近日，澳大利亚国家能源市场（NEM）在暂停后分阶段重启。此前澳洲全国电力市场首次暂停引发全球关注。

2021年下半年，中国国内也发生了局部电力短缺。在当时的讨论中，有观点认为电力市场作用有限，燃料价格未完全传导至终端用户。近期澳大利亚市场按规则运作暂停的操作表明，即便电力市场运行良好，将成本传导给消费者，也会引发其他问题。

围绕澳洲电力市场停摆事件，国际能源转型学会（ISETS）联合悉尼科技大学澳中关系研究院、《南方能源观察》杂志社以及碳排放权交易省部共建协同创新中心，共同举办了第四届ISETS能源转型论坛“当能源转型遇到能源危机：中澳双城记”线上主题研讨会，来自中澳的电力能源专家和200多位国内外嘉宾参加了研讨。

研讨会主办方国际能源转型学会理事长施训鹏表示，中澳都是主要的一次能源生产国，都面临能源供应和可负担性（价格）问题，这也是全球面临的共同问题。就电力市场而言，中澳电力市场形态、阶段不同，澳洲电力市场遭遇的问题可以为中国电力市场提供参照。

“探讨在全球能源供应紧缺的背景下，行政干预与市场运行在能源转型中应该发挥怎样的作用，是我们举办本次论坛的初衷。”施训鹏说：“尽管很多问题没有标准答案，观点碰撞总能给人以灵感。”

研讨会联合主办方《南方能源观察》杂志执行总编辑冯洁表示，在全球能源问题仍在变化的情况下，要持续关注供应和价格问题对全球能源转型的影响。微观层面，摆在各国政府和电力市场设计者面前的首要问题是，电力市场如何适应短缺涨价问题并作出调整，如何以较低成本、较高效率解决短期问题并着眼长期。

以下为与会专家观点提炼。

01

容量补偿利于传统能源，转型成本高于预期

阿德莱德大学全球资源和食品中心副教授 Liam Wagner

澳大利亚是世界上最大的液化天然气（LNG）出口国之一，国内市场价格与国际市场挂钩，而东部各州没有天然气储备政策，直接影响了电力系统的运行。

西澳则出台了国内保留政策，未发生能源危机。地方政府要求必须生产一定数量的天然气供国内使用，并且其价格与亚洲市场挂钩时，批发市场的天然气价格等于边际生产成本加上利润。与东部各州相比，天然气价格较低。

澳洲国家电力市场（NEM）覆盖昆士兰州、新南威尔士州、南澳大利亚州、维多利亚州和塔斯马尼亚州。近一年来NEM电力装机结构中，近 66% 为煤电，7% 为气电，可再生能源近些年发展迅速，目前大约有 18% 的太阳能、风能以及 9% 的水电。

近期，全国电力市场价格大幅飙升，作为单一能量市场，NEM现货市场的最高限价为每兆瓦时 15000 美元，可让发电商，特别是顶峰机组在燃料成本不确定的情况下收回成本。

气电机组通常希望在每年运行 3% 到 5% 的情况下尽可能收回边际成本。俄乌冲突后，天然气价格飙升，超过 40 美元/千兆焦耳，而以往气价通常在 10 — 15 美元/千兆焦耳。国际天然气市场的需求不断变化，全球液化天然气供不应求，欧洲又是主要需求市场。以往澳大利亚生产的天然气边际成本不到 5 美元/千兆焦耳，昆士兰州和新南威尔士州的煤层气本不算便宜，边际成本大概在 9 美元/千兆焦耳。2022年两者却分别超过35 美元和 40 美元。

澳大利亚近期正经历寒流 ，因此用户对电力尤其是采暖需求一直在上升。燃煤机组有预定的维护期，其中一些甚至运行了 60年，因此需要定期大修，确保安全可靠运行，同时部分煤电机组还出现了非计划停电。

危机发生后的一周内，电力市场现货价格的滚动七天数值突破累积价格阈值（Cumulative price threshold，CPT），触发了管理价格上限。目前基于五分钟出清时段的价格，CPT为1359100澳元，市场价格自动降到300澳元/兆瓦时。

