他们用这些“价格帽”降低了市场失灵风险

　　在电力现货市场的设计中，价格帽定义的是现货批发市场可接受的最高价格。它的功能就像是给市场编织一张安全网，用来降低以下两种可能出现的市场失灵风险。

　　一是减轻市场力的滥用。市场力指的是发电企业通过持留发电容量来改变市场价格、使之偏离市场充分竞争情况下所产生的价格水平的能力。在某些情况下，一家发电商或数个发电商可以单独或联合起来操纵价格，迫使用户花高价购买电力。而价格帽的其中一个主要目的就是削弱发电商行使市场力抬高价格的动力。

　　二是缓解市场动荡形势下的信息不对称。除了市场力滥用外，市场失灵也可能源于信息不对称。电力市场可能因为燃料供应的突然中断、设备故障或者极端天气等情况发生动荡，信息不对称会加剧这些突发事件对价格的影响程度。价格帽可以用来帮助市场主体减轻突如其来的价格上涨和大规模的利益转移压力。

　　价格帽的以上两种“功用”在各国电力市场中被广泛接受，但应用价格帽需要极为小心。价格上涨不一定是市场主体行使市场力的结果。在供给不足时，价格会自然上涨，因为此刻需要更多高成本机组发电，短暂的价格上涨会让机组获得意外收益，而这样的高价会给资源配置提供信号，以促进关键稀缺资源的投入。允许短期内出现高价对尖峰容量和灵活机组的投资激励也极为重要，这能降低未来发生尖峰时刻供应短缺的概率。因此，如何设置价格帽就成了一项重要而极具挑战的任务。我们需要在削弱市场力和信息不对称，以及为资源配置提供真实的价格信号间寻找平衡。

　　价格帽的设置需要和具体的电力市场设计相匹配。亚太国家的电力批发市场大多是单一能量市场，比如澳洲国家电力市场（NEM），新西兰电力市场和新加坡国家电力市场（NEMS）。能量市场现货价格需要覆盖发电厂的固定成本和变动成本。价格帽的设置必须要和能量市场要达到的可靠性目标一致。如果价格帽过低，则难以满足可靠性要求，出现“缺失收入”（missing money）现象。这种情况下，一个拥有过剩容量的市场短时间内可以持续，但最终会导致投资滞后或扭曲，以致影响未来的电力系统可靠性。

　　除了单一能量市场外，美国PJM市场设计的是能量+容量市场，在两种价格的市场中，能量市场的价格帽可以设置得比单一能量市场低，因为此时现货能量价格只是整个价格信号的一部分，而容量市场则可作为有力补充。监管者设计容量市场时就保证了它是符合可靠性标准的。因此，能量市场的价格帽要反映的是发电机组短期的运行成本，包括启停成本等。

　　本文介绍分析了三个电力竞价市场如何设置价格帽，包括澳洲、新西兰和阿尔伯塔省电力市场，以期为国内不同省区关于价格帽的设置提供一些借鉴。

　　澳洲：价格帽应足以激励市场投资尖峰边际机组

　　煤电是澳洲的主体能源，从1998年12月启动批发市场以来，其发电量比例超过75%，另外两种主要的电源还包括燃气和水电，各占约8%。近年来，风电和光伏的比例在增加，2015年到2018年间，从可忽略不计增长到了总发电量的5%。这样的电源品种组合与国内沿海省区广东和浙江等有相似之处。

　　NEM是一个单一能量市场，现货价格不仅要覆盖电厂的变动成本，还要摊销固定成本。1998年时，市场的价格帽设置在澳币5000元/MWh，折合美金为3500元/MWh，人民币约为16.5元/度，批发市场中电厂每小时收入不得超过这个上限。

