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第6卷 第3期 2023年05月;页码:316-324
世界典型跨国跨区电力交易对未来澜湄区域电力交易模式的启示
The Enlightenment of the World’s Typical Cross-regional Power Trade to the Future Lancang-Mekong Regional Power Trading Models
- 1.电力规划总院有限公司,北京市 西城区 100120
- 2.中国南方电网有限责任公司,广东省 广州市 510623
- CAI Wenchang1*, SHEN Zhan2, HEI Yang1, WANG Jun1 (1. China Electric Power Planning & Engineering Institute Co., Ltd., Xicheng District, Beijing 100120, China
- 2. China Southern Power Grid Co., Ltd., Guangzhou 510623, Guangdong Province, China
关键词
Keywords
摘 要
Abstract
为实现区域清洁能源资源优化配置、保障电力可靠供应,澜沧江-湄公河 (澜湄)区域各国正在积极推进区域电力互联互通建设,未来区域电力交易规模也将进一步扩大。然而该区域现有的电力交易模式较为单一,无法适应未来更大规模和更加复杂的电力交易需求,因此有必要提出一套适应未来区域电力发展的新型电力交易模式。首先分析了澜湄区域跨国电力交易现状,在研判区域未来电力格局后,分析得出现有交易模式在应对未来电力贸易时所存在的问题。其次,对包括南部非洲跨国电力交易模式、欧洲多国电力市场耦合模式、美国PJM跨区电力交易模式等在内的多个世界典型跨国跨区电力交易模式的适用场景和优势进行了研究分析。在此基础上,有针对性地提出了分阶段构建澜湄区域电力交易模式的总体设想,相关研究结论为增强澜湄电力合作、促进区域经济协同发展提供了有益参考。
In order to achieve the optimal allocation of clean energy resources and ensure reliable power supply, the Lancang-Mekong (LM) countries are actively promoting the construction of regional power interconnection, and the regional power trading scale will also be further expanded. However,the existing trading models fail to meet the large and complex power trading needs in the future. Therefore, it is necessary to propose a new trading model for future regional power development. This paper first analyzes the current status of regional power trading in the LM region, estimates the future regional power landscape, and summarizes problems that the existing trading model will encounter in future power trades.By analyzing the adaptation scenarios and advantages of world typical cross-regional power trading models, a general plan of step-wise creating trading models is proposed for future LM regional power trading. The research provides a useful reference for strengthening LM power cooperation and promoting regional economic development.
