从澳大利亚现货市场暂停事件看电力市场紧急状态应对

陈启鑫，吕睿可，唐庆虎，李可昕，高洪超，郭鸿业

（电力系统及大型发电设备安全控制和仿真国家重点实验室,清华大学,北京市 100084）

0 引言

2022 年6 月15 日,澳大利亚电力市场运营机构（Australian Energy Market Operator,AEMO）宣布暂停运行电力现货市场［1］,这是澳大利亚电力现货市场首次暂停运行,引起了各方关注。现货市场暂停后,AEMO 仍组织市场出清,但使用指导价格而非出清价格进行结算。自1998 年全面运作以来,澳大利亚国家电力市场（National Energy Market,NEM）已成为世界上知名的自由竞价电力市场。在此次暂停运行事件前,NEM 已数日频繁出现电力供应紧张的预警,AEMO 也实施了多次市场干预,以保障电力供应,但仍无济于事,直至暂停现货市场运行。

近年来,世界各地电力市场遇到紧急状态暂停现货市场运行的情况频出。2020 年8 月,美国加利福尼亚州电网连续2 d 出现了用电高峰时期切负荷运 行 的 限 电 事 故,共 计1.47 GW 负 荷 被 限 制［2］。2021 年2 月,美国得克萨斯州经历了连续极端低温天气诱发的大停电事故,事故中执行了最高20 GW、最长持续4 d 的负荷轮停［3］。2022 年6 月14日,美国中东部断电用户达到50 万户［4］。近年来,此类事故不少发生在电力市场成熟的地区,引发了对于高比例新能源下现有电力市场机制适用性与稳定性的担忧。

实际上,对于极端天气、应急事件、异常供需关系等造成的紧急状态,各大电力市场均有各自的应对机制。为了应对紧张的电力供需关系,AEMO 根据既定的市场规则暂停现货市场,在客观上降低了电力用户的金融风险,也避免了大规模的停电事故。紧急状态应对机制背后,是机制设计者对电力市场效率与电力供应可靠性、安全性的权衡。

在国际形势复杂和全球能源低碳化的背景下,电力市场出现紧急状态的可能性有所上升。一方面,能源供应链不确定性增加,而气候变化导致极端天气频发,对能源供需平衡构成更大的挑战；另一方面,电力系统中新能源比例不断提升,其发电不确定性与间歇性的影响愈发不可忽视,高比例新能源在关键时刻的短缺将成为电力市场重大事故的导火索。事实上,中国电力市场近年来也曾面临严重的紧急状态。2021 年底,动力煤价格高涨,而发电成本未能通过电价有效传导,导致部分地区出现因电力供应不足而拉闸限电的情况。

目前,中国共有14 个电力现货市场试点地区,部分试点地区已开始连续不间断结算试运行,电力现货交易比例不断提升。为确保中国能源安全,提升中国电力市场的鲁棒性,有必要对市场紧急状态及其应对策略进行深入的研究。但是,目前相关研究主要针对单次停电事故分析原因［5-6］,或者仅关注某个特定市场特定紧急状态的应对机制［7］。关于世界各地电力市场对紧急状态应对机制,国内未见研究进行系统梳理,未能对其机制要素进行抽象与总结。

基于以上分析,本文首先对本次澳大利亚电力现货市场暂停事件进行分析,着重分析事件过程中AEMO 的应对机制；然后,进一步对世界各地电力市场的紧急状态应对方案进行梳理与总结；最后,面向国内电力市场建设提出相关建议。

1 澳大利亚电力现货市场暂停运行解析

1.1 澳大利亚NEM 概述

1）NEM 和AEMO 简介

NEM 是辖区跨5 个互联州的电力批发市场,由AEMO 负责运营［8］。NEM 开展电力现货交易,出清和结算周期均为5 min,发电商在出清之前均可进行投标和对投标的修改。投标内容除了机组发电成本量价对、爬坡速率外,还包括每个交易时段的机组最大可用容量以及当日最大发电量。基于投标信息,AEMO 在各机组最大可用容量等约束下进行市场出清和调度,并实行区域定价,每个州为一个价区。

NEM 的发电装机以火电和水电为主,但正处于快速转型期。2020/2021 财年,NEM 年度发电量中,燃煤发电占64.67%,风电和光伏发电（含分布式光伏）分别占10.45%和10.84%,均超过燃气发电（6.57%）［8］。NEM 计划于2025 年实现特定时段可再生能源出力满足100%负荷需求,并于2035 年前退役全部火电［9］。

