賴曉文
清華大學(xué)電機(jī)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(guān)鍵的概念之一：節(jié)點(diǎn)電價(jià)。節(jié)點(diǎn)電價(jià)內(nèi)涵豐富、機(jī)理復(fù)雜，本篇將對節(jié)點(diǎn)電價(jià)的定義、影響因素做深入分析，并討論節(jié)點(diǎn)電價(jià)值得關(guān)注的特例，幫助讀者加深對節(jié)點(diǎn)電價(jià)的理解。
節(jié)點(diǎn)電價(jià)定義
節(jié)點(diǎn)電價(jià)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(yīng)用。節(jié)點(diǎn)電價(jià)是指在滿足各類設(shè)備和資源的運(yùn)行特性和約束條件的情況下，在某一節(jié)點(diǎn)增加單位負(fù)荷需求時(shí)的邊際成本，即代表在某時(shí)間、某地點(diǎn)消費(fèi)“多一度電”所需要增加的成本。一般來說，影響節(jié)點(diǎn)電價(jià)的“設(shè)備和資源”主要指發(fā)電機(jī)組和輸電線路，“運(yùn)行特性和約束條件”包括電力負(fù)荷平衡、發(fā)電機(jī)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(diǎn)電價(jià)的典型定義包含三個(gè)分量：
節(jié)點(diǎn)電價(jià)=系統(tǒng)能量價(jià)格+阻塞價(jià)格+網(wǎng)損價(jià)格
系統(tǒng)能量價(jià)格反映全市場的電力供求關(guān)系，阻塞價(jià)格反映節(jié)點(diǎn)所在位置的電網(wǎng)阻塞情況，網(wǎng)損價(jià)格反映節(jié)點(diǎn)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(jià)核定時(shí)已考慮網(wǎng)損費(fèi)用，節(jié)點(diǎn)電價(jià)中不必再收取網(wǎng)損價(jià)格，南方（以廣東起步）現(xiàn)貨市場的節(jié)點(diǎn)電價(jià)由系統(tǒng)能量價(jià)格和阻塞價(jià)格兩個(gè)分量構(gòu)成。當(dāng)網(wǎng)絡(luò)傳輸出現(xiàn)阻塞時(shí)，市場將會(huì)等效“拆分”為多個(gè)分區(qū)，使得不同地理位置的邊際價(jià)格產(chǎn)生差異，偏離“無網(wǎng)絡(luò)約束”狀態(tài)下的邊際機(jī)組申報(bào)價(jià)格。
圖1 節(jié)點(diǎn)電價(jià)定義
節(jié)點(diǎn)電價(jià)的影響因素
節(jié)點(diǎn)電價(jià)受多個(gè)因素綜合影響，內(nèi)在機(jī)理非常復(fù)雜。一般而言，負(fù)荷大小和分布、發(fā)電機(jī)報(bào)價(jià)、發(fā)電機(jī)組物理參數(shù)、網(wǎng)絡(luò)傳輸能力是影響節(jié)點(diǎn)電價(jià)的主要因素。
（1）負(fù)荷大小對節(jié)點(diǎn)電價(jià)的影響
圖2 負(fù)荷大小對節(jié)點(diǎn)電價(jià)的影響
在不考慮輸電阻塞和網(wǎng)損的情況下，系統(tǒng)負(fù)荷更高時(shí)需要調(diào)用報(bào)價(jià)更高的機(jī)組，因而節(jié)點(diǎn)電價(jià)越高。如圖2所示，當(dāng)系統(tǒng)負(fù)荷為1000MW時(shí)，調(diào)用的邊際機(jī)組的價(jià)格比較低，市場出清價(jià)格為0.4元/kWh；當(dāng)負(fù)荷增大到1200MW時(shí)，調(diào)用價(jià)格相對較高的邊際機(jī)組，市場出清價(jià)格為0.45元/kWh。
（2）發(fā)電機(jī)組報(bào)價(jià)對節(jié)點(diǎn)電價(jià)的影響
圖3 發(fā)電機(jī)組報(bào)價(jià)對節(jié)點(diǎn)電價(jià)的影響
如圖3所示，在系統(tǒng)負(fù)荷相同的情況下，發(fā)電機(jī)組報(bào)價(jià)較高時(shí)，為滿足系統(tǒng)負(fù)荷需求，調(diào)用的邊際機(jī)組的價(jià)格也較高，相應(yīng)節(jié)點(diǎn)電價(jià)也較高。因此，發(fā)電機(jī)組報(bào)價(jià)對節(jié)點(diǎn)電價(jià)的高低有直接的影響。
