电力体制改革 | 现货市场基本原理

随着《南方(以广东起步)电力市场运营规则体系(征求意见稿)》的公布及市场投入试运行。电力现货市场再次成为关注的热点，由于涉及复杂的技术约束与电力系统模型，市场主体大多认为十分难于理解、难以掌握，因此本文努力通过5张PPT及其解释让市场主体掌握现货的基本原理。

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简化的单时段现货市场交易模型电力现货市场建立在实时电价概念的基础上，这里以一个简化的单时段单边现货交易模型为例来说明电力现货市场(spot market)的基本原理。假设独立调度ISO代表所有电力用户向发电厂商购买电能，其目标是使总购电费用c最小【图1中(1)式】。

根据高等数学知识可知，对于式(1)、式(2)的条件极值问题可建立(3)式的拉格朗日函数，进而可得到(4)式的极小化条件，其中式中拉格朗日乘子λ即等于边际电价ρM。将式(4)与式(2)联立求解，就可得ρM(即出清价)及各发电厂商的发电出力，这就是电力市场中独立调度的优化调度模型。

图1 电力现货市场竞价交易示意图

由上面的推导很容易联想到《电力系统分析》课程中经济调度问题所采用的经典的等耗量微增率(即每增加单位功率时燃料耗量的变化)准则，其含义为，在不考虑网络损耗的情况下，按耗量微增率相等的原则来分配多台发电机组的功率时，可使系统总的燃料消耗最小【图2下半部】。如图2中，求得系统耗量微增率为λ，对应的4台发电机组的发电功率分别为PG1，PG2，0(机组耗量微增率全部大于系统耗量微增率)，PG4MAX(机组耗量微增率全部小于系统耗量微增率)，并满足系统功率平衡条件，即PG1+PG2+PG4MAX=PL(系统负荷)。等耗量微增率的推导和上述单边现货模型求解过程是一样的，只是将总购电费用最小的目标换为总燃料消耗最小。

图2用更简洁的方式图示了单边现货竞价的过程，假设发电机组申报的是阶梯状的报价曲线，则ISO按报价由低到高对发电机组申报的容量(电量)段进行排队，直至发电机组总出力能够满足系统负荷，图中阴影部分机组中标，而报价最高的中标机组确定市场价格，这种竞价出清用Excel表格处理就足够了【图2上半部】。

图2 现货市场竞价出清过程 vs. 经济调度的等耗量微增率法

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多时段现货市场交易模型要注意上述现货市场模型只是一个简化模型，在实际应用中还必须考虑电厂和系统运行的各种约束条件。实际现货市场交易模型有以下区别：1)采用多时段交易模型而不是单时段模型;2)用潮流方程取代【图1中(2)式】的功率平衡方程，形成节点电价;3)考虑开停机优化;4)考虑更多的发电机组技术约束;5)在双边竞价市场模式中，还包括负荷报价模型，购电总费用最小的优化目标【图1中(1)式】也替换为社会福利最大化的目标。

在实际电力现货市场中，都是多时段交易，实时电价一般由安全约束机组组合(Security Constrained Unit Commitment，简称SCUC)、安全约束经济调度(Security Constrained Economic Dispatch，简称SCED)等短期运行优化模型求出，将每个时段对应于功率平衡约束的影子价格(或边际价格)提出作为该时段的市场统一出清价格。图3包括一个24时段NG台机组的简单的机组组合模型，与图1相比，机组购电费用增加了开机费用，与机组停机时间有指数关系(停机时间越长，开机费用越高)【图3右半部】。图3举例了3台机组组合的简单示意图，机组1带基荷，机组2带腰荷，机组3带峰荷【图3右半部】。

在日前市场中，实际上是以日为交易周期，每个周期(1日)又分为若干时段(例如1小时)，然后分时段按电量平衡模型计算出清价格和出清电量，由于每个时段内的功率被假设为常数，所以电量平衡模型就是功率平衡模型。对于日内实时市场，每个时段通常缩短为5-15min，但其基本概念是相同的。

因此，如图3所示，该电力现货市场的电能商品实际上是这样定义的：将一个交易周期(1日)的功率曲线下的面积按等长时段切分成若干“条”，然后每条又分为若干可不等高的“段”。在1个时段中，成交的发电商各取1“段”(即1个商品)，而按边际价格出清方式，同一时段的各段负荷(即所有商品)的结算价是相同的，均为该时段成交机组的最高价格【图3左下部】。所以多时段现货交易实际上是对每个时段的负荷功率逐时段进行竞价，并考虑各时段之间的耦合技术约束。

