基于邊際成本比較型競價模式的電力現(xiàn)貨市場機制設(shè)計

尚靜怡，姜 欣，肖東亮，李志恒，尹 碩，高金峰

（1.鄭州大學(xué)電氣與信息工程學(xué)院，河南省鄭州市 450001；2.華南理工大學(xué)電力學(xué)院，廣東省廣州市 510640；3.河南電力交易中心，河南省鄭州市 450003；4.國網(wǎng)河南省電力公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，河南省鄭州市 450052）

0 引言

在全球能源結(jié)構(gòu)向清潔低碳轉(zhuǎn)型的背景下，天氣敏感型電源比重日趨提升，一旦新能源出力低于預(yù)計水平，將導(dǎo)致電力供應(yīng)能力降低，對電力市場的安全穩(wěn)健運行帶來挑戰(zhàn)［1］。此外，受國際政治形勢和極端天氣的影響，煤炭、天然氣等一次能源價格高企，電力供應(yīng)持續(xù)緊張，現(xiàn)貨價格居高不下，保供電可能在特定條件下成為常態(tài)。高成本導(dǎo)致煤電企業(yè)、大工業(yè)用戶利潤下降，甚至嚴(yán)重虧損［2-3］。據(jù)國資委統(tǒng)計，2021 年中國電力央企在煤炭價格上漲的情況下全力保供，導(dǎo)致煤電業(yè)務(wù)產(chǎn)生了巨額虧損［4］。2022 年歐洲爆發(fā)能源危機，電力市場電價飆升，用戶電費負(fù)擔(dān)加重，部分國家的工廠被迫減產(chǎn)甚至停產(chǎn)，工人面臨著失業(yè)風(fēng)險［5］。

受上述外部環(huán)境變化的影響，歐洲各國電力市場運營機構(gòu)考慮采取多項干預(yù)措施來應(yīng)對能源危機背景下電力市場所面臨的一系列挑戰(zhàn)［6］，主要包括:1）改革電力市場定價機制，將現(xiàn)有統(tǒng)一定價機制改為按標(biāo)支付機制，即按各市場主體的報價結(jié)算，以防止新能源等低成本機組獲取超額利潤，降低用戶電費負(fù)擔(dān)；2）對風(fēng)電、光伏電等具有低邊際成本的新能源發(fā)電機組等獲得豐厚利潤的市場主體征收暴利稅，補貼電力用戶；3）推動天然氣價格與電力價格脫鉤，對高成本邊際機組設(shè)置價格上限，抑制一次能源價格向電力價格的傳導(dǎo)。

基于當(dāng)前電力現(xiàn)貨市場機制，以上應(yīng)對措施往往難以統(tǒng)籌兼顧高邊際成本發(fā)電機組、電力用戶以及新發(fā)電機組的多方利益，主要原因為:1）基于按標(biāo)支付的應(yīng)對措施會導(dǎo)致新能源、核電等低成本機組的收入偏低，不利于新型電力系統(tǒng)的建設(shè)推進(jìn)，且發(fā)電商的策略行為使得其實際報價與真實成本偏離較大，難以降低電力用戶成本［7］；2）對低成本機組征收暴利稅屬于事后干預(yù)措施，需要對新能源發(fā)電機組等市場主體的利益進(jìn)行重新調(diào)整，容易引發(fā)輿論風(fēng)險；3）對高成本邊際機組設(shè)置價格上限，會導(dǎo)致電價無法及時、準(zhǔn)確反映一次能源價格的變化，不利于特殊形勢下高成本機組的市場化成本疏導(dǎo)［8］。

上述問題產(chǎn)生的原因之一在于:現(xiàn)有電力現(xiàn)貨市場機制下發(fā)電主體的報價行為具有較強的不確定性和策略性，導(dǎo)致市場出清結(jié)果和政策設(shè)計初衷可能產(chǎn)生背離。在具有發(fā)電容量補償機制的前提下，邊際成本比較型競價模式是一種以各發(fā)電機組邊際成本代替策略性報價的競價模式，電力調(diào)度/交易機構(gòu)將發(fā)電機組邊際成本從低到高進(jìn)行排列，并按此順序調(diào)用機組，直到電力需求得到滿足，而最后一個被調(diào)用的發(fā)電機組的邊際成本即為市場出清價格。該競價模式可以降低電力現(xiàn)貨市場的風(fēng)險性和不確定性，是對當(dāng)前中國電力市場建設(shè)的積極探索和重要補充［1］。然而，如何將邊際成本比較型競價模式與國內(nèi)外電力行業(yè)面臨的新形勢、新挑戰(zhàn)相結(jié)合，開展新型電力現(xiàn)貨市場機制的設(shè)計，仍需要進(jìn)一步研究。

