• 分区与节点定价市场模型对比 [page::0][page::5][page::7]

- 德国现由单一大区统一定价，忽视内部输电约束导致再调度成本升高，2023年该成本达31亿欧元。
- BZR数据集包含德国及邻国电网1670节点，采用DCOPF线性模型模拟电力流与市场清算。
- 考虑不同分区（1至4区）及节点定价的市场配置，评估其发电、再调度成本及价格表现。

• 主要数据及实验设计概述 [page::17][page::20]

- 使用2009年8周数据，涵盖多种发电机类型及运行约束，假设需求弹性为零。
- Redispatch计算包括成本最小化（RD-Min-Cost）、补偿最小化（RD-Min-Comp）、体积最小化（RD-Min-Vol）三种方法。

• 成本比较 [page::21][page::46]

|成本类型 | National | 2 Zones(k) | 2 Zones(s) | 3 Zones | 4 Zones | Nodal |
|--------------|----------|------------|------------|---------|---------|----------|
|发电成本(kEUR) | 33,507 | 33,703 | 33,697 | 33,579 | 33,717 | 36,151 |
|再调度成本(kEUR)| 5,491 | 5,195 | 5,238 | 5,438 | 5,265 | 0 |
|总成本(kEUR) | 38,998 | 38,898 | 38,935 | 39,017 | 38,982 | 36,151 |
- 节点定价发电成本比分区高约7.88%，但总成本最低，因避免昂贵再调度。
- 不同分区方案间成本差异不显著，表明简单区域划分优化效果有限。

• 价格层级与分布 [page::22][page::23][page::25][page::26]

- 平均价格方面，CH定价规则趋于低价且波动小，IP和Join规则价格稍高。
- 分区内价格差异小，跨区输电容量高，导致价格趋同。若限制跨区流动，价格差异可达30欧元/MWh以上。

- 节点定价产生更多价格异常波动，局部最高价格远超分区定价，反映输电瓶颈。

• 价格波动的原因分析 [page::26][page::27]

- 时变供需是价格波动的主要驱动力，高于拥堵驱动的波动。
- 分区增多对拥堵引起的价格波动影响有限，部分拥堵仍发生于分区内部，导致高再调度成本。

• 量化因子/策略（价格规则）分析 [page::13][page::14][page::15][page::28]

- IP (Integer Programming) 定价：固定承诺状态，准确反映拥堵信号，保证局部无机会成本 (LLOC=0)，但MWP高。
- CH (Convex Hull) 定价：最小化全局机会成本 (GLOC)，价格稳定较低，但拥堵信号不准确，MWP较高。
- Join 定价：权衡LLOC与MWP，实现拥堵信号质量好且侧支付低的平衡，MWP明显低于IP与CH。
- Euphemia算法（欧洲当前实施）：避免支付MWPs，但收益损失（约0.34%），迭代算法计算复杂，未来15分钟市场可能难以扩展。

• GLOCs, LLOCs, MWPs对比（单位：欧元） [page::28][page::32][page::33]

| 价格规则 | GLOCs (National) | LLOCs (National) | MWPs (National) |
|---------|-----------------|-----------------|-----------------|
| IP | 2,975,070 | 0 | 32,400 |
| CH | 124,236 | 11,388 | 8,691 |
| Join | 981,496 | 883 | 1,154 |
| Euphemia| 1,002,358 | — | 0 |
- Nodal配置对应的GLOC和MWP均显著高于分区定价，反映更复杂的市场参与激励。

• 代表日深度分析 [page::29][page::30][page::31]

- 三个代表日（2009年11月23日/3月10日/2月18日）显示，节点定价均带来生成成本提升，但总成本最优。
- Zonal模型中，跨区输电限制不紧导致价格均匀且忽略局部拥堵，缺乏准确稀缺信号。
- 节点定价的价格空间分布揭示了北部发电富裕，南部因输电瓶颈价格较高的趋势。

• 研究局限与政策建议 [page::6][page::32][page::34]

- 假设需求无弹性及模型不包含邻国完整交互限制。
- 再调度模型简化，真实操作中可能更复杂。
- 结果表明，BZR数据下分区方案效果差异小，而节点定价优于分区定价。
- 推荐考虑推广节点定价及改进价格机制（如Join定价），降低系统成本及提升拥堵价格信号准确性。

