2电力库市场模式与系统边际电价.docx

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2电力库市场模式与系统边际电价

2.1电力库模式理论和实践

按市场集中程度的不同，可将电力市场划分为电力联营模式、双边交易模式和混合模式，或强制性市场模式和非强制性模式。

电力库模式就是电力联营模式。

2.1.1电力库模式定义

这种模式也被称为“总市场模式”或“强制性电力库模式”，是指在一个区域，只有一个强制市场成员参与的、集中的、竞争的市场，有时也被称为“电力库”、电力供需各方交易的全部电量及其电价都必须经由现货市场竞争确定，发电商竞争获得发电的权力，但并不为特定的用户发电；同理，配电商也仅能在电力库，而不是从特定的发电商那里购电。

在电力库模式下的市场中，电力市场运营、系统的调度运行及输电网的管理等工作由统一的系统运行者或几个分立的机构负责。

电力库模式还存在两种细分模式：

1、非竞争购电模式

即仅在发电侧进行卖方之间的竞争投标，而所有买方的购电权利是平等的，无须提交购电的投标，对购电价格的形成也没有影响。

英国早期的电力库（pool）、美国加州和我国的几家内部模拟电力市场均属于这种模式。

但与英国的电力库模式不同的是，在美国加州的电力市场中，不允许供购双方签订差价合同之类的金融交易合同。

而我国的浙江电力市场是在英国的电力库基础上的改型，其差价合同是发电商与电网公司之间签订的；其优点是符合我国现行的电力企业组织和管理体制，缺点是电网公司的风险较大，同时由于电网公司的购电垄断地位，也可能导致发电厂之间的竞争不公平。

2、竞争购电模式

除了发电侧进行卖方之间的竞争投标外，买方也要提交购电的投标，报价低的买方有可能购不到电，最终的系统价格由电力需求和电力供应的报价曲线共同决定。

澳大利亚的新南威尔士电力市场即属于这种模式。

2.1.2电力库模式利弊及国内外电力市场实践

1、利弊分析

（1）集中优化管理，提高市场运作效率

电力库模式能够在较短的时间内，利用价格机制实现市场供需的均衡，因而电力库模式是保证电网安全的重要手段。

电力库模式集中优化管理，不存在信用风险，能够降低交易成本，提高市场运作效率。

另外，电力库模式适合电力市场起步阶段，通过集中优化管理，稳步推进电力市场化改革。

（2）价格形成机制公开、透明

由于电力库模式是场内集中交易，价格由众多市场成员博弈形成，价格形成机制公开、透明，因而最终的市场出清价格具有权威性，可以为其它电力交易品种（例如期货交易）提供市场参考价格。

（3）降低市场参与者的自主权

由于电力库模式具有强制性，规定市场成员必须通过中央管理方式进行交易，从而降低了市场参与者的自主权，和一般商品市场强调自由交易方式是迥然不同的。

（4）市场风险不能有效转移和弱化

电力库模式存在较大的市场风险。

由于强调了集中交易管理方式，规定所有电量都必须通过电力库模式购买，而且必须是以电力库市场形成价格购买。

这实际上蕴藏了巨大的市场风险，首先，由于购买量巨大，价格微小变化可能增加巨额的购电费用；其次，价格缺乏重复博弈过程，如果市场成员行使市场力，将导致电力库的市场出清价格飙升，美国加州电力市场失败就是很好的例子。

2、电力库模式的国内外电力市场实践

（1）英国电力市场早期pool模式[1]

英国早期电力市场的电力库（PowerPool）是一个由英国国家电网公司经营的市场交易场所，发电商卖电给电力库，供电商从电力库买电，所有的电厂都必须加入电力库，形成全国统一的电力交易市场。

