美国电力系统是如何做到实时更新电价的？

如题。
题主理解：一般而言当产生新的需求或者减少需求，那么发电机组减少频率或增加频率来供电。然后由自动控制使其回到原频率。在这个过程中似乎一直是基尔霍夫定律在主导，而且去中心的实现，各个电站似乎很难知道自身的实际risk还有定价。
是否有一个高级中控系统，实时评估电网各处的电流量和风险，然后调整各电厂频率，摊平他们的边际效益呢？是怎么实现的呢？

zhihu用户 · 2019-5-18 03:48:02

电力系统实时更新报价，本质就是在电网稳定运行的前提下，确定实时的电能量价格。具体过程涉及电网调控运行和电力市场出清两方面理论内容和技术支持平台。调控运行保电网的安全稳定，市场出清是以市场化方式量化电能价值，技术平台是保证理论实现的落地手段。下面具体拆解开来描述。
[h1]一、美国电网调控运行——以供需平衡为目标的调度控制[/h1]

电网调控运行的出发点

首先要说电力系统调控运行的本质——供需平衡。由于电力无法存储的瞬时特性，发电出力要与用电负荷功率保持即时的平衡。这是所有国家各种电力系统都必须遵守的基本物理规律。
电力系统有固有的额定频率（亦称“工频”），即规定的运行频率，我国定为50Hz，美国定为60Hz。用电设备也在此频率下运行的状态是最佳的，频率偏差过大会导致设备运行工况欠佳，甚至会引发损坏、造成重大损失。所以要把频率波动控制在合理范围内，工业发达国家的电能频率质量都很高，规定的运行允许偏差一般在±0.2Hz以内，实际运行的偏差更小。美国电网的实际运行频率偏差为±0.01Hz。
在学习电力系统这门专业课时，一定会讲电力系统中有功平衡和频率调整控制之间的关系，即为电力调度的本质初衷——通过调节机组出力，保持供需平衡，使频率维持在允许范围内。所以引起变化的是用电负荷，调节的是机组出力，频率既是最开始做出机组增或减出力的风向标，也是系统要控制的最终目标。
以用电负荷增加为例，对于调节机组出力，维持系统平衡的过程进行说明（减负荷的情况原理相同）：
根据用电负荷功率与系统频率的关系，可以把负荷分为几类，包括功率与频率变化无关的负荷（照明等），与频率的一次方成正比的负荷（压缩机等），与频率的高次方成正比的负荷（通风机、给水泵等）。也就是说，同样的负荷在不同的电网频率下运行会全呈现不同的用电功率。
那么，如果负荷增加，在原频率下用电功率将超过发电出力，为了保持供需平衡，电网运行频率会降低，减少用电负荷的实际功率，重新达到供需平衡。为了使频率回到额定值，则需要增加发电机组的出力，使其等于用电负荷在额定功率下的用电功率。
电网的调控机组任何时候制定调度计划，本质都是要保证供需平衡。在中长期为保证供需平衡所做的是机组组合，在运行日做的叫做偏差平衡调整，放在辅助服务市场就是调频，其实宏观本质上都是一样的，只是在不同的时间尺度上的具体方法手段有所不同。
2. 美国电网调度运行的具体做法
在实际调控运行中，需要预测用电负荷的变化，综合考虑电力传输网络的物理传输限制约束，最终制定发电机组的出力计划。以一个国家整体来直接做调度计划不现实，规模过大，调度计划制定困难。在各个国家都是采用了分区控制的模式。美国整体上也分为了多个不同的控制区，如下图所示。

在美国存在多个ISO（independent system operator，独立系统运行商），在辖区内组织竞争发电市场和提供输电服务。如图中是PJM，MISO等都是不同的ISO。
在每个控制区内，通过市场化的方式，制定机组的开停机计划和出力水平，维持供需平衡，控制电网频率在允许范围内。区域间亦有联络线，联络线只是各控制区内调节供需平衡的补充手段。下图示意的即为美国PJM的区域偏差控制机制技术角度的示意图。具体的市场化角度实现方式在下面一节进行解释。

