美国德州电力市场综述

美德电市综目1

12简介13456789

型4计6场12.14合17.191.前言本文试图从德州电力市场建设者的角度，进一步深入介绍美国德克萨斯州的电力市场转型期以及不同时期的市场架构，期望能为国内的电力市场建设者提供一些有益的借鉴和参考。2.ERCOT简介美国德州电力可靠性委员会ERCOT(ElectricReliabilityCouncilofTexas)是负责其范围内电网运行和管理竞争性电力批发市场的独立系统调度机构

ISO(IndependentSystem。ERCOT所辖区域覆盖了德州75%的面积和90%的负荷，并管理着2,400万德州用户。德州面积相当于广东广西加湖南，比华东五省加上海略大一点。德州电网是一个独立电网，和外州没有交流互联，只通过5条直流联络线与1

美国东部网络和墨西哥相连，这5条直流联络线的总容量接近万千瓦。管理超过公里的高压输电线路和多台发电机组。ERCOT装机容量接近9,000万千瓦，夏季高峰可调用装机容量为7,700万千瓦，2015年8月10日峰值负荷6,988万千瓦创历史新高，2015年度用电量是亿千瓦时，同比增长了2.2%。德州市场有超过成员参与电力市场的发电、输配电、交易、零售和电能使用。ERCOT是基于会员制的非营利机构，由ERCOT董事会进行管理，由德州公共事业委员会PUCT(PublicUtilityCommissionofTexas)和德州州议(TexasLegislature)监管。因为德州和外州只有直流互联，所以ERCOT不受美国联邦能源监管署(监管，这是德州区别于美国其它ISO的一个很独特地方。ERCOT的会员包括用户(，合作社发电商(市场营销者(power，售电商(retailelectric，投资者拥有的输配电供给商(transmissionanddistributionproviders)和一些市政电力公司(municipal-ownedelectricutilities)。ERCOT前风电装机容量约为600万千瓦，在北美所有市场里是最大的。如果把德州当做一个单独的地区和世界各国(包含美国非德州区)进比较，德州风电装机容量在世界排名第六。到现在为止，德州风电最高发电记录是年2月18日创造的1,402万千瓦，同日创造的风电最高渗透率大于。随着风电的高速发展，其间歇性也给系统运行带来了很多挑战。ERCOT采取了一系列措施来降低弃风，成效显著，2014年的全系统平均弃风率小于0.5%，2015年的全系统平均弃风率小于1%。下列图显示了ERCOT2015年对应各种电源类型的发电量和装机容量的比例。从图中可以看出，ERCOT天然气发电量和装机容量都是所有电源类型中最高的，天然气装机容量占53%，发电量占48.3%风电装机容量占18%，发电量占2

ERCOT2015年发电量和装机容量(来源:ercot)ERCOT竞争性电力零售市场(competitiveretailmarket)非常活跃，连续年(2008-2015)被能源咨询机构DistributedEnergyFinancialGroup评为美国和加拿大最具竞争性的零售市场。ERCOT拥有大约200个合格的竞争性独立电力零售商(completiveretailelectricproviders)，超过的负荷具有零售选择权。根据统计，竞争性零售市场内的超过90%的居民用户都曾经更换过零售商。ERCOT市场参与者(MarketParticipants)主要分为以下几类：授权计划实体QSE(QualifiedSchedulingEntities)，负荷服务实体LSE(LoadServingEntities)，输电服务供给商TSP(TransmissionServiceProviders)，配电服务供给商

DSP(DistributionServiceProviders)和电源实体RE(ResourceEntity)。QSE代表电源实体和售电公司参与日前和实时市场，与ERCOT进行数据对接和结算QSE可以同时拥有发电机和负荷，或者两者之一，或者是两者皆无的纯金融买卖参与者。下列图显示了ERCOT和各市场参与者的相互关系。3

ERCOT和市场参与者关系(来源:ercot)3.德州电力市场化转型1996年，ERCOT成为美国的第一个独立系统调度机构。1999年6月18号，德州关于电力改革的7号法案由当时的布什州长签署生效，正式开始了德州电力行业的市场化进程。法案对售电侧市场化、输配电的拆分、批发市场的建立、发电装机的容量限度、独立系统调度和市场运行机构的设立、以及批发和零售市场的实现，都提出了明确的具体时间表要求。法案特别规定对投资者拥有的电力企业解除管制，在这些区域引入电力零售用户选择权，同时规定ERCOT的几个主要责任是：电力系统规划和运行，电力批发市场的运行和结算，对有售电选择权的用户提供切换服务。从1999年6月18号的电改7号法案签署到预期的2001年6月1号零售市场开始运行，以及2001年7月31号批发市场运行，大概只有两年左右的时间。在短短两年的时间里，徳州电力工业不但要全面市场化，而且在系统控制上要做出很大的改变，从十个控制中心切换到一个控制中心。但是，当时各个市场主体市场经验非常缺乏，ERCOT没有相关电力市场人才，没有自己的调度运行中心，也没有相关的市场软件。在这样一个情况下，要在两年内开通现货实时市场，几乎是一件不4

