節點邊際電價(Locational Marginal Price)理論從20 世紀70 年代發展起來，已在北美、新西蘭、新加坡等地的電力現貨市場中得到應用，并在美國能源聯邦管理委員會(FERC)的推動下，成為其倡導的“標準市場設計”(Standard Market Design，SMD)的基石。節點電價是指在滿足各類設備和資源的運行特性和約束條件的情況下，在某一節點增加單位負荷需求時的邊際成本，即在某時間、某地點以最低成本“多消費1度電”所需要增加的成本。

節點電價的典型定義包含3個分量：

節點電價=系統能量價格+阻塞價格+網損價格

節點電價理論是基于經典的優化調度模型、在滿足各種約束條件滿足情況下的資源優化配置電價，所以它與經濟調度和最優潮流有著深刻的聯系。最優潮流(或安全約束經濟調度)模型求解過程中對應于節點有功功率的拉格朗日乘子(影子價格)即為節點電價。在前文“電改勇評 | 5張PPT學懂現貨市場基本原理”(點擊查看)，筆者對節點邊際電價的基本原理進行了介紹，本文將對節點電價的計算模型及與分區電價的對比進行進一步討論。

一、一個更詳細的節點電價計算模型

本部分內容節選自浙江大學甘德強教授主編《電力經濟與電力市場》講義，2010年03月由機械工業出版社出版。

圖1 3節點簡化系統的例子

二.電力市場中的物理電網與貿易網絡(電能供應鏈網絡)

從以上的分析，看起來節點電價似乎很完美，但必須指出的是，節點電價是完全基于“工程師思路”而設計的，其基礎是最優潮流模型。節點電價在處理輸電網絡阻塞或許是有效的，但也存在很多問題，由于節點電價的制定仍然未脫落拉格朗日乘子，前文“電改勇評 | 拉格朗日乘子適合做現貨結算價嗎”(點擊查看)所論及的問題仍然存在。節點電價主要在以美國為代表的電力市場中得到應用，而在歐洲電力市場(特別是北歐電力市場)主要采用分區電價。

一般認為，分區電價是節點電價的簡化情形，但事實并非如此，實際上，分區電價可包括更多的社會經濟信息，本文將對此進行說明。

與其他市場顯著不同，電力市場是基于電力系統這個物理網絡而建立的，電力(功率)實時平衡是電力系統穩定運行的基本條件，需要比較復雜的調度過程。總體來說，電力市場/電力系統的問題可分為電力系統物理層、商品交易層和金融交易層3個層次，各自服從不同的規律，但又互相關聯。在3個不同層次中，“電能”的內涵是完全不同的，如圖2所示。

物理層面同質的電能

在電力系統中，電壓、電流等物理量服從電磁場的基本規律——麥克斯韋方程組，或在電路中簡化而成的基爾霍夫定律。各發電廠生產的電能一旦上網，在物理上就被同質化，無法再區分開來。電力系統潮流方程是由基爾霍夫定律推導得來的，因此屬于這一層。

商品交易層面異質的電能商品

本層是電力市場交易的核心。電力市場中交易的商品是以看不見摸不著的能量形態存在的，是世界上最特殊的一種商品，其定義完全取決于所采用的調度模型(屬于運籌學模型)。由于物理層面的電能在時間和空間上均有連續性，在商品交易層面上，電能商品幾乎是可以任意定義的，而電力市場的核心問題也是發、用電計劃權(簡稱“發、用電權”)的競爭與分配和電費如何結算的問題。由于電力系統運行的特點，所有發、用電權商品都必須通過電網調度來實現，最終轉化為物理電能。

圖2 電力市場/電力系統問題的三個層次

金融層面用于財務結算的電能商品

國外電力市場建立了遠期(差價合約)、期貨、期權等電力金融交易，往往以金融合約的形式完成。大多數金融合約并不涉及實物交割(屬于商品交易層面的問題)，而屬于純粹的財務結算，對電力系統的實際運行沒有任何影響;而物理合約則是必須物理執行的，最后將轉變為調度計劃;而到期未能平倉的期貨合約則變為必須實物交割的物理合約。因此，在圖2中，金融合約屬于第3層，物理合約屬于第2層。

