看到題目，大家是否會問，能量市場是能量市場，輸配電是輸配電，兩者沒有什么關(guān)系吧。實際上，兩者之間有很大的關(guān)系。國際上不同的國家采用不同的能量市場的定價體系有很多方面的原因，其中輸配電領(lǐng)域的管制、定價、權(quán)利分配的不同是很重要的一個方面。前面的文章(參考：電力市場設(shè)計相關(guān)問題討論)提到，電力市場的設(shè)計是一個體系，不同的環(huán)節(jié)之間要協(xié)調(diào)、一致，其中能量市場和輸配電服務(wù)市場的協(xié)調(diào)就是最重要的一個方面。本文結(jié)合一些典型國際電力市場的經(jīng)驗，對電力市場中能量定價和輸配電定價之間的協(xié)調(diào)問題進行討論。

一、輸電服務(wù)定價概述

為了能更加深入理解這個問題，首先對輸電服務(wù)的定價相關(guān)理論進行簡單介紹。

由于電網(wǎng)的規(guī)模經(jīng)濟性，即使在引入競爭的電力市場中，電網(wǎng)一般仍保持壟斷。考慮到其壟斷性，電網(wǎng)的收費需要受到政府較為嚴(yán)格的管制。

輸電定價的管制包括兩個大的方面：總的準(zhǔn)許收入和價格結(jié)構(gòu)。總的準(zhǔn)許收入決定電網(wǎng)公司的總收入\總效益，主要考慮電網(wǎng)的成本和企業(yè)績效來確定。價格結(jié)構(gòu)是指總準(zhǔn)許收入在不同的電網(wǎng)用戶之間的分?jǐn)偂Ｒ簿褪钦f，電網(wǎng)的成本，由誰來承擔(dān)，誰承擔(dān)的多一些，誰承擔(dān)的少一些。

我們重點來討論成本分?jǐn)偦蛘哒f輸電定價的問題。

輸電定價的方法需要考慮以下幾個方面的問題：

1)保證電網(wǎng)成本的回收或總準(zhǔn)許收入。

2)能有效引導(dǎo)電力系統(tǒng)的可持續(xù)發(fā)展和安全經(jīng)濟運行。

3)對不同的電網(wǎng)用戶的公平。

第一點要求比較容易理解和實現(xiàn)。第二點是效率，要求輸電價格能夠正確的反映相關(guān)的經(jīng)濟信息，激勵電網(wǎng)用戶(發(fā)電和負(fù)荷)通過合理的選址和制定運行策略來促進電網(wǎng)的安全經(jīng)濟。第三點是公平，相對比較復(fù)雜。

首先，什么叫公平?一般來說，需要考慮以下因素。

1)電力市場初期，考慮歷史的情況和擱置成本。在電力市場改革以前，電力系統(tǒng)的規(guī)劃、運行都受到相關(guān)政府部門的嚴(yán)格管制。電網(wǎng)的建設(shè)、電源的建設(shè)都是一種社會化的計劃行為，相關(guān)的價格機制會保證電網(wǎng)、電源的收入。對用戶來說，電是一種公共品，價格是比較固定的，不會太多隨時間、位置的變化而變化。電力市場以后，電廠的發(fā)電量、上網(wǎng)電價由市場決定，用戶的購電價格也由市場決定。這樣，一些電廠、用戶的利益會產(chǎn)生一定變化。比如，如果現(xiàn)貨市場采用節(jié)點定價機制，一些區(qū)域的電廠的電價可能會下降，一些區(qū)域的電廠的電價可能會上升。市場改革初期，需要考慮這些問題的處理方式。這也可以說是擱置成本問題：由于市場化改革，導(dǎo)致以前機制下可以回收的成本無法回收，這部分成本就是擱置成本。如果在電力市場改革的時候沒有考慮這些問題，可能會造成一些公平方面的問題。

2)支付的輸電價格與其對電網(wǎng)的影響及獲得的權(quán)利相匹配。產(chǎn)品的定價一般考慮兩個方面：生產(chǎn)者的成本和消費者的效益。價格只要處于兩者之間就是合適的。對管制性服務(wù)或產(chǎn)品，不同消費者承擔(dān)的費用應(yīng)該與其造成的成本或其獲得的效益正相關(guān)，否則也是一種不公平。對于輸電服務(wù)來說，輸電價格的水平應(yīng)該與電網(wǎng)用戶獲得的相關(guān)權(quán)利有關(guān)：繳納了更高的價格，應(yīng)該有更多的權(quán)利。電力市場中輸電定價的一個關(guān)鍵問題是，如何定義輸電的權(quán)利?不同國家有不同的處理方法。

