深度文章 | 电力现货市场环境下提供位置信号电价机制的协同作用

1.2 提供位置信号的现货市场价格机制

1.3 能够提供位置信号的输配电价机制

1.3.1接入价

根据对国内外电价实践的梳理总结可知，接 入价指电网企业为电网用户提供接入系统服务的 价格，主要用于回收因电网用户接入造成的专项 接入资产和共用网络扩容等新增投资运维的成 本。根据回收深度的不同，接入价定价可分为浅 度回收和深度回收，不同回收模式下的接入价能 够提供强度不同的位置信号。其中，浅度回收模 式指的是仅通过接入价回收专项接入工程的投资 和运维成本，体现电网用户与共用网络的距离， 而深度回收模式指除回收专项接入工程的投资和 运维成本外，还需回收因电网用户接入造成的共 用网络、改造扩容的成本，在体现电网用户与共 用网络距离的基础上，体现电网用户接入对共用 网络的影响[16-17]。

1.3.2共用网络输配电价格

共用网络输配电价指电网经营企业为接入共 用网络的电网用户提供输配电服务的价格。通过 对国际实践的总结可知，在国际电力工业和电力 市场发展的不同阶段，世界各国曾研究和应用过 诸如合同路径法、兆瓦公里法和潮流追踪法等多 种提供位置信号的输配电定价方法。

现阶段国际上应用较为广泛的、能够提供位 置信号的输配电定价方法包含英国输电网采用的 基于投资成本的定价模型（incrementalcostrelated pricing,ICRP）、澳大利亚输电网采用的成本相关 的网络定价模型（costrelatednetworkpricing,CRNP）、 其他基于长期边际成本定价（LRMC）和英国超 高压配电网采用的基于长期增量成本定价 （LRIC）的定价方法等[10, 18-19]。该类模型一般以 高峰负荷时段系统潮流为基础，通过计算边际发 电出力/负荷对输电系统未来投资的影响进行输电 分区定价，反映电网用户与电源中心/负荷中心的 距离，当发电侧和负荷侧同时支付输电费时，可 为发电厂和电力用户提供明确的位置信号。由于 上述方法在输电定价时一般按照市场主体的发用 电行为对电网的影响（使用程度或未来投资）将输电网划分为几个输电价区，因而本文将上述方 法统称为共用输电网络的“分区输电定价方法”。

1.3.3网损价格

从国际实践来看，网损定价机制主要通 过 2 种途径为电网用户提供位置信号[20]。（1）包含 在市场出清算法中，通过电力现货市场出清价格 体现位置信号，主要指应用节点边际电价的电力 市场中的网损定价机制，如美 国 PJM 市场等； （2）核定边际网损系数，通过调整结算电量的 方式体现位置信号，以英国、挪威等国家为代表。

1.3.4特点分析

根据对以上各类电价情况的总结，从影响范 围、信号强度等角度对各类电价提供位置信号的 特点进行分析，结果如表 3 所示。

其中，电能量市场价格和共用网络输电价格 涉及电力市场中的所有电网用户，影响范围大， 金额占比较高，在电价提供的位置信号中占主要 地位。接入价和共用网络配电价格影响特定范围 内的电网用户，网损费用占发、用电总费用的比 例较低，对电力系统规划和电力市场竞争的影响 相对较弱。因此，电能量市场价格和共用网络输 电价格间的协同作用关系是本文研究的重点。

2 电能量市场价格与输电价格的协同作用

2.1 电价的功能与作用

有效的公用事业定价应发挥以下主要作用[21]： （1）驱动生产、吸引资本；（2）促进提高效 率；（3）需求控制与消费者配给；（4）收入分 配功能的补偿原则。

电价作为重要的公用事业服务价格，也应发挥以上重要作用。具体来说，前 2 个方面指电价定价 应能够在保障发电及输配电成本合理回收的同时， 激励发电企业及输配电公司降低成本、提高效率， 主要通过输配电准许收入的核定和激励性监管等环 节得以体现；后 2 个方面指电价定价应具备以下 2 种功能。（1）提供合理的价格信号，影响电网用 户的发、用电需求，促进资源优化配置。在电力现 货市场环节，现货市场价格应提供明确的时空价格 信号，其中的时间信号体现不同时段系统电能资源 的供需关系，空间信号（位置信号）体现同一时段 中不同位置输电容量资源的供需关系，促进电网用 户优化运行；在输电定价环节，输电价格应提供明 确的位置信号，根据用户对输电网的使用情况定 价，体现“谁使用、谁付费”的成本分摊原则，促 进输电投资及运维成本的公平分摊。（2）补偿发电 及输配电服务成本，获得合理的利润。电价作为公 用事业服务价格，主要用于补偿提供服务或产品的 成本，不应获得超过合理回报率的利润。输配电服 务属于自然垄断环节，其定价回报率受到价格主管 部门监管，但电力批发市场中的各机组发电的市场 结算价格由市场出清价格决定，存在获得超额发电 利润的可能。因此，为实现电价的收入分配补偿原 则，应针对不同的市场环境选择不同的现货市场定 价机制和输电定价机制。

