪个好，在实践层面并没有确切的答案。节点电价从系统运行上考虑了网络阻塞的影响，形成的价格真正反映了该节点电力供应的边际价格，也给长期动态的网络扩容提供了有价值的信号，可以以分散决策的方式激励电源与电网布局朝向改善网络阻塞的方向，因此，可以规避类似德国南部阻塞，从而在周边国家形成Loop Flow 的问题(见第5期专栏)。 但是，节点价格的市场力问题、投资风险似乎更加严重，并且长期的布局优化由于涉及发电输电成本等问题，也更加复杂。
　　• 不同的欧美短期电力市场存在很多特定安排。历史沿袭下来的制度、规则安排，无疑是细节导向的，但是其建设的目标无疑都是系统的经济效率最大化——也就是不断趋近“让此时此地此景下成本更低最低的电源来满足相应电力需求”的目标。
　　• 区别于一般商品市场，电力市场往往难以存储，必须发输用同时完成、随时保持平衡，因此，电力产品需要提前一定的时间完成交易。绝对意义上的“现货”是不存在的，往往都是时间上相对的概念，只是在交付的“提前关门时间”上区别，比如12 小时，4-1 个小时，15 分钟，再短到5分钟乃至更短。不同的“关门”时间，对应于能量(Energy)、辅助服务(Ancillary Service)计划与操作、实时调度(Operation)等不同的市场与产品类型。这些产品类型往往也具有不同的时间尺度，比如逐小时(欧洲、美国大部分日前)、15分钟(欧洲市场日内)、5分钟(美国部分实时市场)等。
　　• 日前市场通常是提前1天的，在当天中午“关门”，涉及下一天全天24小时的交易交付。这往往是目前各大市场现货电力成交量最大的部分(2)。出于历史原因(过去不存在短于天的交易市场，可再生能源出现之前系统的波动程度也有限，天前市场也能满足大部分机组启停等时间的要求，比如最慢的燃煤热电机组)，日前以及更短时期的市场产品往往归于“现货”。
　　• 电力市场机制并不会自动奖励可再生能源，也并不需要。建成的风电、光伏项目要优先调度，是系统成本最小化(经济调度)，也就是经济效率的要求。因此，寄希望通过电力体制改革，是解决已存在的弃风弃光的有效途径。但是对于实现新增可再生能源更高比例的目标，属于“缘木求鱼”。市场的基本属性、功能与建设目标是经济效率，与其他无关。清洁低碳的要求往往都是约束，而不是需要“走极端”(越大越好，越小越好)实现的目标。
　　含义总结
　　现货市场，可能潜在地可以解决已有可再生能源全额消纳的问题。即使无法解决，其成本的承担者也将是传统化石能源发电，而不是现在“谁弃风，谁倒霉”的无补偿现状。
　　美国的节点价格(Nodal Pricing)市场往往是“物理与经济”一起考虑，而欧洲的区域定价(Zonal Pricing)更倾向于先经济(交易所)，后物理(安全校核，再调度等)。二者孰优孰劣，在实践层面并没有一个显而易见的答案，需要明确的价值界定评价标准。
　　我国的现货市场建设，将是类似“火箭探月工程”一样的综合性复杂工程，需要保持战略定力与耐心，一步一步地开展，“每个月进步一点点”。组织体系、规则建立、参与者能力方面都存在巨大的潜力可挖。现货市场无法解决可再生能源的持续增长与扩张问题(这也不是市场的角色)，而这又是长期的能源转型、环境减排与应对气候变化的全球努力所需要的。
　　额外的、支持性的可再生能源政策手段在十几年乃至几十年时间内仍然是必要不可或缺的，问题的关键在于支持手段的经济效率，特别是激励适当与减少对电力市场运行的扭曲(Distortion)上，需要审慎细致的政策设计。这与所谓电力市场的发育发展并没有直接的关系。
　　1：从目前的研究看，这一点也并不是不存在争议。认为二者可以达到一致的效率结果也在一些模拟中得以体现，只要后者放松一些市场参与的约束(比如实时市场)。
　　2：当然，必须指出的是，在相当多的市场，中长期合同的交易量相比现货完全可比，甚至更多(比如英国、美国PJM)。现货的不可或缺，往往在于其价值发现功能。