10月15日，湖北省能源局下发了《省能源局关于进一步加强电力现货市场风险防范的通知》（鄂能源调度[2024]51号），旨在加强对于现货报价串通行为的监测，强化现货市场力风险防范能力。
<<< 左右滑动见更多 >>>
也有读者朋友希望黄师傅解读一下这个小文件，但我没有做过地方的交易工作，更不了解地方市场情况，所以谈不上对于这方面的解读。
不过，借助我们在“电力系统经济学原理”中学习到的一些知识，我觉得在共学项目结束之际，也该把所学用起来。
比较不错的学以致用的方式就是去读一些和市场有关的规则或者通知文件，看看其中有哪些和所学能对应上的，哪些是可以放置于我们已经建构好的知识结构中的。
通过湖北省这篇通知文件，总结几个学习点与大家分享，便于更好理解书本原理和现实规则。
分段报价与同质性测试
湖北当地的现货市场交易规则中，发电机组在日前市场报量报价，并采用分段形式。
机组需要申报5~10段报价，每一段都要包含出力区间起点和终点以及该区间的价格（元/兆瓦时）。
全部报价段形成机组的电力-价格曲线，起点是机组的最小技术出力，终点是机组的额定容量即最大技术出力。
这条曲线呈阶梯状的单调递增的曲线，就是说出力越大，申报的价格越高，这也和我们习得的发电企业供给函数方向类似。
而在这些分段报价中，每个价段容量区间范围为[5~20%额定容量]，两段价差范围为[20元/兆瓦时，100元/兆瓦时]。
湖北省规定申报价格上限为1000元/兆瓦时，出清价格上限为1200元/兆瓦时。
经过如此报价，一个机组就形成了当日自身的量-价对，因为机组任何可能的出力，必然会对应出一个价格。
而为了对不同企业的相同容量水平的机组进行报价上的同质性测试，我们还需要把拟比对的两台机组的报价特征向量同维度化。
设定一个步进间距为N，N为整数，将机组容量按照这个步进间距进行拆分，其中最低对应0%容量，最高对应100%容量。
也就是说，0容量对应向量的首个元素，N%容量对应向量的第2个元素，2N%对应第3个元素，……，XN对应最后一个元素100%容量，X也是整数。
整个向量具有X+1个元素。
确定好N后，根据机组的报价，将价格一一填入到最后的向量中，即可获取该台机组当日的申报特征向量。
比如取N=10，则X=10，因为10*10=100%。
机组额定容量1000MW，3台机组的阶段报价如图所示：
则申报特征向量=[0MW价格，100MW价格，200MW价格……1000MW价格]，包含11个元素。
对应填入后，可获取对应每台机组的申报特征向量。
有了同维度（同元素数量）的特征向量后，可以通过公式计算二者的相似度，公式在《湖北省电力现货市场交易实施细则(试行V2.0)》中7.22同质性报价测试小节中有所示。
我本以为会用余弦定理来判定两个报价特征向量的相似度，结果却展示了这样一个公式，有点不明所以，但我们还是尝试解释下。
M是向量的元素数量，相当于X+1。
用某台机组某个位置上的价格和对比的机组同位置的价格先做减法求得差值，然后再平方后开根号。
我是觉得这个操作有点意思，那不就相当于这两个数值差的绝对值么？
而且根据文件中规定的求和各特征点的欧式距离，不应该是先求各位置元素差的平方和后再统一开根号么，这才符合多维度向量在空间中的距离求解。
不过先放下疑虑，我们通过这个式子就可以算出来W，即相似度，可见，相当于把两台机组的报价差绝对值的平均数与允许申报上限价格作比值。
这次通知文件中规定，W大于99%即判定存在同质报价，相当于说这个比值要小于1%，即判定成功。
根据申报价格上限1000元/兆瓦时来看，相当于说机组在申报价格特征向量各维度上的价格差的绝对值平均数要低于10元/兆瓦，
经计算，我们刚才距离的3台机组，两两之间都未达到这个标准，所以通过同质化报价检测，不存在串通报价行为。
变动成本
如果发现计算结果超过基准阈值99%的话，会发生什么后果呢？
那就是机组自己申报的电力-价格曲线作废，调度机构按文件规矩自行给你设置一个报价。
其中，分段报价包含5段，每段为机组申报容量的20%，这里它没有明确说明第一段报价的起点，我们还是默认是机组最小技术出力吧，也就是说第一段是[机组最小技术出力，20%额定容量]。
