第二讲国内外电力市场运营模式介绍x

时间：2020-11-18 16:33:22　来源：勤学考试网本文已影响人

第二讲国内外电力市场运营模式介绍

第 1 节引言电力市场是电力工业重构和市场化运营的必然结果，近十几年来得到了迅速发展。

　20 世纪 80 年代末期，英国率先实行电力工业私有化改革，并提出了轰动世界的 De-regulation ，即解除管制的理念。

　其含义是尽量减少市场管制和干预，并从商业运营的角度将发电、输电和配电的主要功能分解成相互独立的实体。

实际上，英国电力市场是将垄断的电力工业全面解除管制、引入竞争形成的，而美国的电力市场则是在全面私有化基础上进行的，它们是最具代表性的两种电力市场结构模式。

　英国的强制型电力库(Power Pool)模式、NETA模式以及BETTA模式广受关注。美国加州的市场化改革虽然起步较晚，但却独树一帜，改革伊始就力图设计一种完美、超前和具有表率作用的市场模式。在 2001 年加州电力危机出现之前，这种模式曾一度受到许多学者的推崇。

　然而，加州电力市场仅仅运营了两年多的时间便出现了严重的电力危机，并导致惨重失败。

　这种结果远远超出了人们的预料，促使人们细致地思考改革中可能遇到的各种因素和困难，更加稳妥地进行市场化改革。

　加州电力危机的教训和英国电力市场的经验，将对我国电力市场结构和运营模式的设计产生深远影响。

目前，许多国家和地区都在相继进行电力体制改革、结构重组，建立电力市场，以此提高运营效率和效益。世界上主要的电力市场有英国电力市场；美国加州、 PJM和NEPOO电

力市场；澳大利亚电力市场；新西兰电力市场；阿根廷电力市场；北欧电力市场等。

不同国家电力市场的运营模式可以归纳为两大类： ①发、供、用电沿用垂直一体化管理，

只是进行有限和局部的改革。

　采用这种模式的国家有法国、日本、印度、苏格兰、巴基斯坦，以及美国的一些州。

　②发、供、用电环节解除或放松管制。采用这种市场模式的国家和地区有英国、美国加州、新西兰、澳大利亚、挪威、阿根廷、秘鲁、智利等。虽然各国电力市场的结构互不相同，改革所处阶段及所遇到的问题也不同，但它们都有一些共同的特点：

电价改革是关键。

规模效益日渐消失。垄断导致规模效益越来越低，已无法补偿因低效带来的损失。

　同时，规模效益的下降和非增性质，已经影响到了输电定价的经济学理论基础。

发电侧首先引入竞争，现货与合同交易并举。

供电领域逐步开放，先从大用户再到所有用户均可自由选择供电商。

输电网垄断经营，挖掘和发挥其自然垄断的潜力。输电网的自然垄断特性说明，电网不能重复建设，应该组建国家电网公司实行开放式的垄断经营。

用经济和法律手段管理市场，避免简单命令式的调度方式。充分发挥市场经济这只 “看不见的手” ，充分运用经济手段调节和平衡电力市场。

实施有限但严格的监管。监管必不可少，且应具备实时反馈和灵活调节的功能。为了保护公众的利益，必须对具有垄断性质的环节实行有限的管制，其最终目的是用法律手段规范市场，保证市场竞争的公平和公正。

我国已经明确了分阶段实施电力市场的战略，确定了首先实行“厂网分开、竞价上网” 的方针。早在 1998 年就开始了电力市场的试点，先后指定山东、浙江、上海、辽宁、吉林和黑龙江 6 家电力公司作为模拟试点单位，由此迈出了市场化运营的第一步。

　经过几年的市

场培育和探索，国务院和原国家经贸委于 2002 年将最初确定的“省为实体”的改革方向调整为：完善现实的省级电力市场，加快发展区域电力市场，逐步培育国家电力市场；形成以区域电力市场为主，国家市场和省级市场为辅，统一开放、协调联动的电力市场体系。

　同时，围绕四个核心进行改革：厂网分开；竞价上网；建立科学合理的电价形成机制；建立国家级

电力监督委员会。

在上述电力市场中，目前既保留了富有计划色彩的长期合约电量，又安排了具有竞争性

质的竞价上网电量。为了保证市场的稳定性和改革的逐步推进，这些市场的和约电量均维持

在总量的80%?85%，竞价上网电量仅占年度总电量的 10%?15%。随着改革的不断深入

和完善，参与竞价的电量份额和市场竞争力度将逐步加大，我国的电力市场改革必将走向成

熟和成功。

第2节电力工业重构产生的新实体及其应用组合

电力工业由传统模式走向电力市场引发了解除或放松管制 (De-regulatio n)、机构重组

的复杂过程，并衍生许多新的实体。这些实体包括：

⑴发电商 G(Generator);

发电经纪商，PM(Power Marketer);

电能交易中心 PX(Power Exchange);

TOC \o "1-5" \h \z 独立系统操作员 ISO(Independent System Operator) ;

辅助服务供应商 AS(Ancillary Service Provider) ;

电网拥有者 GC(Grid Company);

计划协调者 SC(Scheduling Coordinator) ;

零售商 R(Retail Service Provider) ;

配电商 D(Distribution Service Provider) 。

上述实体中，有些我们已经熟知，另一些如ISO、PX sc等则是电力市场环境所独有的，这些实体将在后面各节中分别加以分析和说明。

不同实体在电力市场中的位置如图 3-1所示。图中，输电部分 T包括GC IS()、PX、

SC和AS五部分，是最重要、也是最复杂的环节。

/■ \ SC

十叫_

H /

h 1 '

