广东电力市场 | 现货市场阻塞盈余分摊机制讨论

摘要：我国现货市场中，包括广东在内的大多数试点省份/地区都采用节点电价机制。在现货市场初期，一般用户侧采用系统统一价结算，发电按所在节点的电价结算。这种结算机制将产生一定的阻塞盈余。虽然总的阻塞盈余为正，但在计划、市场双轨制下，市场总盈余（市场化发电和市场化用户的总结算盈余）有可能为负。广东在早期的结算试运行中未考虑阻塞盈余的情况，后期改变相关分摊方法，解决了阻塞盈余为负的问题。本文对相关分摊方法进行分析，讨论存在的问题，提出相应的建议。

（来源：微信公众号“走进电力市场”ID：PowerMarket 作者：荆朝霞）

1.引言

我国8个现货市场试点地区在2019年都进行了不同形式的结算试运行。现货市场相对中长期市场，最大的区别是对电这个产品按更小的时间尺度（1小时或更小）、更小的空间尺度（节点）进行定义，并按这个更小尺度的产品定义进行调度、定价和结算。现货市场定价的基本原理是实时定价理论（spot pricing）,其基本理念就是对不同时间、不同空间的电采用不同的价格。

在这种新的定价、结算体系下，会产生很多问题，需要在市场规则中考虑。比如，时间尺度上，由于考虑了更小的时间尺度，在市场出清中需要考虑机组的启停成本、启停时间、爬坡速率等约束；空间尺度上，当系统发生阻塞时不同节点的电价不同，按节点定价机制将在结算中产生阻塞盈余。

广东现货市场（南方区域现货市场的起步，简称广东现货市场）主要借鉴美国PJM市场模式，采用集中式全电量竞价的市场模式，用户侧采用全网统一结算点价格结算，发电按照所在节点的电价结算。在这种机制下，当系统发生阻塞时，不同节点的电价不同，结算的总资金将产生不平衡（所有用户缴纳的总费用不等于支付给所有发电的总费用），这个不平衡资金就是通常所说的阻塞盈余。

在正常情况下，节点定价机制下产生的阻塞盈余都是正的。这主要是由于，电一般是从低价区向高价区流动，按照现货市场定价的基本原理，如果所有的发电和负荷都按照所在节点的电价结算，对从低价区（比如300元/MWh）流向高价区（比如500元/MWh）的这部分电力（比如30MW），对发电是按照低价（300元/MWh）结算，而对用户是按照高价（500元/MWh）结算，因此总结算资金为正（6000元），这就是阻塞盈余。

在“计划+市场”的双规制下，总交易电量包括市场化的交易电量和非市场化的交易电量。如果将这两部分电量分别进行结算，则将分别产生“市场盈余”和“非市场盈余”。虽然总的阻塞盈余为正，但单独看“市场盈余”或“非市场盈余”，其符号将是不确定的，一些情况下可能出现某部分盈余为负的情况。比如广东现货市场第一次结算试运行中，就出现了市场化的阻塞盈余为负的情况。

广东现货市场第一次试结算期间产生的阻塞盈余为负的问题引起了广泛的关注，许多专家、学者都对其进行了分析、提出了解决的建议。比较简单的一种方法是对用户直接按照发电侧平均价结算。山东电力市场即采用这种方法。广东电力市场相关运营机构也对这个问题进行了研究，在后续的结算试运行中提出了新的方案，避免了阻塞盈余为负在结算方面造成的一些问题。

