北歐電力市場概況
來源：絲路印象
2024-07-19 17:33:44
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1、北歐地區(qū)電力概況
北歐地區(qū)包括挪威、瑞典、芬蘭、丹麥和冰島5個國家，除冰島外，其他4個國家均已實現(xiàn)電網(wǎng)互聯(lián)，形成統(tǒng)一運行的北歐電力市場。目前，北歐電力市場的總裝機容量為100313MW，其中芬蘭火電占比較高，而挪威則以水電為主，呈現(xiàn)明顯的地域分布特性，如圖1所示。此外，近年來北歐正大力發(fā)展可再生能源，尤其丹麥的風電裝機容量逐年增加，2015年丹麥風電裝機容量已占丹麥總裝機容量近40%，如圖2所示。
北歐電力市場建設始于1991年挪威電力市場改革，而后瑞典、芬蘭和丹麥逐步加入，2000年東丹麥的加入標志著北歐跨國電力市場正式形成。緊接著，愛沙尼亞、立陶宛和拉脫維亞等相繼加入北歐電力市場，同意現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清。2014年，來自歐盟的14個成員國加上挪威的電網(wǎng)運營商和電力交易所就電力聯(lián)合交易正式達成協(xié)議，建立統(tǒng)一的日前電力批發(fā)市場。在日前由上述14個國家的TSO和交易中心組成的協(xié)會負責協(xié)調(diào)，通過統(tǒng)一算法計算出不同區(qū)域的價格及跨國電力交換的電量。這標志著北歐電力市場與歐洲中西部(法國、德國)及南部資源實現(xiàn)聯(lián)合優(yōu)化配置，為未來歐洲電力市場的聯(lián)合奠定了基礎。北歐電力市場發(fā)展的歷史沿革如圖3所示。
北歐地區(qū)功率交換的情況如圖4所示。早期，北歐電力市場參與成員較少，大型的發(fā)電公司市場份額占比較大，且零售公司大多都由發(fā)電企業(yè)組建。隨著電力市場的不斷發(fā)展和范圍的逐步擴大，目前北歐電力市場已有20個國家的370個市場成員[6]，包括發(fā)電商、零售公司、交易中心和輸電網(wǎng)運營商等。需要注意的是，北歐的調(diào)度機構與交易中心分離，調(diào)度機構在電網(wǎng)企業(yè)內(nèi)部，交易中心獨立。北歐電力市場架構如圖5所示。
2、有序協(xié)調(diào)的電力市場機制
北歐電力市場經(jīng)過多年的完善，目前已形成現(xiàn)貨市場為基礎，輔助服務市場和金融市場為補充的市場機制。各市場之間互相協(xié)調(diào)運行、有機結合，共同構建一個體系完備、功能完善的市場交易體系。現(xiàn)貨市場為各類市場參與者提供電力交易的場所，形成實時反應系統(tǒng)供需狀況的價格，為金融市場提供一個合理的價格信號；輔助服務市場為修正現(xiàn)貨市場出清結果與實際運行之間的偏差提供一個保障，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行；金融市場為各市場成員規(guī)避現(xiàn)貨市場價格波動風險提供了多樣化的合約，合約的結算最終也以現(xiàn)貨市場的價格作為依據(jù)。
2.1 現(xiàn)貨市場
目前，北歐電力市場主要采用日前市場、日內(nèi)市場與實時市場互為補充的市場模式，3個市場有著不同的功能定位，三者協(xié)調(diào)運行、有序開展，共同形成一個貼近實時運行的交易計劃，整個過程可看作是模型預測控制。
日內(nèi)市場是日前市場的延續(xù)，是一個高效市場的重要補充。日內(nèi)市場同樣也由北歐電力交易所組織，在日前市場關閉后14:30開始，持續(xù)滾動出清直到實時運行前一個小時。日內(nèi)市場是一個撮合交易市場，按照“先來先得、高低匹配”的原則，為市場成員提供一個調(diào)整日前交易計劃的平臺，以此來應對負荷預測偏差、設備突然故障等問題。早期，由于大部分市場成員都不愿意投入較大的交易費用來進行少量的交易，因此日內(nèi)市場成交的電量較少。但隨著新能源的不斷接入，日前風電預測的誤差量變大，日內(nèi)市場的重要性也逐步凸顯。2013年，日內(nèi)市場交易電量為61.392億kW?h，相比2012年成交的32億kW?h，增加了近一倍。
2.2 輔助服務市場
北歐各國對于輔助服務的定義、技術標準等各不相同，這取決于其所在的控制區(qū)域是否由電力傳輸協(xié)會管轄。一般來說，北歐電力市場中的輔助服務大致包括頻率控制、電壓控制、旋轉備用、無功補償和黑啟動等。對于不同的輔助服務，北歐各國的結算方式、合同期限、調(diào)度原則、準入要求等也不盡相同，由各國的相關條例規(guī)定，具體可參考文獻。
2.3 金融市場
目前，北歐電力金融市場與現(xiàn)貨市場緊密聯(lián)合、協(xié)調(diào)運行，兩者互相促進?，F(xiàn)貨市場的高效運作、價格穩(wěn)定提高了金融市場的流動性，金融市場的交易活躍及品種多樣也幫助市場成員規(guī)避了現(xiàn)貨市場的價格波動的風險。2012年，北歐電力金融市場交易量為16620億kW?h，是現(xiàn)貨市場交易量的5倍，交易量遠大于英國。
北歐電力金融市場早期由NordPool負責，2008年轉由納斯達克交易所(NasdaqOMX)運行。北歐電力金融市場市場成員眾多，交易品種多樣，為參與主體提供了很好的價格對沖與風險管理的手段。目前，北歐電力金融交易品種包括遠期合約、期貨合約、期權合約和差價合約，以現(xiàn)貨市場價格為參考；交易主體范圍除北歐外，已擴展至德國、荷蘭和英國；交易時間跨度包括日、周、季度、年，最長可達6年。上述金融合約均采用現(xiàn)金結算的方式，不需要實際物理交割。遠期合約以月、季度和年度為周期，期貨合約以日、月為周期，其結算的參考價格為系統(tǒng)價格。北歐的差價合約與傳統(tǒng)的差價合約有所差別，其專門是為規(guī)避阻塞產(chǎn)生的價差風險而設置的，以區(qū)域價格和系統(tǒng)電價的差價作為參考電價進行結算。因此如需要較好地規(guī)避價格風險，市場參與者一般會選用遠期或期貨合約加差價合約的方式。
北歐電力金融市場始于1993年挪威電力遠期合約市場，早期主要交易的是物理合約，后來使用現(xiàn)金結算代替物理交割，并陸續(xù)引入了期貨合約、差價合約和期權合約等。值得注意的是，早期北歐與英國類似，雙邊物理合約占據(jù)較大的比例，現(xiàn)貨市場交易的電量較少；但隨著現(xiàn)貨市場交易機制的不斷完善，現(xiàn)貨價格趨于穩(wěn)定，交易費用的降低，市場成員更傾向于去現(xiàn)貨市場中購電，以避免雙邊交易的協(xié)商、物理合約校核等麻煩。據(jù)統(tǒng)計，1996年，北歐電力市場物理合約交易量占比90%，現(xiàn)貨市場交易量占比10%；而到了2013年，現(xiàn)貨市場交易量占90%，物理合約交易量僅占10%。
3、北歐電力市場建設關鍵問題
北歐電力市場建設歷經(jīng)多年，其間經(jīng)歷了諸多改變，是一個不斷發(fā)展、不斷完善的過程，許多問題一直都在被討論，包括阻塞管理、市場力抑制和風電消納等。
3.1 阻塞管理
阻塞管理對現(xiàn)貨市場中的電力價格和不同市場參與者之間的利益分配有重大的影響，因此北歐在市場設計時對于如何開展阻塞管理一直都有爭論，有專家提出要將區(qū)域市場轉化為節(jié)點市場，該建議目前正處于討論之中。
