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南方能源觀察
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文 | 張柳潼
編譯 | eo記者 姜黎
在電力現貨市場的設計中，價格帽定義的是現貨批發市場可接受的最高價格。它的功能就像是給市場編織一張安全網，用來降低以下兩種可能出現的市場失靈風險。
一是減輕市場力的濫用。市場力指的是發電企業通過持留發電容量來改變市場價格、使之偏離市場充分競爭情況下所産生的價格水平的能力。在某些情況下，一家發電商或數個發電商可以單獨或聯合起來操縱價格，迫使用戶花高價購買電力。而價格帽的其中一個主要目的就是削弱發電商行使市場力擡高價格的動力。
二是緩解市場動蕩形勢下的信息不對稱。除了市場力濫用外，市場失靈也可能源于信息不對稱。電力市場可能因爲燃料供應的突然中斷、設備故障或者極端天氣等情況發生動蕩，信息不對稱會加劇這些突發事件對價格的影響程度。價格帽可以用來幫助市場主體減輕突如其來的價格上漲和大規模的利益轉移壓力。
價格帽的以上兩種“功用”在各國電力市場中被廣泛接受，但應用價格帽需要極爲小心。價格上漲不一定是市場主體行使市場力的結果。在供給不足時，價格會自然上漲，因爲此刻需要更多高成本機組發電，短暫的價格上漲會讓機組獲得意外收益，而這樣的高價會給資源配置提供信號，以促進關鍵稀缺資源的投入。允許短期內出現高價對尖峰容量和靈活機組的投資激勵也極爲重要，這能降低未來發生尖峰時刻供應短缺的概率。因此，如何設置價格帽就成了一項重要而極具挑戰的任務。我們需要在削弱市場力和信息不對稱，以及爲資源配置提供真實的價格信號間尋找平衡。
價格帽的設置需要和具體的電力市場設計相匹配。亞太國家的電力批發市場大多是單一能量市場，比如澳洲國家電力市場（NEM），新西蘭電力市場和新加坡國家電力市場（NEMS）。能量市場現貨價格需要覆蓋發電廠的固定成本和變動成本。價格帽的設置必須要和能量市場要達到的可靠性目標一致。如果價格帽過低，則難以滿足可靠性要求，出現“缺失收入”（missing money）現象。這種情況下，一個擁有過剩容量的市場短時間內可以持續，但最終會導致投資滯後或扭曲，以致影響未來的電力系統可靠性。
除了單一能量市場外，美國PJM市場設計的是能量+容量市場，在兩種價格的市場中，能量市場的價格帽可以設置得比單一能量市場低，因爲此時現貨能量價格只是整個價格信號的一部分，而容量市場則可作爲有力補充。監管者設計容量市場時就保證了它是符合可靠性標准的。因此，能量市場的價格帽要反映的是發電機組短期的運行成本，包括啓停成本等。
本文介紹分析了三個電力競價市場如何設置價格帽，包括澳洲、新西蘭和阿爾伯塔省電力市場，以期爲國內不同省區關于價格帽的設置提供一些借鑒。
澳洲：價格帽應足以激勵市場投資尖峰邊際機組
煤電是澳洲的主體能源，從1998年12月啓動批發市場以來，其發電量比例超過75%，另外兩種主要的電源還包括燃氣和水電，各占約8%。近年來，風電和光伏的比例在增加，2015年到2018年間，從可忽略不計增長到了總發電量的5%。這樣的電源品種組合與國內沿海省區廣東和浙江等有相似之處。
NEM是一個單一能量市場，現貨價格不僅要覆蓋電廠的變動成本，還要攤銷固定成本。1998年時，市場的價格帽設置在澳幣5000元/MWh，折合美金爲3500元/MWh，人民幣約爲16.5元/度，批發市場中電廠每小時收入不得超過這個上限。
