南方能源观察｜高比例可再生发电：市场力规制新问题与新挑战
随着电力市场化改革的不断深化，我国已形成了厂网分离、竞价上网和售电侧竞争的市场格局。然而，受限于电力基础设施条件、省间市场分隔和市场机制设计等一系列原因，目前电力市场体系中仍然存在着由输电限制、电力实时平衡需求和市场结构等因素引起的市场力行使行为。随着可再生能源装机比例的不断提高，可再生能源的间歇性、波动性和随机性不仅使得电力负荷和输电阻塞信息也变得更加难以预测，还给电力市场出清过程带来了额外的运行约束。这些因素都将使得各类市场主体能够采取更多策略行使市场力。在此背景下，我们从市场力产生的本质出发，探讨在可再生能源占比较高的电力市场中出现的新问题，并提出改进现有市场力缓解机制的建议。
市场力的来源与缓解机制的必要性
电力市场中的市场力源于发电计划与实时运行约束之间的差异，这导致系统需要进行“再调度”。无论是区域市场设计（zonal pricing market）还是节点市场设计（locational marginal pricing market），在制定日前发电计划时，都难以充分考虑到实时运行时定价区域内的网络约束和发电机组的运行约束。因此，只能由系统运营商通过“再调度”来实现真实约束下各定价区域内电量的实时平衡。再调度的过程必然会增加或减少开机机组的数量，或增减在线机组的发电量。当某些发电机组因系统约束或运行约束而必须开机或增加发电量时，系统运营商不得不接受发电商报出的高价，买入发电计划中不足的电量；而当某些发电机组因约束必须停机或减少发电量时，系统运营商不得不接受发电商报出的低价，卖出在发电计划中但无法实现的电量。节点市场设计与区域市场设计的不同之处在于，当机组的报价违反了节点日前市场清算机制中的约束时，其报价将不会被接受。但只要输电网络约束和运行约束无法被精确预测，关键发电商仍有能力行使市场力，最终降低电力市场的运行效率。
为此，电力市场设计者采取了各种机制。其中，比较直接的方式是对发电商的报价设置上下限。然而，这种做法并未改变发电商行使市场力的动机和能力，只是起到降低其影响程度的作用。另外，有些区域市场采取了基于成本的“再调度”程序，即基于核定的发电成本对“再调度”的发电机组进行补偿。然而，由于核定成本与发电机组的真实（机会）成本存在差异，这种做法仍可能扭曲市场主体的决策。例如，监管机构难以准确核定储能等新型市场主体每次充放电的机会成本。此外，如果采取基于报价的市场化“再调度”，则可在市场出清规则中引入市场力缓解机制：一旦认定某些机组面临无效竞争时，则可对其报价进行适当的调整处理（一般用核定的竞争性参考价格替代）。
高比例风光下市场力缓解：问题与挑战
可再生能源发电对电力行业的低碳化和满足不断增长的能源需求至关重要。随着可再生能源发电技术的成熟和支持性政策的推动，世界各国近年来加速部署可再生能源，其发电的优势在于低边际成本和无碳排放。然而，高比例可再生能源发电的随机性、波动性和间歇性，使得灵活性资源有了更多跨市场或跨期行使市场力的机会。此外，新型电力资源如风光储能也可能行使市场力，而传统的市场力缓解机制难以直接适用于这些新情况和新主体，给市场规制带来了新的挑战。
多市场的市场力行使
在储能和需求响应等灵活性资源尚未广泛应用的情况下，为了应对高比例风光电力系统带来的更高程度的不确定性（随机性），传统火电厂需要更频繁地调整其发电量，以满足系统安全稳定运行的各项需求。在这种情况下，传统火电在备用市场和辅助服务市场中处于垄断地位。火电发电商可能通过在能量市场上“误报”技术参数，如最低稳定发电限制、最小启停时间和爬坡率等，来影响其他市场对其服务的需求，从而最大化其在电能量市场、备用市场和辅助服务市场上的总收益。显然，目前针对电能量市场的市场力缓解机制无法解决这一问题，因此需要引入多市场的市场力缓解机制，并加强对运行参数的监控。
跨期市场力行使
传统上，部分发电商也可利用系统的运行约束进行跨期市场力行使。随着高比例可再生能源发电的增加，这一问题将变得更加严重。举例来说，在以光伏为主的电力市场中，太阳能电站在日落后无法继续发电，导致系统需要迅速增加发电量，因而对于具备快速调整能力的灵活性发电资源的需求急剧增加。然而，由于可调度资源的稀缺性和运行约束，系统运营商在进行“再调度”时面临复杂的考量。他们必须确保机组在满足运行和安全约束的同时，又考虑机组组合成本（commitment cost）。在这种情况下，一些发电商根据其市场地位和发电类型，通过调整不同时段的启动报价、最低运行收益和电量报价，以确保在日落后被调用，从而提高全时段收入。
为解决这一问题，美国加州电力系统运营商（CAISO）采取了一系列措施：（1）限制此类机组的报价。目前CAISO要求其报价不能高于CAISO对机组启动和最低运行水平燃料成本估算的125%；（2）跨期市场力评估。自2011年起，CAISO引入动态竞争路径评估（Dynamic Competitive Path Assessment，DCPA）机制，确定电力市场竞争状况，从而决定是否启动相应的市场力缓解机制，对一些发电商的报价进行调整。
新市场主体的市场力行使与缓解
随着储能等新市场主体的涌现，它们的市场力行使行为也引起了监管部门的关注。传统的市场力缓解机制中基于核定成本的报价调整并不适用于储能等新市场主体。以储能为例，其充放电决策取决于其机会成本，即为了买卖电量而放弃次优选择的价值。显然，储能在决定如何利用其有限的充放电能力时需要权衡未来期望收益，并根据其存储和释放电能的能力来优化其在多个时段的报价行为。此时，若储能企业被判定具有市场力时，监管机构应基于其特定时段的机会成本设定合理的竞争性参考价格。为此，监管机构需要收集环境、技术等一系列与发电资源运行特性相关的信息和数据，并将其纳入市场力缓解机制的考量之中。目前，CAISO和PJM已经开始更深入地考虑储能等新市场主体的市场力缓解问题。PJM在其最新的《成本发展指南（Cost Development Guidelines）》中讨论了如何基于天然气和电力的远期价格量化包括储能在内的发电资源的机会成本。
参考：
[1]Buchsbaum, J., C. Hausman, J. L. Mathieu, and J. Peng. (2024): “Spillovers from Ancillary Services to Wholesale Energy Markets,” The RAND Journal of Economics, 55, 87–111.
[2]Dominguez, R., Oggioni, G., & Smeers, Y. (2019). Reserve procurement and flexibility services in power systems with high renewable capacity: Effects of integration on different market designs. International Journal of Electrical Power and Energy Systems, 113, 1014–1034.
[3]Commitment Cost and Default Energy Bid Enhancements (CCDEBE), Revised Draft Final Proposal, January 31, 2018.
[4]PJM Manual 15 : Cost Development Guidelines.