此外，在建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的政策目標(biāo)下，設(shè)計一個運行良好的省間-省內(nèi)兩級電力現(xiàn)貨市場機制，是中國電力體制改革的關(guān)鍵內(nèi)容［9-10］。但目前中國省間-省內(nèi)兩級電力現(xiàn)貨市場機制在社會福利最大化、交易組織、時序銜接、出清流程上仍需要進(jìn)一步完善，整個市場的運行效率和穩(wěn)定性也有待進(jìn)一步提高［11］。具體而言，目前中國省間-省內(nèi)兩級現(xiàn)貨市場機制主要在以下兩方面存在挑戰(zhàn)。

1）在社會福利最大化方面，理論上省間送電的機組，除了按照中長期合同約定的功率曲線向一個省送電之外，如果要在日前和日內(nèi)向該省賣電，只有直接參加該省電力現(xiàn)貨市場交易出清，才能實現(xiàn)該省電力資源最優(yōu)配置；如果在該省電力現(xiàn)貨市場出清之前，先通過省間現(xiàn)貨市場出售次日電能給該省，交易價格比該省現(xiàn)貨市場價格預(yù)估值低才能出清，但這樣的出清方式會降低生產(chǎn)者剩余。如果交易價格比該省實際現(xiàn)貨市場出清價格高，就會降低消費者剩余。

2）在市場風(fēng)險管理方面，“省間、省內(nèi)獨立策略競價、分別市場出清”的組織方式可能產(chǎn)生較大的投機空間，導(dǎo)致市場份額較大的發(fā)電機組為博取更大利益進(jìn)行策略性報價，使得兩個市場的價格脫節(jié)。若遭遇省內(nèi)電力供不應(yīng)求或機組外送節(jié)點位于價格較高的阻塞區(qū)，就會形成較高的省間出清價格。以2022 年7、8 月中部現(xiàn)貨市場試點省份情況為例，由于出現(xiàn)全國范圍的電力供應(yīng)緊張，省間現(xiàn)貨價格飆升，送端省份火電企業(yè)為通過省間現(xiàn)貨市場高價賣電，在省內(nèi)現(xiàn)貨市場提高報價以減少省內(nèi)中標(biāo)電量，在省間現(xiàn)貨市場壓低報價以提高中標(biāo)量。省內(nèi)市場申報到最高限價以減少省內(nèi)中標(biāo)量，導(dǎo)致省內(nèi)市場化價格飆升，發(fā)電均價在1.5 元/（kW·h），受端省份高報價導(dǎo)致省間市場出清價格普遍達(dá)到4～5 元/（kW·h）［12］。

因此，本文將充分考慮電力行業(yè)外部環(huán)境的新變化，以及中國建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的政策目標(biāo)，對基于邊際成本比較型競價模式的電力現(xiàn)貨市場設(shè)計進(jìn)行深入研究，妥善平衡不同類型電源、不同市場主體的投資激勵，以保障中國多層次電力市場的穩(wěn)健、高效、可持續(xù)運行。

