美國、英國、澳大利亞、德國四國電力市場建設經驗

2017-10-23 12:40:52 能源評論　點擊量：評論 (0)

美國電力交易中心：從分離到內嵌1998年3月，投資數億美元的電力交易中心(PX)和獨立系統運營機構(ISO)在加州同時開放，這讓加州成為美國第一個允許電力用戶選擇發電商的州。2016年7月25日下午1點，美國紐約市批發

美國電力交易中心：從分離到“內嵌”

1998年3月，投資數億美元的電力交易中心(PX)和獨立系統運營機構(ISO)在加州同時開放，這讓加州成為美國第一個允許電力用戶選擇發電商的州。

2016年7月25日下午1點，美國紐約市批發電價在正常的5美分/度左右徘徊，下午2點30分，因為天氣炎熱，用電量提高，批發電價隨之升至9.4美分/度，這已幾近系統穩定的警戒值。但隨后不到1小時，電價飆高到1.042美元/度，在高點徘徊將近半個時之后，電價才回落到安全區間。

事后證明，電價之所以在短期內漲幅達到10倍，是因為雷雨警報誤報，加上原本可啟動的燃油發電設施已全部上線，導致供需缺口無法彌平。

所幸，批發電價一時突然提高，對紐約市用戶零售電費的影響不大。然而，如此大的起伏，無疑是電力系統穩定性不佳的證明，于是，諸多分析師把質疑丟給電力調度機構和電力交易機構——美國紐約州ISO。

不完全改革的產物

紐約州ISO，即掌管紐約州的獨立系統運營商。從其批準機構——美國聯邦能源管制委員會(FERC)可以看出，它其實是一個標準的美國電力改革的產物。

在美國電力體制改革之前，全美電力都由垂直一體化的公共事業服務公司提供。1995年，加州立法機構通過了關于改革電力行業、引進電力零售競爭的1890號法案，1996年，FERC進一步規定，各州須設立電力批發市場和獨立的系統操作中心。

1998年3月，投資數億美元的電力交易中心(PX)和獨立系統運營機構(ISO)在加州同時開放，這讓加州成為美國第一個允許電力用戶選擇發電商的州。其運作模式是完全市場化的——電力用戶可以直接與發電商簽定購電合同，電網向發電商開放并為用戶提供輸電服務，而PX和ISO則扮演電力交易中心。

建成后的加州PX和ISO是相互獨立、各司其職，其中，ISO管理著三個關鍵市場：競爭性的輔助服務采購市場、實時能源市場和用戶管理市場;PX也經營著三個能源市場：對次日每小時進行的每日拍賣、當天市場和批量期貨市場。

每天，加州PX會制定并向ISO提交交易計劃，而這項交易計劃成為ISO協調電網運行的基礎。

從理論上看，這種模式把電能交易與系統調度的職能分開，可以有效形成公平競爭。但在實際操作中，PX與ISO分離很難實現有效的協調運作——無法使電力資源得到最優配置，用戶也無法獲得反應電力現貨市場的價格。特別是加州電力市場中沒有長期合同、短期合同，只有現貨市場，是后來電價異常升高，最終導致2001年加州電力危機的重要原因之一。

同樣，這場突如其來的危機讓美國電改忽然放緩，據稱，這場遍布全美各地的改革只完成了原計劃的一部分，于是，美國電力市場就呈現出多種形式混雜的場面——在一些完成電力市場改革的州，電力交易已經實現靈活運營;一些州中斷了電力改革，運營模式則采取傳統的方式;而在西部的一些地區，仍然延續著地方電力公司一家獨大的局面。

也是因為危機，PX和ISO分離的模式不再認為是電力市場運營的模板，更多交易市場化程度較高的地區開始采取另一種方式——ISO內嵌PX模式。本文開頭的紐約州、新英格蘭和PJM(Pennsylvania—NewJersey—Maryland)等地就是這種模式的踐行者。