節點電價所采用的物理潮流模型屬于圖2中第1層(電力系統層)的網絡模型，但電能商品的交易(貿易)關系包括比物理電網更多的社會和經濟屬性，為體現這種復雜的交易(貿易)關系，本文引入“貿易網絡”的概念，一個相關的概念是運營管理(Operations Management)課程中所講的“供應鏈網絡”(Supply chain network，https://en.wikipedia.org/wiki/Supply_chain_network)。供應鏈網絡是基本供應鏈(supply chain)的發展。由于技術的快速進步，具有基本供應鏈的商業組織可以將這個鏈發展成更復雜的結構，涉及更多商業組織之間的更高層面的相互依賴性和連接性，因而形成供應鏈網絡。在電力市場中，貿易網絡或供應鏈網絡是一種由發、用電權交易而組成的抽象的網絡，與物理電網是兩回事。電能商品貿易網絡與物理電網的關系可用圖3來表示。圖3中，在同一個物理電網的基礎上，形成了2個貿易網絡，藍色的貿易網絡A由主力化石能源發電廠、A市的主要商業負荷、B市負荷和少量可再生能源的電能交易而形成，采用統一電能價格(不含輸配電價)。而紅色的貿易網絡B由工廠及其自備電廠、風電場、居民用戶及屋頂太陽能、A市分布式電源及次要商業負荷、電池儲能系統及PHEV充電站的電能交易形成，采用統一電能價格(不含輸配電價)。2個貿易網絡在A市相連。顯然2個貿易網絡與物理電網的拓撲結構不同，也不服從物理潮流定律，實際上，貿易網絡屬于圖2中第2層(商品交易層)的網絡模型。

圖3 物理電網與電能貿易網絡示意圖

三.應根據不同的情況選擇節點電價或分區電價體系

各個不同國家電力市場的電能交易采用統一價格、節點電價或分區電價體系，都是有其客觀歷史原因的。

美國電力市場的節點電價體系

美國電網迄今已有100多年的建設發展歷史，最初是由私營和公營電力公司根據各自的負荷和電源分布組成一個個孤立的電網，隨后在互利原則基礎上通過雙邊或多邊協議、聯合經營等方式相互聯網，逐步形成了東部、西部和德克薩斯三大聯合電網，這三大聯合電網之間僅由少數低容量的直流線路連接。

美國的輸電網縱橫交錯，常見的電壓等級有765千伏、500千伏、345千伏、230千伏、161千伏、138千伏、115千伏。美國電網建設時間較早，電網結構在20世紀中期已基本成型。隨著經濟和電力需求增速趨緩，電網的建設與改造明顯停滯。美國輸電網投資自上世紀70年代以來一直裹足不前，而且長期滯后于電力需求和發電容量的增長。由于輸電投資水平低，跨州、跨區電網聯系薄弱，輸電能力不足，輸電阻塞嚴重。

目前，美國共有520家電網公司，設立了127個分區控制中心。在美國電力工業格局和體制機制下，協調數量眾多的電網企業和調度運行機構難度很大，電網安全責任落實的復雜程度也顯著加大。此外，美國經濟發展比較充分和均衡，不同地區的經濟結構和用電情況差異也沒中國大。

因此在美國電力市場，引入節點電價體系，以反映物理輸電網絡阻塞，并使得交易出清結果自動滿足輸電線路傳輸容量約束是合理的。此外，在美國，電力公司要加入電力市場，就要先將調度權上交至ISO(獨立調度)或RTO(區域輸電組織)，而以PJM為代表的美式電力現貨市場的目的實際上是采用市場機制打破電力公司的“各自為政”，實現較大范圍的經濟調度。

