賴曉文

清華大學電機系博士后、北京清能互聯(lián)科技有限公司CTO

前兩期文章分別介紹了南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場規(guī)則體系和中長期交易。本期文章主要聚焦于電力現(xiàn)貨市場中最為關鍵的概念之一：節(jié)點電價。節(jié)點電價內(nèi)涵豐富、機理復雜，本篇將對節(jié)點電價的定義、影響因素做深入分析，并討論節(jié)點電價值得關注的特例，幫助讀者加深對節(jié)點電價的理解。

節(jié)點電價理論最早于1988年提出，并在北美、澳大利亞、新加坡等地的集中式電力市場中得到廣泛應用。節(jié)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(jié)點增加單位負荷需求時的邊際成本，即代表在某時間、某地點消費“多一度電”所需要增加的成本。一般來說，影響節(jié)點電價的“設備和資源”主要指發(fā)電機組和輸電線路，“運行特性和約束條件”包括電力負荷平衡、發(fā)電機組最大最小出力與爬坡、輸電線路和輸電斷面（可理解為一組線路的集合）在正常和故障狀態(tài)下的傳輸能力等。

節(jié)點電價的典型定義包含三個分量：

節(jié)點電價=系統(tǒng)能量價格+阻塞價格+網(wǎng)損價格

系統(tǒng)能量價格反映全市場的電力供求關系，阻塞價格反映節(jié)點所在位置的電網(wǎng)阻塞情況，網(wǎng)損價格反映節(jié)點所在位置對電網(wǎng)傳輸損耗的影響程度。

由于廣東省輸配電價核定時已考慮網(wǎng)損費用，節(jié)點電價中不必再收取網(wǎng)損價格，南方（以廣東起步）現(xiàn)貨市場的節(jié)點電價由系統(tǒng)能量價格和阻塞價格兩個分量構成。當網(wǎng)絡傳輸出現(xiàn)阻塞時，市場將會等效“拆分”為多個分區(qū)，使得不同地理位置的邊際價格產(chǎn)生差異，偏離“無網(wǎng)絡約束”狀態(tài)下的邊際機組申報價格。

圖1 節(jié)點電價定義

節(jié)點電價受多個因素綜合影響，內(nèi)在機理非常復雜。一般而言，負荷大小和分布、發(fā)電機報價、發(fā)電機組物理參數(shù)、網(wǎng)絡傳輸能力是影響節(jié)點電價的主要因素。

（1）負荷大小對節(jié)點電價的影響

圖2 負荷大小對節(jié)點電價的影響

在不考慮輸電阻塞和網(wǎng)損的情況下，系統(tǒng)負荷更高時需要調(diào)用報價更高的機組，因而節(jié)點電價越高。如圖2所示，當系統(tǒng)負荷為1000MW時，調(diào)用的邊際機組的價格比較低，市場出清價格為0.4元/kWh；當負荷增大到1200MW時，調(diào)用價格相對較高的邊際機組，市場出清價格為0.45元/kWh。

（2）發(fā)電機組報價對節(jié)點電價的影響

圖3 發(fā)電機組報價對節(jié)點電價的影響

如圖3所示，在系統(tǒng)負荷相同的情況下，發(fā)電機組報價較高時，為滿足系統(tǒng)負荷需求，調(diào)用的邊際機組的價格也較高，相應節(jié)點電價也較高。因此，發(fā)電機組報價對節(jié)點電價的高低有直接的影響。

（3）發(fā)電機爬坡速率對節(jié)點電價的影響

圖4 節(jié)點電價受機組爬坡約束影響示意圖

如圖4所示，G1為普通煤機，受爬坡約束，G2為高價氣機，爬坡速度快。假設G1的最大爬坡速率為40MW/15min，G2的最小技術出力為150MW，不考慮AB之間線路的傳輸容量限制。

11:00時，負荷完全由G1承擔，因而B地由G1定價，節(jié)點電價為0.4元/kWh。

11:15時，負荷增加到400MW，G1報價比G2低，如無爬坡約束，則理應由G1增出力滿足負荷的增加，但由于G1受爬坡約束，僅能達到240MW出力，剩余負荷由爬坡速度較快的高價氣機G2開機滿足，此時B地由G2定價，節(jié)點電價為0.5元/kWh。

11:30時，負荷維持400MW，便宜機組G1持續(xù)爬坡，出力增至250MW。因G2有最小開機時間約束，暫不能停機，其出力保持在最小技術出力150MW，此時G2不參與市場定價。B地由G1定價，節(jié)點電價為0.4元/kWh。

