第2章-电力市场模式

第二章电力市场模式本章介绍基于实时交易的电力市场模式和基于交易合同的电力市场模式。2-1基于实时交易的电力市场模式一、基于实时交易的电力市场在传输和配电线运行作为垄断部门，电力市场重组强调在发电和零售服务中的竞争潜力。网络之间的相互作用使开放入口线路的制度和价格分配的设计复杂化。 当考虑传输网的特殊运行可靠性要求时，批发市场的制度设计可以使批发和零售竞争都适应这个入口。由系统操作员协调的基于联合运营中心的短期电力市场为建立开放入口系统提供了基础。系统操作员的协调是不可避免的， 并且在经济调度前提下的基于投标的实时电力市场为市场参与者创造了一个竞争性的批发市场环境。联合的边际电价定义了传输使用的机会成本，支持传输权利不受系统的实际使用的限制。 合同系统可以为短期运行和建立在市场激励上的长期投资提供联系。批发市场设计的核心组成如下：由系统操作员协调的基于投标并受安全约束的经济调度的短期实时电力市场。市场清算区域价格包括边际损失和阻塞的实时电力交易。等价于传输源和目的地之间的地区价格差异的短期传输使用费用的双边贸易。使用前一日报价、定价和合同，和具有实时市场电价的实时平衡的两个结算系统。用以分配传输权利益的传输阻塞合同。包含电网综合成本和其他固定费用的网络入口费用。负荷使用其他解捆辅助服务的使用费用。以下将详细给出同时支持批发和零售电力交易的竞争性电力市场设计中的基本组成。竞争性电力市场的经济性发

