阻塞管理機制對發電商合約收益的影響

劉 軍，袁 超，周 源

（1.國網浙江省電力有限公司經濟技術研究院，杭州 310008；2.南京師范大學，南京 210000；3.浙江工商大學，杭州 310018）

0 引言

隨著我國電力市場改革的不斷深化，市場主體、市場交易品種逐漸多樣化，跨區、跨省交易的電能交易比例不斷增加，輸電網絡運營環境越來越復雜，輸電阻塞問題日益受到關注[1-4]。

當發、用電計劃所決定的電力潮流超出電網輸送能力，導致一個或多個電網安全約束越限時，電力市場就會出現輸電阻塞[5-6]。 此時系統調度機構必須采取各種措施來進行阻塞管理，其主要措施就是在某些節點增加注入，而在其他一些節點減少注入。 阻塞管理的目標有以下三點：一是制定滿足系統安全標準的有功發電計劃；二是提供與有功的發電計劃一致的、合理的經濟信號；三是用有效的經濟手段降低阻塞帶來的風險[2]。目前，諸多學者對阻塞管理及其定價機制進行了大量研究。 文獻[3]綜述了不同交易模式情況下最優阻塞管理方法，闡述了對應的阻塞調整目標，歸納了動態阻塞、跨區域交易阻塞管理、阻塞定價及阻塞成本分攤機制。 文獻[7]從技術和非技術角度將阻塞管理分為兩大類，其中又將非技術角度分為基于電力市場和非電力市場兩個方面，詳細總結了過去數十年中不同的阻塞管理方法，介紹了相關國家阻塞管理措施。 但目前絕大部分研究都以阻塞管理對現貨市場運營的影響為主，很少涉及其對電力合約方面的影響。

本文在對阻塞管理機制進行分類的基礎上總結目前國外典型電力市場中的一些阻塞管理措施，并以英國及澳大利亞電力市場為例，分析阻塞管理對發電商在合約收益上的影響，并對我國電力市場阻塞管理機制提出建議。

1 阻塞管理機制分類

從時間角度，阻塞管理可分為遠期與短期。遠期阻塞管理是解決輸電網絡阻塞的根本方法，即改變網絡的物理特性以提高網絡輸電容量，一種是投資，新建或者擴建新的輸電網絡；另一種是依賴于現有的網絡資源，配置有載調壓變壓器或者FACTS（柔性交流輸電系統）等相關控制器。此外在遠期阻塞管理中一般還會通過電價調整、公布可用傳輸容量、分配傳輸容量所有權等辦法避免阻塞的發生。 短期阻塞管理則是在現有電能交易中出現或即將出現阻塞問題時，電力市場調度運營機構按照一定的優化原則，將經濟因素和靈活性因素納入考慮，通過物理及經濟手段，實現消除阻塞的過程[8]。 在實際運行中多采用遠期阻塞管理與短期阻塞管理相配合的方式。

阻塞管理在不同國家的不同電力市場模式下，都需要與之相適應的市場機制，即如何引導市場成員調整其發電注入和電力負荷。 本文將阻塞管理市場機制主要分為兩種。

一種是阻塞修正法，也稱為再調度法。 該方法分為兩個階段，第一階段首先進行無電網安全約束的市場出清，然后調度機構判斷市場出清結果所對應的潮流是否造成阻塞，如存在輸電阻塞，則接下來的階段調整發電商（或用戶）在第一次無約束出清中所形成的發電計劃（或用電計劃），也就是調整特定位置的發電注入和用電流出，并給予發電商（或用戶）一定費用。 英國電力市場阻塞管理是該方法的典型代表。 北歐電力市場阻塞管理的區域電價結合對銷交易也屬于此類方法。

另一種是阻塞定價法，也可稱作LMP（節點電價）機制，即在市場出清時考慮網絡安全約束，限制市場成員的電力交易，只有能夠產生可行潮流的電力交易才被允許。 一旦出現輸電阻塞，不同節點的市場出清價格不同，以反映在不同節點滿足新增負荷需求的不同成本。 節點電價在美國大部分電力市場中得到應用，比如美國PJM、紐約、新英格蘭、加州、德州等電力市場。 澳大利亞國家電力市場中采用的區域電價機制是該機制的簡化版本，今后會逐漸過渡到節點電價。

