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

按报价结算。英国的平衡机制对Bid/Offer即采用按报价结算的方式。上调服务的报价是增加出力的单位电量价格，下调价格是在原来的出力水平上减小出力后每单位电量的补偿量。

按统一市场出清价结算。对上调和下调服务，根据市场机制的不同，按照某种市场统一出清价结算，如全网统一出清价、分区统一出清价和节点统一出清价。

成本或其他补偿方式。这种方式下，未建立明确的上调、下调市场，对提供调节服务的机组按照其成本或其他方式确定的价格补偿。国外市场对成本的计算主要按机会成本的方法计算，包括显示的会计学成本(如燃料成本)，也包括隐式的、可能损失的在其他市场收益。我国目前的补偿主要是考虑会计学成本，较少考虑机会成本。

按某种加权平均价结算。对提供上调、下调服务的市场成员，按某种加权平均价结算，如《规则》中指出对“等比例调整”方式的超发电量(上调服务)按照其全部合同的加权平均价格结算。

按某种固定价格结算。这种方式主要用于下调服务的定价。目前我国一些市场对下调服务不补偿，一些市场对下调服务采用固定的价格。

5、我国中长期交易模式下偏差处理的建议

A、两大类偏差处理机制

在建立现货市场以后，偏差可以参照国外的经验，通过实时市场解决。但对我国电力市场，现货市场的建设尚需要一段时间，偏差处理机制必须考虑我国一些特殊的情况。偏差处理机制可以分为两大类：市场化方式和计划方式。刚开始可以采用计划方式，条件允许应尽快转变为市场化方式。

1)市场化方式。

这种方式下，在月度集中交易结束后，由市场成员进行上调、下调服务的报价，调度机构在实际运行中根据需要调用。

对调用的上调、下调服务，应该按报价(或市场统一出清价)结算。如果担心某些市场成员具有市场力抬高价格，可以另外采取一些市场力限制的措施。

上调、下调服务的报价可以采用不同的形式。最简单的是不需要另外报价，直接采用月度集中交易中的报价。结算可以参照英国Pool模式下的方法：对上调的按照报价结算，对下调的按(市场出清价-报价)的方式结算。也可以另外进行报价，如《规则》中的预挂牌形式。

对造成不平衡的市场成员，可以按照综合成本法结算，也可以按照市场边际价格结算。如果不平衡电量和费用不大，可以用简单的综合成本法，如邮票法分摊平衡费用;如果不平衡电量和费用较大，需要价格信号对市场成员进行引导，应该采用边际成本法结算(关于综合成本法和边际成本法的区别请看本系列论文之六：平衡机制及定价)。

与国外市场的平衡机制的差别主要在，我国月度电量市场中市场成员申报的上调、下调服务是月度发用电量调整的服务，国外市场的上调、下调服务一般是对某个时段调整具体出力水平的服务。

2)计划方式。这种方式下，未建立明确的上调、下调市场，将调整服务看为所有参与市场的市场成员的一种义务，由调度机构按照三公原则确定调整服务的提供者，按照成本补偿的原则计算对提供调整服务的市场成员的补偿费用。目前我国大多数市场的平衡调节属于这种模式。这种模式的偏差机制设计需要注意以下几个问题。

成本补偿原则。对进行调整服务的提供者的费用应能补偿其成本。

机会成本原则。经济学中考虑的成本一般都是机会成本，即放弃选择的最高价格。对市场成员的补偿，除了实际发生的成本，还需要考虑其可能损失的收益。从这个角度，对提供下调服务的市场成员的补偿不应是零。

考虑各种供需情况。市场供需情况会不停发生变化，市场规则应该可以满足各种供需情况。

B、对偏差考核机制的讨论

对偏差电量，我国许多市场中对其采取“考核”的方法，即人为规定一个价格“惩罚”这个偏差。从经济学的角度，这种做法可能会增加社会的成本。经济学的角度，一个产品最佳的价格是生产这个产品的边际成本(机会成本)，如果实际的价格大于或95小于这个价格，都会造成社会福利的损失。举个例子说明这个问题。

