【南方能源观察】解市|如何更好理解节点边际电价形成机制（二）

李思燕 华中科技大学

吴洋 赵栩 王旭辉 云南电网云南电力调度控制中心

梁彦杰 陈婉 中国南方电力调度控制中心

随着南方区域电力现货市场进入连续结算试运行，市场主体、市场相关方对现货市场节点价格仍存困惑：“我的报价就是我的节点电价吗？”“没有机组报价的节点，怎么会有节点电价？”“为什么节点电价超过了现货市场申报价格上限？”

上一篇《解市 | 如何更好理解节点边际电价形成机制（一）》重点介绍了节点边际电价的基础理论。本期“解市”将聚焦更加具体的典型场景，以期帮助理解节点电价机制。

我们构建一个经典的三节点模型，节点A和B各有一台发电机，报价分别为40元/MWh和60元/MWh。节点C是一个负荷中心，需求为100MW。它们之间的线路输电能力无限大。

出清与价格：为满足节点C的100MW用电负荷，市场优先调用最经济的G_A。G_A成为边际机组，其报价40元/MWh成为全系统的边际价格。

尽管节点C无发电机组，但仍有节点电价，说明电力系统一个地方（即节点）的节点电价，反映的是为它供电的系统发电成本，即使这个地方本身没有任何发电机组，也能通过电力系统输电线路，将远方的电“搬运过来”。

我们构建一个经典的双节点模型，A节点发电机报价为30元/MWh，容量100MW，B节点发电机报量不报价，容量10MW，同时该区域有40MW的负荷。它们之间的线路输电容量无限大。

出清与价格：节点B有40MW负荷和容量为10MW的机组G_B，将报量不报价的G_B增加到最大水平（容量10MW）后，还需从节点A调用G_A出力30MW，此时边际机组为G_A，系统边际电价为30元/MWh。

报量不报价的机组G_B作为现货市场价格接受者（price-taker），按B节点电价30元/MWh参与结算。

如果一个系统中，所有机组都选择不参与报价，按照报量不报价参与市场，全部电厂申报的发电需求（即报量）与全部用户的需求难以刚好匹配，将导致电力系统和电力现货市场无法稳定运行。发电报量超出用户需求时，出现地板价，发电报量不足用户需求时，出现顶价。

当报价低的发电机组，因为电力系统关键通道输电能力用满、发生阻塞时（类似于交通道路堵车），需要“换一条路”“找电过来”，导致低价机组出力减少，高价机组出力被迫增加。由此产生的额外成本，形成了节点电价中的阻塞分量。

计算示例：输电线路发生阻塞

我们使用一个经典的双节点模型来量化阻塞的影响：

A节点：接入机组G_A，200MW，30元/MWh。

B节点：接入机组G_B，100MW，80元/MWh，负荷150MW。

线路A→B：最大传输容量100MW。

无约束的理想情况：如果线路容量无限，系统会全部调用A节点的低价电源（150MW），B节点的机组停机。此时，边际机组为G_A，两节点的电价均是30元/MWh。

现实情况：任何线路的输电能力都不是无限大，假设该线路最大只能传输100MW，在总发电成本最低的情况下，在充分利用线路输电能力的情况下，报价低的G_A出力只能达到100MW，G_B必须开机带50MW出力，以满足150MW用电负荷需求。计算此场景下的LMP和阻塞价格：

B节点边际机组为G_B，LMP_B=80元/MWh。

A节点边际机组为G_A，LMP_A=30元/MWh。

阻塞盈余：两节点之间的价差为阻塞盈余，LMP_B?LMP_A=80?30=50元/MWh。经济学含义是：如果我们将线路A→B的容量从100MW提高到101MW，系统的总成本将能够减少约50元（因为可以少用B节点1MW更贵的电力，多用A节点1MW便宜的电力）。

在阻塞严重的情况下，节点电价可能飙升至远高于区内发电机组报价的水平。这种情况通常发生在所谓的“负荷口袋”（load pocket）区域，也即本地负荷较高、送入通道严重阻塞等情况。