總體而言，分散式電力市場的阻塞管理一般采用再調度法，而集中式電力市場多采用節點電價機制。

2 國外典型電力市場中的阻塞管理

2.1 美國PJM 市場的阻塞管理

作為北美地區最大的電力市場PJM 電力市場是阻塞定價法的典型代表，發電機組按照其發電母線處的LMP 進行結算，負荷方按照其負荷母線處的LMP 進行支付，阻塞成本由負荷需求方支付，需求方與供給方兩處的LMP 差值為阻塞差值[9-11]，并利用FTR（金融輸電權）對因阻塞而產生的金融風險進行規避。

2.2 澳大利亞NEM 的阻塞管理

澳大利亞NEM（國家電力市場）采用電力庫模式，市場運行中心根據發電企業報價、用電負荷預測以及電網運行狀態，基于節點電價原理決定發電機組（站）出力（由NEMDE 調度工具自動優化完成）。 但電力價格信號并沒有采用可以直接反映阻塞成本的節點電價方法，而是按行政州劃分為五個電價區，價區電力供應的邊際價格為即為價區市場出清價，即價區負荷每增加1 MW 后增加的發電量報價，出清價定義在RRN（價區參照點）上，稱為RRP（區域參照電價）。 各區域的市場成員均按所在區域的RRP 進行結算。

2.3 英國電力市場阻塞管理

英國電力市場（包括英格蘭及威爾士）在1989—2000 年將強制電力庫模式投入應用，電力聯營中心會首先根據發電商報價進行日前無約束出清，在SMP（系統邊際價格）基礎上進行實時約束出清（再調度）處理輸電阻塞。 自2000 年起英國電力市場放棄電力庫模式，采取NETA（新型電力交易約定）模式。 2005 年蘇格蘭電網加入，即NETA模式在全英國范圍內推行，稱為BETTA（英國電力交易和輸電約定）模式。 NETA 模式主要將雙邊合約交易作為基礎，發電商將所屬機組自行調度，而調度機構NGET 不再對其進行集中調度，NGET只承擔平衡市場的作用。 在此模式中調度NGET在平衡市場中通過接收Offer 和Bid 報價實行再調度，來解決系統的不平衡電量以及運行約束。在英國電力庫模式與NETA 模式阻塞管理中，最主要的區別在于無約束出清與約束出清的時候是否采用了同一組報價。 電力庫模式中采用了“一次報價，兩次出清”，市場成員日前申報的一組價格不僅用于日前無約束出清，也用于實時的約束出清。 而在NETA 模式下，采用“兩次報價，兩次出清”，在無約束出清之前進行一次報價，而在平衡市場需要市場成員申報Offer 和Bid 報價來處理阻塞及功率不平衡問題。

2.4 北歐電力市場阻塞管理

北歐電力市場是世界上第一個國際化電力競爭市場，2000 年成立時主要包括4 個國家：瑞典、芬蘭、挪威、丹麥，現在已經逐步與俄羅斯等歐洲部分國家實現了電網互聯。 對于輸電網阻塞管理大致有下面兩個手段：一是在日前市場中對市場采取區域電價，將北歐四國劃分為不同的區域，市場參與者在各自所在區域內提供相應的報價，Nord Pool 在不考慮網絡約束的情況下計算系統邊際電價。 若成交的交易滿足網絡約束，則整個北歐電力市場將以相同的價格即系統電價出清。 當輸電線路存在阻塞時，則分別計算每個區域的分區電價。 二是在各價區中采用類似英國NETA 模式的再調度方法在實時平衡市場中進行阻塞管理，以回購原則（也叫做對銷交易），通過生成與阻塞潮流方向相反的交易來消除阻塞。

3 阻塞管理對發電商在合約收益上的影響分析

阻塞管理措施可能會對因阻塞而減少無約束時發電量的發電商在合約收益上產生影響。 對于PJM，市場成員基于節點電價簽訂金融合約，并通過FTR 對沖阻塞費用，其合約已經涵蓋阻塞風險。 因此本文主要選取英國和澳大利亞的電力市場進行分析。 北歐市場與英國NETA 模式相似，也不再作分析。

3.1 英國電力市場阻塞管理模式對發電商在合約收益上的影響

3.1.1 英國早期電力庫模式

英國早期電力庫采用發電側單邊報價方式，日前根據負荷預測情況進行無約束出清計算，即出清時不考慮網絡約束，得到無約束調度結果，包括：每個時段的SMP 及每臺發電機組在每個時段的出力水平。 在交易日的每個時段，考慮實際的負荷及網絡約束等情況進行再調度。 相對日前無約束出清結果出力增加電量的機組稱為“限上”機組，出力減少電量的機組稱為“限下”機組。

