如何在电力市场环境下保证发电投资的充裕性？

3）市场力控制。

由于容量市场机制和价格增量机制环境不允许发电主体的经济持留行为,市场运营机构会对发电主体报价行为进行严格的市场力控制。其中一个主要的方法是三寡头垄断测试,被用于容量市场和现货市场中。

市场稀缺电价机制允许发电主体的经济持留行为,因此不需要直接的市场力控制手段。主要通过充分的信息公开促进市场竞争,具体包括中短期充裕度评估机制、滚动预出清机制、以及运行日后及时的报价数据公开。

4）关键参数及其影响。

不同充裕性机制均需提前设定市场运行相关参数,这些参数的准确性、合理性会直接影响发电容量充裕性。

3种机制都设定了电能量报价上限,稀缺定价机制的电能量报价上限一般高于容量市场机制下的电能量报价上限。为了避免发电主体的超额利润,两种稀缺定价机制下均设计了收益限制方案,视情况调整电能量市场的报价上限。市场稀缺电价机制下对报价上限的调整依据为高电价出现的频率,价格增量机制的调整依据为实时测算的机组累计收益。

容量市场机制和价格增量机制均需提前设定系统需求。容量市场机制需要设定容量需求曲线的目标需求容量和对应的需求价格。价格增量机制需要确定运行备用需求曲线的失负荷概率和失负荷损失值。容量市场和价格增量机制在引导发电投资方面各有优缺点。容量市场可以提前为发电主体提供部分收益保障,价格增量机制可以通过运行备用需求曲线及时反映市场供需情况的变化。

5）市场化程度。

澳大利亚市场稀缺电价机制下的管制行为较少,与容量市场机制和价格增量机制相比,市场化程度最高,但需要一系列的信息公开机制保证信息的充分、及时和对称。

容量市场机制和价格增量机制相比,容量市场机制直接干预长期的发电规划,价格增量机制则通过干预短期价格信号引导长期的发电投资。相对来说,容量市场机制的管制性更强。

6）价格风险规避。

3类充裕性机制环境下的市场主体都可以通过金融衍生品市场规避现货价格的风险。澳大利亚设计了一种特殊的金融衍生品——单向封顶差价合约,来帮助用户规避高电价风险。

单向封顶差价合约的合约费一定程度上实现了容量费的效果。但与容量市场不同的是,单向封顶差价合约的价格信号取决于公开、透明的合约交易,能够在充分竞争的条件下反映真实的供需情况。而容量市场的需求由监管机构集中决策,产生的价格信号受管制行为影响。单向封顶差价合约能够将价格风险和投资风险的判断分散到所有市场主体,从而避免集中决策的片面性。

7）对灵活性的激励。

稀缺定价机制通过电能量价格为电源和用户提供分时(15 min)的价格信号,而容量市场通过容量费的形式提供的是年度不变的价格信号。相对来说,稀缺定价机制能够更有效地激励灵活性资源响应。也有学者提出容量费按失负荷概率分摊到不同的时段,从而实现对灵活性的激励[43]。

3.2 适应性分析

1）适用条件。

系统预测能力。容量市场机制和价格增量机制分别需要由市场运营机构设定长期容量需求和短期备用需求,如果需求预测不准确,将给市场带来错误的信息。因此,这两种机制均要求市场运营机构具有准确预测系统供需的能力。

成本监审能力。容量市场机制和价格增量机制下的报价都是一种基于成本的报价,不允许发电机组的经济持留,因此要求监管机构有较强的成本监审能力,能准确判断市场主体的市场力行为。

信息要求。市场稀缺电价机制对系统预测能力、成本监审能力都无特别要求,但要求为市场主体提供充分、及时、对称的信息,及时反映供需情况的变化,促进市场主体的合理报价。容量市场机制要求提供长期的供需信息,为发电主体的容量报价提供参考。

