南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場試運行分析體系與實例

陳中飛，于 鵬，白 楊，張 軒，趙 越，張 蘭

（1. 廣東電網(wǎng)有限責任公司電力調(diào)度控制中心，廣東省廣州市510230；2. 廣東電網(wǎng)有限責任公司市場安全經(jīng)濟運行與市場化調(diào)度重點實驗室，廣東省廣州市510230）

0 引言

2015 年3 月，國務院正式發(fā)布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發(fā)〔2015〕9 號）》［1］，全面啟動新一輪電力體制改革，要求體制機制設計要遵循電力商品的實時性、無形性、供求波動性和同質(zhì)化等技術經(jīng)濟規(guī)律，使市場在資源配置中起決定性作用。通過建設電力現(xiàn)貨市場，能夠形成具有時空特性的更精細電價，充分還原電力的商品屬性，發(fā)現(xiàn)電力的真實成本，促進可再生能源消納和發(fā)用電計劃進一步放開，有力推動電力市場化交易機制的真正建立和不斷完善［2］。

隨著市場化和中國電力改革的不斷深入和推進，南方（以廣東起步）作為中國首個電力現(xiàn)貨市場試 點 于2018 年8 月31 日 投 入 模 擬 試 運 行［3］，并 于2019 年5 月、6 月分別開展了2 次按日結算試運行，同年10 月完成了“中長期+現(xiàn)貨”完整市場體系的按周結算試運行［4］。為了能夠及時準確掌握現(xiàn)貨市場運行動態(tài)，檢驗市場規(guī)則設計和技術支持系統(tǒng)的有效性，發(fā)現(xiàn)和消除存在的風險和問題，提升市場運行效益和市場運營水平，必須從不同維度全面挖掘電力現(xiàn)貨市場的運行數(shù)據(jù)，深入分析總結市場主體行為、市場出清結果和市場運行效益等方面的規(guī)律特點。

從20 世紀90 年代起，美國開始電力市場化改革，逐步建立了一些較為成熟的電力現(xiàn)貨市場，如PJM、CAISO 等［5-6］，并且在市場運行分析評價方面積累了一些成功有效的經(jīng)驗［7-11］，能夠為中國電力市場建設提供參考。其分析評價的理論基礎主要是產(chǎn)業(yè)組織理論中的結構-行為-績效（structureconduct-performance，SCP）模型，主要從市場結構、市場行為和市場績效等方面展開分析，并形成一套成熟的數(shù)據(jù)指標，通過多個維度進行數(shù)據(jù)統(tǒng)計，對市場競爭狀態(tài)和運行效果進行評價［12］。國內(nèi)在這方面的理論研究主要集中在市場機制設計［13-17］、市場監(jiān)管和市場力緩解以及市場分析指標體系建立［18-21］等方面，也有對市場模擬運行的案例分析［22］、市場仿真模擬［23］和潛在市場操縱行為［24］等研究，但是缺少對適應中國特色現(xiàn)貨市場的系統(tǒng)性分析框架進行深入研究，也缺少對模擬試運行和結算試運行特點的分析。因此，建立合理、科學的“計劃+市場”市場模式的系統(tǒng)性分析體系，對現(xiàn)貨市場試運行情況進行詳細分析總結必不可少。

本文基于產(chǎn)業(yè)組織理論的市場分析模型，從市場結構、市場行為、市場績效角度構建適合“計劃+市場”的運行分析體系，主要側重于對中國現(xiàn)貨市場試點的（模擬和結算）試運行情況的分析總結，總結提煉出一些針對性強、可用性高的分析指標，并且深入挖掘南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場的試運行數(shù)據(jù)，揭示現(xiàn)貨市場在試運行階段表現(xiàn)出的一些運行特點，為中國電力現(xiàn)貨市場建設提供參考。

1 電力現(xiàn)貨市場試運行分析體系

1.1 產(chǎn)業(yè)組織理論分析模型

產(chǎn)業(yè)組織理論常用的市場分析模型是SCP 模型，主要是通過觀察一個產(chǎn)業(yè)市場在市場結構、市場行為、市場績效等方面的長期變化情況，評估分析市場設計是否合理、有效［12］。具體做法是，首先建立需觀察的指標體系，然后觀察這些指標的長期變化趨勢，最后根據(jù)趨勢的方向和幅度判斷市場機制設計是否有效合理。其中，市場結構是指一個行業(yè)內(nèi)部買方和賣方的數(shù)量及其規(guī)模分布、產(chǎn)品差別的程度和新企業(yè)進入該行業(yè)的難易程度的綜合狀態(tài)；市場行為是指企業(yè)為了贏得更大的利潤和市場占有率，在充分考慮市場的供求條件和其他企業(yè)關系的基礎上，所采取戰(zhàn)略性的行為；市場績效是指企業(yè)在一定市場結構下，通過一定的市場行為所產(chǎn)生的價格、質(zhì)量、成本、利潤、產(chǎn)品質(zhì)量和品種以及在技術進步等方面的最終經(jīng)濟成果。

