阻塞管理机制对发电商合约收益的影响

刘 军，袁 超，周 源

（1.国网浙江省电力有限公司经济技术研究院，杭州 310008；2.南京师范大学，南京 210000；3.浙江工商大学，杭州 310018）

0 引言

随着我国电力市场改革的不断深化，市场主体、市场交易品种逐渐多样化，跨区、跨省交易的电能交易比例不断增加，输电网络运营环境越来越复杂，输电阻塞问题日益受到关注[1-4]。

当发、用电计划所决定的电力潮流超出电网输送能力，导致一个或多个电网安全约束越限时，电力市场就会出现输电阻塞[5-6]。 此时系统调度机构必须采取各种措施来进行阻塞管理，其主要措施就是在某些节点增加注入，而在其他一些节点减少注入。 阻塞管理的目标有以下三点：一是制定满足系统安全标准的有功发电计划；二是提供与有功的发电计划一致的、合理的经济信号；三是用有效的经济手段降低阻塞带来的风险[2]。目前，诸多学者对阻塞管理及其定价机制进行了大量研究。 文献[3]综述了不同交易模式情况下最优阻塞管理方法，阐述了对应的阻塞调整目标，归纳了动态阻塞、跨区域交易阻塞管理、阻塞定价及阻塞成本分摊机制。 文献[7]从技术和非技术角度将阻塞管理分为两大类，其中又将非技术角度分为基于电力市场和非电力市场两个方面，详细总结了过去数十年中不同的阻塞管理方法，介绍了相关国家阻塞管理措施。 但目前绝大部分研究都以阻塞管理对现货市场运营的影响为主，很少涉及其对电力合约方面的影响。

本文在对阻塞管理机制进行分类的基础上总结目前国外典型电力市场中的一些阻塞管理措施，并以英国及澳大利亚电力市场为例，分析阻塞管理对发电商在合约收益上的影响，并对我国电力市场阻塞管理机制提出建议。

1 阻塞管理机制分类

从时间角度，阻塞管理可分为远期与短期。远期阻塞管理是解决输电网络阻塞的根本方法，即改变网络的物理特性以提高网络输电容量，一种是投资，新建或者扩建新的输电网络；另一种是依赖于现有的网络资源，配置有载调压变压器或者FACTS（柔性交流输电系统）等相关控制器。此外在远期阻塞管理中一般还会通过电价调整、公布可用传输容量、分配传输容量所有权等办法避免阻塞的发生。 短期阻塞管理则是在现有电能交易中出现或即将出现阻塞问题时，电力市场调度运营机构按照一定的优化原则，将经济因素和灵活性因素纳入考虑，通过物理及经济手段，实现消除阻塞的过程[8]。 在实际运行中多采用远期阻塞管理与短期阻塞管理相配合的方式。

阻塞管理在不同国家的不同电力市场模式下，都需要与之相适应的市场机制，即如何引导市场成员调整其发电注入和电力负荷。 本文将阻塞管理市场机制主要分为两种。

一种是阻塞修正法，也称为再调度法。 该方法分为两个阶段，第一阶段首先进行无电网安全约束的市场出清，然后调度机构判断市场出清结果所对应的潮流是否造成阻塞，如存在输电阻塞，则接下来的阶段调整发电商（或用户）在第一次无约束出清中所形成的发电计划（或用电计划），也就是调整特定位置的发电注入和用电流出，并给予发电商（或用户）一定费用。 英国电力市场阻塞管理是该方法的典型代表。 北欧电力市场阻塞管理的区域电价结合对销交易也属于此类方法。

另一种是阻塞定价法，也可称作LMP（节点电价）机制，即在市场出清时考虑网络安全约束，限制市场成员的电力交易，只有能够产生可行潮流的电力交易才被允许。 一旦出现输电阻塞，不同节点的市场出清价格不同，以反映在不同节点满足新增负荷需求的不同成本。 节点电价在美国大部分电力市场中得到应用，比如美国PJM、纽约、新英格兰、加州、德州等电力市场。 澳大利亚国家电力市场中采用的区域电价机制是该机制的简化版本，今后会逐渐过渡到节点电价。

