深度｜我国亟需建设适应现货交易的市场化平衡机制

摘要

为了解决电力系统实时运行的供需平衡问题并提高运行经济性,国外典型电力市场均建立了实时平衡市场,并取得了成功的运行经验。而我国当前正处于从中长期电量市场向中长期交易和现货交易过渡的市场模式,目前采取的是电量交易和偏差考核结算,系统仍按照计划调度方式运行,缺乏促进系统实时平衡的激励机制,出现了结算考核费用不能有效覆盖系统平衡成本等问题,亟需建设适应现货交易的市场化平衡机制。为此,对国外典型平衡市场的运作模式及其结算方法展开研究,首先总结了平衡市场的运行框架,然后选取采用“辅助服务市场+调节电能市场+不平衡结算”模式的北欧和英国市场及“一体化交易”模式的美国PJM市场,从平衡资源获取、平衡责任划分和不平衡结算方法三方面对典型平衡市场进行了介绍,分析了不平衡电量结算和平衡服务容量成本分摊之间的耦合关系;随后对两类平衡市场模式进行了对比,分析了不同模式的特点和适应性;最后结合我国当前偏差考核结算机制存在的问题及市场化平衡机制的发展需求,对我国市场过渡期乃至现货市场开放后的平衡市场建设提出了相应的建议。

作者：贺宜恒1, 周明1, 武昭原1, 龙苏岩2, 徐骏2

1．新能源电力系统国家重点实验室(华北电力大学),北京市 昌平区 102206

2．中国电力科学研究院(南京),江苏省 南京市 210003

0 引言

保持发用电实时平衡是电力系统运行的基本要任。为了提高系统实时运行经济性,反映系统实时供需情况和平衡成本,电力市场环境下有代表性的北欧、英国和美国PJM市场均引入了市场化的平衡管理机制,即基于实时调度的平衡市场,并取得了成功的运行经验[1-2]。平衡市场是维持电力供需平衡的制度安排,通常由调度机构负责运行,调度通过调用平衡辅助服务、调节机组出力等方式,实现系统有功平衡[3-7]。尽管平衡市场的总交易电量较少,但它能为电能交易和辅助服务提供价格信号,为不平衡电量结算和系统平衡成本分摊提供依据[8],是现货市场重要的组成。

目前我国电力市场以中长期电量交易为主,由交易中心提前将中长期电量分解到调度日。为保证系统运行的实时供需平衡,调度部门仍按照传统调度模式调整机组出力。由于尚未建立现货市场和有效的市场化平衡机制,缺乏实时价格信号,带来了实际运行功率与长期合同分解量出现偏差时偏差电量结算难题,偏差考核缺乏依据,偏差结算缺乏公平性,且无法有效覆盖系统运行成本等问题。随着交易规模的增大,以及大规模波动性可再生能源跨区交易的增加,提高了系统实时平衡的难度和重要性,需要现货市场提供短期价格信号,以充分发挥市场资源优化配置的能力,而作为现货市场的重要组成之一的市场化平衡管理机制尤为重要[9]。

鉴于国外典型平衡市场的成功经验和中国对市场化平衡机制的需求,有必要对国外典型电力平衡市场的运作和交易结算模式进行研究,为我国建立现货市场、平衡市场提供参考。为此,本文对3个国外典型电力平衡市场的运作模式及其交易结算方法展开对比研究,首先总结了平衡市场的运行框架,然后从平衡资源获取、平衡责任划分和不平衡结算3个方面详细介绍了采用“辅助服务市场+调节电能市场+不平衡结算”模式的北欧和英国市场及采用“一体化交易”模式的美国PJM市场,分析了不平衡电量结算和容量成本分摊之间的耦合关系。随后对2类平衡市场模式进行对比,分析了不同模式的特点和适应性。最后梳理了我国当前系统平衡和偏差考核结算机制的现状和平衡市场发展需求,进而对我国电力市场过渡期乃至现货市场开放后的平衡市场设计提出了相应的建议。

1 平衡市场的运行框架

典型电力市场通过引入市场化的平衡管理机制,有效衔接了开放分散的市场运营与系统化的集中调度,保证了市场环境下系统运行的稳定性和经济性,同时起到发现实时价格的功能[1]。欧洲大陆将基于市场的平衡管理机制称之为平衡市场,英国称为平衡机制(balancing mechanism,BM),美国则称之为实时平衡市场[7,10-11]。为方便叙述,除特别说明外,本文将其统称为平衡市场。平衡市场由调度组织运行,调度通过调用提前获取的平衡资源,组织实时电能交易来进行功率平衡和阻塞管理[2]。

