摘 要：对电价中的位置信号及能够提供位置信号的电价机制进行分类梳理和总结，对电力现货市场环境下电价中位置信号的作用进行分析；结合电力现货市场仿真，定量分析在不同的电网结构及系统阻塞条件下，电能量现货市场中的“节点边际电价（LMP）机制”和“分区输电定价”机制在实现其作为公共事业服务价格作用方面的协同作用关系；结合中国某省电网的实际情况，通过电力现货市场仿真和电价测算对分析结果进行验证，为中国电力现货市场环境下的电价机制选择提出建议。
（来源：《中国电力》作者：张粒子，丛野，陶文斌，郑福康，陈正飞）
0 引言
在中国传统电力体制下，电力系统规划由国 家能源主管部门制定，从技术合理性和经济性出 发，在保障系统安全运行的基础上提高电源及电 网投资和运行效率。同时，机组的上网电价由价 格主管部门根据机组发电平均成本加合理利润核 定，输配电费由用户支付，从整体上维持系统运 行的安全性和经济性，保障成本分摊和市场竞争 的公平性。
在电力现货市场建立后，随着发用电计划逐 步放开，发电机组的上网电价和中标发电量将由 市场决定，市场价格随供需形势变化。在此背景 下，选择怎样的电价体系和定价机制才能为电网 用户提供合理的位置信号，在提高资源分配效率 的同时维持系统安全与经济运行，促进成本公平 分摊和市场的公平竞争，引导电力市场化改革平 稳过渡，是中国电价改革面临的关键问题之一。
从电力批发市场交易涉及的电价来看，电能 量现货市场价格和输电价格作为终端电价的重要 组成部分，其定价机制应如何选择才能使二者提 供的位置信号有效配合，是构建电力现货市场环 境下电价体系的重点问题之一。
在电力现货市场价格和输电定价机制方面， 国内外已有较多研究。文献 [1-6] 对竞争性电力市 场环境下的电力现货市场定价机制进行了梳理与 分析，其中文献 [1-2] 对现货市场定价的理论进行 了介绍和总结，文献 [3-4] 对电力现货市场定价机 制和相应的阻塞管理方式进行了梳理，文献 [5, 6] 对电力现货市场定价的国际实践进行了总结和适 用性分析；文献 [1, 7-12] 对电力现货市场环境下 的输电定价的理论和方法进行了研究，其中文 献 [1, 7] 对输电定价的理论和方法进行了综述，文 献 [8-11] 对电力现货市场环境下的输电定价机制 进行了设计，文献 [12] 对电力现货市场价格和输 电价格提供的位置信号进行了梳理。以上研究大 多停留在对现货市场价格形成机制和输电定价机 制的设计与各自的适应性分析上，并未系统探讨 现货市场价格与输电价格提供的位置信号的作 用，以及二者的配合作用关系。
本文在对电价中的位置信号以及提供位置信 号的电价机制进行梳理的基础上，对电力现货市 场环境下电价机制提供的位置信号的作用进行分 析，以电力现货市场仿真为手段，分析节点边际 电价和分区输电定价在提供位置信号方面的协同 作用关系，并结合中国某省电力系统的实际情况对分析结果进行验证。
1 电价中的位置信号与电价机制
1.1 电价中的位置信号
价格信号指传达给消费者与生产者的一种信 息，表明消费者获取某种商品（服务）需要支付 的价格或生产者提供某种商品（服务）可以收取 的价格，在一定程度上揭示产品和服务的市场供 需关系，对商品生产、流通、消费等经济活动具 有明确的指示作用[13-14]。电价中的位置信号以发 电厂和电力用户在不同地理位置发电、用电的价 格信息为载体，体现不同地理位置的电能产品与 输电服务的供需关系。合理的位置信号有助于引 导发电厂和电力用户优化生产运行及投资选址行 为，间接引导电网合理规划，促进资源优化配置。
一般而言，电力现货市场环境下的用户终端 电价由电力批发市场价格、输配电价格以及终端 销售成本等组成，各类价格的结构[15] 如表 1 所示。