阻塞管理是針對輸電功率超過輸電線路容量上限這些情況制定一些規(guī)則，合理地調(diào)整發(fā)電機和負荷，以確保系統(tǒng)安全可靠運行。阻塞管理主要包括消除阻塞和阻塞剩余再分配兩個方面。當系統(tǒng)不考慮輸電線路約束出清，整個系統(tǒng)的出清價格相等，若系統(tǒng)發(fā)生阻塞需要再調(diào)度產(chǎn)生的費用支出稱為阻塞成本。當系統(tǒng)考慮輸電線路約束出清并且線路出現(xiàn)阻塞時，系統(tǒng)將形成不同的分區(qū)價格，發(fā)電商和用戶均按各自對應的區(qū)域價格進行購售電交易，由此將形成阻塞剩余。阻塞剩余的值等于兩區(qū)域間的價差乘以互聯(lián)線路上的潮流數(shù)量，并且該剩余總是正值。
目前，針對價區(qū)內(nèi)和價區(qū)間的阻塞，北歐主要采用區(qū)域價格和對銷交易相結合的方式來解決。對于價區(qū)間的阻塞，首先，各TSO會提前一周向北歐電力交易所提交區(qū)域間的可用的傳輸容量并對上報的容量復核；之后，北歐電力市場交易所會根據(jù)發(fā)用雙方的報價和可用傳輸容量進行市場出清，形成系統(tǒng)電價和區(qū)域電價。當區(qū)域間存在阻塞時，為了滿足線路的傳輸容量限制，必然會讓某個區(qū)域的高價機組多發(fā)電，減少另一區(qū)域的低價機組發(fā)電，由此必然導致兩區(qū)域之間的電價不相等，形成區(qū)域電價，產(chǎn)生阻塞剩余。阻塞剩余由北歐電力交易所收取后分配給各國的TSO，歸各國TSO所有。對于區(qū)域內(nèi)部阻塞，假定節(jié)點A到節(jié)點B的輸電線路因輸電容量不足產(chǎn)生阻塞(功率由A流向B)，此時由TSO在B節(jié)點買入電量(發(fā)電商多發(fā)電或者負荷減少用電)，在A節(jié)點賣出電量(發(fā)電商少發(fā)電或者負荷多用電)，由此產(chǎn)生的阻塞費用最終由TSO承擔。目前，對于區(qū)域內(nèi)部的阻塞管理在平衡調(diào)節(jié)市場中完成。
需要說明的是，北歐電力市場規(guī)定，阻塞收益歸TSO所有，對銷交易需要的阻塞費用也由TSO承擔?？傮w來說，TSO最終將獲得阻塞收益。但是，各國的TSO不會故意造成阻塞來獲得阻塞剩余，這主要由于合理的市場激勵機制。監(jiān)管機構每年會核定次年的輸配電價，在核定的時候會將今年TSO所收取的阻塞費用從輸配電價中扣除，此外，TSO在減少阻塞時所支付的成本會在輸配電價制定的時加以考慮。這種阻塞費用考核和輸配電價制定相結合的方式在一定程度上激勵了TSO運用阻塞收益對電網(wǎng)進行投資以減輕阻塞，擴大區(qū)域間的傳輸容量。
3.2 市場力抑制
早期北歐開展市場化改革時也存在諸多分歧，主要的一個原因是市場力，有專家擔心市場建立后某些發(fā)電企業(yè)份額過大，會控制市場價格和阻止其余發(fā)電商進入，因此如何有效緩解市場力是保證市場公平競爭、價格穩(wěn)定的重要因素。
在北歐電力市場未建立之前，挪威市場的市場集中度較高，Vattenfall公司占發(fā)電市場份額60%以上，在用電高峰時期時常有使用市場力的情況出現(xiàn)。但是北歐市場建立后，市場力使用的情況大大減少，這主要有以下幾個原因：
1)逐步擴大的市場范圍。隨著歐洲一體化進程的加快，各市場成員的數(shù)量不斷增加，由此稀釋了各發(fā)電企業(yè)的市場份額，目前北歐電力市場中最大的發(fā)電集團Vattenfall公司所占的市場份額不到20%。
2)合理的市場監(jiān)管規(guī)則。在提交市場報價后，北歐電力交易所會根據(jù)各發(fā)電企業(yè)的煤耗率測算其邊際成本，并與該發(fā)電企業(yè)提交的報價比較，對遠高于自己邊際成本報價的機組視為價格接受者(price-taker)。
3)完善的金融市場。上述已經(jīng)提到，北歐電力市場中90%以上的電能交易通過金融合約覆蓋，現(xiàn)貨市場價格被抬高對用戶的影響較小。由此，發(fā)電企業(yè)沒有使用市場力的動機，因為其使用市場力所得到的潛在收益遠遠小于被監(jiān)管機構檢測出來動用市場力后所受到的懲罰。
3.3 風電消納
近年來，北歐電力市場的風電占比逐步提高，由此給電力系統(tǒng)帶來較大的運行風險。經(jīng)過多年的摸索，北歐已形成了一套行之有效的風電消納的方法。
首先，北歐充足的靈活調(diào)節(jié)資源是消納風電的前提。北歐地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)機組較多，該類機組啟動迅速、調(diào)峰性能好、運行靈活，能很好地參與系統(tǒng)電力供需平衡的調(diào)節(jié)，應對風電的波動性。此外，強大的國際電力交換網(wǎng)絡讓挪威的水電和芬蘭的火電對丹麥風電做了重要補充，成為丹麥高比例消納風電的重要的調(diào)頻資源，確保系統(tǒng)的供需平衡。
其次，北歐有序協(xié)調(diào)的市場機制是保證靈活調(diào)節(jié)資源能很好配合風電的基礎。在日前、日內(nèi)和平衡調(diào)節(jié)市場組成的市場交易體系下，風電由于價格較低一般在日前市場中就被接納，火電等傳統(tǒng)機組則有多余的容量參與平衡調(diào)節(jié)市場獲取經(jīng)濟補償。
優(yōu)勝劣汰的競爭機制使得火電機組愿意提高自身靈活性，更多參與平衡調(diào)節(jié)市場來配合接納風電。對于熱電聯(lián)產(chǎn)、水電等靈活資源調(diào)節(jié)出力而損失的效率，北歐市場有一套合理的補償機制來保證該類機組得以盈利，其補償主要是通過輔助服務市場和平衡調(diào)節(jié)市場聯(lián)動的方式進行的。首先，各國TSO會定期(周前、日前)開展備用容量市場，熱電聯(lián)產(chǎn)等靈活資源可在該市場進行報價，若被選中則可獲得收益，該部分收益是備用容量費用。當熱電聯(lián)產(chǎn)機組在備用容量市場中中標后，則必須要在平衡調(diào)節(jié)市場中報價，若在平衡調(diào)節(jié)市場中被選中，該機組還能獲得上調(diào)/下調(diào)邊際價格結算的電能費用。最終，熱電聯(lián)產(chǎn)機組等靈活資源將取得備用容量費用與電能費用兩部分收益，保證自己得以盈利。
3.4 發(fā)展方向
未來，隨著風電占比的進一步擴大，未來僅靠水電、熱電聯(lián)產(chǎn)等調(diào)頻資源可能難以應對風電的不可控性。因此，目前北歐正在考慮其他的機制來應對高滲透率的風電給電力系統(tǒng)帶來的平衡資源不足、輔助服務價格過高等挑戰(zhàn)，其主要的一個措施就是充分調(diào)用10MW以下的小型分布式電源和中小用戶等需求側資源，使用戶的需求對市場價格信號作出合理的響應。
2011年，北歐在丹麥Bornholm島上建立了基于實時市場的智能電網(wǎng)示范工程(EcogridEU)，該工程共涉及2000多家用戶，其中居民用戶占1800多戶[36-39]。EcogridEU項目在傳統(tǒng)的日前、日內(nèi)及實時組成的市場體系下引入了更短時間間隔(5min)的實時電力市場，使系統(tǒng)能更好地實現(xiàn)供需平衡。