气电商看到电价和气价之间的价差缩小，盈利大幅缩水，加之电力市场的天花板价格限制，会导致越发越亏，因此选择不发电。这时联邦政府根据电力法对市场运作进行了调整，AEMO让市场主体继续报价、出清，但此时不按市场出清价结算，而是以 300澳元/兆瓦时作为出清价，并在事后根据规则对发电成本高于该价的机组进行补偿。机组依然按照出清结果进行调度。

根据电力法，气电商有义务运营机组并确保供电安全。但随着天然气价格暴涨，发电盈利明显减少，他们试图在之前一段时间向别的地方抛售多余的天然气，以赚取更多。虽然从商业角度看没什么不妥，但却凸显了澳大利亚缺乏远见。州政府之间并不总能相互合作，在能源方面也是如此。

当我们从煤炭转向天然气发电时， 天然气价格的变化会改变市场竞价行为。拥有不同发电组合资产的公司可能会故意操纵市场，增加市场波动性，抬升市场价格。本次澳大利亚现货市场价格的大幅波动，根源上是因为NEM是单一能量市场。未来我们可能重新考虑市场设计，特别是建立容量补偿机制。但容量补偿机制将更有利于传统能源发电，因此与其他发达国家相比，这可能会使澳大利亚的电力排放强度保持在相当高的水平。电力市场与能源转型会非常坎坷，并且要付出比预想更高的成本。

02

高价之下，天然气出口还是留存陷两难

澳大利亚 AGL 能源有限公司能源市场部原主任分析师 刘东胜

围绕澳洲电力市场停摆我们已经看到了许多问题， 高价持续了很长一段时间，现在的核心问题是，如何用新的电价机制来反映高昂的天然气价格。 由于澳大利亚的气价与国际市场关联，高气价传导进国内。很多人抱怨澳大利亚的天然气出口政策，认为如果减少出口，天然气价格保持在8美元/千兆焦耳的舒适价区，也许就不会发生危机，但是如果违约减供，澳洲市场可能将被孤立，这种两难也是全球化的后果之一。

03

电力供应与电价波动成常态，市场交易机制待完善

广州电力交易中心发展研究部副主任 梁志飞

中国南方电网覆盖五省，2021年南方五省最大电力负荷为2.16亿千瓦，到2021年底，华南地区可再生能源装机容量占比47%，2018年、2020年的可再生能源发电比例均达到50%以上，且逐年增加，风电、光伏发电几乎全部消纳。

南方五省的目标是建立一个区域市场，由五个省级电力市场和一个跨省市场组合而成。广东市场包括中长期交易和现货市场。其他四省以年度、月度的中长期交易为主。在这些省份中，云南与贵州有一部分电通过中长期交易外送广东。

近年来，中国出台了一系列支持可再生能源优先发展关键政策。2017年，国家发改委、国家能源局发布了关于有序放开发用电计划，保障清洁能源消纳的通知，要求新建燃煤发电机组全部为市场电，制定优先发电计划时，确保对风电、光伏的保障性收购。2019年，国家发改委发布了关于各省可再生能源消纳责任权重的通知，明确了各省的消纳责任权重。2020年，广东消纳可再生能源的最低权重是28.5%，这意味着广东的电力消费必须包含至少28.5%的可再生能源，可在本省投建可再生能源项目或从外省采购，这项政策是中国支持可再生能源发展的关键政策。

目前中国大多数省份的电力市场是单一能量市场，尚未建立容量市场。因此我们用长期交易来稳定价格与能源供应，南方五省约 80% 的交易是年度交易，10% -15%是月度交易，五省启动了日前市场、日内市场的交易比例为5%，同时，市场采用了价差撮合出清的模式。

在“双碳”目标下，未来可能会面临电力供应及电价方面的一些挑战。事实上在 2021 年，不仅在中国，世界其他国家都面临着类似挑战。这意味着，随着可再生能源的快速增长，我们将不得不面对价格与电力供应的不确定性。

新态势首先体现在供电压力加大。到2030年，南方地区风能和太阳能发电装机可能增加2亿千瓦，而有效容量仅增加3000万千瓦，高比例可再生能源参与现货市场将导致价格区间频繁波动。因此，我们需要建立相应的定价机制，防止误判长期电价及投资扭曲。新能源电站的投资者也会认真考虑，什么样的价格能为风电和光伏投资带来稳定收益。