基于SCP 模型以及廣東的實際情況，建立適用于“計劃+市場”模式的南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場運行分析體系。市場結構方面，不考慮產(chǎn)品差別和進入壁壘，主要考察市場機組裝機容量的集中程度、市場邊界和關鍵供應商等情況。市場行為方面，不直接考慮發(fā)電企業(yè)的兼并重組和生產(chǎn)技術提升方面的行為，主要考察發(fā)電機組在現(xiàn)貨市場上的報價行為。市場績效方面，主要考察市場成本與價格、電量燃料分布、資源優(yōu)化配置、阻塞成本等情況。

1.2 市場結構分析

1.2.1 市場機組裝機容量集中度

市場機組裝機容量集中度表示現(xiàn)貨市場出清以前各發(fā)電集團擁有可發(fā)電容量的集中情況，可用通用的指標之一HHI（Herfindahl-Hirschman index）來描述［20］，具體如式（1）所示。

式中:IC為任一運行日按照機組裝機容量計算的HHI；I 為所有發(fā)電集團的集合；Ci為集團i 所有不檢修機組的裝機容量。

按照美國司法部通用標準，HHI 在0～1 000 為競爭型，在1 000～1 800為低寡占市場型，大于1 800 為高寡占型。

1.2.2 市場競價空間

南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場與國外電力現(xiàn)貨市場最大的不同是“計劃”與“市場”同時存在。“計劃”機組出力不參與市場出清優(yōu)化，其出力計劃作為市場的邊界條件，“市場”機組出力為市場的總優(yōu)化空間，稱為“競價空間”，也是市場的需求，對于運行日的任一時段，具體計算如式（2）所示。

式中:PM為競價空間；PL為統(tǒng)調(diào)負荷；PA為計劃機組出力計劃；PT為聯(lián)絡線計劃；PD為地方電出力計劃。

由式（2）可知，競價空間的大小受到統(tǒng)調(diào)負荷、計劃機組出力計劃、聯(lián)絡線計劃、地方電出力計劃變化的影響，如果以上幾個影響因素的變化趨勢緊密同步，則競價空間的變化趨勢也一致，表現(xiàn)為每個時段競價空間占統(tǒng)調(diào)負荷的比例較為穩(wěn)定。否則，競價空間的曲線會與統(tǒng)調(diào)負荷的不一致，影響節(jié)點電價時間特性的體現(xiàn)，不利于正常體現(xiàn)峰谷價差，例如若高峰時段競價空間占統(tǒng)調(diào)負荷的比例過小，則可能使得高峰的價格并不高，反之一樣。除了觀察平均值以外，還可統(tǒng)計每日96 點競價空間占統(tǒng)調(diào)負荷比例的標準差σd，以及每月各日競價空間占統(tǒng)調(diào)負荷比例的標準差σm，分別如式（3）、式（4）所示。

式 中:PL，t為時段t 的統(tǒng)調(diào)負荷；PM，t為時段t 的競價空間，一天總時段為96；avg(PL，t/PM，t)表示PL，t/PM，t一天的平均值，其中avg（·）為求平均值函數(shù)；d 表示一個月的第d 天；D 為一個月的天數(shù)；kd為一個月第d 天競價空間占統(tǒng)調(diào)負荷的比例為每月各日競價空間占統(tǒng)調(diào)負荷比例的平均值。

1.2.3 市場供需比

將每個時段的系統(tǒng)可用容量（市場機組的總裝機容量減去檢修容量）除以競價空間，得到供需比。全年的供給整體變化不大，供需比主要是隨競價空間的變化而變化。

1.2.4 市場關鍵供應商

在南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場里，某省能源集團的裝機容量占比最大，在某些負荷較大的時段，競價空間較大時，某省能源集團成為了關鍵供應商［21］，表示該時段缺它不可，需要重點關注其市場力的行使情況，具體如式（5）所示。

