《说粤全传》｜ 负荷侧全场统一价合适吗？

词云

日暮西风至，树树幻红妆。

早已料的，明月圆满转天凉。

家国心愿未了，上下求索，更是怕昼短夜长。

北美数仟夜，斜月满回廊。

不堪忆，挥不去，鬓近霜。

而今只有，笔耕不辍为粤忙。

评估规则难寐，回首他方旧事，件件碎柔肠。

赤子愁不尽，人伴秋草黄。

基于现阶段的设计，广东市场对发电机组采用节点电价进行结算，这与目前绝大多数成熟(采用节点出清模型的)电力市场中发电方的结算方式是一致的。而广东市场对负荷侧采用全市场节点加权平均的统一价格进行结算的方式，如今却在成熟市场中鲜有存在。今天就来聊一聊为什么?

全市场统一负荷价格的“三不”效应

简单来说，全市场统一价不好(对阻塞问题明显的市场而言，如广东)，因为对市场有“三不”效应。其一，对发电方采用节点电价结算，对购电方却采用全市场节点加权平均的电价进行结算。同为市场主体，区别对待，不合理。其二，无阻塞或低阻塞地区的负荷要分摊由高阻塞地区的负荷导致的电网拥堵费用，不公平。其三，出清机制(市场模型中反映了具体的节点负荷)与结算机制不一致，形不成匹配的市场激励，不高效。

有好的替代法吗?

有!成熟市场中常见的做法是按阻塞的严重程度，结合一些地域上行政划分的特点，对负荷进行分区，尽量把“相似”的负荷分在同一区内，同时各分区内的节点加权平均的电价作为区内负荷的统一结算电价。这种分区定价和结算的方式在很大程度上缓解了上面提到的“三不”效应。

负荷分区价格好在哪里?

那分区电价到底好在哪里?有至少以下几方面的好处。

1、引导资源合理配置

合理区分的电力价格有利于成本低(包括低电价)的较偏远的地区吸引投资，发展当地经济，缓解大城市及其周边的压力，减小经济发展的地域性差异，向着更平衡更合理的方向发展。用电负荷、发电设备、和电网资源的分布和配置也会随之更加市场化和理性化。

2、加强电力市场现货环节和远期环节的关联性

签订中长期用电合同是电力远期市场中非常重要的一部分。然而在统一电价的市场中，除了当地及周边的供用电关系的变化会影响这个环节外，一个通常八杆子打不到的地方也有可能会产生不可忽视的影响。这就增加了商业决策上的不确定性和难度，进而影响到决策的准确性。分区电价会有效地隔离一部分这种未知和不确定的因素，提高决策效率和准确性，增加合同价格和现货价格的关联性，有利于电力市场的整体发展和完善。

3、推动和加快新能源技术发展

通常，阻塞严重的地方除了平均(区域)电价高以外，(区域)电价的峰谷差值也大。潜在的高利润机会是推动配电网侧分布式能源(比如，分布式太阳能，分布式储能)发展的最好激励手段， 有利于吸引和推动新能源技术在局部地区快速发展。平均后的单一价格显然大大弱化了这种市场激励，新能源的发展会过于依赖各种政府补贴。

4、提高市场和电网的弹性

市场和电网都需要负荷侧响应。它能在高峰期缓解电网和市场的压力，有利于提高系统的可靠性，降低对电网的运营和升级要求，减弱现货市场上通常以发电方为主导的市场力。负荷侧响应应该发生在系统最需要的地方(往往是电价最高的地方)。分区电价可以明示不同地区的不同需求，用市场之手引导有效的负荷侧响应，这是全市场单一电价所做不到的。

统一价格更容易引发投机行为

除了在上述几个方面统一价格有明显劣势外，某类市场投机行为在统一价格的机制下也更容易发生。可以通过以下例子中统一价格和分区价格的对比来说明。

如图1所示的简单两节点实时系统，发电机组G1在节点A，报价0.3元/千瓦时;发电机组G2在节点B，报价0.5元/千瓦时;为简单起见，假设两台机组无限大且最小出力可为0;每个节点的总负荷均为1000兆瓦，其中售电公司S在A和B节点各有100兆瓦的负荷;两节点间的输电线的传输上限为950兆瓦。

