如何建设一个健康的批发市场：PJM的“宽”与“严”

eo记者 姜黎

 

建设现货市场试点的目标提出后，继改革启动之初，业界再次达到学习借鉴国际电力市场的“小高潮”。

 

美国PJM高级战略顾问童建中近日在由广州电力交易中心举办的南方区域电力交易培训中指出：“学习国际电力市场重在其经验性、成熟性和完整性，虽然规则设计难以复制，但深度理解之后的举一反三确是我们所需要的。”

 

从众多运行良好的国际电力市场案例来看，市场规则设计的目标大致可以总结为：让该区域市场主体保有充分的自由，为风险设置“出口”，同时又没法“钻空子”，引发市场危机。

 

不过，达到这一目标的过程可能历时长久，以PJM为例，从1997年设计至今，其间经历美国能源政策的重大变革，市场主体也曾遭遇不同程度的困难，而PJM正是通过对市场规则的及时修正和完善来保持活力。用英国剑桥大学能源政策研究所副所长Michael Pollitt的话来说，它在不断“打补丁”。

 

尽可能降低市场风险

1、不能让市场主体一进来就受到“降维打击”

1996年可谓是美国电力工业改革的转折点。FERC发布著名的888法令，奠定了能源行业放松管制的大环境，要求公用事业公司开放电力传输系统，电厂和用户无歧视接入，并缴纳网络服务费，使公用事业公司回收建设成本；同时，提出独立系统运营商ISO的概念，设计、开发、运行电力市场。

 

1997年3月31日，PJM电力联营体正式成为非股份制有限责任公司，也就是说，从过去的电力库（power pool）转变为了独立系统运营商（ISO），并根据FERC后来的2000号法令，于2000年从独立系统运营商（ISO）扩大到区域系统运营商（RTO）。

 

PJM Interconnection, L.L.C.市场监管部门发布的1999年市场报告中记载，PJM在1999年4月1日引入了完全基于市场化的能量价格方法，即节点电价模型（LMP，Locational Marginal Price），一个月后即开启金融输电权市场（FTR, Financial Transmission Rights），市场主体可使用这种机制来对冲付出高额阻塞费用的风险。

 

为何在市场建立之初即引入金融输电权市场？

 

PJM一开始就是基于实时调度的实时市场，使用节点电价模型衡量能耗、线损和阻塞情况。阻塞是实时发生的，通常情况下并不严重，但有时会对批发价格产生重大影响。

 

童建中介绍，市场运行初期的一个夏季，PJM市场高峰负荷飙升，阻塞费用令人咋舌。而当时不少售电商与现在国内众多独立售电公司类似，属于轻资产的中介商，一周下来，大部分都因无法承担高昂的阻塞费用而倒闭。

 

市场设计者随即意识到，阻塞对市场主体来说是一种风险，如果不降低这种风险，发生极端情况时批量的市场主体将受到“致命打击”，降低市场的活跃度，从而威胁长期发展。

 

专门针对阻塞的风险管理措施——金融输电权市场应运而生。市场设计者将通过从A点到B点线路输送电力这件事情定义为一项权利，并根据阻塞费用赋予其相应价值。如果线路产生阻塞，相关方需先支付阻塞费用，再使用对应的输电权收回支付出去的费用。

 

与此同时，PJM市场还设计了拍卖收入权（ARR，Auction Revenue Rights），长期供电商因支付了网络服务费，可以用ARR来兑换FTR，无需支付额外费用。

 

而FTR是一种金融产品，不影响电力的实际输送，不参与电力生产输送的机构也可专门拍卖FTR，通过对网络潮流的计算，一旦认为哪条线路在特定状态下会产生阻塞，就大量买入FTR，实际发生阻塞时则可获利。

 

图一：PJM 金融输电权每月出清电量（MW）及总收入（美元）（1999年5月-2000年4月）

来源：State of the Market Report 1999 by Market Monitoring Unit, PJM Interconnection, L.L.C.