2）价格管制和现货市场暂停机制

澳大利亚国家电力市场规则（NER）条例3.14规定了NEM 管制价格机制和电力现货市场暂停运行机制［10］。

管制价格机制是NEM 为了防止持续高电价破坏电力交易正常进行的安全措施之一。当某区域市场价格升高到一定的水平,过去2016 个交易时段（等效为7 d）的电价之和超过累积价格阈值时,便会触发管制价格帽,NEM 进入所谓管制价格时期（administered price period,APP）。2021/2022 财年,NEM 能量市场累积价格阈值为135.91 万澳元,等效平均价格为674.16 澳元/（MW·h）。APP 内能量市场价格帽,即管制价格帽,为300 澳元/（MW·h）,不足等效平均价格帽的一半,更是远低于非管制价格时期的价格帽15 100 澳元/（MW·h）。此外,管制价格机制规定,一旦某区域开始实施管制价格帽,与该区域相连的区域市场也会实施管制价格帽,直到APP 触发条件不满足。

根据NER 条例3.14.3（a）,AEMO 可以在以下3 种情况下宣布现货市场暂停运行,包括:电力系统崩溃、管辖区进入紧急状态并向AEMO 发出指令、AEMO 判定无法按照NER 规定运行现货市场［10］。在现货市场暂停运行后,直至AEMO 决定重启市场之前,NEM 中的投标和调度仍可按原有规则进行,但出清价格不用于结算,而是用过去28 d 内对应区域、同类型日（工作日、周末和节假日）、对应时段的历史平均价格结算,限价范围为150～300澳元/（MW·h）。为了表述方便,本文遵循翻译惯例,使用“暂停现货市场（suspend the spot market）”的表述。但需要说明,市场“暂停”仅仅是在既有市场规则下、在一段时间内改变定价方式,市场的其他功能仍然在运行。

在管制价格和现货市场暂停时期,如果相应的价格无法覆盖机组的成本,机组可以向AEMO 申请额外的补偿。

1.2 NEM 暂停运行过程回溯

2022 年6 月12 日,NEM 昆 士 兰 区 域 电 价 触 发管制价格机制,至15 日,AEMO 宣布NEM 现货市场暂停运行。下面将基于实际数据分析,简要回溯NEM 暂停运行过程。

1.2.1 近期NEM 能源供应情况

燃煤和燃气发电是澳大利亚供电的主要形式,受多方面因素影响,煤炭和天然气等能源供应紧张,提高了机组发电成本,NEM 电价随之稳步上涨。如图1 所 示,自2022 年1 月 第1 星 期 至6 月 第2 星 期,澳大利亚纽卡斯尔期货市场动力煤和天然气逐周平均价格［11］分别上涨101%和126%,NEM 现货市场电价上涨488%［8］。图中,MMBtu 为天然气百万英热单位。

图1 2022 年澳大利亚逐周动力煤、天然气期货平均价格和昆士兰区域平均现货电价Fig.1 Average weekly thermal coal and natural gas futures prices in Australia and average spot electricity prices in Queensland in 2022

6 月正值南半球初冬,风力和光伏发电量处于低谷,同时寒冷天气下的取暖需求和发电需求升高。同时,由于6 月初原本不属于澳大利亚电力需求高峰期,因此,大量发电机组按计划停运、维护。此外,有3 GW 的燃煤机组处于计划外的停运状态,这加剧了电力供应的紧张,进一步推高电价［4］。

1.2.2 现货市场暂停前NEM 运行情况

如 图2 所 示,2022 年6 月12 日18:50,NEM 昆士兰区域电价为9 500 澳元/（MW·h）,过去7 d 累积电价达到136.100 4 万澳元,超过了累积高电价阈值（135.91 万澳元）,自动触发管制价格机制。昆士兰区域于12 日18:55 分开始实施300 澳元/（MW·h）电价上限。13 日18:35 开始,根据管制价格机制,与昆士兰区域相连的新南威尔士、维多利亚和南澳大利亚区域陆续实施管制价格帽。

图2 2022 年6 月5 日至13 日NEM 现货市场昆士兰区域电价和7 d 累积电价Fig.2 Electricity price and 7-day cumulative electricity price of Queensland in NEM spot market from June 5 to 13，2022

由于管制价格帽300 澳元/（MW·h）相对当前发电成本过低,NEM 内发电机组开始削减申报的最大可用发电容量,甚至退出市场运行。2022 年6 月11 日至14 日NEM 所有机组申报的最大可用容量之和［8］如图3 所示。

