在南方(以廣東起步)電力現貨市場下的阻塞收益權分配機制

林少華，別佩，王浩浩，吳明興，鄺敏亮，李文萱

(1. 廣東電力交易中心有限責任公司，廣州510623；2. 清華大學，北京100084)

0 引言

2015年，我國發布了《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)[1]，提出了電力體制改革的重要性和緊迫性，明確了深化電力體制改革的總體思路和基本原則，指出了近期推進電力體制改革的重點任務和加強電力體制改革工作的組織實施。自文獻[1]發布以來，為貫徹落實電力體制的進一步改革，大力推進電力市場的發展，2017年選取了南方(以廣東起步)、浙江、甘肅等8個省份或地區作為首批電力現貨市場建設試點[2]，隨后2021年選取了遼寧、江蘇、安徽、河南和上海作為第二批電力現貨市場試點[3]。

在電力現貨市場中，輸電線路的容量約束會導致電網中各節點會存在價格差異，這意味著電能在同一時間的不同物理空間上具有不同的價值。總而言之，當電網不存在阻塞時，可以基于發電成本由低到高的原則調用發電機組以滿足各節點的負荷要求；然而當電網存在阻塞時，某節點不能通過調用其他節點的低價發電機組以滿足本節點的負荷要求，只能調用更為高價的發電機組。此時，因電網阻塞而產生的額外費用則稱為阻塞費用[4]。

由于電力現貨市場采用購電成本最小為目標，因此隨著我國電力現貨市場建設的不斷推進，電力體制的市場化程度不斷加深，阻塞費用的規模將不斷擴大，未來電網的阻塞問題將逐步凸顯，對現貨市場的節點價格產生巨大的影響[5 - 7]。

目前，我國對阻塞費用的處理仍采用較為簡單的按電量比例分攤的郵票法[6]。當電力現貨市場逐步成熟，該方法將無法滿足公平公正返還阻塞費用的要求，用戶側利益分配不準確，不利于電力現貨市場的可持續發展。此外，在現有的現貨價格機制下，市場參與主體尚無有效的阻塞風險管理工具和方法。為了完善我國電力市場機制設計，推動電力體系改革，需要為市場成員提供合理、準確的阻塞盈余分配方法，使其獲得與其用電和所在地理位置相符合的返還阻塞費用。

基于文獻[7 - 10]對國外典型金融輸電權市場的設計原理和市場運營經驗的探索，以及結合文獻[11 - 21]中對我國電力市場發展現狀、廣東電力現貨市場發展進程、阻塞盈余處理機制的研究與分析，本文將提出在南方(以廣東起步)電力現貨市場環境下的阻塞收益權分配機制，以解決阻塞盈余的分配問題，滿足阻塞管理的要求。

1 國外阻塞管理辦法

1.1 金融輸電權

針對輸電阻塞帶來的阻塞管理問題，大多數國外采用節點電價機制的電力市場會利用金融輸電權來解決[7]，本文以美國PJM作為典型例子進行展開闡述。金融輸電權的主要目的有兩個，首先是把基于節點電價機制收取的阻塞費用返回給用戶；其次是支持雙邊合約和遠期市場，確保輸電網絡的有效利用[22]。

PJM的金融輸電權市場采用雙重分配方式，即金融輸電權的分配與拍賣分為兩層，分別是拍賣收益權(auction revenue right，ARR)分配和金融輸電權(financial transmission right，FTR)拍賣[7]。

ARR分配解決了輸電權的初始分配問題，是對用戶輸電阻塞的一種補償，其獲取方式是通過年度ARR分配獲得。ARR的分配對象包括網絡輸電用戶(即沒有輸電資產且代理某區域用戶的中間售電商)和固定點對點輸電服務用戶(即簽訂了長期點對點輸電協議的用戶)。

