电力市场设计的讨论

作者：

荆朝霞,华南理工大学,教授/博士生导师;

何利平，广东电网管理科学研究院，高级工程师;

喻芸,华南理工大学,硕士研究生。

电力行业中进行市场化的改革是为了提高电力系统资源配置的效率，提高社会的整体福利。但是，效率提高和福利增加的前提是，市场进行良好的设计。不好的、不合适的设计，不仅不能带来收益，反而可能带来损害，甚至是很大的损害。这里对电力市场设计的一些问题进行简单的讨论。

一、电力市场改革的目标

1、多目标问题概述

电力市场的目标简单的说包括效率和公平两大方面。效率方面，反映社会的总福利，而公平方面，反映社会福利的分配，这两个方面的目标可以用“美好生活、平衡充分”来表达。

效率反映电力生产、消费过程中引起的总成本、效益的情况。从时间维度上，又可以分为长期效率和短期效率。短期效率考虑投资一定情况下的运行的最优化，长期效率考虑投资、规划的优化。

很多地方会提到“环保”、“安全”的目标。广义上，这两个目标都可以认为是“效率”目标的一个部分。环保目标之所以单独提出，是由于相关环境问题的外部性，没有有效的市场对环保问题进行定价。安全问题本质上也可以通过安全问题造成的成本转化为经济问题，但由于电力系统的安全问题的影响、成本很难定量评估，安全也经常作为单独的一个目标。

2、效率的多目标的解决方法

多目标问题的根本原因是一些目标无法定量评估，或者不同目标之间的量纲不同。借鉴数学优化领域解决多目标问题的方法，电力市场中对效率的多个方面的目标(短期效率、产期效率、环保、安全等)可以通过固定约束、弹性约束、加权三种方式解决。

假设某个决策中考虑发电成本和安全两个目标，其中安全用失负荷概率来表示。这个多目标问题可以用上图来表示。蓝色的曲线是以发电成本最小和失负荷概率最小两个目标作为优化得到的帕累托前沿，曲线上的每个点都代表帕累托最优点：在这些点上，无法同时改善两个指标。或者说，在其中一个指标确定的情况下，另外一个指标是最优的值。

实际中，应该选择曲线上的哪个点作为决策的点?如何实现?图中看到三种不同方法得到了不同的结果。

1)加权方法。之所以将安全作为一个单独的目标，是由于其无法准确评估。但如果能用某种方法估计安全成本，就可以将其转化为与发电成本相同量纲的指标。比如，失负荷量作为可靠性的指标，给出单位失负荷量给社会造成的损失值，就可以将安全目标转化为与发电成本相同的量纲，从而可以直接相加。这相当于给出了可靠性指标的权重，得到如图中的红色虚线所示的一条直线，其与帕累托前沿相交，就得到了最优运行点A点。

2)固定约束。可以将不好量化的指标作为固定约束处理。如上图所示的绿色虚线所示，其与帕累托前沿相交，就得到了另外一个最优运行点B点。这个点的含义，是在可靠性指标不高于1.8的情况下的最优点为B点。

3)弹性约束。考虑到可靠性的成本，在不同的发电成本下，可以有不同的可靠性：发电成本非常高的时候，可以适当的降低可靠性约束，在发电成本非常低的时候，可以适当提高可靠性约束。如图中的灰色虚线所示，其与帕累托前沿相交，就得到了最优运行点C点。

3、公平(福利分配)目标的实现

公平目标是电力市场设计中必须要考虑的一个方面，包括福利在不同地区的分配、在不同类型市场主体之间的分配、在同类市场主体的不同的个体之间的分配等。可以通过以下方式实现公平的目标。

1)资源的初始分配，或者说产权的分配。这是比较好的实现公平目标的一种方式。根据科斯理论，只要产权是确定的，交易成本又很小，市场总是可以通过自由的交易实现资源的最优配置。我国目前电力市场中的优先发电权、优先用电权、基数发电合同等机制，就可以认为是一种通过产权分配实现公平目标的一种方式。

2)补贴或惩罚机制。可以通过设置一些补贴或惩罚机制来实现一些福利分配上的目标。比如，通过对可再生能源企业的补贴来实现支持其发展的目标。在使用这种方式的时候，要特别注意补贴的方式。补贴的存在常常会影响市场整体的效率，不同的补贴方式对市场效率的影响不一样。比如，对可再生能源，是在其建设时补贴投资成本，还是发电时按发电量补贴;如果按发电量补贴，是固定总价还是固定市场价格基础上的补贴价等，都需要进行系统的研究。

