国家能源局南方监管局于2018年8月发布了一系列电力市场规则(以下简称“2018年规则”) [2]，广东在奠立批发和零售电力市场的基础方面取得了重大进展。这些基础包括电力中长期市场、拥有大量供应商的零售行业，以及目前处于试运行阶段的实时电力和辅助服务市场。广东在市场设计的很多方面都处于中国的领先地位。
目前，广东电力市场正在进入一个新阶段：现货市场正常运行，覆盖南方电网地区的区域市场初步发展。广东的现货市场被认为是创建这一区域市场的“第一步”。
尽管广东电力市场到目前为止取得了相当大的进展，但在广东和南方电网地区仍有几个重要问题需要解决。这些包括:价格形成(特别是稀缺性定价的实施);为所有资源建立一个公平的竞争环境;市场的监督和监管;协调中长期合同和现货市场;区域市场的发展。
我们将在后面的章节中讨论这些问题。
1、以稀缺定价改善现货市场价格信号
与世界其他地区一样，随着可再生能源占比的提高，确保电网的灵活性将成为南方电网地区的一个重要问题。任何一个精心设计的现货市场其核心原则在于现货市场价格根据供需情况全天（并在理想状态下随地理位置）波动。这个概念被称为“稀缺性定价”。在系统紧张、供应稀缺或需求旺盛(或三者兼而有之)的时间和地点，很自然地，价格可能会大幅上涨——尽管这些高价的时期可能相当罕见。稀缺性定价是现货市场支持经济有效结果的方式，它可以激发经济调度；激励对适当的灵活性资源的投资——包括储能、需求响应和燃气发电——并刺激非必要的、非灵活性资源的退役。
稀缺性定价在不同的时间尺度上提供了有效激励：
长期投资和退役决策。稀缺性定价提供了价格信号，用以指导发电、储能和需求响应资源的投资和退役。虽然现货市场价格可能波动性很大，它们依然可以通过激励对能够在合适的地点和时间满足需求的资源进行投资，从而为长期规划决策提供有价值和可靠的信息[3]。如果市场预期收益足够高，足以支付新资源的总固定成本和可变成本，市场就会发出对该资源投资的信号。如果预期的市场收入不够高，不足以支付现有资源的未来成本(即，固定的运营和维护成本、税收、可变成本)，市场就会发出淘汰该资源的信号。发电机组的收入对罕见的高价格非常敏感。设计完善的稀缺性定价会使得所有必要的资源维持运行，鼓励新的有需要的资源进入市场并淘汰不需要的资源。
短期调度安排和运营决策。例如，在资源短缺时期，能源和辅助服务的市场价格应该很高，从而激励资源保持可用性，以及在被调度时能够满足系统需求。在供应过剩时期，市场价格将处于低位，这将激励发电机保持离线状态。价格上限和下限的使用可能会抑制这些激励措施，导致运营效率低下。
美国所有的区域输电组织（RTO）[4]和欧洲的电力批发市场都有某种形式的稀缺性定价[5]。然而，稀缺性定价的实施并不完美，各地的情况也各不相同。在美国和欧洲有很多关于改善稀缺定价（有时被称为改善“价格形成”机制）的讨论，尤其是在系统处于压力下的相对稀有的小时内和地点形成有效价格信号的挑战。电力行业的某些特点，包括缺乏实时零售定价无法使终端用户对价格作出反应，以及在短缺时间准确对系统备用定价的困难，都需要加以解决，才能促进有效的稀缺性定价[6] 。缺乏有效的稀缺性定价可能会对投资者产生非理性的激励——有时被称为“缺钱”问题——并导致低效的投资决策。在某些情况下，市场设计者通过糟糕的机制来应对，这只会让电力市场缺钱问题更加复杂[7]。
ERCOT（在德克萨斯州）和北欧的几个市场都是基于一种强调稀缺定价的“单一电能量”模式。在这些市场中，运行备用(即在系统高峰或压力时维护系统安全所需的能源)的价格上升到非常高的水平[8]。这种情况只是偶尔发生，但它确实向无论是发电侧还是需求侧资源传递了一个非常强烈的价格信号，这些资源实际上都可以在相对稀缺的时候满足系统需求的。这些市场已经出现了高度波动的电能量市场价格，并在支持所需资源和保持可靠性方面取得了成功的经验。
