今年以來，國際局勢劇烈動蕩，全球能源危機持續(xù)肆虐。危機對世界各國能源結(jié)構(gòu)和電力市場產(chǎn)生深遠影響。
能源結(jié)構(gòu)的變化早已為大眾所熟知。為加速擺脫對俄羅斯天然氣的依賴，歐洲各國紛紛重啟煤電；同時，歐盟委員會公布“REPowerEU”能源計劃，將2030年可再生能源目標從40%提升至45%。
西方國家電力市場的新動向在中國民眾中未能如此博人眼球，但其應對危機的策略及影響卻值得電力市場化改革進程中的中國思考。
西葡：限制氣價
2022年6月8日，歐盟委員會最終批準了西班牙和葡萄牙政府共同制定的應對能源價格上漲的價格限制機制。這一機制規(guī)定用于發(fā)電的天然氣價格最初將被限制在每兆瓦時40歐元以下，在該機制生效的前12個月內(nèi)，用于發(fā)電的天然氣價格將被限制在50歐元以下。
今年以來，歐洲電價與天然氣價格齊漲。據(jù)標普全球普氏的數(shù)據(jù)，2022年上半年，TTF基準荷蘭天然氣合約均價99歐元/兆瓦時，2021年同期僅為22歐元/兆瓦時。尤其在該限價機制出臺的6月，歐洲天然氣價格呈現(xiàn)高位震蕩后迅速沖高態(tài)勢，截至6月30日，TTF主力合約收于144.515歐元/兆瓦時，月環(huán)比上漲53.73%，相較2021年6月底的34.62歐元/兆瓦時上漲317.43%。而電價方面，歐盟委員會的數(shù)據(jù)顯示，與2021年同期相比，2022年一季度西班牙和葡萄牙電力批發(fā)價格上漲了411%。
限價機制產(chǎn)生了立竿見影的效果。8月4日葡萄牙媒體報道稱，根據(jù)馬德里康普頓斯大學的一項研究，如果沒有最高限價機制，葡萄牙和西班牙的電價將比現(xiàn)在高18%。限價機制使西葡兩國從原來歐洲電價最高的市場變成電價最低的市場。報道刊發(fā)時該市場每兆瓦時電價約為 264歐元，僅比限價機制實施前4月1日至6月14日期間的平均價格高出38%。而此時意大利電價396歐元、法國368歐元、比利時304歐元、德國297歐元，分別陡增了70%、76%、72%和73%。
但限價機制也引發(fā)巨大爭議。持反對意見者大多對此舉破壞歐洲共同市場表示擔憂。西班牙最大的公用事業(yè)公司Iberdrola SA表示，任何價格上限都應適用于整個歐洲，允許其中兩個國家自行采取行動可能會破壞共同市場。歐洲能源貿(mào)易商聯(lián)合會（EFET）也認為，該限價機制可能切斷西班牙、葡萄牙電力市場與歐洲其他地區(qū)的聯(lián)系，使歐洲能源市場碎片化。部分業(yè)內(nèi)人士則推測，巨大的電價差可能導致電網(wǎng)互聯(lián)的法國與西班牙擴大電力交易。西葡兩國曾主張將跨境交易排除在價格上限之外，即西班牙限制國內(nèi)電價，與法國之間交換的電價還按照歐洲統(tǒng)一市場價格，但歐盟委員會堅持采用單一定價體系。
另一種觀點則認為，限價機制設定天然氣發(fā)電用氣價格上限，扭曲了電力現(xiàn)貨市場的價格信號，對于已經(jīng)進行套期保值的電力企業(yè)和用戶是不公平的。此外，業(yè)界還指責此舉影響脫碳進程。
某種意義上說，西葡限價機制與我國去年以來一系列限制電煤價格的舉措相似，都是應對能源短缺的無奈之舉。而電力市場化改革中如何平衡市場調(diào)節(jié)與政府調(diào)控，則是全世界都面臨的一項重大課題。
澳洲：停擺與重啟
2022年6月15日，澳大利亞天然氣和電力市場監(jiān)管機構(gòu)——AEMO宣布，從澳大利亞東部標準時間14時05分開始，暫停全國電力市場所有地區(qū)的現(xiàn)貨市場。
AEMO運營著新南威爾士州、昆士蘭州、南澳大利亞州、維多利亞和塔斯馬尼亞州的電力市場。而此次事件的主角——澳大利亞國家電力市場（NEM）目前擁有6520萬千瓦的綜合發(fā)電能力，覆蓋區(qū)域橫跨澳大利亞東部和東南部海岸，距離約5000千米，注冊參與者有504個。
