中國儲能網(wǎng)訊：今年以來，國際局勢劇烈動蕩，全球能源危機(jī)持續(xù)肆虐。危機(jī)對世界各國能源結(jié)構(gòu)和電力市場產(chǎn)生深遠(yuǎn)影響。
能源結(jié)構(gòu)的變化早已為大眾所熟知。為加速擺脫對俄羅斯天然氣的依賴，歐洲各國紛紛重啟煤電；同時(shí)，歐盟委員會公布“REPowerEU”能源計(jì)劃，將2030年可再生能源目標(biāo)從40%提升至45%。
西方國家電力市場的新動向在中國民眾中未能如此博人眼球，但其應(yīng)對危機(jī)的策略及影響卻值得電力市場化改革進(jìn)程中的中國思考。
西葡：限制氣價(jià)
2022年6月8日，歐盟委員會最終批準(zhǔn)了西班牙和葡萄牙政府共同制定的應(yīng)對能源價(jià)格上漲的價(jià)格限制機(jī)制。這一機(jī)制規(guī)定用于發(fā)電的天然氣價(jià)格最初將被限制在每兆瓦時(shí)40歐元以下，在該機(jī)制生效的前12個(gè)月內(nèi)，用于發(fā)電的天然氣價(jià)格將被限制在50歐元以下。
今年以來，歐洲電價(jià)與天然氣價(jià)格齊漲。據(jù)標(biāo)普全球普氏的數(shù)據(jù)，2022年上半年，TTF基準(zhǔn)荷蘭天然氣合約均價(jià)99歐元/兆瓦時(shí)，2021年同期僅為22歐元/兆瓦時(shí)。尤其在該限價(jià)機(jī)制出臺的6月，歐洲天然氣價(jià)格呈現(xiàn)高位震蕩后迅速沖高態(tài)勢，截至6月30日，TTF主力合約收于144.515歐元/兆瓦時(shí)，月環(huán)比上漲53.73%，相較2021年6月底的34.62歐元/兆瓦時(shí)上漲317.43%。而電價(jià)方面，歐盟委員會的數(shù)據(jù)顯示，與2021年同期相比，2022年一季度西班牙和葡萄牙電力批發(fā)價(jià)格上漲了411%。
限價(jià)機(jī)制產(chǎn)生了立竿見影的效果。8月4日葡萄牙媒體報(bào)道稱，根據(jù)馬德里康普頓斯大學(xué)的一項(xiàng)研究，如果沒有最高限價(jià)機(jī)制，葡萄牙和西班牙的電價(jià)將比現(xiàn)在高18%。限價(jià)機(jī)制使西葡兩國從原來歐洲電價(jià)最高的市場變成電價(jià)最低的市場。報(bào)道刊發(fā)時(shí)該市場每兆瓦時(shí)電價(jià)約為 264歐元，僅比限價(jià)機(jī)制實(shí)施前4月1日至6月14日期間的平均價(jià)格高出38%。而此時(shí)意大利電價(jià)396歐元、法國368歐元、比利時(shí)304歐元、德國297歐元，分別陡增了70%、76%、72%和73%。
但限價(jià)機(jī)制也引發(fā)巨大爭議。持反對意見者大多對此舉破壞歐洲共同市場表示擔(dān)憂。西班牙最大的公用事業(yè)公司Iberdrola SA表示，任何價(jià)格上限都應(yīng)適用于整個(gè)歐洲，允許其中兩個(gè)國家自行采取行動可能會破壞共同市場。歐洲能源貿(mào)易商聯(lián)合會（EFET）也認(rèn)為，該限價(jià)機(jī)制可能切斷西班牙、葡萄牙電力市場與歐洲其他地區(qū)的聯(lián)系，使歐洲能源市場碎片化。部分業(yè)內(nèi)人士則推測，巨大的電價(jià)差可能導(dǎo)致電網(wǎng)互聯(lián)的法國與西班牙擴(kuò)大電力交易。西葡兩國曾主張將跨境交易排除在價(jià)格上限之外，即西班牙限制國內(nèi)電價(jià)，與法國之間交換的電價(jià)還按照歐洲統(tǒng)一市場價(jià)格，但歐盟委員會堅(jiān)持采用單一定價(jià)體系。
另一種觀點(diǎn)則認(rèn)為，限價(jià)機(jī)制設(shè)定天然氣發(fā)電用氣價(jià)格上限，扭曲了電力現(xiàn)貨市場的價(jià)格信號，對于已經(jīng)進(jìn)行套期保值的電力企業(yè)和用戶是不公平的。此外，業(yè)界還指責(zé)此舉影響脫碳進(jìn)程。
