1研究背景

作為中國最大的省級經(jīng)濟體和最大的電力消費省，廣東省一直是中國改革開放的中堅力量，于2015年開始了電力市場批發(fā)競爭的改革試點工作。其內容是讓大型工業(yè)用戶直接與發(fā)電商簽訂中長期購電合同，或者通過競爭的電力零售商購買電力。為了促進這一市場的發(fā)展，政府和電力行業(yè)聯(lián)合成立了電力交易中心，用來簽訂長期雙邊合同和組織每月集中電力競價。

廣東的市場改革將產生區(qū)域性影響。與中國許多沿海省份一樣，廣東的用電負荷和每年電力需求的很大一部分要依靠外省輸電。輸電包括中國南方電網(wǎng)從周邊省份的點對點和點對網(wǎng)輸電，以及從三峽等大型電站的遠距離輸電。近年來，鄰近省份特別是云南省經(jīng)歷了嚴重的棄水問題，人們越來越關注能否把更多的被白白浪費的水電送到廣東，以及以什么價格送入的問題。由于廣東省對外來電的高依賴度，廣東電力市場在本質上是區(qū)域電力市場問題。

2結論與啟示

2.1 總體結論

本研究考察了廣東電力市場改革的經(jīng)濟效應和影響。我們發(fā)現(xiàn)在電力市場改革的推動下，總電力成本(固定成本和運營成本)每年可減少210-630億元(9-27%)，生產成本每年減少120億元(13%)，CO2排放量增加了600萬噸(3%)。

造成這些結果的三個主要原因是：(1)煤電企業(yè)的凈收益減少，因為目前由政府決定的標桿上網(wǎng)電價相對其成本而言是很高的(至少2016年是如此);(2)煤電替代氣電發(fā)電，因為天然氣發(fā)電價格要高于煤電價格;(3)煤電和天然氣發(fā)電機組平均能耗的降低，使得機組運行更有效率。

在市場調度下，統(tǒng)一市場出清價格約為300元/兆瓦時(MWh)。這一平均市場價格明顯低于目前煤電機組的基準標桿上網(wǎng)電價(450元/MWh)，這凸顯出煤電企業(yè)的凈收入大幅下降，并引發(fā)了對其財務償付能力的擔憂。此外，省內煤電機組約占廣東尖峰需求發(fā)電的60%左右，保障了系統(tǒng)可靠性。市場改革同樣壓低了天然氣、核能、風能和太陽能發(fā)電企業(yè)的凈收入，但卻略微增加了水電企業(yè)的收入。為了滿足可再生能源的發(fā)展和二氧化碳的減排目標，可能需要以稀缺收入和溢價補貼的形式向發(fā)電企業(yè)進行支付。

我們探討了兩種情景，為化石能源發(fā)電企業(yè)(煤、天然氣)提供稀缺收入和非化石能源(水電、核電、風能、太陽能)發(fā)電企業(yè)提供補貼。(1)低稀缺收入和補貼支付(低SPP)的情景下，在需求高峰期間所有的本地發(fā)電和外調電力都因其容量貢獻而收到100元/千瓦?年的稀缺支付，而向非化石能源發(fā)電商支付一筆溢價補貼，即標桿上網(wǎng)電價和其市場收入加稀缺收入之間的差額;2)高SPP情景下，化石能源發(fā)電商因對高峰負荷的容量貢獻而得到400元/千瓦?年，而非化石發(fā)電商同樣得到補貼支付。低SPP情景與發(fā)電企業(yè)如何賺取稀缺收入無關。例如，容量市場或稀缺性備用定價也會產生稀缺收入。在高SPP情境下，因為價格可能高于發(fā)電容量的市場進入成本，所以我們假定對化石能源發(fā)電商給予了某種形式的行政性支出。高SPP情景代表了對發(fā)電商可能有的稀缺性支付和補貼支付的上限估計。高SPP情景對應于總發(fā)電成本節(jié)約估計的下限(210億元)，這說明市場化情景下即使對發(fā)電企業(yè)發(fā)放補貼，還能為消費者帶來可觀的成本節(jié)約。

2.2 敏感性

研究結果對四個變量的設定很敏感：(1)凈調入電力，(2)煤和天然氣的燃料價格，(3)水力、太陽能和風力發(fā)電，(4)二氧化碳價格。

(1)電力調入。云南的嚴重棄水表明，廣東目前的外調電量低于經(jīng)濟有效水平。外調電量(目前占28% 的年發(fā)電量)的增加，減少了廣東省總供電成本和省內CO2排放，但也減少了省內化石能源發(fā)電商的凈收入。進口增加一個百分點——大約55億千瓦時，便可抵消煤電對氣電替代所增加的二氧化碳排放。

(2)燃料價格。電力市場環(huán)境下燃料價格變化會快速傳導，而一直以來中國的燃料價格變化和上網(wǎng)電價變化之間存在很大滯后性。因此，衡量影響中國市場改革成本的參考點不是燃料價格的變動而是最終市場結果。我們的分析表明，更高(更低)的煤炭和天然氣價格會減少(增加)市場對總發(fā)電成本的節(jié)省量。分析結果對煤炭價格要比天然氣價格敏感得多，因為在模擬的電力市場情景下，天然氣發(fā)電占總發(fā)電量的比例要小得多(少于1%)。煤炭價格只要超過1100元/噸標煤(比2016年實際價格高38%)就足以使消費者從電力市場改革中節(jié)省的成本消失殆盡。煤和天然氣的燃料價格水平也決定了氣電向煤電轉換的成本節(jié)約空間，即更高的天然氣價格(煤價)增加(減少)生產成本。

(3)水電、風能和太陽能。大量的省內水電、風能和太陽能發(fā)電往往會壓低市場價格和發(fā)電企業(yè)的凈收益，同時降低生產成本和CO2排放量。分析結果對風能和太陽能發(fā)電的增量變化不太敏感，因為這些資源目前只占廣東總發(fā)電量的很小一部分(2%)。我們分析的基準年(2016年)是豐水年。水力發(fā)電運行時間減少對市場價格、總發(fā)電成本、生產成本和CO2排放量產生了重大影響。在水電進口和省內水力發(fā)電之間，廣東電力市場對水電出力降低的變化非常敏感。

(4)CO2價格。由于廣東電力系統(tǒng)中煤電占很大比重(60吉瓦)，所以模擬結果對CO2價格非常敏感。在短期內(沒有新增裝機，外調電量不變)，二氧化碳定價只影響到煤電和天然氣機組的調度。考慮到天然氣和煤炭價格的巨大差異，當每噸CO2的價格高于200元時，才能實現(xiàn)天然氣發(fā)電對煤電的顯著替代。但二氧化碳價格的上漲會大大增加市場成本，因為所有的負荷都要為二氧化碳排放的增量成本買單。例如，200 元每噸的CO2價格將使整個市場成本增加50%。通過向消費者返還二氧化碳配額拍賣收益或碳稅收入，可以部分減輕對零售電價的影響，但成本增加還部分體現(xiàn)在發(fā)電廠更高的經(jīng)濟租金上。