电力市场设计 能量定价和输配电定价之间的协调

看到题目，大家是否会问，能量市场是能量市场，输配电是输配电，两者没有什么关系吧。实际上，两者之间有很大的关系。国际上不同的国家采用不同的能量市场的定价体系有很多方面的原因，其中输配电领域的管制、定价、权利分配的不同是很重要的一个方面。前面的文章(参考：电力市场设计相关问题讨论)提到，电力市场的设计是一个体系，不同的环节之间要协调、一致，其中能量市场和输配电服务市场的协调就是最重要的一个方面。本文结合一些典型国际电力市场的经验，对电力市场中能量定价和输配电定价之间的协调问题进行讨论。

一、输电服务定价概述

为了能更加深入理解这个问题，首先对输电服务的定价相关理论进行简单介绍。

由于电网的规模经济性，即使在引入竞争的电力市场中，电网一般仍保持垄断。考虑到其垄断性，电网的收费需要受到政府较为严格的管制。

输电定价的管制包括两个大的方面：总的准许收入和价格结构。总的准许收入决定电网公司的总收入\总效益，主要考虑电网的成本和企业绩效来确定。价格结构是指总准许收入在不同的电网用户之间的分摊。也就是说，电网的成本，由谁来承担，谁承担的多一些，谁承担的少一些。

我们重点来讨论成本分摊或者说输电定价的问题。

输电定价的方法需要考虑以下几个方面的问题：

1)保证电网成本的回收或总准许收入。

2)能有效引导电力系统的可持续发展和安全经济运行。

3)对不同的电网用户的公平。

第一点要求比较容易理解和实现。第二点是效率，要求输电价格能够正确的反映相关的经济信息，激励电网用户(发电和负荷)通过合理的选址和制定运行策略来促进电网的安全经济。第三点是公平，相对比较复杂。

首先，什么叫公平?一般来说，需要考虑以下因素。

1)电力市场初期，考虑历史的情况和搁置成本。在电力市场改革以前，电力系统的规划、运行都受到相关政府部门的严格管制。电网的建设、电源的建设都是一种社会化的计划行为，相关的价格机制会保证电网、电源的收入。对用户来说，电是一种公共品，价格是比较固定的，不会太多随时间、位置的变化而变化。电力市场以后，电厂的发电量、上网电价由市场决定，用户的购电价格也由市场决定。这样，一些电厂、用户的利益会产生一定变化。比如，如果现货市场采用节点定价机制，一些区域的电厂的电价可能会下降，一些区域的电厂的电价可能会上升。市场改革初期，需要考虑这些问题的处理方式。这也可以说是搁置成本问题：由于市场化改革，导致以前机制下可以回收的成本无法回收，这部分成本就是搁置成本。如果在电力市场改革的时候没有考虑这些问题，可能会造成一些公平方面的问题。

2)支付的输电价格与其对电网的影响及获得的权利相匹配。产品的定价一般考虑两个方面：生产者的成本和消费者的效益。价格只要处于两者之间就是合适的。对管制性服务或产品，不同消费者承担的费用应该与其造成的成本或其获得的效益正相关，否则也是一种不公平。对于输电服务来说，输电价格的水平应该与电网用户获得的相关权利有关：缴纳了更高的价格，应该有更多的权利。电力市场中输电定价的一个关键问题是，如何定义输电的权利?不同国家有不同的处理方法。

二、能量市场定价概述

能量市场的定价需要考虑多个方面的问题，包括启停成本的处理、容量成本的处理、阻塞成本的处理等。这里主要从阻塞管理的角度对能量市场的定价进行讨论。

如果电网容量不受限制，也就是说没有阻塞的发生，同时不考虑网损，则全系统(不同节点、不同区域)的能量价格是相同的，没有阻塞成本。

如果系统发生了阻塞，则需要重新进行发电调度，成本(报价)高的电厂增加出力，成本(报价)低的电厂减小出力。这样，不同地区(节点)增加负荷的边际成本将发生变化，按照边际成本理论的区域(节点)价格也将发生变化，进而对不同区域(节点)的电厂和用户的利益造成影响。

发生阻塞后，需要进行以下两项工作：1.阻塞调度;2.阻塞成本的分摊。不同的阻塞管理方法的区别也主要在这两个方面。

1、阻塞调度

1）事前阻塞管理

考虑网络约束的调度方法有两大类：事前阻塞管理和事后阻塞管理。事前阻塞管理中，在调度、出清的模型中就考虑各种网络约束，保证市场出清的结果是可行的，不需要另行处理。这种情况下，不同的区域(节点)会产生不同的能量价格。市场中的发电和负荷一般都按照所在区域(节点)的电价进行结算。