市场环境下,调度职能归属系统运营商(system operator,SO)。除SO外,参与平衡市场运行和结算的市场成员包括平衡资源提供方(balance service provider,BSP)、平衡责任方(balance responsibility party,BRP)和结算机构等。其中,BSP是提供平衡资源的市场成员,在实际运行中根据系统频率变化或调度指令改变自身出力或负荷,以帮助系统恢复平衡。BRP是承担平衡责任并参与不平衡结算的市场成员或其代理,它既可以是某个市场成员的一部分,如一个发电厂的某一个机组,又可以是多个市场成员的组合。结算机构负责平衡资源补偿和不平衡电能结算。

平衡市场的运行框架如图1所示。在实时运行前,SO需通过市场机制获取平衡资源。平衡资源包括平衡辅助服务(简称平衡服务)和平衡电能两类,前者指维持系统有功和频率稳定的辅助服务,通常包括频率响应、调频和备用3类。SO作为单一买方,负责组织辅助服务市场,并按照系统运行准则购买一定容量的平衡服务。平衡服务按“容量可用性”为标的进行交易,报价被出清的BSP需要在实时运行中保留相应的容量供SO调度,即使不被调用也可获得报酬,被调用后产生的电量也可在电能市场结算,因此可以说平衡服务具有容量和电量2个属性[3,12-13]。而平衡电能又称为调节电能或上下调电能,由SO作为单一买方在调节电能市场中购买,通常在日前市场结束后开启交易,至实时运行前结束。平衡电能以电量为交易标的,按运行中实际被调用的电量进行结算,不进行容量补偿,类似于无容量支付的备用,仅具有电量属性。

图1 平衡市场的运行框架图

在实时运行期间,SO通过频率响应、调频等进行快速平衡,维持频率稳定,当通过超短期负荷预测发现潜在的能量不平衡时,SO则会主动调整上下调电能报价或是备用机组的出力。市场成员实际发用电量与交易计划有差异的部分,被视为与SO间的实时电能交易,在事后进行不平衡电量结算。

在运行结束后,结算机构从交易机构获取交易信息,从SO获取计量信息和平衡资源的调用信息,对产生不平衡的BRP开展不平衡结算,并向提供平衡服务和上下调电能的BSP进行支付。

2 典型电力平衡市场的运行和结算模式

2.1 北欧平衡市场的运行和结算模式

北欧电力市场依据欧洲输电系统运营商联盟ENTSO-E的标准,将平衡资源分为频率控制备用(frequency containment reserve,FCR)、频率恢复备用(frequency restoration reserve,FRR)两大类,后者又分为自动FRR(automatic FRR,aFRR)和手动FRR(manual FRR,mFRR)[14]。FCR属于一次调频,能保证系统频率稳定在额定频率的±0.1 Hz内,能在1 min内响应;aFRR主要通过AGC实现,可在5 min内响应;mFRR是可在15 min内响应的备用服务。SO可在辅助服务市场中与BSP签订合约获取上述资源,合约以容量为标的物,交易模式以日前自愿投标为主[3,15-17]。

mFRR作为北欧地区最主要的平衡资源,为保证其充分有效供应,除了通过辅助服务市场锁定一定的容量外,还需要调节电能市场(regulating power market,RPM)作为支撑。RPM在日前市场结束后开启,在实时运行前关闭,具有额外调节能力的市场成员可以提交上下调能量报价,该报价可视为无容量补偿的mFRR。此外,已经签订中长期mFRR服务合同的市场成员可以参与RPM的能量报价。当系统备用容量不足时,SO还会开设额外的备用市场,如峰荷备用市场等,签订了备用合约的BSP被强制要求能量报价[18]。为了消除中小用户面临的提供平衡服务的屏障,北欧在现有平衡市场的基础上,建立了试点性的Ecogrid EU市场,该市场是一个无报价的实时市场,小容量分布式电源和终端用户可根据接收到的实时电价做出提供平衡资源的响应[19]。此外,北欧地区的平衡资源的跨国交易也取得了成功的运行经验[13]。

在平衡资源的调用策略上,北欧SO按平行调用法调用aFRR,按排队法依次调用mFRR。当价区之间出现阻塞时,启动特殊调节机制,并由2个价区的SO共同决定是否将原有的报价队列分开。

表1 北欧平衡服务的容量补偿结算方式

eSett作为专门结算机构负责瑞典、挪威和芬兰的不平衡结算,而在丹麦仍由Energine.dk负责。北欧平衡市场的运行时段长度为1h,出清的上下调电价为该时段被调用的边际mFRR能量报价。不平衡电量根据上下调电价和日前电价对不平衡电量进行结算,其中,发电不平衡量采用两价法结算,用电不平衡量采用一价法结算,文献[20]对该结算方法进行了整理。eSett还根据BRP的实际发用电量收取结算手续费,以支付部分平衡容量成本[22]。