“內嵌”模式平抑價格波動

2012年10月底，颶風“桑迪”橫掃紐約州、新澤西州和賓夕法尼亞州，百萬人受到影響。而負責維護新澤西州、賓夕法尼亞州、特拉華州高壓輸電網絡的PJM也因為這次罕見的自然災害而備受關注。

PJM覆蓋了美國中西部與東北部的13個州，約占美國電網總規模的五分之一，今天，PJM市場交易體系包括：電能市場、容量市場、輔助服務市場以及金融輸電權市場等。

其中，電能市場是對批發電力進行持續的購買、銷售和交付，涵蓋長期雙邊交易、日前市場和實時市場，并以長期雙邊合同和日前交易為主，實時競價的比例電量僅占15%～20%，每天上午，市場成員可以通過向聯絡辦公室(PJM-0l)提交次日的投標計劃，辦公室對其評估后選出最有效的運營方式。

在結算方面，PJM采用的是雙結算體系(Two-SettlementSystem)——在實時市場只結算實時和日前市場出清結果的偏差量，這樣做，就是為了讓日前市場對沖實時市場風險。

容量市場是PJM的創新之一。PJM市場通過市場發送價格信號，讓發電商知道必須持有足夠機組容量。容量或是發電商自己擁有，或從每年五月會舉辦的容量競拍上購買，以獲得3年后的容量。

為了給市場參與者足夠的時間來做規劃，PJM開發了一個基于互聯網的工具——電子容量市場，市場成員可以在每天上午7點到9點，根據自己第二天容量義務的大小進行容量信用的買賣。在市場成員分別投出買標和賣標后，市場根據投標價格，從價格最低的賣標開始進行交易匹配。最后匹配成功的賣標價格確定為市場清算價，所有交易成功的容量信用都按這個價格支付費用。

此外，PJM采用固定輸電權利(FTR-fixedtransmissionright)的管理方法平抑價格的波動，FTR允許網絡輸電用戶和固定的點對點輸電服務用戶事先向PJM聯絡辦公室申請，經批準后獲得FTR，它可保護該輸電用戶不會因發生輸電阻塞而使自己支付的費用上升。

英國電力交易中心：平衡不是奢侈品

在經歷兩次改革后，英國的電力市場自由化程度之高幾乎全球公認——超過400家配電商、3家輸電商、7家配電商和約超過20家的零售商。

2002年冬天，英國老牌發電公司Power-gen宣布，因為無法承受“糟透了”的低電價，決定關閉旗下三座火電站。

在當時的媒體報道中，受到類似困擾的公司至少有15家，其中較為嚴重的是美國德州最大的電力公司的英國分支機構TXUenergy。此前，這家公司以高價與電廠簽訂了長期合同，然而，低電價卻直接導致公司財務入不敷出。

幾乎所有的公司都把問題歸咎于“不連貫的政策”，也就是英國電力市場在一年前剛剛進行的第二次大改。

在改革前，英國已經實行了10年的電力庫交易模式。這種模式以“集中交易、集合競價”為特征——英國國家電網公司(NGC)作為交易中心，承擔了系統運營商和市場運營商的雙重角色。其每半小時會發布未來24小時的電力需求情況，同時，持有發電許可證的發電商會開始競價，NGC會將報價中最高的一個，作為后半個小時的分銷電價。隨后，競價成功的發電商把電送到電力庫，再由12個區域組織將電力傳輸到英國各地。

2001年3月，電力庫被新電力交易系統(NewElectricityTradingArrangements，下文簡稱NETA)模式所取代，這種模式以中長期的雙邊交易為主，以平衡機制和事后不平衡結算為輔，于是，在超過9成電力自由交易和競爭前提下，本文開頭的一幕出現——英國電價在很短時間內迅速降幅超過20%。