 

2、赋予市场主体充分的自由

在888号法令颁布之后的数年内，美国不少地区均开始尝试电力市场化，而1999年到2001年，加州发生的电力危机或多或少地影响着大家对电力市场的信心。

 

降低市场风险是重中之重。

 

实际上，PJM是以实时市场起步的，运行一年之后就发展成为“日前+实时”的模式。日前市场交易的是物理层面可执行的金融产品，其金融属性使市场主体拥有足够的资金流，实际发用电过程中产生的电量偏差则可以在实时市场中解决。如果把日前市场设计成物理市场，自由度就会受到损伤。

 

与此同时，是否所有的电都要强制进入现货市场？

 

答案是否定的。在PJM市场中，市场主体主要有三种选择，一是现货市场（日前+实时市场），二是双边协议，三是自调度（self-supply）。不管选择哪种形式，都必须服从PJM调度。

 

其中，自调度指的是电厂可以选择对自己基本固定的发电量在日前市场中报零价，成为批发市场价格的接受者。换句话说，假设电厂A的满发电量为100MW，它可以选择80MW作为自调度电量，另外20MW去现货市场中参与竞价，确定出清价格。

 

童建中解释，具体比例取决于市场主体的竞价策略，通常在现货市场中，发电商希望能取得尽量高的价格，于是用小部分电量来博弈。通俗地理解，自调度电量在一定程度上可以类比为国内的“基数电量”，不参与市场“冒险”。

 

从2008年到2017年，PJM市场中三者比例变化并不明显，如图二所示，现货市场电量基本保持在25%左右，而双边协议和自调度电量占比达到75%。

 

图二：2008年-2017年PJM市场双边合同、现货市场、自调度成交电量比例表

来源：Monitoring Analytics（PJM市场独立第三方监管机构）市场报告

 

近乎苛刻的强制性要求

1、持续的第三方监管

加州市场建立之初，无论是独立系统运营商（CAISO）还是交易中心（PX）的市场监管部门只能将市场中发生的事情记录下来，向美国联邦能源监管委员会（FERC）汇报，并没有直接调整规则的权力，同时零售市场又由加州公共事业委员会（CPUC）监管。

 

电力危机发生之后，三方曾相互指责。后来业界反思，监管机构对批发市场的情况应迅速反应，及时纠正漏洞，发现价格操纵行为及时处罚。同时，为了能够更好地监管市场，监管部门应当随时掌握各种机组特性、燃料和其他成本价格数据，以便对市场做出准确判断。

 

PJM于1999年引入了第三方监管模式。独立市场监管方与PJM签订长期合同，监测市场，撰写季度、年度市场运营报告，直接向PJM董事会和FERC汇报，监管计划作为PJM市场条例的一部分，但PJM成员没有修改权。

 

第三方监管机构可向PJM董事会和FERC指出市场运行过程中出现的问题，并提出改进意见，PJM可做出相应回应，并报FERC，由FERC最终裁决。

 

图三：FERC对第三方独立监管机构的“告状信”做出回复

 

独立第三方监管有以下职责：监测市场行为是否符合规则、标准、流程；分析市场规则是否存在漏洞；分析市场是否存在结构性问题以至影响市场活跃程度；监测市场成员是否存在行使市场力的可能性；监测PJM的行为及其对市场结果的影响。而履行这些职责主要通过收集市场数据，并基于数据进行系统测算来实现。

 

其中，最为著名的是“三寡头垄断测试法”（TPS, Three Pivotal Supplier test）。PJM市场以此监管发电机组，对机组或电厂缓解某条输电线路阻塞的能力以及是否具有策略报高价行为进行测试，评估是否将其定为必开机组，进行价格管制。而美国其他区域系统运营商（RTO），如MISO，NYISO等使用的是“行为影响测试法（conduct-and-impact test）”。

 

但没有一种方法是完美的——前者对一点征兆都不放过；后者仅当出现确实证据说明相关主体的行为影响了价格才会被限制。有相关研究认为，两者应该结合起来，避免过度诊断和预判不足。

 

2、必须同时申报成本价格

在1992年推行电力工业改革之前，美国电力公司长期维持了垂直一体化的结构，按照经济调度的概念为自身领域范围的用户供电。虽然电力公司之间可以互联互调，但负荷是各自的，为了防止其向用户“乱收费”，各州电力公司均要按“成本+10%收益”的水平收取终端电价。

 

对电力公司成本的掌控在一定程度上也给后来的市场建设打下了基础。

 

童建中介绍，参与PJM市场的所有发电机必须申报两个价格，一是竞价报价，二是成本报价，PJM在特定情况下可以用成本来定价。

 

比如，一台发电机发出1兆瓦电的成本是5美元，但在市场中可以申报500美元，但如果只有该发电机能够消除线路阻塞，就只能采用其成本价。这也是对TPS测试结果的应用方式之一。

 

同时，只要在PJM市场范围内，所有发电机必须在日前市场报价，当然，可以报零价成为价格接受者。

 

电力市场的自由度有其特殊性，市场规则有如行政命令的效力。看似严格却合理的规则能够保证能量供需在市场化机制下取得最佳结果。

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