计算示例：三节点系统中的价格尖峰

系统设置：

节点A：接入机组G_A，报价10元/MWh。

节点B：接入机组G_B，报价200元/MWh，其最大出力为100MW。

节点C：为负荷中心，需求为120MW。

线路A→C：存在阻塞，最大输送能力为100MW。

线路B→C、线路A→B：传输容量充足。

出清与价格：节点A和节点B的节点电价较好理解，分别为10元/MWh和200元/MWh，因为在这两个节点新增1MW负荷均由本地机组来承担。而对于节点C，则需要进行计算。当节点C增加1MW负荷时，存在：

物理解释：为了维持节点A→节点C的线路输电功率在100MW的极限以内，需要增加2MW高价机组G_B出力，同时减少1MW低价机组G_A出力，得到全系统成本增量390元/MWh。

节点电价为什么会超过最贵机组报价：节点C的价格390元/MWh > 系统内最高申报价格 200元/MWh，主要是因为系统出现了阻塞，必须同时采用增加高价机组出力、降低低价机组出力的策略组合来满足单位负荷的需求，这项策略组合的每一个调控均会抬高节点电价。因此，节点电价准确反映了电力系统阻塞程度，也将为未来线路输电能力的升级规划提供更加准确的方向。

与场景4类似，在清洁能源富集、本地负荷低导致地区外送通道受限的区域，也就是“窝电受阻”区域，阻塞严重可能产生低于最低申报价格的节点电价。

计算示例：三节点系统中的节点电价低于最低申报价

系统设置：

节点A：接入机组G_A，报价100元/MWh（即全系统最低的申报价格）。

节点B：接入机组G_B，报价200元/MWh，其最大出力为100MW。

节点C：为负荷中心，需求为120MW。

线路A→B、线路A→C：传输容量充足。

线路B→C：存在阻塞，最大输送能力为100MW。

调度与计算：节点A和节点B的节点电价同上，对于节点C，仍需要进行计算：

物理解释：为了维持节点B→节点C的线路输电功率不越限，需要增加2MW低价机组G_A出力，同时减少1MW高价机组G_B出力，得到净系统成本增量0元/MWh。

为什么节点电价会低于最低申报价格：节点C的节点电价0元/MWh < 全系统最低申报价格100元/MWh，主要是因为系统出现了阻塞，低价机组出力受限，在节点C多用电时，全系统发电成本不变。该价格信号将有效引导当期主体调节的行为，提升系统调节能力，也将为未来电厂接入系统（倾向于避开低价节点）、用户接入系统（倾向于接入电价洼地）的选址规划提供更加准确的方向。

在高比例清洁能源系统中，可能出现许多机组都报地板价（申报价格下限为0时，最低报0价）的场景。一些市场主体在运行过程中提出了困惑的问题：明明报了最低的0价，为什么无法出清我报0价的容量？

计算示例：

系统设置：

节点A：接入5台风电机组，每台200MW，全部报价0元/MWh，总计1000MW

节点B：为负荷中心，需求为100MW。

线路A→B：传输容量充足

出清与价格：

用电需求：100MW

发电能力：5×200MW=1000MW，而且所有风电全部报0元/MWh

由于所有机组报价相同，报0价的发电容量>用电需求，系统发电成本最低的最优解不止一个，系统存在无数个最优解——任意总和为100MW的发电组合，都是经济最优解。在实践中，当最优解存在无穷多个时，市场出清结果将呈现最优的“随机性”，每次市场出清结果可能不一样，但它们都是最优解。

在低边际成本、场外有补贴的清洁能源大规模参与电力市场后，不少市场主体选择报0元/MWh，供应宽松时期，0元/MWh作为现货市场价格下限，已经捉襟见肘、不够用了。

在下一篇中，笔者将继续通过一系列典型场景，介绍市场主体较为关注的几个价格现象背后的深层原理。

校对 韩晓彤

审核 姜黎