自2019年5月以來，首批8個電力現(xiàn)貨交易試點省份均先后開展了現(xiàn)貨按日、按周試結算工作，我國電力市場已開啟現(xiàn)貨紀元。2020年新春伊始，雖有疫情影響，廣東、浙江等省份已在籌劃下一階段的電力現(xiàn)貨市場建設工作，“按月試結算”、“不間斷結算”等現(xiàn)貨試運行模式，將成為今年現(xiàn)貨試點省份的建設目標。隨著電力現(xiàn)貨試點的推進，電力市場化程度將大大加深，這要求發(fā)電企業(yè)轉變在“三公調度”模式下的發(fā)電生產(chǎn)、營銷思路，對市場價格和激勵信號做出更快、更正確的反應，實現(xiàn)電力現(xiàn)貨交易模式下的利潤最大化。
本文將以經(jīng)濟學原理為基礎，結合中國電力市場特色，剖析發(fā)電企業(yè)在現(xiàn)貨交易模式下以利潤最大化為目的的理性交易策略。
在任何以市場為基礎資源配置手段的產(chǎn)品交易中，交易價格由市場均衡決定。所謂市場均衡就是供需雙方在不同價格信號下，不斷調整自己的生產(chǎn)或消費行為，達到的生產(chǎn)量與消費量大致相等的均衡狀態(tài)，這一狀態(tài)下的價格被稱為“均衡價格”。生產(chǎn)者的生產(chǎn)成本在均衡價格之下的部分稱為“生產(chǎn)者剩余”，消費者的支付意愿在均衡價格之上的部分稱為“消費者剩余”。
所謂利潤最大化對與生產(chǎn)者而言，是使自己獲得的“生產(chǎn)者剩余”達到最多，具體到電力現(xiàn)貨市場，就是指發(fā)電企業(yè)通過在日前市場的報價，使自己的電能量銷售利潤(節(jié)點電價*中標電量-發(fā)電成本)達到最大。而節(jié)點電價就是某時刻該節(jié)點對應的交易地點的均衡價格。(見下圖)
那么發(fā)電企業(yè)如何報價才能達到利潤最大化呢?我們首先考慮市場處于完全競爭狀態(tài)的情況，即所有發(fā)電企業(yè)都是價格接受者，無法通過持留發(fā)電能力或提高報價影響節(jié)點電價，也就是沒有市場力。
若想使發(fā)電利潤最大化，我們首先需要搞清邊際成本與邊際收益之間的關系。邊際成本指的是每一單位新增生產(chǎn)的產(chǎn)品帶來的總成本的增量，它通常是一條先下降再上升的U型曲線，這是因為邊際產(chǎn)量(增加一單位生產(chǎn)要素所增加的產(chǎn)量)是先上升后下降的。以煤電機組為例，隨著我們投煤量的上升，鍋爐溫度和效率也隨之提升，此時度電煤耗在持續(xù)下降——即每多投入一克煤可以(比之前)產(chǎn)生更多的電能量;但這種邊際產(chǎn)量上升的趨勢并不會一直持續(xù)下去，當鍋爐效率到達極限后，邊際產(chǎn)量將開始下降。
在這里需要注意的是，由于我國的電力現(xiàn)貨市場采用了美國PJM市場的三部制報價，即報價被分為三個部分：①啟動成本②空載成本③微增成本。啟動成本是指火電機組的開機成本;空載成本是指使火電機組的汽輪機維持在一定轉速所需的成本;微增成本是指火電機組隨著出力上升而上升的成本。由于交易中心會按政府事先核定的固定價格補償啟動成本和空載成本，所以發(fā)電企業(yè)在日前市場報價時僅需要考慮邊際成本中的微增成本，這是一條單調上升的曲線。
邊際收益是指增加一單位產(chǎn)品的銷售所增加的收益，即最后一單位產(chǎn)品的售出所取得的收益。由于在一個完全競爭的市場中，生產(chǎn)者增加或降低產(chǎn)量均不會引起均衡價格的變化，此時每兆瓦電力的邊際收益是固定的，但由于邊際成本隨著發(fā)電量不斷上升，所以邊際效益(邊際收益-邊際成本)是遞減的。(見下圖)
由上圖我們可清晰地看出，邊際成本曲線和邊際收益線相交處的邊際效益為零，此時如生產(chǎn)者繼續(xù)擴大產(chǎn)量將產(chǎn)生負的邊際效益。也就是說當邊際效益為正時，擴大產(chǎn)量可增加利潤;邊際效益為負時，減少產(chǎn)量可增加利潤。邊際成本曲線和邊際收益線相交處對應的產(chǎn)量是利潤最大化的最佳產(chǎn)量。具體到電力現(xiàn)貨市場，發(fā)電企業(yè)的邊際收益就是節(jié)點電價，產(chǎn)量就是機組的出力水平，機組的最佳出力點正是邊際成本曲線與節(jié)點電價相交處對應的出力。
但在電力現(xiàn)貨市場中，市場主體在日前市場報價時并不知道均衡價格(節(jié)點電價)會到什么水平，這時又如何制定報價策略使機組中標電量恰好達到能夠使發(fā)電利潤最大化的最佳出力點呢?
