Millions of U.S. homes have central air conditioning for the summer and separate fossil fuel heating systems for the winter. A great way to boost home heating electrification is to replace those central air conditioners with look-alike “two-way” heat pump units, which can provide highly efficient heating in addition to cooling, at little extra up-front…
中国的风能和太阳能装机容量仍居世界领先地位，总装机容量超过500吉瓦。此外，中国承诺在2030年前达到碳排放峰值，并在2060年前实现碳中和，为此，中国制定了到2030年，风能和太阳能发电总装机容量达到1200吉瓦，即从2020年起每年新增约80吉瓦可再生能源发电的目标。由此，电网公司也面临着更多风能和太阳能并网所带来的挑战。尽管每个国家的政策、机制和技术情况不尽相同，随着可再生能源的渗透率提高，世界各地的电网运行商和政策制定者将面临类似的挑战。中国已经在消纳风能和太阳能发电方面取得了令人印象深刻的进展，但正如一些研究中提到的，要确保所有这些机制良好地协同工作，还有很多工作要做。 世界各地应对这些挑战的一个基本方法，对中国来说也同样至关重要，那就是建立更多的区域市场，脱离以省为单位的调度方式并向区域经济调度过渡。区域经济调度是指以最小化短期运行成本（理想情况下包括排放的社会成本）为目的运行区域电力系统。在一些地区，如中国西北地区，基于省级的电力调度意味着各省级调度中心在更大地理范围平衡可再生能源和水力发电的作用会受限。 在有充足输电能力的前提下，区域经济调度将促进发电边际成本较低的省份向发电边际成本较高的省份输出电力。特别是，区域经济调度将在更大的范围内平衡风能和太阳能发电，减少这些资源的总体可变性和不确定性，并利用负荷和其他发电资源的多样性优势。这也将有助于减少可再生能源弃电，并以低排放低成本的方式帮助管理和预防缺电。 一、区域市场模式有效缓解市场矛盾 随着中国迈向具有更大跨省输电能力的区域市场，可以借鉴美国的区域市场（RTO）模式。这种模式包括日前和实时电能量和辅助服务市场，区域经济调度，以及所有资源公平竞争的指导原则。南方电网地区已率先开展“区域市场”建设，尽管有关该市场将如何发展的许多细节似乎仍在考量中。与此同时，在中国其他地区，如可再生能源资源丰富的西北地区，区域市场一体化也是一个非常重要的议题。 向区域市场和区域经济调度转变，无论是通过RTO还是类似的模式，都将以多种形式为中国带来实质性的利益：降低运行成本，减少运行备用容量，提高现有输电资产的利用率，通过协调计划发电机组维护和停机以及实时管理电频和电压，提高系统可靠性，完善系统规划。在这里，我们基于美国一些RTO的研究，提供一小部分可获得利益的样本。 首先，通过向RTO结构过渡，可以实现的一个好处是，不再对每笔输电交易收取每千瓦时或每千瓦的输电费用，而是按月或年向所有省级电网公司分摊输电成本。例如，在中国，电力输入省份每输入1千瓦时通常需支付“元/千瓦时”的输电价格。这种每千瓦时的交易费用对参与者之间的电力交易造成了障碍，而若无此交易费用电力交易本来可以具有经济性。从基于交易的输电费用向省级电网公司收取月度或年度输电费用的转变，避免了这一问题，与区域经济调度的转变更相符。 尽管与中国略有不同，美国也有输电交易费用阻碍市场参与者之间进行更多电力交易的经验。在目前覆盖美国约三分之二地区的RTO成立之前，电力公司管理各自的服务区域，导致很高的交易成本。跨越一个以上电力公司服务区域的交易被评估收取单独的输电费用，这种做法被称为“摊大饼电价”（pancaked rates），随着更多的输电系统参与进来，成本迅速叠加。不出所料，这样的输电费用阻碍了电力公司之间进行电力交易。此外，电力公司留出了5%～25%的现有输电容量，以支持这些双边交易，而这些预留容量往往没有得到充分利用。在美国西部和东南部的部分地区，这种做法仍然存在。 所有这些问题在RTO运行的区域市场都不复存在。按RTO输电成本分摊方法，输电被视为一项公共利益，由所有参与者按“美元/千瓦”的接入费用支付，不与单个交易挂钩。“摊大饼”式的输电费用根本不存在，随着交易成本的降低，各方之间的电力交易——包括跨更大地理区域的电力交易大幅增加。RTO的日前和实时电能量市场接受参与者的投标，并在安全限制的基础上进行区域调度，输电资产得到更充分的利用。 二、区域能源调度降低了经济与环境成本 中陆独立系统运行商（The Midcontinental Independent System Operator，简称MISO ）是一家业务覆盖美国15个州以及加拿大马尼托巴省的RTO，据估计，2020年，区域经济调度为其成员节省了3.29～3.63亿美元，而输电可用性的改善又为他们节省了2.88～3.13亿美元。