上一篇里(深度｜電力市場中輸配電定價和能量定價之間的協調問題)，主要對市場總體的電價、阻塞成本、發電側和用戶側的成本等進行分析。這一篇里對不同位置(節點)的市場參與者的成本、收益和利潤進行分析，進而討論與輸電定價之間的關系。

一、系統和市場模式概述

1、系統概況

上篇文章以簡單的兩節點系統為例對一些不同的能量市場定價方法進行了分析。

圖1簡單兩節點系統

2、變量說明

本文中，沒有特別說明，大寫變量P代表有功出力，小寫變量p代表價格，R代表收益，大寫C代表成本，小寫c代表單位成本。下標或上標中，G代表發電，L代表負荷，max代表最大限值，off代表限下(由于約束調低出力)，on代表限上(由于約束調高出力)，com代表補償(主要是由于阻塞造成的成本的補償)，conj和c代表約束，o代表機會成本或報價，Σ代表總指標。符合Δ指無約束出清和約束出清結果的差別。

對于出力、功率類的變量，單位為MW，價格類的變量，單位為￥/MWh，總收入、總成本類的變量，單位為￥。

3、場景設置

考慮機組最大出力、輸電極限等不同的情況，建立了四個場景。各個場景下的系統參數和出清結果如表1所示。

主要變量：PmaxG1：G1最大出力;PmaxG2：G2最大出力;PL1：L1的負荷;PL2：L2的負荷;p0,G1：G1報價;p0,G2：G2報價;PmaxAB：聯絡線AB的最大傳輸功率;MCP0：無約束統一出清價;P0,G1：G1的無約束出清量;P0,G2：G2的無約束出清量;LMPA：A節點的實時電價;LMPB：B節點的實時電價;Pc,G1：G1的約束出清量;Pc,G2：G2的約束出清量。

表1簡單系統典型場景

場景1和場景2下無網絡阻塞，場景3和場景4下發生了網絡阻塞。場景2下發電G1達到了最大出力。

4、無約束場景出清結果

1)計算公式

為了大家更好理解出清結果，這里給出相關計算公式。

【1】發電單位成本=報價po(注：這里假設發電按成本報價，實際中發電的報價還需要考慮很多因素，存在市場博弈的問題，這里假設市場競爭充分，企業完全按真實成本報價)

【2】發電總成本=發電單位成本*出清量

CG=p0*PG

【3】發電收入=統一出清價*出清量

RG=MCP*PG

【4】發電利潤=發電總收入-發電總成本

πG=RG-CG=(MCP-p0)*PG

表2給出兩個無約束場景1、場景2的出清結果，也分別對應場景3、場景4下的無約束出清結果。

2)出清結果

表2場景1、2下的出清結果(無約束)

場景1和場景2的區別主要是發電G1的最大出力不同。場景1下，發電G1的容量較大(280MW)，足夠供給L1和L2負荷，因此系統統一出清價是200￥/MWh。場景2下，發電G1的容量變小(250MW)，無法滿足全部負荷的需求(270MW)，需要高成本的機組G2發部分的電。由于G2成為了邊際機組，并采用統一出清價的方法，在場景2下，不僅節點2的電價為300￥/MWh，節點1的電價也變為了300￥/MWh，系統的總購電成本大大增加。

無約束出清下，當出現了發電出力約束時(場景2)，系統統一出清價大大升高(從200升高到300)，從而給約束受限機組(G1)較大的利潤(25000元)。可以認為這是一種缺稀租金，給市場一個教強烈的信號(節點A的G1類型的發電容量緊缺)，引導市場參與者的投資決策。

3、阻塞管理模式

本篇文章中，考慮模式1-1和2-1兩種市場模式，2-1又細分了四種情況。

(1)(模式1)對無約束出清出力按無約束出清電價結算，對由于約束造成的出力變化進行補償。

①按照根據報價計算的機會成本補償(模式1-1)。

(2)(模式2)對所有的發電和負荷按照其所在(區域)節點的LMP結算

①分配輸電權給負荷，將阻塞盈余分配給輸電權所有者(模式2-1);

