区域电力现货市场交易机制评价方法研究

于壮状，周鹏程，曾 鸣

（1.华北电力大学经济与管理学院，北京 102206；2.南方电网物资有限公司，广东 广州 510620）

0 引言

电力现货市场作为连接电力中长期交易与实时运行的关键环节，能有效发现电力商品价格，为电力短期供需平衡提供市场化手段。因而现货市场交易机制设计和市场建设是一项复杂的系统工程［1-3］。随着新一轮电力体制改革进入深水区和攻坚期，我国电力现货市场建设取得阶段性成果。2020 年，山东、新疆、安徽等省份相继印发电力现货市场建设方案，国内开展电力现货交易的省份进一步扩大，我国现货市场的全面铺开，已成为构建全国统一电力市场的重点。

然而，当前我国电力现货市场正处于发展初期，对市场交易机制的评价研究大多侧重于对其必要性和可行性的分析。此外，在电力体制改革背景下，电价波动、区域电力市场交易频繁等因素进一步增加系统运行的不确定性，要求电力现货市场交易机制具备一定的风险抵御能力；另一方面，与中长期市场对系统安全稳定运行的保障作用相比，现货市场安全保障作用相对有限，在设计市场交易机制时应注重推动安全、高效的电力市场发展作用。

鉴于此，针对区域电力现货市场交易机制评价方法展开研究。梳理归纳影响现货市场交易机制设计的因素，充分考虑电力现货市场交易情况、交易机制的合规效率性以及交易机制的效益及福利，构建区域电力现货市场交易机制评价指标体系，建立了区域电力市场现货交易机制评价模型。最后，选取国内若干区域电力市场交易数据进行验证分析，为科学设计和有效评估区域电力现货市场交易机制、完善电力现货市场建设、推进构建全国统一电力市场提供借鉴。

1 电力现货市场交易机制设计

1.1 现货市场模式选择

区域电力现货市场模式的选择应充分考虑区域内市场主体成熟度、电力调度方式、系统阻塞程度、调峰资源情况以及与跨省跨区市场之间的衔接等因素［4］。考虑到我国多数区域电力现货市场主体的成熟度较低、现阶段调度方式为统一调度和系统阻塞严重等原因，在区域电力现货市场建设初期可选择集中式市场，减小市场建设对系统运行的影响。区域电力现货市场交易框架如图1所示。

图1 电力现货市场交易框架

典型的电力现货市场主要包括日前市场、日内市场等，由发电企业、电网企业、电力用户、交易机构、调度机构等市场主体组成。发电企业和电力用户根据交易机构的计划下达情况开展组织申报，电力用户进行用电需求与报价，市场完成跨区域安全校核并组织集中出清，形成日前、日内计划。

1.2 现货市场定价机制设计

区域电力现货市场定价机制的设计与区域内市场主体成熟度、系统阻塞程度以及社会公平性等紧密相关［5］。在电力现货市场环境下，电价采用随时间变化的实时电价，并且根据阻塞程度的不同，可形成不同的电力现货市场定价机制。考虑到区域电力现货市场的延续性和节点电价的优越性，对于采用区域电价的地区，在市场建设初期可选择节点电价模型。

1.3 现货市场报价方式选择

区域电力现货市场报价方式的选择与区域内市场主体成熟度和参与市场能力紧密相关［6］。若用户了解自身用电行为，有能力参与现货报价，则可以采用双边报价，反之则采用单边报价。考虑现阶段我国电力现货市场建设情况，单边报价可能更适用初期的区域电力现货市场建设；但从长远来看，双边报价则更符合电力现货市场建设的目标。

1.4 现货市场出清模型选择

区域电力现货市场可根据市场主体成熟度和系统电源种类等因素确定出清模式［7-8］。为保障系统可靠稳定运行，在设计区域电力现货市场特别是日前市场出清时要考虑系统的物理模型及设备参数；对于不引入日内市场的区域，在日前和实时市场间增加滚动出清环节，重新确定出清结果。

1.5 与中长期交易协调

新一轮电力体制改革按照“管住中间，放开两头”的思路，以直接交易作为电力市场改革的切入点开展电力中长期交易［9-10］。然而，目前我国中长期交易主要是电量合约，如何协调直接交易与现货市场交易之间的电量，是电力现货市场建设的重点。

2 区域电力现货市场交易机制评价体系

2.1 电力现货市场交易情况

1）交易规模同比增长。

区域电力现货市场的交易规模，可能受到市场规则、交易成本等多种因素的影响。选取交易规模同比增长率作为衡量区域电力现货市场的交易规模的指标，计算方法如式（1）所示。

2）平均电价同比增长。

选取平均电价同比增长率作为衡量区域电力现货交易平均电价同比增长情况的指标，反映了在以日前、日内和实时为时间跨度的区域电力现货市场中，市场交易的成交价格波动水平。计算方法如式（2）所示。

3）电力现货交易供需比。

该指标反映了区域电力市场中现货交易电量的供需平衡情况，计算方法如式（3）所示。

2.2 交易机制的合规效率性

1）合同违约率。

购售电合同违约率反映出区域电力现货市场交易中市场主体交易合同的违约数目占合同总数目的百分比，计算公式如式（4）所示。

2）边际电价差值率。

在区域电力市场现货交易中，日前和实时市场的系统边际电价的差值越小，表明日前市场的发电计划越接近实时运行的需求，减少了利用日前市场和实时市场的价格差进行套利的可能性。选取系统边际电价差值率指标来衡量交易机制的合规效率性，计算公式如式（5）所示。式中：为区域电力市场现货交易中系统边际电价差值率；为日前市场的系统边际电价；为实时市场的系统边际电价。