类似地，服务于13个州和哥伦比亚特区的PJM发现，区域调度每年可节省6亿美元的成本。这些估计未包含区域经济调度所带来的环境效益，例如减排量。这些效益会在未来几年到几十年随着越来越多的可再生能源并网而大幅增加。 在较大范围内的系统运行还可带来其他效益，因为不仅风能和太阳能的可变性降低了，电力需求的可变性也降低了。由于供需两侧可变性的降低，确保电力系统可靠性所需的备用容量则相应减少。2020年，涵盖14个州的西南电力池（Southwest Power Pool，简称SPP）估计，整个区域需要1514兆瓦的运行备用容量，而如果单个电力公司自己提供备用容量，则需要9068兆瓦，这样算下来就节省了5.42亿美元。MISO估计，由于地理多样性，2020年减少15吉瓦左右运行备用，成本节约在19亿到24亿美元之间。MISO认为从百分比来看，这种地理多样性使得备用容量减少了7%，从25.2%降到18%。PJM估计，由于区域市场所需备用容量的减少，可节省12～18亿美元。同样，这些估计未包含环境效益，比如减排量。 三、区域间电网互联，有效保障系统安全 到目前为止，我们已经讨论了区域内部市场和运行实践的巨大好处，此外，区域间市场通过合作和协调，或通过连接多个区域的大规模输电，或两者兼有，也会带来额外的好处。太平洋西北部和西南沙漠地区之间的电力交换就是一个长期的例子。由于电力需求高峰的时间不同——西北太平洋地区的冬季高峰和西南沙漠地区的夏季高峰——这两个地区有必要选择在各自的高峰需求期间相互传输电力，而不是各自提高系统容量。 从更广泛的角度来看，美国的电网（不包括阿拉斯加和夏威夷）由三大内部电网互联组成：东部电网、西部电网和德克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT），后者覆盖了德克萨斯州的大部分，但不是全部。这三者之间的互联是很有限的——他们基本上独立运行，相互之间的电力传输量很小。国家可再生能源实验室（National Renewable Energy Laboratory，简称NREL）评估了在各种不同的假设下（例如，天然气价格低，天然气价格高，等等），通过一系列高压直流输电线路连接美国东部和西部电网会带来何种效益，研究发现，除了一种情景外，其余所有情景下的经济收益都远远超过成本。而且，大部分经济效益来自于更大的输电能力促进了发电运行成本的降低。 在节约成本的同时，地区间更强大的电网互联也能带来可靠性和韧性方面的好处，这一点在2021年2月席卷美国南部的冬季风暴“乌里”中得到了证明。ERCOT与州外电网的连接有限。德克萨斯州冬季需求比预期高得多，发电机组的表现不佳等诸多因素导致了这场危机，在州外如果有更强的电网互联必定会对缓解该危机有所帮助。 与此不同的是，SPP和MISO虽然也面临严寒天气，但通过从没有受到“乌里”影响的其他地区输入电力，最大限度地减少了电力短缺。在风暴的高峰期，MISO从邻近电网输入了大约12吉瓦电力。MISO估计，2011年，作为其多价值项目（Multi-Value Project）输电计划的一部分进行的输电投资，以约65亿美元成本建造，仅在冬季风暴“乌里”期间就带来了约180亿美元的效益。电网战略有限责任公司（Grid Strategies LLC）计算得出，在冬季风暴“乌里”期间，额外增加1 GW德克萨斯州与美国东南部输电的连接，就可以节省近10亿美元。 四、总结 在中国，虽然会存在输电投资是否足够，选址是否正确的担忧，但总的来说，近年来许多高压直流输电线路的建设给中国电力行业带来了益处。换句话说，中国已经具备了成功的开展区域经济调度和区域市场的基础设施。中国面临的挑战是制定一项计划和时间表，将这些市场机制落实到位。正如本文所讨论的，“美国RTO”是实现区域市场的一种模式。 更具体地，我们对中国提出以下几个“下一步”政策建议： 为南方区域电力现货市场的建设制定一个清晰的路线图，由于南方电网是第一个开展区域电力市场工作的地区，这将是在全国范围内建设区域市场迈出的重要一步。我们建议不仅仅停留在对区域内几个省级现货市场的简单关联，而是以类似美国RTO模式形成区域电力市场。这样的区域电力市场除了实施上述的现货市场机制以外，还应该对输电成本分摊和输电规划采取区域一体化的方式；此外，成立一个单一的区域系统运行商（调度中心）和市场运行商，这两者可以属于同一个机构，例如，作为电网公司的一部分，或者也可以单独成立。 制定一项政策规则，由从每一次输电收取度电固定输电费用，转向将区域输电成本按年度或者月度向省级电网公司分摊的做法。国家发改委最近发布的《跨省跨区专项工程输电价格定价方法》中，在从严审批电网公司跨省跨区输电成本和改善电网运行效率等方面迈出了新的步伐。然而，它依旧采用了对每笔交易收取固定电量电价的方法来回收输电成本。这样的输电成本回收方法很可能继续作为实现区域内、跨区经济调度和解锁区域市场相关收益的绊脚石。 相对领先的地区可以率先形成RTO模式的区域市场，而其他地区也能够通过逐步向区域经济调度转变来获得收益。正如我们对中国西北地区电力行业转型提出的建议，应该逐渐改变在该区域内以省为中心的调度方式。西北区域电网公司调度中心应该在审查和调整（目前是以省为基础）运行决策方面发挥更积极的作用。也就是说，为了帮助区域优化风能、太阳能和水电，西北区域电网调度中心应享有调整省级水电和煤电机组安排的权力。 最近几年，中国的政策制定者和行业相关者已经在改善调度运行效率、促进跨省跨区电力交易以及增加太阳能、风能并网发电量方面取得了显著的进展。然而，正如世界上其他国家一样，在区域电力市场改革方面还有许多工作要做。我们希望这些建议能够帮助解锁区域电力市场带来的持续收益，为中国早日实现清洁能源和低碳目标做出贡献。 本文首刊于南方能源观察，11月26日