1)2-1-1：輸電權分配給受限區負荷(L2)，分配的輸電權數量正好等于實際潮流。

2)2-1-2：輸電權分配給受限區負荷(L2)，分配的輸電權數量等于負荷實際需求。

3)2-1-3：輸電權按比例分配給不同的負荷(L1和L2)，分配的輸電權數量正好等于線路實際功率。

4)2-1-4：輸電權按比例分配給不同的負荷(L1和L2)，分配的輸電權數量等于負荷實際功率。

模式1-1下，對約束造成的阻塞成本按郵票法分配給負荷。

本例中即將阻塞成本按照170:100的比例作為Uplift分攤給L1和L2。

模式2-1下，分配輸電權給負荷，將阻塞盈余分配給輸電權所有者。也就是說，首先將可能發生阻塞的線路的輸電權按一定方式分配給負荷，然后具有輸電權的市場主體就可以獲得輸電權對應的阻塞盈余。

模式2-1又根據分配的輸電權數量和分配方法的不同，分為四種情況。

模式2-1-1和模式2-1-2將輸電權全部分配給送入受限的負荷，在本例中就是負荷2。模式2-1-1下，負荷分配得到的輸電權正好等于阻塞線路的實際潮流(60MW);模式2-1-2下下，負荷分配得到的輸電權等于負荷的實際功率(100MW)。在一些情況下，可能等于阻塞線路的實際潮流，在另外一些情況下，可能大于阻塞線路的實際潮流。

模式2-1-3和模式2-1-4下，輸電權按比例分配給不同位置的負荷(相當于將阻塞盈余按照負荷的比例按郵票法分配給負荷)。也可以再細分為兩種情況，模式2-1-3下，每條線路的輸電權的總的分配數量與線路的實際潮流一致，模式2-1-4下，輸電權的分配數量考慮負荷的需求。

二、模式1下的市場出清及結算結果

1、計算公式

【5】發電總收入=無約束出清收入+約束出清補償

RΣ=R0+Rcom

【6】無約束出清收入=無約束出清價*無約束出清量

R0=MCP0*P0

【7】約束出清補償=限上補償 或者 限下補償

Rcom=Roncom或者Roffcom

【8】限上量=約束出清量-無約束出清量

Pon=Pc-P0(Pc>P0)

【9】限下量=無約束出清量-約束出清量

Poff=P0-Pc(Pc

【10】限上補償價=報價

pon=p0

【11】限上補償=限上補償價*限上量

Roncom=pon*Pon=p0*(Pc-P0)

【12】限下補償價=限下機會成本價-減少出力的無約束單位收益

=(MCP-報價)- MCP= -報價

poff=-p0

【13】限下補償=限下補償價*限下量=-報價*限下量

= -報價*(無約束出清量-約束出清量)

=報價* (約束出清量-無約束出清量)

Roffcom=p0*(Pc-P0)

【14】總補償(總阻塞成本)=限上補償+限下補償

RΣcom=Σipoi*(Pci-P0)

從上面的公式看到，無論是限上還是限下，補償費用可以用統一的公式【Rcom=p0*(Pc-P0)】表示，系統總補償，即總阻塞成本為Σipoi*(Pci-P0)，這里的下標i表示第i個市場主體。

【15】發電總成本=報價*約束出清量

CG=p0*Pc

【16】發電利潤=發電總收入-發電總成本

πG=RΣ-CG

【17】用戶總費用=無約束出清費用+分攤的阻塞成本

CΣ=C0+Cconj

【18】無約束出清費用=無約束出清價*無約束出清量(負荷)

C0=p0*P0

【19】分攤的阻塞成本=總阻塞成本*分攤占比

Cconj=RΣcom*k

這里總阻塞成本即為所有發電的約束出清補償之和，即RΣcom。分攤占比k指某個市場成員分攤的阻塞占總阻塞成本的比例，這里取為負荷占比，即：分攤比例=負荷占總負荷的比例。

2、出清及結算結果

表3為模式1場景3、場景4下的出清和結算結果。

表3場景3、4下的發電福利分析

3、結算分析

從表2看到，發電G1和G2在系統發生阻塞以后，發電計劃發生了變化，G1多發，G2少發，但其總利潤均未發生變化。也就是說，電網阻塞的情況對電廠的利潤沒有影響。發電利潤沒有變化的原因是系統對其上調、下調出力進行了補償，補償的基本原則就是：對市場成員因為阻塞造成的利潤的減少進行補償。

