深度｜广东现货市场交易机制分析

上两篇文章我们分别对广东现货市场的市场结构、产品体系和交易体系（深度|广东现货市场结构和产品的设计、深度|广东现货市场交易体系分析）进行了简单的分析。本篇文章在此基础上重点对现货市场的日前和实时能量市场的交易规则进行分析。

(来源：微信公众号 走进电力市场 作者：荆朝霞)

一、概述和回顾

1、市场设计概述

电力市场的设计包括市场结构、市场体系(产品体系、交易体系)、交易机制和市场监管等方面的内容。其中，市场结构是影响市场长期效果的最重要的因素，其直接影响市场的长期价格水平、价格差异度、市场力等。产品体系和交易体系影响定价的效率、市场风险和交易效率。交易机制影响福利分配、交易效率和价格激励情况。市场监管影响价格水平、市场主体的运行策略和投资策略。这里，定价效率是指价格体系是否能产生正确的经济信号，交易效率主要涉及交易成本方面的问题，包括市场的均衡能力、交易技术支持系统的建设、进行市场投标的成本等，福利分配主要指市场前后不同市场主体之间利益的变化情况。

电力市场设计中，效率是需要考虑的一个方面，但公平、福利分配也是必须考虑的因素，特别在市场建设初期。电力市场的设计，不仅仅要考虑技术的可行、电力系统的安全可靠性的保证，更重要的，要考虑经济上、政治上的可行，要分析不同市场规则对市场主体利益的影响。

2、广东电力市场产品的设计

广东电力市场中，市场化交易的产品包括能量(1小时为时间粒度)和调频辅助服务。市场中需要的其他产品，包括输配电服务、备用、无功电压调节等辅助服务采用管制的、计划的方式获得。

计划体制下，电力市场中各产品的价格都是由相关部门核定的，除了考虑产品的成本、收益，还经常会考虑一些政策的因素，含较多的交叉补贴成本。市场化后，一种方案是所有产品环节都采用市场化交易，但这在实际中不可行。另外一种方案是，部分产品市场化，部分产品仍保持由相关机构“定价”的方式。在后一种方式中，要特别注意，非市场化交易的部分的定价，对市场化交易的部分的影响是什么。具体一点，广东电力市场基本能量、调频进行了市场化交易，但输配电服务、大多数辅助服务都仍采用政府核定的价格，需要深入分析相互的影响。在今天的文章中，我们将对能量市场和输配电定价之间的关系进行一些探讨。

3、广东电力市场交易体系

广东电力市场中，基本能量交易分成了两个部分：计划电和市场电。市场电的交易方式包括：日前市场、实时市场、中长期市场、基数电的交易方式包括直接分配、基数电中长期交易。

目前的交易体系主要存在以下待改进的地方。

1)计划电和市场电的人为的分割，降低市场的优化空间

目前市场体系下，要求计划发电=计划用电。由于计划用电(非市场用户用电)量要在事后计量后才能准确获得，因此分给发电主体(B类机组)的计划电(基数电量)也不是确定的，事先分配得到的只是总非市场用户用电的一个比例，这就造成其难以与市场电进行交易，降低了市场的优化空间，也影响了市场主体尽早进行各种市场的决策。

保持(计划发电=计划用电)，即规则中讲的(以用定发)的原因可能包括多个方面，其中一个是希望计划电部分的电量平衡，进而计划电方面的收支平衡。实际上，即使计划电的电量平衡了，如果不同计划发电机组的发电比例变化，进而平局上网电价变化;或者非市场用户的用电比例变化，进而平均购电价格变化，都会引起计划电部分收支的不平衡。现有的市场规则中，实际上已经考虑这方面的因素，由于计划电引起的收支不平衡的部分，将放入平衡资金，由全体市场用户承担。因此，由于实际非市场用电与计划发电的电量之间的差异引起的收益变化，同样也可以采用这样的机制解决。

如果去掉(以用定发)这个约束，市场规则设计的很多方面会更加简单，效率更高，其也不会引起太多其他方面的问题。

2)日前市场中用户侧的报价(量)不影响出清

目前的规则中，日前市场给了两种方案，现阶段的模式1下，日前市场的出清是采用发电侧报价和负荷预测，用户侧的报价(即需求量)完全不影响市场的价格。这种模式会产生很大的问题。市场出清的结果与市场主体的行为没有任何的关系，市场主体无法通过自身的市场策略控制自身的收益。会增加市场的监管难度。

现阶段采用这种方式的一个原因是，如果市场出清中采用用户侧的报价，则需要用户侧的申报(不同时间的用电量)细化到节点，为了整个系统的出清，电网也需要代表所有非市场用户申报细化到节点的报价数据(节点负荷预测)。这在当前的技术条件下不可行。

