【引言】廣東電力市場中用戶側采用全網統一參考點價格結算，發電采用所在節點價格結算，阻塞盈余分攤給所有負荷。中長期市場中，結算參考點統一為用戶側結算的參考點。這種模式引起了較多的爭議，主要是發電企業的規避風險方面的問題。本文對這個問題進行進一步的分析，并提出一些解決的方案。

一、問題描述

在電力市場設計中必須要考慮輸電權定義、定價及交易問題中已經對輸電權的基本概念進行了介紹。電力市場與其他一般商品市場最大的區別之一，就是電需要電網進行傳輸，在電力交易的組織中必須考慮電網的相關問題，包括準入、輸電價格等。對繳納了輸電費的用戶，需要明確其具有的(享受輸電服務方面的)相應的權利。

1、現狀

廣東電力市場在輸電費、輸電使用方面的基本現狀為：

1)用戶側繳納輸電費。輸電費為分區定價法，但分區輸電價主要考慮的是與改革前電價機制、電價水平的銜接，并沒有太多考慮實際所在位置對電網成本的影響。

2)發電側沒有繳納輸電費。

3)現貨市場中采用節點電價機制，對每個交易時段，根據市場主體的報價，考慮網絡各種約束，計算得到每個節點的實時電價。

4)結算中，對所有用戶采用全網平均加權價結算，對發電采用所在節點的價格結算。

2、可能存在的問題

對目前的電價機制，從阻塞管理、輸電權等方面，可能存在的問題包括以下幾個方面。

1)系統發生阻塞后，不同節點的電價不同，按節點電價的結算機制下，會產生一定的阻塞盈余，需要將這部分資金進行分配。如何分配比較合理?

2)中長期交易中，交易的交割地點只有一個節點，即全網虛擬的用戶結算參考點。由于現貨市場中用戶也是按照這個價格結算，用戶簽訂中長期合同后就可以將其價格鎖定，從而規避了現貨市場的價格風險。對發電企業來說，由于現貨市場中是按所在節點的價格結算，發電企業即使簽訂了中長期合同，仍然要面對現貨市場中所在節點與用戶結算參考點之間的價格差的風險。其中，這個“風險”是指收益的不確定性，有可能是正的，也可能是負的。

二、解決方案分析

如何解決以上問題，可以從以下三個層次進行考慮。阻塞盈余的分配、擱淺成本、風險控制。

1、阻塞盈余的分配

節點定價機制下會造成阻塞盈余是其固有的特性，市場一定要設計一個機制對這個盈余的資金進行分配。實際上，如果目標僅僅是資金的平衡，解決方法是非常簡單的。目前的規則中，是將其放入了平衡資金，最終分配給用戶。實際上，可以有更簡單、更有效的方法：用戶的電價按照所有發電節點的加權平均價結算，而不是負荷的加權平均價結算。這樣就不會有盈余的問題。

比如，兩個節點A、B，節點電價分別為300元/MWh和500元/MWh，發電出力分別是160MW和40MW，負荷分別是100MW和100MW。兩個節點的用戶側加權平均價為400元/MWh，繳納的總電費為80000元。A節點的電廠收入為48000元，B節點的電廠的收入為20000元，電廠總收入為68000元，阻塞盈余為12000元(=60*2000)。實際上，用戶側直接采用發電側加權平均價結算，就不存在阻塞的問題了：發電側的加權平均價為68000/200=340元/MWh，用戶按340元/MWh的價格結算，繳納的總電費也是68000元，這樣就保證了收支的平衡，并簡化了相關流程。

圖1簡單兩節點系統

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，都需要設計一些過渡的規則考慮擱淺成本的問題。所謂擱淺成本問題，就是在改革前，在符合相關政策、規則的情況下進行的一些投資，在改革后，可能無法收回投資。而這個可能的損失并不是由于企業自身運營(不善)造成的，而是由改革前后的政策、規則變化引起的。大多數國家、地區在改革初期會對這個問題進行考慮，對擱淺成本進行適當的補償。

對電力市場中的發電企業來說，擱淺成本主要反映在：改革前，發電企業的投資是經過國家相關部門審批的，按照國家的相關規定確定上網電價和上網電量。改革后，上網電價和上網電量可能會發生變化，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，電價會大大降低，造成發電企業的損失。

擱淺成本的具體的計算需要考慮在改革前其存在什么權利和義務。國外電力市場中，相關權利和義務一般在相關的市場管制文件中會有比較明確的說明，相對比較容易計算，需要考慮的主要的問題是對擱淺成本如何補償。對我國來說，由于很多發電企業是國企，并承擔了一些社會責任，改革前的相關權利、責任、義務并不是很明確。因此，首先需要解決的是，有沒有擱淺成本?不同的發電企業，其擱淺成本如何計算?

