美国电力市场中市场力缓解基准价格制定

（上海泰豪迈能能源科技有限公司，上海 200335）

0 引言

2015 年，《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“9 号文”）的发布标志着中国新一轮电力体制改革开始。5年以来，9 号文及其配套政策取得了诸多进展，其中包括了电力现货市场的建设。2017 年8 月，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合发布的《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》明确了8 个电力现货市场建设试点，南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃，目前已全部启动电力现货市场结算试运行。

在各试点电力现货市场试运行的过程中，一些问题也逐渐涌现出来，其中一个重要的问题就是市场力。由于我国发电行业存在较大垄断性，华能、华电、大唐等几大发电集团占据了市场大部分份额，在很多地区，发电集中度都不满足市场竞争的一些基本要求[1]。为了保障电力市场充分竞争，市场力监测和缓解政策的设计显得至关重要。尽管各试点电力现货市场建设方案中均有考虑抑制市场力，但具体实施措施普遍仍不明晰，尤其在缓解基准价格的制定上并没有明确定义。

国外成熟电力市场中市场力缓解基准价格的制定方法已形成体系，具有一定的参考借鉴价值。本文以美国区域电力市场为例进行了研究分析，希望为国内电力现货市场在市场力监管方面的建设贡献一份力。

1 市场力缓解的意义

美国成熟电力市场的建设经验表明，市场竞争是降低市场购电成本的有效手段。市场竞争能推动创新和提高生产力，从而起到降低成本的作用。对于电力市场来说，市场竞争能够使发电商报价趋向发电边际成本，使电力调度更加高效和经济。

然而在电力市场中，发电商往往为获取额外利润，申报偏离其真实成本的价格，运用其市场力抬高电价。通常的手段包括：

（1）物理持留：发电商通过保留部分发电能力不出售，从而影响市场供需抬高市场价格。

（2）经济持留：发电商通过将部分发电容量报高价使该部分容量无法中标而免于调度，从而抬高市场价格。

（3）多方串谋：多家发电商通过联合串谋的方式操纵市场价格、控制市场。

在不阻碍市场竞争的前提下，发电商可以在一定程度上行使市场力。然而市场力的滥用将影响市场竞争，大大降低经济效益。市场价格因为受市场力的影响，不再反映边际成本，形成短期甚至中长期内极高的电价，在极端情况下，甚至因电力供应不足而导致停电[2]。因此，国外成熟电力市场均采取了市场力缓解措施，以保障市场充分竞争、防止市场力的滥用。

在我国电力市场的建设中，市场力缓解机制的设计也是至关重要的一部分。

2 市场力缓解措施

针对电力市场中的市场力滥用行为采取的相应缓解措施主要分为两类：事前缓解措施和事后缓解措施。事前缓解措施主要包括报价限制、设置价格帽等对具有市场力的主体进行事前限制的措施；事后缓解措施则是指通过事后调查，对违规行为进行惩罚，这种方法在欧洲电力市场中普遍采用。在美国电力市场中，这两类措施通常同时采用并更偏向于事前缓解措施[1－2]。

2.1 事后缓解

事后缓解侧重于事后查明反竞争行为，如串谋、重大持留等低效行为，并通过罚款及其他方式对涉事主体进行惩罚。

事后措施调查较全面，能避免过度缓解，并更有针对性地对违规主体进行惩罚，相较不太可能扭曲市场行为和市场动态。然而事后调查往往进展缓慢且不确定性高，潜在成本也无法估量，在滥用市场力的行为发生后再进行的补救措施亦可能破坏市场，并增加监管风险与用户成本。

考虑我国国情，事后缓解措施实施起来相较阻碍较大，且在配套法律完善前存在无法可依的问题[1]，故事前缓解措施更适用于我国电力市场建设。

2.2 事前缓解

事前缓解侧重于提前察觉具有滥用市场力条件的场景以及潜在的滥用市场力行为，在市场价格确定前采取相应限制措施。事前缓解措施包括设置报价限制、出清价格帽等，不涉及事实调查、分析与起诉。

事前措施相较事后具有更大的透明度，降低了监管风险，也比较快速和公式化。然而由于事前措施往往容易过度缓解，有可能扭曲市场行为及市场动态[2]。

当下事前缓解措施主要基于2 种方法：一种常见的方法是结构性测试，通过分析相关市场的结构，如集中度，来评估行使市场力的前景。另一种常见的方法是行为和影响测试，分析供应商的特定行为，如报价及其对市场的潜在影响[3]。这2 种评估方法通常作为电力市场中触发市场力自动缓解措施的依据。

2.2.1 结构性测试

结构性测试对发电供应商的数量与分布进行测验，来评估行使市场力的潜力。美国电力市场中监测结构性市场力的常见方法包括：

（1）HHI（赫特林达尔－赫希曼）指数：通过市场集中度反映是否存在结构性市场力。计算方法如式（1）所示：

式中：N 为发电集团总数；Si 为发电集团i 的市场份额，根据不同需求可以按装机容量、出清电量等维度进行统计。

一般来说，HHI 指数小于1 000，为竞争型市场结构，竞争较为充分；HHI 指数在1 000～1800时，为低寡占型市场结构；HHI 指数在1 800 以上时，为高寡占型市场结构。

