電力市場中能量定價和輸配電定價之間的協調

陳瑋 荊朝霞 丁軍策 謝文錦 季天瑤

摘 要：國際上不同的國家采用不同的能量市場的定價體系有很多方面的原因，其中輸配電領域的管制、定價、權利分配的不同是很重要的一個方面。電力市場的設計是一個體系，不同的環節之間要協調、一致，其中能量市場和輸配電服務市場的協調就是最重要的一個方面。本文結合一些典型國際電力市場的經驗，對電力市場中能量定價和輸配電定價之間的協調問題進行討論。

關鍵詞：電力市場;輸電定價;能量市場;阻塞管理;市場設計

中圖分類號：TM721 文獻標識碼：A 文章編號：1671-2064（2019）03-0164-03

1 輸電服務定價概述

合理的輸電服務定價是電力市場公平競爭的前提。由于電網存在規模經濟性，即使在引入競爭的電力市場中，電網一般仍保持壟斷。考慮到其壟斷性，輸電定價需要受到政府較為嚴格的管制。輸電定價的管制包括兩個方面：準許收入的核定和價格結構。準許收入是指電網公司在監管周期內應獲得的總收入，需要根據電網的成本和企業績效來確定。價格結構是指總準許收入在不同電網用戶之間的分攤，需要根據用戶對電網的使用程度和。本文重點討論成本分攤的問題。

輸電定價的方法需要考慮以下幾個方面的問題：

（1）保證電網成本的回收或總準許收入。（2）能有效引導電力系統的可持續發展和安全經濟運行。（3）對不同的電網用戶的公平。

第一點要求比較容易理解和實現。第二點是效率，要求輸電價格能夠正確的反映相關的經濟信息，激勵電網用戶（發電和負荷）通過合理的選址和制定運行策略來促進電網的安全經濟。第三點是公平，相對比較復雜。首先，什么叫公平？一般來說，需要考慮以下因素。

（1）電力市場初期，考慮歷史的情況和擱置成本。在電力市場改革以前，電力系統的規劃、運行都受到相關政府部門的嚴格管制。電網的建設、電源的建設都是一種社會化的計劃行為，相關的價格機制會保證電網、電源的收入。對用戶來說，電是一種公共品，價格是比較固定的，不會太多隨時間、位置的變化而變化。電力市場以后，電廠的發電量、上網電價由市場決定，用戶的購電價格也由市場決定。這樣，一些電廠、用戶的利益會產生一定變化。比如，如果現貨市場采用節點定價機制，一些區域的電廠的電價可能會下降，一些區域的電廠的電價可能會上升。市場改革初期，需要考慮這些問題的處理方式。這也可以說是擱置成本問題：由于市場化改革，導致以前機制下可以回收的成本無法回收，這部分成本就是擱置成本。如果在電力市場改革的時候沒有考慮這些問題，可能會造成一些公平方面的問題。（2）支付的輸電價格與其對電網的影響及獲得的權利相匹配。產品的定價一般考慮兩個方面：生產者的成本和消費者的效益。價格只要處于兩者之間就是合適的。對管制性服務或產品，不同消費者承擔的費用應該與其造成的成本或其獲得的效益正相關，否則也是一種不公平。對于輸電服務來說，輸電價格的水平應該與電網用戶獲得的相關權利有關：繳納了更高的價格，應該有更多的權利。電力市場中輸電定價的一個關鍵問題是，如何定義輸電的權利？不同國家有不同的處理方法。

2 能量市場定價概述

能量市場的定價需要考慮多個方面的問題，包括啟停成本的處理、容量成本的處理、阻塞成本的處理等。這里主要從阻塞管理的角度對能量市場的定價進行討論。

如果電網容量不受限制，也就是說沒有阻塞的發生，同時不考慮網損，則全系統（不同節點、不同區域）的能量價格是相同的，沒有阻塞成本。如果系統發生了阻塞，則需要重新進行發電調度，成本（報價）高的電廠增加出力，成本（報價）低的電廠減小出力。這樣，不同地區（節點）增加負荷的邊際成本將發生變化，按照邊際成本理論的區域（節點）價格也將發生變化，進而對不同區域（節點）的電廠和用戶的利益造成影響。

發生阻塞后，需要進行以下兩項工作：1.阻塞調度;2.阻塞成本的分攤。不同的阻塞管理方法的區別也主要在這兩個方面。

2.1 阻塞調度

2.1.1 事前阻塞管理

考慮網絡約束的調度方法有兩大類：事前阻塞管理和事后阻塞管理。事前阻塞管理中，在調度、出清的模型中就考慮各種網絡約束，保證市場出清的結果是可行的，不需要另行處理。這種情況下，不同的區域（節點）會產生不同的能量價格。市場中的發電和負荷一般都按照所在區域（節點）的電價進行結算。

