電力市場阻塞管理

電力市場阻塞管理是指制定一系列規則，有效地控制發電機和負荷，使系統的短期運行具有一定的安全和可靠性裕度，同時為系統的長期投資規劃提供有效信息。阻塞管理的內涵非常廣泛，處理十分複雜，它與市場交易和系統運行的各個方面都緊密關聯。影響它的主要因素有:競爭模式(single buyer/wholescale，市場交易模式(聯營體，雙邊，混合模式等)，交易時序(期貨交易，現貨交易，實時平衡)，交易範圍(獨立市場，跨區域交易，過網)，處理方式(集中最佳化，分散最佳化)，阻塞調整目標(成本最小，效益最大，調整量最小)等。

基本介紹

• 中文名：電力市場阻塞管理
• 外文名：Power market congestion management
• 類型：電力市場管理
• 本質：交易計畫調整策略的制定問題
• 領域：能源
• 學科：電氣工程

簡介

電力工業正在由傳統的壟斷管制型向競爭監管型轉變。解除管制、引入競爭已經成為世界各國電力行業發展的總趨勢。電力工業的這一巨大改革就是要將電力工業納入市場經濟框架，通過市場競爭來實現資源的最佳化配置，提高效率，降低成本，優質服務，合理規劃，促進電力工業長期持續穩定發展。

電力市場與其他商品市場的不同在輸電環節表現得尤為突出:電能輸送通過結構複雜的輸電系統進行，要遵守基爾霍夫定律，同時必須滿足多種物理約束，輸電路徑十分複雜，且不能人為指定。因此輸電服務及定價，特別是輸電成本回收，網損分攤，以及阻塞管理與定價已成為電力市場研究的熱點。 1992年美國頒布的能源政策法案(EPAct)提出了輸電網開放的概念，其目的是為發電市場提供一個規範而公平的競爭環境。1994年IEEE的輸電網開放工作組在當年的IEEE冬季會議上就這一問題進行了專題討論。

隨著輸電網開放以及跨區域電能交易的日益增多，特別是我國大區聯網、西電東送等工程的實施，輸電阻塞問題將日益嚴重。輸電系統阻塞的原因是:輸電線的熱容量限制和系統的穩定性限制。系統輸送容量的限制帶來的影響是使系統的安全J陛和穩定性受到威脅，使電能交易計畫無法實現，影響資源的最佳化配置和利用，還可能導致市場力的濫用，引起電價的扭曲。

阻塞管理的目標是制定一系列規則，有效地控制發電機和負荷，使系統的短期運行具有一定的安全和可靠性裕度，同時為系統的長期投資規劃提供有效信息。從短期而言，阻塞管理需要制定一公平的削減交易的計畫和制定新的調整準則，從而實現電力系統的最優安全經濟調度，保證系統安全可靠運行;從長期而言，阻塞管理應該通過價格信號為系統的長期健康發展提供激勵。

阻塞管理的最優調度

由於電力商品具有無法大量存儲，且必須實時平衡等特點，所以目前所有的電力市場都設立了系統運行機構(ISO，以負責系統的安全調度、執行阻塞管理等任務。短期阻塞管理是一交易計畫調整策略的制定問題，即最優調度問題。它決定系統資源的短期最佳化配置並確保系統的安全性。

電力市場存在多種交易模式，如聯營體交易模式、雙邊和多邊交易模式，以及聯營體和雙邊混合交易模式。在不同的交易模式下，系統調度人員將面對不同的最佳化問題。

對於聯營體和雙邊混合交易模式，存在著遠期契約市場(forward contract market)和現貨市場(spotmarket)，包括日前市場(day ahead)和時前市場 C hour ahead，以及實時平衡市場(real-timebalancing market)。在進行調度時需要考慮遠期契約和現貨市場的權重(即優先權)。系統運行人員根據大家共同接受的交易計畫，調整規則及權重等以調整交易計畫，最後得到可行的計畫。而在實時平衡市場，則需要利用輔助服務以保證系統的安全穩定性。

目前的最佳化調度大多是以最優潮流為出發點的。以下對不同交易模式下的最優調度進行分析討論。

單純聯營體交易模式的阻塞調度

在單純聯營體交易模式中，發電公司(有些電力市場大用戶也參與投標)向市場組織者提交下一交易時段所能提供的電力和價格曲線，組織者根據負荷預測及所有投標，按照滿足負荷要求、供需平衡且生產成本最低原則確定發電計畫和交易價格。