1 統(tǒng)籌多市場主體利益的電力現(xiàn)貨市場機制設(shè)計

1.1 電力現(xiàn)貨市場機制設(shè)計的基本思路

中國當(dāng)前電力現(xiàn)貨市場的運行效率與極端天氣事件、一次能源價格、電力保供任務(wù)等背景因素聯(lián)系緊密。然而，當(dāng)前電力現(xiàn)貨市場設(shè)計方案主要考慮的仍是電力供大于求或電力供需平衡的一般場景，難以適應(yīng)電力供不應(yīng)求、電價飆升等特殊場景，在燃料價格高的情況下可能出現(xiàn)市場停擺。歐美電力市場的建設(shè)也忽視了電力行業(yè)的公共事業(yè)屬性，導(dǎo)致其依靠市場自救收益甚微，甚至惡化了危機帶來的級聯(lián)后果［13-14］。雖然目前的電力現(xiàn)貨市場機制能很好地釋放價格信號，但發(fā)電商的策略性行為會傳導(dǎo)并放大各種危機，導(dǎo)致終端用電價格飆升，使風(fēng)險水平進(jìn)一步攀升［15］。一方面，市場份額較大或信息優(yōu)勢較為明顯的發(fā)電企業(yè)更容易通過策略性報價謀取高額利潤，進(jìn)而引發(fā)電價飆升、用戶電費負(fù)擔(dān)加重等實際挑戰(zhàn)［16］；另一方面，極端場景下發(fā)電企業(yè)的策略性報價的不確定更強，電力市場運營者或電力監(jiān)管者對市場主體的復(fù)雜市場壟斷力（復(fù)雜抱團聯(lián)盟行為）、復(fù)雜博弈行為的分析與研判更加困難，為市場風(fēng)險防控帶來挑戰(zhàn)［17］。

為保護(hù)電力用戶或售電公司的利益、準(zhǔn)確反映市場供需情況、有效規(guī)避電價飆升風(fēng)險、降低電力用戶的電費負(fù)擔(dān)，本文基于邊際成本比較型競價模式，提出了一種兩階段分層邊際定價的電力現(xiàn)貨市場機制。該機制可以使有效市場與有為政府同時發(fā)揮作用，適應(yīng)復(fù)雜形勢下對電力市場電量和電價的靈活調(diào)控，提升電力現(xiàn)貨市場應(yīng)對各種極端情況的能力。

1.2 兩階段分層邊際定價的電力現(xiàn)貨市場機制設(shè)計

在邊際成本比較型競價模式下，本文設(shè)計了“第1 階段所有機組統(tǒng)一電能量出清、第2 階段不同類型機組分層邊際定價”的電力現(xiàn)貨市場機制，也可稱為兩階段分層邊際定價的電力現(xiàn)貨市場機制，其具體過程如下:

1）第1 階段為全體機組統(tǒng)一電能量出清階段，采用現(xiàn)有電力現(xiàn)貨市場統(tǒng)一邊際出清方法確定電力系統(tǒng)電能調(diào)度結(jié)果。該過程的輸入數(shù)據(jù)為各市場主體的核定邊際成本，輸出數(shù)據(jù)為市場的統(tǒng)一邊際出清價格與各機組的中標(biāo)電能，但此時的統(tǒng)一邊際出清價格并不直接應(yīng)用于各發(fā)電機組的市場定價，也不作為電力用戶結(jié)算價格計算的最終依據(jù)。

2）第2 階段為不同類型機組分層邊際定價階段，電力市場運營機構(gòu)采用分層邊際定價方法確定用戶側(cè)和發(fā)電側(cè)的結(jié)算價格。對于只考慮雙層邊際定價的情況而言，基于不同機組的邊際成本與出清電能，可得到如圖1 所示的累積邊際成本曲線。根據(jù)不同類型機組的邊際成本高低，將所有中標(biāo)機組劃分為高成本機組與常規(guī)成本機組。

圖1 分層邊際定價機制的邊際成本曲線Fig.1 Marginal cost curve of stratified pricing mechanism

假設(shè)某一時刻電力市場的出清電能來源于n+m臺不同的發(fā)電機組，其邊際成本為{P1，P2，…，Pn+m}，將其中n臺邊際成本不高于Pn的機組歸類為常規(guī)成本機組，將其中m臺邊際成本高于Pn的機組歸類為高成本機組。其中，常規(guī)成本機組的邊際成本為{P1，P2，…，Pn}，主要包含新能源發(fā)電機組、水電機組、核電機組、煤電機組等，其統(tǒng)一邊際定價設(shè)為Pn；高成本機組其邊際成本為{Pn+1，Pn+2，…Pn+m-1，Pn+m}，主 要 包 括 天 然 氣 發(fā)電機組等，其邊際定價為Pn+m?；谝陨辖Y(jié)果，當(dāng)發(fā)電側(cè)采用雙層邊際定價時，采用Pn和Pn+m對常規(guī)機組和高成本機組分別進(jìn)行定價、結(jié)算；在用戶側(cè)，基于常規(guī)機組和高成本機組的結(jié)算價格，采用系統(tǒng)平均加權(quán)價格PD對電力用戶的用電能進(jìn)行結(jié)算，其表達(dá)式如式（1）所示。