FTR拍賣賦予了金融輸電權流動性，使市場參與者可以更準確和更靈活地對沖輸電和電能量成本風險。FTR拍賣每年組織開展多次，包括年度、長期和月度拍賣；參與拍賣的主體為PJM的全體成員。

1.2 同時可行性測試

在金融輸電權市場中，無論是提交ARR分配申請還是FTR報價都需要通過SFT測試[22]。以PJM金融輸電權市場為例，所有分配的ARRs必須是同時可行的，即電網系統的潮流都在線路的額定功率內，以確保年度FTR拍賣收入可以覆蓋ARR目標分配；同時，所有FTRs也必須是同時可行的，以確保日前市場中收取的總阻塞費用足以覆蓋FTR目標分配。通過確保所有授予的FTRs或ARRs都可被執行，從而維護FTRs或ARRs的經濟價值。這意味著，SFT測試的目的一是為了確保所有簽署的輸電權都在現有輸電系統的容量限制內，二是保證能量市場在系統正常情況下的收益充裕性[23]。

同時可行性測試(simultaneous feasibility test，SFT)是金融輸電權市場的重要組成部分，是一項市場可行性測試，而不是電網系統的可靠性測試，因此不需要完全基于系統的實際情況進行模擬計算。美國PJM的SFT測試模型采用直流潮流模型，是對預期的供需和網絡拓撲進行建模。由于該測試不是系統可靠性測試，因此不需對系統的實際運行條件進行建模。

但即便對于每筆FTR交易或ARR分配都進行了SFT測試，在實際中的收益或盈余分配中仍然會產生相對于目標分配的盈余或者短缺，這時候PJM采取了不平衡資金池的做法，即當月的盈余用以補上月的短缺并全年滾動[23]。

2 南方(以廣東起步)電力市場發展現狀

2.1 市場交易結構

目前，南方(以廣東起步)電力市場(以下簡稱廣東電力市場)已構建了完整的市場體系架構和市場運營機制，其電能量交易由3部分組成，分別為價差月度交易、絕對價格周交易和現貨市場交易。其中，差價月度交易包括差價月競、用電權轉讓、價差雙邊和價差掛牌交易；絕對價格周交易包括周集中競爭、周掛牌和周雙邊協商交易；電力現貨市場交易則包括日前現貨市場和實時現貨市場[24]。

2.2 廣東電力市場阻塞盈余分配現狀

廣東現貨市場采用全電量競價的市場模式，以及發電側按所在節點的價格和用戶側按全網統一結算點的價格進行結算的結算機制。然而，在計劃與市場雙軌并行的模式下，總交易電量分為市場交易電量和非市場交易電量，并分別產生相應的市場阻塞盈余和非市場阻塞盈余。根據廣東電力交易中心發布的廣東電力市場2019年年度報告[25]，如果市場用戶主要集中在低節點電價地區，那么可能會導致市場阻塞盈余為負的情況，同時產生不平衡資金。

在市場阻塞盈余構成方面，根據2021年發布的南方(以廣東起步)電力現貨市場5月結算試運行實施方案[6,8]，市場盈余為以下3項之和，分別是差價中長期合同的阻塞盈余、絕對價格中長期合同的阻塞費用和現貨阻塞盈余費用。市場阻塞盈余和市場發用電量不平衡偏差電費構成市場盈余。

CR市場=CR差價+CR絕對價格+CR現貨偏差

(1)

式中：CR市場、CR差價、CR絕對價格、CR現貨偏差分別為總阻塞盈余、差價中長期合約的中長期阻塞費用、絕對價格中長期合約的中長期阻塞費用和現貨偏差阻塞盈余。

在市場阻塞盈余的分攤方面，價差中長期合同的阻塞盈余按照發電側的上網電量比例進行分享或分攤，絕對價格中長期合同及現貨偏差電量產生的阻塞盈余由售電公司即用戶側實際用電量的比例進行分享或分攤。