总体而言，分散式电力市场的阻塞管理一般采用再调度法，而集中式电力市场多采用节点电价机制。

2 国外典型电力市场中的阻塞管理

2.1 美国PJM 市场的阻塞管理

作为北美地区最大的电力市场PJM 电力市场是阻塞定价法的典型代表，发电机组按照其发电母线处的LMP 进行结算，负荷方按照其负荷母线处的LMP 进行支付，阻塞成本由负荷需求方支付，需求方与供给方两处的LMP 差值为阻塞差值[9-11]，并利用FTR（金融输电权）对因阻塞而产生的金融风险进行规避。

2.2 澳大利亚NEM 的阻塞管理

澳大利亚NEM（国家电力市场）采用电力库模式，市场运行中心根据发电企业报价、用电负荷预测以及电网运行状态，基于节点电价原理决定发电机组（站）出力（由NEMDE 调度工具自动优化完成）。 但电力价格信号并没有采用可以直接反映阻塞成本的节点电价方法，而是按行政州划分为五个电价区，价区电力供应的边际价格为即为价区市场出清价，即价区负荷每增加1 MW 后增加的发电量报价，出清价定义在RRN（价区参照点）上，称为RRP（区域参照电价）。 各区域的市场成员均按所在区域的RRP 进行结算。

2.3 英国电力市场阻塞管理

英国电力市场（包括英格兰及威尔士）在1989—2000 年将强制电力库模式投入应用，电力联营中心会首先根据发电商报价进行日前无约束出清，在SMP（系统边际价格）基础上进行实时约束出清（再调度）处理输电阻塞。 自2000 年起英国电力市场放弃电力库模式，采取NETA（新型电力交易约定）模式。 2005 年苏格兰电网加入，即NETA模式在全英国范围内推行，称为BETTA（英国电力交易和输电约定）模式。 NETA 模式主要将双边合约交易作为基础，发电商将所属机组自行调度，而调度机构NGET 不再对其进行集中调度，NGET只承担平衡市场的作用。 在此模式中调度NGET在平衡市场中通过接收Offer 和Bid 报价实行再调度，来解决系统的不平衡电量以及运行约束。在英国电力库模式与NETA 模式阻塞管理中，最主要的区别在于无约束出清与约束出清的时候是否采用了同一组报价。 电力库模式中采用了“一次报价，两次出清”，市场成员日前申报的一组价格不仅用于日前无约束出清，也用于实时的约束出清。 而在NETA 模式下，采用“两次报价，两次出清”，在无约束出清之前进行一次报价，而在平衡市场需要市场成员申报Offer 和Bid 报价来处理阻塞及功率不平衡问题。

2.4 北欧电力市场阻塞管理

北欧电力市场是世界上第一个国际化电力竞争市场，2000 年成立时主要包括4 个国家：瑞典、芬兰、挪威、丹麦，现在已经逐步与俄罗斯等欧洲部分国家实现了电网互联。 对于输电网阻塞管理大致有下面两个手段：一是在日前市场中对市场采取区域电价，将北欧四国划分为不同的区域，市场参与者在各自所在区域内提供相应的报价，Nord Pool 在不考虑网络约束的情况下计算系统边际电价。 若成交的交易满足网络约束，则整个北欧电力市场将以相同的价格即系统电价出清。 当输电线路存在阻塞时，则分别计算每个区域的分区电价。 二是在各价区中采用类似英国NETA 模式的再调度方法在实时平衡市场中进行阻塞管理，以回购原则（也叫做对销交易），通过生成与阻塞潮流方向相反的交易来消除阻塞。

3 阻塞管理对发电商在合约收益上的影响分析

阻塞管理措施可能会对因阻塞而减少无约束时发电量的发电商在合约收益上产生影响。 对于PJM，市场成员基于节点电价签订金融合约，并通过FTR 对冲阻塞费用，其合约已经涵盖阻塞风险。 因此本文主要选取英国和澳大利亚的电力市场进行分析。 北欧市场与英国NETA 模式相似，也不再作分析。

3.1 英国电力市场阻塞管理模式对发电商在合约收益上的影响

3.1.1 英国早期电力库模式

英国早期电力库采用发电侧单边报价方式，日前根据负荷预测情况进行无约束出清计算，即出清时不考虑网络约束，得到无约束调度结果，包括：每个时段的SMP 及每台发电机组在每个时段的出力水平。 在交易日的每个时段，考虑实际的负荷及网络约束等情况进行再调度。 相对日前无约束出清结果出力增加电量的机组称为“限上”机组，出力减少电量的机组称为“限下”机组。

