我国电力市场应循序渐进实现“调度独立”

 

2月18日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（发改体改〔2020〕234号）（下称“234号文”），犹如一声春雷，打破了电改日渐加深的沉寂。与其他电力体制改革配套文件不同，“234号文”经中央全面深化改革委员会传批审议通过，可看成是中发〔2015〕9号文（下称“9号文”）的进一步深化。

 

体制改革是机制创新的基础和前提，“234号文”指出“加快推进电力交易机构独立规范运行，进一步完善公开透明的电力市场交易平台，加快推进建立市场化电价形成机制，建立电力运行风险防控机制，为逐步实现经营性电力用户发用电计划全面放开创造条件”。可见“电力交易机构独立规范运行”并非简单的交易机构运营管理模式的调整，而是涉及到与之相关的电力体制多方面核心问题，是在“9号文”所确定的改革基本框架下的一个新的体制改革顶层设计，成为进一步深化电改的中心工作，也体现出党和国家推进改革的坚定决心。

 

除了对交易机构股份制改造等关键问题作出具体规定外，“234号文”对交易机构、市场管理委员会和调度机构的职能定位及分工协调问题也作了清晰的规定。由于既涉及到体制机制又涉及到工程技术，既要保证电力系统经济运行又要满足安全稳定约束，十分复杂。本文以“调度独立”为切入点，对于相关具体问题进行进一步深入探讨，以供决策者和实施者参考。

 

根据“9号文”配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》，现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易。电力现货市场的概念主要来自于国外电力市场的spotmarket，其理论基础为实时电价（spotpricing）理论，取决于某一时段的电力供需情况。在实际电力市场中，实时电价往往由安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）等模型求出。实际上，从电力系统调度运行的物理操作角度，现货交易与传统的经济调度并无本质区别，只不过是由按发电成本（煤耗）优化变为按市场主体报价来优化。由于基于SCUC和SCED模型所建立的日前、实时市场实际上是以市场的方式完成传统的经济调度职能，主要由电力调度机构来实施，因此电力现货交易所与电网调度的部分职能是合一的。此外，中长期交易的物理合同也必须通过调度机构来执行，调度机构是整个电力市场的关键环节和指挥中心。为保证市场交易的公平公正，在国外所有的电力市场中，电力现货交易机构都是独立于电网公司的，典型的例子是美国的独立系统运营商（ISO）和区域输电组织（RTO），因此相应的调度职能也独立于电网公司，这就是“调度独立”一词的来由。

 

美国的电力现货交易与“调度独立”基本是同时起步的。1996年，美国联邦能源管理委员会（FERC）颁布了888、889号法令，要求公用事业（PublicUtility）无歧视开放输电网络。在888、889号法令中，FERC建议将ISO的概念作为实现集中式电力库的一种方式，以提供无歧视输电接入。随后，在第2000号法令中，FERC鼓励自愿组建RTO，以便管理在整个北美（包括加拿大）的区域输电网。1999年12月颁布的FERC第2000号法令规定了RTO的最少4个特征和最少8个功能。作为首要特征，FERC规定所有RTO必须独立于市场参与者。为了实现独立性，RTO必须满足三个条件：首先，RTO、RTO雇员和任何非利益相关方董事不得在任何市场参与者中拥有任何经济利益；其次，RTO必须具有独立于任何市场参与者或任何类别参与者控制的决策过程；第三，RTO必须拥有独占的和独立的权力，根据FPA第205条向申请FERC变更其输电费率。随后,北美地区（美国和加拿大）形成了9个ISO/RTO，每个ISO/RTO都建立了完整的现货电能量市场和电力辅助服务市场。ISO/RTO利用基于竞标的市场机制开展经济调度（即现货交易），其交易出清算法原理（如上述SCUC、SCED）和传统一体化企业的经济调度是一致的。

 