电

侧输

电

侧管制发

电

侧输

电

侧管制管制图2-1 电力批发市场结构具有经济性的电力市场的一般框架为评估市场设计成员提供了一个参考点。这个批发电力市场的框架为电价和入口同时也为零售竞争提供了一个基础。电力市场的重构通常强调纵向集成系统的功能解捆。通常的将其分为发电、输电和配电分法是不恰当的。在电力市场的环境中，传输线和运营中心调度是非常重要的部门。电力系统的特殊环境对一个高效、大规模的电力市场是一个障碍。而由系统操作员协调的电力运营中心则可以克服这些障碍。可靠运行是任何一个电力系统的主要要求和约束。就拿电力网的强的、复杂的相互作用而言，目前自由潮流传输网的技术水平需要一个协调传输系统使用的系统操作员。传输使用控制即调度控制是调整电网使用的主要或唯一的手段。 因此，对传输网开放入口也就是开放调度入口。必须存在一个系统操作员协调电网传输系统。并且，该系统操作员应该独立于现有的电力部门和其他的市场参与者，所有市场的参与者可以获得平等的待遇。在电力市场分析中，要建立一个竞争性的市场，关键的总是如何设计传输和调度之间在过程和电价上的相互影响。为了提供一个高效的竞争性的批发电力市场运行的综述，有必要区分由系统操作员协调的短期运行和包含合同和投资的长期决策。现假设有一竞争性电力市场，市场参与者是电价的收取者并包括发电者和理想用户。在这个问题中，批发市场中远离发电机侧运行的配电者是用户的一部分。就短期运行而言，这个系统是非常简单的，并且有可能给出像机会成本之类有意义的概念。一旦短期运行经济性确立之后，长期运行的要求也就显示而易见了。对短期和长期决策之间的联系的关注可以分隔电力市场的特殊属性。短期运行电力市场就电力角度而言，短期运行是一般很长的时间，但就人而言是一段很短的时间—半个小时。短期运行电力市场相对来说比较简单，在短期运行中，已经做出地区投资决定。电厂、输电网和配电线路都已建立。用户和发电者之间有联系，购电者、售电者、电力经济人和其他服务部分的工作也大部分完成。唯一存在的决定就是电力的交付，这在短期电力市场中是实实在在的商品生产。每半个小时，市场竞争性地运行，将实际功率从发电侧送到用户侧。每个电厂的发电机在生产实际功率时都有一个边际费用，同样用户也根据每半个小时的电价的不同对电力需求量也不相同。收集各发电机的发电成本，按最低到最贵的顺序对发电机进行排序，得到发电机次序表。这个最优次序表确定了短期运行的边际费用曲线，并用于控制电力供给。同样，用户的需求量对提供联合报价计划。发电者和用户并不是单方面作用，他们都为调度员提供信息，以确定每个给定时段哪些电厂投入运行。电力联合运营中心为实现在给定短期运行边际成本前提下的有效的电力调度提供了一个模型。虽然调度需要不总出现，但是在这延伸部分并不存在概念和技术上的困难。系统操作员控制系统的运行，以参考者在投标中的报价为参考，实现供电和需求的有效平衡。这个有效的集中调度与市场结果是完全吻合的。就同一个负荷的要求而言，最低成本调度和竞争性市场调度是相同的。传统电力交易中心和市场方式下的电力交易的主要区别在于用户对价格的决定作用。在传统电力交易模型中，用户付费，发电者获得平均费用。如图2-2所示边际成本仅仅确定了最低成本调度，边际成本是竞争性电力市场电价的确定标准。从发电报价曲线上给出的边际成本的来源可以发现传统集中式调度与分散市场观点的显著不同。一般来说，给定发电厂给定时间内的发电成本数据来自对发电能源成本所做的工程评估。但是，在市场模式下，这些依赖于工程评估得到的数据是不准确的。因为实际的机会成本还可能包含其他的因素，比如；不包括在燃料费用中的对持续供电的不同程度要求。用发电者的市场投标来代替发电者的工程评估（只包含燃料费用的显示）是完全可取的。每次报价确定一个给定半小时内的发电者可以接受的最低价格。这些报价用以调整调度。电价（电价（$/MWh）7-7：30PM电价LI 冷短期运行边际成本\ r1117-7:30PM需求9-9：30AM电价2-2：30AM电价；\14， p: 人9-9:30AM需求■ |\;2-2:30AM需求E" 1Q1 Q2 Qmax MW图2-2短期运行电力市场只要发电者接受市场清算价格， 并且有足够的竞争者，以致于每个发电者都假设自己不会被定义为边际发电机组，那么此时的发电者最优报价就是实际的边际成本： 如果报价太高将失去运行的机会，但并不会改变接受的电价。报价太低，获得了运行机会同时却要承担所得收入低于发电成本的风险。因此，在有大量的竞争者同时又不存在联合的情况下，短期运行集中调度市场模型可以从购电者和售电者的报价中确定成交价。 系统操作员将该报价视为供电和买电的价格，并以市场均衡价格使发电者和用户利益最大化之间实现平衡。 因此，在短期运行中，电力是一种商品，从选定的发电侧自由地流进电网，并在希望的用户侧输出。每半个小时，用户根据该半小时内消耗的总的电量以短期运行边际价格支付费用， 发电者则按同一标准收取费用。在短期运行中，每个成员支付或收取实际的机会成本。 费用按一个简单的结算过程完成结算。传输阻塞短期运行电力市场模型的观点目前已经很普遍，并且在许多国家的电力运营中可以找到。然而并不是所有的电能在同一地点产生并消耗， 事实上，发电者和用户之间是通过一个自由潮流传输网和配电线路相联系的。在短期运行中，传输相对来说也是简单的。 输电网已经建成，每个成员除了特定的工程要求无需其他就可以满足最低技术标准。 在这个短期运行的环境中，传输可以简单地认为在电网的某一部分注入电能而在另一部分输出。 电力潮流由实物交易规则确定， 但是潮流的核心问题是分散，或者以虚拟的协议路径或是以更复杂的定位方法。 某处注入另一处输出的简单模型抓住了必须具备的真实性。在这个简单模型中，通过在传输中引入损失和可能拥塞费用，使短期运行电力市场复杂化。功率在线路上传输时碰到阻扰， 阻扰产生损失。因此，在系统中， 至少根据损失的边际影响，将功率输送到不同地点的边际成本是不同的。 在处理这些损失时，竞争性电力市场实际运行和理论并不需要做大的改变。经济调度会考虑这些损失，相应地调整市场平衡电价。在技术上，这会带来由地区决定的不同的边际成本和不同的电价。 但是，短期运行的电力市场模型和运营仍保留。传输阻塞将引起相关的影响。短期运行中的传输网的限制可能会制约功率的远距离输送，从而在某些地区出现远高于边际成本的价格。 最简单的情形，功率通过传输线路从成本最低的地点输送到价格最高的地点。 如果这条线路有约束条件， 在需求高峰期，并非所有在低成本地区产生的功率都可以被利用， 某些成本低的电厂将退出运行。在这种情况下，需求将由一些成本较高的电厂来满足。 在无约束条件下，这些高成本的电厂是不投入运行的， 但由于传输阻塞，使得他们投入运行。由于传输阻塞，两个地区的边际成本存在差异。在低成本地区的功率边际成本与该地区的未投入运行的最低成本的发电机费用差不多， 否则该发电机将投入运行。类似有高成本地区的边际成本与该地区的投入运行的最贵的发电机费用差不多，否则该发电机将退出运行。这两个费用之间的差异，边际损失的净差，就是阻塞租金。由阻塞引起的边际费用差异可以大到无约束情况下的发电成本。如果一个廉价的燃煤电厂退出运行，而一个成本多于2倍的燃油电厂投入运行，那么边区间的边际价格差异肯定比燃煤电厂的燃料成本要大。这个结论并不只存在于两地区单输电线的简单情形。在一个实际的电网中，这种相互作用更加复杂。受线路热限制和母线电压限制的封闭潮流以及各种意外事故，但是其结论是相同的。由于传输网阻塞导致传送到不同地点的边际成本相差一倍，这种例子是很多的。如果存在传输阻塞，那么，短期运行电力市场模型及其边际成本的确定必须包括约束条件的影响。这个扩展在原理上没有什么困难。唯一的影响是，此时的电力市场每一个地区都包含有一套价格。经济调度仍然是最低成本平衡。发电机仍像以前一样报价，这个价格是所在地所能接受的最低价格。用户也会报价，在可调度的需求下，这个价格是用户所在地能支付的最高价格。经济调度过程在考虑了发电机成本、损失及阻塞的联合影响后，确定每一地区的相应电价。按照他们自己的供电量和需求量，每个成员只看到单一的价格，这就是他们所处地区的基于地区边际成本的功率价格。如果传输价格有必要，一般对传输的定义指的是在某一地区提供功率在另一地区消耗功率，那么，相应的传输价格就应当是两个地区间的价格差异。该柜架也可以很方便地拓展到双边电力交易的情形。如果市场参与者希望制订两个地区之间的传输计划，传输的机会成本就是这两个地区的实时电价差异引起的传输价格。所以，短期运行传输使用价格是有效且公平的。另外，同一原则可以应用于多结算的框架（包括前一日报价计划和实时调度）。在实际中，这种情形尤为重要，但并不改变电力市场的基本结构。这种拥有报价和集中高度的短期运行竞争电力市场与经济调度相一致。在短期运行中，地区价格定义了实际并全部的机会成本。在每半个小时内，每台发电机和每个用户只看到一个价格，并且这个价格随着改变的供电量和需求量而波动。在经济调度和地区电价的计算中，包括了功率传输网及电网之间相互影响的全部复杂情形。在管理包括损失租金在内，如果有必要的话，还包括适用于各种负荷的辅助服务的费用的涨幅，在内的开支时，上述价格是短期运行中唯一需要的价格，短期电能的费用是唯一可操作的费用。系统操作员协调调度，并为结算费用提供信息，并通过管制以保证从开放入口到电力联合运营中心的类似服务，该运营中心是由系统操作员在报价基础上通过经济调度来运行的。在有效价格的刺激下，使用者对可靠性运行的要求作为响应。不计这些价格刺激，系统操作员有效约束选择的及限制市场，以保证有足够的权力对付反映于价格而不反映于调度的边际成本的恶性刺激。具有选择和用户变通性的竞争电力市场依赖于获得使用价格的权力。长期运行市场合同随着供需量的变化，发电者和用户会发现短期运行中价格的波动。当需求量高时，更高费用的发电机投入运行，同时提高平衡市场价格。当传输约束捆绑进来后，阻塞成本将改变不同地区的价格。即使没有传输阻塞约束，实时电力市场价格也是易变的，这种价格的变动表明了发电者和用户所承担的风险，在共同利益的驱使下，他们希望一种长期的机制来缓和或分担这种风险。在电力市场中，他们选择了长期合同。按照惯例，并且在许多其他市场中也如此，长期合同往往带有这样一种假设即发电者和用户之间就某一价格交易一定数量的功率达成一致。隐含的假设为某特定的发电机将运行以满足稳定用户的需要。当用户的需求量在某种程度上改变时，他可以在二级市场出售这个合同，发电者也可以这样做。二级电力市场的有效运行可以保证平衡，并且每个成员将面对边际的实际机会成本。然而，这种特别的运行模式与短期电力市场有差别。在短期运行中，为了实现有效的经济调度，调度员必须有回应报价的自由，以确定哪些电厂投入哪些电厂搁置，同时也必须有规定长期合同的独立性。在复杂网络的相互作用下，要确定哪台发电机为哪个用户提供电能是不可能的，所有的发电机都向电网注入功率，所有的用户都从电网吸收功率。甚至连发者和用户也没有兴趣限制它们的调度和放弃最经济发电的利益。短期调度决策是由系统操作员独立作出，并不承认任何长期合同。在这个意义上，电力交易不同于其他商品交易。控制输电网上的功率传输的物理法规的制订并不排除长期合同，但是却改变了这些合同的本质属性。长期合同并不控制调度和短期运行市场，而是关注价格波动问题，并通过管理货币潮流而非功率潮流设置价格保障。短期运行价格为发电者和用户提供了合适的刺激，但有必要建立阻止价格波动的机制。认识了短期电力市场的运行之后，可以发现在长期运行合同中，存在一个功率的经济等价数，没有必要专门的发电厂向专门的用户供电。首先考虑无传输阻塞的情形。在这种环境下，除了损失的较小影响外，可以将所有的发电者和用电者按同一地点对待。惯常的安排是为市场中偏离平衡价格签订合同。用户和发电者同意以平均价格交易固定的电量。比如，以5分的价格购买100MW功率。在半个小时内，如果交易中心的价格为6分，用户以6分的价格从交易中心购电，发电者以6分的价格卖电给交易中心。根据合同，在这半小时内，发电者欠用户每100MW功率1分钱。相反的例子，如果交易中心的价格3分，用户以3分的价格从交易中心购电，发电者以3分的价格卖电给交易中心，但在这半小时内，用户欠发电者每100MW功率2分钱。与其他的商品工业相似，这在电力市场中被算为双向差价合同。实际上，发电者和用户之间存在一个每100MW功率5分钱的长期合同，这个合同不同于持续的短期运行电力市场交易，它要求与系统操作员之间没有直接的相互作用。但是当有了系统操作员的作用之后，情况比特定发电机和特定用户之间的长期合同大大改善了。现在，如果用户的需求量高于或低于100MW，就可以在一个存在并自发的二级市场，称之为小型电力交易中心以实时电价出售或购买一定量的功率。发电者也一样，存在一个自发市场用以解决剩余功率或功率储备，而不需要解决与其他发电者进行大量的短期运行，双边商谈带来的一系列问题及费用。如果用户实际消耗100MW功率，发电者实际生产100MW功率，经济上保证了平均价格仍然为5分。进一步对于固定的100MW功率的合同与其说是实际生产和消耗的电量，还不如说是在不干扰边际短期运行刺激下保证长期运行的平均价格。因此，长期运行合同与短期运行市场是一致的。发电合同的价格决定于达成一致的参考价格以及其他的情况和条件。发电者和用户可能就此区达成一致，不同的价格成员的上涨或下跌，以及任何其他可在自由市场谈判达成的都将影响各成员的环境和喜好的风险。不管是发电者付钱给用户，还是用户付钱给发电者依赖于具体情况。然而，系统操作员无需关心这些合同，并且对这些条项一无所知。这种差价合同在电力市场重构中已经很普通。当存在传输阻塞时，发电合同有必要但不一定对提供必需的长期价格保障有效，当单一市场价格上涨或下降时，用户和发电者之间的双向安排能够捕获市场集中动作的影响。然而，传输阻塞将对不同地区性的价格产生很大的影响。如果用户是远离发电侧，传输阻塞有可能使用户面临一个很高的地区价格，而发电者却只需面对一个很低的地区价格。现在发电者自己无法为短期运行市场价格波动提供一个自然的背靠的保障。有必要引进其他的东西。在短期运行电力市场中，传输阻塞使系统操作员面临另一个相关且非常重要的难题。由于存在阻塞，从用户处收取的费用实际上超出了支付发电机的费用。两者的差异是因为传输网的约束引起的阻塞租金的积累。最低限度来说，阻塞租金对于系统操作员来说是一个费用