For many years, the topic of regulation of gas distribution utilities has been far from the limelight and has not received the kind of attention that electric utility regulation attracts. But there are an increasing number of reasons to take a fresh look at gas utility regulation. Most importantly, climate goals call for phasing out…
One major challenge for decarbonisation is mobilising consumers to play a bigger role in the clean energy transition. As consumers turn to electric appliances, including electric vehicles (EVs) and heat pumps, there are increasing opportunities for them to contribute to grid flexibility at low cost. This flexibility is essential to support the integration of variable…
Building on its commitment to peak carbon emissions before 2030 and reach carbon neutrality by 2060, China’s government recently pledged to “strictly control” coal power capacity over the next five years, before beginning to phase it out in subsequent years. Yet, despite these targets and the weakening underlying economics of coal-fired power plants relative to…
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…
得州能源危机引起了美国以及世界各国媒体的广泛关注。在中国，有关得州事件与中国电改相关性的讨论也正在进行。得州政府和相关专家现在正处于调查分析危机的早期阶段，距离所有相关事实公开还需要一段时间。也许现在给出完全确定的结论还为时过早，但可以从得州的经历中得出一些早期的启示。 目前可以识别出一些与危机相关的因素。2月11日至16日，冬季的天气状况在强度和持续时间上都远远超出了通常被认为是“极端”的水平。得州和其他中西部州的一些地方打破了有史以来最低气温的记录。电力需求在15日和16日达到顶峰，高达约74 GW。这超过了得州独立系统和市场运营商ERCOT去年发布的资源充足性规划中的“极端”冬季规划情景预测的67 GW的高峰需求。这个对“极端”冬季高峰需求的预测，部分来自于2011年发生的一次较小的冬季风暴的经验。然而，得州夏天需求高峰曾超过74 GW，ERCOT对此处理良好。 不幸的是，当时许多发电机组出现了无法使用的状况。在ERCOT假设的冬季“极端”和“低风”情景下，预期风力发电只会占到可用资源的一小部分(约为2 GW )。尽管一些风机被冻结，但风力发电出力超过这一基线，在危机期间，除了几个小时外，风电出力均超过了“低风”情景的预期。与此同时，许多燃气发电和其他火电出人意料地无法使用。ERCOT预测的极端情景下，可调度的火电为58 GW；但在15日，实际可用的火力发电只有42 GW。天然气基础设施的冻结是一个主要因素，一些燃气发电机组无法发电是由于电厂设备的冻结，一些是由于天气作用导致天然气井和管道故障问题。 根据我们国际专家团队对得州和中国能源体系和政策的异同的理解，以下是我们的一些初步想法。 美国各区域独立系统和市场运营商负责资源充足性规划的各级领导和工作者肯定会重新评估各种天气情景。