《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號文)印發(fā)后,電改成了業(yè)界熱議話題,尤其最近浙江省以4000萬人民幣全球招標電力市場設計與規(guī)則編制咨詢服務,更是賺足了眼球。
浙江省初期市場的目標是建立以電力現(xiàn)貨市場為主體、電力金融市場為補充的省級電力市場體系,初期市場擬采用全電力庫模式,計劃于2019年上半年基本建成并投入試運行。這體現(xiàn)了國家權威部門對于電力體制改革的期待,即以電力現(xiàn)貨市場建設作為市場起步。
現(xiàn)貨價格僅反映電能交易的部分價值
根據(jù)“9號文”配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》,現(xiàn)貨市場主要開展日前、日內(nèi)、實時電能量交易和備用、調(diào)頻等輔助服務交易。
這種電力現(xiàn)貨市場的概念主要來自于國外電力市場的spotmarket,其理論基礎為美國麻省理工學院(MIT)F.C.Schweppe教授等人提出的實時電價(spotpricing)理論,取決于某一小時的電力供需情況。
實時電價在理論上十分精致,卻有兩個重大缺陷:
?、偃匀换趥鹘y(tǒng)的分時調(diào)度(或分時功率平衡)模型,沒有認真處理跨時段(inter-temporal)約束,因此也忽略了電能生產(chǎn)和消費的時間連續(xù)性這個十分重要的特征,在當前風、光等新能源大規(guī)模接入和對電力系統(tǒng)靈活性需求急劇升高的情況下,這個問題尤其嚴重;
②假設同一時段的電能商品都是同質(zhì)的,忽略了基荷、腰荷和峰荷機組區(qū)別明顯的技術特征及成本構成。此外,基于短期調(diào)度模型的實時電價并不包括長期發(fā)電容量投資的經(jīng)濟信號,無法保證發(fā)電容量的充裕性。
筆者認為,對于負荷平穩(wěn)的基荷電力及發(fā)電機組(例如核電機組)而言,隨負荷波動的現(xiàn)貨價格(實時電價)并無意義。在電力系統(tǒng)運行中,把實時電力平衡(或頻率調(diào)節(jié))分為一次調(diào)頻、二次調(diào)頻和三次調(diào)頻,一次調(diào)頻常常作為發(fā)電機組的基本義務,不納入市場交易,二次調(diào)頻(或AGC)一般作為輔助服務,三次調(diào)頻(或經(jīng)濟調(diào)度)即對應于日前、日內(nèi)、實時電能量交易。
由于現(xiàn)貨價格最終由實時電力平衡模型計算出,主要反映容量稀缺性,所以筆者認為,現(xiàn)貨價格適合于調(diào)峰機組、儲能、需求側響應等主體所提供的“邊緣性”商品(電力平衡)的定價,即除輔助服務外電能交易的“最后一公里”的價值。
電力市場改革的核心是“改人”
電力市場屬于技術特性非常強的市場,經(jīng)濟問題和技術問題緊密關聯(lián),因此電力市場改革可謂世界上最復雜的市場改革。但是,從傳統(tǒng)的垂直一體化的電力工業(yè)向自由競爭的電力市場轉型的過程,卻主要是生產(chǎn)關系的變革,也就是“改人”的過程。
純粹從電力資源優(yōu)化配置的角度講,發(fā)、輸、配、售垂直一體化的傳統(tǒng)工業(yè)模式是最好的,對于電能商品這種創(chuàng)新性并不十分強的商品市場,這種計劃管理模式仍有相當大的優(yōu)勢,世界上許多國家和地區(qū)的電力工業(yè)至今仍然保持垂直一體化模式。但是計劃管理模式卻存在許多弊端,例如:政企不分,企業(yè)缺乏應有的自主權;形成企業(yè)吃國家“大鍋飯”、職工吃企業(yè)“大鍋飯”的局面,嚴重壓抑了企業(yè)和職工的積極性、主動性、創(chuàng)造性;缺乏競爭壓力,企業(yè)官僚化,人浮于事,效率低下,腐敗嚴重等。而市場化改革正是要通過競爭機制的引入,來降低成本,提高效率,改善服務,其核心是人和企業(yè)組織的變化。
因此,我國的電力市場改革應將重點立足于“改人”,而非一開始就建立技術十分復雜的交易品種。