1999年，昆士蘭州發生了用戶被限電的情況，一方面是因爲網絡阻塞，另一方面是因爲沒有足夠的備用機組來應對非計劃停電，特別是在負荷高峰期。限電事件引起NEM市場設計者的高度注意，他們開始反思市場提供的價格信號是否足以引導新機組投資。澳洲電力供應可靠性委員會（Reliability Panel）曾提出，澳洲市場一個財年內應滿足澳洲電力需求的99.998%。而當時的電力供應是否能夠滿足這一要求存在疑問。
價格帽水平的設置因而引發了激烈的討論。2000年，可靠性委員會進行了定量推演，並得出結論說，澳幣5000元/MWh不能支撐當前的可靠性要求，提議將價格帽提升至20000元/MWh，以促進尖峰機組的投資。
2000年12月，澳洲競爭和消費者委員會（ACCC）簽署最終決議認爲，將價格帽提升至20000元/MWh依據不足，提升價格帽給社會帶來的福利不足以抵消發電廠行使市場力帶來的損害。最後，在短期內價格帽被定爲10000元/MWh的水平上，2002年4月開始執行，並將對其進行定期評估。
2000年時，“7天累計價格阙值（Cumulative Price Threshold，CPT）”也被采納，用于防止現貨市場長期處于高價位。CPT是爲零售商和發電商設計的，用來限制市場力濫用事件，降低金融風險。一旦觸發，市場將啓用“管制價格（administered price cap）”。當時設置的CPT爲7天內累計出清價格爲最高價的15倍（即150000），或7日滾動平均價達到900元/MWh。一旦市場價格達到這個水平，即啓動管制價格300元/MWh。這樣的設置讓新建的邊際尖峰機組能夠掙回約3年的償貸資本和運營收入（full capital requirements）。
因此，在澳洲單一能量市場設計中，第一價格帽爲短期市場提供了足夠的投資信號，又通過CPT限制了長久的高價。
澳洲市場如此持續了7年。直到2009年1月，澳洲遭遇了持續高溫導致的負荷猛增，以及數個輸配電系統故障事件。電力可靠性再次低于標准。政府相關部門迅速啓動快速複盤，以評估是否應當進一步提高價格帽，保證有足夠的發電設施應對高溫。
可靠性委員會經研究後提出，價格帽應從當前的10000元/MWh提高到12500元/MWh, 2010年7月生效，並提議CPT爲第一價格帽的15倍，即187500元。提高價格帽的原因包括：鼓勵市場主體與新機組簽訂長期購售電合同，以及爲批發市場提供能夠反映達到可靠性標准所需成本的價格信號。
澳洲電力市場委員會接受了提高價格帽的動議。他們也決定CPT不必與第一價格帽聯動，因爲第一價格帽是用來促進投資的，第二價格帽是用來降低市場主體參與市場的風險的。
2009年下半年，可靠性委員會又進行了一次評估，提出以下建議：第一價格帽和CPT每年應根據生産價格指數（Producer Price Index，PPI）變動。到了2012年，參考指數變爲居民消費指數（Consumer Pricing Index，CPI）。在後來的數年中，價格帽的實際價格保持不變，但票面價格隨著消費指數上升。到2018年，第一價格帽的名義價格提升至14500元/MWh （折合人民幣69元/度），CPT爲216900元，觸發的管制價格依然是300元/MWh (折合人民幣1.4元/kWh)。
國內數個省區正開展現貨市場試點建設，計劃先啓動單一能量市場。在單一能量市場中，價格信號對于發電商回收固定成本是至關重要的。價格帽應當足夠吸引尖峰容量投資，比如燃氣電廠等，以保證夏季負荷高峰期以及短時電力故障時的供應。
圖 1：開放式燃氣輪機的利用率和所需價格來覆蓋其固定和變動成本
