【引言】廣東電力市場中用戶側(cè)采用全網(wǎng)統(tǒng)一參考點(diǎn)價(jià)格結(jié)算，發(fā)電采用所在節(jié)點(diǎn)價(jià)格結(jié)算，阻塞盈余分?jǐn)偨o所有負(fù)荷。中長期市場中，結(jié)算參考點(diǎn)統(tǒng)一為用戶側(cè)結(jié)算的參考點(diǎn)。這種模式引起了較多的爭議，主要是發(fā)電企業(yè)的規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)方面的問題。本文對這個(gè)問題進(jìn)行進(jìn)一步的分析，并提出一些解決的方案。

一、問題描述

在電力市場設(shè)計(jì)中必須要考慮輸電權(quán)定義、定價(jià)及交易問題中已經(jīng)對輸電權(quán)的基本概念進(jìn)行了介紹。電力市場與其他一般商品市場最大的區(qū)別之一，就是電需要電網(wǎng)進(jìn)行傳輸，在電力交易的組織中必須考慮電網(wǎng)的相關(guān)問題，包括準(zhǔn)入、輸電價(jià)格等。對繳納了輸電費(fèi)的用戶，需要明確其具有的(享受輸電服務(wù)方面的)相應(yīng)的權(quán)利。

1、現(xiàn)狀

廣東電力市場在輸電費(fèi)、輸電使用方面的基本現(xiàn)狀為：

1)用戶側(cè)繳納輸電費(fèi)。輸電費(fèi)為分區(qū)定價(jià)法，但分區(qū)輸電價(jià)主要考慮的是與改革前電價(jià)機(jī)制、電價(jià)水平的銜接，并沒有太多考慮實(shí)際所在位置對電網(wǎng)成本的影響。

2)發(fā)電側(cè)沒有繳納輸電費(fèi)。

3)現(xiàn)貨市場中采用節(jié)點(diǎn)電價(jià)機(jī)制，對每個(gè)交易時(shí)段，根據(jù)市場主體的報(bào)價(jià)，考慮網(wǎng)絡(luò)各種約束，計(jì)算得到每個(gè)節(jié)點(diǎn)的實(shí)時(shí)電價(jià)。

4)結(jié)算中，對所有用戶采用全網(wǎng)平均加權(quán)價(jià)結(jié)算，對發(fā)電采用所在節(jié)點(diǎn)的價(jià)格結(jié)算。

2、可能存在的問題

對目前的電價(jià)機(jī)制，從阻塞管理、輸電權(quán)等方面，可能存在的問題包括以下幾個(gè)方面。

1)系統(tǒng)發(fā)生阻塞后，不同節(jié)點(diǎn)的電價(jià)不同，按節(jié)點(diǎn)電價(jià)的結(jié)算機(jī)制下，會產(chǎn)生一定的阻塞盈余，需要將這部分資金進(jìn)行分配。如何分配比較合理?

2)中長期交易中，交易的交割地點(diǎn)只有一個(gè)節(jié)點(diǎn)，即全網(wǎng)虛擬的用戶結(jié)算參考點(diǎn)。由于現(xiàn)貨市場中用戶也是按照這個(gè)價(jià)格結(jié)算，用戶簽訂中長期合同后就可以將其價(jià)格鎖定，從而規(guī)避了現(xiàn)貨市場的價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)。對發(fā)電企業(yè)來說，由于現(xiàn)貨市場中是按所在節(jié)點(diǎn)的價(jià)格結(jié)算，發(fā)電企業(yè)即使簽訂了中長期合同，仍然要面對現(xiàn)貨市場中所在節(jié)點(diǎn)與用戶結(jié)算參考點(diǎn)之間的價(jià)格差的風(fēng)險(xiǎn)。其中，這個(gè)“風(fēng)險(xiǎn)”是指收益的不確定性，有可能是正的，也可能是負(fù)的。

