电力市场集中竞价的经济学原理分析

(3)按约定的合同补偿

澳大利亚市场中，对因为网络约束造成的限上和限下部分出力，根据发电机组和电网公司事前签订的合同中约定的方法结算。

6) 阻塞成本

约束出清下，由于考虑了网络约束，无法执行无约束出清价下的最优调度结果，需要调度限上、限下机组，增加了系统的发电成本，这就是阻塞成本。比如本例中，如果对限上限下部分出力采用英国POOL的补偿方式，限上成本：40*(300-200)=4000元;限下补偿：情形1下为0，情形2下为80*20=1600元;总阻塞成本：情形1下为4000元，情形2下为4000+1600=5600元。

7)用户参与市场

在市场中，用户可以作为价格接受者，不参与报价，也可以类似于发电侧参与报价。实际中，由于电力用户的价格弹性一般比较低，大多用户作为价格接受者，不参与报价。随着智能电网、需求侧管理技术等的发展，越来越多用户参与市场的报价。

3、事前的阻塞管理方法

1)市场出清

事前阻塞管理方法下，市场仅需要进行一次出清，即有约束出清。

情形1和情形2下的结果基本一致：市场出清结果为G1a、G1b和G2的出力分别为230MW、0MW和40MW，与事后方法中的有约束出清结果一样。该结果已经满足了线路传输约束的要求，因此可以作为最终的调度方案(实际中还需要考虑稳定等其他方面的约束，这里为了简化分析暂时忽略)实施。实际上，如果G1a、G1b和G2的报价与其成本一致，则在集中调度情况下的结果也是一样，即G1a、G1b和G2的出力分别为180MW、0MW和140MW。

2)系统电价计算

(1)节点实时电价

节点实时电价的计算可以参考 电力市场经济学基础 (三  实时电价理论及在电力市场中的应用1)中的方法。可以得到该算例中A、B两个节点的电价分别是：200元/MWh和300元/MWh。简单分析如下：在当前情况下，如果在A节点增加单位负荷(1MW)，则应该由A节点的发电机G1增加出力，成本为200元，因此A节点的节点电价为pA=100元/MWh;如果在节点B增加单位负荷(1MW)，则应该由B节点的发电机G2增加出力(由于此时线路AB上的潮流已达极限，G1的电虽然便宜，但送不过来)，成本为300元，因此B节点的节点电价为pB=300元/MWh。

(2) 系统统一能量价

在有些情况下，在进行有约束出清时，会同时计算出一个不考虑约束的系统统一的能量价作为结算用，具体的算法与事后阻塞管理办法中无约束价格的计算方法相同。本算例中，不考虑约束的系统统一能量价格为200元/MWh。

(3)区域加权平均价

将若干节点划为一个区，一个区内的价格等于各个节点实时价格的加权平均价。一般按照各节点发电或负荷的市场出清量加权。这种电价主要用于用户的定价。比如，本算例如果将A、B作为一个区域，则区域用户的加权平均价为Pave=(170*200+100*300)/(170+100)=237元/MWh。

4)市场结算

市场结算需要确定以下四种价格：A节点的发电价格pGA、A节点的用电价格pLA、B节点的发电价格pGB及B节点的用电价格pLB。一般来说，发电侧按节点电价结算，用户侧按节点电价或区域加权平均价结算。下面给出几种常见的结算方法。

(1)发电和负荷均按所在节点的实时电价结算(结算方法1)，即

由于节点的实时电价等于该节点供电的边际成本，这是理论上的最优的定价方式。

本例中，支付给G1和G2的费用分别为230*200=46000元和40*300=12000元，共计58000元，从L1和L2收的电费分别为170*200=34000元和100*300=30000元，共计64000元。可以看到，从用户收取的费用大于付给电厂的费用：64000-58000=6000元。这就是阻塞盈余，是由两个节点之间的价格差造成的。另外，如果将用户支付的总费用与无约束下的对比，可以计算其阻塞成本：10000元。

(2)无约束发电机按照系统统一能量价结算，约束机组按报价结算(结算方法2)

对报价低于系统统一能量价格的，按统一能量价结算，其他的按报价结算。这样，本算例中，G1的230MW全部按照200元结算，G2按300元结算，负荷按无约束下的系统统一能量价200元结算，同时分摊阻塞费用4000元(G2发电40MW，没MW的阻塞费是100元)。这种方法下，实现了事后的阻塞管理，同时避免了阻塞盈余的分摊问题。

(2)发电按所在节点的实时电价结算，负荷按分区加权价结算(结算方法3)。

实际中，考虑到负荷的价格弹性较小等原因，多数市场中对用户采用分区加权价格结算。本算例中，只有两个节点，如果将A、B两个节点设为一个区，负荷的价格等于A、B价格的加权价。