0 引言
澜沧江-湄公河合作(简称“澜湄合作”)是2015年中国与柬埔寨、老挝、缅甸、泰国、越南共同发起和建设的新型次区域合作机制。近年来,澜湄区域各国经济发展迅速,电力需求旺盛,各国通过加强电力互联互通实现清洁能源资源优化配置、保障电力可靠供应的意愿越发强烈,未来区域电力交易规模将呈现增长态势。然而,区域间现有的跨国电力交易尚处于起步阶段,仍以中长期双边交易合同为主,交易模式单一,无法适应区域未来更大规模和更加复杂的电力交易需求。因此,有必要借鉴现有较为成熟的跨国跨区电力市场建设经验,在此基础上提出适用于澜湄区域的新型跨国电力交易模式,为区域电力市场的建立奠定理论基础。
从全球电力市场来看,欧美的跨国跨区电力市场发展较为成熟,已有大量文献从市场形成驱动力、历史沿革、组织架构、交易类型、交易规则等方面对其进行了对比分析[1-4]。但上述研究并未涉及跨国跨区电力交易模式的设计机理,且未对电力交易存在的具体问题和适用场景进行深入分析。此外,另有部分研究侧重于分析国外典型跨国跨区电力市场建设对中国电力市场改革的启示[5-10]。现有关于澜湄区域电力交易的一部分研究主要关注于中国电力市场分析及其与周边国家的电力交易模式[11];另一部分研究主要聚焦于促进区域电力交易的监管及定价措施等[12],但对区域整体的市场架构、交易机制等并未做具体分析。总体来看,仍需进一步开展未来澜湄区域跨国电力交易模式的研究。
本文基于世界典型跨国跨区电力市场建设及交易模式的成功经验,充分结合澜湄区域现阶段电力交易存在的问题与区域未来整体电力格局,有针对性地提出一套适应未来区域电力发展的新型电力交易模式,为推动区域电力市场的建设提供有益参考。
1 澜湄区域电力交易情况研究
1.1 区域电力交易现状
截至2019年底,澜湄各国通过44回115 kV及以上电压等级线路以及若干回低电压等级线路实现了初步的电力互联和跨国交易。区域联网总规模约990万kW,年度交易总电量约400亿kWh,详细情况如表1所示。
表 1 澜湄区域电力联网及交易现状
Table 1 LM (Lancang-Mekong) regional power interconnection and trade status
出口电量/亿kWh中国与缅老越 285 14 26老挝与泰越柬 650 3 326柬埔寨与泰越 55 29 0合计 990 46 352互联国家联网规模/万kW进口电量/亿kWh
现阶段,澜湄国家间的电力交易主要通过以下三种方式实现。①两国电力公司以约定电量曲线和价格签署双边购电协议。例如,中国南方电网在向老、越两国出口电力时,由其下属的云南国际公司作为代理方,以年为周期与老、越两国电力公司协商交易电量和交易电价;老、泰两国电力公司签署电量互换协议,通过“网对网”方式交易少量电量;越、柬两国已实现同步联网,两国电力公司签署购电协议,由越南南部向柬埔寨送电。②购电国电力公司与售电国境内独立电站 (independent power producer,IPP) 直接签署购电协议。一般情况下,此类IPP电站可以理解为购电国的境外电站,与所在国的电网并无电气联系。例如泰国国家电力局(Electricity Generating Authority of Thailand,EGAT)、越南电力集团(Electricity of Viet Nam,EVN)与老挝境内IPP电站直接签署购电协议,通过“点对网”的方式送电。③少部分电量通过市场化的方式进行交易。例如,中国从缅甸瑞丽江、太平江和勐瓦三个水电站进口电力,上述三个电站均已在昆明电力交易中心注册为售电主体,可以按照云南电力交易规则直接参与市场化交易。其中,太平江、瑞丽江自行参与昆明电力交易中心组织的交易,由云南国际公司代理结算;勐瓦委托云南国际公司以小水电包销电量模式参与市场化交易。
