关于广东电力现货市场建设的讨论

关于广东电力现货市场建设的讨论
引言
去年十月，应同行朋友邀请，草拟了“评广东电力市场运营基本规则”十点粗浅意见，由于时间仓促和本人知识有限，意见中片面和谬误难免。

但作者本意是想引起朋友们的注意，达到互相学习和讨论的目的。

承蒙业内人士对十点意见给出了诚恳的耐心的和详细的解释，使本人受益非浅，明白了许多故事，对广东电力市场的现状加深了理解。

同时，也觉得对以下意见还有进一步讨论的必要（以下文中：Q:表示业内人士有关观点，A:表示作者新的回应）。

1. 交易机构和调度机构职能划分
Q: 电力交易机构和电力调度机构都是市场运营机构，其在市场中功能定位应该在市场建设方案中明确，然后在规则中进一步细化。

从今后电力市场运转看，调度机构在电能量现货市场和辅助服务市场的市场运营职能将会强化，交易机构主要承担注册管理、合同管理、结算管理（不含费用清算）、信息管理、中长期市场组织等职能。

对此，今后如何强化市场运营机构特别是调度机构的中立性需要相关政策进一步明确，乃至在修订《电网调度管理条例》等法规和规范性文件中要深度考虑。

A: 同意以上观点，调度机构的市场职能应增强。

独立性和非盈利性并不意味着交易和调度机构必须从电网公司分离，而是指交易和调度机构不能拥有或代表发电公司和售电公司，自己进行现货电力买卖，从中获利。

电网的调度要实现从行政计划调度向基于市场机制的经济调度的转变。

另外，国内流行的股份制交易机构名称有误导之嫌，虽然交易机构可以由不同的经济实体参股组建，但冠名股份制意味着要分红，这将违反了交易机构非盈利性的原则，建议更名为像美国PJM一样的会员制交易机构（实质是一样的）。

Q: 操作性可能有问题。

国内只有事业单位才可以会员制，但原则上自2006年以后不新成立事业单位。

如2006年成立的中国金融期货
交易所，也是由5家事业单位组建的股份制企业。

A: 这只是一个名称问题，实质上是一样的，不过称为股份制有盈利之嫌。

2. 电能量现货市场的最小出清时段
Q:（1）日前市场按1小时还是15分钟形成出清结果。

刘云仁博士建议按1小时出清一次，应该是指日前市场按1小时出清一次，实时市场还是按5分钟出清一次。

不少专家建议，日前市场和实时市场按5分钟出清，并以15分钟作为最小结算周期。

从现行的计划调度管理看，在运行日前一天下达的发电调度曲线也是96点曲线，按15分钟形成日前结果与现行做法有一定继承性。

（2）实时市场按15分钟还是5分钟形成出清结果。

运行日每15分钟形成一个用于结算的实时市场价格信号，调度指令还是按每5分钟一个发出，5分钟内ACE交给投了调频模式的具有AGC功能机组解决。

如果以15分钟作为结算周期，计量及配套的自动化系统改造投入更多成本，而且带来结算上工作量呈数量级的增加。

A: 这一段观点有点模糊，不知道什么意思。

“不少专家建议，日前市场和实时市场按5分钟出清”，不知道哪位“专家”会建议日前市场按5分钟出清，广东规则采用15分钟出清已属太频繁，无必要，5分钟出清更是没有道理。

实时市场可以按15分钟作为结算周期，但实时调度应以5分钟为出清周期，每5分钟发出一次调度指令和产生一组实时电价。

相邻三个5分钟的平均价格（算术或加权平均都可）作为一个15分钟的结算电价。

“5分钟内ACE交给投了调频模式的具有AGC功能机组解决”，实时运行时，一开始，ACE的确是交给投了调频模式的具有AGC功能机组解决，但是调频是短时间的，不能连续使用较长时间，不然调频储备会很快消耗殆尽，除非系统有非常多的调频储备。

为保证系统可靠经济地运行，系统必须及时调度其它提供运行备用机组，增加或减少出力，把提供调频备用的资源置换出来，使这些资源恢复到最佳的工作状态。

15分钟的实时出清/调度周期，不能很好地跟踪实时负荷的变化，势必要求更多的调频储备。

“如果以15分钟作为结算周期，计量及配套的自动化系统改造投入更多成本，而且带来结算上工作量呈数量级的增加”。

计量及配套的自动化系统改造是建设和运营电力现货市场必要的基础条件，如果计量及配套的自动化系统，还有输电网络的建设达不到有关的标准，建议现货市场缓行。

有朋友指出，广东拟采用15分钟作为实时市场的出清周期，是担心实时市场软件5分钟算不出来。

对于广东这样大的系统，这种担心不无道理。

为了加快出清速度，建议实时市场出清软件（RTED）可以设计得简单一些，采用区域定价而不是节点定价，也就是说在优化模型中，放松对大多数网络支路/通道的转输能力约束条件，只考虑极少数关键支路/通道的转输能力约束条件，形成少数几个阻塞区域，按区域定价。

