论文《低碳未来中的电力批发市场设计》

威廉·W·霍根，哈佛大学草稿 01/23/10

用于《驾驭可再生能源》一书豪尔赫·帕迪利亚 (LECG, CEMFI, 和 CEPR) 与理查德·施马伦西 (MIT)，编辑

本章讨论与在大规模电力市场上部署可再生能源相关的困难。它考虑了诸如电力系统设计、输电网络和智能电网发展等问题。关于适当投资存在巨大的不确定性，并且人们普遍认为，实现低碳未来需要创新和发明。如果出现适当的价格信号和激励措施，推动电力市场众多参与者的分散决策，则成功更有可能。这需要特别强调批发市场设计与可再生能源及其他低碳技术的创新之间的相互作用。

驾驭可再生能源

豪尔赫·帕迪利亚 (LECG, CEMFI, 和 CEPR) 与理查德·施马伦西 (MIT)，编辑

本章讨论与在大规模电力市场上部署可再生能源相关的困难。它考虑了诸如电力系统设计、输电网络和智能电网发展等问题。关于适当投资存在巨大的不确定性，并且人们普遍认为，实现低碳未来需要创新和发明。如果出现适当的价格信号和激励措施，推动电力市场众多参与者的分散决策，则成功更有可能。这需要特别强调批发市场设计与可再生能源及其他低碳技术的创新之间的相互作用。

引言

将能源系统转变为低碳结构的政策主要集中在电力部门。发电是化石燃料的主要用途，因此占二氧化碳排放的很大一部分；减少交通等其他部门的碳排放可能涉及增加电气化；并且电力可以且已经在不产生碳排放的情况下产生。此外，燃烧化石燃料的发电设施规模庞大且易于识别，因此自然成为减少碳排放的法规和政策的焦点。

为低碳电力部门设计政策取决于该部门技术和机构的性质。在许多国家，电力系统已经参与到一个重大的重组过程中。该改革过程的关键技术和制度特征集中在批发市场设计要素上，这些要素对扩大对低碳能源的依赖具有重要影响。批发市场涵盖批量发电、调度和电力运输，以最终交付给零售客户。尽管美国和欧盟的细节和管辖规则不同，但批发市场的一个共同特征是贯穿各州和国家的互联输电网络的相互作用。电力零售供应或配电的补充规则很重要，但本文的重点是低碳未来中的电力批发市场设计。主要主题强调了市场设计与实现低碳未来政策之间的强相互作用。

电力系统基本原理

所有电力系统都具有某些共同的基本特征。高效发电受益于显著的规模经济。一个多世纪以来复杂电力系统演进的结果，是形成了一批规模相对较大的发电厂。

为了享受这些规模经济的好处，传统发电厂并不位于最终负荷附近。将电力从发电厂输送到最终消费者需要高压输电线路。由于电力传输的特性，电压越高，所需电流越低，由此产生的传输损耗也越低。变压器将在发电点的相对较低电压转换为高压，以便进行高压传输到另一组变压器，这些变压器降低电压以便配电给工厂、企业和家庭。

通常，本地配电系统在设计上比输电系统简单。特别是，配电网更加分散或呈"放射状"，即一个配电网中的电力问题（停电的主要原因）可以与系统的其余部分隔离开来。

互联的输电网络则是另一回事。最初，输电网络是随着各个公司试图将其发电机连接到其负荷而有机发展起来的。电力系统的特点之一是当负荷、发电或输电连接发生变化时调整的速度。利用当前技术和有限的存储能力，近似而言，电力是即时生产（即发即用）的极限情况。生产和消耗的电力必须在整个系统中保持瞬时平衡，输电网络的任何中断都会导致系统中电力潮流的瞬时重新分配。这个系统不像我们想象中的管道网络那样可控，管道有阀门且流体运动相对缓慢。电力以光速流动。

因此，建设批量输电设施的公司依赖输电网络中的冗余路径来确保可靠性。此外，电力系统需要备用发电容量，以便在失去发电机组时可以立即调用。由于相邻的电力公司不太可能同时面临中断，一个系统中的冗余输电和发电可以帮助其他系统，并降低维持可靠性的总成本。技术和经济的这种融合导致了互联交流（AC）输电网络的逐步发展，这些网络通过成千上万个单独的输电线路将负荷与成千上万台发电机连接起来。

在整个这样的互联电网中，所有的发电机和负荷必须同步。由此产生的整体被称为世界上最大的机器（Amin 2000, 264）。例如，从墨西哥到加拿大的北美大陆主要由三个同步电网主导，即东部互联电网、西部互联电网和德克萨斯互联电网，它们通过有限的交换运行。类似地，一个大型欧洲同步电网覆盖了24个欧洲国家（ENTOS-E 2008, G2）。

大型同步电网的复杂性为电力系统操作员所熟知，但大多数客户并不了解。传统上，电力公司是垂直一体化的，从发电到输电再到配电。客户面对的是一个垄断企业，它提供电力并收取与实际的同期成本关联松散的价格。公司会自行制定发电和线路的投资计划，通常通过与其他垂直一体化垄断企业的联合投资进行。对互联输电网络的控制是通过俱乐部成员之间的一系列双边和多边协议来处理的，但严格排除了潜在的新竞争者。这些俱乐部协议运作得还算合理，尽管在表面之下，地区之间的接缝处或当某个团体成员过度依赖系统时，常常存在棘手的问题。

俱乐部协议涉及输电网络的协调规划和扩建，这始终是一个不透明且神秘的過程。很难定义由此产生的输电权利，并确定这些权利如何在互联电网中分配，并且发电厂的实时调度必须协调一致，以维持电网的可靠性。

由于电力监管的性质及其对成本回收的关注，该系统的运行规则和激励措施变得复杂。监管或政府所有的重点在于控制平均成本，相对较少关注边际成本的作用以及与其与可以或应该指导运营和有效投资的激励措施之间的联系。这段历史将是电力市场改革发展中需要克服的一个主要障碍。

经济效率相对于维持系统可靠性、保持灯火通明始终处于次要地位。稍微过度投资系统有时可能会引发一些不便的质疑，但重大的停电事故，甚至是相对轻微但频繁的局部供应中断，都可能终结职业生涯，因此被认为是不可接受的。批发电力系统的常见方法过去和现在都是将可靠性视为约束条件，将经济效率视为在此约束下寻求的目标。

在实时运行中，发电的可变成本范围很广，从径流式水力发电的几乎为零，到核能和燃煤电厂的中等水平，再到天然气和燃油电厂的高成本。随着负荷在一天内快速变化，夜间低谷时的总发电量可能仅为白天峰值时的30%，因此，在任何时候选择最便宜的可用发电机来发电都是有意义的（Monitoring Analytics 2009, 42）。

基本理念是尽可能接近安全约束经济调度（遵守电网众多可靠性约束）来运行，这种调度提供必要的辅助服务，并在任何时刻和一天的过程中，以最小成本满足给定的电力负荷。在传统的电力模式下，这种经济调度的总成本将通过预设的客户收费来回收，这些收费削弱或完全忽略了在一天和季节中机会成本的剧烈变化。因此，传统系统通常提供了足够的成本回收，但在指导运营或投资方面，却几乎没有揭示或传达激励信息。相反，投资决策依赖于现有电力公司的专家评估，并且很少为新进入者留下创新机会。

尽管运营决策既不公开也不透明，但可以有理由认为，传统上对安全约束经济调度框架的依赖产生了有效的运营决策，并且确实有助于系统的可靠性。然而，为投资和创新发出的信号则完全是另一回事。该系统依赖于受保护的垄断企业的规划决策，缺乏透明度，加上重大的建设延误和成本增加，引发了对投资选择的深切担忧。

电力市场设计

只要规模经济的自然效益使得电力的实际和名义平均价格持续下降（正如几十年来那样），带有特许经营垄断的垂直一体化模式就能很好地运作。电力需求的快速增长掩盖了错误。平均成本在下降，主要的担忧是投资速度要足够快，以领先于不断增长的需求。然而，当规模回报递减、电力增长模式改变以及出现导致成本严重超支的错误时，这种系统开始崩溃。长期以来关于新投资将降低平均电力成本的好消息，很快被新投资更昂贵并将推高平均成本的坏消息所取代（Hogan 2009）。

