傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，發(fā)電計劃由調(diào)度機構(gòu)基于長期預測統(tǒng)一安排，電價相對固定。隨著新能源大規(guī)模接入、用電需求的動態(tài)變化，這種“計劃為主”的模式難以應對超短期的供需波動。

電力現(xiàn)貨市場的核心使命，就是在實時或接近實時的時間尺度上，通過市場化手段解決“電什么時候發(fā)、發(fā)多少、以什么價格交易”的問題。本質(zhì)是通過集中優(yōu)化或分散交易，在滿足電網(wǎng)安全約束的前提下，找到一組讓發(fā)電成本最低(或社會福利最大)的機組出力組合與用電分配方案，并確定對應的分時價格。

現(xiàn)貨市場的“出清模式”

PART

集中出清（統(tǒng)一出清）

目前，國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場主要采用模式，部分區(qū)域結(jié)合實際情況保留分散出清(雙邊/增量出清)作為補充。兩者的核心區(qū)別在于：誰來組織交易?如何匹配供需?價格如何形成?

（一）集中出清模式：全網(wǎng)統(tǒng)一優(yōu)化，邊際定價主導

申報-排序-優(yōu)化-出清-結(jié)算

這是當前國內(nèi)現(xiàn)貨市場的主流模式(如山西、廣東、山東等試點省份)，其流程可概括為“”五步：

市場成員申報：

發(fā)電企業(yè)按機組申報未來各時段的“價格-電量”曲線(例如：0-100MW按200元/MWh，100-200MW按300元/MWh);

用電側(cè)(售電公司或大用戶)申報“價格-電量”需求曲線(例如：愿意以500元/MWh購買100MW，以400元/MWh購買200MW)。

供需曲線排序：

交易中心將發(fā)電報價從低到高排序(形成“供給曲線”，便宜機組優(yōu)先)，用電報價從高到低排序(形成“需求曲線”，高價用戶優(yōu)先)。

例如某時段供給曲線為：風電(200元/MWh，100MW)→煤電A(300元/MWh，150MW)→煤電B(400元/MWh，100MW)→氣電(500元/MWh，50MW);需求曲線為總負荷300MW(用戶最高愿付500元/MWh)。

安全約束優(yōu)化出清：

電力調(diào)度機構(gòu)通過安全約束機組組合(SCUC)和安全約束經(jīng)濟調(diào)度(SCED)算法，在考慮電網(wǎng)物理約束(如線路容量、節(jié)點電壓)和機組特性(如最小啟停時間、爬坡速率)的前提下，計算滿足總負荷300MW的最優(yōu)機組組合。例如：優(yōu)先調(diào)用風電(100MW@200元)、煤電A(150MW@300元)，再調(diào)用煤電B的50MW(400元/MWh)，此時總出力=100+150+50=300MW，剛好滿足需求。

邊際定價確定出清價：

最后一筆滿足需求的機組(邊際機組)的報價，決定了該時段的統(tǒng)一市場出清價(MCP)。在上述例子中，最后一單位50MW由煤電B提供，其報價為400元/MWh，因此該時段所有中標機組(風電、煤電A、煤電B)均按400元/MWh結(jié)算，所有用戶(無論申報價高低)也按400元/MWh支付電費。

邊際成本定價

為什么用邊際機組定價?這是理論的應用：只有讓最后一單位電量的生產(chǎn)成本(即邊際機組的報價)等于用戶支付的電價，才能實現(xiàn)社會總成本最小化(避免讓高價機組多發(fā)電，或低價機組少發(fā)電)。

結(jié)算規(guī)則：

發(fā)電側(cè)：中標機組按統(tǒng)一出清價結(jié)算(如風電200元報價但按400元結(jié)算，獲得“生產(chǎn)者剩余”);

用電側(cè)：按統(tǒng)一出清價支付(如用戶申報價500元但按400元結(jié)算，降低用電成本)。

若存在節(jié)點電價(LMP)(因輸電阻塞導致不同區(qū)域電價不同)，則發(fā)電與用電分別按所在節(jié)點的邊際價格結(jié)算(后續(xù)詳述)。

（二）分散出清模式：雙邊協(xié)商為主，增量優(yōu)化為輔

部分市場(如英國早期日前市場)采用分散出清，其特點是：

買賣雙方通過場外協(xié)商或獨立交易所申報電量與價格，市場組織者僅對申報到平臺的電量進行增量優(yōu)化(不涉及全網(wǎng)統(tǒng)一協(xié)調(diào));

電網(wǎng)企業(yè)負責提供阻塞管理與輔助服務，價格由雙方議價或交易所規(guī)則決定;