由于PD＜Pn+m，本文提出的邊際成本比較型競價模式下的兩階段雙層邊際定價機制可有效減少電力用戶的購電費用。

在實踐中，如果不同類型發(fā)電機組的成本結(jié)構(gòu)差異較大，可以將上述第2 階段不同類型機組分層邊際定價做進(jìn)一步拓展。

在第1 階段的電能出清基礎(chǔ)上，各類電能（或不同類型邊際成本的電能）分層邊際定價出清（同類型能源邊際定價出清）。參考不同類型電源的靈活性、可靠性與成本結(jié)構(gòu)，可以采用聚類分析方法，將發(fā)電機組作進(jìn)一步細(xì)分，生成多個邊際電價，在進(jìn)一步降低用戶電費負(fù)擔(dān)的基礎(chǔ)上，更為全面地統(tǒng)籌兼顧多種不同類型發(fā)電機組的利益，實現(xiàn)更為精細(xì)化的成本疏導(dǎo)與市場激勵。例如，近零邊際成本、幾乎不具備靈活性的不同類型可再生能源（如風(fēng)電、光伏等），可以基于長期成本進(jìn)行定價；燃煤火電可以基于短期邊際成本進(jìn)行邊際定價。

兩階段分層邊際定價的電力現(xiàn)貨市場機制，可在一定程度上統(tǒng)籌兼顧市場與政府政策的目標(biāo)，使發(fā)電側(cè)的合理成本及時疏導(dǎo)到用電側(cè)，在保障用戶側(cè)電價可負(fù)擔(dān)性的同時，也促進(jìn)了新能源的優(yōu)先消納，契合構(gòu)建新型電力系統(tǒng)和電力能源系統(tǒng)綠色低碳轉(zhuǎn)型的政策目標(biāo)。

本文所提出的兩階段分層邊際定價機制，既適用于成本比較型競價模式下的電力現(xiàn)貨市場，也適用于策略型競價模式下的電力現(xiàn)貨市場。

2 基于邊際成本比較型競價模式的省間-省內(nèi)兩級現(xiàn)貨市場機制設(shè)計

市場主體總體經(jīng)濟效益的高低取決于資源優(yōu)化配置范圍的大?。?8-19］。在一定約束條件下，省間調(diào)度交易的優(yōu)先級應(yīng)高于省內(nèi)調(diào)度交易。因此，基于邊際成本比較型競價模式，提出了如圖2 所示的省內(nèi)-省間兩級電力現(xiàn)貨市場運行模式。

圖2 基于成本比較型競價的省內(nèi)-省間兩級電力現(xiàn)貨市場運行模式Fig.2 Operation mode of intra-provincial interprovincial electricity spot market based on marginal cost comparison bidding

由目前采用“兩級現(xiàn)貨市場分別報價、兩級出清”，提升為本文提出的“統(tǒng)一競價申報（如發(fā)電邊際成本），省內(nèi)現(xiàn)貨市場（首先）預(yù)出清、省間現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)（即:要考慮省內(nèi)市場預(yù)出清的特定部分結(jié)果）出清、省內(nèi)現(xiàn)貨市場出清”的省間-省內(nèi)兩級現(xiàn)貨市場機制，具體運作過程如下。

1）第1 步:省內(nèi)現(xiàn)貨市場（首先）預(yù)出清。省級調(diào)度交易機構(gòu)負(fù)責(zé)省級現(xiàn)貨交易平臺的市場預(yù)出清。

（1）省內(nèi)各類發(fā)電企業(yè)向省級現(xiàn)貨交易平臺申報已核定的發(fā)電邊際成本-電能曲線；各類購電商可以向省級現(xiàn)貨交易平臺申報購電價格-用電曲線等。

