編者按

現貨市場是新型電力系統建設的關鍵部分，通過發現合理的價格信號引導電力資源優化配置、促進安全保供并實現更靈活的市場化調整機制。目前，高比例新能源會影響系統供需平衡、現貨價格將呈現更復雜的變化，新能源將面臨更嚴峻的市場風險環境。中國發電市場集中度較高易形成寡頭壟斷，若無限價范圍將存在發電側肆意報高價的風險。隨著新能源入市交易規模逐漸擴大，其難預測性等特點在中長期帶曲線交易的市場環境下面臨較大的偏差風險。基于上述風險，中國各省現貨市場運行初期常采取偏保守的固定限價區間以穩固市場運行平穩度；相比而言，國外電力市場較為寬松的限價區間可有效激勵常規機組頂峰發電、鼓勵新能源入市，但在中國當前市場成熟度下，可能造成用戶無法承受等問題。

（來源：《中國電力》 作者：齊屹，張靜，劉菁，魏勝楠，王雁凌，丁肇豪等）

《中國電力》2024年第11期刊發了齊屹等撰寫的《新能源入市風險下計及影響層的現貨限價自適模型》一文。文章結合新型電力系統背景下的運行風險及主體外部交易環境風險，綜合考慮成本波動、新能源裝機比例、負荷需求等與現貨價格具有強關聯的重要因子，提出計及多因子影響層的現貨市場限價自適模型，保障系統可靠運行的同時實現電力市場價格的合理管控。

摘要

在現貨市場起步階段，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建設提速推動新能源規模化入市，現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，綜合考慮與現貨價格有強聯動的影響因素，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，提出新能源入市風險下計及多因子影響層的現貨市場限價自適模型，仿真結果表明：模型能夠實現不同需求場景下對現貨價格的動態跟蹤以保障系統安全穩定。

01

國內外現貨市場限價現狀分析

1.1  國外稀缺定價下的現貨限價標準

目前，國內外尚未形成廣泛有效的現貨限價措施，價格限值的計算也缺乏規范統一的模型。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行業中規范價格水平、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供需的針對性及對價格波動的跟蹤性。如表2所示，在現貨市場初期，各試點常根據發電機組的會計成本采取固定限價標準，多數省份常設置1.5元/(kW·h)的價格上限和0.0元/(kW·h)的價格下限。隨著現貨市場建設深入，也有少數地區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  中國現貨市場限價規定執行現況

Table 2  Current situation of implementing price limit regulations in China's spot market

02

現貨市場靜態限價的有效性研判

2.1  扁平化固定限價的階段可行性

2.1.1  防范寡頭壟斷下發電側市場力行為

中國大多數省份少數幾個發電集團占據絕大多數的發電裝機，形成發電企業寡頭壟斷的局面，易發生操縱價格、控制交易規模等市場力行為，甚至出現“價格聯盟”（卡特爾）現象。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巨額利潤，導致用戶及新能源主體難以承擔高價，挑戰電力系統安全穩定運行。因此，在寡頭壟斷下，為了抑制發電側市場力、保證電力系統安全穩定運行，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，常規機組將逐漸轉變為電力系統重要的靈活支撐電源。當現貨價格上漲時，火電機組須多發電以提高利潤的同時頂峰發電保障電力正常供應；反之，在現貨低價時，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、火電利用小時數下滑、保障性收益縮減等，常規機組可能面臨成本回收的困境，發電積極性低。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

隨著新能源入市規模增大，其出力的隨機性將導致市場價格不穩定因素增多，在新能源出力水平較高時現貨價格常處于地板價，新能源出力水平較低時現貨往往高價。

在當前新能源缺乏風險規避手段的情況下，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。大多數試點地區新能源“報量報價”參與現貨市場，由于新能源具有競價優勢，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境下分解電量更易產生偏差，若未設置限價可能導致新能源面臨極端現貨價格考核的風險。因此，為了保護發電側尤其是新能源承擔的價格波動風險，在當前的現貨市場建設發展階段下設置限價是具有必要性的。

表3  國內現貨試點地區新能源交易機制

Table 3  Domestic spot pilot area new energy trading mechanism

2.2  靜態限價模式更迭的長期必要性

采取扁平化固定標準作為現貨市場價格上下限，不僅難以承接現貨市場動態發展需求，還將削弱市場信號的引導作用，產生其他問題。例如，在新能源負偏差時，現貨市場價格升高，若設置較大的限價區間則新能源會用較高價格進行偏差考核結算，對現貨市場的平穩運行產生威脅；而縮減價格區間又會削弱市場價格引導的作用且影響發電側市場主體積極性。除此之外，現貨價格還是中長期交易價格的重要參考，如果現貨價格上限太低，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定運行的作用。

在適應新能源發電特性的市場機制尚未完善階段，為穩定市場秩序和保障系統運行采取限價措施十分必要，但是固定區間限價方式在新能源不斷入市的情況下難以發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展階段的重要問題。

03

基于多因子影響層的現貨市場限價自適模型

3.1  現貨市場限價標準影響層的強相關因子

本文綜合考慮與現貨價格有強聯動的影響因子，如一次能源價格變動指數、不同裝機占比下新能源發電貢獻率、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后一起構成多因子影響層，如圖1所示，由此實現限價自適。