电力市场改革

这些变化伴随着人们对减少对监管的依赖、更多地依靠市场力量来指导投资和运营的普遍兴趣。例如，在1980年代，美国取消了天然气生产的监管，带来了活动的大幅增长和经济效率的提高。英国和智利的决策者将注意力转向电力系统的类似改革。在美国，通过在垄断俱乐部之外的公司进行有限引入发电投资的成功实验表明，新进入者可以在不影响效率或可靠性的情况下被接纳。1992年，美国通过了《能源政策法案》（EPAct92），其中包括开放输电网络准入的条款。

澳大利亚、阿根廷、欧洲大部分国家、新西兰、美国等地的当局正在尝试组织电力系统的新结构。许多人认识到或假设，发电方面的规模经济已基本耗尽，监管较松的新进入者与现有的电力公司一样有能力建设和运营成功的发电厂。这促使了这样一种观点，即发电、输电、低压配电和供应的垂直分离至少是可能的，也许是可取的。现有的发电机（也许从现有电力公司中拆分并剥离出来）可以相互竞争，也可以与新进入者竞争，以建设发电厂并向包括最终客户在内的其他人售电。本地配电设施将在某种程度上继续按照旧的受监管垄断模式运营，尽管通常仅作为线路业务运营，由电力供应商从发电机处购买电力并转售给最终客户。

这种垂直分离和发电竞争的一个关键要求是对公共综合输电网络的开放接入以及相关关键服务的拆分。对于公共互联电网的最佳组织形式以及服务的拆分，当时并不明确。在美国，重点很快转向了输电开放接入以及为电力市场的所有参与者提供无歧视的价格和服务。事实证明，这些看似无关紧要的要求将对电力市场设计的性质产生深远影响。

具体细节和替代市场方法有很多，关于替代市场设计的文献也很多（Sioshansi 2008）。本文的目的不是复述这些细节，而是强调某些特征，这些特征对于讨论一个严重依赖太阳能、风能和需求侧管理等技术的低碳电力系统至关重要，这些技术与传统的化石燃料发电组合有很大不同。

替代市场设计

为此，我们可以将电力系统市场设计分为三类。首先，存在遗留系统，它们继续围绕垂直一体化和封闭输电接入的模式组织。这将包括美国东南部的大部分受监管公用事业公司和西北部的市政和公共电力系统。其次，存在有组织的反交易市场，这些市场具有聚合的区域输电系统，支持有时与系统运行仅部分集成的独立交易平台和调度程序。反交易指的是输电系统运营商的活动，他们必须进行抵消交易，以撤销市场参与者的调度计划，使净调度计划符合输电系统的能力。这描述了包括欧盟大多数电力市场在内的许多系统。第三，存在独立系统运营商下的有组织现货市场，这些运营商协调调度但不拥有电网，并将实时交易和调度与系统运行结合起来。这种集成包括实际电网的全部节点粒度，用于确定能量流和节点价格。这将包括多州区域输电组织或等效的单州独立系统运营商，它们共同覆盖了美国约三分之二的负荷。

在相当程度上，垂直一体化系统与过去的系统相似，我们可以思考受监管的公用事业公司可能如何适应低碳未来。反交易系统包含了许多市场创新，并在交易安排、运营和投资激励方面允许很大的灵活性。然而，在其核心，这些市场与系统运行的要求不相容。聚合的交易安排忽略了电网的许多相关约束。因此，相关的名义调度计划通常整体上不可行，需要进行反交易来撤销名义市场所做的交易。每当市场调度计划不反映系统运行现实时，反交易或类似的其他系统再调度干预就是必要的。此外，如美国经验所示，可行的反交易市场设计和干预必然是歧视性的，它们选择性地对某些发电机（而非其他情况相似的发电机）进行再调度并支付费用（Hogan 2002）。这种反交易设计对可再生能源和其他低碳能源的处理方式有影响。为了理解这些影响，首先简要概述将市场设计和系统运行相结合的区域输电组织和有组织现货市场的基本特征是方便的。

集成的节点电力市场设计

美国的区域输电组织设有常规的市场监测机构，这些机构对其市场的设计和运行进行广泛的评估。关键的设计标准是尽可能地将现货市场产品和服务结构与实际系统运行相匹配，然后对这些产品和服务定价，以反映能够推动市场出清竞争价格的边际成本。

最初的焦点是现货市场。远期市场起着关键作用，但远期市场参与者会展望预期的现货市场运行。因此，远期市场的有效设计在很大程度上取决于现货市场的良好设计。

此外，关注竞争性市场设计并非意图忽视市场势力存在和行使的可能性。相反，一个好的竞争性现货市场设计极大地简化了可能必要的监管干预以削弱市场势力。对于电力系统，良好市场设计的一个必要条件是良好的现货市场设计。

当与系统运行紧密联系时，良好的现货市场设计可以与双边或多边交易相结合。有组织的现货市场并不排除分散交易。通过现货市场的交易可以是毛额交易（意味着没有单独的双边交易和计划）或净额交易（意味着仅涵盖相对于双边交易和计划的不平衡）。尽管过去对于毛额或净额市场设计的优点有过激烈的争论，但这些差异在很大程度上是语义上的。

所有电力系统中出现的主要市场设计问题都源于互联输电网络的特性。除了规模大、互联、响应快和受 contingency 约束外，输电网络还有一个不寻常的特征，这是由于需要快速响应而导致的。冗余和 contingency 约束之所以存在，是因为无法使用阀门来控制电力潮流。近似而言，一旦负荷和发电的模式设定，通过电网的电力潮流就由物理定律决定，这些定律将电力分配到系统上以（或多或少地）最小化损耗。事实证明，电力在发电和负荷之间的每条可用路径上都会不同程度地流动。这意味着发电厂调度的控制和输电潮流的控制是同一枚硬币的两面。改变调度会改变潮流，改变潮流则需要改变调度。

这一技术事实具有深远的意义。例如，这意味着仅依靠关于发电和负荷的分散决策来运行系统是不可能的。必须对一切进行中央协调，并对足够多的调度进行中央控制，以满足系统运行的要求。潮流的并联流动意味着任何交易系统都必须面对实质性的外部性，因为一个交易的实际潮流会干扰其他交易的实际潮流。在美国，电力公司 struggle 了几十年，试图设计出一套可行的输电潮流核算系统来支持物理输电权，但从未成功绕过电力无处不在流动这一不方便的事实（Lankford et al. 1996）。

解决这个 otherwise 棘手问题的设计方案是认识到安全约束经济调度的框架（系统操作员已经熟悉）为协调的现货市场提供了基础（Schweppe et al. 1988）。这个现货市场本身就尊重系统运行的要求，并为电力市场和远期交易提供了便捷的联系。

认识到必须有一个系统操作员，该设计要求在物理位置提供电力的投标和报价，或提供位置之间的计划，或提供带有偏差投标和报价的计划。因此，提供给系统操作员的信息结构与垂直一体化系统下的信息结构相同，只不过现在工程上对负荷和成本的估计被电力的投标和报价所取代。

和以前一样，系统操作员选择不断变化的经济调度模式来满足负荷并提供辅助服务，同时遵守（许多）安全约束和输电网络上复杂的电力潮流。用经济学术语来说，独立系统操作员将主要的输电外部性内部化，使得输电和交易计划可以是点对点的，并且不涉及点之间的路径。

任何时间间隔内安全约束经济调度的数量结果是一个在每个电气位置上的发电和负荷计划。与数量调度相伴的是一套用于结算目的的市场出清价格，该价格反映了在每个位置增加负荷或减少发电的系统边际成本。专业术语是节点边际定价。这些节点边际价格直接定义了任何两个位置之间适当的输电现货价格：一个直接的套利论证表明，任何两个位置之间的竞争性输电现货价格就是这些位置能量现货价格的差额。