　　1999年，昆士兰州发生了用户被限电的情况，一方面是因为网络阻塞，另一方面是因为没有足够的备用机组来应对非计划停电，特别是在负荷高峰期。限电事件引起NEM市场设计者的高度注意，他们开始反思市场提供的价格信号是否足以引导新机组投资。澳洲电力供应可靠性委员会（Reliability Panel）曾提出，澳洲市场一个财年内应满足澳洲电力需求的99.998%。而当时的电力供应是否能够满足这一要求存在疑问。

　　价格帽水平的设置因而引发了激烈的讨论。2000年，可靠性委员会进行了定量推演，并得出结论说，澳币5000元/MWh不能支撑当前的可靠性要求，提议将价格帽提升至20000元/MWh，以促进尖峰机组的投资。

　　2000年12月，澳洲竞争和消费者委员会（ACCC）签署最终决议认为，将价格帽提升至20000元/MWh依据不足，提升价格帽给社会带来的福利不足以抵消发电厂行使市场力带来的损害。最后，在短期内价格帽被定为10000元/MWh的水平上，2002年4月开始执行，并将对其进行定期评估。

　　2000年时，“7天累计价格阙值（Cumulative Price Threshold，CPT）”也被采纳，用于防止现货市场长期处于高价位。CPT是为零售商和发电商设计的，用来限制市场力滥用事件，降低金融风险。一旦触发，市场将启用“管制价格（administered price cap）”。当时设置的CPT为7天内累计出清价格为最高价的15倍（即150000），或7日滚动平均价达到900元/MWh。一旦市场价格达到这个水平，即启动管制价格300元/MWh。这样的设置让新建的边际尖峰机组能够挣回约3年的偿贷资本和运营收入（full capital requirements）。

　　因此，在澳洲单一能量市场设计中，第一价格帽为短期市场提供了足够的投资信号，又通过CPT限制了长久的高价。

　　澳洲市场如此持续了7年。直到2009年1月，澳洲遭遇了持续高温导致的负荷猛增，以及数个输配电系统故障事件。电力可靠性再次低于标准。政府相关部门迅速启动快速复盘，以评估是否应当进一步提高价格帽，保证有足够的发电设施应对高温。

　　可靠性委员会经研究后提出，价格帽应从当前的10000元/MWh提高到12500元/MWh, 2010年7月生效，并提议CPT为第一价格帽的15倍，即187500元。提高价格帽的原因包括：鼓励市场主体与新机组签订长期购售电合同，以及为批发市场提供能够反映达到可靠性标准所需成本的价格信号。

　　澳洲电力市场委员会接受了提高价格帽的动议。他们也决定CPT不必与第一价格帽联动，因为第一价格帽是用来促进投资的，第二价格帽是用来降低市场主体参与市场的风险的。

　　2009年下半年，可靠性委员会又进行了一次评估，提出以下建议：第一价格帽和CPT每年应根据生产价格指数（Producer Price Index，PPI）变动。到了2012年，参考指数变为居民消费指数（Consumer Pricing Index，CPI）。在后来的数年中，价格帽的实际价格保持不变，但票面价格随着消费指数上升。到2018年，第一价格帽的名义价格提升至14500元/MWh （折合人民币69元/度），CPT为216900元，触发的管制价格依然是300元/MWh (折合人民币1.4元/kWh)。

　　国内数个省区正开展现货市场试点建设，计划先启动单一能量市场。在单一能量市场中，价格信号对于发电商回收固定成本是至关重要的。价格帽应当足够吸引尖峰容量投资，比如燃气电厂等，以保证夏季负荷高峰期以及短时电力故障时的供应。

图 1：开放式燃气轮机的利用率和所需价格来覆盖其固定和变动成本

　　如图1所示，在14500元/MWh的价格帽水平下，开放式燃气轮机(open cycle gas turbine, OCGT)凭借一年运行9小时即可收回全部成本，在5000元/MWh时，仅在于其一年可发电30小时的时候，投资者才会考虑投资开放式燃气轮机。换句话说，价格帽越低，投资门槛就越高。投资的延缓会导致未来可靠性保障能力下降。

