基于边际成本比较型竞价模式的电力现货市场机制设计

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

在全球能源结构向清洁低碳转型的背景下，天气敏感型电源比重日趋提升，一旦新能源出力低于预计水平，将导致电力供应能力降低，对电力市场的安全稳健运行带来挑战［1］。此外，受国际政治形势和极端天气的影响，煤炭、天然气等一次能源价格高企，电力供应持续紧张，现货价格居高不下，保供电可能在特定条件下成为常态。高成本导致煤电企业、大工业用户利润下降，甚至严重亏损［2-3］。据国资委统计，2021 年中国电力央企在煤炭价格上涨的情况下全力保供，导致煤电业务产生了巨额亏损［4］。2022 年欧洲爆发能源危机，电力市场电价飙升，用户电费负担加重，部分国家的工厂被迫减产甚至停产，工人面临着失业风险［5］。

受上述外部环境变化的影响，欧洲各国电力市场运营机构考虑采取多项干预措施来应对能源危机背景下电力市场所面临的一系列挑战［6］，主要包括:1）改革电力市场定价机制，将现有统一定价机制改为按标支付机制，即按各市场主体的报价结算，以防止新能源等低成本机组获取超额利润，降低用户电费负担；2）对风电、光伏电等具有低边际成本的新能源发电机组等获得丰厚利润的市场主体征收暴利税，补贴电力用户；3）推动天然气价格与电力价格脱钩，对高成本边际机组设置价格上限，抑制一次能源价格向电力价格的传导。

基于当前电力现货市场机制，以上应对措施往往难以统筹兼顾高边际成本发电机组、电力用户以及新发电机组的多方利益，主要原因为:1）基于按标支付的应对措施会导致新能源、核电等低成本机组的收入偏低，不利于新型电力系统的建设推进，且发电商的策略行为使得其实际报价与真实成本偏离较大，难以降低电力用户成本［7］；2）对低成本机组征收暴利税属于事后干预措施，需要对新能源发电机组等市场主体的利益进行重新调整，容易引发舆论风险；3）对高成本边际机组设置价格上限，会导致电价无法及时、准确反映一次能源价格的变化，不利于特殊形势下高成本机组的市场化成本疏导［8］。

上述问题产生的原因之一在于:现有电力现货市场机制下发电主体的报价行为具有较强的不确定性和策略性，导致市场出清结果和政策设计初衷可能产生背离。在具有发电容量补偿机制的前提下，边际成本比较型竞价模式是一种以各发电机组边际成本代替策略性报价的竞价模式，电力调度/交易机构将发电机组边际成本从低到高进行排列，并按此顺序调用机组，直到电力需求得到满足，而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。该竞价模式可以降低电力现货市场的风险性和不确定性，是对当前中国电力市场建设的积极探索和重要补充［1］。然而，如何将边际成本比较型竞价模式与国内外电力行业面临的新形势、新挑战相结合，开展新型电力现货市场机制的设计，仍需要进一步研究。

此外，在建设全国统一电力市场体系的政策目标下，设计一个运行良好的省间-省内两级电力现货市场机制，是中国电力体制改革的关键内容［9-10］。但目前中国省间-省内两级电力现货市场机制在社会福利最大化、交易组织、时序衔接、出清流程上仍需要进一步完善，整个市场的运行效率和稳定性也有待进一步提高［11］。具体而言，目前中国省间-省内两级现货市场机制主要在以下两方面存在挑战。

1）在社会福利最大化方面，理论上省间送电的机组，除了按照中长期合同约定的功率曲线向一个省送电之外，如果要在日前和日内向该省卖电，只有直接参加该省电力现货市场交易出清，才能实现该省电力资源最优配置；如果在该省电力现货市场出清之前，先通过省间现货市场出售次日电能给该省，交易价格比该省现货市场价格预估值低才能出清，但这样的出清方式会降低生产者剩余。如果交易价格比该省实际现货市场出清价格高，就会降低消费者剩余。