1.2 未来区域电力供需格局
据权威机构预测,未来澜湄各国经济仍将保持增长态势,电力需求也将进一步增长。在全球能源低碳转型的背景下,加强新能源电源项目的开发建设,同时进一步加强电力互联互通以实现区域可再生能源资源在更大范围内的优化配置,已经成为区域发展的共识[13]。未来澜湄区域电力发展格局将呈现以下特点。
交易规模扩大化。未来中国南方区域、越南以及泰国电力需求快速增长,电力缺口将持续扩大,可作为区域主要的受端市场。而缅甸和老挝水能资源丰富,水电开发潜力巨大,且自身电力需求较小,是区域主要的送端市场。在国际社会共同应对全球气候环境挑战,加大减排力度的背景下,老缅清洁能源叠加区位优势后,将逐步释放市场潜力。柬埔寨国内市场规模较小,未来电力以自给自足为主,部分电力缺口可以通过和越南、泰国开展电力边贸进行补充。未来澜湄区域电力供需格局如图1所示,随着电力需求和电源供给的同时增加,未来区域电力交易规模也将呈现逐渐扩大的趋势[14]。
图 1 澜湄区域电力供需格局展望
Fig. 1 LM power demand and supply structure prospect
电力交易市场化。目前中、越两国电力市场化发展进程较快,中国自2015年发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发9号文)以来,全面开展电力市场改革,目前正在开展现货市场以及区域市场的建设,未来全国将形成多层级、多种类的市场体系;越南在2003年制定了市场化改革发电侧竞争市场、电力批发市场以及电力零售市场三步走战略,已分别于2012年、2019年正式运行发电侧竞争市场及电力批发市场,预计在2023年运行零售电力市场。泰国处于市场化改革的初期阶段,目前采用“增强单一买家系统”,在发电侧引入独立发电企业形成一定市场竞争,之后将逐步深化厂网侧改革。其余国家虽仍采用“发、输、配、售”垂直一体化体制,但也在大力开展电力市场方面的相关研究工作。未来,随着各国相关工作的逐步深入,区域电力交易的市场化进程也将呈现逐步加速的态势。
电源发展清洁化。中国提出了“3060”双碳目标,预计到2030年以风电和光伏为代表的新能源装机容量将达到12亿kW;泰国在国家电力发展规划(2018年修订版)中规定2037年全国发电量的21%来源于可再生能源;越南在第八个国家电力发展规划中明确表示,2030年可再生能源装机容量将达到4500万kW,2045年将达到1.27亿kW;老挝、缅甸也将发挥资源优势,大力发展以水电为主的清洁能源。未来,随着区域各国大力开发以水电、风电和光伏为代表的可再生能源电源,区域电源发展将整体呈现清洁化的趋势。
1.3 现有电力交易模式的适应性分析
在面对未来澜湄区域扩大跨国电力交易以及解决大规模新能源消纳以保障电力供给时,如继续采用现有交易模式,将存在如下瓶颈。
1) 无法有效处理大规模电力交易。随着澜湄区域未来电力交易规模的扩大,参与交易的购售电主体数量也会逐渐增加。如果继续采用双边协议的方式进行电力交易,则需要在不同购售电主体间逐一协商,这将导致流程繁琐、效率低下,无法有效处理大规模的电力交易,难以实现更多资源的调用和优化配置。
2) 无法形成有效的市场竞争。因经济技术条件不同,澜湄各国所发电力存在成本差异,导致电力出口国和电力进口国之间往往存在明显的电价倒挂问题,这也是澜湄区域开展跨国电力交易最主要的制约因素之一。现有交易模式难以发挥市场的调节作用,无法形成有效的市场竞争,电价变化空间较小,无法改善或真正解决电价倒挂问题。
3) 无法应对大规模新能源电力交易。新能源发电具有随机性、波动性、间歇性等特点,现有中长期时间尺度的新能源出力预测准确性较低。如采用现有中长期交易方式,可能导致交易电量偏差较大,同时无法发挥新能源边际成本低的优势,无法保障其优先获得市场出清,无法促进新能源消纳。
综上所述,为有效解决澜湄区域电力交易存在的问题,需对世界现有的较为成熟的跨国跨区电力市场进行深入研究,从中吸取相关经验。在此基础上,研究提出适用于澜湄区域未来电力发展的电力交易新模式。
2 典型跨国跨区电力交易情况研究