表 1 的各类价格中，向公众披露的、可以提 供位置信号的电价有电能量市场价格、接入价、 共用网络输/配电价格以及输/配电网损价格等。
其中，电能量市场价格能够体现电能产品本 身在市场中的价值，可以为发电厂和电力用户提 供明确的位置信号。在完全竞争的电力市场中， 各发电机组按照其发电的短期边际成本报价，电 能量市场价格可以在一定程度上反映机组发电的 短期边际成本（含燃料成本和对应的燃料运输费 用）和系统阻塞成本，其中的燃料运输成本和阻 塞成本是与机组所在的地理位置相关的。共用网 络输/配电价格和接入价能够反映系统中不同输/ 配电资产为不同地区电网用户（含发电厂和电力 用户）提供电能传输服务的市场价值。输配电价 格中的网损价格机制能够体现不同地区电网用户 的发用电行为对系统网损的影响。因而，电力市 场环境下可提供位置信号的电价及其提供的位置 信号如表 2 所示。
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1.2 提供位置信号的现货市场价格机制
1.3 能够提供位置信号的输配电价机制
1.3.1接入价
根据对国内外电价实践的梳理总结可知，接 入价指电网企业为电网用户提供接入系统服务的 价格，主要用于回收因电网用户接入造成的专项 接入资产和共用网络扩容等新增投资运维的成 本。根据回收深度的不同，接入价定价可分为浅 度回收和深度回收，不同回收模式下的接入价能 够提供强度不同的位置信号。其中，浅度回收模 式指的是仅通过接入价回收专项接入工程的投资 和运维成本，体现电网用户与共用网络的距离， 而深度回收模式指除回收专项接入工程的投资和 运维成本外，还需回收因电网用户接入造成的共 用网络、改造扩容的成本，在体现电网用户与共 用网络距离的基础上，体现电网用户接入对共用 网络的影响[16-17]。
1.3.2共用网络输配电价格
共用网络输配电价指电网经营企业为接入共 用网络的电网用户提供输配电服务的价格。通过 对国际实践的总结可知，在国际电力工业和电力 市场发展的不同阶段，世界各国曾研究和应用过 诸如合同路径法、兆瓦公里法和潮流追踪法等多 种提供位置信号的输配电定价方法。
现阶段国际上应用较为广泛的、能够提供位 置信号的输配电定价方法包含英国输电网采用的 基于投资成本的定价模型（incrementalcostrelated pricing,ICRP）、澳大利亚输电网采用的成本相关 的网络定价模型（costrelatednetworkpricing,CRNP）、 其他基于长期边际成本定价（LRMC）和英国超 高压配电网采用的基于长期增量成本定价 （LRIC）的定价方法等[10, 18-19]。该类模型一般以 高峰负荷时段系统潮流为基础，通过计算边际发 电出力/负荷对输电系统未来投资的影响进行输电 分区定价，反映电网用户与电源中心/负荷中心的 距离，当发电侧和负荷侧同时支付输电费时，可 为发电厂和电力用户提供明确的位置信号。由于 上述方法在输电定价时一般按照市场主体的发用 电行为对电网的影响（使用程度或未来投资）将输电网划分为几个输电价区，因而本文将上述方 法统称为共用输电网络的“分区输电定价方法”。
1.3.3网损价格
从国际实践来看，网损定价机制主要通 过 2 种途径为电网用户提供位置信号[20]。（1）包含 在市场出清算法中，通过电力现货市场出清价格 体现位置信号，主要指应用节点边际电价的电力 市场中的网损定价机制，如美 国 PJM 市场等； （2）核定边际网损系数，通过调整结算电量的 方式体现位置信号，以英国、挪威等国家为代表。
1.3.4特点分析
根据对以上各类电价情况的总结，从影响范 围、信号强度等角度对各类电价提供位置信号的 特点进行分析，结果如表 3 所示。