本文结合广东现货市场建设对集中阻塞盈余的处理方法进行介绍和分析，并提出相关的建议。

2.阻塞盈余计算的基本原理

2.1 相关变量及单位

为了方便理解及与相关培训材料一致，本文的分析中，采用如下的单位体系：

1）电价：元/千瓦时

2）功率：兆瓦

3）电费：千元

4）时间：小时

注意到：“1MW”的负荷按“1元/千瓦时”的价格用电“1小时”的电费正好是“1千元”。

2.2 简单系统市场出清结果

图1 简单两节点系统市场出清结果

以图1所示的系统为例进行分析。系统包括两个节点A和B，A、B两个节点的市场出清价（节点电价）分别为1元/千瓦时和1.5元/千瓦时。A节点有两台发电机组G1和G1，分别为计划发电和市场发电，市场出清量分别为200MW和20MW。节点B有一台发电机组G3，为市场发电，市场出清量为80MW。负荷L1和L2分别接在A节点和B节点，负荷分别为90MW和210MW。

总负荷中，有100MW的负荷为市场用电，200MW为计划用电。由于技术的问题，不能确定市场用电、计划用电所在的节点。

2.3 不考虑阻塞盈余分摊的结算

按照广东现货市场的结算规则，发电按所在节点电价结算，负荷按系统统一结算价结算。

【1】用户侧统一结算价：

(90*1+210*1.5)/300 =1.35

【2】市场用户电费（支出）：

100*1.35 = 135千元

【3】市场发电电费（收入）：

20*1+80*1.5 = 140千元

【4】市场结算盈余（支出）：

135-140 = -5千元

【5】计划用电市场结算电费（支出）：

200*1.35 = 270千元

【6】计划发电市场结算电费（收入）：

200*1 = 200千元

【7】计划结算盈余（支出）：

270-200 = 70千元

【8】总阻塞盈余：

-5 + 70 = 65千元

或者：

130*(1.5-1) = 65千元

注：“计划用电市场结算电费”指非市场用户按现货市场结算方法计算得到的应交电费；“计划发电市场结算电费”指计划发电按现货市场结算方法计算得到的应收电费，“计划结算盈余”指计划发电、计划用电按现货市场价格机制结算，从市场运营（结算）机构角度看的结算盈余。

需要注意的是，对用电部分，算例中没有给出计划用电、市场用电在A、B两个节点的分配系数。如果市场电按照全部负荷节点的加权平均价结算，相当于认为市场电与计划电在各个节点的分配系数相同。

如果将所有的市场主体分为“计划”和“市场”两类，所有电量也分为计划电和市场电两个部分，则计划电在结算中应该产生70千元的阻塞盈余，市场电应该产生-5千元的阻塞盈余，总阻塞盈余为65千元。

2.4 阻塞盈余按邮票法分摊的结算

一般来说，阻塞盈余应该分配给输电权所有者，本例中，即130MW的AB输电容量的输电权所有者。

由于当前我国电力市场中尚未定义输电权。考虑到输配电定价中尚未考虑潮流位置信息，可以将输电权按电量平均分配给所有负荷，对应的应将阻塞盈余平均分配给所有负荷。可以得到以下的结算结果。

【9】市场电得到的阻塞盈余（收入）：

65*(100/300) = 22千元

【10】计划电得到的阻塞盈余（收入）：

65*(200/300) = 43千元

3.几种结算方法分析

3.1广东第一次结算试运行结算方法

广东现货市场在2019年5月进行了第一次结算试运行，试运行中出现了市场盈余为负的情况，类似本例中计算的结果，市场结算盈余为-5千元。广东试结算中，根据市场盈余情况调整用户的电价。

