深度｜电力市场中不同输电定价机制下市场主体福利分析

上一篇里(深度｜电力市场中输配电定价和能量定价之间的协调问题)，主要对市场总体的电价、阻塞成本、发电侧和用户侧的成本等进行分析。这一篇里对不同位置(节点)的市场参与者的成本、收益和利润进行分析，进而讨论与输电定价之间的关系。

一、系统和市场模式概述

1、系统概况

上篇文章以简单的两节点系统为例对一些不同的能量市场定价方法进行了分析。

图1简单两节点系统

2、变量说明

本文中，没有特别说明，大写变量P代表有功出力，小写变量p代表价格，R代表收益，大写C代表成本，小写c代表单位成本。下标或上标中，G代表发电，L代表负荷，max代表最大限值，off代表限下(由于约束调低出力)，on代表限上(由于约束调高出力)，com代表补偿(主要是由于阻塞造成的成本的补偿)，conj和c代表约束，o代表机会成本或报价，Σ代表总指标。符合Δ指无约束出清和约束出清结果的差别。

对于出力、功率类的变量，单位为MW，价格类的变量，单位为￥/MWh，总收入、总成本类的变量，单位为￥。

3、场景设置

考虑机组最大出力、输电极限等不同的情况，建立了四个场景。各个场景下的系统参数和出清结果如表1所示。

主要变量：PmaxG1：G1最大出力;PmaxG2：G2最大出力;PL1：L1的负荷;PL2：L2的负荷;p0,G1：G1报价;p0,G2：G2报价;PmaxAB：联络线AB的最大传输功率;MCP0：无约束统一出清价;P0,G1：G1的无约束出清量;P0,G2：G2的无约束出清量;LMPA：A节点的实时电价;LMPB：B节点的实时电价;Pc,G1：G1的约束出清量;Pc,G2：G2的约束出清量。

表1简单系统典型场景

场景1和场景2下无网络阻塞，场景3和场景4下发生了网络阻塞。场景2下发电G1达到了最大出力。

4、无约束场景出清结果

1)计算公式

为了大家更好理解出清结果，这里给出相关计算公式。

【1】发电单位成本=报价po(注：这里假设发电按成本报价，实际中发电的报价还需要考虑很多因素，存在市场博弈的问题，这里假设市场竞争充分，企业完全按真实成本报价)

【2】发电总成本=发电单位成本*出清量

CG=p0*PG

【3】发电收入=统一出清价*出清量

RG=MCP*PG

【4】发电利润=发电总收入-发电总成本

πG=RG-CG=(MCP-p0)*PG

表2给出两个无约束场景1、场景2的出清结果，也分别对应场景3、场景4下的无约束出清结果。

2)出清结果

表2场景1、2下的出清结果(无约束)

场景1和场景2的区别主要是发电G1的最大出力不同。场景1下，发电G1的容量较大(280MW)，足够供给L1和L2负荷，因此系统统一出清价是200￥/MWh。场景2下，发电G1的容量变小(250MW)，无法满足全部负荷的需求(270MW)，需要高成本的机组G2发部分的电。由于G2成为了边际机组，并采用统一出清价的方法，在场景2下，不仅节点2的电价为300￥/MWh，节点1的电价也变为了300￥/MWh，系统的总购电成本大大增加。

无约束出清下，当出现了发电出力约束时(场景2)，系统统一出清价大大升高(从200升高到300)，从而给约束受限机组(G1)较大的利润(25000元)。可以认为这是一种缺稀租金，给市场一个教强烈的信号(节点A的G1类型的发电容量紧缺)，引导市场参与者的投资决策。

3、阻塞管理模式

本篇文章中，考虑模式1-1和2-1两种市场模式，2-1又细分了四种情况。

(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)(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);

