电力现货市场局部市场力辨识措施

章 枫，陆承宇，周子青，邓 晖，房 乐

（1.国网浙江省电力有限公司 电力科学研究院，杭州 310014；2.国网浙江省电力有限公司电力市场仿真实验室，杭州 310014）

0 引言

随着市场化改革的浪潮席卷全球，解除管制、引入竞争已经成为世界各国电力行业发展的总趋势，电力工业正在由传统的垄断管制型向竞争监管型转变［1］。2015年，中共中央国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序推进电价改革、电力交易体制改革、发用电计划改革等。电力市场试点工作稳步推进。

试点省份在试运行中发现在电力现货市场出清过程中，受限于输电线路及主变输送容量的物理特性，部分节点负荷无法由市场中成本最小的机组供应，这时系统出现阻塞情况。阻塞状态下的现货市场出清结果往往具有区域节点电价攀升、部分市场成员收益偏离正常值、局部市场力明显等特征。特别地，当发电机组采取策略性报价，利用阻塞行使市场力时，电网公司将承担较高的额外购电费用，现货市场运营受到巨大影响。因此系统阻塞情况下，开展部分机组通过报价来行使局部市场力的工作对现货市场运营影响的研究具有极其重要的现实意义。

目前，对电力市场中市场力的研究已经有了比较多的成果，主要集中在市场力的定义［2］、市场力的识别及其影响分析［3—4］、市场力的理论分析［5—6］、市场力的监测［7］及市场力应用形式与控制措施［8］等。但各试点省份的市场运营规则和电网结构差异性很大，这些研究均未考虑实际试点省份的具体情况。

本文基于搭建在电力市场仿真平台上的模拟电网网架结构及运行方式，结合现阶段试点省份的电力现货市场运营、交易及结算规则［9］，分析重点地区出现局部阻塞时现货市场的整体运行状态。同时结合相关市场力评估指标，分析系统发生局部断面阻塞时，重点机组报价行为对电网总购电费用、各市场成员效益和不平衡资金等的影响，并提出了一种通过局部市场力事前评估和事后验证来监测市场主体市场力行使情况的方法。

1 局部市场力评价指标及辨识措施

1.1 局部市场力评价指标

国内外专家进行了大量的研究，设计出了一系列评估卖方局部市场力的指标，如勒纳指数（Lerner index，LI）［10］，剩 余 供 应 率 指 标（residual supply index，RSI）［11］，边 际 机 组 持 有 率（marginal unit holding ratio，MUH），边际机组占有率marginal unit occupying ratio，MUO），节点电价差异度和节点电价标准差异度指标等，各指标的计算方式分别为

式中：RSIi,z为z区域内第i个供应商的剩余供应率；Qi为第i个供应商的申报电量；i∈z表示机组i位于区域z内；Dz为市场中区域z的总需求量。

当RSIi,z＜100%，表明缺少了该供应商将无法满足市场需求，即该供应商对市场价格具有完全的控制力，在需求价格无弹性的情况下，该发电厂无论申报多高的价格都会被调用。市场供应商的RSIi,z越小，其控制市场价格的能力越强。RSIi,z=100%为是否供应商市场力的临界值，RSIi,z＞100%时，该供应商不具有市场力。

式中：P为实际的市场价格；MC为供应商的边际成本。勒纳指数接近0 表明电力市场是竞争市场，美国司法部认为如果P不超过MC的5%，这个市场就是具有竞争性的。勒纳指数越大，表明电价越高于边际成本，说明存在滥用市场力的行为。

式中：Pi,k为边际机组i的第k段报价；Qi,k,t为t时间边际机组i在第k段剩余的发电容量。边际机组持有率指的是在任意时刻，属于某一集团的边际机组占所有边际机组的份额。边界机组持有率越大，该集团行使市场力的可能性也就越大。

式中：Ti为机组i成为边际机组的时段；T为总时段。边际机组占有率指的是某个机组形成边际机组的时段占整个竞价时段的比例。边界机组占有率越大，该集团行使市场力的可能性也就越大。

