电改勇评 | 节点电价一定比分区电价好吗？

节点边际电价（Locational Marginal Price）理论从20 世纪70 年代发展起来，已在北美、新西兰、新加坡等地的电力现货市场中得到应用，并在美国能源联邦管理委员会（FERC）的推动下，成为其倡导的“标准市场设计”（Standard Market Design，SMD）的基石。节点电价是指在满足各类设备和资源的运行特性和约束条件的情况下，在某一节点增加单位负荷需求时的边际成本，即在某时间、某地点以最低成本“多消费1度电”所需要增加的成本。

节点电价理论是基于经典的优化调度模型、在满足各种约束条件满足情况下的资源优化配置电价，所以它与经济调度和最优潮流有着深刻的联系。最优潮流（或安全约束经济调度）模型求解过程中对应于节点有功功率的拉格朗日乘子（影子价格）即为节点电价。在前文 “ 电改勇评 | 5张PPT学懂现货市场基本原理 ” （点击查看） ，笔者对节点边际电价的基本原理进行了介绍，本文将对节点电价的计算模型及与分区电价的对比进行进一步讨论。

图1 3节点简化系统的例子

从以上的分析，看起来节点电价似乎很完美，但必须指出的是，节点电价是完全基于“工程师思路”而设计的，其基础是最优潮流模型。节点电价在处理输电网络阻塞或许是有效的，但也存在很多问题，由于节点电价的制定仍然未脱落拉格朗日乘子，前文 “ 电改勇评 | 拉格朗日乘子适合做现货结算价吗 ” （点击查看） 所论及的问题仍然存在。节点电价主要在以美国为代表的电力市场中得到应用，而在欧洲电力市场（特别是北欧电力市场）主要采用分区电价。

一般认为，分区电价是节点电价的简化情形，但事实并非如此，实际上，分区电价可包括更多的社会经济信息，本文将对此进行说明。

与其他市场显著不同，电力市场是基于电力系统这个物理网络而建立的，电力（功率）实时平衡是电力系统稳定运行的基本条件，需要比较复杂的调度过程。总体来说，电力市场/电力系统的问题可分为电力系统物理层、商品交易层和金融交易层3个层次，各自服从不同的规律，但又互相关联。在3个不同层次中，“电能”的内涵是完全不同的，如图2所示。

物理层面同质的电能

在电力系统中，电压、电流等物理量服从电磁场的基本规律——麦克斯韦方程组，或在电路中简化而成的基尔霍夫定律。各发电厂生产的电能一旦上网，在物理上就被同质化，无法再区分开来。电力系统潮流方程是由基尔霍夫定律推导得来的，因此属于这一层。

商品交易层面异质的电能商品

本层是电力市场交易的核心。电力市场中交易的商品是以看不见摸不着的能量形态存在的，是世界上最特殊的一种商品，其定义完全取决于所采用的调度模型（属于运筹学模型）。由于物理层面的电能在时间和空间上均有连续性，在商品交易层面上，电能商品几乎是可以任意定义的，而电力市场的核心问题也是发、用电计划权（简称“发、用电权”）的竞争与分配和电费如何结算的问题。由于电力系统运行的特点，所有发、用电权商品都必须通过电网调度来实现，最终转化为物理电能。

图2 电力市场/电力系统问题的三个层次

金融层面用于财务结算的电能商品

国外电力市场建立了远期（差价合约）、期货、期权等电力金融交易，往往以金融合约的形式完成。大多数金融合约并不涉及实物交割（属于商品交易层面的问题），而属于纯粹的财务结算，对电力系统的实际运行没有任何影响；而物理合约则是必须物理执行的，最后将转变为调度计划；而到期未能平仓的期货合约则变为必须实物交割的物理合约。因此，在图2中，金融合约属于第3层，物理合约属于第2层。

节点电价所采用的物理潮流模型属于图2中第1层（电力系统层）的网络模型，但电能商品的交易（贸易）关系包括比物理电网更多的社会和经济属性，为体现这种复杂的交易（贸易）关系，本文引入“贸易网络”的概念，一个相关的概念是运营管理（Operations Management）课程中所讲的“供应链网络”（Supply chain network， https://en.wikipedia.org/wiki/Supply_chain_network ）。供应链网络是基本供应链（supply chain）的发展。由于技术的快速进步，具有基本供应链的商业组织可以将这个链发展成更复杂的结构，涉及更多商业组织之间的更高层面的相互依赖性和连接性，因而形成供应链网络。在电力市场中，贸易网络或供应链网络是一种由发、用电权交易而组成的抽象的网络，与物理电网是两回事。电能商品贸易网络与物理电网的关系可用图3来表示。图3中，在同一个物理电网的基础上，形成了2个贸易网络，蓝色的贸易网络A由主力化石能源发电厂、A市的主要商业负荷、B市负荷和少量可再生能源的电能交易而形成，采用统一电能价格（不含输配电价）。而红色的贸易网络B由工厂及其自备电厂、风电场、居民用户及屋顶太阳能、A市分布式电源及次要商业负荷、电池储能系统及PHEV充电站的电能交易形成，采用统一电能价格（不含输配电价）。2个贸易网络在A市相连。显然2个贸易网络与物理电网的拓扑结构不同，也不服从物理潮流定律，实际上，贸易网络属于图2中第2层（商品交易层）的网络模型。

