利用机遇：在英国批发电力市场中进行定价

积极负面 如何充分利用呈现的负面机会定价在英国批发市场电力市场 高管总结 负定价是变革的推动者，支持向更灵活的能源系统转型，以实现清洁能源转型。 投资应专注于在可能的情况下增加现有能源资源的灵活性，以及在供应和需求侧开发高度灵活的新进入者解决方案。时机至关重要，寻求关于何时部署的建议也同样极为重要。 负价格正如其名，是一种非典型情况，即通常作为卖方的当事人支付客户以消费其产品。在这种情况下，产品是电力，卖方是发电厂和供应商，而买方代表家庭和企业购买。 负电价在批发电力市场中代表着灵活能源利用者采用动态资产优化方法的机遇。对于无法及时对明确的定价信号做出反应的不灵活能源资源，负电价构成威胁。 本文探讨了批发电力市场中负电价的“是什么、在哪里、在何时以及为什么”。此外，我们还考察了负电价对参与批发电力市场参与者所呈现的意义和机遇，因为这些供需背景随着我们在清洁能源转型谈判中不断演变。 灵活性资源所有者必须确保市场策略的正确路线已经到位，以便充分利用由负价创造的机会。目前，平衡机制和失衡市场的接入是关键，因为大部分负价机会目前都存在于这些市场中。 负电价问题并非症结所在，它仅仅是电力系统/市场中真正问题的表现；电力生产和消费方面的缺乏灵活性。负电价催化了向更加灵活的电力系统/市场转变，这种转变对灵活和缺乏灵活性的能源资源分别提供了机会和威胁。 引言 2019年12月8日星期日，英国（GB）批发电力市场记录了连续十小时（从午夜至上午十点）的负价格。在那段时间存在的供应过剩的市场中，电力生产商实际上在向客户支付以接受他们所生产的能源。 负定价并非坏事，它只是潜在问题的症状。负定价的根本原因是缺乏灵活性，或者电力生产和消费中的非灵活性。 本文探讨了负价格是什么，以及它们在哪里、何时以及为什么会发生。我们还考察了负价格对批发电力市场参与者所呈现的含义和机遇，因为英国在向净零碳排放的清洁能源转型过程中进行谈判。 这个看似颠倒的事件绝非孤例。在英国，批发电力市场价格越来越跌入负值区域，这是我们在欧洲其他市场也观察到的趋势。2019年，英国市场在不同市场中累计出现约112小时的负价。 什么是负价格？ 2020年4月，西得克萨斯中质原油（WTI）2020年5月期货价格暴跌至负值区域，这标志着首次有记录的标志性期货原油合约价格进入负值区域。这一事件所获得的关注以及随之而来的评论，现在意味着这里提供的“负价概念解释”应该更容易被接受。 负价格正如其名：一种通常作为卖方的当事人支付其客户以消费其产品的状况。 当一家航空公司超额预订航班并向同意放弃座位的学生支付补偿（超过原价）时，航空业中发生一种负定价形式。 负价格出现在哪里？ 在批发电力市场中，能源是在生产商和消费者之间“场外交易”或通过交易所进行交易的。交易可以提前至交货前的十年进行，实际上通常是在交货前四年进行。交易也可以在交货当天进行，甚至在交货前仅一小时。在最后一个“市场”中，电力系统运营商购买和销售能源以平衡系统。对未按规定交货的生产商和消费者征收不平衡费用，费用反映了平衡系统所发生的成本。 负价格可能出现在这些市场的任何一种中，但在日前市场和失衡市场中发生的机会更大。 图1GB批发电力“市场” 远期、期货和期权市场 平衡机制（BM） 电力可以通过场外交易或通过交易所进行交易，从交付前的几年到交付前的最后一天。远期、期货和期权市场的实物产品和金融产品都用于进行投机、资产优化和对冲。 如果家庭和企业的能源供应商采购不足，英国的国家电网ESO（电力系统运营商）将从生产商那里采购电力，以平衡系统并满足需求。 同样，如果生产商生产的电力超过了系统所需的量，ESO（欧洲电力系统运营商）会支付供应商增加需求并移除多余的电力。在某些情况下，这种电力的价格将是负值，ESO会支付能源供应商移除这种过剩电力。 