傳統(tǒng)的電力批發(fā)市場設(shè)計忽略了電能生產(chǎn)和消費的時間連續(xù)性特征，也無法根據(jù)時間動態(tài)特性分辨不同品質(zhì)的電能商品。
建立有利于新能源消納的電力市場機制已成為緊迫任務，可借鑒“雙市場”思路設(shè)計適合我國國情的電力市場體制機制。
由于新冠肺炎疫情、高溫干旱等多方面的原因，包括電價在內(nèi)的歐洲能源價格暴漲，生活成本壓力驟增，企業(yè)生產(chǎn)不堪重負，經(jīng)濟衰退風險加劇。根據(jù)歐洲能源交易所（EEX）的數(shù)據(jù)，德國2023 年交付的電價?歐洲基準電價歷史上首次突破1000歐元/兆瓦時（約合人民幣6.9元/千瓦時）。此外，法國2023 年交付的電價同樣超過了1200歐元/兆瓦時，為歷史上首次高于1000歐元/兆瓦時。正常情況下，這一價格通常低于50歐元/兆瓦時。導致歐洲能源及電力市場危機的重要原因是，法國超半數(shù)核電機組停運檢修、在能源轉(zhuǎn)型過程中德國核電機組逐漸關(guān)停，以及歐洲遭遇500年來最嚴重干旱使得水力發(fā)電量銳減，致使越來越多的天然氣發(fā)電廠投入使用，因而其電價也隨著天然氣價格的飆升而暴漲。
在當前各國的電力市場設(shè)計方案中，電力價格往往由最昂貴的供應商設(shè)定，即所謂的邊際成本定價。這意味著即使是運營成本較低的發(fā)電廠，例如核電站或風電場，也會按天然氣發(fā)電廠的高價來結(jié)算，引發(fā)的結(jié)果是超額利潤和公眾憤怒。因此，電力定價機制已越出電力市場專業(yè)領(lǐng)域而引起各方的廣泛關(guān)注。歐洲理事會近日宣布，正式批準歐盟委員會此前建議的有關(guān)控制能源價格的緊急措施。其中的三大要點是限電、限價、征收暴利稅。限價措施是將歐盟內(nèi)發(fā)電企業(yè)的收入上限設(shè)定為180歐元/兆瓦時，它適用于使用新能源、核能和褐煤發(fā)電的企業(yè)。原因在于，這些企業(yè)今年受益于歐洲電力市場定價機制而獲得了意料外的超額收入。
含高比例新能源的電力市場定價問題
電價理論是電力市場研究的核心內(nèi)容。合理的市場價格能夠引導市場成員采取恰當?shù)慕?jīng)濟行為，實現(xiàn)供需平衡、提高電力系統(tǒng)的運行效率，并為電力系統(tǒng)提供正確的投資信號。電價理論的研究包括兩部分：一是電能成本（或價值）分析，回答什么是合理電價的問題；二是電力市場中的電價形成機制。電能成本分析是衡量電價是否合理的基礎(chǔ)，但電價最終需要通過市場機制形成。在理想電力市場中，出清電價應與電力系統(tǒng)中的電能邊際生產(chǎn)成本和電力用戶的電能邊際效用相等。
美國麻省理工學院的F. C. Schweppe 教授等在1988 年出版的《電力現(xiàn)貨定價原理》（Spot Pricing of Electricity）是電價理論的經(jīng)典文獻，成為多國電力現(xiàn)貨市場設(shè)計的理論基礎(chǔ)。現(xiàn)貨電價（或?qū)崟r電價）是基于經(jīng)典微觀經(jīng)濟學中的社會福利最大化原理形成的，在實際電力市場中通常由安全約束機組組合（SCUC）、安全約束經(jīng)濟調(diào)度（SCED）等短期運行優(yōu)化模型求出，一般由其影子價格（即邊際價格）決定。傳統(tǒng)的基于實時電價理論的電力批發(fā)市場設(shè)計忽略了電能生產(chǎn)和消費的時間連續(xù)性這個十分重要的特征，也無法根據(jù)時間動態(tài)特性分辨不同品質(zhì)的電能商品并進行合理定價。因此，在實際運營中或多或少都出現(xiàn)過一些問題：（1）現(xiàn)貨市場價格往往變化劇烈，給市場主體帶來很大的財務風險，需要引入金融交易等避險措施；（2）大多數(shù)電力用戶并無能力（或意愿）對快速變化的現(xiàn)貨價格作出響應，未達到通過電價引導供需實時互動的理論設(shè)計目標；（3）現(xiàn)貨價格不能完全覆蓋固定成本，導致發(fā)電投資容量不足，需要另設(shè)容量市場；（4）在新能源大規(guī)模接入的背景下，現(xiàn)貨價格往往偏低甚至成為負值，無法保證常規(guī)能源機組的合理收益。當前，歐盟正在經(jīng)歷的嚴重電力市場危機與邊際定價方法有關(guān)。因為天然氣是決定歐盟電力市場邊際價格的發(fā)電燃料，歐盟各成員國都經(jīng)歷了伴隨天然氣價格上漲的電價飆升。可見，實時定價理論已無法完全適應當前電力市場的發(fā)展。