实施稀缺性定价的一个主要问题是存在价格(或报价)上限。美国多家RTO市场已设定上限，以应对对市场操纵的担忧，特别是在2001年加州危机之后，当时多家发电商行使市场力，暂时将价格推升至高位，严重扰乱了市场。实行限制市场出清价格的上限，可能是一种有作用但粗糙和低效的方式来处理持续存在的市场力问题。这是因为价格上限——或者说价格下限——抑制了有益的稀缺信号。在美国，监管机构已开发出一套更为复杂的机制，以识别和减轻市场力的发生。其挑战在于在反映稀缺的有利价格上涨和反映市场操纵的有害价格上涨之间做出区分。与此同时，监管者已逐渐放宽价格上限，允许发出稀缺定价信号，同时防范市场操纵的风险 (有关市场监管的更多讨论，请参见2. c “对现货市场的监督和监管”)。
所有美国RTO都有某种形式的备用稀缺定价机制，尽管细节各不相同[9]。这些机制中有几个使用了基于“运行备用需求曲线”（ORDC）的行政备用稀缺性定价，其目的是确保准确的稀缺性定价，特别是在系统紧缺的时间和地点。通过完善稀缺性定价，“运行备用需求曲线”希望为系统资源投资和退役改善价格信号。“运行备用需求曲线” 是一种稀缺性价格补充，即基于运行备用水平，行政性地对电能量市场价格给予调整。随着运行备用水平的下降，价格补充（price adder）增加，使得每MWh的价格达到数千美元(在ERCOT是9000美元/MWh)。如果设计得当，这种方法会产生一个价格信号——随时间和地点而变化——可以反映出满足能源和可靠性需求的全部成本。
基于广东现货市场规则和试运行结果，我们发现在现货市场中改善稀缺性价格的形成有巨大的机遇。我们提出以下几点建议／推荐：
基于行政“运行备用需求曲线”和参考水平的谨慎实施(参见2.c节)，设计稀缺定价的“行政”方法，作为确保供应商合理报价的基础。
避免给燃气机组和其他供电资源市场外的容量补偿，采用适用于所有供应商的类似于“运行备用需求曲线”的机制。实施良好的稀缺定价可以为任何所需的天然气发电提供额外的收入而不是市场外补贴，下一节会做讨论。
为了支持稀缺性定价，取消或放宽现货市场价格下限和上限。同样，取消或放宽供应商投标的上限和下限。
2、为所有资源创建一个公平的竞争环境
在广东，也如其他现货市场试点省份，一些火电机组仍然有通过“年度发电计划”行政分配的年运行小时数。这是在2015年开启本轮电力体制改革之前所惯用的形式。近年来，广东和其他一些省份不断向市场化方向转变并取得了很大进展。我们认为完成这方面的改革非常重要，应该终结任何剩余类别的火电发电机仍然接受行政规划的年度运行小时数。此外，我们建议市场设计应该尝试为所有其他资源创造一个公平的竞争环境，预计在未来，化石燃料将不再是广东电力系统的主要动力。
市场会揭示出不具备经济性的发电机组，这实际上是向完成电力市场的主要目标迈出了重要的一步。不经济的发电资产应该在市场作用力下被允许尽可能早地退役（接受短期“有序”退役可靠性考虑）。资产的所有者可能试图从“搁浅资产”的角度争取一些补偿。然而，我们强调将不经济的资源置于市场之外进行庇护，并允许其继续运行，通常是一种成本高昂（并且损害环境）的方式来解决关于“谁来支付”这些资产的会计价值问题。