二、能量市場定價概述

能量市場的定價需要考慮多個方面的問題，包括啟停成本的處理、容量成本的處理、阻塞成本的處理等。這里主要從阻塞管理的角度對能量市場的定價進行討論。

如果電網(wǎng)容量不受限制，也就是說沒有阻塞的發(fā)生，同時不考慮網(wǎng)損，則全系統(tǒng)(不同節(jié)點、不同區(qū)域)的能量價格是相同的，沒有阻塞成本。

如果系統(tǒng)發(fā)生了阻塞，則需要重新進行發(fā)電調(diào)度，成本(報價)高的電廠增加出力，成本(報價)低的電廠減小出力。這樣，不同地區(qū)(節(jié)點)增加負(fù)荷的邊際成本將發(fā)生變化，按照邊際成本理論的區(qū)域(節(jié)點)價格也將發(fā)生變化，進而對不同區(qū)域(節(jié)點)的電廠和用戶的利益造成影響。

發(fā)生阻塞后，需要進行以下兩項工作：1.阻塞調(diào)度;2.阻塞成本的分?jǐn)偂２煌淖枞芾矸椒ǖ膮^(qū)別也主要在這兩個方面。

1、阻塞調(diào)度

1）事前阻塞管理

考慮網(wǎng)絡(luò)約束的調(diào)度方法有兩大類：事前阻塞管理和事后阻塞管理。事前阻塞管理中，在調(diào)度、出清的模型中就考慮各種網(wǎng)絡(luò)約束，保證市場出清的結(jié)果是可行的，不需要另行處理。這種情況下，不同的區(qū)域(節(jié)點)會產(chǎn)生不同的能量價格。市場中的發(fā)電和負(fù)荷一般都按照所在區(qū)域(節(jié)點)的電價進行結(jié)算。

2）事后阻塞管理

事后阻塞管理中，在進行發(fā)電調(diào)度和能量市場的出清時，先不考慮網(wǎng)絡(luò)約束，即進行一次無約束出清，將這次出清的結(jié)果作為能量市場定價、結(jié)算的依據(jù)。然后考慮網(wǎng)絡(luò)約束再進行一次出清，并將考慮網(wǎng)絡(luò)約束出清的結(jié)果作為調(diào)度的依據(jù)。對于兩次調(diào)度結(jié)果的發(fā)電出力不一樣的機組，對其受影響的處理按某種方式進行補償。

3）兩種方式的比較

兩種阻塞調(diào)度，如果報價相同，采用的網(wǎng)絡(luò)模型、網(wǎng)絡(luò)約束相同，則最終的調(diào)度方案是一樣的。不同的，主要是結(jié)算機制，或者說阻塞成本的分?jǐn)倷C制。

在事前阻塞管理中，發(fā)電和負(fù)荷按所在區(qū)域(節(jié)點)的電價結(jié)算，不同區(qū)域(節(jié)點)的能量價格已經(jīng)反映了不同區(qū)域(節(jié)點)的阻塞成本。

在事后阻塞管理中，所有發(fā)電和負(fù)荷的能量價格相同(無約束出清價)，阻塞成本另行規(guī)定相關(guān)的收取和分配方式。

我們在下一小節(jié)中對這個問題進行更詳細(xì)的分析。

2、阻塞成本

首先來看下不同的阻塞管理機制下能量市場的價格的變化和相關(guān)市場主體的收益的變化。

1）系統(tǒng)基本情況

以簡單兩節(jié)點系統(tǒng)為例進行說明。系統(tǒng)中具有兩個節(jié)點A和B，節(jié)點之間有一條線路AB，最大輸電能力是PmaxAB。A節(jié)點接有發(fā)電機G1和負(fù)荷L1，B節(jié)點接有發(fā)電機G2和負(fù)荷L2。

圖1 簡單兩節(jié)點系統(tǒng)

假設(shè)G1和G2的報價分別為c1=200元/MWh和c2=300元/MWh，機組最大出力分別為PmaxG1=280MW和PmaxG2=120MW。假設(shè)L1和L2負(fù)荷分別為PL1=170MW和PL2=100MW。系統(tǒng)按照總購電成本最小的原則確定發(fā)電調(diào)度。

