【序】上两篇对广东现货市场按月（2020年8月）连续试结算方案中的现货市场组织、中长期合约量限制、供需比设置、阻塞费和阻塞盈余等规则进行了讨论。今天的文章中对不同类型机组同台竞价，即高成本机组的补贴问题进行讨论。分析当前方法存在的问题，提出改进的建议。
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（来源：微信公众号“走进电力市场”ID：PowerMarket 作者：荆朝霞）
南方（以广东起步）电力现货市场2020年首次全月结算试运行方案分析（三）
朱继松荆朝霞
华南理工大学电力学院 广东 广州 510640
2.4不同类型机组如何同台竞价
2.4.1问题概述
现货市场下，不同类型机组如何同台竞价是困扰很多市场设计者、监管者的问题。从市场效率的角度，这本身其实不是问题，市场就是要让不同类型的市场参与者在同一市场中同台竞价，优胜略汰。造成所谓的“不同类型机组同台竞价”问题的本质原因是：1）如果市场设计不完整，不完善，市场价格不能反映市场主体全部的价值（比如无法反映机组的快速调节价值、备用价值等），如何处理？2）历史上不同机组有不同的上网电价，有些机组已经将大部分容量成本回收，而有些尚有大量容量成本未回收，市场化后如何公平参与市场？3）有些机组承担了一些社会责任，如供热、能源安全、环保等，造成发电成本较高，如何参与市场？4）一些机组在运行上有些特殊的约束，如已经签订了燃气“照付不议”合同的燃气机组，燃气的消费量受到很多约束。
目前我国电力市场中讨论较多的解决方法主要有两类：1）建立容量补偿机制，2）进行电量补贴。本文认为，应该区分不同的原因采用不同的方法解决，但基本的原则是，相关机制不能影响电力市场资源优化配置的作用的发挥。特别的，如果要采用基于电量的补贴方式，需要评估其对市场效率的影响。
2.4.2高成本机组方案
1、基本思路
《结算试运行方案》中，对现货市场后不同类型机组同台竞价的问题，解决的基本思路是:高成本机组按实际发电量及机组上网电价与标杆上网电价的差进行补贴。对机组g，在某个时段t的补贴的基本公式是:
机组g时段t补贴 = t时段发电量 * 机组g上网电价差价
机组g上网电价差价=机组g核定上网电价-燃煤机组标杆上网电价
燃煤机组标杆上网电价=0.463元/千瓦时
当机组没有中长期合约时，现货市场的全部发电量都按现货市场价格结算，全部电量享受按上述方法计算出的补贴。比如，某机组上网电价为0.563元/千瓦时，其现货市场某时段的出清量为30万千瓦时，则
机组g上网电价差价（补贴价）=（0.563-0.463）=0.1元/千瓦时
机组g时段t补贴额=0.1*30=3万元
实际中大多机组有不同类型的中长期合约，考虑中长期合约的情况确定补贴方式。
2、有中长期合约下的结算
这里对有中长期合约下的结算方式进行介绍。为简化分析，这里仅考虑价差中长期交易，暂不考虑绝对价周交易和基数合约（假设没有这两类合约）。分两种情况进行介绍和分析。
1）现货出清量>中长期合约量
当现货市场总出清量（包括日前市场出清量和实时市场出清量）大于中长期合约量时，仅对按现货市场价结算的电量部分进行补贴。公式如下：
补贴=（现货出清量-中长期合约量）*上网电价差价
主要原因是：中长期交易是价差交易，即根据各机组在核定的上网电价基础上降价的幅度进行报价和出清，由于不同成本、不同背景的机组具有不同的上网电价，折算后的绝对结算价格是不同的。比如，月度中长期集中交易的结果是降价5分钱，机组A、B的上网电价分别是0.463元/千瓦时和 0.563元/千瓦时，则其实际结算价格为：
机组A：0.463-0.05=0.413元/千瓦时
机组B：0.563-0.05=0.513元/千瓦时
也就是说，中长期按价差模式交易的情况下，中长期绝对结算价中，实际上已经含了补贴。所以补贴结算中仅考虑现货市场增加的发电量。考虑以下场景：1）机组B现货市场中中标电量为30万千瓦时，现货市场出清价为0.25元/千瓦时；2）中长期电量为20万千瓦时，价格为降价5分钱（出清价-50厘/千瓦时）。则结算结果如下
1：中长期结算=0.513*20=10.26万元