隱性力量倒逼平衡

在NETA模式中，有一個不可忽視的概念“關閘”。所謂關閘，一般是交易前1個小時，它既是電力交易所的交易活動完成的時刻，也是雙邊交易和調度調控的分界。

具體來說，關閘前，98%的電能交易都可以通過雙邊合同完成。其中的第一類，是提前幾年簽訂的遠期合同交易和期貨交易，這類交易的數量、地點、時間、方式往往非常靈活;而第二類，則是通過交易中心簽訂的短期現貨交易。這類非雙邊交易，一般會在納斯達克旗下的電力交易所N2EX等專業交易機構進行。但是，無論遠期合同還是現貨交易，發電企業和供電商可以自由選擇，市場操作不會受到集中形式的監管。

關閘后，此前交易的合同情況會交給一個不平衡結算部門，而發電商也可以將自己多余的電競價進入平衡市場。英國國家電網電力傳輸公司(NationalGridElectricityTransmission,下文簡稱NGET)，會從由便宜到貴的原則，接受發電商增減出力的報價，以此平衡整體電力市場。但需要注意的是，關閘后NGET的操作，不能被稱為真正意義上的市場，而是一種調控行為。

NETA的交易模式中，還有一個頻繁出現的關鍵詞——平衡。

而這也是新模式希望得到的市場效果。在交易中，各個電廠需要自行調度出力。發電商和供電商會按照合約的內容，將電量分解至每半小時一個單位，由電廠自主調度，自行決定機組運行狀態。如果出力與合同不相等，就會按照機組的實際發電曲線，支付不平衡運行費，其主要目的是為了激勵市場成員盡量按照簽訂的合約進行發電，將不平衡量減至最小。

但從另一個角度上看，這實際上是在用市場化的手段，倒逼發電廠主動參與電力交易，并自行維護市場平衡。

為了應對電力價格過低，英國還設立了一個監管部門“天然氣和電力辦公室”(OfficeofGasandElectricityMarkets，下文簡稱Ofgem)，這個辦公室不僅可以發放牌照，更重要的是，其監控市場主體是否有惡意降價競爭等行為。這樣做，是保證在市場化的前提下，各個成員可以獲得適當的利潤，各個環節能夠正常運轉。

拍賣背后的平行市場

在經歷兩次改革后，英國的電力市場自由化程度之高幾乎全球公認——超過400家發電商、3家輸電商、7家配電商和約超過20家零售商。特別是發電商，最大的前6家發電商占有市場份額總和超過70%，前十家超過85%。

但是，發電商卻在2011年后面臨新的問題。

一直以來，英國只有電量市場、沒有容量市場。在2011年前，英國一直擁有足夠的容量富余來保障安全供應。但這時，游戲規則悄然發生改變。首先，風電容量迅速增加，市場因為負荷和不穩定的天氣而影響較大;其次，為了在2020年前實現15%的可再生能源目標，英國需要確保30%的電力來自于可再生能源，于是政策對火電采取限制的態度。

于是，英國開始了第三次電力市場改革，即EMR。按照2013年年底頒布的《英國電力市場改革執行方案》描述，此次改革的重點，是成立一個容量市場，即通過給予可靠容量以經濟支付，確保在電力供應緊張的時候市場擁有充足的容量，保證現有機組的盈利能力和電力供應安全。

根據方案，英國容量市場是在電能量市場外單獨設置的，范圍包括英格蘭、威爾士和蘇格蘭，不包括北愛爾蘭，發電商可以同時參與電量市場和容量市場的交易。

2014年11月，容量市場進行了首次交易。這次交易以拍賣形式進行，標的物為容量交付年系統所需的發電容量。英國國家電網公司在政府授權下，作為實施容量市場的監管者，對電力需求做出評估后組織容量拍賣。

這次競標完成后，成功的容量提供者將在2018/19年冬季交付容量，得到相應的報酬，以確保電力供應安全，否則就要被采取罰款措施。而與電量市場一樣，容量合同的費用將根據市場份額由供應商提供，經ELEXON支付給容量提供者。如果容量提供者面臨罰款，罰款也會經ELEXON交給供應商。