但对于大多数机组来说，最小技术出力可能是高于20%额定容量的，能够达到20%额定容量出力的机组都可谓是深度调峰的典范了，所以我觉得这第一段报价可能就不存在，亦或是说这五段均分的是机组额定容量-最小技术出力之间的容量。
不管怎样，中间那段也就是第三段的报价被赋予成了变动成本，其余报价段按照20元/兆瓦时的价差依次报价。
而这个变动成本，就是我们曾经习得的关于发电机组申报价格的重要参考，短期边际成本。
文件中规定变动成本=平均供电煤耗×燃煤到厂电价，前者取值约382克/千瓦时，大概记住这个接近400左右的数字，可以换算成燃煤机组的平均碳排放值。
到厂电价 = 采购价格 +运输成本（文件取值200元/吨），采购价格规定参照CECI沿海指数5500大卡综合价。
我去查了一下近期的这个价格（10月15日），860元/吨，那么合计到厂价格为1060元/吨。
1度电煤耗384克，1千度电煤耗384千克，1吨煤可以转化为2604千瓦时，那么变动成本约为0.4071元/度。
湖北燃煤标杆价为0.4161元/度。
调度赋予的五段报价为367.1元/兆瓦时，387.1元/兆瓦时，407.1元/兆瓦时，427.1元/兆瓦时，447.1元/兆瓦时。
咱们对煤电的边际成本有了更深入的认识，包括我在内，大部分朋友并没有直接接触这些信息的机会，算是通知文件带给我们的新知识。
报价被刷新后，市场将会根据新报价再进行出清判定，直到不存在同质性报价现象。
竞价空间和供需比
这份文件的第二条叫做“强化现货运行市场力风险防范”。
要求建立现货电价与省内供需比挂钩机制，当日前现货出清均价超出允许范围时，按程序对报价高机组实施报价替换，直到满足要求。
附件中介绍了何为供需比，我们一起来看看。
分子是一天内任意交易周期内，市场全部机组，包括新能源场站的发电能力。
燃煤机组以额定容量表示发电能力，参与现货市场的新能源场站以该周期内的预测出力为发电能力。
二者求和之后视为当前周期，整个市场上的发电可用容量。
而分子是这个时段的竞价空间，也可以理解为本周期的负荷需求。
只不过湖北的交易规则，批发用户不报量也不报价，用各类型中长期合约分解后得出各交易段的负荷需求作为竞价空间。
这二者的比值就是本交易周期的供需比，然后全天96个交易周期，算一下平均的供需比，用来作为挂钩机制的依据。
附件表格里对不同供需比下的合理收益率α做了规定，发电容量越充裕，合理收益率α越低。
也就是说按照报价排序的发电机组们，在负荷较低（竞价空间较少）时，竞争比较充分，市场出清价格理应贴近变动成本，所以设置的合理收益率α有限。
而当供需比低，就是竞价空间比较大，需要出清更多的发电机组时，考虑一些机组全年出清时段不多，仅靠在有限的负荷需求较高时期，成为市场出清机组来获取收益。
所以把判定合理收益率的比值放大，也就是说这些边际机组按照变动成本加上一个小幅度提价的形式作为出清电价的情况是被允许的，可以理解为一种价格不算高的稀缺电价机制。
这一点，我们在《电力系统经济学原理》第七章有关发电容量充裕度中的稀缺电价机制中有所介绍。
如果发现越限的现象，就实施市场力风险防控，以当周期市场竞价空间的20%作为防控容量，将在这部分出清容量内的机组报价按照与前述同质性检测处理一样的报价替代方式进行重新报价。
再次出清后继续查看是否满足要求，不满足则以20%的比例继续替换相应机组报价，直到符合要求。
按我们在书中所学，一个充分竞争的电力市场，机组只有按照自身边际成本报价才会获取最大利润。
当然，边际机组的收入只能覆盖自身的变动成本，无法去弥补一些固定投入。
而负向利润的最小化，也相当于利润的最大化，这是当时我们通过图像解释过的。
而一些在需求量较低时无法出清的机组，想在需求量高的时候成为出清机组，在变动成本报价的基础上，也想通过加价的形式获取一笔额外的收益用于补偿固定投入。
但如果一些机组联合起来，通过观察不同周期负荷的波动情况，而联合在高需求时期抬高出清电价，进而获取超额收益，这就属于市场力的滥用，或者说产生了高需求时段边际机组的寡头垄断。
市场价格被操纵。
所以为了避免这些串价申报行为，市场强制做出了上述判断机制，用来削平偏离变动成本较多的价格。
市场力的监控
可见，此文主要针对两个现象，一个是机组自身的串通报价，一个是边际机组报价过高导致的出清价格过高，发电侧市场主体收益率不合理。
那么被监管的对象主要还是易于联合起来行使市场力的火电机组，新能源场站因为变动成本很低，也只能搭便车。
