边际定价与经济调度深度融合的边际成本比较型竞价模式

尚静怡，姜 欣，肖东亮，李志恒，尹 硕，高金峰

（1.郑州大学电气与信息工程学院，河南省郑州市 450001；2.华南理工大学电力学院，广东省广州市 510640；3.河南电力交易中心，河南省郑州市 450003；4.国网河南省电力公司经济技术研究院，河南省郑州市 450052）

0 引言

一个国家的电力市场竞价模式，主要取决于其政治经济体制与基本国情。例如，欧洲统一电力市场区域的划分，主要取决于其政治、经济因素而非电力系统的物理潮流，其电力体制改革的前提是私有化和市场化［1］。电力市场的竞价模式设计本质上是一个考虑复杂政治、经济约束（边界）条件的优化问题。现阶段，中国电力现货市场试点地区（省份）也主要参考美国、澳大利亚、欧洲等发达国家和地区电力市场的策略型竞价模式，即各个发电企业以自身利润最大化为目标进行策略性竞价。然而，随着全球能源供应出现危机，干旱、极热、极寒等极端天气逐渐常态化，保障能源充裕性所面临的挑战日趋严峻。同时，中国在构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统的同时，还要做到保供稳价。随着新型电力系统建设的推进，发电企业正进入高成本时代，策略型竞价模式下市场主体的策略性行为容易进一步推高电价，产生用户电费负担加重等经济社会问题［2］。面对以上挑战，即使在已经孕育发展几十年的英国、美国、澳大利亚等国家的成熟电力市场，其竞价模式的合理性也频繁遭受质疑，并处在不断地完善之中。因此，如何将国际主流竞价模式的一般实践经验与中国各省份地区的发展实际相结合，进行符合复杂边界条件的中国式电力市场竞价模式设计，规避新形势下的各类风险，正显得愈发重要。

针对中国电力市场的实际问题，目前文献从电源结构、省级省间交易等方面进行了广泛的研究［3］。文献［4］提出了当量电价机制，但计算当量电价需要政府主管部门给出成本参考系，如何设置可能存在争 议。 文 献［5-6］提 出 了 基 于Vickrey-Clarke-Groves（VCG）的保证价值公平分配的电力市场竞价模式。文献［7］提出了基于Aspremont-Gerard-Varet（AGV）的价格机制；文献［8］针对激励相容、非凸定价等问题，对节点边际定价机制进行拓展。然而，上述机制难以从根源上抑制发电企业策略性报价的动机。

本文将深入分析中国电力工业基本国情，对比研究传统的电力经济调度机制和现有的策略型竞价模式，提出一种深度融合边际定价机制和经济调度模式的边际成本比较型竞价模式，在兼顾经济、安全、环保、公平多重目标的基础上，推动中国电力市场改革的持续深化。

1 中国电力工业的基本国情与传统电力调度模式分析

中国电力工业的基本国情主要体现在以下4 个方面。

1）首先，中国电力行业以国有企业为主导，需承担政治、经济和社会等多重责任。由于国有资产整合以及阻塞、电力充裕性不足等因素，中国部分发电企业在特定地区和时段具备绝对垄断能力。

2）其次，电力在中国是一种公共产品属性较强的特殊商品，其定价基础应同时包含供需状况与成本因素。一方面，发电企业将利润最大化作为其经营目的，电能主要体现为经济属性；另一方面，能源电力作为中国国民经济的基础，涉及政治、经济、民生等各个维度，电能又体现出较强的社会属性。因此，合理的电力定价机制应是政府之手和市场之手共同作用的结果［9］。

3）再次，从电力市场化改革的实施途径上来看，中国的电力市场化改革是建立在社会主义市场经济基础正在逐步完善的基础上。在2015 年之前，中国绝大部分省份实行的是基于等比例分配发电小时数的电力调度，没有实行过基于细颗粒度、计算机自动计算的基于成本的经济调度，在策略型竞价模式的基础上开展电力调度，难度较大。