式中：cyd为节点电价差异度指标；bzc为节点电价标准差异度指标；Pi,t为系统中t时刻的所有N个节点的节点价格数组；Pi为节点i处的节点电价。节点电价差异度指标和节点电价标准差异度指标越大，表明市场内不同节点处电价差异越大，电力市场由市场主体利用系统阻塞来行使市场力的可能性也就越大。

1.2 局部市场力辨识措施

为了应对目前现货市场局部市场力问题凸显的问题，本节提出了一种通过局部市场力事前评估和事后验证来监测市场主体行使市场力的方法，一旦发现电厂有行使局部市场力的行为，自动提示运营人员进行机组成本报价替换、必开机组设置和再次出清。具体的事前评估、事后验证和报价替换等流程如图1所示。

图1 流程图Fig.1 The flow chart

图1中P1～P8阈值参数需根据具体使用场景进行整定，机组报价替换设置具体流程如下。

步骤1：初始化事前市场力标志位参数，令flaga=flagb=0；若机组所在供区为独立供区，计算此机组对于此供区内负荷的剩余供应率指标RSI，同时计算机组的报价阴影面积；若机组所在的供区为联合供区，则只计算机组的报价阴影面积。

步骤2：判断机组的剩余供应率指标是否小于1，若RSI＜P1，则flagb=flagb+1；判断机组相较于历史报价的阴影面积变化率，若ΔS＞P2，则flagb=flagb+1。

步骤3：判断flagb是否等于P3，若flagb=P3，则直接对机组进行成本报价替换，并进行出清计算，转入步骤8；若flagb＜P3，则机组通过事前市场力评估，进行第一次出清计算。

步骤4：计算机组出清中标段后阴影面积，并计算其与基础报价下出清中标段后阴影面积的变化率，若面积变化率ΔS＞P4，则flaga=flaga+1。

步骤5：计算机组的边际机组持有率MUH，若MUH＞P5，则flaga=flaga+1；计算机组的边际机组占有率MUO，若MUO＞P6，则flaga=flaga+1；计算机组的Lerner指数，若LI＞P7，则flaga=flaga+2。

步骤6：判断Flaga是否大于等于P8，Flaga≥P8，则表示机组未通过事后市场力验证，对机组进行成本报价替换，并进行第2 次重新出清，转入步骤7；若Flaga＜P8，则表示机组通过事后市场力验证，转入步骤8。

步骤7：对比第一次和第2次出清结果的平均电价变化率，系统计划购电成本和分摊返还资金，形成经济性对比依据。

步骤8：出清结束，推送出清结果。

2 出清边界条件

2.1 电网运行情况

参考浙江省电力现货市场模拟试运行期间某天的实际数据，搭建的电力现货市场统调预测最大负荷为5 259.1万kW，对应高峰受电计划为2 341.5万kW；统调预测最小负荷为3 670.4万kW，对应低谷受电计划为1 794.1万kW。

2.2 市场申报情况

参与出清的市场主体为统调发电厂，包含3台核电机组、72台燃煤机组、68台燃气机组、31台水电机组，共174台发电机组，市场总装机容量为5 885.7万kW。燃煤机组报价范围为0～800元∕MWh，燃气机组报价范围为583.23～800.00元∕MWh。

2.3 市场供需情况

市场供需总体平衡，全天供需比最高值为3.06，最小值为1.97，平均值为2.39。市场成员申报最大发电能力为5 668.9 万kW，市场空间最大值为2 865.8万kW，最小值为1 852.2万kW。

2.4 日前市场出清流程

日前市场出清流程为：①外来电计划预接收，作为边界条件，不参与市场集中优化；②事前信息发布，主要包含次日系统负荷预测曲线、次日外来电计划曲线、次日30 min 备用需求、次日必开和必停机组及原因、次日设备检修计划、次日电网主要约束信息、稳定限额和最小开机方式要求、次日固定出力机组信息、次日新能源发电预测信息等；③市场主体申报；④省内预出清；⑤外来电正式计划下发；⑥日前市场电能量和备用联合优化出清；⑦日前调度计划发布。

