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图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),conj和c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:PmaxG1:G1最大出力;PmaxG2:G2最大出力;PL1:L1的负荷;PL2:L2的负荷;p0,G1:G1报价;p0,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,G1:G1的无约束出清量;P0,G2:G2的无约束出清量;LMPA:A节点的实时电价;LMPB:B节点的实时电价;Pc,G1:G1的约束出清量;Pc,G2:G2的约束出清量。
表1简单系统典型场景
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=p0*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-p0)*PG
表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
表2场景1、2下的出清结果(无约束)
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L1和L2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1-1和2-1两种市场模式,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(L1和L2),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(L1和L2),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L1和L2。
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-P0(Pc>P0)
【9】限下量=无约束出清量-约束出清量
Poff=P0-Pc(Pc
0)
【10】限上补偿价=报价
pon=p0
【11】限上补偿=限上补偿价*限上量
Roncom=pon*Pon=p0*(Pc-P0)
【12】限下补偿价=限下机会成本价-减少出力的无约束单位收益
=(MCP-报价)- MCP= -报价
poff=-p0
【13】限下补偿=限下补偿价*限下量=-报价*限下量
= -报价*(无约束出清量-约束出清量)
=报价* (约束出清量-无约束出清量)
Roffcom=p0*(Pc-P0)
【14】总补偿(总阻塞成本)=限上补偿+限下补偿
RΣcom=Σipoi*(Pci-P0)
从上面的公式看到,无论是限上还是限下,补偿费用可以用统一的公式【Rcom=p0*(Pc-P0)】表示,系统总补偿,即总阻塞成本为Σipoi*(Pci-P0),这里的下标i表示第i个市场主体。
【15】发电总成本=报价*约束出清量
CG=p0*Pc
【16】发电利润=发电总收入-发电总成本
πG=RΣ-CG
【17】用户总费用=无约束出清费用+分摊的阻塞成本
CΣ=C0+Cconj
【18】无约束出清费用=无约束出清价*无约束出清量(负荷)
C0=p0*P0
【19】分摊的阻塞成本=总阻塞成本*分摊占比
Cconj=RΣcom*k
这里总阻塞成本即为所有发电的约束出清补偿之和,即RΣcom。分摊占比k指某个市场成员分摊的阻塞占总阻塞成本的比例,这里取为负荷占比,即:分摊比例=负荷占总负荷的比例。
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