用户特性。稀缺定价机制要求零售市场活跃、需求响应充足,将现货市场的稀缺价格信号有效地传导至用户侧,提高用户侧效率。而容量市场对用户特性无特别要求。

2）配套机制。

充裕度评估。3类充裕性机制均需要配套充裕性评估机制,并及时发布。其中容量机制必须配套长期充裕度评估。

市场力控制。容量市场机制和价格增量机制需要对现货市场的报价、出清进行严格的市场力监控。市场稀缺定价机制则需要滚动预出清机制帮助市场主体及时了解实时的供需状况。

信息披露和风险规避机制。对于市场稀缺定价机制,需要配套市场报价信息公开的信息披露机制,促进市场信息的充分、及时和对称。此外,还需要配套合理的风险规避机制,如单向封顶差价合约,为市场主体提供充分的风险规避手段。

4 对我国电力市场设计的建议

1）尽快研究不同地区的充裕性机制。目前我国大多数地区的电力交易产品不够完善,发电企业的收入来源单一。近期,国家发展改革委发布关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知。早期发电企业能够通过高比例计划电量合同保证部分收益,但随着发用电计划的放开,发电企业的收益将面临更大的不确定性。需要尽快研究保证发电容量充裕性的方法,避免供需形式的变化造成新一轮的发电容量不足。

2）澳大利亚的市场稀缺电价机制不适合我国目前的市场环境。我国电力市场信息公开机制严重不足,市场透明度不高,不能很好支撑这种市场化程度高的充裕性机制。

3）容量市场需要在电能量市场外组织,并要求能够准确预测未来的容量需求。我国市场建设还未完善,直接开展容量市场对于现阶段来说难以立即实现。由于其对零售市场的活跃度、需求响应能力没有特殊要求,未开放零售市场的地区可以考虑采用容量市场机制。

4）价格增量机制适合我国现阶段大多数地区的市场环境,主要原因有以下4点：①我国的信息披露机制不完善,价格增量模式对实时信息披露的要求不高;②备用价格增量的相关参数由监管机构核定,市场价格的整体可控性较强;③第二轮电力市场改革以零售市场改革试点为起点,稀缺价格有利于提升零售市场活跃地区的用户侧效率;④在可再生能源不断增多的情况下,稀缺价格有利于激励系统的灵活性。

5）发电企业的计划电量合同可以作为一种过渡或补充的发电容量充裕性机制。计划体制下由政府分配给发电的计划电量电价综合考虑了可变成本和容量成本。在现货市场的全电量竞价模式下,可以将计划电量合同转为政府授权差价合约,在不影响实时调度效率的情况下给予发电企业一部分容量收益。从这个角度考虑,在发电容量充裕度机制未完善的情况下,不易过快放开发电计划。实际市场设计中可以采取将政府授权差价合约与价格增量机制相结合的模式。初期的发电报价上限和价格增量上限水平可以设置在较低水平。随着计划发电量的放开,价格增量上限水平可以逐步提高,具体数值需要根据实际的运行情况进行测算。另外,在价格增量较高的情况下,可以参考澳大利亚的单向封顶差价合约设计类似的合约交易,帮助市场主体规避高价风险。

6）为保证发电容量的充裕性,除了具体的充裕性机制设计外,还需要完善相应的配套措施,包括信息披露机制、成本监审机制、市场力监控机制及风险规避机制等。另外,价格上限的设置需要和其他市场设计相协调。如果考虑到社会安全稳定而设置了过低的电能量市场价格上限,那么需要通过其他机制(如容量市场、价格增量)补偿发电的固定成本。如果设置了较高的价格上限,则需要定期评估发电机组的收益,根据评估的收益适时调整发电报价上限,避免发电主体获得超额利润。

5 结语

电力市场中如何保证发电容量的长期充裕性,是相关市场设计需要考虑的一个重要目标或约束,在可再生能源比例逐渐增加的情况下变得更加重要。本文详细介绍了3种典型的发电充裕度机制,分析了其设计理念的核心差异及在市场力控制、关键配置参数、风险规避机制等方面的不同。讨论了每种机制的适用条件以及所需的配套市场机制。 3种机制没有绝对的优劣之分,各有对应的适用条件。还有一些其他类型的充裕性机制,如固定电量合同、容量支付、战略备用机制,本文没有详细讨论,也各有其适用的情况。实际电力市场的设计中首先要根据市场的整体环境特点选择可行的机制,然后进行相关配套机制的设计并进行定量的分析测算。

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