我国亟需建设适应现货交易的市场化平衡机制

日前运行备用补偿额RORDAi为日前报价额ODAEi与日前电能市场价值VDAEi的差,后者的计算公式为

 

 

 

3 典型平衡市场的运行及结算模式对比

 

3.1 平衡市场的运行要素

 

文献[3,5,13,17,27,30-32]对美国和欧洲平衡市场的设计进行了研究,归纳总结了平衡市场的运行要素,文献[13,31-32]将运行要素分为平衡资源获取、平衡责任划分和不平衡结算3类。平衡资源获取包括平衡资源的种类、获取和激活方式等;平衡责任划分规定了不同的市场成员对系统平衡所负有的责任;不平衡结算包括不平衡电量定价机制、结算方法和成本覆盖范围等[31]。本文基于上述文献的框架,对北欧、英国和PJM平衡市场进行对比分析。

 

3.2 3个典型平衡市场的对比分析

 

由于平衡市场与系统实时运行密切相关,因此普遍采用了SO负责的集中式市场模式,但不同市场在设计和规则上仍存在较大差别。

 

首先,对于平衡服务的交易,以北欧和英国为代表的欧洲平衡市场采用了“辅助服务市场+物理调节电能市场”的平衡资源获取模式,辅助服务市场独立于电能市场,每一种辅助服务都由SO单独组织交易和出清;市场成员还可以在调节电能市场中进行上下调报价,提供备用服务的成员也可以进行报价。但北欧的平衡服务品种较少,合同周期较短,主要的平衡资源通过调节电能市场获得,基本不采用非同步备用。而英国的日前市场由2个独立的交易所分别组织,而且出清模型不考虑物理约束,实际成交结果需要在实时运行中调整,因此英国的平衡机制设计较为复杂,平衡服务种类较多,针对不同的响应速度、容量和响应时间等指标设置了多种频率响应和备用服务。以PJM为代表的美国电力市场目前均采用“一体化交易”模式,根据市场成员的报价和成本对电能、调频和备用联合出清,虽然平衡服务品种较少,但其采取的交易方式和出清算法更为复杂。值得注意的是,欧洲也在尝试向联合优化的模式发展[33]。各市场平衡服务的详细信息可参考文献[3, 11, 17, 23, 27-28]。对于平衡电能资源,北欧和英国的SO只能对已报价或者签订合约的机组出力和实时电量进行调节;而在美国PJM市场,由于市场组织及实时调度都由SO负责,其可以调整所有在线机组的基准功率运行点(优先调整T1类机组),使机组偏离日前计划出力,不需要额外的报价环节[6]。

 

2类市场的平衡责任划分也有区别,欧洲对市场成员所应承担的备用容量未作要求,BRP只需要在运行前使自身的运行计划平衡;而PJM将备用容量按成员的负荷容量分摊给了市场成员,市场成员可以通过自身机组、双边交易或是从辅助服务市场购买,以满足自身的平衡义务。

 

对于平衡资源的补偿和不平衡电能结算,3个市场的结算模式对比如表3所示,其中北欧以瑞典为代表。欧洲平衡市场根据调用的上下调能量报价确定平衡电能出清价格,并按照一价法或两价法等方式对不平衡电量进行结算;而PJM电力市场则根据实时发电成本确定的LMP进行结算,但实时运行中的运行备用成本的一部分将按照市场成员的不平衡电量比例进行分摊。

 

 

 

表3 典型市场的平衡资源补偿机制和不平衡结算模式对比

 

总体而言,两类模式各有特点。欧洲模式下,各个市场分别交易出清和结算,组织形式简单,但不同资源独立交易的模式可能无法保证运行成本最低,可能产生一定的套利空间。而美国模式采用的一体化交易联合出清的方式虽然能使综合成本更低,减少了市场成员的套利空间,但出清算法复杂;对于提供多种服务的同一机组,在结算过程中需要考虑不同品种间的耦合关系,各种服务的补偿结算相互耦合,在分摊服务成本时,也需要综合考虑成员自主提供和双边合约的服务量以及自身负荷比例等因素,降低了市场透明度。

