深度文章 | 南方（以广东起步）电力现货市场运行分析-第2页-北极星售电网

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2 南方（以广东起步）电力现货市场试运行实例分析

以南方（以广东起步）电力现货市场2019年试运行情况为例进行详细分析，先简要介绍现货市场的模式和试运行情况。该现货市场采用“计划+市场”的全电量优化的现货市场模式，计划机组出力作为边界，市场机组通过申报电能量价格参与优化确定开机和出力计划，中长期市场做偏差结算，用于规避现货市场价格波动的风险。从2018年8月投入模拟试运行，市场主体每日申报电能量价格，用于每日的日前、实时出清和结算等环节运转，但没有真实调电和资金结算；在2019年完成2次按日结算试运行和1次按周结算试运行，结算试运行期间机组报价和出清机制不变，但出清结果用于实际调电和资金结算，包括系统运行补偿和高成本机组补贴等费用的收支。

2.1 市场结构

2.1.1 机组装机容量集中度

按照市场机组装机容量计算HHI，其全年平均值为1 366，各月的值也变化不大，主要与机组检修变化有关，呈现出低寡占的特征（见附录A图A1）。

2.1.2 竞价空间

2019年日前市场竞价空间占统调负荷比例的周平均值在30%~60%内波动，最大为59.3%，最小为32.4%，整体不是很稳定；周平均值的标准差最大可达7.2%，最小为2.1%，周内各时段的比例也呈现出一定的波动性，竞价空间反映负荷变化的能力有待提升（见附录A图A2）。

2.1.3 供需比

除了节假日由于负荷大幅降低导致供需比大幅上涨外，全年的供需比主要在1.5~3内波动（见附录A图A3）。

2.1.4 关键供应商

省能源集团在全年成为关键供应商的时段数最大可达90，是供应较为紧张的时期（见附录A图A4）。

2.2 市场行为

目前，南方（以广东起步）电力现货市场正处于试运行阶段，在进入连续不间断的正式运行之前，必须充分分析试运行阶段市场主体的报价行为，为正式运行下市场主体行为预测提供一定参考。

市场主体报价行为在不结算试运行和结算试运行期间的表现不同，且不同燃料类型、不同装机容量的机组也不相同，可以从机组主动申报、不同机组平均报价和报价容量分布等角度进行深入分析。

2.2.1 主动申报情况

与成熟市场不同，处于试运行阶段的市场主体可能存在不主动申报的现象，而是由系统自动默认报价。通过分析主动申报率可观察市场主体参与市场的积极性，以及政府和运营机构的引导作用。

市场主动申报率是指主动申报市场主体个数占所有市场主体的比例。全年市场机组主动申报的平均申报率为80%，总体较高。

截至2019年底，市场机组为193台；因机组投产退役，每月数量略有变化。主动申报率呈现一定波动，图1为发电侧每月平均主动申报和非主动申报机组个数的堆积图。由图可见，1至2月，受电厂重视还不够、春节假期等因素影响，主动申报数量较少；从3月开始，协同交易中心对未自主报价的发电企业进行通报，主动申报数量明显增加；5至10月，结算试运行带来的市场氛围浓烈，主动申报数量均维持在较高水平；11至12月，受2020年度长协交易开启、现货不再结算等因素影响，关注度下降，主动申报率也有所下降。

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售电公司全年的平均申报率为62%。截至2019年底，售电公司有130家；因售电公司每月进入和退出，各月数量略有变化。主动申报率的变化规律与发电机组类似。

2.2.2 机组平均报价

机组平均报价是将市场机组各报价段价格按照对应报价段容量进行加权平均得到，是描述机组报价行为较直观的指标之一。

1）对比所有市场机组的平均报价。全年的平均报价为288 元/（MW·h）。燃煤和燃气机组报价水平呈现显著差异，燃气机组的全年平均报价为438 元/（MW·h），燃煤机组的全年平均报价为235 元/（MW·h），见附录A图A5。平均报价水平大致反映出2类机组变动成本的区别。

从平均报价水平来看，机组报价很大程度上还是依据成本，电源侧成本补贴（为了使成本较高的燃气机组和成本较低的燃煤机组可以同平台竞价，对高成本的机组以上网电价与基准价之差按照实发电量进行补贴）［24］等外部政策对机组报价的影响尚不显著。

2）不同装机容量的燃煤机组成本相差较大，可对比分析其报价行为。如附录A图A6所示，4类燃煤机组（容量由大到小）的全年平均报价分别为158、235、304、401元/（MW·h）。

不同容量机组的报价波动趋势总体一致，但报价水平从集中到分散，且容量越大的机组报价越低，说明随着现货试运行的深入，不同容量的燃煤机组报价逐渐体现出了成本的差异性，市场主体通过探索发现按照自身成本特性报价可能是最优的策略。

