在南方(以广东起步)电力现货市场下的阻塞收益权分配机制

2022-06-09林少华别佩王浩浩吴明兴邝敏亮李文萱

南方电网技术 2022年5期

林少华，别佩，王浩浩，吴明兴，邝敏亮，李文萱

(1. 广东电力交易中心有限责任公司，广州510623；2. 清华大学，北京100084)

0 引言

2015年，我国发布了《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)[1]，提出了电力体制改革的重要性和紧迫性，明确了深化电力体制改革的总体思路和基本原则，指出了近期推进电力体制改革的重点任务和加强电力体制改革工作的组织实施。自文献[1]发布以来，为贯彻落实电力体制的进一步改革，大力推进电力市场的发展，2017年选取了南方(以广东起步)、浙江、甘肃等8个省份或地区作为首批电力现货市场建设试点[2]，随后2021年选取了辽宁、江苏、安徽、河南和上海作为第二批电力现货市场试点[3]。

在电力现货市场中，输电线路的容量约束会导致电网中各节点会存在价格差异，这意味着电能在同一时间的不同物理空间上具有不同的价值。总而言之，当电网不存在阻塞时，可以基于发电成本由低到高的原则调用发电机组以满足各节点的负荷要求；然而当电网存在阻塞时，某节点不能通过调用其他节点的低价发电机组以满足本节点的负荷要求，只能调用更为高价的发电机组。此时，因电网阻塞而产生的额外费用则称为阻塞费用[4]。

由于电力现货市场采用购电成本最小为目标，因此随着我国电力现货市场建设的不断推进，电力体制的市场化程度不断加深，阻塞费用的规模将不断扩大，未来电网的阻塞问题将逐步凸显，对现货市场的节点价格产生巨大的影响[5 - 7]。

目前，我国对阻塞费用的处理仍采用较为简单的按电量比例分摊的邮票法[6]。当电力现货市场逐步成熟，该方法将无法满足公平公正返还阻塞费用的要求，用户侧利益分配不准确，不利于电力现货市场的可持续发展。此外，在现有的现货价格机制下，市场参与主体尚无有效的阻塞风险管理工具和方法。为了完善我国电力市场机制设计，推动电力体系改革，需要为市场成员提供合理、准确的阻塞盈余分配方法，使其获得与其用电和所在地理位置相符合的返还阻塞费用。

基于文献[7 - 10]对国外典型金融输电权市场的设计原理和市场运营经验的探索，以及结合文献[11 - 21]中对我国电力市场发展现状、广东电力现货市场发展进程、阻塞盈余处理机制的研究与分析，本文将提出在南方(以广东起步)电力现货市场环境下的阻塞收益权分配机制，以解决阻塞盈余的分配问题，满足阻塞管理的要求。

1 国外阻塞管理办法

1.1 金融输电权

针对输电阻塞带来的阻塞管理问题，大多数国外采用节点电价机制的电力市场会利用金融输电权来解决[7]，本文以美国PJM作为典型例子进行展开阐述。金融输电权的主要目的有两个，首先是把基于节点电价机制收取的阻塞费用返回给用户；其次是支持双边合约和远期市场，确保输电网络的有效利用[22]。

PJM的金融输电权市场采用双重分配方式，即金融输电权的分配与拍卖分为两层，分别是拍卖收益权(auction revenue right，ARR)分配和金融输电权(financial transmission right，FTR)拍卖[7]。

ARR分配解决了输电权的初始分配问题，是对用户输电阻塞的一种补偿，其获取方式是通过年度ARR分配获得。ARR的分配对象包括网络输电用户(即没有输电资产且代理某区域用户的中间售电商)和固定点对点输电服务用户(即签订了长期点对点输电协议的用户)。

FTR拍卖赋予了金融输电权流动性，使市场参与者可以更准确和更灵活地对冲输电和电能量成本风险。FTR拍卖每年组织开展多次，包括年度、长期和月度拍卖；参与拍卖的主体为PJM的全体成员。

1.2 同时可行性测试

在金融输电权市场中，无论是提交ARR分配申请还是FTR报价都需要通过SFT测试[22]。以PJM金融输电权市场为例，所有分配的ARRs必须是同时可行的，即电网系统的潮流都在线路的额定功率内，以确保年度FTR拍卖收入可以覆盖ARR目标分配；同时，所有FTRs也必须是同时可行的，以确保日前市场中收取的总阻塞费用足以覆盖FTR目标分配。通过确保所有授予的FTRs或ARRs都可被执行，从而维护FTRs或ARRs的经济价值。这意味着，SFT测试的目的一是为了确保所有签署的输电权都在现有输电系统的容量限制内，二是保证能量市场在系统正常情况下的收益充裕性[23]。