Zonal vs. Nodal Pricing: Comprehensive Analysis of Pricing Rules in the German Day-Ahead Market

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1. 元数据与概览 (引言与报告概览)

报告标题：
Zonal vs. Nodal Pricing: An Analysis of Different Pricing Rules in the German Day-Ahead Market

作者及机构：
Johannes Knörr, Martin Bichler, Teodora Dobos
Technical University of Munich, School of Computation, Information and Technology

发布时间：
不明确，报告内容基于2022-2024年间的数据与研究，日期应为2024年左右。

研究主题：
该报告聚焦于欧洲电力市场，尤其是德国的日前市场清算机制，比较大区价格（Zonal Pricing）和节点价格（Nodal Pricing）两种不同市场设计的成本、价格、拥堵管理和补偿机制的短期影响。

核心论点与目标信息：
目前欧洲电力市场主要采用大区价格，即同一区内统一价格。然而，能源转型导致电网拥堵加剧，重新调度成本迅速上升。欧盟委员会发起的“竞价区审查”（BZR）重新评估竞价区配置。报告借助BZR关于2025年的详实数据集，比较不同市场定价方法对德国电力市场的影响：

• 发现不同竞价区划分之间价格差异较小，拥堵位置不一定发生在跨区线路上；

- 节点价格规则带来了最低总成本，因为其避免了高昂的重新调度成本；

• 不同节点定价规则（IP、CH、Join）在补偿支付及拥堵信号质量方面存在权衡，也是当前欧盟非统一定价讨论的焦点；

- 尽管聚焦德国，结果对欧洲其他市场有广泛参考意义。

整体评级倾向支持从大区价格过渡到节点价格，以降低系统总成本并改进拥堵管理。[page::0,1,5,34]

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2. 逐节深度解读 (逐章精读与剖析)

2.1 背景介绍与市场设计比较（第1章）

• 欧盟与其他国家相比：

美国、阿根廷、智利等多采用节点价格，各个节点均定价；欧盟市场采用大区价格，假设区内无拥堵，跨区流量受限，价格为统一，全国性。

• 大区价格的问题：

忽视内部输电约束，可能引致不现实调度，需后期运营商重新调度（Redispatch）。近年来德国重新调度量大幅提升，2023年达34TWh，花费31亿欧元，令市场效率受损。[page::0,1]

• BZR的数据与研究背景：

BZR数据由ENTSO-E基于2025年及不同气候情境建立，高质量数据支撑竞价区优化，欧盟监管机构参照该数据建议德国竞价区分割方案（2至4个分区），为研究基线数据。[page::1]

2.2 拥堵管理挑战（第1.2节）

• 能源转型背景下，拥堵加剧：

可再生能源（VRE）如风能、太阳能发电不稳定且地理集中，促使输电网络局部拥堵，造成高额的重新调度及发电弃风弃光。

• 投资与经济效率问题：

新bery 等学者指出市场设计激励扭曲：投资可能过度集中于低需求网连接差的发电区，导致边际弃风率高于平均弃风率三倍以上。

• 未来展望与网扩影响：

即使极端网路扩容，2040年弃风弃光高达310TWh，重新调度成本成倍增长。提升市场设计及定价方式迫在眉睫。[page::2]

2.3 相关文献与现有研究综述（第1.3与1.4节）

• 多项研究基于私有数据对德国竞价区分割进行模拟，预测区域价格差异从5到15欧元/MWh不等，且对储能、电解槽等新技术的引入有假设。
• BZR数据较其他研究更齐全，并聚焦2025年近期情景，采用一套经过校验的单位承诺模型，具备较好代表性。
• 文献还涵盖竞价区划分方法，包括依据价格聚类（LMPs）进行区域划分，及混合整数非线性模型计算最优价格区。
• 关于节点定价模式，介绍了IP、CH定价规则，及新兴Join定价规则，其分别在支付补偿（Make-Whole Payments, MWPs）和拥堵信号质量上有所不同，是欧盟讨论非统一定价的理论基础。[page::3,4,5]