【11】市场盈余分摊价格：

-5/100 = -0.05元/千瓦时

【12】用户净结算价格：

1.35+0.05 = 1.40元/千瓦时

3.2按发电测平均价结算

这种方法下，直接对所有用户按发电侧加权平均价结算。

【13】发电侧平均价：

140/100 = 1.40元／千瓦时

公式中，分子’140’为公式【3】计算得到的市场发电的总收入，分母100为总市场发电量。可以看到，按这种方法计算得到的电价和公式【12】得到的电价相同。

3.3广东按周结算试运行结算方法

广东2019年10月开展的现货市场按周结算试运行中，根据相关培训材料，市场用户按以下公式进行结算。

【14】市场用户电费：

140+22 = 162千元

这里，140为市场发电电费（公式【3】），22为市场阻塞盈余，即总阻塞盈余分给市场用户的部分。市场用户承担电费=市场发电电费+市场阻塞盈余。

【15】市场用户结算电价：

162/100=1.62元／千瓦时

【分析】：可以看到，这种方法下，用户的电价大大高于按发电侧加权平均价结算方法的电价（1.40）。实际上，公式【14】的计算逻辑是有问题的，这样计算出来的结果没有明显的物理意义。公式【14】中的第一项为市场发电电费，140千元，为市场用户在现货市场应该缴纳的电费（支出），而阻塞盈余22千元本来应该是分配给市场用户的收入，两个变量的符号是相反的。

从结算上看，按【14】【15】计算的结果是增大了用户的电费，一定情况下可能会掩盖其他原因造成的市场资金不平衡的问题。

实际上，在对用户按照发电侧加权平均价（140）结算的情况下，市场的收支是平衡的，没有不平衡资金。65千元的阻塞盈余是在所有发电、用户都按节点电价结算情况下市场运营机构得到的正的收入。由于用户按发电侧加权平均价结算，结算结果不会有盈余，但也没有缺额。因此，再在用户电价的基础上增加一部分“阻塞盈余分摊”是没有道理的。

4.解决方案分析

现货市场如果采用节点定价方法，不能回避输电权分配、阻塞费缴纳、阻塞盈余分摊等相关问题。在市场初期可以采用一些简单的机制，但一定要按照正确的逻辑，全面的考虑。

4.1输电权概述

阻塞盈余产生的根源是系统发生了阻塞，而阻塞是由于电网的输电容量不够。因此，要从根本上梳理清楚相关成本、费用，研究合理的定价方法，必须首先对相关输电权利进行定义。市场规则中，需要回答以下问题。

1）物理的输电权利。当系统发生阻塞时，优先让哪些交易成交？或者说如何进行交易的裁减？

2）输电线路的收益权。如果结算中产生了阻塞盈余，应该如何分配？

3）输电线路的使用费。对通过电网进行传输的交易（发电、用电不在同一个节点），现货市场中是否收取费用？按什么价格收取？

要回答以上问题，最关键的一个基础问题是输电权利的分配。电网中，需要对每个支路的使用权利进行分配。对一般的物品，其物权有三个方面：使用权、收益权、排他权。电力系统中，考虑到系统安全问题，拥有输电权的市场主体并不拥有排他权。对于使用权和收益权，可以拥有一项或两项：仅有物理使用权（use it or lose it），同时有物理使用权和金融收益权（use it or sell it），仅有金融收益权（获得相应的阻塞盈余）。

对第一个问题，如果对所有输电支路的输电权进行了分配，则当系统发生阻塞时，有两种策略：1）让具有输电权的市场主体优先成交（输电权定义为物理输电权）；2）不考虑输电权的所有情况，按照现货市场报价进行经济调度，最经济、福利最大的交易优先成交（输电权定义为金融输电权）。

对第二个问题，如果定义了输电权，应该将阻塞盈余分配给相应的输电权所有者。

对第三个问题，如果采用节点电价机制，则所有使用电网的交易都应该按照发、用两个节点的电价差缴纳阻塞费。

因此，问题的关键是输电权的定义及分配。在此基础上，可以进行阻塞调度、阻塞费的收取、阻塞盈余的分摊。

4.2输电权的定义

输电权有多种类型，可以从以下三个角度定义输电权。

1）物理输电权/金融输电权。如果定义为物理输电权，一般同时有使用权和收益权；如果定义为金融输电权，一般仅有收益权。从系统最优调度角度，建议将输电权定义为金融输电权，这也是当前大多数国家/市场采用的方法。也可以对部分市场主体分配一部分物理的输电权。

