一、市場主體報(bào)價(jià)方式

電力現(xiàn)貨市場中常見的報(bào)價(jià)方式包括單邊報(bào)價(jià)和雙邊報(bào)價(jià)，具體有以下幾種市場組織方式：

（1）單邊報(bào)價(jià)。如澳大利亞電力市場，由發(fā)電側(cè)進(jìn)行報(bào)價(jià)、實(shí)時(shí)滾動(dòng)出清的電力庫模式市場。負(fù)荷側(cè)不參與報(bào)價(jià)，市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)預(yù)測用電負(fù)荷和輔助服務(wù)需求進(jìn)行出清。

（2）雙邊報(bào)價(jià)。如英國電力市場。在日前和日內(nèi)市場中，由發(fā)用電兩側(cè)市場主體向電力交易機(jī)構(gòu)提交日前、日內(nèi)市場的申報(bào)信息。

（3）單邊報(bào)價(jià)和雙邊報(bào)價(jià)共存。如美國PJM市場。日前市場接受供需雙側(cè)報(bào)價(jià)；實(shí)時(shí)電力市場中只考慮發(fā)電企業(yè)報(bào)價(jià)，負(fù)荷需求采用PJM超短期負(fù)荷預(yù)測結(jié)果。

我國局部地區(qū)發(fā)電側(cè)市場集中度較高，為避免發(fā)電側(cè)市場操縱現(xiàn)象，準(zhǔn)確反映供需雙側(cè)需求、提高市場效率，建議日前市場采用雙邊報(bào)價(jià)模式。對于實(shí)時(shí)市場，為確保系統(tǒng)安全運(yùn)行，可采用發(fā)電側(cè)單邊報(bào)價(jià)模式，按照調(diào)度超短期負(fù)荷預(yù)測結(jié)果進(jìn)行出清。

發(fā)電側(cè)報(bào)價(jià)方式主要有報(bào)量不報(bào)價(jià)、報(bào)量報(bào)價(jià)兩種形式。報(bào)量不報(bào)價(jià)是指市場成員申報(bào)出力曲線、不申報(bào)價(jià)格。報(bào)量報(bào)價(jià)是指市場成員申報(bào)量價(jià)曲線，根據(jù)市場規(guī)則要求，可以是單調(diào)遞增的多段量價(jià)曲線、階梯形式、斜率形式、全天一組量價(jià)對報(bào)價(jià)和分時(shí)段多組量價(jià)對報(bào)價(jià)。兩種典型報(bào)價(jià)方式如圖1所示。

圖1發(fā)電廠商兩種典型報(bào)價(jià)方式 發(fā)電廠商參與競價(jià)主要是三種模式：全電量競價(jià)模式、部分電量競價(jià)模式和實(shí)時(shí)平衡機(jī)制。

全電量競價(jià)的特點(diǎn)在于發(fā)電側(cè)市場主體各機(jī)組所發(fā)電量全部參與電力現(xiàn)貨市場競價(jià)，中長期交易電量、優(yōu)先發(fā)電（包括可再生能源、省外購電、“保安全”、供熱機(jī)組“以熱定電”等）和基數(shù)電量以差價(jià)合約的方式結(jié)算。

全電量競價(jià)模式的具體運(yùn)作流程為：

（1）發(fā)用電兩側(cè)市場主體自行商定、分解到日的發(fā)電曲線作為差價(jià)合約的結(jié)算依據(jù)；

（2）發(fā)電廠商參與全電量競價(jià)，交易平臺按照購電費(fèi)用最小的優(yōu)化模型完成市場出清，形成各時(shí)段現(xiàn)貨出清電量、電價(jià)；

（3）結(jié)算發(fā)電廠商在某時(shí)段中標(biāo)電量。

全電量競價(jià)模式可以有效地還原電力的商品屬性，優(yōu)化資源配置，而且產(chǎn)生的價(jià)格信號可以促進(jìn)雙邊以及多邊市場的進(jìn)一步發(fā)育、負(fù)荷側(cè)積極響應(yīng)。