從“改人”的角度,當前各省的中長期電量交易機制簡單易行,技術支持系統(tǒng)建設不復雜,容易盡快著手實施。雖然對于這種大宗電量交易,利益關系調(diào)整并不小,當從已開展的省份來看,實際效果十分明顯。在用戶用電價格降低的同時,服務得到了改善,因此社會參與熱情高漲。發(fā)電主體從以往向電網(wǎng)被動售電轉向主動尋找電力客戶,并提供增值服務。電網(wǎng)企業(yè)明顯感到競爭壓力,也正在努力改善服務。
但是,中長期電量交易的缺陷也是十分明顯的。由于發(fā)用功率曲線完全解耦,沒有反映電能商品的物理特征,同時也沒有反映峰谷不同時段電能商品的不同價值,交易量增大后,將給運行調(diào)度帶來諸多困難。因此,后續(xù)改革應重點考慮帶功率曲線的中長期交易。另一方面,即便是對于最簡單的中長期電量交易,目前各省能持續(xù)穩(wěn)定運轉的交易機制也非常罕見,而這些問題并非倉促推行現(xiàn)貨交易所能解決的。此外,在“改人”的過程中,電力市場相關的信用體系、監(jiān)管體系、金融市場和法律法規(guī)等也亟待完善。
降價并非評價電力市場好壞的依據(jù)
電力電量平衡是電力系統(tǒng)規(guī)劃和運行的中心問題,又包括電力(power,或功率)平衡和電量(energy,或能量)平衡。無論對于計劃管理方式或市場競爭方式,這個中心問題并無任何變化。
電力平衡條件即規(guī)劃期內(nèi)每年新建機組的總容量應大于該規(guī)劃年最大預測負荷與容量備用之和扣除系統(tǒng)內(nèi)原有發(fā)電廠容量,而電量平衡條件即規(guī)劃期內(nèi)系統(tǒng)每年需要新建發(fā)電廠所補充的發(fā)電量應等于系統(tǒng)在該規(guī)劃年的總需求電量扣除系統(tǒng)內(nèi)原有發(fā)電廠在該年的發(fā)電量。
在電力系統(tǒng)短期運行中,保持電力(功率)實時平衡是電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行的基本條件,為應對負荷和電源的不確定性,還應保留一定的旋轉和非旋轉備用。在分時調(diào)度模型中,如調(diào)度期間所有時段電力平衡,則電量必定平衡。目前現(xiàn)有的電力市場理論對電力平衡與電量平衡問題沒有作明確區(qū)分,帶來許多問題。
在實際電力系統(tǒng)調(diào)度中,電力電量平衡是按照以下方式來實現(xiàn)的:每年初由政府電力管理部門制定年度發(fā)用電(量)計劃和年分月發(fā)用電(量)計劃;然后逐月由電力調(diào)度中心滾動修改月度發(fā)電(量)計劃,并初步形成月分日發(fā)電(量)計劃;
到生產(chǎn)運行日的前一天,電力調(diào)度中心需要根據(jù)次日負荷預測曲線、電源和電網(wǎng)運行和檢修狀況、電網(wǎng)和電源的運行約束等,制定次日各發(fā)電機組的開停機計劃(也稱為機組組合)和出力曲線、調(diào)頻和備用以及無功電壓調(diào)整等輔助服務安排,即日發(fā)電計劃和輔助服務計劃,電力供應緊張時,還要對用戶側制定有序供電計劃;
最后在生產(chǎn)運行日內(nèi),調(diào)度中心的調(diào)度員還要根據(jù)電網(wǎng)實時平衡和安全穩(wěn)定運行的需要,對發(fā)電機組進行再調(diào)度,調(diào)整一些機組在部分時段的出力,甚至啟停機。發(fā)電機組的自動發(fā)電控制系統(tǒng)(AGC)也會根據(jù)系統(tǒng)頻率的偏差自動調(diào)整調(diào)頻機組的出力,以保障系統(tǒng)的動態(tài)實時電力平衡。
電力市場化改革并不改變上述電力電量平衡的基本問題,只是改變發(fā)用電計劃和調(diào)度計劃的形成方式,由傳統(tǒng)的政府、電網(wǎng)制訂改為市場主體自主報價,并通過市場交易出清規(guī)則形成。
長期以來,我國在電力系統(tǒng)調(diào)度方面積累了豐富的經(jīng)驗,確保了電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行,支撐了國民經(jīng)濟發(fā)展和人民生活水平的提高。在市場化改革初期,并不適合對業(yè)已成熟的基本調(diào)度框架進行劇烈調(diào)整,需要改革的是電力調(diào)度的決策權而非執(zhí)行權,即將傳統(tǒng)的集中統(tǒng)一調(diào)度決策權還給市場,但調(diào)度計劃最后仍由電網(wǎng)調(diào)度中心依據(jù)調(diào)度規(guī)程執(zhí)行。