2)基本原則

在我國特有的國情下，擱淺成本無法詳細計算。但在改革的過程中，這個問題是不能忽視的。忽視這個問題可能造成的結果是：改革后一些發電企業虧損，可能造成企業運營、社會問題，甚至影響電力的可靠供給。

(實際上，改革后發電企業虧損的原因可能不僅僅是擱淺成本的問題。市場機制設計尚不完善，某些市場的缺失，也可能是造成發電企業虧損的原因。比如，未建立容量市場、備用市場，發電企業對市場的相關效益未通過價格機制反映出來。本文不對這些問題進行深入的討論。)

對我國來說，解決擱淺問題的一個基本原則是，保證企業可以運營，利益與改革前不發生太大的變化。隨著改革的進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，廣東的發電調度是采用“節能發電調度”的方式。簡單的說，就是由政府根據發電機組的(年度平均等值)煤耗確定其年度上網電量，然后由調度機構按照等比例的原則在日常調度中執行，上網電量主要采用基于標桿電價的、政府核定的上網電價。

在這種機制下，當系統負荷需求降低或增長緩慢，總體供需形勢偏松時，發電機組的年利用小時數、發電量會下降，但電價不會受到影響。

開放發電市場引入競爭后，在供大于求的情況下，市場競爭的力量會使得市場的價格趨近于短期邊際成本，將僅能補償其燃煤等可變成本。在廣東2017年前幾個月的月度集中競價市場中，可以看到這種現象。2017年廣東集中競價市場采取了統一價格出清的方式，而且最初對供需比沒有做過多的限制。競爭的結果是：價格大大下降，接近發電的短期邊際成本。

這種情況下，對發電企業造成了較大的影響。是否需要政府干涉價格或對發電進行其他形式的補償，取決于以下幾個方面的考慮。

1)市場中的發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電的容量價值、備用價值等的市場，需要盡快建立相關市場或者補償機制。如果是，需要考慮下一個問題。

2)發電過剩、電價降低的結果，是否由，或者是否全部應該由發電企業承擔?這主要需要考慮發電的投資，主要應該由哪個部門、哪個企業負責?

對廣東當前的市場，一般認為：1)當前顯示出來的發電容量過剩不是，至少不完全是、不會一直是真的過剩，在某些時段，系統容量是不足的，仍然存在一些限電的情況。2)發電過剩在歷史上是多方面政策的綜合結果，不是某一個部門、某一個企業的問題。

因此，從這些角度看，市場電價下降造成的損失，不能完全由發電企業承擔。問題是，如何解決這個問題?對這個“擱淺成本”，如何進行補償?

廣東省的實際方法是：限制月度競價市場的供需比。2017年早期幾個月經歷了電價的大幅下降后，政府逐漸對供需比進行限制，最終穩定在1.2的水平，從而使價格也逐漸穩定。

1)通過限制月度競價市場的供需比，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下降的幅度。

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

4)現貨市場下的解決方案

解決問題首先需要了解問題的所在?，F貨市場下，各發電企業的發電量、上網電價會發生什么變化?在什么程度內是可以接受的?

現貨市場后影響發電企業收益的因素有很多，這里主要從電網約束對其造成的影響進行分析。

在現貨市場前，考慮到系統發生阻塞的時段不會太多，月度的電量計劃大多是可以完成的，不受電網約束的影響?，F貨市場下，在阻塞時段，一些電廠的出力受到限制，并且不同節點的電價可能會有較大的差別。這些變化造成了發電企業之間利益分配的變化。可以認為，這是一種擱淺成本。

這種擱淺成本，主要是現貨市場前后的市場規則、價格體系不同造成的，與現貨市場價格的不確定性沒有關系，是無法通過建立更多的中長期市場交割點以及復雜的輸電權交易體系解決的。

