电力批发市场实例和零售市场

第二章电力批发市场实例和零售市场

本章介绍电力批发市场运营模式，即：基于实时交易的电力市场模式和基于交易合同的电力市场模式，以及电力零售市场的基本原理。因为电力批发市场是本书的重点，在以后的各章节中，除非特殊指明，电力市场指电力批发市场。

2-1电力批发市场的交易机制

一、基本交易类型

电力批发市场的交易可以简单分为实时与非实时交易两个环节。非实时交易一般还分为现货交易和期货交易两类。

现货交易的电价是针对以一定时间（和）区间为交易时段而定的，它是根据当天各个时段的发电报价和用电出价进行计算求得的均衡电价，或是发电报价和该时段负荷预期值确定的均衡电价。

电力期货交易原意是交易双方通过买卖期货合约，并根据合约条款约定在未来的某一特定时间，以某一特定价格买卖某一特定数量的电能的交易行为。一开始，主要是发电商和电力用户之间相互签订合同，以避免市场电价波动带来的损失。这些合同的履行并不影响电力系统供需的总体平衡，用户按市场售电价格向电力市场运营机构付费，市场按上网电价支付电厂电价，市场电费与发用电方合同电价的差额由发、用电方自行调剂。但随着市场的发育，非发、用电目的的“金融合同”意义的期货交易，其所占成分在增加，这明显属于金融衍生工具的范畴。期货交易，调度机构无需介入，甚至不必知道购售双方签订这种合同，这种合同只是当事人双方之间的经济协议，丝毫不影响调度机构对电力市场运作的管理。

非实时交易中，也有的是期货与现货交易同时进行，但市场运作特别是结算工作难度很大，一般要转换成现货交易电价结算。

非实时交易主要有两种组织形式，一种是通过专门交易机构来完成，如设立于挪威奥斯陆的北欧非实时交易中心（NORDPOOL），美国加州的电力交易所PX（Power Exchange）；也有与调度机构合为一体的，如英国的国家电网调度中心（POOL)，澳大利亚国家电力控制中心，美国PJM电网控制中心、纽约电网控制中心等等。

实时交易主要是为弥补非实时交易计划与实际用电负荷的缺额而进行的电力电量交易，也包括辅助服务的交易。实时交易，世界上无一例外，都是由调度组织实施的。

从实践分析，实时与非实时交易合并于调度机构，交易过程比较简单可靠，但是市场运营透明度低。实时与非实时交易分别由调度和另立的交易机构完成，有利于更好地运用经济学原理，但是实时交易的过程可能变得较为复杂。非实时交易和实时交易在整个电力市场中分别占的份额是构建电力市场时应考虑的重要因素。

二、电力批发市场的交易类型

电力批发市场的电力交易包括：现货交易、实时交易、辅助服务交易、期货交易。

1.电力批发市场的现货交易

电力批发市场运行部门必须建立和运行现货交易市场，以满足电力的供需平衡，确定第二天每一个交易时段内的发电计划并计算在每个区域参考节点和发电机组上网点的现货价格。电力市场运行规则必须划分交易时段。

2.实时电力交易

为了保证供需平衡、维持系统稳定，发电侧电力市场运行部门可以在当天实时修改发电厂发电计划，发布实时调度指令，并计算在每一个区域参考节点上的实时发电价格。

在实时运行中，由于实际负荷与预测负荷会出现一定的偏差，尤其在发电机组突然停运或负荷发生突变时，这种偏差会进一步加大，为保证系统运行安全及电力的可靠供应，需要市场运行部门对现货交易已确定的发电计划进行实时的修改。

实时交易一般有两种方式：

（1）发电商进行竞价交易，类似于现货交易。根据竞价的结果确定实时发电计划。

（2）利用发电商现货交易的报价，重新计算，确定实时发电计划。

3.期货交易

市场运行部门必须与发电公司进行协商，签订期货合同以保证电力供应和电价的稳定。期货交易合同包括周电力交易合同、月电力交易合同、年电力交易合同。年期货交易可按月分为12段，即从每月1日的0：00开始至每月最后一天的24：00为一段；月、周期货交易可采用按日分段，即每个交易日为一段；签订期货交易合同的发电公司，也必须参加现货市场的竞争。除本系统内的发电公司外，互联电网中的其它电网也可参加期货市场的竞价，并作为系统内的发电公司对待。

4.辅助服务

为了电网的安全稳定运行，需要辅助服务。辅助服务共分四项，包括调频、调峰、无功和黑启动；辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务，发电公司必须提供规则规定的基本辅助服务。市场运行部门为了保证电力系统安全稳定运行，向发电公司购买有偿辅助服务。有偿辅助服务在现货市场中进行数据申报。

在电力批发市场中主要有三类非实时交易形式：

（1）双边合同交易

一个大的用户（包括批发商）以合同方式向一个（或一组）发电商购电，典型的双边合同交易都是长期的、基于预测的时变的负荷，签订购电量和电价承诺的长期合同，它不随市场条件的变化而变化，并且也不可以再进行交易（例如转让给第三方）。这类交易可以看作是实物交易。

（2）期货交易

与合同交易类似，但是交易的双方都被允许在支付了一定的保证金和违约金后，退出期货市场，或是进入现货市场，或者与其他的市场成员以双边交易方式再卖或买或者到期对冲。通过套期保值而规避风险，甚至获利。这种交易不能被看作是一类实物交易，因为实物交易都有固定的注入吸出母线i和j，而期货交易可能有不同的注入吸出母线。

