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(nèi)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(chǎn)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(zhì)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(chǎn)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(diào)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(nèi)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(diào)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?qū)Ω叻遑摵傻娜萘控暙I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(chǎn)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(diào)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(diào)入。云南的嚴重棄水表明，廣東目前的外調(diào)電量低于經(jīng)濟有效水平。外調(diào)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(nèi)CO2排放，但也減少了省內(nèi)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(zhuǎn)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(chǎn)成本。

(3)水電、風能和太陽能。大量的省內(nèi)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(chǎn)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(chǎn)成本和CO2排放量產(chǎn)生了重大影響。在水電進口和省內(nèi)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(nèi)(沒有新增裝機，外調(diào)電量不變)，二氧化碳定價只影響到煤電和天然氣機組的調(diào)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。

2.3 政策含意

本研究重點討論了廣東電力市場設計的四個關鍵問題：

如何確定平衡區(qū)域的“邊界”是廣東電力市場設計的關鍵和敏感議題。允許鄰近省份的發(fā)電企業(yè)參與廣東的電力批發(fā)市場，會增加廣東的電力調(diào)入量。增加外購電會減少廣東省的用電成本和發(fā)電排放，同時降低在廣東維持目標水平所需的稀缺價格或容量支付金額。然而，較多的外購電也會減少廣東省內(nèi)發(fā)電企業(yè)的凈收入，并導致經(jīng)濟租金向相鄰省份的凈轉(zhuǎn)移。市場驅(qū)動的高電力調(diào)入也會因為產(chǎn)生明確的機會收益而給周邊省份的電力價格和二氧化碳排放帶來上行壓力。

這些在某種意義上都是“經(jīng)典問題”，因為在世界各地的高質(zhì)量資源中心和負荷中心之間，這些問題常常出現(xiàn)。通常需要通過協(xié)商來解決這一問題。例如，對于廣東來說，較高的外購電水平會給省內(nèi)發(fā)電機組帶來不利的收入影響，解決方案可以是向本地發(fā)電企業(yè)提供某種補償，最好是通過建立像容量市場這樣具有競爭力的定價機制。一個更經(jīng)濟有效的解決方案是通過一個覆蓋整個南方電網(wǎng)的區(qū)域批發(fā)市場，使其他省份的發(fā)電企業(yè)能夠更充分地參與廣東的資源平衡，并可能降低向發(fā)電企業(yè)稀缺支付產(chǎn)生的總成本。

對外來電的高度依賴可能會增加廣東的市場價格波動，因為廣東外調(diào)電的很大一部分是水電。這種波動性目前通過計劃發(fā)電機組的運營時間來平抑。但在市場環(huán)境中，包括發(fā)電企業(yè)和需求側(cè)——電網(wǎng)公司和競爭性零售供應商——都將受到市場價格波動的影響。

促進更高比例的外來電也需要解決輸電成本及其分配問題。目前，跨省和區(qū)域間的輸電費用已算入到網(wǎng)電價。解決輸電成本的最經(jīng)濟有效方法是將其定價和分配與批發(fā)市場分開。這意味著在各省之間要基于邊際成本來確定調(diào)入/調(diào)出(凈交換)規(guī)模，而不是基于平均發(fā)電成本和輸電成本。在理想和現(xiàn)行做法之間，還有其他的短期選擇，例如輸電權，用于分配省間傳輸費用和在各省之間進行更經(jīng)濟的調(diào)度。

市場化轉(zhuǎn)型可能需要解決對發(fā)電商凈收入的影響。與中國許多沿海省份一樣，廣東有三種條件導致當前(參考情形)和市場成本之間存在很大的差異：(1)較高的本地平均上網(wǎng)電價;(2)現(xiàn)有調(diào)入輸電能力的潛在利用不足，表明以經(jīng)濟因素考量外調(diào)電力規(guī)模應該增加;(3)較高的調(diào)入水平下，過剩的發(fā)電能力足以滿足最小成本與可靠性標準。在不考慮煤炭價格顯著上漲的假設下，這些條件表明，沿海的平均市場價格將大大低于目前的平均標桿上網(wǎng)電價水平。

