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图1 简单两节点系统
假设G1和G2的报价分别为c1=200元/MWh和c2=300元/MWh,机组最大出力分别为PmaxG1=280MW和PmaxG2=120MW。假设L1和L2负荷分别为PL1=170MW和PL2=100MW。系统按照总购电成本最小的原则确定发电调度。
2)基本场景分析
考虑机组最大出力、输电极限等不同的情况,对以下几种场景进行分析。
表1简单系统典型场景
表格中,MCP0代表无约束出清的电价,LMPA、LMPB分别代表约束出清下A、B节点的电价。
以上四种场景中,场景1、2约束出清和无约束出清的结果相同,场景3、4下约束出清的结果发生了变化。从表中看到,约束出清下,节点电价有可能比无约束出清高(情景3下的节点B),也可能比无约束出清价低(情景4下的节点A)。不同的出清机制下,不同位置的发电企业的收益发生了变化。总体上,对于阻塞限制出力受限地区(本例的节点A),价格不变或降低;对阻塞限制出力增加地区(本例的节点B):价格不变或升高。
3)阻塞引起的发电成本变化
阻塞成本可以从整个系统角度分析或者从市场主体角度分析。市场主体的阻塞成本与成本分摊方案有关,系统的阻塞成本仅与市场主体的报价、网络参数等有关。这里首先系统的阻塞成本进行分析。
系统的阻塞成本,简单的说就是由于阻塞系统增加的发电成本。
发电成本又可以从两个角度分析:(1)真正的发电成本;(2)购电成本。
实际电力市场中,发电企业的发电报价不一定等于真实的成本。但是根据机制设计理论,设计良好的市场机制下,市场成员的最佳报价策略应该是按真实的成本报价。这里为简化分析,假设电厂的报价为其真实的成本。Σcost表示总发电成本,Ccong表示阻塞造成的发电成本的增加。
表2简单系统典型场景下的阻塞成本(发电成本)
Σcost,1= 270*200=54000元
ΣΣcost,2= 250*200+20*300=56000元
Σcost,3= 230*200+40*300=58000元
Σcost,4= 230*200+40*300=58000元
C1cong,3=58000-54000=400元
C1cong,4=58000-56000=200元
4)阻塞引起的总体购电成本变化
阻塞引起的购电成本的变化与系统的阻塞管理方式有关。
(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按照申报的上调、下调报价补偿(模式1-2);
③按照合同约定的价格补偿(模式1-3);
④按照核定的成本进行补偿(模式1-4)。
(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);
②不进行输电权的分配,将阻塞盈余分配给所有用户(模式2-2);
③分配输电权给发电,将阻塞盈余分配给输电权所有者(模式2-3);
④将一部分输电权分配给发电,另外一部分分配给用户,将阻塞盈余分配给输电权所有者(模式2-4)。
模式1-1:这种方法对应英国第一阶段改革Pool模式。由于阻塞出力增加的部分称为限上,由于阻塞出力减小的部分称为限下。对限上部分按照报价支付。本例中,限上就是机组2由于阻塞增发的部分,在情况3、4中分别为40MW、20MW,按其报价300支付。对限下部分按照(MCP-报价)支付(如果报价反映电厂的成本,这个差价就反映其由于阻塞损失的收益)。本例中,限下就是机组1由于阻塞减发的部分,在情况3、4中分别为40MW、20MW,分别按照(200-200)、(300-200)支付。表3中Σbuy指无阻塞下的总购电成本,B1cong指模式1下阻塞造成的购电成本的增加。B1cong包括三个部分:支付给限上机组的补偿、支付给限下机组的补偿、减少的限下机组的支出。
表3简单系统典型场景下的阻塞成本(模式1)
C1Gen0,3= 200*270=54000元
C1Gen0,4= 300*270=81000元
B1cong,3=300*40+0*40-200*40=4000元
B1cong,3=300*20+100*20-300*20=2000元
C1Gen,3= 54000+4000=58000元
C1Gen,4= 81000+ 2000=83000元
模式1-2:这种方法对应英国的Betta和Neta模式。英国从POOL的强制电力库模式到以双边交易为主的Betta和Neta模式,看起来发生了很大的变化,但其阻塞管理的基本理念没有大的变化。从阻塞管理的角度的变化主要是:无约束出清后,要求市场成员另外申报上调、下调的报价(Offer/Bid),如果系统发生阻塞需要对市场成员的出力进行调整,则按照其上调、下调的报价进行补偿。另外,无约束出清的过程从单边的强制电力库变为了自由的双边交易。如果市场成员申报的(BId/Offer)报价与其机会成本相同,理论上结果与模式1是一样的。
模式1-3:这种方法在英国和澳大利亚都有应用,对一部分市场成员,通过事前签订的合同对其由于阻塞限上、限下的部分进行补偿。这主要是考虑到在系统发生阻塞的情况下,按限上、限下补偿的机制会造成一些机组具有较大的市场力,通过签订长期合同可以在一定程度上对这种市场力进行限制。
模式1-4:为了进一步限制市场力,可以通过政府或独立的机构对发电的成本进行核定,按根据成本计算得到的机会成本进行补偿。
模式1下的四种模式1-1、1-2、1-3、1-4的区别主要是对帮助系统进行阻塞调度的市场成员(阻塞服务的提供者)的补偿方式不一样。但其基本思路都是要对其进行补偿。为什么要对其补偿?主要与相关的输电定价方法有关:参加能量市场的市场成员已经缴纳了输电费,电网具有保障市场成员在电网范围内进行电力输送的义务。如果由于电网的原因调整其出力(即发生了阻塞),则需要对其进行一定的补偿。
模式2是基于节点电价体系的阻塞管理,美国大多数市场采用这种模式。如果系统发生阻塞,则不同区域(节点)的电价不同,在发电和负荷都按照节点电价结算的机制下,会产生阻塞盈余(从用户收取的费用大于支付给电厂的费用)。不同的方法主要是对阻塞盈余的分配方式不一样。一般通过输电权的方式分配。将阻塞盈余的收益权分配给输电权的所有者。而输电权的分配则主要靠考虑历史、输电定价等因素。
表4简单系统典型场景下的阻塞成本(模式2)
C2L= 170*200+100*300=64000元
C2Gen= 200*230+300*40= 58000元
Ccong=64000-58000=6000元
5)不同模式下的阻塞成本比较
可以看到,模式1和模式2下,发电调度方案一样,总发电成本也一样。
从整体的系统购电成本CL的角度,不同的情况下有不同的结果:场景3下模式2的总购电成本高于模式1,而场景4下的总购电成本低于模式1。
模式1下,场景3和场景4的购电成本有较大的差别,而模式2下,场景3和场景4的购电成本相等。场景3和场景4的差别主要是G1的容量不同。模式2下,反映出了节点A发电容量的不足,给出了比较高的缺稀收益。
模式2下,产生了6000元的阻塞收益。如果将阻塞收益分配给负荷,则可以在一定程度上降低用户的购电成本。
总结
电力市场中,用户获得的电力服务是发电服务、输电服务、配电服务等的综合,电力市场设计中,各个环节的定价机制也需要协调和配合,尤其是输电价格机制和能量定价机制。本文对输电定价和能量定价需要考虑的问题、主要的分类进行了简单的讨论。后续文章再结合不同国家的做法进行进一步的探讨。
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