在美国，在一些情况下，联邦能源监管委员会(FERC)会要求RTO建立一系列规则，以确保特定类型的资源，如储能资源，能够在市场上公平竞争[10]。这些新规则(称为“参与模式”)旨在识别和解决现有市场规则低效地限制了各种资源的参与问题。发展非化石资源的参与模式，对于广东的市场设计师来说，可能是有价值的下一步工作。主要思想是确保市场规则允许每个市场参与者根据能够向市场提供的服务而获得补偿。这不是挑选赢家，而是消除障碍和促进公开竞争，以提高系统效率和降低成本。
本节概述了波动的可再生能源发电、储能和需求响应的市场设计理由和参与模式。在现有的市场设计下，大型水电应该能够参与广东的现货市场。
波动性可再生能源发电
波动性可再生能源包括太阳能光伏发电、聚光太阳能发电、陆上和海上风力发电以及径流水力发电。波动性可再生能源的运营成本非常低(接近于零)。它的发电是间歇性的(随时间变化)和不确定的(易受预测误差的影响)。风能和太阳能发电的建设周期比传统的中央规模资源要短得多，而且更加模块化。
在中国，法律和政策要求优先调度波动性可再生能源。如果它们参与现货市场，根据目前的可再生能源占比，结果(至少在原则上)将与优先调度时大致相同，因为波动性可再生能源的运营费用极低，而且几乎总是可以出清市场。美国的RTO中波动性可再生能源弃电率非常低。
使波动性可再生能源参与广东现货市场所需的几个核心要素已经到位，包括基于节点边际电价（LMP）的实时市场、受安全约束的机组组合和调度，以及日前和实时电能量市场的双结算系统。双结算系统是指以实时市场价格结算日前波动性可再生能源的预测与实时调度之间的偏差。可以改善波动性可再生能源参与度的其他增强措施包括：
良好设计并实施的的调频和运行备用竞争市场。
增强风能和太阳能的预测能力。
将15分钟的调度和结算时间改为5分钟。
创建金融工具，以对冲区位价格风险，如金融输电权，以及降低或取消报价下限，允许负电价。在美国和欧洲，波动性可再生能源，火电和核电机组有时会理性地报出负电价。对于波动性可再生能源来说，这些负报价可能反映了与优惠税收待遇和可再生能源成本相关的机会成本。在这些情况下，禁止负报价将导致低效调度的结果[11]。
储能
目前两种主要的商用储能技术分别为抽水蓄能电站和电池。两者都非常灵活，具有快速启停和爬坡的能力。两者都有来回转换效率损失，这极大地影响了他们的调度，他们的投标是由机会成本驱动的。然而，这两者有不同的运行限制，在美国ISO市场通常受到不同的对待[12]。
储能资源的独特之处在于，它们既可以作为发电机，在放电模式下工作，也可以作为负荷，在充电模式下工作。这意味着储能资源必须能够提交包括供应(放电)和需求(充电)的投标曲线。2018年，美国联邦能源监管委员会(FERC)最终确定了一项有关储能资源参与RTO电力批发市场的规则。规则要求每个RTO为储能资源制定详细的参与模型。FERC在其声明中指出，如果不能为储能和其他资源提供公平的竞争环境，“就会降低RTO市场的效率，可能导致RTO调度更昂贵的资源来满足其系统需求”。FERC规则要求每个RTO修改其费率和市场规则，以考虑到特定储能的特点。该规则特别指定了13个“储能资源的物理和操作特性”，包括与充电状态、充电时间、充电/放电限制、运行时间和充电/放电爬坡速率相关的特性。简而言之，RTO现在必须围绕储能资源更现实的运行能力来规划系统和优化调度[13]。
对于广东来说，推动储能参与现货市场可能需要类似的参与模式规则。此外，还可能需要改进调度软件，为储能创建新的资源类别，考虑电池的充电状态规则，确定调度中心在优化电池运行中的作用。与美国的ISO一样，广东的储能产品和市场规则可以随着时间的推移而发展[14]。
分布式能源资源