AEMO解釋稱，為了滿足6月14日昆士蘭州和新南威爾士州的電力供需短缺，AEMO被迫“通過直接干預”將未經(jīng)過投標的500萬千瓦電量投入市場。這樣做雖然設法避免了負荷削減，但“無法再以這種方式可靠地運行現(xiàn)貨市場或電力系統(tǒng)”。面對極端的市場形勢，暫停市場是確保民生和經(jīng)濟用電可靠性的上策。
此次澳大利亞電力市場停擺由多方因素疊加導致。
部分專家將停擺的直接原因歸結(jié)為原有的最高價格上限規(guī)定已不符合時代發(fā)展需要。大停擺前，電力市場現(xiàn)貨價格的滾動七天數(shù)值突破累積價格閾值（Cumulative price threshold，CPT），觸發(fā)了管理價格上限（300澳元/兆瓦時）。澳大利亞能源委員會（AEC）首席執(zhí)行官Sarah McNamara指出，價格上限機制是在1998年創(chuàng)建NEM時設計的，用于管理夏季熱浪等短期事件，最高價格上限已經(jīng)20多年沒有更新，不適用于持續(xù)發(fā)展的市場現(xiàn)狀。最高價格上限需要在500澳元/兆瓦時左右，才能確保所有電廠都能覆蓋掉自身的發(fā)電成本。煤炭短缺、煤價高企的情況下，電廠通過在用電平段、低谷等時段故意報高發(fā)電價格將自己投出電力市場，從而將庫存煤炭留用于用電高峰時期的高價發(fā)電，但在價格上限的機制下，這種煤炭配給制度“失靈”。在現(xiàn)行的NERs制度下，在AEMO能夠引導其他發(fā)電機組啟動之前，已經(jīng)投標進入NEM的電廠“必須得到充分利用”，這無意中阻礙了煤炭儲量低的發(fā)電機組參與投標。
而從更加宏觀的角度來看，全球能源短缺、現(xiàn)貨價格的風險增加、寒冷潮濕的天氣、電源非計劃性的長期停運，共同導致了此次澳大利亞電力市場停擺。據(jù)估計，當時市場上2300萬千瓦的燃煤發(fā)電容量中，有25%處于停運狀態(tài)。
大停擺發(fā)生后，有關(guān)部門迅速采取補救措施。6月15日，AEMO推出管理價格上限（APC）補償程序，允許計劃、非計劃發(fā)電機組，計劃內(nèi)網(wǎng)絡服務提供商，計劃內(nèi)負荷、輔助服務提供商和需求響應服務提供商在提供虧損保護的同時投標進入市場。根據(jù)這一補償程序（并將適用于在AEMO暫停價格期間仍出力的發(fā)電廠），如果這些當事方在管理價格期間提供能源或其他服務并產(chǎn)生凈損失，則可以要求賠償。
6月22日，鑒于“市場狀況明顯改善”，AEMO啟動了解除國家電力市場暫停的第一步。AEMO表示，雖然燃料供應仍然緊張，超過400萬千瓦的產(chǎn)能已經(jīng)恢復，市場將在沒有實施價格上限的情況下重啟。AEMO通過謹慎地監(jiān)測市場情況后，逐步使市場恢復到正常的招標和調(diào)度情況。
學者們就澳大利亞電力市場未來發(fā)展建言獻策。阿德萊德大學全球資源和食品中心副教授 Liam Wagner提出，未來可能重新考慮市場設計，特別是建立容量補償機制。但容量補償機制將更有利于傳統(tǒng)能源發(fā)電，因此與其他發(fā)達國家相比，這可能會使澳大利亞的電力排放強度保持在相當高的水平。電力市場與能源轉(zhuǎn)型會非常坎坷，并且要付出比預想更高的成本。
英國：啟動新電改
2022年7月18日，英國商業(yè)、能源和工業(yè)戰(zhàn)略部（BEIS）發(fā)布了一份電力市場規(guī)則的審查報告，旨在應對近期全球能源成本上漲的挑戰(zhàn)，為保障能源安全、促進清潔低碳轉(zhuǎn)型等提供更有力的機制支持。目前該方案正在開展為期12周的意見征集，英國政府計劃于2022年第四季度就相關(guān)意見予以正式反饋。