 

4 国外典型平衡市场对中国电力平衡市场建设的启示

 

当前,我国电力市场正处于从中长期合同交易向“中长期合同交易+现货交易”的过渡期,这一阶段的市场运营和交易结算模式存在其特殊性,主要表现在：

 

1）市场初期为保证系统运行的可靠性,系统实时平衡仍按照传统调度模式运行。部分省区尝试采取了基于预挂牌平衡机制,用市场方式获取平衡资源。

 

2）当前采取的偏差考核结算机制针对的是中长期合约交易。该机制以市场成员的履约情况为考核对象,目的是培育主体履约的市场意识,按月结算,其本质考核的是电量而非是电力,难以约束主体保持实时平衡。

 

3）辅助服务市场处于探索阶段,交易品种以调频、调峰为主,交易品种总体较少,备用仍按义务方式提供。

 

由上述分析可知,我国现行的结算方法虽然有其合理性,但也存在一些问题。比如,预挂牌平衡机制在实践中与偏差考核机制不相适应,出现了考核费用无法覆盖平衡机组的补偿费用的问题。这主要是由于偏差考核是电量考核机制,结算周期长,与系统电力实时平衡不对应,平衡机组的上下调电量与市场成员的偏差电量不对应,最终导致了结算的收支不平衡,出现了考核费用无法覆盖平衡成本的问题,差额最终由电网公司承担,给实际结算带来了一定的阻力。而对于未开展预挂牌平衡机制的地区采取的是偏差分摊结算或定价结算。分摊结算通常是按成员各笔合约的电量比例分摊,或是由某类合约承担;定价结算的价格通常以标杆(目录)电价、合约价格或出清价差为基准,乘以一定的惩罚系数确定。这两种方法虽然简单易行,不存在预挂牌机制下平衡成本无法覆盖的问题,但缺乏经济学依据,缺乏对市场成员提供平衡资源的激励,也不适应现货市场的交易结算需求。

 

针对上述问题,同时结合国内市场的发展需求和国外典型市场的运行经验,本文提出如下建议：

 

1）平衡市场的建设应逐步平稳开展,选择的模式应与当前市场建设模式相适应。

 

由国外典型市场的建设经验可知,其平衡市场的设计也是由简至繁,而非一蹴而就,在建设过程中逐渐完善交易和结算模式。我国当前部分省区采用的预挂牌平衡机制与欧洲的调节电能市场更为接近,辅助服务市场和电能市场的解耦运行也与欧洲模式相同,考虑到其运行和结算相对简单的特性,欧洲模式对处于现货市场探索阶段的中国适应性更强,有一定参考价值。随着平衡市场运作经验的积累,可再向“一体化交易”模式发展,以进一步提高运行经济性。

 

2）实时平衡市场应与其他市场运行保持协调。

 

首先应考虑平衡市场与日前、日内市场的协调关系。组织实时电能交易是平衡市场的主要职能,由于电能通过多阶段市场交易,但只在实时交割,在设计时应充分考虑其与日前、日内市场的协调关系。协调关系应重点从市场模式和时序关系两方面考虑。对于市场模式,平衡市场的模式应与日前市场的运行模式相适应,如果日前能量单独出清,实时市场也不宜采用联合优化的模式。对于各市场间的时序关系,比较典型的影响因素是日内市场的关闸时间,关闸时间越靠近实时,市场成员的负荷预测和交易计划越准确,实时不平衡电量也会越少,但同时对调度的工作速度要求也越高[31]。

 

此外,平衡市场也需要考虑与辅助服务市场的协调关系。平衡服务在系统实时运行中被调用,使得平衡市场与辅助服务市场在运行和结算上也存在耦合关系,平衡市场的结算费用应能覆盖系统平衡服务的成本。考虑到当前我国辅助服务市场的交易品种有限,可在现货市场开启前考虑引入备用等服务,先开展中长期备用交易,然后再逐步开展短周期的平衡服务交易。

 

3）建立多品种、多时间尺度和多类主体参与的平衡资源市场化获取机制,明确备用等辅助服务的价值。

 

