电力现货市场价格上下限的经济学依据

2017年8月国家选择南方（以广东起步）等8个地区作为第一批电力现货市场建设试点；2019年6月，8个试点地区全部完成电力现货市场试运行；目前，许多地区电力现货市场已经开始结算运行。电力现货市场建设虽然已经取得实质性进展。但是，目前的成功似乎主要体现在现货市场的市场模式、交易规则设计和技术支持系统建设上，现货市场的功能并没有充分发挥出来，也未产生对电力市场改革如决策者所期待“无现货、不市场”那样的重要影响。出现这个问题的原因较多，其中一个原因是目前我国现货市场价格上下限设计不合理，而导致这个结果又与我们对电力现货市场的经济学功能把握不准确有关。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”ID：zgdlqygl 作者：叶泽）

01.

电力现货市场的经济学功能

三种简单化的解释

电力现货市场最能体现电力市场技术经济特征的市场，很难用简单的语言解释。目前有关电力现货市场有三种过于简单化的解释，不仅不准确，也容易误导决策者，不利于制定科学的电力价格上下限。

第一种解释形成于现货市场试点改革前，来自于政府相关部门和专家，认为“无现货、不市场”，并且把中长期市场与现货市场的功能分别解释为“中长期市场规避风险，现货市场发现价格”。“无现货、不市场”强调现货市场的重要性，虽然不明晰，却也无可非议。但是，把现货市场的功能主要定义为发现价格，则未必正确。事实上，与其说现货市场发现价格，不如说现货市场利用价格。现货市场本质功能是为电力供求在极短期，如次日或几小时内甚至更短时间的不平衡提供一种市场化的平衡机制。进一步分析，现货市场的价格受偶然因素影响变化很大，所产生的价格信号未必能够作为长期投资信号，一般只能作为短期内交易双方调整供求和优化经营策略的依据。反过来，中长期交易只要交易机制完善、交易充分，如有电力期货市场和期权市场伴随，有投机商参与，其交易价格更有信号价值。

第二种解释来自于媒体，称现货市场“一手交钱，一手交货”，这种解释可能来自词典对一般商品市场现货市场的解释，即指市场上的买卖双方成交后须在若干个交易日内办理交割的金融市场，包括成交当日结算的现金交易和成交日后一周内结算的固定方式交易两种。这种解释强调了现货市场兑现以前系列中长期交易并办理结算的一个特征，但是，却不是主要或根本特征。

第三种观点也来自专家，认为“现货市场的缺点是价格变化很快”。这种观点对现货市场价格变化掺杂了个人主观色彩。其实，现货市场是客观的商品交易市场，价格变化很快不是缺点，只是特点。从另一个角度看，现货市场价格变化很快是市场瞬间平衡的客观要求，没有这样的价格不能快速实现平衡，因此，市场价格变化很快不仅仅是现货市场的特点，还是现货市场的优点。

电力现货市场的经济学功能

一般商品现货市场的偏差平衡机制。一般商品市场其实也有中长期交易市场和现货市场，现货市场通过存货或者延迟需求等对中长期交易与实际供求的偏差进行调整，不像电力现货市场这样特殊，在市场体系中也没有电力现货市场这样重要。一般商品市场中包括消费品市场和生产资料市场，在生产资料市场中，中长期市场交易的比例更大；而在消费品交易中，现货市场交易的比例相对更大。不过，无论是生产资料市场还是消费品市场，中长期市场与现货市场之间的逻辑关系相同，对于中长期交易在现货市场上形成的供求偏差，一般商品市场有多种平衡机制，如图1所示。

以供大于求这种偏差为例，假设需方突然缩减生产计划，商品消耗减少，形成现货市场供大于求的状态。需方有在现货市场平衡供求的责任，如将多余商品Q2-Q1作为存货留待以后生产周期使用，同时维持现货市场P1、2的价格；或者降价（P1、2-P0）转售给其它企业，将需量降低到真实的Q0的水平。对现货市场供不应求的情况，由于偏差责任在供方，供方可以做的选择有：供方动用库存满足需方，或者从其它供方高价购买相同商品满足需方。由于双方增加或动用库存和市场转售或高价购买在一般商品市场中没有技术障碍，而且成本较低，成交量较少，因此，一般商品现货市场相对不是特别重要。