图3 2022 年6 月11 日至14 日NEM 进入市场最大发电可用容量Fig.3 Maximum available generation capacity in NEM from June 11 to 14，2022

由图3 可见,6 月12 日晚昆士兰区域管制价格帽生效后1 h,整个NEM 最大可用发电容量降至44 GW 以下,较施行管制时下降了4%；6 月13 日晚,其余区域管制价格帽生效,NEM 最大可用容量进一步下降,至6 月14 日07:00 降至37 GW,相对6 月11 日同时段下降8.7 GW（19%）,相当于NEM化石能源总装机容量的26%［8］。

由于进入市场的发电容量急剧下降,AEMO 于6 月13 日凌晨预测到当日可能发生电力供应短缺,开始发送指令让机组增加出力［12］。AEMO 还预测到6 月14 日部分时段系统已经没有备用容量,于是发布了3 级备用不足（lack of reserve 3,LOR3）预警。6 月14 日,为了应对LOR3,保障电力供应,NEM 共有5 GW 的发电机受指令调度,约占最大负荷的20%,市场受到严重干预；6 月15 日,AEMO 继续在实施管制价格帽的4 个州发布LOR3,鼓励各机组响应预警,进入市场提供更多的发电容量。

然而,6 月15 日NEM 投标信息［8］显示,各机组进入市场的最大发电容量仍与6 月14 日相当,照此发展,AEMO 将不得不于当晚再次施加大规模干预。6 月15 日14:00,AEMO 认为已无法在保证电力供应安全和可靠性的同时继续运行现货市场,宣布NEM 现货市场于14:05 暂停运行［1］。

1.3 NEM 暂停事件分析

澳大利亚电力现货市场暂停引起了各方关注,特别是引起了对于NEM 管制价格机制的质疑。NEM 管制价格帽的数值在2008 年5 月由原先的100 澳 元/（MW·h）（峰 时）修 改 为300 澳 元/（MW·h）后［13］,于2015 年 写 入NER 条 例 中［14］,此 后 未 被 更新。当诸多因素导致NEM 现货市场触发管制价格帽时,300 澳元/（MW·h）相对此时的发电成本已经过低。为了减少损失,发电机组大量退出市场,反而更加导致电力短缺,市场无法正常运行。因此,管制价格机制的价格帽过低是导致NEM 无法正常运行的主要原因。

尽管如此,本次AEMO 对电力市场紧急状态的应对可以说是有效的。值得注意的是,本次NEM暂停运行的整个过程均按照NER 条例进行,暂停现货市场本身就是AEMO 可选的应对手段。电力现货市场暂停后,NEM 电力供应短缺情况已经改善［15］,避免了大规模停电等更大的损失。6 月24 日,NEM 已经正式恢复电力现货市场运行。

实际上,价格管制和暂停现货市场（条例3.14）与紧急状态应对（条例4.8）在NER 中的规定相对独立［10］,但在本次现货市场暂停事件中,两者存在较强关联。首先,各种原因导致的电力供应不足推高了电价,持续高电价触发管制价格帽后,过低的价格帽又加剧了电力供应不足的情况,使得电力市场进入紧急状态。AEMO 无法临时改变价格管制机制,为了保障电力供应,AEMO 可以采取的手段包括:市场手段、指令发电、暂停现货市场等（详见2.4节）。NEM 暂停前,AEMO 采取市场手段但无果,采取指令发电导致对市场过多干预。在AEMO 为了应对紧急状态而采取的大量干预下,现货市场难以正常运行,因此AEMO 决定暂停现货市场。

2 世界各国电力市场紧急状态对策机制

电力市场紧急状态与电力系统运行的非安全状态概念有所重合,但侧重点不同。安全运行状态要求电力系统处于正常状态,即电压、频率等物理量均符合要求,且在应急事件发生后仍能处于正常状态。电力市场紧急状态通常是指电力供应预计会受到重大不利影响的状态。电力市场紧急状态可能由电力系统安全受破坏导致,也可能由市场主体无序竞争或者大量退出市场导致。

世界各国电力市场机制对紧急状态的标准以及市场干预手段有着明确的规定,以防电力供应态势在市场紧急状态下进一步恶化。下文将分别介绍各国电力市场对紧急状态和应对策略的机制。