2.4 本研究的贡献与限制（第1.4与1.5节）

• 贡献：

首次基于BZR公开数据，详细对比德国不同竞价区配置（1-4区）与节点定价的影响。发现区域划分后的价格差异普遍较小（平均不足3.5欧元/MWh)，跨区线路在所测案例多未成为瓶颈，重新调度成本不会因进一步分割显著降低。

• 节点定价下发电成本略升但避免了重新调度，导致总体成本最低。各节点定价规则（IP，CH，Join）补偿机制和拥堵信号质量不同，Join定价在二者之间取得较好平衡。
• 限制：

分析中考虑80%线容量安全裕度，模拟简化的重新调度方式，未考虑真实调度复杂性如需综合考虑邻国交易、需求弹性、组合投标、长期投资激励、非日前市场及动态市场等因素。价格基于刚性需求，未涵盖需求响应诱导，数据基于2025目标，因时效性和假设不同结论可能异变。[page::5,6]

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3. 方法—模型与数据

3.1 市场清算模型（第2.1节）

• 模型基于电力市场的单位承诺（Unit Commitment）框架，覆盖买家（需求）与卖家（发电机），线路流以线性化的直流潮流（DCOPF）建模。
• 需求弹性简化为刚性需求，生成者有启动最低发电量、最短投运周期等约束，成本包括固定和边际成本。
• 两种清算模式：

- 节点清算（Nodal Clearing）： 全网络节点纳入计算，精细限制线路流和电压角差，准确反映拥堵；
- 区域清算（Zonal Clearing）： 节点聚合至区，仅考虑区间传输限制，简化模型，提高计算效率。

• 重新调度模型采用三种目标：最小化调整发电成本（RD-Min-Cost）、最小化补偿支付（RD-Min-Comp）、最小化调整电量（RD-Min-Vol）。需求视为不可调。

3.2 定价规则（第2.1.3-2.1.4节）

• 非凸性问题：二进制启停决策导致理论上不存在标准瓦尔拉斯均衡价格，市场运营商采用启发式价格机制。
• 主要定价规则：

- CH定价：基于成本凸包，最小化全球机会成本（GLOCs），导致相对低价和平滑的价格信号，但拥堵信号可能不准确，补偿较高。
- IP定价：固定机组状态，价格反映边际机组成本，拥堵信号准确，零局部机会成本（LLOCs），但往往导致高额补偿（MWPs）。
- Join定价：新兴折中算法，兼顾降低LLOCs和MWPs，拥堵信号质量好，补偿适中。
- Euphemia定价（欧洲现行）：排除悖论接受（Paradoxically Accepted Bids），但导致悖论拒绝，增加福利损失，保证无补偿支付，计算成本高。

3.3 BZR数据及实验设计

• 数据来源：ENTSO-E于2022年发布的BZR数据，包含德国及邻国电网结构、发电机及负荷特性，基于代表性气候年（1989、1995、2009）及2025年展望。
• 电网模型：包含1670节点、2407条线路；负载分布假设均匀比例分配；可再生能源发电按容量加权分配；发电机启停与成本参数结合文献估计。
• 实验设置：模拟2009年8周内每天逐小时市场清算，采用多种区域划分（国家单一、大区2~4区、节点清算）与定价规则。使用Gurobi求解，容许5%求解误差。价格统一以100欧元/MWh封顶以规避极端值。[page::7-20]

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4. 图表深度解读

4.1 表格2-3：平均成本比较

|规则|发电成本(kEUR)|Redispatch成本(kEUR)|总成本(kEUR)|
|-|-|-|-|
|National(单一区)|33,507|5,491|38,998|
|2 Zones (k-means)|33,703|5,195|38,898|
|2 Zones (spectral)|33,697|5,238|38,935|
|3 Zones|33,579|5,438|39,017|
|4 Zones|33,717|5,265|38,982|
|Nodal|36,151|0|36,151|

• 区划增加约束导致发电成本增加，但减少甚至消除重新调度成本，总成本看节点清算最低，节约约7.88%相较单一区划[Nodal vs. National]。
• 小区划调整的成本差异非常有限，说明细分区划对成本改善边际效应递减。
• BZR模拟Redispatch成本与近期实际数据量级一致，验证模型合理性。[page::21]