如圖1所示，在14500元/MWh的價格帽水平下，開放式燃氣輪機(open cycle gas turbine, OCGT)憑借一年運行9小時即可收回全部成本，在5000元/MWh時，僅在于其一年可發電30小時的時候，投資者才會考慮投資開放式燃氣輪機。換句話說，價格帽越低，投資門檻就越高。投資的延緩會導致未來可靠性保障能力下降。
因此，價格帽的設置一定要與可靠性要求保持一致。價格帽設置過低，可能在目前電力過剩的情況下難以察覺其危害，但這種錯配會影響未來的電力供應。
除了第一價格帽外，澳洲采用的CPT也是一個可參考的辦法。這種機制是在極端情況下才被觸發使用的，不會對日常的市場運行造成幹擾。它降低了市場主體參與市場的金融風險。如果國內考慮設置這種機制，同樣需要把價格設置得足夠高，以保證尖峰電源投資。
新西蘭：風險防控不止“價格帽”
在新西蘭電力市場中，水電是其主力電源，占據60%的發電量。地熱和火電各占約15%，另外還有少量風電和熱電聯産機組。高比例的水電與國內雲南、四川的情況類似。
水電在很大程度上依賴來水量，而每年天氣情況又各不相同。在枯水年，燃煤機組需要多發電，成本較高，在來水極其不足的情況下，整個電力系統的可靠性受到威脅，電力現貨市場中瞬時價格會非常高。因此，設置價格帽時，監管者必須在避免高價和吸引高成本電源投資用以對沖枯水年風險之間尋找平衡點。
雖然新西蘭並沒有正式的市場價格帽，交易者都以新西蘭幣3000元/MWh（折合美元2100元/MWh，或人民幣15元/度）作爲隱性價格帽。這源于2011新西蘭最高法院對亨特利電站高電價上訴案件的裁定。新西蘭亨特利電站在2011年初曾在批發現貨市場報過約19000元/MWh的高價，但購買者並不知曉這突如其來的情況。于是，新西蘭電力局用3000元/MWh強制糾正了這次交易。這種價格糾正意在反映批發市場中購買者選擇需求響應可以獲得的投資收益或需要支付的成本。亨特利電站不滿能源局的決定，對能源局提出上訴。2011年3月26日，新西蘭最高法院同意電力局提出的方案，在遇到類似交易情況時，3000元/MWh（折合美元2100元/MWh或人民幣14元/度）將作爲隱性價格帽。在這事件之後， 3000元/MWh就作爲了電力正常運行情況下允許的發電商最高報價。
看上去這個價格比澳洲定的價格帽要低得多，實際上新西蘭還采用了其他方式保障遠 期電源的投資。
第一個是2011年10月開始采用的“稀缺定價”，爲的是保證電源在系統負荷緊急卸載時的收益。稀缺定價機制會設定一個市場價格區間，當發電能力不足需要卸載負荷時，將設定比普通價格高很多的相應的價格上下限。
如果發電廠的加權平均現貨價格低于新西蘭幣10000元/MWh（折合美元7000元/MWh），所有受影響的地區的價格將上調至10000元/MWh；如果高于20000元/MWh，則會下調至20000元/MWh。
價格下限10000元/MWh的設置參考的是尖峰燃氣機組每年運行20個小時的成本，上限20000元/MWh參照的則是失載價值（Value of Loss Load）, 即爲終端用戶在負荷緊急卸載時無法使用電力所造成的經濟成本。稀缺定價有一個限制，當7日滾動平均價格高于新西蘭幣1000元/MWh（折合美元700元/MWh）時，稀缺定價不再將采用，而爲普通定價機制所取代。
新西蘭電力局認爲，稀缺定價機制可以提升電力供應可靠性，促進保底電源和需求響應能力的投資。
另一個保證系統可靠性的設計是政府與柴油發電廠簽訂長期供電合同。新西蘭政府已經和一個155MW名叫“維利那基”的柴油尖峰機組簽訂長期合同以便在枯水年水量不足時進入市場發電。尖峰電廠就如極端枯水年的一個保險。新西蘭電力局引入了一個概念 – 短缺風險值（minzone），並將其定義爲“能源儲備戰略”。