当系统没有拥堵时，市场出清价格将与更简单模型中的普通单一市场出清价格相同，除了边际传输损耗的差异。但当输电约束起作用时，节点价格根据每个位置的活动对系统拥堵的边际影响而不同。这些拥堵引起的差异可能出人意料地大，有时还违反直觉。同时存在的市场出清价格可能远高于某些位置运行的最昂贵发电机的边际成本，而远低于边际成本，甚至在别处为负（Hogan 1999, 4）。这是复杂的电气相互作用在现货市场中显现出来的实质性效应，而以前在系统运行中则被隐藏。

一旦采用这种安全约束经济调度框架，并伴随相应的节点价格应用于市场结算，市场参与者安排或以其他方式处理交易就变得简单了。例如，可以在任意两个位置之间安排双边交易，费用按节点价格差额收取。实际交付中的任何不平衡都将按相关的节点价格支付。有了安全约束经济调度和节点价格，不平衡市场与现货市场融为一体。所有各方都可以参与，因此实现了开放接入。所有方面都面对相同的调度规则和由此产生的价格，因此实现了无歧视。没有规定要求系统操作员通过市场头寸进行反交易，因为不需要反交易来使现货市场符合系统运行。因此，对系统操作员利益冲突的担忧也较少。通过构建，安全约束经济调度与系统运行和现货市场是一致的。

此外，现货市场和节点价格的存在为金融输电权提供了基础（Hogan 1992）。在最简单的形式中，金融输电权要求向权利持有者支付相应节点价格之间的（拥堵）差额。在没有电网 outage 的情况下，金融输电权是一种长期工具，为短期输电现货价格的波动提供了完美的对冲。有了发电和负荷之间匹配的金融输电权，供应商可以签署固定价格的交付电力合同，并确信系统总能通过物理交付或抵消性的买卖来履行合同，而无需支付波动的输电拥堵费用。这种可行的金融输电权提供了在没有成功的物理输电权系统中寻求的功能。

早期有人担心这种集成的节点模型在位置很多的情况下可能无法很好地工作。美国经历了强制聚合区域以减少市场表示粒度的痛苦。遵循开放接入和无歧视规则的区域聚合在 PJM、新英格兰、加利福尼亚和德克萨斯都尝试过并被放弃了（Hogan 2002, 12-13; Potomac Economics 2009, viii）。这种区域聚合本身就抑制了实际系统运行的细节，从而失去了有效的价格信号，进而需要复杂的规则来弥合现货市场和系统运行之间人为造成的差距。痛苦的经历清楚地表明，最简单的系统是尽可能使时间和位置粒度与实际运行和相关的系统机会成本相匹配。具有非常多位置的集成节点设计是可行的。例如，在大西洋中部各州，PJM 每五分钟更新一次约 8,000 个位置的协调调度和价格。这种粒度意味着地理上相近但电气上相距甚远的位置可能具有非常不同的价格，而这些不同的价格加强而非违反有效和可靠系统运行的要求。新采用此模型的系统操作员的定期报告之一是，它极大地简化和改进了调度运行，因为市场参与者有强大的经济激励来遵循调度指令。

一些人认为，更地理聚合的系统会更简单、实施成本更低。如果存在一种替代方案可以避免在实时运行中处理所有细节，这可能是正确的。然而，没有这样的替代方案可用。如果系统操作员应用安全约束经济调度的基础，那么关于输电线路和多个位置的所有必要信息必须已经可用。集成节点市场设计的显著特点是使节点边际机会成本可见，并将其作为结算系统中使用的价格。使用全部粒度的增量成本是适中的，甚至是负的，如果考虑到为克服人为聚合影响而强加规则和程序的成本的话。

聚合区域反交易市场设计

反交易市场在许多方面与上述集成的节点市场不同（Boucher and Smeers, 2002）。一个典型特征是试图将现货市场交易与实际系统运行的细节分开。能源产品是根据某个区域聚合层面的输入和输出定义的。交易在这些聚合产品中达到均衡，然后转化为一系列调度计划，交由输电系统操作员执行。在市场中确定的 nominal 均衡计划很少（如果有的话）能在实际电网上严格可行，因为它们忽略了许多或所有电网运行的约束。输电系统操作员基本上有两种广泛的策略来弥合 nominal 市场均衡与物理系统之间的差距：应用事前限制或事后反交易。

事前限制是为能源产品定义不同的区域聚合，并假装两个区域之间存在简单的管道。通过管道的传输将受到对实际容量保守估计的限制，并且从第一区域内任何地点到第二区域内任何地点的传输将被（人为地）视为具有相同效果。保守的容量缓冲将有助于限制由在管道模型中看起来相同但在实际系统中对容量影响不同的交易所引起的问题。当然，这种方法确保了所有必须使用此机制进行交易的各方对电网的利用不足。相同的保守假设为输电所有者创造了机会，可以开发实际上对市场其他部分保留的输电容量。

市场设计和系统运行脱节所要求的其他形式的事前规则可能包括对更改能源调度计划提前时间的限制。电厂的物理运行和控制机制通常允许在实时运行前几分钟内进行更改，但正式的市场调度计划可能会提前一小时或更长时间禁止更改。这种调度延迟对于高度可变的能源资源可能尤为重要。

尽管有保守的容量限制和其他事前规则，市场调度计划仍可能违反系统的物理限制。即使发电和负荷可能在用于定义通用能源产品的聚合区域内达到平衡，例如，区域内电力潮流可能违反输电约束。没有方法可以设定一个维持区域聚合且反映区域内影响对输电系统作用的事前规则。由交易决定的调度计划无法在不进行某种系统再调度的情况下被 honored，这就产生了对反交易的需求。通常情况下，初始调度计划会被 honored，但系统操作员会安排发电再调度，这涉及在不同位置买卖等效的能源，并产生能够缓解输电约束的反向潮流。原则上和实践上，这种反交易再调度可能涉及正是那些造成潜在过载的交易和发电机。实际上，一台发电机可能首先因提供能源作为 nominal 市场均衡计划的一部分而获得报酬，然后被支付报酬不发电，以便容纳反向潮流并缓解输电约束。

正如所料，这些聚合和反交易安排的激励效应可能极端反常。PJM、新英格兰、加利福尼亚和德克萨斯的区域聚合模型都面临过这些反常激励，这促使它们放弃了区域聚合和反交易市场设计。

其他市场已经实施了运作得好得多的反交易系统。例如，欧盟普遍采用聚合区域来定义能源产品。欧盟使用具有保守输电容量假设的管道模型。所有这些可行的系统都发现有必要放弃非歧视原则。输电系统操作员能够进行一次性反交易安排，以缓解输电约束并平衡系统，而无需向市场中的其他每个参与者提供同样的交易。这降低了发电机索取不运行报酬的能力。虽然必要，但这种输电操作员选择性地参与市场的方式也造成了其自身的激励问题。

这些反交易系统的成本分配机制多种多样。在某些情况下，例如在英国，输电系统操作员在价格上限制度下吸收成本，因此内化了最小化反交易成本的激励。然而，同样的系统要求输电系统操作员独自承担输电扩建的责任，因为市场中的聚合价格信号不足以提供足够激励或信息来指导详细的输电投资。

低碳未来的市场设计

在美国，风能设施不成比例地位于区域输电组织市场中，因为更容易整合（EPSA 2008）。从本文提出的关键特征总结中可以明显看出，远离垂直一体化或带有反交易功能的区域聚合，转向集成的节点市场设计是有净收益的。在美国（Joskow 2008; Helman et al. 2010）和英国（Grubb et al. 2008）展望低碳未来的其他重要评论中也可以找到类似的结论。正如国际能源署在其成员国市场经验回顾中所总结的："节点边际定价是作为市场设计基准的电力现货定价模型——政策制定者应瞄准的教科书理想。基于节点边际定价的交易安排适当地考虑了所有相关的发电和输电成本，因此支持最优投资。"（IEA 2007, 16）

并网标准

发电机并网的规则在影响新容量整合方面起着重要作用。对于集成的节点市场设计，理论上存在基本的简洁性，可以在现实中得到合理的近似。在其他市场设计中，系统并网规则面临着设计协议以克服市场中产生的反常激励的挑战。

