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河海大学投资学作业
投资学论文
——电力市场改革探讨
学院专业姓名学号
电力市场改革探讨
摘要:
本文首先对电力市场建设过程中的几个本质问题进行了思考,讨论了电力产品的商品属性以及电力市场建设的功能与目的。
其次,本文沿用最新的规则经济学与电力经济学的分析工具与分析框架对电力市场设计中的核心基础理论节点价格体系、双边契约机制和电力市场中的风险规避进行了着重研究与分析。
结果表明,采取节点边际价格体系以及相应的支撑体系,即两部清算机制和传输权市场等可以最优化短期经济调度,可以保证和促进行业发电、输电的长期投资,保证行业的持续健康发展。
关键词:
电力市场;节点价格;双边契约;风险规避
0引言
长期以来,各国电力工业普遍采用发、输、配、售垂直一体化的垄断运营模式。
20世纪90年代起,世界范围内各国都相继进行了电力工业市场化改革。
纵观各国的电力工业发展,电力市场改革共经历了三个阶段:
改革之初的兴奋阶段,改革中期遇到问题的茫然阶段与目前的稳步发展阶段。
虽然各国电力改革的起步模式各有差异,但是随着改革的进行,电力工业自身的规律性逐渐突显,世界电力市场化改革在差异性的基础上同时呈现出许多共性因素。
电力市场改革的深化即是电力市场规律逐步显现的过程,同时也是从互异性向趋同性逐步发展的过程。
经过多年的实践,无论从专家的角度还是从改革实施者和参与者的角度,在电力市场化改革所应具备的基本条件和电力市场的基本要素等方面,都已形成了一定的共识。
在一定条件下和一定时期里,不同国家、不同区域的电力市场改革共性的存在使得电力市场标准化设计成为可能。
我国改革开放以来,随着经济的高速发展,能源消费和电力需求逐年增加,考虑国家能源安全、电力工业落实科学发展观以及节能减排等发展战略,电力工业市场化改革面临越来越高的要求。
为了我国电力市场建设的进一步发展,迫切需要在对国内外电力市场共性和差异性进行分析的基础上,参考国际电力市场化改革的经验教训,提出中国电力市场标准化设计。
1电力的商品属性
电力自从被有规模使用以来,经历了一个从商品到公共产品,再到商品的发展轮回。
在二战之前,尤其在20世纪20年代之前,各国电力工业尚处于一种民间自由发展状态,电
力产品和服务被理所当然地作为商品。
在20世纪30年代之后,尤其在二战中后期,为国家安全、战时管制和战后经济考虑,同时为了防止电力工业大规模合并导致的私有垄断弊端,各国普遍对电力工业选择了国有管制模式;此前电力工业没有很大发展的,此时由政府出面包揽,扶持发展;此前已经由私有部门发展成型了的,逐步收归国有,改为国家所有并经营
(中央政府或地方政府)。
这是电力工业生产关系的第1次变革,即从私有、自由到国有管制的变革。
这一次变革,极大地促进了电力工业的高速发展,同时,也将电力产品和服务的属性从商品转换成了公共产品。
经过40多年的大发展之后,随着技术的进步,电网规模的不断扩张,生产与生活电气化程度的不断提升,电力规模经济性经历了由小到大又由大到小的过程,电力工业开始出现公平、发展与效率的冲突。
对发达国家而言,这一冲突表现为投资过剩引起的运营效率低下;对发展中国家而言,这一冲突主要表现为政府在电力发展资本上的不堪重负。
于是,许多国家又不约而同地开始了电力工业的第2次大变革,即电力市场化改革,这一次变革的主旨就
是“转变电力运营模式,还电力产品以商品属性,让政府重回监管者岗位。
”中国电力工业的变革与全球电力工业变革的节奏基本吻合。
1949年以前,电力工业处
于民间资本、外国资本、官僚资本分片垄断和自由发展阶段,电力产品具备明显的商品属性。
1949年以后,电力工业收归国有,从建设、生产到使用,完全由政府计划控制。
从1985年