可能的任务。但法律已经颁布，政令已经发出，没有盘旋余地。当时各个市场主体基本一致同意采纳区域模式的现货实时市场，辅助服务市场日前出清，输电权市场只针对几个关键输电断面拍卖这样一种相对简单的市场架构。经过两年的艰苦努力，完成了从市场规则设计、功能设计、软件实现及调试，到市场试运行的全过程。在2001年，ERCOT开始单一控制区运行，同时开启了批发市场和零售市场的竞争，德州巿场的如期开通运行，满足了7号法案的要求。ERCOT当时采取的是区域市场(Zonal架构，并根据几个主要的输电断面将ERCOT分成四个阻塞管理区域。区域模式的实时市场虽然概念上看起来很简单，可具体实现起来要解决的技术难题可不少。由于没有精细的节点价格信号，尽管在具体设计和实现中做了许多重大改良，区域市场模型始终不能很好地解决网络拥塞费用适当分配的问题。在区域模型中，许多发电厂不但没有足够的意愿去消除线路拥塞，有的反而会故意加重拥塞以获利。在区域市场模型中，电力系统运行模型和市场模型的协调也是一大挑战。为了解决区域性市场中诸如线路拥塞费用的分配，以及提高电力系统运行效率等问题，当时给出了两种方案：一种是渐进式地从已有的区域市场逐步过渡到节点市场，另一种则是整个市场及其支持系统一下子切换到节点市场。最后，德州政府部门决定采用后一种方案。2003年，ERCOT始设计节点市场(NodalMarket)。这个重新设计的综合性的德州节点市场用超过600个电价结算点来代替区域市场的四个阻塞管理区域所对应的结算点。ERCOT设计节点市场的主要目标是改善价格信号，提高调度效率，直接分配局部拥堵费用。这个重新设计的综合性节点市场主要有以下几个部分：金融输电权市场CRR(CongestionRevenueRights)能量和辅助服务联合优化的日前市场DAM(Day-Ahead，可靠性机组组合RUC(ReliabilityUnitCommitment)，以安全约束下的经济调度EconomicDispatch)为核心的实时市场。年，ERCOT正式开始节点市场建设。在节点市场建设过程中的项目管理上，周期和预算出现过一些问题。最后，在年12月日，ERCOT成功地从区域电力市场转换为节点电力市场。两相比较，一揽子式的节点市场在项目进度和预算上，都远远超过了以前的区域市场。ERCOT节点市场和区域市场的比照总结在5

下表中。ERCOT区域市场和节点市场比较(源:ercot)区市(ZonalMarket)输阻权无前量场日辅服容市

节市(NodalMarket)金输权）能和助务合化日市替备服非化量务靠机组时预析基区的合价每5钟清次衡量场运组指解区阻运具机指解当阻机采统的域流移子

时可性组合基具机的价每分出一安约下经调(以分为算间所阻由体组度解增的荷率制具机的流移子机和荷采平能市的域清组用电际价负采区加平的际价4.德州节点电力市场设计ERCOT纯能量市场-onlymarket)，没有容量市场(capacitymarket)。发电商建造电厂的成本必须从发电和提供辅助服务的收益中来回收。ERCOT为了鼓励投资兴建新电厂，制定了一系列稀缺定价机制ScarcityPricingMechanism)，在系统电能和备用稀缺的情况下提高电能价格。其中最重要的就是设置较高的系统报价帽SWCAP(System-WideOfferCap)，ERCOT前的最高报价是$9,000/MWh。德州电力批发市场由两部分组成：独立于

ERCOT之外的分散的双边市场(Bilateral，和由ERCOT组织的集中出清市场。双边市双边市场指买卖双方单独或者双方通过经纪人(Broker)签订的用来交易电量的双边合同。合同任一方可以同时拥有发电机和负荷，或者两者之一，或者两者皆无(纯金融买卖市场参与者。双边合同一般被用来躲避(Hedge)实时市场价格风险，同时有些市场参与者通过双边合同进行套利。据统计ERCOT实时市场中绝大多数(超过电能交易是通过前期双边合同躲避(Hedge)锁定，按照合同价格进行结算。双边合同几个基本要素就是:交付时间(年月日小时或者时间段)，电能(MW),结算点，合同价格。ERCOT大多数双边合同本质上是一种金融合同，买卖方不需要拥有发电机或负荷，在实时也不需要按照合同发电或者用电。合同签订后，买方需要根据合同电量和合同价格支付给卖方，这是第一部分结算。ERCOT实时市场出清6

后，卖方需要根据合同电量和实时价格支付给买方，这是第二部分结算。如果单纯考虑双边合同(不考虑合同双方在实时物理发电和负荷的抵消，其结算公式如下：第一部分结算：合同收款=同付款=合同电价X合同电量第二部分结算：实时收款=时付款=实时电价X合同电量同时考虑以上两部分结算：卖方净收款=同收款-实时付款=(合同电价-时电价)X合同电量买方净付款=同付款-实时收款=(合同电价-时电价)X合同电量双边合同的结算时间由双方自由商定并写入合同，根据具体合同可以有不同选择，比方可以选择签订合同时付款或是按月付款等方式，不同结算时间会影响双方的现金流但不会影响最终的结算量。ERCOT没有强制要求合同双方必须向ERCOT提交所签订的双边合同，但是合同双方可以选择自愿提交，让ERCOT帮助结算其双边合同。根据合同性质，是否向ERCOT提交双边合同不会改变其最终的结算结果，只是会改变通过ERCOT的结算量。集中出清场ERCOT织的集中市场主要由四部分组成：金融输电权市场CRR(CongestionRevenueRight，日前市场DAM(Day-AheadMarket)可靠性机组组合RUC(ReliabilityUnitCommitment)和实时市场RTM(Real-TimeMarket)。其中实时市场的核心是安全约束下的经济调度SCEDEconomicDispatch)。下列图显示了ERCOT点电力市场架构图。这四个集中市场会在下文一一介绍。7

