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摘要 在現(xiàn)貨市場起步階段，普遍采用扁平化限價標準以防范極端價格風險，而隨著新型電力系統(tǒng)建設提速推動新能源規(guī)?；胧?，現(xiàn)貨價格受間歇性出力的影響面愈加擴大，新能源入市風險增加，限價設計須進一步考慮常規(guī)機組收益、新能源裝機比例以及負荷需求量等。因此，綜合考慮與現(xiàn)貨價格有強聯(lián)動的影響因素，選取主要因子構成限價影響層，并在改進傳統(tǒng)價格管制模型的基礎上引入影響因子及系列模型的自適系數(shù)，提出新能源入市風險下計及多因子影響層的現(xiàn)貨市場限價自適模型，仿真結果表明：模型能夠實現(xiàn)不同需求場景下對現(xiàn)貨價格的動態(tài)跟蹤以保障系統(tǒng)安全穩(wěn)定。
1 國內(nèi)外現(xiàn)貨市場限價現(xiàn)狀分析
1.1 國外稀缺定價下的現(xiàn)貨限價標準
目前，國內(nèi)外尚未形成廣泛有效的現(xiàn)貨限價措施，價格限值的計算也缺乏規(guī)范統(tǒng)一的模型。最高限價管制模型（retail price index，RPI-X）和投資回報率價格管制模型（rate of return，ROR）是兩種典型的價格上限設置方法，可在電力等壟斷性公共事業(yè)行業(yè)中規(guī)范價格水平、保護市場主體利益。國外電力市場開放程度較高、資源配置自由度較高，價格管制相對較弱，常參考電力失負荷值制定價格上限，對于價格下限通常不設標準，如表1所示。
表1 國外典型現(xiàn)貨市場限價情況
Table 1 Typica spot market price limits in foreign countries
1.2 中國固定限值的主流限價標準
中國電力現(xiàn)貨市場運行初期，主體對于價格波動較為敏感，為緩解價格波動風險，各地視情況固定報價及出清價格上限進行管控措施，沒有將價格限值形成量化計算模型，限價水平缺乏對地區(qū)供需的針對性及對價格波動的跟蹤性。如表2所示，在現(xiàn)貨市場初期，各試點常根據(jù)發(fā)電機組的會計成本采取固定限價標準，多數(shù)省份常設置1.5元/(kW·h)的價格上限和0.0元/(kW·h)的價格下限。隨著現(xiàn)貨市場建設深入，也有少數(shù)地區(qū)限價標準做出不同程度的新的嘗試，如蒙西率先大幅開放出清價格上限至5.18元/(kW·h)，山東允許負電價存在。
表2 中國現(xiàn)貨市場限價規(guī)定執(zhí)行現(xiàn)況
Table 2 Current situation of implementing price limit regulations in China's spot market
2 現(xiàn)貨市場靜態(tài)限價的有效性研判
2.1 扁平化固定限價的階段可行性
2.1.1 防范寡頭壟斷下發(fā)電側市場力行為
中國大多數(shù)省份少數(shù)幾個發(fā)電集團占據(jù)絕大多數(shù)的發(fā)電裝機，形成發(fā)電企業(yè)寡頭壟斷的局面，易發(fā)生操縱價格、控制交易規(guī)模等市場力行為，甚至出現(xiàn)“價格聯(lián)盟”（卡特爾）現(xiàn)象。2000年加利福尼亞州電力危機事件就是因為在電力市場中缺乏價格帽限制，當負荷尖峰時期與新能源少發(fā)期重疊時，電力供應商有利用供電緊張、高峰期和天氣因素等因素，人為操縱和提高電價實現(xiàn)巨額利潤，導致用戶及新能源主體難以承擔高價，挑戰(zhàn)電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。因此，在寡頭壟斷下，為了抑制發(fā)電側市場力、保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，研究合理、靈活的限價方式十分必要。
2.1.2 合理抬升限價水平以拓寬火電收益