來水正常時，155MW柴油機組會報價新西蘭幣5000元/MWh，這個價格遠高于正常出清價格，系統不會選擇它發電，所以它並不會影響市場的正常運行。
短缺風險值指的是一年中可接受的儲水量最低值。一旦儲水量低于該值，所有的火電機組就可能開機出力。如果儲水量更低，則會啓用政府的“維利那基”柴油尖峰機組，使其滿負荷運行，水電機組則減小出力重新儲水。
新西蘭電力局還指導系統運行商監控水電風電，設置了一個“緊急範圍”，並將水量短缺程度分爲幾個級別，如下圖所示。
圖 2：水電風險的監控
來源：新西蘭電力局
當水量到達“緊急範圍”時，電力局會公開發起“公衆節電運動”，號召大家減少用電。
到了2012年，新西蘭也引入了壓力測試機制。這是爲了保證用電大戶和零售商對電力供應風險有所知曉，能源局需要他們披露在批發市場價格飙升的情境下公司可能造成的損失。這個機制促使大用戶和零售商去購買對沖現貨高價的合同，從而把風險從購買者轉移給了銷售商。而大多數情況下，發電廠就是這些對沖合同的銷售商，這些合同反過來又能促進電廠科學安排自己的儲水量以及其他能源供應合同來保證價格不會突然上漲過多。
短缺風險值/維利那基交易，公衆節電運動和壓力測試等機制給枯水年來水不足造成的電力短缺風險上了保險。雖然沒有設置價格帽，但這些“軟性”機制也有效地防止了市場價格突升的風險。
對于水電大省雲南和四川來說，完全競爭市場中的價格變動將更加明顯，而且由于每年氣候不同，來水量方差較大，保證供電可靠性的壓力也更大。除了引用價格帽機制，也可以考慮像新西蘭這樣設置一些“軟”機制，一旦觸發某些條件，就啓用保險或備用方案，比如參考“公衆節電運動”，零售商壓力測試等。但仍然要堅守一個原則，在負荷高峰期，供電機組必須得到公平的回報，以鼓勵尖峰機組投資，降低限電的可能性。
加拿大阿爾伯塔：當單一能量轉向能量+容量市場
在阿爾伯塔電力市場，煤電和天然氣發電各占約45%，剩下的是光伏、風電和水電等新能源。1996年，阿爾伯塔就開始運作競爭性電力市場了，當時的價格帽定爲加幣1000元/MWh（折合美元750元/MWh，或人民幣5元/度）。一直以來，爲了削弱發電廠行使市場力的沖動，價格帽都保持在較低水平，但這也一直被诟病會對長期投資激勵産生負面影響。
2016年11月，阿爾伯塔政府正式公告，將從單一能量市場轉向能量+容量市場，並表示將在2020年開啓遠期容量市場，進行第一次拍賣。
正如本文在第一部分所介紹，單一能量市場中，價格信號不僅包含了短期的消費和生産成本，還包括長期投資的固定成本。遠期容量市場則讓新機組有了回收固定成本的機會，能量市場中的價格帽也就可以設置得更低一些。
因爲轉向能量+容量市場，阿爾伯塔政府相關部門准備降低價格帽，將價格帽設置爲3倍于資産邊際成本，這樣，價格帽就從原先的1000加元變爲200加元左右。爲什麽選擇3倍呢？主要是爲了覆蓋其啓停和循環成本。同時，阿爾伯塔還啓用了稀缺定價，最高報價爲邊際成本的6倍。
阿爾伯塔的案例爲中國未來的競爭性電力市場提供了一些借鑒，特別是當省級市場決定從單一能量市場轉換爲能量+容量市場時，這個設計能夠在激勵長期投資的同時，又能降低能量市場的價格。
結語
價格帽在競爭性電力批發市場中能幫助遏制市場力的濫用，並且在出現突發事件時減小信息不對稱。不過，在單一能量市場中，價格帽需要足夠高，才不會打擊投資新機組的積極性。國內數省區正在設計電力現貨市場，需要因地制宜地考慮多種變量因素，但原則依然是不能阻礙新機組的投資建設。爲了防止長時間的高價，可以像新西蘭市場一樣采用“軟性”價格帽機制。
作者系水石能源經濟（WaterRock Energy Economics）咨詢公司總監