二、解決方案分析

如何解決以上問題，可以從以下三個(gè)層次進(jìn)行考慮。阻塞盈余的分配、擱淺成本、風(fēng)險(xiǎn)控制。

1、阻塞盈余的分配

節(jié)點(diǎn)定價(jià)機(jī)制下會造成阻塞盈余是其固有的特性，市場一定要設(shè)計(jì)一個(gè)機(jī)制對這個(gè)盈余的資金進(jìn)行分配。實(shí)際上，如果目標(biāo)僅僅是資金的平衡，解決方法是非常簡單的。目前的規(guī)則中，是將其放入了平衡資金，最終分配給用戶。實(shí)際上，可以有更簡單、更有效的方法：用戶的電價(jià)按照所有發(fā)電節(jié)點(diǎn)的加權(quán)平均價(jià)結(jié)算，而不是負(fù)荷的加權(quán)平均價(jià)結(jié)算。這樣就不會有盈余的問題。

比如，兩個(gè)節(jié)點(diǎn)A、B，節(jié)點(diǎn)電價(jià)分別為300元/MWh和500元/MWh，發(fā)電出力分別是160MW和40MW，負(fù)荷分別是100MW和100MW。兩個(gè)節(jié)點(diǎn)的用戶側(cè)加權(quán)平均價(jià)為400元/MWh，繳納的總電費(fèi)為80000元。A節(jié)點(diǎn)的電廠收入為48000元，B節(jié)點(diǎn)的電廠的收入為20000元，電廠總收入為68000元，阻塞盈余為12000元(=60*2000)。實(shí)際上，用戶側(cè)直接采用發(fā)電側(cè)加權(quán)平均價(jià)結(jié)算，就不存在阻塞的問題了：發(fā)電側(cè)的加權(quán)平均價(jià)為68000/200=340元/MWh，用戶按340元/MWh的價(jià)格結(jié)算，繳納的總電費(fèi)也是68000元，這樣就保證了收支的平衡，并簡化了相關(guān)流程。

圖1簡單兩節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)

2、擱淺成本/容量成本回收

1)問題概述

所有的改革在改革初期，都需要設(shè)計(jì)一些過渡的規(guī)則考慮擱淺成本的問題。所謂擱淺成本問題，就是在改革前，在符合相關(guān)政策、規(guī)則的情況下進(jìn)行的一些投資，在改革后，可能無法收回投資。而這個(gè)可能的損失并不是由于企業(yè)自身運(yùn)營(不善)造成的，而是由改革前后的政策、規(guī)則變化引起的。大多數(shù)國家、地區(qū)在改革初期會對這個(gè)問題進(jìn)行考慮，對擱淺成本進(jìn)行適當(dāng)?shù)难a(bǔ)償。

對電力市場中的發(fā)電企業(yè)來說，擱淺成本主要反映在：改革前，發(fā)電企業(yè)的投資是經(jīng)過國家相關(guān)部門審批的，按照國家的相關(guān)規(guī)定確定上網(wǎng)電價(jià)和上網(wǎng)電量。改革后，上網(wǎng)電價(jià)和上網(wǎng)電量可能會發(fā)生變化，造成了收益、利潤的損失。特別的，在供大于求的情況下，放開市場后，電價(jià)會大大降低，造成發(fā)電企業(yè)的損失。

擱淺成本的具體的計(jì)算需要考慮在改革前其存在什么權(quán)利和義務(wù)。國外電力市場中，相關(guān)權(quán)利和義務(wù)一般在相關(guān)的市場管制文件中會有比較明確的說明，相對比較容易計(jì)算，需要考慮的主要的問題是對擱淺成本如何補(bǔ)償。對我國來說，由于很多發(fā)電企業(yè)是國企，并承擔(dān)了一些社會責(zé)任，改革前的相關(guān)權(quán)利、責(zé)任、義務(wù)并不是很明確。因此，首先需要解決的是，有沒有擱淺成本?不同的發(fā)電企業(yè)，其擱淺成本如何計(jì)算?