補償的成本如果由全體負荷分攤，則負荷的購電成本會增加。

二、模式2下的市場出清及結算結果

1、計算公式

模式2下的計算公式相對比較簡單，發電和用戶可以用相同的公式。

【20】總費用=能量市場費用+輸電權收入

【21】能量市場費用=節點電價*節點出清量

【22】輸電權收入=輸電權價格*輸電權數量

【23】輸電權價格=末端節點價格-首端節點價格

以上公式對發電、負荷均適用。定義流入系統為正。則對發電來說，節點出清量為正，能量市場收入為正。對負荷來說，節點出清量為負，能量市場為負。

模式2的各個子模式的區別主要在于輸電權的分配方式不一樣。

2、不考慮輸電權下的結果

1)模式2下不考慮輸電權收益的出清和結算結果

表4模式2下的出清結果

2)不考慮輸電權情況下模式1和模式2結果對比

考慮到場景1和場景2實際上是場景3和場景4的無約束出清結果，為了方便和模式1的結果進行對比，根據表2、表3、表4的內容得到表5。

表5模式1和模式2(不考慮輸電權)下的出清結果比較

3)結果分析

分析表5的結果，可以得到以下結論：

(1)不同阻塞管理模式下，對同一種系統場景，調度方案(G1和G2的出力)都一樣，發電成本也都一樣(見第27-29，36-38行)。也就是說，不同的阻塞管理方式下，可能造成的市場主體的利益分配一樣，但社會總福利是一樣的，都是使得社會福利最大化，在不考慮負荷用電效益的差別的情況下就是發電成本最小。

(2)系統場景中網絡約束、發電約束的不同都造成發電成本的變化(見第47-49行，即系統的阻塞成本)，進而造成發電收益(見第50-52行)、發電利潤(見第53-55行)、負荷費用(見第56-58行)的變化。具體發電成本變化與發電收益、負荷費用變化之間的差別與阻塞管理模式有關。可以認為這個差別反映了相應資源的缺稀租金：給予具有缺稀的資源的市場參與者超額利潤。(注：經濟學中討論的成本一般指機會成本，包含了社會平均的、合理的利潤。因此，如果計算出來企業的利潤為零，代表其獲得了正常的利潤。如果計算的結果企業的利潤大于零，代表其獲得了超額利潤，可以用來擴大再生產。)

(3)發電利潤的分析(見第21-23，40-42，52-55行)。針對場景4的情況，在不考慮網絡約束的情況下出清(即場景2的結果)，G1即可獲得超額利潤(25000元)。這是由于這時候對系統來說G1的資源是缺稀的，市場希望給出一種經濟信號激勵G1類型電源的投資。考慮網絡約束以后，模式1下G1仍然獲得了相同的超額利潤(25000元)，也就是說，模式1下發電企業的利潤不受阻塞的影響。模式2下，考慮網絡阻塞后，由于網絡阻塞更為嚴重，市場出清中起作用的約束變為了線路AB的傳輸限制，發電機G1的出力約束變為不起作用約束，因此G1的報價不影響市場出清價，G1的利潤減少，變為零。也就是說，在模式2的定價機制下，可能造成某些發電的利潤在一些情況下反而減小的情況。

(4)模式2下對場景3、場景4，都產生了6000元的阻塞盈余(見第46行)，這反映了AB之間的線路資源的缺稀價值。阻塞盈余如何分配是不同市場模式的一個主要的差別的地方。一般來說，如果線路由商業機構投資，可以將相關盈余分配給相關的商業投資機構，如果由受管制的電網企業投資，一般將阻塞盈余分配給電網成本的支付者，即電網的用戶。阻塞盈余的分配可以通過不同的方式實現，包括輸電權、輸電權收益權、等比例分配等。下一節對一些典型的輸電權分配方式進行介紹。

(5)從負荷的費用來看。模式1下，負荷增加的電費支出為系統為解決阻塞問題讓某些機組上調、下調導致的成本。由于阻塞，一般需要讓高成本(報價)的機組上調，而讓低成本(報價)的機組下調，并成對出現。上調機組和下調機組報價之間的差，就是阻塞的單位成本。本例中，阻塞的單位成本為100￥(=300-200)，阻塞造成的調節出力在場景1和3下是40MW，在2和4下是20MW，因此阻塞成本分別為4000元和2000元。

