电力供应与电力市场的有关思考

中国储能网讯：梁志飞 广州电力交易中心发展研究部副主任

极度短缺时该不该坚持使用稀缺电价？

基于目前电力中长期市场遇到的一些挑战以及交易机制设计方面的经验，我今天想和大家交流的主题是“电力供应和电力市场的有关思考”。

首先站在市场运营机构的视角，对2021年2月美国德州大停电期间使用的一些市场措施进行简单的回顾。德州市场运营机构（ERCOT）在事件早期就向用户发出了预警信号，并在错峰期间使用了9000美元/MWh的较高档（HCAP）报价上限来刺激发电，跳过了与天然气价格联动的较低档（LCAP）报价上限值。

国内一般在考虑报价上限值的设置时，会考虑与一次燃料价格指数联动，但如果当时德州采用与天然气价格联动的报价上限值，将会远超“兜底”上限9000美元/MWh。这也说明，德州的稀缺电价即为“兜底”上限值。

这样的稀缺电价设置对短期高峰（1-2天）而言是具备供需调节功能的，但如果持续时间较长，可能会产生较为严重的社会影响。

对于在停电事件期间坚持使用最高上限价格，市场运营机构、监管机构以及电力公司各方观点不一。市场运营机构和监管机构认为，电网运营商摆脱紧急情况，电力供应接近满足需求时，将电价保持在高位，能够防止失去发电能力，再次陷入停电，同时天然气价格仍然极高，电力的自然市场价格不足以激励发电商继续购买当周的高价燃料。但独立市场监测公司Potomac Economics报告指出，ERCOT在2月冬季暴风雪之后的几天里，向电力公司多收了约160亿美元。

也就是说，一方认为“猛药一次要下足”，而另一方认为，药力过猛。国内业界对此也仍有争议，支持的一方认为，供应短缺时需要市场使用稀缺价格机制，充分反映需求信号、激励增加供给；反对的一方则认为，供应短缺时需要政府干预，可以中止市场，采用计划分配。当然，这是一个理论问题，也是立场问题，取决于观点所有者所处行业是稀缺电价的受益方还是受损方。

在供应极度短缺时，由于很难判断高价是否市场主体行使市场力的结果，且此时电力的公共商品属性凸显，我认为稀缺电价就失灵了，失灵的电价会增加极大的社会再平衡成本，这种情况下，不如行政干预。

2021年9月以来，国内的煤炭市场就类似以上情况，因此不能依赖煤炭市场价格信号来刺激足够的煤炭供应，也不能完全传导至终端电价，因为此时煤价已经“失灵”了。

此外，虽然稀缺电价对应的电量规模很小，占发用电量的比例很低，但即便是1%的电量，其价格影响也会被严重放大。首先影响此后的场内交易价格，同时会传导给电力金融市场，推高所有当期要交割的期货期权价格，之后再进一步传导给下一期要签订的中长期合同，继而影响未来5-10年的电力中长期市场。

电力中长期市场的“bug”

电力市场化改革持续数年以来，电力价格以降价为主，这也是电力中长期市场延续下来的方向。当今年发电侧价格持续上涨时，售电公司此前与用户签订的零售合同，却沿用了数年的降价逻辑。因此，批发市场的涨价风险无法向用户传导，而随着链条被动传导至售电环节，并在该环节积压，导致发电端与售电端发生激烈的博弈。

电力中长期市场流动性不足，是国内电力市场面临的重要问题之一。主要表现在：大部分地区，年度批发和零售合同按照价差模式一次签订完毕，电量比例约达85%，且量价全年锁定、双边合同无法变更；同时，电厂与售电公司谈判、售电公司与用户谈判缺乏价格发现的工具，无法建立市场价格向终端用户传导的渠道。由于市场中缺乏发现未来价格工具，用户也难以接受涨价或者风险共担。

面对目前煤价波动的情况，发电方认为，煤价虽然有所下降，但亏损有待消化，迫切需要签订稳定的年度长协，而用户看到煤价下降，则要求降价，或者等待电价下降后再行签约。

电力市场是一个在时间体系、地域范围上紧密联动的市场。当前看来，我认为应当推进的工作大致包括：严控市场力，防止容量滞留，防止串谋报价等操纵价格的行为。下一步设计市场紧急干预措施和熔断机制。最后是完善零售合约，提出价格传导要求，对于售电公司进行风险评级披露。这三条是在当前市场还不成熟的情况下，让消费者接受或者说承受价格波动不确定性非常必要的措施。如果不提出比较明确的强制性要求，那么用户是只会选择对自己最有利的签约方式，导致供应偏紧的市场陷入僵局。