（2）关键供应商测试：当某个发电商是在某时段为满足需求而必须运行的电源时，则被认为是关键供应商，具有操控市场价格的能力。未通过测试的发电商报价将被替换为基准价格，并对市场进行重新出清。关键供应商的具体测试方法与后续介绍的三寡头测试法类似。

（3）评估联合市场力的三寡头测试：3 个发电商组合能共同成为关键发电商，具有联合操控市场价格的能力。未通过测试的发电商报价将被替换为基准价格，并对市场进行重新出清。PJM（宾夕法尼亚－新泽西－马里兰联合电力系统）电力市场采取的三寡头测试最具有代表性。该测试针对每一处阻塞线路，对能够缓解该阻塞的n 个发电商依次进行测试，未通过则表示该发电商可以与另外两个发电商共同成为缓解阻塞的必要发电商，具有联合市场力[4]。依据提供的有效缓解量对这n个发电商进行排序，评估发电商j 与提供缓解量最大的2 个发电商的组合是否形成市场力，采用的剩余供给指标RSI 计算公式如下：

式中：n 为缓解该处阻塞的发电商总数；D 为缓解该线路阻塞的总需求量；Si为发电商i 能提供的有效缓解潮流量。

有效缓解潮流量的计算方式如下：首先计算发电商的有效供给量，有效供给量=Min（爬坡率，剩余申报容量）×灵敏度因子。例如：某200 MW机组，当前出力100 MW，爬坡率50 MW/h，相对阻塞线路的灵敏度因子为0.5，则该机组的有效供给量为50×0.5=25 MW。然后需对比该发电商的市场报价是否小于缓解阻塞后的出清价格，若为否，则需按报价对有效供给量进行削减。最终结果即为该发电商的有效缓解潮流量。

RSI3 小于或等于1，该发电商不通过测试。

以此类推对发电商由大到小进行测试，迭代进行至有一个发电商测试结果大于1，则剩下的发电机组均通过测试。

表1 总结了美国各区域电力市场应用的结构性测试[5－13]。

表1 美国各区域市场结构性测试总结

设计合理的结构性测试能有效防范市场力的使用，且实施起来简易、方便，避免了设置报价影响阈值等政策定制上的困难。

然而结构性市场力在大多数情况下并不能完全消除，且在某些市场条件下，不具备结构性市场力的市场成员也有行使市场力的可能；同时如PJM 电力市场采用的三寡头测试方法由于程序不太透明，且容易造成过度缓解，相较不易被市场主体接受。

2.2.2 行为和影响测试

行为和影响测试直接评估供应商的行为及其对市场价格的影响，如高于成本的报价、经济持留、物理持留等。这种方法要求对价格与成本有足够的可视度与精确度。

行为测试通过比较发电商的报价与其基准价格，来评估该发电商的报价行为，若未通过行为测试，则将进行影响测试；影响测试通过比较采用该发电商报价出清的市场电价与采用其基准价格出清的市场电价，来评估该发电商报价对市场出清的影响，若未通过影响测试，则将用基准价格取代该发电商报价。

行为和影响测试相较结构性测试简单、透明，运行程序简单快速，更容易被市场主体接受。目前8 个试点中包括南方（以广东起步）电力现货市场在内的多个市场也采用了行为测试的方法[14]。

可以看到，无论是结构性测试，还是行为和影响测试，都需要通过明确缓解基准价格来进行。目前国内各试点均设计了相应的市场力缓解机制，然而在缓解基准价格的制定上还暂未明确。本文将着重介绍美国电力市场中缓解基准价格的制定方法，以提供借鉴参考。

3 缓解基准价格制定

缓解基准价格的制定是所有事前缓解方法的一个重要前提。在未通过结构性测试或行为与影响测试的情况下，通常用基准价格替代市场主体原报价。以下将详细分析NYISO（纽约电力市场）、ISO－NE（新英格兰电力市场）以及MISO（中西部电力市场）等3 个区域电力市场的基准价格制定方法。

3.1 NYISO

NYISO 允许发电商根据计算数据是否充足来自由选择基准价格计算方法[5]。主要方法有：

（1）基于历史报价的方法：计算过去90 天里该发电商机组中标时段报价的平均值和中位数中的较小值，并根据燃料价格进行调整。用于计算的报价时段在6:00～21:00，不包括周末和节假日。同时排除小于15 $/MWh 的报价、机组在必开时段的报价，以及严重偏离边际成本的报价。

（2）基于历史边际节点电价的方法：计算过去90 天里该发电商机组中标时段中最低价的50%时段的边际节点电价平均值，并根据燃料价格进行调整。同时排除小于15 $/MWh 的节点电价、该机组未参与出清的时段节点电价、必开时段的节点电价，以及排除严重偏离边际成本的节点电价。

（3）与发电商共同协商决定：主要参考发电机组的边际成本。NYISO 给出的边际成本计算方式为：边际成本=（热耗×燃料价格）+（排放率×排放许可价格）+其他运维变动成本。

