低碳绿色转型背景下企业如何应对电力市场变化

1 引言

伴随着全球气候变化和能源转型的加速，世界范围内电力市场中各类事件接连不断。2022年3月25日，欧盟成员国领导人围绕如何应对能源价格持续上涨在比利时布鲁塞尔展开激辩，但仍未能拿出统一对策。在此之前，2021年2月8～20日，美国得州经历了连续低温天气诱发的大停电事故，被迫执行的负荷轮停达到2000万千瓦以上，是美国历史上规模人工停电事件，电力市场也受到很大冲击。此外，美国加州、澳大利亚南澳州等地也发生过电力市场事故。由于在能源绿色低碳转型背景之下快速发展的风力发电、光伏发电等出力具有很强的不确定性，传统的电力市场设计方案难再适用，使电力市场面临多重风险。[2]

2 背景

2.1新能源接入和极端天气，导致电力市场风险日益增强

由于电能的生产、传输和消费过程明显区别于其他大宗商品，电力市场具有区别于其他商品市场的一些特殊性和风险特征。第一，电能的生产环节包含风电、光伏等间歇性可再生能源，出力具有随机波动性，在供需发生巨大变化时会降低系统的稳定性、提高电价的波动性；其次，电能无法脱离传输网络而独立存在，电能的供应、交易、使用都依赖于由发电设施、传输网络、配电网络和用电设备组成的电力系统才能够实现，而且电能的发、输、配、供、用是瞬时完成的。另外，用电设备的运行和电力负荷的变动具有随机波动性，其价格弹性较低，而电力系统和电力市场的运行却对安全性和平稳性有着较高的要求。因此，在间歇性可再生能源大规模并网的影响下，电力市场易受外界环境的影响，尤其对极端天气事件较为敏感。

从近些年来电力市场风险事件对电力系统和国民经济造成的重大损失中，可以理解电力市场风险管理的重要性。2020年8月，受极端高温天气和高渗tou率光伏电源接入的影响，美国加州电力系统独立运营商20年来处于三级紧急状态，一度中断超过40万家企业与家庭的电力供应。电力供需紧张导致加州每立方米天然气价格3天内上涨2.19美元，约为平时价格的一倍，并迅速影响到电力现货市场，导致其尖峰电价可高达1000美元/兆瓦时。2021年2月中旬，美国得克萨斯州经历了一次极端寒潮，用电需求攀升加上风力发电和火力发电的减少，造成得州约有400万家庭在严寒中失去了电力供应，得州电力市场批发电价一度突破了1万美元/兆瓦时，按当时汇率计算电价约为人民币65元/千瓦时。受高额批发电价影响，得州较大、建立时间长的电力合作公司——布拉索斯电力合作公司，欠下了18亿美元的电力采购账单，并因无力偿债而递交了破产申请。有分析认为，此次风险事件发生的一部分原因是其电力系统的低碳化发展，因为得州近年来风电装机占比从2006年的2%提高到目前的23%，而天然气发电、燃煤发电等调节性能较好的稳定电源占比则从83%降低到64%。

在以上案例中可以发现，在间歇性可再生能源大规模接入和极端天气频发的背景下，电力市场的风险主要来源于系统的不平衡电力以及相应的波动电价。为了保障能源绿色低碳转型背景下电力市场的平稳运行，各电力市场主体需要充分利用储能装置、需求响应等灵活性资源来管理电力不平衡风险，并积极探索开发电力期货、电力期权等电力金融产品以管理电价波动风险（见图1）。

低碳绿色转型背景下企业如何应对电力市场变化_运营商

2.2利用灵活性资源，管理电力不平衡风险

储能装置可以通过削峰填谷解决风、光出力高峰与负荷高峰错配的难题，其中响应速度较快的电化学储能可以提供调频服务缓解新能源波动导致的频率不稳定性，进而从多个不同时间尺度上规避电力不平衡风险。需求响应资源则可以在新能源出力降低或电力批发市场价格升高时，改变电力用户的习惯性用电模式，减少或者推移某时段的用电负荷，对电力供应作出响应，从而保障电力实时平衡。电力市场环境下，电力用户可以采用基于价格的需求响应，根据接收到的电价信号调整其电力需求，主要包括分时电价、实时电价和尖峰电价等。此外，还可考虑基于综合能源系统，将天然气、热力、氢能与新能源发电设备进行有机整合，统筹安排不同形式能量的生产、利用与转换，在降低新能源发电出力波动风险的同时，取得合理的能源利用效率与经济效益。

