今年以來(lái)，國際局勢劇烈動(dòng)蕩，全球能源危機持續肆虐。危機對世界各國能源結構和電力市場(chǎng)產(chǎn)生深遠影響。
能源結構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(lài)，歐洲各國紛紛重啟煤電；同時(shí)，歐盟委員會(huì )公布“REPowerEU”能源計劃，將2030年可再生能源目標從40%提升至45%。
西方國家電力市場(chǎng)的新動(dòng)向在中國民眾中未能如此博人眼球，但其應對危機的策略及影響卻值得電力市場(chǎng)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(huì )最終批準了西班牙和葡萄牙政府共同制定的應對能源價(jià)格上漲的價(jià)格限制機制。這一機制規定用于發(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，在該機制生效的前12個(gè)月內，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(lái)，歐洲電價(jià)與天然氣價(jià)格齊漲。據標普全球普氏的數據，2022年上半年，TTF基準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)機制出臺的6月，歐洲天然氣價(jià)格呈現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(huì )的數據顯示，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)機制產(chǎn)生了立竿見(jiàn)影的效果。8月4日葡萄牙媒體報道稱(chēng)，根據馬德里康普頓斯大學(xué)的一項研究，如果沒(méi)有最高限價(jià)機制，葡萄牙和西班牙的電價(jià)將比現在高18%。限價(jià)機制使西葡兩國從原來(lái)歐洲電價(jià)最高的市場(chǎng)變成電價(jià)最低的市場(chǎng)。報道刊發(fā)時(shí)該市場(chǎng)每兆瓦時(shí)電價(jià)約為 264歐元，僅比限價(jià)機制實(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)機制也引發(fā)巨大爭議。持反對意見(jiàn)者大多對此舉破壞歐洲共同市場(chǎng)表示擔憂(yōu)。西班牙最大的公用事業(yè)公司Iberdrola SA表示，任何價(jià)格上限都應適用于整個(gè)歐洲，允許其中兩個(gè)國家自行采取行動(dòng)可能會(huì )破壞共同市場(chǎng)。歐洲能源貿易商聯(lián)合會(huì )（EFET）也認為，該限價(jià)機制可能切斷西班牙、葡萄牙電力市場(chǎng)與歐洲其他地區的聯(lián)系，使歐洲能源市場(chǎng)碎片化。部分業(yè)內人士則推測，巨大的電價(jià)差可能導致電網(wǎng)互聯(lián)的法國與西班牙擴大電力交易。西葡兩國曾主張將跨境交易排除在價(jià)格上限之外，即西班牙限制國內電價(jià)，與法國之間交換的電價(jià)還按照歐洲統一市場(chǎng)價(jià)格，但歐盟委員會(huì )堅持采用單一定價(jià)體系。
另一種觀(guān)點(diǎn)則認為，限價(jià)機制設定天然氣發(fā)電用氣價(jià)格上限，扭曲了電力現貨市場(chǎng)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(hù)是不公平的。此外，業(yè)界還指責此舉影響脫碳進(jìn)程。
某種意義上說(shuō)，西葡限價(jià)機制與我國去年以來(lái)一系列限制電煤價(jià)格的舉措相似，都是應對能源短缺的無(wú)奈之舉。而電力市場(chǎng)化改革中如何平衡市場(chǎng)調節與政府調控，則是全世界都面臨的一項重大課題。
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(chǎng)監管機構——AEMO宣布，從澳大利亞?wèn)|部標準時(shí)間14時(shí)05分開(kāi)始，暫停全國電力市場(chǎng)所有地區的現貨市場(chǎng)。