[h1]二、美国电力市场运行和出清机制[/h1]1. 美国电力市场的结构
美国的电能量市场分为日前和实时两个市场。
日前市场(day-ahead market)是在运行日的前一天制定次日的发电计划，包括负荷预测、机组开停机情况、发电机组出力计划、联络线计划等，通过日前发电计划的制定，增加运行的计划性，减轻实际运行日内的实时调度的压力。
实时市场(spot market)内，调度员只需要处理各种原因导致的发电和负荷的电量偏差部分。
在这里要对美国电力系统“实时”的概念进行说明，实际运行的调度计划，是按每5分钟一个时刻点（即每小时12个点），最终形成全天24小时的出力计划。实时调度指的就是当前计算出的下一个5分钟的时刻点对应的机组出力。
2. 市场出清
在这里解释下电力系统中市场出清的概念，经济学的定义如下：

市场出清是指在市场调节供给和需求的过程中市场机制能够自动地消除超额供给(供给大于需求)或超额需求(供给小于需求)市场在短期内自发地趋于供给等于需求的均衡状态。在给定的价格(P)之下，市场上的意愿供给等于意愿需求。

在美国电力市场中，发电机组是会根据出力对电能进行报价的，即机组不同出力水平下的电量对应不同的价格。电力市场中的出清，是在满足电网安全约束的前提下，考虑成本，按照价格由低到高依次调用发电机组的出力，直至满足供需平衡为止。而此时最后一个被调用的机组的报价（即成交的价格中最高的一个）作为所有中标机组出力的MCP（market cleaning price，市场出清价），这种定价形式称为统一边际成本定价。
整体上市场出清可以理解为确定各个时段实现供需平衡的电量和电价的过程。所以，题主提到的实时更新的电价就是市场出清的价格结果。
3. 美国电力实时市场组织流程及更新机制
在前面提到了美国有日前和实时两个市场。日前市场会制定一个整体的计划，而实时市场就是在运行的当天，对实际运行和日前计划的偏差部分进行实时调整。
在美国，实时市场一般指未来1小时以内的市场。在实时市场中，整体是按照如下流程计算最新电价，并进行更新（下图以PJM为例，各ISO可能会略有差别）。

实时市场投标：即发电机组对参与实时市场的空间进行报价，申报“电量-电价”曲线，作为各机组参与市场竞争，进行市场出清的依据，即为后续各步的基础数据依据。
RTC（real-time commitment，小时前瞻机组组合），每15分钟运行一次，计算未来两个半小时的机组发电计划调整建议。（这里仅是建议，不作为调度的最终结果）
RTC信息发布：公布电网最新的可用输电容量、电价等信息。
实时调度RTD（real-time dispatch）：当运行时段逐渐逼近实时，ISO每5分钟运行一次SCED（security constrained economic dispatch，安全约束经济调度）程序，做出实时调度决策，确定机组实时出力水平，为发电机组发送基点功率信号，计算能量、调频等价格，及实时调度计划安排。RTD除了计算未来5分钟的调度计划，还考虑未来的调度安排，但仅作为参考。其时序如下图所示。

实时市场信息发布：RTD计算结束后，发布未来5分钟的电能量价格和辅助服务价值。至此完成了实时电价的计算和向市场成员的公布，即实时更新电价。
[h1]三、技术支持系统[/h1]前面两节详细说了实时电价更新的理论机制，实际运行中需要具体的工作将理论实现，即技术支持系统，通俗地讲就是软件平台。整体的调度及市场出清过程包含多个专业、多个方向，是由多个不同系统和工具组成的全套技术支持平台。前两节中提及到的计算程序、信息公布等都是依托某个具体的技术工具实现的。
下图展示了PJM中的整体技术系统的构成，具体内容不再展开描述。美国各控制区的系统构成，甚至是不同国家的系统都大同小异。