电力现货市场基本功能。了解一般商品市场现货市场的偏差平衡方式及过程后，就容易认识电力现货市场的基本功能及其特征。主要有两点：第一，与一般商品市场一样，电力现货市场的基本功能是调整和平衡中长期交易偏差。《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）第三条明确，电力中长期交易主要是指市场主体通过市场化方式开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。为了经济可靠地满足实时电力供应，电力市场分中长期市场和现货市场两个阶段和多个交易品种不断根据最新供求信息等进行偏差调整与滚动平衡。在中长期市场，年交易是对多年交易根据新的市场供求形势等所做的偏差调整与滚动平衡；以此类推，周交易又是对月交易的偏差调整与滚动平衡。因此，现货市场是对中长期市场偏差调整与滚动平衡的延续，只是时间粒度更小，直到完全接近真实的市场供求平衡状态。（现货市场基本功能如图2所示）

第二，电力现货市场偏差不确定性大，偏差平衡要求瞬间完成，方式较少，而且受系统和技术制约，这些特征使电力现货市场偏差平衡非常复杂和非常困难，也彰显了电力现货市场的关键性和重要性。由于电能难以经济地大规模储存，一般商品现货市场中常用而且非常有效的库存调整方式在电力现货市场中难以使用。由于电力产供销各环节要求瞬间平衡，电力供求之间的生产或消费调整受到响应时间的严格限制，不仅技术障碍大，而且实现成本高。比如，一般火电机组发电出力极短期内很难调整，甚至抽水蓄能和化学储能在技术上也难以很好地满足需要。与一般商品现货市场相比，电力现货市场中用户负荷需求调整更加困难。目前我国许多现货市场试点的交易规则中都有“用户报量不报价”的规定，其原因既有居民用户暂时不具备参与现货市场的投标和计量条件等原因，也有电力商品公用性要求。这种情况与一般商品现货市场用户大量参与现货市场平衡有很大的区别。

02.

电力现货市场价格变化的原因及其特征

电力现货市场价格变化的原因

需求数量和结构的变化。电力现货市场中电力负荷需求曲线由无数电力用户的负荷需求曲线在一定同时率基础上叠加而成，由于气候变化、生产调整包括事故、大型活动等多种原因，单一大用户和足够多小用户的电力需求变化都会引起现货市场中电力需求的有意义变化。当实际需求大于中长期合同中的预测供应或购买数量时，现货市场价格增加；当实际需求小于相应值时，现货市场价格降低。如图3所示，当市场需求水平较低时，现货市场较小的需求变化对应于成本相对较低的较大范围的生产能力变化；但是，当负荷需求水平很高时，现货市场相同的需求变化将需要最高成本机组在较小范围内的变化调整，会形成更高和更敏感的价格。进一步分析，实际需求的变化还可以分为总需求的变化和需求结构的变化。如不同地区或不同电压等级用电需求结构的变化，在系统最优出清价格的计算中必然会引起节点电价的变化，从而也导致现货市场价格的变化。

供给数量和结构的变化。随着新能源发电装机容量的增加，电力现货市场中供给的变化越来越明显。大量波动性可再生能源参与市场交易将改变现货市场供给曲线，根据劳伦斯伯克利实验室（LBNL）针对美国四个区域电力市场的分析，当波动性可再生能源（风力、光伏）发电容量比例提升至40%时，四个区域现货市场价格波动增幅在2～4倍之间。其中，高比例光伏对价格波动的影响尤为突出，变化最大的德克萨斯州（光伏发电、风电装机比例分别为30%和10%）现货市场价格波动增幅可达6.6倍。供给数量的变化在现货市场中主要有天气和事故等原因引起的供给变化，如图3所示，如气候突然变化降低了水电出力，使后面高成本机组顺序替代发电，最终提高现货市场价格，图中所示高峰负荷电价从P2上涨到P’2，2001年美国加州电力危机就有这个原因。

