电力市场中市场力与输电网阻塞管理

1、上次课的回顾 1、OPF的计算（梯度、牛顿、解耦） 2、OPF的应用 1）节点电价的计算 2）UC-OPF交易算法 3）输电费用的计算 4）输电网络分区 5）阻塞管理 第一节 输电网阻塞管理 1.输电网阻塞简介 输电阻塞(transmission congestion)是指输电系统由于本 身网络的容量限制，不能满足所希望的输电计划的状 态。它通常指输电系统在正常运行或进行事故安全检 查时出现了以下几种情况： 1 输电线路或变压器有功潮流超过允许极限； 2 节点电压越限； 3 超过输电线路的热容量限制和系统稳定性的限制。 第一节 输电网阻塞管理 1.输电网阻塞简介 在电力体制改革以前，电力交易通

2、常只在相邻区域在电力体制改革以前，电力交易通常只在相邻区域 进行，输电阻塞发生几率较小。进行，输电阻塞发生几率较小。 电力市场环境下，由于输电网的完全开放准入，供电力市场环境下，由于输电网的完全开放准入，供 需双方可以自由确定双边合同，自由竞价，互联区域需双方可以自由确定双边合同，自由竞价，互联区域 的交易增多，甚至出现第三方转运交易，网络的运行的交易增多，甚至出现第三方转运交易，网络的运行 方式不再由系统调度员单方面所能决定，而是由市场方式不再由系统调度员单方面所能决定，而是由市场 中所有电能交易的共同组合来决定。其中，由于任意中所有电能交易的共同组合来决定。其中，由于任意 一笔交易的电量和

3、传输路径均具有不可预测性，因此一笔交易的电量和传输路径均具有不可预测性，因此 网络运行方式的变化完全是随机的。网络运行方式的变化完全是随机的。 第一节 输电网阻塞管理 1.输电网阻塞简介 在理想的电力市场中，电力系统中任意节点的发电机在理想的电力市场中，电力系统中任意节点的发电机 可以自由地向任意节点的负荷供电，从而保证市场的可以自由地向任意节点的负荷供电，从而保证市场的 最大自由度。最大自由度。 然而输电系统的两个基本特性输电阻塞和网损极然而输电系统的两个基本特性输电阻塞和网损极 大地限制了这种自由度。大地限制了这种自由度。 第一节 输电网阻塞管理 1.输电网阻塞简介 在传统的电力工业中，各

4、发电实体统一调度，利润 平均分摊。当实际运行中出现线路功率越限时，短期 的处理方法是用行政的命令调整各发电机出力，如果 经过调整仍不能满足电力系统的安全运行只能靠强行 切除负荷，以降低流过线路的功率。长期的解决办法 就是我们经常听到的对电网的扩建和设备的更新与替 换。 第一节 输电网阻塞管理 1.输电网阻塞简介 1)在实际的电力市场运作中，随着发电、用电市场规 模的增大，功率流动的随意性增大，且网络潮流的分 布主要取决于电力交易的分布，而电力交易以利润最 大化为导向，不可避免地出现输电费用较低的线路传 输功率较大，发电成本较低的机组出力较大的情况， 增加了发生阻塞的机会，特别是对于网络中原先输

5、电 能力较薄弱的区域内输电线路、变压器以及跨区域联 络线来说，如果不采取任何干预措施，将会出现潮流 越限的电能交易组合，形成阻塞.。 o第一节 输电网阻塞管理 o 1.输电网阻塞简介 o 2).2).日前交易模型的简化处理。日前交易模型的简化处理。 o 3). 3).间歇性新能源的大规模入网，使得输电网发生阻间歇性新能源的大规模入网，使得输电网发生阻 塞的机率大增。塞的机率大增。 第一节 输电网阻塞管理 1.输电网阻塞简介 这些方法都存在一个通病那就是： 责权不清，资金分配不明晰。 无论是对于系统运行人员还是电力系统中的各参与者， 以上这些方法都无法给出公平或明确的经济信号。 第一节 输电网阻

6、塞管理 1.输电网阻塞简介 电力市场的出现就是要合理分配资源，公正、公平、 公开的对待所有参与者。传统的解决支路越限的方 法，在新的环境下已不再适用，于是阻塞管理问题 便应运而生。当线路潮流越限时如何分清各方的责 任，如何给出正确而又及时的信息，保障电力系统 安全稳定的运行，公正合理的缓解阻塞是各方研究 的焦点。 第一节 输电网阻塞管理 1.输电网阻塞简介 阻塞现象的发生将会影响到输电网络的安全与稳定 运行，对输电定价和电厂竞价策略均会带来显著影响。 输电阻塞的出现可以造成以下后果:无法建立新的 电力交易合同;使己有的合同不可行:出现预料之外的 强迫停运;局部地区的电价垄断等。因此，建立一种

7、快速、有效、合理的阻塞管理机制对于电力市场的健 康发展十分重要。 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 2. 2.输电网阻塞的经济性影响输电网阻塞的经济性影响 oNo market clearing price, different nodal (zonal) prices（没有统一的市场出清价，只有不同的节点价没有统一的市场出清价，只有不同的节点价） oReduction in the efficiency of the market as measured by the social surplus（市场效率降低市场效率降低） oDead weight loss（产生社会效益损失产生