“集资办电”开始,中国也无意中踏上了第2次变革之路。
此次变革的首要任务在于解决电力发展的资金瓶颈问题,从发电环节的投资开放入手。
正是这次变革,促进了中国电力工业在改革开放后的第1次大发展,到20世纪90年代后期,困扰中国的缺电局面基本缓和,电力出现阶段性饱和。
1998年,电力工业部撤销,电力行业的政企分开正式启动;随着后来厂网分开的实行,政府和企业的组织界面已基本清晰,逐步实现了电力投资责任由政府向企业转移的目标。
但是,现实离真正赋予电力产品商品属性的目标还很遥远。
重大电力项目的投资决策权和电力产品价格的定价权仍然在政府手中,企业则主要作为政府代理人或建设人、执行人的角色,政府和企业的关系还是以项目管理为核心的链式关系。
电力产品还远远没有脱掉公共产品的外衣,电力价格承载了太多的政府意志,被作为政府宏观调控的手段和工具。
当电力工业完全由政府来投资建设并垄断专营的时候,电价也完全由政府控制,并作为一个重要工具来实施国家的发展战略和宏观调控,这无可厚非。
中国的销售电价从20世纪
60年代开始,一直执行目录电价制度,采用该制度的出发点是所谓公平分担的原则,电能在不同用户之间被赋予可以不反映价值的内涵,这在客观上有力地扶持了国家基础产业的发展。
这一做法在许多国家,尤其是发展中国家曾被大量采用。
韩国就是一个典型的例子;从朝鲜战争开始到亚洲金融危机前,韩国政府采取了以电价为手段、电力工业作为撬动国家工业化的杠杆,以及扶持出口型工业的输血脐带的做法;由国家补贴,对出口型工业执行超低电价并给予最高供电优先权。
这一政策帮助韩国快速实现了从农业化到工业化的转变,但同时也将大量政府债务积淀在了电力工业领域。
到亚洲金融危机前,最高接近一半的政府外债集中在电力工业,到危机爆发时,这一模式已难以为继,被迫走向电力市场化改革之路[1]。
电力产品和服务的商品属性和公共产品属性,是不同时代的2种选择,都是有效的,但二者的杂糅则难以把握。
要享受将电价作为调控手段的便捷,就要承担投资开发经营电力工业的重任。
否则,即使表面上政府从投资开发的重负中抽身了,而未能及时将项目投资和产品定价等关键经营要素交给市场,电力产品实际上还是公共产品或“准公共产品”,那么政府很难摆脱补贴和交叉补贴的困境,同时也导致企业经营目标和政府考核标准的混乱。
这也
正是我们面对煤炭、电力和成品油等能源产品价格束手两难的原因所在。
2电力市场化的目的与功能
确立电力商品属性的途径就是电力市场化改革,通过电力市场建设,实现对电力商品价格的发现、传递和响应,从而实现对供需的调节、对投资的引导和对资源的优化配置。
电力市场的核心功能是发现价格。
从电力的生产到消费,是环环相扣的一个价值链。
从该价值链首端的一次能源供应环节,到中间电力生产和输配环节,再到末端的电力需求环节,任何一个环节的波动,都将导致整个价值链的变化。
电力市场的首要功能就在于捕捉到不同时点、不同空间、不同环节的价值波动,并由价格信号敏锐地反映出来。
因此,良好的电力市场首先就要能让电价“动”起来,将每一个环节“联动”起来。
在传统的电力工业组织结构下,在电力产品作为公共产品的背景下,电力也有价格,但这一价格是以一种与价值和成本不具体对应(而与使用者和使用用途有关)的形态存在,且长时间静态地存在。
这种供需隔离的静态电价,政府之手是横亘在中间的,供需双方的诉求,只有通过政府的审批才能实现。
电力企业和用户的生产经营计划,在审批制度面前都显得苍白无力。
这在现实中导致了巨大的效率损失和经济损失。
为此,在电力市场出现之前,各国在终端电价设计了各种各样的模拟动态电价,如丰枯电价、季节电价、峰谷电价、假日电价等,这类电价的出现当然比静态电价进了一步,但无论其设计如何精巧,始终都无法与实际的供
需情况拟合。
