荆朝霞：从欧洲毕加索平台电价飙升事件看电力市场的定价机制

2024年3月，意大利电力市场的自动频率恢复备用(automatic Frequency Restoration Reserve,aFRR)出现了电价飙升的情况（向下调频价格达-9000欧元/兆瓦时），引起了广泛关注。3月15日，意大利能源监管机构决定让意大利国家电网公司（Terna S.p.A）暂停参与毕加索平台，即欧洲统一的自动频率恢复和稳定运行平台（The Platform for the International Coordination of Automated
Frequency Restoration and Stable System Operation，PICASSO），以应对不平衡价格形成的异常情况。这一问题引起了欧洲各输电网运营商（Transmission System Operator，TSO）的广泛讨论，欧洲能源监管合作机构（European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators，ACER）于7月5日发布了《平衡能量（Balancing Energy）和用于平衡能量交换及不平衡净额（Imbalance Netting，IN）处理的跨区容量（cross-zonal capacity，CZP）定价方法导则》（简称为《平衡定价导则》）；8月5日，PICASSO平台发布了根据《平衡定价导则》更新的用于平衡能量价格计算的方法。

（文章来源 微信公众号：电联新媒）

PICASSO平台aFRR价格飙升的一个基础原因是可再生能源的增多导致调节、平衡需求的增多。但很多市场参与者认为市场竞争不充分、价格机制不够优化等也是价格飙升的重要原因：目前，参与平台的TSO尚不够多、竞争不够充分，需要对价格上下限的设置及价格机制进行优化。

在我国，随着可再生能源发电比例的逐渐升高，新型电力系统平衡相关问题成为有待解决的关键挑战之一，包括如何保持平衡；如何控制平衡的成本；如何将平衡成本在市场主体之间进行合理分摊，以激励市场主体主动平衡和提供平衡服务等。

全国统一电力市场的建设有助于扩大平衡的范围，提高资源配置的效率，但是如果相关交易和定价机制不合理也可能造成一些不可接受的后果，例如过高的平衡成本。

欧洲的统一电力市场建设已进行多年，近几年进展迅速，在实现统一的日前市场和日内市场的基础上，近期重点推进统一平衡市场的建设。不同于日前和日内市场，统一平衡市场是强制的集中市场，即如果某个TSO参与了欧洲的统一平衡市场，则该TSO所有的平衡服务都需要在统一平台进行交易、调度和结算。而对日前市场和日内市场来说，统一市场是可选的：市场主体可以选择参与统一日前和日内市场，也可以在市场外通过双边协商等形式达成交易，只要在规定的时间内将相关交易结果提交系统运行机构即可。对强制的集中市场，制定科学、合理的定价机制可以引导市场主体根据其真实的成本和效益报价，从而引导最优的交易方案，增加社会福利。我国各地区的电力现货市场大多采用集中式市场模式，欧洲统一平衡市场建设的经验，特别是关于平衡能量定价的相关讨论，对我国电力市场建设有很好的借鉴意义。

不同电力市场中的调节服务定义与分类

电力系统必须保证在每个时刻（至少精确到秒）、每个位置（即电网中的节点）上电力的供给（即发电量）和需求（即用电量）相等。因此，每个时刻、每个位置上的电能都可以认为是不同的电力产品。

但在实际电力市场的组织中，为了简化交易、减小交易成本、增加流动性，并不会将每个精确的时刻和位置上的电能分别设计为一种产品，而是首先按较大的时间颗粒度（如一个小时或半个小时）和空间颗粒度（如一个省、一个报价区）设计一些标准化的产品，然后再设计一些可以在更细的时间颗粒度上进行功率调节的产品。电力市场中，前者一般称为电能量产品，而后者一般称为调节产品或调节服务。即使是颗粒度较粗的电力需求，一般也无法在电力交割前精确确定，但为了规避风险，一般需要提前进行交易。因此，提前进行的交易无法保证与实际的发电、用电一致，实际运行时需要对不一致的情况进行调整。电力市场中，为了功率的实时平衡提供的服务也常被称为调节服务。

在不同国家和市场中，对调节服务可能有不同的定义。在以欧洲为代表的分散式电力市场中，调节服务主要对应平衡服务，具体包括频率维持（Frequency Containment Reserves，FCR）、频率恢复（Frequency Restoration Reserves，FRR）和替代备用（Replacement Reserves，RR），其中FRR又分为人工激活的mFRR和自动激活的aFRR；而在以PJM为代表的集中式电力市场中，调节服务主要对应调频服务和备用，而备用又分为同步备用和非同步备用。可以认为，调节服务解决的是电力现货市场中电能量产品出清后到实际运行前的实际电力需求与出清的电力供给之间的有功功率不平衡的问题。简单地说，就是为保证、促进电力的时空平衡而提供的服务。调节服务解决的问题有两种类型：电力供需在时间上的平衡及空间上的平衡。其中，时间上的平衡服务与调频服务、备用服务的概念有重叠，而空间上的平衡可以认为是一种帮助系统运行机构进行阻塞管理、解决阻塞问题的服务。本文讨论的即为欧洲统一市场进行标准平衡服务交易的PICASSO平台中aFRR服务的定价机制。

