聚焦 | 荆朝霞：如何看待得州停电事件中的高电价

美国得州2021年2月发生了因极端天气导致的大面积计划停电、电价飙升、一些电力公司破产、一些电力用户面临高额电费、市场运营机构ERCOT多个高管事后辞职的事件。已经有很多学者、专家从不同角度对这个事件进行了深入、全面地分析。本文对期间发生的极高电价问题做进一步探讨，对高电价问题抽丝剥茧，认识其背后的原理，分析其存在的问题，得到对我国电力市场建设的启示。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”ID：nyqbyj 作者：荆朝霞）

一、得州市场高电价的产生机理

（一）高电价的基本情况

在本次事件中，多个时段的市场批发电价达到了9000美元/MWh，即每度电9美元。Griddy等售电公司因此破产，一些采用终端用电价格与批发市场电价直接挂钩的用户收到了巨额账单。但这个电价并不是不可控的、由电厂等市场参与者趁危机报高价引起的，相反，电价是ERCOT根据相关公式，通过在市场出清价上增加一些价格增量而得到的。得州批发市场的电价公式是：批发电价=SMP+价格增量。其中，SMP是系统边际价格，基于市场主体的报价通过市场出清程序计算得到。价格增量是ERCOT通过计算程序计算出来的，又包括两个分量。本次事件中，高电价主要是由于第二部分价格增量造成的。因此可以说，本次事件的高电价是一种受控的高电价。有些市民质疑ERCOT故意提高了电价就是从这个角度。

（二）价格增量的作用

电力市场最主要的供给者是发电厂，保证市场中有充足的发电容量对保证电力系统的安全可靠供应、电力系统的长期可持续发展非常重要。由于发电具有投资大、回收周期长等特点，在市场环境下，市场机制必须保证发电有比较充足的回报率，这样才能激励相关机构、主体主动进行投资。保证发电充裕度的机制有两大类，容量补偿及稀缺电价。容量补偿指通过建立容量市场等方式对系统中的全部或部分发电容量在电能量市场外额外进行补偿，具体形式有集中的容量市场机制、分散的容量义务机制、直接对全部可用容量补偿、对部分具有战略意义的容量进行补偿等。容量补偿机制下，由于发电容量成本已经得到了一部分补偿，一般对电能量的价格进行比较严格的管制，设置较低的价格上限，如美国PJM市场。稀缺电价又称纯能量市场机制，现货批发市场中不直接设立发电容量这个产品，发电完全通过能量市场（包括直接的发电服务及一些辅助服务）获得收益，价格上限一般设置得比较高。得州采取的就是稀缺电价机制。稀缺电价机制根据高电价的机制又分为两类：一种是完全通过市场主体的报价、市场出清得到，如澳大利亚电力市场，我们称之为高报价稀缺电价；另外一种是通过市场运营机构在市场出清价的基础上增加一个增量得到，得州是采取这个机制，我们称为价格增量稀缺电价。容量补偿、价格增量稀缺电价、高报价稀缺电价三种机制的市场化程度依次提高。