（3）现货交易

这类交易是基于各发电商的报价，通过电力交易中心PX，制定次日的交易量，确定各

个时段哪些发电商以什么样的价格上网发电，然后由调度机构执行，这也是一类实物交易。

三、电力批发市场的交易机制

对于发电市场，可以有三种不同的交易机制：

（1）全部容量合同交易

单一购电者（省电力公司）和发电商签订全部容量合同。单一购电者根据发电厂变动成本进行经济调度。

（2）购电合同+市场交易

发电商与购电者签订购电合同，合同容量不一定是发电商的全部容量。签订合同后，发电商是否能按合同容量上网发电，还需要通过市场竞价交易决定。

（3）全部容量交易

发电商的全部容量都参与市场的现货交易和实时交易。

1.全部容量合同交易

在全部容量合同交易的机制下，单一购电者就发电商的全部机组容量（即固定成本）签订合同，并且按发电商机组的可变成本进行经济调度。这是一种传统的电力交易机制，要求确认和掌握发电商的发电变动成本信息。

全部容量合同交易机制有以下特点：

（1）根据电网所需发电容量签订长期合同，上网电价采用两部制电价。当机组容量可用率满足容量合同要求时，单一购电者支付发电商容量费，而电量电费按调度机组所发电量的变动成本支付；

（2）单一购电者承担长期双边容量合同的市场风险，而发电商可以满足其收入要求；

（3）发电的固定成本和机组可用率相关。单一购电者首先估算总固定成本，然后确定机组容量可用率；根据总固定成本及可用率目标值，确定每千瓦时的基本容量费。基本容量费可以根据负荷高低进行调整，以促使发电商积极参与调峰。当其机组达到合同规定的目标可用率时，发电商将获得全部固定成本补偿。对机组目标可用率要定期审查；

（4）电量成本一般按实际发电的可变成本补偿，或按照成本加微利的原则来补偿。调度者按各机组可变成本排序调度各发电机组的出力。为了激励发电商降低成本、提高效率，可以采取不将全部可变成本纳入电量费用支付中的办法。另外，支付的电量费用中有一小部分利润，因此发电商可通过降低成本而增加利润。

全部容量合同交易机制有以下优点：

（1）适合于发电商数量较少、系统装机容量较小的单一购电模式下的电力市场。因为这样的电力市场很难以价格为基础；

（2）对我国现有的电力工业运营模式改动较小。省电力公司和独立发电公司的现有长期合同可以较容易地改变成这种交易机制；

（3）发电商能够收回足够的固定费用，承担的市场风险很小。电厂投资者欢迎这种交易机制。

全部容量合同交易机制有以下缺点：

（1）市场风险是通过电价转移给用户。长期合同保证了发电商的收益，（但）无法得到发电市场竞争的动态效益；

（2）由于容量费用和机组可用率目标值挂钩，因此发电商没有追求更高的机组可用率的积极性，从而不能降低系统总装机容量；如果对发电商的电量费用支付能够补偿其全部可变成本时，发电商就没有积极性降低运行成本、提高效率，因此就得不到发电竞争效益；

（3）单一购电者很难对发电商的机组容量成本和电量成本进行审查和确认。因为成本取决于各机组特征，而发电商有可能设法“提高”成本；

（4）向更加竞争的电力市场过渡比较困难，主要由于合同期限和缺少灵活性。根据国外经验，这个困难一点也不亚于对传统的垂直一体化电力工业进行重组所产生的困难。

如上所述，实施全部容量合同交易机制，是单一购电者支付给发电商其容量成本以保证其基本收入要求，但是也可在调度机组上引入竞争：一是使发电商承担一定的风险，并有增加盈利的可能；二是使单一购电者减少对发电商的支付。在这种交易机制下对发电商竞争调度是按各自报价来定价和支付。为了限制某些发电商对市场的垄断以及发电商“私下串通”、联盟提价情况的发生，应设最高报价。对最高报价要定期审定。由系统运营者（调度者）规定报价时段。在这种交易机制下，可能不需要每天报价，可以每周报一次价。由系统运营者决定发电商第一次报价后能否更改。

2.购电合同 市场交易

全部容量合同交易有明显的不足。为使单一购电的初级电力市场能够较平稳地过渡到更具竞争性的零售电力市场，避免再次重组造成的冲击，并对单一购电的市场上的发电商施加压力，使其降低发电成本和报价，可以采用购电合同+市场交易的方式。

购电合同+市场交易有如下特点：

（1）单一购电者根据负荷需求和发电商签订购电合同，其合同价格可以采用两部制电价，也可以采用一部制电价。两种合同电价的交易结果相同；

（2）单一购电者在发电商完成的情况下所支付的购电费要达到发电商的最低收入要求；

（3）对于合同电价为两部制电价的情形，单一购电者和所有发电商签订的合同总容量由系统最高负荷需求加上备用容量来决定。与每个发电商签订的合同容量由该发电商承诺的最高可用容量来定。容量费用（来）保证新电厂回收投资；

（4）单一购电者根据合同以及现货市场实际发电情况与发电商进行交易结算。

采用购电合同+市场交易机制，发电商上网电量的多少取决于它的竞争能力。单一购电者根据各发电商竞争上网的电量的多少支付购电费。当上网电量等于合同电量时，可以保证合同规定的收入；当上网电量大于合同电量时，得到多于合同规定的收入；当上网电量少于合同电量时，可得收入将少于合同规定的收入；当上网电量为零时，可得承诺的容量费用。当发电商本来无竞争能力而有意压低报价时，如果其发电增量成本比市场结算价还高，那么上网发电越多就越亏损。

