深度｜广东现货市场交易机制分析

上两篇文章我们分别对广东现货市场的市场结构、产品体系和交易体系(深度|广东现货市场结构和产品的设计、深度|广东现货市场交易体系分析)进行了简单的分析。本篇文章在此基础上重点对现货市场的日前和实时能量市场的交易规则进行分析。

一、概述和回顾

1、市场设计概述

电力市场的设计包括市场结构、市场体系(产品体系、交易体系)、交易机制和市场监管等方面的内容。其中，市场结构是影响市场长期效果的最重要的因素，其直接影响市场的长期价格水平、价格差异度、市场力等。产品体系和交易体系影响定价的效率、市场风险和交易效率。交易机制影响福利分配、交易效率和价格激励情况。市场监管影响价格水平、市场主体的运行策略和投资策略。这里，定价效率是指价格体系是否能产生正确的经济信号，交易效率主要涉及交易成本方面的问题，包括市场的均衡能力、交易技术支持系统的建设、进行市场投标的成本等，福利分配主要指市场前后不同市场主体之间利益的变化情况。

电力市场设计中，效率是需要考虑的一个方面，但公平、福利分配也是必须考虑的因素，特别在市场建设初期。电力市场的设计，不仅仅要考虑技术的可行、电力系统的安全可靠性的保证，更重要的，要考虑经济上、政治上的可行，要分析不同市场规则对市场主体利益的影响。

2、广东电力市场产品的设计

广东电力市场中，市场化交易的产品包括能量(1小时为时间粒度)和调频辅助服务。市场中需要的其他产品，包括输配电服务、备用、无功电压调节等辅助服务采用管制的、计划的方式获得。

计划体制下，电力市场中各产品的价格都是由相关部门核定的，除了考虑产品的成本、收益，还经常会考虑一些政策的因素，含较多的交叉补贴成本。市场化后，一种方案是所有产品环节都采用市场化交易，但这在实际中不可行。另外一种方案是，部分产品市场化，部分产品仍保持由相关机构“定价”的方式。在后一种方式中，要特别注意，非市场化交易的部分的定价，对市场化交易的部分的影响是什么。具体一点，广东电力市场基本能量、调频进行了市场化交易，但输配电服务、大多数辅助服务都仍采用政府核定的价格，需要深入分析相互的影响。在今天的文章中，我们将对能量市场和输配电定价之间的关系进行一些探讨。

3、广东电力市场交易体系

广东电力市场中，基本能量交易分成了两个部分：计划电和市场电。市场电的交易方式包括：日前市场、实时市场、中长期市场、基数电的交易方式包括直接分配、基数电中长期交易。

目前的交易体系主要存在以下待改进的地方。

1)计划电和市场电的人为的分割，降低市场的优化空间

目前市场体系下，要求计划发电=计划用电。由于计划用电(非市场用户用电)量要在事后计量后才能准确获得，因此分给发电主体(B类机组)的计划电(基数电量)也不是确定的，事先分配得到的只是总非市场用户用电的一个比例，这就造成其难以与市场电进行交易，降低了市场的优化空间，也影响了市场主体尽早进行各种市场的决策。

保持(计划发电=计划用电)，即规则中讲的(以用定发)的原因可能包括多个方面，其中一个是希望计划电部分的电量平衡，进而计划电方面的收支平衡。实际上，即使计划电的电量平衡了，如果不同计划发电机组的发电比例变化，进而平局上网电价变化;或者非市场用户的用电比例变化，进而平均购电价格变化，都会引起计划电部分收支的不平衡。现有的市场规则中，实际上已经考虑这方面的因素，由于计划电引起的收支不平衡的部分，将放入平衡资金，由全体市场用户承担。因此，由于实际非市场用电与计划发电的电量之间的差异引起的收益变化，同样也可以采用这样的机制解决。

如果去掉(以用定发)这个约束，市场规则设计的很多方面会更加简单，效率更高，其也不会引起太多其他方面的问题。

2)日前市场中用户侧的报价(量)不影响出清

目前的规则中，日前市场给了两种方案，现阶段的模式1下，日前市场的出清是采用发电侧报价和负荷预测，用户侧的报价(即需求量)完全不影响市场的价格。这种模式会产生很大的问题。市场出清的结果与市场主体的行为没有任何的关系，市场主体无法通过自身的市场策略控制自身的收益。会增加市场的监管难度。

