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关于区域电价及节点电价的探讨 李永刚（曾就职于ERCOT，任高级市场设计顾问和市场设计主管；现为德州独立电力市场监管署首席） 在电力市场发展的初期阶段，一个新的市场到底应该采用节点模型还是区域模型，曾是一个令电力市场设计者深感困惑的问题，直到今天，许多专家对此一问题也是仁者见仁，智者见智。一般来说，虽然世界上许多市场总的发展趋势是从区域市场向节点市场逐渐过渡，可对某一个特定市场在某个特定发展阶段，区域市场也许是一个明智的选择。如果一个市场一方面能根据自己的具体情况来决定自己要采用的市场模型，并同时兼顾电力市场大的演变趋势，那将为自己市场的不断完善提供一个健康的发展空间。 区域市场通常根据输电网络阻塞情况把一个大的电力控制区域分为几个小的区域，每个分区内部的所有节点在电力市场出清时则具有相同的价格。区域市场的理想状况是各个分区域内的节点在电力上有强的联结并且在系统等值时每个母线和最后的区域等值对于一些关键的输电断面有相近的潮流偏移因子。顾名思义，节点市场则是在市场出清的过程中对每个节点产生价格信号。需要指出的是，虽然在区域市场中电源是按节点价格结算的，可负荷却仍是按照区域价格来结算。从理论层面上来讲，区域市场与节点市场并没有本质上的区别，这可以从两个方面来加以说明：首先，如果区域市场内的分区足够多，以至于每个分区内只包含一个电源节点，那么这个区域市场事实上也就成为了一个节点市场；从另一方面来讲，当系统运行中没有输电线路阻塞并且网陨分布比较平均的情况下，节点市场内所有节点的价格和区域市场的价格也没有太多差别。 在实际市场运行中，为了保持其概念上的简洁性，一个区域市场中的分区往往不会太多，并且各个分区的边界也是相对固定的。但是，在电力系统的日常运行中，因为输电线路的检修以及故障停运等原因，电力网络的拓扑结构是不断变化的，所以要准确预测线路阻塞情况并且随之划分各个分区的边界就成了一件几乎不可能的任务。区域市场的一个特征是每个分区域的边界是相对固定的，并且为了保持区域市场的简洁性，各个分区域又不能分的太细。所以，在实际运行中，相对不变的分区域市场边界和不断变化的输电线路阻塞情况一直是区域市场的一大挑战。 当线路产生阻塞时，系统调度人员必须调整发电机的出力来解决由之带来的输电网络过载现象。与没有线路阻塞时相比，因为这个发电的再调度过程要降低边际成本低的机组出力并且提高边际成本高的机组出力，所以整个系统的发电费用提高了。通常来说，虽然在一个电力市场中产生区域或节点价格信号是一件相对直观并且易于理解的事情，但是输电阻塞费用的分配问题以及由之所引起的各种后续影响则比较难于理解和预估，同时，对这一个问题的合理解决则往往影响到市场设计的成败与否，不可不慎。 在电力市场设计中，如何分配由于输电线路阻塞而导致的额外的发电费用，一些市场在不同的阶段也有过不同的处理方法。最简单的一种方法是分摊法。这种方法的基本思想是当线路出现阻塞时，多出来的发电费用部分由所有负荷分摊。这样一种设计的优点是实现起来比较简单。但是，这种费用由负荷分摊的方法在市场运行中往往会产生一些不良的市场激励。说得更加具体一些，因为再调度费用是分摊的，所以这种设计对于经过拥塞断面的电力交易合约一般也不收费。这个一种机制的一个直接后果就是一些个市场主体宁可与一些费用低但会加重输电阻塞的发电厂签约，而不愿意去和费用高但对解决线路阻塞有帮助的发电厂签约，这种一种行为的后果是更进一步加重了系统的线路阻塞情况并进一步拉高了系统再调度的成本。 经过多年的摸索和实践，目前一种比较成熟的处理输电阻塞收费的方法是阻塞收费外加输电权对冲。在线路出现阻塞时，各个相应结算点的价格会不同。从概念上来说，这个价格的差异乘以双边合约的交易量，就得到了各个合约的阻塞收费。这样一种机制的优点是当线路出现阻塞时，一个市场主体的双边合约对线路阻塞影响越大，则其应交纳的线路阻塞收费越高。这样一种方法在客观上抑制了一些市场主体在线路出现阻塞的情况下所可能发生的投机行为。因为在系统再调度费用分摊的情况下，一些双边合约对输电阻塞断面的影响越大，其获利则可能会更多。并且，可以证明，在一个给定的系统运行工况下，当巿场主体双边合约交易量不同的情况时，整个市场的线路阻塞收益是不变的，就是线路的传输容量和线路影子价格之积。同时，为了对冲这种由于线路阻塞收费所带来的风险，各个市场一般都设计了相应的输电权市场。其基本思想是，在年度，月度乃至日前的输电权交易中，各市场主体可以根据自己双边合约的位置和数量来确定自己所需要购买的输电权，这样当现货市场中出现阻塞时，这个市场主体在缴纳阻塞收费的同时，它所拥有的输电权也会得到相应的收益，从而对冲了由于线路阻塞收费所带来的风险。