购电合同+市场交易机制的有如下优点：

（1）可以保证发电商回收基本的固定成本，这将使未来发电投资不会有太大的风险；

（2）单一购电者和发电商各自承担一定的市场风险。单一购电者承担市场需求风险，而发电商承担机组可用率及上网竞价（的）风险；

（3）激励发电商竞争上网电量超过合同电量。通过竞价才能发电；

（4）有利于初始投资大的发电项目，例如水电的建设，可通过水电供电合同来保证投资者利益和发挥水电效益；

（5）可实现向更加竞争的市场平稳过渡。可将单一购电者合同逐步转给配电公司和大用户。

购电合同 市场交易机制有如下缺点：

（1）独立发电公司可能不愿意用差价合同代替现有售电协议；

（2）要求出台新的法律和管制措施；

（3）要求开发新的一系列的、相应的、复杂的运营系统。

3.全部容量交易

在全部容量交易的机制下，电力市场的平衡完全依靠现货市场和实时市场来实现。

全部容量交易有一定的优点：

（1）激烈的市场竞争有利于降低电价，有利于发电商降低成本；

（2）市场透明度高，易于监管；

（3）市场的调节引导资本流向，使投资更为合理。

全部容量交易的机制也有明显的缺点：

（1）没有考虑电力系统的计划性和协调性，没有长远计划；

（2）当供应出现缺口时，就会给发电商哄抬电价的机会；

（3）只适宜于买方市场。

特别是加州电力危机后，普遍认为全部容量交易机制不适宜于电力市场，电力市场除了竞争性，还有计划性，（需）要在更长的时间范围内安排电力生产，组织中长期交易。大部分电量在中长期电力交易中成交，不平衡部分才在现货市场上交易，这将有利于电价的平稳和电网安全稳定运行。

2-2 基于实时交易的电力市场模式

一、基于实时交易的电力市场

第一章介绍了面向电力市场的电力系统的结构，大致上可以分为三部分：具有垄断营经性质的电网公司（包括输电网和配网）、具有竞争性质的发电公司、具有竞争性质的供电公司。电力市场以及作为电力市场载体的电网，对所有电力市场的参与者是开放的，所有的交易活动都是在一个平台上完成，因此电力批发市场的存在是显而易见的。电力市场运营规则应该保证电力市场的开放性、电网运行的安全性、电价的合理性。

实时电力市场是由系统调度基于市场参与者的竞价信息做协调管理，为市场参与者提供了一个竞争性的批发市场环境。

批发市场设计的核心组成如下：

（1）短期实时电力市场：基于市场参与者的竞价，由系统调度进行带安全约束的经济调度。

（2）实时电力交易：基于区域电价，考虑网损和输电阻塞。

（3）输电电价：相邻两个区域的电价之差。

（4）两个结算系统：基于日前报价、合同价格，和实时电价。

（5）输电阻塞合同：用以分配输电权。

（6）电网接入费用：包含电网综合成本和其它固定费用。

（7）辅助服务费用。

以下将详细介绍同时支持批发和零售电力交易的竞争性的电力市场的基本组成。

1.竞争性电力市场的经济性

图2-1 电力批发市场结构

电力市场的建立意味着传统的纵向一体化系统的解体。而将电力系统简单地分为发电、输电和配电的做法也未必合理。在电力市场的环境中，输电网和电网调度仍然是非常重要的环节。因为电力系统的各个环节之间的紧密联系和相互作用，就目前的电网控制技术而言，电网调度仍是必不可少的，它的基本职能是协调、管理、控制输电网。此外，电力系统运行的安全性、可靠性也需要得以保障。电力市场参与者具有相同的电网使用权，这也意味者电网调度对电网使用者不应该有歧视，所有的市场参与者应有平等的待遇。因此，电网调度应该独立于其他的市场参与者。在构建竞争性的电力市场时，关键的问题之一是如何考虑输电和调度行为对电价的影响。

为了分析具有高效竞争性的电力批发市场，有必要区分由系统调度执行的短期运营策略和包含合同和投资的长期决策。短期运营一般对应实时电力市场，运行的目标简单明了，即：利用机会成本的概念在满足系统安全性、可靠性的前提下，使系统短期运应最经济。而电网长期战略决策一般跨越一年或几年的时间，其目标是在满足电网发展和电力市场需求的前提下，使系统长期运营最经济。

2.短期运营力市场

从电力系统调度角度看，短期运营市场的时间跨度可能是一段很长的时间，但就人类而言，它确实是一段很短暂的时间，一般为半小时左右。短期运营电力市场相对来说比较简单。在短期运营期间，投资策略、电厂、输电网和配电网都已建立，购电商、售电商、电力经纪

人和其它相关部分的工作大部分也已完成。唯一需要解决的问题是如何将电力商品从发电侧传输到用户侧。

在每半个小时的时段内，电能从发电侧被输送到用户侧。在发电侧，每台机组都有一个

边际运行费用。在用户侧，根据每半个小时的电价，用户对电力需求量也可能发生变化。电网调度负责收集各发电机组的发电竞价，按最低到最贵的顺序对发电机组进行排序，形成发电机组发电次序表。这个次序表确定了短期市场运营的边际费用曲线，该曲线用于控制电力生产。在短期市场中，发电商和用户有义务向调度员提供信息，包括：负荷水平和机组动态信息等，以便调度员能够确定每个给定时段哪些机组应投入运行。这种短期市场实际上是一个电力联营市场。在这个市场中，调度员根据市场参与者提供的竞价信息对系统进行管理和控制，以实现发电和用电之间的有效平衡。