3）不同类型以及不同气源的燃气机组成本不同，可对比分析。大鹏燃气的成本比其他气源的会低一些，而9E和9F燃气机组的成本特性也不同。为了综合对比高成本机组报价，将成本较高的资源综合利用发电机组也纳入考虑。

热电联产9E机组价格整体偏高（见附录A图A7），全年平均报价为507元/（MW·h）；其他燃气机组报价曲线多次交叉，未呈现出明显的成本差异，而其波动性则反映出较强的策略性报价行为，体现市场主体在模拟试运行期间对市场出清规律的探索。

4）结算试运行期间及前后，机组的报价也有所变化，反映出市场主体对试运行的理解。从平均报价水平出发，分析3次结算试运行前后机组报价策略的变化，如附录A图A8所示：结算试运行前后和期间，机组报价差异明显；结算试运行前后，调度一般会提前进入、延后退出调电运行，因此机组往往多报零价抢电量，抢量多发是机组在价差模式下的最好策略，使得其尽可能早地完成或者可能超额完成其月度电量目标；结算试运行期间，报零价的容量明显减少，报价大幅上涨，更趋向于合理水平，如附录A图A9所示，结算试运行期间整体报价水平相差不大，仅10月21日的燃煤机组报价突然抬升，随后再降低，反映出市场主体在理性探索市场走势。

2.2.3 机组报价分布

机组报价分布是指将机组报价段容量按照报价的一定区间进行统计，分析其报价（地板价和天花板价等价格）的容量分布。

附录A图A10所示为所有机组的全年报价分布，报零价（［650，665］元/（MW·h））和报顶价（［775，800］元/（MW·h））的容量约为8 000 MW和5 000 MW，是分布最大的2个区间，说明机组报价存在一定的博弈性，这是合理的。不考虑报零价和报顶价的容量，报价主要分布在［175，500］元/（MW·h）区间内，呈现中间多、两侧少的形态，一定程度上体现出了正态分布的特征。值得注意的是，6月试结算前，机组报价上限为665元/（MW·h），之后机组报价上限调整为800元/（MW·h）。

报零价和报顶价的机组主要是燃煤机组和少量燃气机组。燃煤机组的报价主要集中在［175，400］元/（MW·h）区间段，燃气机组的报价主要集中在［375，675］元/（MW·h）区间段，均符合各自的变动成本区间，也反映了2种类型机组的成本差异，如附录A图A11所示。

从报零价容量占比出发，分析5月结算试运行前后机组报价策略的变化。如附录A图A12所示，5月12日至14日燃煤、燃气报零价容量占比显著上升到40%、20%（左起第1个红色虚线框内），原因是以这几天现货出清结果作为调电依据，各市场机组存在报低价抢电量的情况；5月15日、16日结算试运行期间，零报价占比下降，占比分别降低到6%和0%，机组报价基本体现成本特性，相对理性；5月结算试运行结束后，报零价容量占比又恢复到较高水平。这是不结算时电厂稳赚不赔的策略；6月和10月结算试运行前后的情况与5月份基本相同。这表明开展结算试运行后，市场主体结算试运行的报价策略为理性参与适当博弈，非结算期间报价以报零价为主（不结算），在调电测试期间可能抢到更多电量，在价差模式中发更多电量。

2.3 市场绩效

2.3.1 市场出清价格

1）价格水平。如附录A图A13所示，日前市场发电侧加权平均电价（反映整体价格水平）整体可以有效反映出供需关系的变化情况，同时也受到报价的影响（如图中的10月，竞价空间下降但报价上升，电价也上升）。

2）价格收敛性。由于在模拟试运行期间没有实际按照实时市场调电，因此其价格参考意义不大，以10月按周结算试运行的数据进行分析。如附录A图A14所示，每日的实时与日前发电侧平均电价差的平均值有正有负，最大为82 元/（MW·h），最小为-32 元/（MW·h）；标准差最大为115 元/（MW·h），最小为13 元/（MW·h），并且在工作日的标准差比周末更大。从这2个指标值看出，实时和日前的电价确实存在一定程度的偏差，而且偏差可正可负，每小时的波动也不小。

2.3.2 市场出清电量

分析市场出清电量主要是观察出清电量的燃料组成变化和出清后的HHI变化，并且在试运行期间可以对比资源配置的效果。

1）出清电量的燃料组成变化。在2019年试运行期间，燃煤机组日前市场中标电量占广东省内统调机组总出清电量的平均占比为61%，燃气机组平均占比为13%，其余为A类机组，如附录A图A15所示。这说明燃煤机组主要发挥支撑基荷作用、燃气机组主要发挥调峰作用的基本电源结构没有显著变化，并且从试运行数据看来，电源侧成本补贴政策也并未显著改变这一结构。实时市场的电量分布情况与日前市场类似。

