美国德州电力市场综述.docx
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美国德州电力市场综述
美国德州电力市场综述
1前言1
2ERCOT简介1
3德州电力市场化转型3
4德州节点电力市场设计4
5金融输电权市场9
6日前市场11
7可靠性机组组合13
8实时市场14
9结语18
1.前言
本文试图从德州电力市场建设者的角度，进一步深入介绍美国德克萨斯州的电力市场转型期以及不同时期的市场架构，期望能为国内的电力市场建设者提供一些有益的借鉴和参考。
2.ERCOT简介
美国德州电力可靠性委员会ERCOT（ElectricReliabilityCouncilofTexas）是负责其范围内电网运行和管理竞争性电力批发市场的独立系统调度机构ISO（IndependentSystemOperator）。
ERCOT的所辖区域覆盖了德州75%的面积和90%的负荷，并管理着2,400万德州用户。
德州面积相当于广东广西加湖南，比华东五省加上海略大一点。
德州电网是一个独立电网，和外州没有交流互联，只通过5条直流联络线与美国东部网络和墨西哥相连，这5条直流联络线的总容量接近110万千瓦。
ERCOT管理超过74,400公里的高压输电线路和550多台发电机组。
ERCOT装机容量接近9,000万千瓦，夏季高峰可调用装机容量为7,700万千瓦，2015年8月10日峰值负荷6,988万千瓦创历史新高，2015年度用电量是3,475亿千瓦时，同比增长了2.2%。
德州市场有超过1,400成员参与电力市场的发电、输配电、交易、零售和电能使用。
ERCOT是基于会员制的非营利机构，由ERCOT董事会进行管理，由德州公共事业委员会PUCT（PublicUtilityCommissionofTexas）和德州州议会（TexasLegislature）监管。
因为德州和外州只有直流互联，所以ERCOT不受美国联邦能源监管署（FERC）监管，这是德州区别于美国其它ISO的一个很独特地方。
ERCOT的会员包括用户（consumers），合作社（cooperatives），发电商（generators），市场营销者（powermarketers），售电商（retailelectricproviders），投资者拥有的输配电供应商（transmissionanddistributionproviders）和一些市政电力公司（municipal-ownedelectricutilities）。
ERCOT当前风电装机容量约为1,600万千瓦，在北美所有市场里是最大的。
如果把德州当做一个单独的地区和世界各国（包含美国非德州区域）进行比较，德州风电装机容量在世界排名第六。
到现在为止，德州风电最高发电记录是2016年2月18日创造的1,402万千瓦，同日创造的风电最高渗透率大于45%。
随着风电的高速发展，其间歇性也给系统运行带来了很多挑战。
ERCOT采取了一系列措施来降低弃风，成效显着，2014年的全系统平均弃风率小于0.5%，2015年的全系统平均弃风率小于1%。
下图显示了ERCOT2015年对应各种电源类型的发电量和装机容量的比例。
从图中可以看出，ERCOT天然气发电量和装机容量都是所有电源类型中最高的，天然气装机容量占53%，发电量占48.3%。
风电装机容量占18%，发电量占11.7%。
ERCOT2015年发电量和装机容量（来源:
）
ERCOT的竞争性电力零售市场（competitiveretailmarket）非常活跃，连续8年（2008-2015）被能源咨询机构DistributedEnergyFinancialGroup评为美国和加拿大最具竞争性的零售市场。
ERCOT拥有大约200个合格的竞争性独立电力零售商（completiveretailelectricproviders），超过75%的负荷具有零售选择权。
根据统计，竞争性零售市场内的超过90%的居民用户都曾经更换过零售商。
ERCOT市场参与者（MarketParticipants）主要分为以下几类：
授权计划实体QSE（QualifiedSchedulingEntities），负荷服务实体LSE（LoadServingEntities），输电服务供应商TSP（TransmissionServiceProviders），配电服务供应商DSP（DistributionServiceProviders）和电源实体RE（ResourceEntity）。
QSE代表电源实体和售电公司参与日前和实时市场，与ERCOT进行数据对接和结算。
QSE可以同时拥有发电机和负荷，或者两者之一，或者是两者皆无的纯金融买卖参与者。