如圖1所示,市場機制下的電力電量平衡問題即用不同的(橫向的或縱向的)“能量塊”填充負荷曲線下的面積,因此也將形成內(nèi)涵不同的價格。電力現(xiàn)貨市場主要對應于綠色的縱向“能量塊”和少部分藍色的橫向“能量塊”的交易,進而形成分時的調(diào)峰價格,為燃氣輪機、抽水蓄能等調(diào)峰電源和需求側響應提供合理的經(jīng)濟激勵,亦即除輔助服務外的電力電量平衡漫長鏈條的“最后一公里”。
但這種價格并不適合于對所有的“能量塊”(特別是基荷“能量塊”)進行定價。以英國電力市場的NETA、BETTA模式為例,以中長期雙邊交易為主,形成物理交割的發(fā)用電計劃曲線,并提交給電網(wǎng)調(diào)度的平衡機制。平衡機制中的交易電量約占全網(wǎng)總用電量的2%,而包含日前交易的現(xiàn)貨市場交易電量比例不到30%。也就是說,在現(xiàn)貨交易前負荷曲線的形狀即已大致確定,現(xiàn)貨交易主要是對負荷曲線的形狀進行修正,并沒有采用現(xiàn)貨價格對所有電量進行定價。
我國電力市場機制設計的中心問題是:以符合國情的市場化交易手段解決電力電量平衡的問題,并還原電能商品的真實價值。降價并非評價電力市場好壞的依據(jù),過度降價反而招致國有資產(chǎn)流失的嫌疑。
要實現(xiàn)物理(安全)與經(jīng)濟(商業(yè))的解耦
電力實時平衡屬于電力系統(tǒng)運行的硬性物理約束,并非僅由市場供需平衡所決定的軟性約束,需要通過自動控制(一、二、三次調(diào)頻控制軟硬件)裝置來實現(xiàn),難以單純通過調(diào)度員的操作來保證。在電力市場環(huán)境下,維持電力實時平衡的機制,既包括物理反饋控制,也包括基于市場價格的市場主體經(jīng)濟行為反饋控制,因此如圖2所示,本文基于控制理論的統(tǒng)一框架以發(fā)電機組功率調(diào)節(jié)過程為例,對兩類反饋進行說明。
圖2中,物理反饋控制回路為純物理裝置的控制(可能包括必要的人工干預),通過比較發(fā)電機組實際發(fā)電功率與分配得的基準功率之間的偏差,產(chǎn)生控制信號作用于控制器,并控制發(fā)電機組功率,響應時間為秒級到分鐘級,響應精確、靈敏、迅速。
經(jīng)濟行為反饋控制回路主要是市場價格調(diào)整機制根據(jù)發(fā)電機組實際發(fā)電功率及其他信息獲得價格調(diào)整信號,市場主體基于價格信號作出行為響應,并通過物理控制器調(diào)整發(fā)電機組功率,由于此類反饋控制包括人的經(jīng)濟行為,具有不精確、不靈敏、反應遲緩的特點。但在電力市場經(jīng)典理論中,兩類反饋控制長期被混為一談。
在分時調(diào)度的框架下,電力平衡的物理方程直接作為市場均衡的條件。F.C.Schweppe教授的實時電價理論與美國哥倫比亞大學W.Vickrey教授所提出的公用事業(yè)服務的響應定價(ResponsivePricing)殊途同歸,都旨在通過用戶對實時波動的電價的合理響應來優(yōu)化經(jīng)濟效率并引導供需(即實時電力)平衡。但不得不說,這種思路屬于經(jīng)濟學家們過于理想的期望,從上述2個控制回路的分析可以看出,僅通過市場主體的價格響應行為難以確保物理上的電力實時平衡。能對價格作出靈敏響應的電力用戶也十分有限,特別在實時電力市場中,電力負荷基本是剛性的,所以是只有發(fā)電競爭的單邊市場。換言之,電力平衡所必須的“物理反饋控制”無法被市場機制下基于價格的“人的行為反饋”所替代。
因此筆者認為,電力實時平衡的物理條件并不適合作為電力市場的供需平衡條件(物理的問題應由物理的手段解決),在電力市場設計中,應合理界定市場機制的作用范圍,實現(xiàn)物理(安全)與經(jīng)濟(商業(yè))的解耦,并明確區(qū)分電力平衡和電量平衡問題。
須高度重視現(xiàn)貨交易對系統(tǒng)安全的影響
與中長期電量交易不同,電力現(xiàn)貨交易中SCUC(安全約束機組組合)和SCED(安全約束經(jīng)濟調(diào)度)所計算出的調(diào)度(交易)計劃(主要包括開停機計劃和機組出力等)是要實際執(zhí)行的,必將給電力系統(tǒng)運行方式帶來重大變化。
