在《阻塞管理基本原理1》、《阻塞管理基本原理2》和《阻塞管理基本原理3》中，我们对阻塞的基本原理及事前事后两种阻塞管理方法进行了介绍。欧洲的阻塞管理是一种基于区域的管理方法，但与美国德州、加州早期采用的分区定价和阻塞管理方法又不同。这里我们对欧洲的分区竞价和阻塞管理、输电容量的计算及分配等进行介绍和分析，并与其他的阻塞管理方法进行对比。欧洲的现货市场交易等见之前的文章《欧洲电力现货市场联合出清机制》。
一、输电容量显式拍卖和隐式拍卖
电力交易与一般市场交易的最大的一个区别是电力的交易必须通过电网实现，而电网有许多特殊的属性，如其在电网中的传输受电路规律控制，实际流向无法跟踪，必须保持供需实时的平衡等。如果将传输作为单独的一个服务，电力市场中交易的产品主要有两大类：能量和传输。根据市场中对能量产品和传输产品之间的关系考虑方法的不同，可以把输电容量分为显式拍卖和隐式拍卖两大类。
1)显式拍卖。确定区域之间或关键支路上传输容量的极限，考虑安全运行需要的裕度，将剩余的可用传输容量进行显式的拍卖，获得输电容量的市场主体才可以进行相应数量(由其获得的输电容量确定)的区域之间的能量交易。这种方式下，输电容量的拍卖和能量的拍卖是分离的，首先进行输电容量的拍卖，然后再进行能量的拍卖。在能量拍卖中不需考虑详细且复杂的网络约束，仅考虑市场主体的传输容量约束即可。
2)隐式拍卖。输电容量的拍卖和能量的拍卖同时进行。不直接对输电容量进行分配。认为市场主体的出价中，已经包含了能量和传输两种产品(服务)的价格。譬如以美国PJM、德州等为代表的日前、实时市场的安全约束经济调度，就是一种典型的隐式拍卖。发电商不需要事先购买输电容量，仅需要申报在其上网节点愿意接受的上网电价即可。系统运行机构(ISO)根据市场上各个节点的报价情况、各个支路的约束情况等确定最终的交易结果。
本文介绍的方法适用于第一种机制即显式拍卖机制下，当前正应用于欧洲中长期市场交易中。
二、欧洲分区竞价机制
欧洲电力市场与美国电力市场的一个重要的区别是：欧洲是基于分区的市场，而美国是基于节点的市场。
美国电力市场中，市场主体的报价按节点进行，对每个交易时段，每个节点会产生一个价格。当然，如果需要，在节点价格的基础上，可以对若干节点进行加权产生一些用于结算的区域价格、hub价格等。
欧洲远期及日前电力市场中，市场主体的报价按“报价区”进行，市场出清也按报价区进行。也就是说，将一个报价区内的所有的节点当成一个节点看。如果不发生阻塞，整个市场产生一个统一的价格;如果发生阻塞，每个报价区产生一个价格。
图1 简单两区域系统
如图所示，系统中有两个区I区和II区，每个区分别有三个节点A、B、C及D、E、F，每个节点上分别有一个发电机和一个负荷。I区和II区通过联络线CD联络。
三、关键支路的定义
根据电力系统的相关理论，理论上，对一个联通的电网，任意两点之间的功率交换都会引起系统中所有支路上潮流的变化。因此，在进行跨区交易的相关计算时，应该考虑所有支路的约束。但实际上，由于有些支路的传输容量非常大，或者受跨区交易的影响非常小，一般不会由于跨区交易的变化引起该支路的阻塞，因此在进行跨区交易的相关计算中可以不考虑。欧洲电力市场中，定义了关键支路(Critical Branch,CB)的概念，具体如下。
【关键支路】一个关键支路是在一定的运行方式下，显著的受到跨区交易影响的支路，由其所在区域的输电公司(Transmission System Owner, TSO)定义。一个关键支路需要定义以下内容：
1)一条线路(可以是联络线，也可以是区内的线路)，或者是一台变压器，其显著受到跨区交易的影响;
2)一个运行状态(operational situation)，如正常状态(N状态)、事故状态(N-1，N-2，母线故障等，由TSO的可靠性原则确定)。
在上述定义中，请注意两点：
1)关键支路可以是联络线支路，也可以是区内支路。也就是说，在进行区域之间的传输功率极限等的计算过程中，不仅仅考虑联络线支路的功率限制，也可以考虑区内受跨区交易影响的支路的限制。这是和美国德州、加州早期电力市场中的区域定价方法中有本质区别的地方。