AEMO運營(yíng)著(zhù)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(chǎng)。而此次事件的主角——澳大利亞國家電力市場(chǎng)（NEM）目前擁有6520萬(wàn)千瓦的綜合發(fā)電能力，覆蓋區域橫跨澳大利亞?wèn)|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(chēng)，為了滿(mǎn)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(guò)直接干預”將未經(jīng)過(guò)投標的500萬(wàn)千瓦電量投入市場(chǎng)。這樣做雖然設法避免了負荷削減，但“無(wú)法再以這種方式可靠地運行現貨市場(chǎng)或電力系統”。面對極端的市場(chǎng)形勢，暫停市場(chǎng)是確保民生和經(jīng)濟用電可靠性的上策。
此次澳大利亞電力市場(chǎng)停擺由多方因素疊加導致。
部分專(zhuān)家將停擺的直接原因歸結為原有的最高價(jià)格上限規定已不符合時(shí)代發(fā)展需要。大停擺前，電力市場(chǎng)現貨價(jià)格的滾動(dòng)七天數值突破累積價(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(huì )（AEC）首席執行官Sarah McNamara指出，價(jià)格上限機制是在1998年創(chuàng )建NEM時(shí)設計的，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(méi)有更新，不適用于持續發(fā)展的市場(chǎng)現狀。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(chǎng)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(chǎng)通過(guò)在用電平段、低谷等時(shí)段故意報高發(fā)電價(jià)格將自己投出電力市場(chǎng)，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)格上限的機制下，這種煤炭配給制度“失靈”。在現行的NERs制度下，在A(yíng)EMO能夠引導其他發(fā)電機組啟動(dòng)之前，已經(jīng)投標進(jìn)入NEM的電廠(chǎng)“必須得到充分利用”，這無(wú)意中阻礙了煤炭?jì)α康偷陌l(fā)電機組參與投標。
而從更加宏觀(guān)的角度來(lái)看，全球能源短缺、現貨價(jià)格的風(fēng)險增加、寒冷潮濕的天氣、電源非計劃性的長(cháng)期停運，共同導致了此次澳大利亞電力市場(chǎng)停擺。據估計，當時(shí)市場(chǎng)上2300萬(wàn)千瓦的燃煤發(fā)電容量中，有25%處于停運狀態(tài)。
大停擺發(fā)生后，有關(guān)部門(mén)迅速采取補救措施。6月15日，AEMO推出管理價(jià)格上限（APC）補償程序，允許計劃、非計劃發(fā)電機組，計劃內網(wǎng)絡(luò )服務(wù)提供商，計劃內負荷、輔助服務(wù)提供商和需求響應服務(wù)提供商在提供虧損保護的同時(shí)投標進(jìn)入市場(chǎng)。根據這一補償程序（并將適用于在A(yíng)EMO暫停價(jià)格期間仍出力的發(fā)電廠(chǎng)），如果這些當事方在管理價(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(chǎng)狀況明顯改善”，AEMO啟動(dòng)了解除國家電力市場(chǎng)暫停的第一步。AEMO表示，雖然燃料供應仍然緊張，超過(guò)400萬(wàn)千瓦的產(chǎn)能已經(jīng)恢復，市場(chǎng)將在沒(méi)有實(shí)施價(jià)格上限的情況下重啟。AEMO通過(guò)謹慎地監測市場(chǎng)情況后，逐步使市場(chǎng)恢復到正常的招標和調度情況。
學(xué)者們就澳大利亞電力市場(chǎng)未來(lái)發(fā)展建言獻策。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(lái)可能重新考慮市場(chǎng)設計，特別是建立容量補償機制。但容量補償機制將更有利于傳統能源發(fā)電，因此與其他發(fā)達國家相比，這可能會(huì )使澳大利亞的電力排放強度保持在相當高的水平。電力市場(chǎng)與能源轉型會(huì )非?？部?，并且要付出比預想更高的成本。
英國：?jiǎn)?dòng)新電改
2022年7月18日，英國商業(yè)、能源和工業(yè)戰略部（BEIS）發(fā)布了一份電力市場(chǎng)規則的審查報告，旨在應對近期全球能源成本上漲的挑戰，為保障能源安全、促進(jìn)清潔低碳轉型等提供更有力的機制支持。目前該方案正在開(kāi)展為期12周的意見(jiàn)征集，英國政府計劃于2022年第四季度就相關(guān)意見(jiàn)予以正式反饋。