2.3 存在的問題

現有的廣東電力市場相關規則是為適應電力市場改革初期所設計，與之配套的市場阻塞盈余分攤方法也是一種簡化的處理方法。雖然該方法簡單清晰，但是仍存在一定的問題。

1)沒有考慮節點所在的空間價值。當用戶僅考慮基于用電量比例對市場阻塞盈余進行分攤時，沒有把各用戶與其相應的發電節點間的阻塞價值差異體現出來。即實際各發電結算節點與用戶結算節點的價格差是存在差異的，但在按現有的分攤方法下，該差異為0。

2)用戶不能基于自身的實際情況進行阻塞費用分配權的自主申請。由于現階段的阻塞盈余分配方法是一種基于電力市場建設初期設計的方法，因此支付輸電權費用的用戶尚未對市場阻塞費用的分配具有自主權，只能基于市場規則獲得相應的返還。

3)不利于電力市場改革的進一步發展。當前返還用戶的費用不能準確地反映出該用戶對網絡約束的影響，導致市場阻塞費用分配不合理，影響電力市場的充分競爭，阻礙電力市場機制的完善。

3 適應廣東電力現貨市場環境的阻塞收益權分配機制設計

基于國外輸電權機制的理論研究和經驗分析，結合現階段廣東電力市場的相關規則與未來發展方向，設計出相應的阻塞收益權分配機制，其具體流程如圖1所示。

圖1 阻塞收益分配流程Fig.1 Congestion revenue allocation process

3.1 容量申請上限

阻塞收益權分配對象應為支付了輸電資產沉沒成本的輸電服務用戶，即支付了輸電服務費用的用戶。基于廣東電力市場的規則和市場參與者類型，阻塞收益權的分配主體為大用戶和售電公司。

為使阻塞收益權分配機制具有靈活性，分配流程每月組織開展一次。在用戶提交申請前，組織開展阻塞收益權分配流程的相關機構向符合資格的用戶公布其每月可申請的容量上限。

3.2 提交申請

大用戶和售電公司基于其簽訂的中長期合約和所公布的容量申請上限，按需提交阻塞收益權分配申請，提交的申請需明確路徑和容量。其中，路徑可以通過用戶簽訂的中長期合約進行明確。由于用戶簽訂中長期合約后需提交至調度機構進行安全校核，由此可獲得與中長期合約相關的發電節點和用電節點，并以此作為申請路徑的依據。

3.3 出清與分配

為保證阻塞收益的充裕性，即收取的阻塞費用足以覆蓋支付給擁有阻塞收益權持有人的費用，需要對每一個分配申請進行同時可行性測試(SFT)。

SFT采用直流潮流模型，其網絡拓撲模型是基于廣東實際電網拓撲模型進行建模，但并不一定完全相同。SFT模型的輸入數據如下。

1)該月的計劃發電安排；

2)上一年該月的各節點負荷水平；

3)所有分配申請；

4)所有輸電線路額定容量；

5)該月的檢修和停運計劃；

6)必要的假設，如天氣導致的非計劃停運等；

7)其他必要的信息。

首先，基于線路約束條件、檢修停運計劃和其他相關假設和信息，確定該月SFT網絡模型的總輸電容量。

其次，根據該月計劃發電安排，把各機組所在節點作為注入節點，注入量為該機組的計劃發電。

此外，由于技術原因，目前僅知道各節點的總負荷水平，卻無法準確計量每個節點的計劃與市場用電量。因此，根據上一年該月各節點負荷水平，計算每個節點的負荷占總負荷的比例，再把各負荷節點作為流出節點，流出量為計劃總發電量乘以各節點負荷比例。

然后，根據各阻塞收益權分配申請中指定的方向和容量，把各申請作為一對注入和流出加入SFT模型中。

接著，基于各節點對約束的靈敏度因子，計算阻塞收益權分配申請的可用容量額度。具體計算公式為：

(2)

(3)

(4)

