詞云

日暮西風至，樹樹幻紅妝。

早已料的，明月圓滿轉天涼。

家國心愿未了，上下求索，更是怕晝短夜長。

北美數仟夜，斜月滿回廊。

不堪憶，揮不去，鬢近霜。

而今只有，筆耕不輟為粵忙。

評估規則難寐，回首他方舊事，件件碎柔腸。

赤子愁不盡，人伴秋草黃。

基于現階段的設計，廣東市場對發電機組采用節點電價進行結算，這與目前絕大多數成熟(采用節點出清模型的)電力市場中發電方的結算方式是一致的。而廣東市場對負荷側采用全市場節點加權平均的統一價格進行結算的方式，如今卻在成熟市場中鮮有存在。今天就來聊一聊為什么?

全市場統一負荷價格的“三不”效應

簡單來說，全市場統一價不好(對阻塞問題明顯的市場而言，如廣東)，因為對市場有“三不”效應。其一，對發電方采用節點電價結算，對購電方卻采用全市場節點加權平均的電價進行結算。同為市場主體，區別對待，不合理。其二，無阻塞或低阻塞地區的負荷要分攤由高阻塞地區的負荷導致的電網擁堵費用，不公平。其三，出清機制(市場模型中反映了具體的節點負荷)與結算機制不一致，形不成匹配的市場激勵，不高效。

有好的替代法嗎?

有!成熟市場中常見的做法是按阻塞的嚴重程度，結合一些地域上行政劃分的特點，對負荷進行分區，盡量把“相似”的負荷分在同一區內，同時各分區內的節點加權平均的電價作為區內負荷的統一結算電價。這種分區定價和結算的方式在很大程度上緩解了上面提到的“三不”效應。

負荷分區價格好在哪里?

那分區電價到底好在哪里?有至少以下幾方面的好處。

1、引導資源合理配置

合理區分的電力價格有利于成本低(包括低電價)的較偏遠的地區吸引投資，發展當地經濟，緩解大城市及其周邊的壓力，減小經濟發展的地域性差異，向著更平衡更合理的方向發展。用電負荷、發電設備、和電網資源的分布和配置也會隨之更加市場化和理性化。

2、加強電力市場現貨環節和遠期環節的關聯性

簽訂中長期用電合同是電力遠期市場中非常重要的一部分。然而在統一電價的市場中，除了當地及周邊的供用電關系的變化會影響這個環節外，一個通常八桿子打不到的地方也有可能會產生不可忽視的影響。這就增加了商業決策上的不確定性和難度，進而影響到決策的準確性。分區電價會有效地隔離一部分這種未知和不確定的因素，提高決策效率和準確性，增加合同價格和現貨價格的關聯性，有利于電力市場的整體發展和完善。

3、推動和加快新能源技術發展

通常，阻塞嚴重的地方除了平均(區域)電價高以外，(區域)電價的峰谷差值也大。潛在的高利潤機會是推動配電網側分布式能源(比如，分布式太陽能，分布式儲能)發展的最好激勵手段， 有利于吸引和推動新能源技術在局部地區快速發展。平均后的單一價格顯然大大弱化了這種市場激勵，新能源的發展會過于依賴各種政府補貼。

4、提高市場和電網的彈性

市場和電網都需要負荷側響應。它能在高峰期緩解電網和市場的壓力，有利于提高系統的可靠性，降低對電網的運營和升級要求，減弱現貨市場上通常以發電方為主導的市場力。負荷側響應應該發生在系統最需要的地方(往往是電價最高的地方)。分區電價可以明示不同地區的不同需求，用市場之手引導有效的負荷側響應，這是全市場單一電價所做不到的。

統一價格更容易引發投機行為

除了在上述幾個方面統一價格有明顯劣勢外，某類市場投機行為在統一價格的機制下也更容易發生?？梢酝ㄟ^以下例子中統一價格和分區價格的對比來說明。

如圖1所示的簡單兩節點實時系統，發電機組G1在節點A，報價0.3元/千瓦時;發電機組G2在節點B，報價0.5元/千瓦時;為簡單起見，假設兩臺機組無限大且最小出力可為0;每個節點的總負荷均為1000兆瓦，其中售電公司S在A和B節點各有100兆瓦的負荷;兩節點間的輸電線的傳輸上限為950兆瓦。