需要說明的是，全電量競價(jià)并非不尊重市場成員已經(jīng)簽訂的中長期合同，而是中長期合同與現(xiàn)貨的差量部分按照現(xiàn)貨價(jià)格結(jié)算。另外，全電量競價(jià)為完全市場化的模式，能夠?qū)崿F(xiàn)最高的市場效率，但需要對傳統(tǒng)的電網(wǎng)運(yùn)行制度進(jìn)行較大變革，盲目一步到位地采用，可能導(dǎo)致各類市場主體的利益調(diào)整較大，無法實(shí)現(xiàn)“帕累托改進(jìn)”，不利于平穩(wěn)有序推動(dòng)電力市場改革。

部分電量競價(jià)的特點(diǎn)在于發(fā)電側(cè)市場主體部分電量在電力現(xiàn)貨市場申報(bào)，其余電量（優(yōu)先發(fā)電量、基數(shù)電量、中長期交易電量）不參與電力現(xiàn)貨市場申報(bào)，作為現(xiàn)貨市場的邊界條件，在現(xiàn)貨市場中優(yōu)先出清并物理執(zhí)行和結(jié)算。

通常的部分電量競價(jià)模式中，一部分電量通過傳統(tǒng)的計(jì)劃方式確定，計(jì)劃電量不能轉(zhuǎn)讓；另一部分電量則采用市場的方式通過競爭確定。

部分電量競價(jià)又可以劃分為兩種方式：

（1）拿出一定比例的電量參與競爭

（2）部分市場成員參與競爭

前者優(yōu)點(diǎn)在于簡單易行，易于向多買方、雙邊交易為主的市場平穩(wěn)過渡。但也存在競爭不充分、價(jià)格信號不準(zhǔn)確、系統(tǒng)不能完全根據(jù)競價(jià)結(jié)果來優(yōu)化調(diào)度的問題，單純的部分電量競價(jià)模式雖然通過計(jì)劃方式保障了部分市場成員的利益，有可能實(shí)現(xiàn)“帕累托改進(jìn)”，但由于市場的競爭力度不足，導(dǎo)致市場效率較低，這也是通常所認(rèn)為的部分電量競價(jià)模式的最大缺陷。后者的主要優(yōu)點(diǎn)在于市場主體參與范圍明確，易于培養(yǎng)市場主體意識和逐步擴(kuò)大市場主體的參與范圍，但也存在著準(zhǔn)入要求不明確、價(jià)格信號無法反映整體供需等問題。

實(shí)時(shí)平衡機(jī)制的主要功能是維持系統(tǒng)安全，其特點(diǎn)是在中長期交易物理執(zhí)行基礎(chǔ)上，市場成員申報(bào)增減出力報(bào)價(jià)信息，調(diào)度部門根據(jù)增減出力報(bào)價(jià)、系統(tǒng)不平衡功率和阻塞情況，以購電費(fèi)用最小為目標(biāo)函數(shù)，調(diào)整市場成員發(fā)用電計(jì)劃。

二、出清價(jià)格形成機(jī)制

電力現(xiàn)貨出清價(jià)格主要采用邊際出清價(jià)格機(jī)制，主要包括系統(tǒng)邊際價(jià)格（SMP）、分區(qū)邊際電價(jià)（ZMP）和節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)（LMP）。

（一）系統(tǒng)邊際電價(jià)（SMP）

系統(tǒng)邊際電價(jià)是指在現(xiàn)貨電能交易中，按照報(bào)價(jià)從低到高的順序逐一成交電力，使成交的電力滿足負(fù)荷需求的最后一個(gè)電能供應(yīng)者（邊際機(jī)組）的報(bào)價(jià)，如圖2所示。

