我国的电力市场改革正在加速推进。截至9月底，全国大部分省（区市）均成立了电力交易中心。其中，在广东省的零售商已经实质性参与到电力市场交易中。有消息称，电力现货市场也正在部分省份酝酿中，可能在未来一两年内开始试运行。
现货市场的运作模式与目前我国以计划为主的运行调度模式有本质性的区别。要构建一个成功的现货市场，除了需要有合理的市场机制及强有力的技术支撑系统，市场参与者也需要建立专业的市场交易和风险管理团队。7月22日，南澳地区的电力现货价格在短时间内出现波动异常，较去年同期平均电价上涨了近4倍，最高甚至出现了14000澳元/兆瓦时的高电价。分析一系列电价尖峰现象，或许可以给国内的电力现货市场的发展提供一些借鉴。
“绿电先锋”遭遇尖峰电价
南澳州位于澳大利亚南部。在地理上，丰富的风能与太阳能资源使其在使用间歇性可再生能源发电方面位于世界领先水平。自2016年5月份，来自南澳北部的装机容量为530兆瓦的火力发电机组被永久关停之后，南澳的电力供应主要来自州内的燃气机组发电、风能发电和太阳能发电。某些时期可再生能源发电占到了全州总电量的超过50%，其中风能又占绝对优势。南澳电力市场是澳大利亚国家电力市场（National Electricity Market，NEM）的一部分。一般情况下，南澳现货市场的电价较其他州略高，这主要是由其紧张的供应状况和较高的天然气价格决定的。
南澳州和相邻的维多利亚州有两条高压输电线路连接，分别为Murraylink interconnector 和Heywood interconnector。在用电高峰期，这两条线路可为南澳提供约25%左右的用电量。而在风能高峰期，这两条线路则将多余的风力发电资源输送至维多利亚。Murraylink interconnector基于直流输电技术，输电容量为220兆瓦；Heywood interconnector基于交流输电技术，扩容前的输电容量为460兆瓦。
一般地，南澳州的现货市场价格基本维持在$25/兆瓦时~100澳元/兆瓦时（2015~2016年统计约75%的情况出现在该范围内）。但2016年7月该州电价波动异常，较去年同期平均电价上涨了近4倍，最高甚至出现了14000澳元/兆瓦时的高电价。电价在短期内突然飙涨称为电价尖峰（price spike），这一现象不仅引发业内人士关注，对我国电力市场建设，尤其是发展现货市场具有重要的启示意义。
风电脱网背后：调峰容量不足
现货市场一般允许价格在一个很宽的范围内波动。例如，澳大利亚现货市场在2016~2017财年的价格区间在-1000澳元/兆瓦时至14000澳元/兆瓦时之间。在实际交易中，现货价格通常会在一个相对狭窄的区间内浮动，但在一些特殊情况下，电价可能发生剧烈波动，这就会给市场参与者带来巨大的财务风险。
影响现货市场价格的因素很多，一般包括：负荷的变化、发电机组和传输线路的停运或维护、煤价和天然气价格波动、天气情况等。南澳州的这次电价波动，影响因素来自以下几个方面：
一是传输线路阻塞。
这是造成此次尖峰电价的重要原因。随着2016年5月份南澳北部火电机组的最终关停，南澳和维多利亚州的传输线路在供给南澳高峰期用电中的作用较以往更为突出。在南澳电价突然上升的7月份，ElectraNet正在将Heywood interconnector线路进行升级维护。实际上，Heywood interconnector线路的升级工作从2015年的12月份已经分阶段开始进行，目的是将原有的460兆瓦传输容量升级为650兆瓦，以提高南澳和维多利亚州后续几十年的长期能源传递。
长远看，这次线路升级对提供稳定可靠的州间送电具有积极意义；但短期看，该线路的停运直接导致了南澳现货市场电价上涨。7月6日至22日，在分别对Tailem Bend段275千伏的1号和2号线路进行计划内停运过程中，通过Murraylink interconnector线路从维多利亚州向南澳输电发生阻塞，输电功率已经达到其上限220兆瓦。系统不得不调用南澳地区内的多台燃气机组，结果是燃气机组的投入直接导致了南澳现货价格的上涨。
二是和燃气机组调用。
根据南澳市场的历史数据，南澳的平均现货电价与天然气价格有强相关性，原因是近年南澳对燃气机组的依赖程度远高于其他各州。而澳洲的天然气出清价格在近两年内已经翻了一番，从2014年7月份的4.01澳元/吉焦升到了2016年7月份的7.81澳元/吉焦。这无疑会抬高燃气机组的成本，最终抬高现货价格。例如，2014年5月，当南澳电能主要由燃煤和风电机组供应时，平均现货价格为46.46澳元/兆瓦时；而2016年5月，燃气机组的比重大大提高，平均现货价格显著上升到了137.79澳元/兆瓦时。