这样的一种输电权形式的金融工具对于市场主体控制风险是大有好处的。虽然输电权的拍卖收入可以有不同的分配方法，一般以直接分配给负荷为主。作者相信输电权拍卖的方式和机制还可以引入一些创新，但是现有一些市场的输电权拍卖机制在数学证明上应该已经提供了一个相对完美的答案。 以上两种处理线路阻塞的方法各有利弊，在不同的市场发展阶段都被采用过。一种介于两者之间的方法则是根据各个市场主体对线路阻塞的收费比例来分担系统再调度费用。这样一种方式一方面能在一定程度上消除再调度费用按用电量分摊所引起的不良影响，同时在实现上要比线路拥塞收费加输电权对冲的方式在实现上要简单很多，根据各个市场的不同发展阶段和现实情况，也是一个值得深入考虑的选项。 下面，让我们尝试着分析一下在年度发用电计划的框架下，输电线路阻塞管理所可能遇到的一些挑战和可能的解决方法。年度发用电计划一方面具备了一些容量市场的功能，同时也有一些双边合约的影子。虽然不象大用户直购那样电力用户和发电厂商直接签约，年度发用电计划可以分解为发电主体和电网的双边合约以及电网和电力用户的双边合约两部分。所以，在年度发用电计划加大用户直购的框架下，可以理解为存在三类不同形式的合约：即电力供应方和大用户的直接合约，电力供应方和电网的合约以至电网和电力用户的双边合约。随着大用户直购的不断推广，第一种合约在交易量上会不断增长，而后两类合约虽然暂时在数量上有绝对优势，但其不断降低的趋势则是勿庸置疑的。 这样一种现实所带来的挑战就是电网事实上成为了长期电力交易的中间商，所以如果按线路阻塞收费的话，电网所应缴纳的线路阻塞收费应该会占绝大部分。同时，如果有输电权市场拍卖，理论上电网会成为这个市场中占绝对统治地位的买家。这样，电网公司一方面负责电网的检修运维，又负责整个电力系统的调度运行，如果同时成为输电权市场和线路阻塞收费占统治地位的市场主体，一个很自然的问题是这样一种市场设计是否会顺畅，并且该如何有效地来进行市场监管。可如果采用的是第一种费用分担的方式，其固有弊端对日益成长的大用户直购市场的影响则不容忽视。从乐观的方面看，在国家政策的鼓励下，以大用户直购为主的双边交易会不断成长，并且随着输配电价的独立核算以及售电市场的放开，目前电力体制的运营格局正在一步步地改变。 必须看到的是，这种体制转换双轨并存的环境在别的市场中是不多见的，如何设计一种与之相适应的线路阻塞管理机制也是一项富有挑战性的任务。有一点是可以确定的，在目前的年度发用电计划加大用户直购的框架下，引入一个以实时市场为标志的电力现货市场是绝对有益的，并且其在不断演变的电力体制改革中也应该是相对稳定不变的，这是一个好消息。 在线路阻塞收费管理方面，下面提出一个与之相应的方案，供参考。在实现实时市场的基础上，如果一个市场根据自己的具体情况决定采用节点模型，当线路出现阻塞时，用记帐的方式计算各个市场主体所应交的线路阻塞费，不断更新并深入分析，并根据实际市场情况进一步确定线路阻塞收费和引入输电权市场的时间表。另一方面，如果一个市场采用区域模型的话，为解决线路阻塞而引起的系统再调度费用则由各巿场主体按各自线路阻塞费的比例分担。这样一种设计的优点是它一方面能比较好的切合年度发用电计划的现实情况，同时也为将来不断成熟的电力交易机制提供支持并准备好一套相对完善的过渡机制。 此文仅代表作者观点，不代表本刊立场 欢迎大家就9号文的话题进行讨论，投稿邮箱eomagazine@126.com 回顾eo电改讨论系列文章： 5. eo电改圆桌 | 刘东胜：建议以省网范围试点电力实时市场 6. eo电改圆桌 | 刘树成：电力交易机构应该尽可能非营利 10.eo电改圆桌 | 李永刚：对构建未来中国电力市场的一点看法 12.eo电改圆桌 | 国际电改三十年：强管制的精致化和有效化升级 14.eo电改圆桌 | 曾鸣：解读《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（上） 15.eo电改圆桌 | 曾鸣：解读《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（下） 17.eo电改圆桌 | 一个基于年度发用电计划的现货市场的引入 18.eo电改圆桌 | 从政策激励到价格激励——电力需求响应若干建议 19.eo电改圆桌 | 电改的信息经济学：大数据技术、电力商品属性还原和改革红利释放 |
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