上兩篇文章我們分別對廣東現貨市場的市場結構、產品體系和交易體系(深度|廣東現貨市場結構和產品的設計、深度|廣東現貨市場交易體系分析)進行了簡單的分析。本篇文章在此基礎上重點對現貨市場的日前和實時能量市場的交易規則進行分析。

一、概述和回顧

1、市場設計概述

電力市場的設計包括市場結構、市場體系(產品體系、交易體系)、交易機制和市場監管等方面的內容。其中，市場結構是影響市場長期效果的最重要的因素，其直接影響市場的長期價格水平、價格差異度、市場力等。產品體系和交易體系影響定價的效率、市場風險和交易效率。交易機制影響福利分配、交易效率和價格激勵情況。市場監管影響價格水平、市場主體的運行策略和投資策略。這里，定價效率是指價格體系是否能產生正確的經濟信號，交易效率主要涉及交易成本方面的問題，包括市場的均衡能力、交易技術支持系統的建設、進行市場投標的成本等，福利分配主要指市場前后不同市場主體之間利益的變化情況。

電力市場設計中，效率是需要考慮的一個方面，但公平、福利分配也是必須考慮的因素，特別在市場建設初期。電力市場的設計，不僅僅要考慮技術的可行、電力系統的安全可靠性的保證，更重要的，要考慮經濟上、政治上的可行，要分析不同市場規則對市場主體利益的影響。

2、廣東電力市場產品的設計

廣東電力市場中，市場化交易的產品包括能量(1小時為時間粒度)和調頻輔助服務。市場中需要的其他產品，包括輸配電服務、備用、無功電壓調節等輔助服務采用管制的、計劃的方式獲得。

計劃體制下，電力市場中各產品的價格都是由相關部門核定的，除了考慮產品的成本、收益，還經常會考慮一些政策的因素，含較多的交叉補貼成本。市場化后，一種方案是所有產品環節都采用市場化交易，但這在實際中不可行。另外一種方案是，部分產品市場化，部分產品仍保持由相關機構“定價”的方式。在后一種方式中，要特別注意，非市場化交易的部分的定價，對市場化交易的部分的影響是什么。具體一點，廣東電力市場基本能量、調頻進行了市場化交易，但輸配電服務、大多數輔助服務都仍采用政府核定的價格，需要深入分析相互的影響。在今天的文章中，我們將對能量市場和輸配電定價之間的關系進行一些探討。

3、廣東電力市場交易體系

廣東電力市場中，基本能量交易分成了兩個部分：計劃電和市場電。市場電的交易方式包括：日前市場、實時市場、中長期市場、基數電的交易方式包括直接分配、基數電中長期交易。

目前的交易體系主要存在以下待改進的地方。

1)計劃電和市場電的人為的分割，降低市場的優化空間

目前市場體系下，要求計劃發電=計劃用電。由于計劃用電(非市場用戶用電)量要在事后計量后才能準確獲得，因此分給發電主體(B類機組)的計劃電(基數電量)也不是確定的，事先分配得到的只是總非市場用戶用電的一個比例，這就造成其難以與市場電進行交易，降低了市場的優化空間，也影響了市場主體盡早進行各種市場的決策。

保持(計劃發電=計劃用電)，即規則中講的(以用定發)的原因可能包括多個方面，其中一個是希望計劃電部分的電量平衡，進而計劃電方面的收支平衡。實際上，即使計劃電的電量平衡了，如果不同計劃發電機組的發電比例變化，進而平局上網電價變化;或者非市場用戶的用電比例變化，進而平均購電價格變化，都會引起計劃電部分收支的不平衡。現有的市場規則中，實際上已經考慮這方面的因素，由于計劃電引起的收支不平衡的部分，將放入平衡資金，由全體市場用戶承擔。因此，由于實際非市場用電與計劃發電的電量之間的差異引起的收益變化，同樣也可以采用這樣的機制解決。

如果去掉(以用定發)這個約束，市場規則設計的很多方面會更加簡單，效率更高，其也不會引起太多其他方面的問題。

2)日前市場中用戶側的報價(量)不影響出清

目前的規則中，日前市場給了兩種方案，現階段的模式1下，日前市場的出清是采用發電側報價和負荷預測，用戶側的報價(即需求量)完全不影響市場的價格。這種模式會產生很大的問題。市場出清的結果與市場主體的行為沒有任何的關系，市場主體無法通過自身的市場策略控制自身的收益。會增加市場的監管難度。

