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▲北美洲的九个电力市场
▲北美洲九个电力市场的简单统计
中国的电力交易中心和北美洲的电力交易机构有非常大的不同,主要体现在机构的归属和职能方面。首先归属不一样,中国的电力交易中心都是新建的所谓股份制机构。按照百度百科的解释,股份制亦称“股份经济”是指以入股方式把分散的,属于不同人所有的生产要素集中起来,统一使用,合理经营,自负盈亏,按股分红的一种经济组织形式。称为股份制(Shareholding System)就意味着要分红,有赢利之嫌,违背了交易中心必须是非赢利的原则。国内现有的交易中心都是以电网公司为主体,吸引地方政府和市场参与者共同出资建立,为电力交易提供一个独立的並非为赢利的管理平台,並不以赢利为目的,如果称为会员制(Membership System)交易中心可能更确切一些,这样不会引起误导。实际上国内各交易中心的人员大多来自电网公司,主要来自电力调度中心,交易中心的经济和业务仍然受电网公司控制。
在美国和加拿大,九个电力市场管理机构都是独立于电网公司的机构,它们有的是受地方政府(在美国为州,在加拿大为省)管辖,向地方政府负责的非赢利组织,如加拿大的阿尔伯塔(AESO)和安大略(IESO)电力市场和美国的加州(CAISO),德州(ERCOT)及纽约州(NYISO)的电力市场。其它的四个市场(PJM,ISONE,MISO,和SPP)是跨越多个州的市场,市场涉及到的各个州之间是一种协商或会员制的关系。在所有九个电力市场中,原有的电网公司在保持它们对输电网的拥有权和维护输电网的责任的前提下,必须把输电网的经营管理权,也就是调度权交给市场。
另一个主要的不同在职能方面,美加的九个电力市场(ISO/RTO)都是交易中心,调度中心和规划中心三位一体的集中的管理机构。在中国则把交易中心和调度中心分离,明确了交易中心主管中长期交易和市场结算,调度中心负责现货市场和实时调度。在美加,中长期交易由交易双方或交易一方和ISO/RTO直接签定合同,没有专门的机构来管理中长期交易。在电力市场建设初期,美国加州曾经有过把能量现货的交易中心和调度中心分设的失败的教训,交易中心和调度中心一体化避免了机构的重叠,促进了市场交易和电网运行的信悉沟通,实现了电网的可靠运行。通过对市场和系统控制的管理,ISO/RTO最清楚地知道在什么地方和怎样进行系统基楚设施的扩张和更新。美加的经验证明,三位一体的集中的管理机构是一种有效的电力市场组织型式。鉴于国内的实际情况,这不太可能实现,但为了真正实现电力改革的目的,电力调度中心必须独立,因为电力市场必须独立和非赢利的原则不能违背。
我理解的调度中心独立,并不一定要把调度中心在行政上从电网公司独立出来,只要业务上从电网公司独立出来就行,也就是说调度中心不拥有任何发电,用电和输电资源,不从事任何电力及服务交易,按市场规则而不是按电网公司的指令管理和调度电网,对所有的市场参与者公开公正公平地开放电网,就可以实现调度中心业务上的独立。就像现在美国和加拿大的各电力市场一样,电网还是属于原来的所有者,包括私人投资的电力公司,市政公用事业公司,联邦和州/省政府机构拥有,他们仍然保留电网维修的义务。ISO/RTO将向市场参与者收集电网的使用费,支付给电网公司。按照我的理解,这种业务上独立比归属上从电网公司独立要容易实现一些,但无论如何,电网公司的权限肯定会被削弱。
记者:北美电力市场是如何计算、并执行电价机制的?终端销售电价组成部分是怎样的?
刘云仁:北美洲不只有PJM一个电力市场,而是九个,每个市场定价机制都有所区别。在实行电力工业重组以前和没有实行市场化改革的地区,电力工业都是地区性垄断的,也就是说在一个地区内,地区有大有小,大至一个州(美国)和省(加拿大),小至一个小城镇,只有一家电力公司,在这个地区内,从发电,输电到配电,都由这一家公司垂直一体化管理。电力公司有很多种类型,如投资人拥有的电力公司(IOU, Investor Owned Utilities),联邦政府或州/省/市政府拥有的市政公用事业等等。
在这种体制下,电力公司直接向终端用户(包括大型工商用户和小型居民用户)供电和收费,收费标准是由有关的州/省政府决定的。根据投资,运营,维护和折旧的成本,允许电力公司有一定的利润空间,有关的州/省政府制定电力公司向终端用户的收费标准。在有电力市场的地区,由于小型居民用户没有直接参与电力市场交易,他们是通过中间批发商/售电公司/零售商获得电力供应,这就有了批发电价和零售电价的区别。目前,北美洲的9个电力市场中,绝大多数的地区都没有开放零售市场,向终端用户收费的零售电价仍然受仍然受相关的州/省政府控制,根据售电公司在电力批发市场的总购电成本和配电成本,允许售电公司有一定的利润空间,有关的州/省政府制定售电公司向终端用户的收费标准。
在北美洲的9个电力市场中,政府放松了对批发电价的控制,但还是保持着对电价的监管。批发电价有很多组成部分,包括但不限于能量(电量),阻塞,辅助服务,容量,网损,输电和电网管理等等。