8、社会效益损失） oCongestion Rents（市场盈余或阻塞费用市场盈余或阻塞费用） oZone partitioning of the market（市场分区市场分区） oReduction in the quantity traded（交易量减少交易量减少） oOpportunity to exercise market power （实现市场力的机会实现市场力的机会） ILLUSTATION EXAMPLE Cm1=20+0.05pA/MW PA=700MW Cm2=25+0.1pB/MW PB=300MW DA=500MW DB=500MW 200MW LMPA= 55/MW L

9、MPB= 55 /MW unconstrained A B Cm1=20+0.05pA/MW PA=550MW Cm2=25+0.1pB/MW PB=450MW DA=500MW DB=500MW 50MW=PABmax LMPA= 47.5/MW LMPB = 70 /MW constrained A B 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 2. 2.输电网阻塞的经济性影响输电网阻塞的经济性影响 (1) (1) 没有统一的市场出清价，只有不同的节点价 图中节点A、B各有一发电商和用户，节点A发电商报价 函数CmA=20+0.05PA(/MW)，最大供给量为 PAmax =700MW，

10、用户需求DA= 500MW。节点B发 电商报价函数CmA=25+0.1PB(/MW) ，用户需求 DB=500MW。用户愿意支付均为80 /MW 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 2. 2.输电网阻塞的经济性影响输电网阻塞的经济性影响 (1) 没有统一的市场出清价，只有不同的节点价 在无网络约束下，由于节点A的发电商供电成本比节点B的发电 商供电成本低，将优先调度节点A的发电商。其中节点A用户从A 发电商购买500MW；节点B用户从A发电商购买200MW，从B发电商 购买300MW。如果以满足需求的最高发电商报价为结算的市场出 清价，这样节点A和B的价格一样，均为55/MW。 如果T

11、AB=50MW，线路AB只能传送50MW。此时节点A用户从A发电商 购买500MW，节点B用户由于网络阻塞只能从A发电商购买50MW， 这样节点A的发电商出力为550MW，节点A的电价为47.5/MW；节 点B用户另外从节点B发电商购买450MW，这样，节点B的电价为 70 /MW。 ILLUSTATION EXAMPLE Cm1=20+0.05pA/MW PA=700MW Cm2=25+0.1pB/MW PB=300MW DA=500MW DB=500MW 200MW LMPA= 55/MW LMPB= 55 /MW unconstrained A B Cm1=20+0.05pA/MW PA

12、=550MW Cm2=25+0.1pB/MW PB=450MW DA=500MW DB=500MW 50MW=PABmax LMPA= 47.5/MW LMPB = 70 /MW constrained A B 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 2. 2.输电网阻塞的经济性影响输电网阻塞的经济性影响 (2) (2)网络阻塞使得社会效益达不到最大化，产生社会效 益损失 按照经济学的观点：市场上的供求均衡可以使买者 和卖者得到的总收益最大化，即社会效益达最大化。 这里社会效益包含消费者剩余和生产者剩余，所谓消 费者剩余为买者的支付意愿减去买者的实际支付量； 生产者剩余为卖者出售一种物品得

13、到的量减去卖者的 成本；如果不考虑网络因素，需求和供给可达到均衡， 此时社会效益达到最大化。 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 2. 2.输电网阻塞的经济性影响输电网阻塞的经济性影响 (2)网络阻塞使得社会效益达不到最大化，产生社会效益损失 在没有网络阻塞时： A节点社会效益=消费者剩余+生产者剩余 =（80 /MW-55 /MW）*700MW +55*700-700*（20 +55）/2=29750 B节点社会效益=消费者剩余+生产者剩余 =（80 /MW-55 /MW）*300MW +55*300-300*（25 +55）/2=12000 社会效益=41750 700 55 80

14、 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 2. 2.输电网阻塞的经济性影响输电网阻塞的经济性影响 (2)网络阻塞使得社会效益达不到最大化，产生社会效益损失 当网络发生阻塞时： A节点社会效益=消费者剩余+生产者剩余 =（80 /MW-47.5 /MW）*550MW +47.5 *550-550*(20 + 47.5)/2=25437.5 B节点社会效益=消费者剩余+生产者剩余 =（80 /MW-70 /MW）*450MW +70*450-450*(25 + 70)/2=14625 社会效益=40062.5 社会效益损失= 41750- 40062.5=1687.5。 550 47.5 80

15、 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 2. 2.输电网阻塞的经济性影响输电网阻塞的经济性影响 （3）网络阻塞产生额外的阻塞费用（或交易盈余）网络阻塞产生额外的阻塞费用（或交易盈余） 所谓交易盈余是指在输电网发生阻塞时，市场运行部门的运行所谓交易盈余是指在输电网发生阻塞时，市场运行部门的运行 成本与市场运行部门支付给发电公司的发电收益之差。这部分成本与市场运行部门支付给发电公司的发电收益之差。这部分 费用由于是阻塞产生的，也称为阻塞费用。费用由于是阻塞产生的，也称为阻塞费用。 LMPA TABmaxMCQ QMW MCQ QMW SG Producer Surplus S- Dead w

