电力现货市场价格上下限的经济学依据

01.

电力现货市场的经济功能

三个简单的解释

电力现货市场最能反映电力市场的技术经济特征,很难用简单的语言解释清楚。 目前对电力现货市场存在三种过于简单化的解释,不仅不准确,而且容易误导决策者,也不利于科学制定电价上下限。

第一个解释是在现货市场改革试点之前形成的。 来自政府相关部门和专家。 认为“没有现货就没有市场”,并将中长期市场和现货市场的功能分别解释为“中长期市场规避风险,现货市场发现市场”。 “没有库存,就没有市场”强调了现货市场的重要性,虽然不明确,但也有道理。但是,将现货市场的功能主要定义为发现价格可能并不正确。事实上与其说现货市场发现了价格,不如说现货市场利用了价格。现货市场的本质功能是为极短期内的电力供需失衡提供市场化的平衡机制,比如次日或数小时内甚至更短的时间。进一步分析表明,现货市场价格因偶然因素变化较大,产生的价格信号不一定能作为长期投资信号,一般只能作为双方短期内调整供需、优化经营策略的依据。 另一方面,只要交易机制完善,交易量足以进行中长期交易,如果有电力期货市场和期权市场,并且有投机者参与,交易价格将更具信号价值。 。

第二种解释来自媒体,称现货市场“一手付钱,一手交货”。 这个解释可能来自字典对一般商品市场现货市场的解释,即市场上的买家和卖家在完成一笔交易后必须经过几次交易。 办理一日交割的金融市场包括交易当日结算的现金交易和交易日后一周内结算的固定交易两类。 这种解释强调了现货市场的一个特征,即兑现和结算之前一系列的中长期交易,但不是主要或基本特征。

第三种观点同样来自专家,他们认为“现货市场的缺点是价格变化快”。 这种观点夹杂着个人对现货市场价格变化的主观色彩。 事实上,现货市场是一个客观的商品交易市场。 价格快速变化不是缺点,而是特点。 从另一个角度来看,现货市场价格的快速变化是市场瞬时平衡的客观要求。 如果没有这样的价格,均衡就不可能很快实现。 因此,市场价格快速变化既是现货市场的特点,也是现货市场的优势。

电力现货市场的经济功能

一般商品现货市场偏差平衡机制。 事实上,一般商品市场也有中长期交易市场和现货市场。 现货市场通过库存或延迟需求来调整中长期交易与实际供需之间的偏差。 它不像电力现货市场那么特殊。 市场体系中不存在电力现货市场。 很重要。 一般商品市场包括消费品市场和生产资料市场。 生产资料市场中,中长期市场交易占比较大; 而在消费品交易中,现货市场交易所占比重相对较大。 但无论是生产资料市场还是消费品市场,中长期市场与现货市场的逻辑关系是一样的。 对于现货市场中长期交易形成的供需偏差,一般商品市场存在多种平衡机制,如图1所示。

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以供大于求的偏差为例,假设需求方突然减少生产计划,商品消费减少,形成现货市场供过于求的状态。 需求方有责任平衡现货市场的供需,​​例如将过剩的商品Q2-Q1作为未来生产周期的库存,同时维持现货市场P1和2的价格; 或降低价格(P1、2-P0)并将其转售给其他公司。 ,将需求降低至真正的 Q0 水平。 当现货市场供过于求时,由于偏差的责任在于供应商,供应商可以做出的选择是:供应商使用库存来满足需求方,或者以高价从其他供应商处购买相同的商品来满足需求方的需求。满足需求者。 由于一般商品市场双方增加或利用库存转售或高价采购不存在技术障碍,且成本较低、交易量较小,因此一般商品现货市场相对不存在交易量大的问题。特别重要。