文件中把变动成本做到几乎透明了，一些判定规则也制定的很详细，但也难防道高一尺，魔高一丈。
但那些都不是我们考虑的问题，还是回到文本上，看看还可以学习或者复习到什么知识。
比如说市场力的其它监控，这一点在书中第二章“微观经济学”里有一些论述，主要体现在减少供给的物理持留以及提高报价的经济持留，文件中对应的现象属于后者。
而湖北省《湖北省电力现货市场交易实施细则(试行V2.0)》“市场力检测指标”小节中，会在日前和实时现货市场出清完成后，开展市场力评估分析，计算三项市场力评估指标并向市场主体发布。
市场集中度HHI
这个指标反映发电主体所占市场份额的平方和，市场份额为发电主体装机容量占全市场总装机容量的比例，这个数值最大是10000，也就是只有一家主体且占了100%市场份额的垄断情况。
但文件里没有明确新能源场站的装机容量该如何评价，直接使用装机容量并不合理，估计是要根据当地同类型新能源电站的年化利用小时数进行折算。
某发电主体的依赖程度MRR
这个指标反映某一个时段，为满足市场的用电需求，某发电主体必发电力占其可发容量的比例。
公式写的比较复杂，简单理解分母是目标机组的可用发电容量，分子相当于当前阶段市场总用电需求和市场其它机组可用发电容量的差值。
如果这个数值＞0，就是说在某个交易周期，因为发电容量并不算充裕，导致某台机组不得不开机。
那么势必这台机组也会通过市场得到这个情况，自己在这个周期内一定会成为边际机组，进而可以通过控制报价来控制市场价格。
但这种情况估计很少，我们在第七章“发电投资”部分分析过关于电力市场长期发电容量充裕度的问题。
虽然一些边际成本较高的机组全年只能在负荷需求高的交易周期内出清，可利用小时数较低，但也正因为如此，才通过容量补偿机制或者容量市场机制来给予一定的弥补，来保证市场长期发电容量的充裕度。
所以可想而知MRR这数值大多数情况下为负。
TOP-4指数
这个数值比较简单，就是在市场集中度HHI中计算的每个发电主体的市场份额，把最大的4家加和，看看是否超过65%。
如果没有超过，表明目前市场竞争还较为充分。
这一点，我们在第二章共学的直播时也聊过类似的案例，比如餐饮业，就是市场集中度很低的行业，而飞机制造业却显得极为集中。
对于监管市场力的方法，除了任意两方报价同质性测试外，还有针对单独机组报价的行为测试。
设定了80~120%的阈值区间，如果机组当前报价与近30天平均报价的比值不在此范围内，则判定报价行为不通过。
此时，发电机组将以近30天平均报价作为价格申报。
小结
透过这份文档，并结合在之前“电力系统经济学原理”共学中所学，提炼如下几个要点作为知识上的补充。
分段报价的要求，可以当作各省交易规则的一个区别点，要明确最高和最低的可分段段数，首尾起始点以及相邻段的价差区间。
报价的特征向量，对于同等水平发电容量机组，市场可以通过设置特征向量维度，构建每个发电主体的报价特征向量，用于同质性报价测试。
变动成本，即边际成本，文件中将此成本完全归结于煤耗的成本，可以参考其中具体数值，做到心中有数。
边际机组的报价选择，如果一台机组知道某个交易周期自己会成为边际机组，那它就具有了“操控价格”的能力和意愿。这种情况往往发生在极高的负荷需求期间，因为市场发电容量充裕度不足导致出现某些必开机组，且无法再有其他资源可以代替。
稀缺电价在国外可能会常见，但在国内申报价格的上限，出清价格的上限以及本文件中与供需比挂钩的价格机制，都使得这种现象目前在我国难以存在。
市场供需比，整体发电容量和当周期负荷需求量的比值，用来与合理收益率挂钩，是一项看得见的行政手段。
其它市场力监测的概念，HHI，MMR，TOP-4等事后反映市场力情况的一些指标。
当然，通过学习文件，我也还尚有一些疑问，比如特征向量间的比对，没有采用余弦定理而是用了所谓的欧式距离，但看公式来说并不是空间意义上的距离，反而就是一维数轴上的距离和，这个暂时存疑。
再有就是类同的报价为何要与申报价格上限做比值没太明白用意，假设两个机组的报价非常一致，而且都很合理，计算出的报价相似度越线了就要强制刷新成变动成本的五段式报价，这算不算行政行为干预市场价格？
所以文件中的串通监测方法和算式我觉得还有待商榷，但本文主要是从文件中继续学习电力市场知识，就不过度深究其合理性问题。