3)交易体系或交易机制的设置。在市场设计中，经常会出现一些为实现某种福利分配方面的目标而设置的规则。比如，设置交易的优先顺序、设置市场出清的规则、结算规则等。实际中，这些规则在短期、市场未达到均衡的时候对市场的结果、福利的分配会有一定影响，但在长期影响很小，或者完全没有影响。举个简单的例子：撮合出清中，按电厂报价结算和按用户(售电公司)报价结算两种方式。直观看起来，按电厂报价结算方式下对用户有利，反之按用户报价结算方式下对电厂有利。实际上，在市场主体对市场规则及市场供需状况都非常熟悉的情况下，两种方式下的最终结果是一样的(按电厂报价结算方式下电厂会提高报价，而按用户报价结算方式下用户会降低报价)。在《月度电量集中竞价市场规则的仿真实验分析》(电力系统自动化，2017，41(24))中，我们对按交点出清和按平均价出清两种出清模式进行了仿真分析，得到了类似的结论。

二、市场结构和市场体系

影响市场效率的，主要有两个方面，市场结构和市场体系。其中，市场结构主要是指与市场的一些技术特性和产权特性相关的因素，如市场主体的集中度情况、市场主体的成本特性情况等。市场体系是指市场中有哪些产品、服务，之间的关系如何，每个产品和服务用何种方式交易，具体的交易规则等。

1、市场结构

市场结构对市场力和投资有决定性的影响。也就是说，影响一个市场投资水平、价格水平的最主要的因素，是市场的结构，而不是具体的市场体系和市场规则。市场规则主要影响交易的效率、交易的成本。

市场结构的核心是供需特性。相对一般的产品，电力的供需特性非常复杂。一方面，在供给侧，电力无法储存因此实时运行特性非常重要。另一方面，用户侧的需求弹性小，在实时运行时很多用户没有响应价格的能力。因此，电力市场运行中，需要由一个机构来确定需求水平和可靠性政策(可靠性水平、可靠性价格机制等)，而这个可靠性政策是影响市场价格波动、市场高峰的一个重要因素。

用户的用电是实时进行的，不需要事先签定合同就可以用电。在实时运行中，当供不应求，电价很高时，需要由系统运行机构进行决策：是购买高价的电来满足负荷需求，还是裁减部分负荷?影响这个决策的相关规定，包括备用的水平、最高可接受的价格对市场有很大的影响。

系统运行机构为满足电网的可靠性水平而支付的最高电价控制所有市场的高电价。为什么这样说呢?用户是否签定中长期的合同、以什么价格签定合同取决于系统运行机构负责的实时市场的价格。用户买电力可以在中长期和实时市场之间进行选择，一般会选择价格便宜的(考虑风险的成本)。因此，所有中长期交易的价格会降到实时市场的价格。因此，实时市场运行机构支付的最高价格设置所有市场价格的上限。

2、市场体系

目前讨论比较多的市场设计的问题，大多是市场体系的问题。包括子市场的构成、市场交易的方式、市场具体规则等。

1)子市场构成

一个完整的电力市场由多个子市场组成。子市场没有严格的定义，可以按不同的方法划分。

(1)按交易对象类型划分。首先可以分为能量市场、输电市场、辅助服务、容量市场等。辅助服务又可以按不同的方法分成多种类型，比如调频、无功、黑启动、备用等。

(2)按交易对象的时间粒度。市场设计中需要确定所交易的对象的最小时间粒度，比如按5分钟，15分钟，30分钟，1小时等。

(3)按交易时间。包括远期市场和现货市场。现货是实时(或接近实时)进行的以物理交割为目的的市场;远期市场是在交割前比较早的时间约定对未来某一时间的电力进行交易的市场，包括自由签定的双边合同，以及在交易所进行的便准化的期货、期权交易。