某種意義上說，西葡限價(jià)機(jī)制與我國去年以來一系列限制電煤價(jià)格的舉措相似，都是應(yīng)對能源短缺的無奈之舉。而電力市場化改革中如何平衡市場調(diào)節(jié)與政府調(diào)控，則是全世界都面臨的一項(xiàng)重大課題。
澳洲：停擺與重啟
2022年6月15日，澳大利亞天然氣和電力市場監(jiān)管機(jī)構(gòu)——AEMO宣布，從澳大利亞東部標(biāo)準(zhǔn)時(shí)間14時(shí)05分開始，暫停全國電力市場所有地區(qū)的現(xiàn)貨市場。
AEMO運(yùn)營著新南威爾士州、昆士蘭州、南澳大利亞州、維多利亞和塔斯馬尼亞州的電力市場。而此次事件的主角——澳大利亞國家電力市場（NEM）目前擁有6520萬千瓦的綜合發(fā)電能力，覆蓋區(qū)域橫跨澳大利亞東部和東南部海岸，距離約5000千米，注冊參與者有504個(gè)。
AEMO解釋稱，為了滿足6月14日昆士蘭州和新南威爾士州的電力供需短缺，AEMO被迫“通過直接干預(yù)”將未經(jīng)過投標(biāo)的500萬千瓦電量投入市場。這樣做雖然設(shè)法避免了負(fù)荷削減，但“無法再以這種方式可靠地運(yùn)行現(xiàn)貨市場或電力系統(tǒng)”。面對極端的市場形勢，暫停市場是確保民生和經(jīng)濟(jì)用電可靠性的上策。
此次澳大利亞電力市場停擺由多方因素疊加導(dǎo)致。
部分專家將停擺的直接原因歸結(jié)為原有的最高價(jià)格上限規(guī)定已不符合時(shí)代發(fā)展需要。大停擺前，電力市場現(xiàn)貨價(jià)格的滾動七天數(shù)值突破累積價(jià)格閾值（Cumulative price threshold，CPT），觸發(fā)了管理價(jià)格上限（300澳元/兆瓦時(shí)）。澳大利亞能源委員會（AEC）首席執(zhí)行官Sarah McNamara指出，價(jià)格上限機(jī)制是在1998年創(chuàng)建NEM時(shí)設(shè)計(jì)的，用于管理夏季熱浪等短期事件，最高價(jià)格上限已經(jīng)20多年沒有更新，不適用于持續(xù)發(fā)展的市場現(xiàn)狀。最高價(jià)格上限需要在500澳元/兆瓦時(shí)左右，才能確保所有電廠都能覆蓋掉自身的發(fā)電成本。煤炭短缺、煤價(jià)高企的情況下，電廠通過在用電平段、低谷等時(shí)段故意報(bào)高發(fā)電價(jià)格將自己投出電力市場，從而將庫存煤炭留用于用電高峰時(shí)期的高價(jià)發(fā)電，但在價(jià)格上限的機(jī)制下，這種煤炭配給制度“失靈”。在現(xiàn)行的NERs制度下，在AEMO能夠引導(dǎo)其他發(fā)電機(jī)組啟動之前，已經(jīng)投標(biāo)進(jìn)入NEM的電廠“必須得到充分利用”，這無意中阻礙了煤炭儲量低的發(fā)電機(jī)組參與投標(biāo)。
而從更加宏觀的角度來看，全球能源短缺、現(xiàn)貨價(jià)格的風(fēng)險(xiǎn)增加、寒冷潮濕的天氣、電源非計(jì)劃性的長期停運(yùn)，共同導(dǎo)致了此次澳大利亞電力市場停擺。據(jù)估計(jì)，當(dāng)時(shí)市場上2300萬千瓦的燃煤發(fā)電容量中，有25%處于停運(yùn)狀態(tài)。
大停擺發(fā)生后，有關(guān)部門迅速采取補(bǔ)救措施。6月15日，AEMO推出管理價(jià)格上限（APC）補(bǔ)償程序，允許計(jì)劃、非計(jì)劃發(fā)電機(jī)組，計(jì)劃內(nèi)網(wǎng)絡(luò)服務(wù)提供商，計(jì)劃內(nèi)負(fù)荷、輔助服務(wù)提供商和需求響應(yīng)服務(wù)提供商在提供虧損保護(hù)的同時(shí)投標(biāo)進(jìn)入市場。根據(jù)這一補(bǔ)償程序（并將適用于在AEMO暫停價(jià)格期間仍出力的發(fā)電廠），如果這些當(dāng)事方在管理價(jià)格期間提供能源或其他服務(wù)并產(chǎn)生凈損失，則可以要求賠償。
