《Energy Strategy Reviews》：Incentive design for demand-side flexibility in transmission system operation: A bi-level market equilibrium approach
编辑推荐：
双层模型捕获了在电网服务激励设计下的电网-市场交互。本地激励被证明对电网有效，但改变了分区市场均衡和价格。精确的时空激励降低了阻塞成本，其效益超过了市场低效率。输电系统运营商可以简化空间分辨率，但必须保持时变动态结构。价格变动重新分配了剩余；监管机构可能需要解
双层模型捕获了在电网服务激励设计下的电网-市场交互。本地激励被证明对电网有效，但改变了分区市场均衡和价格。精确的时空激励降低了阻塞成本，其效益超过了市场低效率。输电系统运营商可以简化空间分辨率，但必须保持时变动态结构。价格变动重新分配了剩余；监管机构可能需要解决公平性问题。
论文解读
**研究背景与问题**
随着电力系统脱碳进程的推进，可再生能源的大规模并网深刻改变了电力系统的运行模式。传统上以集中调度的大型火电机组为基础的系统，正逐步被分布式、依赖于天气的可再生能源所取代。虽然这减少了碳排放，但也给市场和电网运行带来了显著挑战。在理论上，经济效率要求能源价格反映每个地点和时间的边际成本，即节点定价。然而，在依赖分区定价（zonal pricing）的系统中，如德国，批发市场价格并不能准确反映稀缺性。这导致可再生能源的持续并网加剧了电网阻塞，并增加了对昂贵的事后补救措施（如再调度）的需求。
此外，可再生能源的扩张加剧了发电与负荷之间的区域不匹配，例如海上风电的扩张与远在内陆的工业中心。同时，供暖、交通和工业过程的电气化正在将电力需求推至传统水平以上。这些因素共同加剧了对输电网络干预的需求。例如，德国过去五年中阻塞管理容量增加了75%，相关成本几乎翻了三倍。只要电网加固和扩建的速度跟不上可再生能源的部署，这种状况预计将持续。需求侧灵活性（demand-side flexibility）被视为一种能为系统运营商提供运行支持的有前景的手段。然而，解锁这种潜力需要有效的市场机制来反映稀缺性并协调部署，但许多国家如德国，面临监管、政治和制度限制，无法实施完全的位置定价。因此，激励型机制（incentive-based mechanisms），例如通过降低电网费用来奖励灵活负荷的转移，成为一种可行的次优方案。这类机制旨在通过提前调整负荷，以较低的系统成本替代昂贵的再调度，从而增强输电系统运行的灵活性。然而，在分区定价环境下设计此类激励面临方法论挑战：激励信号必须同时考虑时变的分区市场价格和时空输电电网动态，同时确保负荷调整在技术上是可行的，并且对电网运行有益。此外，由于输电侧连接的灵活负荷规模较大，其行为会显著影响批发市场结果，包括分区边际价格和调度计划。因此，评估此类机制需要一个集成的、多层次的建模框架，内生地捕捉费用设定、市场出清和电网约束之间的相互作用。
**研究内容与结论**
本研究通过一个双层优化框架来应对这些挑战，该框架反映了基于费用的协调的层级性质。在上层，受监管的输电系统运营商（TSO）设计动态的输电系统灵活性溢价（flexibility premium），以激励灵活消费者在出清前将需求转移到预期能缓解电网阻塞的时段。TSO的目标是最小化总阻塞管理成本，即灵活性成本（溢价支付）与剩余再调度成本之和。下层模型模拟了市场出清过程以及灵活消费者（由聚合商代表）的聚合电力采购决策，消费者在完美预见和确定性设定下对施加的费用做出最优反应。该框架被应用于一个扩展的IEEE测试系统，该系统经调整以反映德国2030年的未来电网特征，具有高可再生能源渗透率和南北不平衡。研究比较了三种不同的激励设计：节点时变溢价（concept ）、区域时变溢价（concept ）和节点时静态溢价（concept ），并与基准情景（无激励的PO和直接控制的PO.DC）进行对比。