其中，电能量市场价格和共用网络输电价格 涉及电力市场中的所有电网用户，影响范围大， 金额占比较高，在电价提供的位置信号中占主要 地位。接入价和共用网络配电价格影响特定范围 内的电网用户，网损费用占发、用电总费用的比 例较低，对电力系统规划和电力市场竞争的影响 相对较弱。因此，电能量市场价格和共用网络输 电价格间的协同作用关系是本文研究的重点。
2 电能量市场价格与输电价格的协同作用
2.1 电价的功能与作用
有效的公用事业定价应发挥以下主要作用[21]： （1）驱动生产、吸引资本；（2）促进提高效 率；（3）需求控制与消费者配给；（4）收入分 配功能的补偿原则。
电价作为重要的公用事业服务价格，也应发挥以上重要作用。具体来说，前 2 个方面指电价定价 应能够在保障发电及输配电成本合理回收的同时， 激励发电企业及输配电公司降低成本、提高效率， 主要通过输配电准许收入的核定和激励性监管等环 节得以体现；后 2 个方面指电价定价应具备以下 2 种功能。（1）提供合理的价格信号，影响电网用 户的发、用电需求，促进资源优化配置。在电力现 货市场环节，现货市场价格应提供明确的时空价格 信号，其中的时间信号体现不同时段系统电能资源 的供需关系，空间信号（位置信号）体现同一时段 中不同位置输电容量资源的供需关系，促进电网用 户优化运行；在输电定价环节，输电价格应提供明 确的位置信号，根据用户对输电网的使用情况定 价，体现“谁使用、谁付费”的成本分摊原则，促 进输电投资及运维成本的公平分摊。（2）补偿发电 及输配电服务成本，获得合理的利润。电价作为公 用事业服务价格，主要用于补偿提供服务或产品的 成本，不应获得超过合理回报率的利润。输配电服 务属于自然垄断环节，其定价回报率受到价格主管 部门监管，但电力批发市场中的各机组发电的市场 结算价格由市场出清价格决定，存在获得超额发电 利润的可能。因此，为实现电价的收入分配补偿原 则，应针对不同的市场环境选择不同的现货市场定 价机制和输电定价机制。
2.2 电价位置信号的协同作用分析
从电能量市场的节点边际电价机制出发，通 过实例定性分析其在不同电网结构和系统阻塞情 况下的适用性，进而探讨电能量市场定价机制和 输电定价机制提供的位置信号在实现公用事业定 价功能方面的协同作用关系。
2.2.1节点电价实现公用事业定价功能的适用性 分析
建立无阻塞输电系统、存在阻塞的辐射网输 电系统及环网输电系统，以单一时段电力现货市 场竞价为例，分析节点边际电价在不同电网环境 中实现电价作为公用事业价格作用方面的适用性。
（1）无阻塞电网。以图 1 所示的 4 节点简单 辐射网系统为例，假设 G1、G2 和 G3 机组位于资 源富集地区，机组发电成本较低，负荷需求较 少；G4 位于负荷中心地区，机组发电成本较高， 负荷需求大。各条输电工程的最大送电容量无限 制，节点 S1、S2、S3 和 S4 的负荷分别为 10MW、50MW、100MW 及 300MW。为便于分析，假设 各机组根据其发电的短期边际成本采取单段报 价，系统中各机组的参数及报价情况如表 4 所示。
通过市场出清计算，节点边际电价、各机组 的中标电量及发电利润情况如表 5 所示。
通过对比分析可知，系统无阻塞时各节点的 边际电价均为 300 元/（MW·h）；市场中各机组 获得的度电利润不同，位于资源富集区的低价机 组将获得较高的度电发电利润。本例中边际机组 G3 的度电发电利润为 0，低价机组 G1 和 G2 可分 别获得 100 元/（MW·h）和 80 元/（MW·h）的超额度电利润。
可以看出，在输电系统无阻塞的条件下，节 点边际电价能够体现系统输电容量的供需关系 （容量充裕，阻塞成本为 0），但无法体现用户 对输电系统的使用程度，难以为市场提供充分的 位置信号；当市场中各类电源的发电成本差异较 大且无阻塞时，节点边际电价无法实现收入分配 作用中的补偿原则，说明仅通过节点边际电价机 制提供的位置信号难以实现电价作为公用事业定 价和功能。
