服务南方区域电力市场建设的典型市场模式评述：社会福利视角下的机理分析及建模测算

尚楠，辜炜德，刘双全，陈政，冷媛，吴洋，梁梓杨

（1.南方电网能源发展研究院，广州 510663；2.云南电力调度控制中心，昆明 650051）

0 引言

推动区域统一电力市场建设将促进电能商品要素资源在更大范围内畅通流动，能够更充分发挥市场在资源配置中的决定性作用、助力资源配置效率进一步提升，是推动区域经济一体化发展的关键举措［1-2］。 《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9号文）》［3］明确提出，要推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。2021 年11 月，中央深化改革委员会第二十二次会议指出，要健全多层次统一电力市场体系，引导全国、省（区、市）、区域各层次电力市场协同运行、融合发展［4-5］。随着电力市场建设稳步有序推进、市场化交易电量比重持续提升，如何选择更加有效的区域市场化交易机制、协调各省区经济均衡发展，持续吸引着多方的密切关注［6-8］。事实上，不同的市场模式对价格水平、成本变化、利益格局调整等影响也各不相同，需要统筹成本、效益、环境、市场主体潜在策略等多个方面，明确主要矛盾和核心目标，全面评估、慎重优选市场模式。

国内目前形成了以“省为实体”的电力市场建设路线，其对于调动地方积极性具有重要意义，但也存在市场运作模式各自不同、规则制定执行不统一、跨省跨区市场有壁垒等问题，制约着发电资源更大范围内的优化配置。近年来，跨区域省间富余可再生能源现货交易［9］、省间电力现货交易［10］等先后启动，跨区跨省月内定期周交易［11］等相关政策也陆续印发，但大多重点聚焦于针对送端电网弃水、弃风、弃光电能的跨区外送交易，对于区域电力市场环境下的模式选择、优劣势梳理分析等尚未明确。

对于区域市场模式分析和选择，相当多的学者也对此也展开了系列讨论和分析［12-14］。如文献［15-16］定义了“统一市场”和“共同市场”的概念，并对二者的市场效率进行了对比。文献［17］认为宜先施行区域共同市场交易模式，经较长时间运行后，再逐步稳定过渡到区域统一市场模式，并从交易品种、市场时序等角度提出了若干共同市场演变路径。文献［18］在“共同市场”模式基础上进一步提出了“互联互通市场”模式，将交易出清过程划分为分地区独立的市场交易和涵盖发电权、用电权、双边合同等交易的跨区域互联互通交易两步。文献［19］将共同市场模式具体化为“统一市场、两级交易”，提出在区域级市场开展年（月）度合约电量市场交易以满足大部分负荷需求、在省级市场开展现货和发电权交易以满足小部分负荷需求的总体思路。文献［20-22］论述了省间、省内市场“两级出清”的方案，提出省间中长期交易物理执行，并将省间交易结果作为省内的边界。文献［23］探讨了“统一平衡”和“分区平衡”两种市场模式在南方区域的适用性。在上述研究中，对于区域竞争性电力交易框架下典型市场模式的划分较为初步，多种概念相对繁杂、容易混淆，内涵定义层面也存在一定重叠，尚未从社会福利视角对市场效率开展分析，亦未能充分考虑市场主体潜在博弈行为与市场出清格局演变趋势。面向未来构建新型电力系统的客观需要，亟需激发市场主体活力，实现更大规模、更大范围的新能源跨时空平衡和消纳为核心立足点，应重新梳理、思考、归纳区域电力市场模式，剖析其适用性与优劣势，以优化电力市场总体设计，助推全国统一电力市场体系建设。

