Filter >>
Content Filter:
在全球能源格局的变革中，越来越多的国家意识到，通过热泵供暖器、热泵热水器、电炉等家用电器实现室内用能的电气化是一种更经济、更安全的减排脱碳路径。尽管天然气相对来说是较为清洁的能源选择，但仍然是一种会产生污染和碳排放的化石燃料。作为能源消耗的主要领域，建筑领域应该逐渐削减对天然气的依赖。 深度电气化会显著减少天然气的需求，同时使天然气管网的利用率降低，对相关的产业与用户带来不可忽视的影响。2019年，英国确立了2050年净零排放温室气体的目标，加大力度的电气化持续影响着与天然气相关的行业。本文聚焦讨论建筑电气化对英国的天然气配售管网以及电气化政策的影响。英国所面临的挑战及应对方式，可能为其他承诺减排的国家提供有价值的参考，我们期望通过对其具体情况的分析，为全球各地的政策制定者带来些许启发。 本文首发于《中国能源观察》杂志2月刊，原标题为“建筑用能电气化转型：可否跳过天然气环节？”… View Summary +
国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。各个省已经制定了具体的细则实施容量电价，以期望减少煤电亏损，激励煤电支持保供，增加煤电灵活性改造。然而，除非这些容量补偿机制设计精准得当，否则可能导致不必要的风险，包括容量过剩、不合理的资源组合、过高的成本和排放，以及阻碍系统灵活性和减缓电力行业转型。 为了避免风险，最重要的国际最佳实践之一是基于前瞻性的、科学透明的电力系统容量充裕度分析来决定需要多少容量，并采用竞争性的采购来获取所需容量。我们根据美国和欧洲的经验结合中国现有机制，介绍了资源充足性规划的关键步骤，并总结了一些值得借鉴的做法，希望对中国制定相应的政策提供参考。… View Summary +
2023年11月15日国家能源局综合司发布了《电力市场信息披露基本规则（征求意见稿）》。“统一全国电力市场信息披露机制，加强和规范信息披露工作”有助于深化电力体制改革、加快建设全国统一大市场。 电力市场信息披露在监测和减缓市场力，完善市场规则，监管电力系统排放和个体发电机组的合规性，和监管电力调度程序和可再生能源并网等多个方面具有重要的意义。这也是睿博能源智库持续关注的领域。 这篇文章里，我们在之前研究的基础上，结合一些国家/地方的市场信息披露实践，对以下五个方面提出一些建议，希望能帮助完善规则，并推动信息披露相关监管工作的实施。 信息报送方式和格式：给予电力交易机构更多的指导，帮助各个交易平台制定统一数据的格式，报送方式等。 信息的共享和公开：给予有资质的评估机构获取私有信息和数据的权限，促进电力市场信息在各个区域交易平台和监管机构之间的共享。国家能源局可以委托专业的数据收集、处理、分析的机构对全国电力市场的情况进行周期性分析。 市场力的监测和减缓：增加1）发电商向市场监管或运营机构披露包括燃料、运维、排放成本等在内的发电成本信息；2）制定并公开参考成本手册和市场力监测减缓措施，包括市场力监测方法，现货市场自动识别市场力，并用参考价格替换市场报价的步骤。 市场运营机构的信息披露：进一步1）明确第三方校验报告所需要涉及的内容，2）交易参数需要包括市场限价及其计算方法和相关数据。 监督管理方案：电力交易机构和电力调度也需要受能源局监督，最好由有资质的第三方机构来评估。对经营主体的惩罚措施除了行政处罚和信用处罚以外还可以有经济处罚。… View Summary +
在过去的十几年，中国南方区域一直走在电力市场规则制定与实施的前沿。从2022年中到2023年7月，国家能源局南方监管局、中国南方电网电力调度控制中心以及广州电力交易中心有限责任公司发布了一系列文件，明确了中国南方电网地区的区域电力市场设计。本报告主要基于2023年6月发布的《南方区域电力市场运营规则（征求意见稿）》（以下简称《运营规则》或《规则》），并在一定程度上参考了多个“实施细则”和其他政策文件的基础上，对南方区域市场设计进行了简要回顾。本文为讨论稿，希望借此文抛砖引玉，与业内人士共同探讨。 区域电力市场可以有效地加强系统稳定性、降低排放、低成本地帮助可再生能源并网，更公平地分摊成本，并且提高电价和成本的透明性。