2）基本場景分析

考慮機組最大出力、輸電極限等不同的情況，對以下幾種場景進行分析。

表1簡單系統(tǒng)典型場景

表格中，MCP0代表無約束出清的電價，LMPA、LMPB分別代表約束出清下A、B節(jié)點的電價。

以上四種場景中，場景1、2約束出清和無約束出清的結(jié)果相同，場景3、4下約束出清的結(jié)果發(fā)生了變化。從表中看到，約束出清下，節(jié)點電價有可能比無約束出清高(情景3下的節(jié)點B)，也可能比無約束出清價低(情景4下的節(jié)點A)。不同的出清機制下，不同位置的發(fā)電企業(yè)的收益發(fā)生了變化。總體上，對于阻塞限制出力受限地區(qū)(本例的節(jié)點A)，價格不變或降低;對阻塞限制出力增加地區(qū)(本例的節(jié)點B)：價格不變或升高。

3）阻塞引起的發(fā)電成本變化

阻塞成本可以從整個系統(tǒng)角度分析或者從市場主體角度分析。市場主體的阻塞成本與成本分?jǐn)偡桨赣嘘P(guān)，系統(tǒng)的阻塞成本僅與市場主體的報價、網(wǎng)絡(luò)參數(shù)等有關(guān)。這里首先系統(tǒng)的阻塞成本進行分析。

系統(tǒng)的阻塞成本，簡單的說就是由于阻塞系統(tǒng)增加的發(fā)電成本。

發(fā)電成本又可以從兩個角度分析：(1)真正的發(fā)電成本;(2)購電成本。

實際電力市場中，發(fā)電企業(yè)的發(fā)電報價不一定等于真實的成本。但是根據(jù)機制設(shè)計理論，設(shè)計良好的市場機制下，市場成員的最佳報價策略應(yīng)該是按真實的成本報價。這里為簡化分析，假設(shè)電廠的報價為其真實的成本。Σcost表示總發(fā)電成本，Ccong表示阻塞造成的發(fā)電成本的增加。

表2簡單系統(tǒng)典型場景下的阻塞成本(發(fā)電成本)

Σcost,1= 270*200=54000元

ΣΣcost,2= 250*200+20*300=56000元

Σcost,3= 230*200+40*300=58000元

Σcost,4= 230*200+40*300=58000元

C1cong,3=58000-54000=400元

C1cong,4=58000-56000=200元

4）阻塞引起的總體購電成本變化

阻塞引起的購電成本的變化與系統(tǒng)的阻塞管理方式有關(guān)。

(1)(模式1)對無約束出清出力按無約束出清電價結(jié)算，對由于約束造成的出力變化進行補償。

①按照根據(jù)報價計算的機會成本補償(模式1-1);

②按照申報的上調(diào)、下調(diào)報價補償(模式1-2);

③按照合同約定的價格補償(模式1-3);

④按照核定的成本進行補償(模式1-4)。

(2)(模式2)對所有的發(fā)電和負(fù)荷按照其所在(區(qū)域)節(jié)點的LMP結(jié)算

①分配輸電權(quán)給負(fù)荷，將阻塞盈余分配給輸電權(quán)所有者(模式2-1);

②不進行輸電權(quán)的分配，將阻塞盈余分配給所有用戶(模式2-2);

③分配輸電權(quán)給發(fā)電，將阻塞盈余分配給輸電權(quán)所有者(模式2-3);

④將一部分輸電權(quán)分配給發(fā)電，另外一部分分配給用戶，將阻塞盈余分配給輸電權(quán)所有者(模式2-4)。

模式1-1：這種方法對應(yīng)英國第一階段改革Pool模式。由于阻塞出力增加的部分稱為限上，由于阻塞出力減小的部分稱為限下。對限上部分按照報價支付。本例中，限上就是機組2由于阻塞增發(fā)的部分，在情況3、4中分別為40MW、20MW，按其報價300支付。對限下部分按照(MCP-報價)支付(如果報價反映電廠的成本，這個差價就反映其由于阻塞損失的收益)。本例中，限下就是機組1由于阻塞減發(fā)的部分，在情況3、4中分別為40MW、20MW，分別按照(200-200)、(300-200)支付。表3中Σbuy指無阻塞下的總購電成本，B1cong指模式1下阻塞造成的購電成本的增加。B1cong包括三個部分：支付給限上機組的補償、支付給限下機組的補償、減少的限下機組的支出。

表3簡單系統(tǒng)典型場景下的阻塞成本(模式1)

