波兰电力市场容量拍卖模式及竞争策略

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作者：任昱辉 陶博浩

电力市场化交易以其高效率的资源配置功能逐渐被世界各国所接受和应用，成为未来电力市场发展的主流。而如何理解其交易规则，顺应电力市场发展潮流，成为境外电力投资企业的必修课。
波兰电力交易市场是欧盟电力交易市场的一个缩影，研究其电力交易机制形成，对了解欧盟各国电力交易原理，以及为我国电力改革提供借鉴具有积极意义。同时，波兰容量拍卖市场成立时间较短，国内尚缺乏从事相关研究的论文。因此，本文围绕波兰电力交易市场，简要阐述其市场构成，并聚焦容量拍卖机制，结合实际案例给出作者在上述电力市场下的拍卖实操经验，希望能为国内企业参与境外电力市场开发提供参考。
波兰电力交易市场发展历程
从二战结束至1989年，波兰电力市场采用计划经济模式，统一由政府调节各类能源和电力的交易价格。随着该国经济体量的发展，计划经济模式逐渐无法适应电力交易需求，低效的市场资源配置，不仅造成严重的能源浪费及环境污染，更导致了波兰长期的电价倒挂，使得该国煤矿和发电企业面临重大的生存困境。为此，从1990年起，波兰的能源和电力市场经历了十年最为彻底的改革。2000年，波兰电力现货交易市场成立，标志着波兰基本形成了电力交易的市场化运行机制。目前，波兰电力现货交易主要分为日前和日间两个市场，其总体电价水平已充分反映一次能源的市场供需情况。然而，波兰的电力结构严重依赖煤电的根本问题并未从根本上改变。
随着欧盟碳减排政策的逐步实施，波兰政府承受了越来越多CO2减排指标的政治压力。同时，老旧燃煤电站运维成本的高企，还使波兰政府面临着巨大的经济压力，电源结构调整迫在眉睫。为此，波兰大力发展新能源产业。随着新能源装机比例上升，新能源电站发电负荷的剧烈波动导致波兰电网的稳定性面临较大冲击，加之预期退役的大量老旧燃煤机组，波兰电网届时将面临巨大的尖峰负荷缺口。为保持波兰电网长期稳定，弥补尖峰负荷缺口，鼓励更多社会资本参与调峰电站和储能电站的投资建设，波兰于2017年12月成立电力容量拍卖市场。截止到2021年，波兰已进行了5次容量拍卖。
目前，波兰电力现货交易市场与波兰容量拍卖市场相辅相成，共同构成了波兰电力市场的主要交易模式，保证波电网供需的实时平衡。
波兰电力交易市场
波兰电力交易市场主要分为：现货交易市场和容量拍卖市场，其中现货交易市场又分为日前市场和日间市场。
一、日前市场
波兰日前市场的交易时间为每天8:00-14:30，日前市场交易的参与者将通过电价匹配交易机制，成交未来1-2天后交割的电力合约。日前市场可初步平衡电力市场供需关系，为新建电站释放重要投资信号。
二、日间市场
波兰日间市场采用连续交易机制，交易时间为交割日前一天14:00至交割日当天22:00。市场参与者可以依据电力小时、日间基准、峰值等进行定价，交易订单在交易平台自动匹配。日间市场允许参与者在电力交付的前一天和当天调整合同，并可在交割日按每小时需求量进行交易，更精确地平衡电力市场供需关系。
三、容量拍卖市场
容量拍卖是一种按清仓方式进行的拍卖，拍卖周期每年1次，所获容量供应合同都有一个统一的收盘价。
容量拍卖按规定的轮数进行。在每一轮中，都会定义一个起始价格，并在接下来的几轮中逐渐降低。在每轮拍卖中，如果当前价格不令参与者满意，容量市场供应商可以退出拍卖。在接下来的几轮中，可供容量会逐渐减少。当可供容量小于需求容量时，拍卖结束。容量拍卖结束后，可供容量与需求容量曲线交叉点产生的价格即为容量拍卖的收盘价。
容量供应合同的执行年为拍卖年后的第5年。煤电及已投产现代化容量供应商可获得1-5年不等的容量供应合同，新能源容量供应商可获得17年的容量供应合同。当容量供应商进入运行期后，每年的容量价格将根据通货膨胀指数进行调整。被调度的容量将由波兰电网公司提前8小时通知。
容量竞拍策略研究
本文以波兰A调峰电站项目为例，论述具体的容量拍卖策略。
一、A调峰电站项目简介
A调峰电站总装机约164MW，采用天然气内燃机技术，具备快速启停能力，以满足波兰电网调峰任务。电站用燃气来源于波兰油气公司在项目选址附近设立的天然气站，电力送出通过附近220KV变电站上网。本项目已参与2021年底波兰电力市场容量竞拍，并与容量交易市场签订为期17年的容量购买协议。在运营期，电站除可按照固定价格按月获取容量电费外，还可根据经营策略选择是否参与波兰电力现货市场的电量交易，即在电站建成后可同时获得固定金额容量电费和可变金额的电量电费。
二、容量竞拍面临的主要挑战
由于采用竞争拍卖模式，因此本项目竞拍策略的核心便是容量电价最优。为此，项目在进行投资分析时，需通过专业方法对项目建设和运营期的各项成本费用和运营期收益情况做出恰当评估，以求得投标容量电价。通过详细梳理，本项目关键的成本和收益变量有项目总投资、燃气价格、碳排放价格、运维费用、年上网电量、电量电价等。然而，由于项目所需燃气、碳排放和电量收入的极度不确定性，使得项目部分成本和收益无法准确估计，导致财务测算边界条件缺失。
为准确识别导致项目燃气、碳排放和电量收入不确定的具体因素，我们将项目燃气成本、碳排放成本和电量电费的计算公式进一步分解如下。
1. 电量电费

