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三、简单算例
1、出清方法
假设每个环节都采用第一种方法,即第一个环节采用集中交易,第二个环节采用全电量出清。
2、系统情况
图1简单两节点系统
同样以这个简单两节点系统为例进行说明。基本参数如下。
PmaxAB=60MW;Pmax1=180MW;Pmax2=150MW;L1= 100MW ;L2=100MW;C1=300¥/MWh;C2=500¥/MWh。
假设机组的基准出力为额定容量,即不对机组的出力进行限制,保证机组所有容量的送出。
3、第一环节交易
总需求为A节点100MW、B节点90MW,共190MW。
出清(交易)结果:G1出力PG1=180MW,G2出力PG2=10MW。
出清(成交)电价:500¥/MWh。
4、第二环节交易
1)申报。第二环节,G1和G2分别按成本报价,300¥/MWh及500¥/MWh。同时,申报其在第一阶段的交易量:170MW和20MW。
2)出清(可以采用安全约束经济调度模型)。
本环节中,假设A、B节点的实际需求分别为A节点100MW、B节点100MW,共200MW。
考虑约束的出清结果为:G1出力为160MW,G2出力为40MW。节点A的电价:300¥/MWh;节点B的电价:500¥/MWh。
3)结算。
相对第一环节的结果,G1需要下调20MW,G2需要上调30MW。对G1的20MW,按其报价300¥/MWh结算。对于G2的30MW,按其报价500¥/MWh结算。
对L1,第二环节的实际负荷与第一阶段购买的电力相同,没有不平衡电量。
对L2,第二环节的实际负荷比第一阶段购买的电力大,具有10MW的正偏差,按照所在节点B在第二环节的节点电价500¥/MWh结算。
阻塞成本:20*(500-300)=4000元。这是由于阻塞,调用更高成本的机组发电造成的成本。将阻塞成本用邮票法分摊给所有负荷,价格为4000/(100+100)=20¥/MWh。
5、总结算
G1总收入:180*500-20*300=84000元
G2总收入:10*500+30*500=20000元
L1总支出:100*500+100*20=52000元
L2总支出:90*500+10*500+100*20=52000元
发电总收入:84000+20000=104000元
负荷总支出:52000+52000=104000元
发电总收入=负荷总支出,意味着此种方法下,收支是平衡的,不需要进行阻塞盈余的分配。
6、另外的情况
考虑另外一种情况下的出清、结算。
假设G1的最大容量为250MW。则第一环节无约束出清的结果为G1出力190MW,G2出力为零。出清电价为300¥/MWh。第二环节G1的下调电力为30MW,G2的上调电力为40MW。阻塞成本为30*(500-300)=6000元。阻塞价格为6000/200=30¥/MWh。
第二环节:G1下调30MW,G2上调40MW。
G1总收入:190*300-30*300=48000元
G2总收入:40*500=20000元
L1总支出:100*300+100*30=33000元
L2总支出:90*300+10*500+100*30=35000元
发电总收入=48000+20000=68000元
负荷总支出=33000+35000=68000元
6、方法小结
本方法的主要要点如下。
1)类似于事后阻塞管理方法,采用两次出清:无约束出清和约束出清。
2)第一次的无约束出清可以通过集中的强制电力库实现,也可以通过分散式交易实现。可以在初期采用强制电力库形式,随着市场的成熟采用分散式方式。
3)第二次出清可以采用全电量出清模式,也可以采用增量出清模式。需要市场主体根据第一阶段的交易结果提交其未来的拟出力曲线。
4)对发电,第二次出清与第一次出清相比出力变化的部分,按其报价结算。对负荷,第二环节的电量与第一环节的电量相比的偏差量按所在节点的实时电价结算。
5)第二环节的阻塞成本按邮票法分摊给所有用户。
总结
本文在对现有的两种阻塞管理、现货市场定价和结算模式进行分析的情况下,提出了一种新的机制。这种方法具有以下特点:
1)可以为市场提供与位置相关的价格信号:通过第二环节的调节市场产生。
2)没有阻塞盈余问题,不需要设置输电权。
3)实施方式灵活。第一环节可以采用强制电力库模式,也可以采用分散式交易模式;第二环节可以采用全电量竞价模式,也可以采用增量竞价模式。
本文主要提出了该方法的基本思路,具体细节还需要进一步研究。
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