C1Gen0,3= 200*270=54000元

C1Gen0,4= 300*270=81000元

B1cong,3=300*40+0*40-200*40=4000元

B1cong,3=300*20+100*20-300*20=2000元

C1Gen,3= 54000+4000=58000元

C1Gen,4= 81000+ 2000=83000元

模式1-2：這種方法對應(yīng)英國的Betta和Neta模式。英國從POOL的強制電力庫模式到以雙邊交易為主的Betta和Neta模式，看起來發(fā)生了很大的變化，但其阻塞管理的基本理念沒有大的變化。從阻塞管理的角度的變化主要是：無約束出清后，要求市場成員另外申報上調(diào)、下調(diào)的報價(Offer/Bid)，如果系統(tǒng)發(fā)生阻塞需要對市場成員的出力進行調(diào)整，則按照其上調(diào)、下調(diào)的報價進行補償。另外，無約束出清的過程從單邊的強制電力庫變?yōu)榱俗杂傻碾p邊交易。如果市場成員申報的(BId/Offer)報價與其機會成本相同，理論上結(jié)果與模式1是一樣的。

模式1-3：這種方法在英國和澳大利亞都有應(yīng)用，對一部分市場成員，通過事前簽訂的合同對其由于阻塞限上、限下的部分進行補償。這主要是考慮到在系統(tǒng)發(fā)生阻塞的情況下，按限上、限下補償?shù)臋C制會造成一些機組具有較大的市場力，通過簽訂長期合同可以在一定程度上對這種市場力進行限制。

模式1-4：為了進一步限制市場力，可以通過政府或獨立的機構(gòu)對發(fā)電的成本進行核定，按根據(jù)成本計算得到的機會成本進行補償。

模式1下的四種模式1-1、1-2、1-3、1-4的區(qū)別主要是對幫助系統(tǒng)進行阻塞調(diào)度的市場成員(阻塞服務(wù)的提供者)的補償方式不一樣。但其基本思路都是要對其進行補償。為什么要對其補償?主要與相關(guān)的輸電定價方法有關(guān)：參加能量市場的市場成員已經(jīng)繳納了輸電費，電網(wǎng)具有保障市場成員在電網(wǎng)范圍內(nèi)進行電力輸送的義務(wù)。如果由于電網(wǎng)的原因調(diào)整其出力(即發(fā)生了阻塞)，則需要對其進行一定的補償。

模式2是基于節(jié)點電價體系的阻塞管理，美國大多數(shù)市場采用這種模式。如果系統(tǒng)發(fā)生阻塞，則不同區(qū)域(節(jié)點)的電價不同，在發(fā)電和負(fù)荷都按照節(jié)點電價結(jié)算的機制下，會產(chǎn)生阻塞盈余(從用戶收取的費用大于支付給電廠的費用)。不同的方法主要是對阻塞盈余的分配方式不一樣。一般通過輸電權(quán)的方式分配。將阻塞盈余的收益權(quán)分配給輸電權(quán)的所有者。而輸電權(quán)的分配則主要靠考慮歷史、輸電定價等因素。

表4簡單系統(tǒng)典型場景下的阻塞成本(模式2)

C2L= 170*200+100*300=64000元

C2Gen= 200*230+300*40= 58000元

Ccong=64000-58000=6000元

5）不同模式下的阻塞成本比較

可以看到，模式1和模式2下，發(fā)電調(diào)度方案一樣，總發(fā)電成本也一樣。

從整體的系統(tǒng)購電成本CL的角度，不同的情況下有不同的結(jié)果：場景3下模式2的總購電成本高于模式1，而場景4下的總購電成本低于模式1。

模式1下，場景3和場景4的購電成本有較大的差別，而模式2下，場景3和場景4的購電成本相等。場景3和場景4的差別主要是G1的容量不同。模式2下，反映出了節(jié)點A發(fā)電容量的不足，給出了比較高的缺稀收益。

模式2下，產(chǎn)生了6000元的阻塞收益。如果將阻塞收益分配給負(fù)荷，則可以在一定程度上降低用戶的購電成本。

總結(jié)

電力市場中，用戶獲得的電力服務(wù)是發(fā)電服務(wù)、輸電服務(wù)、配電服務(wù)等的綜合，電力市場設(shè)計中，各個環(huán)節(jié)的定價機制也需要協(xié)調(diào)和配合，尤其是輸電價格機制和能量定價機制。本文對輸電定價和能量定價需要考慮的問題、主要的分類進行了簡單的討論。后續(xù)文章再結(jié)合不同國家的做法進行進一步的探討。