16、eight loss /M W LMPB Congested SD Consumer Surplus SM Congestion Rents 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 2. 2.输电网阻塞的经济性影响输电网阻塞的经济性影响 （3）网络阻塞产生额外的交易盈余（或阻塞费用）网络阻塞产生额外的交易盈余（或阻塞费用） 阻塞前：阻塞前： 交易中心从发电商收取：交易中心从发电商收取： 700MW*55/MW+ 300MW*55/MW=55000 交易中心从用户收取：交易中心从用户收取： 500MW*55/MW+ 500MW*55/MW=55000 阻塞后： 交易中心向发电商支付：交易中心

17、向发电商支付： 550MW*47.5/MW+ 450MW*70/MW=57625 /MW 交易中心从用户收取：交易中心从用户收取：500500MWMW* *47.5+500MW47.5+500MW* *70=5875070=58750 交易盈余交易盈余= = 5875058750- -57625 =1125 =1125 pBMW LMPB=55 The dispatch costs paid to the generators assuming no constraint: 700MW*55/MW+ 300MW*55/MW=55000 The dispatch costs paid to th

18、e Load assuming no constraint: 500MW*55/MW+ 500MW*55/MW=55000 0 20 40 60 80 100 120 140 0100200300400500600700800900 1000 140 100 0 900800 700600 500400 300 200100 0 80 60 18 20 0 100 120 Area A LoadArea B Load CmA(pA) CmB(pB) pAMW /MW LMPA=55 Paid to A Gen. Paid to B Gen. /MW The dispatch costs pai

19、d to the generators in constraint : 550MW*47.5/MW+ 450MW*70/MW=57625 /MW The dispatch costs paid to the Load in constraint : 500MW*47.5/MW+ 500MW*70/MW= 5875058750 pBMW LMPA= 47.5 LMPB =70 50MW Tran.Constraint 140 100 0 900800 700600 500400 300 200100 0 80 60 40 20 0 100 120 Area A LoadArea B Load p

20、AMW /MW Paid to A Gen. Paid to B Gen. /MW 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 2. 2.输电网阻塞的经济性影响输电网阻塞的经济性影响 （3）网络阻塞产生额外的交易盈余（或阻塞费用）网络阻塞产生额外的交易盈余（或阻塞费用） 不同市场模式下阻塞费用的计算：不同市场模式下阻塞费用的计算： A A：节点价格结算模式：节点价格结算模式 阻塞费用阻塞费用= =（LMPLMPi i-LMP-LMPj j）* *T TijMAXijMAX 上例中： 上例中： 阻塞费用阻塞费用= =（LMPLMPi i-LMP-LMPj j）* *T TijMAXijMAX =

21、 =（70-47.570-47.5）* *50=112550=1125=交易盈余交易盈余 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 2. 2.输电网阻塞的经济性影响输电网阻塞的经济性影响 （3）网络阻塞产生额外的交易盈余（或阻塞费用）网络阻塞产生额外的交易盈余（或阻塞费用） 不同市场模式下阻塞费用的计算：不同市场模式下阻塞费用的计算： B B：联营模式（系统边际电价结算） 在联营模式下，发用电双方分别向联营中心提交售电竟标和购 电竞标。在不考虑输电约束的条件下，联营中心以购电费用最 小为原则确定市场清算价格CI,M,以及各个发电节点的发电出力 Pi,t。这样，联营中心的总购电费用为: n i

22、 tiMi PCC 1 , 1 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 2. 2.输电网阻塞的经济性影响输电网阻塞的经济性影响 （3）网络阻塞产生额外的交易盈余（或阻塞费用）网络阻塞产生额外的交易盈余（或阻塞费用） 如果以上的发电计划没有造成阻塞，则可以执行。 若出现输电阻塞，则必须在计及输电约束的条件下， 以购电费用最小为目标函数，重新调度发电出力。 通过优化求解，发电出力被重新安排，记这时的发 电出力为Pi,t。阻塞消除后，结算规则为:多发电量多发电量 按发电报价结算，少发电量按按发电报价结算，少发电量按C Ct,M t,M结算 结算 在没有考虑输电约束的发电计划中未被采纳的发电出力可

23、能会因为输电阻在没有考虑输电约束的发电计划中未被采纳的发电出力可能会因为输电阻 塞而获得发电机会，称为塞而获得发电机会，称为“限上限上”( (Constraint On);Constraint On);而在没有考虑输电约而在没有考虑输电约 束的发电计划中己被采纳的发电出力可能会因为输电阻塞而不能够发电，束的发电计划中己被采纳的发电出力可能会因为输电阻塞而不能够发电， 称为称为“限下限下”( (Constraint Off )Constraint Off )。 o因为“限上”而多发的电量由联营中心按实际报价付费补偿。 这样，支付给“限上”的发电方的费用为: o因为“限下”而少发的电量按联营中心按