該報告認為英國當前市場(chǎng)模式在如下幾個(gè)方面存在顯著(zhù)短板，難以適應當下能源電力行業(yè)發(fā)展：一是現行的差價(jià)合約機制未能有效激勵低碳技術(shù)創(chuàng )新與調節資源發(fā)展；二是容量保障機制無(wú)法適應低碳轉型目標；三是邊際定價(jià)的機制嚴重影響市場(chǎng)運行效果。
報告提供了到2035年之前英國電力市場(chǎng)改革的初步思路。本輪改革重點(diǎn)包括：
第一，引入區域或節點(diǎn)電價(jià)機制。
英國政府提出考慮通過(guò)引入節點(diǎn)電價(jià)或區域電價(jià)機制，解決用戶(hù)側成本高昂、位置價(jià)格信號缺失等現實(shí)問(wèn)題。但考慮到改革市場(chǎng)定價(jià)方式可能引發(fā)市場(chǎng)運營(yíng)成本增加等系列后果，同時(shí)顧及與歐洲區域市場(chǎng)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(chǎng)體系。
英國政府提出“市場(chǎng)拆分”方案，將現有市場(chǎng)體系拆分為“波動(dòng)市場(chǎng)”與“穩定市場(chǎng)”兩類(lèi)。前者的市場(chǎng)價(jià)格由可再生能源等主體的長(cháng)期邊際成本決定，后者的市場(chǎng)價(jià)格繼續由傳統火電機組等市場(chǎng)主體的短期邊際成本決定。
第三，采用“按報價(jià)支付”模式替代原有邊際定價(jià)機制。
考慮到當前電力批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格受到天然氣價(jià)格波動(dòng)的嚴重影響，英國正計劃考慮采用“按報價(jià)支付”（Pay as bid, PAB）模式替代原有的市場(chǎng)邊際定價(jià)機制，以促進(jìn)電力價(jià)格與天然氣價(jià)格脫鉤，降低電力市場(chǎng)出清價(jià)格水平。然而，BEIS也承認采用PAB模式可能會(huì )產(chǎn)生抑制靈活資源參與市場(chǎng)積極性、降低投資信號激勵等后果，對于其能否達到降低用戶(hù)側用電成本的總體目標，下階段仍需持續開(kāi)展研究。
第四，優(yōu)化差價(jià)合約機制。
本輪改革中，英國提出在現有差價(jià)合約機制中引入更多市場(chǎng)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波動(dòng)，以激勵發(fā)電主體優(yōu)化調節性能、提升系統靈活性等。又如，基于發(fā)電主體在容量市場(chǎng)、電能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)等各類(lèi)市場(chǎng)中的全部收入確定差價(jià)合約價(jià)格，或通過(guò)計算發(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)合約支付費用等。英國政府表示預計將于未來(lái)差價(jià)合同第六輪拍賣(mài)中針對具體條款廣泛征求意見(jiàn)。
第五，改革容量充裕度機制。
英國計劃調整現有容量充裕度機制，以實(shí)現對零碳發(fā)電資源、靈活性資源等主體的有效激勵。一方面，或針對零碳資源等單獨開(kāi)設容量市場(chǎng)，或在現有容量市場(chǎng)中引入多個(gè)出清價(jià)格（即零碳發(fā)電、傳統發(fā)電等不同類(lèi)型市場(chǎng)主體形成不同價(jià)格）；另一方面，考慮在容量市場(chǎng)中新增“靈活拍賣(mài)”機制，對所有符合靈活性標準的低碳技術(shù)開(kāi)放，或在容量市場(chǎng)結算價(jià)格中引入“乘數因子”，以評估低碳靈活技術(shù)的貢獻。另外，BEIS也就是否引入戰略備用機制、可靠性期權等進(jìn)行意見(jiàn)征詢(xún)。
思考與建議
全球性的能源短缺為多國電力市場(chǎng)健康運行帶來(lái)困難。上述幾大市場(chǎng)所遭遇的問(wèn)題及其應對措施，給我國電力體制改革與市場(chǎng)建設提供重要參考。
第一，要高度關(guān)注一次能源與二次能源的聯(lián)動(dòng)。
當下全球范圍內煤炭、天然氣等一次能源波動(dòng)引發(fā)多國市場(chǎng)持續震蕩，暢通一次能源與二次能源的聯(lián)動(dòng)機制至關(guān)重要。具體到我國，一方面應加強對煤炭等一次能源的價(jià)格調控，另一方面應加快研究煤電聯(lián)動(dòng)的市場(chǎng)化價(jià)格形成機制。
