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加州电价改革的成功经验。
加州电力市场(前期)是区域电价体制。电力市场分为三个区:NP15、ZP26和SP15,区域之间有输电线路相连。85%的情况下区域之间的输电线路没有堵塞,三个区是同一个市场清理电价。当区域之间发生堵塞时,每个区域有不同的市场清理价,价格优先的交易机制导致一些机组以低价多报容量来牟利。例如墨西哥有两台机组加入了CAISO,通过加州和墨西哥之间的一条输电线路参与市场交易,由于这是一条孤立的线路因此经常会发生阻塞,此时需要进行减负荷。墨西哥的两台机组利用这一特点在日前市场报一个高价和大容量,由于线路容量有限,因此会在实时市场发生线路阻塞,CAISO会对其进行减负荷并给予相应补偿,此时机组再报一个负价来获得补贴(CAISO规定不允许报负价后改为报一个极低的价格,依靠日前市场和实时市场的价差获利),通过这种方式两台机组每年能获利4000~5000万美元,这一现象直到2009年后才得到遏制。
加州新的电力市场设计始于2002年,被称为长期市场重新设计和技术更新计划(MRTU),该计划由三部分组成:集成前期市场(IFM)、完全网络模型(FNM)和局部边际电价(LMP)(节点电价)。LMP反映电网特定的节点上增加单位负荷所需要的供电成本。
LMP的作用为度量买卖电的价格及衡量阻塞费用。LMP受能量、堵塞和网损三部分影响,尽管理论上结算采用节点电价,但是实际过程中有三种形式:对发电机组的能量部分用节点电价进行结算;负荷按某特定区域来进行结算,其价格是该区域内负荷节点电价的加权平均;辅助服务价格按区域进行结算。
在节点电价体制下,加州电力市场(现期)能为市场各方提供正确的价格信号,导致批发电价有所下降,而辅助服务备用容量价格也从2008年的$0.74/MWh下降到2009年的$0.39/MWh,购买辅助服务备用容量的总成本只占批发能量总成本的1%。
可再生能源的整合拉动辅助服务市场发展。
2002年加州发布可再生能源比例标准,要求到2010年加州的能源供应20%来自于可再生能源。2008又提出到2020年加州的能源供应33%来自可再生能源(以发电量为基础)。2015年,州议会进一步调整计划:到2030年,加州的能源供应50%来自可再生能源。2015年,加州总发电装机中,有25.05%为新能源装机,而这其中32.7%来自风电装机。
加州新能源发展计划比较激进和新能源的不稳定性,对加州电力市场提出了新的挑战:
更大的机组爬坡能力(至少±80兆瓦/分),对辅助服务例如增加调节备用服务(将增加200~500兆瓦)、运行储备和附加能量(需要额外的800多兆瓦的增量报价和1000多兆瓦的减量报价)等提出了更多的要求。
大量可再生能源的接入还增加了超额发电的机会。加州对风电有很多照顾政策,由于对风电的负荷预测无法非常准确,对于风电负荷的担忧使得保障的备用容量偏多,而一旦当日风电发电负荷足额并网,则发电端的负荷会由于备用容量多出导致能量市场不平衡,此时需要弃风或者切机,而CAISO对此进行补贴,这部分的成本由社会承担。而解决超额发电问题的最好方法是使用储能装置,从而解决可再生能源整合引起的“弃风弃光”问题。能量存储装置还能参加辅助服务市场。
作为电网规划者,要扩展输电基础设施,简化可再生能源发电审批流程。作为独立系统运行者CASIO,安装和利用更多的能量储存装置,引入需求反应计划,引入灵活的爬坡能力和容量作为新的辅助服务市场产品。
启示:1、中国电力市场建设的核心问题是交易模式的问题,正确的出发点和方法论是如何通过电力交易实现系统平衡。
2、充分利用储能技术,引入灵活的爬坡能力和容量作为新的辅助服务市场产品,确保资源的高效利用。
风险提示:电力体制改革进展不及预期;政策支持不到位等系统性风险;分布式光伏等新领域的发展低于预期。
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