容量市場與電量市場的一個區別是，在容量市場中，分為一級市場和二級市場，兩個市場均有各自的適用范圍，但拍賣的原則一般是滿足一級市場之后再分配二級市場。比如，在2014年11月交易的容量提供者有需求，可以在2017年進行二次交易。同時，只要符合資格，之前未參與一級市場拍賣的容量提供者也可以參與到二級市場中。

澳大利亞電力交易中心：“單一”模式不簡單

澳大利亞電力交易的最大特點就是“單一”——澳大利亞只有一個現貨市場，而沒有日前市場和實時市場;在競價模式上，基本上實行發電側單邊競標的模式。

澳大利亞的電力市場化改革始于1991年。1998年，澳大利亞國家電力市場(National Electricity Market，NEM)正式開始運行，這個市場由五個互連的區域電網，即新南威爾士州、昆士蘭州、南澳大利亞州、維多利亞州和塔斯馬尼亞州組成。

澳大利亞電力交易的最大特點就是“單一”——在現貨市場的具體構成上，澳大利亞只有一個現貨市場，而沒有日前市場和實時市場;在競價模式上，雙邊競標模式已經成為多個國家采取的方式，澳大利亞則基本上實行發電側單邊競標的模式。

然而，這種看似“簡單”的模式，基本實現了完全競爭的電力市場，國家電力市場的交易電量約占全國總電量的約85%，是澳大利亞電力市場體系的主體。

運營高度市場化

可以說，澳大利亞各州電力工業基本上已實現了發、輸、配、售分開，發電端競價上網，售電端競爭供電，輸配網絡實行政府定價，實現了公司化運營。2008年，澳大利亞政府已決定放開全部用戶參與電力交易。其中，小用戶(主要是家庭用戶)電價由政府設定最高限價。政府重點關注系統安全、普遍服務，壟斷業務監管(管制輸配電價格)和防范市場風險(制定最高限價)，其余由市場競爭決定。

澳大利亞國家電力市場的市場主體包括交易性主體和非交易性主體兩類。其中，交易性主體包括發電商、售電商、經紀商、電網公司、終端用戶等。其中，發電商、零售商與部分大用戶可直接參與電力市場的批發交易。經紀商自身沒有發電資產和負荷，只是為買方和賣方牽線搭橋，并從中收取傭金。

在電力交易過程中，經紀商的作用是撮合交易，并對電子交易平臺進行操作，為交易雙方提供交易數據及其他專業服務，在這個過程中，電子交易平臺就是電力交易信息披露的平臺，供需信息在這里發布。

非交易性主體包括澳大利亞能源市場運營中心(Australian Energy Market Operator，AEMO)、澳大利亞能源市場管理委員會(Australian Energy Market Comission, AEMC)和澳大利亞能源監管局(Australian Energy Regulator，AER)。其中，能源市場運營中心是國家電力市場運營的會員制機構，由聯邦政府、州政府和電力企業各派代表組成，是管理電力市場的核心機構。能源市場運營中心的主要職責包括管理市場主體的注冊與退出、對電力市場的供需進行預測并公開發布、管理現貨和輔助服務等市場的運行、確保電力系統的安全性與可靠性等。

現貨交易是特色

在交易機制上，按照交易標的劃分，可將澳大利亞電力交易劃分為物理交易與金融交易;而按照交易時間跨度劃分，可將澳大利亞電力交易劃分為現貨市場交易與遠期市場交易。

現貨市場交易(spot market trading)是澳大利亞電力市場交易的核心,國家電力市場范圍內的所有電量事實上都需要經過現貨市場進行交易。

在現貨市場中，所有的發電廠和部分負荷需要提交未來24小時的報價方案，以5分鐘為一個時段，明確24小時中每個時段要申報的電價、出力和其它相關參數(如機組的爬坡速率等)。現貨市場采取24小時滾動出清的方式實現市場內的供需平衡，能源市場運營中心根據發電廠和負荷的競價，在一套復雜的市場運行軟件系統的支撐下，確定系統的調度方案及市場價格。