（三）得州稀缺电价机制是不是最好的市场设计

三种发电容量充裕度机制各有其优缺点，并没有绝对的优劣之分。分析表明，在一些理想的情况下（主要是有比较完善的配套机制），从长期看这三种方式下的系统总成本是相似的，也就是说，稀缺电价机制从长期看并不会造成电力成本的升高，相反，在很多情况下（比如容量机制中采取比较保守的方法，设定高于实际需求的容量标准）会降低社会的长期用电成本。关键是，每种方法都需要有一系列配套机制保证其良好的运转。对容量机制来说，关键机制包括容量需求或需求曲线的制定、容量购买机制的设计、容量成本的分摊机制，可能面临的主要问题包括容量设置需求过大、容量的获得不够市场化增加容量补偿成本，以及容量成本分摊不合理、不科学（比如简单的按较长时间内的电量分摊），不利于激励市场主体通过主动行为降低容量需求。两种稀缺定价机制的相同之处是在某些时段会出现极高的电价，因此保证其运行的一个重要配套机制是价格风险控制机制。如果采用稀缺电价机制，必须有较为完善的机制保证包括发电、售电公司、用户在内的各类市场主体都有较好的手段对极端情况下的极高电价进行风险控制。得州事件中，其实大部分售电公司、用户由于事先有风险对冲机制，财务上并没有受到高电价的太多影响，一些市场主体还通过少用电获利；出现财务问题的主要是采用了一些缺乏风控的套餐机制，事前的风控管理不到位。事件中受高电价影响较大的Griddy公司开发了一种零售电价直接与批发市场价挂钩的套餐，每月对用户仅收取固定的服务费。这种套餐下，相当于将终端用户完全暴露在了批发市场下，而售电公司获取较为稳定的收益。市场监管机构应及时对不同类型的套餐进行评估，必要时进行干涉。比较理想的情况是：售电公司面对价格变化的批发市场，并通过一些手段激励终端用户在相对比较平稳的电价基础上能够对系统的供需情况进行响应，在批发市场出现高电价时降低用电需求。两种稀缺电价机制的主要区别是高电价的形成机理不同。高报价稀缺电价完全通过市场主体的高报价产生，其关键问题是通过增加报价的灵活性、实时性、加强信息披露等，尽量降低市场力；价格增量稀缺电价的关键问题则是价格增量公式、价格管制方法的合理性和科学性。

（四）价格增量的计算公式

在系统供需紧张时，市场运营机构在供需上会做两个方面的事情，一个是调用一些高成本的机组增加供给，另外一个是进行计划性的临时停电减小需求。临时增加的发电和临时停电都是受控的、计划性的，对其的补偿都没有采用市场机制，因此，运营机构通过观察到的一些参数，在市场出清价上增加一个增量的形式反映其对价格的影响，希望通过计算得到真实反映市场供需的价格。关键问题是相关参数设置的合理性。比如，价格增量中的一个分量反映用户的缺电损失。传统上停电损失都设置得比较高。但实际上，如果能对负荷进行较为精准、细致地控制，先对不是很重要的负荷进行停电，停电损失可能没有传统设置的那么高，这样停电时的价格增量也可以降低。

（五）价格增量的应用条件

价格增量起到两方面的作用，一是形成反映供需的价格，激励相关市场在高电价下的响应，另一个是保证发电相关成本的回收。为了避免发电企业在高电价时获得过高的利润，在得州的市场规则中有相关规定，对发电在市场中的获利进行检测，如果发现发电已经获得了足够的收益，可以对价格上限进行调整，降低价格上限，这时候采用另外一个基于成本的价格计算公式：价格=max（2000，50倍天然气价格指数）。这个公式下，在燃料价格没有升高的情况下2000成为了价格上限（相对9000降低了4~5倍），但当燃料价格非常高的情况下，这个公式得到的价格可能反而高于9000。得州在本次事件中，曾对这个问题进行评估，之所以没有停止采用价格增量稀缺电价机制，没有将其改为基于成本的价格机制，是由于当时的主要发电燃料——天然气的价格飙升，按基于成本的公式算出来的电价可能高于9000的价格上限。

二、为什么没有停止市场，应不应该在高电价时停止市场

（一）是否应该停止市场

在本次事件中，电力市场的出清、定价仍然完全按既定的市场规则进行，相关机构并没有将市场停止。得州相关方都没有对这个问题提出太多异议。因为这种场景本来就是市场设计时已经考虑过的一种情况：电力极其稀缺时电价达到失负荷损失水平。按设定的市场规则计算电价，该高的时候就高，对单一能量的电力市场来说是必不可少的因素，因为其提供了有效的长期经济信号，激励恢复负荷所需的发电容量的增加。

