電力市場集中競價的經濟學原理分析：阻塞管理基本原理4-歐洲分區競價、輸電容量計算及分配1

2018-04-04 14:45:16 走進電力市場　點擊量：評論 (0)

在《阻塞管理基本原理1》、《阻塞管理基本原理2》和《阻塞管理基本原理3》中，我們對阻塞的基本原理及事前事后兩種阻塞管理方法進行了介紹

在《阻塞管理基本原理1》、《阻塞管理基本原理2》和《阻塞管理基本原理3》中，我們對阻塞的基本原理及事前事后兩種阻塞管理方法進行了介紹。歐洲的阻塞管理是一種基于區域的管理方法，但與美國德州、加州早期采用的分區定價和阻塞管理方法又不同。這里我們對歐洲的分區競價和阻塞管理、輸電容量的計算及分配等進行介紹和分析，并與其他的阻塞管理方法進行對比。歐洲的現貨市場交易等見之前的文章《歐洲電力現貨市場聯合出清機制》。

一、輸電容量顯式拍賣和隱式拍賣

電力交易與一般市場交易的最大的一個區別是電力的交易必須通過電網實現，而電網有許多特殊的屬性，如其在電網中的傳輸受電路規律控制，實際流向無法跟蹤，必須保持供需實時的平衡等。如果將傳輸作為單獨的一個服務，電力市場中交易的產品主要有兩大類：能量和傳輸。根據市場中對能量產品和傳輸產品之間的關系考慮方法的不同，可以把輸電容量分為顯式拍賣和隱式拍賣兩大類。

1)顯式拍賣。確定區域之間或關鍵支路上傳輸容量的極限，考慮安全運行需要的裕度，將剩余的可用傳輸容量進行顯式的拍賣，獲得輸電容量的市場主體才可以進行相應數量(由其獲得的輸電容量確定)的區域之間的能量交易。這種方式下，輸電容量的拍賣和能量的拍賣是分離的，首先進行輸電容量的拍賣，然后再進行能量的拍賣。在能量拍賣中不需考慮詳細且復雜的網絡約束，僅考慮市場主體的傳輸容量約束即可。

2)隱式拍賣。輸電容量的拍賣和能量的拍賣同時進行。不直接對輸電容量進行分配。認為市場主體的出價中，已經包含了能量和傳輸兩種產品(服務)的價格。譬如以美國PJM、德州等為代表的日前、實時市場的安全約束經濟調度，就是一種典型的隱式拍賣。發電商不需要事先購買輸電容量，僅需要申報在其上網節點愿意接受的上網電價即可。系統運行機構(ISO)根據市場上各個節點的報價情況、各個支路的約束情況等確定最終的交易結果。

本文介紹的方法適用于第一種機制即顯式拍賣機制下，當前正應用于歐洲中長期市場交易中。

二、歐洲分區競價機制

歐洲電力市場與美國電力市場的一個重要的區別是：歐洲是基于分區的市場，而美國是基于節點的市場。

美國電力市場中，市場主體的報價按節點進行，對每個交易時段，每個節點會產生一個價格。當然，如果需要，在節點價格的基礎上，可以對若干節點進行加權產生一些用于結算的區域價格、hub價格等。

歐洲遠期及日前電力市場中，市場主體的報價按“報價區”進行，市場出清也按報價區進行。也就是說，將一個報價區內的所有的節點當成一個節點看。如果不發生阻塞，整個市場產生一個統一的價格;如果發生阻塞，每個報價區產生一個價格。

圖1 簡單兩區域系統

如圖所示，系統中有兩個區I區和II區，每個區分別有三個節點A、B、C及D、E、F，每個節點上分別有一個發電機和一個負荷。I區和II區通過聯絡線CD聯絡。

三、關鍵支路的定義

根據電力系統的相關理論，理論上，對一個聯通的電網，任意兩點之間的功率交換都會引起系統中所有支路上潮流的變化。因此，在進行跨區交易的相關計算時，應該考慮所有支路的約束。但實際上，由于有些支路的傳輸容量非常大，或者受跨區交易的影響非常小，一般不會由于跨區交易的變化引起該支路的阻塞，因此在進行跨區交易的相關計算中可以不考慮。歐洲電力市場中，定義了關鍵支路(Critical Branch,CB)的概念，具體如下。

【關鍵支路】一個關鍵支路是在一定的運行方式下，顯著的受到跨區交易影響的支路，由其所在區域的輸電公司(Transmission System Owner, TSO)定義。一個關鍵支路需要定義以下內容：

