【引言】 价格机制是所有市场设计的核心。电力市场中，与电网相关的约束的处理(阻塞管理)、定价及结算机制是不同市场模式的核心区别之一。在对两种典型的市场模式(事前阻塞管理和事后阻塞管理)进行分析和讨论后，本文提出一种新的现货市场出清及结算方法。该方法可以在对市场提供一定的位置信息的情况下，解决节点定价中的阻塞盈余的分配问题。
一、典型的两种现货市场定价方法
现货市场的定价方法可以从不同角度分类。这里，主要从阻塞管理的角度进行分类。在之前的文章(参考微信公众号走进电力市场：电力市场集中竞价的经济学原理分析 (十 阻塞管理2-事前和事后阻塞管理))中，我们介绍了两种阻塞管理的方法：事前方法和事后方法。这里对这两种方法再进行简单的讨论。
1、事前阻塞管理及定价方法
事前方法中，在出清的过程中考虑所有的网络约束，得到每个节点的实时电价，每个节点的发电和负荷按所在节点的实时电价结算。其中考虑约束的出清模型就是很多文献中提到的安全约束经济调度模型。这种定价机制下，会造成收入>支出的情况，即从用户收取的钱比支付给电厂的钱多，多的这个钱就是常常提到的“阻塞盈余”。需要规定一种阻塞盈余的分配方法。比如，美国电力市场中，定义了基于金融输电权FTR的拍卖收益权ARR的概念，将ARR分给有资格的(缴纳了输电费)的用户。
2、事后阻塞管理及定价方法
事后方法中，需要两次出清。第一次为无约束出清，即出清过程不考虑电网约束。可以得到一个系统统一价。第二次为有约束出清，出清过程考虑所有的电网约束。对两次出清结果的差别部分的出力，按照一定方式进行补偿。英国电力市场是典型的采用事后阻塞管理的市场。
在英国的强制电力库Pool模式中，第一次无约束出清在日前由电力库出清得到。第二次出清是实时运行中调度部门根据实际的电网、发电和负荷情况进行的调度。实时调度和日前出清的差，通过“限上”(constrained on)、“限下”(constrained off)机制进行补偿。由于限上、限下调度造成的阻塞成本按邮票法以uplift的形式分摊给所有用户。
在英国2000年以后实行的双边交易模式中，改变了两次出清、调度的方式。第一次出清由于不考虑网络约束，取消了强制电力库，市场成员可以自由选择通过何种方式达成交易：通过长期双边合同、短期双边合同、通过交易所组织的即期市场(Prompt market)或实时市场(spot market)等。实际上，并没有一个统一出清的过程。这里所讲的“第一次出清”中的出清并不是一个具体的统一出清的过程，而是一个广义的出清概念，指的是交易的达成(不管是通过什么方式达成的)。第二次出清通过由电网公司组织的平衡市场实现。对第二次出清的出力水平与无约束市场出清结果不同的机组，按照其申报的bid/offer报价进行补偿。相关的平衡成本，按照不平衡价格及市场主体的不平衡量分摊给相应的造成能量不平衡的市场主体。
3、两种方法的比较
事前方法的优点是，只需进行一次出清，而且可以得到非常清晰的基于节点的价格信号。其存在的问题是：1)造成了阻塞盈余问题，需要建立比较复杂的输电权及相关的输电权收益权等机制。2)能量市场的定价比较复杂，降低了远期能量市场的流动性。
事后方法需要两次出清。如果电网没有阻塞，则两次出清的结果是一样的。如果发生了阻塞，则在第二次出清中，出现了基于无约束出清的上调和下调服务。这种方法的优点是能量市场比较简单，整个市场只有一个价格，能量市场交易的流动性相对提高(因为一个市场中不同节点之间的电力合同可以认为是对相同产品的合同，可以相互交易)。另外，对市场(区域)内所有的用户和发电同等对待，政治上比较容易接受。可能存在的问题包括：1)能量市场没有基于节点的价格信号，无法引导长期的发电投资。2)上调、下调(或bid/offer)机制容易造成一些电厂的市场力，特别是提供下调(bid)服务的机组的市场力。
对于第一个问题，市场设计中有两个解决的方法。1)输电定价中，发电需要缴纳一部分输电费，且其输电费与所在的位置有关，从而通过输电价引导发电的投资。2)平衡市场中，对bid/offer按报价结算。也就是说，不同位置的电厂可以提交不同的价格，从而按不同的价格结算。因此，实际上平衡市场是一个与位置有关的、反映了位置信号的市场。
对第二个问题(市场力问题)，可以通过限制bid/offer的报价，以及签订长期合同等方式解决。比如，对某些经常会出现送出受限的地区的电厂，电网可以与其签订长期的调节服务合同。
二、一种新的现货市场定价方法
本文结合现有的两种典型的阻塞管理及定价方法的特点，提出一种新的方法。可以认为是事后阻塞管理的一种变形。具体方案如下，包括两个环节(阶段)。
1、无约束能量市场出清
这个环节与现有的事后阻塞管理的方法类似。由于不考虑网络约束，能量市场与输电市场完全解耦，能量市场的交易不需要考虑输电方面的约束。具体可以有两种实现方式。
1)集中的交易模式。要求无约束出清也必须在统一的、集中的交易机构(或者说强制电力库)中进行。
2)双边分散交易模式。不需要必须在统一的电力库交易，可以通过双边协商、挂牌、连续竞价等多种不同的方式进行交易。组织集中交易的机构可以限定只能是某个交易机构，也可以在交易机构之间引入竞争。
2、考虑约束的能量市场出清
这个环节的能量市场出清中，考虑比较详细的网络约束。具体实现也有两种方式。
