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March 25, 2021
近年来，中国以及世界各国的电力系统正在发生着根深蒂固的变化。在供应侧，大规模可再生能源并网需要有更灵活的运行机制，在需求侧，新兴的发用电技术和应用包括可再生能源分布式发电、电动汽车、储能和电气化改变了传统的集中式发用电模式。此外，能源通讯系统的数字化智能化使得终端用户可以对外部电价做出响应。这些变化正驱动各国政府思考和完善销售电价政策，以促进电力系统朝着安全，清洁和高效的方向发展。 去年年底，多个省份（甘肃，山东，湖北）出台销售电价改革措施，调整了峰谷分时电价以适应电力系统发用电结构发生的改变，引导用户合理用电，然而依然有很多需要改进的地方。如果市场的价格信号可以传导到需求侧，并且具备一定的智能通讯系统来调节负荷，那么就能在一定程度上避免出现类似个别省份 （湖南，江西，浙江）的拉闸限电情况，通过需求响应经济有效地解决短期缺电问题。 从最近发生的德州电力危机来看，ERCOT有针对工商业用户的需求响应项目，近年来在危机发生之前起到了包括帮助可再生能源并网，减少夏季高峰需求，从而使得ERCOT市场的系统储备维持在较低的水平，降低了成本。虽然本次电力危机中需求响应本身无法应对在极端天气影响下长时间和大规模的缺电，但是更多的需求响应本来可以在减轻灾难的严重性和降低成本方面发挥重要的作用。未来进一步扩展需求响应的种类和规模，将有助于减少紧急状态下系统的压力，将损失降到最低。在气候不断变化，极端天气频繁出现的情况下，需求侧资源对增加系统可靠性和弹性的作用会更加突出。另外，也应该意识到，ERCOT实时电价项目对于用户和零售商存在一定的风险，中国的中央和省级政府对零售市场的参与者资质和市场价格风险防控方面应该加强监管[1]。另外，需要完善市场规则和发展金融工具帮助进入竞争性零售市场的大用户和售电公司对冲实时电价波动的风险，同时对于小型用户，应避免在不知情或者没有智能电价管理途径的情况下暴露于实时电价。 目前面临的机遇和挑战 中国在改善工商业和居民用户的阶梯电价和峰谷电价方面已经取得了一些进步。尽管如此，现阶段销售电价政策改革仍然存在一些问题： 电力市场特别是现货市场的建设和运行仍在进展中，工商业用户的电价并不完全由市场形成，在此情况下，现阶段如何促进工商业用户在增加系统可靠性、节能减排，降低成本方面的作用？ 即使未来现货批发市场趋于成熟，实时市场价格波动依然无法传导到不参与市场的需求侧，例如小型商业和居民用户。对于这部分用户的销售价格（目录电价）应该如何改革以适应新形势的需要？ 中国现有的输配电价是否能促进包括发电，输配电，储能以及需求侧资源的更高效地配置和利用？ 零售市场多大程度放开？售电公司的作用以及零售套餐如何设计？ 中国要完成碳中和的目标，意味着大规模的可再生能源并网和终端用能的电气化，销售电价应该如何改进来刺激消费者灵活，低碳用电？如何制定分时电价，以及针对储能/电动汽车的用电政策？ 可能的解决方案 在电价设计的问题上很难有唯一正确的解答。关键在于是否能够找到适合电力系统清洁高效发展和符合国情的电价政策，理论上，销售电价设计的一些原则包括： 反映成本。终端销售电价应该能够反映用电真实成本，其中主要有电量，容量，输配电成本等。无论对于市场或者非市场用户，零售电价都应该进行动态调整以反映成本的变化。 提高灵活性。销售电价应该更好地解锁需求侧灵活性，帮助可再生能源并网。 合理化容量电价。容量电价的缺点在于无法充分反映时间地点变化，无法有效激励用户节约用电和转移负荷，除非减少用户的最大需求对降低系统的峰值有所贡献（Coincident Peak Demand）。因此，应该主要通过电量电价来回收系统成本，而容量电价只关注与单个用户负荷相关的配电侧成本。[2]. 谨慎设计分时电价。分时电价（TOU）需要注意峰谷价格的差距，峰谷时段的设计应该符合系统峰谷时段。具体来说，峰，平，谷电价分别对应峰荷，肩荷，基荷发电和输配电导致的成本。尖峰电价则应用于一年中系统处于紧张状态下的几十个小时（例如，监管者根据对需求最新的预测，在规定的有限次数和每次持续的最长时间限制下施行尖峰电价）以激励例如需求响应等灵活性资源。而在波动性可再生能源发电富余的时间段，低谷电价能够激励用户转移用电负荷，帮助消纳可再生能源。[3] 更好地普及和应用智能电表及智能终端。使得用户侧可以响应更为灵活的价格机制[4]，（例如， 尖峰电价（CPP）, 实时电价（ RTP））并为提高系统可靠性做出贡献。 考虑到社会公平因素。电价设计需要对特殊群体例如中低收入水平的家庭应该给予适当保障和优惠。 从广东的实际出发，对于已经进入电力市场的工商业用户，大部分电量通过中长期合同确定[5]，虽然政府一直鼓励在签订中长期合同时，分时段签约并拉大峰谷差价[6]，但由于合约为价差价格以及政府管控等因素对反映系统运行成本的作用有限。同时，在现货市场，大部分工商业用户几乎无法感受到短期现货市场价格，因此很难在提高短期可靠性和帮助可再生能源并网方面做出贡献。在我们之前的文章[7]中提出在完善的市场机制下，现货市场的稀缺性电价可以以分时节点电价的形式清晰地反映电网实时供求状况。允许批发市场价格信号传导到零售侧用户（实现批发市场和零售市场价格的联动），鼓励用户利用信息技术和智能电表对于电价波动做出响应也至关重要。中国已经具备发展需求侧资源（需求响应，能效，储能和分布式发电）和综合能源服务的基本条件，并形成了初具规模的市场竞争，中国可以在解锁需求侧资源的潜力和价值方面成为世界的佼佼者。在现阶段，我们建议： 加速现货市场建设，包括以稀缺性定价改善现货市场价格信号，以及允许所有资源公平竞争。特别是，需求侧资源（需求响应，储能，EV，分布式发电）应该能够以单个或者集合的形式参与市场并获得合理补偿。 