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电力市场设计|能量定价和输配电定价之间的协调3:不同定价机制下市场主体 ...

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发表于 2018-11-9 10:29:00 | 显示全部楼层 |阅读模式


作者:
荆朝霞,华南理工大学,教授/博士生导师
 
上两篇里,主要对市场总体的电价、阻塞成本、发电侧和用户侧的成本等进行分析。这一篇里对不同位置(节点)的市场参与者的成本、收益和利润进行分析,进而讨论与输电定价之间的关系。
 
一、系统和市场模式概述
 
1、系统概况
 
上篇文章以简单的两节点系统为例对一些不同的能量市场定价方法进行了分析。




1 简单两节点系统

 
 
2、变量说明
 
本文中,没有特别说明,大写变量P代表有功出力,小写变量p代表价格,R代表收益,大写C代表成本,小写c代表单位成本。下标或上标中,G代表发电,L代表负荷,max代表最大限值,off代表限下(由于约束调低出力),on代表限上(由于约束调高出力),com代表补偿(主要是由于阻塞造成的成本的补偿),conjc代表约束,o代表机会成本或报价,Σ代表总指标。符合Δ指无约束出清和约束出清结果的差别。
 
对于出力、功率类的变量,单位为MW,价格类的变量,单位为/MWh,总收入、总成本类的变量,单位为
 
3、场景设置
 
考虑机组最大出力、输电极限等不同的情况,建立了四个场景。各个场景下的系统参数和出清结果如表1所示。
 
主要变量:PmaxG1G1最大出力;PmaxG2G2最大出力;PL1L1的负荷;PL2L2的负荷;pO,G1 G1报价;pO,G2 G2报价;PmaxAB:联络线AB的最大传输功率;MCP0:无约束统一出清价;P0,G1G1的无约束出清量;P0,G2G2的无约束出清量;LMPAA节点的实时电价;LMPBB节点的实时电价;Pc,G1G1的约束出清量;Pc,G2G2的约束出清量。
 
1 简单系统典型场景

场景

1

2

3

4

PmaxG1

MW

280

250

280

250

PmaxG2

MW

120

120

120

120

PL1

MW

170

170

170

170

PL2

MW

100

100

100

100

pO,G1

/MWh

200

200

200

200

pO,G2

/MWh

300

300

300

300

PmaxAB

MW

100

100

60

60

是否阻塞





MCP0

/MWh

200

300

200

300

P0,G1

MW

270

250

270

250

P0,G2

MW

0

20

0

20

Pc,G1

MW

270

250

230

230

Pc,G2

MW

0

20

40

40

LMPA

/MWh

200

300

200

200

LMPB

/MWh

200

300

300

300

 
场景1和场景2下无网络阻塞,场景3和场景4下发生了网络阻塞。场景2下发电G1达到了最大出力。
 
4、无约束场景出清结果
 
1)计算公式
 
为了大家更好理解出清结果,这里给出相关计算公式。
 
1】发电单位成本=报价po (注:这里假设发电按成本报价,实际中发电的报价还需要考虑很多因素,存在市场博弈的问题,这里假设市场竞争充分,企业完全按真实成本报价)


2】发电总成本=发电单位成本*出清量
CG=po*PG


3】发电收入 = 统一出清价 * 出清量
    RG=MCP*PG


4】发电利润=发电总收入-发电总成本
πG=RG - CG=(MCP-po)*PG
 
2给出两个无约束场景1、场景2 的出清结果,也分别对应场景3、场景4下的无约束出清结果。
 
2)出清结果
 
2 场景12下的出清结果(无约束)