煤電聯(lián)動(dòng)方面，我國電力現貨試點(diǎn)省份進(jìn)行了一些有益嘗試。實(shí)踐表明，在市場(chǎng)化改革中注重一次能源與二次能源的聯(lián)動(dòng)，可以助力電力保供，通過(guò)現貨價(jià)格反映并影響市場(chǎng)真實(shí)供需關(guān)系，初步實(shí)現源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動(dòng)。一方面，現貨市場(chǎng)可以有效傳導上游煤價(jià)波動(dòng)，激勵煤電等各類(lèi)電源的發(fā)電意愿；另一方面，現貨市場(chǎng)可以引導用戶(hù)調整用電行為，減小高峰時(shí)段用電負荷以降低購電成本。
2021年受煤炭?jì)r(jià)格高企影響，煤電中長(cháng)期交易價(jià)格與煤炭?jì)r(jià)格出現倒掛情況，影響煤電企業(yè)發(fā)電意愿?，F貨試點(diǎn)則通過(guò)清晰反映供需關(guān)系的現貨市場(chǎng)價(jià)格，在電力供應緊張時(shí)以高電價(jià)激勵各類(lèi)機組主動(dòng)頂峰發(fā)電，提升電力供應能力。
2021年甘肅現貨市場(chǎng)結算試運行期間，現貨價(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)達到413元/兆瓦時(shí)，較燃煤基準價(jià)上漲34.18%。在高電價(jià)激勵下，去年5-12月份，甘肅累計實(shí)現煤電企業(yè)增發(fā)電量92.6億千瓦時(shí)。
無(wú)獨有偶，去年山西現貨市場(chǎng)價(jià)格伴隨煤價(jià)上漲，發(fā)電側出清價(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477%，充分激發(fā)出各類(lèi)電源的發(fā)電保供積極性。8月份全國性電荒時(shí)，該省也在保障省內供電的同時(shí)，完成臨時(shí)跨省跨區增供任務(wù)，高峰時(shí)段增供電量達10億千瓦時(shí)以上。
價(jià)格變化促使用戶(hù)由“按需用電”轉變?yōu)?ldquo;按價(jià)用電”。2022年以來(lái)，甘肅電網(wǎng)系統最大用電負荷由晚高峰18-19點(diǎn)向早高峰10-11點(diǎn)轉移，實(shí)現了削峰填谷的目的，顯著(zhù)改善了電網(wǎng)負荷特性。
第二，要重視平衡保供穩價(jià)與能源轉型之間的關(guān)系。
從上述三大市場(chǎng)情況來(lái)看，西葡的限制氣價(jià)、澳洲的管理價(jià)格上限補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行的差價(jià)合約機制和容量保障機制無(wú)法適應低碳轉型目標。中國也需要在電力市場(chǎng)建設中重視平衡保供穩價(jià)與能源轉型之間的關(guān)系。
目前部分電力現貨試點(diǎn)省份開(kāi)展了一些相應的實(shí)踐。山西和甘肅試點(diǎn)連續結算試運行一周年的實(shí)踐都證明，現貨市場(chǎng)不僅有利于提升電力供應保障能力，還能有效促進(jìn)新能源消納。
山西現貨市場(chǎng)將新能源發(fā)電優(yōu)先納入市場(chǎng)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，現貨市場(chǎng)價(jià)格大幅降低甚至降至下限零電價(jià)，激勵火電機組降低發(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(hù)增加負荷，增加了新能源的消納，減少了新能源棄電。2021年4～12月現貨運行期間，共計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(cháng)68%以上的情況下，仍保持全年利用率在97.7%左右，完成國家下達的新能源消納權重任務(wù)。
甘肅則立足新能源裝機容量2897萬(wàn)千瓦、新能源裝機占比48%的實(shí)際情況，在現貨市場(chǎng)機制設計以促進(jìn)能源轉型為基本原則。煤電、水電、新能源、用戶(hù)全部參與，新能源報量報價(jià)、用戶(hù)報量報價(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，促進(jìn)電力資源在更大范圍內優(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月份現貨市場(chǎng)結算運行期間，新能源利用率最高達到98.73%（7月）。