24、实际报价和联营购入 价之差补偿。这样，支付给“限下”的发电方的费用为: o阻塞费用为：阻塞费用为：C=CC=Con on+C +Coff off-C1 -C1（这部分费用也称uplift费用） Mt n i tiii n i tition CPPCPPC , 1 , 1 , , )()( , 11 ()() nn offi ti tt Mt Mi tt M ii CPPCCP C 0 20 40 60 80 100 120 140 0100200300400500600700800900 1000 140 100 0 900800 700600 500400 300 200100 0 80 6

25、0 18 20 0 100 120 Area A LoadArea B Load CmA(pA) CmB(pB) pBMW pAMW /MW LMPA=55 LMPB=55 Paid to A Gen. Paid to B Gen. The dispatch costs paid to the generators assuming no congestion: 700MW*55/MW+ 300MW*55/MW=55000 The dispatch costs paid to the generators: 550MW*55/MW+ 300MW*55/MW+150*70+150*(47.5-

26、55)=56125 The uplift costs:56125 55000 =1125 140 100 0 900800 700600 500400 300 200100 0 80 60 40 20 0 100 120 Area A LoadArea B Load pBMW pAMW /MW LMPA = 47.5 LMPB =70 Uplift Costs 50MW Tran.Constraint Generation dispatched out of merit order 150MW /MW 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 2. 2.输电网阻塞的经济性影响输电网阻塞的经济

27、性影响 （4）网络阻塞使市场分区网络阻塞使市场分区 当网络阻塞时，使得阻塞线路两端的节点价格不同，由于节点当网络阻塞时，使得阻塞线路两端的节点价格不同，由于节点 价格的不同，使得网络可划分为不同的价格区域。价格的不同，使得网络可划分为不同的价格区域。 123 4 5 G11 G12 G5 G3 G4 L4 L3 L2 区域区域1 1 区域区域2 2 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 2. 2.输电网阻塞的经济性影响输电网阻塞的经济性影响 （5）网络阻塞使得交易量减少网络阻塞使得交易量减少 网络阻塞使得交易量减少是必然的。网络阻塞使得交易量减少是必然的。 （6 6）网络阻塞提供了实现市

28、场力的机会）网络阻塞提供了实现市场力的机会 网络阻塞时，阻塞线路的发电商可采用提高价格或滞留容量等网络阻塞时，阻塞线路的发电商可采用提高价格或滞留容量等 策略来获得更多的利润。策略来获得更多的利润。 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 3. 3.输电网阻塞管理方法输电网阻塞管理方法 输电阻塞管理包括三方面的问题: 1）阻塞调度 2）阻塞定价 3）阻塞费用的分摊 o所谓阻塞调度，是指在电力市场的交易造成输电阻塞的情况下，电力调度中 心通过阻塞管理手段消除阻塞，以确保电网的安全和可靠运行。其主要手段 可以分为两类:(1)尽可能通过调整网络结构和控制器参数改变网络潮流，以 化解阻塞，从而避免

29、更改发电计划及由此引起的附加阻塞费用。实际电网可 以通过控制母线运行方式以及调整变压器分接头、移相器、FACTS装置等操 作整合完成。(2)当采用第一类方法无法满足所希望的输电计划时，可以通 过采取发电方出力的重新调度、双边交易的调整、合同取消或更改等经济行 为来改变发电计划，保证系统的安全可靠运行。 o阻塞费用是指为消除阻塞所引起的额外费用。 o由于在电力市场条件下，阻塞管理不只是为了解决网络约束问题，还必须进 行阻塞费用的合理定价，以实现阻塞费用在市场成员之间的合理分摊，促进 输电网络的有效使用，从而减少阻塞的发生。只有对阻塞费用进行合理定价， 才能真正做到在阻塞情况下非歧视地对待所有市场

30、交易者，实现输电网的公 平开放。因此阻塞费用的合理定价和分摊成为阻塞管理中的核心和焦点问题。 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 3. 3.输电网阻塞管理方法输电网阻塞管理方法 合理的阻塞管理措施应该: 反映阻塞成本 消除阻塞 给用户的长期电网规划提供有用的经济信号 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 3. 3.输电网阻塞管理方法输电网阻塞管理方法 在垄断环境下，整个电力系统的发电、输电、配电是统一管理和统一调 度的，运行方式安排相对比较简单，系统运行的安全、可靠容易得到保证。 这时，输电调度一般可用安全约束经济调度来实现:由于是统一的整体，经 济和安全的矛盾可以被“内在的”折

31、衷。但在电力市场环境下，一方面发、 输、配各公司不再是垂直一体的关系，而是平等互利的经济关系;另一方面， 电能交易不仅存在联营竞价模式，而且存在大量的双边和多边交易合同;这 时，输电调度不仅要保证系统的安全可靠运行，而且要保证输电容量在各成 员间的公平分配，同时为系统各成员提供有效的短期和长期经济信号。 输电阻塞管理就是研究建立一套合理的解除阻塞的市场运行规则，使电力 市场在短期和长期两方面运行在安全范围内，同时促进电力市场的公平竞争， 提高电力市场的运行效益，从而达到电力工业解除管制、建立电力市场的目 的。 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 3. 3.输电网阻塞管理方法输电网阻塞管

