eo独家 | 怎样建立竞争性电力市场

eo独家 | 怎样建立竞争性电力市场

原创 2015-01-23 eo 南方能源观察

南方能源观察

 

Dr. Barrie Murray／撰文 eo记者 王倩倩／译

自上世纪开始的电力工业市场化、私有化迄今已有20余年，全世界不同国家在市场化中发展出多种形式的市场模式。很多电力市场的形成是由一个强制性建立的电力池（Pool）起步，逐步发展为一个完全开放的多边自由市场，发电侧、供应侧得以充分自由化——恰如英国的电力市场。我认为，各国已经尝试的市场模式可以分为以下五种，当然不同的地区有其特点和差异性。

理论上，电力工业市场化的动机是自由竞争可以提高效率以及降低价格。然而，经济学家对这一理论的推崇过于理想化，在实践中证明未必可行。这主要体现在以下几个方面：

首先，很难形成一个拥有足够参与者以趋近边际的形式发现价格的流动性市场。

其次，需求侧缺乏弹性， 难以在竞争中真正发挥作用。

第三，市场价格的形成很大程度受到此前投资决定、当时燃料价格的影响，通过短期市场很难推动远期燃料组合的优化、保证市场有足够容量。

第四，发电商同时拥有供应商，形成了新的垂直一体化，易造成交叉补贴和价格操纵。

因此，我简单阐述一下对建立竞争性的电力市场十分关键的几个因素。

市场需要多少参与者？

影响市场竞争程度和流动性非常关键的一个因素就是市场参与者的数目。到底多少市场参与者合适？我们可以通过“市场集中度”来衡量。市场集中度可以根据赫芬达尔-赫希曼指数（HHI Index, Hirschman-Herfindahl Index ）来衡量。HHI指数为某一市场每家企业市场占有份额s（s=企业规模/市场总规模×100%）的平方之和。

HHI = s1^2 + s2^2 + s3^2 + ... + sn^2

HHI指数可以很好地表征市场内部竞争的程度以及市场被操纵的可能性。HHI值越低，市场集中程度越低，竞争性就越好。当然，这也会增加对手风险和企业可持续发展的风险。

美国司法部用HHI指数来判断市场集中度，将HHI指数低于1000的市场界定为不集中，HHI指数介于1000-1800的市场视为中度集中的市场，高于1800的则视为高度集中的市场，如果是市场被独占，某一企业市场占有率为100%，HHI指数则为10000。通常认为，一次企业并购如果增加超过100点的HHI指数，就会引起反垄断质疑。

目前英国的电力市场主要有6大主要参与者，假设这6家企业均摊市场总量，这时HHI指数就是1665，这一个值位于1000-1800之间，所以英国电力市场可以算是竞争并不充分。目前也有很多呼声要求发电商分给新的供电商更多容量。

更复杂的在于，每一个互相竞争的公司内部有不同的发电机组组合，这些机组需要在边际价格下保持有足够的竞争力。如果一家公司的某一个机组在一年中的相当长时间里都是边际机组，其实它就有了设定价格的能力。同时拥有发电侧和供应侧就给了这些“大玩家”通过交叉补贴来操纵市场价格，进而谋取利益、阻碍新进入者进入。

北欧电力池（Nord Pool）

北欧电力池Nord Pool是斯堪的纳维亚所采用的电力市场模式，数年来运行良好。Nord Pool模式能很好地把需求侧调动起来，参与到发电和供电竞争中，形成适合每一个时间段、每一个区域的市场价格。双边合同以外的所有电能都在市场出清价格下进行交易。

供应侧可以进入日前市场针对分段需求进行竞价，根据成交价格，用电侧可就此做好调整用电的准备。如图2中供需曲线所示，（绿色的）发电供应曲线会上升，直至与消费者愿意支付的最高价格相匹配，这一交点就决定了当期市场的交易价格，也就是边际价格。边际定价有利于确保在发电能力短缺时，价格的上涨可以鼓励新的容量进入。如果预期系统出清价格超过了参与者的竞价，需求就无法被满足；如果线路受到限制，市场就被分为若干个区域，每个区域会形成自己的供需平衡点。

在实际操作中，事实上只有具备需求管理能力或嵌入式发电能力的大用户才能够真正参与到竞争中，并非所有层级的小用户都能参与进来。

图3的数据可以呈现一个典型的竞价结构。一个供应商有三个可以选择的供电商（或三个可调节的需求侧），发电（或节电能力）分别为220MW、120MW、80MW，各自的增量价格分别为56欧元/MWh、60欧元/MWh、72欧元/MWh，同时当地还有一个824MW的自备电源。