这样可以大大地简化和加速实时市场的出清。

如果有比较成熟完善的日前市场出清软件，产生了经过安全校核的可行的日运行计划，实时市场中加上一个15分钟的预调度或短期机组组合，发生非关键支路/通道阻塞的机会是会比较稀少的。

即使发生了非关键支路/通道阻塞，通过调度员的手工/例外调度可以解决。

3.电能量市场与辅助服务市场联合优化
Q: 电能量市场和备用调频能联合出清最好。

如果不能，在形成日前机组组合基础上，先定调频容量（上下调节容量范围），再定96点出力曲线。

这个应该没明显逻辑问题。

如果确定机组组合后，先确定电能量市场结果，再形成辅助服务市场结果，会不会出现这样一种情形：机组组合中先确定各自96点曲线，剩下的机组不具备调频功能，此时要重新计算一个新机组组合？
A: 这个应该有明显逻辑问题。

决定机组组合的判据是什么？主要是根据运行日24小时（或96个15分钟）的负荷预测，机组开停机成本，机组最小负荷成本，机组的能量报价，机组的辅助服务备用容量（包括调频和运行备用）报价来进行优化。

在优化的时候，下面的约束条件必须满足：
1）对每一个运行时段，系统总的接受的能量报价>=系统总的负荷预测
2）对于每一台机组，所接受的（能量报价+辅助服务备用容量报价）<=Pmax(机组的最大出力)
3）所接受的（能量报价-调频服务备用容量报价）>=Pmin(机组的最小出力)
在没有使用协同优化、联合出清，能量与调频服务备用分离出清的情况下，约束条件2）和3）成为：
能量报价+辅助服务备用容量报价<=Pmax(机组的最大出力) 2a）
能量报价-调频服务备用容量报价>=Pmin(机组的最小出力) 3a）
这样就保证了先出清能量后，不会发生机组调频容量不足的情况，而且如果有运行备用支持的话，系统对调频备用的需求不会很大，一般不应超出系统总负荷的2%,。

倒是如果先出清调频备用的话，怎样才能满足上述的约束条件3）？
Q: 后面的公式没看懂。

因为没有备用容量报价，机组组合首先是根据第二天负荷预测及相应的备用、调频容量规定来决定机组总容量需求，然后根据发电侧报价来决定供应，满足一定约束后，供需匹配决定机组组合。

在此基础上，再启动调频市场程序决定投AGC机组及其征用调频容量；然后再启动SCED程序决定机组96点出力；最后机组剩余容量即视为旋转备用容量（按照事前给定的价格结算）A: 这有点秩序颠倒，机组组合首先是根据第二天负荷预测，决定机组总发电容量需求，以及调频备用和其他运行备用需求。

发电容量需求是第一位的，在不能采用协同优化，联合出清的情况下，首先应该满足发电容量需求。

Q: 会不会出现这样一种情形：机组组合中先确定各自96点曲线，剩下的机组不具备调频功能，此时要重新计算一个新机组组合？
A: 这个问题问得很外行，好像是某些机组提供能量，另一些机组提供调频备用。

实际上对于提供调频备用的机组，约束条件是1）该机组必须是在线的，正在提供能量的，2）该机组的日计划出力加上调频备用容量不能超出该机组的调频上限，3）该机组的日计划出力减去调
频备用容量不能低于该机组的调频下限。

不知道广东的设计是如何满足这个约束条件的。

反过来问，先满足调频需求，剩下的机组容量不能满足负荷预测需求，此时要重新计算一个新机组组合？
是不是现在广东市场实行负荷侧只报量不报价，机组组合不是以负荷预测为发电容量需求的约束条件，而是以其他为条件，这样出清的结果必然给实时运行的可靠性带来风险。