發電商的結算包括電量電價和容量電價兩部分。 電量電價分4 種情況：

（1）列入無約束出清調度計劃且實際運行的電量：按SMP 結算。

（2）列入無約束出清調度計劃但未運行的（限下）電量：按照（SMP-報價）進行補償結算。

（3）未列入無約束出清調度計劃但實際運行（限上）電量：按照其報價進行結算。

（4）未列入無約束出清調度計劃且實際未運行電量：結算價為零。

容量電價是發電商無論是否發電都可以得到的容量價格，用于鼓勵發電商為系統提供充足的發電容量。 容量電價根據LOLP（容量不足概率）及VOLL（停電損失）計算：LOLP·（VOLL-SMP）。

電力庫模式下，英國電力市場成員多通過差價合約規避現貨電價風險。 差價合約中所涉及的批發電價是SMP，PPP（電力庫購電電價），PSP（電力庫售電電價）。 從英國電力庫模式的阻塞管理機制來看，再調度并不改變SMP 或PPP，對限下機組因為阻塞管理而減少的電量，按照機會成本的價格進行了補償，從下節的算例分析可以看出，發電企業在差價合約上的收益無明顯影響。

3.1.2 英國NETA 模式

NETA 模式下合約市場主要包括中長期合約交易和短期現貨合約交易兩種。 中長期合約主要通過雙邊自行組織的場外交易完成。 短期現貨交易主要由電力交易中心PX 來完成。 短期現貨合約交易和中長期合約交易在交易時均不計網絡的安全約束。

在交易時段前1 h，合約市場關閉進入平衡機制。 交易雙方需在關閘前提交該交易時段的合約電量及FPN（發用電計劃），并可以提交增減出力的Offer 和Bid 申報。 平衡機制中，調度機構NGET 通過接收市場成員的Offer 和Bid 解決系統的不平衡電量和運行約束。

其中，Bid 就是市場成員向調度付錢，進行機組降出力或需求增負荷的報價；Offer 就是市場成員向調度收費，進行機組增出力或需求減負荷的報價。 依據Bid 減少發電量的機組可以稱為限下機組，依據Offer 增加發電量的機組可以稱為限上機組，其各自合約電量結算不受該調整量的影響。

由于發電機組的Bid 價格一般低于其邊際發電成本，所以限下機組相當于用低于其邊際發電成本價的方式在平衡市場中購買了電量以完成自己的合約電量，因此其合約收益不會因阻塞管理而減少。

3.2 澳大利亞NEM 阻塞管理對發電商在差價合約收益上的影響

在2.2 節中已經說明澳大利亞NEM 基于節點電價原理確定機組出力，但卻以價區參考節點的價格作為區域內機組的結算價格RRP。 因此當價區內存在阻塞時，相關受影響機組出現限上和限下兩種情況：

（1）限上。 報價高于所在區域RRP，卻被調度出力。

（2）限下。 報價低于所在區域RRP，卻無法被調度出力。

對于限下機組來說，其在RRP 價格下應有的現貨收益因為阻塞而減少了，但澳大利亞NEM當前的市場規則中對限上及限下機組均無補償。如果限下機組簽訂了差價合約，因金融合約的結算需要參考區域RRP，因此限下機組的合約收益會受RRP 價格的影響，在RRP 價格較高的情況下，可能會對限下機組造成金融風險，詳細分析見4.2 節算例。

4 算例分析

4.1 英國電力市場算例

英國電力市場阻塞管理對限下機組合約的影響，以圖1 中簡單的兩節點算例進行分析。 A 節點2 臺機組容量分別PA1max=290 MW 和PA2max=30 MW，B 節點1 臺機組容量為PBmax=120 MW，對應發電商發電成本分別是pA1=150 ￡/MWh，pA2=220￡/MWh 和pB=300 ￡/MWh，線路AB 傳輸極限PABmax是70 MW，A，B 兩個節點的負荷分別是PLA=180 MW 和PLB=120 MW。

4.1.1 電力庫模式

假設市場成員按照成本報價。 首先無約束出清無需考慮電力系統復雜的潮流模型，通過簡單的排隊計算得到全網統一出清電價SMP。 在約束出清中再考慮所有約束，形成一個可行的發電計劃，即：