2.1.2 事后阻塞管理

事后阻塞管理中，在進行發電調度和能量市場的出清時，先不考慮網絡約束，即進行一次無約束出清，將這次出清的結果作為能量市場定價、結算的依據。然后考慮網絡約束再進行一次出清，并將考慮網絡約束出清的結果作為調度的依據。對于兩次調度結果的發電出力不一樣的機組，對其受影響的處理按某種方式進行補償。

2.1.3 兩種方式的比較

兩種阻塞調度，如果報價相同，采用的網絡模型、網絡約束相同，則最終的調度方案是一樣的。不同的，主要是結算機制，或者說阻塞成本的分攤機制。在事前阻塞管理中，發電和負荷按所在區域（節點）的電價結算，不同區域（節點）的能量價格已經反映了不同區域（節點）的阻塞成本。在事后阻塞管理中，所有發電和負荷的能量價格相同（無約束出清價），阻塞成本另行規定相關的收取和分配方式。我們在下一小節中對這個問題進行更詳細的分析。

2.2 阻塞成本

首先來看下不同的阻塞管理機制下能量市場的價格的變化和相關市場主體的收益的變化。

2.2.1 系統基本情況（見圖1）

以簡單兩節點系統為例進行說明。系統中具有兩個節點A和B，節點之間有一條線路AB，最大輸電能力是PmaxAB。A節點接有發電機G1和負荷L1，B節點接有發電機G2和負荷L2。假設G1和G2的報價分別為c1=200元/MWh和c2=300元/MWh，機組最大出力分別為PmaxG1=280MW和PmaxG2=120MW。假設L1和L2負荷分別為PL1=170MW和PL2=100MW。系統按照總購電成本最小的原則確定發電調度。

2.2.2 基本場景分析

考慮機組最大出力、輸電極限等不同的情況，對以下幾種場景進行分析。

表1中，MCP0代表無約束出清的電價，LMPA、LMPB分別代表約束出清下A、B節點的電價。

以上四種場景中，場景1、2約束出清和無約束出清的結果相同，場景3、4下約束出清的結果發生了變化。從表中看到，約束出清下，節點電價有可能比無約束出清高（情景3下的節點B），也可能比無約束出清價低（情景4下的節點A）。不同的出清機制下，不同位置的發電企業的收益發生了變化。總體上，對于阻塞限制出力受限地區（本例的節點A），價格不變或降低;對阻塞限制出力增加地區（本例的節點B）：價格不變或升高。

2.2.3 阻塞引起的發電成本變化

阻塞成本可以從整個系統角度分析或者從市場主體角度分析。市場主體的阻塞成本與成本分攤方案有關，系統的阻塞成本僅與市場主體的報價、網絡參數等有關。這里首先系統的阻塞成本進行分析。

系統的阻塞成本，簡單的說就是由于阻塞系統增加的發電成本。

發電成本又可以從兩個角度分析：（1）真正的發電成本;（2）購電成本。

實際電力市場中，發電企業的發電報價不一定等于真實的成本。但是根據機制設計理論，設計良好的市場機制下，市場成員的最佳報價策略應該是按真實的成本報價。這里為簡化分析，假設電廠的報價為其真實的成本。Σcost表示總發電成本，Ccong表示阻塞造成的發電成本的增加。如表2所示。

Σcost，1=270*200=54000元

ΣΣcost，2=250*200+20*300=56000元

Σcost，3=230*200+40*300=58000元

Σcost，4=230*200+40*300=58000元

C1cong，3=58000-54000=400元

C1cong，4=58000-56000=200元

2.2.4 阻塞引起的總體購電成本變化

阻塞引起的購電成本的變化與系統的阻塞管理方式有關。

（1）（模式1）對無約束出清出力按無約束出清電價結算，對由于約束造成的出力變化進行補償。1）按照根據報價計算的機會成本補償（模式1-1）;2）按照申報的上調、下調報價補償（模式1-2）;3）按照合同約定的價格補償（模式1-3）;4）按照核定的成本進行補償（模式1-4）。（2）（模式2）對所有的發電和負荷按照其所在（區域）節點的LMP結算：1）分配輸電權給負荷，將阻塞盈余分配給輸電權所有者（模式2-1）;2）不進行輸電權的分配，將阻塞盈余分配給所有用戶（模式2-2）;3）分配輸電權給發電，將阻塞盈余分配給輸電權所有者（模式2-3）;4）將一部分輸電權分配給發電，另外一部分分配給用戶，將阻塞盈余分配給輸電權所有者（模式2-4）。