电力库采用委员会管理制度，人员由发电、供电、电力用户及社会贤达人士组成。

电力库的日常管理工作由电网公司负责，电网公司不是电力库成员，但代表电力库工作。

所有发电公司所发电量的数据必须全部进入电力库。

每天上午10点以前，各发电公司向电力库报出第二天所有发电机组的可调出力、一天的开停次数和电价（包括冷备用价格、热备用价格和发电价格三部分）。

电力库根据对第二天的全网负荷预测，把每台发电机组按价格由低到高排序，确定每台机组第二天的发电出力和运行时间。

取同一时间段内满足负荷需求时刻的最后一台发电机组的报价作为电力库的系统边际电价。

Pool模式在实际英国电力市场运行中已暴露出问题，首先交易机制存在缺陷，出现了价格垄断。

电力库市场模式实际上是一个“卖方市场”，系统边际价格主要取决于发电商的报价，电力需求方很少参与市场报价。

1995-1996年度Pool价格78%由Na-tionalPower和PowerGen两家发电公司的报价决定的。

其次，英国电力库的竞价出现如下的不合理现象，总是有发电公司（NationalPower和PowerGen发电公司）拼命报高价，也总是有发电公司报零电价（燃气机组的发电商，为确保获得相应的发电量而报低价）。

由于以上现象的存在，使系统边际电价依然非常高，在部分年份，发电侧形成的上网电价甚至高于市场化前的价格。

因此，由于Pool存在上述不足，从1999年起英国放弃了电力库模式，建立新的市场模式NETA。

（2）澳大利亚国家电力市场[2]

澳大利亚国家电力市场属于强制型的电力库，市场管理规则规定装机容量大于50MW的发电商必须通过竞价将电力出售给电力库，零售商和大用户通过输配电网络按照市场价格从电力库购电，并由零售商将电力零售给终端用户。

市场运营机构根据发电公司和用户二者的报价，以符合电能需求的最小化成本为目标，调度已安排的发电和电能需求。

现货市场是发电公司根据他们卖给联营机构的电力来收费，而零售商和批量终端用户根据他们的电力消耗来付费。

批发电力的现货价格以每半小时为时间段来计算，它是供需平衡的汇划结算价格。

市场公司用每日的叫价和要价来计算现货价格，所有的电力必须通过现货市场来交易。

（3）我国东北区域电力市场[3]

东北电力市场初期采用全电量竞价、两部制电价模式，电量交易分为长期合同交易与现货交易两种，以长期合同交易为主。

长期合同交易由年度、月度合同交易组成，现货交易由日前、实时交易组成。

年度合同交易电量占全年预测竞价电量空间的80%左右。

年度合同交易分二次进行，每次交易电量各占年度交易电量的50%左右。

年度合同交易以电厂为单位，采用多段报价方式，报价段数最多为5段；竞价结果要通过电网安全及电厂最小运行方式校核；东北电网有限公司及辽宁、吉林、黑龙江省电力公司按年度竞价结果与中标电厂签订年度购售电合同。

根据全网年分月负荷预测电量的比例，并综合考虑检修、系统运行方式、非竞价机组电量分解情况及水电厂来水等情况的基础上，竞价电厂年度合同电量按备用空间大致均衡的原则分解到月，并滚动执行。

月度合同交易空间为月度负荷预测值减去竞价机组年度合同交易电量、非竞价机组年度合同电量等月度分解值的差值。

月度合同交易采用多段报价方式，报价段数最多为3段。

东北区域电力市场年度和月度的集中竞价交易是一种电力库交易模式，由于电力库模式本身固有的缺点，使得东北电力市场存在和潜在较大风险，在2006年年度交易，估算平衡账户亏欠逾30亿元，东北电力市场被迫停运，进行总结。

2.2系统边际电价概述

2.2.1系统边际电价定义

在电力市场交易中，交易中心将发电商的功率段按报价由低到高排序，形成不同供电水平下的系统边际成本曲线；然后，根据目标交易时段的负荷需求，确定各交易时段所需的最后一台竞价机组的交易电量（或电力），此时所对应的报价就是相应交易时段的系统边际价格[4]（SystemMarginalPrice，SMP）。