2）事后阻塞管理

事后阻塞管理中，在进行发电调度和能量市场的出清时，先不考虑网络约束，即进行一次无约束出清，将这次出清的结果作为能量市场定价、结算的依据。然后考虑网络约束再进行一次出清，并将考虑网络约束出清的结果作为调度的依据。对于两次调度结果的发电出力不一样的机组，对其受影响的处理按某种方式进行补偿。

3）两种方式的比较

两种阻塞调度，如果报价相同，采用的网络模型、网络约束相同，则最终的调度方案是一样的。不同的，主要是结算机制，或者说阻塞成本的分摊机制。

在事前阻塞管理中，发电和负荷按所在区域(节点)的电价结算，不同区域(节点)的能量价格已经反映了不同区域(节点)的阻塞成本。

在事后阻塞管理中，所有发电和负荷的能量价格相同(无约束出清价)，阻塞成本另行规定相关的收取和分配方式。

我们在下一小节中对这个问题进行更详细的分析。

2、阻塞成本

首先来看下不同的阻塞管理机制下能量市场的价格的变化和相关市场主体的收益的变化。

1）系统基本情况

以简单两节点系统为例进行说明。系统中具有两个节点A和B，节点之间有一条线路AB，最大输电能力是PmaxAB。A节点接有发电机G1和负荷L1，B节点接有发电机G2和负荷L2。

图1 简单两节点系统

假设G1和G2的报价分别为c1=200元/MWh和c2=300元/MWh，机组最大出力分别为PmaxG1=280MW和PmaxG2=120MW。假设L1和L2负荷分别为PL1=170MW和PL2=100MW。系统按照总购电成本最小的原则确定发电调度。

2）基本场景分析

考虑机组最大出力、输电极限等不同的情况，对以下几种场景进行分析。

表1简单系统典型场景

表格中，MCP0代表无约束出清的电价，LMPA、LMPB分别代表约束出清下A、B节点的电价。

以上四种场景中，场景1、2约束出清和无约束出清的结果相同，场景3、4下约束出清的结果发生了变化。从表中看到，约束出清下，节点电价有可能比无约束出清高(情景3下的节点B)，也可能比无约束出清价低(情景4下的节点A)。不同的出清机制下，不同位置的发电企业的收益发生了变化。总体上，对于阻塞限制出力受限地区(本例的节点A)，价格不变或降低;对阻塞限制出力增加地区(本例的节点B)：价格不变或升高。

3）阻塞引起的发电成本变化

阻塞成本可以从整个系统角度分析或者从市场主体角度分析。市场主体的阻塞成本与成本分摊方案有关，系统的阻塞成本仅与市场主体的报价、网络参数等有关。这里首先系统的阻塞成本进行分析。

系统的阻塞成本，简单的说就是由于阻塞系统增加的发电成本。

发电成本又可以从两个角度分析：(1)真正的发电成本;(2)购电成本。

实际电力市场中，发电企业的发电报价不一定等于真实的成本。但是根据机制设计理论，设计良好的市场机制下，市场成员的最佳报价策略应该是按真实的成本报价。这里为简化分析，假设电厂的报价为其真实的成本。Σcost表示总发电成本，Ccong表示阻塞造成的发电成本的增加。

表2简单系统典型场景下的阻塞成本(发电成本)

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

4）阻塞引起的总体购电成本变化

阻塞引起的购电成本的变化与系统的阻塞管理方式有关。

(1)(模式1)对无约束出清出力按无约束出清电价结算，对由于约束造成的出力变化进行补偿。

①按照根据报价计算的机会成本补偿(模式1-1);

②按照申报的上调、下调报价补偿(模式1-2);

③按照合同约定的价格补偿(模式1-3);

④按照核定的成本进行补偿(模式1-4)。

(2)(模式2)对所有的发电和负荷按照其所在(区域)节点的LMP结算

①分配输电权给负荷，将阻塞盈余分配给输电权所有者(模式2-1);

②不进行输电权的分配，将阻塞盈余分配给所有用户(模式2-2);

③分配输电权给发电，将阻塞盈余分配给输电权所有者(模式2-3);

