边际成本报价背后的故事——集中式电力现货市场中发电企业应如何报价？

　　上周末《南方（以广东起步）电力现货市场按周结算试运行实施方案》发布，按周结算试运行将整月划分为一周（连续7天）和剩余24天（或24天，下周）两个区间，分别独立组织交易和结算。

　　广东省5月和6月进行了两次现货试结算。从结果来看，一直被广泛传播的边际成本报价理念似乎并没有能够在市场中得到太多的贯彻。山西电力现货市场也宣布于9月开展试结算，据传山东省试结算也会在本月开展。

　　随着电力现货市场改革的进一步推进，边际成本报价到底还是不是应该被大家关注？在国外成熟集中式电力市场中被验证的边际成本报价为何在中国水土不服？。今天享能汇请来图迹科技专家张骥老师，为大家解读边际成本报价背后的故事。

　　在一个集中式电力现货市场中，发电企业应该如何报价？这个问题似乎并不复杂。“边际成本”是商品可以销售的最低价，这是经济学理论中的基本原则；在具体实践中，国外成熟的集中式电力市场（如美国PJM），发电机组在现货市场（尤其是日前市场）按边际成本报价的理念，也早已深入人心、无需讨论。但在我国D省现货试结算期间，大部分发电企业则对边际成本报价原则表现出了困惑、质疑，甚至是。

　　按边际成本报价能够实现发电企业在现货市场的利益最大化，这一理论是否正确？是否能够指导我国电力现货交易的具体实践？

　　在这个我国电力市场混沌初开、鸿蒙初辟的时刻，有必要对上述两个问题进行探讨。首先让我们追根溯源，看一看集中式电力市场初创时的历史背景：

　　电力系统高度垄断并不是我国的独有现象，以美国PJM电力市场为例，在其创设之前，美国电力系统呈现出高度一体化的形态，集发、输、配、售一体的大型综合电业公司各据一方，垄断着美国各州的电力市场。

　　在此背景下，集中式电力市场是肩负着打破垄断的历史使命横空出世的。电网调度独立、电力交易中立、机组报价孤立，作为基本原则贯穿着电力市场设计的始终。具体到现货报价环节，社会福利最大化原则、节能经济调度模式、集中报价出清规则、市场力检测手段等一系列设计，使发电机组必须单独地面对市场制定报价策略，无论其所在的集团掌握着多少发电市场份额或者其他电力业务，均无法操纵市场价格。在这种“囚徒困境”中，发电机组最理性的报价行为就是按照边际成本报价，从而保证其把边际成本在节点电价之下的发电能力全部投入到市场获取利润，同时避免边际成本在节点电价之上时继续发电、产生亏损。

　　由于节点电价是由提供最后一兆瓦电力需求的机组（通常是成本较高的机组）决定的，因此其他成本相对较低的机组即使按边际成本报价，一样可以获得利润，边际成本越低，获得的利润越大，并能尽早地回收固定成本。

　　对于发电成本偏高的机组，如果在现货电能量市场（主要指日前市场）中获取的收益，不足以回收固定成本，还可通过容量市场或者实时市场的“稀缺定价机制”来解决。如机组仍然不能回收固定成本（通常是成本严重偏高的老旧机组），就会被电力市场自然淘汰。

　　在这样的市场设计中，发电企业只需要按边际成本报价，就实现了现货市场的利益最大化，同时也促进了社会福利最大化，产生了准确的价格信号，达成了发电机组的优胜劣汰，一切似乎都像梦幻般的美好。

　　但是如此美好的报价原则，是否能指导我国的电力市场实践呢？在目前各省的电力现货市场设计中，回答这个问题恐怕要复杂得多。

　　边际成本报价原则在我国遇到的第一个挑战就是：大部分发电企业并不知道自己机组的边际成本。在“三公调度”的模式下，测算机组边际成本对提高利用小时数、获取更高利润的帮助并不大，通过粗略的测算发电平均变动成本，即可满足生产、经营的要求。

　　这导致很多现货报价员并不掌握边际成本的概念，无法理解日前市场报价规则中，为何要求报价随出力的上升而上升，在他们的成本概念中，火电的发电成本是随负荷率的上升而下降的。火电的发电平均变动成本曲线确实如此，而火电的边际成本曲线是单调上升的。

　　边际成本报价原则在我国遇到的第二个挑战是：发电企业仍未摆脱按照利用小时数和发电量多少来评估发电业绩的传统思路，在现货竞价中仍采取以较低的报价换取更多中标电量的策略。实际上，在现货市场中发电企业的收益体现为现货电费收入和合约电费收入的综合效益，当节点电价低于边际成本时，利用合约与现货的差价结算机制，让成本更低的机组代替自己发电，反而能实现更高的综合效益。

　　边际成本报价原则遇到的第三个挑战是：在D省的现货试结算中，按边际成本报价可能确实无法实现利益最大化。由于D省参与现货的机组全部为省调火电机组，其中的煤电机组开机成本较高，且无法灵活启停。对于成本不占优势的机组，如果按边际成本报价很可能无法保证在所有调度时段均被列入开机机组组合，而机组一旦被调停，虽然可避免试结算期间（寥寥几天）低电价时段的发电亏损，但在试结算结束后可能因无法马上被允许开机并网，从而导致更大的发电收益损失。

　　边际成本报价原则遇到的第四个挑战是：我国大部分省份的现货市场设计中并没有配套的容量成本回收机制。发电成本较高的机组，既无容量市场来交易“闲置”容量，又被不参与现货市场的机组（包括外来电）和燃机发电补贴压低了节点电价，从而无法获得较高的电能量收益来回收固定成本。

　　尽管上述挑战使本应完美的边际成本报价原则，在我国的电力现货市场交易实践中面临着时空错配的尴尬，但该原则仍不失为实现“纳什平衡”的有效策略。由于没有配套的容量成本回收机制，交易机构在市场力检测环节对高于边际成本的报价，无疑会抱有相当容忍的态度。在这一前提下，如果发电企业普遍在日前市场报价中考虑回收固定成本，固然可以提升节点电价，带来发电侧整体的收益增量，但这一默契将很快被按边际成本报价的机组所打破。这是因为考虑固定成本回收的机组，报价必然使其竞争性降低，从而损失发电量；而按边际成本报价的机组则能获得更高节点电价和更多发电量的双重奖励。

　　最后我们仍然对我国的电力现货市场前景满怀期待，在Z省的现货规则设计中，既保留了对燃气机组的容量补贴，又设计了多样化的政府授权合约来兑现政府当初对新能源机组和高成本顶峰机组的电价承诺。这种设计可以保证大部分机组回收固定成本，又未妨碍现货市场中的社会福利最大化、节能经济调度等关键原则，这不能不说是一种从传统计划模式向现货市场模式顺利过渡的有益探索。