未来随着可再生能源的快速增长，规划、交易和调度部门需要重新调整可再生能源交易模式，协调可再生能源和化石能源的发展。在规划层面，未来5年甚至20年，要保障电力供应并支持发电商的投资收益、购电协议、建立健全容量市场或容量补偿机制，满足发电投资的项目融资需求，并确保消费者拥有绿电产品所有权。在交易层面，未来1到5年内通过中长期电能量交易满足发用电主体的需求。在执行层面，需要更短周期的现货、辅助服务等交易品种对发用电主体的需求进行微调，并适应新能源更加灵活的发电特性。

然而，无论怎样的市场机制，始终无法避免高比例可再生能源场景下的电力供应问题。

高比例可再生能源发电并网会产生“两个不稳定”。首先是电力价格剧烈波动导致电力市场现金流不稳定，其次是新能源发电在不同时间尺度的间歇性会导致一次能源需求预期不稳定。前者会导致发电供应能力的不稳定，而后者则会导致一次能源供应的不稳定。剖析其内在原因，一是难以量化决策调节性电源的兜底能力应该留多少，而缺乏稳定现金流支撑的企业经营环境加剧了这种困难。二是可再生能源发电的增长会传导到一次能源生产侧，联动影响一次能源的市场生产预期、长期供应能力，而后者是对电力供应最大的影响。

综合国内外案例来看，电力市场干预措施包括启用市场暂停下的价格、调用紧急备用、补偿发电运行成本、加强煤炭供应四方面措施，这其中既有“治标”也有“治本”。其中，市场暂停下的价格是为了控制电价波动对全社会的影响，为采取下一步处置措施争取时间，相当于给市场来了一针“退烧药”。采用计划手段调动应急备用是保障电力供应的最直接手段，相当于加了“抗生素”。补偿发电运行成本可以确保发电侧有能力有意愿参与市场干预，防止市场暂停反复，相当于给市场加强营养。加强煤炭供应可以将电力现货出清价恢复到正常区间，从根本上解决市场暂停，属于强身健体的“治本”的措施。

药方类似，但是用的效果因人而异。回顾2021年初的美国德州停电，下药的时机就需要仔细把握。澳洲这次的药方效果如何，要看后续发展。本次澳洲市场暂停事件与中国2021年第四季度的电煤供应紧张、电价上涨情况具有相似性。一是触发条件相似。一次能源量缺价涨与用电增长叠加，大部分非现货省区市场电价上限较低，难以支持电厂生产经营，导致发电能力短缺。二是处置过程相似，通过加强电煤供应、扩大煤电基准价上浮空间、疏导电价涨幅等措施化解了市场风险，“标本兼治”保护了市场主体。目前在国内第一批八个现货试点省区中，仅广东现货市场规则中采用了二级限价机制，以及与一次能源价格联动的报价上限，既防范极端现货高价对社会稳定的影响，也考虑到电厂的可持续经营。山西设计了现货市场熔断条件下的临时价格机制（日前价格）。同为受电省区的山东、浙江均未在规则中考虑上述措施。

随着我国电力市场化改革的进程加速，发用电主体不断放开，电力市场与一次能源市场的耦合越来越紧密，一次能源价格在电力市场中的扩散、放大效应越来越突出，电力市场的风险防控及干预措施必须要通盘考虑上下游。建议在下一步南方区域电力市场建设中考虑以下方面：

一是全面考虑电力市场与一次能源供应联动，制定市场干预闭环处置措施。建议在国内各电力现货市场中，全方位考虑市场暂停（或熔断）期间的合理定价、应急备用安排、发电运行成本补偿、一次能源供应保障，制定干预启动、干预结束的完整方案。

二是提前谋划南方区域电力市场应急预案，预判各种极端场景做到心中有数。下一步南方区域电力市场将覆盖五省区，各地天气及供需变化、一次能源依赖度存在差异，可能存在部分省区现货价格持续达上限的极端场景，需要提前考虑区域范围的现货市场暂停及干预应急预案，做好事故预想。