1)2-1-1：输电权分配给受限区负荷(L2)，分配的输电权数量正好等于实际潮流。

2)2-1-2：输电权分配给受限区负荷(L2)，分配的输电权数量等于负荷实际需求。

3)2-1-3：输电权按比例分配给不同的负荷(L1和L2)，分配的输电权数量正好等于线路实际功率。

4)2-1-4：输电权按比例分配给不同的负荷(L1和L2)，分配的输电权数量等于负荷实际功率。

模式1-1下，对约束造成的阻塞成本按邮票法分配给负荷。

本例中即将阻塞成本按照170:100的比例作为Uplift分摊给L1和L2。

模式2-1下，分配输电权给负荷，将阻塞盈余分配给输电权所有者。也就是说，首先将可能发生阻塞的线路的输电权按一定方式分配给负荷，然后具有输电权的市场主体就可以获得输电权对应的阻塞盈余。

模式2-1又根据分配的输电权数量和分配方法的不同，分为四种情况。

模式2-1-1和模式2-1-2将输电权全部分配给送入受限的负荷，在本例中就是负荷2。模式2-1-1下，负荷分配得到的输电权正好等于阻塞线路的实际潮流(60MW);模式2-1-2下下，负荷分配得到的输电权等于负荷的实际功率(100MW)。在一些情况下，可能等于阻塞线路的实际潮流，在另外一些情况下，可能大于阻塞线路的实际潮流。

模式2-1-3和模式2-1-4下，输电权按比例分配给不同位置的负荷(相当于将阻塞盈余按照负荷的比例按邮票法分配给负荷)。也可以再细分为两种情况，模式2-1-3下，每条线路的输电权的总的分配数量与线路的实际潮流一致，模式2-1-4下，输电权的分配数量考虑负荷的需求。

二、模式1下的市场出清及结算结果

1、计算公式

【5】发电总收入=无约束出清收入+约束出清补偿

RΣ=R0+Rcom

【6】无约束出清收入=无约束出清价*无约束出清量

R0=MCP0*P0

【7】约束出清补偿=限上补偿 或者 限下补偿

Rcom=Roncom或者Roffcom

【8】限上量=约束出清量-无约束出清量

Pon=Pc-P0(Pc>P0)

【9】限下量=无约束出清量-约束出清量

Poff=P0-Pc(Pc

【10】限上补偿价=报价

pon=p0

【11】限上补偿=限上补偿价*限上量

Roncom=pon*Pon=p0*(Pc-P0)

【12】限下补偿价=限下机会成本价-减少出力的无约束单位收益

=(MCP-报价)- MCP= -报价

poff=-p0

【13】限下补偿=限下补偿价*限下量=-报价*限下量

= -报价*(无约束出清量-约束出清量)

=报价* (约束出清量-无约束出清量)

Roffcom=p0*(Pc-P0)

【14】总补偿(总阻塞成本)=限上补偿+限下补偿

RΣcom=Σipoi*(Pci-P0)

从上面的公式看到，无论是限上还是限下，补偿费用可以用统一的公式【Rcom=p0*(Pc-P0)】表示，系统总补偿，即总阻塞成本为Σipoi*(Pci-P0)，这里的下标i表示第i个市场主体。

【15】发电总成本=报价*约束出清量

CG=p0*Pc

【16】发电利润=发电总收入-发电总成本

πG=RΣ-CG

【17】用户总费用=无约束出清费用+分摊的阻塞成本

CΣ=C0+Cconj

【18】无约束出清费用=无约束出清价*无约束出清量(负荷)

C0=p0*P0

【19】分摊的阻塞成本=总阻塞成本*分摊占比

Cconj=RΣcom*k

这里总阻塞成本即为所有发电的约束出清补偿之和，即RΣcom。分摊占比k指某个市场成员分摊的阻塞占总阻塞成本的比例，这里取为负荷占比，即：分摊比例=负荷占总负荷的比例。

2、出清及结算结果

表3为模式1场景3、场景4下的出清和结算结果。

表3场景3、4下的发电福利分析

3、结算分析

从表2看到，发电G1和G2在系统发生阻塞以后，发电计划发生了变化，G1多发，G2少发，但其总利润均未发生变化。也就是说，电网阻塞的情况对电厂的利润没有影响。发电利润没有变化的原因是系统对其上调、下调出力进行了补偿，补偿的基本原则就是：对市场成员因为阻塞造成的利润的减少进行补偿。

