赖晓文

清华大学电机系博士后、北京清能互联科技有限公司CTO

前两期文章分别介绍了南方（以广东起步）电力现货市场规则体系和中长期交易。本期文章主要聚焦于电力现货市场中最为关键的概念之一：节点电价。节点电价内涵丰富、机理复杂，本篇将对节点电价的定义、影响因素做深入分析，并讨论节点电价值得关注的特例，帮助读者加深对节点电价的理解。

节点电价定义

节点电价理论最早于1988年提出，并在北美、澳大利亚、新加坡等地的集中式电力市场中得到广泛应用。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，即代表在某时间、某地点消费“多一度电”所需要增加的成本。一般来说，影响节点电价的“设备和资源”主要指发电机组和输电线路，“运行特性和约束条件”包括电力负荷平衡、发电机组最大最小出力与爬坡、输电线路和输电断面（可理解为一组线路的集合）在正常和故障状态下的传输能力等。

节点电价的典型定义包含三个分量：

节点电价=系统能量价格+阻塞价格+网损价格

系统能量价格反映全市场的电力供求关系，阻塞价格反映节点所在位置的电网阻塞情况，网损价格反映节点所在位置对电网传输损耗的影响程度。

由于广东省输配电价核定时已考虑网损费用，节点电价中不必再收取网损价格，南方（以广东起步）现货市场的节点电价由系统能量价格和阻塞价格两个分量构成。当网络传输出现阻塞时，市场将会等效“拆分”为多个分区，使得不同地理位置的边际价格产生差异，偏离“无网络约束”状态下的边际机组申报价格。

图1 节点电价定义

节点电价的影响因素

节点电价受多个因素综合影响，内在机理非常复杂。一般而言，负荷大小和分布、发电机报价、发电机组物理参数、网络传输能力是影响节点电价的主要因素。

（1）负荷大小对节点电价的影响

图2 负荷大小对节点电价的影响

在不考虑输电阻塞和网损的情况下，系统负荷更高时需要调用报价更高的机组，因而节点电价越高。如图2所示，当系统负荷为1000MW时，调用的边际机组的价格比较低，市场出清价格为0.4元/kWh；当负荷增大到1200MW时，调用价格相对较高的边际机组，市场出清价格为0.45元/kWh。

（2）发电机组报价对节点电价的影响

图3 发电机组报价对节点电价的影响

如图3所示，在系统负荷相同的情况下，发电机组报价较高时，为满足系统负荷需求，调用的边际机组的价格也较高，相应节点电价也较高。因此，发电机组报价对节点电价的高低有直接的影响。

（3）发电机爬坡速率对节点电价的影响

图4 节点电价受机组爬坡约束影响示意图

如图4所示，G1为普通煤机，受爬坡约束，G2为高价气机，爬坡速度快。假设G1的最大爬坡速率为40MW/15min，G2的最小技术出力为150MW，不考虑AB之间线路的传输容量限制。

11:00时，负荷完全由G1承担，因而B地由G1定价，节点电价为0.4元/kWh。

11:15时，负荷增加到400MW，G1报价比G2低，如无爬坡约束，则理应由G1增出力满足负荷的增加，但由于G1受爬坡约束，仅能达到240MW出力，剩余负荷由爬坡速度较快的高价气机G2开机满足，此时B地由G2定价，节点电价为0.5元/kWh。

11:30时，负荷维持400MW，便宜机组G1持续爬坡，出力增至250MW。因G2有最小开机时间约束，暂不能停机，其出力保持在最小技术出力150MW，此时G2不参与市场定价。B地由G1定价，节点电价为0.4元/kWh。

可见，当低价煤机受爬坡约束时，系统需要调用高价气机快速爬坡，以支撑负荷的变化，因此爬坡时段内将由气机定价。然而，当负荷高峰或快速爬升时段过后，煤机逐渐增加出力，气机出力将逐渐压减到最小技术出力，此时气机不再定价，因此不会导致因高价气机持续开机导致节点电价长期处于高位的情况出现。高价气机因上述原因不能定价，如果出清价格低于气机报价，将按现货交易细则给予特殊机组补偿。