3）市场交易结算率。

市场交易结算率反映了区域电力现货市场交易的结算完成情况，计算公式如式（6）所示。

2.3 交易机制的效益及福利

1）清洁能源配额同比增长率。

清洁能源配额同比增值率表示在区域电力现货市场中，当期交易的清洁能源总量配额与上一期交易的清洁能源总量配额之比，计算公式如式（7）所示。

2）阻塞收入管理盈余。

阻塞收入管理盈余是指电力用户支付的阻塞费用与支付给发电厂的阻塞费用的差值，反映了区域电力现货市场交易中进行阻塞管理的有效性［11］，计算公式如式（8）所示。

3）系统备用裕度率。

备用裕度率是指电力系统尖峰时段的现货市场出清备用量与尖峰负荷的比值［12］。从安全性来看，备用裕度越高，电力系统可靠性越高；从经济性来看，系统备用裕度率过高又会降低市场交易的经济效益，计算公式如式（9）所示。

基于上述研究分析，形成区域电力市场现货交易机制评价指标体系，如表1所示。

表1 交易机制评价指标体系

3 区域电力市场现货交易机制评价模型

3.1 指标无量纲化处理

由于区域电力市场中长期电力交易机制评价指标之间具有不同的量纲单位，为便于比较指标之间的比较和计算，应消除评价指标的量级差异，需要对指标元素进行无量纲化处理，使所有指标处于同一数量级。为此，选择非线性无量纲化处理模型。

1）效益型指标。

效益型指标是指区域电力现货市场交易机制评指标的数值越高（或越大）越好，计算方式如式（10）所示。

2）成本型指标。

成本型指标是指区域电力现货市场交易机制评指标的数值越低（或越小）越好，计算方式如式（11）所示。

3.2 赋权优化模型

属性层次模型法（Attribute Hierarchy Model，AHM）是基于球赛模型的决策方法。相比于AHP 法而言，AHM 只需要进行相对属性测度和构造属性判断矩阵，不需要进行一致性检验，可避免大量计算，使主观决策更加合理有效［13］。

1）建立属性递阶层次结构。

明确区域电力现货市场交易机制评价体系层次结构关系，基于关系建立属性递阶层次结构。

2）构造属性判断矩阵。

式中：q为区域电力市场现货交易机制评价指标体系中的指标个数；p为被评价对象数量。

属性判断矩阵Ni，j如式（13）所示。

由于Ni,j难以求出，可通过AHP 法的判断矩阵，通过式（14）转换为Ni，j。

3）计算指标权重值。

3.3 灰色关联TOPSIS交易机制评价模型

利用灰色关联度对逼近理想解排序法（Technique for Order Preference by Similarity to an Ideal Solution，TOPSIS）模型进行改进，使其更准确地描述交易机制评价各指标与理想指标之间的贴近程度，从而提升评价结果的合理性［14］。

1）构建加权矩阵。

2）确定正、负理想解。

3）确定欧氏空间距离。

4）确定灰色关联度。

5）确定接近度。

6）相对接近度排序。

3.4 评价方法应用分析

为使区域电力现货市场交易机制评价模型能有更直观的认识和理解，针对评价方法流程应用分析如图2所示。

图2 评价方法应用流程

4 评估效益算例分析

4.1 评价指标预处理结果

选取国内4 个区域跨省跨区电力市场进行评估效益算例分析。区域电力市场运营情况如表2所示。

表2 评价指标预处理结果

对评价指标进行非线性无量纲化处理，使所有指标处于同一数量级，统一转化为0～1 之间的无量纲值，预处理结果如表3所示。

表3 评价指标预处理结果

4.2 赋权优化计算结果

1）构造属性递阶层次结构。

将区域电力现货市场交易机制评价体系分解为不同层次属性元素，按属性元素的隶属关系和属性划分为目标层（即评价体系）、准则层（即电力现货市场交易情况、交易机制的合规效率性等3个一级指标）和方案层（即交易规模同比增长、平均电价同比增长等9个二级指标），构造属性递阶层次结构，如图3所示。

图3 属性递阶层次结构

2）构造属性判断矩阵。

准则层相对于方案层的属性矩阵为：

3）计算指标权重。

区域电力现货市场交易机制评价体系的指标权重值如表4所示。

表4 评价指标权值结果

4.3 交易机制评价模型计算结果

1）构建加权矩阵。

对决策矩阵进行标准化处理，用权重值与标准化矩阵加权相乘得到加权矩阵为

2）确定正、负理想解。

以区域电力市场1 为例，进行算例分析。基于加权矩阵确定的正理想解为0.124 9；负正理想解为0.000 4。

3）求解相对贴近度。

基于式（20）—式（24）分别求出欧氏空间距离、灰色关联度、接近度和贴近度，并对相对贴近度进行排序，结果如表5所示。

表5 交易机制评价结果汇总

对相对贴近度结果进行排序，得出：区域电力市场3＞区域电力市场2＞区域电力市场4＞区域电力市场1。因此，区域电力市场3 的现货市场交易机制被评为最“好”或最“优”。

5 结语及展望

基于电力现货交易机制设计与市场建设情况，研究了区域电力现货市场交易机制评价方法。通过构建区域电力现货市场交易机制评价指标体系和交易机制评价模型，科学、有效地评估出了现货市场运行及交易机制的优劣程度，为下阶段我国完善电力现货市场建设、构建全国统一电力市场建设提供借鉴和理论支撑。

未来，在构建全国统一电力市场的大背景下，在电力现货市场建设中，可将需求侧响应、电供热、充电桩、储能等新的市场主体纳入竞争机制，构建与中长期交易高效协调的现货市场交易机制，实现发用电侧的双向竞争参与，促进电力现货市场在更大范围的资源优化配置。