2.5 局部地区基本情况

局部市场力高发于500 kV 主变下送及220 kV联络线受限断面内，为此搭建如图2所示的模拟电网局部地区网架情况，其中ZA主变下送限额为400 MW，2U12 和2U13 双线断面限额为400 MW。此局部地区受限断面为“ZA 主变，2U12 线，2U13 线三线”断面，断面限额为800 MW。日前出清结果显示此断面全天阻塞，阻塞断面内仅A厂、B厂和C厂能够调节断面阻塞情况，其中A厂为燃煤机组，B厂和C厂为燃气机组，对应的机组灵敏度如表1所示。

图2 某局部地区电网网架Fig.2 The power grid of one area

表1 ZA主变，2U12线，2U13线对应灵敏度机组Table 1 The sensitivity units of ZA,2U12,2U13

3 仿真分析

3.1 成本报价市场出清情况

A 厂成本报价情况如表2 所示，成本报价为浙江省电力现货市场模拟试运行期间A 厂1 号和2 号机的常设报价。

表2 阻塞断面内机组报价Table 2 Bidding of the units in congested area

阻塞地区A厂各机组中标情况如图3所示。由图中的日前市场出清结果可知，为控制“ZA 主变，2U12线，2U13线三线”断面限额在800 MW范围内，A厂机组全天出力需维持在500 MW以上，A厂可通过抬升500 MW以上出力段对应报价来整体抬升阻塞地区的平均节点电价，从而达到行使局部市场力的目的。

图3 A厂机组出清情况Fig.3 The clearance situation of A

A 厂1 号和2 号机组的RSI指标如图4 所示。由图4可知A厂1号、2号机的RSI指标全天96个时段均远小于1，表明该断面内缺少了A 厂任何一台机组都将无法满足市场需求，因此A 厂两台机组对阻塞地区的市场价格具有绝对的控制力，在现货市场尚未引入用户侧报价情况下，需求价格无弹性，A厂两台机组在限价范围内无论申报多高的价格都会被调用。因此A厂在此场景下具备了行使局部市场力的外部环境。

图4 A厂各机组RSI指标Fig.4 The RSIs of the units

其余各市场力指标如表3 所示，由表3 可以看出A 厂边际机组占有率和持有率均占据主导地位，行使市场力的能力极强，行使市场力的收益极为明显，因此在实际市场出清过程中需要严密监控A 厂的报价行为，谨防A厂通过抬升报价等方式行使市场力。系统平均节点电价差异度为369.416 元∕MWh，平均标准差异度指标为81.802 元∕MWh，绝对值均较大，表明局部地区阻塞会导致全系统电价相对不平衡。

表3 各市场力指标Table 3 The market power indicators

A厂1号机、2号机的节点电价和发电侧平均节点电价如图5 所示。由图5 可知，由于局部地区发生断面阻塞情况，A 厂的节点电价远高于发电侧平均节点电价，断面阻塞抬升地区电价趋势明显。

图5 A厂节点电价和发电侧平均节点电价Fig.5 The LMP of A and average LMP of load nodes

基础场景下A厂的Lerner指数如图6所示。从图6中可以看出，A 厂1号和2号机的Lerner指数较为平稳，基本维持在LI≈0.4，表明局部地区发生断面阻塞，A 厂在成本报价下也能通过阻塞获得一定的额外收益。

图6 A厂勒纳指数Fig.6 The Lerner index of A

按照第2次结算试运行方案，对基础场景的日前市场出清结果进行各类费用计算，结果如所示。由表4看出，基础场景下计划模式费用为23 254.746 0万元，市场模式费用为22 464.465 4 万元，分摊返还资金为790.2806万元，电能电费结算金额为23254.7460万元。