4）最后，从电力体制改革目标看，中国的目标是在坚持国有企业为主的基础上理顺政府与市场的关系，通过改革促进生产要素流动，在提高存量效率的同时又要促进增量发展，通过提升国民经济整体效率助力构建新发展格局。

与中国国情相适应的传统电力调度模式，如“三公”调度和节能发电调度，在保障中国电网可靠运行、提升电力科技进步、促进能源清洁发展等方面起到了基础性的作用［10］。

“三公”调度和节能发电调度等传统电力调度模式，均假定计划当局掌握供给与需求的所有信息，属于一种高度集中决策模式，以简单、同一、平均的经济结构为基础，难以适应日趋复杂、多样、差异化的市场活动，且集中决策一旦失误会给电力用户带来巨大经济损失。此外，在传统调度模式下，价格只是统计工具，不具有反映生产效率、激励相容的功能，难以保证集中决策的结果符合社会利益最大化方向，容易与社会利益和经济效率的标准产生偏离，造成电力产能过剩等问题。在电力系统规模逐渐扩大、新能源大规模并网的背景下，垂直一体化垄断模式下的传统电力经济调度模式也产生了诸多问题，例如过度投资，输配电设备利用率低下等。

因此，为了解决新形势下传统电力调度机制存在的各种问题，亟须建立科学合理的电力价格形成机制，构建有效的市场竞价模式。

2 边际成本比较型竞价模式的设计

2.1 边际定价机制下策略型竞价模式的分析

边际成本定价机制的基础逻辑与能源系统转型的目标完全一致，有利于促进新能源发展，近零边际成本的风、光等新能源可以比煤电、气电等传统能源优先在电力市场中得到消纳和激励。然而，边际定价机制假设同一时段的电能商品是同质的，无法区别基荷、腰荷和峰荷机组在技术特征上的差异，难以体现电能的多元价值属性。例如，核电机组属于基荷机组，其出力无法随时间调整，只具备电能量价值和容量价值；天然气机组属于调峰机组，其出力可随时间快速调整，具备较高的灵活性价值；风电、光伏等新能源机组在降低电力系统碳排放的同时，也对其稳定运行产生负面影响，具备较高的绿色价值与较低的灵活性价值。

在目前边际定价机制下，为使策略型竞价模式发挥最大效用，需要满足电力供大于求以及近乎完全竞争的市场环境，而这些难以在实际情况下得到满足。在供电充裕性不足的电力市场，边际定价机制将由报价最高的机组决定市场电价。随着新能源占比逐渐提高、极端天气事件频繁发生，包括中国、美国、欧洲在内的主要电力市场经常出现电力供不应求（或供需紧平衡）的局面，并导致市场边际电价飙升。例如，2022 年3 月份以来，欧洲的极端天气与能源危机引起了欧洲电力现货市场电价飙升，而2022 年的7、8 月份，中国高温天气导致的用电紧张则引起省间现货市场电价飙升。

完全竞争市场的实现需要满足两个条件:一是各市场主体的市场份额被拆分得足够小，不存在寡头势力；二是供大于求，因为只有发电侧有效装机容量大于电力需求，才能避免卖方漫天要价。然而，中国大部分省份的电力市场都以国有发电企业占主导，市场结构趋向于寡头垄断电力市场。此外，由于边际价格与边际机组的报价直接相关，在供电充裕性紧张或输电线路阻塞的条件下，发电企业可能通过揣测未中标机组价格，虚报自身发电成本，抬高市场出清价格，从而推高市场中所有机组结算价格。因此，边际定价机制难以实现激励相容，难以激励发电企业按照真实成本报价。此外，统一边际出清定价体制容易助长发电商默契串谋，尤其在中国以国有发电企业占主导的市场结构下，潜在的抱团操纵价格、市场投机的问题更加严重［11］。