目前，中國處于電力市場建設和能源轉型的“雙期疊加”階段，隨著不可控新能源裝機比例越來越高，常規(guī)機組將逐漸轉變?yōu)殡娏ο到y(tǒng)重要的靈活支撐電源。當現(xiàn)貨價格上漲時，火電機組須多發(fā)電以提高利潤的同時頂峰發(fā)電保障電力正常供應；反之，在現(xiàn)貨低價時，火電機組又須停機或迅速將出力降低至較低水平，避免在低電價時段造成虧損。加之燃料成本波動、火電利用小時數(shù)下滑、保障性收益縮減等，常規(guī)機組可能面臨成本回收的困境，發(fā)電積極性低。因此，設置符合市場主體利益、促進良性競爭空間的價格限值十分必要。
2.1.3 削弱價格波動風險以激勵新能源入市
隨著新能源入市規(guī)模增大，其出力的隨機性將導致市場價格不穩(wěn)定因素增多，在新能源出力水平較高時現(xiàn)貨價格常處于地板價，新能源出力水平較低時現(xiàn)貨往往高價。
在當前新能源缺乏風險規(guī)避手段的情況下，各省積極探索新能源合理參與市場交易的機制，如表3所示。大多數(shù)試點地區(qū)新能源“報量報價”參與現(xiàn)貨市場，由于新能源具有競價優(yōu)勢，隨著其占比不斷提升對價格影響也會加劇，故在當前對新能源把控不夠成熟的條件下，限價能夠防范價格波動風險。此外，大多數(shù)省份都進行偏差電量考核，這是因為新能源在中長期帶曲線交易的市場環(huán)境下分解電量更易產(chǎn)生偏差，若未設置限價可能導致新能源面臨極端現(xiàn)貨價格考核的風險。因此，為了保護發(fā)電側尤其是新能源承擔的價格波動風險，在當前的現(xiàn)貨市場建設發(fā)展階段下設置限價是具有必要性的。
表3 國內(nèi)現(xiàn)貨試點地區(qū)新能源交易機制
Table 3 Domestic spot pilot area new energy trading mechanism
2.2 靜態(tài)限價模式更迭的長期必要性
采取扁平化固定標準作為現(xiàn)貨市場價格上下限，不僅難以承接現(xiàn)貨市場動態(tài)發(fā)展需求，還將削弱市場信號的引導作用，產(chǎn)生其他問題。例如，在新能源負偏差時，現(xiàn)貨市場價格升高，若設置較大的限價區(qū)間則新能源會用較高價格進行偏差考核結算，對現(xiàn)貨市場的平穩(wěn)運行產(chǎn)生威脅；而縮減價格區(qū)間又會削弱市場價格引導的作用且影響發(fā)電側市場主體積極性。除此之外，現(xiàn)貨價格還是中長期交易價格的重要參考，如果現(xiàn)貨價格上限太低，會導致中長期價格不準確、偏低，打擊其參與中長期交易的積極性，不利于中長期對保障電力市場穩(wěn)定運行的作用。
在適應新能源發(fā)電特性的市場機制尚未完善階段，為穩(wěn)定市場秩序和保障系統(tǒng)運行采取限價措施十分必要，但是固定區(qū)間限價方式在新能源不斷入市的情況下難以發(fā)揮真正的價格信號作用，對中長期交易也會起到打擊作用。因此，如何進行限價是當前發(fā)展階段的重要問題。
3 基于多因子影響層的現(xiàn)貨市場限價自適模型
3.1 現(xiàn)貨市場限價標準影響層的強相關因子
本文綜合考慮與現(xiàn)貨價格有強聯(lián)動的影響因子，如一次能源價格變動指數(shù)、不同裝機占比下新能源發(fā)電貢獻率、冬夏高負荷期和安全保供周期負荷增量等，在基于線性回歸和最小二乘法確定影響因子的自適系數(shù)后一起構成多因子影響層，如圖1所示，由此實現(xiàn)限價自適。
圖1 影響因子選取示意
Fig.1 Schematic diagram for selecting influencing factors
1）一次能源價格變動指數(shù)X1。由于一次能源如煤炭價格以市場化定價為主，受供需關系影響價格波動較大，而下游火電企業(yè)定價卻受固定限價模式的高度管控，無法隨意調整價格。因此，當煤炭價格高且供需緊張時期，價格上限較低將導致火電機組面臨低收益、高成本的交易困境，降低發(fā)電積極性；反之，當煤炭價格低位時，發(fā)電企業(yè)可能會報高價來獲取自身利益，若限價較高會損害其他市場主體利益且影響真實電力供需關系的呈現(xiàn)。綜上，在一次能源價格較高且新能源小發(fā)時應提高限價上限、反之則降低價格上限，依據(jù)一次能源價格變動限價水平來保障火電機組收益和電網(wǎng)穩(wěn)定運行。