3.2 ISO-NE

ISO-NE 允许发电商根据计算数据是否充足来自由选择基准价格计算方法[6]。主要方法有：

（1）基于历史报价的方法：与NYISO 不同，ISO-NE 计算的是过去90 天的竞争时段（被经济调度的时段）的有效报价平均值和中位数中的较小值，并根据该机组根据燃料价格进行调整。

（2）基于历史边际节点电价的方法：计算过去90 天里该发电商机组中标时段中最低价的25%时段的边际节点电价平均值，并根据燃料价格进行调整。

（3）基于发电成本的方法：基于市场成员提供的成本信息进行估算。ISO-NE 给出的增量运行成本计算方式为：增量运行成本=热耗×燃料价格+排放率×排放许可价格+运维变动成本+机会成本。其中机会成本包括但不限于排放限制、储水限制、其他生产运行限制等。

3.3 MISO

MISO 向发电商提供了2 种方法来计算基准价格[7]，包括：

（1）基于历史报价的方法：过去90 天的竞争时段（被经济调度的时段）的有效报价平均值和中位数中的较小值，并根据该机组根据燃料价格进行调整。最高限价为1 000 $/MWh。

（2）基于发电成本的方法：由市场成员发布或与MISO 协商得到反映机组边际成本的报价，计算依据为运行成本调查报告的数据，包括但不限于：启动成本、空载成本、调度成本（燃料、运行、运维、排放）、运行限制（爬坡率）、启停时间、燃料来源、运行风险和可靠性参数等。

3.4 其他区域电力市场

PJM 和CAISO（加州独立系统运营商）关于基准价格的制定基本与上述3 个区域独立系统运营商类似，稍微不同的是，允许一年内被缓解较多的机组在成本申报上有一定的加成，以对过度缓解进行一定补偿。以PJM 为例，将频繁被缓解的机组分为三类：第一类是过去一年内被缓解时段占比大于60%但小于70%的机组，其被允许有20 $/MWh 的加成；第二类是过去一年内被缓解时段占比大于70%但小于80%的机组，其被允许有30 $/MWh 的加成或15%的成本价加成，但不超过40 $/MWh；第三类是过去一年内被缓解时段占比大于80%的机组，被允许有40 $/MWh 的加成[13]。

3.5 总结与启示

美国各区域电力市场中市场力缓解基准价格的制定方法主要包括基于历史平均报价的方法、基于历史节点边际电价的方法和基于发电成本协商制定的方法。大多区域运营商允许发电商自行选择制定基准价格。其中基于历史平均报价的方法是行为和影响测试最常用到的方法，也是ISONE，NYISO 和MISO 的首选方法。基于发电成本的方法在成本计算上各有不同，部分区域会考虑机会成本。采用结构性测试方法的地区（PJM 和CAISO 等）对频繁被缓解的机组成本申报上允许一定加成。

考虑我国发电行业结构特点，市场力将会是电力现货市场建设中难以回避的问题。而无论采取怎样的缓解措施，缓解基准价格的制定都是一项必不可少的工作。借鉴美国电力市场经验，可以针对不同市场阶段采取不同方法。

当前我国电力现货市场还在初期阶段，各个试点仍在试运行过程中。市场初期的申报电价及出清电价易存在较大波动，市场规则的调整频次也相对较高。在市场稳定运行、市场主体报价趋于理性前，采用基于发电成本的方法较为合理。

基于发电成本的方法需要收集关于机组运行成本的详细信息，建立成本估算模型。考虑因素包括热值、燃料价格、运维成本、启动和备用成本、排放成本等。8 个试点中，目前只有广东出台了《广东电力现货市场机组发电成本测算办法（征求意见稿）》，其中机组启动成本用于现货市场出清和实际开机结算，变动成本用于市场力检测和特殊机组补偿，由空载燃料成本和边际燃料成本组成，固定成本用于每年容量补偿[15]。广东市场机组仅有燃煤机组和燃气机组，发电边际成本主要由燃料成本组成，这种测算方法是可行的。风电、光伏等可再生能源发电资源，变动成本应考虑运维成本，主要包括设备检修更换、日常维护等。在我国碳市场建设完善后，还应考虑排放成本，排放成本通过发电企业核定的碳排放配额和碳市场交易价格进行计算[16]。借鉴美国经验，还可根据市场运行情况，适时引入机会成本，以及给予频繁被缓解机组一定成本加成的补偿。

市场发展成熟阶段，积累了充足的历史报价、出清价格数据后，可逐步开展基于历史报价、历史出清价格的缓解基准价格测算，为市场主体提供更灵活的选择。

4 结论

市场力缓解机制设计是电力市场建设中的一项重要任务。本文在阐述了市场力缓解意义的基础上，介绍了国外成熟电力市场中常见的缓解措施，通过调研美国NYISO，ISO-NE 以及MISO 等区域电力市场，归纳总结了市场力缓解基准价格的主流制定方法，并结合我国电力现货市场建设现状提出了相应的启示和建议。希望本文的研究成果能为推进中国电力市场建设提供帮助。