日向前拍卖市场（DAM） 提前一天交付，电力生产商和消费者正在重新调整他们的立场，以反映关于生产和消费的更好预测，并向交易所提交买卖电力的报价和出价，这些报价和出价由交易所匹配。 不平衡（或净不平衡量（NIV）追逐）市场 日内市场（IDM） 电力市场运营商结算所有账户：能源生产商和消费者根据系统中的任何不平衡被收费。一些市场参与者将其视为最后的商机，试图站在系统不平衡的正确一方，以从捕捉不平衡价格中获益。 电力交易仍在交易所进行，直至交付前一个小时，生产者和消费者持续依据更佳预测采取行动，并对强制执行的能源资源中断做出反应。 何时会出现负价格？ 价格在GB不平衡市场中通常在系统刚性和不灵活性最为明显时下降至零以下——如夜间、周末和公共假期等低电力需求时段——以及冬季（见图2）。在德国DAM中也观察到类似的分布。然而，冬季的电力需求较高，但这被发电（由于风力发电和增加的联合热量和发电）以及消费侧的不灵活性增加所抵消，导致其相对于之前交付预测的输出正偏差更大，因此在不平衡市场中产生了更大的不平衡。 从2010年至2013年，每年平均仅出现一小时负价格。从2014年至2019年，这一平均值上升至每年43小时。 GB日内市场（IDM）也出现了负价的情况：在2015年至2019年期间，平均每年有21小时出现负价，且在2015年之前没有出现过负价的情况。 图2 第一次出现负价格的情况发生在2019年12月9日的GB日间电力市场（DAM）中，时间为03:00至04:00。在2020年截至4月底，GB DAM的价格在负区域持续了13小时。这代表负定价事件的频率显著上升。很明显，在从2020年3月23日开始的全英国范围内的冠状病毒/COVID-19封锁之后，负定价事件的频率增加了。在2020年截至5月底我们所观察到的55个负价格时段中，只有4个发生在封锁之前。 在此，与交付前的预测相比，间歇性可再生能源（如风能）产出的大幅正向差异是导致系统严重不平衡的主要原因，ESO（能源系统运营商）必须通过支付能源资源以减少发电或增加消费的方式来管理这种不平衡。 在未来、远期和期权市场中，历年每日产品从未在负值领域结束时进行交易记录。然而，在德国市场，尽管在交货前，日间、周末甚至连续数周的交易量都曾低于零。 在图4中，可以看出GB不平衡市场中的负价格最频繁发生在03:00至06:00的夜间时段（第4至第6小时），由于可变价格的非灵活风电量与低电力需求发生碰撞，导致此时灵活性较低。在14:00至16:00（第15至第16小时）之间也存在另一个负价格高峰。在这里，作为GB ESO的National Grid，在通常生成量过多，热电站在寻求“穿越”这些低需求时段以获得18:00至21:00的高价相关收益的时段，不得不支付热电厂降低其最小稳定负荷水平。 图3显示了不同GB电力市场中负定价小时的数目。平衡机制行动推动的平衡市场是负定价小时数量最高的地方，其次是日内市场。在远期、期货和期权市场中负价格出现得最少，随着你通过日前和日内时间尺度移动，并接近交货和实时市场（如平衡机制和过去时失衡市场），负价格逐渐增加。 图3 2020年4月13日复活节星期一，CWE的五个大坝平均日平均值为负，这主要是由于06:00至20:00中欧时间内的负价格所致。德国-卢森堡大坝连续十四小时出现负价格。 德国DAM以较大优势领先，成为拥有最高负价小时数的市场。尽管在法国和比利时DAM中也出现了负价，但德国在这一市场中的负价经验要频繁得多。 在中央西欧（CWE）市场——奥地利、比利时、法国、德国-卢森堡和荷兰——存在负价格之间的强烈相关性。在CWE内的这些批发市场中的风能资源强烈相关性，即当某个市场有风时，另一个市场也很有可能刮风，导致这些市场的多个市场同时出现负价格。 所有这些国家都采用相同的由天气驱动的技术来预测可再生能源的产量。因此，当预报出错时，错误——以及随之而来的价格跌至零以下的可能性——将在所有CWE市场中复制。 正如之前关于GB地区负定价的讨论。