1)全电量出清。根据发电资源的全电量报价及负荷侧的预测或报价，按照安全约束经济调度的方法进行出清。
2)增量出清。在上一阶段的出清结果的基础上，重新组织新的增量报价，考虑网络约束进行增量的出清。
3、市场结算
在以上两个步骤中，每个发电资源都有两个出清结果，称为无约束出清结果和有约束出清结果。将有约束出清结果与无约束出清结果比较，增加的部分称为“限上”，减小的部分称为“限下”。
对限上及限下部分出力，按照在第二个环节(有约束出清)中的报价结算。对用户实际用电量与第一环节交易电量差别的部分，按照根据第二环节出清模型计算出来的节点电价结算。
为了减小市场力，规定一个机组的基准出力水平，可以对在该水平之上提供的下调服务不收费，对该水平之下提供的下调服务进行补偿。基准出力可以全网相同，也可以按照不同区域、不同类型机组确定不同的水平。
另外，为了控制市场力，也可以对限上、限下的报价上下限进行一定的管制。
三、简单算例
1、出清方法
假设每个环节都采用第一种方法，即第一个环节采用集中交易，第二个环节采用全电量出清。
2、系统情况
图1 简单两节点系统
同样以这个简单两节点系统为例进行说明。基本参数如下。
PmaxAB=60MW;Pmax1=180MW;Pmax2=150MW;L1= 100MW ;L2=100MW;C1=300￥/MWh;C2=500￥/MWh。
假设机组的基准出力为额定容量，即不对机组的出力进行限制，保证机组所有容量的送出。
3、第一环节交易
总需求为A节点100MW、B节点90MW，共190MW。
出清(交易)结果：G1出力PG1=180MW，G2出力PG2=10MW。
出清(成交)电价：500￥/MWh。
4、第二环节交易
1)申报。第二环节，G1 和G2分别按成本报价，300￥/MWh及500￥/MWh。同时，申报其在第一阶段的交易量：170MW和20MW。
2)出清(可以采用安全约束经济调度模型)。
本环节中，假设A、B节点的实际需求分别为A节点100MW、B节点100MW，共200MW。
考虑约束的出清结果为：G1出力为160MW，G2出力为40MW。节点A的电价：300￥/MWh;节点B的电价：500￥/MWh。
3)结算。
相对第一环节的结果，G1需要下调20MW，G2需要上调30MW。对G1的20MW，按其报价300￥/MWh结算。对于G2的30MW，按其报价500￥/MWh结算。
对L1，第二环节的实际负荷与第一阶段购买的电力相同，没有不平衡电量。
对L2，第二环节的实际负荷比第一阶段购买的电力大，具有10MW的正偏差，按照所在节点B在第二环节的节点电价500￥/MWh结算。
阻塞成本：20*(500-300)=4000元。这是由于阻塞，调用更高成本的机组发电造成的成本。将阻塞成本用邮票法分摊给所有负荷，价格为4000/(100+100)=20￥/MWh。
5、总结算
G1总收入：180*500-20*300=84000元
G2总收入：10*500+30*500=20000元
L1总支出：100*500+100*20=52000元
L2总支出：90*500+10*500+100*20=52000元
发电总收入：84000+20000=104000元
负荷总支出：52000+52000=104000元
发电总收入=负荷总支出，意味着此种方法下，收支是平衡的，不需要进行阻塞盈余的分配。
6、另外的情况
考虑另外一种情况下的出清、结算。
假设G1的最大容量为250MW。则第一环节无约束出清的结果为G1出力190MW，G2出力为零。出清电价为300￥/MWh。第二环节G1的下调电力为30MW，G2的上调电力为40MW。阻塞成本为30*(500-300)=6000元。阻塞价格为6000/200=30￥/MWh。
第二环节：G1下调30MW，G2上调40MW。
G1总收入：190*300-30*300=48000元
G2总收入：40*500=20000元
L1总支出：100*300+100*30=33000元
L2总支出：90*300+10*500+100*30=35000元
发电总收入=48000+20000=68000元
负荷总支出=33000+35000=68000元
6、方法小结
本方法的主要要点如下。
1)类似于事后阻塞管理方法，采用两次出清：无约束出清和约束出清。
2)第一次的无约束出清可以通过集中的强制电力库实现，也可以通过分散式交易实现。可以在初期采用强制电力库形式，随着市场的成熟采用分散式方式。
3)第二次出清可以采用全电量出清模式，也可以采用增量出清模式。需要市场主体根据第一阶段的交易结果提交其未来的拟出力曲线。
4)对发电，第二次出清与第一次出清相比出力变化的部分，按其报价结算。对负荷，第二环节的电量与第一环节的电量相比的偏差量按所在节点的实时电价结算。
5)第二环节的阻塞成本按邮票法分摊给所有用户。
总结
本文在对现有的两种阻塞管理、现货市场定价和结算模式进行分析的情况下，提出了一种新的机制。这种方法具有以下特点：
1)可以为市场提供与位置相关的价格信号：通过第二环节的调节市场产生。
2)没有阻塞盈余问题，不需要设置输电权。
3)实施方式灵活。第一环节可以采用强制电力库模式，也可以采用分散式交易模式;第二环节可以采用全电量竞价模式，也可以采用增量竞价模式。