④将一部分输电权分配给发电，另外一部分分配给用户，将阻塞盈余分配给输电权所有者(模式2-4)。

模式1-1：这种方法对应英国第一阶段改革Pool模式。由于阻塞出力增加的部分称为限上，由于阻塞出力减小的部分称为限下。对限上部分按照报价支付。本例中，限上就是机组2由于阻塞增发的部分，在情况3、4中分别为40MW、20MW，按其报价300支付。对限下部分按照(MCP-报价)支付(如果报价反映电厂的成本，这个差价就反映其由于阻塞损失的收益)。本例中，限下就是机组1由于阻塞减发的部分，在情况3、4中分别为40MW、20MW，分别按照(200-200)、(300-200)支付。表3中Σbuy指无阻塞下的总购电成本，B1cong指模式1下阻塞造成的购电成本的增加。B1cong包括三个部分：支付给限上机组的补偿、支付给限下机组的补偿、减少的限下机组的支出。

表3简单系统典型场景下的阻塞成本(模式1)

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：这种方法对应英国的Betta和Neta模式。英国从POOL的强制电力库模式到以双边交易为主的Betta和Neta模式，看起来发生了很大的变化，但其阻塞管理的基本理念没有大的变化。从阻塞管理的角度的变化主要是：无约束出清后，要求市场成员另外申报上调、下调的报价(Offer/Bid)，如果系统发生阻塞需要对市场成员的出力进行调整，则按照其上调、下调的报价进行补偿。另外，无约束出清的过程从单边的强制电力库变为了自由的双边交易。如果市场成员申报的(BId/Offer)报价与其机会成本相同，理论上结果与模式1是一样的。

模式1-3：这种方法在英国和澳大利亚都有应用，对一部分市场成员，通过事前签订的合同对其由于阻塞限上、限下的部分进行补偿。这主要是考虑到在系统发生阻塞的情况下，按限上、限下补偿的机制会造成一些机组具有较大的市场力，通过签订长期合同可以在一定程度上对这种市场力进行限制。

模式1-4：为了进一步限制市场力，可以通过政府或独立的机构对发电的成本进行核定，按根据成本计算得到的机会成本进行补偿。

模式1下的四种模式1-1、1-2、1-3、1-4的区别主要是对帮助系统进行阻塞调度的市场成员(阻塞服务的提供者)的补偿方式不一样。但其基本思路都是要对其进行补偿。为什么要对其补偿?主要与相关的输电定价方法有关：参加能量市场的市场成员已经缴纳了输电费，电网具有保障市场成员在电网范围内进行电力输送的义务。如果由于电网的原因调整其出力(即发生了阻塞)，则需要对其进行一定的补偿。

模式2是基于节点电价体系的阻塞管理，美国大多数市场采用这种模式。如果系统发生阻塞，则不同区域(节点)的电价不同，在发电和负荷都按照节点电价结算的机制下，会产生阻塞盈余(从用户收取的费用大于支付给电厂的费用)。不同的方法主要是对阻塞盈余的分配方式不一样。一般通过输电权的方式分配。将阻塞盈余的收益权分配给输电权的所有者。而输电权的分配则主要靠考虑历史、输电定价等因素。

表4简单系统典型场景下的阻塞成本(模式2)

C2L= 170*200+100*300=64000元

C2Gen= 200*230+300*40= 58000元

Ccong=64000-58000=6000元

5）不同模式下的阻塞成本比较

可以看到，模式1和模式2下，发电调度方案一样，总发电成本也一样。

从整体的系统购电成本CL的角度，不同的情况下有不同的结果：场景3下模式2的总购电成本高于模式1，而场景4下的总购电成本低于模式1。

模式1下，场景3和场景4的购电成本有较大的差别，而模式2下，场景3和场景4的购电成本相等。场景3和场景4的差别主要是G1的容量不同。模式2下，反映出了节点A发电容量的不足，给出了比较高的缺稀收益。

模式2下，产生了6000元的阻塞收益。如果将阻塞收益分配给负荷，则可以在一定程度上降低用户的购电成本。

总结

电力市场中，用户获得的电力服务是发电服务、输电服务、配电服务等的综合，电力市场设计中，各个环节的定价机制也需要协调和配合，尤其是输电价格机制和能量定价机制。本文对输电定价和能量定价需要考虑的问题、主要的分类进行了简单的讨论。后续文章再结合不同国家的做法进行进一步的探讨。