对于中长期市场，我们建议将物理合同转变为金融差价合同。这将有助于消除经济调度的障碍，支持现货市场成本最低的结果，并帮助市场用户管理价格波动的风险。 在市场设计中体现用户的意志，进入零售市场的大用户可以更自主地选择负荷集成商，售电公司，综合能源服务公司来参与需求响应，签订灵活电价合同，采用自发自用等多种模式。欧盟在2016电力法案的议案中，强调了所有用户都具备这些基本权力，并要求成员国完善市场规则，建立监管框架促进需求侧资源发展[8]。 在零售市场，零售套餐可以根据用户的需要丰富产品种类，例如，帮助用户购买绿电，使用可中断用电/高可靠性用电，并提供负荷集成，节能降耗和优化电费等综合服务。节能服务公司可以根据分布式发电，储能和用户的消费特征提供综合用能解决方案。在芬兰，到2017年底，大约10%电力用户（metering points）选择了零售市场的灵活电价套餐，支付按小时现货价格，按月的固定费用和零售服务溢价。通过零售商的网站，用户可以查看第二天每小时的电价，最终根据智能电表计量的每小时实际用电量计算电价。另外一些零售套餐可以收购多余的分布式光伏发电；根据市场价格自动控制空调等智能终端；或者可以根据用户喜好和天气情况，帮助优化取暖时间从而减少取暖费用[9]。 加强先进电表，能源管理系统和自动化智能终端的应用，需要采集每小时，甚至更精确的用户用电信息来支持数据分析，用能优化和账单结算。这一点无论对于市场化用户或者非市场化用户都非常重要。国家电网和南方电网已经在这一方面取得了令人瞩目的成就。 完善的电价体系不能只依赖电力批发和零售市场竞争，而是需要在电力规划，需求侧管理（包括需求响应和能效），电气化，电价政策等方面的统一协调和监管作用下完成。 而针对仍然处于目录电价的用户，例如居民和小型工商业用户，在保障低收入和其他特殊群体的优先和优惠用电的前提下，相关的电价部门应该及时修正目录电价，完善峰谷电价，拉大峰谷价差，调整峰谷价格时间，使得用户一定程度上感受系统成本的变化，从而使个人用电行为有助于提升系统利益。 在硬件软件允许，用户深刻了解项目风险和相关利益并同意参与，且在政府建立了完善的监管机制的前提下，可以对灵活的尖峰电价，实时电价进行试点，并利用大数据研究用户的用电行为，做出更科学合理的销售电价。这样做可以减少峰时负荷和不必要的电源电网投资，更好地利用低谷可再生资源，并有助于减少个人或单位的电费支出。 本文首发于南方能源观察 参考文献： [1] 国家发改委3月1日颁布的《售电公司管理办法》（修订稿）在售电公司准入与退出管理的基础上加强了对售电公司运营和信用的管理，在这方面迈出了新的一步。http://www.chinasmartgrid.com.cn/news/20210301/637956.shtml [2] RAP Demand Charges: What are they good for? Nov. 2020. https://www.raponline.org/knowledge-center/demand-charges-what-are-they-good-for/ [3] 关于分时电价的设计原则和举例，详见 Smart Non-Residential Rate…
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February 22, 2021
早在2017年8月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批电力现货市场建设试点。目前，已有多个试点进入了全月结算试运行阶段，然而各省在交易品种，市场模式选择、市场规则等的选择不尽相同，这或许会让市场衔接和统一过程产生制度壁垒。2019年7月，国家发改委、国家能源局在《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》要求统筹协调省间交易和省（区、市）现货市场，并希望通过给出电力现货市场模式和市场组成的备选方案缩小市场设计的选择范围，然而各现货市场试点地区依然存在着多样性，此外，这一意见并未给出具体可操作的区域一体化市场的建设方案和路径设计。 从国际经验来看， 拥有一个单独系统运营商（调度中心）并由一个单独市场交易机构组织的跨多个省的区域市场具有优越性。 此外，保证其他相邻区域市场具有相似的市场设计和运行规则也是非常有益的。缺乏统一的市场设计和运行规则可能导致可再生能源弃电、高成本、而且可能出现经济不足问题――比如, 市场管辖范围内少数寡头企业形成市场力。在其他的文章中，我们已经详细讨论了在更大地理范围内建立多省区市场的益处。在本篇文章中，我们会介绍如何确保相邻市场具有相似的市场设计和运行规则。 从中国现状出发，国家电网和南方电网公司已经在南方、华北、华中、华东、西北、东北区域进行“统一调度和分级管理”的运行方式，拥有比较完善的区域电网网架结构，并在调峰、调频和备用等辅助服务的规则和共享达成一致。这些奠定了中国向多个区域电力市场发展的基础，下一步则是如何建立与区域系统运行相统一的区域现货市场（包括日前电能量市场，实时电能量市场，辅助服务市场）。 南方电网区域是第一个被选作建立统一开放市场的区域。我们在最近的报告中阐述了对于南方电网以及中国其他跨省区域电力市场的建议，认为这些地区理想情况下可以采取类似于美国区域输电组织（RTO）的模式。在这篇文章中，我们主要关注这些未来将要形成的区域市场之间如何有效地进行互动-即区域电力市场之间的协调机制。当然，虽然南方以及其他区域RTO依然处于早期形成阶段– 而区域RTO之间的互动协作（例如，南方区域与相邻华中区域之间的现货交易）在未来几年才会出现。然而，有必要目前就考虑这些问题以便于为今后有效的市场间协调做准备。现在省内现货市场试点做出的市场设计选择会影响到未来区域输电组织之间的协调。