32、理方法 所谓阻塞调度，是指在电力市场的交易造成输电阻塞的情况下， 电力调度中心通过阻塞管理手段消除阻塞，以确保电网的安全 和可靠运行。其主要手段可以分为两类:(1)尽可能通过调整网 络结构和控制器参数改变网络潮流，以化解阻塞，从而避免更 改发电计划及由此引起的附加阻塞费用。实际电网可以通过控 制母线运行方式以及调整变压器分接头、移相器、FACTS装置等 操作整合完成。(2)当采用第一类方法无法满足所希望的输电计 划时，可以通过采取发电方出力的重新调度、双边交易的调整、 合同取消或更改等经济行为来改变发电计划，保证系统的安全 可靠运行。 Bus1Bus2 Bus3Bus4 85 MW 80 MW

33、 85 MW 40 MW 40 MW 80 MW Transaction s Amount (MW) From (Gen. )To (Load) 18512 24042 Power limit for each line (MW) Voltage limit for each bus Power factor for each bus 0.951.05 pucos =0.9; tg =0.483 Bus1Bus2 Bus3Bus4 85 MW 80 MW 85 MW 40 MW 40 MW 80 MW 105% 0.96 pu 0.99 pu 0.94 pu 41 Mvar 19 Mvar 4

34、1 Mvar 39 Mvar 39 Mvar 1.00 pu 105% 59% 68% 18% 0.96 pu 0.94 pu 1.00pu0.99pu 50% Options Tansac. 1 Tansac.2 Tansac.3Switch Shunt 1-25MW 2-12MW 3-15MW 450Mvar Bus1 Bus2 Bus3Bus4 60 MW 80 MW 60 MW 40 MW 40 MW 80 MW 0.95 pu 0.99 pu 0.95 pu 29 Mvar 19 Mvar 29 Mvar 39 Mvar 39 Mvar 1.00 pu 24% 97% 61% 19%

35、 64% 85MW 0.95 pu 0.99pu 1.00 pu 0.95 pu 25MW Bus1Bus2 Bus3Bus4 85 MW 80 MW 85 MW 28 MW 28 MW 80 MW 0.97 pu 1.00 pu 0.95 pu 41 Mvar 13 Mvar 41 Mvar 39 Mvar 39 Mvar 1.00 pu 55% 97% 46% 9% 58% 85MW 0.97 pu 1.00pu 1.00 pu 0.95 pu 40MW 12MW Bus1 Bus2 Bus3Bus4 85 MW 65 MW 85 MW 40 MW 40 MW 65 MW 0.97 pu

36、0.99 pu 0.95 pu 41 Mvar 19 Mvar 41 Mvar 31 Mvar 31 Mvar 1.00 pu 74% 95% 36% 19% 64% 85MW 0.97 pu 0.99pu 1.00 pu 0.95 pu 80MW 15MW Bus1 Bus2 Bus3Bus4 85 MW 80 MW 85 MW 40 MW 40 MW 80 MW 1.02 pu 1.02 pu 1.00 pu 41 Mvar 19 Mvar 41 Mvar 39 Mvar 39 Mvar 1.00 pu 26.3 Mvar 25.0 Mvar 69% 97% 46% 37% 59% 85M

37、W 1.02 pu 1.02pu 1.00 pu 1.00 pu 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 3. 3.输电网阻塞管理方法输电网阻塞管理方法 阻塞管理现在一般通过下面几种途径进行: 由ISO确定消除阻塞的方法，并将产生的阻塞成本按 一定的规则公平分配给有关参与者;一般称其为基于集 中控制的阻塞管理; 随着电力市场的发展，源于市场的观念将阻塞管理 看作一种辅助服务，通过市场成员的竞价或建立专门 的输电权市场等市场机制来管理阻塞; 1） 基于集中控制的阻塞管理 基于集中控制的阻塞管理按照阻塞费用分摊方法的 不同，可分为附加费(uplift)方式、节点电价(nodal price)方

38、式等。 （1） 附加费(uplift)方式 这种方式被应用在英国和美国的一些州的电力市场 中。在这些电力市场中，电力的买卖交易通过市场联 营体(Pool)来进行，Pool和发电商之间的结算一般采 用“系统边际价格”方式统一付费。系统边际价格是 在满足机组运行约束的条件下，逐时段、按机组的报 价由低到高进行排序，最后一个满足负荷的机组报价。 但是这一过程并没有考虑输电系统的约束。实际运行中，为达 到安全标准，发电计划会有更改，即有的发电机组会逆序开机 或多发，即“约束开”(constrained-on)，而有的机组会逆序 停机或少发，即“约束关”(constrained-o均。对于“约束开” 的

39、机组按其报价付费;对于“约束关”的机组，除其实发电量按 系统边际价格结算外，还要对其补偿，补偿数额为系统边际价 格减去其报价的差值再乘以其被“限下”的发电量，以弥补厂 商本来可得利润。与最初无约束排序相比，以上所列逆序发电 费用再加上其它一些辅助服务费用构成了市场联营体电能购入 价(即系统边际价格)到电能售出价之间的上升费用，一般称其 为附加费(uplift)。由此可以看出，在这种方式下，将系统因 阻塞而上升的费用分摊给用户，它保护了发电商的利益。 PSP= PPP + UPLIFT UPLIFT上浮电价上浮电价 ILLUSTATION EXAMPLE Cm1=20+0.05pA/MW PA=