2）在市场风险管理方面，“省间、省内独立策略竞价、分别市场出清”的组织方式可能产生较大的投机空间，导致市场份额较大的发电机组为博取更大利益进行策略性报价，使得两个市场的价格脱节。若遭遇省内电力供不应求或机组外送节点位于价格较高的阻塞区，就会形成较高的省间出清价格。以2022 年7、8 月中部现货市场试点省份情况为例，由于出现全国范围的电力供应紧张，省间现货价格飙升，送端省份火电企业为通过省间现货市场高价卖电，在省内现货市场提高报价以减少省内中标电量，在省间现货市场压低报价以提高中标量。省内市场申报到最高限价以减少省内中标量，导致省内市场化价格飙升，发电均价在1.5 元/（kW·h），受端省份高报价导致省间市场出清价格普遍达到4～5 元/（kW·h）［12］。

因此，本文将充分考虑电力行业外部环境的新变化，以及中国建设全国统一电力市场体系的政策目标，对基于边际成本比较型竞价模式的电力现货市场设计进行深入研究，妥善平衡不同类型电源、不同市场主体的投资激励，以保障中国多层次电力市场的稳健、高效、可持续运行。

1 统筹多市场主体利益的电力现货市场机制设计

1.1 电力现货市场机制设计的基本思路

中国当前电力现货市场的运行效率与极端天气事件、一次能源价格、电力保供任务等背景因素联系紧密。然而，当前电力现货市场设计方案主要考虑的仍是电力供大于求或电力供需平衡的一般场景，难以适应电力供不应求、电价飙升等特殊场景，在燃料价格高的情况下可能出现市场停摆。欧美电力市场的建设也忽视了电力行业的公共事业属性，导致其依靠市场自救收益甚微，甚至恶化了危机带来的级联后果［13-14］。虽然目前的电力现货市场机制能很好地释放价格信号，但发电商的策略性行为会传导并放大各种危机，导致终端用电价格飙升，使风险水平进一步攀升［15］。一方面，市场份额较大或信息优势较为明显的发电企业更容易通过策略性报价谋取高额利润，进而引发电价飙升、用户电费负担加重等实际挑战［16］；另一方面，极端场景下发电企业的策略性报价的不确定更强，电力市场运营者或电力监管者对市场主体的复杂市场垄断力（复杂抱团联盟行为）、复杂博弈行为的分析与研判更加困难，为市场风险防控带来挑战［17］。

为保护电力用户或售电公司的利益、准确反映市场供需情况、有效规避电价飙升风险、降低电力用户的电费负担，本文基于边际成本比较型竞价模式，提出了一种两阶段分层边际定价的电力现货市场机制。该机制可以使有效市场与有为政府同时发挥作用，适应复杂形势下对电力市场电量和电价的灵活调控，提升电力现货市场应对各种极端情况的能力。

1.2 两阶段分层边际定价的电力现货市场机制设计

在边际成本比较型竞价模式下，本文设计了“第1 阶段所有机组统一电能量出清、第2 阶段不同类型机组分层边际定价”的电力现货市场机制，也可称为两阶段分层边际定价的电力现货市场机制，其具体过程如下:

1）第1 阶段为全体机组统一电能量出清阶段，采用现有电力现货市场统一边际出清方法确定电力系统电能调度结果。该过程的输入数据为各市场主体的核定边际成本，输出数据为市场的统一边际出清价格与各机组的中标电能，但此时的统一边际出清价格并不直接应用于各发电机组的市场定价，也不作为电力用户结算价格计算的最终依据。

2）第2 阶段为不同类型机组分层边际定价阶段，电力市场运营机构采用分层边际定价方法确定用户侧和发电侧的结算价格。对于只考虑双层边际定价的情况而言，基于不同机组的边际成本与出清电能，可得到如图1 所示的累积边际成本曲线。根据不同类型机组的边际成本高低，将所有中标机组划分为高成本机组与常规成本机组。