2.1 美国PJM 市场

美国PJM 市场对于市场紧急状态的机制主要分为能量和容量两部分。能量层面的紧急机制主要用于应对日前市场中出现的供不应求和供过于求的市场出清异常状态,通过一系列手段来协调供需,使得系统能量供需趋于平衡。容量层面的紧急机制主要针对关乎系统安全稳定运行的容量充足性问题,用以应对可能出现的系统容量短缺问题,维护系统正常运行。

2.1.1 能量市场紧急状态

能量市场紧急状态分为最大发电紧急状态（maximum emergency generation）和最低容量紧急状态（minimum capacity emergency）,分别对应于供不应求和供过于求的情况［16］。

1）最大发电紧急状态

如果所有机组的经济最大发电量难以满足日前市场的需求投标,那么PJM 发出最大发电警告,并依次执行以下步骤以缓解市场供给不足的情况:

（1）将所有在线机组的出力增加到其最大紧急限制。如果在达到最大限制之前达到功率平衡,则按经济最大值的比例增加发电量。此时的节点边际定价（locational marginal price,LMP）为所有在线机组中的最高报价。

（2）引入仅可用于最大发电紧急状态的离线机组,顺序基于经济报价数据。此时LMP 仍为所有在线机组中的最高报价。

（3）将剩余的价格敏感型需求降至零。此时LMP 设置为被削减的最高价格的需求投标。

（4）按比例削减所有负荷,直到达到平衡。此时,LMP 设置为前几个步骤或者投标价格帽的值（目前为2 000 美元/（MW·h））,取其中较高者。

2）最低容量紧急状态

如果日前市场的需求投标小于将所有可能的机组都关闭且所有剩余机组出力均处于最小经济出力限制时的总发电量,那么PJM 将发出最低发电警告,并依次执行以下步骤以缓解市场供给过剩的情况:

（1）将所有在线机组出力降至最低紧急限制。如果在达到最低出力限制之前达到功率平衡,则按经济最小值的比例降低出力。此时,LMP 设置为0或所有在线机组的最低报价中的较低值。

（2）将LMP 设置为0,按紧急最低出力限制的比例将所有在线发电量按比例减少到低于紧急最低限度。

2.1.2 容量紧急状态

PJM 市场对于触发容量紧急状态有4 个阶段。在正常运行的情况下,会根据需要发布咨询信息（advisory）。在市场容量面临短缺时,首先会在日前或更早的时间,对于可能存在发生的容量短缺问题发出预警（alert）。在日内实时运行中,如果预计到将发生短缺情况,将先以警告（warning）的形式通知相关方,并在需要的时候通知采取行动（action）［17］。

1）预警状态

预警状态主要包括了机组开机预警（unit startup notification alert）、最大发电/负荷管理预警（maximum generation emergency/ load management alert）、一级备用预警（primary reserve alert）和电压降低预警（voltage reduction alert）。这些预警状态主要用以提前通知相关方做好准备,如开启机组或准备调整处理或参加需求响应等。同时,也根据相关短缺情况发布一级能源紧急警报（energy emergency alert level 1,EEA1）,以呼吁全社会共同节约用电以应对短缺。

2）市场干预状态

当日内运行时,PJM 根据短缺的情况,依次采取以下的手段来应对:

（1）提前通知准备并按需调用系统内注册的需求侧响应资源,同时,会向社会发布更高等级的二级能源紧急警报（energy emergency alert level 2,EEA2）,以呼吁社会共同应对短缺。

（2）当一级备用容量不满足一级备用需求,但尚大于同步备用需求时,发布一级备用警告,调动所需的二级备用进入一级备用状态。开启最大发电紧急行动,开启紧急报价流程,在尽量保证经济性的情况下,紧急向市场成员或外部采购短缺的发电容量。同时,启动紧急自愿需求侧响应行动,通知注册了应急需求侧响应的相关成员自愿削减负荷。

（3）当同步备用容量低于同步备用需求时,发布电压降低警告和非关键负荷削减警告,削减非必要的建筑负荷。对于突发的意外情况,还可以采取直接调度所有资源的行动。

（4）当可用的一级备用已经小于N-1 安全的要求时,发布人工切负荷警告,在必要时降低配电系统的电压来减少需求,并进行人工切负荷操作。此时将发布最高等级的三级能源紧急警报（energy emergency alert level 3,EEA3）。

2.2 美国加州电力市场

目前,美国加州电力市场存在5 个状态。当系统的电力资源充裕时,系统为正常运行状态；当出现短缺的征兆时,则进入预警状态,包括2 种预警状态；之后,情况更加严重时,会进入3 种程度的市场干预状态,以缓解电力或备用资源紧张或供不应求情况［18］。