图3 物理电网与电能贸易网络示意图

美国电力市场的节点电价体系

美国电网迄今已有100多年的建设发展历史，最初是由私营和公营电力公司根据各自的负荷和电源分布组成一个个孤立的电网，随后在互利原则基础上通过双边或多边协议、联合经营等方式相互联网，逐步形成了东部、西部和德克萨斯三大联合电网，这三大联合电网之间仅由少数低容量的直流线路连接。

美国的输电网纵横交错，常见的电压等级有765千伏、500千伏、345千伏、230千伏、161千伏、138千伏、115千伏。美国电网建设时间较早，电网结构在20世纪中期已基本成型。随着经济和电力需求增速趋缓，电网的建设与改造明显停滞。美国输电网投资自上世纪70年代以来一直裹足不前，而且长期滞后于电力需求和发电容量的增长。由于输电投资水平低，跨州、跨区电网联系薄弱，输电能力不足，输电阻塞严重。

因此在美国电力市场，引入节点电价体系，以反映物理输电网络阻塞，并使得交易出清结果自动满足输电线路传输容量约束是合理的。此外，在美国，电力公司要加入电力市场，就要先将调度权上交至ISO（独立调度）或RTO（区域输电组织），而以PJM为代表的美式电力现货市场的目的实际上是采用市场机制打破电力公司的“各自为政”，实现较大范围的经济调度。

欧洲电力市场的分区电价体系

北欧电力市场是国际上第一个真正意义的跨国电力市场，其形成过程是一家市场做强、周边国家纷纷加入的模式，运行几十年来获得了丰富的经验。北欧地区主要指挪威（Norway）、丹麦（Denmark）、瑞典（Sweden）和芬兰（Finland）四个国家。四个国家电力系统联系紧密，已经形成统一的大电网，并且和周围邻近欧洲国家也有联络线相连。北欧四国之所以能形成统一电力市场，与其电源的互补性密切相关。挪威绝大部分为水电。瑞典和芬兰的能源构成中核电占比较大，其次为水电。在瑞典其他能源类型中，生物质能发电及石油发电占了很高比例达到45.8%。在丹麦原先大部分为火电，但随着可再生能源的利用，风电的比例在持续提高，占到总额的近一半左右。

北欧电力市场现货交易分为日前市场和日内市场。二者交易均在Nord Pool中进行，成交的均为物理合同。其中日前市场交易地区为北欧四国、波罗的海沿岸三国和英国，日内市场除上述国家外还有德国参与。在市场中不同国家分为不同的区域，在有的国家内部也进行了分区，这主要是由于这些区域间经常出现阻塞。图4所示为目前北欧地区的市场分区情况。

图4 市场分区

北欧日前市场Elspot将交易日分为24个竞价时段，每小时为一个竞价时段。市场参与者可以在前一天对第二天的传输电量进行报价，既可以对各个小时灵活报价也可以对一段时间整体报价，之后Nord Pool将所有上报的售电报价和购电报价汇总，二者曲线的交点则为系统电价。当整个系统内不存在阻塞时，Elspot的所有交易地区均以该电价进行结算。若某联络线上交易容量超过传输线所能传输的最大容量，则在出现阻塞的地方划分区域实行分区电价，进行新一轮的价格计算，并且进行对销贸易（counter-trading）来消除阻塞，其成本由TSO（输电系统运营商）来承担并作为电网需加强的信号，最终该区域电价和系统电价会出现差异。这种区域划分是不固定的，一般能维持三至四个月，视不同阻塞情况而定。以瑞典为例，全国基本分为四个区域，在实际中，瑞典本质上是一个同价区域。如在2014年，其全国有86%的时间是同价的；其区域电价差异主要发生在区域3和区域4，但这两个区域仍有90%的时间是同价的。区域间联络线不断加强，差异电价情况也会相对减少。最终分区电价作为该区域现货市场结算价格，而在金融市场一般以系统电价作为参考价格。