2：现货市场结算=0.25*10=2.5万元
3：高成本机组补贴=0.1*10=1万元
4：总结算=结算1+结算2+结算3=13.76万元
5：平均电价=13.76/30=0.459元/千瓦时
6：发电成本=0.35*30=10.5万元
7：利润=总结算-发电成本=3.26万元
2）现货出清量<中长期合约量
由于总的原则是仅对实际发电的机组进行补贴，如果现货市场的总出清量小于中长期合约量，则对中长期合约的结算中，实际发电和未发部分采用不同的方法结算。
假设机组B的中长期合约量是40MW，现货市场出清量仍然是30万千瓦时。有两种结算方式：
(1)中长期合约未发电部分结算基准价不变
价差中长期交易成交后，每个机组根据其上网电价计算结算的绝对价，现货市场未发的部分按绝对价与现货市场价格的差价进行结算。对上述机组B，结算结果如下：
1：中长期结算=0.513*40=20.52万元
2：现货市场结算=0.25*(-10)=-2.5万元
3：现货高成本机组补贴=0
4：总结算=结算1+结算2+结算3=18.02万元
5：平均电价=18.02/30=0.601元/千瓦时
6：利润=18.02-10.5=7.52万元
7：利润增加=7.52-3.26=4.26万元
可以看到，机组B的平均结算价（0.601）高于上一个情况（中长期合约有20MW）的结算价（0.459），原因是该机组中长期签订了超过其实际发电量的合约，由于中长期合约是价差模式，本质上是含补贴的，机组B获得了较多的补贴，总的利润也增加。
这个机制是广东2018年发布的第一版市场规则中的补贴办法。担心的问题是：如果中长期合约的量和实际发电量不匹配，一部分机组（在一部分时段）会获得超额的利润。这种情况实际在进行现货市场结算试运行的多个地区出现过。具体来说，可能会产生以下问题①政府对电厂的授权合约（比如基数电量合约）的曲线分解如果和实际现货市场出清曲线不一致，会造成对不同电厂的不公平的问题。②发电企业在签订市场化的中长期合约时，高成本机组存在多签的动机。
(2)中长期未发电部分按标杆电价计算差价
考虑到以上问题，广东2020年8月结算试运行规则中，规定对中长期合约中未实际发电的补贴，结算中中长期价格统一按燃煤标杆上网电价（0.463）计算，而不是按其实际的上网电价结算。这种方式的本质是，中长期未交割部分电量不享受补贴。同样以机组B为例，机组B的合约电量40万千瓦时分为两个部分，30万千瓦时按0.513结算，10万千瓦时按照0.463结算。
1：中长期结算=【1.1】+【1.2】=19.52万元
1.1：中长期实发结算=0.513*30=15.39万元
1.2：中长期未发结算=0.413*10=4.13万元
2：现货市场结算=0.35*(-10)=-3.5万元
3：现货高成本补贴=0
4：总结算=结算1+结算2+结算3=16.02万元
5：平均电价=16.02/30=0.534元/千瓦时
可以看到，这种结算机制下，机组B实际结算价格降低。
2.4.3问题分析
当前的补贴方式下，本质是判断机组实际的发电量，实际发电的进行补贴，未发的不进行补贴。对中长期合约，根据其结算机制判断是否含补贴：如果是按价差模式结算的，本身相当于已经给了补贴，就不另外算补贴；如果是绝对价结算的，不同类型机组是同台竞价的，交易结果未含补贴，需要另外计算补贴。在这个基础上，《结算试运行方案》给出了各类合约的补贴计算方法。详细的计算公式这里不具体给出。这里对这种方式可能造成的问题进行分析。
前述算例分析都是在现货市场出清价、出清量确定的情况下进行的分析。实际上，发电企业的报价策略在不同的市场机制下是不一样的。这里对2.4.2中提到的中长期合约的两种结算方式“(1)中长期合约未发电部分结算基准价不变”和“(2)中长期合约未发电部分按标杆电价计算差价”进行分析。
假设机组B的可变发电成本为0.35元/千瓦时，机组A的可变发电成本为0.25元千瓦时。某时段（1个小时）A、B机组的发电能力都是50万千瓦，最小出力均为20万千瓦，系统负荷为50万千瓦。不考虑机组最小出力、备用等约束。机组A和B均签了23万千瓦时的中长期合约。