图3 机组组合模型与多时段现货市场交易示意图

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节点电价与阻塞盈余节点边际电价(Locational Marginal Price)理论从20 世纪70 年代发展起来，已在北美、新西兰、新加坡等地的电力现货市场中得到应用，并在美国能源联邦管理委员会(FERC)的推动下，成为其倡导的“标准市场设计”(Standard Market Design，SMD)的基石。节点电价是指在满足各类设备和资源的运行特性和约束条件的情况下，在某一节点增加单位负荷需求时的边际成本，即在某时间、某地点以最低成本“多消费1度电”所需要增加的成本。节点电价的典型定义包含3个分量：

节点电价=系统能量价格+阻塞价格+网损价格

节点电价理论是基于经典的优化调度模型、在满足各种约束条件满足情况下的资源优化配置电价，所以它与经济调度和最优潮流有着深刻的联系。最优潮流(或安全约束经济调度)模型求解过程中对应于节点有功功率的拉格朗日乘子(影子价格)即为节点电价。在美国东部PJM(Pennsylvania, New Jersey, Maryland)电力市场的安全约束经济调度模型中使用的是直流潮流约束。

由于节点电价被认为可以从空间与时间2个方面反映电力系统的实际供电成本(实际并非如此)，被寄予厚望，并和金融输电权一起被美国联邦能源监管委员会作为建立高效竞争市场的一种机制。也被我国华东区域和广东电力市场引入。本着复杂问题简单化的原则，图4以2节点系统的例子介绍了节点电价与相关的阻塞盈余的基本原理。

图4中，在节点①，负荷为50MW，发电机组G1出力为150MW，报价为$5/MW，由于发电机组出力大于负荷，因此节点①的负荷完全由本地发电机组供应，按统一边际价格出清原则，节点①的电价即为$5/MW。关键在于节点②，负荷为150MW，本地发电机组G2的报价为$30/MW，而受线路输电容量(100MW)限制，由节点①送到节点②的“便宜电”最多只有100MW，剩下的50MW缺额只能由报价比较高的本地机组G2来供应，按统一边际价格出清原则，节点②的电价即为$30/MW。由此可见，所谓节点电价实际上是由于线路输电容量约束而形成的一系列分市场。如果不止一条输电线路，而存在比较复杂的输电网，其基本原理是类似的，只是由于潮流分布的关系，节点电价与负荷/发电机组功率的关系更加复杂。

另一个相关的概念为“阻塞盈余”(congestion surplus)，从图4可以简单计算出，两个节点电力用户支出为$4750，而发电机组收入为$2250，两者之差为$2500，即等于两个节点之间的价差$25乘以线路传输功率100MW。在节点电价体系下，由于电能流入节点的市场出清电价一般要高于电能流出节点，这样由电能流入节点的出清电价和阻塞线路的输电功率所确定的购电费用一般要高于电能流出节点的出清电价和阻塞线路的输电功率所确定的售电收入，两者的差额就是阻塞盈余。可以证明，阻塞盈余不可能为负，但这需要比较复杂的数学优化理论。为分配阻塞盈余，在美国电力市场中引入了金融输电权(Financial Transmission Rights，FTR)，即阻塞盈余分配给金融输电权的所有者。

图4 机组组合模型与多时段现货市场交易示意图

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差价合约的实现差价合约(Contract for Difference，CfD)为规避现货市场价格波动引起的金融风险，交易双方以事先约定的合约价格与合约交割时的现货价格之差为基础签订的一种金融合约。

差价合约最早在1990年代英国的强制型电力库(Pool)模式中引入，后来在澳大利亚、北美、欧洲的电力市场中相继被应用，我国2000年前后的浙江发电市场也引入了差价合约。竞价用户和竞价机组除了向电力库进行购售电报价以外，彼此间还可签订差价合约以规避市场风险。

如图5所示，如果发电机组与某用户签订了合约电量为Pc、合约价格为ρc的差价合约，现货价格为ρM，该机组实发上网电量为Pg，则该发电厂的收入为：R=PgρM+Pc(ρc-ρM)，即：发电收入=现货市场售电收入+差价合约收入。

将该公式作简单变换，可得到：R=Pcρc+ρM(Pg-Pc)。即，在现货市场中根据机组报价安排机组交易(调度)计划，合约电量按照合约价格结算，合约电量以外的电量以市场价结算。

差价合约的结算方式如图5所示。可见，差价合约相当于机组与用户都参与电力库的集中竞价时，他们之间的一个等效的固定价格为ρc的合约，但这仅仅是结算意义上的。差价合约对电网调度和物理运行没有任何影响，而且在电力市场中也不能脱离电力库而单独存在，算不上严格意义上的双边合约。

图5 差价合约的结算方式

至此为止，本文用5张PPT介绍了电力现货市场的基本原理，实际的电力市场只是所考虑的技术约束条件更加复杂，其基本原理不变。对于厚厚的电力市场交易规则，应该学会“把厚书读薄”，抓住其中最关键的部分。

本文部分PPT取材自浙江大学甘德强教授的讲义，在此表示感谢。