式中:kk，t為時段t 某省能源集團的關鍵供應商指數(shù)；PB為所有市場機組的最大可用發(fā)電容量（扣除檢修容量）；PSN為某省能源集團的最大可用發(fā)電容量（扣除檢修容量）；PR，t為時段t 的系統(tǒng)備用需求。

1.3 市場行為分析

1.3.1 主動申報

目前南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場仍處于試運行階段，與成熟市場不同，市場主體可能存在不主動申報的現(xiàn)象，而是由系統(tǒng)自動默認報價。通過分析每日主動申報率可觀察市場主體參與市場的積極性，以及政府和運營機構的引導作用。市場主體的主動申報率是指主動申報市場主體個數(shù)占所有市場主體的比例。主要是觀察市場機組和售電公司的主動申報率是否維持在較高的水平。

1.3.2 平均報價

描述機組報價行為較直觀的指標之一是機組平均報價，是將每日市場機組各報價段價格按照對應報價段容量進行加權平均得到（最小技術出力段的價格等于機組首段報價），任一機組平均報價的計算如式（6）所示。

通過3 個方面觀察機組平均報價:所有機組、燃煤機組、燃氣機組的平均報價，可以整體反映不同燃料類型的機組報價是否體現(xiàn)成本區(qū)別；不同裝機容量和燃料來源的燃煤機組和燃氣機組的平均報價，可以整體反映不同裝機容量和燃料來源的機組報價是否體現(xiàn)成本區(qū)別；結算試運行前后的報價，可以反映機組是否充分了解結算試運行前后的閉環(huán)調(diào)電特點。

1.3.3 報價分布

機組報價分布是描述報價行為的另一個指標，指將每日市場機組報價段容量按照報價（為了方便觀察可設置為25 元/（MW·h））的一定區(qū)間進行統(tǒng)計。更多的是分析機組報價申報地板價和天花板價等價格的容量分布（或占比），如式（7）、式（8）所示。

式中:kn，floor為機組n 的申報地板價的容量占比；kn，ceiling為 機 組n 的 申 報 天 花 板 價 的 容 量 占 比；qn，floor為機 組n 的 申 報 地 板 價 的 容 量；qn，ceiling為 機 組n 的 申 報天花板價的容量。

1.4 市場績效分析

1.4.1 市場出清價格分析

市場出清價格是市場最關鍵的信號之一，主要可觀察整體價格水平和日前實時電價收斂性。

1）整體價格水平。主要是統(tǒng)計負荷側加權平均電價的整體水平（一天的算術平均值），并且觀察電價是否反映出供需關系和機組報價的變化趨勢。市場供給（可定價容量）整體穩(wěn)定，市場價格主要受市場需求（競價空間）的影響，主要觀察需求越高，價格越高，反之一樣。

2）日前實時電價收斂性。主要是統(tǒng)計日前市場和實時市場平均電價之差的標準差，具體如式（9）所示。

式中:σp為某一運行日日前和實時發(fā)電側平均電價之差的標準差；pDA，h為該運行日第h 小時的日前市場發(fā)電側平均電價；pRT，h為該運行日第h 小時的實時 市 場 發(fā) 電 側 平 均 電 價；avg( pDA，h-pRT，h) 為pDA，h-pRT，h一天的平均值。

1.4.2 市場出清電量分析

市場出清電量也是重要的市場出清結果之一，主要從以下3 個方面展開分析。

1）統(tǒng)計不同燃料類型機組的出清電量和占比，觀察不同類型機組在支撐負荷方面發(fā)揮的不同作用。

2）統(tǒng)計出清后的HHI 變化，按出清電量計算HHI，如式（10）所示。

式中:IE為任一運行日按出清電量計算的HHI；Ei為集團i 的中標電量。

3）在試運行期間，對比現(xiàn)貨市場出清和現(xiàn)行價差中長期模式的資源配置效果。通過現(xiàn)貨市場優(yōu)化出清，能夠在滿足安全運行要求情況下使得總發(fā)電成本最小（總社會福利最大）。對于廣東，燃氣機組的發(fā)電成本比燃煤機組高，通過統(tǒng)計現(xiàn)貨市場出清結果與當前未開展現(xiàn)貨的月度價差模式中燃氣機組發(fā)電量的減少，可以大致驗證未來現(xiàn)貨市場運行后是否具有更優(yōu)的資源優(yōu)化配置作用。