發電廠在現貨市場中有3種競價方式：日競價(daily bids)、重競價(re-bids)和默認競價(default bids)。日競價是在每日的中午12:30前，給出次日全天的競價方案。日競價方案提交之后，在實時系統調度之前，競價方案中的價格不可以再修改。但隨著系統的運行狀態和供需情況的不斷變化，發電廠在提交日競價方案后，還可以隨時修改競價方案中的出力，前提條件是能夠對修改進行合理的說明，這稱為重競價。最后，默認競價是指在發電廠沒有提交日競價的情形下，運營中心基于發電廠之前提交的默認的競價策略進行市場出清。

對電力負荷的預測是運行電力現貨市場的前提。能源市場運營中心負責對全國的電力需求進行預測，以合理調控國家電力市場的運行。不同的電網區域由于人口、氣溫以及工業和商業需求不同而對電力的需求不同。一天之內，不同時間段內對電力的需求也不同。國家電力市場的高峰負荷通常出現在一天的7:00～9:00和16:00～19:00兩個時段。在正常情況下，全國的用電總負荷通常在30000MW以內。

基于最新的電力負荷預測及電力系統的運行狀態，能源市場運營中心將不斷的重復一個滾動更新的預調度(pre-dispatch)過程，調整系統的運行方案，并將結果及時發布。預調度的結果將幫助市場參與者及時了解系統的最新運行狀態和供需平衡情況，從而幫助市場參與者及時調整其競價。需要注意預調度產生的價格信息并不作為實際結算的依據。

此外，在澳大利亞電力市場體系中，金融市場是一個完全獨立的市場，用于管理現貨市場交易帶來的風險。金融合約不是一般意義上的電力供應合同，金融合約的簽訂不受能源市場運營中心的管理，而主要由證券市場監管機構監管。金融合約的簽訂也不影響現貨市場的實際運作。大多數市場參與者會同時購入“對沖合同”和“交易合同”。對沖合同的目的純粹是為了抵消風險，交易合同在為風險管理保留一定的空間之余，交易者可以試圖通過該合同交易活動獲得一定的收益。通常，交易合同比對沖合同受到更嚴格的監管，且交易合同所占的比例較小，主要取決于市場參與者對風險的偏好情況。

德國電力交易中心：為綠電定制的嚴謹市場

十幾年來一直推行能源轉型的德國在電力市場上最大的設計特征就是：為更高比例的接納可再生能源而度身訂造。

不同國家之間，電力市場的體制設計都是各不相同并呈現強烈的民族特點——其甚至已經超越技術上的依存和能源結構的差異，而更多的反映了這個國家政治經濟結構甚至是文化特色。

十幾年來一直推行能源轉型的德國在電力市場上最大的設計特征就是：為更高比例的接納可再生能源而度身訂造。幾乎沒有人懷疑，德國人基于這一出發點所釋放出的發展新能源的極大誠意，但實際的效果與路途的艱難也是觀察者們必須考慮在內的。

市場自由活躍

德國電力市場自由化是從1998年4月對電力及天然氣產業采用“能源產業法修訂案”(簡稱能源法案，EnWG)開始的。能源法案的一個基本要求是將過去的區域性垂直壟斷模式從組織形式、財務形式及所有權方面進行分拆，并使電網運營商從電力產業價值鏈的其他行業中獨立出來。

通過這種分拆，大的能源公司改變了其公司形式，并進行整合。從過去的9個聯合公司，到如今只有4個輸電系統運營商(簡稱TSO)：Amprion，TenneT，TransnetBW和50Hertz公司，每個運營商都有它自己的調度區域。

電網運營商主要分為在兩個最高電壓等級下運行電網的輸電系統運營商(TSO)和在110千伏及其以下電壓等級下運行電網的配電系統運營商(DSO)。即使是在配電網中，電力系統也是通過不同電壓等級的層疊構造的。例如，在一些較大的配電網中，反過來又有更小的子網(如城市供電公司)與其連接。