（2）省級調(diào)度交易機構(gòu)進(jìn)行省內(nèi)電力電量平衡預(yù)安排、省內(nèi)現(xiàn)貨市場預(yù)出清。根據(jù)當(dāng)前供需狀況、電網(wǎng)安全約束、相關(guān)交易合同、發(fā)電邊際成本-出力曲線、購電價格-用電負(fù)荷曲線等，制訂初步的省內(nèi)各類調(diào)度交易計劃。

2）第2 步:省間現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)出清。國家調(diào)度、區(qū)域調(diào)度交易機構(gòu)（以下簡稱省間調(diào)度交易機構(gòu)）負(fù)責(zé)省間現(xiàn)貨交易平臺的市場出清。

省級調(diào)度交易機構(gòu)向省間現(xiàn)貨交易平臺申報信息，包括省內(nèi)電能供需狀況、聚合的總發(fā)電邊際成本-電能曲線、聚合的總購電價格-用電曲線、可能影響省間聯(lián)絡(luò)線潮流的省內(nèi)電網(wǎng)關(guān)鍵點發(fā)電企業(yè)的省內(nèi)現(xiàn)貨市場預(yù)出清結(jié)果等。

省間調(diào)度交易機構(gòu)根據(jù)各省級調(diào)度交易機構(gòu)的各類申報信息，以及省間交易合同、電網(wǎng)實際運行情況等，進(jìn)行市場協(xié)調(diào)出清，形成省間購售電調(diào)度交易計劃，并將各時段成交電能曲線落實到相應(yīng)的聯(lián)絡(luò)線。

省間現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)出清的約束條件中，應(yīng)充分考慮省級現(xiàn)貨交易平臺的預(yù)出清結(jié)果。比如，省內(nèi)現(xiàn)貨市場預(yù)出清中不缺電的省份，在省間現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)出清中也不能缺電，并且省間現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)出清電價不能超過該省內(nèi)現(xiàn)貨市場預(yù)出清電價（不缺電的省份，可以從省間現(xiàn)貨市場購買低于其省內(nèi)現(xiàn)貨市場預(yù)出清電價的電能）。

3）第3 步:省內(nèi)現(xiàn)貨市場出清。省級調(diào)度交易機構(gòu)進(jìn)行省內(nèi)現(xiàn)貨市場出清。在省間調(diào)度交易機構(gòu)制定的省間購售電調(diào)度交易計劃、電網(wǎng)實際運行情況等的基礎(chǔ)上，相應(yīng)調(diào)整省內(nèi)現(xiàn)貨市場預(yù)出清的購售電調(diào)度交易計劃，形成省內(nèi)購售電調(diào)度交易計劃。

省間-省內(nèi)現(xiàn)貨市場“兩級運作”，由目前采用“兩級現(xiàn)貨市場分別報價、兩級出清”，提升為本文提出的“統(tǒng)一競價申報，省內(nèi)現(xiàn)貨市場（首先）預(yù)出清、省間現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)出清、省內(nèi)現(xiàn)貨市場出清”的省間-省內(nèi)兩級電力現(xiàn)貨市場機制，在某種意義上，能夠解決目前中國獨有省間-省內(nèi)兩級現(xiàn)貨市場的協(xié)調(diào)問題，逼近省間-省內(nèi)現(xiàn)貨市場融合的一級運作市場，也能夠統(tǒng)籌兼顧送電省發(fā)電企業(yè)合理邊際成本的及時疏導(dǎo)與降低購電省的購電成本。

上述兩級現(xiàn)貨交易平臺協(xié)調(diào)機制不會造成省間壁壘，能夠?qū)崿F(xiàn)資源在全國范圍內(nèi)的優(yōu)化配置。

相比目前中國省間-省內(nèi)兩級電力現(xiàn)貨市場的機制，基于邊際成本比較型競價模式的省間-省內(nèi)兩級電力現(xiàn)貨市場機制的潛在優(yōu)勢主要體現(xiàn)在以下幾方面:

1）基于邊際成本比較型競價模式的省間-省內(nèi)兩級電力現(xiàn)貨市場機制，省間省內(nèi)按照發(fā)電邊際成本等數(shù)據(jù)申報，無需省間市場與省內(nèi)市場的市場主體分別報價，可以在省內(nèi)保供電的基礎(chǔ)上考慮經(jīng)濟性，省間現(xiàn)貨市場與省內(nèi)現(xiàn)貨市場統(tǒng)一耦合出清，規(guī)避了發(fā)電企業(yè)的策略性報價可能導(dǎo)致的省間-省內(nèi)現(xiàn)貨市場價格飆升風(fēng)險，減緩了行政分割和省間壁壘。