能源結構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(lài)，歐洲各國紛紛重啟煤電；同時(shí)，歐盟委員會(huì )公布“REPowerEU”能源計劃，將2030年可再生能源目標從40%提升至45%。
西方國家電力市場(chǎng)的新動(dòng)向在中國民眾中未能如此博人眼球，但其應對危機的策略及影響卻值得電力市場(chǎng)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(huì )最終批準了西班牙和葡萄牙政府共同制定的應對能源價(jià)格上漲的價(jià)格限制機制。這一機制規定用于發(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，在該機制生效的前12個(gè)月內，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(lái)，歐洲電價(jià)與天然氣價(jià)格齊漲。據標普全球普氏的數據，2022年上半年，TTF基準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)機制出臺的6月，歐洲天然氣價(jià)格呈現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(huì )的數據顯示，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)機制產(chǎn)生了立竿見(jiàn)影的效果。8月4日葡萄牙媒體報道稱(chēng)，根據馬德里康普頓斯大學(xué)的一項研究，如果沒(méi)有最高限價(jià)機制，葡萄牙和西班牙的電價(jià)將比現在高18%。限價(jià)機制使西葡兩國從原來(lái)歐洲電價(jià)最高的市場(chǎng)變成電價(jià)最低的市場(chǎng)。報道刊發(fā)時(shí)該市場(chǎng)每兆瓦時(shí)電價(jià)約為 264歐元，僅比限價(jià)機制實(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)機制也引發(fā)巨大爭議。持反對意見(jiàn)者大多對此舉破壞歐洲共同市場(chǎng)表示擔憂(yōu)。西班牙最大的公用事業(yè)公司Iberdrola SA表示，任何價(jià)格上限都應適用于整個(gè)歐洲，允許其中兩個(gè)國家自行采取行動(dòng)可能會(huì )破壞共同市場(chǎng)。歐洲能源貿易商聯(lián)合會(huì )（EFET）也認為，該限價(jià)機制可能切斷西班牙、葡萄牙電力市場(chǎng)與歐洲其他地區的聯(lián)系，使歐洲能源市場(chǎng)碎片化。部分業(yè)內人士則推測，巨大的電價(jià)差可能導致電網(wǎng)互聯(lián)的法國與西班牙擴大電力交易。西葡兩國曾主張將跨境交易排除在價(jià)格上限之外，即西班牙限制國內電價(jià)，與法國之間交換的電價(jià)還按照歐洲統一市場(chǎng)價(jià)格，但歐盟委員會(huì )堅持采用單一定價(jià)體系。
另一種觀(guān)點(diǎn)則認為，限價(jià)機制設定天然氣發(fā)電用氣價(jià)格上限，扭曲了電力現貨市場(chǎng)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(hù)是不公平的。此外，業(yè)界還指責此舉影響脫碳進(jìn)程。
某種意義上說(shuō)，西葡限價(jià)機制與我國去年以來(lái)一系列限制電煤價(jià)格的舉措相似，都是應對能源短缺的無(wú)奈之舉。而電力市場(chǎng)化改革中如何平衡市場(chǎng)調節與政府調控，則是全世界都面臨的一項重大課題。
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(chǎng)監管機構——AEMO宣布，從澳大利亞?wèn)|部標準時(shí)間14時(shí)05分開(kāi)始，暫停全國電力市場(chǎng)所有地區的現貨市場(chǎng)。