有效的集中调度的结果与市场要求的结果应该是吻合的。就同一个负荷水平而言，最低

成本调度和竞争性市场调度是相同的。传统的电力交易和市场方式下的电力交易的主要区别在于用户对价格的决定权。在传统的电力交易模型中，用户向发电商支付平均发电费用。图2-2所示的边际成本曲线决定最低成本调度，边际成本是竞争性电力市场中确定电价的依据。

从发电竞价曲线给出的边际成本的来源可以看出，传统的集中式调度与市场运营的要求

往往是不一致的。一般来说，发电机组在给定时间内的发电成本是基于一次能源的价格。但是，在市场模式下，仅仅考虑一次能源费用是不够的。这是因为实际的机会成本还可能包含其他它的因素，比如：不包括在燃料费用中的为满足持续供电要求而产生的费用。因此，在电力市场中，应该用发电商的竞价来代替基于一次能源价格的发电机会成本。这些竞价被用于确定相应半小时交易时段的发电商可以接受的最低价格，而且用于机组调度。

图2-2 短期运行电力市场

在发电商接受市场清算价格的前提下，假设市场中有足够的发电商参与竞争，以致于每

个发电商都假设自己不会被定义为边际发电机组，那么此时发电商的最优报价就是实际的边际成本：如果报价太高将失去运行的机会，以及对最终电价的影响；报价太低，虽然能获得运行机会，但同时却要承担所得收入低于发电成本的风险。因此，在有足够的发电商参与，同时又不存在发电商联手操控市场的情况下，短期运行集中调度市场模型可以根据用户报价确定市场成交价。市场管理人员将视用户报价为用户愿意支付的用于买电的价格，并以市场均衡价格使发电商和用户的利益最大化。因此，在短期运营中，电力是一种从发电端流向用户侧的商品。针对每半个小时的交易时段，用户根据该半小时内消耗的总电量，以短期运营边际价格支付费用，发电商者则按同一标准收取费用。对于短期运行，其结算过程简单明了，每个成员只需根据实际的机会成本支付或收取费用。

7：309：302：30Q 1 Q 2 Q max 容量（MW ）

3.输电阻塞

目前，短期运营电力市场模型已经被普遍接受，并且在许多国家有运行的实例。现代电力系统运行的另外一个特点是电能不一定在同一地点产生并消耗。事实上，发电（商）和用户之间是通过输电网和配电网联系起来的。

电力传输在短期运营中相对来说比较简单。因为输电设备已经存在，每个用户除了特定的工程要求以外，无需其它条件就可以满足其最低技术标准。在这个短期运营的环境中，电力传输可以简单地被认为是在电网的某一点注入电能而在另一点输出。由于潮流的分散特性，很难确定所注入电能在电网中的传输途径。当然，可以通过虚拟的协议路径或以更复杂的定位方法跟踪电力传输。在某处注入，在另一处输出的简单模型反映了电力传输的根本特性。但是，如果在这个简单模型中，引入网损和阻塞费用等因素，短期运营电力市场将变的更为复杂。

由于导线的物理特性，电能在线路上传输时会产生损耗。因此，这种物理损耗将导致电能输送到不同地点的不同的边际成本。在处理这些电能损耗时，电力市场理论和运营规则并不需要做大的改变，经济调度会考虑这些损耗，但市场平衡电价需要做相应的调整。在技术上，这将导致不同的控制区域具有不同的边际成本和不同的电价。但是，短期运营的电力市场模型结构依然适用。

在电力市场环境中，输电阻塞会直接影响电价。短期运营中，电网的传输容量限制可能会制约不同区域之间的电能传输，从而在某些地区出现远高于边际成本的电价。简单地讲，电能通过输电线路从发电成本低的区域向发电成本高的地区传输。如果输电线路有约束，尤其在负荷高峰期，并非所有在低成本地区发出的电能都能够传输出去，某些成本低的机组将被迫退出运行。在这种情况下，所要求的负荷将由一些位于高发电成本区的机组满足。在无约束条件下，这些高成本的机组是不投入运行的，但由于输电阻塞的存在，迫使它们投入运行。因此，两个地区的边际成本将存在差异。在低成本区，边际发电成本与该区内的未投入运行的最低成本的机组的发电成本大致相同，否则该发电机组将被调度投入运行。类似地，在高成本区，边际发电成本与该区的投入运行的最高成本的机组的发电成本基本相同，否则该发电机组将退出运行。这两个区域的边际发电成本之差，就是输电阻塞费用。

由输电阻塞引起的边际成本的差异可能是无约束情况下发电成本的几倍。如果一个低发电成本的燃煤机组退出运行，而发电成本比它大2倍的燃油机组投入运行，那么区域间的边际价格差异肯定比燃煤电厂的燃料成本要大。在实际的电网中，区域间的相互作用相当复杂。线路不仅受热极限的限制，而且还受电压约束以及各种意外事故的限制。但是，产生的结果应该是相同的。

如果存在输电阻塞，那么，短期运营电力市场模型及其边际成本的确定必须考虑这种约束的影响。从原理上讲，满足这样的要求并不存在问题。但是考虑输电约束后，电力市场中将存在多个电价，即多个区域电价。经济调度的目标仍然是使发电成本最低。发电机组仍像以前一样竞价，发电边际成本是所在地区所能接受的最低价格。用户也允许报价，调度的原则是调整用户负荷水平，并接受所在地区能够支付的最高价格。经济调度在考虑了发电成本、电力损耗、输电阻塞的影响后，确定每一地区相应的电价。每个区域只有一个电价，它是基于地区边际发电成本的电价。如果有必要考虑输电费用，即：将电能从一个区域向另外一个区域传输所产生的费用，这时，相应的输电电价就是两个地区之间的电价之差。