該報告認為英國當前市場模式在如下幾個方面存在顯著短板，難以適應當下能源電力行業(yè)發(fā)展：一是現(xiàn)行的差價合約機制未能有效激勵低碳技術(shù)創(chuàng)新與調(diào)節(jié)資源發(fā)展；二是容量保障機制無法適應低碳轉(zhuǎn)型目標；三是邊際定價的機制嚴重影響市場運行效果。
報告提供了到2035年之前英國電力市場改革的初步思路。本輪改革重點包括：
第一，引入?yún)^(qū)域或節(jié)點電價機制。
英國政府提出考慮通過引入節(jié)點電價或區(qū)域電價機制，解決用戶側(cè)成本高昂、位置價格信號缺失等現(xiàn)實問題。但考慮到改革市場定價方式可能引發(fā)市場運營成本增加等系列后果，同時顧及與歐洲區(qū)域市場等既有安排相銜接等因素，截至目前英國并未就定價方式的具體選擇給出明確方案。
第二，拆分電力批發(fā)市場體系。
英國政府提出“市場拆分”方案，將現(xiàn)有市場體系拆分為“波動市場”與“穩(wěn)定市場”兩類。前者的市場價格由可再生能源等主體的長期邊際成本決定，后者的市場價格繼續(xù)由傳統(tǒng)火電機組等市場主體的短期邊際成本決定。
第三，采用“按報價支付”模式替代原有邊際定價機制。
考慮到當前電力批發(fā)市場價格受到天然氣價格波動的嚴重影響，英國正計劃考慮采用“按報價支付”（Pay as bid, PAB）模式替代原有的市場邊際定價機制，以促進電力價格與天然氣價格脫鉤，降低電力市場出清價格水平。然而，BEIS也承認采用PAB模式可能會產(chǎn)生抑制靈活資源參與市場積極性、降低投資信號激勵等后果，對于其能否達到降低用戶側(cè)用電成本的總體目標，下階段仍需持續(xù)開展研究。
第四，優(yōu)化差價合約機制。
本輪改革中，英國提出在現(xiàn)有差價合約機制中引入更多市場信號。例如，相較于單一固定價格，允許差價合約的價格在一定程度上出現(xiàn)波動，以激勵發(fā)電主體優(yōu)化調(diào)節(jié)性能、提升系統(tǒng)靈活性等。又如，基于發(fā)電主體在容量市場、電能量市場、輔助服務市場等各類市場中的全部收入確定差價合約價格，或通過計算發(fā)電主體的潛在發(fā)電能力而非實際發(fā)電量確定差價合約支付費用等。英國政府表示預計將于未來差價合同第六輪拍賣中針對具體條款廣泛征求意見。
第五，改革容量充裕度機制。
英國計劃調(diào)整現(xiàn)有容量充裕度機制，以實現(xiàn)對零碳發(fā)電資源、靈活性資源等主體的有效激勵。一方面，或針對零碳資源等單獨開設容量市場，或在現(xiàn)有容量市場中引入多個出清價格（即零碳發(fā)電、傳統(tǒng)發(fā)電等不同類型市場主體形成不同價格）；另一方面，考慮在容量市場中新增“靈活拍賣”機制，對所有符合靈活性標準的低碳技術(shù)開放，或在容量市場結(jié)算價格中引入“乘數(shù)因子”，以評估低碳靈活技術(shù)的貢獻。另外，BEIS也就是否引入戰(zhàn)略備用機制、可靠性期權(quán)等進行意見征詢。
思考與建議
全球性的能源短缺為多國電力市場健康運行帶來困難。上述幾大市場所遭遇的問題及其應對措施，給我國電力體制改革與市場建設提供重要參考。
第一，要高度關(guān)注一次能源與二次能源的聯(lián)動。
當下全球范圍內(nèi)煤炭、天然氣等一次能源波動引發(fā)多國市場持續(xù)震蕩，暢通一次能源與二次能源的聯(lián)動機制至關(guān)重要。具體到我國，一方面應加強對煤炭等一次能源的價格調(diào)控，另一方面應加快研究煤電聯(lián)動的市場化價格形成機制。