在这些方面，美国的经验和教训也许对中国会有启发。 美国区域电力市场的经验和教训 美国在上世纪90年代中期发布了Order 888/889进行电力行业重组，要求电力公司公平开放输电系统，并鼓励形成独立系统运行商（ISO）和区域输电组织。FERC在1999年底进一步出台了Order 2000，这一关键指令旨在继续电力行业改革，通过要求电力公司形成和加入区域输电组织（RTO）提高区域输电网络的技术经济运行效率，更好地无歧视开放电网，增加电网可靠性，完善电力市场。 Order 2000提出了RTO应该具备的特征和界定了RTO的八项功能，对于规范RTO的运行有着必要的作用，为形成透明开放、竞争有序、协调一致的区域电力市场打下了基础。美国的四个RTO（MISO,ISO-NE,PJM,SPP)都有这些基本特征和功能。FERC 在对第八条RTO功能的讨论中强调了RTO之间保持一致的重要性：1）在可靠性方面，例如，可靠性信息共享，潮流管理，输电阻塞的缓解方法，辅助服务标准等，2）在市场边界方面，采取一定程度标准化的跨区域市场标准和操作，包括计算可用输电容量和总输电容量的数据共享，备用资源，机组组合安排方法，以及阻塞管理程序等。当然，这两者相辅相成，可靠性方面的做法会影响到市场如何互相作用，而市场边界的协调也会影响到单个RTO的系统运行。 传统意义上通过完成单个研究课题或者从区域规划层面的轻度协调不足以完成以上两点使命，包括北美电力可靠性协会（NERC）在内的成员认为由于在输电阻塞管理，平行潮流，输电资源的利用，输电成本和规划等问题缺乏一致性，阻碍了向更安全、更高效区域竞争性市场的发展。FERC要求RTO在跨区域甚至在更大的互连网络（interconnections）范围下制定解决方案，各区域市场并不一定需要有完全一样的协调处理方法但是必须在可靠性规则和市场界面的做法上保持兼容性。FERC起初预想在1年内形成有限数量RTO并在之后的两到三年完成其他各项功能的转变和协调，但是进程并不如预期。FERC意识到RTO需要遵守一系列统一的市场设计原则和调度运行规范才能以最小成本促进区域间市场交易。 FERC在2002年7月发布了《关于标准市场设计（SMD）规则制定的提议》，希望在全国范围内通过标准化电力批发现货市场的设计和运行，发挥竞争性电力市场更有效发挥资源配置的功能，形成公平合理的电价。SMD中包含了电力现货市场体系、输电价格、输电规划和扩张、市场监测管理以及长期资源充足性的要求。然而，FERC的SMD规则最终未能实施。这其中的原因有很多是政治性的而不是市场设计本身的问题，例如州政府不想失去对资源充足性、电网规划和电价制定（包括输电成本分摊和堵塞费用）的控制，担心更大范围的电力市场会损害本地消费者利益将其暴露于市场风险，特别是2000-2001年加州电力危机爆发后，一些州的电力市场改革受到影响。另外，国会当时并没有赋予FERC足够的权力来监管SMD相关的内容，无法保证SMD规则的执行。 后来，美国总共形成了四个RTOs（MISO,ISO-NE,PJM,SPP)和三个以州为主的ISOs（CAISO，ERCOT,NYISO），西北和东南的电力公司未加入RTO。从FERC的原本SMD愿景来判断，有七个ISOs/RTOs是一个不尽如人意的结果。而且在2000年代，各个ISO/RTO采取了“自扫门前雪”的态度，把注意力集中在解决自己市场内部的问题，市场之间的协调不足。加上FERC在电力市场之间的协调上缺乏强有力的顶层指导，各方难以达成一致，因此遗留了很多市场“接缝”（seams）问题，也就是由于电力公司、 州或者ISO/RTO市场边界导致的人为电力交易障碍。在2010年代各相邻区域RTO通过签订运行协议和市场交易规范[1]，接缝问题有所缓解，但由于美国遗留的问题，电力市场之间的协调依然存在障碍。 尽管如此，FERC原来的RTO提议和SMD中的大部分设想现已广为接受。随着区域电力市场的成熟，可再生能源比例的提高，电网技术的更新，越来越多电力公司加入了RTO，美国西部大部分的电力公司已加入CAISO为系统运营商的电力平衡市场（西部EIM），东南区的电力公司也正在探索形成一个东南EIM。美国不同电力市场的设计也在逐渐规范和融合。这些进程证实了通过区域电力市场的形成和市场和市场之间的连接，能够为消费者带来更大的经济和环境收益。 对中国的启示 中国国家发改委和能源局在年初印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》的通知，提出了建立区域电力市场和全国统一电力交易组织体系的总体目标，明确了交易机构、市场管理委员会和调度机构的职能定位。为了更好地支持电力体制改革，完成零碳清洁的电力市场转型，需要在形成区域电力市场过程中考虑实施规范化的电力市场设计，避免中国在区域市场一体化的进程中遇到类似于美国的市场协调问题，中央的政策制定者需要在市场规范设计方面给予更多的指导，地方政府可以在各利益相关方（例如，市场主体以及电网公司和交易机构）的参与下完成具体电力区域市场形成和组织协调方案。 基于国际经验，我们在最近的报告中提出了区域RTO应该具备的基本特征和功能： 统一和有效的区域输电成本分摊方法，制定一套单一的区域规则，在区域内各省分配现有和新建输电基础设施的成本; 统一区域输电规划过程，确定可靠、经济和满足政策目标所需的输电投资; 一个单一的区域系统运营商和市场运营商，监管统一区域现货（电能、辅助服务）市场。 在此前提下，各区域电力市场之间应该有可参考的市场设计标准，特别是关注： 电力系统运行和电力市场管理的协调，包括区域市场之间对于日前机组安排，机组组合，备用设置，实时调度和市场结算的具体流程和规范。 市场组织程序–各区域市场应该有基本一致的市场组织程序，包括日前机组安排和备用采购，日内可靠性机组组合，实时市场、调度和最后的调频。 