澳大利亚电力市场停运事件对我国的启示

2022年6月15日，澳大利亚电力市场运营机构AEMO（Australian Energy Market Operator）宣布暂停运行电力现货市场。这是澳大利亚电力现货市场首次暂停运行，该市场直至6月24日才正式恢复运行。

  一、背景情况

  为了防止长时间持续高电价给用户造成过高负担，澳大利亚国家电力市场（NEM）建立了管制价格机制。当某区域过去2016个5分钟交易时段（等效为7天整）的电价之和超过累积价格阈值时，便会触发管制价格帽（Administered Price Caps，APC），则现货市场结算价格不得高于300澳元/兆瓦时。触发阈值=现货市场最高限价×供电可靠性参数，即1359100澳元=15100澳元/兆瓦时×7.5小时×12，等同于过去7天的平均电价为674.16澳元/兆瓦时。

  根据澳大利亚相关规则，如果AEMO判定无法按照规定正常运行现货市场，则可以暂停现货市场。市场暂停后，NEM中的投标和调度仍然可以按原有规则进行，但价格不由出清决定，而是由交易机构制定的方法确定，这次暂停期间电力价格是由过去28天实际价格平均值决定。

  二、事件经过

  2022年6月12日，NEM昆士兰区域电价首先触发管制价格机制，紧接着6月13日新南威尔士区域也触发管制价格，6月15日AEMO宣布NEM现货市场暂停运行。下面将基于实际数据分析，简要回溯NEM暂停运行过程。

  前期NEM能源供应情况：自2022年1月第1周至6月第2周，澳大利亚纽卡斯尔期货市场动力煤和天然气平均价格分别上涨了101%和126%，NEM现货市场电价上涨了488%。澳大利亚国内天然气市场价格也在6月初触发了其40澳元/吉焦的管制价格。6月正值南半球初冬，风力和光伏发电量处于低谷，取暖需求和发电需求升高。同时，NEM中有大量发电机组按计划停运、维护，还有3吉瓦的燃煤机组处于计划外的停运状态，进一步加剧电力供应紧张局面，推高了电价。

  暂停前NEM运行情况：6月12日18时50分，NEM昆士兰区域电价为9500澳元/兆瓦时，过去7天累积电价达到1361004澳元，超过累积电价阈值1359100澳元，触发管制价格机制。昆士兰区域自6月12日18时55分实施管制价格帽，其他区域自13日18时35分陆续实施管制价格帽。

  因为管制价格帽300澳元/兆瓦时远低于非管制价时期的价格帽15100澳元/兆瓦时，相对于一些机组的发电成本也过低，因此NEM内发电机组开始削减申报的最大可用发电容量。自6月12日晚昆士兰区域管制价格帽生效至6月14日7时，NEM最大可用容量下降至37吉瓦，相对6月11日同时段降低了8.7吉瓦（19%）。由于进入市场的发电容量急剧下降，AEMO预测到电力供应短缺，开始发送强制指令让机组增加出力。6月14日，NEM共有5吉瓦的发电机组受指令调发，约占最大负荷的20%，市场运行受到严重干预；15日，AEMO继续发布电力供应短缺预警，鼓励各机组进入市场提供更多的发电容量，但报价信息显示，各机组进入市场的最大发电容量仍与6月14日相当，没有起到应有作用。究其潜在原因，若机组报价中标后发电，市场管制价格帽不足以覆盖燃料成本，可若按照AEMO强行调度指令发电，事后机组可以得到成本补偿，因而发电机组没有参加市场报价的积极性。