2)基本原則

在我國特有的國情下，擱淺成本無法詳細(xì)計(jì)算。但在改革的過程中，這個(gè)問題是不能忽視的。忽視這個(gè)問題可能造成的結(jié)果是：改革后一些發(fā)電企業(yè)虧損，可能造成企業(yè)運(yùn)營、社會問題，甚至影響電力的可靠供給。

(實(shí)際上，改革后發(fā)電企業(yè)虧損的原因可能不僅僅是擱淺成本的問題。市場機(jī)制設(shè)計(jì)尚不完善，某些市場的缺失，也可能是造成發(fā)電企業(yè)虧損的原因。比如，未建立容量市場、備用市場，發(fā)電企業(yè)對市場的相關(guān)效益未通過價(jià)格機(jī)制反映出來。本文不對這些問題進(jìn)行深入的討論。)

對我國來說，解決擱淺問題的一個(gè)基本原則是，保證企業(yè)可以運(yùn)營，利益與改革前不發(fā)生太大的變化。隨著改革的進(jìn)程逐漸加大改革的力度。

3)月度電量市場下的解決方案

本輪改革前，廣東的發(fā)電調(diào)度是采用“節(jié)能發(fā)電調(diào)度”的方式。簡單的說，就是由政府根據(jù)發(fā)電機(jī)組的(年度平均等值)煤耗確定其年度上網(wǎng)電量，然后由調(diào)度機(jī)構(gòu)按照等比例的原則在日常調(diào)度中執(zhí)行，上網(wǎng)電量主要采用基于標(biāo)桿電價(jià)的、政府核定的上網(wǎng)電價(jià)。

在這種機(jī)制下，當(dāng)系統(tǒng)負(fù)荷需求降低或增長緩慢，總體供需形勢偏松時(shí)，發(fā)電機(jī)組的年利用小時(shí)數(shù)、發(fā)電量會下降，但電價(jià)不會受到影響。

開放發(fā)電市場引入競爭后，在供大于求的情況下，市場競爭的力量會使得市場的價(jià)格趨近于短期邊際成本，將僅能補(bǔ)償其燃煤等可變成本。在廣東2017年前幾個(gè)月的月度集中競價(jià)市場中，可以看到這種現(xiàn)象。2017年廣東集中競價(jià)市場采取了統(tǒng)一價(jià)格出清的方式，而且最初對供需比沒有做過多的限制。競爭的結(jié)果是：價(jià)格大大下降，接近發(fā)電的短期邊際成本。

這種情況下，對發(fā)電企業(yè)造成了較大的影響。是否需要政府干涉價(jià)格或?qū)Πl(fā)電進(jìn)行其他形式的補(bǔ)償，取決于以下幾個(gè)方面的考慮。

1)市場中的發(fā)電容量是否真的過剩?如果不是，則代表這僅僅是短期的問題，主要的問題是缺乏反映發(fā)電的容量價(jià)值、備用價(jià)值等的市場，需要盡快建立相關(guān)市場或者補(bǔ)償機(jī)制。如果是，需要考慮下一個(gè)問題。

2)發(fā)電過剩、電價(jià)降低的結(jié)果，是否由，或者是否全部應(yīng)該由發(fā)電企業(yè)承擔(dān)?這主要需要考慮發(fā)電的投資，主要應(yīng)該由哪個(gè)部門、哪個(gè)企業(yè)負(fù)責(zé)?