市场时间顺序—确定统一的时间点，包括日前市场开停，备用采购（运行备用，调频），日内机组组合流程，实时市场开停，发布调度信号，结算。 阻塞管理—区域市场之间在确定输电节点/区位边际价格节点的规范化，以确保节点价格在市场边界上保持一致性，方便阻塞费用的分配。 资源充足性机制—如果相邻区域市场存在不同的市场模式则需要更多在满足长期资源充足性要求方面加强协调，例如，最近加州的电力紧缺就出现了类似“资源共享”的问题。 市场监测和市场力缓解—协调市场监测，制定规范的市场报价限制和市场力缓解措施，避免产生不经济的后果。例如，如果一个市场有更严格的价格上限，发电商可能就会拒绝参与本地市场而转向参与省外市场。 输电成本分配和输电规划—确保各区域RTO进行合理的输电规划，在跨区域输电的建造和成本分摊上面达成一致。按月或年（而不是在每度电交易的基础上）向各区域RTO分摊这些跨区域输电成本。 其他交易支出和费用—各区域市场应该在其他交易支出和费用上相协调（例如，电力交易机构额外收取的费用等），从而不人为制造市场交易障碍。 国际经验表明，在已具备运作模式的市场之间建立协调机制的困难重重。中国可以综合以上几点考虑，把握机遇，在区域市场建设初期将市场间协调问题提上日程，为全国统一电力市场的建设打下基础。 [1] 例如，PJM和相邻市场签订了运行协议和市场交易规范，见https://www.pjm.com/markets-and-operations/energy/market-to-market.aspx
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February 22, 2021
2020年，中国各省在电力市场建设方面不断推进，一些地区已经初步建立了区域和省级相衔接的电力中长期交易体系，并加速向区域一体化现货市场方向发展。 七月份发布的国家能源局综合司《关于开展跨省跨区电力交易与市场秩序专项监管工作的通知》（国能综通监管【2020】72号）在工作目标中提出推进跨省跨区电力市场化交易，进一步实现资源在更大范围的优化配置，表明了中央政府对区域电力市场的持续关注和支持。 《通知》明确了六点具体工作内容，其中重点关注现有中长期直接交易，发电权交易，合同转让交易以及富余可再生能源电力现货交易等跨省跨区交易的组织和执行情况，以及对跨省跨区主要输电通道利用率和输送清洁能源情况等进行审查监管。这些工作内容在“计划+市场”的现行体制下，具有一定的指导意义，但是从长期来看，不足以实现未来以区域一体化电力市场为核心的清洁能源路线转型。 目前，中国各省级电力市场都有一部分“优先发电”，其中包括可再生能源、核电、以热定电的火电机组和省外来电等。这部分发电机组是以签订中长期购售电协议为主，按照政府批复的上网电价和约定的电量来确保计划的完成。在电力市场建设的初期，可再生能源保障性收购有利于支持清洁能源，事实上，由于可再生能源的边际成本接近于零，其结果类似于在经济调度下可再生能源得到优先调度。 从长远考虑，现有电力市场中多个交易品种和中长期计划的调整机制带来了显著的问题。首先，为火电机组分配运行小时数和以省外来电作为市场边界的做法会限制市场配置资源和弹性运行的能力，降低系统的运行效率。 其次，虽然现有发电权交易、合同转让交易以及富余可再生能源电力现货交易等机制提供了在一定程度上灵活处理年度双边合同的途径，有利于效率的提升。然而，这些机制对市场规则的制定和具体操作上加大了难度，各个市场主体关系处理更加复杂，很难达到理想的效果。从目前多重体制转变到完善的现货市场需要一个合理设计的路线图。 以南方区域为例，2019年，跨省市场化交易326亿千瓦时，占西电东送比例14.4%，同比增长10.5%，弃水大幅降低。然而即使在南方区域大部分跨省交易（例如，西电东送）仍然延续了政府间协商送受电计划，以此签订中长期合同，分配年度基数电量，并要求合同电量严格执行的做法。近年来，广州交易中心通过开展月度集中交易，月内增量挂牌，发电合同转让，协议外增送等市场化手段，一定程度上激发了市场活力。然而，这些做法对于促进未来高比例可再生能源市场急需的日内系统灵活性的作用有限。区域现货电力市场的优势在于能够支持波动性可再生能源并网, 在更大的地理范围内优化不同的系统资源，降低总成本，更好地消纳清洁能源。政府应该让区域现货市场发挥主导作用，精心设计和协调统一的区域现货市场是提升电源、电网、负荷侧灵活性的有益途径。 2020年8月，广东电力现货市场完成了全月结算试运行，为形成有效竞争的市场体系，发现价格，改善调度运行迈出了新的一步。从中远期来看，目前还没有一个明确的迈向南方区域电力现货市场的路线图，在区域电力市场的构建和运行，各监管部门、交易组织和调度机构如何分工和履行各自的职能以及如何完成各省间现货市场的协调等方面缺乏系统的顶层设计。我们希望国家能源局和发改委等相关机构在未来政策制定中，不断细化区域电力现货市场的规定，为南方电网区域和其他区域电网电力市场一体化给出可操作的方案。针对南方电网的现状，我们建议南方电网采用RTO的模式，将广东现货电能量市场和辅助服务市场扩展到整个南网区域，南网RTO需要在输电规划、区域输电成本分摊规则、区域电力市场的组织和监测以及系统资源调度和阻塞管理等方面发挥重要的作用。在这些方面，南方电网可以为全国其他区域电力市场建设积累经验，成为电力市场改革的试金石。 睿博能源智库在最近的报告中，基于国际经验，以南方电网为例，详细阐述了电力市场如何支持“能源革命”的原则和具体建议。中国在联合国第75届大会上承诺力争于2030年前达到碳排放峰值，于2060年前实现碳中和。我们认为，要支持这种有雄心的减排目标，电力市场需要逐步转变当前一些不灵活的机制： 计划机制 — 取消年度发用电计划，终结行政分配运行小时数并严格执行合同基数电量的做法。