一、市場主體報價方式

電力現(xiàn)貨市場中常見的報價方式包括單邊報價和雙邊報價，具體有以下幾種市場組織方式：

（1）單邊報價。如澳大利亞電力市場，由發(fā)電側(cè)進行報價、實時滾動出清的電力庫模式市場。負荷側(cè)不參與報價，市場運營機構(gòu)預(yù)測用電負荷和輔助服務(wù)需求進行出清。

（2）雙邊報價。如英國電力市場。在日前和日內(nèi)市場中，由發(fā)用電兩側(cè)市場主體向電力交易機構(gòu)提交日前、日內(nèi)市場的申報信息。

（3）單邊報價和雙邊報價共存。如美國PJM市場。日前市場接受供需雙側(cè)報價；實時電力市場中只考慮發(fā)電企業(yè)報價，負荷需求采用PJM超短期負荷預(yù)測結(jié)果。

我國局部地區(qū)發(fā)電側(cè)市場集中度較高，為避免發(fā)電側(cè)市場操縱現(xiàn)象，準確反映供需雙側(cè)需求、提高市場效率，建議日前市場采用雙邊報價模式。對于實時市場，為確保系統(tǒng)安全運行，可采用發(fā)電側(cè)單邊報價模式，按照調(diào)度超短期負荷預(yù)測結(jié)果進行出清。

發(fā)電側(cè)報價方式主要有報量不報價、報量報價兩種形式。報量不報價是指市場成員申報出力曲線、不申報價格。報量報價是指市場成員申報量價曲線，根據(jù)市場規(guī)則要求，可以是單調(diào)遞增的多段量價曲線、階梯形式、斜率形式、全天一組量價對報價和分時段多組量價對報價。兩種典型報價方式如圖1所示。

圖1發(fā)電廠商兩種典型報價方式 發(fā)電廠商參與競價主要是三種模式：全電量競價模式、部分電量競價模式和實時平衡機制。

全電量競價的特點在于發(fā)電側(cè)市場主體各機組所發(fā)電量全部參與電力現(xiàn)貨市場競價，中長期交易電量、優(yōu)先發(fā)電（包括可再生能源、省外購電、“保安全”、供熱機組“以熱定電”等）和基數(shù)電量以差價合約的方式結(jié)算。

全電量競價模式的具體運作流程為：

（1）發(fā)用電兩側(cè)市場主體自行商定、分解到日的發(fā)電曲線作為差價合約的結(jié)算依據(jù)；

（2）發(fā)電廠商參與全電量競價，交易平臺按照購電費用最小的優(yōu)化模型完成市場出清，形成各時段現(xiàn)貨出清電量、電價；

（3）結(jié)算發(fā)電廠商在某時段中標電量。

全電量競價模式可以有效地還原電力的商品屬性，優(yōu)化資源配置，而且產(chǎn)生的價格信號可以促進雙邊以及多邊市場的進一步發(fā)育、負荷側(cè)積極響應(yīng)。

需要說明的是，全電量競價并非不尊重市場成員已經(jīng)簽訂的中長期合同，而是中長期合同與現(xiàn)貨的差量部分按照現(xiàn)貨價格結(jié)算。另外，全電量競價為完全市場化的模式，能夠?qū)崿F(xiàn)最高的市場效率，但需要對傳統(tǒng)的電網(wǎng)運行制度進行較大變革，盲目一步到位地采用，可能導(dǎo)致各類市場主體的利益調(diào)整較大，無法實現(xiàn)“帕累托改進”，不利于平穩(wěn)有序推動電力市場改革。

部分電量競價的特點在于發(fā)電側(cè)市場主體部分電量在電力現(xiàn)貨市場申報，其余電量（優(yōu)先發(fā)電量、基數(shù)電量、中長期交易電量）不參與電力現(xiàn)貨市場申報，作為現(xiàn)貨市場的邊界條件，在現(xiàn)貨市場中優(yōu)先出清并物理執(zhí)行和結(jié)算。

通常的部分電量競價模式中，一部分電量通過傳統(tǒng)的計劃方式確定，計劃電量不能轉(zhuǎn)讓；另一部分電量則采用市場的方式通過競爭確定。

部分電量競價又可以劃分為兩種方式：

（1）拿出一定比例的電量參與競爭

（2）部分市場成員參與競爭

前者優(yōu)點在于簡單易行，易于向多買方、雙邊交易為主的市場平穩(wěn)過渡。但也存在競爭不充分、價格信號不準確、系統(tǒng)不能完全根據(jù)競價結(jié)果來優(yōu)化調(diào)度的問題，單純的部分電量競價模式雖然通過計劃方式保障了部分市場成員的利益，有可能實現(xiàn)“帕累托改進”，但由于市場的競爭力度不足，導(dǎo)致市場效率較低，這也是通常所認為的部分電量競價模式的最大缺陷。后者的主要優(yōu)點在于市場主體參與范圍明確，易于培養(yǎng)市場主體意識和逐步擴大市場主體的參與范圍，但也存在著準入要求不明確、價格信號無法反映整體供需等問題。