圖2系統(tǒng)邊際電價(jià)的四種典型情況

（a）中發(fā)電側(cè)量價(jià)曲線與用戶側(cè)量價(jià)曲線的交點(diǎn)即為出清點(diǎn)，對應(yīng)價(jià)格為系統(tǒng)邊際電價(jià)；（b）中發(fā)電側(cè)量價(jià)曲線與用戶側(cè)量價(jià)曲線無交點(diǎn)，無法市場出清；（c）和（d）中兩條曲線有不唯一交點(diǎn)，按照社會(huì)福利最大化和成交電量最大為原則可分別確定（c）和（d）中的出清點(diǎn)及對應(yīng)系統(tǒng)邊際電價(jià)?？傮w來看，系統(tǒng)邊際電價(jià)是反映電力市場中電力商品短期供求關(guān)系的重要指標(biāo)之一，系統(tǒng)邊際電價(jià)模式適用于電網(wǎng)阻塞較少、阻塞程度較輕、阻塞成本低的地區(qū)。

（二）分區(qū)邊際電價(jià)（ZMP）

實(shí)際運(yùn)行中，電網(wǎng)不同區(qū)域之間可能發(fā)生輸電阻塞，而在區(qū)域內(nèi)部輸電阻塞發(fā)生的概率較小或情況比較輕微，此時(shí)可采用分區(qū)邊際電價(jià)，按阻塞斷面將市場分成幾個(gè)不同的區(qū)域，區(qū)域內(nèi)的所有機(jī)組用同一個(gè)價(jià)格，即分區(qū)邊際電價(jià)。分區(qū)邊際電價(jià)模式適用于阻塞頻繁發(fā)生在部分輸電斷面的地區(qū)。歐洲統(tǒng)一電力市場就是采用分區(qū)電價(jià)體系。

（三）節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)（LMP）

節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)模式適用于電網(wǎng)阻塞程度較為嚴(yán)重、輸電能力經(jīng)常受限的地區(qū)。節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)也稱為節(jié)點(diǎn)電價(jià)，LMP計(jì)算特定的節(jié)點(diǎn)上新增單位負(fù)荷（一般為1MW）所產(chǎn)生的新增發(fā)電邊際成本、輸電阻塞成本和損耗。LMP提供了一個(gè)開放、透明、非歧視的機(jī)制來處理在電網(wǎng)開放條件下的電網(wǎng)阻塞問題，可以將因阻塞導(dǎo)致的成本信息反映給市場成員，LMP的計(jì)算是有安全約束的經(jīng)濟(jì)調(diào)度的優(yōu)化結(jié)果。

電力現(xiàn)貨市場出清價(jià)格機(jī)制選擇系統(tǒng)邊際電價(jià)、分區(qū)邊際電價(jià)和節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)，主要考慮電網(wǎng)阻塞情況，在分區(qū)內(nèi)部不存在阻塞的情況下，分區(qū)內(nèi)各節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)等于分區(qū)邊際電價(jià)；在分區(qū)間不存在阻塞的情況下，分區(qū)邊際電價(jià)等于系統(tǒng)邊際電價(jià)。如果將整個(gè)電網(wǎng)簡化為一個(gè)節(jié)點(diǎn)，這個(gè)節(jié)點(diǎn)的節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)就是系統(tǒng)邊際電價(jià)，如果將整個(gè)電網(wǎng)按分區(qū)簡化為幾個(gè)節(jié)點(diǎn)，每個(gè)節(jié)點(diǎn)的節(jié)點(diǎn)電價(jià)就是分區(qū)邊際電價(jià)，如圖3所示。

圖3出清價(jià)格機(jī)制

從國內(nèi)外電力現(xiàn)貨市場建設(shè)經(jīng)驗(yàn)來看，系統(tǒng)邊際電價(jià)、分區(qū)邊際電價(jià)和節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)機(jī)制均有成功的應(yīng)用，不同市場價(jià)格機(jī)制的優(yōu)缺點(diǎn)如表1所示。