2006年4月26至28日,華東區(qū)域電力市場進行了為期三天的日前市場調(diào)電試運行,發(fā)現(xiàn)電網(wǎng)調(diào)度運行的難度顯著增加,主要表現(xiàn)為:
①全電量競價的市場模式加大了安全校核的難度和頻度。
華東區(qū)域電力市場采用日前全電量競價、差約合約結算的方式,事實上競價電量比例是100%,產(chǎn)生了各種意想不到的潮流運行方式,加大了安全校核的難度和頻度,不利于電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。
?、陔娋W(wǎng)運行方式變化頻繁造成調(diào)度守口子困難。
由于華東區(qū)域電力市場采用統(tǒng)一平臺、統(tǒng)一出清、全電量競價的模式,全網(wǎng)的負荷變化由系統(tǒng)內(nèi)機組統(tǒng)一承擔,同時由于日前市場的競價結果出現(xiàn)了前所未有的運行方式,潮流缺乏規(guī)律性,使得各省聯(lián)絡線計劃變化劇烈、頻繁,且不可預測,極大地增加了各?。ㄊ校┦乜谧拥碾y度。
?、鄄糠謾C組的競價結果不滿足最低技術出力的要求。
在日前市場全電量競價的模式下,發(fā)電企業(yè)若報價策略不當,合同電量也可能無法全部中標,甚至出現(xiàn)部分時段的中標電量低于機組最小技術出力而造成機組非計劃啟停,這種由競價所產(chǎn)生的大機組頻繁啟停不利于機組的安全運行。
雖然華東區(qū)域電力市場日前調(diào)電試運行的時間只有三天,但所暴露出的問題卻有相當?shù)拇硇?,國外也出現(xiàn)過多起與電力市場交易關系密切的電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定事故。電力現(xiàn)貨交易對電力系統(tǒng)安全運行的影響不可忽視。
應避免電力中長期交易的金融化
由于負荷需求的剛性和不確定性、發(fā)電商的博弈行為、新能源發(fā)電機組出力的不確定性等原因,以電力實時平衡模型(即潮流方程)為基礎計算出的現(xiàn)貨價格變化劇烈,給市場主體帶來巨大的財務風險,因此金融交易(特別是差價合約)從一開始就與電力現(xiàn)貨交易相伴而生,迄今澳大利亞國家電力市場和美國、加拿大部分地區(qū)電力市場依然采用“全電量現(xiàn)貨+差價合約”的市場模式。
此外,批發(fā)市場采用頻繁波動的實時(分時)定價,也非普通電力用戶所能應對的,需要售電公司將批發(fā)價格轉化為用戶容易接受的售電套餐,這個價格轉換過程主要是財務和金融操作(即賺價差)。例如,德州公用事業(yè)委員會(PUCT)維護的售電平臺“淘電網(wǎng)”,居民只要輸入自己的住址郵編,就可以查詢到由多個售電公司提供的按月計算的售電套餐(plan)。
金融交易的引入是管理財務風險,無法在物理上保證電力的持續(xù)穩(wěn)定供應,卻可能導致電力市場金融化,成為投機家套利的樂土。
當前一種錯誤觀點是將電能中長期交易與日前、日內(nèi)、實時交易理解為遠期(期貨)與現(xiàn)貨的財務(金融)關系,沒有認識到通過電能中長期交易、讓供需方盡可能早地制訂發(fā)用電計劃(含負荷曲線)對電力系統(tǒng)安全經(jīng)濟運行的重要作用。雖然國外電力市場常采用金融合約鎖定遠期的電量和電價,但這僅僅是一種財務結算關系,其背后的實物商品仍然是現(xiàn)貨市場中分時交易的縱向“能量塊”,沒有從物理上解決電能生產(chǎn)和消費的時間連續(xù)性問題。
如前所述,在日前、日內(nèi)、實時市場上通過全電量集中競價形成調(diào)度計劃和市場價格的市場機制,將徹底改變電力系統(tǒng)多年來形成的安全經(jīng)濟調(diào)度習慣和模式,給市場交易和電力系統(tǒng)運行帶來極大隱患。
總而言之,電力現(xiàn)貨交易是除輔助服務外電能交易和電力電量平衡鏈條的“最后一公里”,是電力市場體系初步完善的標志,也是難度和風險都很大的改革任務。在現(xiàn)貨市場方案實施前,應在理論和技術上做好充分準備,從理論上充分分析論證,做好仿真實驗研究,開發(fā)和完善技術支持系統(tǒng)(包括計量系統(tǒng)),不打無準備之仗,方能保證現(xiàn)貨交易的順利推進。