:ISO 厂

; ■

-二—… GC

1 T 1

图3-1各种实体在电力市场中的位置

根据市场结构的复杂程度，不同国家应用这些实体的组合方式有很大差别。其典型应用

情况如下：

英国电力库(Power Poo1)模式。在英国第一次改革的电力市场中：只有 NGC一个机

构，它集ISO、PX和GC功能于一身；另设辅助服务交易商 AS;没有计划协调机构 SG

美国PJM电力市场。ISO与PX合而为一；SC GC和AS相互独立。

美国加州电力市场。所有机构 (ISO、PX SC AS)都有，实行ISO和PX相互独立的结构模式。

⑷ 挪威电力市场。ISO与GC合而为一；PX SC和AS独立运营。

在竞争性的电力市场中，各个实体对软件的具体要求可归纳为：

GC :需要高水平的规划和分析工具，潮流及稳定分析软件。在电力市场环境下，需要考虑拥堵管理、可用输电容量和最大输电容量计算等软件。

PX :带安全约束的UC程序，交易评估及结算软件，电子公告发布与信息交互处理系

统。

IS0 :预调度和实时调度软件，最优潮流 (OPF)，预想事故分析，辅助服务交易软件。

SC :系统优化软件，市场评估与合同优化，投标策略和计量软件。

第3节英国的电力市场

英国电力市场化改革始于撒切尔时代。 1979年保守党赢得大选，撒切尔夫人坚信市场

是万能的-不断减少政府对经济的直接干预，廉价出售政府拥有的企业，进行了一系列国有行业私有化改革。英国于 1988年2月发表《电力市场民营化》白皮书，拉开了电力市场化

改革的序幕。

英国电力市场化改革的过程

从1987年起，英国对其电力工业进行大规模的体制改造，在 1998年基本完成，2000

年英国又推出新的电力政策，进一步加强了电力市场的改革、开放电力市场。英国电力系统

在改革前可分为两大部份：苏格兰地区电网、英格兰和威尔士地区电网。

电力改革主要针对的是英格兰和威尔士地区电网。英国电力体制改革后电力工业结构发

生了巨大变化，原英国中央发电局分解成以下四个部分：

国家电网公司：拥有所有的高压输电系统，主要是 275KV和400KV的输电网，同时国家电网公司还控制着与法国电网和苏格兰地区电网的互联工程。

国家电力公司：拥有占总装机容量 50%的火力发电厂。

国家发电公司：拥有占总装机容量 30%的火力发电厂。

核电公司：拥有占总装机容量 20%的核电站。

其中，国家电力公司和国家发电公司为私营股份制公司，由国家发行股票，将国有资产

半数以上出售，进行独立核算，自负盈亏。国家核电公司由于成本较高，不具备竞争能力，为国家所有。同时建立了一个电力市场交易机构，名为电力联合运营中心，由国家电网公司

负责运行。

总体的电力工业机构示意图:

英国电力市场化改革的核心是实行私有化和在电力市场引入竞争。 1990年3月31日，

按《电力法》形成新的产业结构：国有电力企业被分解为 12个地区配电公司、3家发电公

司和一家高压输电公司。供电商包括地方供电公司和二级供电商。英格兰和威尔士电力库开

始交易，允许大宗用户选择供电商。

英国电力市场化改革过程主要分以下四个阶段：

1990年3月31日，按《电力法》形成新的产业结构：国有电力企业被分解为 12个

地区配电公司、3家发电公司和I家高压输电公司。英格兰和威尔士电力库开始交易，允许大客户选择供电商。

1990年至1996年上述各公司股票陆续上市，完成私有化改革。

1998年至1999年，允许所有客户选择供电商。新电力交易规则方案 (NETA)出台。

2001年3月27日，实行新电力交易规则，以多个市场和双边合同取代强制性电力库。

自电力行业改革以来，由于引入竞争，加强管理，减员增效，及成本低的天然气发电比

重由1%提高到22%等因素，零售电价有较大幅度下降，居民客户电价下降 28%，中型工业

客户电价下降约 31%。此外，政府为减少持续降低电价的压力，在改革之初将电价提高了约25%，为改革和电价降低提供了较宽松的条件和环境。

英国电力市场的运行：

结算时段每天分为48个时段，每时段为半小时，称为结算时段

从05:00到次日的05:00为一个“计划日” (Schedule day )，该时间的选取是为了保证在低负荷的情况下实现平稳过渡，价格按每个计划目申报。

从 00:00 到次日 00:00 为一个“结算日” (Settlement Day )。

从21:00经一个计划日到下日 12： 00为一个“可用容量申报期” (Availability

Declaration Period , ADR,也称“计划运行期”，每个发电商必须提出 ADP内可用情况的 “提前申报文件”；这是为了保证在计划日的开始和结束时，统调机组是可用的。“提前申报

文件”在“计划日”前一天的上午 10:00前上报，也就是说，在 ADP开始前的11h前。

2）发电厂申报数据

（1）发电厂是否可用，如果可用，可调度的发电水平。

　该数据包括下一个容量申报期的每1min的运行情况，并且以 MW的形式提供。包括：发电厂可用容量，即净的可用容量，

最大值不能超过 999MW/

（2）调度机组的技术数据。比如：启动速度、停机速度、同步发电功率。这些数据用来计算可用容量和形成“非可调性”数据，随后可以再申报。为了计算上述数据，发电厂必须针对下一个计划日给出确定的值。

（3）第i机组的最小发电功率。

（4）第i机组同步发电功率，等于或小于最小发电功率。

（5）发电机5min内能提供的旋转备用水平。

（6）非可调性的申报，也就是说，或者不能停机，或者要求按大于等于某一发电功率水平发电。

（7）提前一天提供的一系列发电价格。价格是针对每个计划日的。包括：发电机启动价格；空载价格；微增发电价格；发电功率凹点；最大输出时的价格等。

在任何时候，发电厂可以向系统运行人员进行可用容量及非可调性的再申报，以替换原

来的数据。再申报的原因，可能是发电厂的可用容量的变化或非可调性的变化；也可能是原

来不可用的机组现在变为可用。新的可用容量申报期从当天晚上 9:00开始，比下一个计划

日提前8h的部分，作为再申报数据。

实时市场主要任务是调整实际负荷与负荷预测值间的差别、发电厂申报计划与实际运行

时的可用容量的差别等，对提前制定的发电计划进行必要的实时修改。

3）定价过程

（1）每天，每个发电商向联合运营部申报，包括：每台统调机组的发电价格、可用容

（2）电网运行人员预测负荷。

（3）编制发电计划，以保证满足负荷的需要和备用的需要。基于发电厂的出力和价格，

但不包括系统在国家输电网络方面的物理约束，目标是使系统发电成本最小。

　此计划称为“无

约束计划” （Unconstrained Schedule ）。

（4）计算系统边际运行价格 SMP在每个结算时段，为满足该时段的边际“可调”机

组的报价，也就是“系统边际价格” SMP（镑/ MWh。SMP是按无约束计划给所定发电机组

付电费的基础。

（5）计算Pool向发电厂购电的价格 PPP “Pool购买价格” PPP是在SMP的基础上，加上第二项一一“容量费”，目的是保证在峰荷时足够的发电容量，当某时段系统只有很少的富裕发电容量时，“容量费”很高；当系统富裕发电容量很大时， “容量费”为零。

