兼顾效率与公平的跨省区电力交易社会福利调整机制研究

金马多多 2020-07-28

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0 引言

进一步推进和完善跨省区电力交易是当前我国电力市场化改革的重点之一^[1],跨省区电力交易将有利于提高资源配置效率和整体社会福利^[2],但同时部分市场主体福利也可能减小^[3],容易形成改革阻力。为了兼顾效率与公平,需要采用适当调节手段对市场化交易带来的社会福利进行二次分配,从而实现帕累托改进^[4]。

在经济学领域,跨区域交易市场调节手段的相关研究已经较为成熟^[5-8]。但在电力领域,针对跨省区电力交易市场调节手段的研究很少,且相关概念也不够清晰。目前已有部分研究从经济学角度分析了区域电力市场的社会福利效应。文献[3]和[9]讨论分析了区域统一市场和区域共同市场的经济机理和市场效率,认为在具备需求弹性的双边开放市场中,区域统一市场的资源配置效率高于区域共同市场;文献[10]对欧洲市场一体化的潜在福利增加进行了估算,其短期收益可能高达39亿欧元/年;文献[11]认为挪威和英国之间建立的输电互联系统后,预计整体社会经济效益每年可能会增加2.2~ 2.3亿欧元;文献[12]设计了几种区域共同市场模式和交易机制,提出了由区域共同市场向统一市场过渡的几种方式。还有少量文献探讨了福利二次分配问题：文献[13]基于庇古定理,提出“税收-补贴”的市场调节措施,对低成本省的发电商征税,并对低购买力的供电公司提供补贴;文献[14]分别从短期和长期的角度分析电力市场一体化的经济福利效应,探讨了两种福利再分配方式：一是对低成本生产者征收暴利税且将其分配补贴给低成本省消费者,二是与低成本生产者签订合同以赋予其初始产权。

上述文献虽然对跨省区电力交易对资源优化配置效率和社会总福利的变化进行了初步的探讨,但是较少涉及到市场调节问题以及对各类二次分配手段对比分析,未能解决实际中跨省区电力交易中由于各省经济发展不平衡面临的困难。

本文首先分别对经济和电力领域里常见的市场调节手段进行讨论,包括收取额外输电费、优先发电量限制和政府授权差价合约等,分别对这3种调节手段如何影响社会福利进行了探讨,提出相比于另外两种调节方式,政府授权差价合约几乎不降低社会福利,是一种较好的市场调节方式,并结合售电区消费者福利损失补偿问题,分析给出了基于售电区低价电源的差价合约机制应用方案,最后通过算例分析了这3种调节方式对社会福利的影响,验证了本文所得出的结论。

1 跨省区电力交易的市场调节手段

1.1 跨省区电力交易的效率分析

部分文献^[8-9,15-16]已对跨省区电力交易的市场效率进行了相当充分的分析,以下给出结论。假设购电区A为高成本发电地区,售电区B为低成本发电地区,如图1所示(P_A为购电区初始出清价,P_B为售电区初始出清价,P_E为无阻塞情况下两地区联合出清价),若两地区进行跨省区电力交易后,购电区A的消费者剩余增加、生产者剩余减少、总剩余增加(图1的三角形面积F_ACD),售电区B的消费者剩余减少、生产者剩余增加、总剩余增加(图1的F_BAB)。其中,售电区B的生产者剩余增加大部分被低成本生产者获得。

图1
跨省区电力交易效率分析 图1 跨省区电力交易效率分析 Fig. 1 Analysis of the efficiency of cross-provincial power trades

1.2 跨省区电力交易的市场调节手段

在经济学领域的贸易问题^[17]中,影响社会福利分配的市场调节手段有税收、补贴和配额等^[18-19]。而针对跨省区电力交易问题,在电力领域中市场调节手段有收取额外输电费^[20]、优先省内发电和政府授权差价合约^[21-22]等方法。

1.2.1 收取额外输电费

基于庇古定理,政府运用“税收-补贴”政策可以对市场进行调节,对跨省区电力交易也可采用该方法^[13],向低成本省的发电商征税或收取额外的输电费,并对低购买力省的消费者提供补贴。在我国电力市场中,并不存在跨省区交易的税收政策,但对跨省区电力交易按电量收取额外的输电费,其对社会福利的影响与税收是类似的。

如图2所示(P_A’为购电区收取额外输电费后出清价,P_B’为售电区获得补贴后出清价),与跨省区电力交易完全实现资源优化配置的情况相比,额外输电费-补贴政策使得购电区的消费者福利减小,生产者福利增加,但即使加上额外输电费的收益,社会总福利仍是减少,产生了无谓损失(图2中CC₂C₁和DD₂D₁的面积)。对售电区而言,补贴会导致消费者和生产者的福利均产生变化,但同样造成了无谓损失(图2中A₁A₂A₃和B₁B₂B₃的面积)。额外输电费—补贴政策实质上扭曲了市场价格信号,降低了市场总体效率。