现阶段采用这种方式的一个原因是，如果市场出清中采用用户侧的报价，则需要用户侧的申报(不同时间的用电量)细化到节点，为了整个系统的出清，电网也需要代表所有非市场用户申报细化到节点的报价数据(节点负荷预测)。这在当前的技术条件下不可行。

实际上，市场出清主要影响市场主体的经济效益，不会影响市场的安全性。在采用市场主体的报价出清后，可以再按照负荷预测进行一次经济调度，以经济调度的结果作为调度依据。目前市场设计的模式2(报量报价)即采用的这种方式。而且，这种模式下，并不需要强制要求所有用户侧市场主体申报细化到节点的报价。可以定义一些不同的报价区或Hub，市场主体可以选择申报到节点的报价，还是到Hub的报价，如果是申报到Hub的报价，事先定义好总电量在Hub内不同节点之间的分配比例即可。国外大多数市场也都是这样运作的，即是到目前，美国PJM也没有要求所有市场主体申报到节点的报价数据。

二、集中能量市场交易机制

集中能量市场的交易机制的设计包括多个方面，大体上包括：如何报价(何时报价、报什么)、如何出清(何时出清、出清算法)、如何结算(市场价格、平衡机制)等。

1、如何报价

1)何时报价

现货市场中有日前和实时两个市场，每个市场中有24个产品。最细化的，可以有24*2=48组报价。实际上，广东现货市场规则中，发电侧仅能对这48个产品申报一组价格(可以有多个价格数量段)。也就是说，一个(组)报价，用于两次出清(日前和实时)，用于多个产品的出清(24个时段)。这样的好处包括

(1)简化交易。一天只需要申报一组价格，对技术支持系统的要求降低，需要的数据量减少，市场成员的报价也简单，利于市场初期的顺利运行。

(2)降低市场力。一天24小时的供需有很大变化，日前到实时的系统状态也会发生变化，如果市场主体有较大市场力，就可通过在不同时间、对不同产品申报不同的价格来在一定程度上控制市场的价格。一天只申报一组价格，市场主体的市场力将受到一定的限制。

这种方式存在的主要问题是在无法及时反映市场主体不同时间成本的变化情况、市场供需的变化情况。

国外很多电力市场在早期也是采用单一报价组的形式，随着市场的发展可以采用更精细的报价方式，如对每个时段申报一组价格，并允许随时修改报价。

2)报什么

发电机组的成本包括启停成本、空载成本和微增成本。可以采用单一的一部制能量价格的方法，也可以采用分别申报不同部分价格的方法。这实际上是分散式机组组合和集中式机组组合的区别，也是欧洲市场和美国市场的一个主要区别之一。广东电力市场中，启停成本、空载成本事先由相关主管部门核定，现货市场中市场主体仅申报一部制能量价格。

市场设计中，首先要确定每个市场希望回收的成本是哪些。除了启停成本、空载成本和微增成本，发电还有一项重要的成本是容量成本。这部分如何回收，是市场设计首先需要考虑的，回收方式不同，相关的定价、管制机制都会有所不同。目前广东电力市场的设计中未看到相关的表述，对相关市场价格的监管方案也没有确定。需要尽快对这些问题进行研究。

如果没有容量市场，必须允许能量市场在一段短时间的供需紧张的时候有较高的价格，以补充机组的容量成本，市场的最高限价、市场力监测的基准价格都需要根据市场的整体设计通盘考虑。

2、如何出清

1)何时出清

日前市场的出清时间一般没有太多异议，在日前申报结束后，交易日(D日)开始前一段时间进行，产生市场的出清价、出清量。

实时市场，有事前定价和事后定价两大类。两种方法各有优缺点，目前广东市场采用事前定价的方式。

2)如何出清

如何出清主要涉及到出清的流程、模型。不管日前还是实时，都主要包括两个步骤：安全约束机组组合SCUC和安全约束经济调度SCEC。这两者的数学模型主要的差别在：SCUC出清包括一天内24个小时的96个时段，目标函数中包含启停成本和空载成本，目标是总成本最小，约束中含备用约束;SCEC仅包含一个时段，目标函数中不含启停成本和空载成本，将机组启停状态作为边界条件。