實時平衡機制的主要功能是維持系統(tǒng)安全，其特點是在中長期交易物理執(zhí)行基礎(chǔ)上，市場成員申報增減出力報價信息，調(diào)度部門根據(jù)增減出力報價、系統(tǒng)不平衡功率和阻塞情況，以購電費用最小為目標函數(shù)，調(diào)整市場成員發(fā)用電計劃。

二、出清價格形成機制

電力現(xiàn)貨出清價格主要采用邊際出清價格機制，主要包括系統(tǒng)邊際價格（SMP）、分區(qū)邊際電價（ZMP）和節(jié)點邊際電價（LMP）。

（一）系統(tǒng)邊際電價（SMP）

系統(tǒng)邊際電價是指在現(xiàn)貨電能交易中，按照報價從低到高的順序逐一成交電力，使成交的電力滿足負荷需求的最后一個電能供應(yīng)者（邊際機組）的報價，如圖2所示。

圖2系統(tǒng)邊際電價的四種典型情況

（a）中發(fā)電側(cè)量價曲線與用戶側(cè)量價曲線的交點即為出清點，對應(yīng)價格為系統(tǒng)邊際電價；（b）中發(fā)電側(cè)量價曲線與用戶側(cè)量價曲線無交點，無法市場出清；（c）和（d）中兩條曲線有不唯一交點，按照社會福利最大化和成交電量最大為原則可分別確定（c）和（d）中的出清點及對應(yīng)系統(tǒng)邊際電價?？傮w來看，系統(tǒng)邊際電價是反映電力市場中電力商品短期供求關(guān)系的重要指標之一，系統(tǒng)邊際電價模式適用于電網(wǎng)阻塞較少、阻塞程度較輕、阻塞成本低的地區(qū)。

（二）分區(qū)邊際電價（ZMP）

實際運行中，電網(wǎng)不同區(qū)域之間可能發(fā)生輸電阻塞，而在區(qū)域內(nèi)部輸電阻塞發(fā)生的概率較小或情況比較輕微，此時可采用分區(qū)邊際電價，按阻塞斷面將市場分成幾個不同的區(qū)域，區(qū)域內(nèi)的所有機組用同一個價格，即分區(qū)邊際電價。分區(qū)邊際電價模式適用于阻塞頻繁發(fā)生在部分輸電斷面的地區(qū)。歐洲統(tǒng)一電力市場就是采用分區(qū)電價體系。

（三）節(jié)點邊際電價（LMP）

節(jié)點邊際電價模式適用于電網(wǎng)阻塞程度較為嚴重、輸電能力經(jīng)常受限的地區(qū)。節(jié)點邊際電價也稱為節(jié)點電價，LMP計算特定的節(jié)點上新增單位負荷（一般為1MW）所產(chǎn)生的新增發(fā)電邊際成本、輸電阻塞成本和損耗。LMP提供了一個開放、透明、非歧視的機制來處理在電網(wǎng)開放條件下的電網(wǎng)阻塞問題，可以將因阻塞導(dǎo)致的成本信息反映給市場成員，LMP的計算是有安全約束的經(jīng)濟調(diào)度的優(yōu)化結(jié)果。

電力現(xiàn)貨市場出清價格機制選擇系統(tǒng)邊際電價、分區(qū)邊際電價和節(jié)點邊際電價，主要考慮電網(wǎng)阻塞情況，在分區(qū)內(nèi)部不存在阻塞的情況下，分區(qū)內(nèi)各節(jié)點邊際電價等于分區(qū)邊際電價；在分區(qū)間不存在阻塞的情況下，分區(qū)邊際電價等于系統(tǒng)邊際電價。如果將整個電網(wǎng)簡化為一個節(jié)點，這個節(jié)點的節(jié)點邊際電價就是系統(tǒng)邊際電價，如果將整個電網(wǎng)按分區(qū)簡化為幾個節(jié)點，每個節(jié)點的節(jié)點電價就是分區(qū)邊際電價，如圖3所示。

圖3出清價格機制

從國內(nèi)外電力現(xiàn)貨市場建設(shè)經(jīng)驗來看，系統(tǒng)邊際電價、分區(qū)邊際電價和節(jié)點邊際電價機制均有成功的應(yīng)用，不同市場價格機制的優(yōu)缺點如表1所示。

表1電力市場出清價格機制比較

電力現(xiàn)貨市場的SMP、ZMP和LMP形成機制和影響因素類似，LMP的形成機制最為復(fù)雜。以一個3節(jié)點輸電網(wǎng)絡(luò)簡單說明LMP的形成及影響價格的因素。三節(jié)點輸電網(wǎng)絡(luò)圖如圖4所示。節(jié)點3為負荷節(jié)點，上午08:00負荷需求為7500MW，12:00負荷需求為10000MW。為便于計算，假設(shè)連接3個節(jié)點的3條輸電線路容量限值均為8000MW。

圖4三節(jié)點輸電網(wǎng)絡(luò)圖

上午08:00負荷為7500MW，SCED出清按報價由低到高出清原則，發(fā)電機組2出力1500MW，發(fā)電機組1出力為6000MW，發(fā)電機組3無需開機，并且3個節(jié)點間不存在阻塞，因此系統(tǒng)電能量價格由發(fā)電機組1的報價決定，即160元/MWh。

