广东现货市场改进建议：输电权相关设计

【引言】广东电力市场中用户侧采用全网统一参考点价格结算，发电采用所在节点价格结算，阻塞盈余分摊给所有负荷。中长期市场中，结算参考点统一为用户侧结算的参考点。这种模式引起了较多的争议，主要是发电企业的规避风险方面的问题。本文对这个问题进行进一步的分析，并提出一些解决的方案。

一、问题描述

在电力市场设计中必须要考虑输电权定义、定价及交易问题中已经对输电权的基本概念进行了介绍。电力市场与其他一般商品市场最大的区别之一，就是电需要电网进行传输，在电力交易的组织中必须考虑电网的相关问题，包括准入、输电价格等。对缴纳了输电费的用户，需要明确其具有的(享受输电服务方面的)相应的权利。

1、现状

广东电力市场在输电费、输电使用方面的基本现状为：

1)用户侧缴纳输电费。输电费为分区定价法，但分区输电价主要考虑的是与改革前电价机制、电价水平的衔接，并没有太多考虑实际所在位置对电网成本的影响。

2)发电侧没有缴纳输电费。

3)现货市场中采用节点电价机制，对每个交易时段，根据市场主体的报价，考虑网络各种约束，计算得到每个节点的实时电价。

4)结算中，对所有用户采用全网平均加权价结算，对发电采用所在节点的价格结算。

2、可能存在的问题

对目前的电价机制，从阻塞管理、输电权等方面，可能存在的问题包括以下几个方面。

1)系统发生阻塞后，不同节点的电价不同，按节点电价的结算机制下，会产生一定的阻塞盈余，需要将这部分资金进行分配。如何分配比较合理?

2)中长期交易中，交易的交割地点只有一个节点，即全网虚拟的用户结算参考点。由于现货市场中用户也是按照这个价格结算，用户签订中长期合同后就可以将其价格锁定，从而规避了现货市场的价格风险。对发电企业来说，由于现货市场中是按所在节点的价格结算，发电企业即使签订了中长期合同，仍然要面对现货市场中所在节点与用户结算参考点之间的价格差的风险。其中，这个“风险”是指收益的不确定性，有可能是正的，也可能是负的。

二、解决方案分析

如何解决以上问题，可以从以下三个层次进行考虑。阻塞盈余的分配、搁浅成本、风险控制。

1、阻塞盈余的分配

节点定价机制下会造成阻塞盈余是其固有的特性，市场一定要设计一个机制对这个盈余的资金进行分配。实际上，如果目标仅仅是资金的平衡，解决方法是非常简单的。目前的规则中，是将其放入了平衡资金，最终分配给用户。实际上，可以有更简单、更有效的方法：用户的电价按照所有发电节点的加权平均价结算，而不是负荷的加权平均价结算。这样就不会有盈余的问题。

比如，两个节点A、B，节点电价分别为300元/MWh和500元/MWh，发电出力分别是160MW和40MW，负荷分别是100MW和100MW。两个节点的用户侧加权平均价为400元/MWh，缴纳的总电费为80000元。A节点的电厂收入为48000元，B节点的电厂的收入为20000元，电厂总收入为68000元，阻塞盈余为12000元(=60*2000)。实际上，用户侧直接采用发电侧加权平均价结算，就不存在阻塞的问题了：发电侧的加权平均价为68000/200=340元/MWh，用户按340元/MWh的价格结算，缴纳的总电费也是68000元，这样就保证了收支的平衡，并简化了相关流程。

图1简单两节点系统

2、搁浅成本/容量成本回收

1)问题概述

所有的改革在改革初期，都需要设计一些过渡的规则考虑搁浅成本的问题。所谓搁浅成本问题，就是在改革前，在符合相关政策、规则的情况下进行的一些投资，在改革后，可能无法收回投资。而这个可能的损失并不是由于企业自身运营(不善)造成的，而是由改革前后的政策、规则变化引起的。大多数国家、地区在改革初期会对这个问题进行考虑，对搁浅成本进行适当的补偿。

对电力市场中的发电企业来说，搁浅成本主要反映在：改革前，发电企业的投资是经过国家相关部门审批的，按照国家的相关规定确定上网电价和上网电量。改革后，上网电价和上网电量可能会发生变化，造成了收益、利润的损失。特别的，在供大于求的情况下，放开市场后，电价会大大降低，造成发电企业的损失。

搁浅成本的具体的计算需要考虑在改革前其存在什么权利和义务。国外电力市场中，相关权利和义务一般在相关的市场管制文件中会有比较明确的说明，相对比较容易计算，需要考虑的主要的问题是对搁浅成本如何补偿。对我国来说，由于很多发电企业是国企，并承担了一些社会责任，改革前的相关权利、责任、义务并不是很明确。因此，首先需要解决的是，有没有搁浅成本?不同的发电企业，其搁浅成本如何计算?