场景

场景1

场景2

主体

G1

G2


G1

G2


发电

po

200

300

/

200

300

/

MCP

200

200

200

300

300

300

PG

270

0

270

250

20

270

RG

54000

0

54000

75000

6000

81000

CG

54000

0

54000

50000

6000

56000

πG

0

0

0

25000

0

25000

主体

L1

L2


L1

L2


负荷

PL

170

100

270

170

100

270

C

34000

20000

54000

51000

30000

81000

 
场景1和场景2的区别主要是发电G1的最大出力不同。场景1下,发电G1的容量较大(280MW),足够供给L1L2负荷,因此系统统一出清价是200/MWh。场景2下,发电G1的容量变小250MW,无法满足全部负荷的需求(270MW),需要高成本的机组G2发部分的电。由于G2成为了边际机组,并采用统一出清价的方法,在场景2下,不仅节点2的电价为300/MWh,节点1的电价也变为了300/MWh,系统的总购电成本大大增加。
 
无约束出清下,当出现了发电出力约束时(场景2),系统统一出清价大大升高(从200升高到300),从而给约束受限机组(G1)较大的利润(25000元)。可以认为这是一种缺稀租金,给市场一个教强烈的信号(节点A的G1类型的发电容量紧缺),引导市场参与者的投资决策。
 
3、阻塞管理模式
 
本篇文章中,考虑模式1-12-1两种市场模式,2-1又细分了四种情况。
 
(1)(模式1)对无约束出清出力按无约束出清电价结算,对由于约束造成的出力变化进行补偿。
① 按照根据报价计算的机会成本补偿(模式1-1)。
(2)(模式2)对所有的发电和负荷按照其所在(区域)节点的LMP结算
① 分配输电权给负荷,将阻塞盈余分配给输电权所有者(模式2-1);
1) 2-1-1:输电权分配给受限区负荷(L2),分配的输电权数量正好等于实际潮流。
2) 2-1-2:输电权分配给受限区负荷(L2),分配的输电权数量等于负荷实际需求。
3) 2-1-3:输电权按比例分配给不同的负荷(L1L2),分配的输电权数量正好等于线路实际功率。
4) 2-1-4:输电权按比例分配给不同的负荷(L1L2),分配的输电权数量等于负荷实际功率。
 
模式1-1下,对约束造成的阻塞成本按邮票法分配给负荷。
本例中即将阻塞成本按照170:100的比例作为Uplift分摊给L1L2
 
模式2-1下,分配输电权给负荷,将阻塞盈余分配给输电权所有者。也就是说,首先将可能发生阻塞的线路的输电权按一定方式分配给负荷,然后具有输电权的市场主体就可以获得输电权对应的阻塞盈余。
 
模式2-1又根据分配的输电权数量和分配方法的不同,分为四种情况。
 
模式2-1-1和模式2-1-2将输电权全部分配给送入受限的负荷,在本例中就是负荷2。模式2-1-1下,负荷分配得到的输电权正好等于阻塞线路的实际潮流(60MW);模式2-1-2下下,负荷分配得到的输电权等于负荷的实际功率(100MW)。在一些情况下,可能等于阻塞线路的实际潮流,在另外一些情况下,可能大于阻塞线路的实际潮流。
 
模式2-1-3和模式2-1-4下,输电权按比例分配给不同位置的负荷(相当于将阻塞盈余按照负荷的比例按邮票法分配给负荷)。也可以再细分为两种情况,模式2-1-3下,每条线路的输电权的总的分配数量与线路的实际潮流一致,模式2-1-4下,输电权的分配数量考虑负荷的需求。
 
二、模式1下的市场出清及结算结果
 
1、计算公式
 
5】发电总收入 = 无约束出清收入 + 约束出清补偿
RΣ=R0+Rcom


6】无约束出清收入 = 无约束出清价 * 无约束出清量
    R0=MCP0*P0


7】约束出清补偿 = 限上补偿 或者 限下补偿
    Rcom= Roncom 或者 Roffcom


8】限上量 = 约束出清量 - 无约束出清量
Pon = Pc - P0Pc>P0


9】限下量 = 无约束出清量-约束出清量

Poff = P0 - Pc  Pc<span style="font-family: 宋体;line-height: 150%;font-size: 14px;">

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