AEMO運營(yíng)著(zhù)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(chǎng)。而此次事件的主角——澳大利亞國家電力市場(chǎng)（NEM）目前擁有6520萬(wàn)千瓦的綜合發(fā)電能力，覆蓋區域橫跨澳大利亞?wèn)|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(chēng)，為了滿(mǎn)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(guò)直接干預”將未經(jīng)過(guò)投標的500萬(wàn)千瓦電量投入市場(chǎng)。這樣做雖然設法避免了負荷削減，但“無(wú)法再以這種方式可靠地運行現貨市場(chǎng)或電力系統”。面對極端的市場(chǎng)形勢，暫停市場(chǎng)是確保民生和經(jīng)濟用電可靠性的上策。
此次澳大利亞電力市場(chǎng)停擺由多方因素疊加導致。
部分專(zhuān)家將停擺的直接原因歸結為原有的最高價(jià)格上限規定已不符合時(shí)代發(fā)展需要。大停擺前，電力市場(chǎng)現貨價(jià)格的滾動(dòng)七天數值突破累積價(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(huì )（AEC）首席執行官Sarah McNamara指出，價(jià)格上限機制是在1998年創(chuàng )建NEM時(shí)設計的，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(méi)有更新，不適用于持續發(fā)展的市場(chǎng)現狀。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(chǎng)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(chǎng)通過(guò)在用電平段、低谷等時(shí)段故意報高發(fā)電價(jià)格將自己投出電力市場(chǎng)，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)格上限的機制下，這種煤炭配給制度“失靈”。在現行的NERs制度下，在A(yíng)EMO能夠引導其他發(fā)電機組啟動(dòng)之前，已經(jīng)投標進(jìn)入NEM的電廠(chǎng)“必須得到充分利用”，這無(wú)意中阻礙了煤炭?jì)α康偷陌l(fā)電機組參與投標。
而從更加宏觀(guān)的角度來(lái)看，全球能源短缺、現貨價(jià)格的風(fēng)險增加、寒冷潮濕的天氣、電源非計劃性的長(cháng)期停運，共同導致了此次澳大利亞電力市場(chǎng)停擺。據估計，當時(shí)市場(chǎng)上2300萬(wàn)千瓦的燃煤發(fā)電容量中，有25%處于停運狀態(tài)。
大停擺發(fā)生后，有關(guān)部門(mén)迅速采取補救措施。6月15日，AEMO推出管理價(jià)格上限（APC）補償程序，允許計劃、非計劃發(fā)電機組，計劃內網(wǎng)絡(luò )服務(wù)提供商，計劃內負荷、輔助服務(wù)提供商和需求響應服務(wù)提供商在提供虧損保護的同時(shí)投標進(jìn)入市場(chǎng)。根據這一補償程序（并將適用于在A(yíng)EMO暫停價(jià)格期間仍出力的發(fā)電廠(chǎng)），如果這些當事方在管理價(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(chǎng)狀況明顯改善”，AEMO啟動(dòng)了解除國家電力市場(chǎng)暫停的第一步。AEMO表示，雖然燃料供應仍然緊張，超過(guò)400萬(wàn)千瓦的產(chǎn)能已經(jīng)恢復，市場(chǎng)將在沒(méi)有實(shí)施價(jià)格上限的情況下重啟。AEMO通過(guò)謹慎地監測市場(chǎng)情況后，逐步使市場(chǎng)恢復到正常的招標和調度情況。
學(xué)者們就澳大利亞電力市場(chǎng)未來(lái)發(fā)展建言獻策。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(lái)可能重新考慮市場(chǎng)設計，特別是建立容量補償機制。但容量補償機制將更有利于傳統能源發(fā)電，因此與其他發(fā)達國家相比，這可能會(huì )使澳大利亞的電力排放強度保持在相當高的水平。電力市場(chǎng)與能源轉型會(huì )非?？部?，并且要付出比預想更高的成本。
英國：?jiǎn)?dòng)新電改
2022年7月18日，英國商業(yè)、能源和工業(yè)戰略部（BEIS）發(fā)布了一份電力市場(chǎng)規則的審查報告，旨在應對近期全球能源成本上漲的挑戰，為保障能源安全、促進(jìn)清潔低碳轉型等提供更有力的機制支持。目前該方案正在開(kāi)展為期12周的意見(jiàn)征集，英國政府計劃于2022年第四季度就相關(guān)意見(jiàn)予以正式反饋。