在更大范围内促进电力资源共享互济和优化配置、以最经济方式推动能源清洁低碳转型和行业高质量发展等为立足点，本文基于微观经济学［24］等理论，依托供需理论、成本理论、均衡理论、博弈论和经济福利等模型［25］，面向区域电力市场环境，梳理归纳目前全国范围内各省级市场管理机构、电力市场领域专家学者等研究提出的各项方案，将区域竞争性电力交易体系划分为“统一市场、统一出清”、“统一市场、两级出清”、“送端优先、余量叠加”、“省内出清、余量替代”和“省内出清、增量交易”5 种典型模式，同时给出了不同市场模式的定义，分析了不同模式下的市场出清过程、价格形成机制和社会福利水平，并通过仿真算例量化测算了各种市场模式下的资源配置效率，提出配套的社会福利再分配机制为统一市场建设提供缓冲空间，为我国区域电力市场模式选择和路径设计提供决策参考。

1 区域竞争性电力交易典型模式运作机理

在竞争性电力交易框架体系下，省市场之间、省市场与区域市场之间、国家市场和省/区域市场之间如何衔接、跨省跨区市场化交易如何开展等存在多种模式。

1.1 模式一：“统一市场、 统一出清”模式

微观经济学经典原理表明，更大范围内的市场主体集中竞价出清将促成经济效率更优的资源优化配置［26］。遵循上述原理，模式一即“统一市场、统一出清”模式定义为送受端供需双侧同台竞价，市场集中统一出清的市场模式，该模式被国内现货试点与国外电力市场所广泛采用。美国PJM 市场、美国得州市场等均采用此模式［27］，应用此模式的市场呈现较强的集中式特征，覆盖地区之间通常存在较强的电力网络联系。

1.1.1 “统一市场、统一出清”模式运作机理

基于上述定义，在“统一市场、统一出清”模式下，该模式下市场出清结果如图1 所示。假设A、B 分别为两个独立市场，且A 市场电力紧缺，B 市场电力富余，需求曲线和供给曲线分别为DA、DB、SA、SB。在不考虑跨省区过网费时，A、B 两市场的出清点为P，统一出清价格为ρP；考虑跨省区过网费后，A 市场区内价格从ρP抬升为ρQA，B 市场区内价格从从ρP降低为ρQB。A市场发电和用户侧出清负荷分别为DQAS和DQAD，B 市场发电和用户侧出清负荷分别为DQBS和DQBD，B 市场跨省区送至A 市场的 电 量 为（DQBS-DQBD）， 其 在 数 值 上 等 于（DQAD-DQAS）。

图1 “统一市场、统一出清”模式下的市场出清结果Fig.1 Market clearing results in the mode of "single market,unified clearing"

1.1.2 “统一市场、统一出清”模式社会福利

此模式下市场的社会福利情况如图2 所示，统一出清后社会总福利增加等于图中两个蓝色三角形面积△AOC和△BER之和。

图2 “统一市场、统一出清”模式下的社会福利Fig.2 Social welfare in the mode of "single market, unified clearing"

在考虑跨省区过网费的情况下，社会福利水平均有所减少，基于图1 所分析的市场运行结果，考虑跨省区过网费社会福利趋于下降，其损失值等于图2 中4 个 黄 色 三 角 形△AA′QBS、 △BB′Q、△ASCC′QBD、△EE′QAD面积之和。

1.1.3 “统一市场、统一出清”模式特征及优缺点

在“统一市场、统一出清”模式下区域市场的总社会福利相比独立市场将大幅提升，同时伴随着区域间的利益转移；相比独立运行的情况，A 市场区内价格将下降、B 市场区内价格将上升，即B 市场在该模式下的用电成本将高于区内独立市场的成本水平、A 市场在该模式下的用电成本将低于区内独立市场的成本水平。

1.2 模式二：“统一市场、两级出清”模式

“统一市场、两级出清”模式于2018 年前后在国内首次被提出［28-29］，其含义为优先出清跨省区交易电量，并以此为边界条件开展省（区）内出清。该模式下，跨省跨区交易定位于落实国家能源战略，促进清洁能源消纳和资源大范围优化配置；省内交易定位于优化省内资源配置，保障电力供需平衡和电网安全稳定运行。

