电力规划将走向“去中心化”——专访剑桥大学能源政策研究所副所长迈克尔·波利特教授

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南方能源观察

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eo记者姜黎

2019年6月底，国内八个现货市场试点投入模拟试运行。英国剑桥大学能源政策研究所副所长、剑桥大学贾吉商学院商业经济学教授Michael Pollitt再次到访浙江、广东等试点。7月12日，Pollitt在英国驻广州总领事馆就目前国内市场的进展、煤电机组淘汰、电力规划发展趋势等话题接受了eo专访。

Pollitt认为，目前国内的电力改革取得了明显进展，但还未能全面实现经济调度，而这是电力市场能给社会带来的最可测量的红利之一。

对于当前煤电遭遇市场淘汰的情况，他指出，可以考虑适度留存市场红利，补偿新建燃煤机组，直至其收回搁浅成本，当然也可用税收等其他方式进行市场外补偿。但并不推荐建设容量市场，因为容量市场本身极易受到行政干预。

同时，他也提到，如果市场能够释放、积累价格信号，将对难以预测的投资需求起到很好的指引作用，政府相关主管部门可用于辅助决策。

以下为经过编辑的采访实录。

市场终将走向经济调度eo：2017年8月，中国选定了八个省区作为首批电力现货建设试点。到2019年6月底，八个试点均进入了模拟试运行阶段。哪个省区的改革令您印象深刻？为什么？

Pollitt：八个试点因为电源禀赋和用户结构不同，有着不同的市场建设条件。其中一些试点进展令人欣慰，但还有很大的前行空间。就进展速度、透明程度、结果和方向等方面看，广东依然是最有意思的市场。中长期年度、月度交易市场的建设，以及现货市场进入真金白银试结算阶段，都令人印象深刻。

eo：国内大部分省区或多或少都参考了美国PJM市场模式。选用这种市场模式有哪些前提条件吗？

Pollitt：PJM的其中一个重要特征是需要精细的监管。负责监管PJM市场的相关机构每年都会出具长达700页的详细监管报告。而在单一价格系统中，监管显得要简单许多，运营商可以在内部完成系统管理。对于中国来说，认识到PJM市场背后的制度设计才是最重要的。

eo：您认为未来这些试点地区需要关注什么？

Pollitt：未来一定会发生，但目前还没有发生的一件事是发电机组的经济调度，特别是煤电的经济调度。这是建设市场、运用市场信号做决策最重要且可见、可测量的优势。

eo：您如何评价当前电力零售市场的发展？特别是广东和浙江两地。

Pollitt：目前我看到的是，浙江尚未启动真正的零售市场，而广东的零售市场已经有了相当数量活跃的零售商。但就像我在之前的论文中提到的，广东花了很大的力气来培育零售主体，而他们并没有真正在做电力零售，实际上他们做的是能源服务，与其说是零售商，不如说是咨询公司。终端用户如果能够从零售商处买电，且零售商能够进入到完全的竞争状态，那将是一个更大的进步。当然，这涉及到电网企业如何公平参与零售竞争，虽然在体制机制设计上有一定难度，但值得深入考虑，而且完全是可以实现的。

市场机制应当鼓励省级和区域市场价格相互影响eo：未来我们如何推动清洁电力通过市场在省间配置？从目前的情况看，从省级市场扩展到区域依然存在不少难题。

Pollitt：政府组织是基于行政区域划分而非电力系统分布，这一点是我们必须接受的现实，尊重这个现实也是完全正确的。南方区域显然对省间能源市场的交互已有计划。

目前中国正在经历的事情和欧洲有相似之处。欧洲刚开始时也想一步到位建设一个统一电力市场，但欧盟很快就意识到难以实现，市场建设应“自下而上”，先启动国内市场。现在我们已经有了一个统一的日前市场，路径被证明是正确的。

欧洲与中国不太一样的地方可能在于，欧洲各国间的物理网架联系没有中国这么紧密，但也存在一些联系紧密的国家，比如丹麦、荷兰和比利时，还有一些更小的国家，这些国家非常乐于将国内市场扩展至周边，因为获利良多。我认为从省间交易开始推进省间市场是一个不错的尝试。

eo：省级市场发育起来后，市场对外来电对省内电力价格的影响往往比较担心。

Pollitt：省间交易的价格就是应该影响省内。比如云南枯水期时，广东的电力价格应该较高，丰水期应该较低。机制应该鼓励有能源交互的省份间的市场价格相互影响。

人们担心的是价格的波动而非不可预测。实际上，两者都不必太担心。随着交易频次的提高，数据逐渐积累，价格的预测水平会显著提升。而随着省级市场和区域市场交互不断增加，价格反而会稳定下来，因为交易范围更大，波动可以被平抑掉。

容量市场容易受到行政干预eo：随着电力市场的发展，一些发电机组面临淘汰，特别是国有煤电机组。有些已经申请破产清算。您认为从管制走向市场竞争的过程中，该如何覆盖发电机组的搁浅成本？

Pollitt：上世纪90年代这在美国是件大事。他们从管制时代走向去管制，发电厂面临固定收益受损的风险。在市场开启时，政府允许电厂向用户征收搁浅成本。如果市场价格下降，用户未必能立刻享受到全部红利，有一部分要返还给电厂，直到电厂的搁浅成本回收完毕为止。不过美国大部分电厂都是私营公司，而中国大部分为国企。是否用这种方式实际上是政府的一个选择。如果我是中国的用户，是愿意持有国有企业的名义股权还是享受实实在在的电价红利呢，选择不言而喻。政府可以考虑一个折中的办法，区分那些进入市场还没来得及收回固定成本的新机组，给他们设置一定的搁浅成本补偿机制。

eo：有不少学者和业内人士提出建设容量市场来缓解这个问题，并体现将来煤电的备用价值。

Pollitt：我不认为容量市场是个很好的办法。容量市场是为未来数年的备用容量定价，但事实上电力系统运行中真正重要的是短期备用资源。许多容量市场真正运作起来未必能达到想象中的效果。政府对容量的多少，以及容量市场的规则有着很大的决定权。比如有一个在建风电场需要气电机组配合，容量比例不一定是1：1，但是是多少呢？决定权在政府手中。一般来说，政府总体上不希望容量投资太多，但也要权衡给哪类电源更多投入，这意味着容量市场很容易被“行政化”。

电力投资规划或将走向“去中心化”eo：中国正进入能源“十四五”规划阶段。随着电力市场的发展，电力规划与市场之间如何相互影响？未来5年规划方式会面临什么样的变化？

Pollitt：如果电力市场能够提供真实的短期价格信号，即可用于指导中长期投资，包括输配电网、电源，特别是为新增煤电的规划提供指引。在中国，煤电需求难以准确预测，如果有较为完整的市场价格信号辅助决策，政府则可以把更多精力集中到可再生电源的规划上。煤电整体走向市场。投资者会根据市场需求变化做出反应，一些人可能会比另一些人做出更明智的决策。在需求预测难度日渐提高的情况下，这种“分散型”的投资规划是个趋势。如果政府能明确未来的需求，可以继续采用集中规划，如果不能，就应该听取市场信号。