(6)模式2下，由于負荷按照所在節點的價格結算，當發生阻塞時，受限地區(節點B的L2)的負荷的費用會大大增加(即使只有1單位的電是從較貴的機組發出的，所有的用電負荷都要按照較貴機組確定的價格結算)。本例的場景3下，負荷L2的購電成本從20000元升高為30000元。也就是說，阻塞造成的負荷費用的增加(1000元)可能遠遠大于實際的阻塞成本(4000元)。

(7)場景4模式2下，發生阻塞后，由于發電G1的最大出力約束不再是起作用約束，A地區的電價降低，負荷的電費支出反而大大降低(從無約束出清的51000元變為34000元)。

(8)結合場景2和場景4，對A區的負荷來說，如果采用模式1，即使本地發電機的容量(270)遠遠大于本地負荷(170)，當A區與外面有聯絡時，A區的無約束出清電價反而比有約束更高。也就是說，網絡約束會降低A區的電價。實際上，可以認為網絡約束起到了國際貿易中進出口限制、關稅的類似的作用。網絡約束的存在使得本地的便宜的資源(A區)不能大量外送，在一定程度上限制了價格的升高，保護了本地的消費者。

3、輸電權分配方案

1)輸電權簡介

輸電權，簡單的說就是輸電的權利，一種財產權。一般的財產權包括三個方面的權利：使用權、排他權和收益權。電力市場中，輸電權一般不具有排他權。根據其是否有使用權，分為物理輸電權和金融輸電權。物理輸電權具有使用權和收益權，金融輸電權僅具有收益權。另外，輸電權又可以分為點到點輸電權和基于關鍵支路(flowgate)的輸電權。

輸電權機制是和節點定價機制(模式2)配套的一種處理阻塞造成的一些問題的機制。主要解決以下問題。

(1)阻塞盈余的分配問題。從表4和表5看到，模式2下，用戶的總電費大于電廠的總收益，差額部分(6000元)即為阻塞盈余。需要將該部分阻塞盈余分配。

(2)受阻塞影響市場成員的補償問題。從前面的分析看到，由于阻塞，一些用戶在一些情況下的購電成本會發生變化。比如在前一節的第(5)條中分析的，模式2場景3下，L2的購電成本增加。由于阻塞引起的市場成員成本、收益、利潤等的變化，是否應該由市場成員自己承擔，是否應該補償?如果認為需要補償，可以通過給相應的市場成員分配一定的輸電權(對金融輸電權就是輸電權收益權)來實現補償的作用。

2)輸電權分配方案

本文中討論的四種子模式下的輸電權分配方案如表6所示。為了方便比較，將上面分析的不進行輸電權分配的方案稱為模式2-1-0。

模式2-1-0：不進行輸電權分配。

模式2-1-1：輸電權分配給L2，分配的輸電權數量正好等于實際潮流PAB。

模式2-1-2：輸電權分配給L2，分配的輸電權數量為負荷需求PL2。

模式2-1-3：輸電權按比例分配給L1和L2，分配的總輸電權數量為PAB。

模式2-1-4：輸電權按比例分配給L1和L2，分配的總輸電權數量等于PL2。

表4模式2下的輸電權分配方案

4、輸電權收益

模式2四種子模式下的輸電權收益如表5所示。

表5模式2下的輸電權收益

5、模式2的總體結算結果

模式2四種子模式下的各市場主體的總體的結算結果如表6所示。由于場景3和4下各種市場模式下的結算結果都相同，在表格里將這兩種場景的結果合并一起展示。場景1和場景2下，由于阻塞價格為零，輸電權收益為零，各種子模式下結果也均相同。由于各種模式中均沒有分配輸電權給發電，所以發電各種模式下的結果相同。

表6模式2下的總結算

可以看到，節點定價體系(模式2)下，當發生阻塞時，發電和負荷均按節點電價結算，會產生阻塞盈余。如果事前分配了輸電權，可以將阻塞盈余分配給相應的市場參與者。

如果分配給市場成員的輸電權數量大于實際的潮流(模式2-1-2和模式2-1-4)，則會產生阻塞盈余的缺額(-4000)：阻塞盈余(6000元)小于需要付給輸電權所有者的阻塞收益(10000元)。如果需要保證阻塞管理方面資金的平衡，可以在事后結算時采用等比例調整具有輸電權的市場成員的輸電權收益的方法(相當于減少了分配給市場成員的輸電權，使其正好等于線路的實際潮流)。