在两级市场模式下，市场出清可分解为“1+N”模型（1 个省间模型、N个省内模型），目前阶段两级市场顺序开展，即先进行省间市场出清再进行各省内市场出清。首先，省间交易统筹考虑各省总的发电曲线和总的购电曲线、各省化简的等值模型，并考虑全网发用电平衡、省间联络线输送能力，省间交易出清将得到省间联络线的出清电量和电能量交易电价。其次，在省间交易出清结果的基础上，将省间交易形成的联络线计划输入至省内市场，省内市场以该联络线计划作为市场边界，综合考虑省内市场发电主体、批发用户及售电公司报价和各类约束进行省内市场出清，从而达到省间和省内两级市场的协调。

1.2.1 “统一市场、两级出清”模式运作机理

暂不考虑区内阻塞，“统一市场、两级出清”模式下的市场出清过程如图3所示。同样假设DA和SA分别为A 市场的需求侧负荷和发电侧供给曲线，DB和SB分别为B 市场需求侧负荷和供给侧发电曲线。在不考虑跨省区过网费时，跨省跨区交易均衡点为P，过点P作平行于水平横线，分别于线DA、SA、DB、SB相交于点QAS1、QAD1、QBS1、QBD1，即此时A市场供需双侧出清点分别为QAS1和QAD1，以及B 市场供需双侧出清点分别为QBS1和QBD1。随后将跨省区交易结果作为区内市场出清的边界，等效于将A市场和B市场的需求曲线DA和DB分别平移至D′A和D′B，得到A 市场区内均衡点QAS1、B 市场区内均衡点QBD1。且B 市场跨省区送至A 市场的电量为（DQBS1-DQBD1），在数值上等于（DQAD1-DQAS1），跨省区和区内市场的出清价格均为ρP。

图3 “统一市场、两级出清”模式下的市场出清结果Fig.3 Market clearing results in the mode of "single market,two-tier clearing"

在考虑跨省区过网费时，A 市场的出清价格同样从ρP抬升至ρQA，B 市场的出清价格从ρP下降到ρQB。此时A 市场区内出清点为QAS，B 市场区内出清点为QBD，区内发电和出清负荷分别为DQBS和DQBD，且此时B 市场跨省区送至A 市场的电量为（DQBS-DQBD），在数值上等于（DQAD-DQAS）。

若区内市场存在阻塞，市场出清结果将发生变化。如图4 所示，在暂时不考虑跨省区输电费用的前提下，当区内发生阻塞时，开展区内出清时A、B两市场的供给侧曲线可能会发生偏移（例如图中B市场和A市场曲线分别偏移至S′B和S′A），进而造成出清点分别偏移至QAS2和QBD2，此时A、B 两市场的区内价格分别变为ρ′QA和ρ′QB，即送端区域的价格已经高于受端区域价格。

图4 “统一市场、两级出清”模式下考虑阻塞的市场出清结果Fig.4 Market clearing results in the mode of "single market,two-tier clearing" considering network congestion

1.2.2 “统一市场、两级出清”模式社会福利

“统一市场、两级出清”模式下市场社会福利情况如图5所示。类似“统一市场、统一出清”模式，此时A、B两市场联合出清社会总福利增加等于图中两个蓝色三角形△QBS1OQBD1和△QAS1RQAD1面积之和。同样地，在考虑跨省区过网费的情况下社会福利水平有所减少，其总减少值等于图中4 个黄色三角形△AQBSQBS1、△BQASQAS1、△CQBDQBD1、△EQADQAD1面积之和。

图5 “统一市场、两级出清”模式下的社会福利Fig.5 Social welfare in the mode of "single market, two-tier clearing"

1.2.3 “统一市场、两级出清”模式特征及优缺点

相比“统一市场、统一出清”模式，“统一市场、两级出清”模式同样会使得送端、受端省（区）出清价格趋于一致。当不考虑跨省区过网费时该价格为ρP，考虑跨省区过网费时则分别为ρQB和ρQA，该模式同样会造成区域间的利益转移。

