深度｜广东现货市场交易机制分析-第2页-北极星售电网

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广东电力市场中，节点电价的计算是采用上述的方法，即根据每个时段SCED优化模型产生的每个节点的拉格朗日乘子。需要及时跟进国际上的最新研究成本，不断优化定价机制。

3、如何结算

1)节点定价基本原理

电力现货市场中，如果采用节点定价机制，一般所有发电机和负荷按照所在节点的价格结算。为了简化交易和结算，也会定义一些负荷区、Hub等虚拟节点，用户可以按照虚拟节点的价格结算。虚拟节点的价格等于虚拟节点内所有节点按某个状态下各节点用电量的比例加权平均。

节点电价机制下，会产生阻塞问题(参考：电力市场集中竞价的经济学原理分析 (九阻塞管理1-基本原理)，电力市场集中竞价的经济学原理分析 (十阻塞管理2-事前和事后阻塞管理))。也就是说，如果系统发生了阻塞，在不同的节点产生了不同的价格，从所有负荷收取的电费将大于支付给所有发电的电费。

举例说明：系统中有两个节点A和B，每个节点都有100MW容量的发电和负荷，A、B节点通过一条联络线相连，线路AB的最大传输容量是60MW，A、B节点的发电机(G1和G2)的报价分别是200￥/MWh和300￥/MWh。则某个时段市场出清的结果是：节点A的电价为200￥/MWh，节点B的电价为300￥/MWh。节点A的发电G1的发电量为160MWh，节点B的发电G2的发电量为40MWh，节点A的负荷L1和节点B的负荷L2的用电量均为100MWh。结算如下：

G1收入：200*160=32000元

G2收入：300*40=12000元

发电总收入：32000+12000=44000元

L1支出：200*100=20000元

L2支出：300*100=30000元

负荷总支出：20000+30000=50000元

阻塞盈余：50000-44000=6000元

可以看到，在节点定价机制下，如果系统发生阻塞，不同的节点的价格不同，就会产生阻塞盈余。本例子中阻塞盈余是6000元。

关键的问题是，阻塞盈余该如何分配?

理论上并没有“最佳”的分配方法，主要取决于电网的性质、电网监管的办法、电网成本的分摊方法、历史的政策等。把阻塞盈余分配给谁，主要是回答谁有使用电网的权利，也就是很多市场设计输电权机制的一个主要目的：具有输电权的市场主体，可以获得相应的阻塞盈余。

(1)分配给线路所有者

如果线路是非管制的公司投资的，不是按成本加成的方式收回成本的，可以将盈余分配线路所有者，从而起到鼓励投资线路解决阻塞问题的作用。国际上一些商业输电线即采用这种方式。这种方式下，输电线路的所有者不能是系统调度，否则会存在反向激励，故意制造阻塞以收取阻塞盈余收益。这种方法存在许多问题。随着输电容量的增加，如果阻塞完全解决了，两个地区之间的价格差异变小甚至没有了，阻塞盈余也减少或没有了，输电线路所有者将无法收回投资。这也是学术界研究的一个领域：对商业输电线如何收费。目前的一个主要的观点是固定收益加上阻塞盈余收益。

如果线路是受管制的电网公司投资的，获得的阻塞盈余将用于减少准许收入，减少输配电价。

(2)分配给用户

美国大多数电力市场中，会将一部分输电权(阻塞收益权)分给用户。主要是考虑到，美国电力市场中输配电费主要是由用户承担的，因此用户拥有在其缴纳输配电费的电网范围内从电厂购电的权利，如果电厂侧的电价和用户侧的价格不一致，用户拥有获得价差补偿(阻塞盈余)的权利。

3)广东现货市场阻塞盈余的分配

目前广东的市场规则下，将阻塞盈余纳入平衡资金，按电量比例返还给市场用户。这种方式是市场初期一种简化的处理方式。存在的问题是，这种机制和现有机制下对不同节点的发电企业的收益将造成较大的影响，这个影响造成的发电企业的收益的增加、减少是否应该由发电企业承担?