毫无疑问，CWE地区与冠状病毒/COVID-19相关的封锁也导致了这些市场负定价案例的增加。例如，荷兰在过去所有年份和时段中，仅在3月16日封锁开始前见过7个负定价时段。随后，荷兰DAM（截至2020年5月底）见证了61个负定价时段。 图表 5 什么原因导致负价格？ 电力需求传统上并不十分灵活。观察主要细分市场，包括商业、工业、住宅和交通，只有在商业和工业细分市场，才在使需求更加灵活方面取得了实质性进展。这种灵活性被称为需求侧响应，它由智能（先进）电表、需求控制技术和/或表后发电所促进，这使得需求可以通过被称为需求侧响应聚合者（或仅称为聚合者）的系统/市场参与者来控制。聚合者通过使用技术将来自多个商业及其在商业和工业细分市场的运营需求汇总起来，以便根据市场信号减少或增加需求。负定价就是这样一种市场信号，它会导致聚合者指示增加需求（或减少表后发电）。 强调 renewable energy technologies 输出的间歇性和变异性并非负面价格的根本原因很重要。实际上，负面价格是生产或消费方面的非灵活性所致。如果所有能源资源在需求波动期间发现难以从商业或技术角度改变输出，或者系统明显供应不足或过剩，则可以认为这些能源资源都是不具有灵活性的。 事实是，冬季的负电价比夏季更为频繁，这导致一些人将负电价归咎于风能发电，因为冬季的风能发电明显更高。实际上，西北欧的冬季意味着由于供暖和照明需求的增加，电力需求更高。冬季看到的额外电力需求中，许多是不灵活的，例如街道、高速公路照明以及供暖，这加剧了系统的不可灵活性。 自新冠病毒/COVID-19封锁以来，英国和 CWE 的电力需求显著降低，尤其是商业和工业部门，因为企业和工业实际上已经关闭。这导致电力需求从对负面价格信号最敏感的部门中移除，从而导致了负价格频率的增加。 这种“以热为主导”的联合热电联产（CHP）电站产生的电力仅仅是它们向市场排放的副产品，这种类型的CHP电站在欧洲的德国和斯堪的纳维亚半岛更加普遍。 从技术角度来看，灵活性是一个涉及一系列性能标准的讨论，包括： - 逐步增加的速率（兆瓦/分钟）- 最小稳定负载水平（额定容量的百分比）- 启动时间（分钟或小时）。 生产侧的不灵活性已被纳入几十年前发展的发电技术中，那时重点是效率而非灵活性。垃圾能源、水力径流、褐煤和核能（不包括一些由于使用灰控制棒而能够灵活运行的法国核能舰队），均被配置为以全输出水平运行，并尽可能高效地发电。此外，以优先生产热能而非电力为主的联合热电（CHP）发电厂，从电力系统/市场角度而言，在技术上也缺乏灵活性。 一般来说，灵活的能源资源具有高调节率、低最小稳定负载水平和低启动时间。 系统在GB方面的不灵活性 技术刚性电力发电技术存在于英国电力系统中。 ESO辅助/平衡服务采购和市场设计在负价格讨论中是重要的考虑因素。 在GB电网发电方面，存在一些传统、技术上不可变的生产设施，例如传统的大型框架燃气联合循环发电站(CCGTs)、径流水力发电站和水电站。此外还有间歇性的可再生能源，如风力发电和光伏太阳能(PV)，这些能源在技术上通常不可变，因为它们没有“调度能力”——即根据需求调节其输出的能力。 平衡机制（或如大陆欧洲所称呼的平衡市场）的基本特征及其不平衡价格的计算方式，都会影响负价格事件发生的可能性。此类特征的例子包括；交易/结算期间的粒度（与其他市场相比，为30分钟而不是15分钟），以及在GB电力术语中，对频率响应、快速储备和短期运行储备（STOR）等一级、二级和三级控制需求进行量化。BM和不平衡市场中的负价格水平也受到ESO愿意以新兴的合成惯性（由电池储能系统等灵活性提供商提供）来替代传统同步惯性（由大型常规发电提供）的程度的影响。 商业视角下不可灵活变通的发电机在GB系统中也存在。 此外，英国的可再生资源通常通过可再生能源义务（RO）、上网电价（FiT）或差价合约（CfD）机制获得补贴，因此如果它们减少产量，将产生“机会成本”。运营商将这些资