表4 结算费用明细Table 4 The settlement fee

3.2 行使局部市场力报价出清情况

参考浙江省电力现货市场试运行期间，在事前信息发布局部重点断面限额的情况下，A厂1号和2号机相较于上一日大幅抬升申报价格的真实报价，回溯A 厂行使市场力的场景，保持其余机组的报价不变，A厂报价如表5所示。

表5 行使局部市场力的机组报价Table 5 Bidding of the units with local marker power

A 厂各机组中标情况如图7 所示，与基础场景出清结果对比可知，由于局部地区断面阻塞，A厂在抬升报价的情况下，1号和2号机组的出力变化量较小，全天出力仍基本维持在500 MW以上。

图7 A厂机组出清情况Fig.7 The clearance situation of A

各市场力指标如表6所示，由表6可以看出A厂在抬高报价的情况下，其边际机组形成率和持有率仍均占据绝对主导地位，仍具有较强的行使市场力能力，且行使市场力的收益仍极为明显。系统平均节点电价差异度为395.565 元∕MWh，平均标准差异度指标为87.191 元∕MWh，较成本报价均大幅上升，表明A厂在行使市场力的情况下，市场电价不平衡度被进一步拉大，局部地区电价较全系统整体大幅上升。

表6 各市场力指标Table 6 The market power indicators

A厂1号、2号机的节点电价和发电侧平均节点电价如图8所示。由图可知，A厂的节点电价远高于发电侧平均节点电价，断面阻塞抬升地区电价趋势明显。同时，在A厂大幅抬升报价的情况下，其节点电价较典型场景大幅上升，行使市场力收益明显。

图8 A厂节点电价和发电侧平均节点电价Fig.8 The LMP of A and average LMP of load nodes

A 厂出清点之后申报面积变化情况如表7 所示，1号机的面积变化率为224.30%，2号机的面积变化率为119.52%。

表7 A厂出清点之后申报面积Table 7 The area of clearance point

抬升报价后A厂的Lerner指数如图9所示。从图中可以看出，1 号和2 号机的Lerner指数较为平稳，但较基础场景大幅上升，基本维持在LI≈0.5 以上，表明A 厂抬升报价的行为为其带来了相当可观的额外收益。

图9 A厂勒纳指数Fig.9 The Lerner index of A

对A厂抬升报价场景的日前市场出清结果进行各类费用计算，结果如表8所示。由表看出，相较基础场景，计划模式费用上升64.839 5万元；由于A厂抬升报价，局部地区节点电价有所上升，因此市场模式费用上升157.364 6 万元，相应地分摊返还资金下降92.525 0万元；A厂1号机结算金额增加90.525 1万元，A厂2号机结算金额增加90.865 1万元，总结算金额增加约181 万元，增幅近14.6%，行使市场力收益显著。B、C厂结算金额变化相对较小。

表8 结算费用明细Table 8 The settlement fee

3.3 市场力辨识出清情况

将提出的局部市场力事前评估和事后验证方法代入局部地区阻塞时各场景，并根据模拟电网具体情况整定各参数分别为：P1=1、P2=30%、P3=2、P4=30%、P5=30%、P6=30%、P7=0.45、P8=3，分析结果如表9所示。

表9 市场力事前评估和事后验证Table 9 The identification of local market power

由表9可知，局部地区阻塞各场景中，A厂抬升报价的行为事前事后均被验证出行使了局部市场力，因此在此报价下对A 厂的报价进行出清系统内置成本报价替换。

保持其余机组的报价不变，A 厂报价替换如表10所示，替换报价基于电力现货市场结算试运行工作方案中的以机组供电能耗初步实测数据为标杆计算的边际成本报价。

表10 成本替换报价Table 10 Bidding of the cost replacement

A厂各机组中标情况如图10所示，与替换前场景出清结果对比可知，由于替换后报价下调明显，A厂2号机全天基本满发，A厂1号机全天出力仍基本维持在50万kW以上。

图10 A厂机组出清情况Fig.10 The clearance situation of A

各市场力指标如表11所示，由表可以看出A厂在替换报价后，其边际机组形成率和持有率仍均占据绝对主导地位，仍具有较强的行使市场力能力，且行使市场力的收益仍极为明显。系统平均节点电价差异度为383.015 元∕MWh，平均标准差异度指标为80.225 元∕MWh，较抬升报价场景均大幅下降，表明A 厂在替换报价的情况下，市场电价不平衡度有所缩小。