式中：Cl,apply為約束線路l的阻塞收益權分配申請的可用容量額度；Em為指市場申請對約束的影響；Etol為市場和計劃對約束的總影響；Cl為線路l的額定容量；Cn,m為流出點為節點n的申請容量總和；Cn,p為流出點為節點n的計劃負荷；TLRn,l為節點n對線路l的靈敏度因子。

最終，提交的分配申請將全部或部分通過SFT，或不通過SFT。申請通過的容量為：

C獲得,i=min(C申請,i,CSFT,i)

(5)

(6)

式中：C獲得,i為申請i最終獲得的容量；CSFT,i為SFT允許申請i通過的容量；C申請,i為第i個申請的容量；C影響,l為所有對線路l造成影響的申請的容量之和；fl,i為申請i對線路l的影響因子。

阻塞收益權分配的整體出清流程如圖2所示。

圖2 SFT與出清流程Fig.2 SFT and clearing process

3.4 結算

阻塞收益權的結算全流程如圖3所示。

圖3 結算流程Fig.3 Settlement process

阻塞收益權的結算每小時進行一次，其價值取決于現貨市場中各節點的小時平均節點價格，具體計算方法如式(7)所示。

Ri=C獲得,i×(Pi,流出-Pi,注入)

(7)

式中：Ri為申請i的阻塞收益權價值；C獲得,i為申請i最終獲得的容量；Pi,流出為申請i流出節點的現貨小時平均節點價格；Pi,注入為申請i注入節點的現貨小時平均節點價格。

基于現貨市場獲得的市場阻塞盈余將按以下3種方式支付或收取阻塞收益權持有人費用。

1)當市場阻塞盈余等于阻塞收益權價值時，阻塞收益權持有人將按其計算的價值獲得或支付相關費用。

2)當市場阻塞盈余大于阻塞收益權價值時，阻塞收益權價值為負的持有人按計算結果支付費用，阻塞收益權價值為正的持有人則按照計算結果收取費用。超額收益按比例分配給阻塞收益權價值為正的持有人。

3)當市場阻塞盈余小于阻塞收益權價值時，阻塞收益權價值為負的持有人按計算結果支付費用，如果市場阻塞盈余和收取的費用足以支付價值為正的阻塞收益權時，該持有人按計算結果收取費用，若仍有剩余則按比例分配給該持有人，如果不足以覆蓋時，則按比例分配給阻塞收益權價值為正的持有人。

