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摘要
本文基于我国区域市场构建目标及国外已有经验模式,讨论地域间联通后的区域电力市场潜在优势与风险,从而进一步说明区域电力市场建设的必要性与重要性。
另外模拟欧洲各区域市场内相邻国家跨国电力交易,根据其已经成型的电力现货市场做实例模拟,特别从跨境输电权统筹分配为切入点,讨论交易与调度间的工作运转模式。
同时引入介绍未来一定规模跨地域电力实物交易而引发电网阻塞情况下交易体系设计方法,并建模讨论。
最终基于欧洲各国间的国土面积、地理及行政区位划分,比照我国区域电力市场及未来现货市场战略设计提出探讨。
关键词
区域电力市场 跨区 交易调度优化 现货及远期价格
0 区域电力市场研究背景
自《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)文下发以来,我国电力市场建设逐步推进,继广东首推电力集中竞价交易模式之后,北方京津冀三地电力市场互联构建而成的首个区域电力市场有望成为电改的更大突破。就此,京津冀区域市场的构建分别提出了交易调度机构任务明确、现货市场仿真与建设、未来能源金融市场探索建设等目标要求,并给出了具体进度计划;南方最新的区域跨区跨省月度电力交易规则也进入了征求意见阶段,就跨区参与交易主体、跨区调度机构职能甚至发电合同交易给出了框架。
相似的,始于90年代中期的欧洲电力市场化过程中亦提出了各国间市场互联构建欧盟内部电力市场,“Internal Electricity Market” (IEM)的目标, 尽管各国基于自身改革已经成立国家内部相应电力交易中心,随市场的不断完善及欧盟整体经济利益最大化发展议题,以一国或多个国为单位的市场互联越发重要。2006年法国、比利时及荷兰实现三边市场耦合;2009年德国与北欧市场耦合;2010年中西欧电力市场耦合,主要包括法国、德国以及荷兰、比利时、卢森堡。
电力市场相互连通后,区域电力交易,跨区/跨国交易量与频率不断增加,一地/一国内的电力系统优化问题,如电站投建、扩建,电力交易,电网扩建等等将不仅仅取决于本地/本国情况,还要考虑其相邻近国家或相联通市场的相应环境,跨区/跨国交易的电网容量等问题。
1 数据实例
2016年7月11日晚19点,德国本国电价为-0.08欧/兆瓦时,到20点时跌至本月最低-0.9欧/兆瓦时。20点时本国总供电量约88.88吉瓦,国内总需求81.886吉瓦,加上出口总量6.99吉,总体供大于求,剩余电力0.008吉瓦,此为形成负电价的重要原因之一,尽管如此,出口电力还在一定程度上拉动了内需抬高了电价。
交易与调度在相联通的市场中,在一定程度上一定范围内(以区域为单位)可以更好的起到市场调控配置的作用。从经济性角度分析区域市场设置的积极性在于其可以刺激拉动区域内某地/某国电力市场内需,亦可以缓解某地/国家的电力紧缺压力。同时,由于两地电力供需差别等导致的电价差为交易提供了良好的环境,为电力中长期市场中金融合约的履行创造了条件。但是市场参与主体的行为策略,因市场复杂因素变幻造成的区域内市场稳定问题仍为潜在风险。从电网调度安全性上分析,区域市场一定程度上加大了其复杂性,尤其是电网与隶属市场交易中心间的关系运作。以上问题均将在下述理论及模拟中涉及。
2 理论基础
在市场互联情况下,一国或者某一市场的电价不仅是由其本身的供需决定的,也是由供求关系所连接的市场需求决定了的。具体地,当两个市场之间的传输容量匮乏(在阻塞情况下),电价的计算变得更为复杂。欧盟指令1228/2003对于跨境交易的输电权分配给出了规定,其中较为普遍的两种方法分别为Explicit Allocation和Implicit Allocation(Market Coupling)。
(一)基于Explicit Allocation Schemes的系统理论——早期德法间跨境电力交易方法
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