分布式能源资源包括需求响应、配电和用户侧储能以及分布式发电。美国的RTO一直在开发参与模式，以允许这些不同类型的分布式能源资源直接参与市场(即通过负荷集成商或单独作为供电资源参与)。到目前为止，主要是需求响应直接参与了RTO容量市场。然而，分布式能源资源有潜力在RTO电能量和辅助服务市场中发挥更大的作用。对于广东和南方电网，我们建议制定规则和商业模式，以便负荷集成商能够整合分布式能源资源和管理它们参与现货市场。
就需求响应而言，它原则上可以是一个丰富的、低成本的、高度灵活的资源。需求响应资源可以提供一系列服务：除了其传统的“削减”负荷的作用，它也能够在较短的时间内非常灵活地运作。FERC要求所有美国RTO允许需求响应直接参与RTO市场，尽管在实践中，需求响应直接参与RTO市场仍然存在一些障碍，因为规则限制了负荷集成商。举例来说，一些RTO要求参与的资源在全年中始终可用，这限制了那些基于对夏季空调负荷管理的需求响应资源。美国正在消除这些低效的壁垒，从而扩大需求响应的直接参与模式。与此同时，重要的是要强调，需求响应可以是一种重要的资源，而无需作为供应资源直接参与批发市场。分时电价可以帮助激励终端用户有效地投资于需求响应和其他形式的分布式能源资源，而且这对于成本有效地释放电气化终端用途的灵活性尤其重要。
总结
我们建议，从一开始就应该设计市场，根据不同技术的能力为其提供一个公平的竞争环境。换句话说，市场的设计不应该只考虑燃煤电厂的技术能力。相反，任何能够提供服务的资源(包括电能量或任何辅助服务)都应该有机会参与并获得相应的补偿。这应该包括分布式能源资源、储能和波动性可再生能源。
3、对现货市场的监督和监管
市场监管和监测是市场设计和实施的一个重要主题。现行的市场监管法规通过为广东乃至整个地区设定市场监管的责任，提供了一个良好的总体框架。现有的政策说明包括以下特点:
认识到市场监测和减弱市场力的重要性;
关于收集发电机运行成本信息和使用这些信息计算“参考价格”的一些通用规则;
建立市场力筛选的一些整体规则。
独立的第三方市场业务稽核机构的角色。
提出定期报告市场状况的要求。
现在的挑战是充实和全面实施这一政策框架。在广东、南方电网地区以及整个中国，由于发电所有权高度集中，少数国有企业在某些地区占据主导地位，此外，还要实现通过利用竞争压力降低成本和减少排放的政策目标，因此加强监管是一项特别重要的任务[15]。在市场监管问题上，广东似乎走在了全国其它地区的前面，南方电网地区在这些问题上也有可能成为全球领导者。根据国际市场监管的经验，本文提出了以下几点建议。
加强评估发电商运行成本的框架
广东2018年的市场规则体现出“参考价格”的重要地位，这类似于美国的“参考水平” [16]。在美国， RTO收集数据来估计发电机组的运营成本。RTO使用这些参考水平来判断市场是否具有竞争力，以及是否有发电商在行使市场力。测算的参考水平还用于建立发电商报价被降低的水平。RTO的基本方法是相似的，包括计算发电机运行成本的决定因素。
广东2018年后期发布的规定提供了参考价格计算的一些细节，并将制定参考价格方法的责任交给了由市场主体组成的市场委员会，但须得到政府批准[17]。美国RTO根据利益相关方的讨论，发布了关于参考水平计算方法的非常详细的文件[18]。作为利益相关方参与过程的一部分，这些会定期更新。在美国，这种详尽而且透明的方式有助于增强现有和预期的市场主体(和其他利益相关方)的信心，相信市场监管过程是公平和得到全面执行的。广东市场委员会和有关部门也可以发布这样一份文件，对于促进市场透明度和有效的市场结果将是非常有益的。我们注意到，2019年5月的市场监管规则草案[19]没有明确提到“参考价格”一词(尽管它们确实提到了监控市场主体“成本”的大概要求)。因此，我们建议广东制定一项新的政策说明，强调参考价格的重要性，具体阐述它们在减轻市场力方面的用途，以及要求发布一份详细的方法论文件。此外，建议出台要求第三方监测机构定期审计参考价格计算的具体规定。监测机构和交易机构应公开报告反映发电商运行成本的参考价格计算的质量和准确性，并指出需要改进的地方。