模式2-1-1和2-1-3的區別主要是輸電權分配的方式不一樣，模式2-1-1下將阻塞線路的輸電權分配給了受到阻塞約束外電無法送入地區(B地區)的負荷，模式2-1-3下則將阻塞線路的輸電權按郵票法分配給所有節點的負荷。

在模式2-2-2下，各負荷(L1和L2)的總費用均與無約束出清(場景1)相同。也就是說，負荷的費用完全不受阻塞的影響，阻塞的風險完全規避。但是，由于付給負荷的輸電權收益(10000元)大于能量市場獲得的阻塞盈余(6000元)，阻塞管理的費用收支不平衡，產生了缺額。

模式2-2-1下，受阻塞影響的負荷(L2)由于阻塞增加的成本(4000元)相比沒有輸電權分配情況下(10000元)降低(降低了6000元)，但沒有完全消除(仍有4000元成本)。這種模式下阻塞管理的相關費用可以收支平衡。

模式2-2-3和2-2-4下，未受阻塞影響的負荷(L1)由于分配到了部分輸電權，獲得了一部分輸電權收益，總的購電成本相比沒有阻塞前更低。2-2-3及2-2-4的區別與2-2-1和2-2-3的區別類似，主要區別在于是否能保持阻塞管理費用的收支平衡。

三、能量市場定價方式的選擇及與輸電定價的關系

從上面的分析看到，能量市場考慮阻塞的不同處理方法，有很多種定價方法。不同的定價方法下，各市場成員的成本、收益、利潤等都會有一定的不同。以上介紹的各種方式，都可以在一些實際電力市場中找到應用(或一些變形)。實際電力市場設計中，如何進行選擇呢?

不同的能量市場定價方法，或者說阻塞管理方法的區別，本質上反映了對輸電服務的責任、權利的理解的不同。

1、模式1(事后阻塞管理，統一定價)

模式1下，首先無約束出清計算得到出清價、出清量，即初步的結算結果。然后考慮網絡約束重新出清，對因阻塞引起的發電出力調整進行補償，保證其利潤不受變化。因阻塞造成的發電成本的增加按郵票法分攤給不同位置的負荷，不同位置的負荷承擔的電價也相同。這種方式實際上隱含了這樣的邏輯：處于不同電網位置的發電企業和用戶都有平等的使用電網的權利。或者說，電網有責任、有義務保證所有位置的發電、用戶的電力交易的需求，如果由于網絡約束的原因造成了其交易電量的變化，電網有責任進行補償。

有人會問，處于不同位置的發電或負荷對電網的影響是不一樣的，造成的電網的成本也是不一樣的：遠離負荷中心的發電的電網成本更高，憑什么與在負荷中心的發電有同等的使用電網的權利?

這主要與相關的輸電定價機制有關。比如，英國采用的是模式1的阻塞管理方式，這與英國的輸電定價方法是對應的。英國的發電和負荷都需要支付輸電費用，輸電費用按一種與位置相關的定價方式收取，簡單的說：遠離負荷中心的發電和遠離電源中心的負荷需要支付較高的輸電費，而靠近負荷的發電和靠近發電的負荷的輸電費相對較低。

這樣，就可以理解模式1的邏輯了：電網的用戶(發電和負荷)都已經按其所在位置支付了輸電費，傳輸成本高的，已經繳納了較高的輸電費，這樣，不管在什么位置的發電或負荷，都有平等的在英國電網范圍進行電力交易的權利。對由于網絡阻塞造成的發電出力的調整(限上和限下)，按照機會成本的原理進行補償。

2、模式2(事前阻塞管理，節點定價)

模式2下，不需要進行一次無約束出清，直接進行考慮網絡約束的出清，發電和負荷都按照所在節點的電價進行結算。這種方式下，如果發生阻塞，則導致不同位置的電價不同，從而產生阻塞盈余。需要進一步定義阻塞盈余的分配方法。

