第四节
调度交易

一、调度

德国电力市场是一个分散的市场，因为市场成员主要考虑本单位合同交易，而非整个电网的物理约束。根据市场成员本单位的合同，电网运营商负责约束物理性的电网传输，保持发售之间的电力平衡。

在德国，电力调度的优先级顺序是低热值的褐煤电厂、热电联产机组、新能源等必须优先运行于其他类型的发电设备，剩下只有不足 50 %的电力市场才是具有竞争性的。在协会协议条款之下，只有在褐煤机组影响到电网安全时，才能被拒绝接入电网；热电联产法律给予热电联产厂（CHP）优先照顾，对在 2000 年之前建成的热电联产电厂电源，提供一个固定的销售价格，其价格随着时间的推移逐步、分阶段下降。电网将这些额外的成本部分转嫁到过网费用的提高上。但是，分配额外费用的程序是不透明的。按照所处的位置不同，对热电联产机组额外征收的这些费用是不同的，从在柏林地区的 0.0217 欧元/千瓦时高价格，到黑森林地区0.0024 欧元/千瓦时的低价格；另外，按照新能源法，新能源也是优先采购的，并且有固定的溢价收益，距离新能源最近的电网运营商必须接入新能源，并对新能源商进行补偿。

总之，按照法律规定，占据整个德国电力市场份额 40 %左右的前东德地区五个州的电源是优先的。剩下的市场中，新能源所占比为 7 %，并在逐年上升。热电联产机组所占比为 10 %，只有最后余下的 43 %的电能，是按照市场进行定价并进行调度的。

二、交易

随着市场开放，德国出现了电力交易。较大的公司都增设了电力交易部门、设立电力交易公司或与伙伴一起进入电力交易活动。除此之外，还有独立的电力交易商，他们既没有电厂，也没有自己的电力线路，甚至本身也没有电力负荷需求。德国的电力批发交易包括：发电商与采购者（例如零售商或者大用户）之间的长期双边场外交易：以及通过欧洲能源交易所的场内交易两种形式（发电商按照时段对电力需求的电能进行投标）。

（一）场内交易与场外交易

场外交易：德国电力交易主要采用双边交易。只要区域供电公司或城市公用公司运营有自己的电厂，它们就可以自备发电满足自己需求，其余部分则向当地优先供电商购买。大型输配电一体化公司虽然与供电商之间是相互支援的，但一般不付钱给供电商，而是相应地回供。电价可能是短期或长期、大幅度或小幅度的变动，变动时间越短、幅度越大，相应商品的价格越不稳定。

结算有两种方式：其一，用户只与发电公司签订用电协议，发电公司与配电公司签订网络使用协议，配电公司与输电公司签订输电网络使用协议，并分别进行结算。其二，用户与发电公司签订用电协议（不含网络使用费），用户还需与配电公司签订总的网络使用协议，配电公司与输电公司签订输电网络使用协议，并分别进行结算。

场内交易：1998 年 3 月德国能源法案出台后，将德国电力市场引向竞争。第一家电力交易所是莱比锡电力交易所，于 2000 年 6 月 16 日正式成立，主要交易品种是按小时计算、成批成交的电力商品竞价拍卖。莱比锡电力交易所通过六家签署了交易协议的企业开展现货市场交易，远期市场交易的运作始于 2001 年 7 月，主要运作模式是NordPooL 。位于法兰克福的欧洲能源交易所于 2000 年 8 月正式运行。欧洲能源交易所提供一个日前市场按小时分割的交易合同，而成批成交的电力商品，是以拍卖的形式单独进行的。其远期市场的交易始于 2001 年 3 月。在 2001 年颁布关于物理电能量交易的信息披露准则后不久，上述两家电力交易所（莱比锡电力交易所以及欧洲能源交易所）最终合并成一家新的欧洲能源交易所，位置在莱比锡，主要业务包括电能量现货市场和金融衍生品市场（包括期权和期货），以及天然气和碳排放限额等相关同类产品。在 2008 年 4 月披露的信息上，交易所共有 25 家公司在此注册。

2005 年，德国大约有 10 %的批发市场电能量通过电量交易所成交，而剩余 90 %的份额是在场外市场以双边交易的方式成交。尽管以双边交易成交的电量市场份额在逐年下降，但到目前为止，这仍然是整个批发市场的主要交易形式。通过交易所注册成交的电量，从 2005 年到 2006 年增长了 200 %，有 4 %的家庭、大约 150 万户家庭已经采用这种变换供电商的方式。

因此可以说，德国的电力批发市场是由场外双边交易和标准产品的场内交易混合组成。

（二）市场分类

德国的电力市场分为四个部分：日前市场或者现货市场、日内市场、远期市场及备用市场。远期市场、日前市场和日内市场都是由欧洲能源交易所EEX和欧洲负荷交易所EPEX组织，而备用市场是由电网运营商自己组织。除了上述这些标准市场之外，市场成员也可以就备用市场以外的其他三个品种进行双边交易（场外交易）。图5.4 表述的是一天的交易流程。