电力现货市场的基本功能。 了解了一般商品市场现货市场的偏差平衡方法和流程后,就很容易理解电力现货市场的基本功能和特点。 主要有两点:一是与一般商品市场一样,电力现货市场的基本功能是调节和平衡中长期交易偏差。 《中长期电力交易基本规则》(发改能源条例[2020]889号)第三条明确,中长期电力交易主要是指多年期、年度的电力交易。 、季度、月度、周度等电力交易同上。 为了经济可靠地满足实时电力供应,电力市场分为中长期市场和现货市场两个阶段,多个交易品种根据最新供应情况不断调整滚动。需求信息。 中长期市场中,年度交易是根据新的市场供需情况对多年交易进行偏差调整和滚动平衡; 以此类推,周交易就是月交易的偏差调整和滚动余额。 因此,现货市场是中长期市场偏差调整和滚动平衡的延续,但时间粒度更小,直至完全接近真实的市场供需平衡状态。 (现货市场基本功能如图2所示)

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其次,现货电力市场偏差不确定性较大,偏差平衡需要瞬时完成。 方法很少,而且受制度和技术的限制。 关键性和重要性。 由于电力难以经济地大规模储存,一般商品现货市场中常见且非常有效的库存调整方法很难在电力现货市场上使用。 由于电力生产、供销各环节都需要瞬时平衡,电力供需之间生产或消费的调整受到响应时间的严格限制,不仅技术障碍很大,而且实施成本也很高。 例如,一般火电机组在极短的时间内调整发电出力非常困难,甚至抽水蓄能、化学储能在技术上也难以很好地满足需求。 与一般商品现货市场相比,电力现货市场调整用户负荷需求的难度更大。 目前,我国多个现货市场试点的交易规则都有“用户报数量但不报报价”的规定。 这种情况与一般商品现货市场用户大量参与现货市场余额的情况有很大不同。

02.

电力现货市场价格变动原因及特点

电力现货市场价格变动原因

需求数量和结构的变化。 电力现货市场的电力负荷需求曲线是无数电力用户的负荷需求曲线按一定同时率叠加而成。 电力需求的任何变化都会导致现货市​​场电力需求发生有意义的变化。 当实际需求大于中长期合同中预计供应或采购数量时,现货市场价格上涨; 当实际需求小于相应值时,现货市场价格下跌。 如图3所示,当市场需求水平较低时,现货市场较小的需求变化对应着相对较低成本的大规模产能变化; 然而,当负荷需求水平较高时,现货市场同样的需求变化将需要最高成本单位的调整,使其在较小的范围内变化,从而导致价格更高且更敏感。 进一步分析,实际需求的变化还可以分为总需求的变化和需求结构的变化。 例如,不同地区或不同电压等级的电力需求结构的变化,必然会导致系统最优清算电价计算中节点电价的变化,从而也会导致现货市​​场价格的变化。

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供给数量和结构的变化。 随着新能源发电装机容量的增加,电力现货市场的供给变化越来越明显。 大量波动较大的可再生能源参与市场交易,将改变现货市场的供给曲线。 根据劳伦斯伯克利实验室(LBNL)对美国四个区域电力市场的分析,当波动性较大的可再生能源(风电、光伏)发电量占比增加到40%时,现货市场电价波动幅度较大。四个地区的增幅在 2 至 4 倍之间。 其中,光伏占比高对价格波动的影响尤为突出,德克萨斯州(光伏发电占比30%、风电装机占比10%)现货市场价格波动可影响增长6.6倍。 现货市场供应量的变化主要包括天气和事故造成的供应量变化。 如图3所示,如果气候突变导致水电出力减少,后续高成本机组将依次替代发电,最终导致现货市​​场价格上涨。 如图所示,高峰负荷电价从P2上涨至P’2。 这就是2001年加州电力危机的原因。

市场格局的差异。 电力市场有两种典型的模式:集中式和分散式。 集中式模式充分体现了电力系统生产经营的特点,实现了电力生产与电力交易的分离。 由调度机构按照成本最低的原则统一组织生产; 中长期交易合同以差价合同方式签订,现货市场全部采用集中竞价方式。 去中心化的市场模式更接近一般的商品市场。 中长期合同按实物合同签订。 双方确定发电用电曲线后,提交调度机构执行。 同时,在现货市场上,只有电量偏差才进行集中竞价。 集中模式将现货市场价格机制应用于所有电量的优化配置,资源配置效率更高,市场交易价格变化更大。 分散模式电价变化较小,但对电网技术条件和市场条件要求较高。 中心化市场模式面临较大的价格变化。 目前,我国8个现货市场试点地区中有6个采取了集中市场模式,其中包括广东。 但四川、蒙西等地的交易价格与分散模式存在差异。 它还没有显示。

