從全球電力市場危機看“能量塊”交易的價值

文 | 陳皓勇    華南理工大學電力經濟與電力市場研究所所長

郭欣   德國PSI軟件公司的高級業務發展經理    

進入2022年以來，由於疫情、俄烏衝突以及極端氣象條件，全球能源與電力市場危機頻現。歐洲天然氣和電力價格在2021年達到創紀錄的高水平，俄烏衝突爆發后創下歷史新高，預計能源價格將持續保持高位。德國、法國明年交付的電價均在歷史上首次突破1000歐元。

2022年9月30日，歐洲理事會在比利時布魯塞爾舉行了一次能源部長特別會議會議，討論了此前歐盟委員會提出的有關降低能源價格的緊急干預措施的提案。歐洲理事會批准了妥協后的文本草案，其中包括一系列立法舉措，例如對非邊際發電機組設置收入上限、對化石工業的團結捐資、削減電力需求等。由於尚存在分歧，有關天然氣價格上限的討論將推遲進行。

在能源轉型的背景下，歐盟有關電力市場設計的爭論由來已久。早在2012年11月到2013年2月歐盟針對電力市場問題的調查中，被調查者一致認為確保市場更健康地運行和市場進一步融合對於電力安全供給十分關鍵，對現有市場設計是否能夠充分吸引投資以保障發電容量充裕度則觀點各異。相當多的觀點認為可再生能源的補貼機制、優先發電和電力平衡責任缺失扭曲了市場。

國際可再生能源署（IRENA）2017年的研究報告《調整市場設計以適應高比例間歇性可再生能源》（Adapting Market Design to High Shares of Variable Renewable Energy）指出，高滲透率的間歇性可再生能源對電力市場的影響特別是對生產成本和市場價格的影響，在很大程度上取決於電源結構特徵。特別是電源結構是否受電量或容量限制，以及其靈活程度。

2022年6月8日，歐盟委員會主席馮德萊恩在歐洲議會表示，電力市場需要進行重大改革，電力價格邊際定價方法不再符合實際。在2022年6月23日至24日的會議上，歐洲理事會要求歐盟委員會“作為緊急事項繼續努力，以確保以可承受的價格保障供應能源”。

美國麻省理工學院F. C. Schweppe教授等在1988年出版的Spot Pricing of Electricity（《電力現貨定價原理》）成為電價理論的經典文獻，並成為多國電力現貨市場設計的理論基礎。

現貨電價（或實時電價）是基於經典微觀經濟學中的社會福利最大化原理而形成的，綜合考慮了短期與長期、運行與規劃，但其計算模型仍採用傳統經濟調度的分時段功率平衡優化模型。實時電價理論把整個交易期間分為若干時段，然後分時段按能量（電量）平衡模型進行計算，由於每個時段的功率（電力）假設為常數，所以能量平衡模型也就是功率平衡模型。

在這個過程中，電能商品實際上按時段切分成若干“條”，然後每條又分為若干“段”，如圖1所示。在一個時段中，中標的發電商或電力負荷各取1“段”（即1個商品），而按統一邊際價格出清方式，各段負荷（所有商品）的結算價是相同的。

圖1 現貨定價理論的電力商品模型

經典的邊際定價理論要求所有成員都按全額容量和真實的電量成本報價，這隻有在完全競爭市場條件下才能實現。但完全競爭的電力市場在實際中並不存在，而市場力則普遍存在，並危及市場安全。因此邊際定價方法在電力市場中呈現出原理性、基礎性的不足，在一定條件下可能出現致命的電力市場危機。

當前歐盟正在經歷的嚴重電力市場危機與邊際定價方法有關。因為天然氣是決定歐盟電力市場邊際價格的發電燃料，各成員國都經歷了與天然氣價格上漲相關的電價飆升。

實際上，電能的生產和利用都具有時間連續性，無論對於發電商還是電力負荷，銷售或購買的商品都是具有一定持續時間的“能量塊”（energy block），如圖2所示。“能量塊”的面積即電量，火電廠的變動成本（煤耗）主要取決於所生產的能量（電量），而用戶也主要關注不同時間段內電量的使用。

圖2 市場機制下的電力電量平衡

一直以來，電力系統規劃和運行的中心問題都是電力電量平衡，電力市場機制建設沒有改變這个中心問題，只是對發用電計劃和調度計劃的形成過程作出調整，由原來政府、電網制定發用電計劃變成市場成員通過雙邊協商自主確定，或通過交易平台報價，並根據相應的市場規則形成市場出清價和出清電量。

電力電量平衡在市場機制下可用圖2負荷曲線下不同的“能量塊”（整體負荷曲線由多個“能量塊”堆積而成）來表示。縱向綠色和少部分橫向藍色的“能量塊”對應於現貨市場交易，為燃氣輪機、抽水蓄能等調峰電源和需求側響應提供合理的經濟激勵（體現電能交易的“最後一公里”的價值），主要目標是以市場手段實現電力平衡。較深藍色的“能量塊”對應於中長期市場交易，為電能量交易的主要方式，主要目標是以市場手段實現電量平衡。