ERCOT点电力市场架构图(来源:ercot)在开始介绍各个集中市场之前，先介绍一些和德州节点市场相关的重要定义和概念。节点边定价节点边际价格LMP(LocationalMarginalPrice)又称为节点电价，指的是在一个节点(电气母线上增加一个单位电量的负荷，系统运行成本的增加量。的节点价格LMP有两部分组成：电能分量(energycomponent)和阻塞分(congestioncomponent)。美国其它一些市场节点电价还包含一个网损分量(losscomponent)。但是ERCOT的节点电价LMP不包含网损部分，不受网损影响，只会因为阻塞影响而不同，从而简化了LMP的计算，这是ERCOT比较独特的一个地方。ERCOT的网损包含输电网损和配电网损，对应输电网损因子(TransmissionLossFactor)和配电网网损因子DLF(DistributionLossFactor)。对应每个15分钟结算区间(SettlementInterval)，只有一个全系统值，则是对应每个输电商可以有一个不同值。ERCOT的数据聚合系统(DataAggregation)计算TLF和DLF，根据负荷的大小按照TLF分摊输电网损和按照DLF分摊配电网损，并将两者相加获得负荷的输配电总网损。ERCOT实时结算的时候，将输配电总网损加在实际测量的负荷上作为8

校正负荷AML(AdjustedMeter，并以此作为最终负荷进行结算。结算点价每个电气母线(electrical都有一个对应的节点价格，这是最精细的节点电价。但是市场参与者一般是通过结算(SettlementPoint)进行电能交易，并用结算点电价SPP(SettlementPointPrices)进行财务结算。结算点是一些物理母线的集合，结算点电价是根据结算点类型在其对应母线价格的基础上按照一定的规则加权平均算出来的。结算点可以分为以下三类:发电机节点(ResourceNodes)，指的对应于一个电源的母线，这个母线LMP用来作为这个发电机节点电价结算这个电源的输出；负荷区域(LoadZone)，指的是分配在同一个负荷区域的所有母线的集合，负荷区域结算点价格是区域里所有母线LMP按照母线负荷加权平均算出来的，同一区域内的所有负荷只有一个对应的区域价格；枢纽(Hub)，指的是分配给同一个枢纽的345KV的枢纽母线的集合，枢纽结算点价格是这些345KV母线LMP的简单平均。设置负荷区域和枢纽结算点的目的是增加电能交易的流动性和价格确实定性，这样可以防止在单个母线上交易受母线价格(局部阻塞可显著影响母线价)和母线上联络线容量的限制。日前市场中节点电价和日前结算点电价DASPP(Day-AheadSettlementPointPrice)是以小时为单位，每个小时每个母线或者结算点会算一个对应的价格。实时市场中，每五分钟运行一次计算节点LMP。实时结算点价格RTSPP(Real-TimeSettlementPointPrice)每15分钟算一次，计算15分钟内所有SCED的节点价格的平均值。三部分电报价三部分售电报价(Three-PartSupplyOffer)是QSE为其所代表的发电机提交的能量报价，具体到每台机组每个小时。发电机的三部分售电报价包含三部分：启动报价(StartupOffer)最低出力报价(Offer)和售电报价曲线EOC(EnergyOfferCurve)启动报价指发电机从开始启动至到达最低出力限值(LowSustainedLimit)时所费成本的报($/start)。QSE根据机组启动时的温度状态，可以提交三种不同启动报价：热启动start),中等温度启动(intermediatestart)和冷启动(cold9

start)价($/MWh)。售电报价曲线指对应递增电量的单调非递减的报价，售电报价曲线是分段线性的(Piecewiselinear)，可以最多有个报价点(MW,。发电机也可以只提交售电报价曲线EOC不提交启动报价和最低出力报价。如果机组想参与日前市场能量和辅助服务联合优化，QSE要在售电报价曲线中设置参与联合优化的标记。日前市场DAM优化所有提交的三部分售电报价，也优化单独的售电报价曲线EOC(无启动报价和最低出力报价。可靠性机组组合RUC只使用三部分售电报价中的启动报价和最低出力报价。实时市场中的安全约束下的经济调度SCED只使用售电报价曲线而不使用启动报价和最低出力报价。对于任意一个指定的小时，如果机组没有被日前市场或可靠性机组组合指令开(commit)，QSE可以在这个小时对应的调整时段提交或更新启动报价和最低出力报价，QSE可以在这个小时对应的调整时段提交或更新售电报价曲线，这样的好处是机组可以根据实时的运行情况调整报价，更能真实反应实时的成本，实时市场会使用最后更新的售电报价曲线EOC进行出清。下表是一个发电机的三部分售电报价的例子：三部分售电报价例子