2）發(fā)電企業(yè)邊際成本是自身經(jīng)營能力的體現(xiàn)，與電力流向無關(guān)，省間-省內(nèi)現(xiàn)貨市場按照“統(tǒng)一競價申報，省內(nèi)現(xiàn)貨市場（首先）預(yù)出清、省間現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)出清、省內(nèi)現(xiàn)貨市場出清”的協(xié)調(diào)機制進(jìn)行，有利于促進(jìn)電能的真實價值發(fā)現(xiàn)，促進(jìn)發(fā)電企業(yè)建立科學(xué)合理的收益回饋體系。發(fā)電企業(yè)的最優(yōu)決策是如何努力降低其邊際成本，而不是如何想辦法串謀抱團聯(lián)盟，也不是如何想辦法進(jìn)行策略性報價、或者持留部分容量不報而囤積居奇。

3）基于“邊際成本比較型競價、省內(nèi)平衡優(yōu)先（配套特高壓等輸電的發(fā)電企業(yè)除外）”的原則符合省間-省內(nèi)現(xiàn)貨市場實際情況，有利于化解多層次電力市場運行過程中存在的主要矛盾，推進(jìn)省間電力資源動態(tài)優(yōu)化，服務(wù)各地電力保供和經(jīng)濟社會發(fā)展。

4）較好地優(yōu)化了省間-省內(nèi)兩級現(xiàn)貨市場機制，邊際成本比較型競價模式有利于消除省間壁壘，形成省間激勵相容，實現(xiàn)全國范圍內(nèi)的資源優(yōu)化，促進(jìn)全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)。

3 算例分析

3.1 分層邊際定價的電力現(xiàn)貨市場仿真分析

針對兩階段分層邊際定價機制，本節(jié)以某現(xiàn)貨省份典型交易日的電網(wǎng)運行數(shù)據(jù)為研究對象，對兩階段分層邊際定價的電力現(xiàn)貨市場機制開展仿真分析，考慮邊際成本較高的燃?xì)鈾C組，研究煤電機組、新能源機組以及燃?xì)鈾C組共同參與現(xiàn)貨市場競價出清的場景。在兩階段分層邊際定價模式下，第1 階段為市場統(tǒng)一電能出清階段，根據(jù)發(fā)電機組報價，按照日前市場出清算法出清得到煤電、新能源、燃?xì)鈾C組的出清曲線，以及市場統(tǒng)一出清節(jié)點電價。

考慮煤電機組、新能源機組與燃?xì)鈾C組均采用邊際成本競價策略提交各自的電能量報價曲線，進(jìn)行日前市場出清模擬測算。由此得到該模式下現(xiàn)貨日前市場某日24 h（96 點）的統(tǒng)一節(jié)點電價與煤電、新能源、燃?xì)鈾C組負(fù)荷的出清曲線，具體如圖3 所示。就出清節(jié)點電價與燃?xì)鈾C組負(fù)荷展開分析，單獨繪制二者出清曲線如圖4 所示，可見燃?xì)鈾C組僅在高峰65 至90 時段提供負(fù)荷出力，主要發(fā)揮調(diào)峰電源的作用，整體對煤電以及新能源機組出力影響不大。

圖3 采用一階段單層邊際定價機制的市場節(jié)點電價與各類機組負(fù)荷出清曲線Fig.3 Market nodal electricity prices and load clearing curves of various units using one-stage single-tier marginal pricing mechanism

圖4 采用一階段單層邊際定價機制的市場節(jié)點電價與燃?xì)鈾C組負(fù)荷出清曲線Fig.4 Market nodal electricity price and gas unit load clearing curve using one-stage single-tier marginal pricing mechanism

沿用一階段單層出清方式（傳統(tǒng)電能出清機制），在邊際成本比較型競價模式下對該省電力現(xiàn)貨日前市場數(shù)據(jù)進(jìn)行兩階段雙層定價日前市場出清模擬測算。由此得到現(xiàn)貨市場某日24 h（96 時段）的節(jié)點電價與煤電機組、新能源機組以及燃?xì)鈾C組負(fù)荷的出清曲線，具體如圖5 所示。