2.1 世界主要跨国电力联网情况
电网互联是实现跨国电力交易的物理基础。目前,世界跨国互联电网主要有欧洲互联电网、南部非洲电网、北美联合电网、西亚联合电网等。
欧洲互联电网是世界上最大的同步互联电网之一,包括欧洲大陆、北欧、波罗的海、英国、爱尔兰5个同步电网 (如图2所示),以及冰岛、塞浦路斯2个独立电网,覆盖欧洲35个国家的42个输电网运营商。欧洲电网以400 kV (380 kV) 交流电网为主网架,主要通过400 kV (380 kV) 和220 kV交流线路进行跨国互联[15]。
图 2 欧洲五大同步互联电网现状
Fig. 2 European power interconnection status
南部非洲电网由1995年成立的南部非洲电力联盟(Southern African Power Pool,SAPP)推动建设。联盟成员包括安哥拉、刚果(金)等12个非洲国家,除马拉维、安哥拉和坦桑尼亚外,其余9个国家均已实现电网互联,形成了南部非洲电网。除莫桑比克和南非通过±533 kV直流线路相连外,其余跨国互联线路以400 kV及以下电压等级的交流线路为主[16],如图3所示。
图 3 SAPP电力互联现状
Fig. 3 SAPP power interconnection status
北美联合电网主要包括美国东部、西部、得州和加拿大魁北克4个同步电网。如图4所示,上述4个电网之间采用异步联网方式相连,其中东部电网通过6条直流线路与西部电网相连,2条直流线路与得州电网相连,4条联络线和1套变频变压器与魁北克电网相连,西部电网与得州电网通过直流背靠背工程相连[17]。
图 4 北美联合电网互联现状
Fig. 4 NERC (North American Electric Reliability Council) power interconnection status
西亚地区已经形成了2个同步电网。一是中东北部和伊朗电网,该电网由伊拉克、叙利亚、约旦、黎巴嫩和伊朗电网组成,通过400 kV和220 kV交流线路互联。该电网北部与土耳其、亚美尼亚和阿塞拜疆的电网实现互联,西部与埃及电网实现互联。二是海湾电网,由海湾国家合作委员会(Gulf Cooperation Council,GCC)推动建设,沙特阿拉伯、科威特、巴林、卡塔尔、阿拉伯联合酋长国和阿曼六国电网实现了互联[18],如图5所示。
图 5 海湾阿拉伯国家电力互联现状
Fig. 5 GCC power interconnection status
2.2 世界跨国跨区电力交易模式
世界电网从相对独立运行逐步向互联互通转变,联网规模也在逐渐扩大,电网的物理连接为实现跨国电力交易打下了坚实基础。目前世界主流的跨国跨区电力交易方式包括双边交易和集中交易,其中双边交易适用于电网互联及市场化程度较低的地区,集中交易则适用于电网互联较为成熟且已成功建立现货市场的地区[19]。
2.2.1 双边交易模式
双边交易是指由两国市场主体开展购售电协商,通过签署中长期合约的方式开展电力交易。在两国电力市场开放程度较低的情况下,可由两国电网公司或垂直一体化电力公司代理市场主体开展购售电协商。在市场开放到一定程度后,可由两国发电企业、电力用户、售电公司等市场主体直接对接协商。
南部非洲联盟是典型的以双边交易为主的跨国电力市场,如图6所示,以中长期交易为主,现货交易作为补充。其中,中长期交易又分为双边物理合约和柜台交易,双边物理合约是指联盟成员之间通过双边协商的方式直接签署书面合同,时间跨度应在1个月以上,适用于长期稳定的电力供应;柜台交易是指联盟成员之间无需签订书面协议,双方通过传真或者邮件方式确定交易合同,时间跨度在1个月之内,主要用于短期余缺互济(特别是故障和检修时段)。现货交易主要用于满足次日或当日因预测偏差、临时故障造成的供需偏差[20]。对于跨境交易中的输电费,将与涉及的国有输电公司或输电运营商签订过网协议,向其支付对应的并网及输电费用。
图 6 SAPP跨国电力市场结构
Fig. 6 SAPP cross-regional power market