歐洲電力市場的分區電價體系

北歐電力市場是國際上第一個真正意義的跨國電力市場，其形成過程是一家市場做強、周邊國家紛紛加入的模式，運行幾十年來獲得了豐富的經驗。北歐地區主要指挪威(Norway)、丹麥(Denmark)、瑞典(Sweden)和芬蘭(Finland)四個國家。四個國家電力系統聯系緊密，已經形成統一的大電網，并且和周圍鄰近歐洲國家也有聯絡線相連。北歐四國之所以能形成統一電力市場，與其電源的互補性密切相關。挪威絕大部分為水電。瑞典和芬蘭的能源構成中核電占比較大，其次為水電。在瑞典其他能源類型中，生物質能發電及石油發電占了很高比例達到45.8%。在丹麥原先大部分為火電，但隨著可再生能源的利用，風電的比例在持續提高，占到總額的近一半左右。

北歐電力市場現貨交易分為日前市場和日內市場。二者交易均在Nord Pool中進行，成交的均為物理合同。其中日前市場交易地區為北歐四國、波羅的海沿岸三國和英國，日內市場除上述國家外還有德國參與。在市場中不同國家分為不同的區域，在有的國家內部也進行了分區，這主要是由于這些區域間經常出現阻塞。圖4所示為目前北歐地區的市場分區情況。

圖4 市場分區

北歐日前市場Elspot將交易日分為24個競價時段，每小時為一個競價時段。市場參與者可以在前一天對第二天的傳輸電量進行報價，既可以對各個小時靈活報價也可以對一段時間整體報價，之后Nord Pool將所有上報的售電報價和購電報價匯總，二者曲線的交點則為系統電價。當整個系統內不存在阻塞時，Elspot的所有交易地區均以該電價進行結算。若某聯絡線上交易容量超過傳輸線所能傳輸的最大容量，則在出現阻塞的地方劃分區域實行分區電價，進行新一輪的價格計算，并且進行對銷貿易(er-trading)來消除阻塞，其成本由TSO(輸電系統運營商)來承擔并作為電網需加強的信號，最終該區域電價和系統電價會出現差異。這種區域劃分是不固定的，一般能維持三至四個月，視不同阻塞情況而定。以瑞典為例，全國基本分為四個區域，在實際中，瑞典本質上是一個同價區域。如在2014年，其全國有86%的時間是同價的;其區域電價差異主要發生在區域3和區域4，但這兩個區域仍有90%的時間是同價的。區域間聯絡線不斷加強，差異電價情況也會相對減少。最終分區電價作為該區域現貨市場結算價格，而在金融市場一般以系統電價作為參考價格。

北歐電力市場的阻塞管理獨具特色。對于價區間的阻塞，首先，各TSO會提前一周向北歐電力交易所提交區域間的可用的傳輸容量并對上報的容量復核;之后，北歐電力市場交易所會根據發用雙方的報價和可用傳輸容量進行市場出清，形成系統電價和區域電價。當區域間存在阻塞時，為了滿足線路的傳輸容量限制，必然會讓某個區域的高價機組多發電，減少另一區域的低價機組發電，由此必然導致兩區域之間的電價不相等，形成區域電價，產生阻塞剩余。阻塞剩余由北歐電力交易所收取后分配給各國的TSO，歸各國TSO 所有。對于區域內部阻塞，假定節點A到節點B 的輸電線路因輸電容量不足產生阻塞(功率由A 流向B)，此時由TSO在B 節點買入電量(發電商多發電或者負荷減少用電)，在A 節點賣出電量(發電商少發電或者負荷多用電)，由此產生的阻塞費用最終由TSO 承擔。目前，對于區域內部的阻塞管理在平衡調節市場中完成。需要說明的是，北歐電力市場規定，阻塞收益歸TSO 所有，對銷交易需要的阻塞費用也由TSO承擔。總體來說，TSO 最終將獲得阻塞收益。但是，各國的TSO 不會故意造成阻塞來獲得阻塞剩余，這主要由于合理的激勵機制。監管機構每年會核定次年的輸配電價，在核定的時候會將今年TSO所收取的阻塞費用從輸配電價中扣除，此外，TSO在減少阻塞時所支付的成本會在輸配電價制定的時加以考慮。這種阻塞費用考核和輸配電價制定相結合的方式在一定程度上激勵了TSO 運用阻塞收益對電網進行投資以減輕阻塞，擴大區域間的傳輸容量。

