《风能》专栏 | 张树伟：建设统一的能源市场，涉及哪些电力维度？

• 联网往往指向系统总成本更低的方向，这虽然对参与双方“总体上”有好处，但不一定比原来分得更公平。

• “省间市场”完全是一个“吃独食”的特权小市场，依靠撮合交易生存，割裂了每个物理地区的供需总体安排。

• 我们需要超越对欧美市场规则与发展动态的表层描述，深入理解各种规则政策安排，多一些逻辑自洽的统一大市场设计。

对于能源部门，《意见》特别强调，建设全国统一的能源市场。在有效保障能源安全供应的前提下，结合实现碳达峰与碳中和目标任务，有序推进全国能源市场建设。健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心。

那么，在目前的现状下，接下来应该怎么做？重点要解决哪些问题？本期专栏将从问题导向的角度对此加以阐述。

理论上，市场扩大与一体化的好处，与开展贸易的好处相同。从经济视角来看，开展贸易对于参与双方来说无疑是双赢的。贸易之所以能够达成，必然意味着生产者可以获得额外利润（profit），消费者也具有超越价格的效用（utility），否则就不会做交易安排。贸易的结果往往会提升双方的福利剩余（surplus）。

联网（interconnection）促进电力贸易的逻辑同样在于此【2】。联网意味着之前独立的电网建立了物理连接，从而使得整个市场变得更大，消费者可能获得更多选择的机会（所谓的“规模经济”，economy of scale），生产者也有望将电力卖给支付意愿更高的消费者。整体上，它必然意味着生产成本更低的机组更多发电，进而替代那些生产成本高的机组。因此，联网往往指向系统总成本更低的方向。

当然，虽然贸易对参与双方“总体上”有好处，但不一定比原来分得更公平。如果原先某地区的电力供大于求，电价低，那么联网后该区域的电价会抬升。当地的消费者就沦为这种联网的输家，生产者则成为更大的赢家。受电地区的情况恰恰相反，高成本发电机组的市场份额会受到挤压，消费者将从电价下降中受益。

这种“整体蛋糕做大”的可能，也为新建联网线路提供了理性。有兴趣的读者，请参阅《风能》杂志2017年5月刊的“专栏”文章《扩大外送是解决严重弃风的正确药方吗？》。

此外，电力系统的特殊性在于，它必须时刻保留一些备用机组，以应对各种不确定性与突发情况。这种冗余是系统安全运行的需要，而不能像IT企业那样最大程度追求库存最小化，甚至是零库存【3】。由于不同区域之间的需求特性各异（如最大负荷出现的时间不同），存在大区域的“平滑”效应（smoothing effect），更大范围的市场潜在地节省大量冗余发电资源投资。在特定条件下，这种平滑常常还包括风、光出力的区域间互补。

图1 区域总体最大负荷水平低于各地区最大负荷之和【4】

笔者研究过将中国华东、华中地区事实（de-facto）平衡控制区由事实上的省级扩大到区域的情况。由于各个地区最大负荷出现的时间不同，更大范围的平衡调度可以在华东地区节省11%的发电装机，在华中地区节省8%的发电装机。

典型的是具有误导性的所谓“省间市场”。没有任何一个消费者不在某个省份，也没有任何一个生产者处于“省间”。从逻辑上来说，每一个电力“游泳池”都是一个市场，市场之间存在耦合问题（“联通”），需要在它们中间“掏个洞”，从而形成一个“池子”。如果有人提“游泳池”间市场，大家就完全不知所云了。

所谓的“省间市场”，现实中完全是一个“吃独食”的特权小市场，依靠撮合交易生存，再一次割裂了每个物理地区的供需总体安排。

目前正在推进中的各地现货市场试点往往存在这一问题，特别是区别对待不同的发电类型，而不是使之在“一个池子”中进行充分竞争。比如，广东省所谓的“现货市场试点”，将可再生能源与核电排除在市场之外等【5】。

再比如，在山东于2019年进行的试运行中曾经出现过零价格【6】。2022年3月4日，山西电力现货市场（日前与日内）的出清价格有17个小时左右处于“零”电价【7】。当日上午11时许，新能源发电出力创历史新高，达到2216万千瓦，占当时全省发电出力的61.3%。