市场模式的差异。电力市场有集中式和分散式两种典型模式。集中式模式充分体现了电力系统生产经营特征，把电力生产与电力交易分开，生产按最低成本原则由调度机构统一组织；中长期交易合同按差价合同签订，现货市场采用全电量集中竞价。分散式市场模式更接近于一般商品市场，中长期合同按物理合同签订，交易双方确定发用电曲线后，提交调度机构执行；同时在现货市场只对偏差电量集中竞价。集中式模式把现货市场价格机制应用于全部电量的最优分配，资源配置效率更高，同时市场成交价格变化较大。分散式模式电价变化较小，但对电网技术条件和市场条件要求较高。集中式市场模式面临更大的价格变化，目前我国8个现货市场试点地区中有广东等6个地区采用了集中式市场模式，但与四川、蒙西等地分散式模式在成交价格上的区别目前还没有显示出来。

市场体系的影响。主要指中长期市场中分时间周期的交易品种和金融市场对现货市场价格变化的影响。如图2所示，理论上，中长期交易中分时间周期的交易品种越多，市场偏差调整与滚动平衡越充分，现货市场的价格变化越小。另外，期货期权等衍生金融市场也对现货市场会产生影响。有研究表明，北欧电力期货对现货的引导关系远大于现货对期货的引导关系,期货市场的价格变化领先于现货市场的价格变化,期货市场在价格发现中起到了主导作用，北欧电力期货具有较好的价格发现功能。

需求响应时间。由于电能公用性，电力市场供求关系以供给跟随需求为特征。电能以光速传输，要求生产、输送和使用同时完成。电力生产技术特征要求电力系统和发电机组尽可能缩短需求响应时间。如图3所示，发电机组响应时间慢，在功能上不得不将这些机组从发电序列中退出，并导致高成本机组的替代进入，最终提高了现货市场价格。如果有大量机组响应时间跟不上需求变化，较多机组退出后使极少数响应时间短的发电机组获得稀缺性，从而产生稀缺性定价，为现货市场价格剧烈变化奠定基础。

输电堵塞。在没有输电堵塞的情况下，现货市场会形成统一的节点出清价格，否则就会出现多个节点出清价格。例如2019年5月15日广东全省共有206个节点，有200个节点出清价格；最低价格为207.3654元/兆瓦时，最高价格为446.8303元/兆瓦时。

电力现货市场价格变化的特征

价格变化是基本手段。如上所述，现货市场不是发现价格，而是利用价格在极短时间内调节有弹性的供给和需求，解决中长期交易的偏差问题。在现货市场出现前，电网调度机构把系统平衡作为公共服务以调度指令的方式要求有能力的市场主体提供，但是，没有明确的责任分担和补偿机制，系统平衡责任在发电企业和用户之间，不同发电企业之间，不同用户之间，甚至包括电网企业和发电企业、电力用户之间的分配缺乏公平和透明机制，比如，“两个细则”把系统平衡责任全部界定给发电企业，既不公平，考核与奖惩机制也不合理。现货市场利用市场价格机制公平合理地解决偏差平衡问题，是电力市场深化改革的必然选择。由于现货市场时间粒度小，市场主体响应时间不够充分，市场竞争更加激烈，在市场成交价格水平上，成本的依据作用越来越轻微，市场竞争作用甚至价格策略影响越来越大。相比于中长期交易价格，现货市场成交价格不具备可比性，也没有必要比较，能够维持实时平衡的价格就是合理的价格。因此，价格变化是现货市场的本质要求；如果因为价格风险而限制价格变化，就失去了现货市场建设的意义。

价格易变性。随着经济社会发展，电力市场需求曲线如日负荷曲线变化更大，一天之内往往有多个高峰和低谷，而且不同季度有明显的差异，日负荷率和年负荷率逐渐降低等。这些负荷特性再与现货市场中上述五个主要影响因素结合起来，使现货市场价格呈现明显的易变性，图4是某日广东日前和实时市场成交价格曲线，可能看出，即使有严格的价格上下限限制，两个现货市场成交价格变化也相对较大。从数学的角度，边际出清节点电价计算中，以上各因素的较小变化经过微分计算放大后，可能会产生较大的价格变化。