煤電聯(lián)動方面，我國電力現(xiàn)貨試點省份進行了一些有益嘗試。實踐表明，在市場化改革中注重一次能源與二次能源的聯(lián)動，可以助力電力保供，通過現(xiàn)貨價格反映并影響市場真實供需關(guān)系，初步實現(xiàn)源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動。一方面，現(xiàn)貨市場可以有效傳導上游煤價波動，激勵煤電等各類電源的發(fā)電意愿；另一方面，現(xiàn)貨市場可以引導用戶調(diào)整用電行為，減小高峰時段用電負荷以降低購電成本。
2021年受煤炭價格高企影響，煤電中長期交易價格與煤炭價格出現(xiàn)倒掛情況，影響煤電企業(yè)發(fā)電意愿。現(xiàn)貨試點則通過清晰反映供需關(guān)系的現(xiàn)貨市場價格，在電力供應緊張時以高電價激勵各類機組主動頂峰發(fā)電，提升電力供應能力。
2021年甘肅現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行期間，現(xiàn)貨價格由5月的274元/兆瓦時攀升至12月的512元/兆瓦時，度電均價達到413元/兆瓦時，較燃煤基準價上漲34.18%。在高電價激勵下，去年5-12月份，甘肅累計實現(xiàn)煤電企業(yè)增發(fā)電量92.6億千瓦時。
無獨有偶，去年山西現(xiàn)貨市場價格伴隨煤價上漲，發(fā)電側(cè)出清價格由4月均193元/兆瓦時最大提升到10月均價1115元/兆瓦時，漲幅達477%，充分激發(fā)出各類電源的發(fā)電保供積極性。8月份全國性電荒時，該省也在保障省內(nèi)供電的同時，完成臨時跨省跨區(qū)增供任務，高峰時段增供電量達10億千瓦時以上。
價格變化促使用戶由“按需用電”轉(zhuǎn)變?yōu)?ldquo;按價用電”。2022年以來，甘肅電網(wǎng)系統(tǒng)最大用電負荷由晚高峰18-19點向早高峰10-11點轉(zhuǎn)移，實現(xiàn)了削峰填谷的目的，顯著改善了電網(wǎng)負荷特性。
第二，要重視平衡保供穩(wěn)價與能源轉(zhuǎn)型之間的關(guān)系。
從上述三大市場情況來看，西葡的限制氣價、澳洲的管理價格上限補償程序都受到外界關(guān)于影響脫碳進程的質(zhì)疑，英國的新電改則指出其現(xiàn)行的差價合約機制和容量保障機制無法適應低碳轉(zhuǎn)型目標。中國也需要在電力市場建設中重視平衡保供穩(wěn)價與能源轉(zhuǎn)型之間的關(guān)系。
目前部分電力現(xiàn)貨試點省份開展了一些相應的實踐。山西和甘肅試點連續(xù)結(jié)算試運行一周年的實踐都證明，現(xiàn)貨市場不僅有利于提升電力供應保障能力，還能有效促進新能源消納。
山西現(xiàn)貨市場將新能源發(fā)電優(yōu)先納入市場出清、優(yōu)先安排發(fā)電空間。在風光充足新能源大發(fā)時段，現(xiàn)貨市場價格大幅降低甚至降至下限零電價，激勵火電機組降低發(fā)電出力直至零出力，以減少低價段的發(fā)電量，將發(fā)電空間讓給新能源；低價有效刺激用戶增加負荷，增加了新能源的消納，減少了新能源棄電。2021年4～12月現(xiàn)貨運行期間，共計增加新能源消納電量31.3億千瓦時。2021年在新能源發(fā)電量增長68%以上的情況下，仍保持全年利用率在97.7%左右，完成國家下達的新能源消納權(quán)重任務。
甘肅則立足新能源裝機容量2897萬千瓦、新能源裝機占比48%的實際情況，在現(xiàn)貨市場機制設計以促進能源轉(zhuǎn)型為基本原則。煤電、水電、新能源、用戶全部參與，新能源報量報價、用戶報量報價，與煤電同臺競爭，新能源利用低成本價格優(yōu)勢獲得發(fā)電權(quán)，促進電力資源在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置和高效利用，保障新能源最大化消納。2021年甘肅新能源發(fā)電446億千瓦時，利用率96.83%，同比提高1.55個百分點。2021年5月-2022年4月份現(xiàn)貨市場結(jié)算運行期間，新能源利用率最高達到98.73%（7月）。
