深度｜广东现货市场改进建议：输电权相关设计-第2页-北极星售电网

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现货市场后影响发电企业收益的因素有很多，这里主要从电网约束对其造成的影响进行分析。

在现货市场前，考虑到系统发生阻塞的时段不会太多，月度的电量计划大多是可以完成的，不受电网约束的影响。现货市场下，在阻塞时段，一些电厂的出力受到限制，并且不同节点的电价可能会有较大的差别。这些变化造成了发电企业之间利益分配的变化。可以认为，这是一种搁浅成本。

这种搁浅成本，主要是现货市场前后的市场规则、价格体系不同造成的，与现货市场价格的不确定性没有关系，是无法通过建立更多的中长期市场交割点以及复杂的输电权交易体系解决的。

由于问题本质上是不同发电企业之间的利益转移的问题，解决的方式主要是相关权益、收益的分配问题。

这里提出一种解决的方法，即分配一定数量的输电权给发电企业，使其可以规避从上网点到负荷结算点之间的价差的风险。后面一节再进行更为详细一些的介绍。

3、风险控制

中长期市场主要解决的是现货市场价格的不确定性带来的风险问题。试想，如果每个人都可以提前知道现货市场每个时段、每个节点的确切的价格，而且不会发生变化，是否还需要进行中长期交易？答案是不需要。用户在实际用电时，需要用多少，买多少就行了，不需要提前进行交易。

输电权市场的建立主要是解决在节点电价机制下，节点电价的不确定性、波动性等造成的风险。输电权的拥有者可以对其进行买卖、交易。

对广东的电力市场，如果发电企业具有一定的输电权，但其因各种原因不需要这么多输电权了，可以通过输电权市场卖掉。另外，某些发电企业最初没有分配到输电权，但后来由于扩容等需要，可以通过输电权市场购买。

但这些交易的前提都是，首先某些市场主体拥有输电权。

在国外，输电权一般是分配给电网中的缴纳了输电费的用户的。因为，输电权是输电服务的一种权利，谁交了输电费，就有了相关的权利。但在我国，特别是广东，用户虽然缴纳了输电费，但输电费没有反映用户所在位置对电网成本的影响，其中包含了大量的交叉补贴。而且，由于当前用户侧是采用全网统一价格结算，用户本身没有阻塞方面的价格风险，因此在这种情况下可以不用另外的、对用户的输电权分配机制。

三、一种基于发电的输电权分配方案

本文提出，可以通过对不同的发电机组（发电企业）分配一定的输电权，实现解决一部分搁浅成本的问题。具体方案如下。

1、输电权定义

输电权的上网点为发电机组的上网节点，下网点为全网的负荷结算的统一参考点。获得了输电权，就拥有获得现货市场两个节点对应的价差收益的权利。

输电权定义为金融输电权，即仅有相关的收益的权利，不具有物理执行的权利。物理的调度按照现货市场的结果执行。

输电权定义为责任型（obligation），即获得了输电权，收益有可能为正，也可能为负。（对应的是权利型，即option，收益最小为零。）

2、输电权数量的分配

对输电权的数量，考虑基数电量分配情况、系统供需情况等确定。

比如，系统总负荷为200MW，总发电容量为300MW（两台机组G1和G2，容量分别为200MW和100MW），基数电量等值容量为80MW（在G1和G2间按节能发电调度或其他原则分配，比如两台机组分别分配得到60MW和20MW的等值基数电量）。则可以对发电分配最多120（=200-80）MW的输电权。

1）确定总的分配量。可以根据情况，将基数电量之外的全部或者部分进行分配。比如上例中，总的输电权为0-120MW，为全部发电容量（300MW）的0-40%。

2）确定对每个发电机组的分配量。可以按照等比例的原则，或按照原来节能发电调度的原则分配。比如，如果总的输电权为60MW，按等比例原则，则G1和G2分别分配得到40MW和20MW的输电权。如果按照节能发电调度原则，则G1和G2分别分配得到45（=60*0.75）MW和15MW的输电权。

3、输电权的结算

现货市场后，需要根据现货市场出清情况及输电权情况进行相关结算。

比如，现货市场G1和G2所在节点A、B的实时电价分别为300元/MWh和500元/MWh。G1、G2的出力分别为160MW和40MW。G1、G2的基数电量等值出力分别为60MW和20MW，基数电量价格为450元/MWh。

负荷结算价格为：400元/MWh

L1支出：400*100=40000元

L2支出：400*100=40000元

负荷现货市场总支出：40000+40000=80000元

G1现货市场结算：300*160=48000元

G2现货市场结算：500*40=20000元

发电现货市场总收入：48000+20000=68000元

阻塞盈余：80000-68000=12000元

G1基数电量结算：（450-300）*60=9000元

G2基数电量结算：（450-500）*20=-1000元

基数电量总结算：9000-1000=8000

G1输电权结算：（400-300）*45=4500元

G2输电权结算：（400-500）*15=-1500元

输电权总结算：4500-1500=3000元

总平衡资金：12000-8000-3000=1000元

平衡资金分配：1000/(100+100)=5元/MWh

负荷最终结算价格：400-5=395元/MWh

G1最终总收入：300*160+9000+4500=61500元

G2最终总收入：500*40-1000-1500=17500元

G1平均电价：61500/160=384.375元/MWh

G2平均电价：17500/40=437.5元/MWh

4、分析

可以看到，现货市场下，节点A的电价降低，可能造成G1收入的降低。基数电量合约和输电权分配，在本例中，都增加了G1的收益，降低了G2的收益。总体上，减少了不平衡资金的盈余，降低了不同发电企业之间现货市场后利益的变化。

在实际应用该方法时，对分配给发电的输电权的量的确定，可以采用以下思路：

1）在现有基数电量的基础上根据历史交易情况增加一定的输电权分配。

2）将现有的基数电量转化为输电权。

其他一些细节，包括将输电权定义为责任型的还是权力型的，具体在不同的发电企业之间的量按什么原则分配，都需要根据具体的情况进行进一步的讨论。

总结

本文对广东电力市场中的与输电权相关的问题进行了分析、讨论，并提出了一种基于发电的输电权分配方法。从简单算例可以看到，这种方法可以在不影响市场效率的情况下缩小现货市场后不同发电企业之间的利益变化，利于市场的平稳过渡。本文仅仅是提出了一个总体的框架，很多细节需要根据市场的具体情况确定，包括输电权的定义方法（是责任型的还是权利型）、总的输电权分配数额、总输电权在发电之间的分配方式等。

作者单位：华南理工大学电力学院

原标题：广东现货市场8|改进建议2——输电权相关设计

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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