某市场月度集中竞价的出清价(绝对价格)是0.35元/kWh。

某电厂G由于申报0.36元/kWh，没有中标，是排在第一位的未中标电厂。按照0.36元/kWh价格申报上调服务。

某用户L通过长协及集中竞价获得的合约电量共1亿千瓦时。

用户每千瓦时电力的效益为1.0元/kWh。

实际运行中由于订单增多，用户L的用电需求变为1.05亿千瓦时。

用户L可以启动自备电源发电，发电成本为0.55元/kWh。

用户的最优市场策略

如果该市场的偏差考核机制下偏差价格为0.6元/kWh(增用的电量用0.6元结算)，用户L的最优策略是启动其自备电源发电，保证从外网购电量正好等于1亿千瓦时。

如果对用户的偏差按照系统获得平衡服务的边际成本定价，用户L的最优策略是从电网购买增量电，按0.36元/kWh的价格支付不平衡费用。

分析：从上面例子看到，对不平衡量按边际成本定价下，系统由成本为0.36的机组进行上调服务，当不平衡服务的价格为0.6元/kWh，高于用户自己的自备电厂成本的时候，用户通过自备电厂供给其增量电量需求。显然，从整体社会的角度，前一种方式下的社会成本更低。这个例子中，每单位千瓦时增量用电的成本降低0.19元，总社会成本降低0.19*0.05亿元=95万元。除此之外，人为规定偏差价格会影响市场成员各种交易组合的正确决策。

B、非市场用户造成的偏差

目前我国的中长期交易市场中，发电企业和用户都仅有一部分参与市场，还有一部分非市场用户。发电侧主要为优先发电、基数发电形式，用户侧主要为非市场用户。一般，优先发电和基数发电的比例考虑非市场用户的电量需求确定。但是，实际中很难保证其一致，也会造成一部分偏差。市场规则设计中也需要考虑对这部分偏差的处理机制。

可以将这些计划电量或非市场电量看为政府与相关市场成员签订的计划合同，实际中由电网公司代理。合同的形式可以有多种形式。比如，与光伏发电、风力发电企业签订的是固定价格，数量不定的合同，即以某一固定的价格全量收购;火电机组的基数电量可以认为对应的是一种固定价格、固定电量的合同;非市场用户的用电也可以认为是政府与其签订的一个固定价格、数量不定的合同：用户以目录价格购买全部所需的用电量。

在政府确定基数电量合同时，尽量使发电侧的总合同电量与用户侧的总合同电量一致，但实际中很难保证。这部分偏差需要由电网代理来解决。

市场规则设计中，可以让电网公司代表政府以一个特殊市场成员的身份参与市场，可以进行年度、月度的长协交易以及月度的集中竞价等交易。在月度集中竞价前如果已经能预测发、用两侧合同电量的差额，可以在月度集中竞价市场中参与报价：如果发电合同大于用电合同，以发电的身份参与市场，反之以用户的身份参与市场。月度市场中由非市场用户造成的偏差的费用由电网公司代付。由于电网公司是代理政府参与市场，通过集中竞价降低的成本或由于偏差结算增加的成本都不应由电网公司承担，可以将其平均分摊到所有市场成员，也可以通过建立平衡资金的方式解决。为了激励电网公司更好的执行该代理行为，可以对电网公司采取一定的激励措施。

C、偏差调度的执行

前面分析过，我国中长期交易下的偏差处理问题与国外的偏差处理问题不一样，是一种电量的平衡，其实施实际上比基于电力的交易更加复杂，因为没有一个明确的方式将月度电力分解到每个时段。目前主要依靠调度的经验进行分解。由于实际调度中要考虑机组启停时间、爬坡速度、线路输电容量限制、电网安全等多个因素，很难保证分解后的总电量与交易出清的电量完全一致。《规则》中给出了一种基于预挂牌月平衡处理方法：每月最后7日，调度机构根据机组整体合同完成率及当月供需形势基于预挂牌进行上调(增发)、下调(减发)调度。

总结

电力市场建设的目的是让市场在资源配置中起作用，实现优化资源配置的目的。偏差处理在国外就是实时市场，是电力市场建设中非常重要的一个环节。偏差电量的比例虽然不大，但其价格是市场成员签订其他合约的基础。我国目前的偏差处理机制以计划方式为主，应尽快转变为基于市场的一些方式。《规则》的预挂牌机制是一种简单的实现方式，各个地区可以在此基础上进一步细化、完善，形成各自具有特色的偏差处理机制。