聯營體交易模式下的阻塞管理方法可分為兩類:一類是考慮各種系統約束，直接利用最優潮流 OPF得到滿足約束條件的最優發電計畫;另一類在投標確定的市場出清價(Market Clearing PriceMCP)基礎上，根據某種原則對發電計畫進行安全校正。

直接OPF阻塞管理

以經濟調度為基礎的實時電價理論，已經隱含了Pool模式的雛形;提出了節點電價模型(nodal pricing)和Poolco交易模式，其阻塞管理的實質就是一基於集中調度的最優潮流問題。

最優潮流的數學模型可描述為確定一組使目標函式最小的最優控制變數u，並滿足等式和不等式約束條件:

聯營體阻塞管理的特點

能夠較為精確地確定發電計畫，同時提供節點電價等經濟信息是聯營體阻塞管理方法的顯著優點。其缺點除OPF本身的算法複雜性及透明性不夠外，另一個不容忽視的問題是聯營體阻塞管理假設用戶投標信息反映了其成本和收益。而實際情況是，發電商在利益最大化的驅動下，會採用策略性的投標行為，尤其當競爭對手較少時會出現操縱市場的情況(如早期英國電力市場)。這使得以成本最小為目標的最佳化模式失去了意義。為了解決此問題，需要從市場設計方面，尋找更為有效的交易模式。

雙邊交易模式的阻塞調度

電力市場的雙邊交易模式是指發電商和用戶直接簽訂購售電交易計畫。

大量的雙邊交易很難保證同時可行，ISO必須對雙邊交易進行校核。因此雙邊交易阻塞管理是如何調整和削減雙邊交易，不同的調整目標即有不同的調整模式。

聯營體和雙邊交易混合模式的阻塞調度

聯營體和雙邊交易混合模式是目前幾乎所有電力市場都採用的交易模式。在此模式下，既存在發電商和用戶之間的雙邊長期供電契約，也設立日前(day-ahead)和時前(hour-ahead)聯營體模式現貨投標市場，同時為保證系統的安全、頻率和負荷平衡，還設立了實時平衡市場(real-time balancingmarket)。

目前對混合模式下阻塞管理的研究主要集中在兩個方面:當預測到阻塞發生時按照何種原則進行調整和削減各種交易;實時平衡市場如何調度。

交易的優先權不同，調度最佳化目標也不同。

提出了虛擬交易網路(virtualtransaction network)和交易矩陣(transaction matrix)的概念。各種交易模式(pool bilateral } multilateral均可用交易矩陣表示。以此為分析框架，輸入變數為交易計畫，處理網路阻塞時不考慮經濟性，使用OPF程式進行調整，調整原則為交易矩陣的偏差最小。即2.3.3混合模式阻塞管理的特點

混合模式的顯著優點是允許存在雙邊和聯營體等多種交易。但也因此而使阻塞調度變得複雜。需要解決的問題有:契約電量和現貨電量的比例、計畫需調整時按何種原則調整各種類型交易、支付因子(willingness-to-pay)的合理設定、獲取實時市場輔助服務的問題和計及輔助服務及其成本的調度目標等。

分散最佳化的阻塞調度

在聯營體交易中，ISO根據市場成員的投標確定調度計畫;在雙邊交易中，交易商需要提交微增和微減投標以備ISO調整交易計畫之用。對於確保系統安全，這種基於集中最佳化思想的調度方式無疑具有優勢，但其缺點也很明顯，即如果存在策略性的投標行為，最終的調度計畫很難保證其經濟上的最優性，ISO的黑箱操作容易讓人對調度的公平性和透明性產生懷疑。

為了使市場運作更加透明，充分調動市場成員參與的積極性，一些學者提出了基於分散最佳化思想的阻塞調度方法。

分散最佳化的阻塞管理更符合市場化的分散決策原則。但這方面的研究目前還處於理論探索階段，實際套用中需要非常複雜的市場機制，充分的信息共享，因而在目前的技術條件下尚難實現。儘管如此，分散最佳化的阻塞管理方法提供了非常好的Jaa,路，決策分散化應該是未來發展的方向。

跨區域阻塞管理

為了實現更大範圍的資源最佳化配置，同時在更大的市場內進行競爭，網路互聯與區域間的功率交換日益頻繁。美國聯邦能源管制委員會(FERC)在1999年12月頒布了Order2000}，其核心是成立名為地區輸電機構(Regional TransmissionOrganization RTO)的協調組織。Order2000要求那些擁有、運行或控制州與州之間輸電設備的公共機構或公司必須成立一個RTO機構來管理輸電網和提供輸電設備。1996年12月，歐共體通過法案Directive 96/92/EC，決定成立統一的歐共體內部電力市場(Internal electricity market, IEM )。 1999年，歐洲輸電系統管理委員會(Association of EuropeanTransmission System Operators ETSO)成立，負責系統的輸電管理。