PPP= SMP+ LOLP X（ VOLL— SMP）

式中：LOLP――负荷损失概率，在负荷预测和提供发电容量的数据基础上计算； VOLL停电损失，该值每年确定一次，目前为 2458镑/ MWh

（6）发电商所得电费如表所示。

序号

运行情况

电费

统调机组提供容量，已列入无约束调度计划，实际运行

计划

PPP=SM十容量费

统调机组提供容量，已列入无约束调度计划，但未运行

调节备

（PPP一报价）

用

即利润损失

统调机组提供容量，但未列入无约束调度计划，实际运行

调节发电

报价十容量费

统调机组提供容量，但未列入无约束调度计划，实际未运行

停备

容量费

(7)计算售电价格 PSP从Pool中购电的供电商或用户需向 Pool付费“ Pool售电价

格” PSP PSP反映系统总发电成本和系统成本在该结算时段的分配值。 PSP与 PPP之差称为

“增值费” UPLIFT，包括：实际运行与无约束计划不同时所造成的成本的增加，比如由于输

电约束所造成的次最优运行；发电短缺；负荷预测误差；备用；非计划的容量；辅助服务费。

辅助服务(An ciliary Service )是网络运行人员为了保证系统的安全稳定运行所需要的除

发电以外的服务，包括：自动发电控制(频率控制) 、无功补偿等。在 NGC和Pool之间有限

制“增值费”水平的合同。该合同鼓励网络运行人员降低上述导致“增值费”的运行成本。

结算

“结算”是为了计算付给 Pool和Pool付出的货币数量。在计划日后的 12天内，完成计量数据采集，24天后给出最终的计算结果。

Pool的运行流程：

皓N—忖W/ 7\

皓N

—

忖W

丄JMF励)

UtAY-i

3 ?英国电力市场的最新改革措施

当不少国家纷纷效仿英国率先推行的电力库模式的时候，英国却又率先抛弃了这一模式，取而代之的是一些新的改革措施。

取消强制性电力库。从 2001年3月27日起取消强制性电力库，实行新的电力交易规则。新电力交易规则(NETA)是一个由双边合同形式为主导的市场。包括以下内容：①合约

方包括发电、供电及交易商和客户； ②合约双方可就将来任何时候买卖电力订立合同； ③允

许电力合同的时间跨度从当天到几年以后，合同需要实物交割；④国家电网公司作为系统运

营商，接受下一结算时段系统实时运行状态的买、卖电能报价，同时签订一些有关调频、备

用等辅助服务合同，以便在电网实时运行时平衡系统功率，并解决输电网的堵塞问题； ⑤系

统运营商调度电力直到满足需求，市场价格为系统平衡时最后一个发电单位电价； ⑥对合约电量和实际电量不相符的市场参与方，将按系统平衡时接受的电力买卖的价格支付费用，并且支付系统运营商平衡系统的成本。

（2）纵向整合。供电公司购买发电量，在纵向上实现发电和售电的自我平衡。目前英国五个最大的供电公司。发电和售电是基本平衡的。

（3）横向整合。供电公司之间出现相互兼并，这种横向上的整合使供电公司的客户平均规模将由 300 万户提高到 500 万户，实现了规模效益。

第 4 节美国的电力市场

美国电力工业是政府多部门分工管理体制。

　美国能源部主要分工负责管理核能、水、火电等，农业部农电管理局主要负责农村电力工业，联邦政府电力主管部门主要职责是制定电力工业法规并实行监督，各州县政府设有相应的管电机构和人员。

联邦和州分别设有电力管制机构，类似于中国政府管电事业单位，其职能与政府电力主管部门有严格划分。联邦电力管制机构的主要职责是：审批批发电价；审批输电服务价格；审查跨州电力公司的合营、兼并；审查电力公司开放的输电设备；核发水电工程许可证，监察大坝安全等。州电力管制机构的主要职责是：核电电力营业许可证；审批电力公司改组；审查公司经营活动，如债务、证券发行等；审查重要固定资产买卖；审批零售电价。

为了规范电力行业管理，美国电力企业界自发成立了若干自律性的行业管理协会。

　美国大的电力企业协会有三个：

（1）公共电力企业协会（APPA。美国公共电力企业协会是 2000多家公共电力企业的代表，成立于 20 世纪 40 年代初，有 1400 多个会员单位。其主要任务是向议会、政府和联邦能源管制委员会（FERC反映公共电力企业的问题和呼声，制定运行技术标准，收集、交流信息，提供培训服务等。

（2）爱迪生电气协会（EEI）。爱迪生电气协会由 200多家私营电力公司的代表组成，有几百个分会和 26 个海外分支机构。主要起着国会、政府、联邦能源管制委员会与私营电力公司之间的桥梁作用，代表和反映私营电力公司的呼声，提供大量信息统计资料服务，每年举行年会就共同关心的问题进行研讨。

（3）农村电力合作社协会（NRECA。美国农村电力合作社协会是 900多个农村电力合作社的代表。主要职责与公共电力企业协会和爱迪生电气协会类似。

美国电力工业体制改革

（1）联邦电力法律。美国联邦一级电力法律主要有：① 1930年颁布的《联邦动力法》。

该法律主要规定了水电工程许可证制度，电力公司要承担跨州电力贸易活动；电价必须公平合理，电力公司联合、兼并必须考虑公众利益。② 1935年颁布的《公用电力控股公司法》。