北欧电力市场的阻塞管理独具特色。对于价区间的阻塞，首先，各TSO会提前一周向北欧电力交易所提交区域间的可用的传输容量并对上报的容量复核；之后，北欧电力市场交易所会根据发用双方的报价和可用传输容量进行市场出清，形成系统电价和区域电价。当区域间存在阻塞时，为了满足线路的传输容量限制，必然会让某个区域的高价机组多发电，减少另一区域的低价机组发电，由此必然导致两区域之间的电价不相等，形成区域电价，产生阻塞剩余。阻塞剩余由北欧电力交易所收取后分配给各国的TSO，归各国TSO 所有。对于区域内部阻塞，假定节点A到节点B 的输电线路因输电容量不足产生阻塞（功率由A 流向B），此时由TSO在B 节点买入电量（发电商多发电或者负荷减少用电），在A 节点卖出电量（发电商少发电或者负荷多用电），由此产生的阻塞费用最终由TSO 承担。目前，对于区域内部的阻塞管理在平衡调节市场中完成。需要说明的是，北欧电力市场规定，阻塞收益归TSO 所有，对销交易需要的阻塞费用也由TSO承担。总体来说，TSO 最终将获得阻塞收益。但是，各国的TSO 不会故意造成阻塞来获得阻塞剩余，这主要由于合理的激励机制。监管机构每年会核定次年的输配电价，在核定的时候会将今年TSO所收取的阻塞费用从输配电价中扣除，此外，TSO在减少阻塞时所支付的成本会在输配电价制定的时加以考虑。这种阻塞费用考核和输配电价制定相结合的方式在一定程度上激励了TSO 运用阻塞收益对电网进行投资以减轻阻塞，扩大区域间的传输容量。

可以看出，北欧电力市场的分区电价体系设计更多地体现了经济学家的思路，其价区划分不仅仅是物理网络约束，还有社会经济方面的考虑并涉及到国际贸易，可以看出一个不同于物理电网的贸易网络的存在。但价区的划分涉及市场公平性的问题，也与输电网物理阻塞有关。北欧电力市场研究人员对节点电价与分区电价进行了深入的对比研究，但并没有将分区电价换为节点电价的提议。

我国电力市场的电价体系探讨

由于历史的原因，我国电价构成十分复杂，有合理的部分，也有不合理需要改革的部分。电能并非简单的终端消费品，而是国民经济的基础性产品和生产资料的一部分，电力市场属于要素市场的一部分。对电能的掌控能力和地区电价高低直接影响到各地经济的发展速度和发展水平。

我国的工业化尚未彻底完成，根据中国社会科学院的预计，我国到2020年将基本实现工业化，到2030年前后全面实现工业化。我国工业化还存在发展不平衡不充分的问题。一是区域发展不平衡，一些区域工业化发展不充分。我国工业化水平总体上呈现东部、中部、西部逐步降低的梯度差距。二是产业结构不平衡，创新能力和高端产业发展不充分。一方面，钢铁、石化、建材等行业的低水平产能过剩问题突出；另一方面，高端产业发展不够，关键装备、核心零部件和基础软件等依赖进口和外资企业的现象较为严重。我国不同地区相差巨大的工业化水平决定了当地产业结构对电力的依赖程度不一样，电力技术发展与电价水平要适应各地新时代新型工业化的要求。

我国幅员辽阔，各地区要素水平和资源禀赋差异巨大。若在差异显著的区域建立完全自由竞争的统一电力市场，在市场机制作用下，其结果是经济欠发达、电价水平相对较低的地区所拥有的电能资源流向经济较发达、电价水平相对较高的地区，将抬高欠发达地区的电价，而且可能失去使用资源的权利；发达地区则可能利用其电价较高、购买力较强的优势，不仅通过市场机制与欠发达地区争夺资源，而且自身电价水平也趋于降低，使“穷者愈穷、富者愈富”，扩大区域间的经济发展水平的差异，与区域协调发展的国家战略目标背道而驰。此外，由于电厂类型、所处地理位置、投资运行时间不同所带来的发电成本差异也可能导致不公平竞争。

由于上述诸多原因，我国的合理电价不可能仅仅建立在物理网络模型（潮流模型）的基础上，而应更多地考虑地区经济发展水平和行业的差异，也就是考虑贸易网络的约束。相对于美国，我国输电网较新，设备冗余度高，500kV输电线路轻载情况相对较为严重，大部分线路处于长期轻载的情况，只有相对少数线路负载率超过50%，其他电压等级也类似，输电阻塞并非电力市场的关键问题。在我国社会主义市场经济体制和公有制为主体的背景下，对于输电阻塞的处理也有多种方式，比如借鉴北欧电力市场的对销交易方式，在电力系统运行中也积累了丰富的断面潮流控制的技术经验，不一定要转化为节点价格信号并由之来引导供需。因此，笔者认为，节点电价体系在我国大部分地区都是不适用的。

电力现货市场建设进展及应对策略