而南澳在7月份正值冬季最冷的时段，居民和商业用气需求较高，天然气价格相应的上升了。当Heywood interconnector线路停运之后，为了供给7月份冬季的高负荷，南澳不得不调度多台燃气机组。高成本的燃气机组的投入对抬高现货价格起到了关键性的作用。
三是发电供给不足竞争缺乏。
从市场层面，发电供给的不足使得少数燃气机组在报价上占绝对优势。南澳地区能提供燃气发电的发电商并不多。而在7月6日至22日，市场竞价曾一度被抬高到501.46澳元/兆瓦时~8897.80澳元/兆瓦时。其中一部分原因是由于本来就为数不多的燃气发电商中的部分燃气机组在该时段内不能满负荷运行，甚至不能运行。这些机组包括Torrens Island A 组1， 2，3和4号共计480兆瓦的燃气机组；Torrens Island B组3，4号共计420兆瓦的燃气机组；以及在Pelican Point的一台510兆瓦的CCGT机组。据了解，这几台机组当时正处于维修期。因此，能快速响应的可用燃气机组在当时基本处于垄断地位。燃气机组的市场力加剧了电价的上涨。
四是风力发电灵活性差。
通过分析南澳市场的历史交易数据，可以发现风能和太阳能发电的比例大小与电价无明显相关性。实际上，由于风能机组没有燃料成本，一般报负价格上网，且其上网能力需依据实时风速决定，所以当面对较高的现货价格时，风能机组在提高自身发电量上不具备灵活性。而从2015~2016年现货价格与风能发电量的统计数据可以看出，风能发电上网多集中在电价低的时候，而高电价时段的风能较少参与。由此可见，新能源发电并不会抬高现货价格，相反对于遏制电价过高起到了促进作用。
但也正是由于风力发电的间歇性，在2016年7月12日至22日期间，由于极端天气的影响（高风速），多个风力发电机组不能按计划上网。南澳地区的新能源机组发电能力随之下降，系统因此不得不调用高电价的燃气机组以平衡较高的用电需求。其中一个意外情况发生在7月22日，已经上网的Cathedral Rocks和Mt Miller风电场由于闪电影响脱网，两个风电场的30兆瓦和51兆瓦的供应量瞬间降低至0。与此同时，南澳地区的负荷量增长了85兆瓦，系统不得不调度燃气机组，结果是现货价格在短时间内上涨到了接近14000澳元/兆瓦时的水平。
启示：需妥善应对市场力
目前，国内的电力市场建设正在快速推进，现货市场也正在部分省份酝酿。通过对本次南澳的电价尖峰现象的分析，可以得到以下启示：
虽然电是一种特殊的商品，但其仍然服从基本的经济学规律，即价格由供需平衡决定。本次南澳发生的电价尖峰现象，其核心原因是系统中具有快速响应能力的发电装机容量不足，这使得系统中的燃气机组具有了较强的市场力，在短期负荷较高时段有能力显著的抬高现货价格。
南澳电力系统中虽然有大量的风能装机，但由于风能机组固有的间歇性，使得它们无法在高负荷时段起到平抑价格的作用。因此，高比例的间歇性可再生能源事实上降低了电力系统在面对高负荷时的灵活性。
一个强而有力的网架是避免发电公司滥用市场力的必要条件。南澳电网与相邻州的电网之间的输电能力瓶颈，使得相邻州的低价电无法输送到南澳，客观上给了燃气机组发挥市场力，抬高电价的机会。而2016年7月份南澳与维多利亚之间输电线路的因检修处于受限运行状态，则更加剧了输电瓶颈和南澳的供需不平衡。
目前我国仍处在电力市场建设的初级阶段，监管部门与市场参与者面对短期供需失衡、市场力和电价尖峰现象缺乏经验。虽然电价尖峰是成熟电力市场中无法避免的现象。但极端电价尖峰的发生，可能会给市场参与者造成较为严重的经济损失，给电力市场的发展带来挫折。因此，在发展现货市场时，有必要进行仔细论证，慎重选择发电充裕度高、网架坚强、系统灵活性高、发电公司市场力小的试点区域，从而尽量避免电价尖峰的发生。
对于发电公司和零售公司等市场参与者，在参与现货市场交易时，电价尖峰是无法避免的。此时，市场参与者具有专业的风险管理能力是非常重要的。与之相对应的，在发展现货市场的同时，也应该同时发展差价合同等风险管理工具，为市场参与者对冲现货市场风险提供必要的工具。（文·赵俊华 梁高琪 作者分别系香港中文大学（深圳）国家“青年千人计划”特聘研究员、澳大利亚纽卡斯尔大学博士研究生）