2.2 电价位置信号的协同作用分析

从电能量市场的节点边际电价机制出发，通 过实例定性分析其在不同电网结构和系统阻塞情 况下的适用性，进而探讨电能量市场定价机制和 输电定价机制提供的位置信号在实现公用事业定 价功能方面的协同作用关系。

2.2.1节点电价实现公用事业定价功能的适用性 分析

建立无阻塞输电系统、存在阻塞的辐射网输 电系统及环网输电系统，以单一时段电力现货市 场竞价为例，分析节点边际电价在不同电网环境 中实现电价作为公用事业价格作用方面的适用性。

（1）无阻塞电网。以图 1 所示的 4 节点简单 辐射网系统为例，假设 G1、G2 和 G3 机组位于资 源富集地区，机组发电成本较低，负荷需求较 少；G4 位于负荷中心地区，机组发电成本较高， 负荷需求大。各条输电工程的最大送电容量无限 制，节点 S1、S2、S3 和 S4 的负荷分别为 10MW、50MW、100MW 及 300MW。为便于分析，假设 各机组根据其发电的短期边际成本采取单段报 价，系统中各机组的参数及报价情况如表 4 所示。

通过市场出清计算，节点边际电价、各机组 的中标电量及发电利润情况如表 5 所示。

通过对比分析可知，系统无阻塞时各节点的 边际电价均为 300 元/（MW·h）；市场中各机组 获得的度电利润不同，位于资源富集区的低价机 组将获得较高的度电发电利润。本例中边际机组 G3 的度电发电利润为 0，低价机组 G1 和 G2 可分 别获得 100 元/（MW·h）和 80 元/（MW·h）的超额度电利润。

可以看出，在输电系统无阻塞的条件下，节 点边际电价能够体现系统输电容量的供需关系 （容量充裕，阻塞成本为 0），但无法体现用户 对输电系统的使用程度，难以为市场提供充分的 位置信号；当市场中各类电源的发电成本差异较 大且无阻塞时，节点边际电价无法实现收入分配 作用中的补偿原则，说明仅通过节点边际电价机 制提供的位置信号难以实现电价作为公用事业定 价和功能。

（2）存在输电阻塞的辐射状电网。仍以图 1 中的辐射状输电系统为例，当资源送出地区送出 工程 L1 发生输电阻塞时（L1 的最大输电容量为 250MW），节点边际电价、各机组的中标电量及 发电利润情况如表 6 所示。

从表 6 可以看出，当资源富集区的送出工程 出现输电阻塞时，节点边际电价体现了系统输电 容量的供需关系（阻塞成本），如 S1 与 S2 间存 在节点价差，且由于阻塞使得资源富集区机组未 因使用远距离输电线路获得额外收益，仅通过节 点边际电价即能为电网用户提供充分的价格信 号。此外，节点边际电价下各节点的发电价格接 近机组的发电成本，能够实现收入分配作用中的 补偿原则，在保障回收发电成本的同时避免机组获 得较高的超额利润，相比无阻塞情况，G1 获得的 超额利润从 80 元/（MW·h）降低为 20 元/（MW·h）。

可以看出，在辐射状电网存在阻塞的条件 下，节点边际电价能为市场提供充分的位置信 号，同时实现收入分配作用中的补偿原则作用。

（3）存在输电阻塞的环状电网。以图 2 所示 的 4 节点环网系统为例，假设 G1 和 G2 所在地区 为资源富集地区，机组发电成本较低，负荷需求 较少；G3 和 G4 为负荷中心地区，发电成本相对较高，负荷需求较大，各发电厂参数和节点负荷 情况与图 1 系统相同。设置环网阻塞情况不同的 2 种场景：一为资源富集区与负荷中心间的输电 通道阻塞；二为资源富集区机组间的联络线阻 塞。各场景下的最大输电容量如表 7 所示。

通过市场出清计算，2 种场景下节点边际电 价、机组中标电量情况如表 8 所示。

通过表 8 可知，在环网阻塞时，节点边际电 价能够体现系统输电容量的供需关系（阻塞成 本），但可能存在节点结算价格高于机组报价、 使机组获得超额利润的情况，如场景 1 中的 G2 和场景 2 中的 G1 机组发电的短期边际成本分别为 220 和 200 元/（MW·h），而对应的 S2 和 S1 节点 的电价高达 290.4 和 318.9 元/（MW·h），且场景 2 中 S1 的节点电价高于系统中任一中标机组的报价。