市场体系的影响。 主要是指中长期市场中时段交易品种和金融市场对现货市场价格变化的影响。 如图2所示,理论上,中长期交易的时段交易品种越多,市场偏差调整和滚动平衡就越彻底,现货市场价格变化越小。是。 此外,期货、期权等衍生金融市场也会对现货市场产生影响。 研究表明,北欧电力期货与现货的指导关系远大于现货与期货的指导关系。 期货市场的价格变化先于现货市场的价格变化。 期货市场在价格发现中发挥着主导作用。 北欧电力期货具有更好的价格发现功能。

需求响应时间。 由于电能的公共性,电力市场的供需关系呈现供需跟随的特点。 电能以光速传输,要求生产、运输和使用同时完成。 电力生产的技术特点要求电力系统和发电机组尽可能缩短需求响应时间。 如图3所示,机组响应时间慢,需要将这些机组退出发电序列,导致高成本机组的替代,最终提高现货市场价格。 如果大量发电机组的响应时间跟不上需求变化,大量发电机组的退出将导致极少数响应时间短的发电机组获得稀缺性,从而产生稀缺定价,为电力供应奠定基础。现货市场价格发生剧烈变化。

传输堵塞。 在不出现传输拥堵的情况下,现货市场将形成统一的节点清算价格,否则将出现多个节点清算价格。 例如,2019年5月15日,广东省有206个节点,200个节点清算价格; 最低价格为207.3654元/MWh,最高价格为446.8303元/MWh。

电力现货市场价格变化特点

价格变动是基本手段。 如上所述,现货市场不是发现价格,而是利用价格在极短的时间内调整弹性供需,以解决中长期交易的偏差问题。 在现货市场出现之前,电网调度机构将系统平衡视为一项公共服务,要求有能力的市场主体以调度指令的形式提供。 但没有明确的责任分担和补偿机制。 系统平衡的责任由发电企业和用户承担。 不同发电公司之间、不同用户之间,甚至电网公司、发电公司与电力用户之间,缺乏公平、透明的分配机制。 比如,《两个细则》将所有制度平衡责任都界定给了发电企业,既不公平,考核和奖惩机制也不合理。 现货市场利用市场价格机制公平合理地解决偏差平衡问题,是深化电力市场改革的必然选择。 由于现货市场时间粒度小,市场主体反应时间不足,市场竞争更加激烈。 在市场交易价格层面,成本作为基础的作用越来越不重要,市场竞争甚至价格策略的影响越来越大。 与中长期交易价格相比,现货市场交易价格没有可比性,也没有必要比较。 能够保持实时平衡的价格才是合理的价格。 因此,价格变化是现货市场的本质要求; 如果价格变动因价格风险而受到限制,现货市场建设的意义就会丧失。

价格波动。 随着经济社会的发展,电力市场需求曲线,如日负荷曲线,发生更大的变化。 一天中往往有多个波峰和波谷,不同季度也有明显差异。 日负荷率、年负荷率逐渐下降等,这些负荷特征与现货市场上述五个主要影响因素相结合,导致现货市​​场价格呈现明显的波动性。 图4为某日广东地区近期及实时市场成交价格曲线。 可以看到,即使有严格的价格上下限,两地现货市场的成交价格也有较大的变化。 从数学角度来看,在边际清算节点电价的计算中,上述因素的微小变化经过微分计算放大后可能会产生较大的价格变化。

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“涨价”现象。 “价格钉子”是指价格瞬间大幅上涨,然后迅速下跌后,实时价格曲线上出现像钉子一样的价格变化现象。 “价格挂钩”经常发生在实时市场中。 供给或需求突然发生变化后,需求或供给无法在瞬间得到充分跟随和调整,出现资源稀缺,市场主体采取稀缺定价,导致价格瞬间上涨; 市场主体反应后,稀缺性迅速消失,定价方式回归成本基础,价格迅速回落至初始水平,产生“价格挂钩”现象。 2019年8月13日,美国德克萨斯州电价飙升至9000美元/兆瓦时,折合人民币63元/千瓦时,如图5。“钉住价格”虽产生高价,但收益变化不大由于持续时间短。

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03.