图2
跨省区交易实行收取输电费政策效率分析 图2 跨省区交易实行收取输电费政策效率分析 Fig. 2 Analysis of the efficiency of cross-provincial power trades with additional transmission fees

1.2.2 配额制/优先省内发电

在跨省区电力市场交易中,如从交易时序上制定省内(购电区)发电厂优先发电的规定,剩余电量再从跨省区交易中购买,这一方式与配额制作用相似,实际上限制了跨省区交易量。

如图3所示(ΔQ_{AB_max}为跨省区交易配额或因省区内优先发电导致的跨省区交易缩减后的规模),与跨省区电力交易完全实现资源优化配置的情况相比,配额使得购电区消费者福利减少,生产者福

图3
跨省区交易实行配额或优先发电政策效率分析 图3 跨省区交易实行配额或优先发电政策效率分析 Fig. 3 Analysis of the efficiency of cross-provincial power trades with quota or priority generation

利增加,售电区的消费者福利增加,生产者福利减小,社会总福利减少,减少的部分为限制交易量后造成的无谓损失(图3中AA’B’B和CDD’C’的面积),降低了市场总体效率。

1.2.3 政府授权差价合约

跨省区电力交易开展前后,若各省区相关利益者的福利变化较大,则可能会形成改革阻力。根据科斯产权定理^[23],政府只需界定清楚产权,就可以利用市场机制进行产权交换并有效地解决经济的外在性问题。因此,在市场改革初期,政府可以按改革前的分配机制及价格机制确定原始的权利,以政府授权差价合约的形式给予相关的市场参与者,在不影响提高社会效率的同时尽量减小社会福利分配的变化^[24],以减少阻力,使得市场改革平稳过渡。

如图4所示,假如购电区政府对区内生产者以P_A价格授予差价合约,同时与区内高购买力消费者(价格承受能力大于或等于P_A的消费者)以P_A价格签订合约,低购买力消费者(价格承受能力大于等于P_E且小于等于P_A的消费者)按联合市场出清价格P_E结算;售电区政府对区内消费者以P_B价格授予差价合约,同时与区内低成本生产者(生产成本小于等于P_B的生产者)以P_B价格签订合约,高成本生产者(生产成本大于等于P_B且小于等于P_E的生产者)按联合市场出清价格P_E结算。

图4
跨省区交易实行政府授权差价合约效率分析 图4 跨省区交易实行政府授权差价合约效率分析 Fig. 4 Analysis of efficiency of cross-provincial power trades with government-authorization CFDs

采用以上假设差价合约机制后,与无跨省区交易相比,购电区和售电区原出清的生产者与消费者福利分配基本不变,也即不涉及利益格局的重新调整。购电区生产者因跨省区交易减少的福利(纵坐标与P_A、P_E以及S_A包围的面积)从政府授权差价合约得到返还,购电区消费者福利仍得到增加(F_AK_AD对应面积),同时增加了待分配福利(F_ACK_A对应面积);售电区消费者因跨省区交易减少的福利(纵坐标与P_E、P_B以及D_B包围的面积)从政府授权差价合约得到返还,售电区生产者福利仍得到增加(K_BF_BB对应面积),同时增加了待分配福利(K_BAF_B对应面积),实现了社会福利的帕累托改进。

另外,与跨省区电力交易完全实现资源优化配置的情况相比,在政府授权差价合约模式下,引入价格歧视^[25],购电区和售电区因跨省区交易带来的福利盈余将基本全部获得,没有出现无谓损失。

综上来看,政府授权差价合约机制相对其他两种机制具有一定优势：一是可以最大限度保留现有利益格局,减少改革阻力;二是通过引入价格歧视,理论上可以将跨省区交易福利盈余全部兑现,基本不会造成无谓损失。然而,该机制的应用局限在于完全价格歧视往往难以实现。

2 跨省区交易的剩余分配机制建模

2.1 跨省区市场交易模型

本文将省间输电单价费用考虑为固定价格,不考虑省间的联络线潮流约束和网损,单时段市场交易模型为^[26]

$max \sum_{i = 1}^{n} \sum_{j = 1}^{m} [B_{i} (W_{i}) - S_{j} (P_{j}) - k_{i, j} x_{i, j}]$ (1)

$s .t . \sum_{i = 1}^{n} W_{i} = \sum_{j = 1}^{m} P_{j} \underset{}{} \forall i, j$ (2)