由于問題本質上是不同發電企業之間的利益轉移的問題，解決的方式主要是相關權益、收益的分配問題。

這里提出一種解決的方法，即分配一定數量的輸電權給發電企業，使其可以規避從上網點到負荷結算點之間的價差的風險。后面一節再進行更為詳細一些的介紹。

3、風險控制

中長期市場主要解決的是現貨市場價格的不確定性帶來的風險問題。試想，如果每個人都可以提前知道現貨市場每個時段、每個節點的確切的價格，而且不會發生變化，是否還需要進行中長期交易?答案是不需要。用戶在實際用電時，需要用多少，買多少就行了，不需要提前進行交易。

輸電權市場的建立主要是解決在節點電價機制下，節點電價的不確定性、波動性等造成的風險。輸電權的擁有者可以對其進行買賣、交易。

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

但這些交易的前提都是，首先某些市場主體擁有輸電權。

在國外，輸電權一般是分配給電網中的繳納了輸電費的用戶的。因為，輸電權是輸電服務的一種權利，誰交了輸電費，就有了相關的權利。但在我國，特別是廣東，用戶雖然繳納了輸電費，但輸電費沒有反映用戶所在位置對電網成本的影響，其中包含了大量的交叉補貼。而且，由于當前用戶側是采用全網統一價格結算，用戶本身沒有阻塞方面的價格風險，因此在這種情況下可以不用另外的、對用戶的輸電權分配機制。

三、一種基于發電的輸電權分配方案

本文提出，可以通過對不同的發電機組(發電企業)分配一定的輸電權，實現解決一部分擱淺成本的問題。具體方案如下。

1、輸電權定義

輸電權的上網點為發電機組的上網節點，下網點為全網的負荷結算的統一參考點。獲得了輸電權，就擁有獲得現貨市場兩個節點對應的價差收益的權利。

輸電權定義為金融輸電權，即僅有相關的收益的權利，不具有物理執行的權利。物理的調度按照現貨市場的結果執行。

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

2、輸電權數量的分配

對輸電權的數量，考慮基數電量分配情況、系統供需情況等確定。

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

1)確定總的分配量?？梢愿鶕闆r，將基數電量之外的全部或者部分進行分配。比如上例中，總的輸電權為0-120MW，為全部發電容量(300MW)的0-40%。

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

3、輸電權的結算

現貨市場后，需要根據現貨市場出清情況及輸電權情況進行相關結算。

比如，現貨市場G1和G2所在節點A、B的實時電價分別為300元/MWh和500元/MWh。G1、G2的出力分別為160MW和40MW。G1、G2的基數電量等值出力分別為60MW和20MW，基數電量價格為450元/MWh。

負荷結算價格為：400元/MWh

L1支出：400*100=40000元

L2支出：400*100=40000元

負荷現貨市場總支出：40000+40000=80000元

G1現貨市場結算：300*160=48000元

G2現貨市場結算：500*40=20000元

發電現貨市場總收入：48000+20000=68000元

阻塞盈余：80000-68000=12000元

G1基數電量結算：(450-300)*60=9000元

G2基數電量結算：(450-500)*20=-1000元

基數電量總結算：9000-1000=8000

G1輸電權結算：(400-300)*45=4500元

G2輸電權結算：(400-500)*15=-1500元

輸電權總結算：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

負荷最終結算價格：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：61500/160=384.375元/MWh

G2平均電價：17500/40=437.5元/MWh

4、分析

可以看到，現貨市場下，節點A的電價降低，可能造成G1收入的降低。基數電量合約和輸電權分配，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，降低了不同發電企業之間現貨市場后利益的變化。

在實際應用該方法時，對分配給發電的輸電權的量的確定，可以采用以下思路：

1)在現有基數電量的基礎上根據歷史交易情況增加一定的輸電權分配。

2)將現有的基數電量轉化為輸電權。

其他一些細節，包括將輸電權定義為責任型的還是權力型的，具體在不同的發電企業之間的量按什么原則分配，都需要根據具體的情況進行進一步的討論。

總結

本文對廣東電力市場中的與輸電權相關的問題進行了分析、討論，并提出了一種基于發電的輸電權分配方法。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貨市場后不同發電企業之間的利益變化，利于市場的平穩過渡。本文僅僅是提出了一個總體的框架，很多細節需要根據市場的具體情況確定，包括輸電權的定義方法(是責任型的還是權利型)、總的輸電權分配數額、總輸電權在發電之間的分配方式等。

作者單位：華南理工大學電力學院