傳統的基於實時電價理論的電力批發市場設計方案忽略了電能生產和消費的時間連續性這個十分重要的特徵。按照“同質同價”的市場經濟一般原則，隱含的假設是同一時段的電能商品都是同質的，因此無法區別基荷、腰荷和峰荷機組區別明顯的技術特徵及成本構成。

這種定價方式無法分辨不同品質（特別是靈活性）的電能商品並進行合理定價，由於光伏、風電近零邊際成本的特點，隨着佔比的不斷提高，將傳統火力發電在以邊際成本為準的競價交易中擠出，使得市場出清價格降低，甚至出現負值，因此火力發電難以生存。而同時，光伏和風電的隨機性、間歇性、波動性給電力系統的運行和控制帶來重大挑戰，對靈活性的需求急劇增加。

在新的背景下，設計正確體現靈活性資源價值的新市場機制就十分關鍵，也對傳統的電力市場理論提出了重大挑戰。作者提出的基於連續時間商品模型（即“能量塊”，如圖3）的電力市場理論有望為這些問題的解決提供新思路。

圖3 連續時間電能商品模型

“能量塊”交易方式在歐洲電力市場中已普遍採用。德國購電方式採用圖4所示的標準化“能量塊”產品。而偏差則由自備電廠、自備電源、可控負荷或外購電來調節。

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圖4 德國電力市場的標準化“能量塊”交易

德國的現貨市場設計了一種平衡基團（或平衡結算單元）的機制。平衡基團是一個虛擬的市場基本單元，在此單元中，發電和用電量必須達到平衡。當單元內部達不到自平衡時，必須買入或賣出電量來保持平衡。平衡基團管理人負責每天預測該區域內流入與流出電量，根據需要買入或賣出電量平衡該區域電量，並製成計劃上交給輸電網公司，而輸電網公司會根據這些表格在內部平衡之後制定出全區域的計劃。當預測和實際發生偏差時，平衡基團必須承擔系統的平衡費用。

平衡基團的機制是德國電力市場設計的核心，一方面保證了電量可以像證券一樣進行交易，另一方面保證了電力系統發電和用電的平衡，維護了電力系統的穩定。

德國約有2700多個交易公司和430多個平衡基團，可以說是一種分而治之的平衡機制。平衡基團的預測和平衡控製做得越好，系統需要的平衡功率就越少，所以有人甚至認為這一市場機制是德國可再生能源高消納的秘密之一。平衡基團的機制也在很大程度上促進了可再生能源預測的發展，因為每一個平衡基團都必須認真做預測，不好的預測會直接影響到平衡基團的收益。

虛擬電廠是負責平衡基團的電力交易公司上市的必備工具。典型的商業模式是用預測服務賺錢，同時用於可再生能源現貨直銷，再用於現貨交易。由於客戶相同，也不增加營銷和管理費用，可以說是一舉三得，可以充分發揮規模經濟的效應。簡單地說就是，每兆瓦的服務價格決定虛擬電廠的市場活力。平台經濟是規模經濟，所以虛擬電廠規模越大，集成功率的兆瓦數越高，盈利也越佳。

常見的商業模式還有自動發電優化控制即自動調節平衡基團的能量平衡（控制偏差），以及利用虛擬電廠集中採購能源后參与現貨市場。由於現貨市場上的可再生能源越多，成交的電價越低，所以電力交易公司的盈利一直在下降，市場競爭越來越激烈。由以上分析也可以看出，“能量塊”本質上是平衡基團或虛擬電廠功率特徵的體現。

德國能源供應對俄羅斯有較大的依賴性，俄烏衝突爆發之前俄羅斯天然氣已經佔到德國單日進口量的37%，而在2020年俄羅斯天然氣更是佔到德國全年天然氣使用量的55.2%。在當前的能源危機下德國電力市場也受到了一定的衝擊，但並沒有失控以至崩潰，這與其科學的市場設計方案是分不開的。如果在現有基礎上加以一定的改進，比如增大物理合同和減小金融合同的比例，應能度過難關。

北歐電力市場也引入了“能量塊”交易。北歐電力批發市場主要採用日前市場、日內市場與實時市場互為補充的市場模式，3個市場有着不同的功能定位。

北歐電力市場採用的報價方式為塊（block）報價，塊報價是連續幾個小時的報價集中到一起而進行的報價，機組的啟停成本平攤到這幾個小時中，塊報價必須整體被接受，也就是我們所說的“能量塊”。電力交易所會根據發用雙方的提交的報價來形成發電曲線和用電曲線，最終兩條曲線的交點即為系統電價（system price）。