图1 分层边际定价机制的边际成本曲线Fig.1 Marginal cost curve of stratified pricing mechanism

假设某一时刻电力市场的出清电能来源于n+m台不同的发电机组，其边际成本为{P1，P2，…，Pn+m}，将其中n台边际成本不高于Pn的机组归类为常规成本机组，将其中m台边际成本高于Pn的机组归类为高成本机组。其中，常规成本机组的边际成本为{P1，P2，…，Pn}，主要包含新能源发电机组、水电机组、核电机组、煤电机组等，其统一边际定价设为Pn；高成本机组其边际成本为{Pn+1，Pn+2，…Pn+m-1，Pn+m}，主 要 包 括 天 然 气 发电机组等，其边际定价为Pn+m。基于以上结果，当发电侧采用双层边际定价时，采用Pn和Pn+m对常规机组和高成本机组分别进行定价、结算；在用户侧，基于常规机组和高成本机组的结算价格，采用系统平均加权价格PD对电力用户的用电能进行结算，其表达式如式（1）所示。

由于PD＜Pn+m，本文提出的边际成本比较型竞价模式下的两阶段双层边际定价机制可有效减少电力用户的购电费用。

在实践中，如果不同类型发电机组的成本结构差异较大，可以将上述第2 阶段不同类型机组分层边际定价做进一步拓展。

在第1 阶段的电能出清基础上，各类电能（或不同类型边际成本的电能）分层边际定价出清（同类型能源边际定价出清）。参考不同类型电源的灵活性、可靠性与成本结构，可以采用聚类分析方法，将发电机组作进一步细分，生成多个边际电价，在进一步降低用户电费负担的基础上，更为全面地统筹兼顾多种不同类型发电机组的利益，实现更为精细化的成本疏导与市场激励。例如，近零边际成本、几乎不具备灵活性的不同类型可再生能源（如风电、光伏等），可以基于长期成本进行定价；燃煤火电可以基于短期边际成本进行边际定价。

两阶段分层边际定价的电力现货市场机制，可在一定程度上统筹兼顾市场与政府政策的目标，使发电侧的合理成本及时疏导到用电侧，在保障用户侧电价可负担性的同时，也促进了新能源的优先消纳，契合构建新型电力系统和电力能源系统绿色低碳转型的政策目标。

本文所提出的两阶段分层边际定价机制，既适用于成本比较型竞价模式下的电力现货市场，也适用于策略型竞价模式下的电力现货市场。

2 基于边际成本比较型竞价模式的省间-省内两级现货市场机制设计

市场主体总体经济效益的高低取决于资源优化配置范围的大小［18-19］。在一定约束条件下，省间调度交易的优先级应高于省内调度交易。因此，基于边际成本比较型竞价模式，提出了如图2 所示的省内-省间两级电力现货市场运行模式。

图2 基于成本比较型竞价的省内-省间两级电力现货市场运行模式Fig.2 Operation mode of intra-provincial interprovincial electricity spot market based on marginal cost comparison bidding

由目前采用“两级现货市场分别报价、两级出清”，提升为本文提出的“统一竞价申报（如发电边际成本），省内现货市场（首先）预出清、省间现货市场协调（即:要考虑省内市场预出清的特定部分结果）出清、省内现货市场出清”的省间-省内两级现货市场机制，具体运作过程如下。

1）第1 步:省内现货市场（首先）预出清。省级调度交易机构负责省级现货交易平台的市场预出清。

（1）省内各类发电企业向省级现货交易平台申报已核定的发电边际成本-电能曲线；各类购电商可以向省级现货交易平台申报购电价格-用电曲线等。

（2）省级调度交易机构进行省内电力电量平衡预安排、省内现货市场预出清。根据当前供需状况、电网安全约束、相关交易合同、发电边际成本-出力曲线、购电价格-用电负荷曲线等，制订初步的省内各类调度交易计划。