整体来看，上网三个部分的逻辑关系是，调度运行是依托物理规律，为保证电网稳定运行而进行的实际调度和控制；市场机制是实现调度控制的运行方式和理论手段；技术支持系统是一切赖以实现的具体工具。
以上内容较多，描述过程中在部分细节进行了粗略化处理，如有问题，欢迎探讨交流。

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zhihu用户 · 2019-5-18 03:48:03

题主是普林斯顿的学霸啊……，我仔细读了问题描述，个人觉得有两个问题：
一是：“用高级中控系统去摊平边际效益”的表述，明显违反经济学逻辑，经济学不是控制论。
二是：“各个电站似乎很难知道自身的实际risk还有定价”，该推断有一点逻辑瑕疵……因为风险本身就存在一定不可预知性，只能说风险高低，不能说风险有无；只能说实际风险是否可控，不能说风险会是多少。——毕竟风险这个东西，永远是一个裕度，一个区间。
以下回到主话题本身：
电力市场这个话题，个人认为应该从经济学出发，延伸到电力，成为一个交叉学科，而不是从电力出发，到电力结束，成为一个工科专业的分支，如果是应付工作的话可以理解，毕竟人的精力是有限的，如果是学习，按照后者路线会有很大的弊病，至于为什么，接下来我会细说。
先举个例子：
我粗略的翻了一下，从2015年到今年6月份，我们国家关于电力市场改革一共出台了15个文件，加上了省发改委的文件，大概就有二十几份。这些文件在下放各省市、电力集团的同时，都在发改委官网上公布，信息基本都是公开披露的，不涉及秘密。
接下来我给大家按照时间顺序捋一捋：
第一份是2015年9号文《关于深化电力改革的若干意见》（简称9号文），这份文算是释放改革的信号，当这份文发布的时候，社区上的讨论也非常热烈，但是基本都不得要义，媒体和民众的疑惑，更多围绕在试探国家改革决心及薪酬待遇问题之上。
然后就是2752号文的配套，本文件相当于在9号文的基础上，细化了实施方案。9号文是战略性的文件，配套文件则讲究一些宏观战术。
接下来就是742和962号文，一个剑指输配电价改革一个指向跨区交易。
然后就是多部委的联合发文，关于售电准入。
再后来就是2784号文，关于中长期交易的暂行规则。
最后就是增量配电网、碳排放权交易、辅助服务市场建立，电力现货市场建设、交易实施细则、输电定价方法与其其他一些交易手段的规定，文号我也就不一一的说了，真正关心电力市场改革的人，应该都仔细研读过了这些规定。
怎么说呢，从以上进程上来看，围绕电力市场改革的整个思路其实是非常清晰的：先抓市场架构，再抓规则，最后抓技术细节，在市场架构没有充分建立起来之前，讨论技术细节并没有任何意义，甚至可能根本不需要这个功能模块。
至此，可以引申出第一个结论：
“是否有一个高级中控系统……”取决于架构和规则是否需要这个系统，而不是围绕一个既定的系统，倒推会有怎样的架构和规则。
进一步，再思考另外一个问题：
平时大家都会去买菜，或多或少都会有身边人这样跟你说：“你别去这个地方买菜，你去XX菜市场，在XX附近，那里物美价廉，东西便宜，比这便宜多了”
那么我的问题来了：试问后面这个菜市场，是不是有一个高级中控系统，摊平了边际效益？
——并没有。
是什么原因让这样的菜市场进入了买卖双方的良性运作呢？
——是市场环境下，市场的自发调节。
因此，我们的重心要放在营造市场环境之上，只要市场环境造好了，市场本身就是最好的中控系统，也是最佳的调节机制。
营造市场环境靠什么？
——靠市场架构，靠交易规则。
综上所述，第一个大的结论来了：市场的最优解，永远只可能建立在最优的市场之上，而不是最优的控制系统。我们的主要精力永远只能放在建设最优的市场之上，而不是抛开市场本身去研究所谓的控制系统。
如果觉得边际效益没有被摊平，应该先从架构和规则上找原因，排除以后，再去排查技术原因。直接就把话题引向控制系统，很可能会把你引向认知的误区。
以上是关于问题的一点澄清和学习建议。
[h1]一、电力市场的经济学范畴[/h1]宏观经济学是在假定市场机制不完善的前提下，研究政府调控手段——高中课本中称之为“看得见的手”。（注意这个假定，如果市场机制完善的话，实际上是不需要调控的，但这样的理想市场并不存在）
微观经济学则是在“市场出清”、“完全理性”、“信息充分”的前提下，认为市场机制能够自发实现资源的最优化配置——高中课本中称之为“看不见的手”。
大部分情况下，我们所说的“电力市场”，基本都是微观经济学范畴。请仔细玩味以下两点：