StartupOffer($)

Offer(Q-MW,Day

Q2Q3Q5P10ALTAALTAALTAALTA

1234

0000

1101080110251260802014305030

…

……

ALTA

0

14305030

当前运计划当前运行计划COP(CurrentOperatingPlan)是QSE为其所代表的电源发电机或负荷电)提交的预期运行计划，包含每个电源未来七天的每个小时的运行数据。当前运行划包括电源的每个小时并网状态(在/)最高出力限值HSL(HighSustainedLimit)，最低出力限值LSL(LowSustainedLimit)和辅助服务计划(AncillaryServiceSchedule)。日前市场DAM只使用中的最高出力限值和最低出力限值参与优化，作为提交三部分售电报价的机组的出力限值，不使用COP中的10

机组并网状态。可靠性机组组合会使用中的所有信息参与优化，其中的并网状态会被用来决定机组是否自开机(self-commit)，并在其基础上进行增量机组组合。下表是一个发电机的当前运行计划COP的例子：当前运计划COP例子

Reg-

Reg

Non-

666666666

1234

00005000

00005000

000000

0000000市场信系统ERCOT过市场信息系统(MarketInformationSystem)向市场参与者及时准确地披露电网和市场运行信息。ERCOT全网网络模型使用统一格式的通用信息模型CIM(CommonInformationModel)，极大的简化了网络模型的更新和在各个系统中的导入。ERCOT通过MIS定期公布最新的编辑过(redacted)的全网CIM模型，删除其中一些机密的信息比方发电机参数。也会在一定保密时间过期之后通过MIS公布市场参与者历史报价和出清信息，比方在运行日六十天之后会公布所有日前市场和实时市场的各种报价。双结算统11

ERCOT采用双结算系统(Two-Settlement结算日前市场和实时市场：对日前市场电能出清量按照日前市场结算点价格进行结算，实时市场中则根据实时市场和日前市场出清量之间的偏差量按照实时结算点价格进行结算。双结算系统可以让追求利益最大化的发电商在实时市场的参与策略不受日前市场交易或者双边合同的影响，仿佛之前的交易不存在，从而鼓励发电商全电量报价参与实时市场，提高实时市场的运行效率。5.金融输电权市场金融输权市场介金融输电权CRR(CongestionRevenueRight)是一种金融避险工具，让金融输电权持有者可以在日前市场中接受补偿收款，或被欠款收费。金融输电权是金融性的，持有金融输电权并没有赋予金融输电权持有者权利或者义务来物理传输或接受电能。为了持有金融输电权，市场参与者必须在ERCOT注册成为金融输电权开户(CRRAccountHolder)。金融输电权开户人和ERCOT之间进行金融输电权的结算。因为公平公正的考虑，输配电供给商和ERCOT都被禁止持有金融输电权。金融输电权可以通过以下三种方式获得：1.金融输电权拍卖

(CRRAuction)：这是获取金融输电权的最基本方式。ERCOT每半年和每个月都会进行周期性的金融输电权拍卖。金融输电权拍卖会拍卖一些空余的网络容量，同时也给金融输电权持有者时机来卖掉他们当前所持有的金融输电权。2.预先分配(PCRRAllocation)：ERCOT会事先分配一些金融输电权给一些符合条件的不参与市场竞争的市场主体inEntity)。NOIE指的是那些不提供用户售电选择的合作社EC(Electric和市政电力公司MOU(MunicipallyOwnedUtility).3.双边交易(Bilateral：金融输电权持有者可以通过双边交易转让之前已经持有的金融输电权。ERCOT融输电权是一种点对点(point-to-point)的拥堵收益权，有如下特性：一个具体数量MW(可以精确到)，一个具体时段，指定的电量输出点(Source)12

和指定的电量接收点。金融输电权按照结算功能可以分为两类：一类是点对点责任权PTPObligation(point-to-pointObligation),另外一种是点对点选择权PTPOption(point-to-pointOption)。点对点责任权是双向的，在日前市场结算时既可能产生欠款(charge)也能收款(payment),而点对点选择权是单向的，在日前市场结算时只会收款(payment)。金融输电权拍卖和预先分配都是按照分时区块TOU(Time-OfUseBlocks)，以每个月为条状单位(stripes)进行拍卖或分配。CRR分时区块TOU分为以下三种:1.工作日高峰时(PeakWeekday):5X16时段，指时(hourending)2200,周一至周五工作日排除的节假日2.周末高峰时段(PeakWeekend):2X16时段，指时末0700-2200周六，周日和NERC节假日3.低谷时段(：7X8时段，指时末0100-0600和时末2300-2400,周日至周六7天金融输电权拍卖结束之后，ERCOT就会用拍卖出清价格AuctionClearingPrices)对中标的出售和购买的金融输电权(awardedoffersandbids)和金融输电权持有者进行结算。金融输电权的拍卖收益(CRRAuctionRevenue)会按照拥有负荷的大小按比例分配给QSE.金融输权市场算金融输电权持有者持有的CRR在日前市场中按照日前市场结算点价格DASPP进行结算。点对点责任权的结算价格是(接收点DASPP-输出点DASPP)，其结算价格可正可负，所以既可能欠款也可能收款。点对点选择权的结算价格是MAX[(收点DASPP-输出点，0]所以其结算价格是非负的，只会收款不会欠款。CRR是按照小时进行结算的。日前市场结算产生的的每小时拥堵租金