　　因此，价格帽的设置一定要与可靠性要求保持一致。价格帽设置过低，可能在目前电力过剩的情况下难以察觉其危害，但这种错配会影响未来的电力供应。

　　除了第一价格帽外，澳洲采用的CPT也是一个可参考的办法。这种机制是在极端情况下才被触发使用的，不会对日常的市场运行造成干扰。它降低了市场主体参与市场的金融风险。如果国内考虑设置这种机制，同样需要把价格设置得足够高，以保证尖峰电源投资。

　　新西兰：风险防控不止“价格帽”

　　在新西兰电力市场中，水电是其主力电源，占据60%的发电量。地热和火电各占约15%，另外还有少量风电和热电联产机组。高比例的水电与国内云南、四川的情况类似。

　　水电在很大程度上依赖来水量，而每年天气情况又各不相同。在枯水年，燃煤机组需要多发电，成本较高，在来水极其不足的情况下，整个电力系统的可靠性受到威胁，电力现货市场中瞬时价格会非常高。因此，设置价格帽时，监管者必须在避免高价和吸引高成本电源投资用以对冲枯水年风险之间寻找平衡点。

　　虽然新西兰并没有正式的市场价格帽，交易者都以新西兰币3000元/MWh（折合美元2100元/MWh，或人民币15元/度）作为隐性价格帽。这源于2011新西兰最高法院对亨特利电站高电价上诉案件的裁定。新西兰亨特利电站在2011年初曾在批发现货市场报过约19000元/MWh的高价，但购买者并不知晓这突如其来的情况。于是，新西兰电力局用3000元/MWh强制纠正了这次交易。这种价格纠正意在反映批发市场中购买者选择需求响应可以获得的投资收益或需要支付的成本。亨特利电站不满能源局的决定，对能源局提出上诉。2011年3月26日，新西兰最高法院同意电力局提出的方案，在遇到类似交易情况时，3000元/MWh（折合美元2100元/MWh或人民币14元/度）将作为隐性价格帽。在这事件之后， 3000元/MWh就作为了电力正常运行情况下允许的发电商最高报价。

　　看上去这个价格比澳洲定的价格帽要低得多，实际上新西兰还采用了其他方式保障远 期电源的投资。

　　第一个是2011年10月开始采用的“稀缺定价”，为的是保证电源在系统负荷紧急卸载时的收益。稀缺定价机制会设定一个市场价格区间，当发电能力不足需要卸载负荷时，将设定比普通价格高很多的相应的价格上下限。

　　如果发电厂的加权平均现货价格低于新西兰币10000元/MWh（折合美元7000元/MWh），所有受影响的地区的价格将上调至10000元/MWh；如果高于20000元/MWh，则会下调至20000元/MWh。

　　价格下限10000元/MWh的设置参考的是尖峰燃气机组每年运行20个小时的成本，上限20000元/MWh参照的则是失載價值（Value of Loss Load）, 即为终端用户在负荷紧急卸载时无法使用电力所造成的经济成本。稀缺定价有一个限制，当7日滚动平均价格高于新西兰币1000元/MWh（折合美元700元/MWh）时，稀缺定价不再将采用，而为普通定价机制所取代。

　　新西兰电力局认为，稀缺定价机制可以提升电力供应可靠性，促进保底电源和需求响应能力的投资。

　　另一个保证系统可靠性的设计是政府与柴油发电厂签订长期供电合同。新西兰政府已经和一个155MW名叫“维利那基”的柴油尖峰机组签订长期合同以便在枯水年水量不足时进入市场发电。尖峰电厂就如极端枯水年的一个保险。新西兰电力局引入了一个概念 - 短缺风险值（minzone），并将其定义为“能源储备战略”。

　　来水正常时，155MW柴油机组会报价新西兰币5000元/MWh，这个价格远高于正常出清价格，系统不会选择它发电，所以它并不会影响市场的正常运行。

　　短缺风险值指的是一年中可接受的储水量最低值。一旦储水量低于该值，所有的火电机组就可能开机出力。如果储水量更低，则会启用政府的“维利那基”柴油尖峰机组，使其满负荷运行，水电机组则减小出力重新储水。