现货价格上下限的经济原理

价格上下限定价方式

现货市场价格的上限和下限主要有两种定价方式。

会计成本定价方法。 该方法的基本思想是现货市场价格也应符合定价规范的原则,补偿成本并获得合理的报酬。 在实际操作中,可分为平均成本法和边际成本法。 例如,按照平均成本法确定最高限价,首先要明确最高限价的适用场景,如高峰负荷时间、机组运行状况等; 其次,计算相应场景下电力生产运营的总成本和平均成本; 然后,使用平均成本作为价格上限。 边际成本定价在F,C. Schweppe(F,C. Schweppe)的实时电价理论中有明确的计算公式。 与短期市场中边际成本的计算仅为可变成本不同,实时电价理论中的边际成本定价首先根据可变成本计算边际电价,然后调整边际电量按照总收入等于总成本的原则定价。 这种边际成本定价与平均成本电价没有太大区别。 会计成本定价是一种监管定价方法,可能更适合中长期交易,但可能不适用于现货市场这种特别强调市场机制作用的市场,甚至可能会限制现货市场的作用。现货市场。

机会成本法。 机会成本法是指在没有市场价格的情况下,可以通过牺牲替代用途的收入来估算资源使用成本。 机会成本定价是用稀缺资源的成本作为定价的基础,前者利用替代用途的效益来估计。 国外电力现货市场电价上限一般按失载值(VOLL)计算,即以缺电给国民经济造成的损失作为现货市场电价上限。

应用场景及价格上下限的形成

价格上限发生在高峰负载期间。 随着负荷需求不断增加,能够参与竞价满足需求的机组越来越少,电能的稀缺性逐渐体现。 存在一种场景,发电公司拍卖稀缺的发电容量,用户竞相提高报价以满足需求。 如图6所示,三个用户分别提交了消费者剩余一定的报价P1、消费者剩余为零的较高报价P2、消费者剩余为零的最高报价P3,第三个用户以P3。 在这个价格水平上,消费者剩余为零,生产者剩余最大化,社会剩余也最大化,等于图中的面积A+B+C。 市场均衡在负荷紧缺时达到最优均衡,交易价格等于用户零消耗时剩余用户剩余时的最高报价,即电量最好的用户损失的负荷值效率。

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价格下限出现在低负载时期。 随着负荷需求不断降低,发电机组的负荷水平越来越小,开始触发发电机组的安全输出水平,电能需求的稀缺性逐渐体现。 存在一种场景,用户拍卖电力需求,发电机组竞相压价以保证发电量。 如图7所示,三个用户分别提交了生产者剩余一定的报价P1’、生产者剩余为零的较低报价P2’和生产者剩余为零的最低报价P3’,第三个用户以该价格投标P3’中标。 在这个价格水平下,生产者剩余为零,消费者剩余最大化,社会剩余也最大化,等于图中面积A’+B’+B”+C’,市场均衡在需求稀缺时实现最优均衡,交易价格等于用户生产者剩余为零时的最低报价。 由于开机和停机成本的存在,本次报价很可能是负电价; 负值的程度取决于发电机组停机损失的大小,包括启动和停机成本。 停运损失越大,负电价越低。 图7中分别对应报价单和P2’报价P3’的B”区域和B”+C’区域代表两个投标单位的启动和停止成本。

04.

国内外现货市场价格上下限规则及其比较

目前我国试点地区现货市场价格上下限

我国试点地区的电力现货市场不仅设定了价格上限,还设定了价格下限。 部分现货市场价格上下限如表1所示。从表中可以看出,首先,我国电力现货市场价格上下限的制定采用了会计成本定价法。 广东1元/千瓦时、浙江、山东0.8元/千瓦时的竞价上限略高于电网最高发电成本,甘肃、四川竞价上限基本一致为电网中的最大发电成本。 各地现货市场最低电价基本设定为零,与电网发电的最低边际成本基本一致。 其次,还规定了价格上下限。 最高限价限制市场主体获得大幅超过成本的收益,下限价格防止市场主体在现货市场恶性竞争。 不同地区的出清电价上下限差异较大,主要与省际电力交易的数量和价格水平有关,与本文研究的问题关系不大。