“价格钉”（price spike）现象。“价格钉”指价格在瞬间大幅度提高后迅速回落，从而在实时价格曲线上形成钉子一样图形的价格变化现象。“价格钉”往往发生在实时市场中，突然的供给或需求变化发生后，需求或供给瞬间不能充分跟随调整到位，资源稀缺性出现，市场主体采用稀缺性定价，结果导致瞬间价格飞涨；等到其它市场主体响应后，稀缺性很快消失，定价方法也回归到成本基础，价格迅速回落至初始水平，产生“价格钉”现象。2019年8月13日，美国德州电价暴涨至9000美元/兆瓦时，折合人民币63元/千瓦时，如图5所示。虽然“价格钉”产生了很高的价格，但由于延续时间短，收益变化并不太大。

03.

现货价格上下限的经济学原理

价格上下限的定价方法

现货市场价格上下限主要采用两种定价方法。

会计成本定价法。这种方法基本思路是现货市场价格也应该符合管制定价原则，补偿成本并获得合理报酬。实际操作中又可以分为平均成本法和边际成本法。例如按平均成本法确定价格上限，首先要明确价格上限的适用情景，如负荷高峰的时候和机组运行状态等；其次，计算相应情景下电力生产经营总成本和平均成本；然后，以平均成本作为价格上限。边际成本定价在斯威普（F，C．Schweppe）实时电价理论中有明确的计算公式。与短期市场边际成本计算只可变成本不同，实时电价理论中的边际成本定价先按可变成本计算出边际电价后，又按总收入等于总成本的原则对边际电价进行了相应调整，这样的边际成本定价与平均成本电价差异不大。会计成本定价是一种管制定价方法，对中长期交易可能更适用，对现货市场这种特别强调市场机制作用的市场，可能并不适用，甚至还会限制现货市场作用的发挥。

机会成本法。机会成本法 (Opportunity cost approach)是指在无市场价格的情况下，资源使用的成本可以用所牺牲的替代用途的收入来估算。机会成本定价就是把稀缺资源的使用成本作为定价的依据，而前者又用替代用途的收益来估算。国外电力现货市场价格上限普遍用电力失负荷价值（value of lost load，VOLL)计算，即把由于缺电而对国民经济等造成的损失作为现货市场价格上限。

价格上下限的应用情景及其形成

价格上限发生在负荷尖峰时段。随着负荷需求不断增加，能够参与投标满足需求的机组越来越少，电能稀缺性逐步体现，出现发电企业拍卖稀缺性发电能力，用户竞争性提高报价满足需求的情景。如图6所示，三个用户分别提交包括一定消费者剩余的P1报价，零消费者剩余的较高报价P2和零消费者剩余的最高报价P3，第三个用户以P3价格中标。在这个价格水平，消费者剩余为零，生产者剩余最大化，社会剩余也最大化，等于图中面积A+B+C，市场均衡实现负荷紧缺时的最优均衡，成交价格等于用户零消费者剩余时的最大报价，即用电效益最好的用户的失负荷价值。

价格下限发生在负荷低谷时段。随着负荷需求不断降低，发电机组的负荷水平越来越小，开始触动发电机组安全出力水平，电能需求的稀缺性逐步体现。出现用户拍卖用电需求，发电机组竞争性地降低价格保证发电出力的情景。如图7所示，三个用户分别提交包括一定生产者剩余的P1’报价，零生产者剩余的较低报价P2’和零生产者剩余的最低报价P3’，第三个用户以P3’价格中标。在这个价格水平，生产者剩余为零，消费者剩余最大化，社会剩余也最大化，等于图中面积A’+B’+B’’+C’,市场均衡实现需求稀缺时的最优均衡，成交价格等于用户零生产者剩余时的最低报价。因为有启停机成本的存在，这个报价很可能为负电价；负值的程度取决于发电机组包括启停机成本在内的停机损失的大小，停机损失越大，负电价越低。图7中分别对应于报价和P2’报价P3’的面积B’’和面积B’’+C’表示两个投标机组的启停费用。

04.