《运营规则》是推动中国南方电网建立区域电力市场重要的第一步。然而，《规则》在一些关键领域仍然存在一些不清晰之处与尚未充分解决的市场设计问题，其中最重要的几点包括： 结算体系并不完善； 由于部分市场参与主体未以现货市场价格结算而导致了市场运营商（电力交易中心）的不平衡资金问题； 缺乏区域调度控制； 缺失对区域资源充足性的考虑； 市场价格的监督和监管。 以上几个问题，以及本文中未明确提到的问题，并不是不可逾越的鸿沟。本文阐述了应对这些挑战可能的策略。除了具体的市场设计外，额外的考虑因素（例如，国家政策层面的支持和对市场参与者有关市场规则和整体战略的培训教育），也将成为促进和维持区域现货市场参与度的重要基础。 《运营规则》的发布具有显著的意义，并且迈出了非常重要的一步：它为南方电网区域提出了一个全面详细的区域市场设计方案。如果可以对有些细节部分进行更好地完善和改进，将会带来更理想的结果。文章从以下几点做出了分析和建议，仅供讨论。 节点结算。如果真正逐步结算，“三部制”（即中长期、日前、实时）价格结算模式可能会导致市场运营商出现显著的不平衡资金问题。一个比较具备财务可持续性的方法是采用两部制结算模式，将发电侧偏差在发电节点结算，将负荷侧偏差在负荷节点结算，并通过差价合约来解决中长期合同和现货市场价格之间的差异，按照约定的交付节点来结算。 非市场参与者的市场结算。区域现货市场设计面临的一个关键挑战是，如何在确保市场价格有意义且保持市场运营商财务可行的同时，使得那些不参与市场的省份、负荷和发电机组不受现货市场价格的影响。在短期内，实现这一目标最直接的方法是将非参与者的不平衡电量按现货市场价格结算：将非参与省份的不平衡电量以省交界处的节点边际电价结算；将计划发电机组的不平衡电量以发电侧的节点边际电价结算；将非市场负荷产生的不平衡电量以负荷侧的节点边际电价结算。现货市场设计的一个总体目标应该是使市场运营商实现收入平衡，这只有在非市场参与者支付市场价格的情况下才能实现。这意味着各个省份加入现货市场的先决条件必须是，不管批发市场电价发生什么变化，它们都将承诺支付电力批发市场成本。将非市场参与者的边际电量暴露于现货市场价格信号下可以激励现货市场需求方与供给方增加报量报价的意愿，从而增加市场流动性并引导出更有意义的价格。 非火电和储能的市场参与模型。《运营规则》提出的市场设计可以接纳所有资源，但目前尚不清楚是否所有资源从一开始就能够参与现货市场。即使非火电资源最初只能通过试点项目参与现货市场，我们建议从一开始就将不同的资源参与模型（例如，基于天气预测的资源、水库水电、电池储能）纳入到调度和结算软件中。 区域调度控制。如果南网总调和省级调度中心继续共享调度权，当可调度发电机组不遵循南网总调的调度指令时，则可能会影响电力系统可靠性和可再生能源发电并网。对于区域实时市场，南网总调在调度时间尺度内应拥有全面的区域调度控制权（包括以五分钟为单位的实时调度），即使它不负责辅助服务的采购和小于5分钟调度间隔的调频。以实时价格结算所有计量的供给和需求将有助于将供应商的动机和运营的需求相结合。 辅助服务市场。《运营规则》中提出的区域辅助服务市场设计是省级辅助服务采购加上省间交易。目前尚不清楚相较于非市场化电力备用分享协议，这种模式是否值得。在短期内，首先关注区域现货市场，随着各省对区域系统运营商的接受程度越来越高，允许形成区域辅助服务市场可能更具有意义。 资源充裕性。在现状下，各省份负责制定自身的资源充裕性规划，资源不充足的时候减少负荷。然而，区域现货市场将会充分连接其区域内的所有资源，认识到这一点是很重要的。至少在短期内，应该考虑制定系统在受压情况下运行时，针对供应侧故意减持出力的市场规则。从长远来看，区域资源充裕性规划可以减少为满足系统可靠性而所需的发电容量，并降低总投资成本。 输电成本。省间输电成本似乎仍然是基于交易电量收费，这在具有节点调度的区域市场可能会引起问题。与《运营规则》更一致的替代方法是根据输电或者用电需求的系统同时峰值，将省间输电成本分配给区域各省，并向各省内所有负荷收取输电费。 价格监管。《运营规则》与实施细则对中长期市场和现货市场都引入了多层级的价格上限和下限机制。这些价格限制与其他市场监测和市场力减缓机制一起确保市场拥有足够竞争。然而，在设计这些市场管控措施时，应谨慎确保市场化的优势，如稀缺电价，不受过度约束。 市场监管。《市场规则》尚未明确区域现货市场中缓解市场力的机制将如何设计，哪个部门负责监测和执行市场规则，以及是否有第三方组织负责市场监测。最好在现货市场运行之初解决市场监管上的细节。 本报告可提供英文版全文(The full English version is available)… View Summary +