集成节点市场设计的简洁性体现在 PJM 系统中"能源资源"并网的规则中（PJM 2009）。一个拥有所需许可并希望在 PJM 市场建设新设施以售电的投资者，只需满足最低限度的要求。主要是技术要求，以确保连接到电网的线路满足电气特性，从而保证并网和线路充电（无实质发电）不会损害系统其他部分。实际上，发电机接口就像是连接到电网其他部分的延长线，必须满足某些标准，并且发电机必须支付设备和延长线路的费用。

这种形式的并网允许发电机在其并网点的节点边际价格下，在现货市场生产、购买和销售能源。当然，不保证生产能源的价格或盈利能力，也不保证在连接点的电网接入权提供了对冲向电网其他位置交付成本的输电权。当输电系统受限时，连接点的节点边际价格可能非常低，发电机可能选择不运行。发电机只需提交一个带有最低可接受价格的报价，就可以让系统操作员在实时中做出这些决定。无需提前安排计划或双边交易。

当然，发电机可以参与远期市场，安排长期合同，购买金融输电权以对冲输电成本，等等。但这些并非并网规则的必要条件，参与交易不会改变价格接受型发电机从简单地向实时市场报价以允许系统操作员在能源可用且节点价格至少等于最低出价时获取能源的激励。

如下所述，在 PJM 中，大多数发电机选择一种更复杂的并网形式，以便参与在能源市场之上运行的容量市场。然而，纯能源并网的简单理想是可用的，并且被一些发电机所采用。

在考虑新发电机并网规则时，反交易市场面临着截然不同的情况。发电机看不到因能源产品定义的区域聚合而隐藏的输电约束成本。因此，他们可能选择建在成本实际上更高但成本转嫁给其他人的位置。此外，典型的反交易市场设计带有明确或隐含的义务，即接受发电机的能源输出并将其输送到某些负荷。实际上，用集成节点市场设计的术语来说，新发电机通过并网获得了一揽子输电权。新发电机的并网可能意味着输电所有者必须进行有时是大量的输电投资来支持这些新权利。类似地，对于所有发电机，特别是对于高度可变的風力和太阳能发电厂，必须增加运行备用或其他控制措施来支持能源输送。输电系统操作员将不得不进行这些投资或对并网施加限制。

新进入者的激励与实际并网成本之间的这种差距，产生了对规则和法规的需求以克服激励效应。例如，新发电机可能被要求在其他地方进行所谓的深度输电投资，以适应其新的发电量，同时不破坏其他发电机的隐含权利。或者，支持扩大后的输电权组合的可靠性和输电升级成本被强加给输电系统操作员，或者通过应用于所有客户的普遍收费来筹集。

智能电网与智能定价

智能电网的概念通常意味着控制技术、信息系统和信息分发的混合体，允许对连接在这个世界上最大机器中的所有设备进行更精细的控制。这将包括输电网络中更灵活的控制，更好地监控电网和配电潮流，实时状态和故障监测，自动抄表，以及重要的是，终端使用设备的实时自动化。来自中央系统操作员的信号将通过网络传递，以改变嵌入电网深处的变压器的设置，或触发您的设置以关闭家中的空调。

智能电网的发展将在分散式发电、终端能效和负荷管理的发展中尤为重要。一个重要的问题是提供什么信息以及谁决定如何使用它。消费者不太可能放弃控制室内温度或决定是否运行工厂的能力。然而，很容易想象广泛采用智能设备，这些设备执行关于何时减少使用以及何时按需运行的指令。

为了使这些智能系统成功，消费者必须收到一个信号，使他们的激励与系统中的机会成本相一致。这在垂直一体化和聚合的反交易系统中是一个挑战，因为在这些市场设计下，消费者面对的价格并不反映系统运行的细节。垂直一体化模型下的命令控制和反交易市场模型下的反交易原则上可以为发电机提供有效的调度并尊重输电约束，但它们本身并不协调客户的激励。

相比之下，集成的节点市场设计提供了一种直接的激励协调方式。通过将节点能源价格传导给用户的零售费率设计，智能设备将拥有与消费者激励和系统成本相一致的智能价格。在可变费率中收取配电或其他客户服务固定成本会造成一些扭曲，但在高峰时段能源价格（应该）大幅变化的常态下，这些扭曲将是微小的。

智能电网需要智能定价。抑制价格信息，特别是抑制最终交付给消费者的价格的市场模型，将需要新的、有时是复杂的规则来消除随之而来的反常激励。相比之下，集成的节点市场设计有意地将市场和运行联系起来，以提供正确的价格信号。

资源充足性

垂直一体化的电力公司的一个核心职能一直是预测电力需求并进行投资。垂直一体化公司的俱乐部成员制定了投资规则，同时分担维持可靠性的责任。实际上，这相当于有责任建设或签约购买足够的发电容量，以提供指定的规划备用裕度（例如，预计峰值负荷的15%），以确保在正常维护 outage 和一些临时设备故障的情况下有足够的容量。

对于垂直一体化的公用事业公司来说，这一义务仍在继续。然而，在发电与输电、配电和最终客户供应分离的市场模型中，情况变得更加复杂。这些模型在实现资源充足性方面的成功既不确定也未解决。在重组的早期，至少在美国，出现了建设更高效发电厂的热潮。这造成了过剩容量。当与糟糕的市场设计以及石油和天然气价格上涨相结合时，这些容量变得不经济，结果导致投资大幅收缩，一些发电机遭受重大财务损失。从某种意义上说，这是电力重组将风险负担转移给自愿投资者而非强加给客户的预期后果。当然，过度投资不是好事，即使问题在很大程度上是由糟糕的市场设计的激励而非市场本身造成的。

其结果是担心未来电力市场中对发电容量的投资不足。这种担忧因能源和辅助服务价格对投资者的回报不足以支持新投资的定期论证而大大加强。尽管应该是预期回报起主导作用，而不是过剩容量市场中的已实现回报，但低迷的已实现回报是令人警醒的。共识分析是，许多电力市场的能源价格过低，在容量稀缺时期（例如一天的峰值时段）尤其低。

对此担忧的反应各不相同。在一些市场，特别是纽约、PJM 和新英格兰独立系统运营商，创建了"容量"产品和相关的容量市场。容量市场的本质是构建对未来负荷和投资的预测，然后对现有和新的发电机或需求响应进行拍卖，以提供满足这些要求的"容量"。如何定义容量以及如何确保其未来在电网上的可输送性的完整描述是另一项任务。然而，很明显，这种容量结构试图重建类似于垂直一体化公用事业公司的责任，但现在是在独立系统操作员的管理下。

对于像风能、太阳能和负荷管理等新的低碳技术来说，定义和衡量容量的困难尤其相关。如下所述，可再生资源的可变性以及定义基准负荷的困难，使得很难将它们映射到常规化石燃料发电容量的等效节省中。部分问题在于容量市场中的产品本身就不易定义或衡量，但技术的巨大差异加剧了困难。

在另一端，人们认识到稀缺定价不足是投资激励不足的根本原因。在澳大利亚和德克萨斯等市场，存在允许在稀缺时期价格上涨的机制，假设这将足以满足资源充足性的需求。

没有什么根本性的原因要求在改进稀缺定价和采用精心设计的容量市场之间做出选择。更好的稀缺定价将在改进运营以及为投资提供市场激励方面带来好处。此外，市场中更好的稀缺定价将补充容量市场的设计，以考虑实际或预期的稀缺支付（Hogan 2006）。设计更好的稀缺定价系统是美国区域输电组织市场中的一个活跃议程项目（NYISO 2008; ISONE 2006; MISO 2009）。

对资源充足性的担忧在美国可能比在欧盟市场设计模型中更为尖锐。所有美国模型都包含监测和削弱市场行使势力的程序，主要通过应用报价上限。这些程序加上许多其他市场设计的细微差别，共同压低了能源市场价格。相比之下，欧盟市场在这个维度上更加不透明，更倾向于结构干预（如剥离资产），而不太倾向于直接干预投标过程。行使市场势力的激励是实质性的，在欧盟背景下机会可能更大。净结果是关于新发电投资激励的图景更加复杂。此外，目前一些欧盟国家引入可再生能源（特别是风能）的更激进政策导致了产能过剩和总系统成本上升，但产能的增加压低了名义市场上出现的能源价格（Traber and Kemfert 2009）。