基于目前的德國電價機制，無論對于發電企業還是電力經銷商來說，政府都不再進行直接干預。在這方面，人們希望通過市場機制的調節來實現電力大宗和零售交易的有效競爭。相比之下，輸電和配電網保持自然壟斷，而壟斷的利潤通過聯邦網絡管理局的政府監管來限制。過網費必須由政府正式批準并公布。此外，政府要求過網費在同一個電壓等級內和輸電距離無關。隨著自由化的發展，電力交易變得越來越活躍。

在這種情況下，從交易市場上購買電力是非常重要的電力采購來源。位于德國東部城市萊比錫的歐洲能源交易所(EEX)是歐洲最大的電力交易市場之一，德國以及歐洲各國的電力都在這里進行自由交易。EEX的實質是一個合資公司，最主要的股東是歐洲期貨交易所和EON德鐵等與電網相關的德國、瑞士、奧地利公司。

在德國參與發電市場的主體有發電商和電力供應商，交易形式有雙邊交易市場(OTC)和電力交易所交易，其中以雙邊交易市場(OTC)為主,時至今日依然有大約70%的電力交易是通過OTC交易完成的。

交易模式明確

德國的電力交易并不復雜。

首先發電商和大型能源供應商進行電力交易，交易分為期貨和現貨交易。期貨一般提前一個月到6年進行，而現貨交易在電力輸送的前一天和當天進行，即日前交易和日內交易。日前交易是對第二天的用電量進行買賣交易，每天中午12點關閉交易;2小時之后，也就是下午14：00到實際交付電量的前30分鐘，可以進行日內交易。當發電商因故障無法滿足原發電計劃，或者新能源發電因預測錯誤導致供需不平衡時，可以在日內交易進行調節。

在每小時交付電量之前，發電商、電力供應商將自己的發電計劃或者電力需求預測傳遞給平衡結算單元，這是一個非常獨特的電力市場設計。這個平衡結算單元可以由幾個發電商和電力供應商共同組成，或者由一個大型能源集團單獨成立，在一個平衡結算單元中，各電力企業需滿足電力的供需平衡，當內部無法平衡時，可以和其他平衡結算單元的電力企業進行電力交易。

最后，所有結算單元管理人將全部供需信息傳遞給電網，電網公司根據這些供需信息安排最終的電廠發電計劃，給予因電網平衡而減少發電計劃的發電商一定補償;而對沒能達到發電計劃而導致電網供需不平衡的發電商征收罰金。

清潔能源優先

在德國，最重要也是最特別的一點，是針對新能源的電力市場設計，它體現在對輔助服務市場中調頻市場的設計。

因為新能源發電的大量上網，使得對發電側發電量的預測不能達到100%的準確，而用戶側用電量錯估和電廠可能發生的故障等都將影響電網的穩定運行，輸電網為保持用電頻率在50Hz,需要一定的電力儲備功率，以保證發電量與耗電量一致。在電力功率儲備市場主要有以下3種交易商品：一次調頻儲備/二次調控儲備/三次調頻儲備即分鐘儲備，主要通過招標的形式完成交易，其中輸電網作為買家，發電公司包括新能源電站作為賣家參與交易。

在這樣的設計之下，無論是電量還是電力，都需要在電力市場的框架下為更好的接納新能源而付出努力。德國電力市場通過平衡結算單元這一特有模式配合處于輸電網公司管控之下的調頻市場，使得電網與電力交易市場可以相對獨立運作，并且促使新能源運營商和售電公司關注電網平衡與穩定，如果越來越多的電力交易通過電力交易所完成，此時交易所相當于一個大的平衡結算單元，當未來100%的電力交易都通過交易所完成時，就達到了電力的供需平衡，減少了不必要的損失，使得整個電力系統能夠最優運行，

從這一點來說，也許德國的電力市場設計不夠完美，但絕對目標明確，2015年，德國政府宣布不采用容量備用市場也證明了同樣的決心：矢志不渝的推動能源轉型，大力發展新能源，最高程度的接納新能源。