2)市场的交易方式

市场的交易方式包括双边交易和集中交易两大类，每类又有一些具体的子类。实际中，有些地方可能还有一些重叠。典型的市场交易类型包括以下类型。

自由双边协商：交易双边自由协商交易确定交易的数量和价格等条款。好处是合同条款灵活，坏处是交易成本高。

交易商(Dearler)：Dearler自己参与买卖，从供给方买产品，卖给需求方，赚取差价。

代理商(Broker)：买卖双方通过Broker进行交易，Broker收取代理费。

挂牌交易(Bulletin Board)：可以认为是代理商交易的一种，通过在一个场所或计算机网络挂牌、摘牌、撮合等方式促成交易。

交易所交易(Exchange)：交易所交易强调交易所是所有交易的中央对手方，进行结算风险的管理。

联营体交易(POOL)：联营体是电力市场专有的一个词汇，可以认为是一种特殊类型的交易所，POOL中可能有更加复杂的报价、复杂的功能。

3)市场规则

市场具体规则有很多方面，主要包括：报价的时间、报价的形式、出清的方式、结算的方式、市场力控制机制等。

报价截止时间：即什么时候截止报价。电力现货市场中一天有24、48或96等个时段，可以在交易时段前比较短的时间截止报价，也可以在较长时间以前截止报价。在市场设计初期，为了市场的稳定，报价截止时间可以提前。比如，对实时市场的报价可以要求日前申报后就不能再修改。截止时间越晚，越能及时反映市场成员、供需的变化，但市场成员行使市场力的机会也增大。

报价有效周期：即一组报价可以对多少个时段有效?如果15分钟一个时段，对一天的96个时段，可以要求发电厂用同一组报价，也可以允许发电厂对不同的时段申报不同的价格。一个时段一个价格最灵活，同样也会导致市场成员比较容易行使市场力。

报价形式：发电报价是一部制电量电价，还是包括启停费用、空载费用等?这主要是区别自启停和非自启停机组。对自启停机组，系统运行机构不对其启停成本等进行补偿。对非自启停机组，如果收入不够补偿所有成本，需要给市场成员额外补偿。

如何出清：如何确定市场成员的成交量。

如何结算：如何确定各市场成员的结算价格。这是不同市场差别的重要的一个方面，包括发电侧的结算和用户侧的结算。结算的方法包括按报价结算、按节点价结算、按区域价格结算、按系统统一价结算等。

市场力控制：市场力控制方式是市场设计的很重要的一个方面。包括最高限价的设定或用户需求曲线的确定、市场力监测程序等。

三、对我国电力市场建设的一些建议

1、搁浅成本

对市场化前建设的电厂，市场化后电价的波动可能造成一些电厂无法回收全部的投资成本，这部分成本就是搁浅成本。各国在电力市场改革时都有搁浅成本的问题。电厂如果是市场化前在管制的政策下建设的，应建立机制保证其能够回收全部的投资成本。

我国目前发电企业的基数电量合同在一定程度上起到了解决搁浅成本的问题。实际上，在国外，签定差价合同也是解决这一问题的重要的一种方式。现货市场下，可以将基数电量转变为金融的差价合同，并将电量分解到时段。由于这个合同主要是为了解决搁浅成本的问题，转变为了金融合同，其分解主要考虑不同电厂之间的公平问题，不需要过多考虑运行可行性。

基数电量合同的价格与市场价格的差异可能造成电网额外的成本或收益，这个成本或收益是由于电网代表政府执行合同引起的，因此无论正还是负，都应该制定规则分摊给市场成员。

2、保底供电(指保底售电服务)

市场化后，没有允许参加市场的用户、允许参加市场但还没有改变供电商的用户、以及参加市场后又退出的用户，都需要由保底供电商进行供电(这里的供是指售电，不是配电服务)。

如果政府对保底供电的价格进行了规定，且其价格与市场价格不同，会造成保底供电商的额外的成本的收益。这部分费用同样需要制定规则分摊给市场成员。

3、辅助服务

对于辅助服务，目前用户的电价中没有这部分费用，辅助服务费用目前主要是在发电企业之间分摊。实际上，所有的费用最终都会转移到用户的终端电费中(市场环境下，如果辅助服务费用分给电厂，电厂成本增加，降价空间减小，相当于用户电价涨价)。目前用户的电价中没有辅助服务这一项目，影响了一些辅助服务市场的设计和效果。

应尽快建立辅助服务的合理的分摊方案。

4、计划发电和计划用电的解耦

目前一些省份在市场设计中，为了电网公司收支的平衡，要求计划发电量(优先发电量+基数电量)与计划用电(非市场用户用电量)匹配。表面上，这样避免了电网的不平衡资金，但会一起很多其他问题。

1)用户侧市场放开的幅度受到优先发电、基数电量的限制。如果强制要求两者匹配，当用户侧放开比例增大，需要减少基数电量。而基数电量本是起到解决搁浅成本的问题，基数电量比例过小将引起部分电厂的历史成本无法完全回收。