北欧电力交易所（NordPool）的建设始于1993年。从2006年起，欧洲大陆开始筹建包含7个电力交易所（欧洲电力交易所EPEXSPOT、意大利电力交易所GME、北欧电力交易所NordPool、西班牙葡萄牙电力交易所OMIE、捷克共和国交易所OTE、罗马尼亚天然气和电力市场运营商OPCOM和波兰电力交易所TG）、涉及23个国家的电力现货市场的联合出清机制，2014年完成区域价格耦合（PCR）项目。欧洲电力市场耦合包括日前市场耦合和日内市场耦合两个项目，在耦合的电力市场中，各市场成员在其所属的交易所报价，然后由PCR统一出清。日前交易出清由Euphemia算法计算出交易计划，也就是日前调度计划。7个电力交易机构轮值进行出清，每两周轮换一次。欧洲电力市场采用日前市场、日内市场与实时市场互为补充的市场模式，其中日前、日内市场在电力交易所进行，形成交易计划的即调度计划，因此在这两个阶段的市场，交易与调度依然是合一的，并且独立于电网。平衡调节市场（实时市场）是系统实时运行前的最后一道关口，其主要作用在于保障系统的实时平衡与稳定运行，而不在于进行电能量交易。平衡调节市场是由北欧各国输电网运营商负责，出清时会考虑各个区域的实际物理模型与安全约束，实现交易计划的再调整，因此本阶段市场的调度依然留在电网。

 

从以上分析可以看出，在任何一个国家，“调度独立”与电力现货交易的建立都是如影相随的,日前市场、日内市场一定独立于电网公司，维持实时电力平衡和电力系统安全的实时市场可以留在网内，这是因为现货交易的结果直接就是电网调度计划。只有“调度独立”（其含义实际上是现货交易所独立）才能保证交易的公平、公正。在我国，也是建立“网运分开”的电力市场体系的先决条件。

 

此外，“调度独立”一词可能带来歧义，实际上它并非指把所有调度职能都独立于电网。在交易中心独立的条件下，“调度独立”的含义是将日前、日内现货的出清权（即电价、电量决定权）划归交易中心，而实时平衡和调度操作权仍可留在电网调度机构。

 

 

“调度独立”是否会影响电力系统的安全可靠性？虽然目前存在一些争论，但并未找到“调度独立”影响电力系统安全可靠性的明确依据。因此，本文基于欧美两次著名重大停电事故的过程进行分析。

 

以2003年美加“8.14”大停电为例，美国东部时间2003年8月14日16:11，以北美五大湖为中心的地区发生大停电事故，包括美国东部的纽约、密歇根、俄亥俄、马萨诸塞、康涅狄格、新泽西州北部和新英格兰部分地区，以及加拿大的安大略等地区。这是北美有史以来最大规模的停电事故，至少有21座电厂停运，其中包括位于美国4个州的9座核电厂，约5000万人受到影响，纽约州80%供电中断。

 

通过分析，了解到事故的主要原因为：在电网结构方面，美国存在众多独立电网，输电网纵横交错，常见的输电网电压等级有765千伏、500千伏、345千伏、230千伏、161千伏、138千伏、115千伏，电网之间经多级电压和多点进行联网，增加了电网保护和控制（包括解列）的难度；在电网设备方面，一些早期建设的线路及设备比较陈旧，由于电网投资回报率低，只有当供电可靠性问题非常严重时电力公司才会考虑投资修建输电线路，同时环保方面的限制也增加了输电线路建设的难度，因此使高压线路的功率输送裕度减少，电网常工作在危险区或边缘区；在电网调度方面，由于缺乏统一调度的机制，各地区电网之间缺乏及时有效的信息交换，因此在事故中，无法做到对事故处理的统一指挥，此次事故从第一回线路跳开至系统崩溃历时1个多小时，由于未及时采取措施而导致了事故蔓延扩大；在保护控制技术方面，美国电网结构复杂，容易造成运行潮流相互窜动，增加了电网保护、控制以及解列的难度，由于未建立起厂网协调的继电保护和安全稳定控制系统，使得在系统电压下降时，许多发电机组很快退出运行，加剧了电压崩溃的发生；在经济性和安全性统筹考虑方面，美国社会以追求经济利益最大化为主要目标，尽管也有保障电网安全的呼声，但是比较微弱。