2）第2 步:省间现货市场协调出清。国家调度、区域调度交易机构（以下简称省间调度交易机构）负责省间现货交易平台的市场出清。

省级调度交易机构向省间现货交易平台申报信息，包括省内电能供需状况、聚合的总发电边际成本-电能曲线、聚合的总购电价格-用电曲线、可能影响省间联络线潮流的省内电网关键点发电企业的省内现货市场预出清结果等。

省间调度交易机构根据各省级调度交易机构的各类申报信息，以及省间交易合同、电网实际运行情况等，进行市场协调出清，形成省间购售电调度交易计划，并将各时段成交电能曲线落实到相应的联络线。

省间现货市场协调出清的约束条件中，应充分考虑省级现货交易平台的预出清结果。比如，省内现货市场预出清中不缺电的省份，在省间现货市场协调出清中也不能缺电，并且省间现货市场协调出清电价不能超过该省内现货市场预出清电价（不缺电的省份，可以从省间现货市场购买低于其省内现货市场预出清电价的电能）。

3）第3 步:省内现货市场出清。省级调度交易机构进行省内现货市场出清。在省间调度交易机构制定的省间购售电调度交易计划、电网实际运行情况等的基础上，相应调整省内现货市场预出清的购售电调度交易计划，形成省内购售电调度交易计划。

省间-省内现货市场“两级运作”，由目前采用“两级现货市场分别报价、两级出清”，提升为本文提出的“统一竞价申报，省内现货市场（首先）预出清、省间现货市场协调出清、省内现货市场出清”的省间-省内两级电力现货市场机制，在某种意义上，能够解决目前中国独有省间-省内两级现货市场的协调问题，逼近省间-省内现货市场融合的一级运作市场，也能够统筹兼顾送电省发电企业合理边际成本的及时疏导与降低购电省的购电成本。

上述两级现货交易平台协调机制不会造成省间壁垒，能够实现资源在全国范围内的优化配置。

相比目前中国省间-省内两级电力现货市场的机制，基于边际成本比较型竞价模式的省间-省内两级电力现货市场机制的潜在优势主要体现在以下几方面:

1）基于边际成本比较型竞价模式的省间-省内两级电力现货市场机制，省间省内按照发电边际成本等数据申报，无需省间市场与省内市场的市场主体分别报价，可以在省内保供电的基础上考虑经济性，省间现货市场与省内现货市场统一耦合出清，规避了发电企业的策略性报价可能导致的省间-省内现货市场价格飙升风险，减缓了行政分割和省间壁垒。

2）发电企业边际成本是自身经营能力的体现，与电力流向无关，省间-省内现货市场按照“统一竞价申报，省内现货市场（首先）预出清、省间现货市场协调出清、省内现货市场出清”的协调机制进行，有利于促进电能的真实价值发现，促进发电企业建立科学合理的收益回馈体系。发电企业的最优决策是如何努力降低其边际成本，而不是如何想办法串谋抱团联盟，也不是如何想办法进行策略性报价、或者持留部分容量不报而囤积居奇。

3）基于“边际成本比较型竞价、省内平衡优先（配套特高压等输电的发电企业除外）”的原则符合省间-省内现货市场实际情况，有利于化解多层次电力市场运行过程中存在的主要矛盾，推进省间电力资源动态优化，服务各地电力保供和经济社会发展。

4）较好地优化了省间-省内两级现货市场机制，边际成本比较型竞价模式有利于消除省间壁垒，形成省间激励相容，实现全国范围内的资源优化，促进全国统一电力市场体系建设。

3 算例分析

3.1 分层边际定价的电力现货市场仿真分析

针对两阶段分层边际定价机制，本节以某现货省份典型交易日的电网运行数据为研究对象，对两阶段分层边际定价的电力现货市场机制开展仿真分析，考虑边际成本较高的燃气机组，研究煤电机组、新能源机组以及燃气机组共同参与现货市场竞价出清的场景。在两阶段分层边际定价模式下，第1 阶段为市场统一电能出清阶段，根据发电机组报价，按照日前市场出清算法出清得到煤电、新能源、燃气机组的出清曲线，以及市场统一出清节点电价。