补偿的成本如果由全体负荷分摊，则负荷的购电成本会增加。

二、模式2下的市场出清及结算结果

1、计算公式

模式2下的计算公式相对比较简单，发电和用户可以用相同的公式。

【20】总费用=能量市场费用+输电权收入

【21】能量市场费用=节点电价*节点出清量

【22】输电权收入=输电权价格*输电权数量

【23】输电权价格=末端节点价格-首端节点价格

以上公式对发电、负荷均适用。定义流入系统为正。则对发电来说，节点出清量为正，能量市场收入为正。对负荷来说，节点出清量为负，能量市场为负。

模式2的各个子模式的区别主要在于输电权的分配方式不一样。

2、不考虑输电权下的结果

1)模式2下不考虑输电权收益的出清和结算结果

表4模式2下的出清结果

2)不考虑输电权情况下模式1和模式2结果对比

考虑到场景1和场景2实际上是场景3和场景4的无约束出清结果，为了方便和模式1的结果进行对比，根据表2、表3、表4的内容得到表5。

表5模式1和模式2(不考虑输电权)下的出清结果比较

3)结果分析

分析表5的结果，可以得到以下结论：

(1)不同阻塞管理模式下，对同一种系统场景，调度方案(G1和G2的出力)都一样，发电成本也都一样(见第27-29，36-38行)。也就是说，不同的阻塞管理方式下，可能造成的市场主体的利益分配一样，但社会总福利是一样的，都是使得社会福利最大化，在不考虑负荷用电效益的差别的情况下就是发电成本最小。

(2)系统场景中网络约束、发电约束的不同都造成发电成本的变化(见第47-49行，即系统的阻塞成本)，进而造成发电收益(见第50-52行)、发电利润(见第53-55行)、负荷费用(见第56-58行)的变化。具体发电成本变化与发电收益、负荷费用变化之间的差别与阻塞管理模式有关。可以认为这个差别反映了相应资源的缺稀租金：给予具有缺稀的资源的市场参与者超额利润。(注：经济学中讨论的成本一般指机会成本，包含了社会平均的、合理的利润。因此，如果计算出来企业的利润为零，代表其获得了正常的利润。如果计算的结果企业的利润大于零，代表其获得了超额利润，可以用来扩大再生产。)

(3)发电利润的分析(见第21-23，40-42，52-55行)。针对场景4的情况，在不考虑网络约束的情况下出清(即场景2的结果)，G1即可获得超额利润(25000元)。这是由于这时候对系统来说G1的资源是缺稀的，市场希望给出一种经济信号激励G1类型电源的投资。考虑网络约束以后，模式1下G1仍然获得了相同的超额利润(25000元)，也就是说，模式1下发电企业的利润不受阻塞的影响。模式2下，考虑网络阻塞后，由于网络阻塞更为严重，市场出清中起作用的约束变为了线路AB的传输限制，发电机G1的出力约束变为不起作用约束，因此G1的报价不影响市场出清价，G1的利润减少，变为零。也就是说，在模式2的定价机制下，可能造成某些发电的利润在一些情况下反而减小的情况。

(4)模式2下对场景3、场景4，都产生了6000元的阻塞盈余(见第46行)，这反映了AB之间的线路资源的缺稀价值。阻塞盈余如何分配是不同市场模式的一个主要的差别的地方。一般来说，如果线路由商业机构投资，可以将相关盈余分配给相关的商业投资机构，如果由受管制的电网企业投资，一般将阻塞盈余分配给电网成本的支付者，即电网的用户。阻塞盈余的分配可以通过不同的方式实现，包括输电权、输电权收益权、等比例分配等。下一节对一些典型的输电权分配方式进行介绍。

(5)从负荷的费用来看。模式1下，负荷增加的电费支出为系统为解决阻塞问题让某些机组上调、下调导致的成本。由于阻塞，一般需要让高成本(报价)的机组上调，而让低成本(报价)的机组下调，并成对出现。上调机组和下调机组报价之间的差，就是阻塞的单位成本。本例中，阻塞的单位成本为100￥(=300-200)，阻塞造成的调节出力在场景1和3下是40MW，在2和4下是20MW，因此阻塞成本分别为4000元和2000元。