40、700MW Cm2=25+0.1pB/MW PB=300MW DA=500MW DB=500MW 200MW LMPA= 55/MW LMPB= 55 /MW unconstrained A B Cm1=20+0.05pA/MW PA=550MW Cm2=25+0.1pB/MW PB=450MW DA=500MW DB=500MW 50MW=PABmax LMPA= 47.5/MW LMPB = 70 /MW constrained A B 无约束发电计划无约束发电计划 有无约束发电计划有无约束发电计划 无约束计划：无约束计划： 交易中心从发电商收取：交易中心从发电商收取： 700MW*55/

41、MW+ 300MW*55/MW=55000 交易中心从用户收取：交易中心从用户收取： 500MW*55/MW+ 500MW*55/MW=55000 PPP=55000 /1000MW=55 /MWh 有约束计划： 交易中心从发电商收取：交易中心从发电商收取： 550MW*55/MW+ 300MW*55/MW+150*47.5+150*(70- 55)=56125 阻塞费用阻塞费用= = 56125-55000 =1125 =1125=UPLIFTUPLIFT PSP=PPP+ UPLIFT=PSP=PPP+ UPLIFT=55 /MWh+1125/1000=56.125 /MWh （2） 节点

42、电价(nodal price)方式 由于节点电价具有明确的经济意义，能为新输电设施和新电厂 的规划提供正确的价格信号，因此基于节点电价的阻塞管理方 式受到青睐。但在节点电价下，由于拥挤分量的作用，负荷节 点电价总是高于电源节点，这样就导致全部用户支出大于全部 电源收入;一般将这一差额称为交易盈余。关于交易盈余的处理， 现在一致的看法是Pool和电网公司不应该拥有这一部分收入， 一种普遍的做法是在发电公司和Pool之间签订传输拥挤合同。 合同规定，Pool在拥挤发生时要支付发电公司 的金 额，其中， 为节点i电价。这实质上将交易盈余用于补偿阻 塞发生后的受损失电厂，它保证了发电公司的稳定收益。

43、() ijij p i i ILLUSTATION EXAMPLE Cm1=20+0.05pA/MW PA=550MW Cm2=25+0.1pB/MW PB=450MW DA=500MW DB=500MW 50MW=PABmax LMPA= 47.5/MW LMPB = 70 /MW constrained A B 按节点电价结算的发电计划按节点电价结算的发电计划 按节点价格结算时，会产生交易盈余按节点价格结算时，会产生交易盈余 交易中心从发电商收取：交易中心从发电商收取： 550MW*47.5/MW+ 450MW*70/MW=57625 /MW 交易中心从用户收取：交易中心从用户收取： 50

44、0500MWMW* *47.5+500MW47.5+500MW* *70=5875070=58750 交易盈余交易盈余= = 5875058750- -57625 =1125 =1125 处理交易盈余的方法是和发电厂商在签定交易盈余的方法是和发电厂商在签定传输拥挤 合同，合同规定，Pool在拥挤发生时要支付发电公 司 的金额，其中， 为节点i电价。 这实质上将交易盈余用于补偿阻塞发生后的受损失 电厂，它保证了发电公司的稳定收益。 () ijij p i 第一节第一节 输电网阻塞管理输电网阻塞管理 3. 3.输电网阻塞管理方法输电网阻塞管理方法 2） 基于市场的阻塞管理 随着电力市场的发展，多种

45、市场运营模式互相结合，使市场交 易形式更加复杂，也给阻塞管理带来了困难。在一个POOL和双 边交易模式共存的市场环境，在网络阻塞时如何确定各种交易 的优先权、并做出公平的阻塞管理策略对系统运行员是一个头 痛的问题。为避免优先性原则确定不当而引起争议，产生了基 于市场的阻塞管理方法。现在基于市场的阻塞管理方法主要有 两类:一类是基于平衡市场，在阻塞时依据电厂和用户的调整报 价来消除阻塞:另一类是基于输电权市场，在进行电能交易的同 时进行输电权交易，拥有输电权的交易商在阻塞时用有优先权。 2） 基于市场的阻塞管理 基于平衡市场:平衡市场在现货市场关闭之后开放，它 的目的就是建立一个对所有市场参与者

46、完全开放的市 场竞争环境，给没有完成电能交易目地的市场参与者 提供一个再交易的机会。因此，实时平衡市场具有维 持系统功率平衡和阻塞管理的功能。 传输阻塞发生后，系统运行员根据平衡市场中发电商 和用户参与调节的报价意愿，运行阻塞管理程序以确 定计划调整方案。其目标函数一般为调整费用最小， 约束条件包括机组出力约束、线路容量约束等。 2） 基于市场的阻塞管理 基于平衡市场的数学模型（可采用最优潮流技术求解）： 目标函数： 约束条件： (1）系统有功平衡约束 (2)机组容量上下限约束 (3)支路有功安全约束 1 min()( ) N iii i fPC PP 1 0 N i i P ,m in,m