任何一个国家的电力市场机制，都不能确定新能源补贴到底该补多少。因为这是宏观经济学范畴——如果宏观战略发生调整或者变化，一分钱不补、甚至出台一些罚款条例都是可以的。而这些都和市场机制本身无关。
一个市场在特性上越趋近于“完全竞争市场”，市场机制自发实现资源的最优化配置的效率越高。

基于以上两点，请再思考一个问题：到底要怎么做，才能保证市场的高效运作？是一个健全的市场机制，还是一个高效的中控系统？
答案显而易见——要达到摊平边际效益的目的，只需要让市场本身特性尽量向理想条件靠拢，这样就自然会达到最终的目的。
因此，很多相关文献中经常出现一个词汇“deregulation”（即“放松管制”），就是基于该目的所采取的手段，但是手段重心是在打造市场本身。
[h1]二、电力市场的特殊性[/h1]电力市场也具有其特殊性，它和普通的市场有三个重要的差异：第一是电力无法储存，必须保持供需的实时平衡；第二是电网架构及稳定性等原因会对交易造成通道限制；第三则是卖家存在“必须出售产品”的义务，不能拒绝发电——当因事故或其他原因导致全网频率下降时，本来“闲着的”电厂必须强制出力，不能围观，这一点和普通市场不一样，在普通市场上，卖家没有强制出售产品的义务。
回归刚才的话题，如果这是一个求最优解的过程，那么目前就是在原方程组的基础上，增加三个约束条件，其一是动态平衡的约束，其二是稳定性及输送功率的约束，其三就是卖家的“强制性义务”。
此时，构建理想市场的想法相当于被无法回避的“硬伤”约束住了，而我们则是想创造一个物理约束越少越好的市场，此时，应当尽量消除“硬伤”对市场建设的影响。
采用问题导向的思维方式，解决的思路又是如下几个：

高精度负荷预测，使得实施平衡的偏差不要太大，减轻约束一的影响。
完善电网架构，减轻通道负担；分割交易区，实现区内优先撮合交易。（有些稀奇的电网，阻塞程度确实很低，多见于发达小国）
建立辅助服务市场，为卖家的“强制性义务”赋予市场意义。

[h1]三、一个实例（美国德州电力市场ERCOT）[/h1]

上图是ERCOT的交易分区，图可知：德州电力市场采用了分区交易模式，首先对整个管辖范围进行了分区，分别分为西、北、南、东北和休斯敦区。
分区的依据是什么？
——是这几个大区之间345kV输电线路的输电能力，换言之，ERCOT相当于根据主干线路的输电能力对整个电力市场进行了阻塞分区，区内交易可以尽量贴近自由市场，而区间交易则要辅以一些其他的附加规则，这样的做法相当于最大程度上的做到了deregulation，用我的话来说（抄袭邓公），这叫做让一部分人先最大程度地deregulation起来……