让所有的资源，包括火电、可再生能源、储能和分布式能源(包括需求响应)，真正参与现货市场和中长期交易市场。 物理合同 — 继续制订中长期合同的金融处理办法。中长期合同应该是差价合同而不是实物合同。也就是说，中长期合同不应影响短期运行(调度)决策；相反，应该严格按照经济调度原则进行调度。合同的偏差率和完成率不应该用来评价中长期市场，需要更详细的政策和监管规则，以促进合理的合同模式以及与现货市场的协调。 输电网的利用和价格 — 对于跨省跨区输电线路的监管应该关注于建立区域输电规划过程，确保输电投资经济可靠；制定规则，将区域输电成本合理地分摊给区域内的省级电网公司(不以进出口交易为基础回收固定成本)，从而鼓励区域输电资源的充分利用。 调度 — 在更大的区域内探索实行安全约束机组组合的节点日前电能量市场，节点实时电能量市场以及与日前和实时电量采购协同优化的调频和备用辅助服务市场，以此促进清洁能源的消纳和挖掘低成本灵活性资源潜力。 现货市场价格 — 实施稀缺性现货市场定价，实时反映供求关系，逐步放宽对现货市场的价格上下限，为所需的发电侧和需求侧资源提供充足的补偿。取消对化石燃料发电机组的市场外补贴。 自2015年3月电改9号文颁布以来，中国电力系统在发输配售各个环节都经历了前所未有的变化，“管住中间，放开两头”的思想逐渐深入人心，并在各个地区得到实践。随着电力体制改革逐渐进入深水区，需要坚持市场化路线，逐步减少过去计划经济体制下固有的管理和运作机制，引入竞争，让更多灵活性资源进入市场，促进电力系统以最低成本向清洁零碳方向转型。
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December 15, 2020
正如世界上其他国家一样，中国电力行业要走向零碳发展的未来，需要有灵活性资源的支持。储能，特别是电化学储能，由于近年来成本大幅度降低，以及其多重应用价值，前景越来越光明。并网储能能够成本有效地发挥帮助可再生能源并网、提高剩余火电厂运行效率、提供调峰调频等辅助服务、管理电网阻塞、替代输配电设施、抑制价格波动等作用。根据CNESA储能项目库的统计，到2019年底，中国已投运储能项目累计装机32.3 GW， 其中抽水蓄能约30GW，电化学储能约1.6 GW。最近的一些研究发现，在可再生能源以低成本快速发展的情景下，到2030年，中国需要增加储能的累计装机容量到300GW以支持波动性可再生能源并网，从而以低成本降低碳排放。这样的愿景需要在储能友好的政策和市场的双重作用下才能实现。 今年八月底，国家发改委、国家能源局公开征求《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见》意见的公告，在业界引起了广泛的反响。两个一体化提出要根据必要性和可行性优化储能规模，建立灵活高效互动的电力运行与市场体系，落实储能参与市场的机制。然而，中国现阶段无论是用户侧、发电侧或者电网侧储能，应用场景都比较单一，缺乏互相协调且系统优化的运行模式，对未来大规模发展储能形成了阻碍。从国际经验来看，电力现货市场为储能提供了可观的收益，是储能实现商业价值的主要渠道。我们在上一篇文章中，介绍了以光伏和风电为代表的波动性可再生能源参与电力市场的途径，这一篇短文中，主要分享加州独立系统运行商（CAISO）抽水蓄能以外的电储能参与市场模式，希望能为中国政策制定者提供借鉴。 电化学储能参与CAISO市场模式 美国联邦能源监管委员会（FERC）于2018年发布了Order 841, 要求RTO/ISO区域电力市场制定规则为储能公平参与电力市场扫清障碍。841法令规定在考虑物理和运行特征的基础上，允许电储能参与容量、电量、辅助服务市场，并基于市场价格对其服务进行相应的补偿。按照FERC的要求各ISO/RTO随后在现有的市场规则之上制定或者完善了电储能参与市场模式。其中，加州独立运行商（CAISO）在这方面的表现最为突出。截至2020年七月，CAISO有216MW并网运行的电池装机容量，在美国各区域电力批发市场中名列前茅，根据加州综合资源规划预计，CAISO到2030年会有15GW储能资源，其中主要（12GW以上）是电化学储能。这意味着10年后CAISO的储能可能是目前的50多倍，将会很大程度地改变CAISO电力系统的运行。 CAISO早在2012年就开始发展和贯彻储能参与市场模式以推动储能与其他资源公平竞争并获得合理补偿。CAISO主要通过非发电资源模式（NGR，Non-Generator Resource），允许储能资源参与双边容量市场，电能量市场和辅助服务市场。NGR的定义是 “具有连续运行区间，既可以发电又可以耗电的资源” 。现代的电池技术和储能控制系统已经可以支持从放电到充电的近实时切换，可以完成精确快速的响应，但是电池储能仍然受到充放电量的限制，这也是电池的特性决定的。在CAISO, NGR可以选择调频能源管理功能 (REM，Regulation Energy Management)，在这种选择下，NGR能够更有效地参与日前调频市场，但不能同时参与电能量市场和运行备用市场。 另外，用户侧的储能（电表后面）也可以以单独或者集合的形式作为需求响应资源参与电能量和辅助服务市场。但是在这种模式下，需要基线来测量需求响应资源的实际绩效。下面主要从几个关键点来介绍NGR储能如何参与CAISO的电能量和辅助服务市场。 资质要求-对于NGR, 同其他发电机组一样，电储能必须满足CAISO的相关基本要求（例如，调度运行，遥测和计量规则等），以提供容量、电量和辅助服务。CAISO为满足Order 841规定将所有参与市场的发电侧最小规模改为100kW。如果NGR参与细分市场则必须满足相应市场的具体要求，这些要求也是技术中立的，例如，辅助服务市场和双边容量市场对于资源连续最短运行时间会有具体的要求。