47、ax,ii oiii o PPPPP ,m in,m ax,LL oLLL o PPPPP 第二节 电力市场的市场力分析 理想的电力市场,其市场结构和管理规则应设计良 好,能够引导市场进入一种充分竞争的状态,以实现社会 效益的最大化。由于市场参与者的博弈行为可能危害 系统运行或引起市场价格明显高出竞争的水平, 因此理 想市场中不应存在博弈行为。不幸的是, 改革中的电力 市场由于高进入壁垒、投资见效的长期性、电力需求 弹性的缺乏等原因，使之具有寡头竞争市场的特征， 因而参与电力竞争的市场参与者们必然拥有市场力行 使的可能性。 第二节 电力市场的市场力分析 市场力，或称市场势力，是一个或一组企业对

48、 某一行业价格和生产决策的控制程度.市场力的存在与 否与该商品市场的市场结构、该商品的稀缺性以及该 商品的价格弹性等因素有密切的联系。完全垄断市场 下，企业拥有高度的市场力，而在完全竞争的市场下， 各市场参与者都是价格的接受者，因而没有市场势力 的存在。 第二节 电力市场的市场力分析 o美国联邦能源委员会（FERC）对市场力的定义如下: oMarket power is defined as the ability to withhold capacity or services, to foreclose input markets, or to raise rival firms cost

49、s in order to increase prices to consumers on a sustained basis without related increases in cots or value. (FERC 2000a) oFERC对电力市场市场力的定义为市场力是市场中其中 一个或多个市场参与者能够操纵市场、抬高市场价格 从而获利的能力。市场力确定的两点要素分别为存在 着行使市场力的行为容量持留或价格提升，以及由 于该行为的行使导致利润的增加。 第二节 电力市场的市场力分析 市场力主要有两种形式，分别为垂直市场力和水 平市场力两种。垂直市场力主要产生于拥有生产、输 送电能的

50、两个或以上重要环节的某一个公司或企业， 特别是输电系统。他们能够控制瓶颈输电线路只让自 己所属的发电公司使用这些线路，从而达到获取高额 利润的目的。电力工业市场化的目标之一就是开放输 电网络、保证输电系统使用的公平性，因此必须打破 传统的电力公司发、输、配一体化的局面，也就是消 除传统的电力公司所拥有的垂直市场力。 第二节 电力市场的市场力分析 而水平市场力则指市场中某一参与者能够控制市场价格而 获利的能力，一般由市场结构决定。不同的市场结构，市场 参与者能够操纵市场的能力也不同。电力工业市场化改革初 期，目标是能够打破传统的电力公司发、输、配一体化的局 面，开放输电网，消除电力公司所拥有的垂

51、直市场力。然而， 由于电力工业的特殊性，参与发电市场竞争的厂商数量有限， 使得电力市场表现出明显的寡头竞争态势，各发电厂商因此 可能拥有很强的水平市场力。多个电力市场的运营经验也表 明了由于参与者滥用所拥有的水平市场力导致了某些市场运 行的失败.同时，输电系统的输电容量限制，产生的输电权市 场，又再次为各发电厂商拥有垂直市场力创造了可能。因此 对市场力的关注、监管及相应平抑措施的制定和不良市场机 制的改善始终贯穿在电力工业市场化改革的进程中。 第二节 电力市场的市场力分析 发电侧电力市场中产生市场力的主要因素： 1） 输电阻塞 在电力系统中，电能是通过输电线来传送的，由于 传输线容量限制或电网

52、自身的缺陷，存在“瓶颈”现 象，使得输电线输送的潮流在达到满载值后就不能再 在线路潮流方向上增加电能，使输电网络发生阻塞。 输电阻塞可能是长期的电网规划不合理而产生的，也 可能是由于某一时段内负荷突然增长，导致发电出力 迅速增加而输电线路容量不足产生的输电阻塞。 第二节 电力市场的市场力分析 发电侧电力市场中产生市场力的主要因素： 1） 输电阻塞 输电系统容量限制不仅仅是由传输线的电气容量 限制，另外还有：变压器容量限制、节点电压约束、 暂态稳定约束和维持系统电压稳定约束等等。输电线 路容量约束或阻塞产生会把一个大的电力系统分割成 几个互不连通的孤立部分,这些孤立部分之间不能相 互传输电能,即

53、使某一部分电力供给不足，其他电能 便宜的地区也无法输送电能进来，这就可以使本区域 的发电商实施市场力来提高电价，获得垄断利润。 第二节 电力市场的市场力分析 发电侧电力市场中产生市场力的主要因素： 2）需求价格弹性 当需求弹性大时，如果价格提高，需求量下降较大。 如果需求弹性较小，价格提高时，需求量下降较小。 发电侧电力市场中，需求侧不参与竞争，因此电力这 种特殊商品的需求价格弹性很小，发电商容易操纵市 场，行使市场力，大幅度提升报价。虽然报价提高但 是其市场份额并不会大幅度地减少(甚至不减少)，从 而使发电商可以充分实施市场力以获取不合理的超额 利润。 第二节 电力市场的市场力分析 发电侧电