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，降低發電積極性；反之，當煤炭價格低位時，發電企業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。綜上，在一次能源價格較高且新能源小發時應提高限價上限、反之則降低價格上限，依據一次能源價格變動限價水平來保障火電機組收益和電網穩定運行。

2）新能源發電貢獻率η。由于各地新能源裝機比例差異較大且出力不穩定，導致新能源發電貢獻率不同，即凈負荷曲線中超過平均值代表新能源發電貢獻率較低，未達平均值代表新能源貢獻率效率高。顯然新能源發電貢獻率直接影響常規機組發電量，對現貨價格成本產生影響。此外，由于新能源裝機比例的擴大，須拉大峰谷價差以實現削峰填谷以及促進新能源消納，現貨市場限價成為分時電價優化調整的一個重要參考，須根據峰谷變化及時調整。

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機組發電。

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會出現長時間高溫天氣，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，不同地區新能源出力水平差異較大，如西北地區風電平均出力呈現冬季較小、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，對不同地區限價水平作出動態調整。

4）電力保供周期負荷儲備增量Q2。近年來，由于新型電力系統源、荷兩側的氣候敏感性和脆弱性特征逐漸顯現，安全保供的戰略意義頻頻出現，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月印發的《電力現貨市場基本規則（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電。

3.2  基于多因子影響層的現貨市場限價自適模型

目前中國現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；A(t?1)為上期度電燃料成本（中電聯每周發布1次CECI價格，可根據度電燃料成本速算表查詢度電燃料成本）；

本模型對傳統的最高上限價格管制模型進行改進，兼顧發電側與用戶側雙方利益，并引入價格影響因子進行動態量化，打破扁平化固定限價方式。

1）改進的最高上限價格管制模型。RPI-X基于績效直接管制價格，企業須在不超過給定的最高限價水平下，通過提高勞動生產率獲取更多的利潤，其模型為

式中：Pt為管制者指定的當期價格水平；Pt?1為上期的價格水平；R為零售價格指數，代表通貨膨脹；

但RPI-X模型可能會使發電企業在最高價格水平限制的條件下降低電能質量，損害用戶利益且無法明確體現發電企業的收益性原則，因此本文又引入了ROR，表達式為

式中：R為企業的收入函數，為電價p和發電量q的函數；C為發電企業成本；S為投資回報率，由國家能源政策確定；R為投資回報基數。

最終改進的最高上限價格管制模型表達式為

2）建立限價影響層關聯項。考慮限價強相關因子，建立限價影響層關聯項以應用于電力現貨市場中，具體表達式為

式中：W1、W2分別為各影響因素的自適系數；X1為一次能源價格變動指數；X2為特殊時期（冬、夏季節和安全保供周期）的負荷需求增量指數，其余時間X2為0；Q為春、秋季節系統負荷量平均值；P為本期一次能源價格；P基本能源價格；P0為凈負荷曲線中平段平均負荷水平；P為峰、谷段負荷值。

3）電能質量系數φ的確定。在制定模型時，從供電的安全可靠以及促進技術進步的角度來說，電能質量應作為模型中的考慮因素。目前電能質量的綜合評估指標一般分為服務性和技術性指標，本文參考電能質量標準中規定的各項電能質量參數的限制值來設置φ，設定電能質量系數最大值為1，則電能質量高時限價水平相應高于低電能質量情況，發電側獲利空間增大。可見，將φ納入限價模型可有效促進發電側提升電能質量的積極性，維護用戶側利益。本文采用線性回歸和最小二乘法確定自適系數W1與W2，如圖2所示，具有直觀、高效性。

圖2  自適系數確定流程

Fig.2  Flow chart for determining the self adaptation coefficient

04

算例分析

本文提出的基于多因子影響層的現貨市場限價自適模型，實現了現貨市場價格上限由靜態模式向與現貨價格產生強聯動的多種因子動態自適的轉變，為驗證所提模型正確性，從春、秋季節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，單位發電量的成本利潤率r取15%，電能質量系數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、秋季節與非保供周期。在春、秋季節與非保供周期內，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下現貨價格上限隨著煤炭價格上漲相應上升，本模型可實現限價與一次能源的價格聯動，有效緩解由于供電企業由于發電成本升高造成的虧本發電風險。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電側市場力行為、維護用戶側主體利益的同時體現真實的價格信號，鼓勵新能源積極入市。

2）場景2：冬、夏季節與保供周期。與場景1相反，在冬、夏季節與保供周期內，用戶所需負荷升高，供需形勢縮緊，考慮在煤炭價格穩定為943元/t時價格上限隨負荷需求增量指數X2的變化關系，其中，春、秋季節系統負荷量平均值Q取為萬kW，冬、夏季節整體負荷水平視為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、谷時刻現貨價格上限也隨之升高，體現了現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項A?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

05

結語

新型電力系統的建設提速推動了新能源跨越式發展，而系統外部運行環境的變化與市場內部交易邏輯的更迭使得現貨市場價格存在更多非常規波動風險和市場運行安全風險，靜態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風險下對現貨價格產生強聯動的各因子，構建了計及一次能源價格波動、新能源貢獻率以及動態供需形勢的多因子影響層，提出對現貨價格動態跟蹤的自適限價模型。在高比例新能源入市環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變化，對發電側市場力實現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運行風險，提高了各主體應對現貨市場非常規價格風險的能力。

注：本文內容呈現略有調整，如需要請查看原文。