2.2.1 预警状态

首先,系统进行弹性预警（flex alert）,当D+2的结果表明有超过500 MW 的电力短缺或D+1 的尖峰负荷大于45 000 MW 时,美国加州独立系统运营商（CAISO）将通过发布公告鼓励用户削减负荷。

然后,系统进行能源不足预警（energy emergency alert watch）,其触发条件是独立系统运营商预测到次日有一个或多个小时可能会出现能源短缺。此时,CAISO 将与输电公司、大型用电主体进行沟通,并发布用户公告。

2.2.2 市场干预状态

首先是一级紧急状态EEA1,触发条件是次日的某时段所有可用容量均全部上线。当触发后,CAISO 将发布公告,并向紧急减载（emergency load reduction program,ELRP）的负责方确定在负荷较高水平时可以削减的负荷量。

其次是二级紧急状态EEA2,触发条件是系统已经出现供给不足情况,但仍能维持系统运行和最小备用需要。当触发后,CAISO 将削减部分非必要负荷,并启用可靠性需求响应资源（reliability demand response resource,RDRR）和紧急需求响应资 源（emergency demand response resource,EDRR）。此外,还将启用紧急备用（contingent only reserves）和启用部分非市场中标机组以维持系统安全稳定运行。

最后是三级紧急状态EEA3。此时,系统已经出现供给不足情况,无法维持系统运行和最小备用需要。通过强制性切负荷行为,缩小受影响的用户范围。CAISO 将向可能削减的负荷发布削减数量及预计恢复时间。

2.2.3 其他应对机制

除了针对紧急状态设计的机制以外,CAISO 还制定了稀缺电价机制,作为系统备用不足时的电价机制。具体的,当系统备用不足时,电力市场结算价格不再仅仅是能量出清价格,而是能量出清价格与CAISO 设置的惩罚价格之和［19］。

结合2020 年夏季加州出现的限电事件来看,在紧急状态下进行政策性干预也是必不可少的。例如,在2020 年8 月17 日加州州长签署了N-74-20 号行政命令67,允许暂时放宽对各类型发电机的管束和碳排放的要求,这在当时最大限度地提高了电网供电水平,缓解了电力市场的紧急状态［20］。此外,CAISO 在发生限电后暂时取消了虚拟投标机制（virtual bid）,以最大限度保证出清结果准确反映市场供需情况。

2.3 美国得州电力市场

美国得州电力可靠性委员会（ERCOT）以系统的备用资源数量为衡量标准。与前述2 个市场类似,其也将市场面临的供给紧张分为3 个阶段,即EEA1、EEA2、EEA3［21］。

第1 阶段为EEA1,此时系统备用资源低于2 300 MW,约占年度最高负荷的3.1%,且未来30 min 内无法恢复。在此状态下,ERCOT 将充分利用系统未启用的备用资源,启动负荷侧响应并向外电网购买额外功率。

第2 阶段为EEA2,此时系统备用资源低于1 750 MW,约占年度最高负荷的2.3%,且未来30 min 内无法恢复。在此状态下,ERCOT 将根据合约切除提供备用的大型工业用户负荷,以及切除部分商业和小型工业负荷,并向输电公司申请负荷侧响应资源和降低电压。

第3 阶段为EEA3,此时系统备用资源低于1 000 MW,约占年度最高负荷的1.3%,且未来30 min 内无法恢复。在此状态下,ERCOT 将要求输电公司减少负荷,一般通过有计划的轮流限电实现。

得州在2021 年2 月出现了严重的限电事件,当时ERCOT 除了按照程序逐步升级为EEA3 以外,还采取了许多政策干预手段,为其恢复正常状态起到了重要作用。例如,ERCOT 授权位于辖区内的机组调至满发状态,一些不符合环保条件的机组也被允许发电。此外,ERCOT 将系统的价格机制由LCAP（low system-wide offer cap）模式调整为HMPC（high system-wide offer cap）模式。LCAP 的初衷是在电力市场的日常运行中保护消费者,当系统电价足够高（满足发电企业一定的盈利水平后）到一定阈值时,则将出清价格上限定为LCAP 的价格,为2 000 美元/（MW·h）和50 倍天然气价格中的最大值。与之相对,HMPC 的价格为9 000 美元/（MW·h）,与天然气价格无关,降低了高天然气价格对市场出清价格的影响。事实证明,后期天然气价格飞涨,及时将价格机制由LCAP 模式调整为HMPC 模式是行之有效的选择［3］。