考虑煤电机组、新能源机组与燃气机组均采用边际成本竞价策略提交各自的电能量报价曲线，进行日前市场出清模拟测算。由此得到该模式下现货日前市场某日24 h（96 点）的统一节点电价与煤电、新能源、燃气机组负荷的出清曲线，具体如图3 所示。就出清节点电价与燃气机组负荷展开分析，单独绘制二者出清曲线如图4 所示，可见燃气机组仅在高峰65 至90 时段提供负荷出力，主要发挥调峰电源的作用，整体对煤电以及新能源机组出力影响不大。

图3 采用一阶段单层边际定价机制的市场节点电价与各类机组负荷出清曲线Fig.3 Market nodal electricity prices and load clearing curves of various units using one-stage single-tier marginal pricing mechanism

图4 采用一阶段单层边际定价机制的市场节点电价与燃气机组负荷出清曲线Fig.4 Market nodal electricity price and gas unit load clearing curve using one-stage single-tier marginal pricing mechanism

沿用一阶段单层出清方式（传统电能出清机制），在边际成本比较型竞价模式下对该省电力现货日前市场数据进行两阶段双层定价日前市场出清模拟测算。由此得到现货市场某日24 h（96 时段）的节点电价与煤电机组、新能源机组以及燃气机组负荷的出清曲线，具体如图5 所示。

图5 采用两阶段双层边际定价机制的市场节点电价与各类机组负荷出清曲线Fig.5 Market nodal electricity prices and load clearing curves of various units using two-stage double-tier marginal pricing mechanism

由图3 至图5 可见，在两阶段双层边际定价机制下，燃气机组、煤电和新能源机组的出清负荷与一阶段单层方式相比保持不变，且燃气机组出清电价已在第1 阶段出清中确定，故相较一阶段单层定价机制不变，仍在高峰65 至90 时段提供负荷出力。两阶段双层边际定价机制主要影响煤电与新能源机组的出清电价，由于采用边际成本比较策略，高峰时段煤电、新能源机组的电价为所在节点除燃气机组外的中标机组出力对应的最高边际成本。此时，出清电价同样低于一阶段单层边际定价模式。

两种定价模式下机组的发电收益和购电成本对比分别见附录A 和附录B。仿真结果表明，在一阶段单层边际定价模式中，由于燃气机组边际成本较高，故仅在负荷高峰时段获得出力，作为边际出清机组拉高了高峰时段出清电价。而两阶段双层边际定价模式较好地避免了燃气机组对高峰时段出清电价的影响，通过统一出清、双层边际定价的方式，既确保了燃气机组获得较高的出清电价，又合理降低了煤电机组与新能源机组高峰时段的出清电价，促进了整体用户侧购电成本的下降，同时进一步减少了日前市场电价的波动性和不稳定性。

3.2 省间-省内两级电力现货市场仿真分析

本节以某现货省份典型交易日的电网运行数据为研究对象，考虑区域-省级日前市场交易。该省份作为送端地区，省内的煤电机组与新能源机组既参加省内日前现货市场交易，也参与省间日前现货市场交易。

选取现货省份电力供不应求场景（见附录C），分析不同报价模式的区域-省级日前现货市场出清情况。在省间典型交易日情况下，省间-省内整体电力供需维持平衡，当电力供不应求时，在用电高峰时段增加省间负荷需求，形成相应的负荷需求曲线。

3.2.1 出清电价对比分析

在省间电力供不应求的条件下，分别将现有市场机制下与边际成本比较竞价模式下的省间-省内两级市场机制下出清节点电价曲线进行对比分析，如图6 所示。

图6 省间、省内日前市场节点电价出清曲线Fig.6 Nodal electricity price clearing curves in interprovincial and intra-provincial market