据统计,2019年SAPP交易电量达63.6亿kWh,其中中长期双边交易占主体,电量为43.1亿kWh,占比为68%。这主要是由于联盟现阶段联网规模较小,跨国输电通道依然较少,通过双边交易开展电力贸易形式简单,易于操作。另一方面,由于非洲整体市场化程度较低,采用双边交易便于锁定市场风险和收益,有利于电力市场建设的平稳起步。
2.2.2 集中交易模式
集中交易指不同国家的市场主体在交易平台上通过竞价与出清的方式开展电力交易。常见的集中交易包括2种模式:“联合市场”模式和“统一市场”模式[19]。
1)“联合市场”模式。
“联合市场”模式是指各国市场主体分别在各自的电力交易平台进行注册并报价,通过多国电力市场的联合出清达成跨国交易。
欧洲跨国电力市场是典型的采用“联合市场”模式的跨国电力市场,如图7所示。在欧洲跨国电力市场建立前,欧洲大部分国家已经先行建立了本国或者区域的电力市场,成立了EPEX Spot、Nord Pool Spot等7个电力交易机构。欧洲跨国电力市场以日前、日内市场耦合为主要特征,采用了“联合市场”的模式,仍然保留了各国原有的电力交易机构。其中,日前市场通过每两周一轮换的“轮值出清”方式实现日前市场跨境联合出清;日内市场采用多个交易机构共享交易库、匹配出清的方式实现多国市场耦合[21]。欧洲跨国电力市场中的交易主体无需单独缴纳输电费,而是将跨国通道和跨国交易电量在市场中统一出清。输电成本的回收主要依靠市场中阻塞盈余以及通过各国共同设立的输电成本补偿基金,依据跨国输电对于各国输电网产生的额外损耗进行补偿。
图 7 欧洲联合电力市场结构
Fig. 7 European power coupling market
截至2019年底,欧洲跨国电力市场中已实现日前市场耦合的国家共27个,交易电量约占欧洲电力消费总量的95%。通过不同交易机构共存、统一出清算法的方式,既可兼顾不同国家电力市场建设的差异,最大程度地减少对原有电力市场架构和利益格局的冲击,也可使市场的竞争更加充分,配置资源的效率更高。此外,基于短时间尺度的现货市场更适用于欧洲清洁能源大范围消纳的需求。
2)“统一市场”模式。
“统一市场”模式是指将多个电力市场融合,建立唯一的电力交易机构,整合调度与交易职能,形成统一的电力市场,集中开展多周期的电力交易。
现阶段,采用“统一市场”模式的跨国电力交易市场尚未建立,仅在某些国家不同地区之间建立了统一电力市场。例如美国区域电力市场PJM的跨州交易采用的就是“统一市场”模式,如图8所示。PJM早在1927年就已经是宾夕法尼亚-新泽西-马里兰州的公共事业公司联合体,具备形成内部完全统一电力市场的历史惯性,因此PJM可以较为顺利地形成交易、调度一体化的区域统一电力市场。目前,PJM已发展成为美国最大的区域电力市场,覆盖13个州及哥伦比亚特区。PJM电力交易主要采用中长期差价合同与全电量现货集中竞价结合的方式。市场成员之间可以进行双边交易,但不需要物理执行,只作为金融结算的依据。市场上全部发电资源与用电需求都需要在现货市场中进行统一优化匹配后,才能最终出清。由于PJM采用节点电价法,跨州输电费根据线路阻塞情况以及节点价差决定,并且设置了金融输电权市场,从而让市场参与者规避节点电价带来的不确定性,规避市场风险。
图 8 美国PJM统一电力市场结构
Fig. 8 U.S. PJM uniform power market
目前,PJM通过差价合同与现货全电量结算的交易量占比约为76%,纯现货市场交易量占比为24%。PJM统一市场模式基于现货市场的带安全约束的全电量优化出清方式,减少了过早决策带来的偏差影响,在输电网阻塞多发、可再生能源占比高、系统平衡变化波动大等情况下,具备更好的集中优化决策优势。此外,统一市场模式调度控制一体化,可实现整个市场覆盖范围内的集中优化出清,优化覆盖范围更大。
3 未来澜湄区域电力交易模式
基于对澜湄区域未来整体电力格局的分析及各国电力市场发展进程的研判,针对澜湄区域电力市场交易中的瓶颈问题,本文充分借鉴现有成熟的跨国跨区电力交易模式,提出近远期分阶段构建澜湄区域电力交易模式的设想。
3.1 近期电力交易模式