該報告認為英國當前市場(chǎng)模式在如下幾個(gè)方面存在顯著(zhù)短板，難以適應當下能源電力行業(yè)發(fā)展：一是現行的差價(jià)合約機制未能有效激勵低碳技術(shù)創(chuàng )新與調節資源發(fā)展；二是容量保障機制無(wú)法適應低碳轉型目標；三是邊際定價(jià)的機制嚴重影響市場(chǎng)運行效果。
報告提供了到2035年之前英國電力市場(chǎng)改革的初步思路。本輪改革重點(diǎn)包括：
第一，引入區域或節點(diǎn)電價(jià)機制。
英國政府提出考慮通過(guò)引入節點(diǎn)電價(jià)或區域電價(jià)機制，解決用戶(hù)側成本高昂、位置價(jià)格信號缺失等現實(shí)問(wèn)題。但考慮到改革市場(chǎng)定價(jià)方式可能引發(fā)市場(chǎng)運營(yíng)成本增加等系列后果，同時(shí)顧及與歐洲區域市場(chǎng)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(chǎng)體系。
英國政府提出“市場(chǎng)拆分”方案，將現有市場(chǎng)體系拆分為“波動(dòng)市場(chǎng)”與“穩定市場(chǎng)”兩類(lèi)。前者的市場(chǎng)價(jià)格由可再生能源等主體的長(cháng)期邊際成本決定，后者的市場(chǎng)價(jià)格繼續由傳統火電機組等市場(chǎng)主體的短期邊際成本決定。
第三，采用“按報價(jià)支付”模式替代原有邊際定價(jià)機制。
考慮到當前電力批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格受到天然氣價(jià)格波動(dòng)的嚴重影響，英國正計劃考慮采用“按報價(jià)支付”（Pay as bid, PAB）模式替代原有的市場(chǎng)邊際定價(jià)機制，以促進(jìn)電力價(jià)格與天然氣價(jià)格脫鉤，降低電力市場(chǎng)出清價(jià)格水平。然而，BEIS也承認采用PAB模式可能會(huì )產(chǎn)生抑制靈活資源參與市場(chǎng)積極性、降低投資信號激勵等后果，對于其能否達到降低用戶(hù)側用電成本的總體目標，下階段仍需持續開(kāi)展研究。
第四，優(yōu)化差價(jià)合約機制。
本輪改革中，英國提出在現有差價(jià)合約機制中引入更多市場(chǎng)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波動(dòng)，以激勵發(fā)電主體優(yōu)化調節性能、提升系統靈活性等。又如，基于發(fā)電主體在容量市場(chǎng)、電能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)等各類(lèi)市場(chǎng)中的全部收入確定差價(jià)合約價(jià)格，或通過(guò)計算發(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)合約支付費用等。英國政府表示預計將于未來(lái)差價(jià)合同第六輪拍賣(mài)中針對具體條款廣泛征求意見(jiàn)。
第五，改革容量充裕度機制。
英國計劃調整現有容量充裕度機制，以實(shí)現對零碳發(fā)電資源、靈活性資源等主體的有效激勵。一方面，或針對零碳資源等單獨開(kāi)設容量市場(chǎng)，或在現有容量市場(chǎng)中引入多個(gè)出清價(jià)格（即零碳發(fā)電、傳統發(fā)電等不同類(lèi)型市場(chǎng)主體形成不同價(jià)格）；另一方面，考慮在容量市場(chǎng)中新增“靈活拍賣(mài)”機制，對所有符合靈活性標準的低碳技術(shù)開(kāi)放，或在容量市場(chǎng)結算價(jià)格中引入“乘數因子”，以評估低碳靈活技術(shù)的貢獻。另外，BEIS也就是否引入戰略備用機制、可靠性期權等進(jìn)行意見(jiàn)征詢(xún)。
思考與建議
全球性的能源短缺為多國電力市場(chǎng)健康運行帶來(lái)困難。上述幾大市場(chǎng)所遭遇的問(wèn)題及其應對措施，給我國電力體制改革與市場(chǎng)建設提供重要參考。
第一，要高度關(guān)注一次能源與二次能源的聯(lián)動(dòng)。
當下全球范圍內煤炭、天然氣等一次能源波動(dòng)引發(fā)多國市場(chǎng)持續震蕩，暢通一次能源與二次能源的聯(lián)動(dòng)機制至關(guān)重要。具體到我國，一方面應加強對煤炭等一次能源的價(jià)格調控，另一方面應加快研究煤電聯(lián)動(dòng)的市場(chǎng)化價(jià)格形成機制。