  照此发展，AEMO将不得不于当晚再次施加大规模干预，强行调用机组发电，这将继续造成市场运行脱离正常轨道的局面。15日14时，AEMO认为已无法在保证电力供应安全和可靠性的同时继续运行现货市场，宣布NEM现货市场于14时05分暂停运行。电力市场暂停期间由交易机构制定电力价格，现货市场的电力出清和调度运行流程并没有变化，机组如同往常一样报价，调度仍然进行优化出清，市场交易技术支持系统正常运行，发送AGC调度指令。但是，市场出清价格不再是交易结算价格，市场交易不再产生价格信号。同时，为了提高市场主体参加交易的积极性，对于那些参加交易意愿不强的市场主体，市场运行机构会以提供成本补偿为条件要求他们进行报价，从而增加供电可靠性，降低发生强行调用现象的可能性。电力市场暂停的更贴切说法是中断了市场发现价格的功能，改变了激励机制。其实在电力供应极其紧张的时候，市场运行机构最关注的是如何激励机组尽量多发，机组报价排序失去其作用。

  电力现货市场暂停一段时间后，NEM电力供应短缺情况已经改善，AEMO于23日开始恢复NEM，使用市场出清价格，并在观察24个小时市场运行情况后，于6月24日正式恢复电力现货市场运行。

  三、发电成本补偿

  澳大利亚国家电力规则规定了电力市场暂停期间的成本补偿机制，旨在有效激发发电企业的积极性，是保障电力可靠供应的重要手段。根据澳大利亚电力市场成本补偿规则，在市场暂停期间，按照现货价格结算与接受调度机构调度指令而提供电力供应的机组、做出贡献的辅助服务提供商和需求侧响应服务提供商，能够基于基准价格获取补偿收入。AEMO将根据不同机组类型计算基准价格，包括：燃煤（褐煤与动力煤）、开放式循环与联合循环燃气机组、水电机组、双向电源、燃油发电等类型。使用多种燃料来源的复合发电系统将分别计算不同类型机组的基准价格。基准价格的计算方法如下：

  首先，计算同一类型中单个机组的基准成本：BC=（FC×E）+VOC，其中BC为基准成本，FC为单个机组的燃料成本，E为单个机组的效率，VOC表示单个机组的变动成本，上述参数的取值来源于AEMO发布的系统整合规划（ISP，包含不同类型机组的效率提升规划）。

  其次，通过加权计算得到此类机组的加权基准成本：BC（av）=BC1×C1/TC+BC2×C2/TC+…+BCm×Cm/TC，其中BCi表示单个机组的基准价格，Ci表示单个机组最大发电能力，TC表示此类型机组全部发电能力。该类型机组的基准价格（BVG）=基准成本（BC（av））×1.15。

  同时，该类型机组提供辅助服务的基准价格（BVAS）=基准成本（BC（av））×（0.15/n），n为一小时内的交易时段次数。需求侧响应服务提供商的基准价格参照双向供应电源。

  后续，若获取的补偿无法覆盖机组在市场暂停机组付出的直接成本，则发电机组可以申请附加的成本补偿。对应澳大利亚6月份市场暂停期间，市场主体基于基准价格获取720万澳元的补偿收入，并在申报的9840万澳元附加补偿中被核准获取到8760万澳元额外发电成本补偿，可见澳大利亚的基准价格严重偏离发电机组的实际成本。对发电侧补偿的费用按照用电量在用户侧分摊。

  值得提及的是，基于此次补偿工作经验，澳大利亚能源市场委员会于今年11月开启了有关补偿机制规则的总结工作，针对发现的问题，就补偿的目的及方法、管理补偿的责任体以及补偿实施过程等方面开展讨论，以增强市场主体信心，使其在市场发生状况时能够保障电力供应。

  四、后续影响

  本次澳大利亚电力市场停摆事件的核心原因在于APC多年未修订，不再能够覆盖发电机组高涨的燃料成本，导致管制价格时期机组发电意愿不强，纷纷选择退出市场进而导致电力系统供应能力不足。因此2022年7月初，Alinta能源公司正式向澳大利亚能源市场委员会（Australian Energy Market Commission，AEMC）提出修改APC的请求。修订的主要理由是原先300澳元/兆瓦时的APC已经难以覆盖发电企业的变动成本，并且根据天然气市场的最高限价，折算到度电成本也接近600澳元/兆瓦时。