同时可行性测试(simultaneous feasibility test，SFT)是金融输电权市场的重要组成部分，是一项市场可行性测试，而不是电网系统的可靠性测试，因此不需要完全基于系统的实际情况进行模拟计算。美国PJM的SFT测试模型采用直流潮流模型，是对预期的供需和网络拓扑进行建模。由于该测试不是系统可靠性测试，因此不需对系统的实际运行条件进行建模。

但即便对于每笔FTR交易或ARR分配都进行了SFT测试，在实际中的收益或盈余分配中仍然会产生相对于目标分配的盈余或者短缺，这时候PJM采取了不平衡资金池的做法，即当月的盈余用以补上月的短缺并全年滚动[23]。

2 南方(以广东起步)电力市场发展现状

2.1 市场交易结构

目前，南方(以广东起步)电力市场(以下简称广东电力市场)已构建了完整的市场体系架构和市场运营机制，其电能量交易由3部分组成，分别为价差月度交易、绝对价格周交易和现货市场交易。其中，差价月度交易包括差价月竞、用电权转让、价差双边和价差挂牌交易；绝对价格周交易包括周集中竞争、周挂牌和周双边协商交易；电力现货市场交易则包括日前现货市场和实时现货市场[24]。

2.2 广东电力市场阻塞盈余分配现状

广东现货市场采用全电量竞价的市场模式，以及发电侧按所在节点的价格和用户侧按全网统一结算点的价格进行结算的结算机制。然而，在计划与市场双轨并行的模式下，总交易电量分为市场交易电量和非市场交易电量，并分别产生相应的市场阻塞盈余和非市场阻塞盈余。根据广东电力交易中心发布的广东电力市场2019年年度报告[25]，如果市场用户主要集中在低节点电价地区，那么可能会导致市场阻塞盈余为负的情况，同时产生不平衡资金。

在市场阻塞盈余构成方面，根据2021年发布的南方(以广东起步)电力现货市场5月结算试运行实施方案[6,8]，市场盈余为以下3项之和，分别是差价中长期合同的阻塞盈余、绝对价格中长期合同的阻塞费用和现货阻塞盈余费用。市场阻塞盈余和市场发用电量不平衡偏差电费构成市场盈余。

CR市场=CR差价+CR绝对价格+CR现货偏差

(1)

式中：CR市场、CR差价、CR绝对价格、CR现货偏差分别为总阻塞盈余、差价中长期合约的中长期阻塞费用、绝对价格中长期合约的中长期阻塞费用和现货偏差阻塞盈余。

在市场阻塞盈余的分摊方面，价差中长期合同的阻塞盈余按照发电侧的上网电量比例进行分享或分摊，绝对价格中长期合同及现货偏差电量产生的阻塞盈余由售电公司即用户侧实际用电量的比例进行分享或分摊。

2.3 存在的问题

现有的广东电力市场相关规则是为适应电力市场改革初期所设计，与之配套的市场阻塞盈余分摊方法也是一种简化的处理方法。虽然该方法简单清晰，但是仍存在一定的问题。

1)没有考虑节点所在的空间价值。当用户仅考虑基于用电量比例对市场阻塞盈余进行分摊时，没有把各用户与其相应的发电节点间的阻塞价值差异体现出来。即实际各发电结算节点与用户结算节点的价格差是存在差异的，但在按现有的分摊方法下，该差异为0。

2)用户不能基于自身的实际情况进行阻塞费用分配权的自主申请。由于现阶段的阻塞盈余分配方法是一种基于电力市场建设初期设计的方法，因此支付输电权费用的用户尚未对市场阻塞费用的分配具有自主权，只能基于市场规则获得相应的返还。

3)不利于电力市场改革的进一步发展。当前返还用户的费用不能准确地反映出该用户对网络约束的影响，导致市场阻塞费用分配不合理，影响电力市场的充分竞争，阻碍电力市场机制的完善。

3 适应广东电力现货市场环境的阻塞收益权分配机制设计

基于国外输电权机制的理论研究和经验分析，结合现阶段广东电力市场的相关规则与未来发展方向，设计出相应的阻塞收益权分配机制，其具体流程如图1所示。

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

3.1 容量申请上限

阻塞收益权分配对象应为支付了输电资产沉没成本的输电服务用户，即支付了输电服务费用的用户。基于广东电力市场的规则和市场参与者类型，阻塞收益权的分配主体为大用户和售电公司。

