摘要：开放的电力市场需要输电网开放和有效的管理。引入可交易输电权、利用市场机制解决网络阻塞问题是阻塞管理的重要趋势和研究热点。该文分析了基于潮流的输电权的基本思想、特点、实质及其实施过程；三节点示例的分析表明输电权的引入可有效地实现市场价格，发现、缓解阻塞问题，同时具有规避价格风险的功能；对引入输电权所带来的问题进行了讨论，并提示了进一步的研究方向。
关键词：阻塞管理 输电权 电力市场 电力系统
1 引言
电力市场改革的主要目标是通过引入市场竞争来降低成本、提高效率，促进电力系统长期稳定的发展。作为发电商和用户间的电能输送通道，输电网的正常运行不仅是影响系统安全可靠的重要因素，也对市场的竞争具有显著影响。因此，虽然输电费用相对电能生产成本的比重很小，但输电网的管理在电力市场中占据着极其重要的战略地位。输电网必须无歧视地向用户开放，同时，输电服务要收取一定的费用以回收成本。从实时电价理论［1］可知，输电费用的两个重要组成部分为阻塞费用和网损。当输电网出现阻塞时，阻塞费用将显著影响整个电价。输电系统的阻塞不仅需要相应的阻塞管理来消除阻塞，还必须通过相应的阻塞定价机制为输电容量的公平使用和长期规划提供正确的价格信号，即通过输电网使用的有效定价来缓解阻塞。
目前的阻塞管理方法主要有两大类：一是采用直流潮流为基础的、计及线路约束的最优潮流（OPF）算法，并用线性灵敏度因子帮助解决阻塞，相应的电价机制为“节点电价 ”（nodalprice）［2］；另一种方法是根据阻塞线路（或线路割集）进行“市场分裂”，相应的电价机制为“区域电价”（zonalprice）［3］。通常系统运行人员为市场参与者提供可用传输容量(ATC)等市场信息，以防止阻塞的发生。
随着区域间功率交换的增多，地区间联络线的阻塞逐渐成为整个电力市场竞争和资源优化的“瓶颈”。人们寻找新的方法来解决阻塞问题，其中的一个重要趋势是运用市场机制，引入可交易输电权。Hogan于1992年在合同路径模型基础上提出了contract network模型，首次提出了输电容量权的概念［4］，其主要观点是采用输电容量权来分配阻塞成本 ，同时为市场参与者提供了一个规避价格风险的工具，因此Hogan的输电权概念是一种金融性输电权（Financial Transmission Rights，FTRs）；1997年他又提出了输电阻塞合同（Transmission Congestion Contracts，TCC）的概念，认为只能定义点到点的输电权［5］。Hung－po Chao等提出了基于潮流（flow－based）的输电权（Flowgate Right，FGR）定义［6～8］，产业界也提出real－flow输电权方案［9］。目前的研究通常认为输电权可分为金融性输电权和物理性输电权两大类。金融型输电权是为市场交易者规避价格波动的风险的金融工具，网络阻塞时其所有者获得经济补偿，从而获得输电价格的长期稳定性。而物理型输电权则实际地定义和分配了使用输电端口的输电容量的权利。对于不同输电权定义的讨论与优劣比较［10～13］、输电权与市场力（market power）的相互关系［14～16］，是电力市场研究热点之一。
本文对引入可交易输电权、用市场化方法进行阻塞管理进行了深入分析和讨论。全文分两部分：第一部分主要分析基于潮流的输电权(FGR)；第二部分分析金融性输电权(FTR)，同时对二者进行了比较。
2 基于潮流的输电权
电能在输电网中的流动遵循基尔霍夫定律，因此电能交易的假设路径与实际路径不符 ，这就是所谓的多路径潮流(loop flow)问题。由此产生的网络“外部性”造成了无法准确计算电能交易相应的输电成本。当出现网络阻塞时应如何进行缓解阻塞的调度以及相应的阻塞成本由谁来支付在电力市场环境中一直是个难题。已有的各种方法中，一种方法是依据“谁引起、谁支付”的原则，如根据线路功率组成分析［17］或约束分布因子(constraint alLOCAIION factor)和负荷分布因子［2］来确定市场参与者需支付的费用。另一种方法是基于实时电价理论，阻塞费率等于相应节点电价之差。这些方法的共同特点是隐式地决定输电约束引起的阻塞的机会成本，且较难考虑输电的优先权：如期货、现货和实时平衡电量何者应优先保证，因此有待于改进。改进主要是考虑如何显式地确定阻塞机会成本，如何用市场化的方式进行阻塞管理。