下图显示了ERCOT和各市场参与者的相互关系。
ERCOT和市场参与者关系（来源:
）
3.德州电力市场化转型
1996年，ERCOT成为美国的第一个独立系统调度机构。
1999年6月18号，德州关于电力改革的7号法案由当时的布什州长签署生效，正式开始了德州电力行业的市场化进程。
法案对售电侧市场化、输配电的拆分、批发市场的建立、发电装机的容量限度、独立系统调度和市场运行机构的设立、以及批发和零售市场的实现，都提出了明确的具体时间表要求。
法案特别规定对投资者拥有的电力企业解除管制，在这些区域引入电力零售用户选择权，同时规定ERCOT的几个主要责任是：
电力系统规划和运行，电力批发市场的运行和结算，对有售电选择权的用户提供切换服务。
从1999年6月18号的电改7号法案签署到预期的2001年6月1号零售市场开始运行，以及2001年7月31号批发市场运行，大概只有两年左右的时间。
在短短两年的时间里，徳州电力工业不但要全面市场化，而且在系统控制上要做出很大的改变，从十个控制中心切换到一个控制中心。
但是，当时各个市场主体市场经验非常缺乏，ERCOT没有相关电力市场人才，没有自己的调度运行中心，也没有相关的市场软件。
在这样一个情况下，要在两年内开通现货实时市场，几乎是一件不可能的任务。
但法律已经颁布，政令已经发出，没有回旋余地。
当时各个市场主体基本一致同意采纳区域模式的现货实时市场，辅助服务市场日前出清，输电权市场只针对几个关键输电断面拍卖这样一种相对简单的市场架构。
经过两年的艰苦努力，完成了从市场规则设计、功能设计、软件实现及调试，到市场试运行的全过程。
在2001年，ERCOT开始单一控制区运行，同时开启了批发市场和零售市场的竞争，德州巿场的如期开通运行，满足了7号法案的要求。
ERCOT当时采取的是区域市场（ZonalMarket）架构，并根据几个主要的输电断面将ERCOT分成四个阻塞管理区域。
区域模式的实时市场虽然概念上看起来很简单，可具体实现起来要解决的技术难题可不少。
由于没有精细的节点价格信号，尽管在具体设计和实现中做了许多重大改进，区域市场模型始终不能很好地解决网络拥塞费用适当分配的问题。
在区域模型中，许多发电厂不但没有足够的意愿去消除线路拥塞，有的反而会故意加重拥塞以获利。
在区域市场模型中，电力系统运行模型和市场模型的协调也是一大挑战。
为了解决区域性市场中诸如线路拥塞费用的分配，以及提高电力系统运行效率等问题，当时给出了两种方案：
一种是渐进式地从已有的区域市场逐步过渡到节点市场，另一种则是整个市场及其支持系统一下子切换到节点市场。
最后，德州政府部门决定采用后一种方案。
2003年，ERCOT开始设计节点市场（NodalMarket）。
这个重新设计的综合性的德州节点市场用超过600个电价结算点来代替区域市场的四个阻塞管理区域所对应的结算点。
ERCOT设计节点市场的主要目标是改善价格信号，提高调度效率，直接分配局部拥堵费用。
这个重新设计的综合性节点市场主要有以下几个部分：
金融输电权市场CRR（CongestionRevenueRights），能量和辅助服务联合优化的日前市场DAM（Day-AheadMarket），可靠性机组组合RUC（ReliabilityUnitCommitment），以安全约束下的经济调度SCED（Security-ConstrainedEconomicDispatch）为核心的实时市场。
2006年，ERCOT正式开始节点市场建设。
在节点市场建设过程中的项目管理上，周期和预算出现过一些问题。
最后，在2010年12月1日，ERCOT成功地从区域电力市场转换为节点电力市场。
两相比较，一揽子式的节点市场在项目进度和预算上，都远远超过了以前的区域市场。
ERCOT节点市场和区域市场的对比总结在下表中。
ERCOT区域市场和节点市场比较（来源:
）
4.德州节点电力市场设计
ERCOT是纯能量市场（energy-onlymarket），没有容量市场（capacitymarket）。
发电商建造电厂的成本必须从发电和提供辅助服务的收益中来回收。
ERCOT为了鼓励投资兴建新电厂，制定了一系列稀缺定价机制（ScarcityPricingMechanism），在系统电能和备用稀缺的情况下提高电能价格。
其中最重要的就是设置较高的系统报价帽SWCAP（System-WideOfferCap），ERCOT当前的最高报价是$9,000/MWh。
德州电力批发市场由两部分组成：
独立于ERCOT之外的分散的双边市场（BilateralMarket），和由ERCOT组织的集中出清市场。
双边市场
双边市场指买卖双方单独或者双方通过经纪人（Broker）签订的用来交易电量的双边合同。