以上面的两节点系统为例，进行进一步的分析。

(1)事前阻塞处理

一种方式是对阻塞进行事前的控制。也就是说，在交易前就测算每个节点发电机的出力上下限。本例中，调度机构根据对系统供需情况的预测，了解到线路AB可能发生阻塞，发电机G1最多只能发出160MW的电力。因此，将发电机G1的出力上限定为160MW。

这样，G1的160MW和G2的100MW一起竞争，最终G1的160MW全部中标，G2中标40MW，市场统一出清价为300￥/MWh。所有的用户都按照300￥/MWh的价格购电，所有的发电都按照300￥/MWh的价格售电。

实际上，目前我国大多数省份的月度电量市场，大概是这样运作的，调度事先定出机组的出力约束，保证在这些约束下系统可以无阻塞出清，全网可以产生一个统一的价格。

(2)约束出清

节点定价机制实际上是一种阻塞的实时考虑方式，在出清的约束中考虑网络约束，在能量市场出清的同时考虑电网的约束。这种方法利于最大化电网的利用，但由于其产生了节点电价，进而产生了阻塞盈余，如果阻塞盈余的分配不合理，对市场会造成一些不好的影响。

在上面的例子中，如果按照广东的市场规则，阻塞盈余按电量比例分给用户。阻塞盈余共6000元，负荷总200MWh，相当于每MWh的电价降低30元，A、B节点的电价分别变为：170￥/MWh、270￥/MWh。考虑到广东目前对用户侧采用加权平均价结算，系统的综合用电价格从250变为220。

实际市场中，发电的报价会随着市场规则的不同而不同。但在竞争比较充分的情况下，报价会反映其真实的成本。

发电侧从全省统一电价转变为节点电价的过程中，对不同发电机组的收益造成了影响。本例中，节点A的G1收益将下降。这种影响，是否是发电企业应该承担的?取决于对电网使用权、发电规划责任的考虑。如果认为电厂的建设是市场主体自己的责任，机组处于阻塞受限送不出去的区域是发电企业自己投资不利的结果，那发电企业应该承担该区域价格低的结果。但是，如果认为电厂的建设是政府审批的，承担了多种反面的责任、义务，由于市场化造成的发电企业收益的变化就是一种搁置成本，需要通过市场化方式补偿。

为了保证市场平稳的推进，解决市场的搁置成本，可以采用将部分输电权分配给电厂的方式。

1)确定一定比例的输电权，可以将其分配给市场化的发电量。

2)确定每个市场化的发电机组(或电厂)可以获得的输电权的数量。

3)发电企业将其分配得到的输电权分配到相关的发电节点，并进行申报。

4)对所有发电企业申报的输电权进行一致性可行性测试，如果不可行进行等比例裁减，确定每个发电企业最终获得的每个发电节点的输电权。

5)日前市场出清后，根据发电企业所拥有的输电权对发电企业进行补偿(将相应的阻塞盈余分配给发电企业)。

6)市场成熟以后可以允许输电权的转让买卖。初期可以不进行输电权交易。

总结

本篇文章首先对前面的内容进行了回顾，然后重点对能量市场交易机制问题进行了讨论。对广东电力市场的主要建议包括以下几个方面：

1)市场的设计中，需要特别关注市场化后对市场主体利益的影响，并考虑市场主体的动态行为。

2)取消非市场电“以用定发”，基数电量年初分配以后不再调整，并直接确定分解曲线。

3)日前市场出清时采用市场主体的报价(仅报数量也可以)，参考国外的负荷区域、Hub的处理机制。

4)完善阻塞盈余分配机制，建立输电权机制。

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深度 | 广东现货市场交易体系分析

原标题：广东现货市场3｜交易机制

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