(6)模式2下，由于负荷按照所在节点的价格结算，当发生阻塞时，受限地区(节点B的L2)的负荷的费用会大大增加(即使只有1单位的电是从较贵的机组发出的，所有的用电负荷都要按照较贵机组确定的价格结算)。本例的场景3下，负荷L2的购电成本从20000元升高为30000元。也就是说，阻塞造成的负荷费用的增加(1000元)可能远远大于实际的阻塞成本(4000元)。

(7)场景4模式2下，发生阻塞后，由于发电G1的最大出力约束不再是起作用约束，A地区的电价降低，负荷的电费支出反而大大降低(从无约束出清的51000元变为34000元)。

(8)结合场景2和场景4，对A区的负荷来说，如果采用模式1，即使本地发电机的容量(270)远远大于本地负荷(170)，当A区与外面有联络时，A区的无约束出清电价反而比有约束更高。也就是说，网络约束会降低A区的电价。实际上，可以认为网络约束起到了国际贸易中进出口限制、关税的类似的作用。网络约束的存在使得本地的便宜的资源(A区)不能大量外送，在一定程度上限制了价格的升高，保护了本地的消费者。

3、输电权分配方案

1)输电权简介

输电权，简单的说就是输电的权利，一种财产权。一般的财产权包括三个方面的权利：使用权、排他权和收益权。电力市场中，输电权一般不具有排他权。根据其是否有使用权，分为物理输电权和金融输电权。物理输电权具有使用权和收益权，金融输电权仅具有收益权。另外，输电权又可以分为点到点输电权和基于关键支路(flowgate)的输电权。

输电权机制是和节点定价机制(模式2)配套的一种处理阻塞造成的一些问题的机制。主要解决以下问题。

(1)阻塞盈余的分配问题。从表4和表5看到，模式2下，用户的总电费大于电厂的总收益，差额部分(6000元)即为阻塞盈余。需要将该部分阻塞盈余分配。

(2)受阻塞影响市场成员的补偿问题。从前面的分析看到，由于阻塞，一些用户在一些情况下的购电成本会发生变化。比如在前一节的第(5)条中分析的，模式2场景3下，L2的购电成本增加。由于阻塞引起的市场成员成本、收益、利润等的变化，是否应该由市场成员自己承担，是否应该补偿?如果认为需要补偿，可以通过给相应的市场成员分配一定的输电权(对金融输电权就是输电权收益权)来实现补偿的作用。

2)输电权分配方案

本文中讨论的四种子模式下的输电权分配方案如表6所示。为了方便比较，将上面分析的不进行输电权分配的方案称为模式2-1-0。

模式2-1-0：不进行输电权分配。

模式2-1-1：输电权分配给L2，分配的输电权数量正好等于实际潮流PAB。

模式2-1-2：输电权分配给L2，分配的输电权数量为负荷需求PL2。

模式2-1-3：输电权按比例分配给L1和L2，分配的总输电权数量为PAB。

模式2-1-4：输电权按比例分配给L1和L2，分配的总输电权数量等于PL2。

表4模式2下的输电权分配方案

4、输电权收益

模式2四种子模式下的输电权收益如表5所示。

表5模式2下的输电权收益

5、模式2的总体结算结果

模式2四种子模式下的各市场主体的总体的结算结果如表6所示。由于场景3和4下各种市场模式下的结算结果都相同，在表格里将这两种场景的结果合并一起展示。场景1和场景2下，由于阻塞价格为零，输电权收益为零，各种子模式下结果也均相同。由于各种模式中均没有分配输电权给发电，所以发电各种模式下的结果相同。

表6模式2下的总结算

可以看到，节点定价体系(模式2)下，当发生阻塞时，发电和负荷均按节点电价结算，会产生阻塞盈余。如果事前分配了输电权，可以将阻塞盈余分配给相应的市场参与者。

如果分配给市场成员的输电权数量大于实际的潮流(模式2-1-2和模式2-1-4)，则会产生阻塞盈余的缺额(-4000)：阻塞盈余(6000元)小于需要付给输电权所有者的阻塞收益(10000元)。如果需要保证阻塞管理方面资金的平衡，可以在事后结算时采用等比例调整具有输电权的市场成员的输电权收益的方法(相当于减少了分配给市场成员的输电权，使其正好等于线路的实际潮流)。