合同任一方可以同时拥有发电机和负荷，或者两者之一，或者两者皆无（纯金融买卖市场参与者）。
双边合同一般被用来规避（Hedge）实时市场价格风险，同时有些市场参与者通过双边合同进行套利。
据统计ERCOT实时市场中绝大多数（超过90%）电能交易是通过前期双边合同规避（Hedge）锁定，按照合同价格进行结算。
双边合同几个基本要素就是:
交付时间（年月日小时或者时间段），电能（MW）,结算点，合同价格。
ERCOT大多数双边合同本质上是一种金融合同，买卖方不需要拥有发电机或负荷，在实时也不需要按照合同发电或者用电。
合同签订后，买方需要根据合同电量和合同价格支付给卖方，这是第一部分结算。
ERCOT实时市场出清后，卖方需要根据合同电量和实时价格支付给买方，这是第二部分结算。
如果单纯考虑双边合同（不考虑合同双方在实时物理发电和负荷的抵消），其结算公式如下：
第一部分结算：
合同收款=合同付款=合同电价X合同电量
第二部分结算：
实时收款=实时付款=实时电价X合同电量
同时考虑以上两部分结算：
卖方净收款=合同收款-实时付款=（合同电价-实时电价）X合同电量
买方净付款=合同付款-实时收款=（合同电价-实时电价）X合同电量
双边合同的结算时间由双方自由商定并写入合同，根据具体合同可以有不同选择，比如可以选择签订合同时付款或是按月付款等方式，不同结算时间会影响双方的现金流但不会影响最终的结算量。
ERCOT没有强制要求合同双方必须向ERCOT提交所签订的双边合同，但是合同双方可以选择自愿提交，让ERCOT帮助结算其双边合同。
根据合同性质，是否向ERCOT提交双边合同不会改变其最终的结算结果，只是会改变通过ERCOT的结算量。
ERCOT集中出清市场
ERCOT组织的集中市场主要由四部分组成：
金融输电权市场CRR（CongestionRevenueRightMarket），日前市场DAM（Day-AheadMarket），可靠性机组组合RUC（ReliabilityUnitCommitment）和实时市场RTM（Real-TimeMarket）。
其中实时市场的核心是安全约束下的经济调度SCED（Security-ConstrainedEconomicDispatch）。
下图显示了ERCOT节点电力市场架构图。
这四个集中市场会在下文一一介绍。
ERCOT节点电力市场架构图（来源:
）
在开始介绍各个集中市场之前，先介绍一些和德州节点市场相关的重要定义和概念。
节点边际定价
节点边际价格LMP（LocationalMarginalPrice），又称为节点电价，指的是在一个节点（电气母线）上增加一个单位电量的负荷，系统运行成本的增加量。
ERCOT的节点价格LMP有两部分组成：
电能分量（energycomponent）和阻塞分量（congestioncomponent）。
美国其它一些市场节点电价还包含一个网损分量（losscomponent）。
但是ERCOT的节点电价LMP不包含网损部分，LMP不受网损影响，LMP只会因为阻塞影响而不同，从而简化了LMP的计算，这是ERCOT比较独特的一个地方。
ERCOT的网损包含输电网损和配电网损，对应输电网损因子TLF（TransmissionLossFactor）和配电网网损因子DLF（DistributionLossFactor）。
对应每个15分钟结算区间（SettlementInterval），TLF只有一个全系统值，DLF则是对应每个输电商可以有一个不同值。
ERCOT的数据聚合系统（DataAggregation）计算TLF和DLF，根据负荷的大小按照TLF分摊输电网损和按照DLF分摊配电网损，并将两者相加获得负荷的输配电总网损。
ERCOT实时结算的时候，将输配电总网损加在实际测量的负荷上作为校正负荷AML（AdjustedMeterLoad），并以此作为最终负荷进行结算。
结算点电价
每个电气母线（electricalbus）都有一个对应的节点价格，这是最精细的节点电价。
但是市场参与者一般是通过结算点（SettlementPoint）进行电能交易，并用结算点电价SPP（SettlementPointPrices）进行财务结算。
结算点是一些物理母线的集合，结算点电价是根据结算点类型在其对应母线价格的基础上按照一定的规则加权平均算出来的。
结算点可以分为以下三类:
发电机节点（ResourceNodes），指的对应于一个电源的母线，这个母线LMP用来作为这个发电机节点电价结算这个电源的输出；负荷区域（LoadZone），指的是分配在同一个负荷区域的所有母线的集合，负荷区域结算点价格是区域里所有母线LMP按照母线负荷加权平均算出来的，同一区域内的所有负荷只有一个对应的区域价格；枢纽（Hub），指的是分配给同一个枢纽的345KV的枢纽母线的集合，枢纽结算点价格是这些345KV母线LMP的简单平均。