近期,澜湄区域电力互联互通规模依然较小,且各国自身电力市场建设大多处于初级阶段。因此,初期区域电力市场可考虑从外交关系较好、已具备一定电力边贸基础的国家着手建立。澜湄区域内,中老、中缅间有着良好的电力贸易基础。中老于2021年6月实现了115 kV电压等级线路的双向电力贸易,目前两国政府正稳步推进中老500 kV联网工程的建设,进一步扩大电力贸易的规模;中缅间目前通过低电压等级线路由云南向缅甸边境供电,缅甸太平江、瑞丽江以及勐瓦水电站也已成功实现跨国市场化交易回送电力,两国也在中缅经济走廊框架下规划通过中缅500 kV联网加强电力互联。此外,初期区域市场建设应由拥有较为丰富市场经验的国家牵头实施,并协助邻国建立电力市场规则和体系。中老缅三国之中,中国正大力深化本国电力市场机制体制的建设,并就与周边国家的电力贸易模式开展大量研究工作;老缅两国仍采用传统的“发、输、配、售”垂直一体化模式,电力市场化程度较低,可考虑加大与中国的电力贸易,从实践中探索本国电力市场构建的思路。
综上所述,建议区域初期电力市场可由中国、老挝、缅甸三国共同建立。根据现阶段三国电力贸易开展情况,参考与之相近的南部非洲电力联盟的交易模式。市场参与主体考虑纳入三国相关电网企业、电源企业,交易方式以中长期双边交易为主,锁定市场风险,辅助以少量临时交易以平衡中长期交易偏差。交易主要为老、缅两国向中国出口电力,送至中国南方省份消纳。
从资源方面来看,老、缅两国近期主要以回送其丰富水电为主,并且根据两国太阳能、风电的开发情况,实现水电为主体、风光水打捆跨境送电的交易局面。从供需情况来看,两国均以水电为其重要电源,由于水电较为明显的季节特性,两国均面临明显的电力丰盈枯缺的情况,部分电源企业面临丰期窝电严重、现金流短缺的问题。从电价方面来看,中国云南地区目前与相邻两国存在着明显的电价倒挂问题,严重制约三国促成电力交易。因此,一方面从落点来看,回送电力可考虑通过“西电东送”通道送至中国电价水平较高的广东地区消纳,或者采用丰枯期电力置换模式,即老、缅两国通过枯期进口少量优惠电力所获的收益来补贴丰期以较低价格向中国出口电力所造成的亏损,以此促成交易,保障购售电双方利益;另一方面,为促成初期的电力交易,中国应积极研究出台减免电力进口增值税、将用于进口清洁电力的跨境联网线路的投资建设费用纳入国内输配电价统一回收的相关政策。同时,建议老挝、缅甸境内中资电源企业就有关调整购售电协议内容、优化电价等方面与两国政府积极开展沟通,进一步打通回送交易的基本条件。此外,随着未来南方区域电力市场建设全面深化,跨省跨区电力现货市场、碳交易市场逐渐建立,将进一步赋予清洁水电碳价值,提升其市场竞争力。通过初期电力市场的建立,可以充分将中国经验传输到周边国家,推动其电力市场改革与建设,为下一阶段扩大区域交易范围与规模打下坚实基础。
3.2 远期电力交易模式
远期澜湄各国电力需求仍将持续增长,新能源电源项目将被深度开发,区域各国间电力互联互通将更加紧密,此时各国电力市场架构也都逐渐成熟。为应对区域更加复杂和更大规模的电力交易,将设计相适应的区域电力市场交易模式。
从市场发展角度分析,考虑到远期澜湄各国均已建立本国交易机构,电力体制已日渐完善,但由于各国电源结构以及电力发展诉求不尽相同,各国均发展出适用于本国的交易模式及调度机制,因此未来跨国电力贸易应最大程度地兼顾各国电力发展模式,求同存异。从跨国交易本身来看,澜湄区域各国跨国电力网架相对简单,供需关系清晰,跨国线路产生阻塞的可能性较小,跨国交易组织形式不宜过于复杂,应化繁为简,制定高效且易实施的交易方案。此外,受各国政治、经济、技术等方面影响,建立完全统一的、唯一的且兼顾交易及调度职能的跨国电力交易中心难度较大,若在区域内布局联合而非统一的市场,各国的接受程度将更高。因此,从建立共同市场的难易度以及兼容度方面来看,建议在此阶段参考欧洲“联合市场”模式,以各国电力市场运行机制不变为大前提,将各国市场连接起来。基于中老缅建立的初期电力市场,逐步扩大交易范围,打破原有泰国、越南、柬埔寨等两国电力公司间的非市场化双边交易,将其纳入跨国“联合市场”电力交易中。