能源結(jié)構(gòu)的變化早已為大眾所熟知。為加速擺脫對俄羅斯天然氣的依賴，歐洲各國紛紛重啟煤電；同時，歐盟委員會公布“REPowerEU”能源計劃，將2030年可再生能源目標從40%提升至45%。
西方國家電力市場的新動向在中國民眾中未能如此博人眼球，但其應對危機的策略及影響卻值得電力市場化改革進程中的中國思考。
西葡：限制氣價
2022年6月8日，歐盟委員會最終批準了西班牙和葡萄牙政府共同制定的應對能源價格上漲的價格限制機制。這一機制規(guī)定用于發(fā)電的天然氣價格最初將被限制在每兆瓦時40歐元以下，在該機制生效的前12個月內(nèi)，用于發(fā)電的天然氣價格將被限制在50歐元以下。
今年以來，歐洲電價與天然氣價格齊漲。據(jù)標普全球普氏的數(shù)據(jù)，2022年上半年，TTF基準荷蘭天然氣合約均價99歐元/兆瓦時，2021年同期僅為22歐元/兆瓦時。尤其在該限價機制出臺的6月，歐洲天然氣價格呈現(xiàn)高位震蕩后迅速沖高態(tài)勢，截至6月30日，TTF主力合約收于144.515歐元/兆瓦時，月環(huán)比上漲53.73%，相較2021年6月底的34.62歐元/兆瓦時上漲317.43%。而電價方面，歐盟委員會的數(shù)據(jù)顯示，與2021年同期相比，2022年一季度西班牙和葡萄牙電力批發(fā)價格上漲了411%。
限價機制產(chǎn)生了立竿見影的效果。8月4日葡萄牙媒體報道稱，根據(jù)馬德里康普頓斯大學的一項研究，如果沒有最高限價機制，葡萄牙和西班牙的電價將比現(xiàn)在高18%。限價機制使西葡兩國從原來歐洲電價最高的市場變成電價最低的市場。報道刊發(fā)時該市場每兆瓦時電價約為 264歐元，僅比限價機制實施前4月1日至6月14日期間的平均價格高出38%。而此時意大利電價396歐元、法國368歐元、比利時304歐元、德國297歐元，分別陡增了70%、76%、72%和73%。
但限價機制也引發(fā)巨大爭議。持反對意見者大多對此舉破壞歐洲共同市場表示擔憂。西班牙最大的公用事業(yè)公司Iberdrola SA表示，任何價格上限都應適用于整個歐洲，允許其中兩個國家自行采取行動可能會破壞共同市場。歐洲能源貿(mào)易商聯(lián)合會（EFET）也認為，該限價機制可能切斷西班牙、葡萄牙電力市場與歐洲其他地區(qū)的聯(lián)系，使歐洲能源市場碎片化。部分業(yè)內(nèi)人士則推測，巨大的電價差可能導致電網(wǎng)互聯(lián)的法國與西班牙擴大電力交易。西葡兩國曾主張將跨境交易排除在價格上限之外，即西班牙限制國內(nèi)電價，與法國之間交換的電價還按照歐洲統(tǒng)一市場價格，但歐盟委員會堅持采用單一定價體系。
另一種觀點則認為，限價機制設定天然氣發(fā)電用氣價格上限，扭曲了電力現(xiàn)貨市場的價格信號，對于已經(jīng)進行套期保值的電力企業(yè)和用戶是不公平的。此外，業(yè)界還指責此舉影響脫碳進程。
某種意義上說，西葡限價機制與我國去年以來一系列限制電煤價格的舉措相似，都是應對能源短缺的無奈之舉。而電力市場化改革中如何平衡市場調(diào)節(jié)與政府調(diào)控，則是全世界都面臨的一項重大課題。
澳洲：停擺與重啟
2022年6月15日，澳大利亞天然氣和電力市場監(jiān)管機構(gòu)——AEMO宣布，從澳大利亞東部標準時間14時05分開始，暫停全國電力市場所有地區(qū)的現(xiàn)貨市場。
AEMO運營著新南威爾士州、昆士蘭州、南澳大利亞州、維多利亞和塔斯馬尼亞州的電力市場。而此次事件的主角——澳大利亞國家電力市場（NEM）目前擁有6520萬千瓦的綜合發(fā)電能力，覆蓋區(qū)域橫跨澳大利亞東部和東南部海岸，距離約5000千米，注冊參與者有504個。