设置负荷区域和枢纽结算点的目的是增加电能交易的流动性和价格的确定性，这样可以避免在单个母线上交易受母线价格（局部阻塞可显着影响母线价格）和母线上联络线容量的限制。
日前市场中节点电价LMP和日前结算点电价DASPP（Day-AheadSettlementPointPrice）是以小时为单位，每个小时每个母线或者结算点会算一个对应的价格。
实时市场中，SCED每五分钟运行一次计算节点LMP。
实时结算点价格RTSPP（Real-TimeSettlementPointPrice）每15分钟算一次，计算15分钟内所有SCED的节点价格的平均值。
三部分售电报价
三部分售电报价（Three-PartSupplyOffer）是QSE为其所代表的发电机提交的能量报价，具体到每台机组每个小时。
发电机的三部分售电报价包含三部分：
启动报价（StartupOffer），最低出力报价（Minimum-EnergyOffer）和售电报价曲线EOC（EnergyOfferCurve）。
启动报价指发电机从开始启动至达到最低出力限值LSL（LowSustainedLimit）时所费成本的报价（$/start）。
QSE根据机组启动时的温度状态，可以提交三种不同启动报价：
热启动（hotstart）,中等温度启动（intermediatestart）和冷启动（coldstart）。
最低出力报价指发电机维持在最低出力时所费成本的每兆瓦时报价（$/MWh）。
售电报价曲线EOC指对应递增电量的单调非递减的报价，售电报价曲线是分段线性的（Piecewiselinear），可以最多有10个报价点（MW,$/MWh）。
发电机也可以只提交售电报价曲线EOC不提交启动报价和最低出力报价。
如果机组想参与日前市场能量和辅助服务联合优化，QSE要在售电报价曲线中设置参与联合优化的标记。
日前市场DAM优化所有提交的三部分售电报价，也优化单独的售电报价曲线EOC（无启动报价和最低出力报价）。
可靠性机组组合RUC只使用三部分售电报价中的启动报价和最低出力报价。
实时市场中的安全约束下的经济调度SCED只使用售电报价曲线而不使用启动报价和最低出力报价。
对于任意一个指定的小时，如果机组没有被日前市场或可靠性机组组合指令开机（commit），QSE可以在这个小时对应的调整时段提交或更新启动报价和最低出力报价，QSE可以在这个小时对应的调整时段提交或更新售电报价曲线EOC，这样的好处是机组可以根据实时的运行情况调整报价，更能真实反应实时的成本，实时市场会使用最后更新的售电报价曲线EOC进行出清。
下表是一个发电机的三部分售电报价的例子：
三部分售电报价例子
当前运行计划
当前运行计划COP（CurrentOperatingPlan）是QSE为其所代表的电源（发电机或负荷电源）提交的预期运行计划，包含每个电源未来七天的每个小时的运行数据。
当前运行计划包括电源的每个小时的并网状态（在线/离线），最高出力限值HSL（HighSustainedLimit），最低出力限值LSL（LowSustainedLimit）和辅助服务计划（AncillaryServiceSchedule）。
日前市场DAM只使用COP中的最高出力限值和最低出力限值参与优化，作为提交三部分售电报价的机组的出力限值，不使用COP中的机组并网状态。
可靠性机组组合RUC会使用COP中的所有信息参与优化，其中的并网状态会被用来决定机组是否自开机（self-commit），并在其基础上进行增量机组组合。
下表是一个发电机的当前运行计划COP的例子：
当前运行计划COP例子
Resource
Name
OperatingDay
HourEnding
ResourceStatus
LSL
（MW）
HSL
（MW）
Reg-Up
（MW）
Reg-Dn
（MW）
RRS
（MW）
Non-Spin
（MW）
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2
OUT
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0
0
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ON
11
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0
0
0
0
ALTA