该法律主要对电力公司合营、控股公司和子公司等作出规定。③ 1978年颁布的《公用电力

管制政策法》。该法律突破了《公用电力控股公司法》的一些限制，鼓励建设热电联产机组和开发可再生能源项目，但也存在一定缺陷，例如非电力公司兴建电厂受到输电等各种限制。

　④1992 年颁布的《国家能源法》。该法律消除了新发电公司上网的法律障碍，鼓励任何人投资办电厂，机组类型亦不受限制；鼓励批发电力市场竞争；要求公共电力公司开放输电系统，必须为非公用电力公司发电厂提供输电服务；允许电力企业到国外参与电力市场竞争。

（ 2）电力体制改革的主要内容。随着美国国民经济和电力工业的快速发展，以往的电力工业管理体制暴露出越来越多的缺陷。

　主要存在的问题是：在投资体制上只允许拥有电网的公用电力公司投资建电厂，不允许电力公司以外的投资者投资。

　在管理模式上公用电力公司采取垂直管理，电网不对外开放。

　在电价机制上不鼓励市场竞争定价。

　这样形成了公用电力公司的垄断地位，加上石油价格上涨、利率上扬等其他因素，全美电价不断攀升，居高不下，扼制了美国电力工业的进一步发展。

20 世纪 80 年代末电力工业改革之风遍及世界各国。美国电力工业也开始进行改革。改革的主要内容是：

发电端放开，实行投资主体多元化，允许公用电力公司以外的投资者投资建厂，这一政策使非电力公司拥有的独立发电厂 (IPP) 迅速发展。

　1987 年，独立发电厂只有 3000 万 kW，仅占全国装机容量的 4.18 ％。至 2000 年，新投产独立发电厂容量超过全国投产容量的 54％。

公用电力公司相应改变发、输、配电垂直管理模式，组建一批控股于公司，实行输电子系统分开管理，输电和配电分开结算。

鼓励发电环节竞争。

　各独立发电厂 (IPP) 上网电价按市场价与电力公司电厂进行竞争。

　美国电力市场放松管制的目的是引入竞争和降低电价。因此，在进行电力工业重构时产

生了许多新的实体，如非赢利性的 PX(Power Exchange)和ISO。PX的核心功能是提供一个

电能交易的场所，而ISO则是负责系统调度和安全运行。美国各州电力市场的改革情况及运

营模式相差很大，最有代表性的是以下三种模式：

PJM电力市场模式。将 PX和ISO整合为一个的实体，提供优化的日前中央调度，采用著名的区域边际定价法 (LBMP)。

Nevada 和 ERCO■电力市场模式。建立一个 ISA(Independent System Administrator) ，与 CAO(Control Area Operator) 、RTO(Regional Transmission Operator) 和 Market 相互协调。

加州电力市场模式。分别设立 PX和ISO两个独立的实体。PX提供电能拍卖，：ISO

提供电网控制、稳定运行以及辅助服务的功能。

　此外，加州率先同时开放电力批发市场和零售市场，在各环节全面引入竟争。

主要介绍美国 PJM 电力市场

PJM 电力市场指宾西法尼亚－新泽西－马里兰联合电力市场，是北美最大的电力联营体。

1．PJM 电力市场的发展历程：

目前， PJM 已发展为一个成熟的电力市场。

　它拥有一个独立的系统运营机构，管理着整个区域内的电力批发市场，并且控制着一个可靠的输电系统，保证输电及各种辅助服务的顺利实现。

PJM 电力市场的主要发展历程如下：

1927 年：三个公用事业单位组成了世界上第一个电力联营公司。

1981 年：成员发展为八个拥有公用事业单位的投资者。

年： PJM 形成了一个独立的统一体。

年： PJM 变成一个有限责任公司，成为第一个基于报价的电力市场。

年： PJM 变成 ISO(Independent System Operator, 独立系统操作员) ， LMP(Local

Marginal Price, 区域边际电价)成为电价模式，创建了容量市场，在宾州首先开始实行零售选择权，并且随着规模的不断扩大，成员得到了长足的发展。

年： PJM 建立全时段的运行记录，在宾州完全拥有零售权，在输电服务中引入 FTR，成熟电力市场所具备的其它辅助服务初见端倪， 200 多个参与者和 100 多个输电服务商成为市场的重要成员。

年：开始运营两个市场(日前市场和实时市场) ，开放了调频市场。

年： PJM 部分地区有条件的被接受为 RTO(Regional Transmission Operator) 。

年： PJM 实行全天候运行记录， PJM Westl 于四月一日正式开始运行， PJM 完全被接受为 RTO。

2004 年：Northern Illinois (ComEd 并入 PJM West。

2． PJM 电力市场的划分

?日前电力市场：市场成员在每天 8 : 00?12 : 00向PJM — OI (市场运行部 Oficeof the interconnection )提交第二天的投标计划。 PJM— OI在每天12 : 00?14： 00结合系

统有关信息对各成员的投标计划进行评估，系统信息包括预期用户需求、气候条件、输电线路、发电机组等，评估完成后，选择最有效、最经济的运行方式。 PJM—OI 在每天 14： 00?