圖5 采用兩階段雙層邊際定價機制的市場節(jié)點電價與各類機組負(fù)荷出清曲線Fig.5 Market nodal electricity prices and load clearing curves of various units using two-stage double-tier marginal pricing mechanism

由圖3 至圖5 可見，在兩階段雙層邊際定價機制下，燃?xì)鈾C組、煤電和新能源機組的出清負(fù)荷與一階段單層方式相比保持不變，且燃?xì)鈾C組出清電價已在第1 階段出清中確定，故相較一階段單層定價機制不變，仍在高峰65 至90 時段提供負(fù)荷出力。兩階段雙層邊際定價機制主要影響煤電與新能源機組的出清電價，由于采用邊際成本比較策略，高峰時段煤電、新能源機組的電價為所在節(jié)點除燃?xì)鈾C組外的中標(biāo)機組出力對應(yīng)的最高邊際成本。此時，出清電價同樣低于一階段單層邊際定價模式。

兩種定價模式下機組的發(fā)電收益和購電成本對比分別見附錄A 和附錄B。仿真結(jié)果表明，在一階段單層邊際定價模式中，由于燃?xì)鈾C組邊際成本較高，故僅在負(fù)荷高峰時段獲得出力，作為邊際出清機組拉高了高峰時段出清電價。而兩階段雙層邊際定價模式較好地避免了燃?xì)鈾C組對高峰時段出清電價的影響，通過統(tǒng)一出清、雙層邊際定價的方式，既確保了燃?xì)鈾C組獲得較高的出清電價，又合理降低了煤電機組與新能源機組高峰時段的出清電價，促進(jìn)了整體用戶側(cè)購電成本的下降，同時進(jìn)一步減少了日前市場電價的波動性和不穩(wěn)定性。

3.2 省間-省內(nèi)兩級電力現(xiàn)貨市場仿真分析

本節(jié)以某現(xiàn)貨省份典型交易日的電網(wǎng)運行數(shù)據(jù)為研究對象，考慮區(qū)域-省級日前市場交易。該省份作為送端地區(qū)，省內(nèi)的煤電機組與新能源機組既參加省內(nèi)日前現(xiàn)貨市場交易，也參與省間日前現(xiàn)貨市場交易。

選取現(xiàn)貨省份電力供不應(yīng)求場景（見附錄C），分析不同報價模式的區(qū)域-省級日前現(xiàn)貨市場出清情況。在省間典型交易日情況下，省間-省內(nèi)整體電力供需維持平衡，當(dāng)電力供不應(yīng)求時，在用電高峰時段增加省間負(fù)荷需求，形成相應(yīng)的負(fù)荷需求曲線。

3.2.1 出清電價對比分析

在省間電力供不應(yīng)求的條件下，分別將現(xiàn)有市場機制下與邊際成本比較競價模式下的省間-省內(nèi)兩級市場機制下出清節(jié)點電價曲線進(jìn)行對比分析，如圖6 所示。

圖6 省間、省內(nèi)日前市場節(jié)點電價出清曲線Fig.6 Nodal electricity price clearing curves in interprovincial and intra-provincial market

如圖6 所示，在省間出現(xiàn)電力供不應(yīng)求的條件下，邊際成本比較型競價方式由于采用核定機組邊際成本報價以及省內(nèi)優(yōu)先的組織方式，使得省間-省內(nèi)出清電價曲線仍然維持不變。而目前現(xiàn)貨市場機制下，由于省間同樣在68 至86 時段形成高峰負(fù)荷需求，導(dǎo)致省間價格快速爬升，形成省間-省內(nèi)出清電價“脫節(jié)”的現(xiàn)象，且由于一次能源價格上漲，發(fā)電機組在省內(nèi)市場惜售、在省間市場博弈高價，導(dǎo)致省內(nèi)、省間高峰電價超過1 元/（MW·h），影響了省間、省內(nèi)供電秩序和供應(yīng)基本盤的穩(wěn)定。