（二）是否应该降低电价

在当时的情况下，大量发电机组停运是一个客观现象，是必须面临的场景。试想一下，如果在事件期间将现货市场暂停，电价由市场运营机构设置，设置一个不太高的价格。结果会如何呢？一方面，市场供给可能会减少，需求会增多，是对市场不利的方面。在9美元1度电的激励下，所有发电主体会尽量将其发电资源保持在可用状态，面临高电价的售电公司和终端用户会采取尽可能的措施降低其代理用户或自己的不是必须的一些用电。而一些计划性的保供电的措施，无论市场的电价是多少，都是可以做的。也就是说，紧急事件中保持高电价，对尽快缓解紧急状态是有帮助的。另一方面，有利的是，较低的电价可以避免、缓解一些电力公司和用户的财务问题，减小事件的社会影响。实际上，事后有相关专家、机构质疑高电价的持续时间是否合理：在2月17日晚23点55分停电命令停止后，ERCOT于2021年2月17日23时55分召回了最后一次严格的停电指令。

三、如何解决高电价造成的风险问题

在出现极端事件，供给严重不足时，短期的高电价对缓解紧急事件有帮助。关键是，如何解决高电价对部分市场主体造成的财务风险问题。稀缺电价机制必须配套完善的价格风险、财务风险管控机制。在市场比较成熟的情况下，可以采取自愿的机制。但在市场初期，市场主体不够专业，对自己面临的风险不能清晰认识、缺乏足够的风险管控能力的情况下，市场运营机构必须通过一些强制性的规定，保证当出现类似的高电价情况下市场可以平稳运行。

（一）加强风险分析，特别是极端天气、极端事件下的风险分析

本次出现财务问题的公司可以分为三类：第一类是终端用户，购买了直接与批发市场价格挂钩的零售套餐，但用户没有其他的风控手段；第二类是售电公司，提供了上述与批发市场价格挂钩的零售套餐，收取固定的交易手续费，商业模式上没有风险，但如果其代理的用户无法及时缴纳电费而自身又有代理结算义务，会导致其信用风险；第三类是具有发电资源的电力公司，通过自己的电源供给自己的用户，或者已经签订了长期合同将电卖出，批发市场价高涨时，如果自己有大量机组不可用，就需要从批发市场买电履约造成亏损。出现财务问题的市场主体，至少都存在一个问题：没有预估到可能的风险，或者估计到了而没采取措施。由于极端事件下系统运行、市场运营方面的复杂性，需要由市场运营机构提前进行更充分的风险分析，让各种市场主体都充分意识到可能面临的各种风险。

（二）设计标准化的用于对冲风险的合约并在市场初期强制购买

稀缺定价机制下，发电和用户（这里将售电公司和终端用户统称用户）都面临风险，但两者的风险是相反的：发电面临长时间不出现高电价无法回收投资的风险，用户面临出现高电价无法负担的风险。也就是说，发电和用户的风险是相反的，因此，也是可以通过一定的产品相互对冲的。如果市场运营机构设计一些标准化的产品，强制发电和用户都根据其市场份额购买一定比例的产品，双方就都可以规避自己的风险，当然也失掉了在某些情况获得超额利润（效益）的可能：发电失去了在高电价时获得超额利润的可能，用户失掉了长期以较低的价格用电的可能。这种方法的关键问题是标准的对冲产品的设计，以及相关的强制性比例的设定。随着市场的发展，市场中会产生一些针对不同类型发电、用户的多样化的对冲产品，市场主体对其风险有更加深刻、全面的认识，可以逐渐降低强制性购买的要求。其实，我国当前的中长期合同就可以认为是一种发、用双方对冲风险的工具。强制要求签订90%以上的中长期合同，就是市场中一种强制性的风控措施。我们需要做的，一方面是完善相关产品的设计（将其发展为比较标准的风险控制的工具），另一方面是对相关参数（比如90%）进行更加精细的测算，使其在控制市场风险的情况下尽量减少对市场效率的影响。