可以看出，在环网阻塞的情况下，节点电价 能为市场提供明确的位置信号，但在实现收入分 配作用的补偿原则方面，可能存在不合理偏离机 组报价的情况。

2.2.2节点边际电价与分区输电定价的协同作用分析

通过 2.2.1 节的实例分析可知，在实现公用事 业定价的功能方面，电能量市场的节点边际电价 机制提供的位置信号适用于辐射网阻塞的情况， 但在无阻塞或环网阻塞的输电系统中，仅应用节 点边际电价机制可能不足以保障电价作为公用事 业定价功能的有效发挥，需要输电价格机制的配 合或通过电源、电网投资的方式予以解决。

（1）无阻塞系统。在无阻塞系统中，节点边 际电价偏离机组报价的主要原因在于边际机组发 电的短期边际成本高于其他中标机组的发电成 本，其差额部分可表示为

当输电系统无阻塞时，如仅应用节点边际电 价作为提供位置信号的电价机制，则难以实现 “谁使用，谁付费”的成本分摊原则，无法促进 发电成本的合理补偿，使得电价难以实现其作为 公用事业价格的功能。

图 3 代表中国某沿海省份电网，G1 代表内陆 地区燃煤电厂， G2 和 G3 代表沿海地区燃煤电 厂，负荷中心位于内陆地区，为便于分析，假设 G1、G2 和 G3 发电效率相同。由于燃料的海运成 本低于陆运成本，G2 和 G3 发电的短期边际成本 低于 G1。在原有的标杆上网电价体系和计划调度 体制下，发电厂的上网电价和发电利用小时数由 政府核定，能够保证电厂投资运行成本的合理回 收。但在未来的现货市场环境下，假设在无阻塞 系统中仅采用节点边际电价作为提供位置信号的 电价机制时，可能出现以下 2 种情况。

造成以上问题的原因在于，沿海电厂通过输 电线路将电能传输到负荷中心，获取了超额发电 利润，但并未支付相应的输电成本，而内陆电厂 支付了输煤成本，使沿海地区电厂供电的“私人 成本”低于“社会成本”，在造成现货市场竞争 不公平的同时推高了电力现货市场价格。此时， 仅在电力现货市场中采用节点边际电价机制将难 以实现电价的公共事业功能，应引入由用户和电 厂共同付费的、提供位置信号的输电定价机制。

通过分析可知，电力现货市场价格和输电价 格的协同作用关系主要体现在促进供电成本分摊 的公平性上。对于已投运的电厂来说，其能够在 电力市场中发电获益得益于发电燃料和输电线路 的使用，其中燃料成本（含燃料自身成本和运输 成本）已在购买时支付，而输电线路的使用费应 在电价中得以体现。从图 3 的例子来看，负荷高 峰时段系统边际电价中同时包含了内陆机组的发 电燃料成本和输煤成本，用以弥补市场中各机组 的燃料及运输成本。若沿海机组不支付相应的输 电成本，则会造成沿海机组供电“私人成本”和“社会成本”的分离，使得沿海地区电厂额外获 得相当于内陆电厂燃料运输成本的发电利润，影 响市场竞争公平，降低市场竞争效率。此时，由 用户和电厂共同付费的、提供位置信号的输电定 价机制能够和节点电价机制协同作用，使沿海机 组支付相应的输电成本，从而实现供电成本的公 平分摊，发挥电价作为公用事业价格的功能。

（2）环网阻塞系统。在环网阻塞系统中，节 点边际电价同样存在不合理偏离机组报价的可 能，但其原因与无阻塞电网有所不同。如 2.2.1 节 （3）中的实例，场景 1 中的 S2 与场景 2 中 S1 的 节点电价均高于 G2 和 G1 的报价，其中场景 2 中 S1 的节点电价甚至超过了该时段中标机组的最高 报价 300 元/（MW·h）。通过分析可知，其原因 与机组报价和输电线路参数等因素密切相关。

根据 1.2.1 节的描述的节点边际电价的定义， 在计算节点边际电价时，需要考虑输电系统的运 行约束，因此节点边际电价（不计网损）将受到 系统网络约束、各机组的报价和剩余可用发电容 量的影响，可表示为

通过以上分析可知，环网阻塞造成节点电价 不合理偏离机组报价的原因之一，是为了保障系 统安全运行，即为满足系统新增负荷进行的机组 出力调整产生的，与输电成本分摊不存在明显的 关联关系，因而需要通过未来的电源投资和电网 投资予以解决。

综上，为实现电价作为公用事业定价的功 能，提供位置信号的电力现货市场定价机制与输 电定价机制的协同关系如表 9 所示。