為了簡化計算，忽略日前出清電量和實際電量的偏差，只基于全年實際燃煤和燃氣總發(fā)電量（僅考慮日前和實際的占比之差），以標桿燃煤和燃氣機組的標桿電價之差作為單價，測算市場出清效益，如式（11）所示。

式中:PS為測算的全年現(xiàn)貨市場出清效益；kDA為全年日前市場出清的燃氣機組電量占燃氣和燃煤機組電量之和的比例；kA為全年實際的燃氣機組電量占燃氣和燃煤機組電量之和的比例；QA為全年燃氣和燃煤機組的實際發(fā)電量；pg和pc分別為燃氣機組和燃煤機組的平均標桿電價（可簡化為665 元/（MW·h）和453 元/（MW·h））。

1.4.3 邊際機組分析

邊際機組對于掌握市場動態(tài)具有重要意義，主要是分析邊際機組對節(jié)點價格的影響，主要體現(xiàn)在電價的燃料組成、燃氣機組確定燃煤機組的電價，還有勒納指數(shù)（也稱為價格加成指數(shù)）的計算。目前確定邊際機組的方法主要有2 種:一種是攝動法，在已確定的出清機組出力計劃基礎上，依次對每個節(jié)點增加單位負荷并再次出清，重新出清后機組出力有變化的機組即為邊際機組，這種方法計算準確，但缺點是計算量較大；另一種是邊界條件識別法，通過總結邊際機組出現(xiàn)在不同的邊界條件、各類約束、出清結果上的共同特點，形成一定的判斷邏輯，從而篩選出邊際機組，這種方法計算量相對較少，但是缺點是邏輯復雜，甚至可能由于判斷邏輯不夠完善會漏掉一些情況。

本文主要采用邊界條件識別法，并且做一些簡化，即將邊界機組自身節(jié)點電價等于其自身出力對于報價段的特點作為判斷篩選的邏輯。這種方法計算量少、易于實現(xiàn)，不過篩選出來的邊際機組一般是多于或等于攝動法，主要是不對同節(jié)點同報價的邊際機組進行進一步篩選排除，但是不影響使用。主要從以下4 個方面分析邊際機組。

1）價格的燃料組成。通過計算不同燃料類型邊際機組對節(jié)點電價的貢獻度，從而得到在整體電價水平中的燃煤和燃氣構成，具體計算過程如式（12）至式（14）所示。

式中:Pu為邊際機組u 對系統(tǒng)整體價格水平的決定量；pl為節(jié)點l 的節(jié)點電價；kl為節(jié)點l 在計算負荷側加權平均電價時的權重，通過對過去一個月全系統(tǒng)各個母線上的電量進行積分，然后按照各母線積分電量占總積分電量的比例來確定權重；ku，l為邊際機組u 對節(jié)點l 的節(jié)點電價的決定量，通過判斷節(jié)點電價最接近于哪臺邊際機組的出力對應報價，則簡化地認為該節(jié)點電價由該邊際機組來決定，其ku，l為1，否則為0，如果有多臺（如n 臺）邊際機組報價相同，則ku，l為1/n；L 為所有節(jié)點集合；PC為燃煤邊際機組對系統(tǒng)整體價格水平的決定量，PG為燃氣邊際機組對系統(tǒng)整體價格水平的決定量，PC和PG的比例為價格中燃煤和燃氣的燃料構成比例；C 和G 分別為燃煤和燃氣機組集合。

2）燃煤機組“搭便車”情況。燃煤機組“搭便車”是指高報價燃氣機組決定了燃煤機組電價，使得燃煤機組節(jié)點電價高于其報價（或成本），認為是燃煤機組搭了燃氣機組的“便車”。

3）邊際機組的集中度。按照邊際機組的臺數(shù)計算HHI，如式（15）所示。

式中:IU為任一運行日按照邊際機組個數(shù)計算的HHI；Ui為集團i 所擁有的邊際機組數(shù)目。

4）勒納指數(shù)。勒納指數(shù)通過對價格與邊際成本偏離程度的度量，反映市場中壟斷力量的強弱，可先計算邊際機組的勒納指數(shù)，再計算整個系統(tǒng)的勒納指數(shù)［20］。具體如式（16）、式（17）所示。

式中:Lu為邊際機組u 的勒納指數(shù)；pu為邊際機組u的節(jié)點電價；cu為邊際機組u 的邊際成本，由于機組邊際成本數(shù)據(jù)未公開，本文采用現(xiàn)行廣東價差中長期市場的偏差二價格來代替；LN為系統(tǒng)的勒納指數(shù)；U 為所有邊際機組集合。