暂时同意在满足发电能量需求和调频备用需求后，最后机组剩余容量即视为旋转备用容量的做法。

但看不出先出清调频备用有什么好处。

4. 深度调峰、负备用
Q: 从现行的《电力系统技术导则》《电力系统安全稳定导则》《电网运行准则》等国家和行业标准中看，确实没有负备用这个概念。

相关调度机构在调度规程或相关技术规范中有提出这个概念，至少南方区域、华中区域调度机构有提出。

负备用可以理解为纳入机组组合中的燃煤机组在低谷系统最低出力时一种向下调节发电容量的能力，深度调峰可以理解成单个燃煤机组从最低稳燃出力下调发电出力的过程。

从查阅相关文献看，正备用和负备用的概念较多是电网从业人员发表的文献有相关表述，高校学者发表的文献也有相关表述。

不同文献的表述不完全相同，有的把正备用叫正旋转备用，负备用叫负旋转备用。

《南方电网有功功率运行运行备用技术规范》里面有负备用，主要目的是为了确保机组组合预留向下调整容量，以应对以下运行日出现的情形：低谷负荷事前预测多了，和/或清洁能源实际发电能力比日前预测增加了。

A: 在国内深度调峰需求比较突出的实际情况下，负备用可以作为解决深度调峰问题的一种手段。

但对于承诺提供负备用的资源，必须给予适当的补偿。

建议把负备用容量作为一种特殊辅助服务产品在日前市场中购买，按负备用容量给予补偿，不管实时市场中有没有用到。

在实时调度时，如果被调度到减负荷，再根据所减的发电量按实时市
场价格结算。

这样可以激励有关的资源自愿地参与深度调峰。

5.实时发电计划偏差计量
Q: 机组实时发电计划执行偏差所对应的收益的计算公式中，没有考虑机组接到调度指令后从调度开始点到调度目标的爬坡过程。

在实际操作上确实简化了，科学的做法按5分钟一个点计算发电偏差。

各地从现行的“两个细则”开始，就一直按15分钟一个点统计发电曲线偏差并进行偏差责任考核，相关做法比较成熟。

A: 发电偏差不仅要计及日计划和调度指令的偏差，还要考虑调度指令和机组实际执行调度指令的绩效之间（实测值）的偏差。

6.备用市场
Q: 备用市场确实是辅助服务市场重要组成部分，包括旋转备用和非旋转备用的支持和配合。

纳入机组组合的机组，一部分容量不能在电能量市场中标、不能在调频市场中标，但是为系统安全运行起了备用的作用，如果补偿价格不合理，确实不公平。

因此，市场启动后，需要尽快研究启动备用市场，以及与电能量市场、调频市场的关系（单独运行还是联合运行等）。

需要说明的是，国内对运行备用定义可能与有些辅助服务市场备用概念还不一致，对其与一次调频备用、二次调频备用关系还没有完全理清。

如，应对负荷波动的运行备用应该是什么响应时间级别？引入可中断负荷和负荷集成商后，运行备用能不能留给他们？等等，需要理论支撑后，在现行的国家、行业标准中予以明确，再调整现行的调度机构相关技术规范。

A: 需要尽快启动备用市场。

7.完善辅助服务补偿机制
Q: 目前，运行备用看作旋转备用，按现行的辅助服务补偿机制给予补偿费用。

未市场化道理同上，不赘述。

“谁受益，谁承担”是按9号文及其配套文件精神表述的。

从理论上讲，备用、调频、黑启动等辅助服务，不管是电源还是负荷，只要是电网的使用者都受益了，只是有部分主体强调自己的特殊性，认为理所当然特殊化；如果要严格区分，无功补偿可能是局部地区电源/负荷受益，以及受争议的深度调
峰，风电、核电等电源无疑是受益方。