为使阻塞收益权分配机制具有灵活性，分配流程每月组织开展一次。在用户提交申请前，组织开展阻塞收益权分配流程的相关机构向符合资格的用户公布其每月可申请的容量上限。

3.2 提交申请

大用户和售电公司基于其签订的中长期合约和所公布的容量申请上限，按需提交阻塞收益权分配申请，提交的申请需明确路径和容量。其中，路径可以通过用户签订的中长期合约进行明确。由于用户签订中长期合约后需提交至调度机构进行安全校核，由此可获得与中长期合约相关的发电节点和用电节点，并以此作为申请路径的依据。

3.3 出清与分配

为保证阻塞收益的充裕性，即收取的阻塞费用足以覆盖支付给拥有阻塞收益权持有人的费用，需要对每一个分配申请进行同时可行性测试(SFT)。

SFT采用直流潮流模型，其网络拓扑模型是基于广东实际电网拓扑模型进行建模，但并不一定完全相同。SFT模型的输入数据如下。

1)该月的计划发电安排；

2)上一年该月的各节点负荷水平；

3)所有分配申请；

4)所有输电线路额定容量；

5)该月的检修和停运计划；

6)必要的假设，如天气导致的非计划停运等；

7)其他必要的信息。

首先，基于线路约束条件、检修停运计划和其他相关假设和信息，确定该月SFT网络模型的总输电容量。

其次，根据该月计划发电安排，把各机组所在节点作为注入节点，注入量为该机组的计划发电。

此外，由于技术原因，目前仅知道各节点的总负荷水平，却无法准确计量每个节点的计划与市场用电量。因此，根据上一年该月各节点负荷水平，计算每个节点的负荷占总负荷的比例，再把各负荷节点作为流出节点，流出量为计划总发电量乘以各节点负荷比例。

然后，根据各阻塞收益权分配申请中指定的方向和容量，把各申请作为一对注入和流出加入SFT模型中。

接着，基于各节点对约束的灵敏度因子，计算阻塞收益权分配申请的可用容量额度。具体计算公式为：

(2)

(3)

(4)

式中：Cl,apply为约束线路l的阻塞收益权分配申请的可用容量额度；Em为指市场申请对约束的影响；Etol为市场和计划对约束的总影响；Cl为线路l的额定容量；Cn,m为流出点为节点n的申请容量总和；Cn,p为流出点为节点n的计划负荷；TLRn,l为节点n对线路l的灵敏度因子。

最终，提交的分配申请将全部或部分通过SFT，或不通过SFT。申请通过的容量为：

C获得,i=min(C申请,i,CSFT,i)

(5)

(6)

式中：C获得,i为申请i最终获得的容量；CSFT,i为SFT允许申请i通过的容量；C申请,i为第i个申请的容量；C影响,l为所有对线路l造成影响的申请的容量之和；fl,i为申请i对线路l的影响因子。

阻塞收益权分配的整体出清流程如图2所示。

图2 SFT与出清流程Fig.2 SFT and clearing process

3.4 结算

阻塞收益权的结算全流程如图3所示。

图3 结算流程Fig.3 Settlement process

阻塞收益权的结算每小时进行一次，其价值取决于现货市场中各节点的小时平均节点价格，具体计算方法如式(7)所示。

Ri=C获得,i×(Pi,流出-Pi,注入)

(7)

式中：Ri为申请i的阻塞收益权价值；C获得,i为申请i最终获得的容量；Pi,流出为申请i流出节点的现货小时平均节点价格；Pi,注入为申请i注入节点的现货小时平均节点价格。

基于现货市场获得的市场阻塞盈余将按以下3种方式支付或收取阻塞收益权持有人费用。

1)当市场阻塞盈余等于阻塞收益权价值时，阻塞收益权持有人将按其计算的价值获得或支付相关费用。

2)当市场阻塞盈余大于阻塞收益权价值时，阻塞收益权价值为负的持有人按计算结果支付费用，阻塞收益权价值为正的持有人则按照计算结果收取费用。超额收益按比例分配给阻塞收益权价值为正的持有人。

3)当市场阻塞盈余小于阻塞收益权价值时，阻塞收益权价值为负的持有人按计算结果支付费用，如果市场阻塞盈余和收取的费用足以支付价值为正的阻塞收益权时，该持有人按计算结果收取费用，若仍有剩余则按比例分配给该持有人，如果不足以覆盖时，则按比例分配给阻塞收益权价值为正的持有人。

