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传统的电力调度模式
传统的电力调度中心就是电力系统运行的“总指挥部”,随时发出不同的调度指令来保证系统平衡。因此,电力系统作为人类历史上最大的一台“机器”,它的“运行”和“操作”是有特定的技术规则,要求这个系统的每一个主体都必须遵守。
电力市场化改革必将会改变调度机构的运作方式,将传统电力调度中心的职责区分为电力交易和电网安全调度两部分,从而使电能的发、用数量和价格可以像普通商品一样由购售双方协商决定;但由于电力商品的特殊物理属性,无论双边合同期限长短,都必须要求购售双方按约定曲线发、用电,保证发、用电功率的实时平衡。
三、电力市场体系的六个市场
日前市场
需要强调的是,由于确切的开机组合通常是提前24小时才能确定,相应电网安全约束及其他特殊机组出力的约束也才能同时确定下来,因而,不论购售双方在日以上的时间段达成了什么样的合同(财务结算合同或实物交割合同),都必须在生产日前(日前市场)通过竞价,或由购售双方自行协商形成一条可以在次日执行的电力(功率)曲线,并告知电力系统的运行者(电力交易中心、电力调度中心)。
实时平衡市场
电能在当日的每个时间段都按照电力电量平衡的原则进行安排,由于影响电力系统运行的干扰因素始终存在,如气温的预报偏差对空调负荷影响,发用电设备意外停机、临时检修等,都会造成在日前市场已经形成的电力电量平衡,在生产运行日内还会出现不平衡问题,市场环境下同样要为这些随时出现的临时不平衡进行调整,这就是实时平衡市场。不同负荷性质的用户即使在中长期市场上拿到同样的电价,由于受到实时平衡市场对发电和用电平衡的要求,负荷不稳定的用户最终平均购电价将高于同样交易电量但负荷稳定的用户。
辅助服务市场
电力运行的特性主要表现在电力的实时平衡、有功功率和频率的耦合、无功功率和电压的耦合。为保持电力实时平衡,市场主体中还需要保留一部分旋转备用或可中断负荷;为保证频率和电压的稳定,需要预留调频调压资源;同时为避免电力系统这台“大机器”本身可能会完全“停机”的风险,还必须预留重新启动这台机器所需要的黑启动资源。这些都是市场主体需要承担的辅助服务义务,这些义务同样需要建立辅助服务市场,由发电和用电双方,按照“谁受益,谁付费”原则,进行辅助服务交易。
容量市场
随着国民经济发展,“用能电力化”是普遍的趋势。一旦出现输电能力和发电能力的不足,将对社会稳定和国民经济发展造成困难,如何保证在电力市场环境下确保发电能力和输电能力满足社会经济发展需要,当发电容量充裕度低于一定水平时,这就需要建立一个容量市场。
中长期电力交易市场及电力金融衍生品市场
为规避受燃料、电力供需剧烈变化带来的经营风险以及确定大宗电量交易价格的问题,还需要建立中长期电力交易市场乃至电力金融衍生品市场。计划体制下,单个煤电机组基本都是按照年最大发电利用小时数5500小时设计的,调度机构“闪转腾挪”的空间也很大,由于电量的平均分配,因而单个节点一般不会受到约束,也不存在大量不能完成的合同。
但是,在市场条件下,机组间获得利用小时数差距会很大,潮流变化也相应较大,加之我国近年来风电、水电和供热机组的装机规模不断增大,很多地方还存在电网阻塞问题,中长期合同再以实物交割合同形式签订,易造成无法执行。应当通过财务差价合同或期货等金融合同的方式,对大规模电量交易进行“保价”,用以维持市场价格的长期稳定,因此,中长期交易标的往往是只进行财务结算的金融合同,而不是需要实物交割的电能,中长期合同电量价格应以现货价格作为参照价格。这是我国电力工业史上没有出现过的购售电合同种类。
电力市场体系中这六个市场并不是电力市场模式独有的,与现行的计划管理手段相比,都发挥相同的作用,只是机制不同。
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