2)关键支路的定义需由TSO根据其给自电网的安全、可靠性运行准则确定需要考虑的运行状态，不同TSO可以有不同的定义方法。比如，以上区域中，假设区域I仅考虑正常运行状态即N状态，而区域II考虑单一线路故障的N-1状态。
假设系统共定义了三条关键支路
1)CB1：正常运行状态下的线路AC
2)CB2：正常运行状态下的线路CD
3)CB3：EF线路故障情况下的线路DE
这里，关键支路CB1、CB2是正常运行状态下的某条支路的约束，关键支路CB3是某个N-1(EF故障)下的某条支路的约束。关键支路CB1和CB3是区内线路的约束，关键支路CB2是联络线约束。
四、报价区转移分布因子
为了确定区域之间交易的限额，需要了解各个区域的净功率对关键支路的潮流的影响。比如，对上面的例子而言，要确定区域I最多能向区域II送多少电，需要知道当区域I每增加单位的跨区交易电力，对关键支路的影响。
电力系统中的潮流转移分布因子(PTDF,Power Transfer Distribution Factor)可以用于这个分析。PTDF在传统的电力系统以及输配电定价当中早有应用，它定义了某个节点的注入功率变化引起的支路潮流变化量，即节点注入功率对支路功率的灵敏度。
在分区定价和阻塞管理中，需要解决的主要问题是，传统的PTDF是基于节点的，即计算的是某个节点的注入功率的变化对支路潮流的影响;而在分区定价方法中，需要给出某个区的跨区交易的变化对支路潮流的影响。理论上，这个问题没有唯一的解。这是由于，区域内不同的发电组合，会得到不同的分布因子，也就是说，区域的PTDF取决于发电的组合情况。
以上述简单系统为例进行分析。考虑I区的PTDF。也就是说，要计算，I区向II区传输功率增加单位量，如1MW，关键支路CB1和CB2上的潮流分别变化多少?
【算例分析】假设线路AB、BC、CA的阻抗均相同，区域1定义了两条关键支路CB1和CB2，具体定义见表1。表2给出了四种不同的发电组合情况。比如，组合1下G1、G2、G3的发电权重为1、0、0，其含义为：区域I增加送出功率(向区域II送电)时，全部由G1提供;同样，组合2的含义为区域I增加送出功率(向区域II送电)时，全部由G2提供;组合3的含义为区域I增加送出功率(向区域II送电)时，全部由G3提供。组合4稍微复杂一些， 当区域I增加送出功率(向区域II送电)时，分别由G1和G2提供50%的出力。
确定了发电的组合方案后，根据电路、潮流的基本原理，可以计算得到区域功率变化对各关键支路上潮流的灵敏度，即PTDF，见表格2。进一步，根据PTDF，就可以计算得到区域间交易的最大功率Pmax(I-II)。比如，组合方案1下，考虑CB1，I-II的最大交易功率为75 (=50/(2/3));考虑CB2，I-II的最大交易功率为80(=80/1)，因此综合考虑CB1和CB2，I-II的最大交易功率为75(=min(75,80))。同理可以计算得到组合方案2、3、4下的最大交易功率:80、80及80。
注：
组合1：Pmax(I-II) = Min(50/(2/3),80/1)=75
组合2：Pmax(I-II) = Min(50/(1/3),80/1)=80
组合3：Pmax(I-II) = Min(50/(0),80/1)=80
组合4：Pmax(I-II) = Min(50/(0.5),80/1)=80
组合5：Pmax(I-II) = Min(50/(1/3),80/1)=80
五、发电转移因子
从上面的例子看，报价区的功率变化对关键支路的转移分布因子，以及区域之间交易功率的极限，是与区内发电的组合有关的。而在电力市场中，这个组合与发电的具体报价有关。表3给出了四种报价情况a、b、c及d。假设报价对应的容量均为100MW。对发电机组的调用如果按照报价从低到高的顺序，则可以得到对应报价情况下的组合序号。比如，报价情况a下，G1的报价最低，因此当区域1增加送出功率时，应该全部由G1增加出力，对应组合方案1;报价情况d下，G1和G2的报价相同，因此当区域1增加送出功率时，由G1和G2按容量比例共同承担，即按照1:1比例分配出力，因此对应组合4。
