2019-08-08 13:45:36 南方能源观察 　 作者： 林若思达 Dan Wetzel  

中国于2015年正式启动的电力市场化改革，旨在降低电力用户的用电成本，建立一个更高效、清洁和可靠的电力系统。目前，多数省份已核定输配电价并实施中长期直接交易，其中8个省份和地区被选为电力现货市场试点，根据各自资源特点及挑战分别探索适合本地的电力市场设计。电力现货市场是实现中国电改目标的关键一环，它将保证系统最终在运行时间尺度上统一经济和环境效益。在基于现货市场的市场化调度中，系统运行者会在考虑启停成本的情况下从边际成本最低的机组开始使用，总是优先使用发电效率高的资源。因此，市场调度往往可以使得高效机组和可再生能源(可再生能源机组的边际成本近乎于零)的利用率更高，优化系统成本和排放。

电能量现货市场的红利测算

哪种电力市场设计更适合中国国情一直是电力改革中至关重要又极具争议的问题。政策制定者已经意识到市场其实是一种设计选择，必须基于实施地区独特的技术、政策和经济背景与挑战来设计，并不存在一种通行的完美电力市场设计。但无论如何进行市场设计的客制化，其核心都是优先利用高效资源以及优化成本。

为了使电力现货市场最终能够高效落实，设计者需提前预测利益相关方在新市场规则下的收益变化，将他们面对改革的态度和角色纳入市场设计的考虑之中。针对这一问题，落基山研究所展开了深入研究和分析。该研究结合了经济调度模型、市场行为和经济分析模拟，识别在不同的能量现货市场设计下，系统能够实现的成本和碳排放降低，以及每个发电机组的经济性变化。该模拟工具及结果旨在帮助政策制定者和市场运营者初步识别适合的政策和市场机制，促进各利益相关方的有效沟通，缓解对改革的一些顾虑或疑惑，同时保留市场的核心功能。

市场优化模拟工具是一个基于安全约束的经济调度模型。该模型囊括电网结构和所有发电机组的物理参数，并基于机组的运营成本来决定每小时的机组发电安排。以中国北方某电力系统区域为算例，本次研究采用模型进行了市场模拟，系统年用电量约 57.6 TWh，尖峰负荷约 10000 MW。模拟中电源装机共20000 MW， 其中光伏装机占2%， 风电装机24%，火电装机74%。火电机组共计55台，全部为燃煤机组，除少部分纯凝机组外，多数为热电联产机组，容量在40 MW至660 MW间不等。该算例较为典型地集中了很多其他省份均面临的挑战，包括产能过剩导致的机组利用水平低、新能源弃电和热电联产灵活性不高等等。

根据我们的研究测算，引入电能量现货市场可以为测试区域每年节省系统运行成本6.27亿元人民币，降低二氧化碳排放212万吨，分别相当于这一地区电力系统成本与碳排放总量的3.6%和4.4%。这仅仅是保守估算, 电力市场还可以调动系统灵活性，进一步帮助系统寻求满足灵活性需求的低成本路径。

对中国电力市场设计的建议

尽管中国各省区电力系统处在不同发展阶段，电力改革面临不同挑战，但在利用市场化的调度优化资源配置、改善系统效率、提升经济和环境效益上，有基本一致的诉求。基于上述合作研究成果，落基山研究所发布了《引入能量现货市场对中国电力系统的影响——以中国北方省份为例，测算现货市场对电力系统的技术、经济和环境影响》报告，提出了一些通用的市场设计思考和建议。主要建议包括：

现货市场需要全员参与：所有主要发电机组，尤其是在中国具有相当体量的可再生能源机组、热电联产机组以及自备电厂等，应参与市场化调度，以充分发挥市场的优化作用，确保形成有效的市场价格信号。

市场淘汰需要积极引导：在市场竞争中自然淘汰的、落后低效的冗余机组对平衡系统供需、形成可持续的市场价格至关重要，因此应积极引导这种市场退出行为，预留市场调度的红利以应对相关资产搁置和人员就业等问题。