这在一个风、光份额还十分低的体系中是难以想象的。在年度占比30%的德国市场，即便风、光发电瞬时占比有时会超过3/4，也不至于如此。

理论上，如果多用电指向系统成本下降的方向，那么是有可能出现零电价，甚至是负电价的。比如在零电价时刻，能够停机的机组都已经脱离了系统，剩下的或者还能获得利润（如存在补贴的已建成风、光项目），或者预期下一个时刻可以挣钱而忍受这个时刻的少量亏损（如启停成本很高的燃煤机组），或者是“以热定电”的热电联产发电（CHP）机组必须为了满足供热，承担一定损失。如果此时系统的供给仍大于需求（如圣诞节前后，或风电大发），那么系统的价格需要进一步下降到负的，以将部分机组排除出去。系统的僵直容量过剩一般不会到如此严重的程度，上述情况显然并非常态。

图2 2008—2020年德国日前市场每年负电力价格的小时数【8】

2019年之前的德国市场情况表明，在每年的部分时刻，系统确实会出现负电价，且随着时间推移以及风、光比例的上升而增加，但一年不会超过几百个小时，尤其是2021年以来整体需求旺盛，此类情况更加鲜见。

2020~2021年，德国可再生能源招标规则出现了变化，一个主要调整针对的是固定市场价格基础上的补贴（premium）。当电价为负时，可再生能源发电设施运营商将不再获得这部分补贴收益【9】。在这种情况下，大概率不会再出现负电价。

山西在风、光发电瞬时占比60%左右的情况下，一天出现了长达十多个小时的零电价，除了规则问题导致的价格扭曲，已经找不出第二种合理的解释。必须警惕的是，市场规则设计者以这种规则不正常带来的市场价格扭曲为由，不改进交易规则，而是进行行政性价格限制，无疑会直接摧毁市场的发育。

除了无法给长期投资提供正确的价格信号外，这在短期内将主要产生两个问题：

第一，各类机组不同台竞技，那么每个市场形成的价格（如果对应市场中最后一台机组的边际价格）就是一个并不代表整体供需平衡而存在扭曲的价格。这对于消费者往往是不合适的：在供给严重过剩时（如风电大发），将损害消费者权益；在需求大增时（如某天用电高峰），会导致对消费者减少消费的激励不足。这完全不是一个“负负得正”的问题，而是双重损失。

第二，不同类型机组遭到割裂，那么市场形成的供给-需求平衡与物理上整个电力系统的平衡毫无关系。

后者是系统物理运行所必须的，也是市场或计划协调体系都必须确保的。这样的“伪市场”只能是一个电量占比很低的“点缀”。或者一旦发育到足够大，就会危及整个系统的总体平衡从而造成安全问题，因为它并不反映实际的物理平衡动态。

建设全国统一的能源市场，离不开构建统一的电力市场。

电能作为一种产品或者商品，是特殊的。最大的特殊之处在于，电能以光速传播能量，电线中的存储能力是非常有限的，而其他储能方式目前仍旧较贵（尽管在持续快速下降）或者规模不够大（抽水蓄能极易受地理条件限制），需要实时瞬时的平衡，以保持连续供应。

这往往意味着如果以微观经济学理论中的边际成本来界定，不同时间的电力价格（价值）将是非常不同的。

电力的价格，需要足够的时间分辨率。其波动程度远远高于其他能源品种，如固态的煤炭、液态的石油以及气态的管道天然气（管道天然气就是一种存储能力）。

南京大学学者刘志彪、孔令池撰文【10】称，中国市场现在的状况是行政垄断与企业经济垄断叠加，且行政垄断的痼疾难除。这一论断，在能源与电力市场同样成立。欧美的竞争性电力市场，是建立在严格的微观经济学理论上的人造市场。我们需要超越对欧美市场规则与发展动态的表层描述，“知其然，知其所以然”地理解各种规则政策安排，多一些逻辑自洽的统一大市场设计。

【注释】

1:http://www.news.cn/politics/2022-04/10/c_1128547474.htm

2:必须强调的是，我国现有的很多电网线路不具有联网功能，而只是输电（transmission），它们并不具备“调剂余缺”的功能。

3:在新的政治经济环境中，这种以静态效率为标准的零库存也面临着系统是否失去了必要的弹性（resilience）方面的责问。比如，在紧急的新冠肺炎疫情突发时，如何快速反应。

4:来源：卓尔德环境研究中心根据国家发展改革委公布的2018年各省份负荷曲线整理

5:https://mp.weixin.qq.com/s/ncJ3XWbc32T_U5mcELEstQ

6:http://www.cspplaza.com/article-16332-1.html

7:http://www.cspplaza.com/article-21471-1.html

8:来源：https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/en/documents/News/electricity_production_germany_2020.pdf

9:https://www.smard.de/page/en/topic-article/5892/15618

10:https://mp.weixin.qq.com/s/3omCiwh53ppJeWbPFTBBjg

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报告 | 落基山研究所：《电力市场与电价改革——通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路》

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