16： 00 之间，向各成员通报评估结果，在 16： 00 至第二天 8： 00，PJM 还可根据系统经济性、可靠性等方面的要求做一定调整。

期货市场：期货市场分长、中、短期。一年或一年以上为长期，一个月至一年之内为中期，一天至一个月以内为短期。

　期货交易是按实时节点边际电价结算，中长期期权可转让。

实时市场：实时市场实际上是一个平衡市场，它是为解决系统突发事故、网络阻塞、市场结算困难而设立的。市场出清价每 5 分钟计算一次。

零售市场：目前只对宾夕法尼亚的用户开放零售市场，在 PJM 的其它地区将逐渐开放零售市场。

3．PJM 的组织结构

? 用户组织：由市场成员代表委员会成立。代表环保组织和公众的利益，参与 PJM 的

各方面工作，使 PJM 制定的规则、处理程序更趋合理、完善，平衡各方面的观点，最后达到统一。

? 市场成员代表委员会：代表来自各个市场成员，负责监管计划委员会、运营委员会和能量市场委员会的各项工作，将有价值的意见或建议通报给董事会。

　该委员会有权终止或修改运营协议( OperatingAgreement )，有权改选董事会。

? 输电网所有者协议管理委员会：负责向 PJM 联络办公室提出区域输电网的扩建计划及其它与输电网络有关的各项事宜，有权修改或终止输电网所有者协议。

? 可靠性委员会：负责可靠性协议的准确实施，负责控制区内的负荷预测，并制定合理的备用容量标准。

? 计划委员会：负责电力联营计划的有关政策制定。

? 运营委员会：向市场成员代表委员会和 PJM 联络办公室汇报 PJM 系统的运营情况，并提出有关建议。

? 能量市场委员会：为运营协议服务，负责监督电力市场和辅助服务市场的运营，并提供有关意见和建议。

? 财经委员会：监管 PJM 年度运营情况和资金预算完成情况，并形成有关报告上交给董事会。

? 电价顾问委员会：定期对现行电价体系进行评价，决定是否有必要对有关电价条款进行修改，并形成有关建议上报给 PJM 联络办公室。

? 结算审计咨询委员会：由市场成员代表委员会成立，向董事会报告年度结算情况及对有关成员单位的特殊审计要求进行协调。

? 董事会：由 1 名董事会主席和 7 名董事组成，分别由市场成员代表委员会选举产生，每 3 年改选 1 次。董事会监督 PJM 联络办公室的各项事务。

　并任命 1 名执行总裁 ( CEO) 直接负责管理 PJM 联络办公室。

4．输电服务

在 PJM 市场中，输电网络属功能性分享，即原来的输电网络所有权没有变更，只是将

输电经营权移交给 PJM,而输电网所有者作为市场成员参与到 PJM市场中。PJM市场输电

服务类型有点对点传输服务( Point to Point Transmission Service )和网络综合传输服务( Network Integration Transmission Service )两大类。

　PJM 市场主要是采取协议的形式管理输电服务。输电价格采用一部制容量电价。

点对点传输服务指在指定的注入节点接受电能，并把这些电能传输到指定的送达节点。

　点对点传输服务分为固定点对点传输服务和非固定点对点传输服务两种类型。

　固定点对点传输服务又有长期和短期之分。固定点对点传输服务的预定遵循 “先来先服务”的原则，将每个传输用户的预定请求按申请时间先后排序。

　固定点对点传输服务比非固定点对点输电服务有更高的预定优先级别。

　点对点传输服务采用固定费率制，其计费单位为美元／千瓦。

　传输用户根据预定的传输容量按月交纳输电服务收费。

网络综合传输用户 (简称网络用户) 可以在系统中指定多个发电资源和多个负荷为该用户的网络资源和网络负荷，这些网络资源的出力通过 PJM 的输电系统来满足网络负荷的需要。在输电系统可能的情况下，网络用户还可以把购自非指定资源的电能传送到网络负荷节点，不需要另外付费。这样的传输服务比任何非固定点对点传输服务的优先级别都要高。

5．输电阻塞管理与输电权拍卖

PJM 利用节点边际价格 LMP 对输电阻塞进行管理，管理措施为：

发电机以其节点处的 LMP 结算；

负荷方以其负荷节点处的 LMP 支付；

负荷需求方要支付阻塞成本，阻塞成本等于负荷需求方与发电供给方两地的 LMP 差值。

　网络阻塞的情况下，从负荷收取的费用将高于支付给发电方的费用，两者之差即为阻

塞节余。

为避免阻塞成本费用导致市场价格不稳定， PJM 采用金融输电权 FTR( Financial

Tansmission Right )的管理方法平抑价格的波动。

　FTR实际上是一种金融手段，它允许网络输电用户和固定的点对点输电服务用户事先向 PJM联络办公室申请，经批准后获得 FTR，

它可保护该输电用户不会因发生阻塞而使自己支付的费用上升。通常，如果系统发生阻塞， FTR 拥有者将按其预约容量和预约线路上的节点边际价格获得补偿。输电权可以分为责任型

和特权型两种。责任型输电权可以为持有者带来收益，也有可能带来收费。

FTR 可以通过三种市场机制得到：每年的 FTR 拍卖，每月的 FTR 拍卖，和 FTR 二级市场。

每年 FTR 拍卖市场是一个 4 轮的过程，每轮拍卖 25%的系统传输能力。

　在某轮中获得的 FTR 可以在随后的各轮出售。每月 FTR 拍卖提供了市场来拍卖每年 FTR 拍卖市场结束后剩余的系统传输能力。每月 FTR 拍卖是一个单轮的过程。每月 FTR 拍卖也允许 FTR 持有者拍卖他们拥有的 FTR二级市场是一个双边交易市场，可以方便已经存在的 FTR在PJM 成员之间交易。非成员也可以参加交易，但 PJM 不会改变输电权的持有者记录。

6． PJM 有功市场

PJM 有功市场 1997 年 4 月 1 日开始运行。

　PJM 每年总供电量为 2500 多亿千瓦时，其中 1000 亿千瓦时的电量通过有功市场进行交易。

节点电价

节点电价是在考虑输电阻塞、网损、固定双边交易、电网预想事故、机组报价和负荷报价等因素，以最低成本满足系统电量、调频容量和备用容量要求，并采用线性优化程序计算得出的。

有功市场运营

? 预计划运行预计划运行主要是为计划和调度阶段进行准备工作，时间发生在运营日的前一天早上

8：00 之前。在这个阶段， PJM 要保存 PJM RTO 内外部发电机组和输电设备对有功市场计划和调度不可缺少的数据；对容量资源中断供应进行处理；保存和更新 PJM 运行备用的有关数据；评估预测发电备用和输电系统的充足性等。