三是有必要请各级政府高度关注一次能源供应情况。促请政府主管部门加强行业和市场监管，防范电煤、天然气大起大落通过电力市场向全社会放大，继续大力支持电网企业发挥平台和蓄水池作用，保障改革电力市场化改革平稳有序推进。

04

近年电力危机成因复杂，并非市场设计之过

中国人民大学应用经济系教授 宋枫

首先，电力危机并不一定是市场失灵的标志。这次澳洲电力危机不是市场设计造成的，而是没有预留足够的天然气储备。实际上2021年中国的电力短缺，更多是上游煤炭行业政策导致煤价暴涨，成本无法传导到终端用户。近年电力危机成因复杂，并非市场之过。限价在危机中发挥了作用，电力短缺并不代表电力市场失败了。

其次，必须认识到市场能做什么，不能做什么。市场善于提高效率，给予市场参与者适当激励，尽量降低成本。但市场不擅长保护低收入群体，也不擅长控制污染，如果市场设计不当，甚至不擅长确保充足的供应。近几年来，英美对于电力市场进行改革的重要动机是，激励发电商投资新产能，尤其是在风电、光伏等可再生能源日益普及的背景下。电力是日常生活的必需品，电力市场设计又涉及到能源安全、气候变化、经济性等多重因素，我们要知道市场擅长什么，不擅长什么。在市场设计得当的情况下，我们还需要结合其他政策手段，比如危机时的容量政策或紧急应对措施等，才能实现市场不擅长实现的目标。

第三，厘清中国的市场化改革，政府和市场各自能做什么，不能做什么。每个国家的电力市场改革都是复杂且困难的，中国也不例外。出于对电力安全、保护低收入群体等方面的考量，政府不希望看到过度的价格波动。Liam Wagner博士提到，未来澳大利亚电力市场的价格波动将会增加。实际上如果中国的电价如此波动，危机也会发生。相比其他国家，中国风电光伏的总体规模更大，政府为避免电力危机，在市场设计的时候，就设定了一些边界。

05

承认市场失灵，政府应发挥指导作用

澳大利亚伍伦贡大学商学院副教授 Rabindra Nepal

首先，能源转型的解决方案不仅强调技术变革，也需要经济与监管政策协调配合。一直以来，世界各地去管制后的电力市场承受着很大压力，俄乌冲突触发的市场危机也并不是孤例。

例如，几年前新加坡批发市场价格就有上涨趋势，许多零售商因无法将上涨的成本转嫁给消费者而破产，还有更早前的2003 年加州电力危机，再看如今的澳大利亚电力市场，实际上市场是失灵了。

从经济学的角度，如果出现了生产或者消费不足，一些用户被排除在市场外，就像现在所发生的，那么市场就失灵了。我们应接受并承认市场失灵了。如何在市场失灵的情况下制定正确的政策，引导并支持市场呢？

澳大利亚NEM停摆虽然是历史首次，但2016 年南澳电力市场也暂停了 13 天。如果用可负担性、供应安全和环境可持续性这三个关键能源目标来评估，澳大利亚电力市场显然不能同时实现。

工党政府制定了雄心勃勃的气候目标，到 2030 年减排 43%，到 2050 年实现净零排放。我们应将实现气候目标的解决方案留给市场吗？答案是否定的。那么，未来电力市场应如何参与来实现不同的能源政策目标？

实现气候目标的路径应是市场与政府的正确结合。政府要引导市场发挥资源配置的作用，不同政府可以采取不同形式。

市场设计的另一关键在于发电侧竞争。是沿用现在批发市场，发电商们靠市场竞价签署协议，还是采取单一买家模式（Single Buyer model），由市场运营机构作为唯一购买方代表的发电竞争模式？实际上单一买家模式既允许发电侧充分竞争，同时也提供了一个管理电源结构和容量的机制，还能够降低盈利风险。

此外，还要考虑政府如何能积极参与电网的建设运营。随着可再生能源大规模并网，阻塞问题会越来越严重，电网扩建也是必要的。同时，还要考虑可再生能源的融资情况，政府也应在可再生能源融资中发挥作用。