　　新西兰电力局还指导系统运行商监控水电风电，设置了一个“紧急范围”，并将水量短缺程度分为几个级别，如下图所示。

图 2：水电风险的监控

　　来源：新西兰电力局

　　当水量到达“紧急范围”时，电力局会公开发起“公众节电运动”，号召大家减少用电。

　　到了2012年，新西兰也引入了压力测试机制。这是为了保证用电大户和零售商对电力供应风险有所知晓，能源局需要他们披露在批发市场价格飙升的情境下公司可能造成的损失。这个机制促使大用户和零售商去购买对冲现货高价的合同，从而把风险从购买者转移给了销售商。而大多数情况下，发电厂就是这些对冲合同的销售商，这些合同反过来又能促进电厂科学安排自己的储水量以及其他能源供应合同来保证价格不会突然上涨过多。

　　短缺风险值/维利那基交易，公众节电运动和压力测试等机制给枯水年来水不足造成的电力短缺风险上了保险。虽然没有设置价格帽，但这些“软性”机制也有效地防止了市场价格突升的风险。

　　对于水电大省云南和四川来说，完全竞争市场中的价格变动将更加明显，而且由于每年气候不同，来水量方差较大，保证供电可靠性的压力也更大。除了引用价格帽机制，也可以考虑像新西兰这样设置一些“软”机制，一旦触发某些条件，就启用保险或备用方案，比如参考“公众节电运动”，零售商压力测试等。但仍然要坚守一个原则，在负荷高峰期，供电机组必须得到公平的回报，以鼓励尖峰机组投资，降低限电的可能性。

　　加拿大阿尔伯塔：当单一能量转向能量+容量市场

　　在阿尔伯塔电力市场，煤电和天然气发电各占约45%，剩下的是光伏、风电和水电等新能源。1996年，阿尔伯塔就开始运作竞争性电力市场了，当时的价格帽定为加币1000元/MWh（折合美元750元/MWh，或人民币5元/度）。一直以来，为了削弱发电厂行使市场力的冲动，价格帽都保持在较低水平，但这也一直被诟病会对长期投资激励产生负面影响。

　　2016年11月，阿尔伯塔政府正式公告，将从单一能量市场转向能量+容量市场，并表示将在2020年开启远期容量市场，进行第一次拍卖。

　　正如本文在第一部分所介绍，单一能量市场中，价格信号不仅包含了短期的消费和生产成本，还包括长期投资的固定成本。远期容量市场则让新机组有了回收固定成本的机会，能量市场中的价格帽也就可以设置得更低一些。

　　因为转向能量+容量市场，阿尔伯塔政府相关部门准备降低价格帽，将价格帽设置为3倍于资产边际成本，这样，价格帽就从原先的1000加元变为200加元左右。为什么选择3倍呢？主要是为了覆盖其启停和循环成本。同时，阿尔伯塔还启用了稀缺定价，最高报价为边际成本的6倍。

　　阿尔伯塔的案例为中国未来的竞争性电力市场提供了一些借鉴，特别是当省级市场决定从单一能量市场转换为能量+容量市场时，这个设计能够在激励长期投资的同时，又能降低能量市场的价格。

　　结语

　　价格帽在竞争性电力批发市场中能帮助遏制市场力的滥用，并且在出现突发事件时减小信息不对称。不过，在单一能量市场中，价格帽需要足够高，才不会打击投资新机组的积极性。国内数省区正在设计电力现货市场，需要因地制宜地考虑多种变量因素，但原则依然是不能阻碍新机组的投资建设。为了防止长时间的高价，可以像新西兰市场一样采用“软性”价格帽机制。（文 | 张柳潼 　编译 | eo记者 姜黎　作者系水石能源经济（WaterRock Energy Economics）咨询公司总监）