气候变化意味着，在规划情景时，重新审查需要考虑什么样的气候条件将非常重要，包括对“极端”天气的假设。 这场危机凸显了能源政策不同方面相互关联的属性。在规划和政策制定的过程中，应将电力行业改革、天然气行业改革、能效政策和减排政策等方面统筹考虑。 现在说ERCOT电力市场规则的细节是否应该根据危机进行修订还为时过早。正确制定电力市场规则并不容易。必须在必要的地方对这些规则进行不断审查和修订，即使是在像得州这样经验丰富的地方。理想情况下，政策制定者会在需要的地方做出调整，同时保留市场设计的积极因素。 从积极的方面来看，ERCOT市场多年来一直是运用稀缺定价的一个有用例子，它支持经济调度，促进可变可再生能源并网的灵活性，并为需求响应和储能提供激励。ERCOT市场在应对夏季热浪的同时以成本有效的方式做到了这一点。在中国，新的电力现货市场和有弹性的市场机制也有助于向成本有效和可靠的清洁能源转型方面取得进展。对于中国和美国，始终将这些目标放在聚焦的位置是非常重要的，即使在出现新挑战时也需要继续进行调整并确保达到所需的可靠性水平。 科学的规划流程和精心设计的市场都是必要的，并且要相得益彰。得克萨斯州制定了一个资源充足性规划流程，在网上定期公开发布的报告中包含了详细信息，该流程旨在确定电力系统是否有足够的资源来满足未来几年的峰值用电需求。然后，将资源充足性预测的结果用于调整ERCOT市场机制中行政设置的参数，这些参数会影响系统稀缺时电厂和其他资源得到补偿程度。调查结果可能会表明，ERCOT资源充足性规划的假设和统计分析存在一些问题，导致对风险的低估（例如，规划中的统计分析可能没有充分考虑相互关联的风险，即低估了大量发电容量受同一事件影响的可能性）。但是，重要的是这种透明的资源充足性规划过程值得不断完善，对支持成本效益、系统可靠性和可再生能源并网的目标必不可少。得州的危机凸显了在中国现货市场地区正式建立科学且透明的资源充足性规划流程的重要性。 得克萨斯州早已采取一些初步措施来促进需求响应，需求响应是一种非常经济高效且充足的资源，随着风能和太阳能的渗透率增长，可以帮助系统保持平衡。但是，需求响应的巨大潜力才刚刚开始释放。在这场危机中，大量的需求响应本来会非常有价值。虽然需求响应本身无法避免这场灾难，但在减轻其严重性和成本方面可以发挥重要作用。 此外，尽管需求响应在未来应对极端事件中的价值是显而易见的，决策者必须认识到，在非危机时期，特别是随着可变可再生能源的渗透率不断提高，增加需求响应也非常有价值。中国推动需求响应的努力（包括广东省关于需求响应和储能参与现货市场的新政策）是非常值得的。 ERCOT区域的电网与北美其他地区的电网是分离的。尽管ERCOT 周边区域的电网在这次冬天风暴时也遇到了压力，但ERCOT和周边区域如果有更大互联输电容量的话，可能部分缓解得州这次的危机。从更广泛的意义上讲，覆盖更大地理范围的一体化系统运行的电力市场可以带来巨大的好处。出于当地政治原因，ERCOT区域不太可能与周边区域组成一个一体化系统运行的更大的电力市场，但美国一些地区和世界其他地区已经认识到了大规模系统运行和市场一体化的好处，并正在创建具有广泛地理范围的一体化市场。 在这方面，中国南方电网地区，作为中国第一个区域现货市场的经验将非常重要。 得州需要进行的一些重要的改革可能与电力市场设计并不直接相关，在无论选择哪种市场结构和规则的情况下都适用。参与市场的资源缺乏基本的绩效标准，这是系统在极端条件下失效的一个主要原因。尤其是，建议得州政府应该考虑对电力和天然气系统（包括燃气电厂）的各个部分制定新的最低防寒规定。在这个问题上，得州可以借鉴美国其他地区的经验。 就支持终端用户节能的政策和项目而言，得州低于美国各州的中位数水平。更好的隔热建筑和更高效的电器和设备将会减少能源需求。这也将有助于减缓房屋在这种极端寒潮中降温的速度。中国的节能政策和项目在很多方面已经超过了得州，但在成本有效地提高能效方面肯定还有更大的潜力。 随着今后对2月份得州事件了解的更多，我们将分享如何解读这场危机的其他结论和建议。 本文首发于中国电力报
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
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。
In November 2020, China’s National Energy Administration (NEA) requested general input on the yet-to-be-published 14th Five-Year Energy Plan (2021-25) and allowed a brief window for submissions. This post is an edited version of the rapid-response input RAP provided. RAP focused on suggestions for the electricity plan component of the energy plan. The electricity plan is…