(CongestionRent)会用来付钱给金融输电权，如有多余，多余的钱会被放入一个金融输电权平衡账户(CRRBalancingAccount)如果不足，欠就会被记录下来，积累到月底的时候，就会用当月金融输电权平衡账户里积攒的钱来付这些欠费，如果还有剩余就会按照QSE负荷大小按比例分配给QSE。在某些特殊情况下，月平衡账户也有可能不足付这些欠费。13

6.日前市场日前运时间轴ERCOT前运行时间轴(timeline)如下列图所示:ERCOT前运行时间轴(来源ercot)如上图所示，ERCOT在日前0600之前，需要向市场发布系统状况，负荷预测，辅助服务责任(AncillaryService，网损以及其它一些信息。在日前1000之前，QSE向提交日前市场售电报价和购电报价(DAMOffersandBids)各个电源的每个小时的当前运行计划COP，自提供的辅助服务AS)日前1000，ERCOT会关闭日前市场，开始日前市场出清。在日前1330之前，ERCOT需要发布日前市场结果。在日前ERCOT运行日前可靠性机组组合并在运行结束后公布结果。日前市简介ERCOT日前市场DAM(Day-Aheadmarket)是在日前集中出清的金融性市场(financialmarket)，日前市场的参与是自愿性的(voluntary),QSE不被要求强制参加，发电机和负荷也不需要强制参与报价。日前市场的负荷是购电报价

(没有负荷的QSE也可以提交购电报)，是虚拟且有弹性的，不是负荷预测，其性质是金融性14

的。日前市场中不仅考虑发电资源的各种物理约束，同时考虑网络安全校核NSA(NetworkSecurityAnalysis)。日前市场的主要目的是为下一个运行日(OperatingDay)安排电能和辅助服务提供价格确定性和发现价格，让市场参与者可以躲避(hedge)实时市场价格波动的风险。日前市场以最大化社会福利(socialwelfare)为优化目标联合优化(co-optimize)售电报价(energyoffers)，购电报价(energybids),辅助服务出售报价ASOffers(AncillaryServices和任权价PTPBids(point-to-pointObligationsbids)。日前市场出清软件(clearingengine)是安全约束下的机组组合

ConstrainedUnitCommitment)SCUC包含两部分：一部分是机组组合

UC(UnitCommitment)，另外一部分是网络安全校核这两部分互相迭代求解直到满足收敛条件，最终结果即为出清结果。机组组合MIP(MixedIntegerProgramming)。

UC优化算法是混合整数优化日前市场的研究区间(studyperiod)是二天运行日Operating的一整天24小时，每个小时作为一个研究时间点，所以一共有24个时间点。日前市场中的售电报价(energy包含发电机组的三部分售电报价PartSupply和虚拟的售电报价(Energy-OnlyOffers)。日前市场中的购电报价(Energy都是虚拟的，又被称为Energy-Only。虚拟的售电报价和购电报价必须在结算点(SettlementPoint)上报价，任何QSE都可以报价。ERCOT在日前市场中购买的辅助服务有四种:上调频(RegulationUp)，下调频(RegulationDown)，响应备用ReserveService)和非旋转备用(Non-Spin。ERCOT的辅助服务报价ASOffers比较独特，对在线增量备用

upreserves)采用的是联合辅助服务报价(LinkedAncillaryServiceOffer)的形式，具体如下：1.2.3.

下调频单独报价，因为其是唯一的减量备用上调频，响应备用和在线非旋转备用可以联合报价离线非旋转备用单独报价15

比方一个机组有30MW的备用，其爬坡能力比较快，可以在5分钟之完全部署(deploy)这30MW这30MW备用满足上调频，响应备用和非旋转备用的要求。在这种情况下，QSE可以给这进行联合报价：备用容量30MW上调频一个报价，响应备用一个报价，非旋转备用一个报价。日前市场会根据联合优化来决定哪些服务中标会给这个机组带来最大利润，每个服务都会有一个中标量，这三个中标量之和必须小于等于总备用容量30MW。美国有些其它市场支持辅助服务替换功能AncillaryServiceSubstitution)，即高质量辅助服务可用来替换低质量辅助服务，但是不支持联合辅助服务报价。ERCOT的辅助服务出清支持联合辅助服务报价但不支持辅助服务替换，比方非旋转备用不足的时候不能用响应备用来代替。联合辅助服务报价和辅助服务替换有异曲同工的作用，这也是ERCOT辅助服务市场一个独特的地方。ERCOT日前市场开启后会发布系统的辅助服务计划(ASPlan〕,然后按照QSE负荷在总负荷中的占比