1.3 模式三：“送端优先、余量叠加”模式

“送端优先、余量叠加”模式定义为送端省（区）内部优先出清，将剩余电量参与受端省（区）集中出清的市场模式。该模式在相关文献或学术研究中或被表述为“共同市场”模式，该模式特征之一在于由于省（区）内部优先出清，导致送端省（区）内用户侧价格能够暂时保持稳定，短期内不会产生因跨省跨区交易造成的利益冲击等问题。

1.3.1 出清及价格形成过程

同样假设DA和SA分别为A 市场的需求侧负荷和发电侧供给曲线，DB和SB分别为B市场需求侧负荷和供给侧发电曲线，暂不考虑跨省区过网费的前提下，“送端优先、余量叠加”模式下市场出清过程如图6（a）所示，B市场优先出清，得到出清交点R、出清电量DB和出清价格ρR。随后将B市场发电侧供给曲线SB和A市场发电侧供给曲线SA进行叠加得到联合供给曲线S′，该曲线S′与A 市场需求侧负荷曲线DA的交点QAD即为A 市场区域内市场出清结果。此时B 市场出清价格为ρR，将B 市场供给曲线叠加至A 市场后得到A 市场出清均衡点QAD，此时A 市场出清价格为ρQ，B 市场跨省区送至A 市场的电量为（DAD-DAS），该电量在数值上等于（DBS-DB）。

图6 “送端优先、余量叠加”模式下的市场出清结果Fig.6 Market clearing results in the mode of "supply region cleared with priority, excess power included"

若考虑跨省区过网费，该模式下市场出清结果如图6（b）所示。类似地，此时B 市场价格仍保持ρR不变，A市场的出清价格将从ρQ抬升至ρ′Q。可见该模式下B 市场跨省区送A 市场的电能价格ρP高于B市场区域内价格ρR。

1.3.2 “送端优先、余量叠加”模式社会福利

“送端优先、余量叠加”模式下市场社会福利的情况如图7 所示。从图中可以看出，无论是否考虑跨省区过网费，相比“统一市场、统一出清”和“统一市场、两级出清”两种模式，该模式下的总社会福利有所减少，具体表现在图中左下方的橙色三角形面积△ABR减少。

图7 “送端优先、余量叠加”模式下的社会福利Fig.7 Social welfare in the mode of "supply region cleared with priority, excess power included"

1.3.3 “送端优先、余量叠加”模式特征及优缺点

根据前述分析可知，在“送端优先、余量叠加”模式下，送端区域B 的市场价格可以在短期暂时维持不变（仍为ρR）。然而在该模式下市场交易的均衡点并不会一直保持不变。其原因在于B 市场跨省区送A 市场的电能价格ρP高于B 市场区域内市场价格ρR，即区域内、区域间市场之间存在价格差异，区域内机组将形成自发动机进行偏离边际成本的抬升报价进而求取在区域间市场出清。最终造成B 区域内市场价格逐渐抬升至与区域间市场价格持平的结果，如图8所示。

图8 “送端优先、余量叠加”模式下市场均衡状态Fig.8 Market equilibrium state in the mode of "supply region cleared with priority, excess power included"

1.4 模式四：“省内出清、余量替代”模式

“省内出清、余量替代”模式定义为，在送受端省（区）内部分别优先出清后，将送端省（区）富余电量由跨省区交易购入进而替代受端省份（区）部分发电的市场模式。该模式在文献［15］中作为“区域共同市场”模式被首次提出，为推进区域电力市场建设提供了一种典型方案。

1.4.1 “省内出清、余量替代”模式运作机理

在不考虑跨省区过网费的情况下，“省内出清、余量替代”模式下的市场出清过程如图9（a）所示。首先，B 市场先出清，得到出清交点O、出清电量DB和出清价格ρO；随后将B 市场内发电侧供给曲线SB和A 市场内发电侧供给曲线SA进行叠加得到联合供应曲线S′，S′与A 市场内需求侧负荷曲线交点R的垂线相交于点QA，此时A 市场区域内价格为ρQ，区域机组出力为DAS，B 市场跨省区送至A 市场的电量为（DA-DAS），该电量在数值上等于（DBS-DB）。