6月22日，鑒于“市場狀況明顯改善”，AEMO啟動了解除國家電力市場暫停的第一步。AEMO表示，雖然燃料供應(yīng)仍然緊張，超過400萬千瓦的產(chǎn)能已經(jīng)恢復(fù)，市場將在沒有實(shí)施價(jià)格上限的情況下重啟。AEMO通過謹(jǐn)慎地監(jiān)測市場情況后，逐步使市場恢復(fù)到正常的招標(biāo)和調(diào)度情況。
學(xué)者們就澳大利亞電力市場未來發(fā)展建言獻(xiàn)策。阿德萊德大學(xué)全球資源和食品中心副教授 Liam Wagner提出，未來可能重新考慮市場設(shè)計(jì)，特別是建立容量補(bǔ)償機(jī)制。但容量補(bǔ)償機(jī)制將更有利于傳統(tǒng)能源發(fā)電，因此與其他發(fā)達(dá)國家相比，這可能會使澳大利亞的電力排放強(qiáng)度保持在相當(dāng)高的水平。電力市場與能源轉(zhuǎn)型會非?？部?，并且要付出比預(yù)想更高的成本。
英國：啟動新電改
2022年7月18日，英國商業(yè)、能源和工業(yè)戰(zhàn)略部（BEIS）發(fā)布了一份電力市場規(guī)則的審查報(bào)告，旨在應(yīng)對近期全球能源成本上漲的挑戰(zhàn)，為保障能源安全、促進(jìn)清潔低碳轉(zhuǎn)型等提供更有力的機(jī)制支持。目前該方案正在開展為期12周的意見征集，英國政府計(jì)劃于2022年第四季度就相關(guān)意見予以正式反饋。
該報(bào)告認(rèn)為英國當(dāng)前市場模式在如下幾個(gè)方面存在顯著短板，難以適應(yīng)當(dāng)下能源電力行業(yè)發(fā)展：一是現(xiàn)行的差價(jià)合約機(jī)制未能有效激勵(lì)低碳技術(shù)創(chuàng)新與調(diào)節(jié)資源發(fā)展；二是容量保障機(jī)制無法適應(yīng)低碳轉(zhuǎn)型目標(biāo)；三是邊際定價(jià)的機(jī)制嚴(yán)重影響市場運(yùn)行效果。
報(bào)告提供了到2035年之前英國電力市場改革的初步思路。本輪改革重點(diǎn)包括：
第一，引入?yún)^(qū)域或節(jié)點(diǎn)電價(jià)機(jī)制。
英國政府提出考慮通過引入節(jié)點(diǎn)電價(jià)或區(qū)域電價(jià)機(jī)制，解決用戶側(cè)成本高昂、位置價(jià)格信號缺失等現(xiàn)實(shí)問題。但考慮到改革市場定價(jià)方式可能引發(fā)市場運(yùn)營成本增加等系列后果，同時(shí)顧及與歐洲區(qū)域市場等既有安排相銜接等因素，截至目前英國并未就定價(jià)方式的具體選擇給出明確方案。
第二，拆分電力批發(fā)市場體系。
英國政府提出“市場拆分”方案，將現(xiàn)有市場體系拆分為“波動市場”與“穩(wěn)定市場”兩類。前者的市場價(jià)格由可再生能源等主體的長期邊際成本決定，后者的市場價(jià)格繼續(xù)由傳統(tǒng)火電機(jī)組等市場主體的短期邊際成本決定。
第三，采用“按報(bào)價(jià)支付”模式替代原有邊際定價(jià)機(jī)制。
考慮到當(dāng)前電力批發(fā)市場價(jià)格受到天然氣價(jià)格波動的嚴(yán)重影響，英國正計(jì)劃考慮采用“按報(bào)價(jià)支付”（Pay as bid, PAB）模式替代原有的市場邊際定價(jià)機(jī)制，以促進(jìn)電力價(jià)格與天然氣價(jià)格脫鉤，降低電力市場出清價(jià)格水平。然而，BEIS也承認(rèn)采用PAB模式可能會產(chǎn)生抑制靈活資源參與市場積極性、降低投資信號激勵(lì)等后果，對于其能否達(dá)到降低用戶側(cè)用電成本的總體目標(biāo)，下階段仍需持續(xù)開展研究。