1.4.4 電網(wǎng)阻塞成本分析

分析電網(wǎng)阻塞成本的變化，主要是觀察是否有電網(wǎng)安全約束條件下市場出清的總發(fā)電成本變化，在無電網(wǎng)安全約束條件下市場出清總成本的降低值則認為是電網(wǎng)阻塞成本，統(tǒng)計其阻塞成本值和占出清成本的比例。

2 南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場試運行實例分析

以南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場2019 年試運行情況為例進行詳細分析，先簡要介紹現(xiàn)貨市場的模式和試運行情況。該現(xiàn)貨市場采用“計劃+市場”的全電量優(yōu)化的現(xiàn)貨市場模式，計劃機組出力作為邊界，市場機組通過申報電能量價格參與優(yōu)化確定開機和出力計劃，中長期市場做偏差結算，用于規(guī)避現(xiàn)貨市場價格波動的風險。從2018 年8 月投入模擬試運行，市場主體每日申報電能量價格，用于每日的日前、實時出清和結算等環(huán)節(jié)運轉(zhuǎn)，但沒有真實調(diào)電和資金結算；在2019 年完成2 次按日結算試運行和1 次按周結算試運行，結算試運行期間機組報價和出清機制不變，但出清結果用于實際調(diào)電和資金結算，包括系統(tǒng)運行補償和高成本機組補貼［25］等費用的收支。

2.1 市場結構

2.1.1 機組裝機容量集中度

按照市場機組裝機容量計算HHI，其全年平均值為1 366，各月的值也變化不大，主要與機組檢修變化有關，呈現(xiàn)出低寡占的特征（見附錄A 圖A1）。

2.1.2 競價空間

2019 年日前市場競價空間占統(tǒng)調(diào)負荷比例的周平均值在30%～60%內(nèi)波動，最大為59.3%，最小為32.4%，整體不是很穩(wěn)定；周平均值的標準差最大可達7.2%，最小為2.1%，周內(nèi)各時段的比例也呈現(xiàn)出一定的波動性，競價空間反映負荷變化的能力有待提升（見附錄A 圖A2）。

2.1.3 供需比

除了節(jié)假日由于負荷大幅降低導致供需比大幅上漲外，全年的供需比主要在1.5～3 內(nèi)波動（見附錄A 圖A3）。

2.1.4 關鍵供應商

省能源集團在全年成為關鍵供應商的時段數(shù)最大可達90，是供應較為緊張的時期（見附錄A圖A4）。

2.2 市場行為

目前，南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場正處于試運行階段，在進入連續(xù)不間斷的正式運行之前，必須充分分析試運行階段市場主體的報價行為，為正式運行下市場主體行為預測提供一定參考。

市場主體報價行為在不結算試運行和結算試運行期間的表現(xiàn)不同，且不同燃料類型、不同裝機容量的機組也不相同，可以從機組主動申報、不同機組平均報價和報價容量分布等角度進行深入分析。

2.2.1 主動申報情況

與成熟市場不同，處于試運行階段的市場主體可能存在不主動申報的現(xiàn)象，而是由系統(tǒng)自動默認報價。通過分析主動申報率可觀察市場主體參與市場的積極性，以及政府和運營機構的引導作用。

市場主動申報率是指主動申報市場主體個數(shù)占所有市場主體的比例。全年市場機組主動申報的平均申報率為80%，總體較高。

截至2019 年底，市場機組為193 臺；因機組投產(chǎn)退役，每月數(shù)量略有變化。主動申報率呈現(xiàn)一定波動，圖1 為發(fā)電側每月平均主動申報和非主動申報機組個數(shù)的堆積圖。由圖可見，1 至2 月，受電廠重視還不夠、春節(jié)假期等因素影響，主動申報數(shù)量較少；從3 月開始，協(xié)同交易中心對未自主報價的發(fā)電企業(yè)進行通報，主動申報數(shù)量明顯增加；5 至10 月，結算試運行帶來的市場氛圍濃烈，主動申報數(shù)量均維持在較高水平；11 至12 月，受2020 年度長協(xié)交易開啟、現(xiàn)貨不再結算等因素影響，關注度下降，主動申報率也有所下降。