2.4 澳大利亚电力市场

除了前述AEMO 对电力市场的干预机制,NER 条例4.8 还对紧急状态的应对做出规定,要求AEMO 在发现电力系统的状况可能对电力供应产生重大不利影响后,必须发布相关细节并采取相应措施,这些状况包括:电力供给短缺、应急事件或极端天气等破坏电力系统安全等［10］。

实际操作中,AEMO 采用备用不足（LOR）状态来界定电力系统的电力供应短缺情况,按严重程度递增分别有一到三级备用不足。下面简要阐述其含义以及AEMO 的相应措施。

一级备用不足为系统备用容量低于一个区域内最大的两台机组的状态。此时,电力系统安全未受到威胁。AEMO 通过减少规定的电力备用水平来鼓励机组增加电力供应,并鼓励大型用户削减负荷。

二级备用不足为系统备用容量低于一个区域内最大机组的状态。此时,电力系统仍正常运行,但已经不满足N-1 安全。除了一级备用不足对应的措施外,AEMO 有权直接向机组发送发电指令,或者通过激活可靠性和紧急备用交易者（reliability &emergency reserve trader,RERT）机制改善供需平衡情况。

三级备用不足意味着发生供需不平衡的情况。此时,电力系统已经没有备用,除了上述措施外,AEMO 会进行切负荷以恢复系统安全。

需要说明的是,3 种备用不足状态都可以细分为备用不足预警和实际备用不足。前者为AEMO预测到电力备用不足的情况；如果备用不足预警发布后,市场仍然未能有效响应,系统才会进入实际备用不足。

本次现货市场暂停前,NEM 即出现了三级备用不足预警,AEMO 发布预警后,还采取各种市场手段应对该紧急状态。由于投标信息表明市场响应不足,AEMO 判断可能发生实际三级备用不足,届时将通过指令发电或被迫切负荷来应对。最终,AEMO 选择暂停现货市场运行,以避免实际三级备用不足的发生。

2.5 北欧电力市场

北欧电力市场（NordPool）对于紧急状态的干预手段主要停留在维持价格信号有效的层面,主要通过重启市场、移动供给和需求曲线等手段,来使得出清价格保持在一个限定的范围内。对于仍难以达成市场出清的极端情况,根据区域内各国不同的情况,可能会接受超限的价格或者取消市场结果采用前一日的出清价格等方式。对于出清价格达到或超过限价（目前为-500～4 000 欧元/（MW·h））的时段,NordPool 在不同区域的行动包括以下几种［22-23］:1）在北欧区域,将激活峰值备用资源,由市场参与者承担不平衡费用；2）在英国区域（NordPool UK）,将重新开放市场,允许参与者修改报价；3）在英国区域,还将排除块投标,以及按比例削减投标。

表1 总结对比了各电力市场的紧急状态应对措施,其中以PJM 作为美国电力市场的代表。

表1 各国电力市场紧急状态应对措施Table 1 Emergency countermeasures of electricity markets in various countries

3 紧急状态应对机制分析

3.1 电力市场状态界定

在综合分析各电力市场对紧急情况的划定政策和响应后,本文将各市场的状态划分为正常运行状态、预警状态和紧急状态。按照大部分市场对于电力短缺严重程度的界定,紧急状态又进一步分为三级。各状态与应对措施的整体情况总结在表2 中。

表2 电力市场状态与相应应对措施Table 2 Electricity market status and corresponding countermeasures

1）正常运行状态

正常运行状态即市场正常运行,能够形成有效的价格信号,供需双方均能得到满足的情况。

2）预警状态

预警状态意味着市场和系统运营方通过各种预测手段,感知到未来系统可能面临供需不平衡等风险,从而提前发布预警提示,提醒市场相关方提前做好准备。预警状态的特点是提前根据预测信息发布,该状态的设置有助于相关方提前做出防范准备,使系统尽量避免进入紧急状态。

3）紧急状态

紧急状态根据实际运行时的供需和备用情况,分为三个级别。

（1）一级紧急状态。此时供需尚能平衡,但已没有额外的机组可以再提供更多供给,系统内所有的发电资源都已经被调用,无法再满足负荷的进一步增进。该状态对应于美国联邦能源管理委员会（Federal Energy Regulatory Commission,FERC）的EEA1［24］。

（2）二级紧急状态。此时供不应求已经或即将发生,但应急备用尚能满足,系统将按经济手段削减负荷,如需求侧响应等手段。该状态对应于FERC的EEA2［24］或者AEMO 的LOR1。