模式1-1：這種方法對應英國第一階段改革Pool模式。由于阻塞出力增加的部分稱為限上，由于阻塞出力減小的部分稱為限下。對限上部分按照報價支付。本例中，限上就是機組2由于阻塞增發的部分，在情況3、4中分別為40MW、20MW，按其報價300支付。對限下部分按照（MCP-報價）支付（如果報價反映電廠的成本，這個差價就反映其由于阻塞損失的收益）。本例中，限下就是機組1由于阻塞減發的部分，在情況3、4中分別為40MW、20MW，分別按照（200-200）、（300-200）支付。表3中Σbuy指無阻塞下的總購電成本，B1cong指模式1下阻塞造成的購電成本的增加。B1cong包括三個部分：支付給限上機組的補償、支付給限下機組的補償、減少的限下機組的支出。如表3所示。

C1Gen0，3=200*270=54000元

C1Gen0，4=300*270=81000元

B1cong，3=300*40+0*40-200*40=4000元

B1cong，3=300*20+100*20-300*20=2000元

C1Gen，3=54000+4000=58000元

C1Gen，4=81000+2000=83000元

模式1-2：這種方法對應英國的Betta和Neta模式。英國從POOL的強制電力庫模式到以雙邊交易為主的Betta和Neta模式，看起來發生了很大的變化，但其阻塞管理的基本理念沒有大的變化。從阻塞管理的角度的變化主要是：無約束出清后，要求市場成員另外申報上調、下調的報價（Offer/Bid），如果系統發生阻塞需要對市場成員的出力進行調整，則按照其上調、下調的報價進行補償。另外，無約束出清的過程從單邊的強制電力庫變為了自由的雙邊交易。如果市場成員申報的（BId/Offer）報價與其機會成本相同，理論上結果與模式1是一樣的。

模式1-3：這種方法在英國和澳大利亞都有應用，對一部分市場成員，通過事前簽訂的合同對其由于阻塞限上、限下的部分進行補償。這主要是考慮到在系統發生阻塞的情況下，按限上、限下補償的機制會造成一些機組具有較大的市場力，通過簽訂長期合同可以在一定程度上對這種市場力進行限制。

模式1-4：為了進一步限制市場力，可以通過政府或獨立的機構對發電的成本進行核定，按根據成本計算得到的機會成本進行補償。

模式1下的四種模式1-1、1-2、1-3、1-4的區別主要是對幫助系統進行阻塞調度的市場成員（阻塞服務的提供者）的補償方式不一樣。但其基本思路都是要對其進行補償。為什么要對其補償？主要與相關的輸電定價方法有關：參加能量市場的市場成員已經繳納了輸電費，電網具有保障市場成員在電網范圍內進行電力輸送的義務。如果由于電網的原因調整其出力（即發生了阻塞），則需要對其進行一定的補償。

模式2是基于節點電價體系的阻塞管理，美國大多數市場采用這種模式。如果系統發生阻塞，則不同區域（節點）的電價不同，在發電和負荷都按照節點電價結算的機制下，會產生阻塞盈余（從用戶收取的費用大于支付給電廠的費用）。不同的方法主要是對阻塞盈余的分配方式不一樣。一般通過輸電權的方式分配。將阻塞盈余的收益權分配給輸電權的所有者。而輸電權的分配則主要靠考慮歷史、輸電定價等因素。如表4所示：

C2L=170*200+100*300=64000元

C2Gen=200*230+300*40=58000元

Ccong=64000-58000=6000元

2.2.5 不同模式下的阻塞成本比較（見表5）

可以看到，模式1和模式2下，發電調度方案一樣，總發電成本也一樣。

從整體的系統購電成本CL的角度，不同的情況下有不同的結果：場景3下模式2的總購電成本高于模式1，而場景4下的總購電成本低于模式1。

模式1下，場景3和場景4的購電成本有較大的差別，而模式2下，場景3和場景4的購電成本相等。場景3和場景4的差別主要是G1的容量不同。模式2下，反映出了節點A發電容量的不足，給出了比較高的缺稀收益。

模式2下，產生了6000元的阻塞收益。如果將阻塞收益分配給負荷，則可以在一定程度上降低用戶的購電成本。

3 結語

電力市場中，用戶獲得的電力服務是發電服務、輸電服務、配電服務等的綜合，電力市場設計中，各個環節的定價機制也需要協調和配合，尤其是輸電價格機制和能量定價機制。本文對輸電定價和能量定價需要考慮的問題、主要的分類進行了簡單的討論。后續文章再結合不同國家的做法進行進一步的探討。