在制定参考水平时要考虑的一个问题是，如何计算包括抽水蓄能电站在内的储能资源的参考水平。储能能力意味着水库水电可以选择何时发电，这就提出了机会成本问题。在美国RTO中，储能资源的参考水平可能包括机会成本、抽水以重新注满水库的成本等[20]。
市场监测
2019年5月发布的规定包括引入独立的第三方监测机构（“第三方市场业务稽核机构”），该机构将负责准备“工作报告”，“ 包括但不限于:分析市场运营情况、评估市场效率和市场风险防范有效性、提出市场规则修改合理性建议、提供违反市场规则行为线索及处理建议等。”这是一个非常有用的责任大纲，但理想情况下，应该具体扩大以包括评估与现货市场规则相关的更广泛的结果，例如涵盖在评估调度机构的责任范围之内的事项。特别是，调度结果的效率以及它们与参考水平和市场报价之间的关系是第三方机构可以报告的一个重要主题。此外，我们建议第三方机构应公开发布其报告（规定只提及这些报告应该提交给南方监管局）。
在美国， FERC要求每个RTO必须“向市场监测机构提供对[RTO]市场信息数据库的完整访问权”。尽管独立的市场监测机构必须向RTO和FERC报告与其任务相关的机密信息和数据点，但RTO规则中的保密条款通常阻止公开披露属于个别市场主体的信息。此外，独立的市场监测机构通常使用充分汇总的数据来报告与其任务有关的问题，从而无法识别出单个市场主体。
广东省2019年的规定还要求电力市场交易机构在市场监测中发挥重要作用，并定期发布报告。这是一个非常好的条款，但是理想情况下，类似地，这些报告的范围应该扩大到包括诸如系统操作效率结果之类的主题。
市场力筛选
广东省市场交易机构为2019年10月现货市场试运行的省内发电商，公布了赫芬达尔-赫希曼指数(即HHI，一种所有权集中度的指标)。所有供应商的HHI都在1300到1400之间，而出清市场的供应商的HHI在1900到2100之间。在中国，HHI的数值在1000-1800之间被认为反映中等竞争程度(低集中寡占型)，低于1000为竞争程度(竞争型)，超过1800认为非竞争程度(高寡占型) [21]。广东相对较高的市场集中度反映出一家省级所有企业为主要供应商。在美国，这样的一个主要供应商可能不会通过FERC要求的市场力筛选 (更不会通过更具敏感度的由RTO管理的市场力筛选)，因此不允许授权“基于市场定价”——这意味着供应商将会被要求根据其参考水平提供报价[22]。
在任何情况下，HHI都没有考虑到输电限制和供需的实时波动，这可能会影响行使市场力的机会，因此在实时监测市场力方面作用有限。广东省的监管规定认识到了这一点，并提出了要求进行更复杂的市场筛选，包括“行为和影响”测试。我们建议，就像在美国的RTO案例中一样，关于这些筛选——以及非常具体的缓解市场力程序——应该发布一个更详细的规范。例如，美国的RTO规定了适用于电网不同部分市场力筛选的具体阈值，位于经常受到限制地区的供应商往往有更严格的阈值[23]。
4、协调“中长期”合同和现货市场
金融合同与现货市场的结合，可以促进实时经济调度——电力系统成本最低的运营方式——通过激励：(a)供应商对所有的可用容量，按照边际成本在日前和实时电能量市场进行报价，(b) 买方报出对预测需求的最佳估计，以准确反映出他们的支付意愿。