4 算例分析

为评估阻塞收益权分配机制的有效性，采用一个5节点算例进行一次分配流程分析，其结构如图4所示。

图4 5节点算例系统结构Fig.4 5-node example system structure

4.1 确定用户申请上限

公布的各用户的月度阻塞收益权申请容量上限如表1所示。

4.2 提交申请

各用户基于其申请上限和需求提交以下阻塞收益权分配申请如表2所示。

4.3 出清/SFT

该月无任何检修和停运计划，各线路额定容量如表3所示。

表1 各用户申请上限Tab.1 Upper limit of each user’s application

表2 分配申请Tab.2 Allocation application

表3 线路额定容量Tab.3 Rated capacity of lines

假设基于该月的计划发电安排和上一年该月各节点负荷水平，各机组的发电计划和各节点的计划负荷水平如表4所示。

表4 计划发电和计划负荷Tab.4 Planned generation and planned load

把计划部分和分配申请的数据加入SFT模型中，各节点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，由于线路L15的容量约束，导致不能完全满足所有的阻塞收益权分配申请。因此，基于节点灵敏度因子，计算阻塞收益权分配申请的可用容量额度如表6所示。

表6 节点灵敏度和申请可用容量额度Tab.6 Node sensitivity and applied available capacity limit

最后，各申请最终获得的容量如表7所示。

表7 阻塞收益权分配结果Tab.7 Allocation outcome of congestion revenue right

4.4 结算

现阶段广东电力现货市场用户侧按统一结算节点进行结算；发电侧按所在节点的价格进行结算。假设某一小时现货市场用户侧和发电侧的结算价格如图5所示。

图5 电力现货出清结果Fig.5 Clearing results of electric spot market

基于上述阻塞收益权结算方法，各通过SFT的申请具有的价值和最终获得的阻塞盈余返还费用如表8所示。

表8 各申请路径的返还费用情况Tab.8 Refund of fees for each application path

4.5 分析

本文基于对国外输电权拍卖模型的深入研究，结合南方区域(广东)实际情况与阻塞盈余分配需求，设计了基于算法的阻塞收益权分配机制，实现对不同用户进行从申请到结算的全流程模拟。本文提出的阻塞收益权分配机制主要有以下几个创新点。

1)不存在不平衡资金池。在阻塞收益权分配机制的结算中，收取的市场阻塞费用与阻塞收益权价值间的差值将不设置不平衡资金池，而是直接基于各阻塞收益权的价值和其比例进行分配，确保市场阻塞盈余可以100%分配给分配主体。PJM对于拍卖收益和阻塞盈余的分配是设置的不平衡资金池，在年内甚至进行跨年的分配。

2)体现出不同用户间的阻塞风险。参考了国外输电权机制的设计，本文提出的阻塞收益权在提交申请时需要考虑路径和方向，这意味着用户需要对自身以及与其签订合约的电厂的物理位置有充分的了解。即使用户侧使用统一结算价格，然而由于各电厂位于不同的地理位置也具有不同的节点价格，导致不同的路径具有不同的阻塞价值。因此需要把该差异在返还给用户的费用中体现出来，这点也是目前广东阻塞盈余分配机制中尚未考虑到的。另外，设计中还考虑到目前未知各节点负荷中计划市场比例的情况，将双轨制的实际情况考虑到了阻塞分配机制当中。

3)使市场主体形成自主对冲阻塞带来的价格风险的意识。当用户可以自主决定是否进行阻塞收益权申请时，其实就是对自身是否存在因阻塞带来的价格风险的判断。当用户对阻塞风险具有更深入的了解时，其将对管理阻塞工具有更高的要求。因此，用户自主对冲阻塞风险的意识的形成会为未来输电权机制的发展减少阻碍。

PJM对于阻塞盈余分配的双重分配方式显然无法直接引入广东，一是因为国内仍存在计划-市场双轨制，二是因为目前用户仍然采用统一结算点的方式进行结算。虽然国内电力市场与PJM电力市场的存在差异性，但对于阻塞盈余的合理性分配是两个市场的共同需求。现阶段的电力现货市场环境尚不具备即刻引入完整输电权市场的条件，然而基于电力市场发展需求，需要具有相应的阻塞管理工具。因此本文提出的基于用户申请的阻塞盈余分配方式能够满足此需求的同时作为引入输电权市场的一个过渡阶段，为输电权市场的引入奠定基础。