这种基于竞价的短期运营电力市场与经济调度是一致。在短期运营中，区域电价定义了实际的机会成本。在每半个小时的交易时段内，电价只有一个，并且这个电价将随着系统负荷的改变而波动。在经济调度和区域电价的计算过程中，网损和区域间相互影响等因素被考虑其中。当然，如果有必要的话，还可以包括各种辅助服务的费用。上述电价是短期运营市场中唯一需要确定的价格。系统调度执行调度职能，并为结算系统提供信息。通过实施市场

监管保证电网的开放性以及输电所需的各种服务。总之，短期运营电力市场是根据用户竞价，由系统调度通过经济调度来运行的。

在短期运营电力市场中，市场参与者受电价的驱使，而不考虑系统运行可靠性。在另一方面，系统调度为保证运行可靠性，需对市场进行限制。最终，供需双方所看到的费用将受系统调度行为的直接影响。

4.长期运行市场合同

随着短期运营电力市场中电能需求量的变化，电价会产生波动。当需求量高时，发电费用高的机组需要投入运行，从而产生高电价，反之亦然。当考虑输电约束时，将产生基于不同区域的电价输电阻塞成本。

即使没有输电阻塞约束，实时电力市场的电价也是易变的，这种电价的波动表明电力市场的参与者需要承担风险，在共同利益的驱使下，他们希望有一种长期的机制来缓和或分担这种风险。在电力市场中，这种机制就是长期售购电合同。

长期售购电合同是合同双方就电价和电力交易量所达成的共识。这里，假定所要求的电力交易量可以通过某些特定的机组运行来保证。当用户实际的电能需求量变化时，相应的合同持有方可以在二级市场出售这个合同。对于发电商而言，情况也是如此。二级电力市场的存在可以保证市场的供需平衡，市场中的每个成员将面对实时边际机会成本。

显然，电力市场的这种运营模式与短期电力市场有差别。在短期运营中，为了实现经济调度，系统调度员有权根据机组竞价，确定哪些机组应该投入运行，哪些机组应该停运。然而，由于电能在电网中的传输特性，要确定哪些机组为哪些用户提供电能是不可能的，所有的发电机都向电网注入电能，在另一端，所有的用户都从电网接收电能。实际上，发电商和用户并不会干预系统调度行为，从而改变系统最经济的运行方式。短期调度决策纯粹取决于系统调度，并不受任何长期合同的约束。从这个意义上讲，电力交易不同于其它商品交易。

从理论上讲，电网的运行规则并不排除长期合同的存在，但是却改变了这些合同的本质属性。长期合同的目的并不是直接控制系统调度和短期运营市场，而是应对电价波动的问题，并通过管理“现金流”而非“电力潮流”来保证稳定的电价。长期合同中，没有必要规定专门的发电厂向专门的用户供电。

在无输电阻塞并且忽略网损的情况下，可以将所有的发电和用电看作处于同一地点。这时，常用的减小风险的方法是签订所谓的差价合同，以便应对市场电价偏离合同电价的情况。合同中，双方同意以一个认可的电价交易一定数量的电量。例如，合同双方以160元/MWh 的价格交易100MWh的电量。在半个小时的交易时段内，如果市场电价为170元/MWh，用户将以该市场电价从市场中购电，发电商以同样的电价格卖电给市场。根据合同，在这个交易时段内，发电商欠用户100?10=1000元。相反，如果市场电价为145元/MWh，在这个交易时段内，用户欠发电商100?15=1500元。这种合同在电力市场中被成为双向差价合同。

实际上，电价为160元/MWh，交易量为100MWh的长期合同与系统调度没有直接关系。但是，为了进一步保证合同双方的利益，常常又需要有一个二级市场。合同双方与系统调度在二级市场发生作用。例如，如果用户的需求量高于或低于100MWh，就可以在二级市场以实时电价出售或购买一定量的电能。对发电商而言也是一样。如果用户实际消耗100MWh 的电量，而发电商实际生产100MWh的电能，在经济上，能够保证电能按合同电价交易。二级市场的设置为用户交易相对于合同电量的不平衡电量提供了便利。

合同电价是合同双方根据市场参考价格以及其它因素，经过谈判确定的。合同电价在某种程度上反映了有关各方对电价风险的态度。不管是发电商付钱给用户，还是用户付钱给发电商，这种交易是根据合同在合同双方之间进行，与系统调度无关，实际上系统调度也无需知道这些合同。差价合同在实际电力市场运营中已被普通使用。

（但是，）当存在输电阻塞时，差价合同不一定能对长期电价提供有效的保障，当市场

只有单一电价存在时，用户和发电商之间的双向安排能够消除由于市场电价上涨或下降而带来的风险。然而，输电阻塞会对不同地区的电价产生很大的影响。如果用户远离发电侧，输电阻塞有可能使用户面临一个很高的区域电价，而发电商所在区域的电价并不高。在这种情况下，发电商将无法为用户提供补偿。因此，有必要引进其它机制。

