电力现货市场出清电价怎么算？

传统电力系统中，发电计划由调度机构基于长期预测统一安排，电价相对固定。随着新能源大规模接入、用电需求的动态变化，这种“计划为主”的模式难以应对超短期的供需波动。

电力现货市场的核心使命，就是在实时或接近实时的时间尺度上，通过市场化手段解决“电什么时候发、发多少、以什么价格交易”的问题。本质是通过集中优化或分散交易，在满足电网安全约束的前提下，找到一组让发电成本最低(或社会福利最大)的机组出力组合与用电分配方案，并确定对应的分时价格。

现货市场的“出清模式”

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集中出清（统一出清）

目前，国内电力现货市场主要采用模式，部分区域结合实际情况保留分散出清(双边/增量出清)作为补充。两者的核心区别在于：谁来组织交易?如何匹配供需?价格如何形成?

（一）集中出清模式：全网统一优化，边际定价主导

申报-排序-优化-出清-结算

这是当前国内现货市场的主流模式(如山西、广东、山东等试点省份)，其流程可概括为“”五步：

市场成员申报：

发电企业按机组申报未来各时段的“价格-电量”曲线(例如：0-100MW按200元/MWh，100-200MW按300元/MWh);

用电侧(售电公司或大用户)申报“价格-电量”需求曲线(例如：愿意以500元/MWh购买100MW，以400元/MWh购买200MW)。

供需曲线排序：

交易中心将发电报价从低到高排序(形成“供给曲线”，便宜机组优先)，用电报价从高到低排序(形成“需求曲线”，高价用户优先)。

例如某时段供给曲线为：风电(200元/MWh，100MW)→煤电A(300元/MWh，150MW)→煤电B(400元/MWh，100MW)→气电(500元/MWh，50MW);需求曲线为总负荷300MW(用户最高愿付500元/MWh)。

安全约束优化出清：

电力调度机构通过安全约束机组组合(SCUC)和安全约束经济调度(SCED)算法，在考虑电网物理约束(如线路容量、节点电压)和机组特性(如最小启停时间、爬坡速率)的前提下，计算满足总负荷300MW的最优机组组合。例如：优先调用风电(100MW@200元)、煤电A(150MW@300元)，再调用煤电B的50MW(400元/MWh)，此时总出力=100+150+50=300MW，刚好满足需求。

边际定价确定出清价：

最后一笔满足需求的机组(边际机组)的报价，决定了该时段的统一市场出清价(MCP)。在上述例子中，最后一单位50MW由煤电B提供，其报价为400元/MWh，因此该时段所有中标机组(风电、煤电A、煤电B)均按400元/MWh结算，所有用户(无论申报价高低)也按400元/MWh支付电费。

边际成本定价

为什么用边际机组定价?这是理论的应用：只有让最后一单位电量的生产成本(即边际机组的报价)等于用户支付的电价，才能实现社会总成本最小化(避免让高价机组多发电，或低价机组少发电)。

结算规则：

发电侧：中标机组按统一出清价结算(如风电200元报价但按400元结算，获得“生产者剩余”);

用电侧：按统一出清价支付(如用户申报价500元但按400元结算，降低用电成本)。

若存在节点电价(LMP)(因输电阻塞导致不同区域电价不同)，则发电与用电分别按所在节点的边际价格结算(后续详述)。

（二）分散出清模式：双边协商为主，增量优化为辅

部分市场(如英国早期日前市场)采用分散出清，其特点是：

买卖双方通过场外协商或独立交易所申报电量与价格，市场组织者仅对申报到平台的电量进行增量优化(不涉及全网统一协调);

电网企业负责提供阻塞管理与辅助服务，价格由双方议价或交易所规则决定;

结算通常基于双方申报价或交易所撮合价，而非统一边际价格。

出清电价的计算

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电力现货市场的出清电价，是由满足最后一单位用电需求的发电机组的报价来决定的，并且所有中标的发电和用电方都按这个统一价格结算。

计算方式因市场模式与电网条件的不同而有所差异，主要分为三类：

（一）系统边际电价（SMP）：最基础的统一价格

最后一笔满足总需求的边际机组的报价，作为全市场的统一结算价格。

在无输电阻塞(即电网传输能力充足，任意区域电能可自由流动)的情况下，现货市场通常采用系统边际电价(SMP)，即

举例：某时段总需求300MW，边际机组(如煤电B)报价400元/MWh，则所有中标发电(风电、煤电A、煤电B)均按400元/MWh结算，所有用户也按400元/MWh支付。这种模式简单直观，但无法反映电能的时空差异。

（二）节点边际电价（LMP）：反映时空价值的精准定价

不同节点（或区域）的电能边际成本可能不同，此时需采用节点边际电价（LMP）

当电网存在输电阻塞(如某条线路传输容量不足，导致A区域电能无法送往B区域)时，。

LMP包含两部分：

电能分量：

该节点最后一单位电量的发电边际成本(类似SMP);

阻塞分量：

因输电阻塞导致的额外成本(例如A区域电能需绕道高价线路送往B区域，推高B区域电价)。

举例：假设某区域电网分为A、B两个节点，A节点有廉价风电(报价200元/MWh)，B节点依赖高价煤电(报价500元/MWh)。若A→B的输电线路容量仅允许传输100MW，而B节点需求为200MW，则：

A节点电价=风电报价200元/MWh(本地电能充足);

B节点电价=煤电报价500元/MWh + 阻塞溢价(因需从更远区域调电)= 可能为600元/MWh。

我国部分现货试点(如浙江、广东)已采用LMP，通过节点电价精准引导发电资源向高需求区域流动，同时激励电网投资扩容。

（三）分区边际电价：简化版的节点定价

当电网阻塞呈现明显的“断面特征”(如某条关键线路限制了多个相邻节点的电能交换)时，可将市场划分为若干个“价区”，每个价区内采用统一的分区边际电价(即该分区内边际机组的报价)。

安全校核、辅助服务与市场衔接

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现货市场的出清并非简单的“价高者得”或“边际定价”，还需嵌入多重约束与配套机制：

（一）安全校核：出清结果的“安全阀”

所有出清计划必须通过静态安全校核(验证潮流不越限、N-1故障下系统稳定)与动态校核(如机组爬坡能力、备用容量充足性)。若某时段出清结果导致某线路过载，则需调整机组出力分配或启动阻塞管理(如征收阻塞费用)。

（二）辅助服务协同：保障系统灵活性

现货市场需与调频、备用等辅助服务市场紧密衔接(部分区域已实现联合出清)。例如，实时市场出清时不仅要满足能量平衡，还要预留足够的备用容量(如旋转备用)，以确保突发故障时系统能快速响应。

（三）中长期与现货衔接：偏差电量按现货价结算

用户与发电企业签订的中长期合同(如年度、月度合约)通常约定“分时电量与分时价格”，但实际用电/发电可能与合同存在偏差(如用户实际用电量比合同多100MW)。这部分偏差电量需通过现货市场购买/出售，并按实时或日前出清价格结算，这也是为什么市场主体需要密切关注现货电价波动。