图9 “省内出清、余量替代”模式下的市场出清结果Fig.9 Market clearing results in the mode of "provincial market cleared with priority, excess power for alternative"

在考虑跨省区过网费的情况下，市场出清结果如图9（b）所示。此时B 市场内的价格水平仍保持ρR不变，A市场出清价格从ρQ抬升至ρ′Q。

1.4.2 “省内出清、余量替代”模式社会福利

“省内出清、余量替代”模式下市场社会福利如图10 中蓝色三角形所示；考虑跨省区输电费用后社会福利将同比进一步下降，减少值等于图中两个黄色三角形△ABQAS和△CEQBS的面积之和。可见，相比“送端优先、余量叠加”，该模式下A、B 两市场的总社会福利将进一步收缩。

图10 “省内出清、余量替代”模式下的社会福利Fig.10 Social welfare in the mode of "provincial market cleared with priority, excess power for alternative"

1.4.3 “省内出清、余量替代”模式特征及优缺点

与“省内出清、余量叠加”模式相似，如图11所示，该模式同样会造成B 区域内机组产生偏离边际成本的抬升报价动机，最终导致B 区域内市场价格逐渐抬升至与区域间市场交易价格持平。

图11 “省内出清、余量替代”模式下市场均衡状态Fig.11 Market equilibrium state in the mode of "provincial market cleared with priority, excess power for alternative"

1.5 模式五：“省内出清、增量交易”模式

“省内出清、增量交易”模式定义为，在送受端省（区）内部分别优先出清后，送端省（区）富余电量开展送受端增量交易的市场模式。该模式与当前国内正在实施或预计实施的跨省区富余可再生能源交易、省间电力现货交易等模式较为接近。

1.5.1 “省内出清、增量交易”模式运作机理

在不考虑跨省区过网费的情况下，“省内出清、增量交易”模式下的市场出清过程如图12（a）所示。首先，B 市场先出清，得到出清交点O、出清电量DB和出清价格ρO；随后将平行于B市场SB的发电侧供给曲线S′B与平行于A 市场DA的需求侧负荷曲线D′A纳入增量交易，两条曲线交点为Q′。此时A 市场出清价格为ρQ，B 市场跨省区送至A 市场的电量为（DBS-DB），该电量在数值上等于（DAD-DA），可见该模式下，跨省区交易电量规模相比前几种模式将大幅下降。

图12 “省内出清、增量交易”模式下的市场出清Fig.12 Market clearing results in the mode of "provincial market cleared with priority, incremental power to be traded later"

在考虑跨省区过网费的情况下，市场出清结果如图12（b）所示。此时B 市场内的价格水平仍保持ρO不变，A市场出清价格将从ρQ抬升至ρ′Q。

1.5.2 “省内出清、余量替代”模式社会福利

如图13 所示，“省内出清、增量交易”模式下A、B 两市场社会总福利等于图中3 个蓝色三角形△AHI和△EGR面积之和；考虑跨省区过网费后，社会福利的总减少值为图中3个黄色三角形△ABQ′和△EFQAD面积之和。

图13 “省内出清、增量交易”模式下的社会福利Fig.13 Social welfare in the mode of "provincial market cleared with priority, incremental power to be traded later"

1.5.3 “省内出清、余量替代” 模式特征及优缺点

根据出清过程分析可知，“省内出清、增量交易”模式同样会造成B 市场区域内机组的偏离边际成本抬升报价行为，最终导致B 市场内价格逐渐抬升至与区域间市场价格持平，如图14 所示。需要说明的是，相比其他模式，“省内出清、增量交易”模式下的跨区域交易电量大幅收缩，即通过跨省跨区交易给A 市场内用户带来的综合效用急剧下降，受端区域的部分高价负荷需求通常不一定能够被满足，亦不利于跨区域交易红利的充分释放。