研究发现，激励型机制在减少阻塞成本方面是有效的，但会显著影响批发市场均衡。具体而言，精确的时空激励（concept ）最有效地降低了阻塞管理成本，但导致批发市场成本上升，因为激励负荷转移改变了市场出清价格。区域时变激励（concept ）在降低阻塞管理成本和市场成本之间取得了较好的平衡，是一种实用的简化方案。而时静态激励（concept ）效率最低，导致不必要的负荷转移和较高的总成本。从系统总成本（燃料成本加再调度成本）来看，直接控制（PO.DC）最优，但实施难度大；节点和区域时变激励仍能带来净正面福利效应，但时静态激励导致净负面福利效应。研究还发现，在可再生能源发电量高的日子，负荷转移更具经济价值，因为避免了昂贵的可再生能源弃电。此外，所有激励设计都产生了显著的分配效应：消费者剩余减少，生产者剩余增加，因为激励负荷转移导致分区市场出清价格上升。尽管区域设计减少了空间精度，但其总福利效应与节点设计相似，表明区域设计是可行的替代方案。然而，降低时间粒度会导致不理想的激励，可能忽视可再生能源和电网阻塞的短期波动。
**意义**
该研究发表于《Energy Strategy Reviews》，其重要意义在于提供了一个结构化的方法，来共同优化监管干预、市场结果和基础设施运行，并研究它们在高灵活性和低可控性系统中的相互作用。研究结果为政策制定者提供了关于未来阻塞管理策略的监管见解，特别是在德国输电系统中。它强调了在设计激励型需求侧灵活性机制时，必须仔细平衡市场效率与电网效率，并考虑分配效应。研究发现，时变动态结构对于激励设计的有效性至关重要，而空间分辨率可以适当简化。此外，即使TSO受监管，激励灵活性仍可带来总福利增加，前提是解决了再分配问题。
**主要技术方法**
本研究采用的主要关键技术方法包括：1）**双层优化模型**：构建了一个Stackelberg博弈框架，上层为TSO最优化设定灵活性溢价，下层为聚合商和集中式市场出清代理的联合优化；2）**线性规划与再调度模型**：分别对分区市场出清和后续的阻塞管理（再调度）进行建模，其中再调度采用直流潮流（DC load flow）近似和功率传输分布因子（PTDF）系数；3）**灵活性约束建模**：通过定义基于标准负荷曲线（standard load profile）的灵活性走廊，对热泵（heat pump）聚合池的负荷转移能力进行建模，允许在给定时间范围内中断运行一定时长。
**研究结果**
**5.1 市场出清调度、再调度与灵活性成本**：通过对比不同概念，PO概念（无TSO控制）提供了上限基准，PO.DC（直接控制）提供了下限基准。在激励型概念中，concept （节点时变）最有效地降低了阻塞管理成本，但大幅增加了市场成本；concept （区域时变）在两者间取得平衡；concept （时静态）效率最低。
**5.2 系统总成本**：从燃料相关成本（市场出清+再调度）看，PO.DC总成本最低，concept 和 次之，但仍低于PO。concept 的总成本最高，几乎与PO持平。
**5.3 电网节点层面的激励结构与溢价量**：负荷转移活动与可再生能源发电之间存在强正相关（Pearson相关系数r=0.65），表明在高可再生能源发电日，TSO更倾向于激励负荷转移以减少弃电。节点时变溢价（concept ）显示出高度异质性，区域时变溢价（concept ）减少了支付频率但降低了效率，时静态溢价（concept ）呈现重复模式且受上限约束。
**5.4 分配效应**：所有激励概念均导致消费者剩余降低、生产者剩余增加，其中concept 的消费者损失最大而生产者获益最多。直接控制（PO.DC）则通过降低电网运行成本增加消费者剩余。总福利效应方面，PO.DC最高，concept 和 相似且为正，concept 为负。
**讨论与结论**
研究结论部分指出，在可再生能源主导的电力系统中，负荷转移具有显著的经济价值，尤其应避免可再生能源弃电。激励设计必须保持时间特异性，以应对可再生能源的波动性，而空间分辨率可以适当聚合。区域激励设计在实施难度和电网运行改善之间取得了较好的平衡，但时静态设计不可取。从政策角度看，虽然激励型机制不能完全内部化稀缺性，但在电网扩建缓解阻塞之前，它是一种有价值的短期方法。监管机构必须考虑分配效应，特别是当激励导致分区价格上升时，可能需要对生产者超额利润进行再分配或补偿消费者损失。此外，与直接控制相比，基于溢价的激励在实施上更可行，尽管直接控制理论上更高效。研究也指出，模型求解的计算挑战可能限制其在实时市场实践中的应用，这留待未来研究。