由上图红圈一可知：在每个阻塞分区内的电源和负荷，都以双边合同模式撮合交易，不平衡之处再进入区间交易，让区和区（QSE）之间再以双边合同撮合交易。
由红圈二可知：ERCO只在QSE之间撮合交易，而且撮合的交易仅限于双边合同之外的交易……
这种模式不同于电力池（pool）模式，很多同学研究的很可能是北欧电力市场，那么和我举的例子完全就是天差地别的两种架构……
所以说，此处又回到了最开始我说的：先谈架构，后谈规则，最后谈技术……不然很可能学了很长时间电力市场，但却连这么明显的差异也看不出来(这种弯路我是走过的)

最后再丢个一图流：由上图可知，德州电力市场ERCOT根本不直接对到发电企业，而是只对到QSE和电网与及负荷……
最后正面回答题主的问题：
美国是怎么做到实时更新电价的？
——以德州为例（很有特色的一个州），ERCOT把问题拆分了，把大问题变成了若干个小问题，一个大问题直接丢出来可能谁都没能力解决，但是把问题拆分之后，大家都有能力解决各自的小问题。
同样，一个高级的中控系统实现起来很难，但是拆分成几个低级中控系统不但能解决问题，也能很好的达到最初的目的，即管的越少越好……
发电企业在这种市场架构之下，只在分区内交易，而且大部分的电量都以双边合同模式搞定了，实时电价需不需要操心呢？并不太需要过度操心，即使有双边合同之外的漏网之鱼，QSE帮你一起操心，QSE操不动的心，ERCOT再帮你操心……你把更多的心思放在运行电厂、降低成本上就行，不需要对着大盘盯着。
——其实大家花点心思想想，也能明白这个道理，我们都是带安全帽的工科生，不是炒股的股民，也不是金融家，天天盯着实时电价、盯着大盘的工作方式也不太适合我们。

zhihu用户 · 2019-5-18 03:48:04

你提到的过程涉及一次、二次调频，这个全世界的发达电力系统（当然包括中国美国）都是一个框架。
一次调频确实是分散控制，除了基于你说的电路约束和同步机动态特性，主要靠调速器带死区的下垂PID控制实现。从市场角度，调速器一次调频基本上是个义务性的功能，作为电厂接入条件的一部分，不一定有市场。
二次调频由AGC的电厂负荷控制实现，这个就是“高级中控系统”。按照设定的基础功率和偏差功率形成策略，AGC的中控系统给电厂发ACE指标，以追踪网络频率设定值和（或）联络线功率。二次调频在很多地方是辅助服务市场的（主要）商品，可由市场原则确定ACE分摊规则，然后按规则实时调整（控制计算周期大概秒级，实现大约分钟级）。国内AGC运行几十年了，调频辅助服务市场刚在广东试运行。
至于更新报价这个事，是能量市场的事，一般不在调频的范畴之下（当然，有三次调频的地方实际上是涉及的）。通过实时市场来实现几分钟一次的报价、交易，以对日前市场的结果（在某些地方还允许在小时或几十分钟的尺度做出修改）做出补充。日前或实时市场的具体实现方式全世界基本找不出两家完全一样的，但这个市场的定价过程本身都会考虑系统总体安全、风险等，电厂自己的报价则体现对自身风险的考虑。我国目前刚进入日前市场建设，还没有实时能量市场。你说的电厂边际成本什么的，理论上可以通过AGC的ACE形成规则计划性地进行一定补偿，但现实中有更多的调度原则去主导。

zhihu用户 · 2019-5-18 03:48:05

有的时候，实际调用和市场结果不一定要完全一样，所以才有偏差考核或偏差损失。有的市场结果甚至只是金融避险合同，不意味着必然执行。另，市场出清程序往往含有网络约束和安全裕度，时间粒度可达分钟级，不会偏离实际调度太远。实时报价并不代表大家实时调整价格，可能大家都报了一条固定价格曲线，当参与者很多的时候，市场的出清边际会落在不同的报价者身上，体现出来就是市场价格在实时变动。

zhihu用户 · 2019-5-18 03:48:06

不应该是先提供一个价格曲线或者阶梯价格然后解optimal power flow吗

美国电力系统是如何做到实时更新电价的？

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