2）基于支路（或关键支路）的输电权/点到点输电权。基于支路的输电权常与合同路径法配合，认为两个节点（或区域）间进行的电力交易仅通过某一个或有限的几个支路，较多用于区域定价的市场。采用节点定价的市场中，大多采用点到点输电权，这种方法需要解决的一个关键问题是点到点之间可交易电力（可传输容量）的确定。

3）责任型输电权（obligation）/期权型输电权（option）。对责任型输电权，输电权对应的价格以及阻塞收益可正可负，也就是说，在一定情况下，输电权价格可能为负，拥有输电权的市场主体的收益可能为负，即需要向系统付费；对期权型输电权，输电权价格不低于零，拥有输电权的市场主体的收益为非负。实际市场中，可以根据情况同时存在两种输电权。对部分输电权定义为责任型，部分输电权定义为期权型。

4.3输电权的分配

输电权是关于输电的一种权利。一般来说，某个产品的权利应该给生产这个产品或购买这个产品的市场主体。类似的，对输电权来说，应该分配给提供输电权或者购买输电服务的市场主体。提供输电服务的市场主体即电网公司，购买输电权的，大多数市场中为用户（仅由用户缴纳输电费），也有一些市场同时包括用户及发电（比如英国，发电和用户分别缴纳一部分输电费）。

在我国当前的市场情况下，考虑到仅由用户缴纳输配电费，因此应该将输电权分配给用户。由于用户侧的输配电价未考虑所在位置信息，且在现货市场中所有用户都采用统一节点电，因此初期可以按邮票法对用户进行输电权的分配。

考虑到现货市场下，对发电按节点电价结算会造成不同发电市场主体利益的变化，可以将一部分输电权分配给发电以降低发电面临的节点电价波动的风险。

无论将输电权分配给负荷还是发电，都包括计划、市场两部分。分配的方式包括免费分配、拍卖分配等。

在进行输电权分配的时候，需要注意的一个问题是同时可行性测试，保证分配的输电权在物理上是可行的（不会导致电力系统安全问题、不会导致线路越限）。否则，如果不满足同时可行性测试，则可以造成阻塞盈余为负的情况。

4.4双边交易阻塞费的收取

节点定价机制下的现货市场中，所有的双边交易都需要按照节点电价差缴纳阻塞费，包括中长期双边交易、现货市场的自调度交易等。

4.5阻塞盈余的分配

对阻塞盈余，分配给输电权所有者。即拥有输电权的市场主体有权利按照节点电价差即阻塞价格获得阻塞收益。

5.算例分析

5.1计划用电与市场用电的划分

仍以图1所示的两节点系统为例进行分析。由于需要分别对计划电和市场电进行结算，需要给出计划用电/市场用电在各个节点的分布情况。如图2所示，L1、L2都分为了两个部分，下标p对应的L1p和L2p为计划用电，下标m对应的L1m和L2m为市场用电。

如果计量系统可以实现按节点对负荷进行计量，确定每个负荷的所在节点，则直接按照实际的负荷进行结算。如果在市场初期无法确定用户的节点分布情况，可以采用简化的方法处理：等比例方法。

对图2所示系统，计划电与市场电的比例为2:1。假设每个节点的用电都按2:1分为计划电和市场电。

图2 简单系统市场结算(划分计划用电和市场用电)

根据本例的数据，L1p=60MW，L1m=30MW，L2p=140MW，L2m=70MW。

5.2现货市场结算(从运营机构角度)

按照现货市场的结算规则（发电和负荷均按照所在节点的电价结算）进行结算，得到结果如表1所示。各变量的单位同上节，电价单位为元/千瓦时，电量单位为MW，电费单位为千元。

表1 简单系统现货市场结算结果

从表1看到，系统的总的阻塞盈余为65，其中计划盈余70，市场盈余-5。也就是说，计划电如果作为整体参与市场，应该给市场运营机构缴纳70千元的阻塞费；市场电如果作为整体参与市场，应该给市场运营机构缴纳-5千元的阻塞费，即市场运营机构应该给市场电支付5千元费用。