式中：月电量电费单位为兹罗提；上网电量单位为kWh；日间市场电量电价为兹罗提/kWh；h为计算月第n小时；H为计算月最后一个小时。
2.燃气费用

式中：月燃气费用单位为兹罗提；燃气用量单位为GJ；燃气单价为兹罗提/GJ；n为计算月第n天；N为计算月最后一天。
3.碳排放费用

式中：月碳排放费用单位为兹罗提；上网电量单位为kWh；碳排放单价为兹罗提/吨；单位电量碳排放量单位为吨/kWh；n为计算月第n天；N为计算月最后一天。
通过分析上述公式可知，在计算项目燃气成本、碳排放成本和电量电费收入时，上网电量、日间市场电量电价、燃气单价、燃气用量和碳排放单价均存在不确定性并导致了上述成本费用的取值困难。根据波兰电力市场的运行机制可知，上述影响因素中，日间市场电量电价是基于小时的变量，而燃气和碳排放单价是基于天的变量，上网电量和燃气用量却又与项目的经营策略相关，即发电上网产生正收益时，电站选择上网，而反之选择停机。而经营策略的选择又与前3个变量息息相关。因此如何综合考虑上述变量影响并合理预测未来变量的变化，成为项目分析面临的最大挑战。
三、A调峰电站项目采取的定价策略
为综合考虑上述4个参数的影响，我们首先针对波兰电力改革之后的电价、燃气价格和碳排放价格数据进行了统计分析。在分析了2014-2021年间上网电量电价、燃气价格和碳排放价格的变化关系后发现，由于采用了电力市场的价格调节机制，燃气价格和碳排放价格的变化均在一定时间内传导至上网电量电价的定价中，电量电价与燃气和碳排放价格相关性显著。
因此，基于目前波兰电力市场的交易机制，我们通过分析电力市场、燃气市场和碳排放市场价格的历史数据，并结合本项目生产设备的效率属性，就可以计算出基于历史数据统计结果下的项目年盈利最佳期望值。而这一期望值是同时考虑了上述变量的一个综合指标。
为此，我们引入了盈利水平、平均盈利水平和盈利小时数的概念。盈利水平的概念是指在某一时段，电站通过售电获得的电量电费大于为此支出的可变成本，揉和进了单位燃气费用和碳排放费用；平均盈利水平是指将整个统计期间所有盈利时点的盈利程度做相应的统计学平均；盈利小时数是指项目年盈利发电小时总数，也是通过统计分析获得的一个最佳估计值。
基于上述概念的引入，我们通过分析历史数据中上述3个数据的统计学特征，借以用来评估本项目未来最有可能的燃气成本、碳排放成本和电量电费收入，从而完成财务模型缺失边界条件的补充，并最终完成最优容量电价的求解。
结论
波兰电力交易市场的形成是政治和经济因素共同作用的结果，是波兰电力市场化改革在欧盟电力市场壮大和波兰能源结构转型的历史背景下的必然结果。波兰电力交易市场通过现货交易和容量拍卖的市场手段，有效调节和缓解了波兰电力基础设施供需失衡的局面，也为先进高效的电力生产商提供了盈利空间，极大激发了电力市场的有序发展。
（作者单位：中国电建集团海外投资有限公司）