表1電力市場出清價(jià)格機(jī)制比較

電力現(xiàn)貨市場的SMP、ZMP和LMP形成機(jī)制和影響因素類似，LMP的形成機(jī)制最為復(fù)雜。以一個(gè)3節(jié)點(diǎn)輸電網(wǎng)絡(luò)簡單說明LMP的形成及影響價(jià)格的因素。三節(jié)點(diǎn)輸電網(wǎng)絡(luò)圖如圖4所示。節(jié)點(diǎn)3為負(fù)荷節(jié)點(diǎn)，上午08:00負(fù)荷需求為7500MW，12:00負(fù)荷需求為10000MW。為便于計(jì)算，假設(shè)連接3個(gè)節(jié)點(diǎn)的3條輸電線路容量限值均為8000MW。

圖4三節(jié)點(diǎn)輸電網(wǎng)絡(luò)圖

上午08:00負(fù)荷為7500MW，SCED出清按報(bào)價(jià)由低到高出清原則，發(fā)電機(jī)組2出力1500MW，發(fā)電機(jī)組1出力為6000MW，發(fā)電機(jī)組3無需開機(jī)，并且3個(gè)節(jié)點(diǎn)間不存在阻塞，因此系統(tǒng)電能量價(jià)格由發(fā)電機(jī)組1的報(bào)價(jià)決定，即160元/MWh。

中午12:00負(fù)荷上升至10000MW，此時(shí)發(fā)電機(jī)組1出力達(dá)到上限8000MW，發(fā)電機(jī)組2出力同樣達(dá)到上限1500MW，發(fā)電機(jī)組3需出力500MW滿足系統(tǒng)供需平衡約束。此時(shí)，系統(tǒng)電能量價(jià)格由發(fā)電機(jī)組3決定，即400元/MWh，由此可見，系統(tǒng)負(fù)荷需求的變化對最終的市場價(jià)格可產(chǎn)生顯著影響。

如圖5所示，如果發(fā)電機(jī)組3的發(fā)電廠商將報(bào)價(jià)提高至800元/MWh，上午08:00的系統(tǒng)電能量價(jià)格仍保持160元/MWh不變，但中午12:00的系統(tǒng)電能量價(jià)格將上升至800元/MWh，可見發(fā)電廠商報(bào)價(jià)行為對市場價(jià)格也有一定的影響，特別是具有較大市場力的發(fā)電廠商或發(fā)電廠商串謀可以明顯地影響市場價(jià)格，因此電力現(xiàn)貨市場需要建立市場力檢測及緩解機(jī)制，對發(fā)電廠商超過合理成本和利潤報(bào)價(jià)并影響市場出清價(jià)格的行為進(jìn)行檢測和處置，保障市場平穩(wěn)運(yùn)行。

圖5改變報(bào)價(jià)的三節(jié)點(diǎn)輸電網(wǎng)絡(luò)圖

假設(shè)節(jié)點(diǎn)之間存在輸電容量約束，如圖6所示，連接3個(gè)節(jié)點(diǎn)的3條輸電線路容量限值為3500MW。

圖6存在輸電容量約束的三節(jié)點(diǎn)輸電網(wǎng)絡(luò)圖

上午08:00發(fā)電機(jī)組1發(fā)電出力為5500MW，發(fā)電機(jī)組2出力為1500MW，發(fā)電機(jī)組3為500MW，滿足負(fù)荷需求。此時(shí)，系統(tǒng)電能價(jià)格由發(fā)電機(jī)決定，為400元/MWh，可見線路傳輸容量對市場出清價(jià)格有影響。此時(shí)，節(jié)點(diǎn)1、節(jié)點(diǎn)2因增加負(fù)荷而引起的成本價(jià)格為160元/MWh（可由發(fā)電機(jī)組1增加出力），節(jié)點(diǎn)1和節(jié)點(diǎn)2的節(jié)點(diǎn)電價(jià)為160元/MWh；而節(jié)點(diǎn)3的負(fù)荷增加時(shí)，引起的成本增加為400元/MWh，因此節(jié)點(diǎn)3的節(jié)點(diǎn)電價(jià)為400元/MWh。因此，發(fā)生輸電阻塞的節(jié)點(diǎn)，節(jié)點(diǎn)電價(jià)不再一致，這也充分反映了節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)本身的物理意義。