随着市场的发展，可以再进一步完善市场机制。比如，双边交易与场内集中交易并重，通过场内集中交易挂牌，多买多卖的方式，增强价格发现能力；同时建立长协价格的回顾机制，允许买卖双方对长期价格进行再次谈判；研究提高中长期市场的流动性，提出标准化的合约交易，比如说按季度高峰或低谷合约，每月、每周开展连续交易等。

放眼更远的未来，电力市场可以引入做市商，允许操盘机构进入，通过买卖来发现未来价格，引入电力金融及保险产品，为市场主体提供更多避险工具。

新能源或使边际定价失效

新能源的发电成本相比传统电源更低，但外部成本非常高，包括适应其间歇性和随机性的顶峰电源、容量支撑电源成本，以及适应其波动性的调节电源成本，这也是业界共识。比如，为了适应新能源的小时间歇性，需要利用化石能源发电、抽水蓄能、水电、新型储能、虚拟电厂、需求侧响应；对于多日间歇性，比如出现多日无风或无光，就只能靠抽水蓄能、化石能源发电和水电；对于10天到一个月的间歇性，则要依靠化石能源发电和水光、水风互补；如果持续数月，则只能依赖化石能源发电。

这些外部成本如何分摊？目前大致有两种思路，一种是全社会分摊，这就将导致用电侧成本上升；另一种是平衡责任方分摊，按照市场规则，则导致新能源没有进入市场的意愿，不利于其大规模发展。

越来越多的新能源还意味着另一个问题，即边际定价机制将失去作用。如果边际机组是煤电、气电，高价电源为所有低成本电源定价的行为，会导致发电价格远远偏离实际成本；如果边际机组是新能源发电，其不确定性则将导致边际成本竞价踩踏，难以反映新能源的真实投资成本。

当前，我国的电力市场面临多目标要求，需要考虑多电源成本差异的定价出清机制，而非低价优先。具体来看，既要保消纳，为清洁能源“让路”；又要保供应，高成本调节性电源随时可用，远期则要保持发电容量充裕、基础电源可持续；更要保民生，在基于成本定价和基于市场竞争定价之间做出权衡。

前面讨论的稀缺定价机制，可以理解为基于机会成本的定价机制，即如果不用某一度电，它会产生多大的产值损失。另一种方式是“生产成本+合理收益”的方式。以煤电为例，按照煤炭的价格指数，锅炉热效率等值，折算出生产成本，再加上合理收益作为尖峰电价。哪一种更合理？单从理论上看，两种都有其合理性。但是从国内目前的情况看，可能更倾向于使用后者，即生产成本加合理收益的方式。这不单是一个经济学问题，也是社会接受度的问题。虽然前者在经济学上更为合理，更能够促进资源的优化配置，促进调用保供应的调节性电源，但是从目前社会接受程度来看，后者更易被接受。在这样的定价基础之上，要建立与之相适应的交易机制，来解决月度、周、日以内的短期供应问题。

在新能源发电不断增长的情况下，未来各类电源和用户将在电能量市场交易形成的价格基础上，对各类成本进行分摊。用户侧将承担容量成本、含抽水蓄能容量费及网架建设成本的输配电价，新能源发电需要分摊调节性交易成本，辅助服务成本及偏差结算不平衡资金成本，调节性电源则将拥有调节性交易收益、容量收益以及辅助服务收益。

至于电力市场对于保供应的作用到底有多大，我个人认为不能太乐观。以南方区域为例，2030年南方区域风光发电装机预计将增长2.5亿千瓦，但有效容量仅增长3700万千瓦（15%有效容量仅50%概率）。在这种情况下，无论是用稀缺电价来刺激发电，还是用需求响应的高价来刺激负荷削减，虽然都会起到一定作用，但又难以完全实现目标。

为了使电力市场更好地达到保障供应的目标，第一是要明确市场与政府的边界，包括对价格信号的有效性进行判断，例如，用4.5元一度的需求响应已经无法再实现负荷削减，涨到10元一度电去削减负荷能不能奏效，价格的有效性可能就要做出一个判断；对于市场应急与干预措施进行判定，以煤炭市场为例，3000元一吨的标煤价格是有效的，还是已经失灵；市场力的监测与缓解同样也是在保供应中政府必须要做的事情。第二是要建立大能源市场的观念。电力和一次能源市场的联系越发紧密，市场机制需要一体化设计、同步监测、联动运行，电力市场的干预措施也需要与一次能源同步考虑，而不是等到一次能源的价格信号已经反映在电力市场中再进行干预。

（本文由eo记者姜黎根据作者在12月4日eo圆桌上的分享内容整理而成，已经本人审阅，仅代表个人观点。）