广东的市场改革将产生区域性影响。与中国许多沿海省份一样，广东的用电负荷和每年电力需求的很大一部分要依靠外省输电。输电包括中国南方电网从周边省份的点对点和点对网输电，以及从三峡等大型电站的远距离输电。近年来，邻近省份特别是云南省经历了严重的弃水问题，人们越来越关注能否把更多的被白白浪费的水电送到广东，以及以什么价格送入的问题。由于广东省对外来电的高依赖度，广东电力市场在本质上是区域电力市场问题。
2结论与启示
2.1 总体结论
本研究考察了广东电力市场改革的经济效应和影响。我们发现在电力市场改革的推动下，总电力成本(固定成本和运营成本)每年可减少210-630亿元(9-27%)，生产成本每年减少120亿元(13%)，CO2排放量增加了600万吨(3%)。
造成这些结果的三个主要原因是：(1)煤电企业的净收益减少，因为目前由政府决定的标杆上网电价相对其成本而言是很高的(至少2016年是如此);(2)煤电替代气电发电，因为天然气发电价格要高于煤电价格;(3)煤电和天然气发电机组平均能耗的降低，使得机组运行更有效率。
在市场调度下，统一市场出清价格约为300元/兆瓦时(MWh)。这一平均市场价格明显低于目前煤电机组的基准标杆上网电价(450元/MWh)，这凸显出煤电企业的净收入大幅下降，并引发了对其财务偿付能力的担忧。此外，省内煤电机组约占广东尖峰需求发电的60%左右，保障了系统可靠性。市场改革同样压低了天然气、核能、风能和太阳能发电企业的净收入，但却略微增加了水电企业的收入。为了满足可再生能源的发展和二氧化碳的减排目标，可能需要以稀缺收入和溢价补贴的形式向发电企业进行支付。
我们探讨了两种情景，为化石能源发电企业(煤、天然气)提供稀缺收入和非化石能源(水电、核电、风能、太阳能)发电企业提供补贴。(1)低稀缺收入和补贴支付(低SPP)的情景下，在需求高峰期间所有的本地发电和外调电力都因其容量贡献而收到100元/千瓦?年的稀缺支付，而向非化石能源发电商支付一笔溢价补贴，即标杆上网电价和其市场收入加稀缺收入之间的差额;2)高SPP情景下，化石能源发电商因对高峰负荷的容量贡献而得到400元/千瓦?年，而非化石发电商同样得到补贴支付。低SPP情景与发电企业如何赚取稀缺收入无关。例如，容量市场或稀缺性备用定价也会产生稀缺收入。在高SPP情境下，因为价格可能高于发电容量的市场进入成本，所以我们假定对化石能源发电商给予了某种形式的行政性支出。高SPP情景代表了对发电商可能有的稀缺性支付和补贴支付的上限估计。高SPP情景对应于总发电成本节约估计的下限(210亿元)，这说明市场化情景下即使对发电企业发放补贴，还能为消费者带来可观的成本节约。
2.2 敏感性
研究结果对四个变量的设定很敏感：(1)净调入电力，(2)煤和天然气的燃料价格，(3)水力、太阳能和风力发电，(4)二氧化碳价格。
(1)电力调入。云南的严重弃水表明，广东目前的外调电量低于经济有效水平。外调电量(目前占28% 的年发电量)的增加，减少了广东省总供电成本和省内CO2排放，但也减少了省内化石能源发电商的净收入。进口增加一个百分点——大约55亿千瓦时，便可抵消煤电对气电替代所增加的二氧化碳排放。
(2)燃料价格。电力市场环境下燃料价格变化会快速传导，而一直以来中国的燃料价格变化和上网电价变化之间存在很大滞后性。因此，衡量影响中国市场改革成本的参考点不是燃料价格的变动而是最终市场结果。我们的分析表明，更高(更低)的煤炭和天然气价格会减少(增加)市场对总发电成本的节省量。分析结果对煤炭价格要比天然气价格敏感得多，因为在模拟的电力市场情景下，天然气发电占总发电量的比例要小得多(少于1%)。煤炭价格只要超过1100元/吨标煤(比2016年实际价格高38%)就足以使消费者从电力市场改革中节省的成本消失殆尽。煤和天然气的燃料价格水平也决定了气电向煤电转换的成本节约空间，即更高的天然气价格(煤价)增加(减少)生产成本。
(3)水电、风能和太阳能。大量的省内水电、风能和太阳能发电往往会压低市场价格和发电企业的净收益，同时降低生产成本和CO2排放量。分析结果对风能和太阳能发电的增量变化不太敏感，因为这些资源目前只占广东总发电量的很小一部分(2%)。我们分析的基准年(2016年)是丰水年。水力发电运行时间减少对市场价格、总发电成本、生产成本和CO2排放量产生了重大影响。在水电进口和省内水力发电之间，广东电力市场对水电出力降低的变化非常敏感。
(4)CO2价格。由于广东电力系统中煤电占很大比重(60吉瓦)，所以模拟结果对CO2价格非常敏感。在短期内(没有新增装机，外调电量不变)，二氧化碳定价只影响到煤电和天然气机组的调度。考虑到天然气和煤炭价格的巨大差异，当每吨CO2的价格高于200元时，才能实现天然气发电对煤电的显著替代。但二氧化碳价格的上涨会大大增加市场成本，因为所有的负荷都要为二氧化碳排放的增量成本买单。例如，200 元每吨的CO2价格将使整个市场成本增加50%。通过向消费者返还二氧化碳配额拍卖收益或碳税收入，可以部分减轻对零售电价的影响，但成本增加还部分体现在发电厂更高的经济租金上。