對廣東當(dāng)前的市場，一般認(rèn)為：1)當(dāng)前顯示出來的發(fā)電容量過剩不是，至少不完全是、不會一直是真的過剩，在某些時(shí)段，系統(tǒng)容量是不足的，仍然存在一些限電的情況。2)發(fā)電過剩在歷史上是多方面政策的綜合結(jié)果，不是某一個(gè)部門、某一個(gè)企業(yè)的問題。

因此，從這些角度看，市場電價(jià)下降造成的損失，不能完全由發(fā)電企業(yè)承擔(dān)。問題是，如何解決這個(gè)問題?對這個(gè)“擱淺成本”，如何進(jìn)行補(bǔ)償?

廣東省的實(shí)際方法是：限制月度競價(jià)市場的供需比。2017年早期幾個(gè)月經(jīng)歷了電價(jià)的大幅下降后，政府逐漸對供需比進(jìn)行限制，最終穩(wěn)定在1.2的水平，從而使價(jià)格也逐漸穩(wěn)定。

1)通過限制月度競價(jià)市場的供需比，降低了競爭，改變了供需情況，從而在一定程度上限制了電價(jià)下降的幅度。

2)中長期市場的交易價(jià)格實(shí)際上反映了對月度集中競價(jià)市場價(jià)格的預(yù)測。在預(yù)期月度集中競價(jià)市場價(jià)格不會下降太多的情況下，中長期市場中的成交價(jià)格也不會降低太多。

4)現(xiàn)貨市場下的解決方案

解決問題首先需要了解問題的所在。現(xiàn)貨市場下，各發(fā)電企業(yè)的發(fā)電量、上網(wǎng)電價(jià)會發(fā)生什么變化?在什么程度內(nèi)是可以接受的?

現(xiàn)貨市場后影響發(fā)電企業(yè)收益的因素有很多，這里主要從電網(wǎng)約束對其造成的影響進(jìn)行分析。

在現(xiàn)貨市場前，考慮到系統(tǒng)發(fā)生阻塞的時(shí)段不會太多，月度的電量計(jì)劃大多是可以完成的，不受電網(wǎng)約束的影響。現(xiàn)貨市場下，在阻塞時(shí)段，一些電廠的出力受到限制，并且不同節(jié)點(diǎn)的電價(jià)可能會有較大的差別。這些變化造成了發(fā)電企業(yè)之間利益分配的變化。可以認(rèn)為，這是一種擱淺成本。

這種擱淺成本，主要是現(xiàn)貨市場前后的市場規(guī)則、價(jià)格體系不同造成的，與現(xiàn)貨市場價(jià)格的不確定性沒有關(guān)系，是無法通過建立更多的中長期市場交割點(diǎn)以及復(fù)雜的輸電權(quán)交易體系解決的。

由于問題本質(zhì)上是不同發(fā)電企業(yè)之間的利益轉(zhuǎn)移的問題，解決的方式主要是相關(guān)權(quán)益、收益的分配問題。

這里提出一種解決的方法，即分配一定數(shù)量的輸電權(quán)給發(fā)電企業(yè)，使其可以規(guī)避從上網(wǎng)點(diǎn)到負(fù)荷結(jié)算點(diǎn)之間的價(jià)差的風(fēng)險(xiǎn)。后面一節(jié)再進(jìn)行更為詳細(xì)一些的介紹。

3、風(fēng)險(xiǎn)控制

中長期市場主要解決的是現(xiàn)貨市場價(jià)格的不確定性帶來的風(fēng)險(xiǎn)問題。試想，如果每個(gè)人都可以提前知道現(xiàn)貨市場每個(gè)時(shí)段、每個(gè)節(jié)點(diǎn)的確切的價(jià)格，而且不會發(fā)生變化，是否還需要進(jìn)行中長期交易?答案是不需要。用戶在實(shí)際用電時(shí)，需要用多少，買多少就行了，不需要提前進(jìn)行交易。

輸電權(quán)市場的建立主要是解決在節(jié)點(diǎn)電價(jià)機(jī)制下，節(jié)點(diǎn)電價(jià)的不確定性、波動(dòng)性等造成的風(fēng)險(xiǎn)。輸電權(quán)的擁有者可以對其進(jìn)行買賣、交易。

