电力市场集中竞价的经济学原理分析：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

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