系統(tǒng)運營商會根據(jù)系統(tǒng)的運行狀況每5min計算出一個電價發(fā)送給用戶，用戶的智能控制器會根據(jù)電價實時調(diào)整家用電器的工作狀態(tài)，起到削峰填谷的作用。當然，用戶也能通過改變自身的用電習慣，在不影響自身舒適性的前提下節(jié)省用電的費用，這種做法在電價較高的北歐對居民用戶極具吸引力。未來，北歐將在該示范加入熱電聯(lián)產(chǎn)、儲能裝置和儲熱裝置等設備，使多重能源在多時空尺度下實現(xiàn)優(yōu)化配置，為能源互聯(lián)網(wǎng)的建設奠定基礎。
4、北歐與美國ISO電力市場對比分析
北歐電力市場與美國電力市場作為世界上比較主流的兩種市場模式，在設計的時候體現(xiàn)著不同的設計思想。美國電力市場主要是由電力系統(tǒng)專家設計的，而歐洲電力市場是由經(jīng)濟學家設計的，因此在設計的時候所考慮的側重點不同。北歐電力市場是將電力當作普通商品來買賣，更強調(diào)電力商品的流動性，充分發(fā)揮市場的作用；而美國電力市場更側重電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定，設計的更為復雜精密。因此，本節(jié)將從電力市場建設的關鍵因素，包括組織機構設置、現(xiàn)貨市場出清方式、輔助服務安排、價格機制和阻塞管理等方面，進一步對比北歐與美國ISO電力市場，如表1所示。其中市場力抑制措施、新能源消納方式和金融市場運作這三方面美國各州采取的措施不同，本文以加州電力市場為例。
現(xiàn)貨市場出清方式上，北歐日前市場和日內(nèi)市場出清時僅考慮不同價區(qū)間聯(lián)絡線的傳輸功率，不考慮系統(tǒng)的實際物理模型，只有到平衡調(diào)節(jié)市場的時候才考慮各個區(qū)域內(nèi)網(wǎng)絡的實際約束。美國電力市場出清是一個機組組合與經(jīng)濟調(diào)度的問題，在日前做一個輔助服務與電能聯(lián)合出清的可靠性機組組合，等到實時市場出清時做一個考慮輔助服務與電能聯(lián)合出清的具有安全約束的經(jīng)濟調(diào)度。
輔助服務安排方面，北歐電力市場會定期(周、日)開展備用容量市場、調(diào)頻市場，以此確定輔助服務的提供商。對于提供備用的機組，最終將獲得備用容量費用與電能費用兩部分收益。美國現(xiàn)貨市場采用輔助服務與電能聯(lián)合出清的方式，最終形成總成本最低的具有安全約束的經(jīng)濟調(diào)度計劃。備用、調(diào)頻等輔助服務的價格是考慮報價和機會成本進行確定的。
價格機制方面，考慮北歐電網(wǎng)中阻塞只頻繁地發(fā)生在跨國(如丹麥與挪威)或跨區(qū)(如東丹麥與西丹麥)之間，因此在市場出清時采用區(qū)域電價的方式。而美國電網(wǎng)阻塞較為嚴重，因此在市場出清時采用節(jié)點電價的方式，體現(xiàn)電能在系統(tǒng)中不同節(jié)點的價值。需要說明的是，節(jié)點電價一般指發(fā)電側的電價，對于用戶側一般會采用區(qū)域內(nèi)各節(jié)點電價的加權平均作為結算的電價。
阻塞管理方面，北歐電力市場采用區(qū)域電價與對銷交易相結合的方式來處理區(qū)域間和區(qū)域內(nèi)的阻塞，最終產(chǎn)生的阻塞剩余歸TSO所有。美國電力市場采用基于最優(yōu)潮流的節(jié)點電價機制，通過計算考慮線路安全約束的最優(yōu)潮流的方式，確定成本最小的阻塞管理方式，由此形成的電價即為節(jié)點電價。系統(tǒng)出清后產(chǎn)生的阻塞剩余不歸ISO所有，通過拍賣金融輸電權的方式返還給用戶，以確保ISO的公平公正。
市場力抑制方面，北歐電力市場采用擴大市場范圍、審定發(fā)電商報價及完善金融市場等方式，規(guī)避人為操縱市場的現(xiàn)象。美國加州電力市場則從市場報價、競價及交易等多方面規(guī)避市場力，采用異常報價、競價結果檢查和市場行為監(jiān)管等措施，以確保市場的公平公正。發(fā)電商提供的報價會經(jīng)過自動的報價過濾機制，若與真實成本偏離較遠時則被視為異常報價，由預設價格(defaultprice)代替。
市場出清后，ISO會有專門的檢查小組核查市場競價結果，防止人為制造阻塞等異常情況。此外，市場監(jiān)管部門還會密切關注市場主體的行為，定期評估市場狀況并形成市場分析報告，對試圖操縱市場的參與者給予處罰。
新能源消納方面，北歐電力市場依靠熱電聯(lián)產(chǎn)、水電等靈活資源調(diào)節(jié)和跨國電力交換等手段，提高系統(tǒng)接納新能源的能力。加州電力市場則加強與西部其余州的電力公司合作，利用不同地區(qū)發(fā)電資源的差異性和不同的峰荷時間，提高可再生能源的利用率。此外，加州電力市場還通過交通油改電、需求側響應、引入儲能和改造現(xiàn)有發(fā)電廠等手段，嘗試改變負荷和發(fā)電的特性，提高它們的靈活性。
金融市場運作方面，北歐電力市場有期貨合約、期權合約和差價合約，幫助市場參與者規(guī)避電價波動的風險。相較于北歐電力市場，加州電力市場還引入了金融輸電權和虛擬交易兩類金融產(chǎn)品。虛擬交易是指沒有發(fā)用電需求的用戶可參與現(xiàn)貨市場，在日前市場以日前價格購買或出售電，在實時市場按實時價格賣出或買回相同的電，由此對沖日前與實時市場之間的價格差。金融輸電權則是用于規(guī)避因輸電阻塞導致區(qū)域價格風險的一種金融產(chǎn)品，當系統(tǒng)發(fā)生阻塞時，ISO將阻塞剩余分配給金融輸電權持有者。
5、對中國電力市場建設的啟示與借鑒
我國電力市場建設不僅要借鑒國外成熟的經(jīng)驗，更要充分結合目前我國資源分布、網(wǎng)絡阻塞及直接交易將進一步擴大等現(xiàn)狀，走獨具中國特色的發(fā)展道路。當前我國電力工業(yè)發(fā)展的主要問題是尚未形成合理的市場化交易機制，電價無法及時反應系統(tǒng)供需狀況，難以引導電力投資和新能源發(fā)展等。因此，現(xiàn)階段我國電力市場建設應遵循“簡單易行”的原則，抓住目前的主要矛盾和迫切需求，優(yōu)先建立一個可穩(wěn)定運行的電力市場，產(chǎn)生一個能反映出一個地區(qū)供需不平衡程度和系統(tǒng)阻塞程度的價格信號。基于上述對北歐及美國電力市場的介紹，結合我國當前電力發(fā)展的主要問題，本節(jié)提出適應現(xiàn)階段我國電力市場建設的若干建議。
1)組織機構分工。
現(xiàn)階段，我國機構設置呈現(xiàn)“調(diào)度機構歸電網(wǎng)企業(yè)所有，交易中心相對獨立”的局面，并且未來很長一段時間將維持這一狀態(tài)。因此，在進行電力市場建設時，應明確調(diào)度機構與交易中心兩者之間的分工，協(xié)調(diào)兩者之間的業(yè)務關系，以確保電力系統(tǒng)和電力市場穩(wěn)定運行。
從北歐電力市場可以看出，調(diào)度機構主要負責負荷預測、檢修計劃制定和發(fā)電備用安排等，確保電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。交易中心主要負責金融產(chǎn)品交易、市場競標和結算分析等，保證市場高效可靠運行。兩者之間權責界限分明，業(yè)務沒有重疊。
因此，若日前市場由交易中心負責時，在市場出清時難于進行考慮系統(tǒng)物理模型的經(jīng)濟調(diào)度，只能進行簡單的市場出清計算。