區域之間聯絡線容量的限制，產生了區域間的阻塞管理問題。與單個ISO區域內的阻塞管理不同的是，各個區域都有自己的ISO以負責本區域的調度，而區域之間的阻塞管理則通過跨區域的集中調度或通過ISO之間的協調來實現。

目前區域間阻塞管理的方法主要有兩種:基於分散式OPF的阻塞管理方法和基於市場化的阻塞定價方法。

基於分散式OPF的跨區域阻塞管理

分散式OPF是大型互聯電力系統最佳化運行的有力工具。利用其進行跨區域阻塞管理的關鍵和難點在於區域之間的分解和協調。目前區域間解藕技術主要有兩種:引入“虛擬節點，並將其複製到各個區域[不變網路結構，在各區域的OPF模型中考慮聯絡線潮流的影響[。

基於市場化的阻塞定價方法

基於分散式OPF的跨區域阻塞管理方法除了OPF本身計算方面的問題外，還存在解藕算法的複雜性、信息交換要求高等缺點。因此有學者提出了利用區域間的阻塞定價來解決阻塞的方法。 北歐電力市場中發電資源以水為主，資源和負荷都隨緯度而有規律地分布，輸電網呈輻射狀，劃分區域較為容易，因此其阻塞管理有獨特之處。對於環網，市場分裂法是否適用尚待研究。

動態阻塞管理

除了系統的穩態約束條件外，動態安全性問題也是一個不容忽視的因素，因此有學者提出了動態阻塞的概念。動態阻塞管理與傳統的動態安全性評估不同的是，在電力市場環境下除考慮技術因素外，還要考慮經濟因素。

動態安全性評估是研究系統在擾動情況下，經過一系列的暫態過程，能否達到一可接受的穩定運行狀態的能力。通常有兩種調整手段可保證系統的穩定性[[47]①通過系統的控制設備進行調整(如開斷支路，使用FACTS裝置，調節變壓器分接頭、勵磁機、調速器等);②調整系統的潮流方式(如發電機的再調度，交易計畫的調整等)。前者對市場參與者是“無成本的”(事實上可能會向市場參與者收取額外費用);後者則是“有成本的”，它通常也包括採取預防性措施和補救性措施。目前動態阻塞管理的研究集中在通過市場手段採取預防性措施以保證系統的安全性。

動態阻塞管理的主要問題是:如何將系統的動態安全約束納入ISO的最佳化調度，如利用市場機制使市場成員參與動態阻塞管理，如何衡量動態阻塞管理的成本。

阻塞定價和阻塞成本分攤

產生阻塞的原因是由於電能交易對輸電容量的需求超過了輸電網路自身的容量限制。因此，為了解決阻塞問題，必定會引起附加的阻塞成本C congestion cost)。阻塞成本以何種形式出現、如何對阻塞成本進行定價、以何種原則分攤阻塞成本，這些問題與市場的交易模式和阻塞管理的方法密切相關。需要指出的是，阻塞定價和阻塞成本分攤是相關的問題。前者關注的是如何確定阻塞成本，即阻塞的價格是多少;後者決定了如何在市場參與者之間公平合理地分擔阻塞成本。

隱性阻塞定價和成本分攤

隱性阻塞定價和成本分攤發生於基於OPF的節點電價模式。由於網路約束條件的存在，各個節點或區域的電價將出現差異，發電機和負荷按照所在節點的電價付費。在這種模式下，阻塞成本並不明顯的體現出來，而是通過支付節點電價隱性地分攤了。輸電約束的影子價格(shadow price)和節點。

顯性阻塞定價和成本分攤

最簡單的顯性成本分攤原則是將阻塞成本作為附加費(uplift)分攤給所有用戶。英國早期電力市場中，“限上”和“限下”機組引起的附加費及輔助服務費都作為附加費分攤給用戶。這種方法顯然是有失公平的。

另一分攤原則是按照電能交易對線路的使用率，即對阻塞的“貢獻”進行分攤，稱為基於使用率的分攤原則。分析了雙邊交易下的阻塞成本分攤。分攤原則是:將阻塞成本分攤到阻塞線路，再將阻塞線路的成本分攤到各個交易。但此種分攤原則的公平性有待進一步研究。提出了Pool模式下基於報價的再調度方法及阻塞成本分攤原則。實際上仍然是基於使用率的分攤方法。

到目前為止，還沒有一個分攤阻塞成本的方法能夠同時解決公平性和有效性的問題。