变动的主要来源。最严重的情况而言，如果系统操作员保存留了阻塞利润， 并且有意识地操纵调度并阻碍电网扩建。系统操作就是一个垄断，操作员可能会改变调度和扩建。如果系统操作员保留从阻塞租金中获取的好处， 这就违背了以建立有效、竞争性电力市场为目的的本意。解决这两个问题一提供价格保障以防止地区阻塞差异， 消除系统操作员的恶性刺激的有效的方法是通过长期发电合同和长期传输阻塞合同的并行系统对阻塞利益进行再分配。 就发电机而言，他不可能运行于一个由特定的发电者向特定用户输电的短期运行市场。 但是，却可以安排一个传输阻塞合同， 它提供了价格差异之间的补偿， 在这种情况下，补偿的是电网内不同区域之间阻塞成本的差异。传输阻塞合同定义了地区价格差异的保障。 每一传输系统的使用者根据实时市场区域价格支付费用。例如如图2-3,A地的发电机收取5.15分，B地的负荷支付7.25分，这个价格中包含了边际损失和阻塞费用。 C和B之间的传输费用为2.25分，包含在此传输费用当中的阻塞费用为1.95分。根据C和B之间的传输阻塞合同，将向合同的持有者支付 1.95分。因此，当有实际功率传输时，传输阻塞合同仅仅平衡包含在合同中的那部分电量的阻塞费用。各地之间有传输阻塞合同；为了简化，把损耗当作操作成本；从实际使用者那里得到阻塞费用，将阻塞费用付给阻塞合同的持有者；传输阻塞合同防止区域差异母线电价=发电成本各地之间有传输阻塞合同；为了简化，把损耗当作操作成本；从实际使用者那里得到阻塞费用，将阻塞费用付给阻塞合同的持有者；传输阻塞合同防止区域差异母线电价=发电成本+边际损耗+阻塞损耗约束分界线Pb=5.30+1.92=7.25Pcb=Pb-Pc=边际损耗+阻塞损耗=0.3+1.95=2.25的变化r图2-3 网络传输阻塞合同传输阻塞合同为两个地区确定电量的传输提供补偿。 C处的发电者A有可能获得从发电处到B处用户的100MW功率的传输阻塞合同。合同中提供的权力并不是专门针对功率的传输，而是针对阻塞租金费用。 因此，当不计损耗时，如果由于传输限制导致用户处的价格上涨到6.95分，而发电侧的电价仍保持5分的话，那么，这个1.95分的差异就是阻塞租金。用户根据实际使用的电力支付交易中心 6.95分，而交易中心根据短期运行市场中发电者实际提供的功率支付5分。做为传输阻塞合同的持有者，发电者将根据合同的规定每 100MW功率收取1.95分。发电者和负荷看到的是适当的边际刺激。传输阻塞利润使发电者可以在发电合同下支付价格差异， 以保证用户的网络成本费为5分，这个价格使双方在双边电力合同中达成一致的。如果没有传输阻塞合同，发电者就无法补偿用户由于两地价格引起的差异。传输阻塞合同实现合同利益，我们称之为“合同网络” 。注意到传输阻塞合同被定义为点对点的地区价格比较，不涉及两个地区功率的单独的传输连接或路径。正是这一点区分了传输阻塞合同与“基于连接” 的权力，而后者将面临不规则甚至恶性刺激的难题。 例如，我们完全可以构造这样的例子， 可以利用的传输连接在没有功率时，对于“基于连接”权力的定义是毫无意义的。 但是这种情况并不影响传输阻塞合同的定义及其价值。市场参与者之间的传输阻塞合同的分配可以多种途径出现。市场重构过程中的过渡电力市场，这种分配可能会影响明显的或隐藏的历史权力。 对于一个新的传输，将会有一个谈判的过程，即从许多可行合同联合通过一个开放性拍卖来决定。 报价的全体将确定合同的需求组合，该拍卖同样要考虑到传输系统的约束以保证同时可行性。事实上，系统操作员从系统的使用者处收集阻塞租金，并把他们分配给传输阻塞合同的持有者。在这种情况下，在简化的假设和相同的捆绑约束下，收入支付恰好平衡。一般来说，在支付了所有传输阻塞合同规定的债务之后，还有剩余的阻塞租金。这些剩余的租金不能由系统操作员保留，而应该根据一些分享准则分配给那些支付已有网络的固定成本的成员或和传输阻塞合同中的费用一起分配。这将会带来很多的变动，并且允许发展和交易合同的机动性。在确定地区价格时，当考虑实际电网的真实性时，合同电网可以允许较大的商业机动性。当只涉及单个发电者和用户时，这两种类型合同下的一系列交换就没有必要了。然而，在一个多参与者的实际电网中，交易过程是不可见的。在不同的地区之间有可能存在传输联系。传输网容量也没有单一的定义，唯一有意义的是被分配的传输潮流的分布是否是可行的。同样，电网运行结果也是相同的。短期运行的边际刺激是短期运行机会成本刺激的必然结果，长期运行合同为定量的功率提供了价格保障。系统操作员协调短期运行市场以提供经济调度，在每个地区根据短期运行边际价格收取或支付费用，并将阻塞租金分配给传输阻塞合同的持有者。发电者和用户为发电合同做出分开的双向安排。与发电合同不同的是，由于网络间的相互影响，很难做到特定的用户支付阻塞租金，另一特定的相关的用户收取阻塞租金，所以使得系统操作员参与协调管理传输阻塞合同就显得十分必要。如果在传输阻塞合同的基础上对用户进行一个简单的可行性测试，系统操作员所获得的巨大的阻塞费用用于支付传输阻塞合同中规定的阻塞费用。阻塞费用仍然根据负荷进行支付和收取，它是一个变化很大的量。只有系统操作员拥有决定这些变化价格所必须的信息，但是这些信息在实时市场地区价格的综合成本中早已存在。传输阻塞合同规定费用条款以防止阻塞租金的变化。等价传输解释传输阻塞合同可以被视为与点对点实物传输权力的有利方式等价。如果用实物权利来定义传输系统的使用是可能的，那么这些权利具有两种属性，这正是我们所期望的。首先，他们必须存在于市场中，以防止其他人使用传输网。其次，他们可以在一个支持网络使用侧的重构的二级市场中进行很好的交易，不需任何交易成本。就目前所知的捆绑于传输网络的无力传输权力系统是不可能实现的。然而，在基于报价和经济调度的竞争性电力市场中，传输阻塞合同就等价于这种完善的交易传输权力。在竞争性电力市场以及可交易实物传输容量储备的情况下，任何与储备不配的系统利用将以机会成本价格结算，这个价格由最终调度或实际利用系统来确定。实物传输容量储备的交易必须由系统操作员来协调。在竞争的条件下，传输容量收取的相应价格就是机会成本，这与地区价格的差异是相同的。如果不存在交易成本，那么，该实物储备将很难与基于同一个机会成本的传输阻塞合同的经济观点相区别。实物观点相对来说更直观，传输阻塞合同中的经济观点比如完善的可交易权力则更容易实施且交易成本也要低。因此，我们可以用阻塞租金的经济合同或用完善的可交易的点对点实物传输权力来描述传输阻塞合同。如果传输阻塞合同的容量是规定的，那么系统操作员就仅仅作为阻塞租金的分配渠道。操作员没有提高阻塞租金的动力：阻塞费用增长的分量仅归传输阻塞合同的持有者拥有。同时调度垄断的管理问题也大大地减弱。通过发电合同与传输阻塞合同的联合，市场参与者可以安排价格保障，为特定功率传送到特定用户的长期合同提高经济平衡。进一步应用这些观点，地区边际成本价格有助于自然解体。例如，即使在一个封闭的电网中，市场信息包括以发散的区域价格差异定义的输送成本， 送往或离开本地集中器以及在集中器之间传输都可以简单地在一个集中 —发散的电力网架中实现。这将简化但不歪曲区域电价。一个不同于实际电网的合同电网将建成，它并不影响地区价格的意义和解释。有了市场集中器后，参与者可以看到简化后的模型，包含有一些能反映远距离输电的大部分价格差异的地区。产生相对于集中器的合同。输送到或离开本地集中器的功率价格成本将反映地区价格的有时是十分重要的差异。电网中的经济联系应当遵循使合同和交易便利的重组原则。实物和经济潮流的分离考虑到这种机动性。建立或去掉集中器不需要调整者或系统操作员的干预，当市场需要时，新的集中器会自发产生；当没有必要存在时就会自动消失。集中器仅仅是区域内的一个特殊的节点。系统操作员仍以地区价格开展工作，但是市场根据需要确定简化的程度。然而，每个成员都将对输往或离开本地集中器的输送功率机会成本负责。存在的地区价格将防止平均价格的实际刺激问题。集中—开放入口看上去可以给区域带来最大的利益， 而且没有损耗，它同时也意味系统操作员在给定的地区价格的网络内起作用。1998年4月，在宾西法尼亚州、新泽西州和马里兰的电力市场中，这种集中 —发散系统的样式被投入市场运行。尽管在没有系统操作员参与的情况下，市场参与者可以创建集中器，但是存在一个普遍的要求，即系统操作员定义并宣布集中器的价格。当选择单个地区作为集中器时，可能会引起价格的变动，为了防止这种变动，系统操作员应响应这个要求，建立由一些重要的优先地点组成的集中器。因此，根据固定负荷的业务组成，在集中器交易电力与在基本地点的业务交易时等价的。同样，任何地点与集中器之间的传输与给定地点与装有集中器的那些地点之间的电力输送也是等效的。计划与平衡短期运行调度市场的实现可以采取多种方式，原则上，所有其他条约及交易通过分散交易已经建立，及时通知系统操作员发电计划以完成最终平衡，协调调度可能要留到很长。