为了兑现到 2035 年实现电力行业完全脱碳的承诺，美国已经采取了一系列行动。2023年5月，美国环保署发布了温室气体排放标准提案。该标准从当下成熟的技术入手，在满足资源充足性和碳减排要求的前提下，以合理成本减少化石能源的排放。自发布后，这项温室气体排放标准提案引起了行业的广泛关注，并激发了利益相关方的激烈讨论。本篇文章从温室气体排放标准的内容出发，阐述了美国电力系统减排的最新进展以及遇到的挑战。未来，在新技术和政策法律的支持下，美国会加速向清洁低碳的电力系统转型。中美在这方面的合作有着非常广阔的前景。… View Summary +
冬夏季的用电高峰时常让电力系统面临供应不足的风险。除却发电机组的基本调峰外，利用分时电价引导用户错峰用电通常是一种经济的选择。但在某些情况下，静态的分时电价可能无法灵活应对突发状况。相比之下，实时电价作为更“智能”的定价方式，通过揭示系统当前的供需和运行状况，能够及时反映系统在小时和分钟内的变化，使消费者得以根据实际的发电成本做出相应的用电调整。而在消费者方面，大型用户在管理和控制用电方面具有更高的灵活性，更容易适应实时电价机制。 本文简单概括了实时电价的运作方式，并参考北美的实践经验，提出在现有分时电价的基础上，为有管控和调节用电能力的大型用户增设实时电价选项的建议，并建议通过风险对冲等策略，提高这些用户管控价格波动风险的能力。 本文首刊于《南方能源观察》（2023年12月3日）… View Summary +
有关容量补偿机制的讨论正在不断增多，近期发布的《电力现货市场基本规则》中更提到，需要“结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制”。然而，我们观察到，设计不当的容量补偿机制可能导致电力资源过度投资次优类资源，无法有效传达对低效资源的淘汰信号，最终导致了部分市场的超额成本和多余排放。因而，在电力系统的转型过程中，如若决定开展容量补偿机制，我们建议对其设计提出明确、谨慎和可控的条件。 睿博能源智库(RAP)在本文中，通过介绍欧盟和美国的经验，结合中国国情，提出了具有针对性的建议。其中，最值得注意的几点为： 将容量补偿机制定义为“临时”手段。 对获得容量补偿的发电机组设立一定的碳排放标准。将容量补偿机制和其他环境管理制度相结合，以确保不会拖延电力系统向清洁能源转型的进程。 根据资源充裕度规划，允许多种资源提供容量服务，设定竞争体系筛选提供容量需求的最优组合。 我们对容量补偿的综合建议是，容量补偿不应影响现货市场发挥促进灵活性、可靠性的作用。在通过容量补偿机制保障电力系统安全稳定之余，积极探索电能量市场、辅助服务市场、需求响应、区域互联等领域的改革，通过这些方式达成稳定的电力系统。 本文首刊于《南方能源观察》（2023年10月28日）… View Summary +
近日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《电力现货市场基本规则（试行）》，为全国各地区现货市场的建立起到了关键性的指导作用。在现货市场运行日渐成熟的情况下，国家发展改革委在2021年提出的“有序放开全部燃煤发电电量上网电价” 的概念值得继续完善，从而为现货市场的发展起到更好地协调和支撑作用。而继续当前的煤电上网电价机制可能会削弱系统可靠性，增加成本，甚至会减缓清洁能源转型的步伐。 煤电机组的补偿机制应当以现货市场为主，中长期市场为辅。具体来说，应当进一步落实国家发展改革委在2021年提出的计划，“有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围”，甚至更进一步，完全取消“基准价+上下浮动”机制。