5、讨论

1)阻塞管理方法的分类

如果将事后的阻塞管理根据有约束出清是否重新报价分为两种，阻塞管理方法可以具体分为以下几类：

(1)事后阻塞管理：一次报价，两次出清(无约束出清和约束出清)，如英国POOL模式;

(2)事后阻塞管理：两次报价，两次出清(无约束出清和约束出清)，如英国BETTA模式，平衡市场前的双边交易市场(包括日前的集中交易市场)属于无约束出清，平衡市场为有约束出清;

(3)事前阻塞管理：一次报价，一次出清(约束出清)，目前美国大多数市场属于这种模式，无论日前市场还是实时市场，都是直接计算考虑阻塞的出清结果。

(4)分区阻塞管理：这是一种介于事前阻塞管理和事后阻塞管理之间的方法，也是进行两次出清，但第一次出清不是完全无约束出清，而是考虑部分约束，如美国加州、德州早期的市场模式。

对每种阻塞管理方法，根据对市场成员结算方式的不同，又可细分为不同的方法，具体见前文的分析。

2)无约束出清的讨论

在事后阻塞管理方法中，首先进行了一次无约束出清。由于实际电力系统的网络约束总是存在的，因此最终有约束出清的结果一般与无约束出清有一定差别。设置无约束出清主要考虑以下几个方面的因素：

(1) 无约束出清原理简单，容易被市场成员理解，特别是不懂复杂的电力系统分析计算方法的市场成员。

(2) 整个市场只有一个价格，有利于市场的流动性，增加交易的活跃性。(3)  在一些市场，如英国，认为市场成员缴纳了输配电费后，就具有平等的得到输配服务的权利，不能因为电网的原因造成其无法交易。因此，首先按照无约束出清方法确定每个市场成员的交易量和价格，有约束出清结果如果与无约束出清结果有差异，对差异部分进行补偿。

3)事前和事后阻塞管理的购售电成本分析

采用不同的阻塞管理方法会影响总的购、售电成本。

注：

阻塞费=约束出清负荷费用-无约束出清负荷费用

阻塞盈余=负荷费用-电厂收入

事前阻塞管理1：指按结算方法1结算的事前阻塞管理方法

事前阻塞管理2：指按结算方法2结算的事前阻塞管理方法

阻塞盈余又称输电权收益，一般将其按一定的方法分给负荷。考虑输电权的分配，事后阻塞管理的净阻塞管理成本为4000元(10000-6000)。

注意，这里是假设几种情况下，各发电企业都按成本报价的情况。实际上，不同的市场模式下市场成员的策略会有很大不同。比如对情形2，在事后阻塞管理方法下，G1a如果知道其很大概率会被调减，会故意报一个很低的价格以增加“限下”的补偿。比如，如果其报价从120元改为20元，则其得到的补偿从1600元增加到3600元(20*180)，并使系统总的阻塞费增加到7600元。在采用事后阻塞管理的市场，发电商比较容易行使市场力，监管机构不仅要限制发电的最高报价，还要密切关注其最低报价。另外，本算例是采用一次报价，两次出清的模式，也就是说，进行无约束出清时，市场成员没有另外报价，这也在一定程度上增加了市场力。通过将其改为两次报价、两次出清的模式，如英国2000以后的市场模式(双边交易市场是无约束出清，平衡市场是约束出清，平衡市场另外申报Bid/Offer)，可以在一定程度上降低市场成员的市场力。

结论

阻塞管理的方法是区分不同市场模式的重要角度。按照约束的处理方式将阻塞管理方法分为事前管理和事后管理两大类，每类中，又根据其发电、负荷结算价格机制的不同分为不同的子类。目前美国大多数地区的电力市场是采用的事前的阻塞管理方法，按节点电价或区域电价结算，这种机制下会产生阻塞盈余，需要通过另外的机制分配该阻塞盈余;英国和欧洲很多地区的电力市场是采用的事后的阻塞管理方法，首先无约束出清，然后再进行约束出清，对约束出清下出力变化的机组进行补偿，会造成一部分阻塞费，需要通过某种机制分摊到市场成员。美国加州、德州早期采用的分区定价的方法可以认为是介于事前和事后两种方法之间的一种方法，首先考虑部分约束进行出清，然后再考虑全部约束进行出清。事后方法的好处是无约束出清比较简单，在市场建设的初期比较容易、可以迅速实施，价格信号也很简单。其存在的问题主要是发电商比较容易行使市场力。一些地区在市场建设初期采用事后的阻塞管理方法，后期随着阻塞成本的增加而改为事前的阻塞管理方法。

我国电力市场建设中，目前由于主要是中长期交易，阻塞问题不突出。进入现货市场后，必须综合考虑电网结构、发电市场力情况、市场目标等确定合适的阻塞管理方法。