实际上，市场出清主要影响市场主体的经济效益，不会影响市场的安全性。在采用市场主体的报价出清后，可以再按照负荷预测进行一次经济调度，以经济调度的结果作为调度依据。目前市场设计的模式2(报量报价)即采用的这种方式。而且，这种模式下，并不需要强制要求所有用户侧市场主体申报细化到节点的报价。可以定义一些不同的报价区或Hub，市场主体可以选择申报到节点的报价，还是到Hub的报价，如果是申报到Hub的报价，事先定义好总电量在Hub内不同节点之间的分配比例即可。国外大多数市场也都是这样运作的，即是到目前，美国PJM也没有要求所有市场主体申报到节点的报价数据。

二、集中能量市场交易机制

集中能量市场的交易机制的设计包括多个方面，大体上包括：如何报价(何时报价、报什么)、如何出清(何时出清、出清算法)、如何结算(市场价格、平衡机制)等。

1、如何报价

1)何时报价

现货市场中有日前和实时两个市场，每个市场中有24个产品。最细化的，可以有24*2=48组报价。实际上，广东现货市场规则中，发电侧仅能对这48个产品申报一组价格(可以有多个价格数量段)。也就是说，一个(组)报价，用于两次出清(日前和实时)，用于多个产品的出清(24个时段)。这样的好处包括

(1)简化交易。一天只需要申报一组价格，对技术支持系统的要求降低，需要的数据量减少，市场成员的报价也简单，利于市场初期的顺利运行。

(2)降低市场力。一天24小时的供需有很大变化，日前到实时的系统状态也会发生变化，如果市场主体有较大市场力，就可通过在不同时间、对不同产品申报不同的价格来在一定程度上控制市场的价格。一天只申报一组价格，市场主体的市场力将受到一定的限制。

这种方式存在的主要问题是在无法及时反映市场主体不同时间成本的变化情况、市场供需的变化情况。

国外很多电力市场在早期也是采用单一报价组的形式，随着市场的发展可以采用更精细的报价方式，如对每个时段申报一组价格，并允许随时修改报价。

2)报什么

发电机组的成本包括启停成本、空载成本和微增成本。可以采用单一的一部制能量价格的方法，也可以采用分别申报不同部分价格的方法。这实际上是分散式机组组合和集中式机组组合的区别，也是欧洲市场和美国市场的一个主要区别之一。广东电力市场中，启停成本、空载成本事先由相关主管部门核定，现货市场中市场主体仅申报一部制能量价格。

市场设计中，首先要确定每个市场希望回收的成本是哪些。除了启停成本、空载成本和微增成本，发电还有一项重要的成本是容量成本。这部分如何回收，是市场设计首先需要考虑的，回收方式不同，相关的定价、管制机制都会有所不同。目前广东电力市场的设计中未看到相关的表述，对相关市场价格的监管方案也没有确定。需要尽快对这些问题进行研究。

如果没有容量市场，必须允许能量市场在一段短时间的供需紧张的时候有较高的价格，以补充机组的容量成本，市场的最高限价、市场力监测的基准价格都需要根据市场的整体设计通盘考虑。

2、如何出清

1)何时出清

日前市场的出清时间一般没有太多异议，在日前申报结束后，交易日(D日)开始前一段时间进行，产生市场的出清价、出清量。

实时市场，有事前定价和事后定价两大类。两种方法各有优缺点，目前广东市场采用事前定价的方式。

2)如何出清

如何出清主要涉及到出清的流程、模型。不管日前还是实时，都主要包括两个步骤：安全约束机组组合SCUC和安全约束经济调度SCEC。这两者的数学模型主要的差别在：SCUC出清包括一天内24个小时的96个时段，目标函数中包含启停成本和空载成本，目标是总成本最小，约束中含备用约束;SCEC仅包含一个时段，目标函数中不含启停成本和空载成本，将机组启停状态作为边界条件。

SCUC可以产生机组的开停机计划以及96点的调度计划，但实际中主要使用开停机计划的结果。SCUC以后，在开停机计划下对某一个时段的发电计划进行进一步优化。

SCEC中，考虑的约束条件包括节点功率平衡、机组出力限制、线路(断面)约束等。SCUC除了这些约束，还需要考虑机组启停约束、备用约束等。

3)如何定价

市场需要产生每个时段、每个节点的电价。节点电价主要通过SCEC产生。经济学角度，每个节点、每个时刻的价格就是该时刻、该节点供电的边际成本，即在该时刻、该节点增加单位负荷增加的成本。从数学的角度，每个时段、每个节点的市场出清价就是该时段的SCED优化过程中产生的该节点的功率平衡约束的拉格朗日乘子。

这种定价方式是很多市场采用的方式，但也存在一些问题：每个时段的价格仅与该时段的机组情况有关，将机组组合作为边界条件，无法反映时段之间的负荷特性、发电约束、机组启停对价格的影响。SCED用于经济调度没有问题，但用于定价时其价格信号产生了一定的扭曲。虽然这类市场设计了Make-whole-payment机制解决机组的全成本回收的问题，但其价格信号的扭曲是客观存在的。在传统市场中，机组的类型大体一致，大多数机组都是可控机组，这个问题不是特别突出。在可再生能源增多以后，这种定价机制的问题会越来越突出。美国多个机构也在进行这方面的研究，改进定价机制。

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