2)直接交易與現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)。
現(xiàn)階段，按照“管住中間，放開兩頭”的思路，我國各省都在努力推進發(fā)用雙方直接交易，以此作為電力市場建設的突破口。雖然目前的直接交易仍是電量交易，但隨著電力市場的逐步發(fā)展，未來必定會發(fā)展成電力交易，因此，如何協(xié)調(diào)直接交易與現(xiàn)貨市場的關系是改革過程中亟待解決的。
按合約性質(zhì)來分，北歐電力市場中雙邊交易主要有金融合約和物理合約兩種，早期物理合約占絕大多數(shù)，后期逐步轉變?yōu)榻鹑诤霞s。產(chǎn)生這種轉變的部分原因可以歸結為現(xiàn)貨市場交易費用的降低，但大部分是因為這兩類合約的特殊性質(zhì)。物理合約需要實物交割，在現(xiàn)貨市場出清前上報給交易機構進行安全校核，若校核不通過則會被削減。因此，當系統(tǒng)阻塞程度不嚴重的時候，簽訂的物理合約能大量通過，相反合約則會被大量削減。而金融合約則只需要現(xiàn)金結算，并不需要實際的交割，流動性更好。基于上述分析，在我國現(xiàn)階段，對于阻塞程度較輕的區(qū)域，直接交易可轉化為物理合約或金融合約；對于阻塞程度較嚴重的地區(qū)，直接交易轉化為金融合約更為合適。
3)現(xiàn)貨市場組織形式。現(xiàn)貨市場是電力市場建設的重要環(huán)節(jié)，它將市場組織與系統(tǒng)運行緊密結合起來，同時為市場主體提供有效的價格信號?，F(xiàn)貨市場的一般由日前市場、日內(nèi)市場和實時市場的全部或部分組成，采取何種組織形式應結合具體實際確定。
首先是日前市場，它的引入可在日前形成一個較為貼近實時運行的交易計劃，作為實時運行的標桿，同時還能確定火電等大容量機組的啟停計劃，這對于保證電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行時有幫助的。此外，在日前形成的交易計劃可由日前價格結算，可以幫助市場參與者規(guī)避實時市場的價格波動的風險。其次是實時市場，它是最接近于電力系統(tǒng)真實運行的市場，其交易結果最能反映系統(tǒng)的真實情況，可更經(jīng)濟有效地指導調(diào)度機構進行實時調(diào)度。
另外，實時市場的交易結果還可為偏差電量結算提供一個最佳的方案，提高系統(tǒng)的運行效率。最后是日內(nèi)市場，早期北歐日內(nèi)市場的成交量較小，后來隨著新能源的不斷接入，日前風電預測的誤差量變大，其重要性才逐步凸顯的?；谏鲜龇治觯ㄗh市場建設初期引入日前市場和實時市場。此外，若日前市場與實時市場之間時間間隔較長，則可在日前到實時之間引入滾動修訂過程，允許發(fā)電企業(yè)調(diào)整報價方案，然后根據(jù)發(fā)電企業(yè)修改的報價方案、用電負荷預測變化及電網(wǎng)運行狀態(tài)的改變，滾動更新調(diào)整交易計劃并公布。
4)電價機制和阻塞管理。
上述已經(jīng)提到，采用何種電價機制將很大程度上決定市場機制的設計。從經(jīng)濟學與市場效率來看，節(jié)點電價可體現(xiàn)出不同節(jié)點之間的資源稀缺程度，對于引導投資和阻塞管理都有重要作用。區(qū)域電價相較于節(jié)點電價更為簡單，只關注不同區(qū)域間聯(lián)絡線的容量限制，可看作節(jié)點電價的簡化形式。
考慮到現(xiàn)階段我國電力市場建設正處于初級階段，市場建設經(jīng)驗不足，因此初期選擇區(qū)域電價，后期轉為節(jié)點電價未嘗不是一種合理的選擇。此外，對于阻塞總是頻繁發(fā)生在某些聯(lián)絡線上的地區(qū)，價區(qū)內(nèi)部阻塞成本接近于零，區(qū)域電價幾乎等于節(jié)點電價，因而采用區(qū)域電價可以簡化計算，且不失經(jīng)濟效率。
在選擇價格機制后，如何建立阻塞管理和成本分攤機制是市場建設的另一個重點。節(jié)點市場中一般通過基于最優(yōu)潮流的節(jié)點電價機制來進行阻塞管理，最終阻塞剩余通過拍賣金融輸電權的方式進行分配。在區(qū)域市場中，跨區(qū)阻塞可在實時市場中用平衡資源解決，相應的電價機制為區(qū)域電價，產(chǎn)生的阻塞剩余返還給用戶。對于區(qū)域內(nèi)部的阻塞可就近調(diào)用機組解決，產(chǎn)生的阻塞成本分攤給用戶。
5)市場力抑制措施。
市場建設初期，為確保市場價格的合理穩(wěn)定，必須引入配套的市場力檢測和抑制措施，特別是針對于市場集中度較高的地區(qū)。市場建設過程中應制定相應的市場力防控規(guī)則條款，采取事前預防、事中監(jiān)測、事后評估和處罰等措施防范市場操縱行為。
首先，應對發(fā)電商的報價及市場出清價格設定上限，并對異常報價視為價格接受者處理，保證市場出清價格在合理范圍內(nèi)。其次，鼓勵市場參與者簽訂合約，減少暴露在現(xiàn)貨市場中的電量比例。最后，建立市場力分析評估體系，對市場競爭性水平實時監(jiān)控，定期發(fā)布市場競爭性報告。
6)金融市場運作方式。
金融市場引入的主要目的是為市場主體提供規(guī)避現(xiàn)貨市場風險的有效手段，保證電力市場的平穩(wěn)運行。因此，市場建設初期金融市場的發(fā)展應與現(xiàn)貨市場同步進行、有序協(xié)調(diào)。
考慮到現(xiàn)階段我國市場主體市場意識較低、監(jiān)管機制和信用體系尚未建立，初期金融市場可優(yōu)先引入差價合約，而后逐步引入期貨、期權合約。差價合約可由市場主體通過開展雙邊協(xié)商或平臺集中競價等方式簽訂，提前鎖定電力價格。為防范市場交易、結算的風險，可由交易中心負責組織合約交易，為各市場主體提供合約備案和結算依據(jù)等服務。
6、總結
電力市場建設是一項復雜的系統(tǒng)工程，涵蓋經(jīng)濟、社會和技術等多個方面，難以一蹴而就，需借鑒國外成熟電力市場的經(jīng)驗。筆者認為建設電力市場的本質(zhì)是，讓電力的生產(chǎn)以價格為信號，實現(xiàn)全系統(tǒng)的經(jīng)濟高效運行。該價格信號應能真實反映出一個地區(qū)供需不平衡的程度和系統(tǒng)阻塞的程度，進而引導民間投資，刺激資本走向更加不平衡的地方，解決系統(tǒng)阻塞問題，投資者也能在解決電網(wǎng)問題的過程中獲利，最終實現(xiàn)共贏，這才是一個電力市場健康運行的標志。
本文在介紹北歐電力市場的市場機制、組織架構等情況的基礎上，總結了北歐電力市場建設中遇到的關鍵問題并加以剖析探討。在此基礎上，本文將北歐與美國電力市場進行對比分析，并結合我國資源稟賦、網(wǎng)絡阻塞、負荷分布和現(xiàn)階段市場建設重點等現(xiàn)狀，對當前我國市場建設提出相關建議，涵蓋組織機構分工、直接交易與現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)、現(xiàn)貨市場組織形式、電價機制、阻塞管理和市場力抑制措施等各個方面。希望本文能為我國電力市場建設提供有益的參考。
以上內(nèi)容摘自絲路印象北歐事業(yè)部(www.miottimo.com)搜集整理，若轉載，請注明出處。
