由于新冠肺炎疫情、高温干旱等多方面的原因，包括电价在内的欧洲能源价格暴涨，生活成本压力骤增，企业生产不堪重负，经济衰退风险加剧。根据欧洲能源交易所（EEX）的数据，德国2023 年交付的电价⸺欧洲基准电价历史上首次突破1000欧元/兆瓦时（约合人民币6.9元/千瓦时）。此外，法国2023 年交付的电价同样超过了1200欧元/兆瓦时，为历史上首次高于1000欧元/兆瓦时。正常情况下，这一价格通常低于50欧元/兆瓦时。导致欧洲能源及电力市场危机的重要原因是，法国超半数核电机组停运检修、在能源转型过程中德国核电机组逐渐关停，以及欧洲遭遇500年来最严重干旱使得水力发电量锐减，致使越来越多的天然气发电厂投入使用，因而其电价也随着天然气价格的飙升而暴涨。

在当前各国的电力市场设计方案中，电力价格往往由最昂贵的供应商设定，即所谓的边际成本定价。这意味着即使是运营成本较低的发电厂，例如核电站或风电场，也会按天然气发电厂的高价来结算，引发的结果是超额利润和公众愤怒。因此，电力定价机制已越出电力市场专业领域而引起各方的广泛关注。欧洲理事会近日宣布，正式批准欧盟委员会此前建议的有关控制能源价格的紧急措施。其中的三大要点是限电、限价、征收暴利税。限价措施是将欧盟内发电企业的收入上限设定为180欧元/兆瓦时，它适用于使用新能源、核能和褐煤发电的企业。原因在于，这些企业今年受益于欧洲电力市场定价机制而获得了意料外的超额收入。

含高比例新能源的电力市场定价问题

电价理论是电力市场研究的核心内容。合理的市场价格能够引导市场成员采取恰当的经济行为，实现供需平衡、提高电力系统的运行效率，并为电力系统提供正确的投资信号。电价理论的研究包括两部分：一是电能成本（或价值）分析，回答什么是合理电价的问题；二是电力市场中的电价形成机制。电能成本分析是衡量电价是否合理的基础，但电价最终需要通过市场机制形成。在理想电力市场中，出清电价应与电力系统中的电能边际生产成本和电力用户的电能边际效用相等。

美国麻省理工学院的F. C. Schweppe 教授等在1988 年出版的《电力现货定价原理》（Spot Pricing of Electricity）是电价理论的经典文献，成为多国电力现货市场设计的理论基础。现货电价（或实时电价）是基于经典微观经济学中的社会福利最大化原理形成的，在实际电力市场中通常由安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）等短期运行优化模型求出，一般由其影子价格（即边际价格）决定。传统的基于实时电价理论的电力批发市场设计忽略了电能生产和消费的时间连续性这个十分重要的特征，也无法根据时间动态特性分辨不同品质的电能商品并进行合理定价。因此，在实际运营中或多或少都出现过一些问题：（1）现货市场价格往往变化剧烈，给市场主体带来很大的财务风险，需要引入金融交易等避险措施；（2）大多数电力用户并无能力（或意愿）对快速变化的现货价格作出响应，未达到通过电价引导供需实时互动的理论设计目标；（3）现货价格不能完全覆盖固定成本，导致发电投资容量不足，需要另设容量市场；（4）在新能源大规模接入的背景下，现货价格往往偏低甚至成为负值，无法保证常规能源机组的合理收益。当前，欧盟正在经历的严重电力市场危机与边际定价方法有关。因为天然气是决定欧盟电力市场边际价格的发电燃料，欧盟各成员国都经历了伴随天然气价格上涨的电价飙升。可见，实时定价理论已无法完全适应当前电力市场的发展。

为了克服上述缺陷，笔者提出了连续时间电能商品模型（其数学描述为功率对于时间的函数），以及基于该模型的电力定价方法，可为国内外电力市场的发展提供全新的定价思路和理论基础。

欧洲电力市场的“双市场”设计方案

从2017年起，包括英国牛津能源研究所、国际能源署和希腊政府在内的组织机构与国家开始讨论新能源大规模接入条件下的“双市场”设计方案，如图1所示。其出发点是当前的纯能量电力市场已经难以正常运转。

纯能量市场旨在区分具有不同短期边际成本的电源，通过选择成本最低的发电厂来确保短期和长期的效率。然而，这种市场设计的假设前提是具有不同边际成本的可调度电厂，在具有零或低边际成本的新能源大规模接入的条件下，这一假设不再成立。在这种情况下，纯能量市场无法为投资带来充分回报，也可能难以为系统运行或电力用户提供有效的价格信号。

“双市场”设计方案通过在供给侧和需求侧为不同类型的电力（“按需”和“可用”）创建分开的市场机制来解决此类问题。对于供给侧而言，可调度电厂将在“按需”（on demand）或灵活市场中运营，在需要时按照优先顺序表进行调度，并按照与当前大致相同的方式进行支付。间歇性电源将参与“ 可用”（as available）市场。原则上，它们将在可用的情况下运行，且至少在最初阶段按特定来源电力的平准化成本进行结算。这本身与目前在许多欧盟国家使用的上网电价（FiT）拍卖机制并无太大区别。不同之处在于，“可用”和“按需”发电资源的不同成本和运行也将体现于零售市场中。电力用户将能够选择“按需”或“可用”电力及其组合（因此，他们需要安装不同的计量电表）。

新能源大规模接入条件下中国电力市场设计的考虑

由于我国存在弃风、弃光问题，建立有利于新能源消纳的电力市场机制已成为当前的紧迫任务，可借鉴上述“双市场”设计思路设计适合我国国情的电力市场体制机制。一般情况下，光伏、风电等新能源机组的功率曲线难控，但其环保效益显著，可全额消纳，或根据电力系统安全稳定约束在一定功率波动范围内消纳，并以经营期成本（或比市场可调度机组最低价更低的价格）结算电量。在这种情况下，系统总负荷扣除新能源机组出力后，将可能形成功率缺口，例如美国加利福尼亚州电力系统著名的“鸭子曲线”，需要通过可调度（灵活）机组来匹配。由于新能源机组和传统能源机组不再集中统一排序，前者也不会影响后者的定价。这种新的市场设计方案将有利于促进高比例新能源消纳，并确保传统能源机组获得合理回报。

如果新能源搭配储能或购买调峰容量、提高其电能品质后（实现功率可控或部分可控），同样可以参与笔者提出的能量块交易（在这种情况下，能量块的实质是虚拟电厂的出力特征）；也可以在加装自动发电控制系统（AGC）后，响应电网调度指令下调功率，参与辅助服务市场。在新型电力系统中，传统电力系统单一的“源随荷动”（即根据负荷变动情况调节发电功率）调度运行模式将转变为“源荷互动”的友好互动模式，柔性负荷、虚拟电厂等新技术和商业模式受到了广泛关注，正成为电力系统灵活性的重要来源（可对保障电网的安全运行起到关键作用，为新能源的大规模并网消纳提供有力支撑），应研究和建立适合国情的体制机制。除电力市场外，还应加强碳排放权、绿证、用能权等市场的建设，并且与电力市场实现有效衔接。电力市场机制设计的中心问题是以符合各国实际情况的市场化交易手段，解决电力电量平衡的问题。如何在电能价值规律深入分析的基础之上，建立与新能源大规模接入及新型电力系统大力发展相适应的电力市场新机制，仍有待更深入的理论研究和实践探索。

                                                                                                                                 来源：风能专委会CWEA

                                                                                                                                 作者：陈皓勇