一、市場主體報價方式

電力現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，由發電側進行報價、實時滾動出清的電力庫模式市場。負荷側不參與報價，市場運營機構預測用電負荷和輔助服務需求進行出清。

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

（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報價；實時電力市場中只考慮發電企業報價，負荷需求采用PJM超短期負荷預測結果。

我國局部地區發電側市場集中度較高，為避免發電側市場操縱現象，準確反映供需雙側需求、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，為確保系統安全運行，可采用發電側單邊報價模式，按照調度超短期負荷預測結果進行出清。

發電側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，根據市場規則要求，可以是單調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發電廠商兩種典型報價方式 發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電側市場主體各機組所發電量全部參與電力現貨市場競價，中長期交易電量、優先發電（包括可再生能源、省外購電、“保安全”、供熱機組“以熱定電”等）和基數電量以差價合約的方式結算。

全電量競價模式的具體運作流程為：

（1）發用電兩側市場主體自行商定、分解到日的發電曲線作為差價合約的結算依據；

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

（3）結算發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，優化資源配置，而且產生的價格信號可以促進雙邊以及多邊市場的進一步發育、負荷側積極響應。

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

部分電量競價的特點在于發電側市場主體部分電量在電力現貨市場申報，其余電量（優先發電量、基數電量、中長期交易電量）不參與電力現貨市場申報，作為現貨市場的邊界條件，在現貨市場中優先出清并物理執行和結算。

通常的部分電量競價模式中，一部分電量通過傳統的計劃方式確定，計劃電量不能轉讓；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

前者優點在于簡單易行，易于向多買方、雙邊交易為主的市場平穩過渡。但也存在競爭不充分、價格信號不準確、系統不能完全根據競價結果來優化調度的問題，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“帕累托改進”，但由于市場的競爭力度不足，導致市場效率較低，這也是通常所認為的部分電量競價模式的最大缺陷。后者的主要優點在于市場主體參與范圍明確，易于培養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安全，其特點是在中長期交易物理執行基礎上，市場成員申報增減出力報價信息，調度部門根據增減出力報價、系統不平衡功率和阻塞情況，以購電費用最小為目標函數，調整市場成員發用電計劃。

二、出清價格形成機制

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

（一）系統邊際電價（SMP）

系統邊際電價是指在現貨電能交易中，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者（邊際機組）的報價，如圖2所示。

圖2系統邊際電價的四種典型情況

（a）中發電側量價曲線與用戶側量價曲線的交點即為出清點，對應價格為系統邊際電價；（b）中發電側量價曲線與用戶側量價曲線無交點，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）中的出清點及對應系統邊際電價。總體來看，系統邊際電價是反映電力市場中電力商品短期供求關系的重要指標之一，系統邊際電價模式適用于電網阻塞較少、阻塞程度較輕、阻塞成本低的地區。

（二）分區邊際電價（ZMP）

實際運行中，電網不同區域之間可能發生輸電阻塞，而在區域內部輸電阻塞發生的概率較小或情況比較輕微，此時可采用分區邊際電價，按阻塞斷面將市場分成幾個不同的區域，區域內的所有機組用同一個價格，即分區邊際電價。分區邊際電價模式適用于阻塞頻繁發生在部分輸電斷面的地區。歐洲統一電力市場就是采用分區電價體系。

（三）節點邊際電價（LMP）

節點邊際電價模式適用于電網阻塞程度較為嚴重、輸電能力經常受限的地區。節點邊際電價也稱為節點電價，LMP計算特定的節點上新增單位負荷（一般為1MW）所產生的新增發電邊際成本、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開放條件下的電網阻塞問題，可以將因阻塞導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濟調度的優化結果。

電力現貨市場出清價格機制選擇系統邊際電價、分區邊際電價和節點邊際電價，主要考慮電網阻塞情況，在分區內部不存在阻塞的情況下，分區內各節點邊際電價等于分區邊際電價；在分區間不存在阻塞的情況下，分區邊際電價等于系統邊際電價。如果將整個電網簡化為一個節點，這個節點的節點邊際電價就是系統邊際電價，如果將整個電網按分區簡化為幾個節點，每個節點的節點電價就是分區邊際電價，如圖3所示。

圖3出清價格機制

從國內外電力現貨市場建設經驗來看，系統邊際電價、分區邊際電價和節點邊際電價機制均有成功的應用，不同市場價格機制的優缺點如表1所示。

表1電力市場出清價格機制比較

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

圖4三節點輸電網絡圖

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

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

如圖5所示，如果發電機組3的發電廠商將報價提高至800元/MWh，上午08:00的系統電能量價格仍保持160元/MWh不變，但中午12:00的系統電能量價格將上升至800元/MWh，可見發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電廠商或發電廠商串謀可以明顯地影響市場價格，因此電力現貨市場需要建立市場力檢測及緩解機制，對發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，保障市場平穩運行。

圖5改變報價的三節點輸電網絡圖

假設節點之間存在輸電容量約束，如圖6所示，連接3個節點的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點輸電網絡圖

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

三、結算價格形成機制

通行的電力現貨交易結算價格形成機制有兩種：

（1）按各市場主體的報價結算（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算，即各市場主體按照統一的市場邊際出清價格（market clearing price，MCP）結算，所以也被稱為統一價格（uniform-pricing，UP）結算。

其中邊際出清電價結算應用更加廣泛，無論是PAB還是MCP，電力現貨市場交易都是按照機組或發電廠商的報價，在滿足各類運行約束前提下，由低到高分配發電負荷，直至滿足系統供需平衡。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算，而MCP則是以邊際機組的報價與所有中標機組進行結算。

假如市場競爭充分，在邊際出清方式下，發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，統一邊際出清方式使得發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，抬高了系統邊際電價；另一方面，統一邊際出清方式實現了電力交易的效益最大化和資源高效調度，發電企業可賺取中標最高成本與自身成本之間的價差，引導電力投資者選擇使用發電成本最小的發電技術，進行高效的發電投資決策。兩種競價機制的優缺點對比如表2所示。

表2電力市場結算價格機制比較

從我國電力現貨市場建設現狀來看，當前正處于從計劃體制向市場機制過渡階段，應采取相應的政策鼓勵大多數發電廠商和用戶參與電力現貨市場，促使電力市場進入良性發展軌道。因此，采用按市場邊際出清價格結算的競價機制是有必要的，然而，競爭性電力市場外部環境下的不完備和配套機制的不完善，又容易產生嚴重違背經濟規律的現象，需要根據市場實際情況綜合考慮設計市場結算價格機制。