現階段采用這種方式的一個原因是，如果市場出清中采用用戶側的報價，則需要用戶側的申報(不同時間的用電量)細化到節點，為了整個系統的出清，電網也需要代表所有非市場用戶申報細化到節點的報價數據(節點負荷預測)。這在當前的技術條件下不可行。

實際上，市場出清主要影響市場主體的經濟效益，不會影響市場的安全性。在采用市場主體的報價出清后，可以再按照負荷預測進行一次經濟調度，以經濟調度的結果作為調度依據。目前市場設計的模式2(報量報價)即采用的這種方式。而且，這種模式下，并不需要強制要求所有用戶側市場主體申報細化到節點的報價。可以定義一些不同的報價區或Hub，市場主體可以選擇申報到節點的報價，還是到Hub的報價，如果是申報到Hub的報價，事先定義好總電量在Hub內不同節點之間的分配比例即可。國外大多數市場也都是這樣運作的，即是到目前，美國PJM也沒有要求所有市場主體申報到節點的報價數據。

二、集中能量市場交易機制

集中能量市場的交易機制的設計包括多個方面，大體上包括：如何報價(何時報價、報什么)、如何出清(何時出清、出清算法)、如何結算(市場價格、平衡機制)等。

1、如何報價

1)何時報價

現貨市場中有日前和實時兩個市場，每個市場中有24個產品。最細化的，可以有24*2=48組報價。實際上，廣東現貨市場規則中，發電側僅能對這48個產品申報一組價格(可以有多個價格數量段)。也就是說，一個(組)報價，用于兩次出清(日前和實時)，用于多個產品的出清(24個時段)。這樣的好處包括

(1)簡化交易。一天只需要申報一組價格，對技術支持系統的要求降低，需要的數據量減少，市場成員的報價也簡單，利于市場初期的順利運行。

(2)降低市場力。一天24小時的供需有很大變化，日前到實時的系統狀態也會發生變化，如果市場主體有較大市場力，就可通過在不同時間、對不同產品申報不同的價格來在一定程度上控制市場的價格。一天只申報一組價格，市場主體的市場力將受到一定的限制。

這種方式存在的主要問題是在無法及時反映市場主體不同時間成本的變化情況、市場供需的變化情況。

國外很多電力市場在早期也是采用單一報價組的形式，隨著市場的發展可以采用更精細的報價方式，如對每個時段申報一組價格，并允許隨時修改報價。

2)報什么

發電機組的成本包括啟停成本、空載成本和微增成本。可以采用單一的一部制能量價格的方法，也可以采用分別申報不同部分價格的方法。這實際上是分散式機組組合和集中式機組組合的區別，也是歐洲市場和美國市場的一個主要區別之一。廣東電力市場中，啟停成本、空載成本事先由相關主管部門核定，現貨市場中市場主體僅申報一部制能量價格。

市場設計中，首先要確定每個市場希望回收的成本是哪些。除了啟停成本、空載成本和微增成本，發電還有一項重要的成本是容量成本。這部分如何回收，是市場設計首先需要考慮的，回收方式不同，相關的定價、管制機制都會有所不同。目前廣東電力市場的設計中未看到相關的表述，對相關市場價格的監管方案也沒有確定。需要盡快對這些問題進行研究。

如果沒有容量市場，必須允許能量市場在一段短時間的供需緊張的時候有較高的價格，以補充機組的容量成本，市場的最高限價、市場力監測的基準價格都需要根據市場的整體設計通盤考慮。

2、如何出清

1)何時出清

日前市場的出清時間一般沒有太多異議，在日前申報結束后，交易日(D日)開始前一段時間進行，產生市場的出清價、出清量。

實時市場，有事前定價和事后定價兩大類。兩種方法各有優缺點，目前廣東市場采用事前定價的方式。

2)如何出清

如何出清主要涉及到出清的流程、模型。不管日前還是實時，都主要包括兩個步驟：安全約束機組組合SCUC和安全約束經濟調度SCEC。這兩者的數學模型主要的差別在：SCUC出清包括一天內24個小時的96個時段，目標函數中包含啟停成本和空載成本，目標是總成本最小，約束中含備用約束;SCEC僅包含一個時段，目標函數中不含啟停成本和空載成本，將機組啟停狀態作為邊界條件。