假设机组申报两段价格。无论机组A还是B，为了保证不停机，第一段容量为20万千瓦，价格为价格下限70厘/千瓦时。机组A由于其上网电价等于标杆上网电价，其报价不受补贴机制的影响，假设两种情况下剩余出力的报价均为按真实成本报价，即0.25元/千瓦时。
以上参数情况称为场景１。为了对比分析，设置另外一个场景即场景２。场景２下，机组A、B的中长期合约量分别为25万千瓦时和21万千瓦时，其他参数与场景１相同。
下面对机组B在不同结算机制下的报价策略及市场出清结果、社会福利情况进行分析。
1、中长期合约未发电部分结算基准价不变（结算方法1）
场景1。在这种结算机制下，机组B在现货市场的出清结果不会影响在中长期市场的收入。因此，不考虑市场力的情况下，其最佳报价策略是最小出力以上的部分按真实成本报价，即按0.35元/千瓦时报价。最终，市场出清价为0.25，机组A中标30万千瓦，B中标20万千瓦。A、B的发电成本分别为7.5万和7万，总发电成本为14.5万元。
1）机组A结算
1：中长期结算=0.413*23=9.499万元
2：现货结算=0.25*(30-23)=1.75万元
3：补贴=0
4：总结算=结算1+结算2+结算3=11.249万元
5：发电成本=0.25*30=7.5万元
6：利润=总结算-发电成本=3.749万元
2）机组B结算
1：中长期结算=0.513*23=11.799万元
2：现货结算=0.25*(20-23)=-0.75万元
3：补贴=0
4：总结算：结算1+结算2+结算3=11.049万元
5：发电成本=0.35*20=7万元
6：利润：总结算-发电成本=4.049万元
7：发电总利润=机组A利润+机组B利润=7.798
8：全系统用户均价：（机组A结算＋机组B结算）／总电量
=（11.249+11.049）/50
=0.446元/千瓦时
场景２：改变中长期合约量。按同样的算法，如果机组A、B的中长期合约分别为25万千瓦时和21万千瓦时，其他参数不变。分析可得，A、B的现货市场报价不变，现货市场出清也不变，发电总成本也不变，但A、B的结算结果发生变化。
1：A利润=0.413*25+0.25*5-0.25*30=4.075万元
2：B利润=0.513*21-0.25*1-0.35*20=3.523万元
3：发电总利润=4.075+3.523=7.598万元
4：全系统用户均价＝（机组A结算＋机组B结算）／总电量
＝（发电总利润＋发电总成本）／总电量＝０.４４６元／千瓦时
＝（7.598+14.5）/50
=0.442元/千瓦时
讨论。从上面的结果看到，1）现货市场出清结果及总发电成本主要受机组成本的影响，不受中长期合约在A、B之间分配情况的影响。2）机组A、B各自的总利润主要受到中长期合约量的影响。在现货市场价格下降的情况下，中长期合约量越大，利润越高。3）全系统用户均价受到中长期合约量及在不同机组之间分布情况的影响。
启示。这种方式下，１）可通过控制中长期合约总量和在不同机组之间的分配比例控制用户侧电价；２）可以通过控制不同机组中长期合同量（考虑多时段的化包括控制曲线分解方式）控制不同机组利润情况；３）中长期合同总量及在不同类型机组间的分布情况不影响社会总福利（用户无需求响应的情况下和发电成本对应）；4）市场化的中长期合约交易政府不应干涉，政府应该主要通过政府授权合约的方式实现以上目标。
２、中长期合约未发电部分按标杆电价计算差价
在这种结算机制下，机组B考虑两种策略：策略１：按真实成本报（0.35）；策略２：按低于机组A的价格报（0.24）。对两种情况分析市场出清及结算结果。
１）出清结果
可以看到，策略2与策略1相比，机组A的利润稍有上升，机组B的利润有较大上升。用户侧（售电公司）购电价升高，电网收益减少。
从结果看，机组B选择策略B获得的利润更大。最终的结果是，1）发电成本低的机组A的发电量减少，发电成本高的机组B的发电量增加，系统总发电成本增加；2）机组A和机组B的利润均增加；4）用户的购电费增加；5）电网需要增加支出高成本机组补贴费。
分析在情景3下，中长期按结算方法1“中长期合约未发电部分结算基准价不变”的结算，并与结算方法2“中长期合约未发电部分按标杆电价计算差价”的结算结果进行比较。