北歐地區(qū)包括挪威、瑞典、芬蘭、丹麥和冰島5個國家，除冰島外，其他4個國家均已實現(xiàn)電網(wǎng)互聯(lián)，形成統(tǒng)一運行的北歐電力市場。目前，北歐電力市場的總裝機容量為100313MW，其中芬蘭火電占比較高，而挪威則以水電為主，呈現(xiàn)明顯的地域分布特性，如圖1所示。此外，近年來北歐正大力發(fā)展可再生能源，尤其丹麥的風電裝機容量逐年增加，2015年丹麥風電裝機容量已占丹麥總裝機容量近40%，如圖2所示。
圖 1 北歐地區(qū)電力裝機容量
北歐電力市場建設始于1991年挪威電力市場改革，而后瑞典、芬蘭和丹麥逐步加入，2000年東丹麥的加入標志著北歐跨國電力市場正式形成。緊接著，愛沙尼亞、立陶宛和拉脫維亞等相繼加入北歐電力市場，同意現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清。2014年，來自歐盟的14個成員國加上挪威的電網(wǎng)運營商和電力交易所就電力聯(lián)合交易正式達成協(xié)議，建立統(tǒng)一的日前電力批發(fā)市場。在日前由上述14個國家的TSO和交易中心組成的協(xié)會負責協(xié)調(diào)，通過統(tǒng)一算法計算出不同區(qū)域的價格及跨國電力交換的電量。這標志著北歐電力市場與歐洲中西部(法國、德國)及南部資源實現(xiàn)聯(lián)合優(yōu)化配置，為未來歐洲電力市場的聯(lián)合奠定了基礎。北歐電力市場發(fā)展的歷史沿革如圖3所示。
圖 2 丹麥風電裝機容量
北歐地區(qū)功率交換的情況如圖4所示。早期，北歐電力市場參與成員較少，大型的發(fā)電公司市場份額占比較大，且零售公司大多都由發(fā)電企業(yè)組建。隨著電力市場的不斷發(fā)展和范圍的逐步擴大，目前北歐電力市場已有20個國家的370個市場成員[6]，包括發(fā)電商、零售公司、交易中心和輸電網(wǎng)運營商等。需要注意的是，北歐的調(diào)度機構與交易中心分離，調(diào)度機構在電網(wǎng)企業(yè)內(nèi)部，交易中心獨立。北歐電力市場架構如圖5所示。
2、有序協(xié)調(diào)的電力市場機制
北歐電力市場經(jīng)過多年的完善，目前已形成現(xiàn)貨市場為基礎，輔助服務市場和金融市場為補充的市場機制。各市場之間互相協(xié)調(diào)運行、有機結合，共同構建一個體系完備、功能完善的市場交易體系。現(xiàn)貨市場為各類市場參與者提供電力交易的場所，形成實時反應系統(tǒng)供需狀況的價格，為金融市場提供一個合理的價格信號；輔助服務市場為修正現(xiàn)貨市場出清結果與實際運行之間的偏差提供一個保障，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行；金融市場為各市場成員規(guī)避現(xiàn)貨市場價格波動風險提供了多樣化的合約，合約的結算最終也以現(xiàn)貨市場的價格作為依據(jù)。
2.1 現(xiàn)貨市場
目前，北歐電力市場主要采用日前市場、日內(nèi)市場與實時市場互為補充的市場模式，3個市場有著不同的功能定位，三者協(xié)調(diào)運行、有序開展，共同形成一個貼近實時運行的交易計劃，整個過程可看作是模型預測控制。
圖 3 北歐電力市場發(fā)展沿革
圖4 北歐地區(qū)功率交換情況
日內(nèi)市場是日前市場的延續(xù)，是一個高效市場的重要補充。日內(nèi)市場同樣也由北歐電力交易所組織，在日前市場關閉后14:30開始，持續(xù)滾動出清直到實時運行前一個小時。日內(nèi)市場是一個撮合交易市場，按照“先來先得、高低匹配”的原則，為市場成員提供一個調(diào)整日前交易計劃的平臺，以此來應對負荷預測偏差、設備突然故障等問題。早期，由于大部分市場成員都不愿意投入較大的交易費用來進行少量的交易，因此日內(nèi)市場成交的電量較少。但隨著新能源的不斷接入，日前風電預測的誤差量變大，日內(nèi)市場的重要性也逐步凸顯。2013年，日內(nèi)市場交易電量為61.392億kW?h，相比2012年成交的32億kW?h，增加了近一倍。
圖 5 北歐電力市場框架
2.2 輔助服務市場
北歐各國對于輔助服務的定義、技術標準等各不相同，這取決于其所在的控制區(qū)域是否由電力傳輸協(xié)會管轄。一般來說，北歐電力市場中的輔助服務大致包括頻率控制、電壓控制、旋轉備用、無功補償和黑啟動等。對于不同的輔助服務，北歐各國的結算方式、合同期限、調(diào)度原則、準入要求等也不盡相同，由各國的相關條例規(guī)定，具體可參考文獻。
圖6 北歐平衡調(diào)節(jié)市場的報價序列
2.3 金融市場
目前，北歐電力金融市場與現(xiàn)貨市場緊密聯(lián)合、協(xié)調(diào)運行，兩者互相促進?，F(xiàn)貨市場的高效運作、價格穩(wěn)定提高了金融市場的流動性，金融市場的交易活躍及品種多樣也幫助市場成員規(guī)避了現(xiàn)貨市場的價格波動的風險。2012年，北歐電力金融市場交易量為16620億kW?h，是現(xiàn)貨市場交易量的5倍，交易量遠大于英國。
北歐電力金融市場早期由NordPool負責，2008年轉由納斯達克交易所(NasdaqOMX)運行。北歐電力金融市場市場成員眾多，交易品種多樣，為參與主體提供了很好的價格對沖與風險管理的手段。目前，北歐電力金融交易品種包括遠期合約、期貨合約、期權合約和差價合約，以現(xiàn)貨市場價格為參考；交易主體范圍除北歐外，已擴展至德國、荷蘭和英國；交易時間跨度包括日、周、季度、年，最長可達6年。上述金融合約均采用現(xiàn)金結算的方式，不需要實際物理交割。遠期合約以月、季度和年度為周期，期貨合約以日、月為周期，其結算的參考價格為系統(tǒng)價格。北歐的差價合約與傳統(tǒng)的差價合約有所差別，其專門是為規(guī)避阻塞產(chǎn)生的價差風險而設置的，以區(qū)域價格和系統(tǒng)電價的差價作為參考電價進行結算。因此如需要較好地規(guī)避價格風險，市場參與者一般會選用遠期或期貨合約加差價合約的方式。
北歐電力金融市場始于1993年挪威電力遠期合約市場，早期主要交易的是物理合約，后來使用現(xiàn)金結算代替物理交割，并陸續(xù)引入了期貨合約、差價合約和期權合約等。值得注意的是，早期北歐與英國類似，雙邊物理合約占據(jù)較大的比例，現(xiàn)貨市場交易的電量較少；但隨著現(xiàn)貨市場交易機制的不斷完善，現(xiàn)貨價格趨于穩(wěn)定，交易費用的降低，市場成員更傾向于去現(xiàn)貨市場中購電，以避免雙邊交易的協(xié)商、物理合約校核等麻煩。據(jù)統(tǒng)計，1996年，北歐電力市場物理合約交易量占比90%，現(xiàn)貨市場交易量占比10%；而到了2013年，現(xiàn)貨市場交易量占90%，物理合約交易量僅占10%。
3、北歐電力市場建設關鍵問題
北歐電力市場建設歷經(jīng)多年，其間經(jīng)歷了諸多改變，是一個不斷發(fā)展、不斷完善的過程，許多問題一直都在被討論，包括阻塞管理、市場力抑制和風電消納等。
3.1 阻塞管理
阻塞管理對現(xiàn)貨市場中的電力價格和不同市場參與者之間的利益分配有重大的影響，因此北歐在市場設計時對于如何開展阻塞管理一直都有爭論，有專家提出要將區(qū)域市場轉化為節(jié)點市場，該建議目前正處于討論之中。