（4）输电线路阻塞对节点电价的影响

图5 无输电阻塞时的节点电价

如图5所示，输电线路无阻塞时，负荷的电能都能由价低的G1供应，A、B地的节点都由低价机组G1定价，节点电价皆为0.4元/kWh。

图6 有输电阻塞时的节点电价

如图6所示，当线路发生阻塞时，B地负荷不能完全由G1的便宜电能承担。此时，A地仍由G1定价，节点电价为0.4元/kWh；而B地由G2定价，因此节点电价为0.5元/kWh。B地的价格比A高0.1元/kWh，这个价格差是由于A、B两地间的输电线路阻塞引起的，因此称为阻塞价格。

节点电价的特例

（1）节点电价与日内负荷变化并非严格正相关

一般情况下，负荷越高，节点电价应该越高。然而，由于燃煤、燃气的火力发电机都存在最小技术出力，当负荷变大时，可能需要新增开机，而机组一旦开机，就必须要承担一部分负荷，此时其余机组承担的负荷相对减小，节点电价有可能反而下降。

图7 节点电价受机组开停机的影响示意图

如图7所示，不考虑网络阻塞，11:00时，系统负荷为400MW，G1、G2开机，G3停机，G1满发300MW，G2发100MW，此时边际机组为G2，节点电价为0.45元/kWh。

11:15时，系统负荷为650MW，G1、G2的发电容量不足以满足负荷需求，因此G3开机。由于G3的最小技术出力为400MW，此时G2降低到最低出力0MW，G1发250MW，边际机组为G1，节点电价为0.4元/kWh。可见，从11:00-11:15，虽然系统负荷上升，但受新开机组G3最小技术出力的影响，节点电价不升反降。

即使在同一负荷下，节点电价的高低也与机组开机状态有着密切的关系。由于机组开机会产生大额启动费用，开机与否和时间点选择的主要决策依据是全天综合发电成本最低。仅从一个或几个时段的结果来分析机组开停和节点电价变化的原因是不完整的。

（2）节点电价与机组报价在数值上不一定对应

在节点电价的理解上，一个常见的疑问是节点电价是否都能够找到相应的机组报价。在没有网络阻塞、不考虑网损价格分量的情况下，这个结论是成立的，任何节点的电价都等于全系统边际机组的报价。然而，当存在网络阻塞时，节点电价与机组报价在数值上未必是对应关系。

图8 三节点小系统

如图8所示3节点、3线路小系统，根据图中给出的线路电抗参数，选取节点3为平衡节点时，可以得到G1的出力对线路12潮流的灵敏度为1/3，节点2的负荷对线路12潮流的灵敏度为-1/3。节点2负荷为50MW，市场出清结果为G1出力40MW，G3出力10MW，此时线路12的潮流为40×1/3-(-50)×(-1/3)=30MW，正好处于满载状态。在这个基态下，若节点2增加1MW负荷，机组G1必须相应减少1MW出力，以维持线路12潮流不超过30MW的限制，为满足负荷平衡，G3需要增加2MW出力，因此，系统增加的发电成本为(-1)×100+2×300=500元。节点2的节点电价为500元/MWh，高于机组G1和G3的报价。

实际上，节点电价是多台机组报价的线性组合，即节点电价可以写成若干台相关机组报价的加权，权重系数则与该节点负荷和相关机组出力对阻塞线路潮流的灵敏度（发电转移分布因子）有关。在特定情况下，节点电价可能低于最低的机组报价（极端情况下可能为负值），或者高于最高的机组报价，这是符合节点电价定义和内涵的正常结果。因此，在现货市场设计中，不仅应对机组申报价格设置上下限，还需合理设置市场出清价格上下限。