4 算例分析

為評估阻塞收益權分配機制的有效性，采用一個5節點算例進行一次分配流程分析，其結構如圖4所示。

圖4 5節點算例系統結構Fig.4 5-node example system structure

4.1 確定用戶申請上限

公布的各用戶的月度阻塞收益權申請容量上限如表1所示。

4.2 提交申請

各用戶基于其申請上限和需求提交以下阻塞收益權分配申請如表2所示。

4.3 出清/SFT

該月無任何檢修和停運計劃，各線路額定容量如表3所示。

表1 各用戶申請上限Tab.1 Upper limit of each user’s application

表2 分配申請Tab.2 Allocation application

表3 線路額定容量Tab.3 Rated capacity of lines

假設基于該月的計劃發電安排和上一年該月各節點負荷水平，各機組的發電計劃和各節點的計劃負荷水平如表4所示。

表4 計劃發電和計劃負荷Tab.4 Planned generation and planned load

把計劃部分和分配申請的數據加入SFT模型中，各節點的注入和流出容量如表5所示。

表5 注入和流出容量Tab.5 Injection and outflow capacity

在本算例中，由于線路L15的容量約束，導致不能完全滿足所有的阻塞收益權分配申請。因此，基于節點靈敏度因子，計算阻塞收益權分配申請的可用容量額度如表6所示。

表6 節點靈敏度和申請可用容量額度Tab.6 Node sensitivity and applied available capacity limit

最后，各申請最終獲得的容量如表7所示。

表7 阻塞收益權分配結果Tab.7 Allocation outcome of congestion revenue right

4.4 結算

現階段廣東電力現貨市場用戶側按統一結算節點進行結算；發電側按所在節點的價格進行結算。假設某一小時現貨市場用戶側和發電側的結算價格如圖5所示。

圖5 電力現貨出清結果Fig.5 Clearing results of electric spot market

基于上述阻塞收益權結算方法，各通過SFT的申請具有的價值和最終獲得的阻塞盈余返還費用如表8所示。

表8 各申請路徑的返還費用情況Tab.8 Refund of fees for each application path

4.5 分析

本文基于對國外輸電權拍賣模型的深入研究，結合南方區域(廣東)實際情況與阻塞盈余分配需求，設計了基于算法的阻塞收益權分配機制，實現對不同用戶進行從申請到結算的全流程模擬。本文提出的阻塞收益權分配機制主要有以下幾個創新點。

1)不存在不平衡資金池。在阻塞收益權分配機制的結算中，收取的市場阻塞費用與阻塞收益權價值間的差值將不設置不平衡資金池，而是直接基于各阻塞收益權的價值和其比例進行分配，確保市場阻塞盈余可以100%分配給分配主體。PJM對于拍賣收益和阻塞盈余的分配是設置的不平衡資金池，在年內甚至進行跨年的分配。

2)體現出不同用戶間的阻塞風險。參考了國外輸電權機制的設計，本文提出的阻塞收益權在提交申請時需要考慮路徑和方向，這意味著用戶需要對自身以及與其簽訂合約的電廠的物理位置有充分的了解。即使用戶側使用統一結算價格，然而由于各電廠位于不同的地理位置也具有不同的節點價格，導致不同的路徑具有不同的阻塞價值。因此需要把該差異在返還給用戶的費用中體現出來，這點也是目前廣東阻塞盈余分配機制中尚未考慮到的。另外，設計中還考慮到目前未知各節點負荷中計劃市場比例的情況，將雙軌制的實際情況考慮到了阻塞分配機制當中。

3)使市場主體形成自主對沖阻塞帶來的價格風險的意識。當用戶可以自主決定是否進行阻塞收益權申請時，其實就是對自身是否存在因阻塞帶來的價格風險的判斷。當用戶對阻塞風險具有更深入的了解時，其將對管理阻塞工具有更高的要求。因此，用戶自主對沖阻塞風險的意識的形成會為未來輸電權機制的發展減少阻礙。

PJM對于阻塞盈余分配的雙重分配方式顯然無法直接引入廣東，一是因為國內仍存在計劃-市場雙軌制，二是因為目前用戶仍然采用統一結算點的方式進行結算。雖然國內電力市場與PJM電力市場的存在差異性，但對于阻塞盈余的合理性分配是兩個市場的共同需求。現階段的電力現貨市場環境尚不具備即刻引入完整輸電權市場的條件，然而基于電力市場發展需求，需要具有相應的阻塞管理工具。因此本文提出的基于用戶申請的阻塞盈余分配方式能夠滿足此需求的同時作為引入輸電權市場的一個過渡階段，為輸電權市場的引入奠定基礎。

5 結語

本文基于南方電力現貨市場的發展和要求，提出了南方(以廣東起步)電力現貨市場環境下的阻塞收益權分配機制，并針對其分配流程進行了算例分析，為電力現貨市場提供一種有效的阻塞管理機制，同時也為未來引入金融輸電權市場提供基礎。

由于本文設計的阻塞收益權分配機制僅根據用戶歷史負荷情況進行分配，不能完全滿足實際的對沖風險情況，因此未來需要在此基礎上增加拍賣機制，以提高阻塞收益權的流動性，增加用戶對沖風險的靈活性。最終，基于我國國情，逐步完善和建設具有我國特色的輸電權市場。