圖1 2019 年發(fā)電機組主動申報情況Fig.1 Active declaration of generator set in 2019

售電公司全年的平均申報率為62%。截至2019 年底，售電公司有130 家；因售電公司每月進入和退出，各月數(shù)量略有變化。主動申報率的變化規(guī)律與發(fā)電機組類似。

2.2.2 機組平均報價

機組平均報價是將市場機組各報價段價格按照對應報價段容量進行加權平均得到，是描述機組報價行為較直觀的指標之一。

1）對比所有市場機組的平均報價。全年的平均報價為288 元/（MW·h）。燃煤和燃氣機組報價水平呈現(xiàn)顯著差異，燃氣機組的全年平均報價為438 元/（MW·h），燃 煤 機 組 的 全 年 平 均 報價 為235 元/（MW·h），見附錄A 圖A5。平均報價水平大致反映出2 類機組變動成本的區(qū)別。

從平均報價水平來看，機組報價很大程度上還是依據(jù)成本，電源側成本補貼（為了使成本較高的燃氣機組和成本較低的燃煤機組可以同平臺競價，對高成本的機組以上網(wǎng)電價與基準價之差按照實發(fā)電量進行補貼）［24］等外部政策對機組報價的影響尚不顯著。

2）不同裝機容量的燃煤機組成本相差較大，可對比分析其報價行為。如附錄A 圖A6 所示，4 類燃煤機組（容量由大到小）的全年平均報價分別為158、235、304、401 元/（MW·h）。

不同容量機組的報價波動趨勢總體一致，但報價水平從集中到分散，且容量越大的機組報價越低，說明隨著現(xiàn)貨試運行的深入，不同容量的燃煤機組報價逐漸體現(xiàn)出了成本的差異性，市場主體通過探索發(fā)現(xiàn)按照自身成本特性報價可能是最優(yōu)的策略。

3）不同類型以及不同氣源的燃氣機組成本不同，可對比分析。大鵬燃氣的成本比其他氣源的會低一些，而9E 和9F 燃氣機組的成本特性也不同。為了綜合對比高成本機組報價，將成本較高的資源綜合利用發(fā)電機組也納入考慮。

熱電聯(lián)產(chǎn)9E 機組價格整體偏高（見附錄A 圖A7），全年平均報價為507 元/（MW·h）；其他燃氣機組報價曲線多次交叉，未呈現(xiàn)出明顯的成本差異，而其波動性則反映出較強的策略性報價行為，體現(xiàn)市場主體在模擬試運行期間對市場出清規(guī)律的探索。

4）結算試運行期間及前后，機組的報價也有所變化，反映出市場主體對試運行的理解。從平均報價水平出發(fā)，分析3 次結算試運行前后機組報價策略的變化，如附錄A 圖A8 所示:結算試運行前后和期間，機組報價差異明顯；結算試運行前后，調(diào)度一般會提前進入、延后退出調(diào)電運行，因此機組往往多報零價搶電量，搶量多發(fā)是機組在價差模式下的最好策略，使得其盡可能早地完成或者可能超額完成其月度電量目標；結算試運行期間，報零價的容量明顯減少，報價大幅上漲，更趨向于合理水平，如附錄A 圖A9 所示，結算試運行期間整體報價水平相差不大，僅10 月21 日的燃煤機組報價突然抬升，隨后再降低，反映出市場主體在理性探索市場走勢。

2.2.3 機組報價分布

機組報價分布是指將機組報價段容量按照報價的一定區(qū)間進行統(tǒng)計，分析其報價（地板價和天花板價等價格）的容量分布。

附錄A 圖A10 所示為所有機組的全年報價分布，報零價（［650，665］元/（MW·h））和報頂價（［775，800］元/（MW·h））的容量約為8 000 MW和5 000 MW，是分布最大的2 個區(qū)間，說明機組報價存在一定的博弈性，這是合理的。不考慮報零價和報頂價的容量，報價主要分布在［175，500］元/（MW·h）區(qū)間內(nèi)，呈現(xiàn)中間多、兩側少的形態(tài)，一定程度上體現(xiàn)出了正態(tài)分布的特征。值得注意的是，6 月試結算前，機組報價上限為665 元/（MW·h），之后機組報價上限調(diào)整為800 元/（MW·h）。

報零價和報頂價的機組主要是燃煤機組和少量燃氣機組。燃煤機組的報價主要集中在［175，400］元/（MW·h）區(qū)間段，燃氣機組的報價主要集中在［375，675］元/（MW·h）區(qū)間段，均符合各自的變動成本區(qū)間，也反映了2 種類型機組的成本差異，如附錄A 圖A11 所示。