现货市场是次日在 1 个小时或几个小时内的短期交易，这里指 60 分钟时间档次的供电交易，即在交易所登记的电力公司今天购入或售出、明天 24 小时中每 1 小时的电力。价格决定于供应与需求，短时间的供应过剩导致在电力市场上降低价格销售。日前市场或者现货市场由欧洲能源交易所组织，这个标准产品有一个集中的每日拍卖，该市场出清时间为 12 ：00 ，对第二天所有时点的电力交易进行出清，需求和发电之间进行匹配，按照小时出价匹配成功。在这个流程中不考虑国内的电网网络约束，而国际之间的电量交易需要考虑交易国之间的净传输能力限制。市场成员没有义务一定要在交易所进行交易，也可以通过场外双边交易进行。基于日前交易以及双边交易的合同义务，发电商必须将第二天的调度时间表在 14 ：30 前告知相关输电运营商。

日内市场：开始于 15 ：00 。市场成员既可以通过交易所提供的交易平台，也可以通过双边交易来形成日内交易。日内市场的场内交易必须在实际交易的 75 分钟之前达成，发电商必须就其调整后的调度时间表，在实际交易的 45 分钟之前告知电网运营商，告知频率为每 15 分钟一次。与前一日现货市场出清后发布的原始调度时间表相反，输电网络运营商有权根据网络情况拒绝本日日内市场交易申请。在拿到电厂最终的调度时间表之后，输电网络运营商通过拥堵缓解方法，来负责管理电网物理网络限制。为了实现这一点，输电网络运营商有物理手段和市场手段两种控制选择来疏导电网拥堵其一，通过调整电网拓扑结构（例如切换动作）或者根据电网特性（例如变压器分接头的变化）来进行有源负载流量管理；其二，以市场为基础的电网拥堵疏导管理方法，包括用市场方式调整节点的发电量或者负荷。在德国这种方式被称为对发电厂基于成本的再调度方法。当地富余发电能力的发电厂，必须降低其出力以降低输电网络的拥堵。另一方面，在盈余地区减负荷的发电厂，必须通过增发赤字地区发电厂的出力来进行补偿，以确保需求和供应的匹配。这些增发和减发的电厂，通过被称为拥堵管理费用的费用方式而相互关联起来。

期货市场：这种交易指较长时间，即日、周、月、季或年的交易。选择权交易，购电者有权在确定的时间点，按确定的价格进行交易。这就是说，购电者在有效期内可以决定是否交易。这时要区分购买选择权（购买者获得购买权）和销售选择权（购买者获得销售权）。

（三）备用市场

备用市场也称辅助服务市场。由于目前很难做到采用一个合理的成本来储存电能，因此保持发电侧与需求侧的即时相互匹配显得非常重要。但是，由于例如风电这样的突然上网带来的波动或需求的突然波动，使电力供应与消费不是恒定不变的。因此，必须组织负荷的相互平衡。这种相关的机制被称为负荷平衡系统。

在电力系统输配电网中，上网和下网称为正信号和负信号。正信号表明消耗的能源大于生产的能源，导致在输电电网中频率的下降。在这种情况下，需求超过了生产。相反，负信号表明输配电网络的频率过高，这时候生产的电能量超过需求。在预测的和实际运行中的上网和下网之间的波动实现平衡，可以通过“负荷平衡群”或区域的输配电运营商来实现。参与这些平衡的电力，被称为“平衡电力”。平衡电力可以由三种具备不同特点、不同质量的储备电力来提供，称为一级、二级和三级控制。一级控制是在 30 秒内由整个欧洲范围内的输电运营商和发电商来提供。二级控制可以被认为是时间较晚一点的一级控制的替代品，必须在 5 分钟之内得到提供。三级控制，或称为分钟储备，用于替代二级控制并显示在负有相关义务的发电侧的再次修正的调度时刻表中。在德国，三级控制是基于每 15 分钟修改一次，并且在随后 15 分钟内实现的调度计划很容易在德国四家主要的输配电运营商之间采用招投标方式进行采购。

2006 年，德国出台了一个激励性质的分钟储备及三级控制的采购程序基于互联网拓标平台。在这个平台上，系统运营商每日提交其三级控制。为了与重新调整的结构保持一致，德国监管者设置了统一的相关条款和公开发布的相关义务。这种采购被分为正向的、负向的三级控制，在每日分为六个时段进行操作。其操作是在工作日的前一天（日前）提供报价曲线，而在周末或节假日采用其前一天的报价策略进行拍卖。这套程序在每天 8 ：00～10 ：00 先于现货市场开展，是一个按照竞标价结算的拍卖交易。该方式相对于以前的机制而言，最大的变化在于在互联网平台上联合投标平台以及招投标时间的不同。以前，德国四家输电运营商之间的三级控制投标是在日前开始的，而现在，联合投标是在现货市场开始前开展的。 jYBta9w0Lcpjxt2zFq+ykwuJkvrGkSWRbn/W1hEfhB64QQrp6Q5vpTXhfYuItr34