2)由于事前无法100%对非市场用户进行准确预测，电厂分配的基数电量也将无法准确确定。按照目前一些省份采取的事后调整的方法，将引起发电企业市场策略的无所适从。

5、机组组合

电力市场集中竞价机制设计与一般商品市场交易机制设计的一个重要区别，是电力市场中对发电机组的启停等约束的考虑，主要体现在市场报价和市场出清的机组组合上。集中安排的方式下要求发电机组在报价包括启停时间及成本、爬坡速率、空载成本、微增发电成本等，市场出清时将相关技术参数作为出清模型的约束，若出清价不能满足所有成本之和，则发电商将会获得额外的补偿，保证启停成本的回收;分散安排(自启停)方式下的市场出清不考虑复杂的机组约束和启停成本，中标的发电机组按照相应时段的市场出清价得到单一的能量价格，启停成本不另外补偿。

市场设计中需要考虑机组组合的方式，如果是集中式的，需要研究实时价格的计算方式及对电厂成本回收的影响。

6、长期容量的充裕性

电力市场在严格竞争充分、没有人为限制价格帽、没有政治干预的情况下，市场的价格信号可以激励发电商投资，从而保证容量充裕度，不需要其他政策来引导发电商投资。实际上，由于市场力、价格帽和其他政策(如碳税、绿证等)因素，市场的价格可能无法保证全部发电机组的成本。由于市场成员的投资偏好不同，风险规避型的投资者对价格信号不敏感，即使电力市场提供的价格能够保证发电成本，也无法吸引风险规避型投资者进行有效的投资。

国外主要采用稀缺定价、容量市场、长期合同三种不同的思路来解决发电容量充裕性的问题。

1)稀缺定价

稀缺定价常见于澳大利亚、北欧和美国德州电力市场，发电侧在批发市场的报价上限提高，当备用稀缺时会出现更高的能量价格。这样一方面间接提高中长期能量价格，给发电商更高的电价预期激励投资;另一方面，在负荷高峰期(通常发生在夏季或者冬季的几十个小时)提供较高的结算价格，发电商通过高峰时段的运行回收成本，将容量费用附加在市场电价中。

除了提高报价上限，美国德州还在结算价格中增加实时备用价格增量(Real-Time Reserve Price  Adder)和可靠性价格增量(Reliability Deployment Price  Adder)两个价格增量，以反映实时备用稀缺下的真实电价，减少了可靠性调度对电力市场价格的抑制作用。

两种价格增量最终结果都是反映实时稀缺情况，进一步提高稀缺价格信号。

2)容量市场

容量市场模式下，容量相当于独立于能量的一种产品，由系统通过拍卖的形式统一购买，购买费用分摊给用户。容量市场常见于美国东部电力市场、英国。

3)长期合同

政府与各类电厂(用户)签订的购电(卖电)合同是远期合同的一种，本质上是金融合同，不仅被用来解决市场化产生的搁浅成本问题，还可以支持政府的可再生能源的政策、非市场用户电价的保障政策。加拿大安大略省政府、新加坡在改革初期与不同类型电厂签订了大量的长期合同，起到政府管制的作用。

长期合同有定价定量、定价不定量等形式，合同签订者为政府对发电厂或政府对用户。可以由电网企业代理非市场用户参与批发市场，造成的不平衡金额放在平衡账户中。

7、对我国现货市场建设的建议

1)计划发电量和非市场用户用电量解耦。优先发电、基数电量等计划发电量转变为政府主导的金融差价合约。用户侧的市场化根据需要进行，两者电量不必强制匹配。现货市场下，计划发电量需要事前分解到时段。分解主要考虑公平及与历史情况的衔接，由政府确定原则和分解方式。

2)现货市场后，中长期市场需要不断发展更加灵活的交易方式，不断增加品种、提高交易频率。

3)现货市场起步阶段，可以根据各地的实际情况采用一些简化的方式。比如，在市场力突出的地区，起步阶段可以按照基于成本报价的方式，报价截止时间可以提前一天，甚至更长，如一周，一个月。

4)现货市场建设中，实时市场是必须建设的市场，一般是单边的市场。日前市场是可以选择的，可以随着市场成熟再根据需要建设日前市场。

5)为了提高市场的效率，市场的出清、定价和结算要尽量一致，否则将增加市场成员博弈或行使市场力的空间。

6)在市场设计中，需要考虑激励发电投资、保证发电投资成本回收的机制。现货市场中价格帽的制定、市场力的监测方法，与这些机制的设计密切相关。这些是影响未来价格波动性的重要因素。

7)研究各类辅助服务的需求曲线、最高限价、用户侧的成本分摊机制。

8)尽快明确电网公司作为输电服务者、配电服务者、保底供电商、政府代理等不同角色的责任、义务，成本、定价、行为的监管方式。