一文读懂电力现货市场三大电价模型之一：分区电价

在电力现货市场中，电价模型是电力交易和电网运行的核心机制之一。其中，分区电价（ZonalPricing）是一种广泛应用的定价方式，尤其在欧洲等区域性电力市场中占据重要地位。 本文将从定义、运作机制、计算方式、优缺点以及实际应用等方面，深入解析这一模型。 一、什么是分区电价（ZonalPricing）？ 分区电价是指将电力市场划分为若干地理区域（Zone），在同一区域内采用统一电价，不同区域之间允许电价差异的定价模型。其核心思想是： ●简化输电约束管理：通过区域划分，将复杂的输电网络抽象为有限的区域边界，减少市场计算的复杂度。 ●反映局部供需与阻塞成本：当区域间输电线路出现拥堵时，不同区域的电价会因供需不平衡或输电限制而产生差异。 二、分区电价的核心要素 1区域划分区域通常基于电网结构（如输电容量、负荷中心）、地理边界或行政边界划分。 例如：北欧电力市场划分为挪威、瑞典、丹麦等多个价格区；中国部分试点省份也在探索跨省区划分。 2统一区域电价区域内所有节点的电价相同，忽略区域内局部输电约束，电价由区域内发电成本、负荷需求和跨区输电容量共同决定。 3跨区输电容量（TransmissionCapacity）区域间输电线路的容量限制是电价差异的主要驱动因素。当区域间输电容量不足时，高需求区域的电价上涨，低需求区域的电价下降。 三、分区电价的运作机制 1市场合清流程 Step1：各区域独立提交发电报价和负荷需求。 Step2：市场运营商根据区域间可用输电容量（ATC），进行跨区联合优化，计算各区域的最优发电组合。 Step3：确定每个区域的统一边际电价（基于区域内最后一台满足需求的机组成本）。 Step4：当区域间输电容量不足时，高电价区域需支付阻塞费用，低电价区域可能获得补偿。 2电价差异的产生 ●输电容量不足：若区域A向区域B输电受限，区域B因供不应求电价上升，区域A因供过于求电价下降。 ●可再生能源波动：风光资源丰富的区域在出力高峰时可能因外送受限导致本地电价暴跌（甚至负电价）。 四、分区电价的计算方法1数学模型：目标函数与约束条件分区电价的计算通常基于经济调度模型，目标是最小化全系统的发电成本，同时满足供需平衡和输电容量约束。 ●目标函数：min∑z=1Z∑g=1GzCg,z⋅Pg,z其中，Z为区域数量；Gz为区域z的发电机组数量；Cg,z为机组g在区域z的报价（元/MWh）；Pg,z为机组g在区域z的出力（MW）。 ●约束条件：区域供需平衡：∑g=1GzPg,z+∑k≠zFk→z=Dz(∀z)其中，Dz为区域z的负荷需求（MW）；Fk→z为从区域k输送到区域z的电力（MW）。区域间输电容量限制：Fz→k≤Tz→kmax(∀z,k)其中，Tz→kmax为区域z到k的最大输电容量（MW）。机组出力上下限**：Pg,zmin≤Pg,z≤Pg,zmax计算步骤 Step1：输入数据，包括各区域的负荷需求Dz、机组报价Cg,z及出力限值、区域间输电容量Tz→kmax。 Step2：构建优化模型，将目标函数与约束条件输入优化求解器（如CPLEX、Gurobi），求解全系统成本最小化的发电组合Pg,z和区域间输电流量Fz→k。 Step3：确定区域边际电价（ZonalMarginalPrice,ZMP）。若区域内部无输电约束，ZMP等于区域内最后一台满足需求的机组成本；若区域间输电容量受限，ZMP需考虑跨区输电的机会成本（即阻塞成本）。 公式为：λz=∂Dz∂总成本即，区域z的电价是该区域负荷增加1MW时，全系统总成本的增量。2示例：两区域模型假设存在区域A和B，数据如下：区域机组报价（元/MWh）最大出力（MW）负荷需求（MW）A燃煤机组：300500700燃气机组：500300B水电机组：200600400输电容量：A→B最大100MW，B→A最大50MW。 3计算过程： ●无输电约束时：区域A优先调用燃煤机组（300元/MWh）发电500MW，剩余需求200MW由燃气机组（500元/MWh）满足；区域B由水电机组（200元/MWh）发电400MW。电价：区域A为500元/MWh，区域B为200元/MWh。 ●输电容量受限时（A→B仅100MW）：区域A总需求700MW，自身发电800MW（燃煤500+燃气300），可向B输送100MW；区域B需求400MW，自身发电300MW（水电），需从A输入100MW。 电价：区域A的边际机组仍为燃气（500元/MWh）；区域B的边际成本取决于输电机会成本，若A的电价（500）高于B本地机组（200），则B的电价为500元/MWh（需支付A→B的阻塞成本）。 4关键公式与概念●阻塞成本（CongestionCost）：阻塞成本=(λ进口区域−λ出口区域)×Fz→k。即当输电容量不足时，区域电价可能由外部区域的边际机组决定。 5实际应用中的复杂性 ●多区域联合优化：需处理数十甚至数百个区域间的输电约束，计算复杂度高（欧洲市场采用Euphemia等专用算法）。 ●动态调整：可再生能源出力波动时，需实时更新区域划分或输电容量限制。 ●金融输电权（FTR）：为对冲阻塞风险，市场参与者可购买输电权合约。 五、分区电价的优缺点 1优点 ●简化复杂性：相比节点电价（NodalPricing），计算和管理更简单。 ●促进区域协作：鼓励跨区电力交易，优化资源配置。●降低市场壁垒：适合跨国或跨省电力市场整合。 2缺点 ●忽略局部阻塞：区域内局部输电问题可能导致市场效率损失。 ●价格信号不精确：无法反映节点级供需差异，可能抑制投资精准性。 ●依赖输电容量分配：人为划分区域可能引发争议（如利益分配不均）。 六、实际应用案例1欧洲电力市场（NordPool等）北欧、西欧多国采用分区电价，跨国输电容量有限时电价差异显著。例如：挪威水电过剩时电价低于德国，但输电容量不足时德国电价飙升。2中国跨省区现货试点广东、山西等省份探索“省内分区”或“跨省联动”，平衡区域间新能源消纳与火电出力。3美国PJM市场的部分实践虽然以节点电价为主，但在特定场景下（如大范围负荷区）采用类分区逻辑。 七、挑战与未来发展1区域划分的争议 ●如何科学划定区域边界（避免人为扭曲市场）？ ●动态调整区域（如随电网扩建）是否可行？2与新能源的兼容性高比例风光并网加剧区域间波动，需结合灵活性资源（储能、需求响应）优化分区电价。3向节点电价的过渡随着数字化技术进步， 部分市场（如欧洲）开始探索“混合模型”，在分区框架下引入局部节点电价。 八、总结 分区电价是平衡市场复杂性与运行效率的折中方案，适合输电容量有限但需区域协同的场景。 尽管存在价格信号粗糙等问题，但其在跨国电力市场整合、降低交易成本方面具有不可替代的优势。 未来，随着电网升级和算法进步，分区电价可能进一步融合精细化定价工具，成为电力市场转型的关键桥梁。 欢迎大家加入社群深入沟通学习