4.2 表格4-7：价格水平与分布

• 平均价格：IP、Join、Euphemia定价平均价格较接近，CH定价平均价格稍低且波动小。
• 价格波动（标准差）：CH明显低于其他规则，价格更稳定，但拥堵信号可信度较低。
• 各区平均价格（2-4区划）差异小，通常未超过3.5 EUR/MWh，远低于外部研究预估的10-15 EUR/MWh，反映跨区输电能力充足。
• 详见配图Figure 1，各区地理分布及对应颜色。
• 灵敏度实验证明，若限制跨区流量，区域价格差异会显著放大达30欧元/MWh，说明输电能力是价格均衡的关键因素。[page::22-23]

4.3 图2-6：节点价格细节分析

• 节点价格（Nodal）显著多样化，存在极端高价（部分小时最高未封顶可达62,000欧元/MWh，实际市场限价5,000欧元）。
• 平均价格地理映射显示北部多风电资源但价格相对偏低，南部（尤其阿尔卑斯区域）因水电低成本价格低，高价区域集中于北中部生物质等成本高地。
• 价格标准差的小时间和节点间分布揭示，供需时间变化远超过拥堵导致的价格变化，时序波动对价格变异影响更显著。
• Figure 5的拥堵驱动的标准差均值约12.68 EUR/MWh，Figure 6的时间驱动标准差均值达17.39 EUR/MWh。[page::24-27]

4.4 表格10-12：GLOCs、LLOCs及MWPs对比

• GLOC（全局机会成本）：CH价格最低，IP及Join更高，节点价格引发最高GLOCs。
• LLOC（局部机会成本）：IP为零（拥堵信号精准），CH最高，Join居中。
• MWPs（补偿支付）：Euphemia为零（因拒绝悖论接受），其他规则均需补偿，节点市场IP定价补偿最高。
• Join价格表现尤为均衡，实现低MWP与低LLOC，再加上稍微较高的GLOCs，显示权衡优势。
• 经济含义表明，实现有效拥堵信号常需支付相应补偿，联结拟议的政策讨论与市场可行性。[page::28-29]

4.5 表13-16及图7：典型日期案例分析

• 三天代表性日分别为：低价（11月23日）、中价（3月10日）和高价（2月18日）
• 生成成本和重新调度成本不总是正相关，反映复杂网络与气象系统交互。
• 分区方案差异有限，节点定价总成本最低。
• Euphemia多采用国家单一区域及无福利损失，节点价格提供更精细价格信号，反映拥堵与地理供需。
• 图7价格空间分布图显现，北部风电多但输送受限时南北价格出现梯度，表现节点价格敏感拥堵信息。[page::29-31,33]

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5. 估值分析

报告核心估值方法为成本最小化（福利最大化）下的发电调度与重调度成本综合。未应用传统市场估值工具如DCF，而是基于系统总成本比较（发电+重新调度）。

• 篇章多次强调节点定价虽然导致边际发电成本上升（约8%提升），但大幅减少或消除昂贵的Redispatch，综合视角下成本优化。
• 价格差异、拥堵信号质量与MWP的权衡暗示需在效率与市场支付负担间甄别应用合适机制，Join定价凸显政策潜力。
• 节点定价带来较高短期边际成本和价格波动，但提供更加有效的投资信号与需求响应激励（本研究未量化需后续拓展）[page::14-16,20-22,28-29,34]

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6. 风险因素评估

• 数据与模型限制：

假设需求刚性、80%安全裕度、简化重调度和未纳入邻国全网互动，可能低估跨境和需求响应对拥堵和价格的影响，测算结果保守。

• 市场行为复杂性缺失：

未建模组合投标、长期投资决策、前市场与实时市场，以及非线性及AC潮流限制，可能影响结果可靠性和推广范围。

• 算法计算复杂度：

Euphemia计算负载高，市场日益分时精细（15分钟/次）带来可扩展性挑战，节点定价和非统一定价规避该问题但带来MWP支付。

• 政策不确定性：

欧盟竞价区分割决策受政治和经济多元因素影响，报告仅纳入短期经济效率，未覆盖流动性、安全、过渡成本、投资激励等综合变量。[page::6,10-12,16,32-34]