①要保证平衡资源种类多样。平衡资源的可靠性与经济性指标相互对立,响应速度快、灵活性强的平衡资源一般容量较小、成本较高,容量较大的一般成本较低、响应速度偏慢,单一品种的平衡资源往往难以同时满足两项要求,有必要根据平衡资源的容量和响应速率设计不同的品种,在运行中根据不平衡的大小选择适当的品种,以降低系统平衡成本。各种资源中,运行备用作为系统主动平衡的重要资源,其容量最大,对市场成员的收益和市场结算结果影响也最大,应尽快引入备用辅助服务的交易结算机制,补偿备用机组的机会成本,提高其提供备用服务的积极性。

 

②要建立多时间尺度的平衡资源获取机制,可采取“长期+短期”的交易模式。长周期的平衡服务合约可以减少平衡服务不足时短期购买费用过高的风险,短期合约可作为长期合约的补充,提高市场流动性。对于与能量市场耦合紧密的备用服务,可以短期交易为主,也可采取北欧和英国“长期备用容量合约+日前能量报价”的形式,长期合约锁定备用容量,并向机组支付容量补偿,机组可在日前提交上下调的能量报价,当被调用时支付能量补偿。对于需求波动性小的平衡服务,采取长期合约的方式可以减少交易成本。

 

③建立多类主体参与的平衡资源供给机制,以提高系统灵活性和市场竞争性,降低平衡成本。需求侧成员可以通过需求响应参与平衡资源供给,提供可中断负荷服务等,储能和电动汽车、风电机组可通过技术升级提供调频等服务。

 

4）逐步缩短结算周期,建立合理的平衡容量成本分摊机制和不平衡电能结算机制。

 

随着现货市场的临近,电能市场考核结算应逐渐由电量考核转变为电力考核,缩短现行偏差考核周期,典型市场的结算周期通常为15min至1h。此外,还应建立合理的结算补偿机制,使净结算费用有效覆盖能量和容量在内的平衡成本,充分补偿因提供平衡服务而损失的机会成本。对于平衡服务的容量成本分摊,在开展平衡服务交易的情况下,可以采取以下几种方式：①在偏差结算中采用两价法,通过正负不平衡价格的价差覆盖部分容量成本。②采取 “电能价格+容量价格”的偏差电量结算模式,由产生偏差的市场成员分摊容量成本。③电网公司将容量成本计算在过网费中,通过过网费分摊容量成本。④借鉴美国PJM市场的模式,将系统的调频、备用容量作为义务分摊给市场成员,通过市场成员购买相应辅助服务的模式分摊平衡成本。⑤通过收取固定的市场交易费用覆盖容量成本。不同结算方法对成员的市场行为会产生影响,进而影响市场效率,后续有必要结合我国市场的实际模式对成员的市场行为进行建模分析,以确定合适的结算方法。

 

5）平衡市场的设计应因地制宜,充分考虑当地源荷特性。

 

在建设平衡市场的过程中应根据当地源荷特点,如新能源渗透率等因素。例如,在新能源渗透率较低的地区,为有效促进新能源发展,可以扩大新能源机组的免考核范围,或由电网公司承担其平衡责任,以保证新能源机组的有效收益。而对于新能源渗透率较高的地区,由于新能源波动性和随机性带来了较高的平衡成本,同时低边际成本挤压了传统机组的电能收益,此时由系统承担其平衡责任将显著提高运行成本,应设计适当的机制由新能源机组分摊平衡成本,并补贴给提供平衡服务的火电机组,保证传统机组的合理收益和平衡资源有效供应[34]。

 

5 结论

 

本文针对国内电力平衡缺乏有效市场模式的现状及现行偏差结算中存在的难题,结合我国电力市场的发展需求,通过分析北欧、英国和美国PJM平衡市场的运行和交易结算模式,总结了典型平衡市场高效运行的经验和特点,为我国平衡市场的建设运行提出了相关建议,希望能为政策制定提供参考和帮助。

 

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原标题:国外典型电力平衡市场的运作模式及其对中国的启示