SCUC可以产生机组的开停机计划以及96点的调度计划，但实际中主要使用开停机计划的结果。SCUC以后，在开停机计划下对某一个时段的发电计划进行进一步优化。

SCEC中，考虑的约束条件包括节点功率平衡、机组出力限制、线路(断面)约束等。SCUC除了这些约束，还需要考虑机组启停约束、备用约束等。

3)如何定价

市场需要产生每个时段、每个节点的电价。节点电价主要通过SCEC产生。经济学角度，每个节点、每个时刻的价格就是该时刻、该节点供电的边际成本，即在该时刻、该节点增加单位负荷增加的成本。从数学的角度，每个时段、每个节点的市场出清价就是该时段的SCED优化过程中产生的该节点的功率平衡约束的拉格朗日乘子。

这种定价方式是很多市场采用的方式，但也存在一些问题：每个时段的价格仅与该时段的机组情况有关，将机组组合作为边界条件，无法反映时段之间的负荷特性、发电约束、机组启停对价格的影响。SCED用于经济调度没有问题，但用于定价时其价格信号产生了一定的扭曲。虽然这类市场设计了Make-whole-payment机制解决机组的全成本回收的问题，但其价格信号的扭曲是客观存在的。在传统市场中，机组的类型大体一致，大多数机组都是可控机组，这个问题不是特别突出。在可再生能源增多以后，这种定价机制的问题会越来越突出。美国多个机构也在进行这方面的研究，改进定价机制。

广东电力市场中，节点电价的计算是采用上述的方法，即根据每个时段SCED优化模型产生的每个节点的拉格朗日乘子。需要及时跟进国际上的最新研究成本，不断优化定价机制。

3、如何结算

1)节点定价基本原理

电力现货市场中，如果采用节点定价机制，一般所有发电机和负荷按照所在节点的价格结算。为了简化交易和结算，也会定义一些负荷区、Hub等虚拟节点，用户可以按照虚拟节点的价格结算。虚拟节点的价格等于虚拟节点内所有节点按某个状态下各节点用电量的比例加权平均。

节点电价机制下，会产生阻塞问题(参考：电力市场集中竞价的经济学原理分析 (九 阻塞管理1-基本原理)，电力市场集中竞价的经济学原理分析 (十 阻塞管理2-事前和事后阻塞管理))。也就是说，如果系统发生了阻塞，在不同的节点产生了不同的价格，从所有负荷收取的电费将大于支付给所有发电的电费。

举例说明：系统中有两个节点A和B，每个节点都有100MW容量的发电和负荷，A、B节点通过一条联络线相连，线路AB的最大传输容量是60MW，A、B节点的发电机(G1和G2)的报价分别是200￥/MWh和300￥/MWh。则某个时段市场出清的结果是：节点A的电价为200￥/MWh，节点B的电价为300￥/MWh。节点A的发电G1的发电量为160MWh，节点B的发电G2的发电量为40MWh，节点A的负荷L1和节点B的负荷L2的用电量均为100MWh。结算如下：

G1收入：200*160=32000元

G2收入：300*40=12000元

发电总收入：32000+12000=44000元

L1支出：200*100=20000元

L2支出：300*100=30000元

负荷总支出：20000+30000=50000元

阻塞盈余：50000-44000=6000元

可以看到，在节点定价机制下，如果系统发生阻塞，不同的节点的价格不同，就会产生阻塞盈余。本例子中阻塞盈余是6000元。

关键的问题是，阻塞盈余该如何分配?

理论上并没有“最佳”的分配方法，主要取决于电网的性质、电网监管的办法、电网成本的分摊方法、历史的政策等。把阻塞盈余分配给谁，主要是回答谁有使用电网的权利，也就是很多市场设计输电权机制的一个主要目的：具有输电权的市场主体，可以获得相应的阻塞盈余。

(1)分配给线路所有者

如果线路是非管制的公司投资的，不是按成本加成的方式收回成本的，可以将盈余分配线路所有者，从而起到鼓励投资线路解决阻塞问题的作用。国际上一些商业输电线即采用这种方式。这种方式下，输电线路的所有者不能是系统调度，否则会存在反向激励，故意制造阻塞以收取阻塞盈余收益。这种方法存在许多问题。随着输电容量的增加，如果阻塞完全解决了，两个地区之间的价格差异变小甚至没有了，阻塞盈余也减少或没有了，输电线路所有者将无法收回投资。这也是学术界研究的一个领域：对商业输电线如何收费。目前的一个主要的观点是固定收益加上阻塞盈余收益。