對廣東的電力市場，如果發(fā)電企業(yè)具有一定的輸電權(quán)，但其因各種原因不需要這么多輸電權(quán)了，可以通過輸電權(quán)市場賣掉。另外，某些發(fā)電企業(yè)最初沒有分配到輸電權(quán)，但后來由于擴(kuò)容等需要，可以通過輸電權(quán)市場購買。

但這些交易的前提都是，首先某些市場主體擁有輸電權(quán)。

在國外，輸電權(quán)一般是分配給電網(wǎng)中的繳納了輸電費(fèi)的用戶的。因?yàn)椋旊姍?quán)是輸電服務(wù)的一種權(quán)利，誰交了輸電費(fèi)，就有了相關(guān)的權(quán)利。但在我國，特別是廣東，用戶雖然繳納了輸電費(fèi)，但輸電費(fèi)沒有反映用戶所在位置對電網(wǎng)成本的影響，其中包含了大量的交叉補(bǔ)貼。而且，由于當(dāng)前用戶側(cè)是采用全網(wǎng)統(tǒng)一價(jià)格結(jié)算，用戶本身沒有阻塞方面的價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)，因此在這種情況下可以不用另外的、對用戶的輸電權(quán)分配機(jī)制。

三、一種基于發(fā)電的輸電權(quán)分配方案

本文提出，可以通過對不同的發(fā)電機(jī)組(發(fā)電企業(yè))分配一定的輸電權(quán)，實(shí)現(xiàn)解決一部分?jǐn)R淺成本的問題。具體方案如下。

1、輸電權(quán)定義

輸電權(quán)的上網(wǎng)點(diǎn)為發(fā)電機(jī)組的上網(wǎng)節(jié)點(diǎn)，下網(wǎng)點(diǎn)為全網(wǎng)的負(fù)荷結(jié)算的統(tǒng)一參考點(diǎn)。獲得了輸電權(quán)，就擁有獲得現(xiàn)貨市場兩個(gè)節(jié)點(diǎn)對應(yīng)的價(jià)差收益的權(quán)利。

輸電權(quán)定義為金融輸電權(quán)，即僅有相關(guān)的收益的權(quán)利，不具有物理執(zhí)行的權(quán)利。物理的調(diào)度按照現(xiàn)貨市場的結(jié)果執(zhí)行。

輸電權(quán)定義為責(zé)任型(obligation)，即獲得了輸電權(quán)，收益有可能為正，也可能為負(fù)。(對應(yīng)的是權(quán)利型，即option，收益最小為零。)

2、輸電權(quán)數(shù)量的分配

對輸電權(quán)的數(shù)量，考慮基數(shù)電量分配情況、系統(tǒng)供需情況等確定。

比如，系統(tǒng)總負(fù)荷為200MW，總發(fā)電容量為300MW(兩臺機(jī)組G1和G2，容量分別為200MW和100MW)，基數(shù)電量等值容量為80MW(在G1和G2間按節(jié)能發(fā)電調(diào)度或其他原則分配，比如兩臺機(jī)組分別分配得到60MW和20MW的等值基數(shù)電量)。則可以對發(fā)電分配最多120(=200-80)MW的輸電權(quán)。

1)確定總的分配量。可以根據(jù)情況，將基數(shù)電量之外的全部或者部分進(jìn)行分配。比如上例中，總的輸電權(quán)為0-120MW，為全部發(fā)電容量(300MW)的0-40%。

2)確定對每個(gè)發(fā)電機(jī)組的分配量。可以按照等比例的原則，或按照原來節(jié)能發(fā)電調(diào)度的原則分配。比如，如果總的輸電權(quán)為60MW，按等比例原則，則G1和G2分別分配得到40MW和20MW的輸電權(quán)。如果按照節(jié)能發(fā)電調(diào)度原則，則G1和G2分別分配得到45(=60*0.75)MW和15MW的輸電權(quán)。