在中国，有关中长期交易合同的国家政策声明[24]和广东的市场设计规则[25]都强调，现有的物理合同(“中长期”合同)将转变为金融差价合同。从物理合同到金融合同的这种转变，将有助于消除经济调度的障碍，并支持现货市场成本最低的结果。然而，这种转变将需要更详细的政策和监管规则，以促进合理的合同模型以及与现货市场的协调。这也可能需要行业观念和实践的改变。
在最近开展的全月试运行中，首个结算运行日内，日前平均清算价格(254元/ MWh)似乎处于合理水平。然而，在很多时候，市场价格处于最低价格限制 (70元/MWh)，低于煤炭和天然气机组的运行成本[26]。举例来说,一个供电煤耗为300 kgce /兆瓦时，交付煤炭成本在500至1000元/吨标煤的高效燃煤机组，其运营成本范围至少需要150至300元/兆瓦时。
发电机报价低于运行成本，有两个顾虑:(1)燃煤发电机组启动时长，发电商对机组关停的顾虑(保开机); (2)对减少运营小时数的顾虑(保电量) [27]。考虑到发电商的运营小时数和利润之间的历史联系以及试运行的短时性，后者或许并不令人意外。对“保电量”的担忧与电力市场的基本逻辑不符。一个设计良好的市场，会激励每一家发电商在有经济性的情况下运转。同样，一个设计良好的市场也会阻止发电机简单地将运行时间或发电量最大化。
在此次试运行中，发电商的行为说明了从传统的合同处理方式(发电商期望合同能转化为物理运营)到金融合同(合同和物理运营是分离的)转变的潜在障碍。展望未来，重要的是调度中心不按照中长期交易合同进行调度。2018年的规定合理地明确了调度中心不应该这样做，事实上，调度中心很可能会遵守这些规定。然而，可能是由于合同条款和条件的细节，发电商认为或期望中长期合同是物理合同。此外, 电力交易所根据合同的“完成率”(相对于最初签订合同的发电量和用电量)，以及偏差率(买方合同规定的用电量和实际用电量之差)，来评估中长期合同市场。使用合同完成率可能会让市场主体错误地认为，他们的合同是物理合同，而不是金融合同。偏差率的使用可能会给负荷端一个错误的印象，即他们应该尽量减少与分解合同金额的偏差，以避免罚款。
通过现货市场结算将现有合同转换为差价合同，可能不需要对合同条款和条件进行重大修改。分解曲线提供了一种方法，可以将合同交易的数量转换为每小时数量进行结算，只要买卖双方理解合同数量不是“物理性”——也就是说，不与每月或每年的计量发电或负荷挂钩，就可以促进金融合同的签订。
然而，如果卖方或买方预期合同是物理的，供应商可能会以低于边际成本的价格投标，以确保他们能出清市场。如果供应商的出价低于成本，这将导致不经济的调度，即使在较低成本发电是可用的情况下运行较高成本的发电机。当大部分供应商在报地板价时(在美国通常称为“自我调度”)，调度中心可能难以确定经济调度(例如，决定优先调度顺序)。调度中心可以依靠参考价格(如2.c节中所讨论的)来确定合理的优先顺序，但是如果这些价格还没有确定，调度中心可能会采用非经济的方式进行行政化调度。随着电力系统中可再生能源的增加，这种非经济性的化石燃料发电的自我调度将成为一个更大的挑战。
扩大行业教育和培训以建立对市场信任也是有益的。现货市场试点似乎尚未产生这种信任，可能需要付出更大努力来建立信任。也许发电商的“保电量”心态源于缺乏信任，认为现货市场试点可能会消失，而行业可能会恢复到过去的定价和调度做法。举一个更具体的可能问题:对于启动时间相对较长的燃煤机组，在日前市场激励经济竞价可能需要对机组组合软件的准确性建立信任。
