电力市场集中竞价的经济学原理分析：我国中长期交易模式下的平衡机制及定价

【导读】上一篇文章对平衡的基本原理、国外市场的平衡机制进行了介绍和分析，本文结合我国电力市场改革的特点，分析、探讨月度交易模式下的平衡机制，提出一些建议。

1、国外电力市场偏差处理机制分析

我国的各种电力市场规则中，广泛存在“偏差”这一词，用来指代市场成员的实际发(用)电量与合约电量之间的差别。在国外电力市场，这个差别一般通过“实时市场”进行结算，这里所谓的“实时市场”是指以不大于1小时为交易周期的一个实时出清的市场(报价可以提前申报)，在不同国家有不同的名字和形式，如英国的平衡机制和不平衡结算、美国PJM等的实时市场、澳大利亚的电能量市场。平衡机制的差别主要在几个地方：平衡服务的调度机制、对提供平衡服务者的补偿机制、对造成不平衡的市场成员的收费机制。总的来说，平衡服务都是遵循成本最小的原则，即以最小的成本解决平衡问题，对提供平衡服务者一般按报价或边际价格结算，对造成不平衡服务的市场成员(平衡服务使用者)按照综合成本法或边际成本法结算。这里对几个典型市场的偏差处理机制进行简要的回顾。

英国NETTA模式

平衡机制。平衡服务即Bid/Offer，其中Bid为下调服务，Offer为上调服务。在平衡机制开始前购、售双方都可以进行双边交易(包括通过交易所进行的集中交易)，双边交易关闸后，市场成员可以进行Bid/Offer的申报(平衡服务的报价)，电网调度根据实际负荷情况调用Bid/Offer，实际发用电量(扣除调用的Bid/Offer)与合同交易量不匹配的部分就是不平衡电量，支付不平衡费用。

平衡服务补偿价格。对提供平衡服务的Bid/Offer按报价支付。

平衡服务使用者价格。对造成不平衡的平衡服务使用者的价格机制经过了几次变化。早期为双结算机制，对与系统偏差同方向的市场成员和不同方向的市场成员分别采用主要定价法(惩罚性)的和次要定价法(非惩罚性)的价格。主要定价法下，不平衡的价格为最后接受的若干数量的平衡服务的加权平均价，这个用于计算加权平均价的数量早期为500MW，后来逐渐减小，最终将变为1MW。在1MW下，相当于价格等于平衡服务的边际成本。

美国PJM、德州等实时市场模式

平衡机制。通过实时市场来解决平衡问题。平衡市场在日前进行报价(一般在day-ahead市场出清后的某个时间，如16:00)，属于一种预报价，实时进行出清。一般半小时为一个交易时段，5分钟为一个调度时段。

平衡服务补偿价格/平衡服务使用者价格。理论上，在这种机制下，没有明确区分平衡服务的提供者和使用者，所有市场成员按照所在节点的边际价格结算。实际中，一般对发电按实际的节点电价结算，对负荷采用区域的加权价格结算。

澳大利亚模式

平衡机制。澳大利亚电力市场是一种全电量的实时市场模式，所有电量都在实时市场出清。发电商和用户可以在市场外签订差价合约。可以将这个差价合约与英国的双边合同、美国PJM市场的日前市场的出清价格对应，因此可以将澳大利亚实时市场的交易量与差价合约量的差看作偏差。

平衡服务补偿价格/平衡服务使用者价格。澳大利亚的实时市场采用分区定价机制，如果市场成员签订了差价合约，相当于差价合约部分按合约价结算，偏差部分按实时市场价格结算。

2、国外电力市场偏差处理机制总结

平衡机制。一般由市场成员申报在之前的合同量基础上进行调整(上调或下调)的报价(或全电量报价)，由交易机构或调度机构在保证电网安全的约束下按照总成本最小的原则确定市场出清方案，即确定提供平衡服务的市场成员。

平衡服务补偿价格。对提供平衡服务的提供者的结算价格为报价或者边际价差，一般不低于其报价(市场力限制情况除外)。

平衡服务使用费。对造成不平衡的平衡服务使用者的总收费不少于支付给平衡服务提供者的总的补偿成本。从经济学的角度，如果平衡服务的费用较高，需要通过平衡服务价格来引导资源的最优配置，应该尽量采取边际成本定价的方式，否则可以采用综合成本方法。