從報零價容量占比出發(fā)，分析5 月結算試運行前后機組報價策略的變化。如附錄A 圖A12 所示，5 月12 日至14 日燃煤、燃氣報零價容量占比顯著上升到40%、20%（左起第1 個紅色虛線框內(nèi)），原因是以這幾天現(xiàn)貨出清結果作為調(diào)電依據(jù)，各市場機組存在報低價搶電量的情況；5 月15 日、16 日結算試運行期間，零報價占比下降，占比分別降低到6%和0%，機組報價基本體現(xiàn)成本特性，相對理性；5 月結算試運行結束后，報零價容量占比又恢復到較高水平。這是不結算時電廠穩(wěn)賺不賠的策略；6 月和10月結算試運行前后的情況與5 月份基本相同。這表明開展結算試運行后，市場主體結算試運行的報價策略為理性參與適當博弈，非結算期間報價以報零價為主（不結算），在調(diào)電測試期間可能搶到更多電量，在價差模式中發(fā)更多電量。

2.3 市場績效

2.3.1 市場出清價格

1）價格水平。如附錄A 圖A13 所示，日前市場發(fā)電側加權平均電價（反映整體價格水平）整體可以有效反映出供需關系的變化情況，同時也受到報價的影響（如圖中的10 月，競價空間下降但報價上升，電價也上升）。

2）價格收斂性。由于在模擬試運行期間沒有實際按照實時市場調(diào)電，因此其價格參考意義不大，以10 月按周結算試運行的數(shù)據(jù)進行分析。如附錄A 圖A14 所示，每日的實時與日前發(fā)電側平均電價差的平均值有正有負，最大為82 元/（MW·h），最小為-32 元/（MW·h）；標準差最大為115 元/（MW·h），最小為13 元/（MW·h），并且在工作日的標準差比周末更大。從這2 個指標值看出，實時和日前的電價確實存在一定程度的偏差，而且偏差可正可負，每小時的波動也不小。

2.3.2 市場出清電量

分析市場出清電量主要是觀察出清電量的燃料組成變化和出清后的HHI 變化，并且在試運行期間可以對比資源配置的效果。

1）出清電量的燃料組成變化。在2019 年試運行期間，燃煤機組日前市場中標電量占廣東省內(nèi)統(tǒng)調(diào)機組總出清電量的平均占比為61%，燃氣機組平均占比為13%，其余為A 類機組，如附錄A 圖A15所示。這說明燃煤機組主要發(fā)揮支撐基荷作用、燃氣機組主要發(fā)揮調(diào)峰作用的基本電源結構沒有顯著變化，并且從試運行數(shù)據(jù)看來，電源側成本補貼政策也并未顯著改變這一結構。實時市場的電量分布情況與日前市場類似。

2）按出清電量計算的HHI。如附錄A 圖A16所示，按裝機容量計算的HHI 全年平均為1 366，按出清電量計算的HHI 全年平均為1 783，可見市場出清后的市場集中度比出清前的要高。按照國內(nèi)外常用的美國司法部標準，市場結構接近高寡占特征。

在南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場中，裝機容量份額最大的發(fā)電集團是省能源集團，對HHI 的影響較大。2 月（春節(jié)期間）按出清電量計算的HHI 較低，主要因為負荷水平非常低，競爭較為激烈，有效的競價空間變小，省能源集團中標電量占比降低，使得HHI 也隨之降低。

3）資源優(yōu)化配置。如附錄A 圖17 所示，2019 年每月燃氣機組的出清電量占比均大于實際燃氣機組，最大差距達6.7%（9 月），全年平均為3%。

2.3.3 邊際機組

以10 月結算試運行的某一典型日為例說明。

1）價格的燃料組成。節(jié)點電價由燃煤機組和燃氣機組來確定的比例分別為86%和14%。如附錄A 圖A18 所示，與負荷側平均電價緊密貼合（紅色虛線）的邊際機組既有燃煤機組也有燃氣機組，凌晨低谷時段基本只有燃煤機組，其他時段也以燃煤機組為主，燃氣機組在高峰時段也參與定價。偏離負荷側平均電價的邊際機組決定的節(jié)點電價有限，影響較小。具體如附錄A 圖A19 所示，燃氣機組對價格影響較大時，基本都是與燃煤機組共同定價（同報價），燃氣機組報高價決定電價時，只抬高了有限的局部節(jié)點電價（綠色虛線圈），對整體價格水平影響較小。