国内外现货市场价格上下限规则及其比较

目前我国试点地区现货市场价格上下限

我国试点地区电力现货市场不仅制定价格上限，同时还制定了价格下限。部分现货市场价格上下限如表1所示。从表中可以看出，第一，我国电力现货市场价格上下限在制定方法上偏向于采用会计成本定价法。广东1元/千瓦时和浙江、山东0.8元/千瓦时的投标价格上限略高于电网内最大发电成本，甘肃和四川的投标价格上限则与电网内最大发电成本基本相同。各地现货市场最低限价基本上都定为零，与电网内最小发电边际成本基本相同。第二，同时制定了价格上下限。价格上限限制市场主体获得明显超过成本的收益，价格下限避免市场主体在现货市场上恶性竞争。出清价格上下限不同地区差异较大，主要与各地省间电力交易数量及价格水平有关，与本文研究的问题关系不大。

国外现货市场价格上下限

国外电力现货市场普遍制定了价格上限，表2列出了部分国家电力现货市场价格上限的具体情况。从表中可以看出国外现货市场价格限制有这样几个明显的特点。第一，没有价格下限限制，这意味着市场主体可以投出任意低价。监管机构认为低价有利于增加消费者福利，不需要监管。第二，国外现货市场价格上限在制定方法上普遍采用了机会成本定价法，即将用户的失负荷价值或停止用电所产生的损失确定为价格上限。第三，价格上限水平很高。比如美国五个市场都采用了1000美元/兆瓦时的价格上限，而且没有区分成交价格上限(Price Cap)和投标价格上限（Offer Cap)。这个价格是正常平均批发电价30～40美元/兆瓦时的25～33倍，给现货市场价格变化提供了充足的空间。

国内外电力现货市场价格上下限比较及启示

如果说国内外电力现货市场模式与主要交易规则基本相同的话，那么在现货市场价格上下限这个规则上，国内外有着根本的区别。第一，定价方法不同，我国以会计成本法为依据，国外则以机会成本法具体讲以失负荷价值为依据。我国定价方法强调成本回收和合理收益，国外则强调市场功能和价格机制作用。国内外定价目标和方法完全不同。第二，定价水平差异很大。我国价格上下限与发电成本基本相当。价格上限略高于电网内最大发电成本，大约是现货市场平均成交价格的3倍；价格下限与电网内最小发电成本相当。国外价格上限是正常平均成交价格的30倍，大约是我国的十倍。

现货市场价格上下限规则反映了对现货市场的基本认识，对现货市场功能起重要作用。比较国内外现货市场价格上下限规则，我们可以发现，第一，目前我国现货市场改革试点没有充分认识现货市场的经济功能，把现货市场与其它市场等同起来，以风险管理为理由，硬是把一个充满活力的市场窒息成一个缺乏变化的市场，失去了现货市场建设的经济意义。应该还原现货市场的风险属性，同时建设电力金融市场，以市场手段而不是行政措施管理市场风险。第二，要采用世界通用的机会成本法或失负荷价值确定现货市场价格上下限。价格上限等于用电效益最好的边际用户放弃用电的经济损失，这个损失最简单的可以参考试点地区单位电量的产值确定。如广东省2019年国内生产总值107671.07亿元，社会用电量6695.85亿千瓦时，单位千瓦时的产值为16.08元，这样，广东电力现货市场价格上限为确定为16.08元/千瓦时。价格下限等于停机损失最大的边际发电机组的单位电量停机损失，不确定因素相对更多，需要确定几种停机情景，按单位电量的机组停机综合损失的负值确定。例如，广东省60万千瓦燃煤机组温态启动费48万元，价格下限发生的情景是在早晨1点至6点五个小时的低谷负荷时段，机组为了不停机而不得不降低电价，假设机组负荷率为0.7，机组在低谷负荷时段可发的电量为60×10000×0.7×5=2100000千瓦时，这样仅仅考虑启动费用的单位电量的停机损失为48×10000/2100000=0.23元/千瓦时，即广东现货市场的价格下限为-0.23元/千瓦时。因此，根据本文提出方法测算，广东现货市场价格上下限分别为16.08元/千瓦时和-0.23元/千瓦时，与目前实施的投标上下限有较大的差异。（本文得到教育部人文社科重点研究基地重大项目“竞争政策在电力产业的适用性与难点问题研究”（18JJD79001）资助）

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年08期，作者供职于长沙理工大学电价研究中心