如果改变发电组合及负荷模式的时间长，有可能会优先选择包括几周或更长时间的发电机组决定。算系统根据灵活需求在提供更大参与市场机会方面具有很大的吸引力，量。一般来说是提前一天，系统操作员接收报价并发布计划调度命令，它不需要实时调度容并确定一个合适的市在实际中，很多国家或地区采用或欢迎介于这两者之间的过程。前一日报价的双向结场清算平衡及相关费用的结算。该计划确定了短期运行调度中分配和吸收功率的一系列条约。结果，实际调度不同于计划安排，所以将配置一个恰当的平衡结算系统。这些有互相联系的计划和平衡结算并没有大的困难，但是有几点要阐明以维持组合费用和刺激。市场参与者提前一天上报供电或需求计划。这些报价可能包含启动成本，斜坡率和一组发电机或负荷的某些特点。系统操作员利用所有的信息，定义一天内且与计划负荷和发电量相匹配的最低费用调度。作为结果，将得到一些必要的安全条约，比如旋转和备用设备，以满足由于某些可预料的负荷与提前一天计划不符的情形。平衡价格和电量通过地点相区分，并且平衡价格描述了直接严格的义务承诺。在这些承诺的基础上，费用可以通过一个结算过程确定。从概念上讲，这些结算从计划被确定的那一刻就已经出现。而实际中，结算是在事后出现。为了保持费用与激励的一致性，结算必须以计划价格和电量为基础。结算将包括长期传输阻塞合同下的费用，传输阻塞合同的持有者将按照传输阻塞合同中规定的合同电量吸取或支付一定量的由于地区差异引起的阻塞费用。按照一些固定的分享原则，传输阻塞合同的持有者或假设的负责支付传输网固定费用的团体将在地区差异结算完成之后分享额外的传输阻塞费用。计划和相关的调度约定为实际的功率调度提供了参考点。原则上，由于违背调度约定，或增加或减少功率，应当修正计划市场中的报价，以产生平衡报价。小时复小时，系统操作员在实际条件和最终的平衡报价基础上再一次找到最低费用调度。这个结果就是含有相关平衡电价和电量的实际调度。这些价格和电量在很大程度上有别于计划，以平衡电价“ P”结算不平衡电量“q-Q”。在该平衡结算中，调度约定在概念上与适用于计划结算的传输阻塞合同是类似的。以MCP（市场清算价格）结算了所有不平衡量后，将会出现额外的阻塞费用，这个费用应当支付给用户，而不能由系统操作员保留。这个额外费用的一部分被用来降低由于管理费和辅助服务带来的用户费用，或者被用来再次回扣给承担网络固定成本的部门。多余阻塞租金精确处理并不重要，除了将他们支付给用户而不是系统操作员，使系统操作员没有进行低效率调度的刺激。而重要的是，用他们内在一致的价格（ P）和电量（q）结算计划市场和平衡市场。这要求防止出现最后一天的在计划电价和实际电量基础上结算博弈问题，该问题曾出现在英格兰和威尔士。长期电力市场投资在竞争性电力市场的合同环境下，新的投资主要集中在发电厂，用电设备以及传输网扩建上。每一种情形，对应的合同权机会都可被用来保障竞争性短期电力市场内部价格的不确定性。在投资新建的发电厂和用电设备的情形下，过程是直截了当的。假设存在竞争，不存在发电机或单个用户就占去市场的大部分，同时也不存在重大的经济规模和入口障碍，发电机和用户可以通过任何一点与输电网相连，仅仅受连接物理标准的技术要求限制。如果他们选择，新的发电者和用户选择仅依赖于短期市场，以地区价格买卖功率，作为半小时调度的部分。系统操作员对于地区价格不做任何保证，他们只保证电力交易中心开放入口的价格与平衡市场价格一致。投资者以一个可接受的价格承担生产或消耗电能的全部商业风险。如果发电者和用户希望一个确定性价格，一个新的发电计划就可以在愿意购买者和愿意出售者之间达成。这些合同的复杂程度以及涉及范围仅仅受由市场的需要限制。一般来说，我们希望这个新的发电者寻找一个需要价格保障的用户和那些延期投资兴建新发电厂的发电者，直到足够的含有用户的的长期合同安排可以足够覆盖必须投资的那部分。 发电合同可以包含一个或多个用户。也可能涉及与实际市场电价有关的价格差异的补偿构成的固定或复合费用。但是用户和发电者最终是以半小时电价在他们所处的地点购买或出售功率。如果每一团体期望有意义的传输阻塞，就有必要签订传输阻塞合同。如果两点之间有阻塞合同出售，那么就可以从已有的权力持有者那儿得到合同。或者我们投资创建新的容量，以支持另外的传输阻塞合同。系统操作员参与这个过程的唯一目的是确保所创建的阻塞合同是可行的，并且与现有网络中的已产生的传输阻塞合同相容。与传统传输转运容量定义的不明确性不同，有一个直接的测试方法可以确定在保持现存权力的同时任何新设立的提供补偿的传输阻塞合同是可行的，并且这个测试是不依赖于有待发展的实际负荷。因此电网中在任何地点增加投资是可能的，不需要与电网有关的每个成员参与到或同意分配新的传输阻塞合同。综合成本寻找的入口费用传输扩建中存在大量的规模经济，所以，从传输使用收费中获得的总的阻塞利润一般来说将少于电网的成本。这意味着传输价格不能仅依靠阻塞费用来补偿现存的输电网的全部成本，为避免将来的阻塞费用可能会促使输电投资。依据经济发展分析，投资后的阻塞费用将降低。因此，这里所描述的竞争性电力市场模型依赖于两部价格固定费用和可变费用。 这个处理方法与基于使用的单个价格和单部输电费用形成对比。两部电价的应用主要倾向于输电的情形。这个情形很难给电网的任何一个子网约束的网络使用下一个可接受的定义。 任何试图找到基于变动费用的全部或一部分网络的固定成本的努力都将面临一个难题， 即确定哪个用户使用了哪个设备以及为什么。 在一个自由潮流电网中功率可以沿多种路径传送， 超出使用者的控制和目的。如果并且也可能出现这种情形， 短期运行机会成本与一些长期运行投资成本的预先估计分配有很大的差异， 固定成本和变化成本平均后得到的单部价格表会产生低效的刺激，以及关于复杂性和变动分配的争论。 然而，这几所描绘的竞争性电力市场模型可以通过两部电价有效的应用解决这些问题。 传输使用的短期运行成本通过电力交易中心运行的自动定价支付。长期运行固定费用，由合同达成一致，作为电网新投资决策过程的一部分。入口费用可以由地点来区分，但是应当在“执照”模型下。用户进入电网只需支付一次。实际使用电网的价格应当建立在实时电力市场的地区机会成本的基础上， 安全“关系和容量储备”。安全考虑和容量储备由系统操作员协调的安全经济调度应考虑电流故障的功率限制和发电限制。 在短期运行中，系统安全约束的影响只是限制传输和迫使最优排列之外的发电机发电， 这些发电机产生短期运行阻塞成本。这些短期运行边际成本是安全性的真实机会成本， 在竞争性电力市场中用户将面对这些机会成本。在长期运行市场，当用户发现减少阻塞成本和损耗成本具有经济效益时，他们就会对电网进行投资。 从这个意义上说，电网的革新是由市场决定的。由于在短期运行地区边际成本下，所有的需求都可以得到满足，所以就不存在需求的非价格缩减，也没有必要扩充容量的提供储备边际。 有时可能出现高价，电价将上升直到以边际成本购电。但是不存在分离成其他的安全或可靠性问题。 因此，短期运行的安全性是通过安全约束调度来维持，长期运行的安全性则是通过发电量和传输量的长期运行投资市场提供并定价的。二、以美国加州电力市场为例的实时交易的全过程市场构成市场中新出现两个参与者：电力交易商(PX)和独立系统运营商(ISO)PX的功能:PX是一个非赢利机构,它的主要目的是为系统提供一个满足 PX负荷以市场价格需求结算的高效率的和有竞争压力的能量拍卖市场。ISO的功能：ISO主要保证所有的买卖方有平等的机会使用电力传输系统。独立系统运行机构图2-4市场结构市场参与者的职能为：发电商：发电PX: 确定实时市场计划协调商（SC）:主持双边传输协议和PX交易ISO: 为网络调度和传输路径服务配电公司（UDCS）:分配电能零售商：提供电能量服务用户：消费电能它们的具体职责是：发电商：它是电力的生产者；非投资者拥有的和独立电力提供商也可以对 PX投资或通过另一个SC分配卖电；它也可以通过一个SC向ISO投资辅助服务；它可以直接同零售商签订合同；发电商必须响应ISO和SC的指令。PX:PX主持前一天和前一小时市场的电力拍卖交易 ；在交易日的结算时间内， PX将集合所有供电竞价和需求竞价绘制成一个供电曲线和一个需求曲线。根据供求曲线决定 MCPMCP出现在供电曲线和需求曲线的交叉点。电能将在前一日和前一小时市场以 MCF买卖。PX也是一个有计划协调商，除非发生过负荷，它必须向 ISO呈报一个成功竞价者的供需平衡的电力计划除此而外，还必须呈报给ISO的有：修正竞价，它是一类增/减报价，用来消除传输系统的阻塞；补充竞价,它主要是ISO用来满足实时市场的供需平衡；PX同ISO,PX参与者和其他SC—道完成结算功能。“结算”是指一系列的买卖方在ISO和PX电价上进行财务结算的过程。PX向ISO报告用于结算的表计符合需求，并向发电商和零售商发出非紧急运行的指令。