市場價格的降低可能會使廣東省和其他沿海省份發(fā)電企業(yè)的收入更接近其邊際成本。然而，凈收入也可能低于現(xiàn)有發(fā)電公司保持支付能力的固定成本要求，這可能會導致他們?yōu)闈M足環(huán)境合規(guī)性要求而去封存或退役滿足系統(tǒng)可靠性要求所必須的機組。如果需要從能量(以及輔助服務)市場中獲得額外的收入來解決發(fā)電機組的“收入短缺”問題，必然會面臨著具體采用何種措施的抉擇。這項挑戰(zhàn)絕非廣東或中國獨有。美國所有有組織的電力市場都采用某種形式解決過這一問題，這方面的國際經(jīng)驗有例可循。

在解決實際收入高于市場均衡價格這一問題時，必須將與市場過渡有關的補償與和可靠性或環(huán)境屬性相關的支付分開。由于在廣東運營的所有發(fā)電公司實際上都是國有的，因此可能沒有充分的理由向發(fā)電企業(yè)提供市場過渡支付，以補償他們的部分(甚至全部)資產(chǎn)賬面價值。

在支付可靠性和環(huán)境屬性方面，如果周邊省份的發(fā)電商和需求側(cè)資源能夠保障廣東的電力服務，競爭性定價機制——例如容量市場或保障可靠性的稀缺備用定價和清潔能源的購買義務——可以降低廣東消費者的成本。但是這可能會導致省內(nèi)電廠收入降低，還有可能將經(jīng)濟租金轉(zhuǎn)移到鄰省。因此，這種機制設計應從政治層面來考量，需要特別謹慎。

環(huán)境監(jiān)管是電力市場改革的重要考慮因素。珠江三角洲是中國三個需要在2017年前實現(xiàn) PM2.5濃度大幅度下降的地區(qū)之一。然而，短期內(nèi)電力市場改革可能會增加該省的燃煤發(fā)電，這不利于實現(xiàn)空氣質(zhì)量目標。因此，確保電力市場改革結果與空氣質(zhì)量和溫室氣體減排目標一致，是能源監(jiān)管機構和環(huán)境監(jiān)管機構需要共同解決的重要問題。

一直以來，中國對發(fā)電廠排放的監(jiān)管主要集中在單個發(fā)電機組的排放標準(末端治理或煙囪準則)。然而，要達到污染濃度目標和溫室氣體減排目標，就需要改用零排放的發(fā)電機組。但是，目前國內(nèi)對電力轉(zhuǎn)型最適宜機制的討論，諸如碳市場、排放稅、清潔能源采購義務等，仍處于相對初級的階段。

廣東電力市場改革的最大好處，應該是其長期效益。中國電力市場改革帶來的潛在短期成本節(jié)約，大部分是從發(fā)電企業(yè)向消費者的成本轉(zhuǎn)移——這實際上是以前計劃經(jīng)濟和未完成的改革的遺留問題。從長遠來看，市場改革的最大好處則是由短期運營和長期投資的經(jīng)濟框架所帶來的運營和投資效率的改善和提高。市場價格可以幫助優(yōu)化新電源和儲能投資的水平和構成，以及需求側(cè)資源的充分參與，為市場提供充足的備用。

原文首發(fā)于《電力決策與輿情參考》2018年4月27日第15期

林江¹ Fredrich Kahr² 袁家海³ 陳啟鑫? 劉栩?

(1.勞倫斯伯克利國家實驗室和加州大學伯克利分校;2.能源和環(huán)境經(jīng)濟咨詢E3; 3.華北電力大學;4.清華大學;5.勞倫斯伯克利國家實驗室)