另外，调节服务按调节方向可以分为向上调节（当系统频率低于额定频率时，调度某些发电机组增加出力或调度某些负荷减少用电，从而使频率上升至额定频率）和向下调节（当系统频率高于额定频率时，调度某些发电机组减少出力或调度某些负荷增加用电，从而使频率下降至额定频率），通常两种调节服务分别进行交易。

毕加索平台简介

根据欧盟2017年11月23日发布的关于电力平衡的法规(EU)2017/2195《电力平衡导则》的第21条，需要建立统一的aFRR激活（active）平台。ACER于2020年1月24日批准了全体TSO关于毕加索平台实施框架的提案，根据法律规定，实施该平台的法律截止日期为30个月后，即2022年7月24日。

毕加索平台实际于2022年6月1日成功投入运行，比法律规定的截止日期提前了近两个月。毕加索平台的投运意味着在欧洲范围内实现了国家级aFRR市场的耦合。

具体来说，毕加索平台从以下方面实现了aFRR交易在欧洲层面的耦合：定义标准的aFRR产品，包括响应时间、持续时间等；定义一致的aFRR投标的关闸时间；建立一个包括所有TSO投标的统一报价表；采用集中、统一的aFRR激活程序；基于优先次序或价格优先的原则进行激活（向上调节的报价为正，向下调节的报价为负；向上调节从低到高顺次调用，向下调节从高到低顺次调用，调用中考虑区间可用容量约束），采用协调一致的平衡能量定价机制。

电力市场中典型的考虑电网约束的定价机制

电力市场中，无论对电能量产品还是有功调节服务，定价机制都是交易机制设计的核心，需要关注的一个问题是在定价中如何考虑电网分区和阻塞的影响。这里对电力市场中典型的考虑电网约束的定价机制进行介绍，以便更好地对毕加索平台的平衡能量定价机制进行理解。

在集中组织的市场中，定价机制包括对产品供给者的定价机制和对产品需求者的定价机制。本文主要讨论对供给者的定价机制。另外，如前文所述，调节服务包括上调服务和下调服务，为简化分析，无特别说明时，均指上调服务。

按报价结算（Pay as Bid，PAB）。这种机制下，对所有投标（这里的投标指市场主体为了提供相关服务而申报的数据，包括价格和数量），按其报价进行结算。这种机制实施起来最简单，不需要进行统一出清价的计算。可能出现的问题包括，无法激励市场主体按真实成本报价，无法形成清晰的市场价格信号等。

考虑潮流（FLow-based）的节点边际定价（Nodal Marginal Pricing，NMP）机制（简称FNMP机制）。这种机制下，市场出清中考虑完整的电网约束，考虑电力潮流的实际分布，根据每个节点的边际成本（即增加单位负荷导致的系统总成本的增加值）来确定该节点的统一出清价，作为在该节点接入的所有供给者的统一结算价。以PJM为代表的集中式电力市场中，大多采用这种定价机制。

考虑潮流（FLow-based）的分区边际定价（Zonal Marginal Pricing，ZMP）机制（简称FZMP机制）。这种机制下，市场出清中同样考虑完整的电网约束，考虑电力潮流的实际分布。与FNMP机制不同的是，将物理的节点分为若干区域，对每个区域按照边际成本的方法确定一个统一的出清价。根据机制设计理论的“参与约束”或“理性约束”，即要求市场主体参与市场比不参与好，对于上调服务投标，市场出清价应不低于报价。

考虑协调的区间净传输容量（Coordinated net transmission capacity，CNTC) 的分区定价机制（简称cZMP机制）。这种机制下，首先将所有节点分为若干区域，市场出清仅考虑区域间的可用净传输容量（Cross-Border Capacity，CBC）约束，每个区域确定一个统一的边际价格（Cross Border Marginal Price，CBMP），作为区域内所有中标的投标结算价。CBC提前计算，即根据上一个市场或交易过程后电网的占用情况计算，不同区域边界上的可用净传输容量相互独立。不同区域边界上的可用净传输容量“独立”的特性与实际物理规律不符，但通过减少可用容量可以促使这个条件成立。