发电商的结算包括电量电价和容量电价两部分。 电量电价分4 种情况：

（1）列入无约束出清调度计划且实际运行的电量：按SMP 结算。

（2）列入无约束出清调度计划但未运行的（限下）电量：按照（SMP-报价）进行补偿结算。

（3）未列入无约束出清调度计划但实际运行（限上）电量：按照其报价进行结算。

（4）未列入无约束出清调度计划且实际未运行电量：结算价为零。

容量电价是发电商无论是否发电都可以得到的容量价格，用于鼓励发电商为系统提供充足的发电容量。 容量电价根据LOLP（容量不足概率）及VOLL（停电损失）计算：LOLP·（VOLL-SMP）。

电力库模式下，英国电力市场成员多通过差价合约规避现货电价风险。 差价合约中所涉及的批发电价是SMP，PPP（电力库购电电价），PSP（电力库售电电价）。 从英国电力库模式的阻塞管理机制来看，再调度并不改变SMP 或PPP，对限下机组因为阻塞管理而减少的电量，按照机会成本的价格进行了补偿，从下节的算例分析可以看出，发电企业在差价合约上的收益无明显影响。

3.1.2 英国NETA 模式

NETA 模式下合约市场主要包括中长期合约交易和短期现货合约交易两种。 中长期合约主要通过双边自行组织的场外交易完成。 短期现货交易主要由电力交易中心PX 来完成。 短期现货合约交易和中长期合约交易在交易时均不计网络的安全约束。

在交易时段前1 h，合约市场关闭进入平衡机制。 交易双方需在关闸前提交该交易时段的合约电量及FPN（发用电计划），并可以提交增减出力的Offer 和Bid 申报。 平衡机制中，调度机构NGET 通过接收市场成员的Offer 和Bid 解决系统的不平衡电量和运行约束。

其中，Bid 就是市场成员向调度付钱，进行机组降出力或需求增负荷的报价；Offer 就是市场成员向调度收费，进行机组增出力或需求减负荷的报价。 依据Bid 减少发电量的机组可以称为限下机组，依据Offer 增加发电量的机组可以称为限上机组，其各自合约电量结算不受该调整量的影响。

由于发电机组的Bid 价格一般低于其边际发电成本，所以限下机组相当于用低于其边际发电成本价的方式在平衡市场中购买了电量以完成自己的合约电量，因此其合约收益不会因阻塞管理而减少。

3.2 澳大利亚NEM 阻塞管理对发电商在差价合约收益上的影响

在2.2 节中已经说明澳大利亚NEM 基于节点电价原理确定机组出力，但却以价区参考节点的价格作为区域内机组的结算价格RRP。 因此当价区内存在阻塞时，相关受影响机组出现限上和限下两种情况：

（1）限上。 报价高于所在区域RRP，却被调度出力。

（2）限下。 报价低于所在区域RRP，却无法被调度出力。

对于限下机组来说，其在RRP 价格下应有的现货收益因为阻塞而减少了，但澳大利亚NEM当前的市场规则中对限上及限下机组均无补偿。如果限下机组签订了差价合约，因金融合约的结算需要参考区域RRP，因此限下机组的合约收益会受RRP 价格的影响，在RRP 价格较高的情况下，可能会对限下机组造成金融风险，详细分析见4.2 节算例。

4 算例分析

4.1 英国电力市场算例

英国电力市场阻塞管理对限下机组合约的影响，以图1 中简单的两节点算例进行分析。 A 节点2 台机组容量分别PA1max=290 MW 和PA2max=30 MW，B 节点1 台机组容量为PBmax=120 MW，对应发电商发电成本分别是pA1=150 £/MWh，pA2=220£/MWh 和pB=300 £/MWh，线路AB 传输极限PABmax是70 MW，A，B 两个节点的负荷分别是PLA=180 MW 和PLB=120 MW。

4.1.1 电力库模式

假设市场成员按照成本报价。 首先无约束出清无需考虑电力系统复杂的潮流模型，通过简单的排队计算得到全网统一出清电价SMP。 在约束出清中再考虑所有约束，形成一个可行的发电计划，即：