图14 “省内出清、增量交易”模式下市场均衡状态Fig.14 Market equilibrium state in the mode of "provincial market cleared with priority, incremental power to be traded later"

2 区域竞争性电力交易典型模式对比总结

面向区域统一市场建设环境，基于上述5 种不同的交易模式，对市场价格、社会福利以及外部影响进行对比总结。在开展区域电力市场建设进程中，需要统筹成本、效益、环境、市场主体潜在策略等多个方面，明确主要矛盾和核心目标，慎重选择市场模式。区域竞争性电力交易模式对比如表1所示。

表1 区域竞争性电力交易模式对比Tab.1 Comparison of regional competitive electricity trade modes

在市场价格方面，综合对比5 种典型市场模式，选取“送端优先”或“省内优先”的市场出清模式终究无法确保在维持某省（区）内市场价格始终保持平稳，即在不限制市场主体参与跨省区交易的前提下，即使采用区域间、区域内市场分级出清的方式来维持送端区域价格水平，市场主体的博弈行为也会导致送端市场价格变动，最终与“统一市场、统一出清”模式趋同。即若采用形成省间、省内价格差异的方式来维持送端省（区）内的价格水平稳定，将造成参与跨省区交易的发电机组价格普遍高于省（区）内发电机组，进而激励更多省（区）内机组抬升报价以达到不在省（区）内出清而在省间市场出清的目的，最终使得送端省（区）发电报价整体抬升，造成该省（区）价格加上跨省区输电价近似等于受端省（区）价格的情况。因此基于此出发点构建的跨省区交易市场模式始终不能扭转送受端省（区）价格趋同的整体趋势。需要说明的是，在市场运行初期阶段，难免会出现省间市场与省内市场之间的“信息壁垒”，使得价格信息不能够及时地传递至所有的市场参与者，同时每个参与者所进行的交易活动及其结果也无法完全、及时地通过价格体系得到传递。然而随着市场运行趋于常态化，市场交易频次的增加、公开披露的交易信息数量的上升，市场主体很大概率会广泛知悉市场出清价格、市场成交电量等基础信息，并能够快速掌握市场形势、主动优化竞价以充分融入省间和省内市场交易。

在社会福利方面，由于不同市场模式对区域价格水平影响作用近似，社会福利或将成为评估市场模式效率的核心指标。基于前述分析，“统一市场、统一出清”的总社会福利最大，与不考虑省（区）内阻塞情况下的理想“统一市场、两级出清”模式近似相等；“省内出清、余量叠加”模式其次，再次是“省内出清、余量替代”模式，“省内出清、增量交易”模式的社会福利增加最小，跨省区交易电能总量的成交水平也按此顺序从高到低。即以“送端优先”或“省内优先”的市场模式将压缩跨省区交易的市场空间，造成跨省跨区交易电量规模受限，在增加市场机制设计的复杂程度、提升市场主体报价的复杂程度、增加博弈成本的同时也会造成整体社会福利损失，且跨省区余缺互济的市场模式下社会福利受损最大。与此同时，前两种模式可能会造成送端省（区）价格的大幅抬升，然而“省内出清、余量叠加”和“省内出清、余量替代”模式虽然能够短时保障送端省（区）价格不变的情况下仍具有一定水平的社会福利增加，但其效果不可持续。

南方区域电力市场环境下，考虑到南方五省区电网运行呈现交直流混联结构，仅西电东送通道就包含“八条交流，十一条直流”共19 条500 kV及以上的大型输电通道，运行方式十分复杂，省间、省内存在多个输电断面，阻塞情况十分严重，对市场的运行具有极高的要求。在如此复杂的电网结构下，分级进行的市场将难以保证市场交易结果的物理执行，影响市场主体的合理利益，无法保证资源的最优配置，综合上述分析，“统一市场、统一出清”的市场模式为区域电力市场的优选方案。