第四，優(yōu)化差價(jià)合約機(jī)制。
本輪改革中，英國提出在現(xiàn)有差價(jià)合約機(jī)制中引入更多市場信號。例如，相較于單一固定價(jià)格，允許差價(jià)合約的價(jià)格在一定程度上出現(xiàn)波動，以激勵(lì)發(fā)電主體優(yōu)化調(diào)節(jié)性能、提升系統(tǒng)靈活性等。又如，基于發(fā)電主體在容量市場、電能量市場、輔助服務(wù)市場等各類市場中的全部收入確定差價(jià)合約價(jià)格，或通過計(jì)算發(fā)電主體的潛在發(fā)電能力而非實(shí)際發(fā)電量確定差價(jià)合約支付費(fèi)用等。英國政府表示預(yù)計(jì)將于未來差價(jià)合同第六輪拍賣中針對具體條款廣泛征求意見。
第五，改革容量充裕度機(jī)制。
英國計(jì)劃調(diào)整現(xiàn)有容量充裕度機(jī)制，以實(shí)現(xiàn)對零碳發(fā)電資源、靈活性資源等主體的有效激勵(lì)。一方面，或針對零碳資源等單獨(dú)開設(shè)容量市場，或在現(xiàn)有容量市場中引入多個(gè)出清價(jià)格（即零碳發(fā)電、傳統(tǒng)發(fā)電等不同類型市場主體形成不同價(jià)格）；另一方面，考慮在容量市場中新增“靈活拍賣”機(jī)制，對所有符合靈活性標(biāo)準(zhǔn)的低碳技術(shù)開放，或在容量市場結(jié)算價(jià)格中引入“乘數(shù)因子”，以評估低碳靈活技術(shù)的貢獻(xiàn)。另外，BEIS也就是否引入戰(zhàn)略備用機(jī)制、可靠性期權(quán)等進(jìn)行意見征詢。
思考與建議
全球性的能源短缺為多國電力市場健康運(yùn)行帶來困難。上述幾大市場所遭遇的問題及其應(yīng)對措施，給我國電力體制改革與市場建設(shè)提供重要參考。
第一，要高度關(guān)注一次能源與二次能源的聯(lián)動。
當(dāng)下全球范圍內(nèi)煤炭、天然氣等一次能源波動引發(fā)多國市場持續(xù)震蕩，暢通一次能源與二次能源的聯(lián)動機(jī)制至關(guān)重要。具體到我國，一方面應(yīng)加強(qiáng)對煤炭等一次能源的價(jià)格調(diào)控，另一方面應(yīng)加快研究煤電聯(lián)動的市場化價(jià)格形成機(jī)制。
煤電聯(lián)動方面，我國電力現(xiàn)貨試點(diǎn)省份進(jìn)行了一些有益嘗試。實(shí)踐表明，在市場化改革中注重一次能源與二次能源的聯(lián)動，可以助力電力保供，通過現(xiàn)貨價(jià)格反映并影響市場真實(shí)供需關(guān)系，初步實(shí)現(xiàn)源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動。一方面，現(xiàn)貨市場可以有效傳導(dǎo)上游煤價(jià)波動，激勵(lì)煤電等各類電源的發(fā)電意愿；另一方面，現(xiàn)貨市場可以引導(dǎo)用戶調(diào)整用電行為，減小高峰時(shí)段用電負(fù)荷以降低購電成本。
2021年受煤炭價(jià)格高企影響，煤電中長期交易價(jià)格與煤炭價(jià)格出現(xiàn)倒掛情況，影響煤電企業(yè)發(fā)電意愿。現(xiàn)貨試點(diǎn)則通過清晰反映供需關(guān)系的現(xiàn)貨市場價(jià)格，在電力供應(yīng)緊張時(shí)以高電價(jià)激勵(lì)各類機(jī)組主動頂峰發(fā)電，提升電力供應(yīng)能力。
2021年甘肅現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行期間，現(xiàn)貨價(jià)格由5月的274元/兆瓦時(shí)攀升至12月的512元/兆瓦時(shí)，度電均價(jià)達(dá)到413元/兆瓦時(shí)，較燃煤基準(zhǔn)價(jià)上漲34.18%。在高電價(jià)激勵(lì)下，去年5-12月份，甘肅累計(jì)實(shí)現(xiàn)煤電企業(yè)增發(fā)電量92.6億千瓦時(shí)。