我们没有必要否认市场失灵，而是需要有正确的支持性政策来引导市场运作。未来的电力市场设计，应基于市场要素，让政府参与制定不同而又相互关联的能源政策。

06

普及电气化减碳显著，电力市场将是未来能源政策核心

悉尼科技大学可持续未来研究所主任、副教授 Sven Teske

2021年 5 月，联合国政府间气候变化专门委员会（ IPCC）的第六次评估报告以控制温升在1.5℃内为目标进行了严格测算，发现自2020年起，人类有67%的可能性将温升控制在1.5℃，此时全球碳排放预算仅剩4000亿吨二氧化碳，按照目前全球平均排放约400亿吨二氧化碳进行测算，4000亿吨的碳预算将在10年内耗尽。因此，各国应尽快调整应对气候方案的目标和具体方案。

而如何在保证经济发展及公正转型的情况下利用好碳预算呢？碳密集型的能源市场必须转向零碳。国际能源署发布的《全球能源部门2050年净零排放路线图》指出，要实现全球 2050 年净零排放， 不仅能源系统必须完全脱碳，而且要改变土地利用方式，并采用造林、植被恢复、固碳等负排放技术。

IPCC 根据不同技术的成本—收益做出的减排潜力评估显示，风电、光伏是目前为止最重要的可再生能源，其次是生物质能、水电和地热能以及核电。在建筑行业，能效是最具潜力的技术，且价格低廉，投资回报率非常高。交通及其他行业的电气化也是减排的必经之路。从终端能源消费来看，建筑与工业行业的供暖和制冷占全球能源消费的 51%，但其中仅 11% 由可再生能源提供。交通行业用能为32%，仅3.7% 来自可再生能源。电力行业占比为 28%，其中17% 由可再生能源提供。过去十年，电力行业的可再生能源占比增长较为显著，而建筑、工业、农业和交通的份额增长则相当缓慢。

我们为全球 50 多个国家及地区构建的模型显示，如果提高交通、供暖和工业用能的电气化率，一个国家的电力需求大约会增加一倍。在电力完全来自可再生能源的情况下，实现能源碳中和是可行的。因此，电力市场将成为脱碳的关键，并将成为未来能源政策的核心。

与此同时，我们需要制定非常广泛的政策。为实现保持1.5 ℃内的温升目标，在全球范围内停止新增传统化石燃料投资极为必要。其次，需要制定合理的碳价。第三，所有经合组织（OECD）国家都需要在 2030 年前逐步淘汰煤炭，停售内燃机汽车。我们还需要提高能效，并要求各行业披露能源强度，以便为各行业制定相应的投融资政策。其中，围绕电力市场的政策将是全球范围内实施脱碳的关键核心政策。

07

传统电源替代者仍不成熟，单凭市场或难推动转型

欧洲能源智库Ember高级分析师 杨木易

澳大利亚电力市场停摆背后有着更深层次的原因。市场停摆与澳大利亚现有的电力系统越来越无法提供足够的长持续时间灵活性资源，应对可再生能源发电的季节性波动有关。承担该作用的传统发电厂在过去一段时间内受到市场萎缩、燃料价格高企等因素的影响，能力难以发挥，决策者对电力市场面临的这一新情况反应迟缓。

我们是否有其他方法来替代传统发电厂稳定系统？确实有抽水蓄能、电化学储能和跨区域电力配置等，但这些技术有的还不成熟，有的需要协调多方，难以大规模部署，甚至仅凭提高支付能力短期内也难以达到目标。未来是否应该依靠市场来促进向清洁电力转型？我的答案是不确定的。

08

紧急情况下，政府指导需协调各部门要求

在遭遇能源危机时，即便是采用行政力量也会出现一些矛盾。在中国2021年下半年部分地区能源供需严重失衡时，安全环保部门和能源主管部门对企业的多重要求相互制约。条块分割的管理在日常情况下通常会达到一个比较好的结果，能够平衡实现多目标，但在紧急情况下，可能会相互牵制。这提醒我们，某一领域在执行紧急政策时，需要协调好各方要求，并给出紧急状态下的具体指引，否则政策难以达到最优效果。