3 区域竞争性电力交易典型模式建模

3.1 “统一市场、统一出清”模式

基于电力市场经济学基本原理和前文所述“统一市场、统一出清”模式的定义，暂不考虑跨省区过网费，单时段市场出清模型可表示为：

3.2 “统一市场、两级出清”模式

基于“统一市场、两级出清”模式的含义，先将区域近似等价成一个节点，先开展跨省跨区交易，相当于原模型中删除约束式（4）进行优化出清。在获得跨区域交易结果Pijl后，再以此为边界条件再进行区域内部的出清，具体如下。

需要说明的是，在区域内部几乎无阻塞（传输容量极为充裕）时，“统一市场、两级出清”模式的市场出清模型与“统一市场、统一出清” 在数学上的表征相一致。

3.3 “送端优先、余量叠加”模式

“送端优先、余量叠加”模式运作过程可划分为两步，首先送端区域优先出清，此时的出清模型与区域内市场集中出清模型相同；在获得送端区域内的市场出清结果，即明确送端区域内已经获得出清的市场主体集合ΩT后，将剩余电量参与受端区域市场进行联合出清，因此式（1）和式（2）变为：

式中ΩS为去除送端区域内已出清部分外的市场主体集合，即：

3.4 “省内出清、余量替代”模式

类似“送端优先、余量叠加”模式，在“省内出清、余量替代”模式下，先分别进行送受端区域内的市场出清，该过程同样采用区域内市场集中出清模型；在获得送受端区域市场出清结果后，将送端富余电量中具有竞争优势的部分对受端区域的部分发电进行替代。可以看出，在“省内出清、余量替代”模式下，受端区域的用户需求已在送受端区域内的市场出清阶段已经确定，在发电替代阶段负荷呈刚性，因此式（1）和式（2）变为：

3.5 “省内出清、增量交易”模式

在“省内出清、增量交易”模式下，同样先开展送受端区域内的市场出清。另外，在完成送受端区域内市场出清后，通过区域间交易进行富余电力出售或购入，因此原式（1）和式（2）变为：

式中ΩS和ΩQ分别为去除送受端区域内已出清部分（ΩT和ΩP）外的市场主体集合。

4 算例分析

本节算例重点分析区域电力市场环境下不同市场模式下的资源配置效率。考虑到目前南方五省区能源电力供电格局下，送受端关系非常明显，为简化计算过程、突出分析重点，此处面向“送端—受端”系统环境，并在不影响模型准确性和结果的前提下，假设购售电报价函数均为线性，暂不考虑跨省区输配费用，市场的运行效率体现为系统的社会福利水平。此外，若存在多个受端省份或多个送端省份，在假设不同受端省份输电费用一致的前提下，在分析过程中只会改变供需曲线的形状，不会影响相关结论的成立。

4.1 模拟算例一

选择基本的两区域模拟系统作为本算例市场模型的网架结构，如图15所示。区域A、区域B 均为省级市场区域，且区域A 为电能购入（受段）区域，区域B 为电能售出（送端）区域，假设区域A 和区域B之间输电容量不受限，计算时段为1 h，发电机组和负荷参数见表2。

表2 发电和负荷相关参数(模拟算例一)Tab.2 Parameters of the generation and load of simulation case 1 元/MWh

图15 模拟算例一系统图Fig.15 System diagram of simulation case 1

利用式（1）—（24）的市场出清数学模型求解优化问题，分别计算5 种市场模式下的运行结果，所得送端区域、受端区域发电侧和用户侧的出清电量及成交价格水平如表3所示。

表3 仿真算例一计算结果Tab.3 Results of the simulation case 1

从计算结果可以看出，在区域A 和区域B 之间无阻塞的情况下，模式一“统一市场、统一出清”与模式二“统一市场、两级出清”的市场出清结果相同；与模式一和模式二相比，采用模式三至模式五使得送端区域（区域B）内负荷侧价格维持在了相对较低的水平；另外，5 种市场模式下的社会福利分别 为918.4 元、918.4 元、55.8 元、47.6 元 以 及45.4 元，所得结论与表1 所述相一致，从市场资源配置效率最优的角度出发，模式一与模式二更具备优越性。