这当然并不是说所有中长期交易都应该被取消，而是取消中长期交易行政定价的限制。在新的机制中，中长期交易仍能够以金融合约的形式扮演重要角色，为现货市场的价格波动提供风险对冲服务，但协调各类电力资源、补偿运行行为和投资的主要平台应该是现货市场。 回望2021年，可以从全国范围内的“停电潮”中看出煤电上网电价机制的一些问题。2021年初，煤价显著上涨，然而当时的煤电上网电价机制难以及时地反映燃料成本价格以及市场供需的变化。因此，年中有许多煤电站都陷入了“发一度，亏一度”的境地，影响了它们的发电意愿，致使多地在发电容量足够甚至过剩的情况下仍产生了供电困难。整体而言，目前的煤电上网电价机制无法灵活反映系统情况的快速变化。这些情况并不仅仅包括上述的燃料煤价格，还包括可再生能源出力的波动性等。 在2021年的电力危机之后，国家发展改革委将上下浮动的范围放宽为20%，且高耗能企业不受价格上限限制。这一举措无疑有利于新能源系统的发展。然而， “基准价+上下浮动”机制也许并非是一个一劳永逸的解决方案。比如，价格上下限的设置仍然可能会削弱电力系统的灵活性，使其无法有效地按照日内以及每小时的系统情况变化进行调整，而随着风电及光伏发电比例的迅速增加，对新型电力系统所应具备的灵活性要求也越来越高。相比之下，现货市场能够鼓励包括煤电在内的各类资源更有效、灵活地进行调整。 当煤电上网电价完全放开后，如何为必要的煤电机组提供足额补偿，以确保电力系统稳定运行？为达成双碳目标，在未来的几十年中煤电容量必然要逐渐减少，但是为了确保系统的可靠性，仍有一小部分煤电容量需要在市场中回收成本。国际经验和分析表明，设计良好的现货市场可以支持合理的容量成本回收。然而在必要时，也可以通过实行容量市场来补充一部分容量成本。不过前提是容量市场的设计必须严格控制补偿的条件。首先，容量资源竞标应当公平面向所有资源（例如能效和虚拟电厂）；其次，采购多少容量资源应由科学透明的系统可靠性分析决定；最后，政策标准（例如空气质量标准和排放标准）也应该成为容量补偿资格的考量。 当煤电上网电价完全放开后，工商业用户如何承受现货市场的价格波动？正如在其他国家一样，包括零售商在内的市场参与者可以用中长期合同来缓解价格波动影响并规避风险。这样一来，终端用户就可以缓解电力批发市场价格波动带来的影响。此外，一些国家也推出了一些补贴项目来缓解部分工商业用户在电价高涨期间的压力，比如税收减免，甚至是对受损失严重企业的直接补偿。舒缓用户价格压力的其他手段还有许多，但无论如何，一个重要的原则是要让价格信号发挥指导资源配置的作用。 中国电力行业改革到了一个关键的阶段，传统的定价机制正和如今的市场机制发生新的联结和碰撞。本文从当前的煤电上网电价对能源转型的束缚出发，指出了目前上网电价的根本问题在于无法灵活地反映快速变化的系统情况，而现货市场的价格信号可以有效解决这一问题。随着现货市场的成熟，电力系统的灵活性也会得到进一步的提升。如何更好的完善价格形成机制，并和市场机制有机结合，是电改目前的一大难题，需要从规则、机制、观念等多角度同时发力。… View Summary +
近年来，西北地区可再生能源发展较快，外送电占比较高，市场主体丰富，在电力行业迅速发展的同时，电力市场改革也取得了很大的进展。然而，中国西北地区与世界上很多国家和地区一样面临着在保障供应的同时进行低碳转型的机遇和挑战。国家能源局西北监管局于2022年底发布了《西北电网灵活调节容量市场运营规则（征求意见稿）》，希望增强区域电网灵活调节能力。我们从国际经验出发，对西北电力市场提出了两点建议，并对部分实施细节展开了一些讨论。 第一，形成统一的区域电力现货市场是实现《规则》中所提出目标的最佳方式。这可以从简单的设计开始并逐步进行完善。 第二，容量市场存在减缓低碳转型和带来不必要系统成本的风险，如果在建立区域现货市场后最终仍会采用容量市场，我们建议以减少风险的方式来实施。… View Summary +
