如何在电力市场环境下保证发电投资的充裕性？

但是,监管机构需要保证市场的合理竞争,防止市场力滥用。上述信息公开机制能够起到缓解市场力的作用。除此之外,为避免频繁出现稀缺价格,导致发电企业获得高额利润,澳大利亚电能量市场规则中设计了收益限制方案,根据稀缺价格出现的频率调整报价上限：如果稀缺价格出现频率高于一个阈值,报价上限将降为300澳元/(MW·h)[7]。

1.1.5 价格风险防范机制

澳大利亚实时市场价格的波动性和不确定性给发电主体和用户带来风险。市场风险是阻碍发电投资的主要因素之一。如果没有相应的风险规避工具,那么市场难以引导合理的发电投资。这是“缺失市场”(missing market)的问题[32]：市场设计中有合适的市场和机制激励市场主体投资,但由于风险的存在投资仍受到阻碍。

市场主体可通过中长期交易来规避价格风险,包括但不限于中长期双边合同、电力期货及电力期权等。澳大利亚存在一类特殊的电力金融合同——单向封顶差价合约(cap futures contracts)[33],能够帮助市场主体规避高电价风险。该合约的本质理念是,合同双方约定一个执行价格,保证电能量价格不高于该执行价格。执行价格通常约等于峰荷机组的可变运行成本。该合约中,卖方(发电主体)向买方(用户)收取一笔按容量计算的合约费,并将现货市场价格高于执行价格的差额返还给买方。这种情况下,用户的最高购电价不超过执行价格,规避了尖峰电价的风险;发电主体则通过合约费锁定部分固定收益,以回收每年的固定开支和投资成本。

1.2 美国德州

与澳大利亚市场类似的是,美国德州没有容量市场,发电投资信号来源于现货市场的稀缺价格。美国德州的稀缺定价机制如图2所示。

美国德州价格增量机制与澳大利亚市场稀缺电价机制的主要区别在：稀缺价格不仅取决于发电主体的报价,而且与市场运行机构事后计算的价格增量有关。

1.2.1 现货市场时序

美国德州现货市场包括日前市场和实时市场,但没有滚动预出清。日前市场在13:30出清,日前市场结束后进行可靠性机组组合出清。实时市场每15 min为一个时段,运行时刻前1 h报价关闸,关闸后市场主体不能再调整报价策略,实时市场提前15 min出清。

1.2.2 价格机制

美国德州现货市场的发电电能量报价由启动成本、空载成本和可变成3部分组成。可变成本的报价上限为9000美元/(MW·h),远高于实际发电的可变成本。

与澳大利亚电力市场不同的是,德州实时市场的电能量结算价格除市场出清得到的节点边际价格外,还包括市场运营机构事后计算的价格增量。价格增量包括备用价格增量和可靠性价格增量[34],能够进一步反映电能量市场的稀缺信号。

1）备用价格增量。

备用价格增量与美国德州的备用辅助服务产品有关。美国普遍定义了备用辅助服务产品,并通过电能量与备用联合优化出清的方式实现备用需求与电能量价格的耦合[35],但德州的实时市场还没有实现该联合优化出清。设置备用价格增量的目的是反映电力稀缺时段的备用价值。

备用价格增量的数值与监管机构事先确定的运行备用需求曲线有关。该需求曲线通过失负荷概率和失负荷价值定义了备用价值与备用稀缺程度的关系[2]：备用水平越低,备用价值越高。因此,运行备用需求曲线定义了弹性的备用需求,反映电能量价格升高到一定程度时负荷需求侧愿意降低备用、承担停电风险的情况。

实时市场出清结束后,市场运营机构根据实时的备用水平和运行备用需求曲线计算备用价值,备用价格增量等于备用价值与系统的边际电能量价格之差。

2）可靠性价格增量。

可靠性价格增量与现货市场的可靠性机组组合有关。设置可靠性价格增量的目的是减少可靠性调度中的市场干预手段对市场信号产生的影响。

为保证实时供电的安全可靠,美国德州电力市场会通过日前可靠性机组组合中的指令开机或启动负荷备用等方式来进行可靠性调度。这是一种为了系统安全而采取的人工干预行为,在增加系统备用容量的同时会降低电能量价格,扭曲市场的稀缺信号。可靠性价格增量反映了人工干预导致的电能量价格变化量[33]。

3）结算。

市场主体的电能量结算价格等于节点边际价格、备用价格增量和可靠性价格增量3部分之和。

另外,没有发电的备用发电容量也会获得备用价格增量的补偿。也就是说,备用价格增量反映的稀缺信号不仅体现在电能量产品上,也体现在备用容量上。而在澳大利亚电力市场中,稀缺价格仅反映在电能量价格上。

1.2.3 信息披露机制

由于结算价格中的价格增量可以反映系统的稀缺程度,发电主体可以不考虑稀缺的机会成本而按真实成本报价。相对于澳大利亚的市场稀缺电价机制,价格增量机制降低了发电主体对实时供需信息的需求。

为促进市场的有序运行,美国德州现货市场也提供了中期和短期充裕度评估的信息。除此之外,由可靠性监管机构(North American Electric Reliability Corporation,NERC)开展长期充裕度评估,评估未来十年的充裕度,有利于市场主体的长期投资决策。长期充裕度评估包括供给、需求以及与可靠性相关的其他事项[36],考虑了经济发展、输电规划及发电投资等与发电容量充裕性有关的长期影响因素。

1.2.4 市场力控制机制

美国大部分电力市场的市场力监管理念为按成本报价,不允许发电主体的经济持留。如上所述,由于价格增量的存在,发电主体也不需要通过经济持留的方式来反映稀缺成本。

另外,与澳大利亚电力市场相比,美国德州电力市场建立了更精细的收益限制方案：没有直接以市场价格的高低和频率为判断标准,而是根据市场结算价格实时测算发电机组的利润。若发电机组在一年内的电能量市场净利润超过新建机组投资成本的3倍,则报价上限降为2000美元/(MW·h)[37]。

1.2.5 价格风险防范机制

美国德州电力市场稀缺信号能够通过备用价格增量和可靠性价格增量反映,具体数值取决于提前由市场运营机构制定的运行备用需求曲线,相应的价格波动性和不确定性低于澳大利亚电力市场。

另外,美国德州建立了日前市场,市场主体能够通过日前市场交易规避实时的价格风险。

2 美国PJM容量市场

容量市场定义了一类新产品,即容量产品,由市场运行机构集中购买或由市场主体通过双边交易形式获得。

美国部分地区、英国和欧洲等国家或地区开展了容量市场交易。其中,美国PJM容量市场运行时间相对较长,被视为容量市场的典范。本文主要介绍美国PJM容量市场的设计方案。

美国PJM电力市场的电能量和容量交易规则如图3所示,发电投资信号主要来源于容量拍卖市场的出清价格。

2.1 交易时序

PJM容量市场分为基础拍卖和增量拍卖。基础拍卖提前3年开始,交易标的为未来第3年的发电容量;增量拍卖包括3次,分别提前20个月、10个月和3个月组织[38]。