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注:
组合1:Pmax(I-II) = Min(50/(2/3),80/1)=75
组合2:Pmax(I-II) = Min(50/(1/3),80/1)=80
组合3:Pmax(I-II) = Min(50/(0),80/1)=80
组合4:Pmax(I-II) = Min(50/(0.5),80/1)=80
组合5:Pmax(I-II) = Min(50/(1/3),80/1)=80
五、发电转移因子
从上面的例子看,报价区的功率变化对关键支路的转移分布因子,以及区域之间交易功率的极限,是与区内发电的组合有关的。而在电力市场中,这个组合与发电的具体报价有关。表3给出了四种报价情况a、b、c及d。假设报价对应的容量均为100MW。对发电机组的调用如果按照报价从低到高的顺序,则可以得到对应报价情况下的组合序号。比如,报价情况a下,G1的报价最低,因此当区域1增加送出功率时,应该全部由G1增加出力,对应组合方案1;报价情况d下,G1和G2的报价相同,因此当区域1增加送出功率时,由G1和G2按容量比例共同承担,即按照1:1比例分配出力,因此对应组合4。
考虑另外一种情况。如果上例中G1、G2、G3对应的申报价格不变,但容量均变为30MW,则在跨区交易P(I-II)增加的过程中,对应的组合序号将发生变化。以报价情况c为例进行分析。
当P(I-II)小于等于30MW时,跨区交易全部由G3承担,边际机组为3;如果P(I-II)增加到30MW以上,则需要在G3承担30MW的情况下G1承担剩余部分,边际机组为G1;当P(I-II)大于60MW时,G3和G1分别承担30MW,G2承担剩余的部分,边际机组为G2。
可以看到,在不同的跨区交易的水平(即净功率Net Position,简称NP)下,系统的边际机组不一样,各机组的出力水平情况不一样,因此对关键支路的影响也不一样。在欧洲市场中,规定可以由各TSO确定在进行输电可用容量、区间交易可行域时采用的区内各发电机组的组合情况,用发电转移因子(Generation Shift Key ,GSK)表示。实际上,表2中不同的发电组合下的发电权重就是各方案下的GSK。
表3的例子中,假设报价为方案c。如果区域1采用边际机组的方法,即用边际机组的PTDF作为区域的PTDF,则:
1)如果预测区域1的初始NP小于30MW,则采用组合方案3下的GSK,即{0、0、1};
2)如果预测区域1的初始NP在30MW到60MW之间,则采用组合方案1下的GSK,即{1、0、0};
3)如果预测区域1的初始NP大于60MW,则采用组合方案2下的GSK,即{1、0、0};
这里初始NP是指在进行输电可用容量分配时的现有交易下的区域净功率水平。比如,在进行日前的输电可用容量分配时,初始NP是指在日前交易以前已经签定的年度、月度等交易所确定的各区净功率情况。
根据所确定的GSK策略,就可以计算得到区域NP变化时对关键支路潮流的影响因子即PTDF。表2给出了四个发电组合方案1、2、3、4下的PTDF。
以上例子中假设区域I采用边际机组的PTDF。实际中,各TSO也可以采用其他的方法确定GSK和PTDF。一种常用的方法是平均策略,即以当前情况下各发电机组出力的平均PTDF作为区域的PTDF。上面的例子中,假设当前的NP为60MW,采用平均GSK策略,则GSK为{0.5,0,0.5},对应发电组合方案5。
不同的GSK策略得到的PTDF不一样,因此据此计算出来的区域间的可用输电极限也不一样。实际中,各区域可根据历史情况确定各区域的GSK策略,在后续的文章中再对不同的GSK策略进行进一步详细的分析。
总结
欧洲电力市场的很多环节与美国市场不一样。其中重要的一点就是阻塞的管理、输电容量的分配等方面。欧洲采用的是基于报价区的方法,其方法与美国加州、德州早期采用的分区定价的方法不完全一样。在加州、德州早期的分区定价方法中,首先不考虑区内阻塞进行区间交易出清,然后再考虑区内阻塞进行功率的调整,这可能会增加一部分机组的博弈空间、市场力。欧洲的分区定价方法中,在进行区间交易的可用输电容量计算、区间交易可行域的计算中,考虑所有可能会影响区间交易的支路,可以是联络线,也可以是区内支路,可以是正常运行状态,也可以是N-1等状态。欧洲分区定价方法的一个关键问题是发电转移因子GSK的计算,区域TSO选择的GSK策略与实际市场中的机组组合情况可能造成不一致,因此造成PTDF、关键支路可用输电容量计算的误差。实际中,欧洲市场通过设置一定的安全裕度的方法来解决这个问题。在后续的文章中我们将对相关问题进行进一步的分析。
作者:
荆朝霞,华南理工大学,教授/博士生导师
陈紫颖,华南理工大学,硕士研究生
季天瑶,华南理工大学,副教授/硕士生导师
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