結(jié)算通?；陔p方申報價或交易所撮合價，而非統(tǒng)一邊際價格。

出清電價的計算

PART

電力現(xiàn)貨市場的出清電價，是由滿足最后一單位用電需求的發(fā)電機組的報價來決定的，并且所有中標的發(fā)電和用電方都按這個統(tǒng)一價格結(jié)算。

計算方式因市場模式與電網(wǎng)條件的不同而有所差異，主要分為三類：

（一）系統(tǒng)邊際電價（SMP）：最基礎的統(tǒng)一價格

最后一筆滿足總需求的邊際機組的報價，作為全市場的統(tǒng)一結(jié)算價格。

在無輸電阻塞(即電網(wǎng)傳輸能力充足，任意區(qū)域電能可自由流動)的情況下，現(xiàn)貨市場通常采用系統(tǒng)邊際電價(SMP)，即

舉例：某時段總需求300MW，邊際機組(如煤電B)報價400元/MWh，則所有中標發(fā)電(風電、煤電A、煤電B)均按400元/MWh結(jié)算，所有用戶也按400元/MWh支付。這種模式簡單直觀，但無法反映電能的時空差異。

（二）節(jié)點邊際電價（LMP）：反映時空價值的精準定價

不同節(jié)點（或區(qū)域）的電能邊際成本可能不同，此時需采用節(jié)點邊際電價（LMP）

當電網(wǎng)存在輸電阻塞(如某條線路傳輸容量不足，導致A區(qū)域電能無法送往B區(qū)域)時，。

LMP包含兩部分：

電能分量：

該節(jié)點最后一單位電量的發(fā)電邊際成本(類似SMP);

阻塞分量：

因輸電阻塞導致的額外成本(例如A區(qū)域電能需繞道高價線路送往B區(qū)域，推高B區(qū)域電價)。

舉例：假設某區(qū)域電網(wǎng)分為A、B兩個節(jié)點，A節(jié)點有廉價風電(報價200元/MWh)，B節(jié)點依賴高價煤電(報價500元/MWh)。若A→B的輸電線路容量僅允許傳輸100MW，而B節(jié)點需求為200MW，則：

A節(jié)點電價=風電報價200元/MWh(本地電能充足);

B節(jié)點電價=煤電報價500元/MWh + 阻塞溢價(因需從更遠區(qū)域調(diào)電)= 可能為600元/MWh。

我國部分現(xiàn)貨試點(如浙江、廣東)已采用LMP，通過節(jié)點電價精準引導發(fā)電資源向高需求區(qū)域流動，同時激勵電網(wǎng)投資擴容。

（三）分區(qū)邊際電價：簡化版的節(jié)點定價

當電網(wǎng)阻塞呈現(xiàn)明顯的“斷面特征”(如某條關鍵線路限制了多個相鄰節(jié)點的電能交換)時，可將市場劃分為若干個“價區(qū)”，每個價區(qū)內(nèi)采用統(tǒng)一的分區(qū)邊際電價(即該分區(qū)內(nèi)邊際機組的報價)。

安全校核、輔助服務與市場銜接

PART

現(xiàn)貨市場的出清并非簡單的“價高者得”或“邊際定價”，還需嵌入多重約束與配套機制：

（一）安全校核：出清結(jié)果的“安全閥”

所有出清計劃必須通過靜態(tài)安全校核(驗證潮流不越限、N-1故障下系統(tǒng)穩(wěn)定)與動態(tài)校核(如機組爬坡能力、備用容量充足性)。若某時段出清結(jié)果導致某線路過載，則需調(diào)整機組出力分配或啟動阻塞管理(如征收阻塞費用)。

（二）輔助服務協(xié)同：保障系統(tǒng)靈活性

現(xiàn)貨市場需與調(diào)頻、備用等輔助服務市場緊密銜接(部分區(qū)域已實現(xiàn)聯(lián)合出清)。例如，實時市場出清時不僅要滿足能量平衡，還要預留足夠的備用容量(如旋轉(zhuǎn)備用)，以確保突發(fā)故障時系統(tǒng)能快速響應。

（三）中長期與現(xiàn)貨銜接：偏差電量按現(xiàn)貨價結(jié)算

用戶與發(fā)電企業(yè)簽訂的中長期合同(如年度、月度合約)通常約定“分時電量與分時價格”，但實際用電/發(fā)電可能與合同存在偏差(如用戶實際用電量比合同多100MW)。這部分偏差電量需通過現(xiàn)貨市場購買/出售，并按實時或日前出清價格結(jié)算，這也是為什么市場主體需要密切關注現(xiàn)貨電價波動。