模式2-1-1和2-1-3的区别主要是输电权分配的方式不一样，模式2-1-1下将阻塞线路的输电权分配给了受到阻塞约束外电无法送入地区(B地区)的负荷，模式2-1-3下则将阻塞线路的输电权按邮票法分配给所有节点的负荷。

在模式2-2-2下，各负荷(L1和L2)的总费用均与无约束出清(场景1)相同。也就是说，负荷的费用完全不受阻塞的影响，阻塞的风险完全规避。但是，由于付给负荷的输电权收益(10000元)大于能量市场获得的阻塞盈余(6000元)，阻塞管理的费用收支不平衡，产生了缺额。

模式2-2-1下，受阻塞影响的负荷(L2)由于阻塞增加的成本(4000元)相比没有输电权分配情况下(10000元)降低(降低了6000元)，但没有完全消除(仍有4000元成本)。这种模式下阻塞管理的相关费用可以收支平衡。

模式2-2-3和2-2-4下，未受阻塞影响的负荷(L1)由于分配到了部分输电权，获得了一部分输电权收益，总的购电成本相比没有阻塞前更低。2-2-3及2-2-4的区别与2-2-1和2-2-3的区别类似，主要区别在于是否能保持阻塞管理费用的收支平衡。

三、能量市场定价方式的选择及与输电定价的关系

从上面的分析看到，能量市场考虑阻塞的不同处理方法，有很多种定价方法。不同的定价方法下，各市场成员的成本、收益、利润等都会有一定的不同。以上介绍的各种方式，都可以在一些实际电力市场中找到应用(或一些变形)。实际电力市场设计中，如何进行选择呢?

不同的能量市场定价方法，或者说阻塞管理方法的区别，本质上反映了对输电服务的责任、权利的理解的不同。

1、模式1(事后阻塞管理，统一定价)

模式1下，首先无约束出清计算得到出清价、出清量，即初步的结算结果。然后考虑网络约束重新出清，对因阻塞引起的发电出力调整进行补偿，保证其利润不受变化。因阻塞造成的发电成本的增加按邮票法分摊给不同位置的负荷，不同位置的负荷承担的电价也相同。这种方式实际上隐含了这样的逻辑：处于不同电网位置的发电企业和用户都有平等的使用电网的权利。或者说，电网有责任、有义务保证所有位置的发电、用户的电力交易的需求，如果由于网络约束的原因造成了其交易电量的变化，电网有责任进行补偿。

有人会问，处于不同位置的发电或负荷对电网的影响是不一样的，造成的电网的成本也是不一样的：远离负荷中心的发电的电网成本更高，凭什么与在负荷中心的发电有同等的使用电网的权利?

这主要与相关的输电定价机制有关。比如，英国采用的是模式1的阻塞管理方式，这与英国的输电定价方法是对应的。英国的发电和负荷都需要支付输电费用，输电费用按一种与位置相关的定价方式收取，简单的说：远离负荷中心的发电和远离电源中心的负荷需要支付较高的输电费，而靠近负荷的发电和靠近发电的负荷的输电费相对较低。

这样，就可以理解模式1的逻辑了：电网的用户(发电和负荷)都已经按其所在位置支付了输电费，传输成本高的，已经缴纳了较高的输电费，这样，不管在什么位置的发电或负荷，都有平等的在英国电网范围进行电力交易的权利。对由于网络阻塞造成的发电出力的调整(限上和限下)，按照机会成本的原理进行补偿。

2、模式2(事前阻塞管理，节点定价)

模式2下，不需要进行一次无约束出清，直接进行考虑网络约束的出清，发电和负荷都按照所在节点的电价进行结算。这种方式下，如果发生阻塞，则导致不同位置的电价不同，从而产生阻塞盈余。需要进一步定义阻塞盈余的分配方法。