SCUC可以產生機組的開停機計劃以及96點的調度計劃，但實際中主要使用開停機計劃的結果。SCUC以后，在開停機計劃下對某一個時段的發電計劃進行進一步優化。

SCEC中，考慮的約束條件包括節點功率平衡、機組出力限制、線路(斷面)約束等。SCUC除了這些約束，還需要考慮機組啟停約束、備用約束等。

3)如何定價

市場需要產生每個時段、每個節點的電價。節點電價主要通過SCEC產生。經濟學角度，每個節點、每個時刻的價格就是該時刻、該節點供電的邊際成本，即在該時刻、該節點增加單位負荷增加的成本。從數學的角度，每個時段、每個節點的市場出清價就是該時段的SCED優化過程中產生的該節點的功率平衡約束的拉格朗日乘子。

這種定價方式是很多市場采用的方式，但也存在一些問題：每個時段的價格僅與該時段的機組情況有關，將機組組合作為邊界條件，無法反映時段之間的負荷特性、發電約束、機組啟停對價格的影響。SCED用于經濟調度沒有問題，但用于定價時其價格信號產生了一定的扭曲。雖然這類市場設計了Make-whole-payment機制解決機組的全成本回收的問題，但其價格信號的扭曲是客觀存在的。在傳統市場中，機組的類型大體一致，大多數機組都是可控機組，這個問題不是特別突出。在可再生能源增多以后，這種定價機制的問題會越來越突出。美國多個機構也在進行這方面的研究，改進定價機制。

廣東電力市場中，節點電價的計算是采用上述的方法，即根據每個時段SCED優化模型產生的每個節點的拉格朗日乘子。需要及時跟進國際上的最新研究成本，不斷優化定價機制。

3、如何結算

1)節點定價基本原理

電力現貨市場中，如果采用節點定價機制，一般所有發電機和負荷按照所在節點的價格結算。為了簡化交易和結算，也會定義一些負荷區、Hub等虛擬節點，用戶可以按照虛擬節點的價格結算。虛擬節點的價格等于虛擬節點內所有節點按某個狀態下各節點用電量的比例加權平均。

節點電價機制下，會產生阻塞問題(參考：電力市場集中競價的經濟學原理分析 (九 阻塞管理1-基本原理)，電力市場集中競價的經濟學原理分析 (十 阻塞管理2-事前和事后阻塞管理))。也就是說，如果系統發生了阻塞，在不同的節點產生了不同的價格，從所有負荷收取的電費將大于支付給所有發電的電費。

舉例說明：系統中有兩個節點A和B，每個節點都有100MW容量的發電和負荷，A、B節點通過一條聯絡線相連，線路AB的最大傳輸容量是60MW，A、B節點的發電機(G1和G2)的報價分別是200￥/MWh和300￥/MWh。則某個時段市場出清的結果是：節點A的電價為200￥/MWh，節點B的電價為300￥/MWh。節點A的發電G1的發電量為160MWh，節點B的發電G2的發電量為40MWh，節點A的負荷L1和節點B的負荷L2的用電量均為100MWh。結算如下：

G1收入：200*160=32000元

G2收入：300*40=12000元

發電總收入：32000+12000=44000元

L1支出：200*100=20000元

L2支出：300*100=30000元

負荷總支出：20000+30000=50000元

阻塞盈余：50000-44000=6000元

可以看到，在節點定價機制下，如果系統發生阻塞，不同的節點的價格不同，就會產生阻塞盈余。本例子中阻塞盈余是6000元。

關鍵的問題是，阻塞盈余該如何分配?

理論上并沒有“最佳”的分配方法，主要取決于電網的性質、電網監管的辦法、電網成本的分攤方法、歷史的政策等。把阻塞盈余分配給誰，主要是回答誰有使用電網的權利，也就是很多市場設計輸電權機制的一個主要目的：具有輸電權的市場主體，可以獲得相應的阻塞盈余。

(1)分配給線路所有者

如果線路是非管制的公司投資的，不是按成本加成的方式收回成本的，可以將盈余分配線路所有者，從而起到鼓勵投資線路解決阻塞問題的作用。國際上一些商業輸電線即采用這種方式。這種方式下，輸電線路的所有者不能是系統調度，否則會存在反向激勵，故意制造阻塞以收取阻塞盈余收益。這種方法存在許多問題。隨著輸電容量的增加，如果阻塞完全解決了，兩個地區之間的價格差異變小甚至沒有了，阻塞盈余也減少或沒有了，輸電線路所有者將無法收回投資。這也是學術界研究的一個領域：對商業輸電線如何收費。目前的一個主要的觀點是固定收益加上阻塞盈余收益。

