深度文章 | 浙江电力现货市场若干关键问题的思考

摘 要：作为有代表性的省级市场，浙江电力现货市场在建设和运行中遇到了若干挑战。首先，对浙江电 力现货市场的特点进行分析；其次，对影响节点边际电价计算准确性的因素进行研究和讨论，并提出相应 的改进措施；最后，结合调度运行经验，从市场设计和运行机制 2 个层面，对省级电力现货市场建设提出 技术建议，以期推动省级电力现货市场的平稳有序发展。

（来源：中国电力 作者：胡朝阳，冯冬涵，滕晓毕，曾佳妮）

0 引言 

按照国家发展改革委办公厅、国家能源局综 合司《关于开展电力现货市场建设试点工作的通 知》（发改办能源〔2017〕1 453 号）要求，浙江 成为中国 第 1 批 8 个电力现货市场试点省份之 一。浙江电力现货市场设计由美国 PJM 公司和中 国电科院组成的联合体中标，其设计思路基本遵 循了美国标准电力市场设计体系（SMD）。除了 金融输电权（FTR）放在市场二期建设方案实现 外，美国标准电力市场设计体系的其他三大基 石[1]—主辅市场联合优化、节点边际电价和多 结算系统在浙江电力现货市场全部采用。在全国 电力现货市场试点省份中，浙江市场设计理念比 较先进，设计方案比较复杂，在一定程度上能够 代表电力现货市场发展方向。因此，研究和讨论 浙江电力现货市场的关键问题，对于推进全国省 级电力现货市场建设具有重要的理论和现实意义。

1 浙江电力现货市场的特点分析

浙江电力现货市场主要包括日前市场和实时市场。日前市场机组和负荷双边报价，优化目标 函数是社会福利最大化；实时市场是机组报价的 单边市场，优化目标函数是全网购电成本最小。 日前市场出清结果是金融性质，只具有财务结算 意义；实时市场出清结果是物理性质，必须调度 执行。日前市场和实时市场均进行主能量和备用 辅助服务的联合优化，但是日前市场计算出的备 用价格只有指示意义，并不用于结算，而实时市 场计算出的备用价格将用于结算。AGC 调频辅助 服务市场在实时市场前 1h 运行，属于顺序出清 的范畴。

浙江电力现货市场机组执行所在节点的节点 边际电价，负荷执行所有节点以用电量为权重的 加权平均节点边际电价。换句话说，全网负荷都 是统一价格，这种做法可以避免负荷出于电价考 虑的大量转移，有利于市场初期的平稳起步。同 时，由于负荷侧支付的电费总额并未改变，阻塞 盈余未受到影响。

浙江电力现货市场进行考虑安全约束的机组 组合和经济调度计算，机组报价是标准的三部制 报价—电能报价、机组启动成本和机组空载成 本。三部制报价的最大好处是确保进入机组组合 的机组所有成本都能得到补偿，有利于鼓励发电 容量的长期投资。

1.1 对主辅联合优化的探讨 

相对主辅联合优化，先进行主能量市场优 化，再进行辅助服务市场优化的做法称为顺序优化。主能量市场与辅助服务市场间存在较强的耦 合关系，主辅联合优化可在优化过程中综合考虑 发电成本和辅助服务成本，促进备用成本下降， 提高发电商参加辅助服务市场的积极性[2]。主辅 联合优化的缺点是增加了优化计算量和技术支持 系统复杂性，同时也增加了机组报价的难度，因 此起步阶段一般是主能量和一种辅助服务联合优 化，浙江电力现货市场也是如此，尽管已经确定 主能量和备用辅助服务联合优化，但在试运行中 实际做法是将备用报价设为零。

1.2 对节点边际电价的探讨

节点边际电价作为市场信号，能够自动调节 电力供求关系，引导电源和负荷的合理分布，同 时有效指引电网投资。节点边际电价是浙江电力 现货市场的基础，是市场成员关心的核心利益所 在。由于历史等多方面因素，尽管浙江电网比较 坚强，但是由于电源和负荷分布不均，加上浙江 电网是华东电网主要的转运中心，浙江电网潮流 阻塞断面较多，节点边际电价成为浙江电力现货 市场的必然选择。

节点边际电价对技术支持系统提出了较高的 要求，以对负荷预测的要求为例，日前市场采用 事前而非事后节点边际电价，即节点边际电价是 依据预测负荷而非实际负荷计算得出，计算质量 依赖母线负荷预测的准确性。市场管理者需要公 开节点边际电价复杂的计算过程及大量相关信 息，否则其计算过程无法追溯，市场成员无法复 盘，结果难以验证，节点边际电价和现货市场或 将面临信任危机。