$\sum_{i = 1}^{n} x_{i, j} = P_{j} \underset{}{} \forall j$ (3)

$\sum_{j = 1}^{m} x_{i, j} = W_{i} \underset{}{} \forall i$ (4)

$0 \leq P_{j} \leq {\bar{P}}_{j}_{} \forall j$ (5)

$0 \leq W_{i} \leq {\bar{W}}_{i}_{} \forall i$ (6)

$x_{i, j} \geq 0_{} \forall i, j$ (7)

式中：m和n分别为售电者和购电者数目;x_i_,_j为购电者i向售电者j购买的电量;W_i为购电者的购电功率;B_i(W_i)为购电者i的效用函数;P_j为售电者的出力;S_j(P_j)为售电者j的成本函数;k_i_,_j为i、j两省间的输电价格; ${\bar{P}}_{j}$ 为售电者的最大出力; ${\bar{W}}_{i}$ 为购电者的购电功率上限。

式(1)表示目标函数为社会福利最大化;式(2)表示市场供需平衡;式(5)和式(6)分别为售电者和购电者的交易量约束;式(7)严格规定了售电方向,即必须为i向j购电。

假设售电者j按边际成本报价实现发电利润最大化,设其边际成本为一次函数,常数项和一次项系数分别为s₀和s₁,则总成本函数为

$S_{j} (P_{j}) = s_{0} P_{j} 0.5 s_{1} P_{j}^{2} 0 \leq P_{j} \leq {\bar{P}}_{j}$ (8)

假设购电者i按边际效用报价可以实现效益最大化,设其边际效用为一次函数,常数项和一次项系数分别为b₀和b₁,则总效用函数为

$B_{i} (W_{i}) = b_{0} W_{i} 0.5 b_{1} W_{i}^{2} 0 \leq W_{i} \leq {\bar{W}}_{i}$ (9)

2.2 收取额外输电费模型

向售电区B的生产者(或向购电区A的消费者)收取额外的输电费,并对售电区B的消费者提供补贴。相当于增加售电区B内生产者j的发电成本(或购电区A消费者的购电成本),以及增加售电区B的消费者i效用值。

式中：t_j为对生产者j收取的额外单位输电费;r_i为对消费者i发放的单位补贴。

2.3 优先发电量限制模型

对购电区内的生产者实行优先发电政策,相当于在购电区内的生产者出力约束中增加下限,因此式(9)中的约束变为

$\forall j \in Ω_{A}_{} {\underline{P}}_{j} \leq P_{j} \leq {\bar{P}}_{j}$ (12)

式中： $Ω_{A}$ 表示购电区A的生产者集合; ${\underline{P}}_{j}$ 为生产者j的出力下限,即优先发电量。

2.4 政府授权差价合约模型

采用政府授权差价合约进行市场调节后,市场主体将增加相应差价合约收益^[27]。

采用政府授权差价合约后的售电者j的差价合约收益为

$R_{j}^{c} = (p_{j}^{c} - p_{j}^{b}) P_{j}^{c}$ (13)

式中： $p_{j}^{b}$ 为售电者j的电量结算价; $p_{j}^{c}$ 、 $P_{j}^{c}$ 分别为政府授权差价合约价格和合约电量。

采用政府授权差价合约后的购电者i的差价合约收益为

$R_{i}^{c} = (p_{i}^{b} - p_{i}^{c}) W_{i}^{c}$ (14)

式中： $p_{i}^{b}$ 为购电者i的电量结算价; $p_{i}^{c}$ 、 $W_{i}^{c}$ 分别为政府授权差价合约价格和合约电量。

3 政府授权差价合约应用分析

在当前跨省区电力交易中,受冲击影响范围最大的无疑是售电区消费者,因跨省区交易导致其需要承受更高的价格,如何在尽量减少无谓损失,保留市场效率的同时,通过引入调节机制对售电区消费者进行适当补偿,是在我国跨省区电力市场方案设计中需要考虑的重要因素。

从如图1所示的跨省区电力交易效率分析可知,相对无跨省区交易而言,引入跨省区交易将增加售电区的总福利,也即售电区整体是受益的,因此导致售电区消费者福利减少的根源,不是购电区消费者,而是售电区的生产者攫取了大量的福利盈余。相对收取额外输电费以调整售电区消费者和购电区消费者之间福利盈余的机制而言,如能通过政府授权差价合约来实现售电区消费者和售电区生产者之间福利盈余调整,将是更为合理的选择。