可見，當?shù)蛢r煤機受爬坡約束時，系統(tǒng)需要調(diào)用高價氣機快速爬坡，以支撐負荷的變化，因此爬坡時段內(nèi)將由氣機定價。然而，當負荷高峰或快速爬升時段過后，煤機逐漸增加出力，氣機出力將逐漸壓減到最小技術出力，此時氣機不再定價，因此不會導致因高價氣機持續(xù)開機導致節(jié)點電價長期處于高位的情況出現(xiàn)。高價氣機因上述原因不能定價，如果出清價格低于氣機報價，將按現(xiàn)貨交易細則給予特殊機組補償。

（4）輸電線路阻塞對節(jié)點電價的影響

圖5 無輸電阻塞時的節(jié)點電價

如圖5所示，輸電線路無阻塞時，負荷的電能都能由價低的G1供應，A、B地的節(jié)點都由低價機組G1定價，節(jié)點電價皆為0.4元/kWh。

圖6 有輸電阻塞時的節(jié)點電價

如圖6所示，當線路發(fā)生阻塞時，B地負荷不能完全由G1的便宜電能承擔。此時，A地仍由G1定價，節(jié)點電價為0.4元/kWh；而B地由G2定價，因此節(jié)點電價為0.5元/kWh。B地的價格比A高0.1元/kWh，這個價格差是由于A、B兩地間的輸電線路阻塞引起的，因此稱為阻塞價格。

（1）節(jié)點電價與日內(nèi)負荷變化并非嚴格正相關

一般情況下，負荷越高，節(jié)點電價應該越高。然而，由于燃煤、燃氣的火力發(fā)電機都存在最小技術出力，當負荷變大時，可能需要新增開機，而機組一旦開機，就必須要承擔一部分負荷，此時其余機組承擔的負荷相對減小，節(jié)點電價有可能反而下降。

圖7 節(jié)點電價受機組開停機的影響示意圖

如圖7所示，不考慮網(wǎng)絡阻塞，11:00時，系統(tǒng)負荷為400MW，G1、G2開機，G3停機，G1滿發(fā)300MW，G2發(fā)100MW，此時邊際機組為G2，節(jié)點電價為0.45元/kWh。

11:15時，系統(tǒng)負荷為650MW，G1、G2的發(fā)電容量不足以滿足負荷需求，因此G3開機。由于G3的最小技術出力為400MW，此時G2降低到最低出力0MW，G1發(fā)250MW，邊際機組為G1，節(jié)點電價為0.4元/kWh。可見，從11:00-11:15，雖然系統(tǒng)負荷上升，但受新開機組G3最小技術出力的影響，節(jié)點電價不升反降。

即使在同一負荷下，節(jié)點電價的高低也與機組開機狀態(tài)有著密切的關系。由于機組開機會產(chǎn)生大額啟動費用，開機與否和時間點選擇的主要決策依據(jù)是全天綜合發(fā)電成本最低。僅從一個或幾個時段的結果來分析機組開停和節(jié)點電價變化的原因是不完整的。

（2）節(jié)點電價與機組報價在數(shù)值上不一定對應

在節(jié)點電價的理解上，一個常見的疑問是節(jié)點電價是否都能夠找到相應的機組報價。在沒有網(wǎng)絡阻塞、不考慮網(wǎng)損價格分量的情況下，這個結論是成立的，任何節(jié)點的電價都等于全系統(tǒng)邊際機組的報價。然而，當存在網(wǎng)絡阻塞時，節(jié)點電價與機組報價在數(shù)值上未必是對應關系。

圖8 三節(jié)點小系統(tǒng)

如圖8所示3節(jié)點、3線路小系統(tǒng)，根據(jù)圖中給出的線路電抗參數(shù)，選取節(jié)點3為平衡節(jié)點時，可以得到G1的出力對線路12潮流的靈敏度為1/3，節(jié)點2的負荷對線路12潮流的靈敏度為-1/3。節(jié)點2負荷為50MW，市場出清結果為G1出力40MW，G3出力10MW，此時線路12的潮流為40×1/3-(-50)×(-1/3)=30MW，正好處于滿載狀態(tài)。在這個基態(tài)下，若節(jié)點2增加1MW負荷，機組G1必須相應減少1MW出力，以維持線路12潮流不超過30MW的限制，為滿足負荷平衡，G3需要增加2MW出力，因此，系統(tǒng)增加的發(fā)電成本為(-1)×100+2×300=500元。節(jié)點2的節(jié)點電價為500元/MWh，高于機組G1和G3的報價。

實際上，節(jié)點電價是多臺機組報價的線性組合，即節(jié)點電價可以寫成若干臺相關機組報價的加權，權重系數(shù)則與該節(jié)點負荷和相關機組出力對阻塞線路潮流的靈敏度（發(fā)電轉移分布因子）有關。在特定情況下，節(jié)點電價可能低于最低的機組報價（極端情況下可能為負值），或者高于最高的機組報價，這是符合節(jié)點電價定義和內(nèi)涵的正常結果。因此，在現(xiàn)貨市場設計中，不僅應對機組申報價格設置上下限，還需合理設置市場出清價格上下限。