不同于传统电力经济调度的集中决策机制，基于边际定价机制的策略型竞价模式是分散决策机制，是促进技术进步、提高效率的有效手段，但同时也会带来额外的风险，与计划经济有着本质区别。分散决策机制下采用策略型竞价模式的电力市场在资源配置手段、价格功能、激励效果等方面明显优于集中决策模式下的传统电力经济调度机制，然而，在市场主体策略行为应对、市场垄断力监管［12］、市场价格的大幅度波动［13］、市场价格的上限设置等方面也会带来额外的风险与问题［14］。

因此，无论是中国传统电力经济调度模式，还是现有的策略型竞价模式，均存在潜在的风险与问题，难以充分适应中国电力工业的基本国情和国内外电力行业的新形势、新挑战。

2.2 边际成本比较型竞价模式的涵义

边际成本比较型竞价模式是由政府或政府授权的机构按照统一事先制定的规则或标准，对市场主体的边际成本进行核定；可考虑引入第3 方独立专业核算机构，建立科学严谨的发电成本核算制度和统一测算标准，各市场主体按规定统一向核算机构报送所需数据，并同市场监管机构与社会公众（含各发电集团）一起对成本核算的流程与结果进行监督；市场主体按照该边际成本参与市场交易，按照统一的市场边际出清价格进行结算。区别于现有基于边际定价机制的竞价模式，发电企业无需策略报价，代之以统一标准规范的边际成本核定；调度交易机构根据发电企业边际成本从低到高进行排列，并按此顺序调用机组，直到该时刻的电力需求得到满足。最后一个被调用的发电机组的边际成本即为市场出清价格。同发电侧相比，在用电侧的各售电公司或电力大用户市场份额较为分散，市场力风险较低，购电者可以采用策略报价参与电力市场交易；如果售电公司或大用户的市场份额较为集中，用电侧存在市场力风险时，购电者可以采用报量不报价的方式参与市场出清。

边际成本比较型竞价模式将按照统一规则定期核定所有发电企业边际成本，据此设定所有发电企业的上网优先级，并定期进行核查和信息公开，其他企业有权监督或提出质疑。交易和调度部门根据统一、标准化的发电厂成本要素数据，统一优化机组运行，在满足多目标要求前提下实现全系统发电成本最小化。成本核定是成本管理的重要组成部分，对于企业的成本预测和企业的经营决策等存在直接影响，应遵守合规性原则、可靠性原则、实际成本计价原则与一致性原则。成本计算是市场报价的基础，发电机组参与现货市场首先要满足电力交易利润的最大化。因此，大多数发电商在发电机组成本核算方面已具备较为丰富的实践经验，这将为边际成本比较型竞价模式的实施提供基础。

边际成本比较型竞价模式并非回到计划经济，而是一种深度融合边际定价机制与传统电力经济调度机制的竞价模式，是一种公有制条件下基于精细的边际成本的市场竞价模式，具有激励相容机制。边际成本比较型竞价是分散决策，是促进技术进步、提高效率的有效手段，促使市场价格反映真实的发电成本和用电效益，满足边际定价理论要求的市场条件，进而从原理上保证电力市场的稳健性。

2.3 边际成本比较型竞价模式的理论基础

如图1 所示，边际成本比较型竞价模式的经济学基础是有效市场竞争和有为政府理论［15］。

图1 边际成本比较型竞价模式Fig.1 Marginal cost comparison bidding mode

有效市场理论由美国著名经济学家Eugene Fama 于1970 年提出，区别于西方市场经济理论，其核心问题是理顺政府和市场的关系，对于边际成本比较型竞价模式，其重点体现在以下几方面:

1）在有效市场环境下对政府的规制能力提出更高要求，进而使得边际成本比较型竞价模式下的边际出清价格最大限度体现发电真实成本；

2）企业具有个体理性，不同的是市场主体之间可以近乎零成本相互监督，同时对参与企业的格局进行放大，把个体利益放到整个市场上去考量；

3）在有效市场环境下，市场主体具有群体理性，市场主体与政府管制部门相互之间高度信任，两方诉求最大限度保持一致，实现激励相容。

有为政府的本质内涵是要求政府在减少行政干预和有效规制之间实现平衡，有为政府助力有效市场，具体到边际成本比较型竞价模式而言，重点体现在以下两方面:

1）避免规制俘获。在有为政府环境下，政府通过合理规制和有效监管，使得任何一个市场主体都不能策略性地影响市场价格，规避寻租和规制俘获，保障信息透明和集体理性的实现，维护市场秩序。

2）弥补市场失灵。当市场存在垄断势力时，会造成福利的损失。有为政府环境下，政府监管机构掌控的信息与市场主体同质同频，垄断因素被最大限度规避，保障电力市场要素配置效率。

构建符合国情、省情的中国式电力市场，需要有效市场与有为政府共同作用。政府与市场是现代市场经济体系运行的两大支柱，政府以其行政管理职能对经济运行起着宏观调控的作用，市场则是经济运行自身的内在逻辑框架。在电力市场这种具有显著外部性、存在市场失灵情况的领域，需要更多发挥政府作用，通过政府与电力市场的作用协同，高效配置资源，促进电力经济的高质量发展［15］。

2.4 边际成本比较型竞价模式的数学模型与分析

基于边际成本比较型竞价模式的电力市场出清优化模型可用以下单层优化模型表示:

式中:C(x，y)为电力市场出清的目标函数，其中x和y分别为与发电企业报价策略和电力市场出清结果相关的决策变量；M(x，y)=0、N(x，y)≤0 分别为等式约束和不等式约束，其中的优化目标为电力市场总社会福利最大化，等式约束和不等式主要包括电力供需平衡、发电机组运行约束、电网安全约束等。

与策略型竞价模式相比，边际成本比较型竞价模式的分析与计算显著简化。由于发电企业直接基于其核定成本参与市场出清，报价策略x对于电力市场运营机构为固定参数。因此，基于边际成本比较型竞价模式的电力市场出清只需要建立一个单层优化模型即可进行分析，其决策变量只包含电力市场的出清结果，显著简化了电力现货市场分析的难度，降低了电力系统运营机构的相关决策成本。在策略型竞价模式和边际成本比较型竞价模式下，电力现货市场数学模型的对比分析见附录A。

2.5 基于边际成本比较型竞价模式的多维价格形成机制

考虑中国国情以及各省份地区电力市场发展实际，可以提出边际成本比较型竞价模式下的多维电价形成机制，在一定程度上解决当前策略型竞价模式下边际定价机制的潜在问题:

1）采用边际成本比较型竞价模式能够消除发电侧市场力过于集中的弊端，使市场趋于完全竞争，可以创造利于边际定价机制的市场环境；

2）本文基于不同类型电源的经济技术特征，提出了边际成本比较型竞价模式下的多维价格形成机制，使电力市场的定价依据更为全面、合理。

基于边际成本比较型竞价模式的多维电价形成机制主要涵盖发电机组的容量价值、电能量价值、灵活性价值和绿色价值，而发电企业相应的物理结算则主要包括容量市场的容量价值结算、现货市场的电能量价值结算、辅助服务市场的灵活性价值结算以及和绿电-绿证-碳交易相关的绿色价值结算。

1）容量价值结算:主要用于保障电力系统发电容量的充裕性，帮助相关发电机组收回初始投资成本。可根据机组类型（燃煤、燃油、燃气、核、风、光、水电等）、机组有效容量、机组特性等要素分类别核定标杆容量电价。

2）电能量价值结算:电能量价值主要通过发电企业在现货电能量市场的边际出清价格和中标电量进行结算。可按照政府或监管机构制定的统一标准，定期（如3 d、7 d）核定不同类型发电机组的边际成本。对于火力发电企业，可以分容量段（如5 段、10 段）核定其电能价值。

3）灵活性价值:电能的灵活性价值主要由辅助服务市场来体现。除发电企业之外，储能、需求响应等分布式灵活性资源也可通过虚拟电厂、负荷聚集商等新兴市场主体聚合和优化，提供调频、旋转备用、灵活性爬坡等辅助服务产品，实现灵活性价值的结算。其中，辅助服务产品的结算价格与相应市场主体参与电能量市场的机会成本密切相关。