在短期运营电力市场设计中，输电阻塞所产生的另一个严重的问题与系统调度密切相

关。由于存在输电阻塞，系统调度从用户处收取的费用往往超出支付给发电商的费用。二者之差被称为“输电阻塞租金”。理论上，输电（阻）塞租金对于系统调度来说是进行阻塞管理的一种手段。在另一方面，如果系统调度以赢利为目的而保留电阻塞租金，并且有意识地操纵输电阻塞，不进行电网扩容，这将违背以建立有效、竞争性电力市场为目的的本意。

为了缓解区域电价差异，即输电阻塞租金造成的影响，消除系统调度对输电阻塞租金的

操纵，一个有效的方法是使用长期发电合同和长期输电阻塞合同对输电阻塞租金带来的利益在电网使用者之间进行再分配。在短期运营市场中，发电商不可能以向特定用户输电的方式运行。但是，可以安排一个输电阻塞合同，当区域价格差异出现时，可以获取相应的补偿，补偿金（就）是输电阻塞租金。

输电阻塞合同是保障不同区域内电网使用者利益的一种有效的手段。电网的使用者按实

时市场区域电价收取或支付费用。例如，在图2-3中，A 区电价为51.5元/MWh ，B 区电价为72.5元/MWh ，C 区电价为50.0元/MWh ，这些电价中包含了边际损失和阻塞费用。假定C 区向B 区输电，相应的输电费用为22.5元/MWh ，包含在此输电费用中的阻塞费用为19.5元/MWh 。根据C 和B 之间的输电阻塞合同，合同的持有者将按19.5元/MWh 阻塞电价获得补偿。当有实际功率传输时，根据输电阻塞合同，合同的持有者将按阻塞电价收取合同中规定的那部分电量的阻塞费用。如果输电阻塞合同的持有者不传送实际功率，这时，输电阻塞合同的持有者也能获得收益，这相当于将输电权转卖其他的使用者。

图2-3 网络传输阻塞合同

各地之间有传输阻塞合同；为了简化，把损耗当作操作成本；从实际使用者那里得到阻

塞费用，将阻塞费用付给阻塞合同的持有者；传输阻塞合同防止区域差异的变化。

输电阻塞合同为两个地区之间确定电量的传输提供补偿。例如，C 区的某一发电商持有

向B 区用户传输100MWh 的输电阻塞合同。合同并不授予合同持有者所谓“输电权”，而是规定阻塞租金的分配方法。当不计损耗时，由于线路传输极限约束导致用户所在区域的电价上涨到72.5元/MWh ，如果发电侧的电价仍保持50.0元/MWh ，那么，B 区和C

区的电价差，母线电价=发电成本+边际损耗+阻塞损耗

约束分界线

/MWh

元/MWh

Pcb=Pb-Pc=边际损耗+阻塞损耗=0.3+1.95=2.25

即：22.5元/MWh就是阻塞租金。B区用户根据实际使用的电能按72.5元/MWh从交易中心买电，C区发电商根据实际的发电量按50.0元/MWh向交易中心卖电。做为输电阻塞合同的持有者，C区发电商将根据合同中规定的100MW电能按22.5元/MWh获取补偿。输电阻塞利润使发电商能够向用户补偿在长期发电合同中规定电价差异，以保证用户的购电成本费为50.0元/MWh，这个价格是双方在双边电力合同中达成一致的。如果没有输电阻塞合同，发电商就无法给用户提供补偿，以弥补由于两地价格差所引起的亏损。输电阻塞合同是用于稳定电价的一种纯粹的经济合同。

输电阻塞合同是基于两个区域之间电价的差异，并不涉及连接两个区域的输电线路或传输路径。这是输电阻塞合同与“基于区域间物理连接”的输电权合同的本质区别，而后者在拍卖阶段可能会面临恶性竞争。当可利用的传输路经中的功率没有达到输电权合同中规定的数量或根本没有功率传输时，输电权合同将失去本身的意义。但是，这种情况并不影响输电阻塞合同的定义及其价值。

市场参与者之间的输电阻塞合同的分配可以采用多种方法实现。对于一个新的合同，可以通过一个开放性的拍卖过程来决定。所有的投标者将共同确定合同的需求组合，在拍卖时，同样要考虑输电约束，以保证合同的可执行性。

在实际操作中，系统调度从电网使用者处收取阻塞租金，并把它们分配给输电阻塞合同的持有者。在理想情况下，收入和支出应恰好平衡。一般来说，系统调度在支付了输电阻塞合同中规定的阻塞租金之后，还有剩余。这些剩余的租金不能由系统调度留作自用，而应该根据共同接受的原则进行再次分配，例如分配给所有的电网使用者。

在一个有多个参与者的实际电网中，在不同的地区之间有可能存在输电联系，而且定义输电网容量也常常非常困难，合同的可行性取决于电网中潮流是否有解。短期运营机会成本决定了短期运营的边际电价，长期运营合同为稳定电价提供了保障。系统调度协调短期运营市场以提供经济调度，在每个地区，根据短期运营边际电价收取或支付费用，并将阻塞租金分配给输电阻塞合同的持有者。与发电合同不同的是，由于网络间的相互影响，很难做到特定的用户支付阻塞租金，另一特定的相关的用户收取阻塞租金。因此，有必要使得系统调度参与协调管理输电阻塞合同。

5.等价传输

输电阻塞合同可以被视为与点对点实物输电权等价。如果能用实物输电权来定义对输电系统的使用，那么这些权利应具备两种属性：

首先，它们必须存在于市场中，以防止其他人使用输电网。其次，它们允许在二级市场中进行交易，且不需任何交易成本。因此，输电权交易在纵向一体化的常规电力系统中无法实现。此外，在基于竞价和经济调度的竞争性电力市场中，输电权交易等同于输电阻塞合同。