（3）發(fā)電機(jī)爬坡速率對節(jié)點(diǎn)電價(jià)的影響
圖4 節(jié)點(diǎn)電價(jià)受機(jī)組爬坡約束影響示意圖
如圖4所示，G1為普通煤機(jī)，受爬坡約束，G2為高價(jià)氣機(jī)，爬坡速度快。假設(shè)G1的最大爬坡速率為40MW/15min，G2的最小技術(shù)出力為150MW，不考慮AB之間線路的傳輸容量限制。
11:00時(shí)，負(fù)荷完全由G1承擔(dān)，因而B地由G1定價(jià)，節(jié)點(diǎn)電價(jià)為0.4元/kWh。
11:15時(shí)，負(fù)荷增加到400MW，G1報(bào)價(jià)比G2低，如無爬坡約束，則理應(yīng)由G1增出力滿足負(fù)荷的增加，但由于G1受爬坡約束，僅能達(dá)到240MW出力，剩余負(fù)荷由爬坡速度較快的高價(jià)氣機(jī)G2開機(jī)滿足，此時(shí)B地由G2定價(jià)，節(jié)點(diǎn)電價(jià)為0.5元/kWh。
11:30時(shí)，負(fù)荷維持400MW，便宜機(jī)組G1持續(xù)爬坡，出力增至250MW。因G2有最小開機(jī)時(shí)間約束，暫不能停機(jī)，其出力保持在最小技術(shù)出力150MW，此時(shí)G2不參與市場定價(jià)。B地由G1定價(jià)，節(jié)點(diǎn)電價(jià)為0.4元/kWh。
可見，當(dāng)?shù)蛢r(jià)煤機(jī)受爬坡約束時(shí)，系統(tǒng)需要調(diào)用高價(jià)氣機(jī)快速爬坡，以支撐負(fù)荷的變化，因此爬坡時(shí)段內(nèi)將由氣機(jī)定價(jià)。然而，當(dāng)負(fù)荷高峰或快速爬升時(shí)段過后，煤機(jī)逐漸增加出力，氣機(jī)出力將逐漸壓減到最小技術(shù)出力，此時(shí)氣機(jī)不再定價(jià)，因此不會(huì)導(dǎo)致因高價(jià)氣機(jī)持續(xù)開機(jī)導(dǎo)致節(jié)點(diǎn)電價(jià)長期處于高位的情況出現(xiàn)。高價(jià)氣機(jī)因上述原因不能定價(jià)，如果出清價(jià)格低于氣機(jī)報(bào)價(jià)，將按現(xiàn)貨交易細(xì)則給予特殊機(jī)組補(bǔ)償。
（4）輸電線路阻塞對節(jié)點(diǎn)電價(jià)的影響
圖5 無輸電阻塞時(shí)的節(jié)點(diǎn)電價(jià)
如圖5所示，輸電線路無阻塞時(shí)，負(fù)荷的電能都能由價(jià)低的G1供應(yīng)，A、B地的節(jié)點(diǎn)都由低價(jià)機(jī)組G1定價(jià)，節(jié)點(diǎn)電價(jià)皆為0.4元/kWh。
圖6 有輸電阻塞時(shí)的節(jié)點(diǎn)電價(jià)
如圖6所示，當(dāng)線路發(fā)生阻塞時(shí)，B地負(fù)荷不能完全由G1的便宜電能承擔(dān)。此時(shí)，A地仍由G1定價(jià)，節(jié)點(diǎn)電價(jià)為0.4元/kWh；而B地由G2定價(jià)，因此節(jié)點(diǎn)電價(jià)為0.5元/kWh。B地的價(jià)格比A高0.1元/kWh，這個(gè)價(jià)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(jià)格。
節(jié)點(diǎn)電價(jià)的特例
（1）節(jié)點(diǎn)電價(jià)與日內(nèi)負(fù)荷變化并非嚴(yán)格正相關(guān)
一般情況下，負(fù)荷越高，節(jié)點(diǎn)電價(jià)應(yīng)該越高。然而，由于燃煤、燃?xì)獾幕鹆Πl(fā)電機(jī)都存在最小技術(shù)出力，當(dāng)負(fù)荷變大時(shí)，可能需要新增開機(jī)，而機(jī)組一旦開機(jī)，就必須要承擔(dān)一部分負(fù)荷，此時(shí)其余機(jī)組承擔(dān)的負(fù)荷相對減小，節(jié)點(diǎn)電價(jià)有可能反而下降。
圖7 節(jié)點(diǎn)電價(jià)受機(jī)組開停機(jī)的影響示意圖