4）绿色价值结算:目前，不同类型能源的绿色价值或环境成本主要通过碳、绿电、绿证交易实现。新能源发电机组和电力用户可以从绿电、绿证交易中获得经济效益和环境效益，而传统火电机组则需要通过购买碳排放权满足政府的碳配额要求，并在电力市场中对其相应碳成本进行充分疏导。

电能的容量价值、电能量价值、灵活性价值和绿色价值分别与发电机组的投资（固定）成本、边际（变动）成本、电能交易的机会成本以及碳排放成本密切相关。对于发电机组的投资（固定）成本和边际（变动）成本的计算，附录B 有具体的介绍，碳排放成本主要取决于碳市场价格，而电能交易的机会成本由发电机组的边际成本和电力市场价格共同决定，核算较难，目前仍处于研究阶段。采用边际成本比较型竞价模式的电力市场体系，可以基于更为精准地核定成本，建立更为科学、透明、高效的多维价格统筹协调机制。

3 边际成本比较型竞价模式的应用价值分析

结合目前中国电力市场的建设运行情况和具体国情、省情，对边际成本比较型竞价模式在保障电力供应、提升市场经济效率、降低市场风险以及促进市场公平4 个方面的应用前景，作进一步深入分析。

3.1 保障电力供应

1）适应电力供需形势变化

边际成本比较型竞价模式能够更好地适应供需形势变化，可同时适用于电力供过于求与电力供不应求（或供需紧平衡）两种市场环境。即使在电力短缺时，基于边际成本比较型竞价模式也可高效反映供需形势的变化，对保供支撑电源提供正向激励，为市场安全和市场效率提供保障。边际成本比较型竞价模式比策略型竞价模式更有利于保障电力的连续可靠供应，发电企业成本具有相对稳定性，可以避免发生类似澳大利亚电力现货市场“停摆”的情况。

2）保障电网安全稳定运行

电力市场出清过程中的安全约束机组组合和安全约束经济调度所计算出的调度计划结果均可能在短周期内产生较大变化，导致电网潮流的大幅波动，为电力系统安全稳定运行和可靠供电带来挑战，主要包括:1）产生意想不到的潮流运行方式，加大安全校核的难度和频度，影响电网的安全稳定运行；2）竞价结果缺乏规律性，导致各省联络线计划变化剧烈、频繁且不可预测；3）发电企业若报价策略不当，可能出现机组频繁启停，不利于机组的安全运行。边际成本比较型竞价模式下的发电企业成本具有相对稳定性，给调度机构和市场主体提供相对稳定的市场预期，可以提高系统稳定性。

3.2 提升市场经济效率

1）降低电力市场建设成本

边际成本比较型竞价模式的电力市场运行模式与传统计划调度模式更为逼近，涉及的运行变化不会给电力调度机构带来显著挑战，便于运行模式的平稳过渡和有序衔接，能够以较低的市场建设成本达到发现真实电力价格、优化资源配置的改革目标，规避各方利益重大调整。

2）以合理的价格信号优化资源配置

边际成本比较型竞价模式，可以通过良性竞争形成准确、合理的价格信号，使发电企业和电力用户根据价格信号进行高效决策，解决策略型竞价模式下频繁出现的“负电价”问题，基于真实成本准确体现不同时段和不同区域的电力供需状况，通过对顶峰发电机组进行有效激励，引导发电投资合理流向不同区域，优化电源建设布局，而电力用户也可以根据电价高低优化其资源投入。

3）形成以技术创新为导向的良性竞争

在采用边际成本比较型竞价模式的电力市场环境下，发电企业的边际成本越低，中标概率越大，与边际出清价格的价差越大，期望利润也越高。因此，这种竞价模式可以有效激励发电企业通过优化生产经营、电力技术创新，降低发电机组的边际成本，形成以技术创新为导向的良性竞争。