可以一个简单的单边报价图说明SMP的形成过程。

图2-1单边报价形成SMP

图中规定机组报价单调递增，那么假设在需求刚性情况下，需求和机组报价曲线的交点即为系统边际电价。

值得注意的是，斜线部分面积是非边际机组获得的超过自身申报的边际成本部分，代表非边际机组获得了容量价值；而边际机组的容量价值要通过某些时刻足够高的市场价格来获得补偿。

这样SMP方式仍然可以实现会计成本定价中的财务平衡要求。

2.2.2SMP主要特征

（1）唯一性

系统边际电价是不考虑电网安全约束下交易计划的优化结果，因而每个时段的SMP是唯一确定的，区别于有约束的分区电价和节点边际电价。

（2）波动性

通常，系统边际价格容易受电力需求水平、市场供给情况、市场参与者的报价策略、系统运行状况等诸多因素的影响，具有复杂的不确定性。

从而，在每个时段SMP起伏波动可以很大，例如，国外电力市场日前或实时价格在某些特定时段可以很高，甚至出现了价格尖峰现象。

（3）权威性和指导性

区别于双边交易模式，系统边际电价是在集中组织的电力库模式下，由众多市场成员在既定的市场规则下理性博弈的结果，而双边交易不是公开交易，不能代表多方的交易意愿，因而双边交易形成的价格不具有权威性。

系统边际价格的形成机制公开、透明，具有权威性和指导性，可以作为双边交易的指导价格，也可以作为电力金融市场的参考价格，例如北欧电力期货市场以电力现货市场的系统边际价格为结算依据。

（4）作为结算方式

目前，国外电力市场的结算方式通常可以归类为按发电报价价格结算和按系统边际价格结算两种结算方式。

按SMP结算是经济学家普遍推崇方法，因为在完全竞争电力市场中，由于是按照系统的边际电价进行结算，与各机组自身的报价没有直接关系，因此发电商主要考虑的问题是如何能够上网发电，故在SMP竞价机制下发电企业可以趋于按边际成本报价，此时能够获得社会总福利的最大化。

不过，实际经济系统不可避免地存在诸如不完全竞争、外部性和政府干预经济等市场扭曲因素，完全竞争的电力市场结构在实际中很难找到，故是否采取按SMP结算方式需要综合权衡电力供需形势、市场结构、网架结构、发电价格水平等影响因素。

（5）是反应整个电网电价水平一个重要指标

系统边际电价能够综合反应电力供需形势、发电运行成本，市场结构、系统运行状况等方面，是反应整个电网电价水平一个主要的综合性指标。

因而，系统边际电价是引导发电投资重要的价格信号，同时也是政府监管部门监管市场有效运行、评估市场绩效、预测市场走势的重要依据。

2.2.2SMP利弊分析和发展趋势

SMP符合经济学原理，并基本满足电力系统运行要求。

市场力不存在或影响较小的情况下，发电厂商在按SMP定价和结算时有较大的动机按照自身边际成本进行报价，且成本低的企业将获得高收益，从而能够提高发电领域的经济性和运行效率；而各类机组边际成本的水平基本保持稳定，其报价变动也较小，竞价排序就比较稳定，系统运行调度机构的工作效率也会高一些。

然而SMP存在一个问题：

由于没有考虑系统输电线路和运行状态等，在能量市场出清之后，还需要对中标情况进行调整，调整目的在于将初步的电力交易计划根据系统运行要求进行修正，得到可以执行的交易计划，即进行独立的阻塞管理。

这时候通常会使用上抬费用方式处理。

具体来讲就是有些机组因为受约束而需要停运，有些机组尽管没有中标却需要运行，对这两类机组都需要额外的付费办法，这个费用通常在电价之外向用户收取。

在当代大型的互联电力系统中，计算和确定这些费用的情况很复杂，SMP机制的不适用性也就在于这些费用收取和分配的公平性经常受到质疑。

系统边际电价SMP是最早的电力现货市场定价方法，但是由于对电力系统物理特性的适应性不够，节点边际电价和分区边际电价正在逐步代替SMP。