2）新能源發(fā)電貢獻率η。由于各地新能源裝機比例差異較大且出力不穩(wěn)定，導致新能源發(fā)電貢獻率不同，即凈負荷曲線中超過平均值代表新能源發(fā)電貢獻率較低，未達平均值代表新能源貢獻率效率高。顯然新能源發(fā)電貢獻率直接影響常規(guī)機組發(fā)電量，對現(xiàn)貨價格成本產(chǎn)生影響。此外，由于新能源裝機比例的擴大，須拉大峰谷價差以實現(xiàn)削峰填谷以及促進新能源消納，現(xiàn)貨市場限價成為分時電價優(yōu)化調整的一個重要參考，須根據(jù)峰谷變化及時調整。
本文基于凈負荷曲線得到η，以此為依據(jù)進行限價，未達平均負荷水平將適當降低限價上限并設置限價下限保障火電機組基本收益，超過平均負荷水平則提高限價來激勵常規(guī)機組發(fā)電。
3）冬、夏負荷高峰期的負荷需求增量Q1。中國夏季大部分地區(qū)會出現(xiàn)長時間高溫天氣，相應月份空調負荷增多導致用電需求急劇上漲，同樣冬季供暖負荷增多，供需形勢普遍收緊。同時新能源占比不斷擴大進一步加深了供需緊張局面，不同地區(qū)新能源出力水平差異較大，如西北地區(qū)風電平均出力呈現(xiàn)冬季較小、夏季較大的特點，光伏出力也具有夏季光照時間長、冬季光照時間短的特點。因此，應綜合新能源歷年出力情況與夏季高溫、冬季供暖月份供需情況，對不同地區(qū)限價水平作出動態(tài)調整。
4）電力保供周期負荷儲備增量Q2。近年來，由于新型電力系統(tǒng)源、荷兩側的氣候敏感性和脆弱性特征逐漸顯現(xiàn)，安全保供的戰(zhàn)略意義頻頻出現(xiàn)，如冬奧期間華北、山東和湖南等多地均提出要強化重大活動期間電力安全，2023年9月印發(fā)的《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》和《電力負荷管理辦法（2023年版）》再次提出要提升電力供需緊張時段的安全保供能力等。因此，為提高系統(tǒng)韌性，在安全保供時期（與冬季供暖和夏季高溫月份存在部分重合），可考慮適當提高限價上限以激勵火電機組發(fā)電。
3.2 基于多因子影響層的現(xiàn)貨市場限價自適模型
目前中國現(xiàn)貨市場價格限制考慮到用戶承受能力和新能源邊際成本，一般設置固定限價區(qū)間。為激勵新能源入市的同時防范惡性競爭，本文將下限固定為基本價格下限0不變，提出價格上限自適模型為
式中：Pmax為本期價格上限自適模型的上限價格；AC(t?1)為上期度電燃料成本（中電聯(lián)每周發(fā)布1次CECI價格，可根據(jù)度電燃料成本速算表查詢度電燃料成本）；r為度電成本利潤率；ASSp?f為限價影響層關聯(lián)項；φ為電能質量系數(shù)；Wi為各影響因素的自適系數(shù)；Xi為現(xiàn)貨市場限價標準影響層的強相關因子；此外，本模型下影響因子η的自適系數(shù)已視為–1，故在ASSp?f外進行單獨列寫。
本模型對傳統(tǒng)的最高上限價格管制模型進行改進，兼顧發(fā)電側與用戶側雙方利益，并引入價格影響因子進行動態(tài)量化，打破扁平化固定限價方式。
圖2 自適系數(shù)確定流程
Fig.2 Flow chart for determining the self adaptation coefficient
4 算例分析
本文提出的基于多因子影響層的現(xiàn)貨市場限價自適模型，實現(xiàn)了現(xiàn)貨市場價格上限由靜態(tài)模式向與現(xiàn)貨價格產(chǎn)生強聯(lián)動的多種因子動態(tài)自適的轉變，為驗證所提模型正確性，從春、秋季節(jié)與非保供周期以及位于冬、夏與保供周期2種場景下分析限價隨影響層因子的變化情況。其中，單位發(fā)電量的成本利潤率r取15%，電能質量系數(shù)φ取為1，η谷段取為30%、峰段取為–30%以便觀察模型正確性。