中午12:00負荷上升至10000MW，此時發(fā)電機組1出力達到上限8000MW，發(fā)電機組2出力同樣達到上限1500MW，發(fā)電機組3需出力500MW滿足系統(tǒng)供需平衡約束。此時，系統(tǒng)電能量價格由發(fā)電機組3決定，即400元/MWh，由此可見，系統(tǒng)負荷需求的變化對最終的市場價格可產(chǎn)生顯著影響。

如圖5所示，如果發(fā)電機組3的發(fā)電廠商將報價提高至800元/MWh，上午08:00的系統(tǒng)電能量價格仍保持160元/MWh不變，但中午12:00的系統(tǒng)電能量價格將上升至800元/MWh，可見發(fā)電廠商報價行為對市場價格也有一定的影響，特別是具有較大市場力的發(fā)電廠商或發(fā)電廠商串謀可以明顯地影響市場價格，因此電力現(xiàn)貨市場需要建立市場力檢測及緩解機制，對發(fā)電廠商超過合理成本和利潤報價并影響市場出清價格的行為進行檢測和處置，保障市場平穩(wěn)運行。

圖5改變報價的三節(jié)點輸電網(wǎng)絡(luò)圖

假設(shè)節(jié)點之間存在輸電容量約束，如圖6所示，連接3個節(jié)點的3條輸電線路容量限值為3500MW。

圖6存在輸電容量約束的三節(jié)點輸電網(wǎng)絡(luò)圖

上午08:00發(fā)電機組1發(fā)電出力為5500MW，發(fā)電機組2出力為1500MW，發(fā)電機組3為500MW，滿足負荷需求。此時，系統(tǒng)電能價格由發(fā)電機決定，為400元/MWh，可見線路傳輸容量對市場出清價格有影響。此時，節(jié)點1、節(jié)點2因增加負荷而引起的成本價格為160元/MWh（可由發(fā)電機組1增加出力），節(jié)點1和節(jié)點2的節(jié)點電價為160元/MWh；而節(jié)點3的負荷增加時，引起的成本增加為400元/MWh，因此節(jié)點3的節(jié)點電價為400元/MWh。因此，發(fā)生輸電阻塞的節(jié)點，節(jié)點電價不再一致，這也充分反映了節(jié)點邊際電價本身的物理意義。

三、結(jié)算價格形成機制

通行的電力現(xiàn)貨交易結(jié)算價格形成機制有兩種：

（1）按各市場主體的報價結(jié)算（pay as bid，PAB），其電價通常被稱為差別電價；

（2）按照邊際出清價格結(jié)算，即各市場主體按照統(tǒng)一的市場邊際出清價格（market clearing price，MCP）結(jié)算，所以也被稱為統(tǒng)一價格（uniform-pricing，UP）結(jié)算。

其中邊際出清電價結(jié)算應(yīng)用更加廣泛，無論是PAB還是MCP，電力現(xiàn)貨市場交易都是按照機組或發(fā)電廠商的報價，在滿足各類運行約束前提下，由低到高分配發(fā)電負荷，直至滿足系統(tǒng)供需平衡。不同之處在于，對實際中標的機組，PAB是按照機組各自的實際報價進行結(jié)算，而MCP則是以邊際機組的報價與所有中標機組進行結(jié)算。

假如市場競爭充分，在邊際出清方式下，發(fā)電廠商的售電申報價格反映了其微增成本或邊際成本，而電力用戶的購電申報價格反映了電力對該用戶的價值。一方面，統(tǒng)一邊際出清方式使得發(fā)電機組傾向于按照其邊際成本報價，一定程度上抑制了其試探市場的投機沖動，若按邊際成本報價并中標，則其收益為邊際機組報價與其邊際成本之差，若選擇報高價，則需在承擔不中標風險的同時，抬高了系統(tǒng)邊際電價；另一方面，統(tǒng)一邊際出清方式實現(xiàn)了電力交易的效益最大化和資源高效調(diào)度，發(fā)電企業(yè)可賺取中標最高成本與自身成本之間的價差，引導(dǎo)電力投資者選擇使用發(fā)電成本最小的發(fā)電技術(shù)，進行高效的發(fā)電投資決策。兩種競價機制的優(yōu)缺點對比如表2所示。

表2電力市場結(jié)算價格機制比較

從我國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)現(xiàn)狀來看，當前正處于從計劃體制向市場機制過渡階段，應(yīng)采取相應(yīng)的政策鼓勵大多數(shù)發(fā)電廠商和用戶參與電力現(xiàn)貨市場，促使電力市場進入良性發(fā)展軌道。因此，采用按市場邊際出清價格結(jié)算的競價機制是有必要的，然而，競爭性電力市場外部環(huán)境下的不完備和配套機制的不完善，又容易產(chǎn)生嚴重違背經(jīng)濟規(guī)律的現(xiàn)象，需要根據(jù)市場實際情況綜合考慮設(shè)計市場結(jié)算價格機制。