（三）完善信息披露机制，减小市场力

在风控机制完善的情况下，市场的价格应该真实反映市场的供需，也就是说，供需紧张的时候，就应该提高。这种情况下不能认为发电申报了高于成本的价格就是行使了市场力。只要是用户真实愿意承担的价格，正确反映用户的停电损失、用电意愿，高电价是可行的、需要的，甚至是必须的。应该避免的是部分市场主体利用其特殊的市场地位提高电价。因此，完善信息披露，减小信息不对称情况，是减小市场力的重要手段。

四、对我国的启示

（一）电网规划层面提高应对极端天气等事件的能力

这方面已经很多文章讨论。主网规划层面无论对电网规划还是电源规划，都要考虑极端事件下多个、多种设施同时出现问题的可能性，提前做出应对措施；配网层面，加强精细化需求响应、停电管理能力的建设，在出现类似的需要计划停电的情况时，能够较好地实现轮流停电，避免部分长时间停电；整体协调方面，提高部分地区出现紧急事件时大范围的资源协调能力。

（二）重视高可再生能源比例下的发电容量充裕度问题，建立长期可持续的市场机制

发电容量充裕度机制的重要性已经得到了广泛关注，但目前大多都是基于现在的供需情况、市场建设情况、政策环境进行设计的，未充分考虑未来发展的需求。发电充裕度机制主要是解决长期发展的问题，必须考虑电力系统、能源系统长期可持续发展。相对现货市场出清计算等问题已经有较为成熟的解决方案，发电容量充裕度机制在学术界和工业界都仍然存在很多争议，不同专家、学者对不同机制的评价存在较大差异，需要在对现有的理论、经验进行系统、全面分析的基础上建立适应我国情况的发电容量充裕度机制发展路径。首先要建立目标机制，即在相关配套政策、机制都比较完善的情况下比较理想的机制，然后确定从当前情况过渡到目标机制的路径。一定不能仅根据当前的物理、经济、政策环境确定仅适用于当前的机制。电力市场建设有很强的路径依赖性，一些机制一旦实施，改变的成本非常高。欧盟最近在这方面做了很多细致的工作，其基本观点是：最佳的机制是不设置价格上限的稀缺电价机制，容量机制在短期一些特殊的供需、政策环境下可以发挥作用，但必须建立促进价格真正反映供需，逐渐减小容量补偿的措施。

（三）加强风险分析和管控

首先，如前所述，事前加强市场运营机构对各种类型风险的分析，并对市场主体进行充分的提示，必要时设计一些标准的风控产品强制相关市场主体购买；其次，通过中长期及短期不同时间尺度的充裕度评估、市场的预出清等让市场主体可以充分认识到相关风险，尽早制定应对措施；最后，加强信息披露，尽量消除信息不对称问题，避免部分市场主体通过市场力人为抬高电价。

（四）研究极端事件下的干预机制

整体上，事件中得州相关部门在严格按相关规则行事，并基本做到了尽量减小损失的结果，但也暴露出了一些问题。一方面是电网规划、应急能力方面的问题，另一方面，是整体市场规则方面的问题。美国，特别是得州是比较崇尚自由市场的地方，市场规则由所有的利益相关者共同制定，一旦制定就严格执行。本次事件可以很好地诠释这一点，包括政府、发电、ERCOT、售电公司在内的各方主体都认为自己没有责任，做到了自己应该做的。关键的，是如果市场规则本身不合理（比如一些价格参数设置不合理）或不完善（具有一些缺乏风控的售电套餐、上游天然气价格飙升并缺乏风险对冲机制），出现问题时应如何应对呢？美国和我国采取不同的方式，美国一般先严格按规则保持市场的运行，事后再完善市场、寻找解决方案，而我国很多情况下会通过一些临时性的方案和措施解决问题。我们需要在吸取美国等市场化程度较高的国家的经验的基础上，结合我国的政治、经济体制的优势，研究建立规范化的、灵活性的极端事件下的政府干预机制，做到既尽量减小极端事件对民众、社会的影响，又保持市场规则的严肃性，促进电力系统长期可持续的发展。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2021年3月5日第9期