? 计划运行和日前市场

PJM 的计划运行包括日前市场计划、控制地区可靠性计划和每小时计划，开始时间为运营日的前一天。

早上 8 ：00，日前市场开放。

中午 12 ：00，日前市场关闭。在提交数据的基础上， PJM 将以最小费用安全经济调度

的方法，安排运营日每小时的发电计划，同时计算得到日前的 LMP。

下午 16 ：00，PJM 把第一次机组安排的结果在网上公布出来。

16: 00?18: 00,开放实时平衡市场。

18 ： 00，平衡市场关闭， PJM 实施第二次机组安排。

18 : 00 ?运营日,如果有必要, PJM 在更新的 PJM 负荷和更新的机组可用性信息的基

础上,执行另外的机组安排计划。

从 22 : 00 到运营日某个小时的前一小时, 由于不断的情况改变, 之前的两次机组安排计划可能会被改变以适应新的情况,即为每小时计划。

? 调度运行和实时市场,事后电价

调度包括了系统控制、辅助服务监测、输电系统的监控等等。

　PJM 在实时市场采用与日前市场一样的模型, PJM 在实时调度中采用的是事后电价方法, 事后电价的基本思想就是根据系统实际运行情况计算节点边际电价。

由上面的描述,可以将 PJM 的有功市场运营过程归纳为:采用节点电价模式进行有功结算, 通过若干次机组计划安排,不断逼近实际需求,在实时调度中采用事后电价方法,以平衡实时需求和出力。

7．PJM 两部结算系统

PJM 两部结算系统按日前市场和实时平衡市场分开结算。下面举例说明两结算系统的结

算过程:某发电机在日前市场上竞标得到 20 万千瓦的发电功率, 该发电机所在节点 LMP 为每 1000 千瓦 20 美元,则在日前市场, 该发电机可以获得 4000 美元的收入。

　在实时市场, 如果该发电机通过竞价,获取发出 30 万千瓦电能的机会,所在节点 LMP 为每 1000 千瓦 22美元，多发的10万千瓦电能应按照实时电价结算，此时，发电机可以获取 PJM 100 X

22= 2200美元的收入，总的收入为 6200美元。但是如果由于发电机故障，发电机只能发出 10 万千瓦的电能, 它必须退还在日前市场多得到的 10 万千瓦功率的收益, 这部分收益用实时市场的 LMP 结算,因此它在实时市场应该支付给 PJM100X 22= 2200 美元的费用。

　最后,该发电机实际发电为 10 万千瓦,得到 4000 －2200= 1800 美元的收入。

8. PJM AGC市场

PJM 调节和频率响应服务的最大特点是不单独设立调频电厂, 而将调频义务分配到每个负荷服务企业 LSE 。

　LSE 可以利用自己的发电资源或通过与第三方签订合同来满足自己的调频义务,也可以从 PJM 购买这个服务。

PJM 调频市场给市场参与者提供了基于市场买卖调频辅助服务的机会。 PJM 使用 UDS

(Unit Dispatch System )计算出来的预测 LMP 和机组计划来估计每台机组如果在运营日提供调频将导致的机会成本。

　发电机为提供调频服务提交报价, 每台机组的机会成本加上机组报价将得到它的最优排序价格( merit order price )。将所有的提供调频服务的机组按照最优排序价格进行排序, 从而可以得到最优的 (总成本最小) 的提供 AGC 服务的机组组合。

　其中中标机组中最高的价格即为调频出清价格 RMCP( Regulation Market Clearing Price )。

发电机也可以自调度机组,这时的机组最优顺序价格设为 0 。

在事后结算时,任何自调度提供调频的机组以 RMCP 得到补偿,被 PJM 选中提供调频的机组用 RMCP 或报价加实时机会成本结算。需要购买调频服务的 LSE 的收费为: RMCP＋应该承担的机会成本(RMCP没包括的)+由于开动新机组提供调频所带来的未收回成本。

9．容量市场

为了配合 Pennsylvania 州电力零售市场的开放， PJM 在 1998 年设立了容量市场，主要从事容量信用的交易。容量信用是指完全可用的发电能力。

容量信用市场分为日市场和月市场。每天上午 7点到10点，PJM的容量市场开放交易，各市场成员可以根据自己第二天容量义务的大小进行容量信用的买卖。在市场成员分别

投出买标和卖标后，市场根据投标价格，从价格最低的卖标开始进行交易匹配。

　最后匹配成功的卖标价格确定为市场出清价，所有交易成功的容量信用都按这个价格支付费用。

　容量市场最终的交易结果在中午公布。

没有在容量市场达成交易的市场成员可以在中午到午夜这段时间继续通过 eCapacity

进行双边交易。

　但是在午夜前，所有负荷服务企业都必须获得足够的容量信用来满足第二天自身的容量义务。

1 0．负荷响应计划

PJM 的负荷响应计划分为紧急负荷响应计划和经济负荷响应计划。紧急负荷响应计划是

指参与者通过参与该计划，可以在紧急时间中自愿减少负荷，并得到补偿。

　经济负荷响应计划是用来刺激终端用户或 CSP 减少在 LMP 很高时的电能消费而设计的。

　分为日前经济负荷响应计划和实时经济负荷响应计划两种。

　通过实时经济负荷响应计划，有资格的 LSE 或 CSP 可以为终端用户提供机会，或者本身就是 PJM 成员的终端用户也可以选择通过在实时能量市场减少负荷，以实时的 LMP 得到回报；日前经济负荷响应计划是指参与者通过在实时的运行之前减少负荷，同时以日前的 LMP 得到回报的计划。

11．PJM 运行的经验

PJM 电力市场是公认的联营市场成功典型。 PJM 运行日前市场、实时市场、容量市场、

调频市场、旋转备用市场和金融输电权拍卖市场。

PJM 成功经验包括：

市场的改革和发展循序渐进，有利于实现平稳过渡；

市场提供了灵活的交易机制和多样化的交易种类，为市场成员提供了充分的选择权和防范风险的手段；

系统运行及规划集中化管理和协调，有效地保证了供电的安全性和可靠性；

通过指定统一的市场交易规划、系统可靠性准则、输电服务定价规则来促进区域内交易，实现州间开放。

第 5 节澳大利亚电力市场

澳大利亚自 1 990年开始对电力工业进行改革，并于 1991 年 5月成立了国家电网管理委员会 (NGMC。) 澳大利亚建立电力市场的原则是在发电和电力供应中引进竞争机制，要求开放

