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图3所示为在CHP/LMP/IRP机制下的最优成本函数,曲线展示了最优成本随负荷增长而变化的特性。其中蓝色曲线为最优成本函数,它具有非凸性(例如当负荷在[125,225] MW区间变化时),这是由新启动机组的固定成本所造成。在CHP和IRP机制下,最优成本曲线均为凸函数。对比两者可以发现CHP曲线构成了最优成本函数的“凸包络”。IRP曲线为CHP曲线的下限,它在区间[25,100] MW内与CHP曲线重合,但当负荷在[325,500] MW区间时,存在较大差别(更加松弛)。
图4展示了不同机制下价格的变化趋势。CHP和IRP定价机制都将满足“边际成本上升”的性质,这确保了当需求增加时系统的边际价格不会降低。但是,随着负荷的增加LMP价格并不是一直单调增长,而在部分区间中出现负荷增大反而LMP减小的情况。这是因为发电机组随着负荷的变化而切换,在切换后可变成本更加经济的发电机可能成为边际机组,导致LMP变小。这样的“价格反转”现象可以使市场参与商通过虚拟报价(virtual bid)等手段推高市场出清价格,产生“套利”的机会,不
利于市场的公平交易。而扩展的LMP算法不存在这一问题。
图5展示了在CHP/LMP/IRP机制下对偶最优成本的变化趋势。其中在LMP机制下的对偶最优成本可能是负值(例如当负荷为120 MW时),这意味着如果额外支付为零,机组将有非常强烈的动机偏离其调度指令。因为如果此时采用停机策略将优于开机策略,电厂至少不会亏损。
定理1和定理2不但帮助我们清晰地理解“额外支付”的物理意义,而且更重要的是告诉我们,任意给定一个LMP或者IRP定价向量(在实际中这2个价格相对容易得到),只需要优化求解“拉格朗日对偶函数”一次,就可以得到对应的“额外支付成本”,而无需考虑最优目标函数的凸包络(Convex Hull)。
据此计算额外支付成本。图6展示了在不同价格机制下的额外支付成本变化趋势。正如第3节的证明与讨论所述,CHP定价机制总是产生最小的额外支付成本(红色曲线)。而在[25,100]MW区间中CHP定价、IRP定价、与LMP定价产生相等额外支付成本;在[225,300]MW区间中,CHP定价与IRP定价产生相等额外支付成本;在[525,575]MW区间中CHP定价与LMP定价产生相等额外支付成本。正如上一节结论所述,在这3种情况下,不同的定价机制恰好产生了相等的价格,如表2所示。
5 结论
在电力市场运营中,节点电价是实现能量公平交易和管理输电阻塞的核心组件。深刻理解节点电价概念,准确把握其变化规律,既可为政府监管部门在评估市场表现和改进市场设计时提供有力支撑,又将为市场交易者在投标和报价活动中提供竞争优势。
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上文我们探讨了在机制电价下,存量项目的价格结算机制与现行政策的关系,并通过《136号文(11):机制电价下的新能源项目收益》一文中给出的分析模型,将存量项目的机制电价、机制电量以及执行期限之间的关系用公式进行了说明。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)总的来说,我觉得对于存量项目的收益目
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近日,国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(以下简称《通知》),推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场,上网电价通过市场交易形成。这标志着我国以市场化方式建设新型电力系统迈出关键一步。公开数据显示,截至2024年底,
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接续我们在上篇中提出的收益分析框架,本篇聊聊存量项目,136号文中第五条款对存量项目有如下要求:2025年61以前投产的新能源存量项:1)电量规模,由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项在规模范围内每年主确定执机制的电量例、但不得于上年。励新能源项通过设备更新改造升级等
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摘要针对电力市场均衡策略的求解,现阶段国内外广泛采用非线性互补算法和循环迭代的方法。其中,非线性互补算法是通过Karush-Kuhn-Tucker条件将发电商最优反应函数转换成一组半光滑非线性互补方程组,松弛因子维度高且算法异常复杂。而循环迭代法采用重复求解各发电商的最优反应函数的思想,常常因为收敛性
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2021年以来,储能市场风起云涌、群雄争霸,储能行业进入蓬勃发展阶段。与此同时,储能的“商业模式”与“收益率”也成为大家讨论的热点。而这个热点问题,离不开电力市场,可谓是储能收益“成也电力市场,败也电力市场”。仅凭一纸账单,虽能够得知储能收益情况,但这些数字背后的形成原因更值得我们挖
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