阻塞管理是針對輸電功率超過輸電線路容量上限這些情況制定一些規(guī)則，合理地調(diào)整發(fā)電機和負荷，以確保系統(tǒng)安全可靠運行。阻塞管理主要包括消除阻塞和阻塞剩余再分配兩個方面。當系統(tǒng)不考慮輸電線路約束出清，整個系統(tǒng)的出清價格相等，若系統(tǒng)發(fā)生阻塞需要再調(diào)度產(chǎn)生的費用支出稱為阻塞成本。當系統(tǒng)考慮輸電線路約束出清并且線路出現(xiàn)阻塞時，系統(tǒng)將形成不同的分區(qū)價格，發(fā)電商和用戶均按各自對應的區(qū)域價格進行購售電交易，由此將形成阻塞剩余。阻塞剩余的值等于兩區(qū)域間的價差乘以互聯(lián)線路上的潮流數(shù)量，并且該剩余總是正值。
目前，針對價區(qū)內(nèi)和價區(qū)間的阻塞，北歐主要采用區(qū)域價格和對銷交易相結合的方式來解決。對于價區(qū)間的阻塞，首先，各TSO會提前一周向北歐電力交易所提交區(qū)域間的可用的傳輸容量并對上報的容量復核；之后，北歐電力市場交易所會根據(jù)發(fā)用雙方的報價和可用傳輸容量進行市場出清，形成系統(tǒng)電價和區(qū)域電價。當區(qū)域間存在阻塞時，為了滿足線路的傳輸容量限制，必然會讓某個區(qū)域的高價機組多發(fā)電，減少另一區(qū)域的低價機組發(fā)電，由此必然導致兩區(qū)域之間的電價不相等，形成區(qū)域電價，產(chǎn)生阻塞剩余。阻塞剩余由北歐電力交易所收取后分配給各國的TSO，歸各國TSO所有。對于區(qū)域內(nèi)部阻塞，假定節(jié)點A到節(jié)點B的輸電線路因輸電容量不足產(chǎn)生阻塞(功率由A流向B)，此時由TSO在B節(jié)點買入電量(發(fā)電商多發(fā)電或者負荷減少用電)，在A節(jié)點賣出電量(發(fā)電商少發(fā)電或者負荷多用電)，由此產(chǎn)生的阻塞費用最終由TSO承擔。目前，對于區(qū)域內(nèi)部的阻塞管理在平衡調(diào)節(jié)市場中完成。
需要說明的是，北歐電力市場規(guī)定，阻塞收益歸TSO所有，對銷交易需要的阻塞費用也由TSO承擔?？傮w來說，TSO最終將獲得阻塞收益。但是，各國的TSO不會故意造成阻塞來獲得阻塞剩余，這主要由于合理的市場激勵機制。監(jiān)管機構每年會核定次年的輸配電價，在核定的時候會將今年TSO所收取的阻塞費用從輸配電價中扣除，此外，TSO在減少阻塞時所支付的成本會在輸配電價制定的時加以考慮。這種阻塞費用考核和輸配電價制定相結合的方式在一定程度上激勵了TSO運用阻塞收益對電網(wǎng)進行投資以減輕阻塞，擴大區(qū)域間的傳輸容量。
3.2 市場力抑制
早期北歐開展市場化改革時也存在諸多分歧，主要的一個原因是市場力，有專家擔心市場建立后某些發(fā)電企業(yè)份額過大，會控制市場價格和阻止其余發(fā)電商進入，因此如何有效緩解市場力是保證市場公平競爭、價格穩(wěn)定的重要因素。
在北歐電力市場未建立之前，挪威市場的市場集中度較高，Vattenfall公司占發(fā)電市場份額60%以上，在用電高峰時期時常有使用市場力的情況出現(xiàn)。但是北歐市場建立后，市場力使用的情況大大減少，這主要有以下幾個原因：
1)逐步擴大的市場范圍。隨著歐洲一體化進程的加快，各市場成員的數(shù)量不斷增加，由此稀釋了各發(fā)電企業(yè)的市場份額，目前北歐電力市場中最大的發(fā)電集團Vattenfall公司所占的市場份額不到20%。
2)合理的市場監(jiān)管規(guī)則。在提交市場報價后，北歐電力交易所會根據(jù)各發(fā)電企業(yè)的煤耗率測算其邊際成本，并與該發(fā)電企業(yè)提交的報價比較，對遠高于自己邊際成本報價的機組視為價格接受者(price-taker)。
3)完善的金融市場。上述已經(jīng)提到，北歐電力市場中90%以上的電能交易通過金融合約覆蓋，現(xiàn)貨市場價格被抬高對用戶的影響較小。由此，發(fā)電企業(yè)沒有使用市場力的動機，因為其使用市場力所得到的潛在收益遠遠小于被監(jiān)管機構檢測出來動用市場力后所受到的懲罰。
3.3 風電消納
近年來，北歐電力市場的風電占比逐步提高，由此給電力系統(tǒng)帶來較大的運行風險。經(jīng)過多年的摸索，北歐已形成了一套行之有效的風電消納的方法。
首先，北歐充足的靈活調(diào)節(jié)資源是消納風電的前提。北歐地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)機組較多，該類機組啟動迅速、調(diào)峰性能好、運行靈活，能很好地參與系統(tǒng)電力供需平衡的調(diào)節(jié)，應對風電的波動性。此外，強大的國際電力交換網(wǎng)絡讓挪威的水電和芬蘭的火電對丹麥風電做了重要補充，成為丹麥高比例消納風電的重要的調(diào)頻資源，確保系統(tǒng)的供需平衡。
其次，北歐有序協(xié)調(diào)的市場機制是保證靈活調(diào)節(jié)資源能很好配合風電的基礎。在日前、日內(nèi)和平衡調(diào)節(jié)市場組成的市場交易體系下，風電由于價格較低一般在日前市場中就被接納，火電等傳統(tǒng)機組則有多余的容量參與平衡調(diào)節(jié)市場獲取經(jīng)濟補償。
優(yōu)勝劣汰的競爭機制使得火電機組愿意提高自身靈活性，更多參與平衡調(diào)節(jié)市場來配合接納風電。對于熱電聯(lián)產(chǎn)、水電等靈活資源調(diào)節(jié)出力而損失的效率，北歐市場有一套合理的補償機制來保證該類機組得以盈利，其補償主要是通過輔助服務市場和平衡調(diào)節(jié)市場聯(lián)動的方式進行的。首先，各國TSO會定期(周前、日前)開展備用容量市場，熱電聯(lián)產(chǎn)等靈活資源可在該市場進行報價，若被選中則可獲得收益，該部分收益是備用容量費用。當熱電聯(lián)產(chǎn)機組在備用容量市場中中標后，則必須要在平衡調(diào)節(jié)市場中報價，若在平衡調(diào)節(jié)市場中被選中，該機組還能獲得上調(diào)/下調(diào)邊際價格結算的電能費用。最終，熱電聯(lián)產(chǎn)機組等靈活資源將取得備用容量費用與電能費用兩部分收益，保證自己得以盈利。
3.4 發(fā)展方向
未來，隨著風電占比的進一步擴大，未來僅靠水電、熱電聯(lián)產(chǎn)等調(diào)頻資源可能難以應對風電的不可控性。因此，目前北歐正在考慮其他的機制來應對高滲透率的風電給電力系統(tǒng)帶來的平衡資源不足、輔助服務價格過高等挑戰(zhàn)，其主要的一個措施就是充分調(diào)用10MW以下的小型分布式電源和中小用戶等需求側資源，使用戶的需求對市場價格信號作出合理的響應。
2011年，北歐在丹麥Bornholm島上建立了基于實時市場的智能電網(wǎng)示范工程(EcogridEU)，該工程共涉及2000多家用戶，其中居民用戶占1800多戶[36-39]。EcogridEU項目在傳統(tǒng)的日前、日內(nèi)及實時組成的市場體系下引入了更短時間間隔(5min)的實時電力市場，使系統(tǒng)能更好地實現(xiàn)供需平衡。