1)一條線路(可以是聯絡線，也可以是區內的線路)，或者是一臺變壓器，其顯著受到跨區交易的影響;

2)一個運行狀態(operational situation)，如正常狀態(N狀態)、事故狀態(N-1，N-2，母線故障等，由TSO的可靠性原則確定)。

在上述定義中，請注意兩點：

1)關鍵支路可以是聯絡線支路，也可以是區內支路。也就是說，在進行區域之間的傳輸功率極限等的計算過程中，不僅僅考慮聯絡線支路的功率限制，也可以考慮區內受跨區交易影響的支路的限制。這是和美國德州、加州早期電力市場中的區域定價方法中有本質區別的地方。

2)關鍵支路的定義需由TSO根據其給自電網的安全、可靠性運行準則確定需要考慮的運行狀態，不同TSO可以有不同的定義方法。比如，以上區域中，假設區域I僅考慮正常運行狀態即N狀態，而區域II考慮單一線路故障的N-1狀態。

假設系統共定義了三條關鍵支路

1)CB1：正常運行狀態下的線路AC

2)CB2：正常運行狀態下的線路CD

3)CB3：EF線路故障情況下的線路DE

這里，關鍵支路CB1、CB2是正常運行狀態下的某條支路的約束，關鍵支路CB3是某個N-1(EF故障)下的某條支路的約束。關鍵支路CB1和CB3是區內線路的約束，關鍵支路CB2是聯絡線約束。

四、報價區轉移分布因子

為了確定區域之間交易的限額，需要了解各個區域的凈功率對關鍵支路的潮流的影響。比如，對上面的例子而言，要確定區域I最多能向區域II送多少電，需要知道當區域I每增加單位的跨區交易電力，對關鍵支路的影響。

電力系統中的潮流轉移分布因子(PTDF,Power Transfer Distribution Factor)可以用于這個分析。PTDF在傳統的電力系統以及輸配電定價當中早有應用，它定義了某個節點的注入功率變化引起的支路潮流變化量，即節點注入功率對支路功率的靈敏度。

在分區定價和阻塞管理中，需要解決的主要問題是，傳統的PTDF是基于節點的，即計算的是某個節點的注入功率的變化對支路潮流的影響;而在分區定價方法中，需要給出某個區的跨區交易的變化對支路潮流的影響。理論上，這個問題沒有唯一的解。這是由于，區域內不同的發電組合，會得到不同的分布因子，也就是說，區域的PTDF取決于發電的組合情況。

以上述簡單系統為例進行分析。考慮I區的PTDF。也就是說，要計算，I區向II區傳輸功率增加單位量，如1MW，關鍵支路CB1和CB2上的潮流分別變化多少?

【算例分析】假設線路AB、BC、CA的阻抗均相同，區域1定義了兩條關鍵支路CB1和CB2，具體定義見表1。表2給出了四種不同的發電組合情況。比如，組合1下G1、G2、G3的發電權重為1、0、0，其含義為：區域I增加送出功率(向區域II送電)時，全部由G1提供;同樣，組合2的含義為區域I增加送出功率(向區域II送電)時，全部由G2提供;組合3的含義為區域I增加送出功率(向區域II送電)時，全部由G3提供。組合4稍微復雜一些，當區域I增加送出功率(向區域II送電)時，分別由G1和G2提供50%的出力。

確定了發電的組合方案后，根據電路、潮流的基本原理，可以計算得到區域功率變化對各關鍵支路上潮流的靈敏度，即PTDF，見表格2。進一步，根據PTDF，就可以計算得到區域間交易的最大功率Pmax(I-II)。比如，組合方案1下，考慮CB1，I-II的最大交易功率為75 (=50/(2/3));考慮CB2，I-II的最大交易功率為80(=80/1)，因此綜合考慮CB1和CB2，I-II的最大交易功率為75(=min(75,80))。同理可以計算得到組合方案2、3、4下的最大交易功率:80、80及80。

注：

組合1：Pmax(I-II) = Min(50/(2/3),80/1)=75

組合2：Pmax(I-II) = Min(50/(1/3),80/1)=80

組合3：Pmax(I-II) = Min(50/(0),80/1)=80

組合4：Pmax(I-II) = Min(50/(0.5),80/1)=80

組合5：Pmax(I-II) = Min(50/(1/3),80/1)=80

五、發電轉移因子

從上面的例子看，報價區的功率變化對關鍵支路的轉移分布因子，以及區域之間交易功率的極限，是與區內發電的組合有關的。而在電力市場中，這個組合與發電的具體報價有關。表3給出了四種報價情況a、b、c及d。假設報價對應的容量均為100MW。對發電機組的調用如果按照報價從低到高的順序，則可以得到對應報價情況下的組合序號。比如，報價情況a下，G1的報價最低，因此當區域1增加送出功率時，應該全部由G1增加出力，對應組合方案1;報價情況d下，G1和G2的報價相同，因此當區域1增加送出功率時，由G1和G2按容量比例共同承擔，即按照1:1比例分配出力，因此對應組合4。