在竞争性电力市场中，在考虑可交易的实物传输容量的情况下，任何与传输容量不匹配的电能传输将以机会成本价格结算，这个价格由最终调度结果或对系统的实际使用来确定。实物传输容量的交易必须由系统调度来协调。在竞争的条件下，对传输容量收取的费用就是机会输电成本，这与地区间电价差是相同的。如果不存在交易成本，那么，实物传输容量将与基于同一个机会成本的输电阻塞合同的经济观点相一致。

虽然实物输电权的观点相对来说更直观，但是输电阻塞合同中的经济观点比可交易的输电权更容易实施，并且交易成本也要低。

因此，我们可以用阻塞租金的经济合同或用可交易的实物输电权来描述输电阻塞合同。如果输电阻塞合同的容量是确定的，那么系统调度的作用就仅仅是分配阻塞租金。系统调度没有提高阻塞租金的动力：即使阻塞费用有所增长，增长的部分也归输电阻塞合同的持有者

所有。这样，系统调度的垄断性将被大大地削弱。通过发电合同与输电阻塞合同的联合使用，市场参与者可以在某种程度上稳定电价，为长期合同提供经济保障。

进一步讲，使用区域边际成本价格有助于将经济合同从电网运行中剥离出来。例如，即使在一个封闭的电网中，市场信息，包括基于区域电价差异的输电成本，送往或离开本地区以及各区域之间的电力传输都可以简单地在一个“集中—发散”的电力网架中实现。这里引入“集合点”概念：集合点是区域中的一个特殊节点，也可以是整个区域，它仅仅具有经济学意义。使用集合点可以很方便地构建一个不同于实际电网的合同电网，它并不影响地区价格的意义和解释。

引入集合点后，输电模型将大为简化，简化后的模型将突出能反映远距离输电的具有较大电价差异的地区，以便制订相对于集合点的合同，包括：长期和阻塞合同。电网中的各种经济联系应当遵循使合同和交易便利的原则。将实物潮流与经济潮流分离，将有助于提高合同和交易的机动性。

设立或移去集合点不需要系统调度的干预，当市场需要时，新的集合点会自发产生；当没有必要存在时就会自动消失。由于集合点仅仅是区域内的一个特殊的节点，系统调度仍然使用区域电价。然而，每个成员都将对输往或离开本地集合点的机会输电成本负责。

1998年4月，在美国宾西法尼亚州、新泽西州和马里兰的电力市场中，这种集中—发散式的系统模型被投入市场运行。尽管在没有系统调度参与的情况下，市场参与者可以创建集合点，但是系统调度应对集合点的电价负责。当选择单个地区作为集合点时，可能会引起价格的变动，为了防止这种变动，系统调度采取措施，建立由一些重要的地点组成的集合点，使得在集合点交易电能与在本地的交易是等价的。同样，任何地点与集合点之间的电力传输与给定地点与设有集合点的那些地区之间的电力传输也应该是等效的。

6.计划发电与系统平衡调度

短期运营市场可通过多种方式实现。原则上，计划发电量和用电量已由其它交易形式，例如合约或合同，提前完成了交易，并及时通知系统调度操作员有关计划电量以便进行系统平衡。但是，对系统调度而言，由于要考虑发电机组的可用性、电网检修计划、系统运行安全性等因素，平衡控制可能会跨越很长的时间（和）区间，例如几周或更长的时间。

实际上，很多国家或地区采用了介于计划发电和平衡调度之间的模式。例如，日前竞价的结算系统可提供更多的参与市场的机会，它不需要实时调度容量。一般来说，在交易的前一天，系统调度接收竞价信息，制订和发布第二天的调度计划，并确定一个合适的市场清算电价。在通常情况下，由于负荷预测误差、发电机和线路故障等因素，系统往往是不平衡的，因此实际调度将不同于计划安排。所以有必要设置一个平衡结算系统。

在交易的前一天，市场参与者提交发电和需求计划：包括竞价和所需交易量，这些竞价可能包含启动成本。此外，还需提交机组的爬坡速率和最小停开机时间等动态信息。系统调度将利用这些信息，确定第二天内与计划负荷和发电量相匹配的最低费用发电计划。在制订最低费用发电计划时，一些必要的安全约束，例如：各类备用，应当加以考虑，以防止负荷突变、故障等不确定因素引起的系统波动。

各种交易费用由结算系统确定。理论上讲，所提交的计划具有确定性，即不允许被更改，因此结算结果在计划被提交后就已经被确定。而实际运行中，结算是在事后完成的，并且以计划电价和交易电量为基础。结算将包括长期输电阻塞合同中规定的费用，输电阻塞合同的持有者将按照输电阻塞合同中规定的合同电量收取由区域电价差引起的阻塞费用。如果存在输电阻塞费用节余，电网的使用者将按一定的分配原则分享这部分节余。

计划交易量加上系统约束为系统调度提供了一个参考点。当实际电量偏离计划电量时，系统调度根据计划市场中的平衡竞价，修正当前的调度计划。其结果是，电价和交易电量在

很大程度上有别于计划电量，即：出现不平衡电量。应该用平衡电价结算不平衡电量。当以市场清算价格MCP（Market Clearing Price）结算所有不平衡量时，将会出现额外的阻塞费用，与计划结算的输电阻塞合同类似，由阻塞费用带来的收益应当还给用户，而不能由系统调度留用。阻塞费用收益的一部分被用来降低由于管理费和辅助服务所引起的用户费用，或者返还给电网用户。