可以看出，北歐電力市場的分區電價體系設計更多地體現了經濟學家的思路，其價區劃分不僅僅是物理網絡約束，還有社會經濟方面的考慮并涉及到國際貿易，可以看出一個不同于物理電網的貿易網絡的存在。但價區的劃分涉及市場公平性的問題，也與輸電網物理阻塞有關。北歐電力市場研究人員對節點電價與分區電價進行了深入的對比研究，但并沒有將分區電價換為節點電價的提議。

我國電力市場的電價體系探討

由于歷史的原因，我國電價構成十分復雜，有合理的部分，也有不合理需要改革的部分。電能并非簡單的終端消費品，而是國民經濟的基礎性產品和生產資料的一部分，電力市場屬于要素市場的一部分。對電能的掌控能力和地區電價高低直接影響到各地經濟的發展速度和發展水平。

我國的工業化尚未徹底完成，根據中國社會科學院的預計，我國到2020年將基本實現工業化，到2030年前后全面實現工業化。我國工業化還存在發展不平衡不充分的問題。一是區域發展不平衡，一些區域工業化發展不充分。我國工業化水平總體上呈現東部、中部、西部逐步降低的梯度差距。二是產業結構不平衡，創新能力和高端產業發展不充分。一方面，鋼鐵、石化、建材等行業的低水平產能過剩問題突出;另一方面，高端產業發展不夠，關鍵裝備、核心零部件和基礎軟件等依賴進口和外資企業的現象較為嚴重。我國不同地區相差巨大的工業化水平決定了當地產業結構對電力的依賴程度不一樣，電力技術發展與電價水平要適應各地新時代新型工業化的要求。

我國幅員遼闊，各地區要素水平和資源稟賦差異巨大。若在差異顯著的區域建立完全自由競爭的統一電力市場，在市場機制作用下，其結果是經濟欠發達、電價水平相對較低的地區所擁有的電能資源流向經濟較發達、電價水平相對較高的地區，將抬高欠發達地區的電價，而且可能失去使用資源的權利;發達地區則可能利用其電價較高、購買力較強的優勢，不僅通過市場機制與欠發達地區爭奪資源，而且自身電價水平也趨于降低，使“窮者愈窮、富者愈富”，擴大區域間的經濟發展水平的差異，與區域協調發展的國家戰略目標背道而馳。此外，由于電廠類型、所處地理位置、投資運行時間不同所帶來的發電成本差異也可能導致不公平競爭。

由于上述諸多原因，我國的合理電價不可能僅僅建立在物理網絡模型(潮流模型)的基礎上，而應更多地考慮地區經濟發展水平和行業的差異，也就是考慮貿易網絡的約束。相對于美國，我國輸電網較新，設備冗余度高，500kV輸電線路輕載情況相對較為嚴重，大部分線路處于長期輕載的情況，只有相對少數線路負載率超過50%，其他電壓等級也類似，輸電阻塞并非電力市場的關鍵問題。在我國社會主義市場經濟體制和公有制為主體的背景下，對于輸電阻塞的處理也有多種方式，比如借鑒北歐電力市場的對銷交易方式，在電力系統運行中也積累了豐富的斷面潮流控制的技術經驗，不一定要轉化為節點價格信號并由之來引導供需。因此，筆者認為，節點電價體系在我國大部分地區都是不適用的。