非紧急运行的指令诸如线路停运 ，倒闸操作，增加或减少发电，用电等通知。（只有ISO可发布紧急运行的指令）。SC:SC可以向ISO提供一平衡的电力需求计划并提供用于结算的表计数据 ；它可以同发电商和零售商，PX和ISO结算；它应是一个24小时运营的计划中心；也可以向发电商和零售商发出非紧急运行指令；PX是一个SCISO:ISO控制发电的调度；管理输电网络的可靠性；提供开放的输电路径和辅助服务 ；管理前一天和前一小时的计划 ；监控实时电力供需平衡；主导阻塞管理；与外部电力市场的交易和运行控制。配电公司（UDCS）:它们为用户提供电力；对用户消耗的电力计费和发出帐单，并付费给传输系统；主要是为用户提供有上限限制的电价；从PX处购大宗电力。零售商：零售商类似于一个中间商，它租用UDCS的系统，向PX或CS和发电商交易。用户：可以是一个单独的用户，也可以是零售商的一部分。最初首选的计划当MCP被决定后，参与者提供以下给 PX发电机组的单独计划；阻塞管理的修正竞价；辅助服务竞价。PX和ISO从主文件数据库知道参与者的发电机组与网络连接的位置。所有信息必须来

源于发电机组或物理规划电厂， 后者指的是由于运行计划， 被当作一个发电机组操作的一群联系的发电机组。这被应用与发电机组计划，阻塞管理的修正竞价，以及辅助服务竞价。一个参与者的计划必须包括输入、 输出、传输或发电。发电厂的计划要被修正来补偿传输损失。电源要使用GMM（发电测量乘子）为损失做出修正。SC平衡发电和承诺输入输出发电SC平衡发电和承诺输入输出发电需求PX发电承诺PX和实时市场体系的运行机制PX主要进行二类市场的管理：前一天市场：市场参与者对未来24小时的电力进行交易，以使电力需求平衡达到最优。前一天市场从交易日的前两天的晚6点开始,到交易日的前一天晚上11点结束,ISO发布最后的前一天交易计划。前一小时市场:参与者在实际运行的前两小时之前可以修改他们的计划。前一天市场:参与者可以在前一天市场里为后一天的买卖作交易。每笔交易都要在PX和它的市场参与者中发生双边皆要遵守的付款协议。前一天市场的结算依赖于交易计划,通常发生于交易月的最后一日过后的15日内。前一天市场的交易过程为:对于24小时的每小时，要从所有供需参与者给PX报价中确定市场结算电价（MCP）。一旦收到竞价,PX将予以确认，确认的内容包括竞价的格式，数据文件的一致性等。一旦竞价得到确认，PX将构建集合的供/需曲线以确定MCP。前一小时市场在前一小时市场中，在运行开始至少2小时前必须竞价完成。前一小时市场给每个参与者机会调整它们的计划以及减少实时不平衡。 MCP的确定如同前一天市场。在前一小时市场关闭后，PX立即给电价和计划电量传递给参与者。所有在前一小时市场中交易的参与者必须向 PX和ISO提供机组发电计划。在市场中其它所有保证安全和可靠的服务均由 ISO进行管理。对于前一日和前一小时市场，下列信息必须公开的可得到：每小时市场清算电价（如果出现阻塞，就由地区提供）；集合的供求数量；历史的和统计的信息。竞价信息和发电机组和/或业务计划只有PX参与者可以得到。实时市场（1） 阻塞管理修正竞价将用于传输网络的阻塞消除。 ISO处理调整交易。PX需向ISO报告平衡的交易计划。PX和其它计划协调员也可参与修正竞价。PX能够进行自我约束的辅助服务。（2） 阻塞当计划的功率超过线路容量中将发生阻塞。当ISO发现计划的潮流不超过区域之间的线路容量时 ，前一天市场中由PX确定的MCP是最终的电价。当ISO发现存在阻塞时，ISO将按以下步骤处理阻塞：区间阻塞如果ISO从报来的计划中发现两个相邻区域间流过的潮流超过了最大传输容量 ，就认为区间阻塞存在。在这种情况下，报来的计划须做改变以减少阻塞路径上流过的功率。修正竞价须是供需侧的竞价。每一对竞价包括价格和电量。基于参与者提供的修正竞价，ISO将计算阻塞费用，这些费用适用于那些用于消除阻塞的参与方。在电量过剩区域，或减少电量输出，或增加用电量。在电量缺乏区域，或增加电量输出，或减少用电量。对阻塞付费的参与者将允许使用阻塞路径。区内阻塞当区内阻塞（即阻塞是发生在一个区内）存在时，ISO利用修正竞价进行管理。ISO解除区内阻塞的步骤包括资源的调整直到区内阻塞不再存在。一旦ISO确定所需的计划改变以解决区内阻塞 ，它将通知相应的计划协调员，反过来，PX也将此变化通知参与者。（3）辅助服务市场辅助服务市场确保输电网络的可靠性。辅助服务对买方负责。在开放管制前，此类服务是捆绑的，是由各企业自己提供的。在市场启动的前期，辅助服务可由计划协调员自己提供或由 ISO提供。在市场启动前期，PX在日和小时的拍卖中不提供辅助服务。自动发电计划 旋转备用 非旋转备用 置换备用0 60MIN图2-6辅助服务辅助服务用来匹配负荷和资源 ：调节，它用来提自动发电控制（AGC）。旋转备用，它是10分钟之内可以上升到发电容量水平的同步电源。非旋转备用，它用来响应大于10分钟负荷的发电电源。置换备用，它用来响应小于60分钟负荷的发电电源。通过拍卖，ISO管理每天，每小时的辅助服务。另外的辅助服务还包括无功功率，它用来保持系统电压水平，发电机的黑启动备用，它用于系统在停电后的恢复。这类服务主要用合同形式进行处理。在辅助服务市场，ISO将决定每类备用的需求，并请参与者给出竞价。所需备用数量的电价将由备用竞价决定，见图2-7。竞价者将提供两部份竞价，备用价格和能量价格。 备用价格用于辅助服务的评估和选择。能量价格用于不平衡市场。备用价格价格备用价格价格图2-7备用市场价格ISO决定付款并通过PX来管理。（4）不平衡

