基于广东省的中国电力市场改革研究：本质是区域电力市场

2.3 政策含意

本研究重点讨论了广东电力市场设计的四个关键问题：

如何确定平衡区域的“边界”是广东电力市场设计的关键和敏感议题。允许邻近省份的发电企业参与广东的电力批发市场，会增加广东的电力调入量。增加外购电会减少广东省的用电成本和发电排放，同时降低在广东维持目标水平所需的稀缺价格或容量支付金额。然而，较多的外购电也会减少广东省内发电企业的净收入，并导致经济租金向相邻省份的净转移。市场驱动的高电力调入也会因为产生明确的机会收益而给周边省份的电力价格和二氧化碳排放带来上行压力。

这些在某种意义上都是“经典问题”，因为在世界各地的高质量资源中心和负荷中心之间，这些问题常常出现。通常需要通过协商来解决这一问题。例如，对于广东来说，较高的外购电水平会给省内发电机组带来不利的收入影响，解决方案可以是向本地发电企业提供某种补偿，最好是通过建立像容量市场这样具有竞争力的定价机制。一个更经济有效的解决方案是通过一个覆盖整个南方电网的区域批发市场，使其他省份的发电企业能够更充分地参与广东的资源平衡，并可能降低向发电企业稀缺支付产生的总成本。

对外来电的高度依赖可能会增加广东的市场价格波动，因为广东外调电的很大一部分是水电。这种波动性目前通过计划发电机组的运营时间来平抑。但在市场环境中，包括发电企业和需求侧——电网公司和竞争性零售供应商——都将受到市场价格波动的影响。

促进更高比例的外来电也需要解决输电成本及其分配问题。目前，跨省和区域间的输电费用已算入到网电价。解决输电成本的最经济有效方法是将其定价和分配与批发市场分开。这意味着在各省之间要基于边际成本来确定调入/调出(净交换)规模，而不是基于平均发电成本和输电成本。在理想和现行做法之间，还有其他的短期选择，例如输电权，用于分配省间传输费用和在各省之间进行更经济的调度。

市场化转型可能需要解决对发电商净收入的影响。与中国许多沿海省份一样，广东有三种条件导致当前(参考情形)和市场成本之间存在很大的差异：(1)较高的本地平均上网电价;(2)现有调入输电能力的潜在利用不足，表明以经济因素考量外调电力规模应该增加;(3)较高的调入水平下，过剩的发电能力足以满足最小成本与可靠性标准。在不考虑煤炭价格显著上涨的假设下，这些条件表明，沿海的平均市场价格将大大低于目前的平均标杆上网电价水平。

市场价格的降低可能会使广东省和其他沿海省份发电企业的收入更接近其边际成本。然而，净收入也可能低于现有发电公司保持支付能力的固定成本要求，这可能会导致他们为满足环境合规性要求而去封存或退役满足系统可靠性要求所必须的机组。如果需要从能量(以及辅助服务)市场中获得额外的收入来解决发电机组的“收入短缺”问题，必然会面临着具体采用何种措施的抉择。这项挑战绝非广东或中国独有。美国所有有组织的电力市场都采用某种形式解决过这一问题，这方面的国际经验有例可循。

在解决实际收入高于市场均衡价格这一问题时，必须将与市场过渡有关的补偿与和可靠性或环境属性相关的支付分开。由于在广东运营的所有发电公司实际上都是国有的，因此可能没有充分的理由向发电企业提供市场过渡支付，以补偿他们的部分(甚至全部)资产账面价值。

在支付可靠性和环境属性方面，如果周边省份的发电商和需求侧资源能够保障广东的电力服务，竞争性定价机制——例如容量市场或保障可靠性的稀缺备用定价和清洁能源的购买义务——可以降低广东消费者的成本。但是这可能会导致省内电厂收入降低，还有可能将经济租金转移到邻省。因此，这种机制设计应从政治层面来考量，需要特别谨慎。

环境监管是电力市场改革的重要考虑因素。珠江三角洲是中国三个需要在2017年前实现 PM2.5浓度大幅度下降的地区之一。然而，短期内电力市场改革可能会增加该省的燃煤发电，这不利于实现空气质量目标。因此，确保电力市场改革结果与空气质量和温室气体减排目标一致，是能源监管机构和环境监管机构需要共同解决的重要问题。

一直以来，中国对发电厂排放的监管主要集中在单个发电机组的排放标准(末端治理或烟囱准则)。然而，要达到污染浓度目标和温室气体减排目标，就需要改用零排放的发电机组。但是，目前国内对电力转型最适宜机制的讨论，诸如碳市场、排放税、清洁能源采购义务等，仍处于相对初级的阶段。

广东电力市场改革的最大好处，应该是其长期效益。中国电力市场改革带来的潜在短期成本节约，大部分是从发电企业向消费者的成本转移——这实际上是以前计划经济和未完成的改革的遗留问题。从长远来看，市场改革的最大好处则是由短期运营和长期投资的经济框架所带来的运营和投资效率的改善和提高。市场价格可以帮助优化新电源和储能投资的水平和构成，以及需求侧资源的充分参与，为市场提供充足的备用。