(loadratioshare)分配辅助服务义务

(AncillaryServiceObligation)，QSE可以自己安排这些辅助服务义务:自己的发电机或负荷电源提供，或者通过双边辅助服务合同从其他QSE购买,ERCOT在日前市场关闭后会计算系统总计划(ASPlan)和QSE自安排辅助服务AS)的差值，然后在日前市场中购买这部分没有自安排的差值。日前市场的机组组合和电量出清是金融性质的，在实时不需要物理执行，机组款(Payment),同时需要承担实时电量偏差带来的金融惩罚。另一方面，日前市场的辅助服务出清是物理性质的，中标的机组必须在实时提供出清的辅助服务。日前市结算日前市场的出清结果按照小时为单位，出清结果包含提交三部分售电报价机组的机组组合，中标的虚拟售电报价，中标的虚拟购电报价，中标的发电机和负荷资源辅助服务报价和中标的点对点责任权报价。日前市场的出清价格包含所有结算点价格DASPP和四种辅助服务的容量出清价格

MCPC(MarketClearingPriceforCapacity)，ERCOT的辅助服务是系统性的，没有单独分区，所以每个小时每种辅助服务只有一个系统价格。16

日前市场所有电能出清量都是按照日前结算点价格DASPP进行结算，辅助服务出清量按照对应的辅助服务价格MCPC进行结算。点对点责任权购买报价Bids)出清量按照接收点和输出点之间结算点价格的差价进行结算。日前市场的目标函数是最大化社会效益，所以有可能提交三部分售电报价机组被指令开机之后其在日前市场的电能和辅助服务收益不足以支付它的运行成(开机成本+最低出力成本+最低出力到中标量的成)，这种情况下，日前市场结算就会补偿给机组运行成本和收益之间的差值，这种补偿叫做开机补偿付(。日前市场中所有开机补偿付款的支出会按照QSE虚拟报价出清量和点对点责任权报价中标量的大小按比例向QSE收费。ERCOT购买辅助服务的支出会按照QSE短缺的辅助服务的大小〔ASObligation-self-arrangedAS〕按比例向收费。7.可靠性机组组合可靠性组组合介可靠性机组组合RUC(ReliabilityUnitCommitment)的主要目的是保证系统里有足够的在线发电容量来满足系统的负荷预测。可靠性机组组合也运行网络安全校核NSA来监测和保证输电网络的安全。可靠性机组组合的作用相当于一个桥梁来填补金融性的日前市场和物理实时市场中的缺口，从而保证系统的可靠安全运行。如前所述，日前市场出清是根据自愿的虚拟售电和购电报价而不是系统的负荷预测。日前市场中的机组组合有可能不能满足实时的电量和辅助服务要求，因此需要可靠性机组组合来购买足够的发电机容量来满足负荷预测和辅助服务要求。可靠性机组组合是一种增量集中机组组合ERCOT绝大多数机组都是自开机(self-commit)QSE通过提交当前运行计划COP来反映每个机组的每个小时的开机状态。可靠性机组组合使用当前运行计划作为输入，在自开机机组的基础上来决定是否需要投入(commit)额外的机组上线，可靠性机组组合以小时为单位。如果某些在线机组影响系统安全运行，系统调度员也可以在

RUC中通过手动调度要求在线机组关机(decommit)。Decommit一般有两种原因：一种是系统发电机最低出力高于系统负，只来缓为decommit情况很极端，从进入节点市场至今，系统调度员基本没有17

decommit过机组。可靠性机组组合以最小化系统运行成本为优化目,在满足系统的各种安全约束的前提下优化三部分售电报价中的启动报价和最小出力报价。可靠性机组组合和日前市场类似，出清软件也是是安全约束下的机组组合SCUC。可靠性机组组合的结果是物理性的，在实时必须物理执行，被指令开机的机组必须在实时上线。可靠性机组组合是强制机组参与的，如果机组离线并且没有故障，即使没有提及三部分售电报价，也会被强制参与优化。在这种情况下，可靠性机组组合会根据机组的成本创建启动报价和最低出力报价，和其它提交三部分售电报价的机组一起优化。可靠性机组组合根据研究区间和功能的不同可以分为以下三个过程：1.

日前可靠性机组组合DRUC(Day-aheadReliabilityUnitCommitment)。DRUC每天运行一次，在日前下午14:30运行来决定下个运行日是否需要额外的机组上线来满足系统容量的需求。DRUC的研究区间是下个运行日的24个小时，每个小时作为一个研究点。2.

时前可靠性机组组合HRUC(HourlyReliabilityUnitCommitment)。HRUC每小时执行一次，根据最新的系统信息来微调之前的机组组合。HRUC的研究区间是动态的：在运行结束之前，只包括从下个小时到当日的24点，在DRUC运行结束之后，包括从下个小时到次日的24点。3.