CAISO允许电储能根据自身运行特征，在报价时降低可调度容量，以满足相应市场的最短运行时间。 报价-在电能量市场上，电储能NGR可以提交电能量报价曲线，包括充电报价（-MW）和放电报价（+MW）（如下图），这种报价曲线允许电储能在一个单独的报价中，反映其经济可行的运行区间，储能可以作为发电、负荷或者两者同时参与市场。此外，电储能也可以提交“价差报价”（spread bid）在电价处于报价区间之外进行充电放电；或者自调度，只报量作为价格接受者。 图 1. 12MW储能资源的报价曲线示例 Licensed with permission from the California ISO. Any statements, conclusions, summaries or other commentaries expressed herein do not reflect the opinions or endorsement of the California ISO. （图1经加州ISO授权许可。本文所表达的任何陈述，结论，摘要或其他评论均不代表加州ISO的观点或认可） 物理和运行特征-电储能出力受到物理上下充放电容量限制和爬坡速率的影响，需要在这些限制下保证电池能够完成调度指令提供相应的服务。特别地，在运行过程中，电池应该有什么样的荷电状态（state…
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November 5, 2020
随着中国政府提出的低碳、零碳观念的深入，电力行业首当其冲需要加速扩大清洁电力的渗透率。在各地区探索电力市场设计，逐步完善电力交易规则的新形势下，如何让以光伏发电，风能发电为代表的可再生能源以及新兴的储能资源参与市场是业界关心的话题。 我们前几篇政策短文就电力区域市场建设，区域市场之间的协调进行了讨论，在这一篇和下一篇短文中，我们会基于国际经验分别介绍可再生能源和储能参与电力市场的途径和步骤。 光伏发电和风能发电参与电力市场的三种模式 在之前的文章中，我们提出区域RTO是提供低成本灵活性的良好途径，从而更好地应对波动性可再生能源出力的不确定性。可再生能源在不同时间尺度更好地参与电力市场有利于电力系统稳定高效运行，支持低成本零碳转型。在美国RTO/ISO地区，可再生能源在过去的十多年一直积极参与电力市场，为形成风能和太阳能发电的“参与模式”积累了宝贵的经验。美国可再生能源主要参与三类市场竞争：远期市场（中长期市场）、电能量市场、辅助服务市场。 一、远期市场（中长期市场） 在美国，可再生能源参与中长期市场主要有三种方法：1）传统购售电合同，2）“虚拟” (synthetic) 购售电合同，3）纯商业模式 (merchant) 1） 传统购售电合同（Power Purchase Agreement） 这是最常见的可再生能源双边合同形式，由可再生能源发电商和电力公司或者负荷服务实体签署，合同规定了固定价格，年购电量，以及交付节点（用于分配节点价格风险）。典型PPA中购电方（配电公司、售电公司, 或者其他负荷服务实体）有足够的信誉担保，可以与可再生能源发电商签署15-25年的合同。在一些PPA合同情况下，购电方按合同规定享有在特定节点上一定量的可再生能源发电的所有权，因此，由购电方同时作为买家和卖家在电力现货批发市场中竞标，根据波动的节点价格结算。或者，一些PPA为差价合同，发电商和购电商各自参与电力现货批发市场。 2） 虚拟购售电合同 (Synthetic PPA) 这种购售电合同类似于传统PPA，而在交付电量、交付地点和其他要求方面更为宽松。合同的购买方主要是非电力公司（例如，大型终端用户），他们希望通过这种合同来平抑价格风险，同时也有助于满足企业可再生能源目标。相应的可再生能源证书（RECs）可以在自愿市场上出售给需要满足可再生能源配额制的负荷服务实体。 3） 纯商业模式（Merchant Model） 可再生能源发电商没有购售电合同，但可以通过金融机构(例如，银行)签订金融合同，来规避波动的批发市场价格带来的风险，以便于在项目初期获得融资，而金融机构期待从浮动的市场价格和支付给可再生能源的固定价格之间的差价获利。因为没有长期购售电合同，这种商业模式具有一定的风险，一般需要复杂而富有创意的方法来规避风险。但是，相比购售电合同模式，可再生能源发电商可能在电力市场上获得更高的收益。 图一显示出美国风电装机容量按不同远期市场类型所占的百分比，受可再生能源配额制的影响，传统PPA历史上一直占有主导地位，直到最近几年，随着可再生能源逐渐成为低成本资源，新的远期市场参与形式（例如纯商业化模式和虚拟购售电合同）才开始出现并不断增长，而且内容条款也针对不同的需求表现得更个性化。 图 1. 美国风电装机容量按传统PPA和商业化模式所占的百分比 图片来源：Jay Bartlett. Reducing Risk in Merchant Wind and Solar Projects through Financial Hedges. RFF working paper 19-06. February 2019, page 15. https://media.rff.org/documents/WP_19-06_Bartlett.pdf . Licensed under Creative Commons: https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/…
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April 17, 2018