（2）存在输电阻塞的辐射状电网。仍以图 1 中的辐射状输电系统为例，当资源送出地区送出 工程 L1 发生输电阻塞时（L1 的最大输电容量为 250MW），节点边际电价、各机组的中标电量及 发电利润情况如表 6 所示。
从表 6 可以看出，当资源富集区的送出工程 出现输电阻塞时，节点边际电价体现了系统输电 容量的供需关系（阻塞成本），如 S1 与 S2 间存 在节点价差，且由于阻塞使得资源富集区机组未 因使用远距离输电线路获得额外收益，仅通过节 点边际电价即能为电网用户提供充分的价格信 号。此外，节点边际电价下各节点的发电价格接 近机组的发电成本，能够实现收入分配作用中的 补偿原则，在保障回收发电成本的同时避免机组获 得较高的超额利润，相比无阻塞情况，G1 获得的 超额利润从 80 元/（MW·h）降低为 20 元/（MW·h）。
可以看出，在辐射状电网存在阻塞的条件 下，节点边际电价能为市场提供充分的位置信 号，同时实现收入分配作用中的补偿原则作用。
（3）存在输电阻塞的环状电网。以图 2 所示 的 4 节点环网系统为例，假设 G1 和 G2 所在地区 为资源富集地区，机组发电成本较低，负荷需求 较少；G3 和 G4 为负荷中心地区，发电成本相对较高，负荷需求较大，各发电厂参数和节点负荷 情况与图 1 系统相同。设置环网阻塞情况不同的 2 种场景：一为资源富集区与负荷中心间的输电 通道阻塞；二为资源富集区机组间的联络线阻 塞。各场景下的最大输电容量如表 7 所示。
通过市场出清计算，2 种场景下节点边际电 价、机组中标电量情况如表 8 所示。
通过表 8 可知，在环网阻塞时，节点边际电 价能够体现系统输电容量的供需关系（阻塞成 本），但可能存在节点结算价格高于机组报价、 使机组获得超额利润的情况，如场景 1 中的 G2 和场景 2 中的 G1 机组发电的短期边际成本分别为 220 和 200 元/（MW·h），而对应的 S2 和 S1 节点 的电价高达 290.4 和 318.9 元/（MW·h），且场景 2 中 S1 的节点电价高于系统中任一中标机组的报价。
可以看出，在环网阻塞的情况下，节点电价 能为市场提供明确的位置信号，但在实现收入分 配作用的补偿原则方面，可能存在不合理偏离机 组报价的情况。
2.2.2节点边际电价与分区输电定价的协同作用分析
通过 2.2.1 节的实例分析可知，在实现公用事 业定价的功能方面，电能量市场的节点边际电价 机制提供的位置信号适用于辐射网阻塞的情况， 但在无阻塞或环网阻塞的输电系统中，仅应用节 点边际电价机制可能不足以保障电价作为公用事 业定价功能的有效发挥，需要输电价格机制的配 合或通过电源、电网投资的方式予以解决。
（1）无阻塞系统。在无阻塞系统中，节点边 际电价偏离机组报价的主要原因在于边际机组发 电的短期边际成本高于其他中标机组的发电成 本，其差额部分可表示为
当输电系统无阻塞时，如仅应用节点边际电 价作为提供位置信号的电价机制，则难以实现 “谁使用，谁付费”的成本分摊原则，无法促进 发电成本的合理补偿，使得电价难以实现其作为 公用事业价格的功能。
图 3 代表中国某沿海省份电网，G1 代表内陆 地区燃煤电厂， G2 和 G3 代表沿海地区燃煤电 厂，负荷中心位于内陆地区，为便于分析，假设 G1、G2 和 G3 发电效率相同。由于燃料的海运成 本低于陆运成本，G2 和 G3 发电的短期边际成本 低于 G1。在原有的标杆上网电价体系和计划调度 体制下，发电厂的上网电价和发电利用小时数由 政府核定，能够保证电厂投资运行成本的合理回 收。但在未来的现货市场环境下，假设在无阻塞 系统中仅采用节点边际电价作为提供位置信号的 电价机制时，可能出现以下 2 种情况。