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7. 批判性视角与细微差别

• 偏向节点定价的结论可能受限于BZR特定情景（2009气候年）及容量安全假设，未来更极端气候或负载场景可能演化不同结论。
• 重调度模型简化处理（假设所有机组可调度且重调度完全成本可衡量），实际中机组灵活性和规则异质性使成本估计存在不确定性。
• 区域划分方案坡度极低，反映目前区域划分在捕捉内部拥堵和价格细化上存在不足，但未深入分析改进方法，以致该结论有局限。
• 未充分讨论长期动态影响，如价格信号对投资行为的反馈，有待后续动态模拟完善。
• MWP估算虽清晰，但未涵盖其在不同市场结构下资金回收和参与者行为演化的复杂性。

总结来说，报告在严格基于数据和模型的框架下呈现详实对比分析，但对相关假设的敏感度和未来不确定性未广泛展开，留有进一步研究空间。[page::5,6,27,32]

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8. 结论性综合

本报告以德国电力市场为研究对象，基于全球最详实的BZR数据集，深入分析了大区和节点定价机制的经济性、价格信号和补偿机制。主要结论如下：

• 系统总成本与价格特点：

节点定价方案虽然提高了发电成本（约8%），但由于显著降低甚至消除重新调度成本，使得总费用最低、福利最高。大区定价（无论1到4区分割）总成本相近，且各分区间价格差异小，跨区输电能力保障价格均衡。

• 价格信号与拥堵管理：

节点价格在地理和时间上更具细化，反映局部输电限制和资源分布，为灵活电源、需求响应和投资指明方向。大区价格逊色，拥堵信号弱，且区域划分未能充分减少内部拥堵，导致高昂且必要的重新调度。

• 定价规则效能比较：

Convex Hull定价最小化全局机会成本但补偿支出较大；Integer Programming定价无局部机会成本、拥堵信号清晰但补偿最高；Join定价规则在信号质量和补偿支付间取得优良平衡。欧盟当前使用的Euphemia算法避免悖论接受返还补偿但引发福利损失且计算复杂。

• 政策启示与研究局限：

尽管在2009气候数据及2025展望下区域划分对价格影响有限，不支持重大大区拆分引起价格剧烈分化的预期，但随着能源转型加速和网络安全裕度调整，未来可能出现不同情景。分析未能涵盖长期投资影响、动态需求响应和邻国交互，需综合评估市场设计。非统一定价的推广潜力与挑战并存，是未来市场设计核心议题。

图表详尽支持上述结论，如成本与价格的数值比较、各分区价格波动分析、节点价格分布与标准差直观呈现拥堵与需求动态作用。多日典型案例强化了对市场行为的理解。

综上，报告为电力市场定价改革提供了坚实数据和理论基础，支持欧盟考虑引入节点定价和非统一价格机制以提高市场效率与拥堵管理水平。[page::20-35]

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参考重要图表示例展示

实验设计与规则安排见表1


成本比较（kEUR）见表2
|规则|发电成本|重新调度成本|总成本|
|--|--|--|--|
|National|33,507|5,491|38,998|
|2 Zones (k-means)|33,703|5,195|38,898|
|Nodal|36,151|0|36,151|

各区划价格差异与区域划分地图见表7与图1


节点价格排序及与均价比较（欧元/MWh）见图2


节点平均价格空间分布（EUR/MWh）见图3


拥堵波动（节点价格标准差分布）见图5与图6



典型日期价格地图见图7


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总结

本报告根据德国竞价区评审的高质量数据和详尽建模，深入比较了大区与节点定价模型，揭示节点定价在缓解拥堵、降低系统总成本、提供更有效价格信号方面的优势，并指出各类节点价格算法在拥堵信号和补偿需求上的权衡。尽管目前提出的多个大区划分间价格和成本差异有限，但随着未来能源结构和运行场景变化，节点定价方案的效率优势值得高度关注，同时对欧盟未来非统一价格规则的政策制定具有重要借鉴意义。本报告为能源转型下电力市场设计提供了系统而具体的学术和实践参考。[page::1~35]

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以上是该金融研究报告的详尽分析与解构，覆盖从市场背景、模型和数据，到结果、图表解读以及政策与未来研究方向，力求全面且专业地还原报告全貌与洞见。

报告