3、我国中长期交易模式的特点

我国目前没有真正意义上的实时市场，已经运行的大多数市场都仅有年度、月度市场(云南有一个简化的日前增量市场)，必须采用其他的方法解决平衡问题，无法直接套用国外的方法。

我国目前电力市场交易的主要形式是发电企业与用户(包括售电公司)的直接交易，由于一般是以年、月为周期进行，因此称为中长期交易。不同省份、地区的市场模式不同，总的来说有以下特点：

市场的周期主要包括年度和月度两类，月度一般是最后的“关门”市场。

交易的是一段时间内的电量，一般没有分解到具体的每个小的时段。

对月度成交电量的分解问题，即将其分解到每个以小时或更短为周期的时段，基本所有的市场都没有规定具体的方法，由调度机构考虑网络安全等进行。

4、中长期交易模式下的偏差处理方法分析

已经出台直接交易规则的各个省、地区都给出了相应的偏差处理方法。能源局发布的《电力中长期交易基本规则》(简称《规则》)中也给出了集中偏差处理方法，这里对月度交易模式为例，分析偏差产生的原因、偏差处理机制及相关价格的确定。

1)中长期交易模式下偏差产生的原因

中长期交易模式下，偏差形成主要有以下几方面的原因：① 市场用户，实际的月度用电量与总的合约电量不一致;②非市场用户，实际用电量与预测电量不一致，或与优先发电量不一致;③发电机组，因事故跳机、非计划临修、燃料供应困难等原因无法按计划发电，造成实际发电量与计划(包括市场形成部分)不一致。

2)中长期交易模式下偏差处理的方法(平衡机制)

由于我国目前的中长期交易是一种电量交易，没有强制要求提交发用电曲线，平衡机制与国外有较大的不同。偏差机制主要解决“由谁提供平衡服务”的问题。主要有以下几种偏差处理方法。

滚动调整。这是比较简单的一种方式，对先市场、后计划模式，及市场电量比例比较低的市场，可以采用这种方式。一般采用“月结年清”的方式，一个月未完成的计划或市场电量可滚动到后续月份。这里的“滚动”主要是指对发电调度计划的滚动，包括优先发电和基数电量的调整和市场电量的滚动。2016年以前大多数省份的直接交易采用这种平衡机制。

比例调整。这种方式下，在系统出现偏差时，由调度机构按照“公开、公平、公正”的要求，在保证系统安全的前提下，对同类机组合同执行率大致相当的原则进行平衡调度。大多数省份的直接交易规则中指出偏差电量由调度机构负责进行调度，并没有明确提出具体的调度方法。实际中，基于“三公”原则按比例进行调整是比较简单也易于被市场接受的一种方式。

根据预报价调整。这是比较市场化的一种方式，在月度集中竞价市场后，由市场成员进行上调、下调的报价，实际调度运行中调度机构根据这个预报价进行调度，按照调整成本最小的原则选择提供平衡服务的市场成员。如果把这种服务看为一个市场，就相当于前述介绍国外市场平衡机制中的“实时市场”。只不过这里的交易周期比较长，为一个月。云南的电力市场交易实施方案中提到了类似的机制：电厂可以申报上调服务价格，但限定其价格在月度集中竞价交易发电侧最低成交价和平均成交价之间，下调服务由调度机构进行时候认定，不需要报价。《规则》中的预挂牌月平衡偏差方式及预挂牌日平衡偏差方式即为这种模式，《规则》中对其进行了比较详细的介绍。

3)平衡服务补偿价格

上调、下调是市场成员提供的一种服务，调度机构根据需要调用上调、下调平衡服务。由于报价表达了市场成员愿意接受的价格的意愿，因此，一般的原则是补偿价格应该高于其报价。如果将上调、下调服务看成市场成员共同的义务，补偿价格应该不低于其成本。

滚动电量补偿。这种方式下，对某个月增加或减小的市场电量，滚动到后续月份中执行，价格上不另外给予补偿，仍采用之前市场确定的价格。这主要用于采用“滚动调整”偏差处理机制的市场。

市场价格补偿。这种方式下，对提供上调、下调服务的机组按照某种市场价格进行补偿。