  澳大利亚能源市场委员会于7月21日公布其启动快速规则修订的意向，明确将在8月初发文陈述其考虑进行快速规则修订的原因，市场主体将有两周时间提交反对快速规则修订的意见。同时，委员会强调启动快速规则修订程序的决定与其对规则修订具体内容所持态度无关，即快速修订程序本身并不隐含委员会认可Alinta能源公司修订规则提议。一般来说，电力市场规则修订过程从初审通过到最终决定通常需六个多月，其中要经过修订初稿和终稿两个步骤，征询两轮反馈意见，组织召开两次听证会。但是加快程序可能只需四个月，省去初稿步骤，直接发布规则修订最终稿。

  8月4日，能源市场委员会印发关于规则修订文件，开始向市场主体征求对规则修订的看法和建议，其截止日期为9月1日。虽然有些市场主体反对进行规则快速修订，但是这些反对意见并没有被能源市场委员采纳。9月8日，能源市场委员会明确将于11月17日公布规则修订最终稿，并于9月29在考虑市场主体反馈意见基础上发布规则修订指导意见，再次征求意见（截止日期为10月13日）。考虑了这轮反馈后，规则修订最终决定：从2022年12月1日开始，APC将从300澳元/兆瓦时提升至600澳元/兆瓦时。这个管制价格帽将一直延续到2025年6月30日，届时能源市场委员会将再考虑其可靠性工作组提出的更长期的方案。

  尽管调整管制价格帽的措施似乎比较简单，可是从澳大利亚监管机构的程序上看，整个调整过程是非常规范的，充分考虑到各方面因素和可能造成的影响，并且确定新限价有效期，赋予市场主体稳定环境，体现出澳大利亚电力市场监管措施严肃性与监管制度成熟性。

  五、对我国电力市场的启示

  澳大利亚电力市场的危机对于世界各国的电力系统低碳转型做出了警示，体现出以传统火电为主力电源的电力市场机制设计在面对高比例新能源时的局限性。供需关系是市场的核心，电力市场具有不同于其他商品市场的独特性，电力市场设计更应关注长期的市场格局如何构建，确保供需总体处于一个基本均衡的市场有效状态。

  一是建立健全电力市场规则管理制度。本次澳大利亚修订APC的过程充分遵循了规则修订程序，并向社会各方充分征求意见，体现了程序正义。我国本轮电力市场建设从2015年起步，总体上取得了一定的成果，但长期以来，管理和完善电力市场规则的相关法律规则不健全。比如，各地区电力市场规则如何制定，需要经过哪些程序，市场主体若想要修改规则又当经过哪些程序，各管理部门的权责范围，各级市场规则的关系及相容性等。建议国家层面尽快出台相关法律法规或市场规则，使电力市场建设有据可依、有理可循。

  二是电力市场价格调控要充分反映变动成本。我国电力现货试点地区也参考澳大利亚经验，设计了特殊时期的价格管控机制，例如现货市场均价高于某一水平则按照事先确定的价格进行结算。从澳大利亚电力市场暂停事件可以看出，若事先确定的价格不能合理反映实际发电成本，则管控时期发电容量可能进一步减少，届时将出现管住价、但没有量的情况。虽然我国发电企业听从国家号召，愿意履行社会责任，但是较低的管控价格也将损害发电企业的积极性，不利于提升可用发电容量。建议在确定“二次限价”时可以充分听取市场主体意见，并考虑足额覆盖发电成本。

  三是建立适应高比例可再生能源参与电力市场的配套机制。高比例可再生能源对电力系统以及电力市场带来的冲击成为世界性难题。澳大利亚电力市场也面临着系统调节资源不足、可再生能源参与市场收入低等问题，为此澳大利亚采取的系列措施值得我们借鉴。建议完善调频、快速爬坡等辅助服务市场和容量市场，以保障调节性机组和支撑性电源的基本收益；同时完善“绿证+配额制”或差价合约制度，以体现可再生能源绿色价值，满足可再生能源投资的基本收益，实现电力系统的低碳转型。

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