结合我国电力系统现状来看,目前售电区多为水电资源大省,原水电上网电价主要以一厂一价为主,且普遍低于煤电标杆上网电价,如若让这部分低价水电直接参与市场统一竞价,由煤电等边际机组决定的出清价格,将使得低价水电获得更多超额收益。因此,对电源结构复杂、发电成本差异很大的系统而言,可以对部分低成本机组(比如存量低价水电)引入差价合约机制,将其超额收益以补贴方式返还给消费者,以弥补后者的福利损失。

对如图5所示的需求刚性系统而言,与低价电源签订差价合约,将其超额收益补贴给消费者后,售电区消费者福利分配情况得到显著改善,同时售电区和购电区都没有产生无谓损失,市场效率得到充分发挥。比较而言,在该情景下差价合约机制的调整效用明显优于收取输电费、优先发电等机制,且完全具备现实可行性。

图5
售电区低价电源差价合约政策效率分析 图5 售电区低价电源差价合约政策效率分析 Fig. 5 Analysis of efficiency of applying the CFDs with low prices

此外,即使在需求弹性系统中,采用差价合约机制调整低成本生产者和消费者之间福利分配导致的无谓损失,也明显小于同等补贴额度下的收取额外输电费方案。

4 算例分析

为进一步说明不同调整机制对经济福利的影响,构建简单系统进行分析。从便于测算考虑,作如下简化：忽略网损;所有线路输电容量均不受限;计算时段为1 h,机组出力和交易电量单位均为MW·h;售电区生产者需要满足本地区负荷以后,再参与购电区市场交易。

采用调整的6节点系统作为本算例跨省区电力交易的网架结构,如图6所示。系统划分为2个区域,价区A为购电区,价区B为售电区,线路L₄为区间联络线,输电费单价为k_BA=120元/(MW·h)。共有3台机组G₁、G₂、G₃和两个负荷D₁和D₂,其中D₂为刚性负荷,D₂=100 MW,相关参数见表1。

采用基于Python语言的Pycharm软件求解带约束的非线性规划模型。市场调节以前,求得机组G₁、G₂、G₃和负荷D₁的交易电量分别为388.25、290.09、194.72、773.06 MW·h,社会福利为387 116.39元,市场统一出清价为366.95元/(MW·h)。

图6
调整的6节点仿真系统 图6 调整的6节点仿真系统 Fig. 6 Modified 6-bus simulation system

表1
售电者和购电者参数 表1 售电者和购电者参数 Tab. 1 Parameters of the suppliers and buyers

分别采用以下手段进行市场调节：1）收取额外输电费与补贴;2）优先发电量限制;3）采用政府授权差价合约。其中,政府授权差价合约的结算价设定为市场统一出清价。计算结果见表2。

从计算结果来看：

1）实施收取额外输电费与补贴政策后,低成本省的发电商(G₁和G₂)的出力有所减少,高成本省的发电商(G₃)的出力增加,社会福利减少,其减少值与对售电区B内的发电商G₁和G₂的征收的额外单位输电费t₁和t₂以及对购电区A的负荷D₁单位补贴r₁的设置值有关。

表2
市场调节参数和计算结果 表2 市场调节参数和计算结果 Tab. 2 Parameters of market regulation and results

2）实施优先发电量限制政策后,低成本省的发电商(G₁和G₂)的出力有所减少,高成本省的发电商(G₃)的出力增加,社会福利减少,其减少值与对高成本省B内的发电商(G₃)给予的优先发电量值相关,优先发电量越多社会福利减少越厉害。

3）实施政府授权差价合约政策后,由于合约结算与现货市场结算解耦,因此不影响市场出清结果,各发电商以及负荷的交易电量保持不变,社会福利也保持不变。差价合约收益主要与合约价、结算价和合约电量相关。

5 结论

本文针对跨省区电力交易问题,对比分析了收取额外输电费、优先省内发电和政府授权差价合约等市场调节手段的效率,通过理论分析和算例测算得出以下结论：

1）收取额外输电费、优先省内发电和政府授权差价合约,这3种调节手段都在一定程度上保护了高成本发电商和低购买力用户的市场竞争力。

2）实施收取额外输电费或优先省内发电政策将会导致社会福利损失,损失值与单位收费或优先电量规模的设置值有关。

3）实施政府授权差价合约政策并不会导致社会福利损失,且能最大限度保留现有利益格局,减少改革阻力。

此外,本文还分析了售电区消费者福利在跨省区交易中受损的问题,认为以政府授权差价合约机制,将省区内低成本生产者在统一市场中获取的超额收益,以补贴方式返还给消费者,是相对更优的调节政策选择,且具备现实可行性。

随着未来区域电力市场逐步发展成熟,跨省区资源配置优化诉求将进一步凸显,本文对跨省区电力交易社会福利调整问题进行了有益探索,但就差价合约机制的实际应用形式改进,以及其他改善福利分配措施等还有待深化研究。

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