2)基本原则

在我国特有的国情下，搁浅成本无法详细计算。但在改革的过程中，这个问题是不能忽视的。忽视这个问题可能造成的结果是：改革后一些发电企业亏损，可能造成企业运营、社会问题，甚至影响电力的可靠供给。

(实际上，改革后发电企业亏损的原因可能不仅仅是搁浅成本的问题。市场机制设计尚不完善，某些市场的缺失，也可能是造成发电企业亏损的原因。比如，未建立容量市场、备用市场，发电企业对市场的相关效益未通过价格机制反映出来。本文不对这些问题进行深入的讨论。)

对我国来说，解决搁浅问题的一个基本原则是，保证企业可以运营，利益与改革前不发生太大的变化。随着改革的进程逐渐加大改革的力度。

3)月度电量市场下的解决方案

本轮改革前，广东的发电调度是采用“节能发电调度”的方式。简单的说，就是由政府根据发电机组的(年度平均等值)煤耗确定其年度上网电量，然后由调度机构按照等比例的原则在日常调度中执行，上网电量主要采用基于标杆电价的、政府核定的上网电价。

在这种机制下，当系统负荷需求降低或增长缓慢，总体供需形势偏松时，发电机组的年利用小时数、发电量会下降，但电价不会受到影响。

开放发电市场引入竞争后，在供大于求的情况下，市场竞争的力量会使得市场的价格趋近于短期边际成本，将仅能补偿其燃煤等可变成本。在广东2017年前几个月的月度集中竞价市场中，可以看到这种现象。2017年广东集中竞价市场采取了统一价格出清的方式，而且最初对供需比没有做过多的限制。竞争的结果是：价格大大下降，接近发电的短期边际成本。

这种情况下，对发电企业造成了较大的影响。是否需要政府干涉价格或对发电进行其他形式的补偿，取决于以下几个方面的考虑。

1)市场中的发电容量是否真的过剩?如果不是，则代表这仅仅是短期的问题，主要的问题是缺乏反映发电的容量价值、备用价值等的市场，需要尽快建立相关市场或者补偿机制。如果是，需要考虑下一个问题。

2)发电过剩、电价降低的结果，是否由，或者是否全部应该由发电企业承担?这主要需要考虑发电的投资，主要应该由哪个部门、哪个企业负责?

对广东当前的市场，一般认为：1)当前显示出来的发电容量过剩不是，至少不完全是、不会一直是真的过剩，在某些时段，系统容量是不足的，仍然存在一些限电的情况。2)发电过剩在历史上是多方面政策的综合结果，不是某一个部门、某一个企业的问题。

因此，从这些角度看，市场电价下降造成的损失，不能完全由发电企业承担。问题是，如何解决这个问题?对这个“搁浅成本”，如何进行补偿?

广东省的实际方法是：限制月度竞价市场的供需比。2017年早期几个月经历了电价的大幅下降后，政府逐渐对供需比进行限制，最终稳定在1.2的水平，从而使价格也逐渐稳定。

1)通过限制月度竞价市场的供需比，降低了竞争，改变了供需情况，从而在一定程度上限制了电价下降的幅度。

2)中长期市场的交易价格实际上反映了对月度集中竞价市场价格的预测。在预期月度集中竞价市场价格不会下降太多的情况下，中长期市场中的成交价格也不会降低太多。

4)现货市场下的解决方案

解决问题首先需要了解问题的所在。现货市场下，各发电企业的发电量、上网电价会发生什么变化?在什么程度内是可以接受的?

现货市场后影响发电企业收益的因素有很多，这里主要从电网约束对其造成的影响进行分析。

在现货市场前，考虑到系统发生阻塞的时段不会太多，月度的电量计划大多是可以完成的，不受电网约束的影响。现货市场下，在阻塞时段，一些电厂的出力受到限制，并且不同节点的电价可能会有较大的差别。这些变化造成了发电企业之间利益分配的变化。可以认为，这是一种搁浅成本。

这种搁浅成本，主要是现货市场前后的市场规则、价格体系不同造成的，与现货市场价格的不确定性没有关系，是无法通过建立更多的中长期市场交割点以及复杂的输电权交易体系解决的。

由于问题本质上是不同发电企业之间的利益转移的问题，解决的方式主要是相关权益、收益的分配问题。

这里提出一种解决的方法，即分配一定数量的输电权给发电企业，使其可以规避从上网点到负荷结算点之间的价差的风险。后面一节再进行更为详细一些的介绍。

3、风险控制

中长期市场主要解决的是现货市场价格的不确定性带来的风险问题。试想，如果每个人都可以提前知道现货市场每个时段、每个节点的确切的价格，而且不会发生变化，是否还需要进行中长期交易?答案是不需要。用户在实际用电时，需要用多少，买多少就行了，不需要提前进行交易。

输电权市场的建立主要是解决在节点电价机制下，节点电价的不确定性、波动性等造成的风险。输电权的拥有者可以对其进行买卖、交易。

对广东的电力市场，如果发电企业具有一定的输电权，但其因各种原因不需要这么多输电权了，可以通过输电权市场卖掉。另外，某些发电企业最初没有分配到输电权，但后来由于扩容等需要，可以通过输电权市场购买。