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国外现货市场价格上下限

国外电力现货市场普遍设定最高限价。 表2列出了一些国家电力现货市场的具体价格上限。 从表中可以看出,国外现货市场价格限制有几个明显的特点。 首先,没有价格下限,这意味着市场主体可以以任意低价投标。 监管机构认为,低价格有利于增加消费者福利,不需要监管。 其次,国外现货市场的最高限价一般采用机会成本定价法,即将用户的负荷损失或停电造成的损失确定为最高限价。 三是最高限价水平较高。 例如,美国五个市场均采用1000美元/MWh的价格上限,且不区分交易价格上限(Price Cap)和投标价格上限(Offer Cap)。 该价格是正常平均批发电价30美元至40美元/兆瓦时的25至33倍,为现货市场的价格变动提供了充足的空间。

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国内外电力现货市场价格上下限比较及启示

如果说国内外电力现货市场模式与主要交易规则基本相同,那么国内外在现货市场价格上下限方面就存在根本差异。 首先,定价方式不同。 我国采用会计成本法为基础,而国外则采用机会成本法,具体以静载价值为基础。 我国的定价方法强调成本回收和合理回报,而国外则强调市场功能和价格机制的作用。 国内外的定价目标和方法完全不同。 其次,定价水平差异很大。 我国的上网电价上下限基本相当于发电成本。 价格上限略高于电网最高发电成本,约为现货市场平均交易价格的三倍; 电价下限相当于电网的最低发电成本。 国外的限价是正常交易均价的30倍,是我国的十倍左右。

现货市场的上下限价规则体现了对现货市场的基本认识,对现货市场的功能发挥着重要作用。 对比国内外现货市场价格上下限规则可以发现,第一,我国目前现货市场改革试点对现货市场的经济功能认识不充分,将现货市场与其他市场等同起来。市场,以风险管理为借口,坚持一个充满活力的市场,窒息成一个缺乏变化的市场,失去了现货市场建设的经济意义。 恢复现货市场的风险属性,建设电力金融市场,通过市场手段而非行政手段管理市场风险。 其次,应采用全球机会成本法或静载值来确定现货市场价格的上下限。 电价上限等于用电效率最好的边际用户放弃用电的经济损失。 这个损失可以简单地参考试点地区单位电量的产值来确定。 例如,2019年广东省GDP为107671.07亿元,社会用电量6695.85亿千瓦时,每千瓦时产值16.08元。 这样,广东电力现货市场限价确定为16.08元/千瓦时。 The lower limit of the price is equal to the unit shutdown loss of the marginal generating unit with the largest shutdown loss. There are relatively more uncertain factors. Several shutdown scenarios need to be determined, which are determined according to the negative value of the unit shutdown comprehensive loss of unit electricity. For example, the warm-state start-up fee of a 600,000-kilowatt coal-fired unit in Guangdong Province is 480,000 yuan. The price lower limit occurs during the five-hour low load period from 1:00 am to 6:00 am. The unit has to reduce the electricity price in order not to shut down. Suppose The load rate of the unit is 0.7, and the power that the unit can generate during the low-valley load period is 60×10000×0.7×5=2100000 kWh, so the shutdown loss per unit of electricity that only considers the start-up cost is 48×10000/2100000=0.23 yuan/kW hour, that is, the price lower limit in the Guangdong spot market is -0.23 yuan/kWh. Therefore, according to the method proposed in this paper, the upper and lower limits of the spot market price in Guangdong are 16.08 yuan/kWh and -0.23 yuan/kWh respectively, which are quite different from the current upper and lower limits of bidding. (This article was funded by the major project of the Ministry of Education’s Humanities and Social Sciences Key Research Base “Research on the Applicability and Difficulties of Competition Policy in the Electric Power Industry” (18JJD79001))

This article was published in “China Electric Power Enterprise Management” Issue 08, 2020. The author works at the Electricity Price Research Center of Changsha University of Science and Technology