同时由于在这种电价机制下,电力企业的盈利模式是不确定的,企业的商业追求必须服务于政府的调控目的,所以民营企业很难在这一领域长期立足,这也是目前中国电力资本迅速出现官进民退的深层原因。
电力现货市场是实现电价与电力供需状况完全拟合的工具。
同时在电力现货市场中,价格注定要比几乎所有其他商品都要波动得更频繁、幅度更大。
譬如在英格兰威尔士电力库建设初期,每天的价格波动幅度都在4倍以上,如果在一个长时间内考察,价格波动幅度可以
达到100倍;而且这还是在设置了价格上下限的情况下产生的,否则还可能更高。
显而易见的是,价格的波动趋势,无论是短期还是长期的,必然是双向的,这是所有市场的一般规律。
中国东北和华东2个区域电力市场试点的停止,一个重要原因就在于人们不习惯市场的价格波动。
实际上,东北电力市场竞争推动电价上涨不过0.03元/(kW·h),不到东北平均电价的10%;而华东电力市场的情况正好相反,竞争的结果是电价往下走;这些波动其
实远小于近3年来经政府之手调整电价的幅度。
事实上,政府调控的电价,往往一路上涨。
其次,电力市场应具有稳定预期的功能。
市场不仅要具备能提供一个充分变动电价的功
能,而且要具备能提供相对静止电价的功能。
短期波动的电价用以提供指导调节短期生产和消费行为的信号,长期均衡电价用以提供指导长期投资和消费模式的信号。
也就是说,市场是这样一个工具,它首先让价格尽可能地动起来,并且每一个环节尽可能精准地联动下去;同时又用另外一些手段,让价格尽可能地静下来、稳下来。
一个完善有效的市场,既要有捕捉每一个环节价值波动的机制,又要有能吸收其波动的能量,以平稳的价格形式输出的机制,这些机制包括;批发市场的各种长期合约、差价合约及期货、期权等各种金融产品,以及在零售市场的各种价格不同程度固定的电价合同。
电力市场还应具备协调自治的能力。
电力建设和发展的资金密集性和长周期特性决定了其超强的计划性,所以传统的电力规划、建设、生产、供应、使用都是依靠一个超强的计划体系来维系的,这一计划功能的承担者往往是政府或类似于政府的主体。
从长期负荷预测、电力项目的规划、审批、建设,到中短期负荷预测和发电、用电计划安排,无不系于计划主体一身。
尽管如此,这种计划体制看似十分强大,但也在很多时候显得力不从心。
在平常的时候,它必须容忍企业和行业的浪费和低效,在需要的时候,它又必须强迫企业甚至整个行业做出违背市场规律的巨大牺牲,政府是不得已而为之,企业只能无奈地接受。
在许多时候,往往以牺牲系统运行的经济性为代价,来保障系统运行的安全性。
也正是这一原因,迫使许多国家下决心抛弃计划方式,去寻找更为稳妥、正确而又有效的新方式;其基本出发点在于,让每一个市场主体,自由地安排和表达其长期和中短期供需计划,同时,设置一种运行机制,让这些安排和表达能够有效地集成,从而实现整个系统的长期和中短期的计划安排,这显然要比以往那种无法拥有全部信息的一个主体去独自完成全部工作来得更为可靠。
而现代信息技术的发展,恰好在实现上提供了技术可能。
实现上述功能,就是建立一个从长期交易到实时平衡的、连续的、稳健的市场交易机制。
通过这样的市场交易机制,每一个市场主体,包括政府,可以更容易、更准确地发现几年后的市场供需状况和市场价格,从而可以更有针对性地指导电力规划和建设;同样,数月后,数星期后,及至第2天的市场供需状况和市场价格信息的获得,可以更为有效地协调电力的生产、供应和使用。
当然,市场并非万能,政府需要掌握在关键时刻纠正市场的某些工具。
根据电力规划和建设周期特点,电力市场需要长期合约;而电力生产的计划性特点,如燃料供应、来水情况预测及计划和非计划检修安排等,也同时要求有大量的从年度到季度、月、星期等中短期合约存在,再加上日前、时前和平衡市场,共同构成一个连续的交易系列。
