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2、更加复杂的算例
为了更进一步说明启停对实时电价的影响。这里给出另外一个算例。
【算例2-1】两台机组A和B,额定容量均为200MW,各分为两段,每段100MW,机组A的两段报价分别为300¥/MWh和600¥/MWh,机组B的两段报价分别为180¥/MWh和450¥/MWh。具体如表4所示。
表4【算例2-1】报价情况
图3【算例2-1】边际成本/电价与负荷的关系
可以看到,这个算例下,现货市场出清电价与总负荷是单调递增的关系,即随着负荷的增加,电价也上升。
【算例2-2】 在【算例2-1】的基础上,机组B增加3万元的启动成本。为简化分析,仅考虑一个小时的情况。机组各段的报价与【算例2-1】仍然相同,但考虑启停成本以后,几段的排序发生了变化。
1)负荷低于100MW:A的第一段发电,边际成本300¥/MWh;
2)负荷等于150MW:A的第一段发电,边际成本为600¥/MWh;
3)负荷等于180MW:有两种方案
【方案1】A发180MW:总成本为100*300+80*600=78000元
【方案2】B发100MW,A发80MW:总成本为100*180+80*300+30000=72000元
综合考虑以上情况,负荷等于180MW时,应该采用方案2,启动机组B发电,边际成本为300¥/MWh
4)负荷等于250MW,A发100MW,B发150MW,边际成本为450¥/MWh;
5)负荷等于350MW,A发150MW,B发200MW,边际成本为600¥/MWh。
启动机组B机组的具体的负荷水平可以用下面的公式计算:
100*300+(Q-100)*600 = 100*180+(Q-100)*300+30000
计算得到:Q=160MW
图4画出了不同负荷水平下系统的边际成本,也就是按现货市场中按边际成本方法计算得到的实时电价。
图4【算例2-2】边际成本/电价与负荷的关系
从图4看到,考虑启停成本的情况下,系统的边际成本随负荷变化的规律比较复杂,不再是单调递增的关系。在负荷低于160MW以前,最佳的开机组合是全部由机组A发电,边际成本随负荷增加而升高:由300¥/MWh增长到600¥/MWh。负荷大于160MW以后,同时开启机组A和B。启动B后,负荷在A、B之间重新分配,边际成本变为300¥/MWh,随后边际成本随负荷的增长逐渐增加。也就是说,启动一台具有启停成本的机组时,系统的边际成本曲线可能会有一个向下的突变,使得总的边际成本曲线不再满足单调递增的条件。
现货市场按这种边际成本定价,出清电价也就具有了前述的特性:负荷增加的时候电价可能反而下降。在一些情况下,这也会造成一些机组总成本回收的问题,我们在后面的文章里再进一步分析。
总结
电力现货市场定价的基本原理是边际成本定价理论,定价的关键是计算不同情况下的边际成本。在不考虑特殊的约束、不考虑启停成本、空载成本时,边际成本/价格的计算非常简单。但当考虑电力系统的各种复杂的约束及成本特性时,边际成本/价格的计算会非常复杂,得到的价格也会很不容易理解。广东电力市场5月15日、16日的试结算就产生了很多市场用户无法理解的电价。本文对简单的两机组系统,解释了启停成本对电价的影响。实际上,影响电价的因素还有最小出力、网络约束等,后面的文章中我们再进行进一步的分析。
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