目前，毕加索平台采用的是第四种定价方式，即cZMP机制。需要指出的是，目前毕加索平台的出清和定价模块中，具有考虑物理潮流约束的设计，但目前基于潮流的约束仅用于监测用途，并未真正用于出清和定价。

对于后三种定价方式，都需要计算某种边际价格。而对边际价格的计算，又有以下五种不同的方式。

一是按微增的方向——左边际定价方法和右边际定价方法。如前文所述，边际价格是增加单位负荷导致的总成本的增加量。计算边际价格时，负荷增量可以是正的，也可以是负的，分别对应微积分中左导数和右导数的概念。如果取左导数的概念，边际价格接受的就是最后一个投标报价（对上调服务是最高价格，对下调服务是最低价格）；如果取右导数的概念，接受的就是下一个投标报价。

二是出清和实际调用。电力市场中，由于电网的物理约束、控制系统特性等因素，实际调用的量和市场出清的量不完全一样。因此，有两种定价方法：一种是按市场出清的量定价，另一种是按实际调用的量定价。这两种定价方法也被称为事前定价方法和事后定价方法。

三是区内和区外。这种方式主要对基于区间净传输容量的定价方法，即cZMP。对某个区域，如果为了满足其需求，根据优先次序的原则，调用了其他区域的投标，该区域的定价至少有两种选择：一是按本区的最后一个中标的投标报价定价，二是按所在的无阻塞区域的最后中标的投标报价定价。

四是按调用的原因——统一或分类。对于有功平衡服务，调用的原因可能有多个方面，最主要的就是有功功率平衡和阻塞管理。在定价时，可以对所有的中标投标按统一价格进行结算，也可以对不同功能、基于不同原因调用的投标分别定价。

五是按调用的方向——双价格或单一价格。在同一个区域，如果同时调用了上调服务和下调服务，可以对上调服务和下调服务分别定价，也可以对上调服务和下调服务采用相同的价格。

欧洲统一电力市场的平衡能量定价机制

这里对ACER在2024年7月5日发布的《平衡定价导则》的基本原则进行简单介绍，这是毕加索平台2024年8月5日发布的aFRR平衡能量定价机制的基础。

一是基于边际定价方式。ACER组织相关TSO对定价机制进行了讨论，大多数TSO认为，按边际出清价格定价的方式比按报价定价的模式对提高市场效率更有效。因此，原则上平衡能量应采用基于边际价格的定价方式。

二是设置技术价格上限。根据《平衡定价导则》，平衡能量不应设置绝对的价格上限。但考虑到电力市场竞争不充分等原因，设置技术价格上限可以根据市场的运行情况动态进行修改（一定时间内连续两次满足《平衡定价导则》中规定的三个激发条件之一，例如市场出清价高于当前最高技术上限价格的一定比例，如70%时）。这个条款是《平衡定价导则》中新增加的内容。

三是对无阻塞区采用统一定价的方式。如果多个aFRR分区属于同一个无阻塞区域，则这个无阻塞区域内的多个aFRR分区采用统一的出清价，即整个无阻塞区域最后一个中标的投标报价。

四是尽量采用左边际的方法。只要定价区域内有中标的投标，就采用左边际的方法，只有在整个区域内没有中标的投标时，才会采用右边际的方法，原因是可以在一定程度上降低电价。

五是采用出清和调用结合的方法。定价可以按市场出清的量定价（称为价格1），或者按实际调用的量定价（称为价格2）。根据《平衡定价导则》，应采用两者中的小者定价。如果无阻塞区包括多个aFRR区域，整个区域的CBMP取每个区域的价格1和价格2中小者的最大值。这种定价机制下，可能造成最终的市场出清价不满足机制设计中的“参与约束”，这时候就需要对价格进行调整，以保证最终价格满足“参与约束”。这个规则也是《平衡定价导则》新增加的内容。

六是同一个区域中起不同作用的所有中标的投标采用统一的价格。也就是说，对市场出清的、选中的投标，只要在优先次序的投标表里，无论是为了解决什么问题，都采用统一的定价机制。

七是上调和下调采用单一价格。也就是说，在同一个区域、同一个交易时段内，只有一个市场出清价，上调服务和下调服务均采用相同的价格。

毕加索平台的aFRR定价机制

毕加索平台中，aFRR的定价完全满足《平衡定价导则》的要求，此外，还有以下特殊的性质。

aFRR服务每4秒钟为一个周期，因此，每4秒每个区域有一个价格CBMP。

同一区域不允许同时调用两个方向的投标。如前文所述，aFRR服务包括上调服务和下调服务，毕加索平台目前不允许在一个区域中同时调用上调服务和下调服务。实际上，有些情况下，同时调用上调服务和下调服务可能对整个市场效率是有益的。例如，某个上调服务的报价为30欧元/兆瓦时，某个下调服务的报价为80欧元/兆瓦时，如果同时调用这两个服务，系统总成本可以降低50欧元/兆瓦时。但允许同时调用两个方向的投标，会导致相关机制更加复杂。