周前可靠性机组组合WRUC(WeeklyReliabilityUnitCommitment)。WRUC是一个离线研究工具，一般系统调度员每天运行一次，研究区间为从次日开始的下天。WRUC主要用于在某些特定的系统运行状况下投入开机时间长的机组(一般超过24小时，这些开机时间长的机组超出了DRUC和HRUC的研究区间，只能提前通过WRUC来开机。可靠性机组组合的出清结果就是按照小时的增量机组组合。机组被可靠性机组组合投入之后，有两种结算选择：一种是保持可靠性机组组合开机这种情况就会享受可靠性机组组合结算，一种是选择自开机，这种情况可靠性机组组合结算就不适用，QSE自负盈亏和其它自开机的机组一样。可靠性组组合算18

：RUC机偿款(RUCmake-wholepayment)和RUC追回利润索款RUCclawbackcharge)。对每个指令开机的机组，结算时会计算这个机组的启动成本和最小出力成本之和，定义为机组的保障成本。如果机组在实时发电根据实时市场价格结算的收益小于这个保障成本，ERCOT会通过make-wholepayment给来补偿成本和收益之间的差值。ERCOT会把wholepayment按比例对那些容量不足引起RUC指令开机的QSE收费，如果这些容量不足收费还不能支付make-wholepayment，ERCOT会把不足的差值按照QSE的负荷大小按比例对进行收费。如果机组在实时的收益超过了保障成本，ERCOT会追回部分利润(clawback)，clawback的目的是鼓励自启动(来参与市场。ERCOTclawback回来的利润会根据QSE负荷的大小按比例分配给8.实时市场调整时段和实时运行时间轴ERCOT调整时段和实时运行时间轴如下列图所示：ERCOT调整时段和实时运行时间(来源:ercot)调整时段(AdjustmentPeriod)指从日前1800到实时运行时段的开(即运行小19

时的前一个小)。在调整时段QSE可以更新售电报价和购电报价，更新电源当前运行计划，更新出力计划OutputSchedule)等。在调整时段执行时前可靠性机组组，并发布HRUC结果。ERCOT实时运行时段包含当前运行小时(OperatingHour)和时前当前运行小时主要用来实时调度电能，而时前为实时调度做准备。实时网安全校实时运行主要有两个目的：第一是可靠性管理，平衡系统的发电和负荷并保证输电系统不越限；第二指在满足可靠性约束条件下对发电机进行最优调度从而最小化系统的生产成本。其中第一可靠性优先级别总是高于第二经济性。实时运行的核心是安全约束下的经济调度EconomicDispatch)和能量管理系统EMS(EnergyManagementSystem)，EMS和SCED紧密相连，互相配合。能量管理系统EMS的数据采集与监控(SCADA)子系统采用ICCP协议通过遥测信号(telemetry)QSE的电源(发电机或负荷电源以及输电供给商(TSP)进行通信。通过遥测信号告知ERCOT能量管理系统机组的当前运行状态：并网状态(在线/离线)，当前出力MW，爬坡能ramp，最高出力限值HSL，低出力限值LSL,辅助服务要求Requirement)和辅助服务计划Schedule)EMS为SCED提供实时网络安全校核NSA。实时网络安全校核通过以下方式实现EMS中的状态估计SE(State子系统根据遥测信号的结果进行系统基本潮流计算(BaseCase)。EMS中的实时预想事故分析RTCA(RealTimeContingencyAnalysis)子系统根据状态估计基本潮流的结果计算系统在各种预想事故下的潮流和线路越限情况。系统调度员根据这些越限结果按照事先定义好的规程决定是否将这些网络约束传递给SCED另外EMS中的电源限值计算RLC(ResourceLimitCalculator)子系统会根据电源的遥测信号，计算每个电源的5分钟内的可被调度的最高调度限值HDL(HighDispatchLimit)最低调度限值LDL(LowDispatchLimit)，这个最高和最低调度限值的计算考虑了电源当前的出力和5分钟的爬坡能力。20

实时市SCED出清实时市场出清软(clearingengine)是安全约束下的最优经济调度SCED，SCED优化算法是二次规划算法(QuadraticProgramming)。SCED进行全电量出清，是物理性强制参与市场，所有在线(On-Line)的机组必须参加实时市场，必须向ERCOT提交售电报价曲EOC(EnergyOfferCurves)或者自调度的出力计划(OutputSchedules)。售电报价曲线以小时为区间，出力计划以5分钟为区间。双边合同并不直接参与实时市场的优化出清，SCED运行时并不读取双边合同的信息。如果拥有发电机的QSE希望按照双边合同电量发电，可以在实时提交出力计划从而到达自调度的目的。对于同时拥有发电机和负荷的QSE，如果希望自己的发电平衡自己的负荷，可以选择提交动态计划机组

DSR(DynamicScheduledResource)和DSR负荷。DSR需要提交对应的出力计划,可以选择提交一种DSR特有的增量售电报价曲线(incremental和减量售电报价曲线(DecremetalEOC)。ERCOT节点市场运行至今，基本没有QSE使用过DSR功能。对于提交出力计划的机组，SCED会给这个机组创建一个代理售电报价曲线(ProxyEOC)。这个代理售电报价曲线在出力计划处的报价是