造成以上问题的原因在于，沿海电厂通过输 电线路将电能传输到负荷中心，获取了超额发电 利润，但并未支付相应的输电成本，而内陆电厂 支付了输煤成本，使沿海地区电厂供电的“私人 成本”低于“社会成本”，在造成现货市场竞争 不公平的同时推高了电力现货市场价格。此时， 仅在电力现货市场中采用节点边际电价机制将难 以实现电价的公共事业功能，应引入由用户和电 厂共同付费的、提供位置信号的输电定价机制。
通过分析可知，电力现货市场价格和输电价 格的协同作用关系主要体现在促进供电成本分摊 的公平性上。对于已投运的电厂来说，其能够在 电力市场中发电获益得益于发电燃料和输电线路 的使用，其中燃料成本（含燃料自身成本和运输 成本）已在购买时支付，而输电线路的使用费应 在电价中得以体现。从图 3 的例子来看，负荷高 峰时段系统边际电价中同时包含了内陆机组的发 电燃料成本和输煤成本，用以弥补市场中各机组 的燃料及运输成本。若沿海机组不支付相应的输 电成本，则会造成沿海机组供电“私人成本”和“社会成本”的分离，使得沿海地区电厂额外获 得相当于内陆电厂燃料运输成本的发电利润，影 响市场竞争公平，降低市场竞争效率。此时，由 用户和电厂共同付费的、提供位置信号的输电定 价机制能够和节点电价机制协同作用，使沿海机 组支付相应的输电成本，从而实现供电成本的公 平分摊，发挥电价作为公用事业价格的功能。
（2）环网阻塞系统。在环网阻塞系统中，节 点边际电价同样存在不合理偏离机组报价的可 能，但其原因与无阻塞电网有所不同。如 2.2.1 节 （3）中的实例，场景 1 中的 S2 与场景 2 中 S1 的 节点电价均高于 G2 和 G1 的报价，其中场景 2 中 S1 的节点电价甚至超过了该时段中标机组的最高 报价 300 元/（MW·h）。通过分析可知，其原因 与机组报价和输电线路参数等因素密切相关。
根据 1.2.1 节的描述的节点边际电价的定义， 在计算节点边际电价时，需要考虑输电系统的运 行约束，因此节点边际电价（不计网损）将受到 系统网络约束、各机组的报价和剩余可用发电容 量的影响，可表示为
通过以上分析可知，环网阻塞造成节点电价 不合理偏离机组报价的原因之一，是为了保障系 统安全运行，即为满足系统新增负荷进行的机组 出力调整产生的，与输电成本分摊不存在明显的 关联关系，因而需要通过未来的电源投资和电网 投资予以解决。
综上，为实现电价作为公用事业定价的功 能，提供位置信号的电力现货市场定价机制与输 电定价机制的协同关系如表 9 所示。
3 实例分析
3.1 算例基础
本文结合中国某省 A 的电源、电网结构及负 荷分布情况模拟设计了 30 节点输电系统进行输电 价格测算和电力现货市场仿真，仿真系统的电网 拓扑结构、电源分布情况如图 4 所示。
其中，该省存在明显的资源富集区电源中 心、负荷中心以及远距离输电工程，节点 1、2、 10 和 15 处在资源富集区，存在低价水电机组； 节点 17、20、23 和 26 靠近负荷中心地区，存在 火电机组。水电发电存在峰枯两季，丰季所有水 电机组均可发电，枯季仅可调节性水电机组能够 发电。
参与省 A 电力现货市场的发电机组均按照其 发电短期边际成本采取分段报价，在现货市场运 行的各机组各段报价不进行修改，各机组的发电 出力极限以及各段发电报价如表 10 所示。
其中，市场仿真系统中的水电机组采取两段报价，火电机组采取 4 段报价，G1、G2 为径流式 水电机组，作为价格接受者；G3 和 G4 为可调节 机组，丰期和枯期均按照发电的短期边际成本报 价。省 A 电力用户的典型日负荷曲线如图 5 所示。
3.2 仿真结果分析
通过 GAMS 进行现货市场仿真计算，省 A 在 丰、枯季典型负荷日各节点边际电价如图 6 所示。