考虑另外一种情况。如果上例中G1、G2、G3对应的申报价格不变，但容量均变为30MW，则在跨区交易P(I-II)增加的过程中，对应的组合序号将发生变化。以报价情况c为例进行分析。
当P(I-II)小于等于30MW时，跨区交易全部由G3承担，边际机组为3;如果P(I-II)增加到30MW以上，则需要在G3承担30MW的情况下G1承担剩余部分，边际机组为G1;当P(I-II)大于60MW时，G3和G1分别承担30MW，G2承担剩余的部分，边际机组为G2。
可以看到，在不同的跨区交易的水平(即净功率Net Position，简称NP)下，系统的边际机组不一样，各机组的出力水平情况不一样，因此对关键支路的影响也不一样。在欧洲市场中，规定可以由各TSO确定在进行输电可用容量、区间交易可行域时采用的区内各发电机组的组合情况，用发电转移因子(Generation Shift Key ，GSK)表示。实际上，表2中不同的发电组合下的发电权重就是各方案下的GSK。
表3的例子中，假设报价为方案c。如果区域1采用边际机组的方法，即用边际机组的PTDF作为区域的PTDF，则：
1)如果预测区域1的初始NP小于30MW，则采用组合方案3下的GSK，即{0、0、1｝;
2)如果预测区域1的初始NP在30MW到60MW之间，则采用组合方案1下的GSK，即{1、0、0｝;
3)如果预测区域1的初始NP大于60MW，则采用组合方案2下的GSK，即{1、0、0｝;
这里初始NP是指在进行输电可用容量分配时的现有交易下的区域净功率水平。比如，在进行日前的输电可用容量分配时，初始NP是指在日前交易以前已经签定的年度、月度等交易所确定的各区净功率情况。
根据所确定的GSK策略，就可以计算得到区域NP变化时对关键支路潮流的影响因子即PTDF。表2给出了四个发电组合方案1、2、3、4下的PTDF。
以上例子中假设区域I采用边际机组的PTDF。实际中，各TSO也可以采用其他的方法确定GSK和PTDF。一种常用的方法是平均策略，即以当前情况下各发电机组出力的平均PTDF作为区域的PTDF。上面的例子中，假设当前的NP为60MW，采用平均GSK策略，则GSK为{0.5,0,0.5}，对应发电组合方案5。
不同的GSK策略得到的PTDF不一样，因此据此计算出来的区域间的可用输电极限也不一样。实际中，各区域可根据历史情况确定各区域的GSK策略，在后续的文章中再对不同的GSK策略进行进一步详细的分析。
总结
欧洲电力市场的很多环节与美国市场不一样。其中重要的一点就是阻塞的管理、输电容量的分配等方面。欧洲采用的是基于报价区的方法，其方法与美国加州、德州早期采用的分区定价的方法不完全一样。在加州、德州早期的分区定价方法中，首先不考虑区内阻塞进行区间交易出清，然后再考虑区内阻塞进行功率的调整，这可能会增加一部分机组的博弈空间、市场力。欧洲的分区定价方法中，在进行区间交易的可用输电容量计算、区间交易可行域的计算中，考虑所有可能会影响区间交易的支路，可以是联络线，也可以是区内支路，可以是正常运行状态，也可以是N-1等状态。欧洲分区定价方法的一个关键问题是发电转移因子GSK的计算，区域TSO选择的GSK策略与实际市场中的机组组合情况可能造成不一致，因此造成PTDF、关键支路可用输电容量计算的误差。实际中，欧洲市场通过设置一定的安全裕度的方法来解决这个问题。在后续的文章中我们将对相关问题进行进一步的分析。
作者：
荆朝霞,华南理工大学,教授/博士生导师
陈紫颖,华南理工大学,硕士研究生
季天瑶，华南理工大学,副教授/硕士生导师
原标题:电力市场集中竞价的经济学原理分析 （十四 阻塞管理基本原理4-欧洲分区竞价、输电容量计算及分配1）