4.2 模拟算例二

虽然在上述模拟算例一中模式一“统一市场、统一出清”与模式二“统一市场、两级出清”模拟结果相同，但二者本质上属于不同的模型，存在不同的出清逻辑以及在部分场景下存在不同的“均衡”结果。“统一市场、统一出清”模式下，在省间交易与省内交易统一出清中，联络线交换电量和市场价格与省内市场完全衔接，成为一个整体实现“量、价”耦合。在市场交易中纳入各市场成员的报价、关键通道安全约束，并考虑全网发用电平衡、省间联络线输送能力，省内线路输电能力，全局优化出清，由此可见“统一市场、统一出清”是考虑全网市场出清优化约束条件（包括市场申报约束、系统运行约束），面向全系统经济性最优的出清过程。而“统一市场、两级出清”模式下首先优先开展省间市场出清过程，此时省内市场仅需提交总的发电曲线、总的购电曲线以及各省化简的等值模型，市场出清模型得以极大简化；随后将省间优化出清后的结果作为省内交易出清的边界输入条件，在省内市场中得以出清，总体出清过程分两步执行。为进一步体现两种模式的差异，构建考虑阻塞的市场交易环境，如图16所示。

图16 模拟算例二系统图Fig.16 System diagram of simulation case 2

考虑到区域之间可能存在阻塞，构建涵盖三区域的模拟算例二，对模式一和模式二进行进一步的对比分析，如图16所示。其中假设区域B 和区域C为某一省级市场的内部区域，区域A 为另一省级市场区域，相关系统参数见表4。

表4 相关系统参数(模拟算例二)Tab.4 Related parameters of the power system of simulation case 2 元/MWh

考虑省级市场内、省级市场间传输约束以及可能发生的系统阻塞的情况下，“统一市场、统一出清”模式与“统一市场、两级出清”模式下的市场运行结果如表5所示。

表5 模拟算例二计算结果Fig.5 Results of the simulation case 2

经计算，在考虑区域内阻塞的情况下“统一市场、统一出清”模式相比“统一市场、两级出清”模式社会福利增加112.1 元。这与前文的理论分析和预判基本一致：两种模式在出清模型上具有本质上的差异，在省内阻塞较为严重时，将各省化简“坍缩”至简化节点的省间出清方式或将造成市场出清结果与实际物理运行的偏离，从而可能带来全系统层面的社会福利损失。综上所述，当省（区）内存在阻塞时，相比“统一市场、统一出清”模式，“统一市场、两级出清”模式下的市场运行出现了一定程度上的社会福利的损失，说明区域统一市场环境下，“统一市场、统一出清”模式是资源配置效率更高、社会福利更大、市场融合程度更充分的优选市场模式。

5 结论

本文讨论了区域竞争性电力交易框架下五种典型市场模式的运作机理和市场效率。通过理论分析和算例测算得出如下结论：一是不同价格形成方式对区域电力交易价格的影响效果类似。在不限制市场主体参与跨省区交易的前提下，即使采用区域间、区域内市场分级出清的方式来维持送端区域价格水平，市场主体的博弈行为也会导致送端市场价格变动，最终与“统一市场、统一出清”模式趋同。二是区域统一市场宜以“统一市场、统一出清”模式作为发展目标。由于不同市场模式对区域价格水平影响作用近似，因此更宜采用资源配置效率更高的“统一市场、统一出清”模式作为区域市场的发展目标。

区域统一市场体系建设是一个复杂的系统工程，一方面应强化市场顶层设计，持续提升市场组织能力、信息获取能力，不断完善市场运营协同机制、利益调整机制、信息披露机制、运行分析评估机制等；另一方面应持续开展技术攻关，包括海量交易数据管理与维护技术、复杂系统环境下的市场出清优化技术等，为市场运行提供技术保障。