在高比例新能源电力市场中，为了充分利用各类灵活性资源的潜在价值，需要建设有效的电力辅助服务市场机制。2022年1月18日国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提出，要持续完善电力辅助服务市场，推动电力辅助服务市场更好地体现灵活调节性资源的市场价值，建立健全调频、备用等辅助服务市场，探索用户可调节负荷参与辅助服务交易，推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营，完善成本分摊和收益共享机制。除了已经广泛应用的旋转备用、调频产品之外，美国加州独立系统运营商（California Independent System Operator，CAISO）和美国中部电力系统运营商（Midcontinent Independent System Operator，MISO）还设计了一种新型电力辅助服务品种——灵活爬坡产品（Flexible Ramping Products，FRP）。FRP的设计目的在于为电力系统本时段预留出足够的灵活调节空间，在考虑可再生能源出力波动的基础上，使灵活性资源的可调出力满足下阶段负荷的变动需求，它在降低电力市场电力不平衡风险的同时，也能为提供服务的灵活性资源所有者带来相应的经济回报。

部分国家和地区，如爱尔兰和北爱尔兰，针对高比例新能源电力系统的低惯性问题，设计了快速频率响应（Fast Frequency Response，FFR）产品，通过在系统频率突变时快速注入有功功率，弥补原有惯性和一次调频容量的不足。此外，英国国家电网公司提出了惯性服务的概念，并在2020年1月与Drax、Rassau Grid Services、Statkraft、Triton 和Uniper五家能源企业签订了6年的惯性服务合同，以保证电力系统频率的稳定性。在此项辅助服务中，系统惯性的提供者不仅包括并网的大型发电机组，还有已经关停的发电机组，而这些发电机的转子以电动机模式接入电网旋转运行，能够以更低的成本为电力系统提供灵活性，保障系统频率稳定，促进可再生能源消纳，降低相应的电力不平衡风险。

2.3探索建立电力金融市场，管理电价波动风险

在可再生能源大规模接入的背景下，电力现货市场价格往往剧烈波动，电力市场成员迫切需要可以管理电价波动风险的金融工具，同时也希望能够掌握未来购售电价的变化范围，以合理安排购售电计划，电力金融产品即为具有这种风险管控功能的工具之一。2015年3月15日中共中央、国务院发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》中提出，条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易，并探索在全国建立统一的电力期货、衍生品市场。2021年4月19日，广州期货交易所经中国证监会批准成立，并计划研发电力期货产品，帮助电力交易主体规避电价风险，并促进港粤澳大湾区和我国的绿色金融发展。具体来讲，常见的标准化电力金融产品是电力期货和电力期权，这些电力金融衍生品都基于商品或金融期货和期权的概念发展而来。其中，电力期货是指以特定价格进行买卖，在将来某一特定时间开始交割，并在特定时间段内交割完毕，以电力期货合约形式进行交易的电力商品。电力期权则是一种选择权，其交易实质是对于电力商品使用权的买卖，它赋予了持有者在某一确定的时间以某个确定的价格交易电力相关标的的权利。电力期权分为看跌期权和看涨期权，或欧式期权和美式期权，电力期权的标的物可以是电力现货和电力期货。

由于电力网络及系统特有的复杂性，各个物理节点间供需不平衡导致整个网络中电力价格存在差异，难以形成统一的电力价格而不利于电力期货市场的发展。为解决此问题，美国PJM电力市场在所管辖的电网建立了若干交易中心节点，对应相关多个实际物理节点。该中心节点的电价是这些节点边际电价（Locational Marginal Price，LMP）的加权平均，即中心节点的LMP是PJM电力市场的电价指数，基于中心节点的LMP可开发出各类电力金融衍生品。如图2所示，在美国洲际交易所（Intercontinental Exchange，ICE）可以购买到美国7大区域电力市场的165种电力期货产品和15种电力期权产品。