3.3 降低市场风险

1）规避发电企业市场力风险

即使在寡头垄断、输电阻塞、供不应求、备用不足等特殊情况下，边际成本比较型竞价模式也能引导发电企业回归理性，使发电企业始终处于竞争格局，按真实边际成本竞价。发电企业按照统一标准核定的边际成本进行竞价，以降低其边际成本为最优决策目标，可大幅削弱发电企业影响或操纵价格的能力，有效规避发电企业的市场力风险，保护电力用户的利益。勒纳指数通过量度价格与边际成本的偏离程度，量化地反映市场中垄断力量的强弱，提供了一种以垄断势力为基础的计算市场结构的方法，其计算公式为:

式中:L为勒纳指数；P为商品市场价格；MC为生产边际成本。勒纳指数L在0～1 之间变动，数值越大，价格越高于边际成本，表明垄断势力越强。由此可见，在基于边际成本比较型竞价模式的电力市场中，由于各市场主体选择以核定边际成本参与市场出清，其勒纳指数L为0，表明市场趋于完全竞争。因此，边际成本比较型竞价模式能够有效解决中国电力市场存在的市场力、抱团串谋、市场投机等问题。

2）防范电价不合理波动风险

在建设新型电力系统的背景下，间歇性新能源导致电力市场产生了可变成本比重畸形的高电价，其变化幅度更大、波动频率更高，这要求电价风险管理和可变成本核算必须更好地嵌入电力市场设计中。在边际成本比较型竞价模式下，机组的真实发电成本具有相对稳定性，市场价格会保持相对平稳，可有效防范电价不合理波动风险，从而也有效抑制用电价格不合理波动风险。

3）及时疏导发电侧成本变动风险

边际成本比较型竞价模式下，燃料价格变化可以第一时间反馈至发电企业，实现电价的及时、准确发现，并通过发电侧边际成本变化及时传导到下游用电侧，实现煤价、上网电价、用户电价“三价联动”，推动煤、电上下游协同发展，从根本上解决发电侧边际成本疏导问题。

3.4 促进市场公平

1）实现各市场主体信息公平

边际成本比较型竞价模式对信息披露与信息分析的要求较少，各发电企业无须组织专业团队对市场政策、电力供需、交易环境等多维度信息进行高频次、长周期、高成本投入的沟通、搜集、分析和预测，发电企业可专注于自身发电技术创新和管理创新，降低发电边际成本，最大化社会资源的利用效率，保障各市场主体间的信息公平。

2）降低各市场主体决策难度

结合目前相关研究工作，边际成本比较型竞价模式可从对与市场有关的各类信息、市场电价预测、不确定性优化、市场力假设与建模等维度，显著降低市场主体决策难度及复杂博弈行为，有助于保障所有市场主体在技术层面和成本层面上的公平竞争（见附录C）。策略型竞价模式下，电价波动性强，预测难度大，需要综合考虑人工智能、统计学、博弈论等理论方法进行。在市场电价预测方面，利用随机优化方法、分布鲁棒优化方法和鲁棒优化方法等报价相关的随机参数进行建模与管理，充分考虑市场力假设与建模。当发电企业在假设为价格接受者和价格制定者时，分别需重点对竞争对手策略和电力市场出清结果进行建模预测［16］。而在边际成本比较型竞价模式下，各发电企业基于核定成本参与市场出清，无须对不确定性进行管理，并默认为市场价格接受者，决策难度低。

4 算例分析

4.1 仿真设置

为了对边际成本比较型竞价模式的有效性进行验证，本文基于某现货试点省份的电网模型，以其日前现货市场数据为例展开相应条件场景下的算例分析。 该省份电网模型共包含节点331 个，线路683 条，共有798 台机组参与日前市场出清，机组中包含煤电机组、水电机组、燃气机组、风电机组以及光伏机组，其装机容量分别为24 930.00、2 251.72、87.00、5 275.60、6 848.15 MW。其 中，燃气机组将根据后续测算场景的要求参与或者不参与市场的竞价出清。选取该省份现货典型交易日的负荷变化曲线（见附录D），此时，市场整体电力供需维持平衡，主要断面/线路未形成阻塞。在后续场景测算过程中，针对电力供不应求以及电力供过于求的条件，考虑在该负荷曲线基础上分别通过增加、降低负荷的方式进行调整，从而形成供不应求以及供过于求的供需场景。