图2-8图2-8所示是实时系统中供需计划和表计不平衡结果不平衡市场将提供资源修正这些不平衡。不平衡的结算依赖于事后价格。当处理表计数据时，对每个小时和每个区内的不平衡计算是通过参与者使用电力资源（发电和购买合同）和电力消费（购电合同和消费）之间的差得到的。两类不平衡如图2-9所示。在图2-9（A）中，注意这里没有阻塞。参与者的实际消耗超过了计划。参与者须按实时市场价格对实际与计划负荷之差付费。参与者须增加发电量以用于消除区间阻塞，CON是参与者合同的一部分。参与者也可提供给ISO补充能量竞价。ISO按价格顺序临选能量竞价（对电能竞价者进行分类） ，然后召唤那些需要用于调整发电和负荷平衡的将价者 （然后在需要调整发电和负荷平衡时召唤竞价者） 。不平衡结算电价，称之为时候电价，等于最后一个被接受的竞价价格。在起始阶段，ISO设置这个电价等于一小时内 6个10分钟电价的加数平均值。不平衡购买事后电价发电 承诺不平衡不平衡购买事后电价发电 承诺不平衡+/-损耗HAH表计发电量DAHHAH--MCPDAH--MCP（A）DAH=前一日市场HAH=前一小时市场CON=阻塞发电 承诺不平衡不平衡卖出表计+/-损耗事后电价发电量HAHHAH_MCP

CON CON_MCPDAH DAH_MCP(B)图2-9实时不平衡例2-1 例2-1 通过本实例，我们可以了解前一天市场的MCP确定,修正竞价以解除阻塞，前一小时竞价。补充能量竞价和结算等。已知条件如图2-10所示：ZONE1 [ZONE2IA400MW500MWB-一迖)0-600MWD0 1「500MWB-一迖)0-600MWD0-600MW C[500MW__丨传输极限电价($/MWH)A(MW)B(MW)电价($/MWH)A(MW)B(MW)AGG(MW)0400r500900104001 50090020400500900214004758753040040080040400400800表2-2 集合的需求竞价电价($/MWH)C(MW)D(MW)AGG(MW)0100r010017.9910001001810024034019100P24534519.991002503502060025085030600300900406006001200表2-3集合的供给竞价清算电价和电量的确定MCP$25/MWH电量清算电价和电量的确定MCP$25/MWH电量图2-10例2-1的电力系统网络解：（一）前一天市场竞价表2-1 前一天市场竞价参与者A:参与者B:参与者C:参与者D:电价($/MWH)需求(MW)电价($/MWH)需求(MW)电价($/MWH)需求(MW)电价($/MWH)需求(MW)04000500010000404002050019.9910017.990214752060018240294754060030300304004040040400

+ + 875MW图2-11例2-1的前一天MCP第一次竞价无约束的交易计划为：需求供给：A400MWC600MWB475MWD275MW合计875MW875MW（二）修正竞价然后,600MW在线路上的传输将引起阻塞，修正竞价可用来消除阻塞。修正竞价：C:100MW减少$24.90D:100MW减少$24.90增加$26A:50MW减少$24.00 增加$25.10B:50MW减少$24.00 增加$25.20Price增加图2-12例2-1修正竞价C的竞价被接受，因为阻塞路径的运行要求的限制。最后的竞价结果为：C:减少100MW,$24.90A:增加50MW,$25.10B:增加50MW,$25.20D:不变经过前一天市场和调整后的计划为 ：A:400MW-50MW=350MWB:475MW-50=425MWC:600MW-100MW=500MWD:275MW =275MW经过调整后，区域电价定为：区域1:$24.90（这时C的减量价格）区域2:$25.20（这时候B的增量价格）区域电价的确定原则为能消除阻塞而选择的最贵的增量价格和最便宜的减量价格。新的调整后区域价格将用于每个区域的前一天市场结算。

