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第一个例子考虑传统电力系统,没有风电、光伏等可再生能源的情况。假设系统中有两个发电主体,发电商G1拥有一个额定容量为30MW的火电机组,最小出力为15MW;发电商G2拥有一个额定容量为100MW的火电机组,最小出力40MW。G1、G2的微增发电成本分别为0.5元/kWh及0.2元/MWh。假设市场竞争充分,G1、G2的微增发电报价等于其真实的成本。表1给出了几个时段下系统出清的结果。
表1 算例1.1下的出清结果
可以看到,时段1下,仅G2发电,市场出清价等于G2的微增成本报价,G2的收益仅能补偿其发电可变成本,无法补偿其启停等成本。
时段2下,G1和G2发电,由于G1最小出力的限制,其出力为15MW,在此情况下增加负荷时应该由G2增加出力,边际成本是0.2元/kWh,因此此时的LMP也为0.2元/kWh。
时段3、4下,G2已经达到了其最大出力,因此如果增加负荷应该由G1增加出力,边际成本是G1的报价0.5元/kWh,因此此时的LMP为0.5元/kWh。这种情况下,G1、G2都按照0.5元/kWh的价格结算。对于G1来说,除了补偿其可变成本,还有0.3元/kWh的额外收益,可以用来补偿其启停等费用。对于G2来说,0.5元/kWh的价格仍然只能补偿其可变成本。
【算例1.2】
第二个例子考虑有风电等可再生能源参与的情况。同样假设系统中有两个发电主体,发电商G1拥有一个额定容量为30MW的火电机组,最小出力为15MW;发电商G3拥有一个风电厂,最大出力10MW。G1、G3在市场中的微增发电报价分别为0.5元/kWh及0元/MWh。表2给出了几个时段下系统出清的结果。
表2 算例1.2下的出清结果
从表中看到:当系统负荷在15MW至25MW之间时,G3单独不能满足全部负荷,因此需要G1开机。考虑到G1的最小出力,在系统负荷为16MW、20MW、24MW时,G1的出力均为15MW,G3的出力分别为1MW、5MW及9MW。由于G3仍有剩余容量,在这几种情况下,如果增加负荷,都仍然由G3来增加出力满足负荷的需求,因此系统的微增(边际)成本为零,也就是说,这几个时段的LMP均为零。当负荷达到25MW以后,G3已经满发,新增的负荷应该由G1满足,因此LMP变为G1的报价:0.5元/kWh。
【算例1.3】
第三个例子考虑稍微复杂一些的情况,系统中有三个发电主体,发电商G1、发电商G2以及发电商G3,三个发电商的参数情况与前两个算例相同:G1为30MW的火电,G2为100MW的火电,G3为10MW的风电。表1.3给出了不同负荷水平下的市场出清结果。
表3 算例1.3下的出清结果
从上表看到,多个时段出现了边际电价为零的情况。
时段1负荷为45MW,G2为最小出力40MW,G3出力为5MW,边际机组为G3,LMP为零。
时段2和时段3,G3达到了最大出力,边际机组变为G2,LMP变为0.2元/kWh。
时段4,总负荷为115MW,超过了G2和G3的最大出力之和110MW,因此开启了G1。由于G1出力为最小出力15MW,此时的边际机组为G2,LMP仍为0.2元/kWh。
时段5,总负荷达到了130MW,G2和G3均满发,G1出力大于其最小出力,边际机组为G1,LMP为G3的报价0.5元/kWh。
时段6,负荷降低到60MW,考虑到火电的停机时间约束,G1无法停机,G1和G2的出力都降到最小出力水平,G3出力为5MW。这种情况下边际机组为G3,LMP又变为零。
时段7,系统负荷升到68MW,G3达到最大出力,边际机组又变为G2,LMP相应变为0.2元/kWh。
注:以上时段1-7是为分析方便而设,不对应实际市场中的连续时段。比如,时段5到时段6之间可能对应多个市场出清时段。
从算例1.2、1.3看到,在可再生能源增加的情况下,发电商如果仍然只是得到LMP对应的收入,火电机组的收入缺额会更大。
4)解决问题的方法
从上面的分析看到,这种方法下,对发电商来说,如果仅仅得到基于LMP的收益,在一些情况下无法收回全部的成本。可以通过以下方法解决这个问题。
(1)全成本补偿法(make whole payment)
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