在这样一个交易系列中,长、中期合约交易有利于防范市场风险,稳定市场预期,降低交易成本,吸引投资;而包括实时平衡在内的短期现货交易,竞争激励更充分,价格信号更灵敏[2]。
3电力市场的设计
从世界各国的经验和中国电力改革的进程来看,电力市场的组建和完善是一个循序渐进的过程。
因此,将中国电力工业从目前计划为主、垄断程度仍很高的状态通过重组和引入市场竞争机制逐步达到完全市场化,将需要一个过渡时期,以便控制竞争的节奏,积累市场改革经验,协调市场竞争和供电安全的关系,并保障竞争的公平性。
毫无疑问,中国的电力市场改革的中长期目标应该是建立批发竞争的电力市场。
该市场由双边合同市场、现货市场以及辅助平衡市场构成。
在运行模式上,现货市场和实时平衡市场并没有实质区别,更为重要的是,电力市场设计的目的并不是要将各个市场人为分割,而是尽可能的将这几个市场融合在一起,以便形成统一、高效、协调的电力市场机制。
在经济学理论上,现货市场、合同市场设计并没有太多差异,为此,在后面的电力市场整体设计中,我们主要讨论电力现货市场,同时也对合同市场有别于现货市场之处进行详细的分析和探讨。
3.1电力现货市场与合同市场
和其他商品市场一样,电力市场也可以分为现货市场(SpotMarket)和前向的合同
(BilateralContract)和期货市场[3]。
而在电网公开、无歧视准入的基础上,建设具有经济效率的电力批发交易市场则是电力市场建设的核心。
一方面,有效率的批发交易市场是其他任何前向市场有效运行的基准和参照;另一方面,当批发市场有效运行时,其他市场可以有效纳入批发交易市场体系。
例如,高效率批发交易市场的存在可以引导发电容量的充分投资,从而将容量市场与批发市场融为一体。
电力市场设计的核心是有市场运营机构运作的协同现货市场(CoordinatedSpotMarket)设计。
该现货市场的核心就是,采用受安全限制的,基于竞标的经济调度框架(Bid2basedSecurity2constrainedEconomicDispatch),采用基于该调度形成的节点边际价格体系
(LocationMarginalPricing,LMP),以及基于LMP的财务传输权(FinancialTransmissionRight,FTR)。
基于受安全限制的,基于竞标的经济调度(以下简称调度或经济调度)形成的节点价格(LMP)是实时电力市场的核心和关键,该价格体系可以提高系统的可靠性,保证市场灵活性并为投资者提供正确的经济激励。
强调现货市场设计是电力市场设计的核心,并不是鼓励电力交易尽量在现货市场完成。
相反,好的现货市场设计是长期双边电力交易的有力支撑,更可以促进双边交易的大力发展。
按照电力交易的时间划分,电力市场可分为前向市场和现货市场,前向市场类似于普通行业的期货市场,在电力前向市场中双边契约交易模式占绝大多数。
直觉认为,如果发电厂在前向市场(长期期货市场或者DA市场)上将大部分可能发电量出售的话,那么RT市场价格将对发电厂商基本没有激励作用。
至少在两部清算机制下,这种直觉是错误的,也就是说,即使供电商参与前向市场交易,在两部制清算机制下,供电商仍然完全具有随RT市场价格改变经济行为的激励,下面我们举例说明。
我们假设供电商在前向市场上以价格P1向系统操作者出售电量Q1。
简单起见,假设供电商在现货市场上销售电量为Q0≠Q1,实时电价为P0。