从表格看到，结算方法2下，除了机组A利润有消费上升，其余市场主体的福利相对结算方法1下均有下降。社会总福利下降0.7万元。分析可以知道，如果降低机组B在策略2下的报价（比如降到0.23元/千瓦时），则机组A的利润也将降低。
2.4.4 总结和建议
市场机制的引入是为了让市场在资源配置中起决定性作用，从而提高资源配置的效率，本文的算例中，资源配置的效率主要反映在总发电成本上。因此，评判市场是否发挥了作用主要看发电成本是否降低。
市场建立过程中，要考虑改革前不同市场主体的利益情况，要考虑改革后不同市场主体利益的变化情况，需要采取措施保证相关利益的变化不会太剧烈、太快。可以通过初始产权分配的方式来影响不同市场主体的利益。具体到电力市场，可以通过政府授权合约的形式来体现。
当前广东对高成本机组的补贴采用电量补贴的方式，根据机组实际发电量确定补贴的额度。这种补贴方式将很大程度上影响发电机组的报价，进而影响资源配置的效率（即影响发电的经济调度结果）。
根据《结算试运行方案》，在当前的高成本机组补贴机制下，可能造成高成本机组申报比低成本机组更低的价格，导致高成本机组比低成本机组发电量更多的结果。总的发电成本升高；电网由于需要承担一部分高成本机组补贴而受损；对发电机组，高成本机组通过策略性的报价（报比真实成本更低的价格）实现在现货市场多发电、多拿补贴的结果，但相对之前的补贴方案，利润也降低；在电网承担高成本机组补贴成本的情况下，用户电价有所降低，但从长远看，由于电网公司是准许收入模式，资金的不平衡一般应纳入下期准许收入中，电网公司的成本最终还是可能会转移给用户。也就是说，这种补贴机制可能导致市场中每个主体的利益都受损。
现货市场改革首先要保证有真正的社会红利：在负荷一定的情况下总发电成本降低。在这个基础上，可以通过一些政府授权合约实现不同市场主体利益的调整。否则，如果现货市场改革后总发电成本反而上升，每个或大多数市场主体的利益受损，则市场将面临较大的阻力，甚至有可能导致市场的失败。需要注意的是，这种可能的失败并不是由于市场本身造成的，而是由于相关的政策（如高成本机组补贴政策）造成的。这种补贴政策造成社会福利降低的原因是：在设计中未充分考虑市场主体的能动性、博弈性，未重视相关政策对市场价格信号造成的扭曲以及对资源配置结果的影响。
针对广东电力市场，以下建议供参考：
1）通过政府授权合约的方式体现政府在不同市场主体利益分配方面的目标。①通过分析计算，确定政府授权合约占总用电量的比例（比如95%）和市场总体的价格水平（比如比上一年均价降低5分钱）。②对政府授权合约可以采取直接分配的方式，也可以采取招标拍卖的形式。③政府授权合约拍卖可以采取价差模式，在原来的上网电价基础上降价更多的电厂可以获得更多的政府授权合约。④不同类型机组可以设计不同的政府授权合约以实现不同的目标，比如，普通差价合约形式的合约、收益估算法合约(发电量不确定较大类型的机组)、总量不确定型的合约（需要全额消纳的机组类型）等。⑤政府授权合约是金融性的合约，市场主体可以转让、买卖。
2）政府授权合约造成的相关的成本的分配。①政府授权合约可以由保底供应商购买，供应非市场用户的用电。②政府授权合约如果没有对应的非市场用户也没关系，将其看为政府进行的一种“投机”交易即可：中长期购买发电合约，现货市场卖出。政府授权合约可能盈利也可能亏损。在现货市场价格普遍低于中长期市场价格的情况下，政府授权合约是亏损的。③政府授权合约如果亏损，并不是由于现货市场的建设造成的，而是由于协调市场主体的利益的诉求造成。④理论上，如果现货市场产生了反映实时供需的价格信号，引导出了更加优化的发电调度方案，社会总的发电成本降低。可以通过政府授权合约的设计实现帕累托改进：市场中的每个主体都比以前更好。⑤政府授权合约造成的相关损失或收益有以下处理方法:由电网公司或保底供应商承担、由全体市场化用户承担、由全体用户承担（加到输配电价中）。
-未完待续-
原标题：广东电力市场|南方（以广东起步）电力现货市场2020年首次全月结算试运行方案分析（三）不同类型机组如何同台竞价