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

（2）约束出清：PA1=250 MW，PA2=0 MW，PB=50 MW。 相比于无约束出清，约束出清后，GA1少发了40 MW 电量，GA2少发了10 MW，均为限下机组。 GB多发了50 MW 的电量，为限上机组。 假设市场成员按照成本报价，那么SMP 反映了限下机组在无约束市场出清时的收益。

假定发电商GA1签订了双向差价合约，结算参考价格为SMP，该交易时段合约价格pC=200£/MWh，合约电量为100 MW。

有无阻塞时，发电商GA1差价合约收入均为：

无阻塞情况下，其在现货市场中的收益为：

有阻塞情况下，其在现货市场中的收益为：

式中：40×（220-150）为限下机组补偿。

显然发电商GA1通过差价合约在电力库中最终获得的收益均为20 300 £-2 000 £=18 300 £，并没有因为阻塞管理措施而有变化。 同理对于发电商GA2也是如此。

4.1.2 NETA 模式

假设发电商GA1该交易时段的合约量及FPN为280 MW，合约价格pC=200 £/MWh，在平衡机制中的Bid 申报价pb=145 £/MWh。

在不考虑电量偏差的情况下，无阻塞时发电商GA1的收益为：

若有阻塞时，发电商按调度下调30 MW，则发电商GA1的收益为：

可见由于Bid 申报价格一般低于发电商发电成本，所以限下机组减少的发电量并不减少其合约收益，甚至有可能获得更高收益。

4.2 澳大利亚电力市场算例

设图2 中A，B 两个节点均在澳大利亚电力市场同一价区，调度机构按照节点电价原理确定出力，市场仅需要进行一次出清，即有约束出清。

设机组按照边际成本报价，pA1=120 $/MWh，pA2=150 $/MWh，pB=180 $/MWh，设B 点为价区参照点，则该区域电价pRRP=180 $/MWh。

图2 澳大利亚电力市场阻塞管理两节点算例

虽然pA2＜pRRP，但GA2机组却因为阻塞无法被调度，成为限下机组，在现货市场的收入为0 $。若其签订了双向差价合约，结算参考价格为pRRP，合约价格pC=200 $/MWh，合约电量为100 MW，则GA2的差价合约收入为：

若例中pB=650 $/MWh，即该区域电价pRRP为650 $/MWh，则GA2的差价合约收入为：

由上述分析可以看出：若区域电价低于其所签合约价格，则发电商GA2会因为签订差价合约而获利；但若区域电价高于其所签合约价格，发电商GA2则有可能因其差价合约的签订而造成较大的经济损失。

实际中，发电商考虑到这种风险往往会减少差价合约量或在签订差价合约时签订较高的价格。此外，机组在现货市场中为了避免成为限下或限上机组，可能会采取一些极端的策略报价行为，按最低限价（-$1 000 MWh）报价以避免成为限下机组，按最高限价（$1 000 MWh）报价以避免成为限上机组。 这种报价行为会影响整个市场的运行效率。

5 结论

通过英国和澳大利亚电力市场的对比可以看出，阻塞管理对合约收益的影响主要在于是否对限下机组进行补偿，两种方式各有其利弊。

英国采用补偿的方式，其优点在于不影响机组的收益，有利于发电商接受市场调度结果。 其缺点是缺少必要的经济信号以缓解阻塞的产生。

澳大利亚采用无补偿方式，其优点在于可为市场提供一种经济信号，引导发电商避免在限下机组所在节点投建新的机组，而应在限上机组所在节点投建低成本的机组。 但缺点是机组不乐于接受调度结果，可能会在现货及合约市场中采取一些博弈行为，影响市场效率。

当前我国正在进行中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场建设，并在8 个地区进行了现货市场试点。 阻塞管理机制是现货市场建设中的关键问题之一，如果不能保障发电商合理的合约收益也势必影响中长期市场的建设。 对于采用再调度机制的市场，建议借鉴英国的补偿模式；对于采取类似PJM 节点电价机制的市场，建议在中长期交易中设立针对节点电价的差价合约；对于基于节点电价机制但按照区域或统一电价结算的市场，如果采用澳大利亚的无补偿方式可能不利于发电企业接受电力市场改革，建议采用英国的有补偿方式，基于机组核定的边际成本与市场电价之差进行补偿，相关成本可考虑通过用户分摊回收，今后逐步过渡到节点电价。