具体运营模式如表2所示。首先建立澜湄跨国电力交易中心,由各国交易中心参与建立,研究制定适用的区域跨国交易规则及出清算法,研发澜湄电力耦合系统,为跨国电力交易提供合理的出清价格。同时,可考虑由各国输电网运营商共同成立澜湄跨国输电网运营商联盟(Lancang-Mekong Transmission System Operators,LMTSO),负责制定通用的发展规划、电网运行规则,共同推动跨国高电压等级电网互联项目的建设,为促进跨国电力交易提供基础设施保障。此外,运营商联盟负责统一汇集跨国线路可用容量情况,作为跨国电力交易出清的边界条件。
表 2 澜湄跨国电力交易中心运营模式
Table 2 LM cross-regional power exchange operating structure
项目内容市场主体各国成熟的电源企业、售电公司、大用户等交易类别中长期交易,新增日前、日内交易交易方式中长期市场“场外交易,单独结算”日前市场“统一申报,轮值出清”日内市场“先到先得,价格匹配”辅助服务市场“加强调峰调频,保障系统稳定性”
该阶段市场参与主体除各国电网公司外,鼓励成熟的电源企业、售电公司、大用户等不同主体在各国电力市场进行注册,获得直接跨国电力交易的资质。特别针对促进区域富集的水电、风光电为代表的新能源消纳,新能源电力将与传统能源电力无差别地共同参与市场竞争。
在与各国本土电力市场的衔接方面,本土交易在时序上优先于跨国跨区交易实现出清。在本土交易完成后,交易出清余量、可用通道余量以及有意直接参与跨国交易参与方的供求数据情况等将汇总至澜湄跨国电力交易中心,由轮值交易机构统一将此作为跨国交易的基础数据,执行跨国电力交易。
在具体交易方式中,为解决新能源波动性带来的偏差电量出清,可考虑在现有中长期交易的基础上,逐步缩短交易时间维度,增加日前市场及日内市场,如图9所示。其中,在日前市场交易时,各国交易主体在本国交易机构进行报价,各国交易机构采取“统一申报、轮值出清”原则,由轮值交易机构运行澜湄电力耦合系统,负责区域跨国日前市场出清。各国市场整体组成一个价区,最终交易价格由不同市场中交易主体的报价以及输电运营商联盟所确定的跨区输电容量确定。在日内市场交易时,由各国市场主体在跨国交易平台统一申报,以高低价格撮合方式完成出清。此外,在本阶段进一步丰富交易类别,增加辅助服务市场交易,建立调频调峰统一采购平台,将区域各国传统电源企业纳入到市场中,各国输电运营商汇总调峰调频需求上报至此平台,各国调峰调频服务提供商在平台上进行报价,采用统一出清的方式满足各国的调峰调频需求。该市场的建立可显著增强各国调峰调频能力,通过价格机制提升传统能源调峰积极性与灵活性,应对大规模新能源接入市场所带来的波动性,进一步增强区域电力系统的稳定性。
图 9 澜湄跨国电力市场结构以及与本国市场的关系
Fig. 9 LM cross-regional power market and the relationship with domestic power market
采用“联合市场”交易模式,可以兼顾澜湄各国不同的运行、交易和调度规则,保持各国电力市场格局不变。在市场耦合过程中,采用“统一申报、轮值出清”的规则,可以有效增加各国对交易的认可度,提升跨境交易意愿;充分调动区域各国之间资源优势互补,提升各国系统运行稳定性;发挥新能源边际成本低的优势,实现其优先调度,保障其优先消纳;通过丰富交易品种,使市场竞争更加充分,在理顺价格机制、缓解电价倒挂问题的同时提升清洁能源的消纳比例。
4 结语
为进一步推动澜湄区域电力互联互通,实现资源在更大范围内的优化配置,加强各国电力供应保障能力,本文研究提出了适应该区域未来电力发展的新型电力交易模式。初期参考南部非洲联盟模式,电力市场可由中、老、缅三国共同建立,电力贸易仍以双边交易为主,发挥大市场带动小市场的作用,推动老、缅电力市场改革与建设。远期参考欧洲联合市场模式,保持各国交易体系不变,通过统一出清算法实现区域市场耦合,构建多买多卖完全竞争的澜湄区域联合电力市场,实现区域跨国现货市场的平稳起步。下一步,需继续探索澜湄区域电力市场的其他配套环节,包括法律、法规、政策等,研究澜湄区域跨国电力市场与现有区域框架协议等的协调问题。
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基金项目
南方电网公司中老电力互联及老挝水电回送方案研究项目。