AEMO解釋稱，為了滿足6月14日昆士蘭州和新南威爾士州的電力供需短缺，AEMO被迫“通過直接干預”將未經(jīng)過投標的500萬千瓦電量投入市場。這樣做雖然設法避免了負荷削減，但“無法再以這種方式可靠地運行現(xiàn)貨市場或電力系統(tǒng)”。面對極端的市場形勢，暫停市場是確保民生和經(jīng)濟用電可靠性的上策。
此次澳大利亞電力市場停擺由多方因素疊加導致。
部分專家將停擺的直接原因歸結(jié)為原有的最高價格上限規(guī)定已不符合時代發(fā)展需要。大停擺前，電力市場現(xiàn)貨價格的滾動七天數(shù)值突破累積價格閾值（Cumulative price threshold，CPT），觸發(fā)了管理價格上限（300澳元/兆瓦時）。澳大利亞能源委員會（AEC）首席執(zhí)行官Sarah McNamara指出，價格上限機制是在1998年創(chuàng)建NEM時設計的，用于管理夏季熱浪等短期事件，最高價格上限已經(jīng)20多年沒有更新，不適用于持續(xù)發(fā)展的市場現(xiàn)狀。最高價格上限需要在500澳元/兆瓦時左右，才能確保所有電廠都能覆蓋掉自身的發(fā)電成本。煤炭短缺、煤價高企的情況下，電廠通過在用電平段、低谷等時段故意報高發(fā)電價格將自己投出電力市場，從而將庫存煤炭留用于用電高峰時期的高價發(fā)電，但在價格上限的機制下，這種煤炭配給制度“失靈”。在現(xiàn)行的NERs制度下，在AEMO能夠引導其他發(fā)電機組啟動之前，已經(jīng)投標進入NEM的電廠“必須得到充分利用”，這無意中阻礙了煤炭儲量低的發(fā)電機組參與投標。
而從更加宏觀的角度來看，全球能源短缺、現(xiàn)貨價格的風險增加、寒冷潮濕的天氣、電源非計劃性的長期停運，共同導致了此次澳大利亞電力市場停擺。據(jù)估計，當時市場上2300萬千瓦的燃煤發(fā)電容量中，有25%處于停運狀態(tài)。
大停擺發(fā)生后，有關(guān)部門迅速采取補救措施。6月15日，AEMO推出管理價格上限（APC）補償程序，允許計劃、非計劃發(fā)電機組，計劃內(nèi)網(wǎng)絡服務提供商，計劃內(nèi)負荷、輔助服務提供商和需求響應服務提供商在提供虧損保護的同時投標進入市場。根據(jù)這一補償程序（并將適用于在AEMO暫停價格期間仍出力的發(fā)電廠），如果這些當事方在管理價格期間提供能源或其他服務并產(chǎn)生凈損失，則可以要求賠償。
6月22日，鑒于“市場狀況明顯改善”，AEMO啟動了解除國家電力市場暫停的第一步。AEMO表示，雖然燃料供應仍然緊張，超過400萬千瓦的產(chǎn)能已經(jīng)恢復，市場將在沒有實施價格上限的情況下重啟。AEMO通過謹慎地監(jiān)測市場情況后，逐步使市場恢復到正常的招標和調(diào)度情況。
學者們就澳大利亞電力市場未來發(fā)展建言獻策。阿德萊德大學全球資源和食品中心副教授 Liam Wagner提出，未來可能重新考慮市場設計，特別是建立容量補償機制。但容量補償機制將更有利于傳統(tǒng)能源發(fā)電，因此與其他發(fā)達國家相比，這可能會使澳大利亞的電力排放強度保持在相當高的水平。電力市場與能源轉(zhuǎn)型會非常坎坷，并且要付出比預想更高的成本。
英國：啟動新電改
2022年7月18日，英國商業(yè)、能源和工業(yè)戰(zhàn)略部（BEIS）發(fā)布了一份電力市場規(guī)則的審查報告，旨在應對近期全球能源成本上漲的挑戰(zhàn)，為保障能源安全、促進清潔低碳轉(zhuǎn)型等提供更有力的機制支持。目前該方案正在開展為期12周的意見征集，英國政府計劃于2022年第四季度就相關(guān)意見予以正式反饋。