（三）前一小时竞价表2-4 前一小时竞价电价($/MWH)A（MW）B（MW）AGG(MW)D（MW）050751250255075P 1250265075125250275005025028005025040000250经过(MW)经过(MW)A:400MW-50MW+50MW=400MWB:475MW-500MW+75MW=500MWC:600MW-100MW =500MWD:275MW +125MW=400MW（四）补充竞价（不平衡卖出）=375MW（不平衡买入）=510MW在实际运行中，假设系统频率超过规定，需要15MW的减量来平衡系统。在这个实例中我们假设补充竞价与调整一样，因而D以$24.90/MWH价格买了（不平衡卖出）=375MW（不平衡买入）=510MWA:400MW(DA)-50MW(ADJ)+50MW(HA)-25MWB:475MW(DA)-50MW(ADJ)+75MW(HA)+10MWC:600MW(DA)-100MW(ADJ)D:275MW(DA)+125(HA)-15MW(=500MWC:600MW(DA)-100MW(ADJ)D:275MW(DA)+125(HA)-15MW(=500MW不平衡买入）=385MW参与者前一天合同调整合同前小时合同实时合同总电量平均电价A+400MW,$25.20-50MW,$25.20+50MW,$25.50-25MW,$24.90375MW$25.26/MWHB+475MW,$25.20-50MW,$25.20+75MW,$25.50+10MW,$24.90510MW$25.24/MWHC-600MW,$24.90100MW,$24.90-500MW$24.90/MWHD-275MW,$25.20-125MW,$25.50+15MW,$24.90-385MW$25.31/MWH（五）结算表2-5 结算“+”为买入,a为卖出。5.交易过程前2日下午6点以前：在交易日前两日下午6点以前，ISO将在网上依照ISO电价和ISO计划协议（SP）发布在SP中详细说明的交易日每个结算时段关于 ISO控制网络的预计。前1日下午6点以前在交易日前一日下午6点以前，对于交易日的每个结算时段：PX可以依照SP提供给ISO特定可靠运行机组的计划ISO将在网上发布一个系统负荷和辅助服务技术条件的更新的预计。前1日上午6点半以前在交易日前一日上午6点半以前，对于交易日的每个结算时段： ISO依照SP通过网上提供给PX其可靠运行发电的计划。前1日上午7点以前在交易日前一日上午7点以前，期望参与前一天市场的 PX参与者必须依照PX竞价和竞价评价协议（PBEP）呈交所有供电和需求竞价给 PX。前1日上午7点15分以前在交易日前一日上午7点15分以前，PX依照PBEP确认所有供求竞价。除非发电过量存在，PX将执行其电能拍卖。前1日上午8点以前在交易日前一日上午8点以前，PX将结束拍卖并：依照PBEP通知PX参与者拍卖的结果，结果包括每个结算时段接受的打包竞价的数量和最初的MCP；依照ISO计划和竞价协议（SBP）通知ISO一个潜在的发电过量。前1日上午8点半以前在交易日前一日上午8点半以前，对于交易日的每个结算时段：ISO将依照SP减轻发电过量；ISO依照SP通知PX一个集合的发电减少来管理发电过量。前1日上午9点半以前在交易日前一日上午9点半以前，对于交易日的每个结算时段， PX参与者必须：提交分散竞价（除非发生发电过量）依照PBEP提交给PX一个修正竞价和辅助服务竞价。前1日上午9点40以前在交易日前一日上午9点40以前，PX依照PBEP使分散竞价生效。前1日上午10点以前在交易日前一日上午10点以前，对于交易日的每个结算时段：PX依照SBP提交首选的前一日计划，修正竞价和辅助服务竞价给 ISO；ISO依照SBP使首选的前一日计划生效；依照 BP使辅助服务竞价生效；依照SP开始区域内阻塞管理和辅助服务竞价评价。前1日上午11点以前在交易日前一日上午11点以前，对于交易日的每个结算时段， ISO依照SP:在结算时段内如果不出现区域内阻塞，结束区域内阻塞管理；通过网上提供给PX一个参考的调整的前一日电能计划；在网上发布区域内电能传输的前一日使用收费估计值；通过网上提供给PX参考调整的前一日计划和一个辅助服务的最初计划。前1日中午12点以前在交易日前一日中午12点以前，对于交易日的每个结算时段：PX将依照SBP响应ISO参考调整的前一日计划，再次提交首选的计划作为其修订了的前一日计划和修订了的修正竞价以及辅助服务竞价给ISO；ISO将依照SBP使修订了的前一日计划和辅助服务竞价生效， 依照SP开始第二次和最后一次区域内阻塞管理迭代和评估修订了的辅助服务竞价。前1日下午1点以前在交易日前一日下午1点以前（如果区域内无阻塞，则在上午11点以前），对于交易日的每个结算时段，ISO依照SP：如果有必要结束区域内阻塞管理的第二次迭代；一个最后的提供一个最后的前一日计划给 PX，这个计划可能是首选的前一日计划（如果上午11点没有出现阻塞）或修订了的前一日计划（如果下午1点没有出现阻塞），或是修改了的前一日计划（如果修订了的前一日电能计划因为区域内阻塞被改良） ；在网上发布前一日区域内电能传输使用收费值；通过网上提供一个辅助服务计划；与PX一起协调额外的可靠运行发电需求。前1日下午1点15分以前在交易日前一日下午1点15分以前，阻塞管理已经开始，PX将依照PBEP计算每个地区的MCP和通过交易应用系统通知PX参与者这些电价。在交易日前一日下午1点15分以前在交易日前一日下午1点15分以前，对于交易日每个结算时段，PX将通过PX交易应用系统，通知PX参与者区域内阻塞管理的计划变动和ISO辅助服务拍卖中接受的竞价等。6.结算和记帐（1）结算结算是指以ISO或PX电价买卖电能和服务。任何结算要包括一个价格和一个数量。结算可以采用几种形式：PX要完成前一天和前一小时市场中参与者的电量和辅助服务的结算；ISO要完成任何的实时修正或补充报价的结算。前一日和前一小时的计划在每个市场结束时变得经济上有联系。将对以下进行前一日和前一小时结算：电能；自己提供的或从ISO买或卖的辅助服务；使用收费（区域内阻塞）：当这些收费没有具体的被确定，它们等于买卖的区域价格之差；网络收费；实时借贷（ISO会向PX和其他合作者收费，PX将从ISO到PX参与者分配借贷）；其他收费结算：传输收费（对于ISO控制网络以外的输出）；网络管理收费；传输损耗。前一日和前一小时市场结算：交易周是从周日的午夜到周日的午夜；一个初步的记帐报告书在交易日的的3天后送给市场参与者；一个最终的记帐报告书在交易日的 7天后被发布；市场参与者可以在交易日以后的5天内对记帐报告书提出异议；通知单在交易时段或计算月结束的 7天后被发布；参与者要在交易时段后的15天内付费；对参与者的付费将在交易时段的 对参与者的付费将在交易时段的 17天后。在交易日结束后17天付在交易日结束后17天付费给参与者图2-14 周期一：前一日电能，前一小时电能结算顺序，通知单和付费过程PX在结算时段内是有风险的。 风险相当于参与者在整个结算时段内的网络购买。 因此,PX参与者需要提供一个安全押金，这个押金采用在价值上相当于一个参与者 15天的交易量的信用证，不可撤消的保证或供电协议的形式。如果 PX参与者有认可的信用等级，它可以不提供安全押金。实时市场的结算：实时市场的交易将在历月的基础上进行。由ISO执行；每个交易日后的49天内发布最初的报告书；交易日后的62天内邮寄最终的报告书；结算争议将在交易日57天后结束；PX通知单在交易段结束62天后被发布；参与者应在交易段结束后64天内付费；应在交易段结束后66天内对参与者付费。（2）通知单及付费协议PX给参与者的通知单会显示结算数目。这些通知单包括对参与者的付费及收费。结算协议定义交易日的结算数据的组合为“段” 。一个特定交易日的结算数据即一特定段，会标识为一个单一结算标志数字。段按照结算数据时间顺序被组合成通知单。对于参与者，PX和ISO的结算交易的通知单将按月发布。通知单的定时将以通知单包括的段的结算数据的有效性为基础。表2-6 通知单计划通知单周期通知单时间表段周期一交易月结束7天后前一日电能前一小时电能周期二交易月结束62天后前一日辅助服务前一小时辅助服务前一日区域阻塞前一小时区域阻塞实时电能不平衡电能其他电能备用储备花费回收每月收费PX清算银行帐户PX有个清算银行帐户使得对参与者的付费和收费变得更方便；通知单上将详细说明“付费到期日”；如果通知单总数是一个净借款数目， PX将在付费到期日后的两个工作日内对参与者开始一个ACH交易；清算帐户的正平衡将每日都有利息。所有利息将被用来补偿 PX的管理费用。通知单按月通知单概述了给每个参与者的结算报告书上的结算交易；当每天都有结算报告书时，按月出通知单。每张通知单包括了一个月的交易活动；结算识别数字是一个系统安排的特定结算顺序数字；参与者在通知单日期后的3到4天内付费；收到付费的2天内，PX付费给参与者，首先付给发电机组。通知单，付费以及接着发生的平衡将在报告在每个参与者的帐户上， 并用按月报告书记录与每个参与者相关的经济活动。参与者对PX的付费所有PX参与者必须通过FW(FedWires)或ACH交易将通知单上的数目付到 PX清算帐户上；如果是通过FW付费，参与者必须在通知单上付费到期日或之前通知银行；如果是通过ACH交易付费，参与者必须在付费到期日至少一工作日前通知银行开始交易；一个参与者可以预付费给PX，但必须提供书面通知给 PX。PX付费给参与者PX通过ACH交易将付费给借方参与者。它将在付费到期日后的两个工作日内提交 ACH通知给银行；在交易到期日，PX将决定其清算帐户里可用的数目来分给所有有一个净借款平衡的参如果参与者未及时付费，清算帐户将亏损。这时， PX可以采用适当的收集方法如从参与者的帐户中或第三方保证的实施或信用证中抽取资金。 同时PX将使用后备帐户来付费给有借款平衡的参与者；如果PX仍不能完成付费，它将按净应付数目的比例减少对所有 PX借方的付费。当从收集活动得到的资金可以使用时，剩下的平衡将被付费；在一个注销事件中，增加的 PX管理费用将所有参与者付给。总结：对PX参与者的意义。参与者可以模拟PX拍卖来估计PX电价、市场大小和混合供电；作为24个单独的分时拍卖的一部分，参与者可以发展容量来最优化操作约束，并考虑加入辅助服务市场。参与者可以决定发展潜在的能力来：按7天，24小时计划操作；以非常短的小修时间(5到10分钟)在前一日市场参与多重迭代；参与者会面对经济风险管理，可以开发新的工具来管理风险。2-2基于交易合同的电力市场模式实时电力市场模式已被广泛地应用，其中电力联营模式 （Pool）就是一个最具有代表性的例子。在实时电力市场中，买卖双方为了能在一定程度上减少由于实时电价波动所带来得风险，时常签订一些长期交易合同，如：期货合同。这些交易合同所占的份额一般是实时电力市场的百分之十几。从经济学角度而言，电力市场无异于其它商品市场。 许多国家都在尝试直接将经济学原理应用于电力市场。 在这一方面英国走在了世界的前列， 一个完全基于双边或多边交易合同的电力市场已在 2001年3月投入运行。本节将参考英国电力市场模型，对基于交易合同的电力市场及其基本原理加以论述。一、电力交易原理建立基于交易合同的电力市场模型的基本出发点是电力象其它商品一样， 可根据各种双边或多边合同进行交易，任何希望参与电力交易的单位都可以自由地签订双边或多边合同。在基于交易合同的电力市场中， 参与电力交易的已不仅是发电公司和供电公司， 市场中还存在大量的电力交易中间商，这将有助于在电力交易中进一步引入竞争机制。但是电力真的能象其它商品一样自由交易吗？下面以汽车交易为例分析基于期货合同的商品交易过程。图2-15中甲、乙为供货商，丙、丁为买方。甲、丙之间在半年前 签订了期货合同，合同规定甲方在半年后按照合同规定的价格向丙方供货。 假设乙、丁之间也签订了类似的合同。执行合同的结果是甲方向丙方发送合同所规定数量的汽车， 而丙方按合同所规定的价格向甲方付款。同样，乙方向丁方发送合同所规定数量的汽车， 而丁方按合同所规定的价格向乙方付款。这里交易过程非常明了，即：买卖双方对商品流向和资金流向不存在任何疑义。甲 丙图2-15商品交易图例如果交易的商品是电能， 假如甲、乙是两个发电公司，丁是一个大型的钢铁厂，乙丁之间签订了期货合同，规定半年后乙在一定时间内向丁供应一定数量的电能， 丁按照合同规定的价格向乙付款。当交易发生时，乙可能由于某些原因发不出丁所需的电能， 而甲的容量足以供应丙、丁，为了保持系统平衡，甲多发一定数量的电能以补偿乙发电能力的不足。但是，无论丁是否使用了甲所发的电能， 根据合同，丁只向乙付款。因此，为了保证甲的利益，甲乙之间可提前签订一个短期交易合同，规定乙向甲购买一定量的电能。 但是，出现在乙方的电能不平衡量只有在交易发生之后， 从电表读数中得知，即:究竟乙需向甲购买多少电能，在交易时段内将无法知道。所以，提前 签订这样的短期交易合同是不现实的。在电力市场的实际运行中， 这种电能不平衡是大量存在的。 例如：电力交易中间商可能买出了比它购入还多的电能；或者，供电商的用户使用了比供电商所购入的还要多的电能；或者；考虑到系统中可能出现的故障、 堵塞、负荷突变，需要调整电力交易合同中的交易量。