基础设施投资

提供发电资源充足性只是电力系统必要发展的一部分。其他必要的基础设施发展包括输电网络扩建，以及以更好的信息、更智能的控制和更智能的计量形式部署系统升级。在垂直一体化的电力系统中，这些投资决策过去是（现在仍然是）电力垄断企业的主要责任，并需经过监管批准。然而，重组后的市场呈现出不同的选择组合，并且在许多方面，基础设施投资的责任尚未解决。

发展电力市场的一个主要目的是为分散决策提供更好的激励和机会，并相应地为发电厂和终端能效的投资分配风险和回报。在一个理想化的电力市场结构中，能源市场价格足以驱动发电和终端使用的投资。正如在资源充足性下所讨论的，不太理想的现实尚未实现这一目标，在为终端使用投资提供激励方面也出现了类似的问题。

输电及相关基础设施投资的情况更具挑战性。输电网络以及系统操作员相关的调度职能仍然是自然垄断。即使在电力市场设计的理想化版本中，也很难形成一个依赖基于市场的输电基础设施投资的机制（Hogan 2009, 152-158）。因此，人们普遍（但并非普遍）假设，某个剩余的垄断者，无论是输电所有者、系统操作员还是混合的专门组织，必须做出基础设施投资决策，促使扩建实施，然后通过监管强制让不情愿的受益者支付。

如果受益者愿意支付，他们原则上可以组织起来进行输电投资，而无需监管的强制力。在某些情况下，市场参与者确实自行决定投资并获取增量输电权（Hogan 2009, 156）。然而，在其他情况下，可能根本无法组建受益者联盟来进行可取的输电投资。在这些情况下，输电公司、系统操作员和监管机构必须合作实施投资计划。

设计一个能够同时容纳基于市场和监管驱动的基础设施投资的混合系统，是自由化电力市场的一个重大挑战。在一些地区，假设这种混合系统是不可能的，只有输电公司能够或将会进行投资。在其他地区，正在努力寻找可行的折衷方案。一个有趣的案例是纽约独立系统操作员采用的混合输电扩建框架，该框架模仿了阿根廷的输电投资经验。本质上，纽约独立系统操作员模型允许在受益者自愿承担支付责任时进行分散投资。在受益分散使得难以或不可能组建受益者联盟的情况下，系统操作员和监管机构可以在受益人投票并按估计收益比例支付投资的绝对多数支持下进行（NYISO 2007, 14-15; Bhudraja et al. 2008）。两种投资途径的一个重要特点是受益者支付，成本不社会化，这提供了良好的激励，并且与发电和终端使用的投资框架兼容，不会产生冲突的补贴制度。

发展一个足够的混合基础设施投资框架的能力取决于市场设计的其余部分。在具有共同名义能源产品和单一价格的广阔能源区域系统中，输电拥堵的细节被隐藏，市场信号微弱（区域之间）或缺失（区域内部）。在这些情况下，市场参与者没有投资动力，输电公司垄断可能是唯一可行的系统。例如，在英格兰和威尔士，单一输电所有者国家电网公司负责在监管机构监督下设计、实施输电投资并收费。在美国，基础设施投资计划正在演变，混合存在。新英格兰接近于中央规划和完全成本社会化系统，而纽约、PJM、德克萨斯、中西和加利福尼亚则有各种混合模型正在实施或变化中。

这些系统的每个细节都可能很复杂，但一个普遍原则与基础市场设计相关。通过构建，市场设计越聚合，输电投资激励就越不明确。在聚合区域内，市场参与者没有投资动力，因为输电约束被假设掉。在聚合区域之间，可能存在输电投资激励，但市场中的价格信息只能模糊地反映输电相互作用的现实。只有在完全节点化的集成市场设计中，能源价格才能提供关于输电拥堵的准确信息，从而为授予可行的输电权提供框架。但是，只有当投资本身对市场价格的影响相对有限时，这些市场设计才能提供有效的基础设施投资决策。可能实质性地改变预期市场价格的较大投资，则可能需要像纽约模型那样的混合框架。

绿色能源资源

正如本书其他地方所讨论的，绿色能源资源包括多种多样的技术。核电和大型水电在提供能源的同时不产生实质碳排放，它们对电力系统的影响已为人熟知。较新的低碳或零碳发电技术，如风能、光热发电、光伏发电、潮汐能系统、生物质能以及带有碳捕获和封存的化石燃料，提供了各种非传统的运行特性，可能影响电力系统和市场。能效和负荷管理投资可能实质性地改变负荷曲线，并与发电和输电资产组合强相互作用。

追求低碳技术的可取政策在很大程度上取决于市场设计中的相关选择。在某些情况下，如核电和水电，技术是熟悉和了解的。在其他情况下，如碳捕获和封存或扩大生物质混燃，成本可能不同，但没有什么明显根本上不同于现有化石燃料发电的东西会改变市场设计。在其他情况下，如风能或太阳能，运行特性显著不同。在小规模上，几乎任何新的发电技术都可以被吸收，但大规模整合较新的低碳技术则更为复杂。一些预期的变化，如智能电网、智能电器的发展以及交通部门的电气化，可能需要或促进系统运行和市场设计的重大变化。

不确定性与技术选择

如果你知道该做什么，就去做！如果我们知道该拥抱哪些技术，支持哪些基础设施投资，以及机会将如何演变，那么低碳投资问题就很简单了，垂直一体化的垄断电力公司模式将有很多可取之处。监管机构将继续监督投资选择并设定成本回收费率。在不确定性很小的情况下，任务相对容易，风险低，缺乏对市场参与者的有效激励就不那么成问题了。

不幸的是，我们并不确切知道该做什么。到 1980 年代末，部分由于技术变革，世界各地的垂直一体化电力公司都背负着高成本和不良资产。由此产生的压力导致电力市场改革，以改变激励、决策地点和风险分配。部分推动性的想法是促进电力系统的创新、进入和灵活性。新的技术和操作程序将因市场激励和分散决策而出现。激励将更好地协调以支持终端使用和发电设施的创新，创新将增加。回报与风险相伴，市场参与者将在淘汰不良投资以及利用成功投资方面做得更好。

想法越创新，在受监管的垂直一体化组织下被采纳的可能性就越小。当选择高度标准化且易于评估时，监管运作得更好。但当产品包含许多活动部件或涉及大量不确定性时，制定规则就困难得多。在这些情况下，可以做出商业判断，可以对不确定性进行定价，并承担相关的风险和回报。例如，考虑 Enermoc 及其在 PJM 等市场中提供运行备用的需求产品的情况。提供给 PJM 的事实上的产品行为类似于可靠的备用发电储备，可以在需要时在一组位置满足总负荷或减少净负荷。实际服务（对系统操作员不可见）是与终端用户的一系列复杂的合同和运行协议，允许通过各种技术和干预来减少或暂时转移电力负荷。这些合同是私下自愿协商的，以分担风险和回报。监管机构无需批准复杂多变的个体合同条款和条件。Ennroc 承担合理的商业风险，其回报受到来自其他提供类似服务者的竞争的限制。PJM 获得了创新性的、成本效益高的运行备用，这自然适合其市场设计。市场设计刺激了市场反应，但规则并未规定结果。

这种电力市场改革的广泛动机因发展低碳电力系统的挑战而大大加强。碳排放在大气中持续时间长，在其来源退役后几个世纪仍会影响气候，而发电厂可能运行数十年。因此，我们对很长的时间尺度上的影响感兴趣，并且我们希望并期望在技术和操作程序方面有重大创新。在这个时间尺度上，什么会奏效以及系统在实践中将如何运行存在巨大的不确定性。最大的意外将是如果没有重大意外。

在这种背景下，调动众多当前和潜在市场参与者的创造力和创新精神，而不是依赖少数中央规划者的智慧，就更加重要。如果我们知道该做什么，中央规划者就可以执行。但由于我们并不确切知道该做什么，我们需要一个促进学习的电力市场设计。

面对巨大的不确定性，信号和激励应尽可能技术中立。市场运行和价格应反映实际发生的成本，而不是规定或限制技术选择。应尽可能将外部性内部化。例如，不应强制规定技术，而应对碳排放定价，这将影响技术选择。