现货市场需要全员参与

可再生能源和热电联产等机组常常会因为体量较小或需承担民生保障任务等被剔除现货市场。然而在中国可再生弃电和火电利用小时数过低等问题突出的地区，这种处理将阻碍电力现货市场对零边际成本的可再生能源和高效火电机组的优先调度，在很大程度上削弱市场对电力系统的优化作用。在本研究测算的区域，充分利用市场化的调度可以把可再生能源弃电率从当年的31%降低至17%，并增加1.4 TWh的可再生能源消纳。消纳增加可以明显改善可再生能源项目的市场收益，帮助其更好地完成全成本回收，降低项目对政府补贴的依赖性，帮助实现可再生能源项目从依靠财政支持转变为独立参与市场化竞争。

在中国，如何使热电联产机组参与现货市场是一个需要特别关注的挑战。在国际上其他市场，热电联产机组往往作为必开机组而不参与市场调度和结算，或是不参与市场报价而是作为价格接受者默认被优先调度并按市场价格结算。然而，这些常见的处理方式在中国的很多地区并不适用。在本研究测算地区，热电联产机组约占火电总装机的81%，其与供热相关联的发电量占据了绝大多数系统负荷，如果将热电联产机组供热出力的电量剔除在现货市场外，系统将基本维持现有调度，无法发挥价格发现和资源配置优化作用，市场价格也将难以达到维持竞争性电力市场的水平。

为了使电力现货市场在热电联产机组较多的系统中也能发挥优化资源配置的作用，建议要求热电联产机组同样参与到现货市场竞争。这样在供应过剩时刻，热电联产机组为了避免以低于其边际价格的市场价格发电就会优化其供热和供电输出，降低出力为其他成本更低的发电资源提供消纳空间，或是承担自身不灵活带来的损失。虽然系统现有的灵活性已经可以满足市场化调度的运行条件，但现货市场将进一步激励热电联产机组提升效率及灵活性，改善系统效率和可靠性。

市场淘汰需要积极引导

电力现货市场与其他现货市场一样遵循市场供需和价格的基本关系：当供应过剩时，市场价格低迷。因此，中国很多地区电力市场的价格都会受到当前产能过剩情况的抑制，只有当部分冗余的落后低效机组退出市场后，价格才会回升至健康水平。

政策制定者需要妥善解决市场退出带来的失业和国有资产搁置等问题。研究表明，现货市场可以提供客观的改革红利来应对相应的市场退出问题。在本研究测算地区，电力市场的平均价格在短期内将从0.3803元/千瓦时[1]降至0.2666元/千瓦时。而当市场参与和竞争高度活跃、供需关系平衡时，电价会适度下降至0.3691元/千瓦时。建议政策制定者考虑预留部分改革红利来处理相关问题，而不是全部传递给终端用户。政策制定者可提前评估出可能被市场淘汰的机组，确定积极应对资本搁浅的相应机制，然后建立相关市场预期和保障机制，引导劳动力逐渐转向新兴产业。

帮助发电企业实现从计划调度到市场调度、甚至市场退出的平稳过渡是电改能否顺利进行的关键之一。除了有效引导市场退出，政策制定者还可以利用虚拟金融合同等机制为发电企业转向市场化运行提供适应时间。针对中国目前采用的调度和支付方式，我们建议在电力市场实施初期可以把原有的计划电量变为厂网间同时规定电价和电量的金融合同(收益保障协议)，机组开始提交其边际成本并执行竞价上网的调度方式。被出清电量将按市场价格支付，而市场调度结果与合同之间的差额将获得结算支付。在这种缓冲机制下，系统的调度方式已经转变，但市场参与方的收益仍能与原有水平基本持平，这将为发电企业学习如何进行市场化运营预留了空间，降低了其参与市场竞争的风险。

随着8个电力现货试点陆续进入试运行阶段，监管机构和市场设计者将获得更多更具体的市场运行数据。基于这些具体数据，才能更好地评估市场设计机制的有效性，并进一步分析对各参与方的影响。建议将分析影响和调整设计间进行迭代，并适时调整市场机制以应对所在地区出现的特定挑战。同时，也建议特别留意发电企业是否进行了正常的报价行为和运行模式调整，对市场行为进行积极引导和监督。

作者分别为落基山研究所高级咨询师、电力部门总监