能量电价可以由买方和卖方通过双边合同(双方之间已达成相互协议的合同)预先确定,也可以由有组织的能量批发市场拍卖的市场清理价确定。在一个竟争性的市场中,市场价格由供需双方的行为共同决定,其中供应方(发电资源)提供包括能够提供特定数量的电能(兆瓦时)和所要求价格的报价,需求方(负荷)也提供所需要的电能量(兆瓦时)和所愿意支付的价格的报价。在拍卖过程中供应侧按报价价格由低到高的次序依次挑选(出清),同时需求侧则按报价价格由高到低的次序依次挑选(出清),直到供给与需求相匹配或均衡时,也就是供应方愿意提供的发电量正好等于需求侧希望购卖的负荷量时,市场被出清。市场存在一个均衡价格(Equilibrium Price)或市场清理价(MCP,Market Clearing Price)。在有些市场中,需求方只报量不报价如国内的几个试点现货市场,或者需求方只有一个-系统如实时能量市场,这是一个单边市场,在拍卖过程中按供应侧的报价价格由低到高的次序依次挑选(出清),直到所选中的总发电量满足系统总负荷需求为止,它与供应曲线的交点决定市场清理价。
这是没有考虑网络阻塞的情况,在这种情况下,任何发电资源发出的电能都可以无阻碍地输送到系统中的任何地方,也就是说在系统中任何地方的负荷都可以买到可获得的最便宜的电能。这样全系统只有一个统一的出清价格,所有的发电资源和负荷需求侧按统一的出清价格结算。在需要考虑网络阻塞的情况下,由于网络传输能力的约束,有的负荷不能得到来自较便宜的电能供应,而必须从价格较高的发电资源获得电能,这样就形成了系统在不同地方的电价差异,也就是引入了节点电价(Node Price)或位置边际电价(LMP, Locational Marginal Price)和阻塞电价的慨念。LMP的定义是在某一节点(位置)每增加一个单位(MW,兆瓦)的负荷需求时,系统基于报价的总生产成本的增量,是由各市场(ISO/RTO)的市场优化出清程序计算出来的。能量电价包括日前市场和实时市场。
阻塞电价是由于必须考虑网络阻塞约束条件而产生的,根据不同节点之间LMP的差别来计算。
辅助服务价格可以通过中长期合同和市场拍卖来确定。黑启动能力,无功及电压支持,和可靠性必须运行机组由ISO/RTO同承诺提供这些服务的资源签定中长期合同,一般以一年为期,确定价格。调频备用和运行备用则通过市场拍卖出清。它们是单一买方的市场,买方是系统,按照市场均衡原理定价。有的ISO/RTO有分离的调频备用,旋转备用和非旋转备用市场,依秩分别出清和定价,大多数ISO/RTO则把调频备用,旋转备用和非旋转备用和能量市场一道,协同优化出清。按照每增加一个单位(MW,兆瓦)的某种备用需求时,系统基于报价的总生产成本的增量的原理进行定价。
容量电价可以通过供需双方签定的合同或通过容量市场的拍卖来确定。
网损电价在北美有些市场中,例如PJM和CAISO是作为节点电价(LMP)的一个分量由基于交流潮流模型的市场优化出清程序一道计算出来的,节点电价(LMP)由能量电价,阻塞电价和网损电价三个分量组成。而在另一些市场中,例如德州ERCOT,其市场优化出清程序使用直流潮流模型,LMP只计算能量电价和阻塞电价,网损由负荷根据负荷的占比份额支付。
输电电价在北美电力市场中是用电网传输接入费(TAC,transmission access ge)的型式向每兆瓦时(MWh)的系统内部负荷和向系统外的输出收取,用于回收与电网设施相关的传输收入要求(TRR,transmission revenue requirements)。根据输电线路的电压等级,TAC采用不同的费率。对于额定电压200kV及以上的输电设施使用一个全系统的"邮票"费率(高压或区域费率),这个费率由ISO/RTO提出,由联邦政府(FERC,Federal Energy Regulatory Commission)批准。而对于额定电压低于200kV的输电设施的,采用与参与的传输拥有者(PTO,participating transmission owner)特定的费率(低压或"本地"费率),这个费率由ISO/RTO与参与的传输拥有者商定,由有关的州政府批准。
管理电价是用于复盖ISO/RTO本身运行和发展成本的费用。虽然ISO/RTO是非赢利组织,不允许参与市场交易从中获利,只能通过对电网和市场的管理向电网的使用者收取电网管理费(GMC,Grid Management Charge)这里电网管理费GMC是输电电价TAC以外的附加的收费,当TAC是要支付给电网拥有者PTO的,GMC是由ISO/RTO自己收取的。GMC有很多种类和费率,主要包括市场服务费,系统运行费,阻塞管理费,报价管理费,市场准入申请费等。GMC是一个固定的费率,每年年中由ISO/RTO会同所有的利益相关者一起审查 ISO/RTO当前的财务状况,并收集他们对下一年度预算流程和投入,由董事会审定,报联邦政府(FERC)及有关的州政府批准。
在所有的电力市场中能量电价包括日前和实时能量电价都占总批发电价的最大比例,但其它各种电价组成部分在总电价中的占比在不同的市场中相当不同。例如在PJM,2018年总的批发电价为$59.96/MWh,其中能量占63%,输电占14.7%,容量占20%,其它包括电网管理和市场服务占2.3%,其中辅助服务的占比不到1%。在CAISO,2018年总的批发电价为$49.54/MWh,因为没有容量市场,能量占有更大的比例,日前和实时的能量加输电占了总批发电价的95.6%,辅助服务的占1.7%,电网管理和市场服务占0.87%。
记者:北美电力市场建设对我国电力体制改革有哪些启示?
刘云仁:电价改革应该从批发电价开始,应该先把批发市场搞好,批发电价理顺,再逐步建立零售市场,开放零售电价。
因为零售电价对国计民生比较敏感,过大的波动可能对社会稳定造成较大的风险,在电力改革的初期,零售电价还是应由政府管控起来。在批发市场中,由于有中间售电公司作为缓冲,比较能够容忍批发电价的波动,长期而言,能够实现电力市场的初衷:最大化社会效益和优化资源的利用。
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