4.2 基于策略型竞价模式的仿真分析

在竞价策略方面，煤电机组为保证开机，第1 段报价较低，甚至略低于边际成本，在后续报价段中，针对低负荷段低价区，则申报较高电价，例如，按高于前一日出清低负荷区中标电价进行申报，减少损失；在高负荷段高价区，考虑按边际成本或者边际成本叠加一定收益进行申报，增加利润［17］。新能源机组竞价策略思路与煤电机组一致，从机组最小技术出力到最大技术出力之间进行多段申报，每段报价介于市场规定的最小电价与最大电价之间，由于新能源发电的边际成本低、几乎为零，通常会报低价，以避免弃风弃光。

以该省份典型交易日电力现货日前市场数据负荷为例。考虑煤电机组与新能源机组均采用策略型竞价模式（不考虑燃气机组），进行日前市场出清模拟测算。由此得到该模式下现货市场某日24 h（96时段）的统一节点电价与煤电、新能源机组的出清曲线如图2 所示。

图2 策略型竞价模式下市场出清节点电价与煤电、新能源机组出清曲线Fig.2 Market clearing nodal electricity price and clearing curves of coal and renewable energy units in strategic bidding mode

在策略型竞价模式下，受煤电机组与新能源机组的影响，电力市场的节点出清电价主要在70 至82时段处产生较大的波动，此时正是负荷需求高峰。新能源机组出清主要集中在中午（32 至66 时段），此时是新能源大发阶段；煤电机组维持较高出力，在32 至48 时段处以及70 至82 时段处迎来较大增长。

4.3 基于边际成本比较型竞价模式的仿真分析

参考山东、广东等省份机组发电成本核定办法，如《广东电力现货市场机组发电成本测算办法（征求意见稿）》对燃煤机组以及新能源机组成本进行核定，初步确定煤电以及新能源发电的成本曲线。基于成本曲线可进一步得到机组对应的边际成本曲线，煤电机组与新能源机组参考各自的边际成本曲线，参与现货日前市场的出清。

以该省份典型交易日电力现货日前市场数据负荷为例，考虑煤电机组与新能源机组均采用边际成本比较型竞价模式进行日前市场出清模拟测算。由此得到该模式下现货市场某日24 h（96 时段）的统一节点电价与煤电机组、新能源机组负荷的出清曲线如图3 所示。

图3 边际成本比较型竞价模式下市场节点电价与煤电、新能源机组负荷出清曲线Fig.3 Market clearing nodal electricity price and clearing curves of coal and renewable energy units in marginal cost comparison bidding mode

可以看出，在煤电机组与新能源机组均采取边际成本比较型竞价模式的情况下，电力市场的节点出清电价整体较为平稳，未产生较大波动，即使在负荷高峰时段仍保持了较为稳定的价格。同时，新能源机组出清负荷仍集中在中午时段，煤电机组出清负荷高峰仍在32 至48 时段处以及70 至82 时段处，较策略型竞价模式变化不大。

4.4 电力供不应求条件下的仿真结果对比分析

考虑在电力供不应求的条件下，对策略型竞价模式和边际成本比较型竞价模式开展对比分析。电力供不应求主要考虑在原有典型交易日基础上提高负荷需求，以此研究两种竞价模式在不同供需情况下购电成本和电价波动的表现情况。如图4 所示，考虑在电力供不应求的条件下，分别将策略型竞价模式与边际成本比较型竞价模式下市场出清节点电价曲线进行对比分析。

图4 电力供不应求条件下不同竞价模式的市场出清节点电价变化曲线Fig.4 Market clearing nodal electricity price curves in different bidding modes when power demand exceeds supply