如图6 所示，在省间出现电力供不应求的条件下，边际成本比较型竞价方式由于采用核定机组边际成本报价以及省内优先的组织方式，使得省间-省内出清电价曲线仍然维持不变。而目前现货市场机制下，由于省间同样在68 至86 时段形成高峰负荷需求，导致省间价格快速爬升，形成省间-省内出清电价“脱节”的现象，且由于一次能源价格上涨，发电机组在省内市场惜售、在省间市场博弈高价，导致省内、省间高峰电价超过1 元/（MW·h），影响了省间、省内供电秩序和供应基本盘的稳定。

此外，在省间现货市场，现有市场机制下和边际成本比较型竞价模式下的电价波动率分别为133.96 元/（MW·h）和53.21 元（MW·h）；在省内现货市场，现有市场机制下和边际成本比较型竞价模式下的电价波动率分别为160.54 元/（MW·h）和61 元/（MW·h）。可见，在省间市场出现供不应求的条件下，现有市场机制下的省间电价波动较为剧烈，而在边际成本比较竞价方式下，省间电价和省内电价的波动率可以分别降低60.28%和62%。

3.2.2 购电成本对比分析

基于图3，采用平均购电成本指标对两种报价模式下的省间-省内两级市场的用能成本进行对比分析。其中，由于市场出清电价已包含阻塞费用，用户侧的购电成本可等同于节点出清电价，进而得到供不应求条件下两种模式省间-省内市场的平均购电成本。在省间现货市场，现有市场机制下和边际成本比较型竞价模式下的平均购电成本分别为1 030.97 元/（MW·h）和693.05 元/（MW·h）；在省内现货市场，现有市场机制下和边际成本比较型竞价模式下的平均购电成本分别为851.17 元/（MW·h）和614.83 元/（MW·h）。

因此，在省间出现电力供不应求的条件下，现有市场机制下用电高峰时段的省间购电成本快速增长、省间-省内价格“脱节”，导致整体省间平均购电成本较典型交易日上升23.2%左右。而边际成本比较竞价方式下由于采用核定边际成本，其省间购电成本在供不应求条件下相较典型交易日差别不大。

3.2.3 省间省内价格比较分析

为进一步对不同电力供需和不同竞价方式下的省间出清电价与省内电价进行比较分析，本节建立用以初步定量评估省间-省内市场二者的出清节点电价变化对比情况。计算公式为:电价差值率=（省间出清电价-省内出清电价）/省内出清电价。计算并比较电力供不应求情况下两种出清模式的省间与省内电价差值率情况，如图7 所示。

图7 省间、省内日前市场出清电价差值率对比曲线Fig.7 Comparison curves of clearing electricity price difference rates in inter-provincial and intra-provincial market

在电力供不应求的情况下，现有市场机制下的省间-省内电价差值率在5%～30%范围内波动，特别在50 至60 时段处，省间和省内出清电价已出现明显的“脱节”现象；在高峰72 至84 时段，省间电价也大幅攀升。而边际成本比较竞价模式下电价差值率较典型交易日基本维持不变，省间-省内市场出清电价保持相对稳定的状态。

4 结语

本文提出了基于两阶段分层边际定价的电力现货市场机制，可兼顾特殊形势下发电侧成本的可疏导性、用电侧电费的可负担性以及新能源机组的激励性，能够妥善平衡不同类型电源的投资激励、确保合理公平和可负担的用电电价，可在一定程度上降低尖峰电价和负电价出现的风险。此外，面向中国建设多层次统一电力市场体系的政策目标，提出了基于边际成本比较型竞价模式的省间-省内两级现货市场机制，为有序推动构建有效竞争的电力市场体系提供有益参考。

在未来研究工作中，将结合国内外电力市场的其他典型应用场景，针对边际成本比较型竞价模式下的电力现货市场机制设计，开展进一步拓展研究，尤其对两阶段分层边际定价的电力现货市场机制做进一步优化。

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。