图 1 – 两节点算例示意图

情况1

负荷统一价，日前和实时无差别

此情况下，输电线路发生阻塞，A节点的价格为0.3元/千瓦时，B节点的价格为0.5元/千瓦时，负荷价格按照节点加权平均(此例假设使用简单算术平均，下同)为0.4元/千瓦时。所有有效的结算均发生在日前市场，实时市场的结算为零。表1列出了详细的出清和结算结果，其中负值表示收入，正值表示支出(下同)。

表 1 – 情况1出清和结算

由于有阻塞，负荷支出超过机组收入的部分作为阻塞盈余，在没有金融输电权市场的情况下进入平衡资金，最终按负荷比例返还。所以，售电公司S的最终购电支出为61,000 元(=40,000 + 40,000 – 190,000*10% )。

情况2

负荷统一价， S日前投机

此情况下，在日前市场中，售电公司S把其在B节点的负荷全部报在A节点。

表 2 – 情况2出清和结算

通过表2可以看到，日前的负荷价格降到了0.3元/千瓦时，实时市场产生了10,000 元的阻塞亏欠，进入平衡资金，再由负荷按比例支付。所以，售电公司S的最终购电支出仍为61,000 元(=60,000 + 0 +40,000 -40,000+ 10,000*10% )。在没有额外代价的条件下，售电公司S成功地人为降低了日前的负荷价格。投机者可能会通过相关的场外金融交易来获利，但这种行为会影响比如中长期合同的签订和未来金融输电权市场，会大大损害现货市场的总体效率。

再来看看如果采用负荷分区价，同样的投机行为会不会有不同的结果。

情况3

负荷分区价，日前和实时无差别

这是分区电价下的无投机情况，与情况1的唯一不同就是用负荷分区电价取代了负荷统一电价。由表3可以看出，在阻塞盈余返还后，售电公司S的最终购电支出与情况1相同，为61,000 元(=30,000 + 50,000 – 190,000*10% )。

表 3 – 情况3出清和结算

情况4

负荷分区价， S日前投机

表4列出了在采用负荷分区电价后， 同样投机行为下的市场出清和结算结果。

表 4 – 情况4结算

与情况3相比，虽然日前市场的负荷价格同样降低了，但是售电公司S的最终购电支出为79,000元 (=60,000+0+50,000-30,000-10,000*10%)，提高了近30%。与情况2相比，投机的代价显然要大得多。

这个例子说明，与更加准确的分区价格相比，在统一价格的条件下，市场主体投机和试错的市场代价相对要小，因此也更容易引起此类市场行为。虽然行政手段可以用来限制和惩罚某些投机行为，但是正确的市场激励还是更加高效的选择，同时也是市场化的目标之一。

当然，需要说明的是，在现阶段，上述的可能性应该尚不成问题。因为日前市场是按照交易中心的负荷预测进行出清的，购电方的负荷报量只影响结算结果，不影响出清结果。但是，等市场发展到允许购电方按节点报量(编者注释：即实现广东所希望的负荷侧真正参加市场)，仍然采用统一价格就会带来上述问题。

前车之鉴，后事之师

美国的新英格兰电力市场和加拿大的安大略电力市场在市场建立之初都曾采用过市场单一电价，但也都受到“三不”效应在市场各环节中不同程度的影响。由于局部阻塞问题严重，新英格兰电力市场在启动不久后，就放弃了单一电价，改成发电采用节点电价，用电采用区域电价的市场设计。安大略电力市场的转变要晚一些，但如今也在积极地进行重新设计，欲采用类似的电价形成机制。这些前车之鉴值得广东借鉴，以防走不必要的弯路。

尤其是考虑到广东今后会逐步引入金融输电权市场、虚拟交易、和容量市场。市场环节越多，“三不”效应的影响就越大，突显的问题就越严重。因此，最好从一开始就改，市场运行起来以后再改的成本和周期都会大大增加。

作者简介

陈杰博士，现任美国独立市场监管机构Potomac Economics的总监。他先后就读于清华大学、美国康奈尔大学。在美读博期间，师从工程院院士James S. Thorp 教授，研究电力系统和电力市场优化和设计。2004年至今, 在Potomac Economics工作，在市场设计，运营，分析等方面拥有丰富的实践经验。先后担任美国德州(ERCOT)，纽约州 (NYISO)，和新英格兰 (ISO-NE)电力市场的设计和运营的资深顾问。目前任职总监，专责NYISO和ISO-NE的独立监管工作，主管市场分析，指导日常监管工作，并撰写市场评估和监管报告。