3、輸電權(quán)的結(jié)算

現(xiàn)貨市場后，需要根據(jù)現(xiàn)貨市場出清情況及輸電權(quán)情況進(jìn)行相關(guān)結(jié)算。

比如，現(xiàn)貨市場G1和G2所在節(jié)點(diǎn)A、B的實(shí)時(shí)電價(jià)分別為300元/MWh和500元/MWh。G1、G2的出力分別為160MW和40MW。G1、G2的基數(shù)電量等值出力分別為60MW和20MW，基數(shù)電量價(jià)格為450元/MWh。

負(fù)荷結(jié)算價(jià)格為：400元/MWh

L1支出：400*100=40000元

L2支出：400*100=40000元

負(fù)荷現(xiàn)貨市場總支出：40000+40000=80000元

G1現(xiàn)貨市場結(jié)算：300*160=48000元

G2現(xiàn)貨市場結(jié)算：500*40=20000元

發(fā)電現(xiàn)貨市場總收入：48000+20000=68000元

阻塞盈余：80000-68000=12000元

G1基數(shù)電量結(jié)算：(450-300)*60=9000元

G2基數(shù)電量結(jié)算：(450-500)*20=-1000元

基數(shù)電量總結(jié)算：9000-1000=8000

G1輸電權(quán)結(jié)算：(400-300)*45=4500元

G2輸電權(quán)結(jié)算：(400-500)*15=-1500元

輸電權(quán)總結(jié)算：4500-1500=3000元

總平衡資金：12000-8000-3000=1000元

平衡資金分配：1000/(100+100)=5元/MWh

負(fù)荷最終結(jié)算價(jià)格：400-5=395元/MWh

G1最終總收入：300*160+9000+4500=61500元

G2最終總收入：500*40-1000-1500=17500元

G1平均電價(jià)：61500/160=384.375元/MWh

G2平均電價(jià)：17500/40=437.5元/MWh

4、分析

可以看到，現(xiàn)貨市場下，節(jié)點(diǎn)A的電價(jià)降低，可能造成G1收入的降低。基數(shù)電量合約和輸電權(quán)分配，在本例中，都增加了G1的收益，降低了G2的收益。總體上，減少了不平衡資金的盈余，降低了不同發(fā)電企業(yè)之間現(xiàn)貨市場后利益的變化。

在實(shí)際應(yīng)用該方法時(shí)，對分配給發(fā)電的輸電權(quán)的量的確定，可以采用以下思路：

1)在現(xiàn)有基數(shù)電量的基礎(chǔ)上根據(jù)歷史交易情況增加一定的輸電權(quán)分配。

2)將現(xiàn)有的基數(shù)電量轉(zhuǎn)化為輸電權(quán)。

其他一些細(xì)節(jié)，包括將輸電權(quán)定義為責(zé)任型的還是權(quán)力型的，具體在不同的發(fā)電企業(yè)之間的量按什么原則分配，都需要根據(jù)具體的情況進(jìn)行進(jìn)一步的討論。

總結(jié)

本文對廣東電力市場中的與輸電權(quán)相關(guān)的問題進(jìn)行了分析、討論，并提出了一種基于發(fā)電的輸電權(quán)分配方法。從簡單算例可以看到，這種方法可以在不影響市場效率的情況下縮小現(xiàn)貨市場后不同發(fā)電企業(yè)之間的利益變化，利于市場的平穩(wěn)過渡。本文僅僅是提出了一個(gè)總體的框架，很多細(xì)節(jié)需要根據(jù)市場的具體情況確定，包括輸電權(quán)的定義方法(是責(zé)任型的還是權(quán)利型)、總的輸電權(quán)分配數(shù)額、總輸電權(quán)在發(fā)電之間的分配方式等。

作者單位：華南理工大學(xué)電力學(xué)院