2）高報價燃氣機組決定燃煤機組電價的情況。報價高于負荷側平均電價的燃氣邊際機組是3 臺珠三角機組（其中2 臺同廠同報價）（見附錄A 圖A18），受同一個阻塞斷面影響而輪流成了邊際機組，并且僅抬高了斷面內(nèi)部的負荷節(jié)點電價，斷面內(nèi)沒有其他燃煤機組。因此，“搭便車”燃煤機組為0 臺·次。

3）機組的集中度。全天有機組成為機組的發(fā)電機組共有16 個，最多有96 臺·次，最少的僅1 臺·次，按照機組出現(xiàn)頻次計算的H H I 為1 309，比按裝機容量計算的HHI 略低，也呈現(xiàn)出低寡占特性。

4）勒納指數(shù)。全系統(tǒng)的勒納指數(shù)如附錄A 圖A20 所示，大多數(shù)時段都小于0，說明機組可能會虧損，并且在低谷時段勒納指數(shù)最低可達-17.24，并且虧損較大。

2.3.4 電網(wǎng)阻塞成本

分析電網(wǎng)阻塞主要是觀察斷面阻塞的頻次，以及與無安全約束條件下的出清結果對比。以結算試運行日為例進行說明。5 月和6 月的阻塞成本平均為2 691 萬元，遠大于10 月的平均值347 萬元，阻塞成本占總出清成本的比例分別是10.3%（5月和6月）、2.7%（10 月），主要原因是5 月、6 月的系統(tǒng)負荷高企，電網(wǎng)阻塞更為嚴重，也體現(xiàn)了電網(wǎng)阻塞用電成本的影響。

3 結語

本文基于組織產(chǎn)業(yè)理論的分析模型，構建了適合“計劃+市場”的市場運行分析體系，從市場報價行為、市場出清結果、市場出清效益3 個角度展開分析，深入挖掘南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場的試運行數(shù)據(jù)，得到以下結論。

1）發(fā)電側市場結構總體上呈現(xiàn)低寡占特征，且機組出清電量的集中程度（指交易后的市場結構）比機組容量的集中程度（指交易前的市場結構）高，接近于高寡占特性。

2）競價空間占統(tǒng)調(diào)負荷的比例有一定的波動性，競價空間反映統(tǒng)調(diào)負荷變化的能力有待加強。

3）發(fā)電機組、售電公司的主動申報率隨著市場氛圍的活躍程度、市場主體的重視程度、運營機構的通報提醒等因素波動變化。

4）從報價水平總體上看，市場機組報價很大程度上還是依據(jù)成本，并明顯體現(xiàn)出了不同類型、不同容量機組的成本差異。

5）結算試運行前后，發(fā)電機組的報價策略有顯著變化。站在機組的角度，這樣的策略變化從博弈論角度是理性的。

6）燃煤機組主要發(fā)揮支撐基荷作用，燃氣機組主要發(fā)揮調(diào)峰作用，電源側成本補貼政策并未顯著改變這一基本電源結構，高成本機組參與市場的機制有待完善優(yōu)化。

7）絕大多數(shù)時段是燃煤機組在決定著系統(tǒng)整體價格水平，燃氣機組在負荷較高時段也能與燃煤機組共同參與定價，價格構成中燃煤機組占比較多，燃煤機組“搭便車”的情況也沒有出現(xiàn)，機組的集中度處于可以接受的范圍。

8）驗證了現(xiàn)貨市場模式比現(xiàn)行價差中長期市場模式具有更優(yōu)的資源優(yōu)化配置作用。

9）按照結算試運行的價格水平，機組的盈利性較差，可能存在虧損的情況。

10）市場出清的電網(wǎng)阻塞成本受網(wǎng)絡阻塞的影響較大，約占總出清成本的3%至10%。

基于以上結論，對電力現(xiàn)貨市場建設和運行提出以下建議。

1）在市場集中度偏高的情況下，需要建立完善的市場力監(jiān)測和防控規(guī)則體系和技術支撐系統(tǒng)。

2）完善電源側成本補貼或建立其他機制，更好地促進不同成本機組同平臺競價。

3）有序合理放開現(xiàn)貨和中長期交易的比例，通過中長期與現(xiàn)貨的合理銜接互動引導市場主體按成本報價。

附錄見本刊網(wǎng)絡版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），掃英文摘要后二維碼可以閱讀網(wǎng)絡全文。