如圖7所示，不考慮網(wǎng)絡(luò)阻塞，11:00時(shí)，系統(tǒng)負(fù)荷為400MW，G1、G2開機(jī)，G3停機(jī)，G1滿發(fā)300MW，G2發(fā)100MW，此時(shí)邊際機(jī)組為G2，節(jié)點(diǎn)電價(jià)為0.45元/kWh。
11:15時(shí)，系統(tǒng)負(fù)荷為650MW，G1、G2的發(fā)電容量不足以滿足負(fù)荷需求，因此G3開機(jī)。由于G3的最小技術(shù)出力為400MW，此時(shí)G2降低到最低出力0MW，G1發(fā)250MW，邊際機(jī)組為G1，節(jié)點(diǎn)電價(jià)為0.4元/kWh?？梢姡瑥?1:00-11:15，雖然系統(tǒng)負(fù)荷上升，但受新開機(jī)組G3最小技術(shù)出力的影響，節(jié)點(diǎn)電價(jià)不升反降。
即使在同一負(fù)荷下，節(jié)點(diǎn)電價(jià)的高低也與機(jī)組開機(jī)狀態(tài)有著密切的關(guān)系。由于機(jī)組開機(jī)會(huì)產(chǎn)生大額啟動(dòng)費(fèi)用，開機(jī)與否和時(shí)間點(diǎn)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(gè)或幾個(gè)時(shí)段的結(jié)果來分析機(jī)組開停和節(jié)點(diǎn)電價(jià)變化的原因是不完整的。
（2）節(jié)點(diǎn)電價(jià)與機(jī)組報(bào)價(jià)在數(shù)值上不一定對應(yīng)
在節(jié)點(diǎn)電價(jià)的理解上，一個(gè)常見的疑問是節(jié)點(diǎn)電價(jià)是否都能夠找到相應(yīng)的機(jī)組報(bào)價(jià)。在沒有網(wǎng)絡(luò)阻塞、不考慮網(wǎng)損價(jià)格分量的情況下，這個(gè)結(jié)論是成立的，任何節(jié)點(diǎn)的電價(jià)都等于全系統(tǒng)邊際機(jī)組的報(bào)價(jià)。然而，當(dāng)存在網(wǎng)絡(luò)阻塞時(shí)，節(jié)點(diǎn)電價(jià)與機(jī)組報(bào)價(jià)在數(shù)值上未必是對應(yīng)關(guān)系。
圖8 三節(jié)點(diǎn)小系統(tǒng)
如圖8所示3節(jié)點(diǎn)、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(diǎn)3為平衡節(jié)點(diǎn)時(shí)，可以得到G1的出力對線路12潮流的靈敏度為1/3，節(jié)點(diǎn)2的負(fù)荷對線路12潮流的靈敏度為-1/3。節(jié)點(diǎn)2負(fù)荷為50MW，市場出清結(jié)果為G1出力40MW，G3出力10MW，此時(shí)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(gè)基態(tài)下，若節(jié)點(diǎn)2增加1MW負(fù)荷，機(jī)組G1必須相應(yīng)減少1MW出力，以維持線路12潮流不超過30MW的限制，為滿足負(fù)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(diǎn)2的節(jié)點(diǎn)電價(jià)為500元/MWh，高于機(jī)組G1和G3的報(bào)價(jià)。
實(shí)際上，節(jié)點(diǎn)電價(jià)是多臺機(jī)組報(bào)價(jià)的線性組合，即節(jié)點(diǎn)電價(jià)可以寫成若干臺相關(guān)機(jī)組報(bào)價(jià)的加權(quán)，權(quán)重系數(shù)則與該節(jié)點(diǎn)負(fù)荷和相關(guān)機(jī)組出力對阻塞線路潮流的靈敏度（發(fā)電轉(zhuǎn)移分布因子）有關(guān)。在特定情況下，節(jié)點(diǎn)電價(jià)可能低于最低的機(jī)組報(bào)價(jià)（極端情況下可能為負(fù)值），或者高于最高的機(jī)組報(bào)價(jià)，這是符合節(jié)點(diǎn)電價(jià)定義和內(nèi)涵的正常結(jié)果。因此，在現(xiàn)貨市場設(shè)計(jì)中，不僅應(yīng)對機(jī)組申報(bào)價(jià)格設(shè)置上下限，還需合理設(shè)置市場出清價(jià)格上下限。
