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建立灵活性资源及新型辅助服务交易机制
对于发电机组,灵活性的提升主要体现在:深度调峰(降低最小技术出力)、快速启停、增强爬坡能力(即提高加减负荷速度)。对于热电机组,热电解耦也是增强灵活性的方式。
在美国加州电力市场(CAISO)和中部大陆电力市场(MISO),建立了灵活爬坡产品(Flexible Ramping Product)交易,取得了良好的效果。如图所示,深蓝色曲线表示预测净负荷(FNL),即系统总负荷减去可再生能源发电出力。由于新能源功率预测的不确定性,取概率为95%的置信区间,最大预测净负荷可增加至(FNL+),其中包括了向上不确定性UU;而最小预测净负荷可减小至(FNL-),其中包括了向下不确定性DU。在第t时段采购灵活爬坡产品,要覆盖从t到t+1时段的净负荷增长/减少,则需采购的向上灵活爬坡产品为FRU(t)=FNL(t+1)+UU(t+1)-FNL(t),需采购的向下灵活爬坡产品为FRD(t)=FNL(t+1)+DU(t+1)-FNL(t)。灵活爬坡产品与能量(现货)及备用联合出清,与实时备用类似,基于机会成本确定出清价。
我国在实践中总结出来的深度调峰定价方式值得肯定。该定价方式首先在东北电力辅助服务市场建立,并且在全国推广。作为国家电力体制改革专项试点,东北地区自2017年1月启动以来成效显著,深入挖掘了电网调峰潜力,促进了风电、核电等清洁能源消纳,显著提高了电网安全运行水平和供热可靠性。东北调峰服务市场体现公平、自愿的原则,并实现全电网调峰成本最低。根据火电机组调峰深度的不同,采用“阶梯式”补偿及分摊机制,按照非线性比例“多减多得、少减多罚”的原则加大奖罚力度,以激励发电企业加大提供调峰服务的意愿。调峰服务分为基本(无偿)调峰服务及有偿调峰服务(针对灵活性供方)。基本调峰服务指机组调峰率小于等于48%(可根据实际情况,在征得监管机构同意后进行调整)时所提供的辅助服务;有偿调峰服务指机组调峰率大于48%或按调度要求进行启停调峰所提供的服务。发电企业须在日前提交有偿调峰服务报价,对报价设置区间限制,通过报价的高低来确定次日各电厂提供有偿调峰服务的先后顺序。由于火电机组参与深度调峰有必要进行稳燃技术改造,可能需要增加发电成本,这种降低发电功率反而增加成本的情况是无法通过现货价格来真实反映的。对于调峰服务费用分摊方式,东北调峰辅助服务市场首次引入“阶梯式”分摊机制。作为灵活性资源市场化交易的初步尝试,深度调峰服务市场算是成功的,但也存在一些缺陷,特别是人为指定的参数太多、补偿费用过高,需要在实践中进一步深入研究和改进。
在碳中和目标下,社会对电能的需求不断增长,电网容量不断扩大,用电结构亦发生变化,各大电网的峰谷差日趋增大,电网目前的调峰能力和调峰需求之间的矛盾愈发尖锐,低谷时缺乏调峰手段的问题将更为突出。随着电力市场化改革的深入以及波动性可再生能源的增多,将使煤电机组逐步由提供电力、电量的主体性电源,向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变。结合电力系统调节能力提升工程,充分发挥火电灵活性改造在提高系统调峰能力和促进新能源消纳方面的重要作用,从而提升机组灵活性,及时响应电网调控,将有利于推进碳中和电力系统建设。此外,国内外现有辅助服务市场的交易品种不包括一次调频(一般作为强制提供的基本辅助服务)和惯性,美国德州、澳大利亚等电力市场在积极讨论将惯性纳入辅助服务品种的可能性。在碳中和目标下,有必要深入研究我国建立一次调频和惯性辅助服务市场机制的可行性,建立相应的市场机制并开展市场运营实践。
建立电力市场和碳排放权交易市场的协调机制
随着全球对“气候危机”的不断关注,碳排放权己经成为继石油等大宗商品之后又一新的价值符号,对于碳中和目标的实现意义重大。《京都议定书》为碳交易奠定了国际法律基础,它不仅以法规的形式限制了相关国家温室气体的排放量,更从市场角度催生出以二氧化碳排放权为主要交易对象的碳交易市场。《京都议定书》确定了三种碳交易机制,赋予碳排放权商品属性。三种机制包括:排放贸易机制(ET)、联合履行机制(JI)和清洁发展机制(CDM)。中国作为全球最大的发展中国家,主要开展在CDM机制下的项目开发,并成为CDM项目最多的国家之一。CDM机制对从事清洁能源项目的企业机构来说,多了一个融资和技术改造的途径。通过参与该机制引进外资与节能减排技术能够促进我国环保事业发展,同时项目业主可以通过在碳交易市场出售弥补其实施碳减排所增加的成本。此外,凡中国境内所有减少的温室气体排放,都可以按照《京都议定书》中的CDM机制转变成有价商品向发达国家出售。
2011年,按照“十二五”规划纲要关于“逐步建立碳排放交易市场”的要求,我国在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳7个省市启动了碳排放权交易试点工作。经过几年的试点,效果显著。试点范围企业履约率保持较高水平,形成了要素完善、特点突出、初具规模的地方碳市场。相关企业的碳排放总量和强度实现“双下降”,显示出碳市场以较低成本控制碳排放的良好效果。各试点在体系的设计和运行方面积累了丰富的经验,并从实践上比较和验证了各种不同政策设计的适用性,为建设全国统一的碳市场积累了经验。当前,正在稳步推进全国统一的碳排放权交易市场建设,碳排放权期货交易也正在酝酿中。
北京环境交易所在2009年建立了中国第一个CDM信息服务平台,使CDM市场的卖家更方便找到买家,发挥着价格发现和降低交易成本的作用;北京环境交易所还与纽约泛欧证券交易集团旗下的BlueNext交易所联合在中国设立碳交易平台,使中国的碳交易平台与国际接轨。中国第一个自愿碳减排标准“熊猫标准”于2009年由北京环境交易所开发并颁布,并在同年实现了国内第一单自愿减排业务——北京奥运会期间出行所产生的8026万吨碳减排指标交易。
在碳中和目标下,应建立电力市场和碳排放权交易市场的协调机制。参照欧盟碳交易机制EU-ETS的经验,全国统一碳排放权交易市场建立之初有可能在配额设置上比较宽松,也可能采取免费分配的方式发放配额。虽然从碳市场自身建设的角度讲这样做具有一定的合理性,但也要防范与电力市场机制产生相互抵消的负效应,即由于碳价过低而影响深化电力体制改革对于节能减排的要求。因此,在确定碳市场配额及其分配方式时需要与电力体制改革相关主管部门加强沟通和协调,形成最佳政策组合。全国碳市场体系形成后,电力行业作为主要碳排放行业应该率先发挥碳市场的调节作用,电力市场改革也应有助于这个目标的实现。从国外碳市场发展进程可以发现,从事碳交易的电力企业的碳成本将会通过电价向下游企业(包括最终消费者)传导,但对于这种传导又要有所约束,因此电价形成机制的设计应合理考虑碳成本。在全面推进电价改革时,应考虑与全国碳市场价格的交互影响,形成电价与碳价的良性互动并确保碳市场对碳排放的有效调节。
本文刊载于《中国电力企业管理》2020年10期,作者供职于华南理工大学电力经济与电力市场研究所
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