阻塞盈余的分配方法实际上也与输电服务定价方法有关。

1)如果阻塞线路是商业的投资机构投资的，一般允许将阻塞盈余分给相应的线路投资机构。在欧洲有许多这样的案例。特别是一些直流线路，可以控制线路上的功率。商业投资机构从线路两端的价格差获得收益。并可以根据需要调整线路的功率。但是，很多研究结果和实际案例表明，这种方法常常导致线路的投资机构不能获得足够的收益补偿其成本。而且本身这种机制存在一些不合常理的问题：输电容量越大，线路两端的价差越低，导致计算出来的阻塞盈余可能反而减少。极端情况下，当输电容量大到不发生阻塞以后，阻塞盈余变为零。这个问题的主要原因是：阻塞盈余反映的是线路在现有容量基础上增加容量造成的社会福利的增加(发电成本的降低)，并不能反映线路整体对系统总的福利的贡献。可以用这个信息进行发电投资和输电投资的选择，但无法保证输电成本的回收。已经有一些学者研究了一些其他的方法，比如商业线路投资机构的收益包括一部分固定收益和阻塞收益等。

2)如果阻塞线路是由受管制的、垄断的电网公司投资的，阻塞收益可以用来分配给电网的使用者，或者用来降低输电准许收入。

(1)分配给电网的使用者。对于电网的长期用户，已经签订了输电服务合同，缴纳了输电费，因此也就有了在电网内进行电力交易的权利。从上面的分析看到，阻塞可能造成一些负荷购电成本的增加(场景3下的负荷L2，增加了10000元，具体见表5的第58行)。因此，需要对其进行一定的补偿。具体应该补偿多少呢?

①分配的总的输电权容量。模式2-1-1和2-1-3中，分配给用户的总的输电权数量为60W，与线路AB的实际潮流正好相等。这样，能量市场的阻塞盈余正好等于需要支付给输电权所有者的费用，阻塞管理的资金收支平衡。大多数市场是采用的这种方式。但是输电权一般在较早的时间比如一年前就需要分配，只能根据对线路未来实际潮流的预测来进行分配。如果预测的多了(比如本例中，预测A、B区之间可以有100MW的输电容量，从而分配了100MW的输电权)，就会造成阻塞管理资金的亏空(亏损4000元)。实际中，可以通过调整支付给输电权所有者的价格来解决：本例中，每MW输电权的价格从100元降为60元。美国电力市场中输电权拍卖收益权(Auction Revenue Rights，ARRs))概念的提出一定程度上就是为了解决这个问题。

②分配的对象。一般将输电权分配给电网的使用者。理论上，发电和用户都是电网的用户。但是，有些市场中(如美国电力市场)仅由用户支付输电费，因此输电权仅分配给用户。这又存在两种策略。

1)根据其在电网中所在的位置，可能的受阻塞影响的程度分配。也就是说，将输电权分配给受阻塞影响的用户。比如本文中的模式2-1-1和2-1-2。

2)不考虑负荷在电网中的位置，将输电权平等的按邮票法分配给所有的用户。

实际市场中应该选择上面两种思路中的哪一种，应该取决于不同位置的输电用户缴纳的输电费是否相同。如果缴纳的输电费相同，就应该按第二种方法，平等的获得输电权。反之，如果不同位置的用户缴纳的输电权不同，则应该根据其所在位置的不同获得不同的输电权。

(2)阻塞盈余给电网用于减少输电准许收入。这种方式下，不明确定义输电权，将阻塞盈余给电网公司，并用于减少当期或下一期的电网的准许收入。这种方式下，实际上和将输电权按邮票法分配给用户的方法的思路是一致的。但实际结果受到输电定价机制的影响。如果输电定价是单一的电量收费，而输电权也是按个负荷相应交易时段的用电量分配，则这两种方法的结果将完全一致。实际中，国际上大多数电力市场的输电服务是基于峰荷的收费，因此两种方法的结算结果会有所不同。

总结

本文首先系统的对两大类(模式1和模式2)和五小种不同的阻塞管理模式下能量市场各市场成员的的结算结果进行了分析。然后，分析了与输电定价之间的关系。从分析的结果看，能量市场应该选择哪种阻塞管理机制，阻塞成本或输电权如何分摊，主要应该考虑输电服务的定义以及责任和义务的规定。后续文章再对英国、美国等典型市场的能量市场定价、输电定价机制进行系统的分析。

作者：荆朝霞,华南理工大学,教授/博士生导师