阻塞盈余的分配方法實際上也與輸電服務定價方法有關。

1)如果阻塞線路是商業的投資機構投資的，一般允許將阻塞盈余分給相應的線路投資機構。在歐洲有許多這樣的案例。特別是一些直流線路，可以控制線路上的功率。商業投資機構從線路兩端的價格差獲得收益。并可以根據需要調整線路的功率。但是，很多研究結果和實際案例表明，這種方法常常導致線路的投資機構不能獲得足夠的收益補償其成本。而且本身這種機制存在一些不合常理的問題：輸電容量越大，線路兩端的價差越低，導致計算出來的阻塞盈余可能反而減少。極端情況下，當輸電容量大到不發生阻塞以后，阻塞盈余變為零。這個問題的主要原因是：阻塞盈余反映的是線路在現有容量基礎上增加容量造成的社會福利的增加(發電成本的降低)，并不能反映線路整體對系統總的福利的貢獻。可以用這個信息進行發電投資和輸電投資的選擇，但無法保證輸電成本的回收。已經有一些學者研究了一些其他的方法，比如商業線路投資機構的收益包括一部分固定收益和阻塞收益等。

2)如果阻塞線路是由受管制的、壟斷的電網公司投資的，阻塞收益可以用來分配給電網的使用者，或者用來降低輸電準許收入。

(1)分配給電網的使用者。對于電網的長期用戶，已經簽訂了輸電服務合同，繳納了輸電費，因此也就有了在電網內進行電力交易的權利。從上面的分析看到，阻塞可能造成一些負荷購電成本的增加(場景3下的負荷L2，增加了10000元，具體見表5的第58行)。因此，需要對其進行一定的補償。具體應該補償多少呢?

①分配的總的輸電權容量。模式2-1-1和2-1-3中，分配給用戶的總的輸電權數量為60W，與線路AB的實際潮流正好相等。這樣，能量市場的阻塞盈余正好等于需要支付給輸電權所有者的費用，阻塞管理的資金收支平衡。大多數市場是采用的這種方式。但是輸電權一般在較早的時間比如一年前就需要分配，只能根據對線路未來實際潮流的預測來進行分配。如果預測的多了(比如本例中，預測A、B區之間可以有100MW的輸電容量，從而分配了100MW的輸電權)，就會造成阻塞管理資金的虧空(虧損4000元)。實際中，可以通過調整支付給輸電權所有者的價格來解決：本例中，每MW輸電權的價格從100元降為60元。美國電力市場中輸電權拍賣收益權(Auction Revenue Rights，ARRs))概念的提出一定程度上就是為了解決這個問題。

②分配的對象。一般將輸電權分配給電網的使用者。理論上，發電和用戶都是電網的用戶。但是，有些市場中(如美國電力市場)僅由用戶支付輸電費，因此輸電權僅分配給用戶。這又存在兩種策略。

1)根據其在電網中所在的位置，可能的受阻塞影響的程度分配。也就是說，將輸電權分配給受阻塞影響的用戶。比如本文中的模式2-1-1和2-1-2。

2)不考慮負荷在電網中的位置，將輸電權平等的按郵票法分配給所有的用戶。

實際市場中應該選擇上面兩種思路中的哪一種，應該取決于不同位置的輸電用戶繳納的輸電費是否相同。如果繳納的輸電費相同，就應該按第二種方法，平等的獲得輸電權。反之，如果不同位置的用戶繳納的輸電權不同，則應該根據其所在位置的不同獲得不同的輸電權。

(2)阻塞盈余給電網用于減少輸電準許收入。這種方式下，不明確定義輸電權，將阻塞盈余給電網公司，并用于減少當期或下一期的電網的準許收入。這種方式下，實際上和將輸電權按郵票法分配給用戶的方法的思路是一致的。但實際結果受到輸電定價機制的影響。如果輸電定價是單一的電量收費，而輸電權也是按個負荷相應交易時段的用電量分配，則這兩種方法的結果將完全一致。實際中，國際上大多數電力市場的輸電服務是基于峰荷的收費，因此兩種方法的結算結果會有所不同。

總結

本文首先系統的對兩大類(模式1和模式2)和五小種不同的阻塞管理模式下能量市場各市場成員的的結算結果進行了分析。然后，分析了與輸電定價之間的關系。從分析的結果看，能量市場應該選擇哪種阻塞管理機制，阻塞成本或輸電權如何分攤，主要應該考慮輸電服務的定義以及責任和義務的規定。后續文章再對英國、美國等典型市場的能量市場定價、輸電定價機制進行系統的分析。

作者：荊朝霞,華南理工大學,教授/博士生導師