支付1：计划电支付给市场运营机构70千元；

支付2：市场运营机构对各市场主体结算，产生5千元亏空；

支付1+支付2：市场运营机构获得65千元的阻塞盈余。

5.3输电权/阻塞盈余分配及结算

这里采用对所有输电权，按照负荷的比例分配的方式。本例中仅有一条线路AB，输电容量为130MW，实际潮流也为130MW。假设将130MW输电容量全部分配，并按比例分配给计划电和市场电，则计划电获得2/3（200MW/300MW）的输电权，即87MW输电权，输电权收益43.5千元；市场电获得1/3的输电权，即43MW输电权，输电权收益21.5千元。市场电的输电权收益21.5千元分配给负荷，相当于电价下降0.215，综合电价变为1.35-0.215=1.135元/千瓦时。

表2 输电权分配方案1下的阻塞盈余分配

表3 输电权分配方案1下的结算

从表3看，结算资金是平衡的。实际上，还有一个问题：计划电应该缴纳的26.5千元从哪里来？如果将此部分费用也分摊给市场用电，则市场用户的总结算费用为140（=113.5+26.5）千元。

这里对用户结算费用进行小结：用户总结算=现货结算-输电权收益+计划电盈亏分摊=135-21.5+26.5=140千元。

可以看到，这种分摊方法下，与直接按照发电加权价结算的结果是一样的。由于全网用户采用统一结算点价格结算，相关费用也都按邮票法分摊，因此A、B节点的负荷的电价也是一样的。

6.总结及建议

本文对节点定价机制下阻塞盈余及相关结算方法进行了分析和讨论。在当前的市场、技术条件下，比较简单的方法是对所有用户按照发电侧加权平均价结算。实际上，这个加权平均价包括三个部分：现货市场结算价、阻塞盈余分摊（即输电权收益）、计划电不平衡资金分摊。在当前的分摊模式下，即阻塞盈余按比例分给计划电和市场电、计划电不平衡资金由市场用户承担的情况下，相当于直接用发电侧加权平均价结算。

建议市场初期对用户结算采用发电侧加权平均价，但同时公布各个分量的数值，一方面增加市场的透明度，另一方面便于未来对相关成本采用更加科学的分摊方法。

广东现货市场2019年10月按周试结算方案中对阻塞盈余的处理是有问题的，提高了用户侧的结算电价。因为市场结算还有对其他不平衡资金的结算，用户侧最终的结算电价可能不受影响，但这种方法给出的是一种扭曲的、没有物理意义的价格。建议在未来的试结算中对相关费用、价格进行更加细致的分析、更加准确的描述，采用更加科学的计算方法。需要尽快开展以下方面的研究。

1）输电权的分配方法。阻塞盈余本质上是输电权收益，阻塞盈余分摊机制的本质是输电权分摊机制。输电权分摊包括总输电权在计划电和市场电之间的分摊以及在同类电不同市场主体之间的分摊。考虑到发电面临的节点电价的风险以及市场过渡问题，初期可以探讨将部分输电权分配给发电的方法。

2）输电权分配时的同时可行性测试/中长期交易的安全校核。在进行输电权分配时，需要进行同时可行性测试，以避免出现阻塞盈余为负的情况。需要研究中长期交易时的可用输电容量的计算、表达方式，以及安全校核的方式。

3）阻塞盈余不平衡资金的分摊机制。如果分配给市场主体的输电权与电网实际运行时的输电可用容量不一致，可能造成阻塞盈余资金的不平衡，需要研究确定不平衡资金的处理机制。

4）计划发电、计划用电结算不平衡资金的分摊机制。计划发电、计划用电本质上是电网代理政府与发电、用户进行的电力交易，在现货市场下，这部分发电、用电在结算时产生的不平衡资金如何处理，需要政府给出大的原则，比如是由当期的市场用户承担，还是暂由电网公司承担，后期通过输配电价、目录电价等的调整解决等。在此基础上，由市场运营机构再给出具体的实施细则。

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