注意到,如果Q0>Q1,供电商超额供应电量部分Q0-Q1所收到的价格为实时电价P0,如果Q0 因此,供电商在前向市场以价格P1售电Q1,并在RT市场售电Q0得到的总支付为: 供电商得到的支付: R=Q1×P1+(Q0-Q1)×P0 该式可重写为: R=Q1×(P1-P0)+Q0×P0。 在现货市场上,Q1和P1都已经确定,同时,如果市场是竞争性的话,对单个供电商来讲,P0也是给定的。 也就是说,对参与实时 (RT)市场的供电商来讲,收入R的第一项Q1×(P1-P0)=RF是给定的,或者说,供电商将之作为“沉淀”成本对待。 根据经济学原理,具有“沉淀”特征的第一项不影响供电 商的实时售电经济激励。 (我们在表1中列出了参与和不参与前向市场的供电商的利润。 ) 参与和不参与前向市场交易的供电商利润 参与前向市场交易 R1=RF+Q0*P0-C(Q0)RF=Q1*(P1-P0) 不参与前向市场交易 R2=Q0*P0-C(Q0) 表1两部制清算机制下的供电商利润 该结论有两个重要的含意。 首先,该结论意味着,在两部结算机制下,如果现货市场是竞争性的,那么任何前向市场上的决定都不会影响供电商在现货市场上的任何决定。 更重要的是,该结论表明,现货市场的有效性是整个电力市场设计的核心与关键,即使前向市场上的交易是低效率的,有效的现货市场也可以保证整个电力交易的效率性,或者说,一个有效的现货市场是整个电力市场设计效率的守护者[4]。 3.2电力市场定价理论 价格是市场机制运营的核心,电价形成机制也是电力市场运行的关键。 在经济学标准理论中,边际定价是最优的定价方式,但很多经济学家则强烈反对将边际定价应用于电力市场中。 这些经济学家的理由是,由于电力市场的实时平衡特性,如果采用边际定价的话,电价的峰尖值将非常高,甚至超过可能的用户承受能力。 此外,这些经济学家的另一个理由是,边际定价将影响电力系统的长期稳定性和容量充足性。 但经济学理论和实践都表明,边际定价可以保证电力市场的效率性和长期容量充足性。 不仅如此,实践和理论也表明,电力市场应该实行和其他商品市场并不一致的节点边际价格体系(LMP)。 (1)电力市场边际定价与稀缺租金根据经济学基本原理,边际成本定价是具有经济效率的。 而电力市场的特殊性就在于, 由于消费价格弹性非常低,有时可能不存在均衡市场价格(边际成本定价),或者均衡价格太高而不被监管机构所接受。 由于电力市场存在大量的固定成本,电力市场价格必须至少在某一时间段内高于运营成本,获得稀缺租金以补偿发电厂的所有成本和正常利润。 如图1所示,当需求曲线为D1时,均衡价格为P1,而当需求为D2时,均衡价格可能非常高,这时,监管机构或者系统操作者将使用非市场手段使得需求曲线移至ID2,此时,均衡价格为P2。 价格P1和P2的形成机制均和经济学基本原理相一致,并符合经济效率原则。 同时,在这两个价格下,被调度的发电厂商都获得了稀缺租金[5],当市场是竞争性的时候,这些稀缺租金可以保证发电厂商的完全成本回收和正常利润。 同时,边际电力价格还可以为发电、输电和消费方投资提供正确的信号和经济激励。 然而,在实际操作中,往往存在对边际价格的扭曲。 如图2所示,当需求为D2(峰荷)时,系统操作者可使用非市场手段使需求曲线移至ID2,此时,符合经济原理的边际价格应该为P*,但是,在实际运营中,如果系统操作者知道此时发电厂商的边际成本,最终均衡价格往往是P2而非P*。 这种定价机制事实上向下扭曲了市场均衡价格,使得价格仅可以补偿运营成本,而不能保证发电厂商获得稀缺租金以便回收全部成本或者获得正常利润。 这种对边际成本的扭曲实质上是垄断型行业结构下,监管机构对价格实行直接管制思维的一种延续。 在垄断结构下,市场价格被设定为企业的平均成本或者边际运营成本,同时,如果行政定价不足以保证发电厂商的完全成本回收,则监管机构将通过其他手段,例如容量支付等,来保证发电厂商的收入。 但是,这种价格行为却是与竞争性市场结构不相适应的,市场机制要求价格可以根据需求和供给的变化而灵活变动,同时要求市场出清(均衡)价格可以保证供应商的完全成本回收和获得正常利润。 从这个意义上来讲,建立竞争性电力市场结构要求我们尊重市场规律,允许电力价格灵活变动以便反应市场的边际成本,而不能对市场价格进行扭曲。 