為了克服上述缺陷，筆者提出了連續(xù)時間電能商品模型（其數(shù)學描述為功率對于時間的函數(shù)），以及基于該模型的電力定價方法，可為國內(nèi)外電力市場的發(fā)展提供全新的定價思路和理論基礎(chǔ)。
歐洲電力市場的“雙市場”設(shè)計方案
從2017年起，包括英國牛津能源研究所、國際能源署和希臘政府在內(nèi)的組織機構(gòu)與國家開始討論新能源大規(guī)模接入條件下的“雙市場”設(shè)計方案，如圖1所示。其出發(fā)點是當前的純能量電力市場已經(jīng)難以正常運轉(zhuǎn)。
純能量市場旨在區(qū)分具有不同短期邊際成本的電源，通過選擇成本最低的發(fā)電廠來確保短期和長期的效率。然而，這種市場設(shè)計的假設(shè)前提是具有不同邊際成本的可調(diào)度電廠，在具有零或低邊際成本的新能源大規(guī)模接入的條件下，這一假設(shè)不再成立。在這種情況下，純能量市場無法為投資帶來充分回報，也可能難以為系統(tǒng)運行或電力用戶提供有效的價格信號。
“雙市場”設(shè)計方案通過在供給側(cè)和需求側(cè)為不同類型的電力（“按需”和“可用”）創(chuàng)建分開的市場機制來解決此類問題。對于供給側(cè)而言，可調(diào)度電廠將在“按需”（on demand）或靈活市場中運營，在需要時按照優(yōu)先順序表進行調(diào)度，并按照與當前大致相同的方式進行支付。間歇性電源將參與“ 可用”（as available）市場。原則上，它們將在可用的情況下運行，且至少在最初階段按特定來源電力的平準化成本進行結(jié)算。這本身與目前在許多歐盟國家使用的上網(wǎng)電價（FiT）拍賣機制并無太大區(qū)別。不同之處在于，“可用”和“按需”發(fā)電資源的不同成本和運行也將體現(xiàn)于零售市場中。電力用戶將能夠選擇“按需”或“可用”電力及其組合（因此，他們需要安裝不同的計量電表）。
新能源大規(guī)模接入條件下中國電力市場設(shè)計的考慮
由于我國存在棄風、棄光問題，建立有利于新能源消納的電力市場機制已成為當前的緊迫任務，可借鑒上述“雙市場”設(shè)計思路設(shè)計適合我國國情的電力市場體制機制。一般情況下，光伏、風電等新能源機組的功率曲線難控，但其環(huán)保效益顯著，可全額消納，或根據(jù)電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定約束在一定功率波動范圍內(nèi)消納，并以經(jīng)營期成本（或比市場可調(diào)度機組最低價更低的價格）結(jié)算電量。在這種情況下，系統(tǒng)總負荷扣除新能源機組出力后，將可能形成功率缺口，例如美國加利福尼亞州電力系統(tǒng)著名的“鴨子曲線”，需要通過可調(diào)度（靈活）機組來匹配。由于新能源機組和傳統(tǒng)能源機組不再集中統(tǒng)一排序，前者也不會影響后者的定價。這種新的市場設(shè)計方案將有利于促進高比例新能源消納，并確保傳統(tǒng)能源機組獲得合理回報。
如果新能源搭配儲能或購買調(diào)峰容量、提高其電能品質(zhì)后（實現(xiàn)功率可控或部分可控），同樣可以參與筆者提出的能量塊交易（在這種情況下，能量塊的實質(zhì)是虛擬電廠的出力特征）；也可以在加裝自動發(fā)電控制系統(tǒng)（AGC）后，響應電網(wǎng)調(diào)度指令下調(diào)功率，參與輔助服務市場。在新型電力系統(tǒng)中，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)單一的“源隨荷動”（即根據(jù)負荷變動情況調(diào)節(jié)發(fā)電功率）調(diào)度運行模式將轉(zhuǎn)變?yōu)?ldquo;源荷互動”的友好互動模式，柔性負荷、虛擬電廠等新技術(shù)和商業(yè)模式受到了廣泛關(guān)注，正成為電力系統(tǒng)靈活性的重要來源（可對保障電網(wǎng)的安全運行起到關(guān)鍵作用，為新能源的大規(guī)模并網(wǎng)消納提供有力支撐），應研究和建立適合國情的體制機制。除電力市場外，還應加強碳排放權(quán)、綠證、用能權(quán)等市場的建設(shè)，并且與電力市場實現(xiàn)有效銜接。電力市場機制設(shè)計的中心問題是以符合各國實際情況的市場化交易手段，解決電力電量平衡的問題。如何在電能價值規(guī)律深入分析的基礎(chǔ)之上，建立與新能源大規(guī)模接入及新型電力系統(tǒng)大力發(fā)展相適應的電力市場新機制，仍有待更深入的理論研究和實踐探索。
文 | 陳皓勇 華南理工大學電力經(jīng)濟與電力市場研究所所長