如果線路是受管制的電網公司投資的，獲得的阻塞盈余將用于減少準許收入，減少輸配電價。

(2)分配給用戶

美國大多數電力市場中，會將一部分輸電權(阻塞收益權)分給用戶。主要是考慮到，美國電力市場中輸配電費主要是由用戶承擔的，因此用戶擁有在其繳納輸配電費的電網范圍內從電廠購電的權利，如果電廠側的電價和用戶側的價格不一致，用戶擁有獲得價差補償(阻塞盈余)的權利。

3)廣東現貨市場阻塞盈余的分配

目前廣東的市場規則下，將阻塞盈余納入平衡資金，按電量比例返還給市場用戶。這種方式是市場初期一種簡化的處理方式。存在的問題是，這種機制和現有機制下對不同節點的發電企業的收益將造成較大的影響，這個影響造成的發電企業的收益的增加、減少是否應該由發電企業承擔?

以上面的兩節點系統為例，進行進一步的分析。

(1)事前阻塞處理

一種方式是對阻塞進行事前的控制。也就是說，在交易前就測算每個節點發電機的出力上下限。本例中，調度機構根據對系統供需情況的預測，了解到線路AB可能發生阻塞，發電機G1最多只能發出160MW的電力。因此，將發電機G1的出力上限定為160MW。

這樣，G1的160MW和G2的100MW一起競爭，最終G1的160MW全部中標，G2中標40MW，市場統一出清價為300￥/MWh。所有的用戶都按照300￥/MWh的價格購電，所有的發電都按照300￥/MWh的價格售電。

實際上，目前我國大多數省份的月度電量市場，大概是這樣運作的，調度事先定出機組的出力約束，保證在這些約束下系統可以無阻塞出清，全網可以產生一個統一的價格。

(2)約束出清

節點定價機制實際上是一種阻塞的實時考慮方式，在出清的約束中考慮網絡約束，在能量市場出清的同時考慮電網的約束。這種方法利于最大化電網的利用，但由于其產生了節點電價，進而產生了阻塞盈余，如果阻塞盈余的分配不合理，對市場會造成一些不好的影響。

在上面的例子中，如果按照廣東的市場規則，阻塞盈余按電量比例分給用戶。阻塞盈余共6000元，負荷總200MWh，相當于每MWh的電價降低30元，A、B節點的電價分別變為：170￥/MWh、270￥/MWh。考慮到廣東目前對用戶側采用加權平均價結算，系統的綜合用電價格從250變為220。

實際市場中，發電的報價會隨著市場規則的不同而不同。但在競爭比較充分的情況下，報價會反映其真實的成本。

發電側從全省統一電價轉變為節點電價的過程中，對不同發電機組的收益造成了影響。本例中，節點A的G1收益將下降。這種影響，是否是發電企業應該承擔的?取決于對電網使用權、發電規劃責任的考慮。如果認為電廠的建設是市場主體自己的責任，機組處于阻塞受限送不出去的區域是發電企業自己投資不利的結果，那發電企業應該承擔該區域價格低的結果。但是，如果認為電廠的建設是政府審批的，承擔了多種反面的責任、義務，由于市場化造成的發電企業收益的變化就是一種擱置成本，需要通過市場化方式補償。

為了保證市場平穩的推進，解決市場的擱置成本，可以采用將部分輸電權分配給電廠的方式。

1)確定一定比例的輸電權，可以將其分配給市場化的發電量。

2)確定每個市場化的發電機組(或電廠)可以獲得的輸電權的數量。

3)發電企業將其分配得到的輸電權分配到相關的發電節點，并進行申報。

4)對所有發電企業申報的輸電權進行一致性可行性測試，如果不可行進行等比例裁減，確定每個發電企業最終獲得的每個發電節點的輸電權。

5)日前市場出清后，根據發電企業所擁有的輸電權對發電企業進行補償(將相應的阻塞盈余分配給發電企業)。

6)市場成熟以后可以允許輸電權的轉讓買賣。初期可以不進行輸電權交易。

總結

本篇文章首先對前面的內容進行了回顧，然后重點對能量市場交易機制問題進行了討論。對廣東電力市場的主要建議包括以下幾個方面：

1)市場的設計中，需要特別關注市場化后對市場主體利益的影響，并考慮市場主體的動態行為。

2)取消非市場電“以用定發”，基數電量年初分配以后不再調整，并直接確定分解曲線。

3)日前市場出清時采用市場主體的報價(僅報數量也可以)，參考國外的負荷區域、Hub的處理機制。

4)完善阻塞盈余分配機制，建立輸電權機制。