也就是说,在制定电力交易模式的过程中,电力定价规则应该是边际成本电价,同时尽量不向下扭曲该市场价格。 图1边际定价理论 图2对边际定价的扭曲 (2)节点边际价格与系统单一价格上述分析表明,电力系统实行边际定价不仅是可行的,也是合理和具有经济效率的。 确 立了边际定价的原则之后,我们需要考虑和分析电力系统的另一个独特之处: 电力系统定价的地域性。 在经济学理论和实践中,任意商品的价格都可以随着地域的不同而不同,这种价格差异可以源于成本差别,也可以源于运输和交易成本。 但在电力行业中,长期实行的电价机制却是一种系统单一价格机制,即同一大供电区域内的电价完全相同。 这种定价机制是和传统的电力行业垂直一体化结构相适应的,但随着电力市场机制的引入,系统单一价格的弊端逐步暴露,而更具经济效率的节点边际价格体系则逐步得到认可和推广采用。 节点边际价格体系(LMP)要求在安全限制内,根据供给和需求方的竞标行为,在每一个节点都实行边际成本定价,同时,利用这些价格确定网络阻塞时的传输使用费 (TransmissionUsageCharge)。 这些价格正确地反映了每一个节点的真实生产和消费成本,以及网络阻塞情况。 也就是说,节点边际价格可以向发电投资、输电网路建设和消费方投资提供正确的经济激励,保证行业长期投资的充足性和均衡。 在LMP体系下,所有的发电厂商和购电厂商以及其他市场参与方都向电力市场运营机构(SO)提交竞标额。 其中,发电厂商向市场运营机构提交电力供给竞标额,购电商提交电力购买竞标额。 如果没有网络阻塞的情形,市场运营机构将根据电厂的竞标额,按照从低到高的顺序对电厂进行调度,同时,按照竞标额从高到低的顺序向购电商供电,市场供给等于市场需求时所确定的价格即为竞争市场价格。 当出现网络阻塞时,市场运营机构将对原有调度方案进行调整,调度阻塞区域内成本较高的电厂,同时放弃调度阻塞区域外成本较低的电厂。 此时,输电网络的阻塞将导致阻塞区域内的电力价格高于区域外价格,两者价格之差即为网络阻塞时的输电网络阻塞费。 为了使得交易双方可以规避这种区域价格差风险导致的输电使用费风险,市场运营机构将负责运营传输权(TransmissionRight)市场,该市场将负责传输权的前向和实时交易。 节点边际价格体系是与系统单一边际价格(UniformMarginalPricing)相对应的。 在系统单一价格体系下,无论是否位于同一个节点,区域内所有的消费者的支付以及发电厂商得到的支付都相同,即系统仅有两个价格,系统购电价格和系统售电价格,两者的差额为系统的额外费用。 而在节点价格体系下,每一个节点的价格都可以互不相同,这取决于网络是否出现拥塞。 我们用图来表示节点边际价格和系统单一价格的区别。 如图3所示,如果节点1和节点2之间的线路没有出现拥塞,且不考虑损耗,则节点1价格P1将等于节点2价格P2,P1=P2,同时,在每一个节点,发电厂商销售价格Ps等于消费者购买价格Pd,Ps=Pd。 如果节点1和节点2之间的线路出现拥塞,在节点边际价格体系下,和没有传输拥塞时所不同的就是,在具有传输拥塞时,拥塞线路两端的节点价格将不再相等,即节点1的价格P1将不等于节点2的价格P2,两者之差P2-P1等于传输使用费。 而在系统单一价格体系下,和没有传输拥塞时一样,在每一个节点,发电厂商销售价格Ps仍然等于消费者购买价格Pd。 考虑网络拥塞的情形,此时,线路的拥塞导致节点1的廉价电力不能够输送到节点2,系统操作者不得不调度成本更高的节点2发电厂,可以认为,网络拥塞时更高的电力供应成 本以及相应的价格应该由节点2消费者来承担,也就是说,节点2的价格应该高于节点1价 格,而不是像系统单一价格体
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