該報告認為英國當前市場模式在如下幾個方面存在顯著短板，難以適應當下能源電力行業(yè)發(fā)展：一是現(xiàn)行的差價合約機制未能有效激勵低碳技術(shù)創(chuàng)新與調(diào)節(jié)資源發(fā)展；二是容量保障機制無法適應低碳轉(zhuǎn)型目標；三是邊際定價的機制嚴重影響市場運行效果。
報告提供了到2035年之前英國電力市場改革的初步思路。本輪改革重點包括：
第一，引入?yún)^(qū)域或節(jié)點電價機制。
英國政府提出考慮通過引入節(jié)點電價或區(qū)域電價機制，解決用戶側(cè)成本高昂、位置價格信號缺失等現(xiàn)實問題。但考慮到改革市場定價方式可能引發(fā)市場運營成本增加等系列后果，同時顧及與歐洲區(qū)域市場等既有安排相銜接等因素，截至目前英國并未就定價方式的具體選擇給出明確方案。
第二，拆分電力批發(fā)市場體系。
英國政府提出“市場拆分”方案，將現(xiàn)有市場體系拆分為“波動市場”與“穩(wěn)定市場”兩類。前者的市場價格由可再生能源等主體的長期邊際成本決定，后者的市場價格繼續(xù)由傳統(tǒng)火電機組等市場主體的短期邊際成本決定。
第三，采用“按報價支付”模式替代原有邊際定價機制。
考慮到當前電力批發(fā)市場價格受到天然氣價格波動的嚴重影響，英國正計劃考慮采用“按報價支付”（Pay as bid, PAB）模式替代原有的市場邊際定價機制，以促進電力價格與天然氣價格脫鉤，降低電力市場出清價格水平。然而，BEIS也承認采用PAB模式可能會產(chǎn)生抑制靈活資源參與市場積極性、降低投資信號激勵等后果，對于其能否達到降低用戶側(cè)用電成本的總體目標，下階段仍需持續(xù)開展研究。
第四，優(yōu)化差價合約機制。
本輪改革中，英國提出在現(xiàn)有差價合約機制中引入更多市場信號。例如，相較于單一固定價格，允許差價合約的價格在一定程度上出現(xiàn)波動，以激勵發(fā)電主體優(yōu)化調(diào)節(jié)性能、提升系統(tǒng)靈活性等。又如，基于發(fā)電主體在容量市場、電能量市場、輔助服務市場等各類市場中的全部收入確定差價合約價格，或通過計算發(fā)電主體的潛在發(fā)電能力而非實際發(fā)電量確定差價合約支付費用等。英國政府表示預計將于未來差價合同第六輪拍賣中針對具體條款廣泛征求意見。
第五，改革容量充裕度機制。
英國計劃調(diào)整現(xiàn)有容量充裕度機制，以實現(xiàn)對零碳發(fā)電資源、靈活性資源等主體的有效激勵。一方面，或針對零碳資源等單獨開設容量市場，或在現(xiàn)有容量市場中引入多個出清價格（即零碳發(fā)電、傳統(tǒng)發(fā)電等不同類型市場主體形成不同價格）；另一方面，考慮在容量市場中新增“靈活拍賣”機制，對所有符合靈活性標準的低碳技術(shù)開放，或在容量市場結(jié)算價格中引入“乘數(shù)因子”，以評估低碳靈活技術(shù)的貢獻。另外，BEIS也就是否引入戰(zhàn)略備用機制、可靠性期權(quán)等進行意見征詢。
思考與建議
全球性的能源短缺為多國電力市場健康運行帶來困難。上述幾大市場所遭遇的問題及其應對措施，給我國電力體制改革與市場建設提供重要參考。
第一，要高度關(guān)注一次能源與二次能源的聯(lián)動。
當下全球范圍內(nèi)煤炭、天然氣等一次能源波動引發(fā)多國市場持續(xù)震蕩，暢通一次能源與二次能源的聯(lián)動機制至關(guān)重要。具體到我國，一方面應加強對煤炭等一次能源的價格調(diào)控，另一方面應加快研究煤電聯(lián)動的市場化價格形成機制。
煤電聯(lián)動方面，我國電力現(xiàn)貨試點省份進行了一些有益嘗試。實踐表明，在市場化改革中注重一次能源與二次能源的聯(lián)動，可以助力電力保供，通過現(xiàn)貨價格反映并影響市場真實供需關(guān)系，初步實現(xiàn)源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動。一方面，現(xiàn)貨市場可以有效傳導上游煤價波動，激勵煤電等各類電源的發(fā)電意愿；另一方面，現(xiàn)貨市場可以引導用戶調(diào)整用電行為，減小高峰時段用電負荷以降低購電成本。