在三种市场模型中，垂直一体化模型最像中央计划，而集成的节点市场设计最能与反映系统运行的实际成本相协调。聚合的反交易模型介于两者之间，为分散投资决策提供了更多机会，但引导这些投资的激励更为微弱。

支持创新的需要——追求尚未被任何人（包括中央规划者）预见到的技术、投资和消费选择——为调整信号和激励以支持分散决策提供了强有力的动机。电力市场设计越是依赖社会化成本、微弱激励和监管指令，中央规划者承担投资决策责任并运用监管强制力回收成本的压力就越大。

投资与运营成本

如果低碳技术看起来并不比基于化石燃料的替代品更昂贵，政策就不会对它们有太多关注。有了碳排放的价格，化石燃料电厂和低碳替代品之间的成本差异可能会被克服。然而，对于进入市场的新技术，成本可能仍然存在实质性差异。

对任何剩余成本差异的反应将取决于更高成本的性质和市场设计的结构。如果碳价格存在但不足以促使采用特定技术，可能有几种解释。例如，可能是该技术与其他替代品相比过于昂贵。在这种情况下，没有真正的问题，未能采用特定的低碳投资是正确的解决方案。

另一种可能性是碳价格过低。最好的回应是提高碳价格。在缺乏足够碳价格的情况下，如果存在投资于不具备成本竞争力的低碳技术的政策决定，成本差异的性质将在不同的市场设计下产生不同的影响。

另一种情况是碳价格合适，但新的低碳技术的当前成本使其不具备竞争力，然而边做边学可以降低成本，足以使低碳技术具备竞争力。同样，影响在不同的市场设计下也会不同。

基于垂直一体化垄断的市场设计在上述三种情况下都将面临熟悉的技术采用和投资问题。监管机构将监督投资选择并提供成本回收费率。低碳技术可以作为政策问题被采纳，尽管它们有成本。成本差异的具体性质不会成为首要问题。

在更依赖价格和其他市场激励的其他市场模型中，成本差异的性质将更为重要。成本更高，就需要某种形式的补贴。如果更高的成本表现为高投资成本，有许多方法可以提供税收抵免或其他资本补贴。一旦提供了补贴，新的发电厂或终端使用投资就可以在与其它投资相同的基础上参与持续的电力市场。

如果更高成本的来源是更高的运营成本，那么与市场设计的相互作用可能更为直接。考虑例如一种终端使用技术，如负荷管理，以减少当避免的电力成本非常高时的消费。如果市场设计没有提供适当的、通常在相对较短的时间间隔内捕捉系统中避免成本的价格信号，那么即使前期投资成本低或有补贴，也可能没有足够的激励来推行负荷管理。这里，价格的时间和位置粒度都将很重要。类似的挑战也将出现在像抽水蓄能、飞轮储能或调节水电这样的发电投资中，它们可以平滑有效负荷曲线，但面临较高的有效运营成本。如果市场设计没有提供足够的价格确定粒度，那么其他成本效益好的低碳技术将运营成本过高，或者需要监管指令才能被采用。

间歇性与可靠性

可再生能源，特别是风能和太阳能，在可靠性方面的不同特征引起了特别关注。这些能源的输出随天气变化，并且不能按需调度。在非常高的渗透率下，这增加了维持系统可靠性的难度。维持系统可靠性所需的无风条件下的备用容量是这一特征的一部分。一个常见的问题是，实现国家或地区可再生能源目标需要将间歇性视为相关且重要的。然而，系统规划的可靠性标准通常要求有足够的发电容量来满足需求，同时考虑到发电机组的意外故障和计划的维护检修。在电网系统中，有一个规划备用裕度来解决发电机可用性的不确定性，并确保在发生单一意外故障时系统能够继续运行。

风能和太阳能没有提供相同的可靠容量。它们的间歇性类似于强制 outage 率很高的发电机，但具有特殊的模式，因为许多发电机倾向于同时发电或不发电。对于一个孤立的风电场，其容量信用可能是其铭牌容量的 30% 或更少。当这些资源广泛分散在一个大的电气区域时，由于平滑效应，它们的综合容量信用可以高得多。然而，这种组合效应并不能消除夜晚风停的时候，也不一定能消除即使是大面积也可能无风并移除所有风力发电的情况（NERC 2009, 16）。

尽管这在经济上是不正确的，因为有时免费能源过于昂贵，但人们普遍担心低碳技术投资应与其他投资相结合，以确保电力在可用时能够输送。

供应间歇性对市场设计的影响是众所周知的。价格和调度的时空粒度越高，整合低碳技术就越容易。价格能更好地反映避免成本，就越容易整合低碳技术，尤其是那些运营成本高的技术。

关键低碳技术供应的更大可变性以及增加的终端使用响应，随着对智能电网的投资增加而变得越来越重要。如上所述，智能电网需要智能价格。更智能的价格能更好地反映稀缺状况、位置差异和动态响应。

在缺乏足够粒度的价格和数量定义的情况下，低碳投资的激励与系统运行的实际成本产生偏差。不同市场的具体情况会有所不同，但差距越大，就越需要依赖监管和中央指令来支持低碳技术。

绿色基础设施投资

风吹和阳光照射的地方并不总是人们聚集的地方。因此，从纯粹的技术角度来看，一些最适合选址低碳技术（如风能和太阳能）的地方远离负荷。德克萨斯州西部有大量的风能，但负荷在达拉斯和休斯顿。结果是大量的输电投资需求。在德克萨斯州，已经有一个政策决定，推进输电扩建以更好地利用风力资源，并通过向所有客户收取额外费用来将成本社会化。

在其他地区，额外输电的理由和相关成本分配则更有问题。以纽约为例，大量潜在的风力资源在该州的西北部，而主要负荷中心在纽约市附近。关于是否建设新的输电线路以及由谁支付费用存在争议。集成的节点定价设计发出了关于扩大输电潜在益处的明确信号，但迄今为止，这些益处似乎不值得付出成本。根据创新的纽约输电投资规则，受益者必须支付费用，并且必须根据绝对多数投票提前批准。对于旨在利用上州风能的拟议中的纽约区域互联线路，开发者以无法获得假定受益者足够支持以获批准为由撤回了计划（Puga and Lesser 2009）。

输电投资面临的挑战之一是风能和太阳能发电的间歇性。一个标准的论点是，在大范围内，由于风和云层覆盖不完全相关，供应来源的多样化将提供足够的组合效应来减轻间歇性。这个论点必须面对的是所需的输电投资水平。要使多样化论点完全成立，输电容量必须足以容纳所有来源的最大出力。对于将电力输送到负荷的专用长距离线路，每条线路的规模必须设计为只有一小部分时间被充分利用。否则，就无法实现完全的多样化效益。这种输电的 surge 容量投资和计划内的利用不足，可能会实质性地增加偏远低碳能源技术互联的成本（NAS Committee 2009, 298）。

市场设计越是坚持时间和位置的粒度，输电投资激励的透明度就越高。市场设计越是跨时间和位置聚合，输电的益处就越隐蔽。聚合程度越高，将输电成本社会化的倾向就越大。

向集成的节点市场设计发展有利于输电扩建的受益者付费制度，并支持市场投资决策的其他特征。没有受益者付费协议，就没有原则性的答案来解释为什么对输电的补贴不应扩展到作为输电扩建部分替代品的需求和发电替代方案。输电的受益者付费协议是市场设计的一个重要长期组成部分。当然，正如德克萨斯和新英格兰的现成例子所示，在能源市场中使用集成的节点市场设计并不能保证输电投资将由市场驱动而非社会化。

绿色政策指令

已经出现或可能出现的许多政策旨在支持低碳技术的开发和部署。在某些情况下，这些政策将补充更广泛的市场决策。在其他情况下，将碳外部性内部化的努力可能与市场设计特征相冲突。

碳排放上限

将碳排放的气候影响内部化的有效和高效政策中，迄今为止最重要的组成部分是对碳排放定价，正如欧盟已经实施且美国可能实施的那样。出于所有常见原因，碳定价制度应尽可能在覆盖范围上覆盖整个经济体并具有全球性（Stavins 2007）。碳税与总量管制与交易制度的政策选择细节很重要，并引发了许多其他问题。