2）按出清电量计算的HHI。如附录A图A16所示，按装机容量计算的HHI全年平均为1 366，按出清电量计算的HHI全年平均为1 783，可见市场出清后的市场集中度比出清前的要高。按照国内外常用的美国司法部标准，市场结构接近高寡占特征。

在南方（以广东起步）电力现货市场中，装机容量份额最大的发电集团是省能源集团，对HHI的影响较大。2月（春节期间）按出清电量计算的HHI较低，主要因为负荷水平非常低，竞争较为激烈，有效的竞价空间变小，省能源集团中标电量占比降低，使得HHI也随之降低。

3）资源优化配置。如附录A图17所示，2019年每月燃气机组的出清电量占比均大于实际燃气机组，最大差距达6.7%（9月），全年平均为3%。

2.3.3 边际机组

以10月结算试运行的某一典型日为例说明。

1）价格的燃料组成。节点电价由燃煤机组和燃气机组来确定的比例分别为86%和14%。如附录A图A18所示，与负荷侧平均电价紧密贴合（红色虚线）的边际机组既有燃煤机组也有燃气机组，凌晨低谷时段基本只有燃煤机组，其他时段也以燃煤机组为主，燃气机组在高峰时段也参与定价。偏离负荷侧平均电价的边际机组决定的节点电价有限，影响较小。具体如附录A图A19所示，燃气机组对价格影响较大时，基本都是与燃煤机组共同定价（同报价），燃气机组报高价决定电价时，只抬高了有限的局部节点电价（绿色虚线圈），对整体价格水平影响较小。

2）高报价燃气机组决定燃煤机组电价的情况。报价高于负荷侧平均电价的燃气边际机组是3台珠三角机组（其中2台同厂同报价）（见附录A图A18），受同一个阻塞断面影响而轮流成了边际机组，并且仅抬高了断面内部的负荷节点电价，断面内没有其他燃煤机组。因此，“搭便车”燃煤机组为0台·次。

3）机组的集中度。全天有机组成为机组的发电机组共有16个，最多有96 台·次，最少的仅1 台·次，按照机组出现频次计算的HHI为1 309，比按装机容量计算的HHI略低，也呈现出低寡占特性。

4）勒纳指数。全系统的勒纳指数如附录A图A20所示，大多数时段都小于0，说明机组可能会亏损，并且在低谷时段勒纳指数最低可达−17.24，并且亏损较大。

2.3.4 电网阻塞成本

分析电网阻塞主要是观察断面阻塞的频次，以及与无安全约束条件下的出清结果对比。以结算试运行日为例进行说明。5月和6月的阻塞成本平均为2 691 万元，远大于10月的平均值347 万元，阻塞成本占总出清成本的比例分别是10.3%（5月和6月）、2.7%（10月），主要原因是5月、6月的系统负荷高企，电网阻塞更为严重，也体现了电网阻塞用电成本的影响。

3 结语

本文基于组织产业理论的分析模型，构建了适合“计划+市场”的市场运行分析体系，从市场报价行为、市场出清结果、市场出清效益3个角度展开分析，深入挖掘南方（以广东起步）电力现货市场的试运行数据，得到以下结论。

1）发电侧市场结构总体上呈现低寡占特征，且机组出清电量的集中程度（指交易后的市场结构）比机组容量的集中程度（指交易前的市场结构）高，接近于高寡占特性。

2）竞价空间占统调负荷的比例有一定的波动性，竞价空间反映统调负荷变化的能力有待加强。

3）发电机组、售电公司的主动申报率随着市场氛围的活跃程度、市场主体的重视程度、运营机构的通报提醒等因素波动变化。

4）从报价水平总体上看，市场机组报价很大程度上还是依据成本，并明显体现出了不同类型、不同容量机组的成本差异。

5）结算试运行前后，发电机组的报价策略有显著变化。站在机组的角度，这样的策略变化从博弈论角度是理性的。

6）燃煤机组主要发挥支撑基荷作用，燃气机组主要发挥调峰作用，电源侧成本补贴政策并未显著改变这一基本电源结构，高成本机组参与市场的机制有待完善优化。

7）绝大多数时段是燃煤机组在决定着系统整体价格水平，燃气机组在负荷较高时段也能与燃煤机组共同参与定价，价格构成中燃煤机组占比较多，燃煤机组“搭便车”的情况也没有出现，机组的集中度处于可以接受的范围。

8）验证了现货市场模式比现行价差中长期市场模式具有更优的资源优化配置作用。

9）按照结算试运行的价格水平，机组的盈利性较差，可能存在亏损的情况。

10）市场出清的电网阻塞成本受网络阻塞的影响较大，约占总出清成本的3%至10%。