[科普中国]-电力市场阻塞管理

简介

电力工业正在由传统的垄断管制型向竞争监管型转变。解除管制、引入竞争已经成为世界各国电力行业发展的总趋势。电力工业的这一巨大改革就是要将电力工业纳入市场经济框架，通过市场竞争来实现资源的优化配置，提高效率，降低成本，优质服务，合理规划，促进电力工业长期持续稳定发展。

电力市场与其他商品市场的不同在输电环节表现得尤为突出:电能输送通过结构复杂的输电系统进行，要遵守基尔霍夫定律，同时必须满足多种物理约束，输电路径十分复杂，且不能人为指定。因此输电服务及定价，特别是输电成本回收，网损分摊，以及阻塞管理与定价已成为电力市场研究的热点。 1992年美国颁布的能源政策法案(EPAct)提出了输电网开放的概念，其目的是为发电市场提供一个规范而公平的竞争环境。1994年IEEE的输电网开放工作组在当年的IEEE冬季会议上就这一问题进行了专题讨论。

随着输电网开放以及跨区域电能交易的日益增多，特别是我国大区联网、西电东送等工程的实施，输电阻塞问题将日益严重。输电系统阻塞的原因是:输电线的热容量限制和系统的稳定性限制。系统输送容量的限制带来的影响是使系统的安全J陛和稳定性受到威胁，使电能交易计划无法实现，影响资源的优化配置和利用，还可能导致市场力的滥用，引起电价的扭曲2。

阻塞管理的目标是制定一系列规则，有效地控制发电机和负荷，使系统的短期运行具有一定的安全和可靠性裕度，同时为系统的长期投资规划提供有效信息。从短期而言，阻塞管理需要制定一公平的削减交易的计划和制定新的调整准则，从而实现电力系统的最优安全经济调度，保证系统安全可靠运行;从长期而言，阻塞管理应该通过价格信号为系统的长期健康发展提供激励。

阻塞管理的最优调度由于电力商品具有无法大量存储，且必须实时平衡等特点，所以目前所有的电力市场都设立了系统运行机构(ISO，以负责系统的安全调度、执行阻塞管理等任务。短期阻塞管理是一交易计划调整策略的制定问题，即最优调度问题。它决定系统资源的短期优化配置并确保系统的安全性1。

电力市场存在多种交易模式，如联营体交易模式、双边和多边交易模式，以及联营体和双边混合交易模式。在不同的交易模式下，系统调度人员将面对不同的优化问题。

对于联营体和双边混合交易模式，存在着远期合同市场(forward contract market)和现货市场(spotmarket)，包括日前市场(day ahead)和时前市场 C hour ahead，以及实时平衡市场(real-timebalancing market)。在进行调度时需要考虑远期合同和现货市场的权重(即优先级)。系统运行人员根据大家共同接受的交易计划，调整规则及权重等以调整交易计划，最后得到可行的计划。而在实时平衡市场，则需要利用辅助服务以保证系统的安全稳定性。

目前的优化调度大多是以最优潮流为出发点的。以下对不同交易模式下的最优调度进行分析讨论。

单纯联营体交易模式的阻塞调度在单纯联营体交易模式中，发电公司(有些电力市场大用户也参与投标)向市场组织者提交下一交易时段所能提供的电力和价格曲线，组织者根据负荷预测及所有投标，按照满足负荷要求、供需平衡且生产成本最低原则确定发电计划和交易价格。

联营体交易模式下的阻塞管理方法可分为两类:一类是考虑各种系统约束，直接利用最优潮流 OPF得到满足约束条件的最优发电计划;另一类在投标确定的市场出清价(Market Clearing PriceMCP)基础上，根据某种原则对发电计划进行安全校正。

直接OPF阻塞管理以经济调度为基础的实时电价理论，已经隐含了Pool模式的雏形;提出了节点电价模型(nodal pricing)和Poolco交易模式，其阻塞管理的实质就是一基于集中调度的最优潮流问题。

最优潮流的数学模型可描述为确定一组使目标函数最小的最优控制变量u，并满足等式和不等式约束条件:

联营体阻塞管理的特点能够较为精确地确定发电计划，同时提供节点电价等经济信息是联营体阻塞管理方法的显著优点。其缺点除OPF本身的算法复杂性及透明性不够外，另一个不容忽视的问题是联营体阻塞管理假设用户投标信息反映了其成本和收益。而实际情况是，发电商在利益最大化的驱动下，会采用策略性的投标行为，尤其当竞争对手较少时会出现操纵市场的情况(如早期英国电力市场)。这使得以成本最小为目标的优化模式失去了意义。为了解决此问题，需要从市场设计方面，寻找更为有效的交易模式。

双边交易模式的阻塞调度电力市场的双边交易模式是指发电商和用户直接签订购售电交易计划。

大量的双边交易很难保证同时可行，ISO必须对双边交易进行校核。因此双边交易阻塞管理是如何调整和削减双边交易，不同的调整目标即有不同的调整模式。

联营体和双边交易混合模式的阻塞调度联营体和双边交易混合模式是目前几乎所有电力市场都采用的交易模式。在此模式下，既存在发电商和用户之间的双边长期供电合同，也设立日前(day-ahead)和时前(hour-ahead)联营体模式现货投标市场，同时为保证系统的安全、频率和负荷平衡，还设立了实时平衡市场(real-time balancingmarket)。

目前对混合模式下阻塞管理的研究主要集中在两个方面:当预测到阻塞发生时按照何种原则进行调整和削减各种交易;实时平衡市场如何调度。

交易的优先级不同，调度优化目标也不同。

提出了虚拟交易网络(virtualtransaction network)和交易矩阵(transaction matrix)的概念。各种交易模式(pool bilateral } multilateral均可用交易矩阵表示。以此为分析框架，输入变量为交易计划，处理网络阻塞时不考虑经济性，使用OPF程序进行调整，调整原则为交易矩阵的偏差最小。即2.3.3混合模式阻塞管理的特点

混合模式的显著优点是允许存在双边和联营体等多种交易。但也因此而使阻塞调度变得复杂。需要解决的问题有:合同电量和现货电量的比例、计划需调整时按何种原则调整各种类型交易、支付因子(willingness-to-pay)的合理设定、获取实时市场辅助服务的问题和计及辅助服务及其成本的调度目标等。

分散优化的阻塞调度在联营体交易中，ISO根据市场成员的投标确定调度计划;在双边交易中，交易商需要提交微增和微减投标以备ISO调整交易计划之用。对于确保系统安全，这种基于集中优化思想的调度方式无疑具有优势，但其缺点也很明显，即如果存在策略性的投标行为，最终的调度计划很难保证其经济上的最优性，ISO的黑箱操作容易让人对调度的公平性和透明性产生怀疑。

为了使市场运作更加透明，充分调动市场成员参与的积极性，一些学者提出了基于分散优化思想的阻塞调度方法。

分散优化的阻塞管理更符合市场化的分散决策原则。但这方面的研究目前还处于理论探索阶段，实际应用中需要非常复杂的市场机制，充分的信息共享，因而在目前的技术条件下尚难实现。尽管如此，分散优化的阻塞管理方法提供了非常好的Jaa,路，决策分散化应该是未来发展的方向。

跨区域阻塞管理为了实现更大范围的资源优化配置，同时在更大的市场内进行竞争，网络互联与区域间的功率交换日益频繁。美国联邦能源管制委员会(FERC)在1999年12月颁布了Order2000}，其核心是成立名为地区输电机构(Regional TransmissionOrganization RTO)的协调组织。Order2000要求那些拥有、运行或控制州与州之间输电设备的公共机构或公司必须成立一个RTO机构来管理输电网和提供输电设备。1996年12月，欧共体通过法案Directive 96/92/EC，决定成立统一的欧共体内部电力市场(Internal electricity market, IEM )。 1999年，欧洲输电系统管理委员会(Association of EuropeanTransmission System Operators ETSO)成立，负责系统的输电管理3。

区域之间联络线容量的限制，产生了区域间的阻塞管理问题。与单个ISO区域内的阻塞管理不同的是，各个区域都有自己的ISO以负责本区域的调度，而区域之间的阻塞管理则通过跨区域的集中调度或通过ISO之间的协调来实现。