在四种竞价价格下（0、57欧元、61欧元、73欧元），可以看到供应商需要购买或卖出的容量依次为18660MW、18440MW、19320MW、18240MW。

四个不同的市场出清价格（左侧，55、57、61、73欧元）就体现了电力池竞价的规则。如果市场出清价是55欧元/MWh，供应商需要从市场中买入18660MW的容量；如果市场出清价是57欧元/MWh，因此用增量价格为56欧元/MWh的内部电厂1相对更为便宜，因此供应商先从内部电场1获取220MW的容量，而从市场买入18440MW的容量。当系统出清价格为61欧元时，内部电厂1和内部电厂2都可以率先进入被选范围，这时只需进口18320MW的容量。

在这一过程里，就可以清楚地看到需求侧的参与是如何通过充分利用内部发电能力和需求调整参与竞争、设定边际价格的。

目前的能源交易规则理论上有利于同时拥有发电侧和供应侧的参与者，这也意味着这群参与者可以更好地适应市场。没有发电侧的供应商只能接受市场价格，或者通过需求侧管理降低需求，而无法直接影响市场出清价格。

最优机组组合

第二个对形成有效竞争起到重要作用的因素是，可以吸引新参与者的加入同时保证发电形式的合理性以满足长期需求的市场机制。

众所周知，基本负荷下并非所有机组都需要运转，即需要有一定比例的资金成本较低、运行成本较高的峰值负载机组。理论上，发电短缺会推高市场边际价格，直至价格达到可以吸引新的机组进来平衡供需。而实际情况中，大玩家就可以操纵这样的规则，推高边际价格从中牟利。这就和国有公用事业机制不同，国有公用事业机制下电价是根据平均成本而定，而从长远来看，这个价格长期会低于边际价格。只需要设定一个合理的费率，就可以引入新的机组。

根据以电力不足率（Loss of Load probability，LOLP ）为基础的市场增量价格来确定最优机组组合是一个更直接的方法。早期英国的电力池（Pool）体系就是如此，电力池设计的初衷是在系统存在供应压力的时候鼓励发电，但几年的实践证明电力池机制不能保证为新进入机组提供持续性的投资刺激。

另一种方法就是直接给发电商支付容量费，弥补固定成本支出，降低他们的风险。几年之前，英国电力市场通过拍卖引入了这种容量储备机制。然而大量的边际机组被日益增长的风力发电所取代，拥有传统燃料容量机组的发电商总营收下降，无法保证容量机组的盈利，这很大程度上造成容量费居高不下。

爱尔兰电力市场风能占有率较高，市场本身是基于电力池模式，但同时包含了基于循环燃气机组成本的容量费。然而，这种模式的问题在于，容量费用是针对所有发电商的，而非新进入者。

有一些经济学家认为，随着边际发电成本降低，市场中交易价格的降低会弥补容量机组的额外成本。而实际情况是财务风险有增无减，因为间歇性的可再生能源会导致边际电厂的成本受到影响，也就是说如果风能市场占有率较高，为了保证系统适应性，燃气机组需要以开放式循环模式进行运行，而这时的效率仅仅是闭合循环模式下的60%。

所以如果想要搞清楚保证足够容量、同时降低风险的最优机组组合究竟是什么，确定容量需求到底有多大，这就需要估算能够满足安全供应的最低要求在哪里。

图4是一个电力系统中，典型的呈现正态分布的需求曲线以及以故障率为基础的发电能力曲线。图中可见，二者有一个很小的重合，这就是在需求高企时可能会出现的容量短缺。这种发电短缺的概率和因此导致的供应损失是可以计算的。这里就有一个用户侧愿意支付的负荷停电损失（Value of Lost Load，VLL），当新进入机组的成本等于这个值时，就可以得到最优机组组合了。

典型分析的结果如图5所示（其中也包含了一年内供应商可能被中断服务的小时数）。在这个例子中，每年的缺电小时数我们设定为8个小时，系统中已经有超过145个发电能力在500MW以上的发电商。从图中可以看出，缺电损失的价值以及其变化率是和发电机组的增加成反比的。