但这些交易的前提都是，首先某些市场主体拥有输电权。

在国外，输电权一般是分配给电网中的缴纳了输电费的用户的。因为，输电权是输电服务的一种权利，谁交了输电费，就有了相关的权利。但在我国，特别是广东，用户虽然缴纳了输电费，但输电费没有反映用户所在位置对电网成本的影响，其中包含了大量的交叉补贴。而且，由于当前用户侧是采用全网统一价格结算，用户本身没有阻塞方面的价格风险，因此在这种情况下可以不用另外的、对用户的输电权分配机制。

三、一种基于发电的输电权分配方案

本文提出，可以通过对不同的发电机组(发电企业)分配一定的输电权，实现解决一部分搁浅成本的问题。具体方案如下。

1、输电权定义

输电权的上网点为发电机组的上网节点，下网点为全网的负荷结算的统一参考点。获得了输电权，就拥有获得现货市场两个节点对应的价差收益的权利。

输电权定义为金融输电权，即仅有相关的收益的权利，不具有物理执行的权利。物理的调度按照现货市场的结果执行。

输电权定义为责任型(obligation)，即获得了输电权，收益有可能为正，也可能为负。(对应的是权利型，即option，收益最小为零。)

2、输电权数量的分配

对输电权的数量，考虑基数电量分配情况、系统供需情况等确定。

比如，系统总负荷为200MW，总发电容量为300MW(两台机组G1和G2，容量分别为200MW和100MW)，基数电量等值容量为80MW(在G1和G2间按节能发电调度或其他原则分配，比如两台机组分别分配得到60MW和20MW的等值基数电量)。则可以对发电分配最多120(=200-80)MW的输电权。

1)确定总的分配量。可以根据情况，将基数电量之外的全部或者部分进行分配。比如上例中，总的输电权为0-120MW，为全部发电容量(300MW)的0-40%。

2)确定对每个发电机组的分配量。可以按照等比例的原则，或按照原来节能发电调度的原则分配。比如，如果总的输电权为60MW，按等比例原则，则G1和G2分别分配得到40MW和20MW的输电权。如果按照节能发电调度原则，则G1和G2分别分配得到45(=60*0.75)MW和15MW的输电权。

3、输电权的结算

现货市场后，需要根据现货市场出清情况及输电权情况进行相关结算。

比如，现货市场G1和G2所在节点A、B的实时电价分别为300元/MWh和500元/MWh。G1、G2的出力分别为160MW和40MW。G1、G2的基数电量等值出力分别为60MW和20MW，基数电量价格为450元/MWh。

负荷结算价格为：400元/MWh

L1支出：400*100=40000元

L2支出：400*100=40000元

负荷现货市场总支出：40000+40000=80000元

G1现货市场结算：300*160=48000元

G2现货市场结算：500*40=20000元

发电现货市场总收入：48000+20000=68000元

阻塞盈余：80000-68000=12000元

G1基数电量结算：(450-300)*60=9000元

G2基数电量结算：(450-500)*20=-1000元

基数电量总结算：9000-1000=8000

G1输电权结算：(400-300)*45=4500元

G2输电权结算：(400-500)*15=-1500元

输电权总结算：4500-1500=3000元

总平衡资金：12000-8000-3000=1000元

平衡资金分配：1000/(100+100)=5元/MWh

负荷最终结算价格：400-5=395元/MWh

G1最终总收入：300*160+9000+4500=61500元

G2最终总收入：500*40-1000-1500=17500元

G1平均电价：61500/160=384.375元/MWh

G2平均电价：17500/40=437.5元/MWh

4、分析

可以看到，现货市场下，节点A的电价降低，可能造成G1收入的降低。基数电量合约和输电权分配，在本例中，都增加了G1的收益，降低了G2的收益。总体上，减少了不平衡资金的盈余，降低了不同发电企业之间现货市场后利益的变化。

在实际应用该方法时，对分配给发电的输电权的量的确定，可以采用以下思路：

1)在现有基数电量的基础上根据历史交易情况增加一定的输电权分配。

2)将现有的基数电量转化为输电权。

其他一些细节，包括将输电权定义为责任型的还是权力型的，具体在不同的发电企业之间的量按什么原则分配，都需要根据具体的情况进行进一步的讨论。

总结

本文对广东电力市场中的与输电权相关的问题进行了分析、讨论，并提出了一种基于发电的输电权分配方法。从简单算例可以看到，这种方法可以在不影响市场效率的情况下缩小现货市场后不同发电企业之间的利益变化，利于市场的平稳过渡。本文仅仅是提出了一个总体的框架，很多细节需要根据市场的具体情况确定，包括输电权的定义方法(是责任型的还是权利型)、总的输电权分配数额、总输电权在发电之间的分配方式等。

作者单位：华南理工大学电力学院