目前区域间阻塞管理的方法主要有两种:基于分布式OPF的阻塞管理方法和基于市场化的阻塞定价方法。

基于分布式OPF的跨区域阻塞管理分布式OPF是大型互联电力系统优化运行的有力工具。利用其进行跨区域阻塞管理的关键和难点在于区域之间的分解和协调。目前区域间解藕技术主要有两种:引入“虚拟节点，并将其复制到各个区域[不变网络结构，在各区域的OPF模型中考虑联络线潮流的影响[。

基于市场化的阻塞定价方法基于分布式OPF的跨区域阻塞管理方法除了OPF本身计算方面的问题外，还存在解藕算法的复杂性、信息交换要求高等缺点。因此有学者提出了利用区域间的阻塞定价来解决阻塞的方法。 北欧电力市场中发电资源以水为主，资源和负荷都随纬度而有规律地分布，输电网呈辐射状，划分区域较为容易，因此其阻塞管理有独特之处。对于环网，市场分裂法是否适用尚待研究。

动态阻塞管理除了系统的稳态约束条件外，动态安全性问题也是一个不容忽视的因素，因此有学者提出了动态阻塞的概念。动态阻塞管理与传统的动态安全性评估不同的是，在电力市场环境下除考虑技术因素外，还要考虑经济因素。

动态安全性评估是研究系统在扰动情况下，经过一系列的暂态过程，能否达到一可接受的稳定运行状态的能力。通常有两种调整手段可保证系统的稳定性[[47]①通过系统的控制设备进行调整(如开断支路，使用FACTS装置，调节变压器分接头、励磁机、调速器等);②调整系统的潮流方式(如发电机的再调度，交易计划的调整等)。前者对市场参与者是“无成本的”(事实上可能会向市场参与者收取额外费用);后者则是“有成本的”，它通常也包括采取预防性措施和补救性措施。目前动态阻塞管理的研究集中在通过市场手段采取预防性措施以保证系统的安全性。

动态阻塞管理的主要问题是:如何将系统的动态安全约束纳入ISO的优化调度，如利用市场机制使市场成员参与动态阻塞管理，如何衡量动态阻塞管理的成本。

阻塞定价和阻塞成本分摊产生阻塞的原因是由于电能交易对输电容量的需求超过了输电网络自身的容量限制。因此，为了解决阻塞问题，必定会引起附加的阻塞成本C congestion cost)。阻塞成本以何种形式出现、如何对阻塞成本进行定价、以何种原则分摊阻塞成本，这些问题与市场的交易模式和阻塞管理的方法密切相关。需要指出的是，阻塞定价和阻塞成本分摊是相关的问题。前者关注的是如何确定阻塞成本，即阻塞的价格是多少;后者决定了如何在市场参与者之间公平合理地分担阻塞成本。

隐性阻塞定价和成本分摊隐性阻塞定价和成本分摊发生于基于OPF的节点电价模式。由于网络约束条件的存在，各个节点或区域的电价将出现差异，发电机和负荷按照所在节点的电价付费。在这种模式下，阻塞成本并不明显的体现出来，而是通过支付节点电价隐性地分摊了。输电约束的影子价格(shadow price)和节点。

显性阻塞定价和成本分摊最简单的显性成本分摊原则是将阻塞成本作为附加费(uplift)分摊给所有用户。英国早期电力市场中，“限上”和“限下”机组引起的附加费及辅助服务费都作为附加费分摊给用户。这种方法显然是有失公平的。

另一分摊原则是按照电能交易对线路的使用率，即对阻塞的“贡献”进行分摊，称为基于使用率的分摊原则。分析了双边交易下的阻塞成本分摊。分摊原则是:将阻塞成本分摊到阻塞线路，再将阻塞线路的成本分摊到各个交易。但此种分摊原则的公平性有待进一步研究。提出了Pool模式下基于报价的再调度方法及阻塞成本分摊原则。实际上仍然是基于使用率的分摊方法。

到目前为止，还没有一个分摊阻塞成本的方法能够同时解决公平性和有效性的问题。