国家电网，允许私营电厂、国有公司及公有、私有客户在大电力系统中进行公开交易，从而增加市场成员的选择范围。

1．澳大利亚电力市场的管理机构澳大利亚电力市场的管理机构由国家电力市场管理公司、国家运营规约管理协会及系统运行部门组成。

电力市场管理公司。电力市场管理公司代表市场成员管理批发市场，收集来自参与者的投标，结算短期提前电力市场及实时电力市场，计算系统实时运行的发电计划并报告系统运行人员。

运营规约管理协会。国家运营规约管理协会的责任是：监督并报告执行规约的一致性、高效性和完备性，强化规约，完善规约，解决争端等。在新的电力市场中，所有参加电力市场交易的成员必须服从《运行规约》，＜运行规约》是电力市场管理的核心和依据，主要包括如下内容：

市场规则。规定实时电力市场、短期提前电力市场等的运行机制。

网络价格。规定网络所有者的责任及网络收费问题。

网络联接。规定发电者、客户、零售商如何使用电网进行贸易，规定测量标准，以确保交易中电能计量的准确性。

法规部分。规定市场参与者的责任、争端的处理方法、对法规进行更改的机制。

系统安全部分。规定在正常运行及故障时，确保系统安全的措施。

系统运行部门。系统运行部门与系统的实际运行紧密相关，必须每时每刻平衡发电与需求，负责网络元件的控制，维护系统运行的安全稳定，但与市场中错综复杂的财政关系没有联系。

　系统运行人员在各州的电力控制中心，根据市场规约及电力市场管理公司的发电计划，平衡电力供应。在事故情况下，系统运行人员有权不按市场运行机制，尽力保证系统安全。

在澳大利亚电力市场管理中，电力市场管理部门与系统运行部门是相互独立、相互制约的两套系统。

　这与英国电力市场的管理方式有很大不同。

　系统运行部门不参与市场的贸易和计算，但为了维持系统的安全，有权否决市场管理部门制定的贸易计划。

2．澳大利亚电力市场的运行机构澳大利亚电力市场的运行机构由发电公司、客户、零售商和输电网络组成。

发电公司。发电公司负责电力生产。目前主要有 8 家独立发电公司，每个发电公司的容量都超过500Mw有的发电公司属于国有，有的属于私人拥有。有些发电公司可以拥有许多家发电厂，如昆士兰发电公司；有些是单个发电厂运行，如格兰得斯通发电厂。澳大利亚电力市场规定，所有容量超过 30hfw 的发电厂，必须参加电力批发交易市场。

客户。目前只允许负荷容量超过IOMW的大客户可以选择供电方，将来限制可能会逐渐放宽。

零售商。零售商从市场中购买批发电力，向客户售电。除现有的配电机构外，将出现大批不拥有配电网络的，只从事电力零售业务的零售商。

输电网络。与英国电力市场不同，澳大利亚电力市场的输、配电网络并没有收归国有，而是作为电力市场的参与者，承担电能的输送与分配，并收取费用。网络所有者必须保证网络的安全运行，对所有成员无歧视地开放。

　《运行规约》具体地制订了网络运行必须遵守的规则。

3．澳大利亚电力市场的贸易形式澳大利亚电力市场的贸易形式分为零售贸易和批发贸易，一般根据客户容量的大小选取贸易形式。

对于小客户。小客户必须参加零售贸易，其所需电力由零售商供应。零售商购买批发电力并交付网络的费用，与以往传统的贸易方式相比，现在的客户可以选择不同的零售商，从而获得最优的电价和供电方式。

　零售商为了争取客户，将千方百计地降低电价，增加供电方式、服务方案、信用方案等，可见在供电业务中引进了竞争机制。

对于大客户。对于容量超过10MW勺大客户，有权自由选择供应方。

　大客户可以选择零售贸易或批发电力市场贸易。如果客户进入批发电力市场贸易，则客户的选择范围很大。

　客户进入批发电力市场，首先要进行登记，缴纳成员费，满足咨询要求，遵守电力市场的规约。在批发电力市场中，有三种贸易方式：长期双边合同、短期提前电力市场、实时电力市场。下面分别进行说明：