1）場景1：春、秋季節(jié)與非保供周期。在春、秋季節(jié)與非保供周期內(nèi)，用戶側所需負荷較少，供需關系較為緩和，負荷需求增量指數(shù)X2視為0（即Q1、Q2視為0），此時價格上限主要受X1影響，可得到如表4所示結果，并形成如圖3所示現(xiàn)貨價格上限隨一次能源價格自適變化結果。
表4 場景1下限價自適結果表
Table 4 Scenario 1: price limit adaptation results table
圖3 現(xiàn)貨價格上限隨一次能源價格自適結果
Fig.3 Adaptive graph of the upper limit of spot prices with primary energy prices
由圖3可知，在場景1下現(xiàn)貨價格上限隨著煤炭價格上漲相應上升，本模型可實現(xiàn)限價與一次能源的價格聯(lián)動，有效緩解由于供電企業(yè)由于發(fā)電成本升高造成的虧本發(fā)電風險。此外，由表4可知，在相同煤炭價格下，位于不同峰谷時段的限價不同以適應逐步擴大的峰谷差，這是由于峰段代表電力供需較為緊張，此時須適當提高限價水平以激勵火電機組頂峰發(fā)電，保障供電安全；而谷段降低限價水平可以在進一步防止發(fā)電側市場力行為、維護用戶側主體利益的同時體現(xiàn)真實的價格信號，鼓勵新能源積極入市。
2）場景2：冬、夏季節(jié)與保供周期。與場景1相反，在冬、夏季節(jié)與保供周期內(nèi)，用戶所需負荷升高，供需形勢縮緊，考慮在煤炭價格穩(wěn)定為943元/t時價格上限隨負荷需求增量指數(shù)X2的變化關系，其中，春、秋季節(jié)系統(tǒng)負荷量平均值Q取為6000萬kW，冬、夏季節(jié)整體負荷水平視為Q1與Q2的總和，代入式（1）進行計算，可得到如表5所示結果，并形成如圖4所示現(xiàn)貨價格上限隨負荷水平自適變化結果。由圖4可知，隨著負荷水平升高，峰、谷時刻現(xiàn)貨價格上限也隨之升高，體現(xiàn)了現(xiàn)貨市場價格信號引導供需關系的作用。
表5 場景2下限價自適結果表
Table 5 Scenario 2: price limit adaptation results table
圖4 現(xiàn)貨價格上限隨負荷水平自適結果
Fig.4 Adaptive graph of the upper limit of spot prices with load levels
上述兩種場景分別驗證了本文模型在限價影響層關聯(lián)項ASSp?f下的自適過程。綜合多種影響因子可得基于多因子影響層的自適限價上限變化，如圖5所示。在一次能源高價且供需緊張時期，自適上限價格與1.5元/(kW·h)的固定限價標準相比以較大幅度升高，可以激勵機組頂峰發(fā)電，有效緩解供需緊張狀況以及火電機組虧損風險，而在能源成本較低且供需寬松時期限價值也會相應降低到一定水平，有效減小市場力并維護用戶利益。
圖5 基于多因子影響層的自適限價上限
Fig.5 Adaptive price limit upper limit chart based on multiple factor influence layers
5 結語
新型電力系統(tǒng)的建設提速推動了新能源跨越式發(fā)展，而系統(tǒng)外部運行環(huán)境的變化與市場內(nèi)部交易邏輯的更迭使得現(xiàn)貨市場價格存在更多非常規(guī)波動風險和市場運行安全風險，靜態(tài)扁平化固定限價模式將不利于風險傳導。因此，本文綜合考慮非常規(guī)風險下對現(xiàn)貨價格產(chǎn)生強聯(lián)動的各因子，構建了計及一次能源價格波動、新能源貢獻率以及動態(tài)供需形勢的多因子影響層，提出對現(xiàn)貨價格動態(tài)跟蹤的自適限價模型。在高比例新能源入市環(huán)境下引入限價影響因子可在不同需求場景下跟蹤上限價格的動態(tài)變化，對發(fā)電側市場力實現(xiàn)有效管控的同時削弱新能源帶來價格波動風險，緩解了高比例新能源下的系統(tǒng)運行風險，提高了各主體應對現(xiàn)貨市場非常規(guī)價格風險的能力。
注：本文內(nèi)容呈現(xiàn)略有調整，如需要請查看原文。