這個分析將更加復雜一些，我們先考慮在完全競爭的電力市場各電力企業(yè)所面臨的狀況：
首先，這個市場上有足夠多的發(fā)電機組，發(fā)電總容量在絕大部分時刻遠大于用戶負荷。
其次，任意一臺機組啟停均不會影響節(jié)點電價的水平。
最后，根據(jù)現(xiàn)貨交易規(guī)則，所有可用機組必須在日前市場通過分段報價，將自己全部發(fā)電能力報入電力現(xiàn)貨市場，電網(wǎng)調度通過運行安全約束機組組合(SCUC)和安全約束經(jīng)濟調度(SCED)算法，在考慮機組和電網(wǎng)的物理約束和安全的前提下，優(yōu)先調用最便宜的機組開機并使其在相對高的出力水平上運行，直至滿足電力用戶的負荷需求。
發(fā)電機組并不是在所有節(jié)點電價水平下開機都是有利可圖的，如果售電總收益(TR)不足以彌補發(fā)電變動成本(VC)時，從利潤最大化的角度考慮，停機對于發(fā)電企業(yè)更為合意。即，TR
在這里需要特別指出的是，部分省份的現(xiàn)貨試結算并未對空載成本進行合理補償，這將導致成本較高的機組，尤其是邊際機組的售電收益可能無法補償所有的發(fā)電燃料成本。
根據(jù)現(xiàn)貨交易規(guī)則，發(fā)電企業(yè)并不能隨心所欲地決定機組是否開機，它是由電網(wǎng)調度根據(jù)安全約束機組組合(SCUC)算法決定的，發(fā)電企業(yè)能夠控制的只有自己的報價。我們假設機組的報價如果高于節(jié)點電價就不會中標，如果機組最小技術出力都沒有中標，就不會被列入機組組合(在不考慮安全約束的情況下確實如此)。
機組的第一段報價如果不低于該報價對應出力水平的平均變動成本，我們就不用擔心在節(jié)點電價不足以彌補發(fā)電變動成本時開機，從而避免開機虧損。由于必開機組和以熱定電機組會被調度強制開機，因此報價時無須考慮此問題，當其電能量收益不足以彌補變動成本時，交易中心會進行成本補償。
在解決了機組如何通過報價決定是否開機后，我們繼續(xù)分析機組的整體報價應該處于什么水平才有利于實現(xiàn)利潤最大化。由于市場處于完全競爭的水平，所有以實現(xiàn)利潤最大化為目的的理性發(fā)電企業(yè)，在P>AVC時會開機;所有開機機組只要節(jié)點電價在其邊際成本之上(邊際效益大于零)，就有動機提升出力水平以增加利潤，直至邊際成本等于節(jié)點電價(邊際效益為零)或達到最大發(fā)電能力。換言之，邊際成本(MC)在平均變動曲線(AVC)之上的部分就是短期電力供應曲線(如下圖所示)。當電力負荷需求確定時，節(jié)點電價會基本等于邊際機組的邊際成本。
與機組開機同理，根據(jù)現(xiàn)貨交易規(guī)則，發(fā)電企業(yè)并不能隨心所欲地決定機組的出力水平，它是由電網(wǎng)調度根據(jù)安全約束經(jīng)濟調度(SCED)算法決定的，發(fā)電企業(yè)能夠控制的只有自己的報價，且在日前市場報價時，我們既不知道機組所在節(jié)點的電力負荷需求，也不知道節(jié)點電價水平。這時我們最佳的報價策略應假設自己可能成為邊際機組(實際上即使是發(fā)電成本處于較低水平的機組，在電力負荷需求較低時，一樣可能成為邊際機組)。
根據(jù)前文所述，機組的最佳出力點正是邊際成本曲線與節(jié)點電價相交處對應的出力，而邊際機組的邊際成本曲線一定會和節(jié)點電價相交。假設機組的報價如果高于節(jié)點電價就不會中標(在不考慮安全約束的情況下確實如此)，我們只需將機組邊際成本曲線進行線性轉化，形成報價波段，就可基本實現(xiàn)在最佳出力點中標(如下圖所示)。這是因為按邊際報價后，邊際成本高于節(jié)點電價的對應出力不會中標，而低于的部分將會全部中標。
如果機組的邊際成本遠低于節(jié)點電價，換言之，其不是邊際機組，此時按邊際成本報價也不會損失利潤，因為所有機組在現(xiàn)貨市場進行電費結算時是統(tǒng)一按照均衡價格——節(jié)點電價進行結算，而不是按照其報價結算。必開機組和以熱定電機組被強制中標的出力所對應的報價，并不參與價格優(yōu)化。
總而言之，發(fā)電企業(yè)按照機組邊際報價成本報價，是實現(xiàn)完全競爭市場中利潤最大化的最佳策略;這一策略同樣適用于非完全競爭市場中沒有市場力的發(fā)電企業(yè)。由于現(xiàn)貨市場的價格不確定性，發(fā)電企業(yè)如果希望提前鎖定收益，就需要在中長期市場進行差價合約交易。
評論