2021年受煤炭價格高企影響，煤電中長期交易價格與煤炭價格出現(xiàn)倒掛情況，影響煤電企業(yè)發(fā)電意愿。現(xiàn)貨試點則通過清晰反映供需關(guān)系的現(xiàn)貨市場價格，在電力供應緊張時以高電價激勵各類機組主動頂峰發(fā)電，提升電力供應能力。
2021年甘肅現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行期間，現(xiàn)貨價格由5月的274元/兆瓦時攀升至12月的512元/兆瓦時，度電均價達到413元/兆瓦時，較燃煤基準價上漲34.18%。在高電價激勵下，去年5-12月份，甘肅累計實現(xiàn)煤電企業(yè)增發(fā)電量92.6億千瓦時。
無獨有偶，去年山西現(xiàn)貨市場價格伴隨煤價上漲，發(fā)電側(cè)出清價格由4月均193元/兆瓦時最大提升到10月均價1115元/兆瓦時，漲幅達477%，充分激發(fā)出各類電源的發(fā)電保供積極性。8月份全國性電荒時，該省也在保障省內(nèi)供電的同時，完成臨時跨省跨區(qū)增供任務，高峰時段增供電量達10億千瓦時以上。
價格變化促使用戶由“按需用電”轉(zhuǎn)變?yōu)?ldquo;按價用電”。2022年以來，甘肅電網(wǎng)系統(tǒng)最大用電負荷由晚高峰18-19點向早高峰10-11點轉(zhuǎn)移，實現(xiàn)了削峰填谷的目的，顯著改善了電網(wǎng)負荷特性。
第二，要重視平衡保供穩(wěn)價與能源轉(zhuǎn)型之間的關(guān)系。
從上述三大市場情況來看，西葡的限制氣價、澳洲的管理價格上限補償程序都受到外界關(guān)于影響脫碳進程的質(zhì)疑，英國的新電改則指出其現(xiàn)行的差價合約機制和容量保障機制無法適應低碳轉(zhuǎn)型目標。中國也需要在電力市場建設中重視平衡保供穩(wěn)價與能源轉(zhuǎn)型之間的關(guān)系。
目前部分電力現(xiàn)貨試點省份開展了一些相應的實踐。山西和甘肅試點連續(xù)結(jié)算試運行一周年的實踐都證明，現(xiàn)貨市場不僅有利于提升電力供應保障能力，還能有效促進新能源消納。
山西現(xiàn)貨市場將新能源發(fā)電優(yōu)先納入市場出清、優(yōu)先安排發(fā)電空間。在風光充足新能源大發(fā)時段，現(xiàn)貨市場價格大幅降低甚至降至下限零電價，激勵火電機組降低發(fā)電出力直至零出力，以減少低價段的發(fā)電量，將發(fā)電空間讓給新能源；低價有效刺激用戶增加負荷，增加了新能源的消納，減少了新能源棄電。2021年4～12月現(xiàn)貨運行期間，共計增加新能源消納電量31.3億千瓦時。2021年在新能源發(fā)電量增長68%以上的情況下，仍保持全年利用率在97.7%左右，完成國家下達的新能源消納權(quán)重任務。
甘肅則立足新能源裝機容量2897萬千瓦、新能源裝機占比48%的實際情況，在現(xiàn)貨市場機制設計以促進能源轉(zhuǎn)型為基本原則。煤電、水電、新能源、用戶全部參與，新能源報量報價、用戶報量報價，與煤電同臺競爭，新能源利用低成本價格優(yōu)勢獲得發(fā)電權(quán)，促進電力資源在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置和高效利用，保障新能源最大化消納。2021年甘肅新能源發(fā)電446億千瓦時，利用率96.83%，同比提高1.55個百分點。2021年5月-2022年4月份現(xiàn)貨市場結(jié)算運行期間，新能源利用率最高達到98.73%（7月）。