在系統無約束出清形成系統電價后，電力交易所會進一步將區域間聯絡線的限制考慮到出清模型中去，從而形成分區電價（zonal price）。在日前市場，每天被分為24個競價時段，每小時為1個競價時段。市場參与者既可以對每個小時分別報價，也可以對連續幾個小時整體報價，還可以進行靈活報價，也就是只約定某1個或某幾個小時的電量和電價，但不約定具體是哪幾個小時。

從2017年起，包括英國牛津能源研究所、國際新能源署和希臘政府在內的組織機構開始討論新能源大規模接入條件下的“雙市場”設計方案（two-market design）。“雙市場”設計方案通過在供給側和需求側為不同類型的電力（“按需”和“可用”）創建分開的市場機制來解決這些問題。

對於供給側而言，可調度電廠將在“按需”（on demand）或靈活市場中運營，在需要時按照優先順序表進行調度，並按和目前大致相同的方式進行支付。間歇性電源將參与“可用”（as available）市場；原則上，它們將在可用的情況下運行，並且至少在最初階段按特定來源電力的平準化成本進行結算。

“可用”和“按需”發電資源的不同成本和運行也將體現於零售市場中。電力用戶將能夠選擇“按需”或“可用”電力及其組合（因此他們需要安裝不同的計量電錶）。從“能量塊”的視角，“雙市場”設計方案即把整體負荷曲線分為“按需”和“可用”兩類“能量塊”分別組織報價。

《關於加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2022〕118號）提出“立足我國能源資源稟賦、經濟社會發展等實際國情，借鑒國際成熟電力市場建設經驗，發揮國內市場優勢，適應電力行業生產運行規律和發展需要，科學合理設計市場模式和路徑。”

江西省是我國首個將“能量塊”交易引入電力中長期交易的省份，採用適合中國國情的簡化“能量塊”——分時段電量作為交易標的物。從2019年開始，江西電力交易中心、華北電力大學團隊、華南理工大學團隊組成聯合項目組，緊密結合我國國情和江西省情，經過模擬交易、結算試運行、正式運行三個階段后，形成了完整的江西省電力中長期分時段交易市場體系，取得了良好效果。市場運行平穩有序，較好地應對了當前能源危機、煤價上漲、電力短缺等多方面的挑戰。

江西電力中長期市場分為不分時段的常規交易模式和分時段時段交易模式。考慮江西省以火電為主的電源結構和負荷的季節性特點，首先按月進行電量的時段劃分。在電力供需緊張的月份將交易時段劃分為尖峰、高峰、平、谷4時段；在電力供需平穩的月份將交易時段劃分為峰、平、谷3時段。以各時段電量為交易標的，形成多個獨立的子市場，各市場分別組織交易，獨立結算。在雙邊自主協商的基礎上，通過競價或滾動撮合方式形成分時段價格，體現電能分時價值，合理反映峰谷價差。江西電力市場將從3時段或4時段的月度電量交易逐步細化為24時段的日“能量塊”交易，並與現貨交易相銜接，推動電力市場平穩過渡至“中長期交易+現貨交易”的全市場模式。

2022年1月，廣州電力交易中心修編完善了《南方區域跨區跨省電力中長期交易結算實施細則》，按照模擬試運行、試點結算試運行、全面結算試運行三個階段，积極穩妥推進分時結算工作。2022年3月，廣州電力交易中心對試點送電類別開展24時段分時結算（即24小時“能量塊”結算），按照“照付不議、偏差結算”原則，對中長期合同按合約結算，更好反映不同時段、不同負荷水平下電力的時空價值。

分時段結算工作為中長期與現貨市場的銜接奠定了重要基礎，是推動南方區域統一電力市場建設的重要舉措。在北京電力交易中心2022年5月發布的《跨區跨省電力中長期交易實施細則（修訂稿）》中也明確提出，跨區跨省交易的標的物為分時段電能量。

價值理論是一切經濟學理論的出發點和基石，電價形成機制是電力市場建設的基礎和關鍵。當前全球電力市場危機的根源之一是能源轉型背景下始於化石能源時代的傳統電力市場價格形成機制不再適用。電價理論是電價形成機制設計的基礎理論，其研究主要包括兩個部分：一是電能成本（價值）分析，二是電力市場中價格形成方式的設計。

在可再生能源大規模接入的背景下，由於新型電力系統的運行機理和穩定特性更加複雜，電能價值將更加複雜化。除了傳統電力系統的容量價值、電量價值，電能還具有靈活性、安全性（如慣性、調頻和備用）和彈性等多種不同的價值。只有在對不同電能價值深入分析的基礎上，兼顧效率與公平，讓市場這隻“看不見的手”和政府這隻“看得見的手”協同配合、形成合力，精心構建適合我國國情的電價形成機制，電力市場改革才能順利推進。

歐洲應對電力市場危機的主要方向是讓天然氣價和電價脫鈎，“能量塊”交易有助於這個目標的實現。作為一種能正確體現電能價值的交易方式，“能量塊”交易在國內外電力市場已得到關注和採用，取得了良好效果，也能對電力市場危機的破解提供解決思路，值得進一步研究。