三、結(jié)算價(jià)格形成機(jī)制

通行的電力現(xiàn)貨交易結(jié)算價(jià)格形成機(jī)制有兩種：

（1）按各市場主體的報(bào)價(jià)結(jié)算（pay as bid，PAB），其電價(jià)通常被稱為差別電價(jià)；

（2）按照邊際出清價(jià)格結(jié)算，即各市場主體按照統(tǒng)一的市場邊際出清價(jià)格（market clearing price，MCP）結(jié)算，所以也被稱為統(tǒng)一價(jià)格（uniform-pricing，UP）結(jié)算。

其中邊際出清電價(jià)結(jié)算應(yīng)用更加廣泛，無論是PAB還是MCP，電力現(xiàn)貨市場交易都是按照機(jī)組或發(fā)電廠商的報(bào)價(jià)，在滿足各類運(yùn)行約束前提下，由低到高分配發(fā)電負(fù)荷，直至滿足系統(tǒng)供需平衡。不同之處在于，對實(shí)際中標(biāo)的機(jī)組，PAB是按照機(jī)組各自的實(shí)際報(bào)價(jià)進(jìn)行結(jié)算，而MCP則是以邊際機(jī)組的報(bào)價(jià)與所有中標(biāo)機(jī)組進(jìn)行結(jié)算。

假如市場競爭充分，在邊際出清方式下，發(fā)電廠商的售電申報(bào)價(jià)格反映了其微增成本或邊際成本，而電力用戶的購電申報(bào)價(jià)格反映了電力對該用戶的價(jià)值。一方面，統(tǒng)一邊際出清方式使得發(fā)電機(jī)組傾向于按照其邊際成本報(bào)價(jià)，一定程度上抑制了其試探市場的投機(jī)沖動(dòng)，若按邊際成本報(bào)價(jià)并中標(biāo)，則其收益為邊際機(jī)組報(bào)價(jià)與其邊際成本之差，若選擇報(bào)高價(jià)，則需在承擔(dān)不中標(biāo)風(fēng)險(xiǎn)的同時(shí)，抬高了系統(tǒng)邊際電價(jià)；另一方面，統(tǒng)一邊際出清方式實(shí)現(xiàn)了電力交易的效益最大化和資源高效調(diào)度，發(fā)電企業(yè)可賺取中標(biāo)最高成本與自身成本之間的價(jià)差，引導(dǎo)電力投資者選擇使用發(fā)電成本最小的發(fā)電技術(shù)，進(jìn)行高效的發(fā)電投資決策。兩種競價(jià)機(jī)制的優(yōu)缺點(diǎn)對比如表2所示。

表2電力市場結(jié)算價(jià)格機(jī)制比較

從我國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)現(xiàn)狀來看，當(dāng)前正處于從計(jì)劃體制向市場機(jī)制過渡階段，應(yīng)采取相應(yīng)的政策鼓勵(lì)大多數(shù)發(fā)電廠商和用戶參與電力現(xiàn)貨市場，促使電力市場進(jìn)入良性發(fā)展軌道。因此，采用按市場邊際出清價(jià)格結(jié)算的競價(jià)機(jī)制是有必要的，然而，競爭性電力市場外部環(huán)境下的不完備和配套機(jī)制的不完善，又容易產(chǎn)生嚴(yán)重違背經(jīng)濟(jì)規(guī)律的現(xiàn)象，需要根據(jù)市場實(shí)際情況綜合考慮設(shè)計(jì)市場結(jié)算價(jià)格機(jī)制。