煤電聯(lián)動(dòng)方面，我國電力現貨試點(diǎn)省份進(jìn)行了一些有益嘗試。實(shí)踐表明，在市場(chǎng)化改革中注重一次能源與二次能源的聯(lián)動(dòng)，可以助力電力保供，通過(guò)現貨價(jià)格反映并影響市場(chǎng)真實(shí)供需關(guān)系，初步實(shí)現源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動(dòng)。一方面，現貨市場(chǎng)可以有效傳導上游煤價(jià)波動(dòng)，激勵煤電等各類(lèi)電源的發(fā)電意愿；另一方面，現貨市場(chǎng)可以引導用戶(hù)調整用電行為，減小高峰時(shí)段用電負荷以降低購電成本。
2021年受煤炭?jì)r(jià)格高企影響，煤電中長(cháng)期交易價(jià)格與煤炭?jì)r(jià)格出現倒掛情況，影響煤電企業(yè)發(fā)電意愿?，F貨試點(diǎn)則通過(guò)清晰反映供需關(guān)系的現貨市場(chǎng)價(jià)格，在電力供應緊張時(shí)以高電價(jià)激勵各類(lèi)機組主動(dòng)頂峰發(fā)電，提升電力供應能力。
2021年甘肅現貨市場(chǎng)結算試運行期間，現貨價(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)達到413元/兆瓦時(shí)，較燃煤基準價(jià)上漲34.18%。在高電價(jià)激勵下，去年5-12月份，甘肅累計實(shí)現煤電企業(yè)增發(fā)電量92.6億千瓦時(shí)。
無(wú)獨有偶，去年山西現貨市場(chǎng)價(jià)格伴隨煤價(jià)上漲，發(fā)電側出清價(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477%，充分激發(fā)出各類(lèi)電源的發(fā)電保供積極性。8月份全國性電荒時(shí)，該省也在保障省內供電的同時(shí)，完成臨時(shí)跨省跨區增供任務(wù)，高峰時(shí)段增供電量達10億千瓦時(shí)以上。
價(jià)格變化促使用戶(hù)由“按需用電”轉變?yōu)?ldquo;按價(jià)用電”。2022年以來(lái)，甘肅電網(wǎng)系統最大用電負荷由晚高峰18-19點(diǎn)向早高峰10-11點(diǎn)轉移，實(shí)現了削峰填谷的目的，顯著(zhù)改善了電網(wǎng)負荷特性。
第二，要重視平衡保供穩價(jià)與能源轉型之間的關(guān)系。
從上述三大市場(chǎng)情況來(lái)看，西葡的限制氣價(jià)、澳洲的管理價(jià)格上限補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行的差價(jià)合約機制和容量保障機制無(wú)法適應低碳轉型目標。中國也需要在電力市場(chǎng)建設中重視平衡保供穩價(jià)與能源轉型之間的關(guān)系。
目前部分電力現貨試點(diǎn)省份開(kāi)展了一些相應的實(shí)踐。山西和甘肅試點(diǎn)連續結算試運行一周年的實(shí)踐都證明，現貨市場(chǎng)不僅有利于提升電力供應保障能力，還能有效促進(jìn)新能源消納。
山西現貨市場(chǎng)將新能源發(fā)電優(yōu)先納入市場(chǎng)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，現貨市場(chǎng)價(jià)格大幅降低甚至降至下限零電價(jià)，激勵火電機組降低發(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(hù)增加負荷，增加了新能源的消納，減少了新能源棄電。2021年4～12月現貨運行期間，共計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(cháng)68%以上的情況下，仍保持全年利用率在97.7%左右，完成國家下達的新能源消納權重任務(wù)。
甘肅則立足新能源裝機容量2897萬(wàn)千瓦、新能源裝機占比48%的實(shí)際情況，在現貨市場(chǎng)機制設計以促進(jìn)能源轉型為基本原則。煤電、水電、新能源、用戶(hù)全部參與，新能源報量報價(jià)、用戶(hù)報量報價(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，促進(jìn)電力資源在更大范圍內優(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月份現貨市場(chǎng)結算運行期間，新能源利用率最高達到98.73%（7月）。