 

从“8.14”大停电事故原因分析可以看出，电力市场化改革对电力系统安全确实有一定影响，比如导致电网投资不足、厂网协调困难、过于追求经济性而忽视安全性等等，但和“调度独立”没有直接关系。在美国，电力公司要加入电力市场，就要先将调度权上交至ISO或RTO，打破电力公司的“各自为政”的调度方式，实现较大范围的统一安全经济调度，加强电网集中化管理，在严格的强制性电网运行可靠性标准下，对电力系统安全反而是有利的。

 

欧洲当地时间2006年11月4日22:10，欧洲电网发生一起大面积停电事故，事故中欧洲输电协调联盟（UCTE）电网解列为3个区域，各个区域发供电严重不平衡，相继出现频率低周或高周情况。事故影响范围广泛，波及法国和德国人口最密集的地区，以及比利时、意大利、西班牙、奥地利的多个重要城市，约1500万用户受到影响。这是欧洲30年来最严重的一次停电事故，也是继2003年北美“8.14”大停电后又一次严重的大停电事故,引起了欧洲各国极大的震动。

 

UCTE电网以400（380）千伏交流系统为主网架，220千伏及以上的输电线路总长超过22万公里，电网覆盖欧洲23个国家，供电人口4.5亿。该电网是世界上最大的跨国互联电网，覆盖国家面积普遍较小，工业高度发达，负荷密度大，电网结构密集，安全稳定问题并不突出。停电事故后续分析及处理报告确认本次事故起源于德国西北部。德国E.ON电力公司是参与UCTE电网的输电系统运营商（TSO），处于UCTE中的重要枢纽位置，对于电网稳定运行有着重要作用，有“欧洲电网的心脏”之称。本次事故的直接原因就是E.ON电网的线路操作引起潮流大范围转移。法国RTE公司表示,德国电网失灵破坏了欧洲电网的平衡,西部电力输入不足,导致法国电力严重不平衡。德国RWE公司说：“我们和很多欧洲国家电网有相互联系,因此停电事故难以避免会对一些国家有严重影响。”本次大停电事故中相关TSO之间缺乏及时沟通造成安全隐患是事故的主要原因，在事故处理过程中，各TSO配合不够顺畅也在一定程度上延误了事故处理。

 

如前所述，欧洲正在通过电力市场耦合来统一电力市场，由电力现货交易所负责。统一电力市场的建设将有效解决各国TSO缺乏协调的问题，促使各国建立统一的电力市场监管体制和调度运行规程，有利于提高电力系统安全可靠性。

 

从以上事故原因分析可以看出，在电网所有权分散的情况下，只有将与现货交易所相关的职能独立于电网所有者才能建立统一的市场体系，进而提高电网安全可靠性。而对于其他电网所有权单一的国家（如英国、新加坡等），与现货市场相关的调度职能均已与电网所有者分离，并未发现影响电网安全可靠性的证据。

 

如前所述，“调度独立”并非指把现有整个调度机构都独立于电网，主要指将与现货交易有关的职能从电网分离出去。在我国，应该立足电力工业的实际情况，循序渐进、分步实施。

 

《中华人民共和国电力法》第二十一条规定“电网运行实行统一调度、分级管理”。《电网调度管理条例》规定：按“统一调度、分级管理”的基本原则，调度机构分为五级：国家调度机构，跨省、自治区、直辖市调度机构，省、自治区、直辖市级调度机构，省辖市级调度机构，县级调度机构。在2002年第一轮电力体制改革后，全国电网分属国家电网公司和南方电网公司管辖，国家电网公司为五级调度，南方电网公司为四级调度（没有国家调度机构），各自建立了自己的电力调度管理规程。