表11 各市场力指标Table 11 The market power indicators

A厂1号、2号机的节点电价和发电侧平均节点电价如图11所示。由图可知，由于进行了成本报价替换，A厂的节点电价较真实报价场景大幅下降，替换效果明显。

图11 A厂节点电价和发电侧平均节点电价Fig.11 The LMP of A and average LMP of load nodes

A 厂出清点之后申报面积变化情况如表12 所示，1号机的面积变化率为-67.78%，2号机的面积变化率为-67.31%。

表12 A厂出清点之后申报面积Table 12 The area of clearance point

替换报价后A 厂的Lerner指数如图12 所示。从图中可以看出，1号和2号机的Lerner指数较为平稳，较替换前场景大幅下降，基本维持在LI≈0.3，平均Lerner指数为0.4，表明报价替换能有效抑制机组行使局部市场力的行为，但不至于消除由于阻塞引起的局部地区电价合理抬升现象。

图12 A厂勒纳指数Fig.12 The Lerner index of A

对A厂替换报价场景的日前市场出清结果进行各类费用计算，结果如表13 所示。由表看出，相较替换前场景，局部地区节点电价大幅下降，因此市场模式费用下降197.428 6万元，相应地分摊返还资金上升169.386 8 万元；A 厂1 号机结算金额减少102.705 9万元，A厂2号机结算金额减小52.141 0万元，总结算金额减少约155万元，跌幅近15.3%。相较常设成本报价场景，A厂1号机结算金额减少-12.18万元，A厂2号机结算金额增加38.73万元，A厂总结算金额增加26.55万元，增幅约2%，在合理范围内，抑制A厂行使市场力的效果显著。

表13 结算费用明细Table 13 The settlement fee

4 结束语

对于独立供区系统而言，在电力输入受限，形成局部阻塞的情况下，可以通过判断RSI是否小于1来事前判断发电厂是否具备行使局部市场力的能力，进一步通过报价阴影面积变化情况来事前验证具备局部市场力能力的机组有无行使市场力的具体行为。

（1）出清结束后，可通过出清段后报价阴影面积变化情况、边际机组持有率、边际机组占有率和Lerner指数等综合来事后验证机组是否存在行使市场力的行为；其中出清段后报价阴影面积变化情况可以将机组压低前段报价抬升必中标段后报价的行为辨识出来，防止误判漏判的情况发生。

（2）基于局部市场力事前评估和事后验证方法得出需对涉嫌行使市场力行为机组进行报价替换结论后，可通过对比替换前后两次出清结果的整体出清电价、计划购电成本、市场购电成本、返还分摊资金等市场出清及结算结果进行综合判断。

（3）在目前煤电、气电、水电和核电的政府授权合约覆盖率下，具备局部市场力的机组轻度运用市场力，暂时无法获得过多利润，对于系统整体电能成本不会产生较大影响，但随着政府授权合约覆盖度的降低，影响将被逐渐放大；但若具备局部市场力的机组利用局部市场力能力，大幅提高报价，仍能获得可观利润，这部分超额利润构成了系统整体电能成本提升的主要部分，需要加以甄别与限制。

（4）即使市场成员未修改报价，其中标情况、发电收入和节点电价，可能因其他市场成员的报价变化发生明显变化。因此，不宜单独利用市场出清结果作为市场力检测的判据，应结合市场成员报价情况的变化进行联合判断。

值得一提的是，本文提出的局部市场力辨识措施仅针对现阶段浙江电力现货市场，随着后续备用、辅助服务、金融衍生品等［12—15］市场的进一步完善，仍需进一步研究与完善该方法。D