带有排放配额交易的总量管制被广泛认为在政治上更可行，因为配额分配中固有的收入转移更加不透明。一个好的配额分配设计的主要特征是切断实际能源生产与配额总量分配之间的任何联系。在这种情况下，免费配额分配涉及财富转移，但边际上不降低碳排放成本。

可行政策的一个关键要素将是碳制度的可信度以及对未来政治风险的敞口（Neuhoff et al. 2009）。对昂贵低碳技术的重大投资只有在可持续的公共政策确保存在一个显著的隐含或明示碳排放价格，并且预期该价格足够高且持续足够长的时间以收回巨额投资时，才会盈利。

公共政策的可持续性部分取决于与基本市场设计的兼容性。例如，覆盖整个经济体的碳排放上限在很大程度上是技术中立的，并且能与有效的市场运行很好地结合。特定技术的投资者无需过分担心他们的特定企业会受到特殊补贴变化的影响。为了改变个体投资的经济性，碳排放上限需要为所有排放而改变，这比改变有针对性的补贴可能性小。相比之下，美国太阳能部署的繁荣与萧条周期，由于依赖定期重新授权的太阳能投资定向税收抵免，说明了基于特殊目的支持发展持续投资承诺的风险（NAS Committee 2009, 308）。全面的碳排放上限和良好的市场设计将增强系统的可持续性。

研究、开发和示范

通常的论点认为，研究、开发乃至早期示范（RD&D）工作应该产生重大的溢出效益，以发现和完善更好的低碳技术。实施碳排放定价政策将加强私人 RD&D 的激励，但没有理由相信 RD&D 公共产品性质的完全外部性会因碳排放定价而被克服。开展支持能源创新的 RD&D 计划面临重大挑战（Anadon and Holdren 2009）。然而，这些挑战受不同批发电力市场设计的影响不大。

新兴产业与边做边学

RD&D 之后的商业化以及通过研究学习与部署和边做边学相互作用。支持公共投资以促进低碳技术早期采用的一个主要论点是能够捕捉早期投资的收益，这些收益积累起来可以降低技术的未来成本。当关于技术成功以及如何建造和运营的改进理解的信息收益无法被投资者获取时，就产生了外部性。因此，边做边学是一种新兴产业论点的类型，即需要早期支持来启动技术，但一旦技术成熟，就能在没有进一步补贴的情况下自主竞争。

将边做边学分析应用于能源技术的一个有趣特征是假定收益的实质性。高学习率带来如此显著的发电总成本降低，以至于大部分收益来自电力系统效率的提高，而碳减排收益只是收益的一小部分。在某些情况下，如果声称的学习率是真实的，那么即使碳排放不造成任何成本，为技术提供公共支持也是值得的（van Bentham et al. 2008）。

关于巨大潜在成本降低的这个论点可能适用于作为化石燃料发电替代品的风能和太阳能发电技术，但不能应用于 CCS 技术。尽管在 CCS 设计和部署方面可能有大量学习，但剩余成本将始终是在化石燃料发电成本之外的额外成本。即使 CCS 实际上免费，它也不会比不使用 CCS 的化石燃料电厂便宜。因此，CCS 的所有收益都来自碳减排。

支持边做边学的政策应该结构化，以区分支持学习技术（通过早期累积投资）和支持技术本身（通过提供持续的补贴，而学习很少或没有）。低碳技术投资的定量目标可能与学习的公共效益关系不大。例如，加利福尼亚太阳能屋顶计划就是一个很好的例子。该计划承诺到 2015 年在 100 万个屋顶上安装太阳能光伏，其理念是既减少碳排放，又捕捉边做边学的收益。然而，虽然假定的学习率是一个输入，但投资的必要规模应是分析的输出，而不是政策的约束。在加利福尼亚的案例中，进一步的分析揭示了最优补贴轨迹和投资概况，作为假定学习率的函数。一个核心结论是，最优补贴将与投资规模仅为名义百万屋顶目标的约四分之一相关。较高的学习率需要较少初始补贴，而较低的学习率可能不会产生足够的收益来证明任何实质性补贴的合理性（van Bentham et al. 2008）。

设计适当的支持政策以捕捉边做边学的收益，与市场设计以直接的方式相互作用。市场设计越透明，市场信号越清晰，就越容易实现学习收益，也越容易知道收益是否正在显现。在能源市场中，价格信号越好（包括稀缺成本），私人投资推动降低成本的机会就越好。

可再生能源标准

激励和目标之间的竞争在可再生能源标准的情况下表现得最为明显。受垂直一体化电力公司市场模式（单一买家）的启发，这个想法是通过设定必须由定义的可再生或低碳能源类别提供的发电百分比指令，来促进低碳技术的渗透。此类目标由上网电价支持，已在欧盟作为目标被采纳，并在美国的许多州作为数量指令被采纳。使用这种政策工具的经验呈现出许多困难，其中一些与市场设计的性质相互作用。

这些标准往往缺乏原则基础。碳排放总量管制，其中碳排放可以被测量和控制，是技术中立的。相比之下，可再生能源标准需要选择可接受的技术。结果是大量的政治讨价还价，各辖区之间的差异揭示了关于目标和手段的根本分歧。例如，在美国各州计划中，定义了十几种可能可再生技术的广泛阵列，然而"......各州仅就三种技术达成一致；生物质转化、太阳能光伏和风能。"（Michaels 2008, 10）

可再生能源标准还存在目标混淆以及政策与目标之间映射不佳的问题。要求最低渗透率标准以支持昂贵或风险较高的可再生技术的早期发展，类似于数量目标，并且受制于上述关于边做边学理由与数量目标不匹配的评论。

或者考虑这样的理由：该技术永远无法自主竞争，最低标准旨在减少碳排放。虽然这种方法在没有碳上限的情况下可能具有吸引力，但一旦存在上限，这个论点就不再适用。一旦对碳排放有了约束性的上限，可再生能源标准不会产生额外的碳减排效益。如果上限具有约束力，可再生能源标准的效果是要求更昂贵的投资来减少碳排放，从而为所有其他人和所有其他技术降低满足碳上限的成本。因此，加利福尼亚州提议的到 2020 年 33% 的可再生能源标准应提高加州的控制成本，而惠及其他地区。但一旦总量管制与交易制度到位，碳排放将与没有可再生能源标准时相同。实际上，可再生能源标准降低了碳排放配额的市场价格，提高了减少碳排放的社会成本，但并未降低碳排放。

在没有垂直一体化的市场设计中，可再生能源标准带来了如何实施和执行技术约束的挑战。一种方法是创建可再生能源证书，并要求所有买家或所有发电机赎回一定比例的可再生能源发电积分或缴纳税款。证书的价格因此成为电价的一个因素，并改变了经济调度。然而，这与碳排放的联系并不完美，因为像核电这样的低碳技术通常被排除在可再生能源证书之外。因此，在首选的总量管制与交易制度下，将有并行的交易系统来控制排放和促进可再生能源。拥有多个许可证系统并非 inherently 不可行。例如，碳许可证将叠加在可交易的二氧化硫排放许可证之上。但增加的复杂性确实对可再生能源标准的增量效益提出了质疑。

绿色非经济调度

促进绿色能源资源的另一种方法是强制低碳技术优先在能源调度中被选中（Dubash 2002, 25）。由于输电系统与电力市场设计的相互作用，这个想法带来的复杂性可能比乍看起来更多。

输电系统中潮流的复杂相互作用可能产生这样的情况：在某个位置采取行动减少能源使用或增加无排放电力生产，实际上可能会增加整个系统的碳排放（Rudkevich 2009）。在某些位置满足电力负荷会在电网中产生反向潮流，从而减少拥堵。减少这种反向潮流可能会产生多电厂再调度的需求，从而增加总体碳排放。技术条件类似于输电反向潮流的影响，即使所有发电报价为正，也可能使节点能源价格为负。因此，系统对碳排放的影响并不总是容易预测的。