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18
ON
11
110
0
0
10
0
…
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…
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…
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…
…
ALTA
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24
OFF
11
110
0
0
0
0
市场信息系统
ERCOT通过市场信息系统MIS（MarketInformationSystem）向市场参与者及时准确地披露电网和市场运行信息。
ERCOT全网网络模型使用统一格式的通用信息模型CIM（CommonInformationModel），极大的简化了网络模型的更新和在各个系统中的导入。
ERCOT通过MIS定期公布最新的编辑过（redacted）的全网CIM模型，删除其中一些机密的信息比如发电机参数。
ERCOT也会在一定保密时间过期之后通过MIS公布市场参与者历史报价和出清信息，比如在运行日六十天之后会公布所有日前市场和实时市场的各种报价。
双结算系统
ERCOT采用双结算系统（Two-SettlementSystem）结算日前市场和实时市场：
对日前市场电能出清量按照日前市场结算点价格进行结算，实时市场中则根据实时市场和日前市场出清量之间的偏差量按照实时结算点价格进行结算。
双结算系统可以让追求利益最大化的发电商在实时市场的参与策略不受日前市场交易或者双边合同的影响，仿佛之前的交易不存在，从而鼓励发电商全电量报价参与实时市场，提高实时市场的运行效率。
5.金融输电权市场
金融输电权市场简介
金融输电权CRR（CongestionRevenueRight）是一种金融避险工具，让金融输电权持有者可以在日前市场中接受补偿收款，或被欠款收费。
金融输电权是金融性的，持有金融输电权并没有赋予金融输电权持有者权利或者义务来物理传输或接受电能。
为了持有金融输电权，市场参与者必须在ERCOT注册成为金融输电权开户人（CRRAccountHolder）。
金融输电权开户人和ERCOT之间进行金融输电权的结算。
因为公平公正的考虑，输配电供应商和ERCOT都被禁止持有金融输电权。
金融输电权可以通过以下三种方式获得：
1.金融输电权拍卖（CRRAuction）：
这是获取金融输电权的最基本方式。
ERCOT每半年和每个月都会进行周期性的金融输电权拍卖。
金融输电权拍卖会拍卖一些空余的网络容量，同时也给金融输电权持有者机会来卖掉他们当前所持有的金融输电权。
2.预先分配（PCRRAllocation）：
ERCOT会事先分配一些金融输电权给一些符合条件的不参与市场竞争的市场主体NOIE（Non-OptinEntity）。
NOIE指的是那些不提供用户售电选择的合作社EC（ElectricCooperative）和市政电力公司MOU（MunicipallyOwnedUtility）.
3.双边交易（BilateralTrades）：
金融输电权持有者可以通过双边交易转让之前已经持有的金融输电权。
ERCOT金融输电权是一种点对点PTP（point-to-point）的拥堵收益权，有如下特性：
一个具体数量MW（可以精确到0.1MW），一个具体时段，指定的电量输出点（Source）和指定的电量接收点（Sink）。
金融输电权按照结算功能可以分为两类：
一类是点对点责任权PTPObligation（point-to-pointObligation）,另外一种是点对点选择权PTPOption（point-to-pointOption）。
点对点责任权是双向的，在日前市场结算时既可能产生欠款（charge）也可能收款（payment）,而点对点选择权是单向的，在日前市场结算时只会收款（payment）。
金融输电权拍卖和预先分配都是按照分时区块TOU（Time-OfUseBlocks），以每个月为条状单位（stripes）进行拍卖或分配。
CRR分时区块TOU分为以下三种:
1.工作日高峰时段（PeakWeekday）:
5X16时段，指时末（hourending）0700-2200,周一至周五工作日排除NERC的节假日
2.周末高峰时段（PeakWeekend）:
2X16时段，指时末0700-2200，周六，周日和NE
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