無獨(dú)有偶，去年山西現(xiàn)貨市場價(jià)格伴隨煤價(jià)上漲，發(fā)電側(cè)出清價(jià)格由4月均193元/兆瓦時(shí)最大提升到10月均價(jià)1115元/兆瓦時(shí)，漲幅達(dá)477%，充分激發(fā)出各類電源的發(fā)電保供積極性。8月份全國性電荒時(shí)，該省也在保障省內(nèi)供電的同時(shí)，完成臨時(shí)跨省跨區(qū)增供任務(wù)，高峰時(shí)段增供電量達(dá)10億千瓦時(shí)以上。
價(jià)格變化促使用戶由“按需用電”轉(zhuǎn)變?yōu)椤鞍磧r(jià)用電”。2022年以來，甘肅電網(wǎng)系統(tǒng)最大用電負(fù)荷由晚高峰18-19點(diǎn)向早高峰10-11點(diǎn)轉(zhuǎn)移，實(shí)現(xiàn)了削峰填谷的目的，顯著改善了電網(wǎng)負(fù)荷特性。
第二，要重視平衡保供穩(wěn)價(jià)與能源轉(zhuǎn)型之間的關(guān)系。
從上述三大市場情況來看，西葡的限制氣價(jià)、澳洲的管理價(jià)格上限補(bǔ)償程序都受到外界關(guān)于影響脫碳進(jìn)程的質(zhì)疑，英國的新電改則指出其現(xiàn)行的差價(jià)合約機(jī)制和容量保障機(jī)制無法適應(yīng)低碳轉(zhuǎn)型目標(biāo)。中國也需要在電力市場建設(shè)中重視平衡保供穩(wěn)價(jià)與能源轉(zhuǎn)型之間的關(guān)系。
目前部分電力現(xiàn)貨試點(diǎn)省份開展了一些相應(yīng)的實(shí)踐。山西和甘肅試點(diǎn)連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行一周年的實(shí)踐都證明，現(xiàn)貨市場不僅有利于提升電力供應(yīng)保障能力，還能有效促進(jìn)新能源消納。
山西現(xiàn)貨市場將新能源發(fā)電優(yōu)先納入市場出清、優(yōu)先安排發(fā)電空間。在風(fēng)光充足新能源大發(fā)時(shí)段，現(xiàn)貨市場價(jià)格大幅降低甚至降至下限零電價(jià)，激勵(lì)火電機(jī)組降低發(fā)電出力直至零出力，以減少低價(jià)段的發(fā)電量，將發(fā)電空間讓給新能源；低價(jià)有效刺激用戶增加負(fù)荷，增加了新能源的消納，減少了新能源棄電。2021年4～12月現(xiàn)貨運(yùn)行期間，共計(jì)增加新能源消納電量31.3億千瓦時(shí)。2021年在新能源發(fā)電量增長68%以上的情況下，仍保持全年利用率在97.7%左右，完成國家下達(dá)的新能源消納權(quán)重任務(wù)。
甘肅則立足新能源裝機(jī)容量2897萬千瓦、新能源裝機(jī)占比48%的實(shí)際情況，在現(xiàn)貨市場機(jī)制設(shè)計(jì)以促進(jìn)能源轉(zhuǎn)型為基本原則。煤電、水電、新能源、用戶全部參與，新能源報(bào)量報(bào)價(jià)、用戶報(bào)量報(bào)價(jià)，與煤電同臺競爭，新能源利用低成本價(jià)格優(yōu)勢獲得發(fā)電權(quán)，促進(jìn)電力資源在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置和高效利用，保障新能源最大化消納。2021年甘肅新能源發(fā)電446億千瓦時(shí)，利用率96.83%，同比提高1.55個(gè)百分點(diǎn)。2021年5月-2022年4月份現(xiàn)貨市場結(jié)算運(yùn)行期間，新能源利用率最高達(dá)到98.73%（7月）。