A: 提供备用的成本在美国是由负荷侧分担，广东是由发电侧分担，这是不合理的。

但羊毛出在羊身上，其实这没有本质的区别，最终还是会转移到负荷侧。

Q: 如果有一部分电源还是按照政府定价签订优先发电合同（如风电光伏），由电网公司统购统销，其承不承担辅助服务成本呢？
A: 如果由负荷侧承担，就不存在这个问题。

8.中长期市场与现货市场的衔接机制
Q: 目前，还难以根据中长期合同形成自调度计划。

如果要实现国外成熟市场的“自调度”操作，是否需要考虑国内特有的一些情况，以及考虑相关问题的配套解决措施。

如：
（1）电力行业纵向结构改革还不彻底。

国外电力工业结构性分离彻底，形成了同时具有发、配售资产的市场主体，容易支撑自调度。

而国内只实现了厂网分开，用户侧逐步放开，尚无国外那种同时具有发电、配售功能的市场主体。

（2）国内特有的计划电量指标如何分解也是一个问题。

如果要确保发电侧根据电量计划（含基数电量计划）自调度，计划电量如何分配也是一个难题（是不是要每天根据非市场用户电量曲线减去优先发电曲线后精益分配？）。

（3）中长期交易合同要考虑大的输电阻塞。

如果要求中长期分解合同物理执行，是不是要求事前给定几个主要输电阻塞区，并要求不能跨阻塞区签订中长期合同。

（4）保留的发用电计划偏差结算问题。

目前电网公司承担了一个职能---保留的发电、用电计划代购代销职能，即按政府核定价格购买保留的发电电量，按政府管制价格销售用电电量。

如果要确保发电侧根据电量计划（含基数电量计划）自调度，需不需要把电网企业售电环节分开（即“网售分开”），按特定的管制规则进行监管？如，明确计划电量分解曲线带来的结算盈余或亏空如何处理。

A: 中长期市场与现货市场衔接问题很重要，对上述四个问题回应如下：
（1）国外没有形成了同时具有发、配售资产的市场主体，大多数发电企业没有也不允许拥有配售功能。

部分大型配售企业可能会拥有少量的发电能力（自备电厂），这部分发电能力以自调度的形式进入现货市场。

（2）现货市场必须尊重国内特有的计划电量指标，交易中心应该负责这种分解，计划电量指标以自调度的型式进入现货市场，并优先得到出清。

（3）可以跨阻塞区签订中长期合同，但为了保证执行中长期合同，合同拥有者必须安排输电通道并购买通道的输电权。

（4）在现货市场运营以后，保留的发用电计划偏差结算问题应该和没有现货市场时一样，没有变化。

现货市场的结果，在现货市场独立结算。

在没有发生网络阻塞的情况下，由于一对合同的双方，发电量和负荷量是相等的，市场出清价也是相等的，所以对于一对合同，在财务上是平衡的。

在发生网络阻塞的情况下，合同供需两边的市场清理价不相等，合同在财务上不再平衡，这就是合同必须安排通道的输电权的道理。

Q: 计划电量包括两种。

一种是所谓的优先发电，机组可能不直接参与中长期市场；另外一种是参与中长期市场（与售电公司签订中长期差价合约），同时拥有政府分配的计划电量指标，有专家倾向于将后一种按差价合同处理。

如果分解成实物合同，操作上是不是有问题？看您关于中长期市场那部分表述，好像比较认同物理合同，不看好差价合同
A: 既然是政府分配的计划电量指标，我认为应作为要优先满足的物理合约。

操作上不应该有问题，这种合同可以当成计划电量指标拥有者和交易中心的单边合同，计划电量指标拥有者和交易中心应该负责分解这种合同。

是的，作者比较认同物理合同，不看好差价合同，只有物理合同才能事先锁定能量需求，稳定市场价格。

理论上物理合同应愈少愈好，因为太多的物理合同限制了市场的灵活性和效益。

但太少的物理合同，会造成供应不足和电价高升的风险。

所以在市场开放初期，应该保证有足够大比例的物理合同，随着市场的成熟，逐步
减少物理合同的占比。

Q: 目前对省内如何划分输电阻塞区没有统一认识（调度机构认为阻塞区域会发生变化的）。

此外，起步阶段还没有输电权市场。

A: 采用节点电价的话，双边合同和阻塞区域没有关系。

没有输电权市场，那就得承担不同节点之间电价不同的风险。

Q: 我们可能说的不是同一件事情。

电网公司保留的职能中还有一个职能，相当于一个特殊的售电公司，按照政府管制电价从发电企业购买电（如果事前分解购电曲线，产生的偏差会有盈亏），按照政府管制销售电价向非市场用户售电，从电力平衡角度看，发电侧购电计划不可能与用户侧售电计划一一对应的。