（3）三级紧急状态。此时系统已经无法满足最低应急备用要求,系统安全面临风险,往往需要系统直接调度资源或进行切负荷准备和实际切负荷操作。该 状 态 对 应 于FERC 的EEA3［24］或AEMO 的LOR2。

3.2 紧急状态应对手段分析

各电力市场的紧急状态应对手段可以分为市场手段和非市场手段。通常而言,为应对紧急状态预警或一般紧急状态,市场运营机构优先采用市场手段,以减少对市场的干预,保障自由竞争；而对于严重紧急状态,则会引入带有强制性的非市场手段,为了保障电力供应而部分牺牲了市场的效率。

对于职责和结构不同的市场,应对手段也有所不同。澳大利亚电力市场,以及美国的PJM、CAISO 和EROCT 等市场的系统调度与市场运营合一,因此,应对供需不足的手段既包括市场层面的减小电力弹性负荷削减等手段,也包括指令发电等非市场手段。额外调度的资源在事后进行补偿和费用分摊。在欧洲NordPool 市场,由于市场运营者主要负责市场交易和出清,具体电网的调控由区域电网公司进行,故市场应急规则主要解决出清中遇到的供需不匹配问题,通过市场手段努力引导参与者调整报价,引入额外市场资源等手段来使得出清电价归于合理区间,如果市场手段难以奏效,最多强制到限价或者参考前一日的市场电价出清。

因此,为应对电力市场紧急状态,需要基于市场运营机构的功能和职责,考虑电力市场的装机和网架结构等特点,并根据紧急状态的严重程度选择合理的措施,在市场效率和电力供应安全之间进行取舍。各市场状态下各区域电力市场采取的应对手段具体归纳如下。

1）预警状态

在这一阶段的市场应对手段主要为提醒和引导性质的措施。系统将发布公告告知系统潜在的能源不足风险,并倡导各用电单位节约用电,在非负荷高峰时期用电。同时,系统还将通知相关方做好准备,以便开展需求侧响应或机组的应急启动等。

2）紧急状态

（1）一级紧急状态。在这一状态,供需尚能平衡,系统将采取一些预防性措施,来避免供需进一步恶化。其中包括,告知相关部门系统存在的风险,确定可削减的负荷数量,向外电网购买额外功率等。在ERCOT 和AEMO,还会启动部分负荷侧响应资源。AEMO 还通过减少规定的电力备用水平来鼓励机组增加电力供应。

（2）二级紧急状态。在这一状态,供需已经难以平衡,但备用尚可以满足。系统应对手段将更为直接。其中,在负荷侧包括削减非必要负荷,根据合约削减工业用电和小型商业负荷。在电网侧,还可能采取降低电压等手段。此时市场尚希望通过经济手段的努力,来保障大部分用户的用电。PJM 和AEMO 还可以直接向机组发送调度指令的方式来控制机组发电情况。AEMO 还通过激活可靠性和紧急备用交易者（RERT）机制改善供需平衡情况。PJM 还可以激活紧急报价流程,允许机组进行紧急报价来补充发电资源。

（3）三级紧急状态。在这一状态,备用已经不足,系统为保证区域内电网整体的稳定,将对部分负荷进行强制计划性轮流限电,并及时公告限电数量及预测限电时长。此外,所有紧急备用资源将被启用。此时,仅仅通过区域内的应急手段仍无法满足负荷需要,通常需要向区外电网协商增加能量支援。

4 对中国电力市场紧急状态应对的建议

如何应对不确定性更强的能源供应链以及更频发的极端天气,维护电力市场的平稳运行,也正是中国电力市场建设面对的难题。中国的发电装机结构与澳大利亚接近,2021 年中国部分地区出现供电紧张的情况,其中一个原因就是燃料价格高涨,大量机组因较低的电价不足以支撑成本而暂停运行。中国电力市场建设中,需要重视电力市场对于紧急情况的应对能力。

为此,需结合世界各国电力市场的机制设计以及经验教训,为中国在复杂国际环境下的电力现货市场机制设计提供政策建议。

1）电力市场紧急状态标准

为了指导电力市场的应对措施,应该明确电力市场紧急状态定义,完善紧急状态判定标准。

首先,应制定电力市场紧急状态分级标准,针对国内现货市场价格帽较低的特点,除电价水平外,还可以基于电力备用水平等市场量,规定不同等级紧急状态的定量触发标准,并完善紧急状态的信息发布机制。