7.长期电力市场投资

在电力市场环境下，投资主要集中在发、用电设备，以及电网建设上。在投资新建电厂和用电设备的情况下，发电机和用户可以通过任何一点与电网相连，而这种连接只受技术方面的限制。发电商和用户可选择仅仅依赖短期市场，以区域电价格买卖电能。系统调度不对区域电价做任何承诺。投资者以一个可接受的价格承担生产或消耗电能的全部商业风险。

如果发电商和用户希望有一个确定性电价，二者之间就需要签定一个售购电合同。这些合同的复杂程度以及涉及范围仅仅受市场的制约。一般来说，我们希望新的发电商能够找到一个需要价格保障的用户或那些延期投资兴建新电厂的发电商，以便长期合同足以保证回收必需的投资。发电合同可以包含一个或多个用户，也可能涉及对电价差异的补偿。无论如何，用户和发电商最终是以实时电价在他们所处的地点购买或出售电能。

如果市场参与者希望有效地管理输电阻塞，就有必要签订输电阻塞合同。如果两点之间有阻塞合同出售，也可以从已有的阻塞合同持有者那里购买合同。在某些情况下，有必要投资建设新线路，以支持更多的输电阻塞合同。系统调度参与这个过程的唯一目的是确保所签订的阻塞合同是可行的，并且与现有输电阻塞合同相容。

8.电网投资和接入费用

电网扩建需要大量的资金，从电网使用收费中获得的总的阻塞利润一般来说将少于电网扩建成本。这意味着输电价格不能仅仅依靠阻塞费来收回扩建电网的全部成本。依据经济发展分析，投资电网使（得）之后的阻塞费用将降低。这可以避免由于阻塞费用的误导，而盲目地对电网投资。竞争性电力市场模型应使用基于固定费用和可变费用的两部制电价。两部制电价的应用主要倾向于输电的情形。在制订输电电价时，我们面临一个难题是如何确定哪个用户使用了哪些设备以及使用的目的。这是因为在电网中，电能可以沿多种路径传输，超出了使用者的控制。短期运行营会成本与对长期运行投资成本的预先估计可能会有很大的差异，固定成本和变化成本平均后得到的一部制电价会削弱投资商的积极性。然而，上面提及的竞争性电力市场模型可以通过使用两部制电价有效地解决这些问题。电网的短期运营成本通过电力交易中心所制定的电价进行回收。长期运行固定费用通过合同规定的电价回收，这需要在电网新投资决策过程中加以考虑。

电网接入费用与接入地点有关。用户接入电网只需付费一次。电网的实际使用费用应当建立在实时电力市场的区域机会成本基础之上。

9.电网运行安全保障和容量用问题

由于系统调度在短期运营市场中需要考虑诸如短路电流、线路传输极限、稳定、发电机有功出力和无功出力极限等安全约束，有时昂贵的发电机组可能需要被调度发电，这些发电机组会产生短期运行输电阻塞成本。这些短期运行边际成本是安全性机会成本，在竞争性电力市场中，用户将无法回避这些机会成本。在长期运营市场中，当用户发现减少阻塞成本和电能损耗成本具有经济效益时，他们就会对电网进行投资。从这个意义上说，有关电网的建设决策是由市场决定的。由于短期运营市场中的区域边际成本能够使所有的电力需求都可以得到满足，所以没有必要考虑扩容量，尽管有时可能出现高电价，例如电价可能上升，以致

于用户将以边际成本购电。但是，没有必要对安全或可靠性问题在经济上独立地加以考虑。因此，短期运营的安全性是通过安全约束调度来维持，而长期运营的安全性则是通过与发电和输电相关的长期运营投资市场提供，并由此确定相应的价格。

二、美国加州电力市场交易过程实例

尽管美国加州电力市场由于多种因素的影响，没有达到预期的运营效果，但是从市场结构角度看，它是一个典型的基于实时交易的电力市场，因此，这里通过对其交易的全过程演示，使读者对其交易原理有一个清晰、直观的认识。

1.市场构成

在加州电力市场中有两个主要的市场组织者，即: 电力交易商PX和独立系统运营商ISO （Independent System Operator）。

PX是一个非赢利机构,它的主要目的是为系统提供一个满足市场负荷需求，以市场价格结算的电力交易市场。

ISO的主要职能是保证所有的电力交易方有平等的机会使用输电系统，并保证系统的安全性和可靠性。

加州电力市场由三个市场组成，即：提前24小时的日前市场（Day Ahead Market）、提前1小时的前一小时市场（Hour Ahead Market）、实时市场。前两个市场由PX负责，实时市场由ISO负责管理。

图2-4 市场结构

下面简述市场中各参与方的主要职能:

（1）发电商G（Generator）

发电商向PX提供竞价信息，通过计划协调者SC（Scheduel Coordinator）卖电。它也通过SC向ISO提供投资辅助服务。发电商允许直接同零售商签订售电合同，并且有义务对ISO 和SC的指令做出响应。

（2）电力交易商PX（Power Exchange）

PX负责组织日前和提前一小时的电力交易。在交易时间内，PX汇总所有的发电竞价和用户竞价信息，并根据汇总信息绘制一条发电曲线和一条负荷曲线。根据这两条曲线决定市场清算价格MCP，MCP出现在两条曲线的交叉点。电能将在日前和前一小时市场以MCP 交易。

PX还是一个制定发电计划的协调方, 因此它有义务向ISO呈报交易结果，即:电能供需计划。