54、力市场中产生市场力的主要因素： 3）发电商电量持留 电量持留指在电力市场环境下，市场本身的容量固有短缺 和人为造成的短缺(如发电商故意在电力需求较高的时段安排 检修，使发电机全部或部分停运)，抬高市场出清价格的经济 行为。发电商实施市场力的最直接方法是提高报价，但市场 管制者通过每日反复观察，对发电机组成本有大致的了解， 发电商不可能长期用报高价策略来实施市场力。因此发电商 通常采用隐蔽性更高的策略电量持留，让系统用边际成 本更高的机组发电来满足负荷平衡，以抬高市场出清价，增 大市场力。 第二节 电力市场的市场力分析 发电侧电力市场中产生市场力的主要因素： 3）发电商电量持留 第二节 电力市场

55、的市场力分析 发电侧电力市场中产生市场力的主要因素： 4）发电商市场份额 一般来说，参与竞价发电商越多，发电商的市场份额越 小，发电侧市场力就越小。当发电公司所占市场份额很大 时，一般该公司具有一定垄断市场的力量，也就是说该公 司可以通过减少出力来提高电价。 5）发电商联盟 合谋是指市场中某几个或者所有发电公司通过事先私下 达成的协议联合投标，从而占有一个较大的市场份额以达 到控制清算电价的目的，获取超额利润。 第二节 电力市场的市场力分析 o电力市场中市场力的评估方法 根据经济学和产业组织学理论，评估市场参与者所拥有 的潜在市场力主要采用指数法，一般有两类。其一为基 于市场各参与者所占市场份

56、额的市场集中程度指数，如 集中度指数 (Concentration Ratio, CR)、HHI指数 (Hirschman-Herfindall Index, HHI)。另一类则是采 用反映市场竞争程度的行为指数，如勒纳指数LI(Lerner Index)、价格成本指数 (Price Cost Margin Index, PCMI)等，可以分成事先预测和事后分析两种方法进行 对市场中存在的市场力的评估。 o电力市场中市场力的评估方法 表征市场集中程度的集中度指数表征市场集中程度的集中度指数 (1) 集中度指数CR(Concentration Ratio): n经济学中，集中度指数CR为市场中前

57、K个所占市场份额 较大的市场参与者的市场份额总和，表达式为: 1 ,(4,8,20) K i i CRsK K表示市场中前K个所占市场份额较大的市场参 与者数目，也是参与集中度指数评估的市场参与者数 目，一般为4、8或20，对应的集中度指数分别为 CR4、CR8和CR20； si表示第i个市场参与者的市 场份额(百分值)。如果集中度指数CR为100，表示 该市场为完全垄断市场，市场参与者拥有很强的市场 势力；如果集中度指数为0，则表示该市场为完全竞 争市场，各市场参与者所占市场份额非常小，无法操 纵或控制市场中商品价格，因此无市场力行使现象的 存在；而但集中度指数介于0与100之间时，则表示

58、该市场处于寡头垄断竞争，市场参与者拥有一定的市 场力。 o（2）HHI集中指数 另一个市场集中度指数Hirschman-Herfindall Index采用的是所有市场参与者所占市场份额的平方 和，表示成: K表示市场中发电公司的个数，si表示第i个发电公司 的市场份额(百分值)。当HHI大于1800时，可以认 为此时市场高度集中；当HHI介于1000与1800时， 则该市场被认为适度集中；而当HHI小于1000时， 市场相当于完全竞争市场。HHI越大，市场越集中， 市场势力被滥用的可能性就越大。一般认为，如果市 场中的市场参与者达到或超过10个时，市场可以视 为完全竞争市场，这可以根据HHI

59、指数得到验证。 2 1 K i i H H I s o表征市场竞争程度的价格表征市场竞争程度的价格-成本裕度指数成本裕度指数 价格成本裕度指数建立在完全竞争市场的基础上。完全竞 争市场中所有的市场参与者都是价格的接受者，而不是价格 的制定者，因此没有市场势力的存在。价格成本裕度指数 是实际的市场价格与预估的完全竞争市场价格相比较后的相 对值，能够反映该商品市场的操纵程度，即各市场参与者可 能拥有的潜在市场力程度。价格成本指数有两大类：勒纳指 数 (Lerner Index，简称LI)和 价格成本指数(Price Cost Margin Index，简称PCMI): o表征市场竞争程度的价格表征

60、市场竞争程度的价格-成本裕度指数成本裕度指数 (1)勒纳指数勒纳指数 (Lerner Index，简称，简称LI) 其中，p为市场中实际商品价格，MC（marginal cost） 为该商品的边际成本，ed为市场中该商品的价格弹性系数， 为商品的价格变化所引起的需求量变化的大小程度 1 d pMC LI pe 勒纳指数反映了市场中参与者采用策略手段后提升市 场商品价格的能力。如果实际价格越远离该商品的边 际成本，说明市场中该参与者拥有的市场力就越大， 市场中的竞争程度就越低。 (2)价格成本指数价格成本指数 (PCMI): n当市场中存在多个竞争者时，各竞争者所拥有的潜 在市场力可以采用价格成