由图4 可以看到，在电力供不应求的情况下，策略型竞价模式的整体出清电价水平高于边际成本比较型竞价模式。此外，本文计算策略型竞价模式和边际成本比较型竞价模式下市场出清电价的波动率，即24 h（96 时段）市场出清节点电价的标准差，分别为134.17 元/（MW·h）和57.85 元/（MW·h）。因此，在供不应求的条件下，边际成本比较型竞价模式的整体电价水平与电价波动率远远低于策略型竞价模式，其中，波动率下降约56.88%。

此外，用户侧的购电成本直接取决于市场出清电价，在电力供不应求条件下，策略型竞价模式购电成本大幅超过边际成本比较型竞价模式，计算策略型竞价模式和边际成本比较型竞价模式下用户侧平均购电成本，即24 h（96 时段）市场出清节点电价 的 算 术 平 均 值，分 别 为552.21 元/（MW·h）和442.88 元/（MW·h）。因此，在供不应求的条件下，边际成本比较型竞价模式的整体购电成本全时段均低于策略型竞价模式，平均购电成本下降约19.8%。因此，边际成本比较型竞价模式在用电紧张、供不应求的场景下，可以有效促进用户侧购电成本的降低，抑制策略报价导致产生高电价的情况。

为进一步研究不同竞价模式下的市场垄断力行为影响，假设在策略型竞价模式基础上，考虑所有发电机组中的部分机组如隶属于某发电集团的10 台煤电机组（总装机容量为7 090 MW）行使市场力，采取统一报高价的形式，以1 500 元/（MW·h）（价格上限）“一条线”的形式提交能量报价曲线，其他机组仍按原有计划正常报价，由此可得到市场力操纵模式下的市场出清电价。

整体分析对比电力供不应求条件下策略报价、市场力操纵报价以及边际成本比较3 种模式下的市场出清电价如图5 所示。

图5 3 种不同竞价模式下市场出清节点电价对比Fig.5 Comparison of market clearing nodal electricity prices in three different bidding modes

对比分析可知，在电力供不应求的条件下，市场力操纵报价下所假设的操纵报价机组报价过高，平常时段未能获得中标电量。因此，对电价不产生影响。其主要影响集中在69 至86 时段处的高峰时段，由于正常报价机组的容量受限，市场力操纵的高报价机组此时作为边际出清机组，使得该时段出清电价达到电价上限。边际成本比较型竞价模式由于采取政府核定边际成本曲线出清，故其量价曲线相对固定，理论上避免了市场力操纵行为，可一定程度缓解市场力，并确保市场发电侧的合理收益。

总的来说，边际成本比较型竞价模式相较策略型竞价模式，在电力供不应求的条件下可明显降低电价波动、减少用户侧电费负担、缓解市场垄断力。

5 结语

当前，电力资源配置处于新能源快速发展期、新型电力系统构建期、能源成本上升期，给电力市场建设带来全新挑战。电力市场竞价模式设计应考虑政治、经济、技术、社会文化等要素，良好的竞争性电力市场应在技术和制度上同时兼顾。因此，本文在深度融合边际定价机制与传统电力经济调度机制的基础上，提出了一种边际成本比较型竞价模式，该竞价模式介于传统电力经济调度模式与现有策略型竞价模式之间，可有效管控电力市场风险、降低电力市场交易运营成本，提供激励相容、合理的电价引导信号，为竞争性电力市场的可持续、健康运行提供基础，是对当前中国电力市场竞价模式设计的积极探索和重要补充。

在未来的研究工作中，有必要结合电力行业面临的内外部挑战，基于边际成本比较型竞价模式，对省间-省内电力现货市场的协调机制以及新型电力系统建设、能源危机、能源清洁低碳转型成本进入上升期、用电侧高电价承受能力有限、保供电常态化、极端天气频发等背景下电力市场各类主体利益的统筹协调等实际问题［18］，作进一步深入研究。

本文审稿过程中审稿人与作者的关键讨论详见附录E。

附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。