傳統的電力批發市場設計忽略了電能生產和消費的時間連續性特征，也無法根據時間動態特性分辨不同品質的電能商品。
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，包括電價在內的歐洲能源價格暴漲，生活成本壓力驟增，企業生產不堪重負，經濟衰退風險加劇。根據歐洲能源交易所（EEX）的數據，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，法國超半數核電機組停運檢修、在能源轉型過程中德國核電機組逐漸關停，以及歐洲遭遇500年來最嚴重干旱使得水力發電量銳減，致使越來越多的天然氣發電廠投入使用，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計方案中，電力價格往往由最昂貴的供應商設定，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電廠，例如核電站或風電場，也會按天然氣發電廠的高價來結算，引發的結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領域而引起各方的廣泛關注。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發電企業的收入上限設定為180歐元/兆瓦時，它適用于使用新能源、核能和褐煤發電的企業。原因在于，這些企業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容。合理的市場價格能夠引導市場成員采取恰當的經濟行為，實現供需平衡、提高電力系統的運行效率，并為電力系統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，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中的電能邊際生產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《電力現貨定價原理》（Spot Pricing of Electricity）是電價理論的經典文獻，成為多國電力現貨市場設計的理論基礎。現貨電價（或實時電價）是基于經典微觀經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）、安全約束經濟調度（SCED）等短期運行優化模型求出，一般由其影子價格（即邊際價格）決定。傳統的基于實時電價理論的電力批發市場設計忽略了電能生產和消費的時間連續性這個十分重要的特征，也無法根據時間動態特性分辨不同品質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過一些問題：（1）現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）大多數電力用戶并無能力（或意愿）對快速變化的現貨價格作出響應，未達到通過電價引導供需實時互動的理論設計目標；（3）現貨價格不能完全覆蓋固定成本，導致發電投資容量不足，需要另設容量市場；（4）在新能源大規模接入的背景下，現貨價格往往偏低甚至成為負值，無法保證常規能源機組的合理收益。當前，歐盟正在經歷的嚴重電力市場危機與邊際定價方法有關。因為天然氣是決定歐盟電力市場邊際價格的發電燃料，歐盟各成員國都經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展。
為了克服上述缺陷，筆者提出了連續時間電能商品模型（其數學描述為功率對于時間的函數），以及基于該模型的電力定價方法，可為國內外電力市場的發展提供全新的定價思路和理論基礎。
歐洲電力市場的“雙市場”設計方案
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的組織機構與國家開始討論新能源大規模接入條件下的“雙市場”設計方案，如圖1所示。其出發點是當前的純能量電力市場已經難以正常運轉。
純能量市場旨在區分具有不同短期邊際成本的電源，通過選擇成本最低的發電廠來確保短期和長期的效率。然而，這種市場設計的假設前提是具有不同邊際成本的可調度電廠，在具有零或低邊際成本的新能源大規模接入的條件下，這一假設不再成立。在這種情況下，純能量市場無法為投資帶來充分回報，也可能難以為系統運行或電力用戶提供有效的價格信號。
“雙市場”設計方案通過在供給側和需求側為不同類型的電力（“按需”和“可用”）創建分開的市場機制來解決此類問題。對于供給側而言，可調度電廠將在“按需”（on demand）或靈活市場中運營，在需要時按照優先順序表進行調度，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算。這本身與目前在許多歐盟國家使用的上網電價（FiT）拍賣機制并無太大區別。不同之處在于，“可用”和“按需”發電資源的不同成本和運行也將體現于零售市場中。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）。
新能源大規模接入條件下中國電力市場設計的考慮
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”設計思路設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，但其環保效益顯著，可全額消納，或根據電力系統安全穩定約束在一定功率波動范圍內消納，并以經營期成本（或比市場可調度機組最低價更低的價格）結算電量。在這種情況下，系統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著名的“鴨子曲線”，需要通過可調度（靈活）機組來匹配。由于新能源機組和傳統能源機組不再集中統一排序，前者也不會影響后者的定價。這種新的市場設計方案將有利于促進高比例新能源消納，并確保傳統能源機組獲得合理回報。
如果新能源搭配儲能或購買調峰容量、提高其電能品質后（實現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，能量塊的實質是虛擬電廠的出力特征）；也可以在加裝自動發電控制系統（AGC）后，響應電網調度指令下調功率，參與輔助服務市場。在新型電力系統中，傳統電力系統單一的“源隨荷動”（即根據負荷變動情況調節發電功率）調度運行模式將轉變為“源荷互動”的友好互動模式，柔性負荷、虛擬電廠等新技術和商業模式受到了廣泛關注，正成為電力系統靈活性的重要來源（可對保障電網的安全運行起到關鍵作用，為新能源的大規模并網消納提供有力支撐），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、綠證、用能權等市場的建設，并且與電力市場實現有效銜接。電力市場機制設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。如何在電能價值規律深入分析的基礎之上，建立與新能源大規模接入及新型電力系統大力發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濟與電力市場研究所所長
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