（1）無約束出清：PA1=290 MW，PA2=10 MW，PB=0 MW，SMP=220 $/MWh。

（2）約束出清：PA1=250 MW，PA2=0 MW，PB=50 MW。 相比于無約束出清，約束出清后，GA1少發了40 MW 電量，GA2少發了10 MW，均為限下機組。 GB多發了50 MW 的電量，為限上機組。 假設市場成員按照成本報價，那么SMP 反映了限下機組在無約束市場出清時的收益。

假定發電商GA1簽訂了雙向差價合約，結算參考價格為SMP，該交易時段合約價格pC=200￡/MWh，合約電量為100 MW。

有無阻塞時，發電商GA1差價合約收入均為：

無阻塞情況下，其在現貨市場中的收益為：

有阻塞情況下，其在現貨市場中的收益為：

式中：40×（220-150）為限下機組補償。

顯然發電商GA1通過差價合約在電力庫中最終獲得的收益均為20 300 ￡-2 000 ￡=18 300 ￡，并沒有因為阻塞管理措施而有變化。 同理對于發電商GA2也是如此。

4.1.2 NETA 模式

假設發電商GA1該交易時段的合約量及FPN為280 MW，合約價格pC=200 ￡/MWh，在平衡機制中的Bid 申報價pb=145 ￡/MWh。

在不考慮電量偏差的情況下，無阻塞時發電商GA1的收益為：

若有阻塞時，發電商按調度下調30 MW，則發電商GA1的收益為：

可見由于Bid 申報價格一般低于發電商發電成本，所以限下機組減少的發電量并不減少其合約收益，甚至有可能獲得更高收益。

4.2 澳大利亞電力市場算例

設圖2 中A，B 兩個節點均在澳大利亞電力市場同一價區，調度機構按照節點電價原理確定出力，市場僅需要進行一次出清，即有約束出清。

設機組按照邊際成本報價，pA1=120 $/MWh，pA2=150 $/MWh，pB=180 $/MWh，設B 點為價區參照點，則該區域電價pRRP=180 $/MWh。

圖2 澳大利亞電力市場阻塞管理兩節點算例

雖然pA2＜pRRP，但GA2機組卻因為阻塞無法被調度，成為限下機組，在現貨市場的收入為0 $。若其簽訂了雙向差價合約，結算參考價格為pRRP，合約價格pC=200 $/MWh，合約電量為100 MW，則GA2的差價合約收入為：

若例中pB=650 $/MWh，即該區域電價pRRP為650 $/MWh，則GA2的差價合約收入為：

由上述分析可以看出：若區域電價低于其所簽合約價格，則發電商GA2會因為簽訂差價合約而獲利；但若區域電價高于其所簽合約價格，發電商GA2則有可能因其差價合約的簽訂而造成較大的經濟損失。

實際中，發電商考慮到這種風險往往會減少差價合約量或在簽訂差價合約時簽訂較高的價格。此外，機組在現貨市場中為了避免成為限下或限上機組，可能會采取一些極端的策略報價行為，按最低限價（-$1 000 MWh）報價以避免成為限下機組，按最高限價（$1 000 MWh）報價以避免成為限上機組。 這種報價行為會影響整個市場的運行效率。

5 結論

通過英國和澳大利亞電力市場的對比可以看出，阻塞管理對合約收益的影響主要在于是否對限下機組進行補償，兩種方式各有其利弊。

英國采用補償的方式，其優點在于不影響機組的收益，有利于發電商接受市場調度結果。 其缺點是缺少必要的經濟信號以緩解阻塞的產生。

澳大利亞采用無補償方式，其優點在于可為市場提供一種經濟信號，引導發電商避免在限下機組所在節點投建新的機組，而應在限上機組所在節點投建低成本的機組。 但缺點是機組不樂于接受調度結果，可能會在現貨及合約市場中采取一些博弈行為，影響市場效率。

當前我國正在進行中長期交易為主、現貨交易為補充的電力市場建設，并在8 個地區進行了現貨市場試點。 阻塞管理機制是現貨市場建設中的關鍵問題之一，如果不能保障發電商合理的合約收益也勢必影響中長期市場的建設。 對于采用再調度機制的市場，建議借鑒英國的補償模式；對于采取類似PJM 節點電價機制的市場，建議在中長期交易中設立針對節點電價的差價合約；對于基于節點電價機制但按照區域或統一電價結算的市場，如果采用澳大利亞的無補償方式可能不利于發電企業接受電力市場改革，建議采用英國的有補償方式，基于機組核定的邊際成本與市場電價之差進行補償，相關成本可考慮通過用戶分攤回收，今后逐步過渡到節點電價。