MWh，在最低出力限值LSL的报价250/MWh,在出力计划到最高出力限值之间的报价是系统报价帽SWCAP。这个代理报价会保障机组在正常电价范围的时候被调度在出力计划，但是当LMP到达系统报价帽的时候，机组会被向上调度可以直到最高出力限值，而当LMP降到$-250/MWh的时候，机组会被向下调度可以直到最低出力限值。SCED的设计目的就是用来同时管理电能，系统发电和负荷平衡以及网络阻塞。SCED中的安全约束包括系统发电和负荷平衡约束，输电网络约束和电源的各种物理限值约束。SCED在满足安全约束的条件下，根据机组提交的售电报价EOC和出力计划(OutputSchedules)，可控负荷电源提交的实时购电报价(RTMEnergyBids)来调度电源从而最大化社会福利基于购电报价的收益减去售电报价的成本)。SCED的发电需求是用当前所有发电机出力的遥测量加上两个很小的因子(调频服务部署量因子和5分钟超短期负荷预测变化量因子)。SCED出清结果包含每个电源的调度基点(BasePoint)和每个发电机的节点边际电价。ERCOT这些基准出力的基21

础上，根据需要来部署(deploy)各种辅助服务从而控制系统频率和解决各种潜在的系统可靠性问题。ERCOT在年6月日实现了可控负荷电源参与实时市场SCED的功能，但是因为可控负荷电源满足调度资格认证较难等种种原因，至今还没有可控负荷电源参与SCED。SCED采用两步法(Two-stepMethodology)来缓解可能出现的非竞争性的网络拥堵(Non-Competitive：1.第一步运行来决定参考节点边际电价(ReferenceLMPs)。在第一步中，SCED只遵守竞争性网络约束Competitive不考虑非竞争性网络约束(Non-CompetitiveConstraints)，进行优化，根据在线机组的售电报价和代理售电报价，可控负荷电源的购电报价来决定参考节点边际电价。这里竞争性网络约束指的此网络约束通过规定测试证明不受市场力影响，即没有QSE的发电机对这个约束有较大影响；非竞争性约束指的此约束受市场力影响，即存在QSE的发电机对这个约束有较大影响。2.第二步运行来产生基准出力(basepoint),影子价格(ShadowPrices)和节点边际电(LMPs)，在第二步中SCED同时遵守竞争性网络约束和非竞争性网络约束。在第二步中，所有上线发电机的售电曲线必须被限制不小于参考节点边际电价和机组对应的缓解的地板报价MitigatedOfferfloor)者的小同时，对于那些根据约束竞争性测试CCT(ConstraintCompetitiveness决定的符合mitigation的机组，其售电报价必须被限制不高于参考节点边际电价和机组对应的缓解的报价帽Cap)两者的大值。

(MitigatedOfferERCOTSCED设置成每分钟自动运行一次，此外系统调度员也可以根据具体系统情况选择手动触发(manuallytrigger)SCED，SCED运行时间一般在秒之间。SCED5分钟的调度基点会传递给

EMS,EMS的负荷频率控制LFC(LoadFrequencyControl)模块每4秒钟运行一次，根据实时频率和设定频率的偏差，在SCED5分钟调度基点的基础上部署调频备用服(RegulationReserveServes)来平衡实时的发电和负荷SCED提供基准出力LFC在此基础上微调，共同平衡实时发电和负荷。SCED的一个重要作用就是最小化在一定时间段内调频备用服务的部22

署从而降低系统运行成本。SCED时间戳(SCEDTimestamp)定义为SCED发布调度指令(DispatchInstruction)的时间，即发布调度基点和LMP的时间。SCED区间(SCEDinterval)指SCED的有效时段，定义为当前SCED时间戳到下个SCED时间戳之间的时差。因为每5分钟自动运行一次，所以SCED区间一般是分钟左右。另外有些时候是调度员手动触发的，SCED区间会不固定，可能小于5分钟。SCED运行结束之后会触发一个后台运行的进程，这个进程会计算SCED结算点的LMP。实时稀定价机ERCOT实时市场没有联合优化电能和辅助备用，为了在备用稀缺的情况下反应真实的电价，ERCOT从2014年6月1日在实时市场中引入了实时备用价格增量(Real-TimeReservePriceAdders)。这个备用价格增量是根据运行备用需求曲线ORDC(OperatingReserveDemand，在SCED运行结束之后按照SCED对应的系统备用计算出来的。这个实时备用价格增量是ERCOT全系统范围的，每个只有一个系统值。在实时市场中，存在一些情况下系统备用很低价格比较高的时候，由于

RUC指令开机commit)或者部署负荷电源备用的时候，原来高的价格反而变低了，这种情况称为价格反转(pricereversal)，不能提供正确的价格信号给市场。ERCOT在2015年6月引入了可靠性部署价格增量ReliabilityDeploymentPriceAdder)解决这个价格反转的问题。这个可靠性价格增量也是ERCOT全系统范围的，每个只有一个系统值。SCED中电力平衡约束(PowerBalanceConstraint)影子价格(Shadow称为系统价格(SystemLambda)，代表了系统范围内负荷加权平均电价。电力平衡约束的惩罚曲(PowerBalancePenaltyCurve)一系列台阶形递增价格，最高价格是SWCAP。样保证在电能和备用稀缺的情况下，系统电价会很高甚至高达

SWCAP。ERCOT在计算SCED备用价格增量和可靠性部署价格增量的时候，会保证系统价格+在线备用价格增+靠性部署价格增量不超过SWCAP。这些措施也是前文提