而现实情况中更为复杂的是，一部分容量贡献来自于间歇性的可再生能源，因此分析就需要将概率模型进一步延伸。

容量费的引入和对可再生能源以及核电的补贴其实某种程度上破坏了英国电力市场的竞争性，这就导致现在的模式更像单一买家模式。

垂直一体化与分拆

建立一个竞争性的电力工业的另一个非常重要的方面是把原有的垂直一体化国家机构拆分（unbundling）为多个实体，在除了自然垄断的输电、配电以外的环节引入竞争。

在拆分之前，这些垄断性的实体会受制于来自于政府的价格监管，政府会对成本进行把控，规划电力发展，通过一些手段去刺激效率提高。

而拆分之后，相对好一些的模式是，输电网和系统操作分别独立出来，至少是在财务上相互独立，也就是形成所谓的独立系统操作者（ISO）。据我所知，目前深圳想要做的就是想通过成本核算去形成输电的相对独立。

配电公司通常会被拆分为配电网所有者和售电商，即从批发市场购买电力并以一定的价格售卖给终端用户。

发电商和供应商都需要支付过网费。供需双方竞争性交易的形成则是通过电力池或电力交易所的引入而得以实现。

为了鼓励新进入者和保持电力工业的投资吸引力，市场机制设计者以及政府就必须提供保证无歧视竞争的管制基础。输电业务运营者同时管理市场的话，很容易对新进入者造成歧视，它们会担心和原来的国有发电厂相比缺乏初始优势。另外，输电运营商也可能会倾向于有利于其增加营收的业务，因此就不能保证完全独立，这也是新进入者不愿意面对的。

在单一买家模式下，较为有效的做法是设立一个独立的、政府背书的交易平台，代表所有的用户。诸如中东以及南非的一些国家正在采用这种模式。输电网运营商就应当成为输电服务提供者，以能够反映容量需求和网损的费率收取过网费。系统运营者则负责电力调度，通过短期平衡市场保证供需实时平衡。

系统使用费率的设计应该覆盖固定资产成本、计量费用、系统服务费以及网损和运营费用，固定成本是以记录在案的最大容量和尖峰传送量为基础，而非固定成本则以仪表可读的电能传送为基础。

在实际应用中，系统内不同区域的过网费其实有很大差距。英国的经验是以在每个并网节点输配资产使用率为基础，设立区域电价。设区域电价的初衷是鼓励发电商在负荷点就近发电，以避免长距离大规模输电造成的线路过载。另外，所谓“区域”的形成通常和地方上其他工业之间的协作、机会挖掘有很大关联。

在发电侧，发电商可以拥有售电商，但二者必须分开，同一家公司下的售电商同样都要通过交易平台与发电商以边际价格进行交易。

这就存在一定的弊端，潜在的内部交易会限制市场发现价格的能力，也潜藏了通过交叉补贴操纵批发市场价格的可能性。正如上文所提到，发电商可以向自己旗下的供电商出高价，人为推高批发市场边际价格，这就限制了新供应商去批发市场竞争的能力，这对终端用户也是极其不利的。

用单一买家模式解决问题

面对电力市场改革，政府需要做一系列严峻的抉择，既要保证未来能源供应，鼓励可再生能源发展以达到减排目标，同时又要保证能源结构多样化，并使终端用户电价处在合理范围内。

我个人认为，单一买家模式（Single Buyer model）是解决这些问题的一个非常好的途径。它既可以允许发电侧充分竞争，同时也提供了一个可以管理电源结构和容量边际的机制，也可以为资本投入较大的水电或核电发展提供良好的基础。

此外，单一买家模式有助于在发电侧吸引新的进入者来支持边际机组，同时能够保证电源多样化和供应稳定性。此外，以平均成本为基础的费率机制可以得到相当程度的保留，会比边际成本更有助于实现一些社会目标。而且，市场中的竞争也可以通过对新容量以及进口电量的拍卖来管理。可以将大的国有发电商限制于维持供需平衡，同时让其为小型独立发电商（IPP, Independent Power Producers）提供支持，以保证小型发电商履约，从而保证供电稳定性。

单一买家模式的形成相对容易，而且成本较低，可以迅速投入使用。之后，通过大用户直购的发展，可以进一步推动市场竞争性的增强。当然，也可以一开始就把供电服务纳入考虑，或者将一定的容量通过直接交易来推动市场对价格的发现，直供电的稳定性会成为吸引大用户持续参与的动力。

（作者Barrie Murray博士系原英国中央发电局资深工程师，80年代末参与早期英国电力市场设计，主要负责建立国家控制中心（National Control Center）以及支持系统运营的技术框架。中央电力局被拆分之后，Murray博士进入英国国家电网（National Grid）工作，到1998年退休。之后在巴斯大学（University of Bath）任教。撰有《电力市场经济学》以及《电力市场-投资、分析和绩效》等。[e-mail])

选自《南方能源观察》2014年1月刊