可以看出，电力市场中存在一定数量的实时交易， 即：缺电的交易商向其它交易商买电，或具有多余电量的交易商向其它交易商卖电。但是，这种实时交易与其它商品交易是不同的，例如，在某一交易时段，商品流向是不明确的，因为交易商不知道应该向谁买电或卖电。而且实际的交易量只有在交易完成后方可知道。 由此可见，除了常规的双边交易市场外， 还应有一个平衡市场来记录不平衡量和确定用于实时交易的电价。二、电力市场组成原理如上所述，基于交易合同的电力市场实际上由两个相互联系的市场组成， 即:电能交易市场和平衡市场。电能交易市场完全基于双边或多边交易合同， 例如：电能交易市场可采用期货市场模式，合同期限可为半年至一年不等， 而平衡市场则是一个实时电力市场， 该市场的时间跨度由系统中发电机组的动态特性决定， 即:发电机组从启动到满负荷运行所需要的时间，例如，火电机组一般为数小时。平衡市场中的电能交易虽然只占电能交易市场交易量的一小部分，但其直接关系到电能交易市场中所签合同能否兑现及系统能否正常运行， 所以，平衡市场应由电网调度部门 （SystemOperator-SO）进行管理。基于双边交易合同的电力市场双边交易市场期货交易双边交易市场期货交易图2-16基于双边交易合同的电力市场结构下面通过一个例子说明基于双边或多边交易合同的电力市场中电能交易的过程。例中，买方（供电商）与卖方（发电商）之间已签订了100MWh的购电合同，而实际上，发电商的发电量为110MWh，供电商的用电量为120MWh。在发电和供电侧各有 10MWh和20MWh的不平衡量。从整个系统角度看，不平衡量为 10MWh。这部分不平衡量应由其它交易商来补偿。100MWh发电商110MWh/ 双边市场发电商110MWh/ 双边市场平衡市场 /10MWhr、”20MWhSO<TJ供电商120MWh10MWh其它交易商图2-17 交易过程图例整个交易过程由四个主要阶段组成，即：购买电网使用权、签订双边合同、平衡调度、不平衡结算。购买电网使用权首先，电力交易商应向(TransmissionSystemOperator-TSO)输电管理部门购买电网使用权，即：发电商应购买110MWh电网使用权，供电商应购买120兆瓦时电网使用权。电网使用权的买卖可由TSO以拍卖形式进行。签订双边合同下一步，买方和卖方应在双边市场进行谈判以签订100兆瓦时的买卖合同。双边市场类似于常规的证券市场。买方和卖方分别将他们的竞价和喊价出示于公告栏中，如果买方的竞价高，而卖方的喊价低，那么买卖双方就有可能成交签约。 谈判可以只在买方和卖方之间进行，也可以在双边市场中由中继人代理。 在实际操作中，SO允许以交易商身份出现， 但SO交易的目的主要是辅助平衡市场。平衡调度在平衡市场中，SO的主要作用是系统调度，以维持电力平衡。在基于双边或多边交易合同的电力市场中，一般不采用集中调度，而各发电商根据其合同电量自行调度。 但是，电能交易商们需要提前一定时间将他们的合同电量报告 SO,以便SO计算基本的潮流分布，及编排平衡计划。这里的时间提前量就是平衡市场的时间跨度。为了有效地维持电力平衡， SO有权发出平衡指令，实时改变发电量和负荷，这种对发电量及负荷的变更是以电力买卖形式出现的。 这种买卖是在交易商和SO之间进行的。在交易商向SO提交合同电量的同时，还应提交他们对 SO所发平衡指令的喊价和竞价。例如：上例中，发电商的10MWh不平衡量是根据SO所发的平衡指令多发电而得到的，这种情况下，SO应根据发电商对平衡指令的喊价购买 10MWh的电能。这就是所谓的按竞价付款的原则(PayasBid)。不平衡结算考虑到电力系统运行有其随机性的特点， 在许多情况下，电能交易商不可能按照合同电量或平衡指令进行交易，其不平衡量应根据系统买入价和系统卖出价进行买卖。 系统买入价和系统卖出价由SO根据发电商提供的喊价和竞价信息出现的不平衡电量计算得出。 在结算之前，交易各方应在电力市场指定的结算部门的统一管理下开设各自的结算帐户。 下表是例中各交易商为不平衡结算所开设的帐户。表2-7 结算帐户说明SO发电商供电商其它交易商双边合同-100+100实际电量-110+120-10不平衡量+10-10-20+20+10-10表中，'+'表示买电，'-'表示卖电，不平衡量是实际电量与双边合同电量的差值。F面是对不平衡电量的结算过程：交易商向不平衡结算管理部门通报他们的 100MWh的合同电量，合同电量将被记录在交易商各自的帐户中。不平衡结算管理部门记录发电商的实际发电量。不平衡结算管理部门记录供电商的实际用电量。计算各交易商的不平衡电量。计算当前交易时段的系统买入价和系统 卖出价。根据系统买入价和系统卖出价对不平衡量进行结算。例中，SO根据系统买入价向发电商购买 10MWh，供电商根据系统卖出价向 SO购买20MWh，其它交易商根据系统买入价向 SO售电10MWh。三、实例分析以上介绍了基于双边或多边交易合同的电力市场的基本组成部分。 下面，将通过分析英国（英格兰和威尔士）电力市场，进一步说明平衡