另外，在LMP定价机制下，针对电力系统网络阻塞和损耗所引起的电价风险，美国电力市场还设计了一个金融工具——金融输电权（Financial Transmission Rights，FTR），其价值取决于日前电力市场中相应定价节点的LMP。在美国，FTR交易场所一般由一级市场和二级市场组成。在一级市场中，独立系统运营商将电网全部FTR向市场参与者出售，其拍卖容量主要由可用输电容量（Available Transfer Capacity，ATC）决定；在二级市场中，市场参与者可以根据自身风险偏好和对日前市场LMP的预测，将一级市场购买的FTR进行自由买卖。FTR的概念早于1992年正式提出，并已成为现代电力市场中极具特色的电力金融衍生品。截至目前，美国CAISO、MISO等7大独立系统运营商都已先后投运了FTR市场。

2.4适合我国国情的，电力市场风险管理思路

由于我国电力市场所面临的宏观政治经济环境、改革目标和路径、体制机制等与国外电力市场有所不同，电力市场所面临的风险类型和程度等也存在较大差异。需在充分借鉴国外电力市场风险管理经验的基础上，研究适合我国国情的风险管理措施。根据对电力市场风险着眼点的不同，有的学者将电力市场风险划分为市场力风险、缺电风险、电价风险、信息风险、系统风险、电力市场规则的缺陷及法律方面的风险；有的学者将电力市场中的风险分为缺电风险、电力投资风险、电力定价风险、发电侧市场力风险、电网安全运行风险、负荷预测风险、用户欠费风险等几类。结合我国电力市场改革的实际情况，笔者对电力市场风险进行如下划分：整体上将风险分为内部风险和外部风险，并进一步将内部风险划分为违约风险、市场力风险、新能源发电风险、电力负荷风险、交易风险、监管风险、电网安全风险、运营合规风险等；将外部风险划分为能源危机风险、自然风险、社会风险、经济风险等。

针对市场成员建立从入场到离场的全过程，违约风险控制策略包括市场准入机制、违约风险量化与监控、违约处置机制等环节，具体措施为对市场成员准入资质的审核等定性分析和信用评级、履约保函制度等定量分析。电力市场风险防范方法可以归纳为风险点识别、风险程度评估、风险逻辑推演、风险法规化处置四个阶段。需要建立风险监测指标体系，并在异常数据达到判定阈值时发布黄色预警。应对新能源发电风险的手段包括建立储能参与电力市场的相关机制和完善辅助服务市场机制等。通过引入需求响应和允许电动汽车参与电力市场等可有效防范疏导电力负荷风险。应对交易风险的方法包括引入科学的交易机制设计理论与方法和做好负荷预测、电价预测和新能源出力预测等。应对监管风险的方法主要是健全监管机构的职能并完善相应的监管制度。应对电网安全风险的方法主要是强化市场化交易与传统电力安全管理的协同，需深入研究和认识电力市场交易对电网安全的影响。合规风险是指企业违反相关法律法规所导致的制裁、处罚、财产损失和声誉损失风险。电力交易合规风险防控主要包括改革环节、交易环节和管理环节。其中改革环节涉及制度建设、机制设计和市场准入，交易环节涉及交易组织、交易行为、输配电费、交易执行和交易结算，管理环节涉及信息管理、舆情管理和技术支持等。外部风险涉及国际国内方方面面的关系，影响因素众多，情况十分复杂，决策者需提高战略思维能力，处理好整体和局部、政府和市场等关系，系统设计，多管齐下。[3]

3 应对措施

未来将有大量新能源并网发电，全国建有统一的电力交易中心，而电网供电的波动性、间歇性引起电价的大幅快速波动，企业配电、用电系统做出调整，以适应未来的发展需要。与现有的企业配用电情况不同，未来的企业内部大概率会有屋顶分布式光伏发电系统、作为电能蓄水池的储能系统、以充电桩为代表的可调负荷，与大电网、企业内部的配电网共同组成“源网荷储充”企业微电网系统。电网系统环节太多，要运行管理起来困难，而且要实现自动智能调度，亟需一套统一管理的大平台系统。

4 解决方案

4.1整体介绍

AcrelEMS企业微电网系统通过在源、网、荷、储、充的各个关键节点安装监测、分析、保护、治理装置，通过高性能边缘计算网关采集数据并上传至企业微网平台。平台根据电网价格、用电负荷、电网调度指令等情况，调整各系统控制策略并远程下发，使企业微电网始终高效稳定运行，降低企业用电成本，实现能源互联、信息互动。[4]

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