考慮另外一種情況。如果上例中G1、G2、G3對應的申報價格不變，但容量均變為30MW，則在跨區交易P(I-II)增加的過程中，對應的組合序號將發生變化。以報價情況c為例進行分析。

當P(I-II)小于等于30MW時，跨區交易全部由G3承擔，邊際機組為3;如果P(I-II)增加到30MW以上，則需要在G3承擔30MW的情況下G1承擔剩余部分，邊際機組為G1;當P(I-II)大于60MW時，G3和G1分別承擔30MW，G2承擔剩余的部分，邊際機組為G2。

可以看到，在不同的跨區交易的水平(即凈功率Net Position，簡稱NP)下，系統的邊際機組不一樣，各機組的出力水平情況不一樣，因此對關鍵支路的影響也不一樣。在歐洲市場中，規定可以由各TSO確定在進行輸電可用容量、區間交易可行域時采用的區內各發電機組的組合情況，用發電轉移因子(Generation Shift Key ，GSK)表示。實際上，表2中不同的發電組合下的發電權重就是各方案下的GSK。

表3的例子中，假設報價為方案c。如果區域1采用邊際機組的方法，即用邊際機組的PTDF作為區域的PTDF，則：

1)如果預測區域1的初始NP小于30MW，則采用組合方案3下的GSK，即{0、0、1｝;

2)如果預測區域1的初始NP在30MW到60MW之間，則采用組合方案1下的GSK，即{1、0、0｝;

3)如果預測區域1的初始NP大于60MW，則采用組合方案2下的GSK，即{1、0、0｝;

這里初始NP是指在進行輸電可用容量分配時的現有交易下的區域凈功率水平。比如，在進行日前的輸電可用容量分配時，初始NP是指在日前交易以前已經簽定的年度、月度等交易所確定的各區凈功率情況。

根據所確定的GSK策略，就可以計算得到區域NP變化時對關鍵支路潮流的影響因子即PTDF。表2給出了四個發電組合方案1、2、3、4下的PTDF。

以上例子中假設區域I采用邊際機組的PTDF。實際中，各TSO也可以采用其他的方法確定GSK和PTDF。一種常用的方法是平均策略，即以當前情況下各發電機組出力的平均PTDF作為區域的PTDF。上面的例子中，假設當前的NP為60MW，采用平均GSK策略，則GSK為{0.5,0,0.5}，對應發電組合方案5。

不同的GSK策略得到的PTDF不一樣，因此據此計算出來的區域間的可用輸電極限也不一樣。實際中，各區域可根據歷史情況確定各區域的GSK策略，在后續的文章中再對不同的GSK策略進行進一步詳細的分析。

總結

歐洲電力市場的很多環節與美國市場不一樣。其中重要的一點就是阻塞的管理、輸電容量的分配等方面。歐洲采用的是基于報價區的方法，其方法與美國加州、德州早期采用的分區定價的方法不完全一樣。在加州、德州早期的分區定價方法中，首先不考慮區內阻塞進行區間交易出清，然后再考慮區內阻塞進行功率的調整，這可能會增加一部分機組的博弈空間、市場力。歐洲的分區定價方法中，在進行區間交易的可用輸電容量計算、區間交易可行域的計算中，考慮所有可能會影響區間交易的支路，可以是聯絡線，也可以是區內支路，可以是正常運行狀態，也可以是N-1等狀態。歐洲分區定價方法的一個關鍵問題是發電轉移因子GSK的計算，區域TSO選擇的GSK策略與實際市場中的機組組合情況可能造成不一致，因此造成PTDF、關鍵支路可用輸電容量計算的誤差。實際中，歐洲市場通過設置一定的安全裕度的方法來解決這個問題。在后續的文章中我們將對相關問題進行進一步的分析。

作者：

荊朝霞,華南理工大學,教授/博士生導師

陳紫穎,華南理工大學,碩士研究生

季天瑤，華南理工大學,副教授/碩士生導師

原標題:電力市場集中競價的經濟學原理分析（十四阻塞管理基本原理4-歐洲分區競價、輸電容量計算及分配1）