此外，在省間現(xiàn)貨市場，現(xiàn)有市場機制下和邊際成本比較型競價模式下的電價波動率分別為133.96 元/（MW·h）和53.21 元（MW·h）；在省內(nèi)現(xiàn)貨市場，現(xiàn)有市場機制下和邊際成本比較型競價模式下的電價波動率分別為160.54 元/（MW·h）和61 元/（MW·h）?？梢?，在省間市場出現(xiàn)供不應(yīng)求的條件下，現(xiàn)有市場機制下的省間電價波動較為劇烈，而在邊際成本比較競價方式下，省間電價和省內(nèi)電價的波動率可以分別降低60.28%和62%。

3.2.2 購電成本對比分析

基于圖3，采用平均購電成本指標(biāo)對兩種報價模式下的省間-省內(nèi)兩級市場的用能成本進(jìn)行對比分析。其中，由于市場出清電價已包含阻塞費用，用戶側(cè)的購電成本可等同于節(jié)點出清電價，進(jìn)而得到供不應(yīng)求條件下兩種模式省間-省內(nèi)市場的平均購電成本。在省間現(xiàn)貨市場，現(xiàn)有市場機制下和邊際成本比較型競價模式下的平均購電成本分別為1 030.97 元/（MW·h）和693.05 元/（MW·h）；在省內(nèi)現(xiàn)貨市場，現(xiàn)有市場機制下和邊際成本比較型競價模式下的平均購電成本分別為851.17 元/（MW·h）和614.83 元/（MW·h）。

因此，在省間出現(xiàn)電力供不應(yīng)求的條件下，現(xiàn)有市場機制下用電高峰時段的省間購電成本快速增長、省間-省內(nèi)價格“脫節(jié)”，導(dǎo)致整體省間平均購電成本較典型交易日上升23.2%左右。而邊際成本比較競價方式下由于采用核定邊際成本，其省間購電成本在供不應(yīng)求條件下相較典型交易日差別不大。

3.2.3 省間省內(nèi)價格比較分析

為進(jìn)一步對不同電力供需和不同競價方式下的省間出清電價與省內(nèi)電價進(jìn)行比較分析，本節(jié)建立用以初步定量評估省間-省內(nèi)市場二者的出清節(jié)點電價變化對比情況。計算公式為:電價差值率=（省間出清電價-省內(nèi)出清電價）/省內(nèi)出清電價。計算并比較電力供不應(yīng)求情況下兩種出清模式的省間與省內(nèi)電價差值率情況，如圖7 所示。

圖7 省間、省內(nèi)日前市場出清電價差值率對比曲線Fig.7 Comparison curves of clearing electricity price difference rates in inter-provincial and intra-provincial market

在電力供不應(yīng)求的情況下，現(xiàn)有市場機制下的省間-省內(nèi)電價差值率在5%～30%范圍內(nèi)波動，特別在50 至60 時段處，省間和省內(nèi)出清電價已出現(xiàn)明顯的“脫節(jié)”現(xiàn)象；在高峰72 至84 時段，省間電價也大幅攀升。而邊際成本比較競價模式下電價差值率較典型交易日基本維持不變，省間-省內(nèi)市場出清電價保持相對穩(wěn)定的狀態(tài)。

4 結(jié)語

本文提出了基于兩階段分層邊際定價的電力現(xiàn)貨市場機制，可兼顧特殊形勢下發(fā)電側(cè)成本的可疏導(dǎo)性、用電側(cè)電費的可負(fù)擔(dān)性以及新能源機組的激勵性，能夠妥善平衡不同類型電源的投資激勵、確保合理公平和可負(fù)擔(dān)的用電電價，可在一定程度上降低尖峰電價和負(fù)電價出現(xiàn)的風(fēng)險。此外，面向中國建設(shè)多層次統(tǒng)一電力市場體系的政策目標(biāo)，提出了基于邊際成本比較型競價模式的省間-省內(nèi)兩級現(xiàn)貨市場機制，為有序推動構(gòu)建有效競爭的電力市場體系提供有益參考。

在未來研究工作中，將結(jié)合國內(nèi)外電力市場的其他典型應(yīng)用場景，針對邊際成本比較型競價模式下的電力現(xiàn)貨市場機制設(shè)計，開展進(jìn)一步拓展研究，尤其對兩階段分層邊際定價的電力現(xiàn)貨市場機制做進(jìn)一步優(yōu)化。

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