其次,应该完善电力市场暂停的规定,明确需要暂停电力市场的情况。如果需要暂停电力市场,还应该完善电力市场暂停前后的运行衔接机制,例如中长期合约的调整机制等。

最后,为完善应急状态应对机制,还可以建立中长期的预警机制。面对月度等较长时间后可能出现的电力供应短缺,提前采取手段激励资源加入市场以改善可能的供需紧张情况。

2）紧急状态下的市场运行机制

为了有效保障电力供应,应该提前制定在紧急状态下的电力市场运行机制和电力短缺管理方法。

首先,应该明确各方在紧急状态下的权利和责任。对于市场运营机构,应该提前规定其在特定等级的紧急状态下有权采用的手段,例如何种状态下可以指令发电、切负荷等。对于市场主体,应该规定其在电力市场紧急状态下的义务,例如响应市场运营商的发电指令等；同时,也应该对市场主体的相关权利做出规定,例如指令发电、切负荷的补偿方法等。中国能源供给企业的国有化程度较高,在市场规则中明确其保供责任,还可以提升其作为民生基础供给企业的社会责任感。对于非国有企业,则同样应该明确其相关责任,以免其因逐利而导致电力供应得不到保障。

其次,应该完善市场运营机构应对不同严重程度的电力短缺的方案。电力短缺风险较低时,市场运营机构可以用市场化方式鼓励发电资源进入市场,或者采取手段干预市场。电力短缺风险较高时,市场运营机构还可以采取向机组发送发电指令、实施有序用电等非市场手段,以改善电力供给情况。对于需要有序用电的情况,应该建立完善的有序用电方案,包括按照提前确定的优先级进行切负荷运行方案等。

如需暂停电力市场,应该规定市场暂停运行后的出清方式和调度方式。NEM 暂停后,尽管电价不由市场出清决定,但电力市场的投标、出清、调度等流程仍在进行。这种“部分暂停”而不是完全取消市场的做法可供中国电力市场借鉴。

3）紧急状态下的定价和补偿

为了保护各方利益,应该完善电力市场紧急状态下机组提供电力供给的定价和补偿机制。首先,应该明确紧急状态下,特别是电力市场暂停运行后的指导电价形成方式。紧急状态下,可能出现指令发电以及指导电价无法覆盖机组发电成本的情况,应该制定相应的补偿机制；相应地,应该完善紧急状态下发电费用和补偿费用的分摊机制。此外,为了增加电力供给,可以适当减轻碳排放等外部约束,但应该完善相应机制。例如,2021 年底中国曾有发电企业因为保证电力供应而大规模亏损,也有部分发电企业迫于碳减排压力而减少电力供应,这些就涉及发电企业补偿、外部约束松弛等机制。

特别是,根据本次澳大利亚电力现货市场暂停的经验,应该采取更合理的价格帽形成机制,或者及时对价格帽数值进行更新,以适应市场外部环境的变化。例如,ERCOT 所采用的与天然气价格关联的价格帽可以在一定程度上避免机组主动退出市场的情况［3］。

4）紧急状态下的市场恢复

应该明确电力市场从紧急状态恢复到正常运行状态的标准以及衔接机制,包括紧急状态的解除、价格管制手段的解除、电力市场启动重新运行的标准和相应实施方法等。相关标准要能准确衡量电力市场的运行状态,确保恢复运行后的电力市场能够有效运行,提供可靠、安全的电力供应。

5 结语

本文基于NEM 实际运行数据分析,回溯了澳大利亚电力现货市场暂停运行的过程,着重分析了AEMO 在过程中对电力市场紧急状态的应对。

澳大利亚电力现货市场暂停是在电力供需紧张背景下,持续高电价触发价格帽导致大量机组退出市场运行后,AEMO 为了保障电力供应,按照既定市场规则做出的决定。现货市场暂停前后,AEMO相继采取了发布电力备用不足预警、鼓励机组进入市场、向机组发送指令以增加供应、暂停现货市场等应对措施,在客观上避免了大规模切负荷等更严重事故的发生。

进一步,本文梳理并对比分析了世界各国电力市场的紧急状态应对方案。各电力市场对紧急状态的判定标准和干预手段有着明确的规定。结合世界各国电力市场的机制设计以及经验教训,提出了中国未来电力市场在应对紧急状态方面的建议,包括完善电力市场紧急状态标准,建立健全紧急状态下电力市场运行机制、定价和补偿机制、市场恢复机制等。希望本文的研究成果能为中国电力现货市场的建设,特别是电力市场的紧急状态应对提供参考。