China’s current power sector reforms began in March 2015 with Document #9, which was followed by the 13th Five-Year Plan and a series of further policies that aim to reduce renewables curtailment and further integrate renewable energy into the grid. Despite significant progress toward these goals, policymakers still face several challenges with reducing generation overcapacity;…
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April 17, 2018
中国当前的电力行业改革始于2015年3月颁布的“9号文”，“十三五”规划以及一系列致力于减少限电和提升可再生能源消纳的政策文件紧随其后。尽管中国朝着既定目标已经取得了显著的进步，但政策制定者仍然面临一些严峻挑战，诸如发电产能过剩，可再生能源并网问题，如何达到空气质量目标，实现温室气体减排目标等。 围绕这些问题，睿博能源智库和自然资源保护协会共同总结了以美国为主的国际经验，希望可以为中国的政府部门提供国际视野和应对方案。我们为此准备了4篇文章，分别涉及到可再生能源并网，电力批发市场，电力规划和政府监管领域。 可再生能源并网 在中国，可再生能源并网是一个亟待解决且较为复杂的问题，需要涉及到电力规划，政策，市场设计，监管，运营（调度）和资源灵活性等方方面面。它们在提高系统灵活性以支持更高比例的波动性可再生能源方面，扮演着各自的角色。 美国电力行业达成了一项新的共识，即现有的电力系统可以以相当低的成本大幅度提高灵活性。这些低成本解决方案包括更大的平衡区域，市场设计和运营方法的改变，通过政策和定价提高需求侧灵活性，以及鼓励现有的传统发电机组更加灵活地运行。输电、储能、和灵活性燃气发电方面的新投资也有助于可再生能源并网，但在短期内通常成本效益不高。中国可能也面临同样的问题。在哪些领域可以提高中国电力系统的灵活性？以及如何最大限度地提高灵活性，这些问题值得好好调研。 改进调度，实行更合理的短期批发定价机制，是对中国非常有利的改革方向。事实上，这些在9号文件已经有所提及——虽然尚未形成足够详细的改革路线。中国需要非常仔细地进行电力市场的设计，重点在于提高灵活性，支持波动性可再生能源上网。这篇报告通过总结美国可再生能源并网的经验和教训，可以为中国的政策制定部门提供一些借鉴。 电力市场设计和实施 尽管一直以来，业界在电力市场设计方面一直有争论，不同国家、甚至美国不同地区的电力市场模式都不尽相同，但对电力市场的基本原则是有一些重要共识的。首先，政策制定者认可市场应该保障电力系统高效运行，引导发电设备和其他资源的理性投资和合理淘汰，为业主提供合理的补偿。此外，市场作为一项工具，应该用以实现政府的政策目标，包括高效，减排和可靠性目标。 我们认为有三个市场准则，与中国电力行业市场化改革工作方向相一致： 以小时和分钟为单位，高效、灵活地运行（调度）现有资源。 对发电厂进行合理支付和补偿，以支持高效和灵活运行。 传递正确的价格信号，引导投资合理化，淘汰过剩产能，支持能源发展与减排的政策目标。 落实这些准则可促进可再生能源并网，最小化系统成本及排放，以及保持系统稳定性。在中国和全球范围内，单靠市场无法解决这些挑战，必须与电力行业规划紧密协调一致。 电力规划 电力行业规划的制定和施行，是确保电力项目投资具有成本效益和环境可持续的基础。当前中国电力行业最主要的挑战，是如何使电力部门摆脱以满足快速增长的电力需求为主要考虑因素的传统模式，转而采用充分权衡利弊和多重目标的新型模式，包括结合中国的可再生能源、环境质量、价格水平和可靠性等目标。 国家能源局2016年5月印发的《电力规划管理办法》（以下简称“《办法》”）是转型的重要一步，而且需要进一步充实，并重点确保电力规划与电力行业改革的其他方面，尤其是与新推出的电力市场协调一致。为此，《办法》规定，在采购电力资源时要使用“市场机制”的原则，从而与规划中提出的“指导意见”保持一致。这一原则也符合其他国家的广泛经验。例如，即使在已经实行电力市场化的美国部分地区，在评估资源充足性、调整市场设计、以及统筹协调发输电和需求侧资源投资方面，电力规划仍发挥着至关重要的作用。 基于美国的经验研究，我们认为中国的电力规划工作应重点关注以下五个方面： 明确政府机构之间以及政府与电网公司、发电公司和其他实体之间的规划角色和责任； 明确电力规划在投资决策中的作用； 建立协调各种投资选择（需求侧资源、发电、储能和输电）的机制，以确定最低成本的资源组合； 持续开发和应用量化建模工具； 将风险管理纳入规划分析和投资决策。 政府监管 9号文件要求改善对电力行业的政府监管，特别是提高监管能力，改进监管方法，做好系统规划。中国采用基于收入监管的输配电定价方法是监管的重要一步。但随着改革的深入，中国政府部门对电力行业的监管方式以及机构能力都将需要改进。需要监管的关键领域将包括： 创建透明，可预见，公开的监管流程； 确认中央和省级监管部门的职权定位及其职权分配； 明确资源规划和采购流程、明确角色定位和责任，建立规划、投资决策与项目审批之间的明确联系； 产能过剩以及可能无法回收的（搁浅）成本； 在竞争性和非竞争性资源的环境下，如何保持资源的充足性； 创建可以解决发电调度和补偿，整合需求响应和波动性可再生能源，以及包括灵活性资源和辅助服务的系统运行； 能源及环境政策与监管的结合。 下一步？ 能源和环境政策需要综合协调，我们期望这些报告可以推动中国能源和环境主管部门之间的对话，促进中国的电力改革进展，为制定一系列全面的政策提供参考。 这些报告的原文为英文，中文版也可在自然资源保护协会网站下载。 本文刊登于国家能源报道，并有删减。