长期双边合同。

　对于数量较多的电力交易，在批发市场中买卖双方之间可以采用长期

双边合同的方式。卖方可以是发电者或发电业务代理人，买方可以是终端大客户或零售商。

　这种交易，确保在规定的时间内，以商定的电价供应规定数量的电力。如果合同双方最终不

能按合同规定的数量供电或用电，则超过或不足部分由电力市场按实时电价结算。

2）短期提前电力市场。由于电量供应和使用是不能非常精确预测的，作为长期双边合同

的补充，短期提前交易可使市场参与者在交易前的较短时间内改变其发电计划或电力需求。

这种选择，一般在电力交易的前一二天作出。

3）实时电力市场。实时电力市场的交易，维持了电力供应的平衡。发电者和客户在实时

电力市场中，对未能由长期双边合同和短期提前交易完成的电力交换进行交易。实时电力市

场是对电力系统短期运行的协调，是由电力供应中电能不能储存的特点所决定的。

网络电价

澳大利亚电力市场的网络电价原则是以成本为基础计算输、配电电价。电力市场将保证

无歧视地开放网络，电力市场成员向网络所有者交付使用费。使用费包括市场成员与网络联

接的费用和网络使用的费用。网络费用独立于客户交易的各种合同，当不同地区之问出现输

电限制时，有可能交付较高的网络费用。

市场运行规约中，规定了网络运行水平的种类。网络的使用者可以选定某种网络运行水

平并交付相应的费用。若网络所有者未能满足运行要求，则必须给予网络使用者补偿。

结算

批发电力市场的电量结算，由中心计算系统完成。

　每个批发电力市场的成员，均拥有一

个账号，包括该成员以 0.5h计的电力生产、消费及所应承担的网损的全部信息。

在结算时，计量设备是十分重要的。批发电力市场的成员均必须有仪表能记录并储存 0.5h电量消费数据，以作为计算依据。

第6节我国电力工业的市场化进程

1?世界主要电力市场模式比较

对比几个主要的电力市场，考察其电网、发电厂和配网的所有权， ISO与PX的整合情

况，双边合同签约情况，需求方报价，容量费，阻塞管理以及网损分摊方案等。各个电力市场的具体情况见表 3-6。

表3-6 世界主要电力市场模式比较

英国

挪威/瑞典

澳大利亚

新西兰

美国加州

所有权

全面私有化

输电网国有

同加州

输电网国有

仅出售IPP

ISO 与 PX

集中

分开

BC合约

旧模式不允许

允许

不允许

允许

需求方报价

作负发电处理

用需求报价确定负荷曲线

作负发电处

理

与发电报价一起确定电价

用需求报价确定负荷曲线

容量费

单独考虑

不单独考虑

网络阻塞

平均分摊

分区定价

节点定价

分区定价

网损

统一定价

分区边际定价

分区边际定

价

动态节点定价

2.我国电力市场的层次结构

按照不同的发展阶段或按照不同的市场特征，电力市场可以分为：垄断型、买电型、批

发竞争型和零售竞争型（或称为完全垄断、寡头垄断、垄断竞争和完全竞争型，也可称为垄断型、发电竞争型、输电开放型和配电开放型）。我国制订的分四步建设电力市场的框架正

是这一思想的具体体现。

　然而，围绕电力市场的层次结构及交易模式，却存在诸多争议。有些最初认为是较好的市场模式，经模拟运行后却发现存在严重弊端。因此，需要重新审视这

一问题。

目前我国已有 6个区域电网和 1 个独立省网，形成了国家、大区、省、地和县的五级电网调度体系，实行纵向分层和分区控制。

　因此，首先面临的是在哪些层次建立电力市场的问题。

一种观点认为，市场规模越大其潜在效益也越大，建立全国性的统一电力市场最有利于资源的优化配置。

　因此应首先全面放开输电市场，建立一个国家级电力市场中心，然后在各地区成立地区性交易市场。显然，这种模式的物质基础是独立的国家电网公司和全国联网，目前还不具备这样的条件。

　理论和实践表明，统一的电力市场模式适合于较小的国家或地区，如英国、新西兰等，大国则应采用协调、分层分区的电力市场模式。

最早的一种观点是，在现行调度体制基础上，有计划地建立国家级、网级、省级、地区级和县级电力市场。

　其优点是层次清晰、易于机构重组和管理。但缺点也比较明显，由于层次过多，受技术设备和各级市场权利的制约，发电商、用户和交易中心之间自由选择的范围受到限制，容易导致垄断和较强的市场力。

　针对这种情况，有学者认为应减少中间层次和简化市场结构。其思路是以省为实体，跨省电力公司缩减为 ISO,取消地级和县级电力市场。

显然，这样的方案需要大规模地与电网资产重组同步进行，而且未涉及国家电力市场的问题。

从 1998 年以来的试点情况看,单纯强调省为实体而忽视区域联合调度的作用,会导致许多不良后果。

　最突出的是地区垄断和省间经济壁垒, 这一点已经造成整体的巨大经济损失和资源浪费。比如, 某缺电地区有外省廉价电力不用,只用本地的高价电；国家花巨资投入的水电项目及其配套的 HVDC夸省输电走廊，由于地区利益冲突无多少功率可送，更谈不上实现经济功率输送。

因此, 适合中国国情的市场结构或布局应当是：先建立区域级电力市场, 实现跨区电网规划、运行和资源配置；然后建设和完善省级电力市场；最终逐步形成全国统一的电力批发市场与地方零售市场共同发展的格局。

　除独立省网外, 应把竞价上网的重点从省级市场调整到大区范围进行。

区域电力市场的运营中心应该拥有跨省联络线和区内的超高压主干线路, 并成为所在区

域电力系统规划、电网调度和市场交易结算的中心。这种层次简单、结构分明的市场模式, 必将全面提高电力市场的稳定性和电力系统的安全性,而且具有以下优点：

符合电网自身的运行规律。

　电力交易以电网为载体, 电网自身又是依据潮流而设计, 具有密集区域结构和区间松散联络的特点,自然形成区内和区外交易,造成地区差别。

大范围的电力市场格局,如西电东送和区域间水电资源互补的国民经济总体战略, 有利于资源优化配置。

省级电力市场具有很好的物质基础和组织结构。只要协调好省级各实体的利益与区域间经济利益分配的机制,就能保证整个电力市场的健康发展。

3、我国电力市场的调度运营模式在电力市场调度运营方面, 如何处理好电网拥有者、系统调度员和市场操作员之间的关系是最敏感、也是最重要的问题。

根据国内外的经验, 比较理想的模式是组建以下几个最为关键的运营实体：独立发电商 (IPPs)；电网公司(GC)；系统操作员(SO)和电力交易中心(PX)。这种模式从改革的酝酿阶段就应加以考虑,它既能满足市场竞争的要求,又有利于改革的平稳过渡。在现阶段,可将 SO和 GC捆绑在一个机构内，逐步实现 PX的独立运营，最终像英国电力市场那样，将 PX的

功能移交给由电力监管部门认定的社会机构负责。

上述运营模式既不同于英国的 Power Pool ,也有别于加州模式。

　其意义在于：组建 IPPs

是基于发电侧竞价上网的需要；

是基于发电侧竞价上网的需要； SO与GC—体化，适合我国的调度结构，有利于电力市场的

平稳过渡。随着条件的不断成熟和运营经验的丰富，再考虑是否将 SO独立出去。PX的最终

独立，将有助于提供公平的交易平台。

目前，世界上ISO的运营模式可以归纳为两种类型：第一种是基于 Pool的ISO,它是

大多数电力市场采用的结构，如美国的 PJM— ISO、NY— ISO和Cal - ISO;第二种则是