如果净额处理下出现反直觉价格，应调整相关区域价格以消除反直觉问题。净额处理是指，如果一个地区具有下调的需求，另外一个地区具有上调的需求，则两个需求可以直接对冲。反直觉价格是指，aFRR交易中，潮流从价格高的地区流向价格低的地区。例如，A、B两个区域都有100兆瓦的上调需求，之间的传输极限是50兆瓦，A的上调报价为30欧元/兆瓦时，容量为50兆瓦；B的上调报价为50欧元/兆瓦时，容量为200兆瓦。市场出清的结果为A区的aFRR中标50兆瓦，B区的aFRR中标150兆瓦，输电容量被用完，两个区域之间发生了阻塞。按照前述的定价原则，A区的出清价为30欧元/兆瓦时，B区的出清价为50欧元/兆瓦时。由于aFRR交易结果为从B区流向A区，即从高价区流向低价区，因此出现了反直觉现象。根据毕加索平台的规则，这种情况下将调整A区的价格，改为50欧元/兆瓦时，以避免出现反直觉现象。但这种方法会导致市场出清价格的升高。

通过优化形成每个区域的最终价格。对每个区域首先根据前述原则确定一个目标价格，然后设置多个优化目标及各目标的权重，通过优化程序确定每个区域最终的价格。优化目标有多个，包括：目标值偏差最小，即每个区域的最终价格与目标价格的差最小；偏差最小，即不同区域之间的价格差最小。以上两个目标中，第一个目标的权重远远大于第二个目标；但第二个目标可能会导致一些地区价格升高。

讨论及启示

欧洲平衡市场的定价机制引起了很多争议，最近也进行了一些讨论和修改，这些争议、讨论和修改，对我国电力市场建设有很多方面的启示作用。

一是电力市场交易机制设计中，定价机制一方面常常是多解的，另一方面对市场主体的报价策略会有很大影响，因此，定价机制是交易机制设计的一个核心内容，也是经常有争议的一个内容。

二是定价机制的选择有多个方面，包括按报价结算/按统一出清价结算、节点定价/分区定价、基于实际潮流/基于跨区净输电容量等，每种定价机制各有优缺点和适用条件。不考虑策略性报价，从市场结算价格的角度，以下选择可能导致价格升高（这里指对上调服务）：分区定价、基于跨区净输电容量、右边际、市场出清量定价、区外定价和多功能统一定价。但由于不同的定价机制会影响市场主体的报价策略，考虑市场博弈的情况，以上选择对市场价格的影响需要结合市场实际情况进行定量评估。

三是2024年3月意大利出现的平衡能量价格升高的问题，可能有多方面的原因。在2024年8月5日毕加索平台发布的最新定价方法中，将定价方法从基于市场出清的方法改为基于实际调用的方法，并增加了技术价格极限方面的约束，在一定程度上会缓解价格升高，但导致价格升高的因素并未完全解决。从市场效率及可持续发展的角度看，需要结合市场目标等因素综合考虑。

四是电力市场中影响调节服务价格的因素，除了以上定价机制，还有一些其他的因素，例如市场力、需求的设定等。因此，可以通过以下方式降低电价：加强竞争、减少市场力，包括增加市场供给者的类型和数量，签订长期合同等；合理设定各类调节服务的需求，避免因需求设定过大而提高市场价格；更精细化计算、考虑电网约束，避免由于建模和计算原因减小区域间可用传输容量而提高电价。

五是我国电力市场普遍采用集中式、全电量的市场模式，与欧洲的分散式、增量出清的模式不同。但是，在定价机制的选择上，欧洲电力市场很多成功的经验和失败的教训对我国电力市场设计都具有借鉴意义。在基于实际物理潮流、考虑较详细的电网约束、采用机组组合的集中式电力市场模式下，市场定价和结算机制也可以有多种选择。

六是市场定价机制的选择，常常取决于市场的具体结构和市场目标，没有适合所有情况的最佳定价机制。定价需要满足一些基本的要求，其中一个重要的要求是参与约束，即市场主体参与市场不会比不参与差。这个要求对应到平衡服务的定价机制就是：对上调服务，价格不低于报价；对下调服务，价格不高于报价。如果在某个定价模型下得到的初始价格不满足该约束，则需要通过调整价格等方式保证该约束的满足。集中式电力市场中设置的对一些机组的全成本补偿机制，即是为了满足这方面的约束。