系統(tǒng)運營商會根據(jù)系統(tǒng)的運行狀況每5min計算出一個電價發(fā)送給用戶，用戶的智能控制器會根據(jù)電價實時調(diào)整家用電器的工作狀態(tài)，起到削峰填谷的作用。當然，用戶也能通過改變自身的用電習慣，在不影響自身舒適性的前提下節(jié)省用電的費用，這種做法在電價較高的北歐對居民用戶極具吸引力。未來，北歐將在該示范加入熱電聯(lián)產(chǎn)、儲能裝置和儲熱裝置等設備，使多重能源在多時空尺度下實現(xiàn)優(yōu)化配置，為能源互聯(lián)網(wǎng)的建設奠定基礎。
4、北歐與美國ISO電力市場對比分析
北歐電力市場與美國電力市場作為世界上比較主流的兩種市場模式，在設計的時候體現(xiàn)著不同的設計思想。美國電力市場主要是由電力系統(tǒng)專家設計的，而歐洲電力市場是由經(jīng)濟學家設計的，因此在設計的時候所考慮的側重點不同。北歐電力市場是將電力當作普通商品來買賣，更強調(diào)電力商品的流動性，充分發(fā)揮市場的作用；而美國電力市場更側重電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定，設計的更為復雜精密。因此，本節(jié)將從電力市場建設的關鍵因素，包括組織機構設置、現(xiàn)貨市場出清方式、輔助服務安排、價格機制和阻塞管理等方面，進一步對比北歐與美國ISO電力市場，如表1所示。其中市場力抑制措施、新能源消納方式和金融市場運作這三方面美國各州采取的措施不同，本文以加州電力市場為例。
表1 北歐與美國ISO電力市場比較
現(xiàn)貨市場出清方式上，北歐日前市場和日內(nèi)市場出清時僅考慮不同價區(qū)間聯(lián)絡線的傳輸功率，不考慮系統(tǒng)的實際物理模型，只有到平衡調(diào)節(jié)市場的時候才考慮各個區(qū)域內(nèi)網(wǎng)絡的實際約束。美國電力市場出清是一個機組組合與經(jīng)濟調(diào)度的問題，在日前做一個輔助服務與電能聯(lián)合出清的可靠性機組組合，等到實時市場出清時做一個考慮輔助服務與電能聯(lián)合出清的具有安全約束的經(jīng)濟調(diào)度。
輔助服務安排方面，北歐電力市場會定期(周、日)開展備用容量市場、調(diào)頻市場，以此確定輔助服務的提供商。對于提供備用的機組，最終將獲得備用容量費用與電能費用兩部分收益。美國現(xiàn)貨市場采用輔助服務與電能聯(lián)合出清的方式，最終形成總成本最低的具有安全約束的經(jīng)濟調(diào)度計劃。備用、調(diào)頻等輔助服務的價格是考慮報價和機會成本進行確定的。
價格機制方面，考慮北歐電網(wǎng)中阻塞只頻繁地發(fā)生在跨國(如丹麥與挪威)或跨區(qū)(如東丹麥與西丹麥)之間，因此在市場出清時采用區(qū)域電價的方式。而美國電網(wǎng)阻塞較為嚴重，因此在市場出清時采用節(jié)點電價的方式，體現(xiàn)電能在系統(tǒng)中不同節(jié)點的價值。需要說明的是，節(jié)點電價一般指發(fā)電側的電價，對于用戶側一般會采用區(qū)域內(nèi)各節(jié)點電價的加權平均作為結算的電價。
阻塞管理方面，北歐電力市場采用區(qū)域電價與對銷交易相結合的方式來處理區(qū)域間和區(qū)域內(nèi)的阻塞，最終產(chǎn)生的阻塞剩余歸TSO所有。美國電力市場采用基于最優(yōu)潮流的節(jié)點電價機制，通過計算考慮線路安全約束的最優(yōu)潮流的方式，確定成本最小的阻塞管理方式，由此形成的電價即為節(jié)點電價。系統(tǒng)出清后產(chǎn)生的阻塞剩余不歸ISO所有，通過拍賣金融輸電權的方式返還給用戶，以確保ISO的公平公正。
市場力抑制方面，北歐電力市場采用擴大市場范圍、審定發(fā)電商報價及完善金融市場等方式，規(guī)避人為操縱市場的現(xiàn)象。美國加州電力市場則從市場報價、競價及交易等多方面規(guī)避市場力，采用異常報價、競價結果檢查和市場行為監(jiān)管等措施，以確保市場的公平公正。發(fā)電商提供的報價會經(jīng)過自動的報價過濾機制，若與真實成本偏離較遠時則被視為異常報價，由預設價格(defaultprice)代替。
市場出清后，ISO會有專門的檢查小組核查市場競價結果，防止人為制造阻塞等異常情況。此外，市場監(jiān)管部門還會密切關注市場主體的行為，定期評估市場狀況并形成市場分析報告，對試圖操縱市場的參與者給予處罰。
新能源消納方面，北歐電力市場依靠熱電聯(lián)產(chǎn)、水電等靈活資源調(diào)節(jié)和跨國電力交換等手段，提高系統(tǒng)接納新能源的能力。加州電力市場則加強與西部其余州的電力公司合作，利用不同地區(qū)發(fā)電資源的差異性和不同的峰荷時間，提高可再生能源的利用率。此外，加州電力市場還通過交通油改電、需求側響應、引入儲能和改造現(xiàn)有發(fā)電廠等手段，嘗試改變負荷和發(fā)電的特性，提高它們的靈活性。
金融市場運作方面，北歐電力市場有期貨合約、期權合約和差價合約，幫助市場參與者規(guī)避電價波動的風險。相較于北歐電力市場，加州電力市場還引入了金融輸電權和虛擬交易兩類金融產(chǎn)品。虛擬交易是指沒有發(fā)用電需求的用戶可參與現(xiàn)貨市場，在日前市場以日前價格購買或出售電，在實時市場按實時價格賣出或買回相同的電，由此對沖日前與實時市場之間的價格差。金融輸電權則是用于規(guī)避因輸電阻塞導致區(qū)域價格風險的一種金融產(chǎn)品，當系統(tǒng)發(fā)生阻塞時，ISO將阻塞剩余分配給金融輸電權持有者。
5、對中國電力市場建設的啟示與借鑒
我國電力市場建設不僅要借鑒國外成熟的經(jīng)驗，更要充分結合目前我國資源分布、網(wǎng)絡阻塞及直接交易將進一步擴大等現(xiàn)狀，走獨具中國特色的發(fā)展道路。當前我國電力工業(yè)發(fā)展的主要問題是尚未形成合理的市場化交易機制，電價無法及時反應系統(tǒng)供需狀況，難以引導電力投資和新能源發(fā)展等。因此，現(xiàn)階段我國電力市場建設應遵循“簡單易行”的原則，抓住目前的主要矛盾和迫切需求，優(yōu)先建立一個可穩(wěn)定運行的電力市場，產(chǎn)生一個能反映出一個地區(qū)供需不平衡程度和系統(tǒng)阻塞程度的價格信號。基于上述對北歐及美國電力市場的介紹，結合我國當前電力發(fā)展的主要問題，本節(jié)提出適應現(xiàn)階段我國電力市場建設的若干建議。
1)組織機構分工。
現(xiàn)階段，我國機構設置呈現(xiàn)“調(diào)度機構歸電網(wǎng)企業(yè)所有，交易中心相對獨立”的局面，并且未來很長一段時間將維持這一狀態(tài)。因此，在進行電力市場建設時，應明確調(diào)度機構與交易中心兩者之間的分工，協(xié)調(diào)兩者之間的業(yè)務關系，以確保電力系統(tǒng)和電力市場穩(wěn)定運行。
從北歐電力市場可以看出，調(diào)度機構主要負責負荷預測、檢修計劃制定和發(fā)電備用安排等，確保電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。交易中心主要負責金融產(chǎn)品交易、市場競標和結算分析等，保證市場高效可靠運行。兩者之間權責界限分明，業(yè)務沒有重疊。
因此，若日前市場由交易中心負責時，在市場出清時難于進行考慮系統(tǒng)物理模型的經(jīng)濟調(diào)度，只能進行簡單的市場出清計算。