1.3 对多结算系统的探讨

多结算系统实质上就是差价合约。浙江电力 现货市场实行双差价合约，即政府授权合约与日 前市场出清结果进行差价结算，实时市场出清结 果与日前市场出清结果进行差价结算。政府授权 合约和日前市场出清结果是金融性质，不必物理 执行。差价合约最大的好处是在市场起步初期避 免发电企业利益调整过大，有利于市场平稳有序 运行。随着政府授权合约的逐年减少，取而代之 的市场避险手段是发电企业自行签订的各种双边 交易合约。发电企业通过各种合约和日前市场， 可以提前锁定大部分发电收益，只有少部分电量 需要在波动性较大的实时市场中确定，在很大程度上防范发电企业面临的市场风险。

1.4 对金融输电权的探讨

金融输电权是一种电力期权产品，属于金融 衍生品范畴，其与电力特有物理特性高度相关。 金融输电权最初设计的主要目的是解决阻塞盈余 分摊问题[3]。拥有金融输电权的市场成员有权获 得阻塞盈余。获得金融输电权的途径是输电权拍 卖，任何市场成员都可以参加拍卖。金融输电权 是带有方向性的，如果买错了方向，则收益将为 负，此时市场成员可以选择放弃不行权。

金融输电权拍卖是一个极其复杂的技术经济 问题，拍卖的优化目标函数通常是拍卖总收入最 高，需要考虑所拍金融输电权的同时可行性。金 融输电权拍卖对技术支持系统的要求很高，对参 与拍卖市场成员的金融和电力系统知识要求也很 高。浙江电力现货市场最初打算在市场一期引入 金融输电权，但金融输电权采用分配而非拍卖方 式可能也正是因为这个原因。

金融输电权解决了阻塞盈余分摊问题，但也 带来拍卖收入如何分摊的新问题。目前，电力市 场理论和实践并没有很好地解决这个问题，通常 的做法是将拍卖收入按照负荷比例返还给电力用 户。因此，引入金融输电权的实际意义可能比设 想的要小。

2 影响节点边际电价计算的因素分析

2.1 母线负荷预测的影响

浙江电力现货市场采用事前节点边际电价， 其计算基于母线负荷预测数据。母线负荷数据不 是由单个母线负荷预测得出的，而是先预测系统 总负荷，再根据固定的母线负荷分配因子分解到 各条母线。因为目前分配因子是根据历史统计数 据得出且一段时期内固定不变，所以母线负荷数 据在理论上就难以准确获取。事实上，母线负荷 在计算节点边际电价中的重要程度不亚于机组出 力，因此这个因素对节点边际电价的影响不容忽视。 建议浙江电力现货市场尽快采用事后节点边 际电价，即基于实际母线负荷数据计算节点边际 电价，可以显著提高计算准确性。

2.2 联络线计划分解的影响

在浙江电力现货市场，浙江省调负责将华东调控分中心下发的外来电联络线计划分解为节点 注入功率计划，分解的依据是历史统计数据，然 后将此作为市场运行的边界条件。显然，在交流 电网中这种分解可能与实际情况产生较大偏差， 特别是浙江外来电占比较高，这个偏差影响可能 就更大，导致节点边际电价计算的严重失真。

由于不掌握省外机组出力安排和电网约束情 况，浙江省调的联络线计划分解是不可能准确 的，这是由交流电网物理特性决定的。建议华东 调控分中心将下发外来电联络线计划修改为下发 节点功率计划，从而在源头上解决浙江联络线计 划分解不准问题。当然，华东调控分中心在联络 线计划分解时需要使用全网机组出力数据，而由 于浙江日前市场尚未开启，机组出力未定，此时 使用机组出力预计划将是一个可行的替代方案。

2.3 跨省潮流的影响

交流电网的潮流分布遵循基尔霍夫定理，交 流电网的相互影响并没有地理上的省界之分。华 东电网内其他省市的机组组合变化、机组出力调 整都会影响浙江电网的潮流分布，而浙江电网对 这种影响的感知是事后的，事前在计算节点边际 电价时计及这种影响几乎是不可能的。此外，浙 江电网是华东电网主要的电能转运中心，省间双 边交易造成的穿越潮流更是放大了这种影响。

2.4 稳定限额的影响

浙江电力现货市场的稳定限额实行分级管 理，500kV 电网的稳定限额由华东调控分中心计 算下发，220kV 电网的稳定限额由浙江省调计算 下发。除了少量临时检修限额，绝大多数稳定限 额的计算以年度为周期、基于设定边界条件计算 得出。这些边界条件是调度机构根据多年的运行 经验提前设定，与实际运行时边界条件相差不 大，因为调度机构本身就有调整实际边界条件的 权力。但是在浙江电力现货市场环境下，浙江电 网的机组组合和机组出力完全由市场出清确定， 其结果可能较提前设定的边界条件发生重大变 化，因此现在的稳定限额计算方式并不适用于市 场模式，不仅会影响节点边际电价计算，更有可 能带来电网安全方面的隐患。

建议华东调控分中心和浙江省调尽快推广应 用稳定限额在线计算机制，基于实际边界条件计 算稳定限额，从源头上解决上述问题。