 

传统的电力调度机构任务包括：按照电网运行的客观规律和有关规定，保障电网安全、优质、经济、环保运行；按照规程规定实施“公开、公平、公正”调度，维护发电、供电、售电、用电等各方的合法权益；遵循节能、环保的原则，优先利用可再生能源和清洁能源发电，协调流域水库优化调度；实施优化调度，充分发挥电力系统设备能力，最大限度地满足全社会用电需求等等。在电力市场环境下，电力调度机构的任务将发生根本性变化，在“234号文”中已有提及。

 

各级调度机构的设置大同小异，一般包括调度、运行方式、发电计划、继电保护、通信、自动化等专业技术部门及其他支撑部门。其中，调度部门负责调度管辖范围内的电网日内发电计划执行、实时调度运行业务；运行方式部门负责系统运行方式编制、无功电压管理和监督等；发电计划部门负责发电运行计划及机组检修计划、节能发电调度、发电厂辅助服务补偿及并网运行考核等。继电保护、通信、自动化等部门负责各自设备系统的建设与运行维护。可见，在电力市场环境下，现货市场、辅助服务市场所对应的主要是调度部门、运行方式部门和发电计划部门的职能。

 

调度体制改革是电网体制改革的核心工作，在“234号文”所确定的电力交易机构独立规范运行框架之下，“调度独立”实际上体现于交易机构和调度机构的职能定位及分工合作。“234号文”提出：“调度机构要严格按照交易规则开展包括日前、日内、实时电量交易及辅助服务在内的现货交易出清和执行，并将出清和执行结果提供交易机构。电力网架结构、技术支持系统、交易机构专业能力等条件较为成熟的地区，适时探索由交易机构组织开展日前交易。”可见现货出清权仍留在电网之内，而电网同时允许参与竞争性售电，因此这仍为一个各方妥协的改革方案，作为改革初期的起步方案暂时可以接受，但应随着改革的推进不断完善。根据国外电力市场建设经验和电力系统安全稳定控制的基本原理，将实时平衡市场（15分钟以内的交易）和调度操作权保留在电网内的调度机构是有利的，也是能够保证电网安全的，但15分钟以上的交易（日内、日前和中长期交易）都可划归交易机构。这也意味着现有调度机构的调度部门、运行方式部门和发电计划部门的相关人员和职能可以调整到交易机构，仍留在电网的调度机构应根据《电力安全事故应急处置和调查处理条例》加强电力安全事故的应急处置工作并控制、减轻和消除电力安全事故损害。

 

市场化改革的本质是政府将资源配置的自主权下放到市场主体，在市场总体供需平衡趋势的驱动下，由市场机制这只“看不见的手”形成市场价格。电能资源优化配置是电力市场的核心功能，资源配置权的正确定位和重新分配是电改的核心任务，也是主要障碍所在。“234号文”对此作出了比较清晰的规定。需要注意的是，中长期市场交易合同类型的不同将导致不同的资源配置权分配。例如，在物理合同交易方式下，售电公司分流了一部分发电计划权（可形象地称为“调度指挥棒”），电网调度机构必须执行售电公司的交易计划，由于存在多家互相竞争的售电公司，可有效地实现打破垄断、提高效率和改善服务的目的。而在差价合同交易模式下，由于售电公司所签订的合同属于纯财务性合同，对电网调度机构没有任何约束力，因此在相应调度职能没有真正独立时，售电侧改革的效果将大打折扣。电力中长期交易的金融化（例如采用差价合同形式）也将带来金融和法律风险，电力交易机构是否有能力和资质组织相关金融交易，是需要法律法规支持和金融监管部门认定的。除此之外，对于电网调度机构的监管体系建设也应提上议事日程。