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April 1, 2016
China’s power sector is one of the key causes of coal consumption and pollution emissions. The Chinese government has achieved great progress in decarbonizing the power sector in the past ten years through increasing energy efficiency, installing pollution treatment equipment, and supporting renewable energy. However, some problems still remain, including: “Equal shares dispatch,” which gives…
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March 25, 2016
Since the beginning of 2014, demand for electricity in China has fallen dramatically, following more than a decade of double-digit growth. Despite slowing demand growth, there are indications that a large amount of coal-fired generation capacity is currently under development. While a recent policy announcement temporarily suspends the construction of coal-fired power plants in various…
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March 24, 2016
近年来，随着我国经济发展，能源消费不断增加，这一方面保障了我国经济发展和人民生活水平的提高，另一方面也带来巨大的污染物排放，对环境和人民身体健康的破坏日益严重。电力行业是能源消费和污染物排放的大户，是全国节能减排工作的重点。过去几年中，提高能效、加强火电厂污染排放治理以及发展清洁能源等措施都加快了电力行业的低碳化。 然而电力行业节能减排工作仍有很多问题，包括电力行业不同电厂的能效水平存在巨大差别，但是高能效机组和低能效机组利用小时相近，没有区别对待；风电和光伏建设迅速，但是其利用状况堪忧，已在部分地区出现大面积弃风弃光的现象，抵消了可再生能源发展的效果；电力行业盈利水平波动过大，导致对投资预期不确定，电力企业纷纷跨行业投资，影响了电力行业的稳定发展。 最近，长策智库受睿博能源智库委托完成了中国上网电价机制改革研究。这一研究发现上述问题的出现最根本的原因在于现行上网电价机制不合理。现行上网电价机制为单一电量标杆电价，所有煤电机组都执行统一的电量电价水平，这将导致谁电量多谁的盈利空间就大，因此没有哪家企业愿意降低自己的机组利用小时。另外风电光伏等可再生能源发电的波动特性要求火电企业压低利用小时并提供调峰等辅助服务，但这些都增加了火电企业的成本，在现行电价机制下很难得到补偿，从而出现弃风弃光等现象。同时煤炭价格是市场定价，上网电价是政府管制定价，也导致火电企业盈利水平波动，不利于电力行业的长期可持续发展。 研究中构建了上网电价机制效益成本评价仿真模型，主要对不同的上网电价机制的效益成本进行对比分析。由于在不同的上网电价机制下，按照成本最小调用机组，火电机组承担负荷的情形可能会发生变化，所产生的效果也会不同。本课题讨论了四种价格机制，分别是单一电量电价机制，燃气机组两部制电价机制，火电机组两部制电价机制以及所有机组两部制电价机制。 仿真模型的构建方法是以2014全国电力系统发电结构为框架基础，推算2020和2030年不同的上网电价机制对电力系统的影响，并以此提出适合中国的上网电价机制，并针对电价机制改革提出相应的对策建议。经过测算，发现在四种上网电价机制中，火电机组两部制电价机制下发电成本最低。 经过分析，报告得到的主要结论包括： 火电机组两部制电价机制下电力成本最低，同时煤耗和CO2 排放也最低，是合适的发电上网电价机制。 两部制电价机制有利于协调各方利益，促进我国电力行业向可再生能源、燃气机组和大容量机组投资。 两部制电价机制由于减少了火电机组对降低运行小时数的抵触，可以促进弃风弃光等现象的改善。 在现行的价格体制下，可再生能源实行单一电量上网电价机制比两部制上网电价机制的发电成本更低（如情景四）。 2015年新一轮的电力体制改革要求引入竞争环节，逐步改革上网电价机制，实现通过市场竞争形成价格。在这篇文章结论的基础之上，有几点认识对于电力体制改革的设计至关重要。 经济调度（最小化成本调度）能够协调电网、发电企业、用户等不同利益主体，并在降低系统发电成本方面发挥重要作用。 在上网电价改革时，可以通过支付容量电价，对火电企业由于经济调度减少的运行小时数进行补偿，同时能够降低用户的平均售电价格，以及污染物排放从而达到多赢的目标。对火电实行两部制电价改革。首先对气电实行两部制电价改革, 然后对煤电实行两部制电价改革。 在设计改革时需要考虑到对不同利益主体的影响，从而减少改革的阻力增加成功实施的机率。