2.3 政策含意
本研究重点讨论了广东电力市场设计的四个关键问题：
如何确定平衡区域的“边界”是广东电力市场设计的关键和敏感议题。允许邻近省份的发电企业参与广东的电力批发市场，会增加广东的电力调入量。增加外购电会减少广东省的用电成本和发电排放，同时降低在广东维持目标水平所需的稀缺价格或容量支付金额。然而，较多的外购电也会减少广东省内发电企业的净收入，并导致经济租金向相邻省份的净转移。市场驱动的高电力调入也会因为产生明确的机会收益而给周边省份的电力价格和二氧化碳排放带来上行压力。
这些在某种意义上都是“经典问题”，因为在世界各地的高质量资源中心和负荷中心之间，这些问题常常出现。通常需要通过协商来解决这一问题。例如，对于广东来说，较高的外购电水平会给省内发电机组带来不利的收入影响，解决方案可以是向本地发电企业提供某种补偿，最好是通过建立像容量市场这样具有竞争力的定价机制。一个更经济有效的解决方案是通过一个覆盖整个南方电网的区域批发市场，使其他省份的发电企业能够更充分地参与广东的资源平衡，并可能降低向发电企业稀缺支付产生的总成本。
对外来电的高度依赖可能会增加广东的市场价格波动，因为广东外调电的很大一部分是水电。这种波动性目前通过计划发电机组的运营时间来平抑。但在市场环境中，包括发电企业和需求侧——电网公司和竞争性零售供应商——都将受到市场价格波动的影响。
促进更高比例的外来电也需要解决输电成本及其分配问题。目前，跨省和区域间的输电费用已算入到网电价。解决输电成本的最经济有效方法是将其定价和分配与批发市场分开。这意味着在各省之间要基于边际成本来确定调入/调出(净交换)规模，而不是基于平均发电成本和输电成本。在理想和现行做法之间，还有其他的短期选择，例如输电权，用于分配省间传输费用和在各省之间进行更经济的调度。
市场化转型可能需要解决对发电商净收入的影响。与中国许多沿海省份一样，广东有三种条件导致当前(参考情形)和市场成本之间存在很大的差异：(1)较高的本地平均上网电价;(2)现有调入输电能力的潜在利用不足，表明以经济因素考量外调电力规模应该增加;(3)较高的调入水平下，过剩的发电能力足以满足最小成本与可靠性标准。在不考虑煤炭价格显著上涨的假设下，这些条件表明，沿海的平均市场价格将大大低于目前的平均标杆上网电价水平。
市场价格的降低可能会使广东省和其他沿海省份发电企业的收入更接近其边际成本。然而，净收入也可能低于现有发电公司保持支付能力的固定成本要求，这可能会导致他们为满足环境合规性要求而去封存或退役满足系统可靠性要求所必须的机组。如果需要从能量(以及辅助服务)市场中获得额外的收入来解决发电机组的“收入短缺”问题，必然会面临着具体采用何种措施的抉择。这项挑战绝非广东或中国独有。美国所有有组织的电力市场都采用某种形式解决过这一问题，这方面的国际经验有例可循。
在解决实际收入高于市场均衡价格这一问题时，必须将与市场过渡有关的补偿与和可靠性或环境属性相关的支付分开。由于在广东运营的所有发电公司实际上都是国有的，因此可能没有充分的理由向发电企业提供市场过渡支付，以补偿他们的部分(甚至全部)资产账面价值。
在支付可靠性和环境属性方面，如果周边省份的发电商和需求侧资源能够保障广东的电力服务，竞争性定价机制——例如容量市场或保障可靠性的稀缺备用定价和清洁能源的购买义务——可以降低广东消费者的成本。但是这可能会导致省内电厂收入降低，还有可能将经济租金转移到邻省。因此，这种机制设计应从政治层面来考量，需要特别谨慎。
环境监管是电力市场改革的重要考虑因素。珠江三角洲是中国三个需要在2017年前实现 PM2.5浓度大幅度下降的地区之一。然而，短期内电力市场改革可能会增加该省的燃煤发电，这不利于实现空气质量目标。因此，确保电力市场改革结果与空气质量和温室气体减排目标一致，是能源监管机构和环境监管机构需要共同解决的重要问题。
一直以来，中国对发电厂排放的监管主要集中在单个发电机组的排放标准(末端治理或烟囱准则)。然而，要达到污染浓度目标和温室气体减排目标，就需要改用零排放的发电机组。但是，目前国内对电力转型最适宜机制的讨论，诸如碳市场、排放税、清洁能源采购义务等，仍处于相对初级的阶段。
广东电力市场改革的最大好处，应该是其长期效益。中国电力市场改革带来的潜在短期成本节约，大部分是从发电企业向消费者的成本转移——这实际上是以前计划经济和未完成的改革的遗留问题。从长远来看，市场改革的最大好处则是由短期运营和长期投资的经济框架所带来的运营和投资效率的改善和提高。市场价格可以帮助优化新电源和储能投资的水平和构成，以及需求侧资源的充分参与，为市场提供充足的备用。