这可能会支持呼吁用绿色能源调度协议取代经济调度，但与能源市场设计的相互作用将是破坏性的。在垂直一体化垄断的情况下，问题会少一些。通过假设，垄断者可以将生产输送链中的所有不良影响内部化，并忽略内部转移价格。

相比之下，现在基于安全约束经济调度框架内的投标和报价的市场结构，将面临结算系统中应用的经济价格与调度变化的机会成本之间的实质性脱节。正如我们从大量经验中看到的，每当结算系统中使用的市场价格与实际系统运行的成本实质性偏离时，就会产生套利机会和诱惑，可能破坏调度和市场。

有可能在调度中（在非常短的时间间隔内）施加排放约束，然后在排放上限约束下应用通常的经济调度原则。这将产生一致的市场价格，其稀缺部分反映了由约束隐含的碳排放成本。实际上，这将用一个具有短期上限和隐含可变碳价格征税的新总量管制与税收制度，取代允许跨时间和空间隐含交易的覆盖整个经济体的排放上限。如果没有允许跨期平衡的正式电力部门专用总量管制与交易制度，系统操作员将不得不决定几乎每个调度周期的限制。可以合理预见，隐含的（非常）短期碳价格将高度波动。

一个更简单的方法是，如果总量排放上限和覆盖整个经济体的总量管制与交易制度中的隐含碳价格足以内部化碳成本。那么碳排放配额成本，连同燃料和其他排放的所有其他成本，将在安全约束经济调度中得到同等对待。在集成的节点市场设计中，相关的节点边际价格将包括碳排放的影响。不需要额外的可能切断市场设计与实际运行之间联系的绿色调度。

上网电价

要求系统操作员以批准的固定价格（称为上网电价）接受来自批准技术的能源的绿色能源指令，已在欧盟广泛采用。毫不奇怪，在价格足够高的情况下，此类指令在增加批准来源（如风能和太阳能装置）的市场份额方面非常成功（Munoz et al. 2007, 3104）。然而，上网电价的结构造成了类似于绿色非经济调度的附带损害，并且该模型是否与可持续增长低碳投资的发展相一致尚不清楚。

暂且不谈新技术昂贵且费用正成为欧盟政策关注的问题这一事实。上网电价在市场设计的其他部分，如系统运行、价格信号和基础设施投资方面，产生了不良的相互作用。

系统运行的问题出现了，因为系统操作员必须接受能源输入，即使由此产生的潮流可能排除了其他发电替代方案，除非在紧急情况下。以风能为例，风能的变动成本可能为零，但这并不意味着接受风能总是成本有效的。在电网中存在某些情况，风能的价值为负。实际上，上网电价迫使风能进入电网，并将能源的隐含（在欧盟）或明确（在美国区域输电组织）节点价格推至远低于零。

由于指令是接收绿色能源，输电连接和升级的投资负担落在了别人身上，要么是输电公司，要么是通过系统操作员的某种成本社会化方法。除了明显的总成本低效外，这种成本社会化了扭曲了可再生能源资源之间的选择，如下所述。

上网电价的简单替代方案是某种投资税收抵免或直接补贴的组合，以降低投资成本（但不是运营成本）。为了提供运营激励，补贴的收集可以以在实时市场中提供容量为条件，届时安全约束经济调度的通常原则将适用。

请注意，以向市场提供能源为条件并不等同于以实际生产的能源为条件。系统操作员在辨别善意的能源报价方面有良好经验，并且不一定需要在电厂报价时实际调度它来验证其诚意。但如果补贴以实际生产能源为条件，其效果将是把固定投资补贴变成可变机会成本。在这种情况下，风能或太阳能发电厂可以有利可图地提交负报价（下限为负的可变补贴值）以确保自己被调度。这将扭曲价格，并加剧技术补贴向市场发出错误信号的问题。

输电投资

一个主要挑战仍然是定义适当的输电投资协议。如上所述，构建一个令人满意的混合系统的一般性问题，因许多人认为需要大幅扩展输电容量以连接负荷与主要潜在可再生能源来源这一看法而放大（NAS Committee 2009, 296）。

对绿色能源指令的主要影响将是决定在绿色能源资源之间的竞争中，输电成本被考虑的程度。哪些主要输电系统的扩建是必要的远非显而易见。屋顶太阳能装置可能需要相对较少的，并且肯定与遥远的风能或太阳能装置不同的输电投资。可再生能源资源互为部分替代品，没有理由认为每个可再生能源选项都应被追求。因此，输电投资和成本分配的模型可能对可再生能源技术的选择产生重大影响。如果输电投资成本被社会化，无论是针对所有事物还是仅针对可再生能源，那么遥远的风能将看起来更便宜，而附近的屋顶太阳能更昂贵，即使实际情况可能相反。

应用于绿色输电投资的一个明显原则，与任何输电投资一样，将是坚持受益者付费制度（Hogan 2009, 152-158）。如果支付输电费用的要求使得首选的可再生技术更加昂贵，那么可以在补贴平衡中直接解决这个问题。在存在碳上限且该上限被接受为碳成本和收益的适当平衡的情况下，就没有充分的理由将绿色输电投资与任何其他输电投资区别对待。

结论

支持低碳技术和电力行业终端使用选择的政策与电力市场设计相互作用。关于适当投资存在巨大的不确定性，并且人们普遍认为，实现低碳未来需要创新和发明。如果出现适当的价格信号和激励措施，推动电力市场众多参与者的分散决策，则成功更有可能。对碳排放定价是关键的一步。电力市场设计越接近电力系统运行的现实，就越容易获得由此产生的正确激励。电力市场替代方案的经验表明，集成的节点电力市场设计是唯一与开放输电接入和非歧视兼容的可行模型。

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尾注

i威廉·W·霍根是哈佛大学约翰·F·肯尼迪政府学院雷蒙德·普兰克全球能源政策教授，也是 LECG, LLC 的董事。本文借鉴了为哈佛电力政策小组和哈佛-日本能源与环境项目所做的工作。作者曾或正在就电力市场改革和输电问题为以下单位提供咨询：Allegheny Electric Global Market, American Electric Power, American National Power, Aquila, Australian Gas Light Company, Avista Energy, Barclays, Brazil Power Exchange Administrator (ASMAE), British National Grid Company, California Independent Energy Producers Association, California Independent System Operator, Calpine Corporation, Canadian Imperial Bank of Commerce, Centerpoint Energy, Central Maine Power Company, Chubu Electric Power Company, Citigroup, Comision Reguladora De Energia (CRE, Mexico), Commonwealth Edison Company, COMPETE Coalition, Conectiv, Constellation Power Source, Coral Power, Credit First Suisse Boston, DC Energy, Detroit Edison Company, Deutsche Bank, Duquesne Light Company, Dynegy, Edison Electric Institute, Edison Mission Energy, Electricity Corporation of New Zealand, Electric Power Supply Association, El Paso Electric, GPU Inc. (and the Supporting Companies of PJM), Exelon, GPU PowerNet Pty Ltd., GWF Energy, Independent Energy Producers Assn, ISO New England, Luz del Sur, Maine Public Advocate, Maine Public Utilities Commission, Merrill Lynch, Midwest ISO, Mirant Corporation, JP Morgan, Morgan Stanley Capital Group, National Independent Energy Producers, New England Power Company, New York Independent System Operator, New York Power Pool, New York Utilities Collaborative, Niagara Mohawk Corporation, NRG Energy, Inc., Ontario IMO, Pepco, Pinpoint Power, PJM Office of Interconnection, PPL Corporation, Public Service Electric & Gas Company, Public Service New Mexico, PSEG Companies, Reliant Energy, Rhode Island Public Utilities Commission, San Diego Gas & Electric Corporation, Sempra Energy, SPP, Texas Genco, Texas Utilities Co, Tokyo Electric Power Company, Toronto Dominion Bank, Transalta, Transcanada, TransÉnergie, Transpower of New Zealand, Tucson Electric Power, Westbrook Power, Western Power Trading Forum, Williams Energy Group, and Wisconsin Electric Power Company。本文所表达的观点不一定归属于上述任何单位，任何遗留错误均由作者独自负责。（相关论文可在网站 www.whogan.com 上找到）。

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