如果线路是受管制的电网公司投资的，获得的阻塞盈余将用于减少准许收入，减少输配电价。

(2)分配给用户

美国大多数电力市场中，会将一部分输电权(阻塞收益权)分给用户。主要是考虑到，美国电力市场中输配电费主要是由用户承担的，因此用户拥有在其缴纳输配电费的电网范围内从电厂购电的权利，如果电厂侧的电价和用户侧的价格不一致，用户拥有获得价差补偿(阻塞盈余)的权利。

3)广东现货市场阻塞盈余的分配

目前广东的市场规则下，将阻塞盈余纳入平衡资金，按电量比例返还给市场用户。这种方式是市场初期一种简化的处理方式。存在的问题是，这种机制和现有机制下对不同节点的发电企业的收益将造成较大的影响，这个影响造成的发电企业的收益的增加、减少是否应该由发电企业承担?

以上面的两节点系统为例，进行进一步的分析。

(1)事前阻塞处理

一种方式是对阻塞进行事前的控制。也就是说，在交易前就测算每个节点发电机的出力上下限。本例中，调度机构根据对系统供需情况的预测，了解到线路AB可能发生阻塞，发电机G1最多只能发出160MW的电力。因此，将发电机G1的出力上限定为160MW。

这样，G1的160MW和G2的100MW一起竞争，最终G1的160MW全部中标，G2中标40MW，市场统一出清价为300￥/MWh。所有的用户都按照300￥/MWh的价格购电，所有的发电都按照300￥/MWh的价格售电。

实际上，目前我国大多数省份的月度电量市场，大概是这样运作的，调度事先定出机组的出力约束，保证在这些约束下系统可以无阻塞出清，全网可以产生一个统一的价格。

(2)约束出清

节点定价机制实际上是一种阻塞的实时考虑方式，在出清的约束中考虑网络约束，在能量市场出清的同时考虑电网的约束。这种方法利于最大化电网的利用，但由于其产生了节点电价，进而产生了阻塞盈余，如果阻塞盈余的分配不合理，对市场会造成一些不好的影响。

在上面的例子中，如果按照广东的市场规则，阻塞盈余按电量比例分给用户。阻塞盈余共6000元，负荷总200MWh，相当于每MWh的电价降低30元，A、B节点的电价分别变为：170￥/MWh、270￥/MWh。考虑到广东目前对用户侧采用加权平均价结算，系统的综合用电价格从250变为220。

实际市场中，发电的报价会随着市场规则的不同而不同。但在竞争比较充分的情况下，报价会反映其真实的成本。

发电侧从全省统一电价转变为节点电价的过程中，对不同发电机组的收益造成了影响。本例中，节点A的G1收益将下降。这种影响，是否是发电企业应该承担的?取决于对电网使用权、发电规划责任的考虑。如果认为电厂的建设是市场主体自己的责任，机组处于阻塞受限送不出去的区域是发电企业自己投资不利的结果，那发电企业应该承担该区域价格低的结果。但是，如果认为电厂的建设是政府审批的，承担了多种反面的责任、义务，由于市场化造成的发电企业收益的变化就是一种搁置成本，需要通过市场化方式补偿。

为了保证市场平稳的推进，解决市场的搁置成本，可以采用将部分输电权分配给电厂的方式。

1)确定一定比例的输电权，可以将其分配给市场化的发电量。

2)确定每个市场化的发电机组(或电厂)可以获得的输电权的数量。

3)发电企业将其分配得到的输电权分配到相关的发电节点，并进行申报。

4)对所有发电企业申报的输电权进行一致性可行性测试，如果不可行进行等比例裁减，确定每个发电企业最终获得的每个发电节点的输电权。

5)日前市场出清后，根据发电企业所拥有的输电权对发电企业进行补偿(将相应的阻塞盈余分配给发电企业)。

6)市场成熟以后可以允许输电权的转让买卖。初期可以不进行输电权交易。

总结

本篇文章首先对前面的内容进行了回顾，然后重点对能量市场交易机制问题进行了讨论。对广东电力市场的主要建议包括以下几个方面：

1)市场的设计中，需要特别关注市场化后对市场主体利益的影响，并考虑市场主体的动态行为。

2)取消非市场电“以用定发”，基数电量年初分配以后不再调整，并直接确定分解曲线。

3)日前市场出清时采用市场主体的报价(仅报数量也可以)，参考国外的负荷区域、Hub的处理机制。

4)完善阻塞盈余分配机制，建立输电权机制。