2)直接交易與現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)。
現(xiàn)階段，按照“管住中間，放開兩頭”的思路，我國各省都在努力推進發(fā)用雙方直接交易，以此作為電力市場建設的突破口。雖然目前的直接交易仍是電量交易，但隨著電力市場的逐步發(fā)展，未來必定會發(fā)展成電力交易，因此，如何協(xié)調(diào)直接交易與現(xiàn)貨市場的關系是改革過程中亟待解決的。
按合約性質(zhì)來分，北歐電力市場中雙邊交易主要有金融合約和物理合約兩種，早期物理合約占絕大多數(shù)，后期逐步轉變?yōu)榻鹑诤霞s。產(chǎn)生這種轉變的部分原因可以歸結為現(xiàn)貨市場交易費用的降低，但大部分是因為這兩類合約的特殊性質(zhì)。物理合約需要實物交割，在現(xiàn)貨市場出清前上報給交易機構進行安全校核，若校核不通過則會被削減。因此，當系統(tǒng)阻塞程度不嚴重的時候，簽訂的物理合約能大量通過，相反合約則會被大量削減。而金融合約則只需要現(xiàn)金結算，并不需要實際的交割，流動性更好。基于上述分析，在我國現(xiàn)階段，對于阻塞程度較輕的區(qū)域，直接交易可轉化為物理合約或金融合約；對于阻塞程度較嚴重的地區(qū)，直接交易轉化為金融合約更為合適。
3)現(xiàn)貨市場組織形式。現(xiàn)貨市場是電力市場建設的重要環(huán)節(jié)，它將市場組織與系統(tǒng)運行緊密結合起來，同時為市場主體提供有效的價格信號?，F(xiàn)貨市場的一般由日前市場、日內(nèi)市場和實時市場的全部或部分組成，采取何種組織形式應結合具體實際確定。
首先是日前市場，它的引入可在日前形成一個較為貼近實時運行的交易計劃，作為實時運行的標桿，同時還能確定火電等大容量機組的啟停計劃，這對于保證電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行時有幫助的。此外，在日前形成的交易計劃可由日前價格結算，可以幫助市場參與者規(guī)避實時市場的價格波動的風險。其次是實時市場，它是最接近于電力系統(tǒng)真實運行的市場，其交易結果最能反映系統(tǒng)的真實情況，可更經(jīng)濟有效地指導調(diào)度機構進行實時調(diào)度。
另外，實時市場的交易結果還可為偏差電量結算提供一個最佳的方案，提高系統(tǒng)的運行效率。最后是日內(nèi)市場，早期北歐日內(nèi)市場的成交量較小，后來隨著新能源的不斷接入，日前風電預測的誤差量變大，其重要性才逐步凸顯的?；谏鲜龇治觯ㄗh市場建設初期引入日前市場和實時市場。此外，若日前市場與實時市場之間時間間隔較長，則可在日前到實時之間引入滾動修訂過程，允許發(fā)電企業(yè)調(diào)整報價方案，然后根據(jù)發(fā)電企業(yè)修改的報價方案、用電負荷預測變化及電網(wǎng)運行狀態(tài)的改變，滾動更新調(diào)整交易計劃并公布。
4)電價機制和阻塞管理。
上述已經(jīng)提到，采用何種電價機制將很大程度上決定市場機制的設計。從經(jīng)濟學與市場效率來看，節(jié)點電價可體現(xiàn)出不同節(jié)點之間的資源稀缺程度，對于引導投資和阻塞管理都有重要作用。區(qū)域電價相較于節(jié)點電價更為簡單，只關注不同區(qū)域間聯(lián)絡線的容量限制，可看作節(jié)點電價的簡化形式。
考慮到現(xiàn)階段我國電力市場建設正處于初級階段，市場建設經(jīng)驗不足，因此初期選擇區(qū)域電價，后期轉為節(jié)點電價未嘗不是一種合理的選擇。此外，對于阻塞總是頻繁發(fā)生在某些聯(lián)絡線上的地區(qū)，價區(qū)內(nèi)部阻塞成本接近于零，區(qū)域電價幾乎等于節(jié)點電價，因而采用區(qū)域電價可以簡化計算，且不失經(jīng)濟效率。
在選擇價格機制后，如何建立阻塞管理和成本分攤機制是市場建設的另一個重點。節(jié)點市場中一般通過基于最優(yōu)潮流的節(jié)點電價機制來進行阻塞管理，最終阻塞剩余通過拍賣金融輸電權的方式進行分配。在區(qū)域市場中，跨區(qū)阻塞可在實時市場中用平衡資源解決，相應的電價機制為區(qū)域電價，產(chǎn)生的阻塞剩余返還給用戶。對于區(qū)域內(nèi)部的阻塞可就近調(diào)用機組解決，產(chǎn)生的阻塞成本分攤給用戶。
5)市場力抑制措施。
市場建設初期，為確保市場價格的合理穩(wěn)定，必須引入配套的市場力檢測和抑制措施，特別是針對于市場集中度較高的地區(qū)。市場建設過程中應制定相應的市場力防控規(guī)則條款，采取事前預防、事中監(jiān)測、事后評估和處罰等措施防范市場操縱行為。
首先，應對發(fā)電商的報價及市場出清價格設定上限，并對異常報價視為價格接受者處理，保證市場出清價格在合理范圍內(nèi)。其次，鼓勵市場參與者簽訂合約，減少暴露在現(xiàn)貨市場中的電量比例。最后，建立市場力分析評估體系，對市場競爭性水平實時監(jiān)控，定期發(fā)布市場競爭性報告。
6)金融市場運作方式。
金融市場引入的主要目的是為市場主體提供規(guī)避現(xiàn)貨市場風險的有效手段，保證電力市場的平穩(wěn)運行。因此，市場建設初期金融市場的發(fā)展應與現(xiàn)貨市場同步進行、有序協(xié)調(diào)。
考慮到現(xiàn)階段我國市場主體市場意識較低、監(jiān)管機制和信用體系尚未建立，初期金融市場可優(yōu)先引入差價合約，而后逐步引入期貨、期權合約。差價合約可由市場主體通過開展雙邊協(xié)商或平臺集中競價等方式簽訂，提前鎖定電力價格。為防范市場交易、結算的風險，可由交易中心負責組織合約交易，為各市場主體提供合約備案和結算依據(jù)等服務。
6、總結
電力市場建設是一項復雜的系統(tǒng)工程，涵蓋經(jīng)濟、社會和技術等多個方面，難以一蹴而就，需借鑒國外成熟電力市場的經(jīng)驗。筆者認為建設電力市場的本質(zhì)是，讓電力的生產(chǎn)以價格為信號，實現(xiàn)全系統(tǒng)的經(jīng)濟高效運行。該價格信號應能真實反映出一個地區(qū)供需不平衡的程度和系統(tǒng)阻塞的程度，進而引導民間投資，刺激資本走向更加不平衡的地方，解決系統(tǒng)阻塞問題，投資者也能在解決電網(wǎng)問題的過程中獲利，最終實現(xiàn)共贏，這才是一個電力市場健康運行的標志。
本文在介紹北歐電力市場的市場機制、組織架構等情況的基礎上，總結了北歐電力市場建設中遇到的關鍵問題并加以剖析探討。在此基礎上，本文將北歐與美國電力市場進行對比分析，并結合我國資源稟賦、網(wǎng)絡阻塞、負荷分布和現(xiàn)階段市場建設重點等現(xiàn)狀，對當前我國市場建設提出相關建議，涵蓋組織機構分工、直接交易與現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)、現(xiàn)貨市場組織形式、電價機制、阻塞管理和市場力抑制措施等各個方面。希望本文能為我國電力市場建設提供有益的參考。
以上內(nèi)容摘自絲路印象北歐事業(yè)部(www.miottimo.com)搜集整理，若轉載，請注明出處。
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