圖 1 – 兩節點算例示意圖

情況1

負荷統一價，日前和實時無差別

此情況下，輸電線路發生阻塞，A節點的價格為0.3元/千瓦時，B節點的價格為0.5元/千瓦時，負荷價格按照節點加權平均(此例假設使用簡單算術平均，下同)為0.4元/千瓦時。所有有效的結算均發生在日前市場，實時市場的結算為零。表1列出了詳細的出清和結算結果，其中負值表示收入，正值表示支出(下同)。

表 1 – 情況1出清和結算

由于有阻塞，負荷支出超過機組收入的部分作為阻塞盈余，在沒有金融輸電權市場的情況下進入平衡資金，最終按負荷比例返還。所以，售電公司S的最終購電支出為61,000 元(=40,000 + 40,000 – 190,000*10% )。

情況2

負荷統一價， S日前投機

此情況下，在日前市場中，售電公司S把其在B節點的負荷全部報在A節點。

表 2 – 情況2出清和結算

通過表2可以看到，日前的負荷價格降到了0.3元/千瓦時，實時市場產生了10,000 元的阻塞虧欠，進入平衡資金，再由負荷按比例支付。所以，售電公司S的最終購電支出仍為61,000 元(=60,000 + 0 +40,000 -40,000+ 10,000*10% )。在沒有額外代價的條件下，售電公司S成功地人為降低了日前的負荷價格。投機者可能會通過相關的場外金融交易來獲利，但這種行為會影響比如中長期合同的簽訂和未來金融輸電權市場，會大大損害現貨市場的總體效率。

再來看看如果采用負荷分區價，同樣的投機行為會不會有不同的結果。

情況3

負荷分區價，日前和實時無差別

這是分區電價下的無投機情況，與情況1的唯一不同就是用負荷分區電價取代了負荷統一電價。由表3可以看出，在阻塞盈余返還后，售電公司S的最終購電支出與情況1相同，為61,000 元(=30,000 + 50,000 – 190,000*10% )。

表 3 – 情況3出清和結算

情況4

負荷分區價， S日前投機

表4列出了在采用負荷分區電價后， 同樣投機行為下的市場出清和結算結果。

表 4 – 情況4結算

與情況3相比，雖然日前市場的負荷價格同樣降低了，但是售電公司S的最終購電支出為79,000元 (=60,000+0+50,000-30,000-10,000*10%)，提高了近30%。與情況2相比，投機的代價顯然要大得多。

這個例子說明，與更加準確的分區價格相比，在統一價格的條件下，市場主體投機和試錯的市場代價相對要小，因此也更容易引起此類市場行為。雖然行政手段可以用來限制和懲罰某些投機行為，但是正確的市場激勵還是更加高效的選擇，同時也是市場化的目標之一。

當然，需要說明的是，在現階段，上述的可能性應該尚不成問題。因為日前市場是按照交易中心的負荷預測進行出清的，購電方的負荷報量只影響結算結果，不影響出清結果。但是，等市場發展到允許購電方按節點報量(編者注釋：即實現廣東所希望的負荷側真正參加市場)，仍然采用統一價格就會帶來上述問題。

前車之鑒，后事之師

美國的新英格蘭電力市場和加拿大的安大略電力市場在市場建立之初都曾采用過市場單一電價，但也都受到“三不”效應在市場各環節中不同程度的影響。由于局部阻塞問題嚴重，新英格蘭電力市場在啟動不久后，就放棄了單一電價，改成發電采用節點電價，用電采用區域電價的市場設計。安大略電力市場的轉變要晚一些，但如今也在積極地進行重新設計，欲采用類似的電價形成機制。這些前車之鑒值得廣東借鑒，以防走不必要的彎路。

尤其是考慮到廣東今后會逐步引入金融輸電權市場、虛擬交易、和容量市場。市場環節越多，“三不”效應的影響就越大，突顯的問題就越嚴重。因此，最好從一開始就改，市場運行起來以后再改的成本和周期都會大大增加。

作者簡介

陳杰博士，現任美國獨立市場監管機構Potomac Economics的總監。他先后就讀于清華大學、美國康奈爾大學。在美讀博期間，師從工程院院士James S. Thorp 教授，研究電力系統和電力市場優化和設計。2004年至今, 在Potomac Economics工作，在市場設計，運營，分析等方面擁有豐富的實踐經驗。先后擔任美國德州(ERCOT)，紐約州 (NYISO)，和新英格蘭 (ISO-NE)電力市場的設計和運營的資深顧問。目前任職總監，專責NYISO和ISO-NE的獨立監管工作，主管市場分析，指導日常監管工作，并撰寫市場評估和監管報告。