自2021年7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》（《通知》）以来，全国各省都积极响应了国家号召。截止到2023年1月，全国32个省级行政区都已经逐渐推出了符合地方负荷及电力资源特性的分时电价（云南、福建处于征求意见阶段）。如此大规模地在全国范围内推广分时电价，中国已在施行范围内走在了世界前列。除此之外，各省也按照《通知》的指示，扩大峰谷比，并且个别省份（如广西）会根据省内电力系统情况，灵活调整分时电价执行。以上几点都能够看出，中国的分时电价整体来看在朝着不断完善的方向发展。 然而，分时电价的成效取决于实施细节。一个研究对美国国内163个试点时变电价设计（time-varying rate design）的结果进行了总结，其中63个采用了分时电价设计（这里的时变电价指的是一切随时间变化的电价定价方法。平时我们所说的分时电价只是时变电价的一种，还有包括实时电价(Real-time pricing)在内的其他定价方法）。 这些分时电价试点的成效不一，其中效果最好的能达到近40%的尖峰负荷削减，而另外一小部分试点则仅有十分微弱的效果。诚然，中国和美国分时电价项目的设计细节有许多不同，不能一概而论。不过也可以从这些效果不一的分时电价试点中得出一个通用的结论：分时电价成效重在细节。对实施情况进行跟踪、总结、改良，是完善分时电价必不可少的步骤。分时电价的广泛推行虽是一个很好的开始，但若要达到《通知》中所构想的“削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳”等目的，还需要不懈的努力。本文结合中国国情，为进一步完善分时电价提出了一些可参考的建议。 在短期内很容易改进的一点是：在制定分时电价时，应主要考虑净负荷而非负荷。汇总目前各省级行政区颁布的有关分时电价的通知，目前设计分时电价的出发点大多是对负荷曲线的重塑——这是一个很好的开端。然而，随着光伏与风电容量的增加，系统压力最大的时候不再是负荷最高的时候，而是净负荷（负荷减去风、光出力）最高的时候。其中最典型的例子就是“鸭子曲线”(Duck Curve)。“鸭子曲线“得名于在风光渗透率高的地区，其日间负荷曲线形似鸭子：在白天由于光伏出力，净负荷较低，而傍晚时分在居民用电量骤增和光伏出力渐出的双重压力下，峰值负荷发电厂需要在很短时间内快速爬坡，导致系统供需趋于紧张。若要能够更好地舒解系统此时的压力，分时电价时段及峰谷比应当反映净负荷的变化。有一些风、光资源较多的省份已经在使用净负荷作为分时电价的主要考量，这些变化会使得分时电价的设计得以更好地适应新能源较丰富的电力系统。图一为加州独立系统运营商“鸭子曲线”。 Lazar J. (2016). Teaching the “Duck” to Fly (Second Edition).睿博能源智库. https://www.raponline.org/knowledge-center/teaching-the-duck-to-fly-second-edition/ 从中长期来看，分时电价的设计根据可以从（净）负荷更进一步，转至全面系统边际成本。前文中提到的以净负荷为设计依据有助于解决新能源系统带来的一些挑战，而以全面系统边际成本作为设计依据则会最大程度地发掘分时电价巨大的未开发价值，包括加强电力系统可靠性，降低系统成本，以及促进可再生能源的消纳。 “全面系统边际成本”这一概念所强调的原则是：在考虑系统边际成本时，不仅仅需要考虑短期成本（如电能量成本），更应该全方位地考虑可规避的长期成本（如电力资源容量及输配电容量成本）。电力资源容量成本和输配电容量成本仅靠市场虽然很难直接确定，但这些容量成本在一些情况下可以占到成本的大部分——充分考虑这部分可避免的成本才能使分时电价的价值得到最大程度的体现。一个电力系统的发电站和电力输配线并不是按照系统的平均负荷建造的，而是为了满足该系统的尖峰负荷。如果分时电价的设计可以考虑到压低尖峰负荷所避免的电力资源及输配线建造成本，峰谷比就可以进一步合理拉大，最大程度地发挥分时电价的价值。 图2. 2022年加州全面系统边际成本细项（小时平均成本） 图 2: 每小时的数值取全年每天中该小时的平均值. 来源：Source: California Public Utilities Commission 2022 Avoided Cost Calculator. View Summary +