A: 如果是双边合同的话，发电侧和售电侧的计划必须是平衡的（不考虑网损）。

如果该计划引起阻塞，对计划的调整也必须是平衡的。

再谈一谈中长期市场与现货市场衔接问题，特别是中长期市场采用金融（差价）合同还是物理合同对市场的影响。

中长期市场和现货市场是现代成熟的电力市场的两个互相补充、不可缺一的组成部分，俗话说“中长期合同规避风险，现货市场发现价格”。

中长期合同能够提前锁定电量和价格，帮助市场成员规避需求和价格风险。

现货市场通过公平竞争，优化了资源的利用，同时产生的价格信号，为电网的运行和规划提供了指南。

有两类中长期合同和双边交易：
·金融（差价）合同，不需与现货交易衔接。

·物理合同，必须交割，参与现货交易，双边合同签定时，必须明确合同如何交割，也就是说必须安排输电通道的容量。

国内的电力市场以中长期交易起步，虽然国内有交易中心在撮合和管理这种交易，但实际上中长期交易只不过是一种分散的双边交易而已。

集中的现货市场可以不管金融（差价）合同，也就是说金融（差价）合同与现货市场无关。

现代成熟的电力市场不希望所有的中长期交易都是金融（差价）合同，因为金融合同对稳定现货市场的需求和价格没有任何帮助，只不过给金融机构和个人提供了投机的机会。

物理合同对于电力市场的有效可靠的运行是非常重要不可缺少的。

这在世界电力市场历史上是有惨痛教训的，2000年美国加州能源危机一个主要原因是当时的市场规则不允许中长期合同交易，所有的电量都必须在日前现货市场中交易。

在接受这个教训以后，美国的几个电力市场都非常重视中长期合同交易，中长期合同交易的电量在总的负荷量中占有非常大的比例，例如2017年CAISO和PJM中长期合同交易的电量在总的负荷量中分别占64%和67%。

其实中长期合同交易进入现货市场并不困难，有以下原则：
·现货市场不仅必须尊重和负责执行物理合同，（还必须尊重和负责执行国内特有的计划电量指标）·中长期合同和计划电量指标分解成日计划曲线，必须安排交割合同所需的输电通道的容量，即输电权。

·日计划曲线以自调度（Self Schedule）的型式向市场报价，只报量不报价·自调度以上，有多余的容量，可以按正常的经济报价，如下图：
如果某些时段，某机组不想执行合同，可以不报自调度部分，全
电量经济报价，如下图。

这些时段的合同便成为金融合同，这样给合同的签定者很大的灵活性，他们可以自由地改变合同的性质。

出清时优先出清自调度部分，然后出清经济报价部分，如下图。

自调度部分不决定市场出清价，市场出清价由经济报价设定。

成交的总电量（包括自调度和经济报价）在现货市场中，按市场清理价结算。

至于合同部分的最终结算，在美国现货市场的运营者ISO/RTO是不管的，由合同双方按他们的合同自行结算。

在国内有交易中心，应由交易中心负责，国内已有文献讨论有关的结算问题。

这里就不详细讨论了。

在日前市场中，所有自计划都受到现货市场的尊重,并在阻塞管理过程中受到保护,如果有经济报价可以缓解阻塞，自计划将得到保证。

但是如果所有有效经济报价都用尽, 资源的自计划则须进行调整（非经济调度）。

在实时市场中，所有自调度计划都受到现货市场的尊重。

在在系统过度发电，需要削减机组出力时，首先调度经济报价。

但是如果所有有效经济报价都用尽，资源的自调度计划则须进行调整（非经济调度）。

如何进行非经济调度，是中长期市场和现货市场的衔接问题中最大的挑战。

将是另一篇完整的文章的内容，这里不打算详细讨论。

Q: 不是很清楚，您所说的物理合同怎么由交易中心负责组织交易？
A: 夏清老师和荆朝霞老师都有文章讨论这个问题。

9.限制超大发电集团市场力
Q: 份额集中度高的超大发电集团确实会对电力市场平稳运行带来影响。

根据美国的经验，有拆分、承包给独立中间商、限制其进入现货市场的容量等三个措施建议。

第一个建议属于对电力工业结构实施横向重组，超出了规则范畴。

第二个建议是变相拆分，操作困难。

发电集团容量也存在优劣的问题，交给哪一个售电商、以什么价格交给售电商，等等。

第三个建议相当于要求大型发电商在中长期市场卖出90%容量，减少其在现货市场的影响力，具有一定操作性。

A: 这个问题必须解决，不然效果是明显的，广东的超大发电集团必然会操纵市场，市场不如不搞。

10. 机组成本测算
Q: 关于引入第三方机构负责发电成本测算。

如果有一支专业性强，与各方都保持利益中立的第三方机构，确实是市场建设乃至后期市场运行监测的重要依托力量。

问题是国内现阶段哪里找到这样一个第三方机构呢？负责市场运营的交易机构、调度机构应该可以组织成本测算工作吧，如何理解其承担这个任务就不公平、不公正呢？
A: 应该培养一个这样的第三方独立机构。

美国是FERC联邦能源监管委员会要求这样做的，实际上加州市场的发电成本测算曲线，算法是CAISO开发的，大多数数据是CAISO提供的，那公司只不过写了自己的程序，每天算一算而已。

如果国内把此任务交给负责市场运营的交易机构、调度机构也可以，只要市场参与者认可就行。

结论
从上述的讨论可以看出，在广东马上就开始电力现货市场运营，。