从 图 6 可以看出，在丰水期的负荷低谷时 段，由于系统无阻塞，水电机组的发电出力能够 完全满足全系统的负荷需求，市场出清价格接近 水电机组发电的短期边际成本；在负荷高峰时 段，由于资源富集区送出工程发生阻塞，负荷中 心地区的火电机组被调用，使得负荷中心地区的 节点边际电价接近火电机组发电的短期边际成 本，由于阻塞的存在，资源富集区的节点边际电 价始终保持在低水平。此时，节点边际电价既为 电网用户提供了明确的价格信号，又实现了收入 分配功能的补偿原则，发挥了电价作为公用事业价格的功能，无需分区输电价格机制的配合。
系统枯水期的径流式水电机组难以发电，为 满足系统负荷需求，需要长时间调用火电机组。 此时，由于资源富集区送出工程不再阻塞，市场 出清价格为系统边际电价，低价水电机组将获得 相当于系统边际电价与发电短期边际成本差的超 额利润。各机组的平均度电利润如表 11所示。
可以看出，在系统枯水期，节点边际电价提 供的位置信号不充分，既难以促进输电成本的公 平分摊，也无法实现收入分配的补偿原则，需要 分区输电定价机制进行配合。为此，本文 以 DCLFICRP 模型为例，按照枯水期系统高峰时段 的潮流分布情况测算发电侧分区输电价格，为便 于分析，简化分区过程，将每个节点作为一个输 电价区，各机组所在节点的输电价格如表 12 所示。
在发电侧实施分区输电价格前后，各机组实 际的度电发电利润情况如图 7 所示。
从图 7 可知，在实施分区输电价格机制后， 资源富集区水电的实际度电利润有了较为明显的 下降，使各机组实际获得的度电发电收入与发电的短期边际成本更为接近，有助于实现收入分配 功能的补偿原则。同时，分区输电价格为电网用 户，特别是电源中心电厂提供了与输电网使用程 度相关的、更为明确的价格信号，促进了输电成 本的公平分摊，进一步证明了节点边际电价机制 和分区输电价格机制配合提供的位置信号在算例 系统枯水期的有效性。
4 结论
电力现货市场环境下的电价体系设计与定价 机制选择是促进中国电力市场化改革平稳过渡， 保障电力市场有效运行的重要问题。本文结合中 国某省电网的实际情况对分析结果进行验证，得 出以下结论。
（1）电力现货市场价格和输电价格均可为电 网用户提供明确的位置信号。其中，电力现货市 场中的节点边际电价（LMP）和分区边际电价 （ZMP）通过阻塞价格分量提供位置信号，体现 了特定交易时段线路输电容量的价值；输电价格 中的接入价及共用网络输电价提供的位置信号可 体现电网用户对输电网的使用程度。
（2）电力现货市场价格和共用网络输电价格 提供的位置信号相互协同配合的目的，在于实现 电价作为公用事业定价的需求控制与消费者配给 功能以及收入分配功能的补偿原则，即在体现输 电容量市场价值的同时，促进输电网投资及运维 成本的公平分摊，保障公用事业服务成本的合理 回收，避免获得超过合理回报率的利润。
（3）在无阻塞电网中，节点边际电价提供的 位置信号不充分，其原因在于没有体现输电成本 的公平分摊，需要采取分区输电定价机制予以配 合；在辐射网阻塞时，节点边际电价提供的位置 信号能够有效实现电价作为公用事业价格的功 能，无需分区输电定价的配合；在环网阻塞时， 节点边际电价提供的位置信号不能充分实现电价 作为公用事业定价的作用，产生这一现象的原因 之一是为满足系统运行约束，造成的机组出力调 整产生的，需要通过未来的源网投资予以解决。
（4）中国在开展电力现货市场试点工作时，应 充分重视电能量市场定价机制和输电定价机制的协 同作用关系，因地制宜选择合理的电价机制，促进输电成本的公平分摊以及电力市场运行的公平、有 效，确保市场化改革工作的平稳过渡和健康发展。
（5）本文研究的局限性在于：未进一步量化 分析阻塞时长和节点电价价差对节点电价位置信 号强度的影响；未计及市场力对电厂报价行为的 影响，将作为未来研究完善的重点。
参考文献：