经济学中解决这种“外部性”问题的常用方法有两种：政府指令和市场机制。运用市场机制、建立产权机制通常被认为是较好的方法［18］。输电权概念正源于此。产权的定义分为多个层次，相应的输电权定义也有多种：金融输电权、容量预约权、物理输电权等［8］。总之，输电权是对输电容量的一种权利，它赋予其所有者使用该相应输电容量的权利或者取得与其相关的经济利益的权利。本文所研究的基于潮流的输电权兼有金融和物理输电权的特性，其出发点是：输电权的设计应使输电阻塞定价尽可能与实际功率流动匹配 。
基于潮流的输电权设计的首要问题是如何使得交易和实际产生的潮流的匹配。这里采用基于直流潮流的功率传输分布因子（PTDF）来解决这一问题。对从节点m到n的交易，对线路i→j的PTDF可定义如下［19］：
式中 ΔPmn为节点m和节点n的电能交易变化量；ΔPij为线路i－j上相应的潮流变化量；xij为线路i－j的电抗；Xim为节点阻抗矩阵的元素。
节点m和n间QMW的电能交易在线路i→j上产生的潮流为PTDFij，mn*Q。根据PTDF表和线性化假设，对每个交易可求得在相关线路上的潮流。
在实际网络中如果所有线路都必须考虑，则整个输电权将非常复杂。解决的方法是定义一组关键路径（flowgate），也就是预测或者根据运行情况确定容易发生阻塞的线路 。flowgate是可能出现阻塞的输电通道，它可能是一条线路，也可能是一系列线路组成的割集。flowgate的确定是与网络拓扑、系统参数和运行状态密切相关的。正常情况下flowgate具有一定的稳定性，可以根据系统参数及电能交易计划进行预测；但当出现线路开断等异常工况时，线路潮流将发生很大变化，相应的发生阻塞的线路将与预测的不符，必须采取相应的措施。
基于潮流的可交易输电权的基本思想是：
·输电系统运行员（Transmission System Operator，TSO）定期发布标准的PTDF表和定义一组flowgate；
·根据PTDF表和交易信息计算网络各支路可能的潮流；
·对每个电能交易，如果拥有相应的flowgate的输电权，则在实时调度时享有优先权 ，同时在最后市场结算时能够完全规避价格风险；如果没有或部分拥有FGR，则没有或部分拥有优先权并将面对相应的价格风险；
·结算时只对flowgate进行阻塞电费结算。
可以看出，FGR具备以下一些特点：首先，输电权是针对线路的物理容量来分配的，因此更为基本，并且相对稳定；第二，可能出现的flowgate个数一般并不多，因此结算时的工作量大大减少；第三，由于flowgate个数少并且稳定，因此输电权易于交易，市场流动性较好。
FGR的核心问题在于输电权的价格如何确定。FGR价格是采用市场机制、显式决定的。理论上可以证明一个设计合理的市场，经过一系列的交易过程可以动态地收敛于市场均衡点，得到线路约束的影子价格（FGR价格），并达到社会效益最优［6］。
下面用三节点算例来简要说明这一过程。
对于如图1（a）三节点网络［7］，采用直流潮流模型，忽略损耗。其中两发电机分别在节点1和节点2，发电机的供给曲线分别为p1＝15＋0．1q1、p2＝35＋0．2q2；负荷在节点3，需求曲线为p3＝125－0．25q3。除最大输电容量限制外，三条线路的物理特性完全相同，线路1—2、2—3、1—3可流过的最大潮流分别为30 MW、150 MW和160 MW。
由基尔霍夫定律可知，从节点1输送1 MW功率到节点3，在路径1→3、1→2、2→3上产生的潮流分别为2／3 MW、1／3 MW和1／3 MW；节点2输送功率到节点3与此类似。此三节点网络的PTDF如表1所示。
假设节点1和节点2各向节点3的负荷供电Q1MW、Q2 MW，根据各线路输电约束和多路径潮流可得Q1和Q2的可行域，如图1(b)中阴影区域O－A－B－C－D－E所示，在阴影区域边界上相应线路发生阻塞。
若以考虑网络阻塞后的社会福利最大为目标可得到市场均衡点(图1(b)中D点)。其中 ，线路1→2，1→3发生阻塞。各节点发电量(负荷)和边际电价如表2所示。
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