电力辅助服务市场.ppt

辅助服务市场（ASM）理论,主讲人:何永秀博士 教授 华北电力大学 经济管理学院,目 录,Part 1 ASM定义及主要内容 Part 2 ASM市场运作模式 Part 3 备用市场需求、供给与定价 Part 4 无功市场成本分析与定价 Part 5 中国ASM的发展,Part 1 ASM定义及主要内容,一.辅助服务的定义,辅助服务是指在电力市场的运营过程中，为完成输电和电能量交易并保障电力系统的安全稳定运行和电能商品质量，由发电机组提供的与正常电能生产和交易相耦合的频率控制（一次调频、AGC）、备用、调峰、无功调节、黑启动和其他安全措施等服务。,辅助服务的功能：,保证系统可靠、经济运行。 电能质量指标： -频率 -电压,频率：有功平衡,频率标准：,欧洲：额定50Hz,变化范围为 0.1Hz. 我国:额定50Hz,变化范围为 0.1Hz,0.2HZ.,电压U变动对发电厂和系统本身的影响,严重的为电压崩溃.,电力系统额定电压等级,3kV，6kV，10kV，35kV，110kV，220kV，330kV，500kV，750kV，800kV, 1000kV,U允许的偏移范围:,大于35kV: 5% 10kV及以下高压和低压电力用户: 7%,二.辅助服务的主要内容,（1）频率控制（负荷跟踪）（AGC）（调频） 处理较小的负荷与发电不匹配，维持系统频率，以使控制区内负荷与发电的偏差及控制区之间的交换功率实际值与计划值的偏差为最小，基本上是实时的。,二.辅助服务的主要内容,（2）可靠性备用（旋转备用和快速启动机组） 由于发电或输电系统故障，使负荷与发电发生较大偏差时，10min可以提供急需的发电燃料（增加/降低），恢复负荷跟踪服务的水平。 （3）非旋转备用（运行备用） 30min内可以满发的发电备用容量，包括发电机容量和可间断电负荷，用于提高恢复可靠性备用的水平。,二.辅助服务的主要内容,（4）无功备用/电压控制 通过发电机或输电系统中的其它无功源向系统注入或从系统吸收无功，以维持输电系统的电压在运行范围内。,二.辅助服务的主要内容,(5）事故恢复服务（即黑启动服务） 提供重大事故发生后系统恢复所需的功率。,Part 2 ASM市场运作模式,提供辅助服务的模式一般有3种： 统一型 投标型 双边合同型,某一服务到底应采用哪种供应方式与整个电网的管理运行水平和电力市场发育程度有关。,Part 3 备用市场需求、供给与定价,备用市场分析,谁需要辅助服务 调度员？ 用户？ 发电厂？ 系统协调员？ -与市场规则有关。美国PJM的电力市场要求所有电力公司和供电商在任何时候要有8%的运行备用容量。,备用市场分析,系统需要多少备用 -确定性方法 -成本/效益方法 -保险学方法,法1：确定性方法,按照一定比例系统内最大机组的容量或系统的高峰负荷来确定备用容量，如在美国中东部，备用的需求约为高峰需求的6%。 备用R=Max最大单机容量，K高峰需求,法1的优缺点分析,优点：简单，易于应用。 缺点： （1）技术标准本身的技术支持不足。 （2）仅仅考虑了技术的需求，没有考虑备用的成本价格与用户的需求。没有用户的参与机制，也没有考虑不同用户的支付能力。 （3）没有考虑不同机组，不同系统的可靠性区别。 （4）没有考虑事故出现时的损失等。 结论：显然不是经济的方式。,法2：风险指数方法,计算系统失负荷的风险系数，调整备用容量的需求，直至满足系统标准风险指数为止，此时的备用水平即为系统的备用需求。,法2的不足分析,缺点： （1）标准的风险指数有很大的随机性，受人为因素影响。 （2）用户无法选择自己的可靠性水平。没有考虑用户的可靠性需求与支付能力，也没有考虑用户愿意支付的备用费用。 （3）没有考虑备用的成本与价格。 结论：这种方法，不是一种经济的方法。,法3：LOLP/VOLL方法,LOLP（Loss-of-load probability）为失负荷概率。 失负荷价值VOLL（Value of lost load） LOLPVOLL为失负荷的成本，最优的备用水平为失负荷的成本与备用成本之和的最小点处。,估计VOLL,方法主要有： 1、市场统计方法 ； -在我国难度大。 2、电力与国民经济价值比法； -未真正反映电力对不同用户不同地区条件等的经济价值与效用。,LOLP/VOLL方法,法3的优点与缺点,优点： （1）从经济的角度考虑了备用的成本。 （2）考虑了系统的可靠性与失负荷价值。 （3）社会总成本最小化。 缺点： 没有考虑用户的可靠性需求的差异，用户备用需求的弹性，用户的WTP（Willing to Pay），用户没有选择权。该方法在使用中，多用VOLL的平均值代替所有时段，所有用户的失负荷价值。但不同电网，不同时段，不同类用户，VOLL的值不同，用VOLL的平均值代替所有时段，所有用户的失负荷价值，难以达到社会资源的最优配置与备用水平的最优化。,法4：考虑用户参与的方法,如用户愿意支付价格与备用成本法 备用保险方法。,用户愿意支付价格与备用成本法,法4的优点与缺点（以买备用保险法为例）,优点： （1）用户能参与，能选择，从经济学的角度，消费者剩余将达最大化。 （2）保险商（或ISO）有动力用最经济的办法管理好备用市场。 （3）用户将失负荷的风险转移到了保险商（或ISO）。 （4）保险费是给投资者的一个很好的经济信号。 缺点： （1）市场条件要求高：该方法的条件是市场完全透明，成熟，具有完全 信息，用户能对电能的价值进行直接的评价。 （2）增加了交易费用。 （3）保险商（或ISO）的风险增大。 （4）备用保险对用户来说是一个全新的概念，实施的初期困难较大。 （5）电网运行每个时段的最优备用需求水平仍难以直接根据总保险额确定。,备用的供给,备用的供给商 发电厂商 可中断或可削减用户,备用成本分析,备用的容量成本 -容量成本包含在容量报价当中 。？ 机会成本 其他成本,备用市场分析,集中调度交易模式 -基于报价顺序优先级的调度（Merit-Order-based Dispatch） -联合调度（Joint dispatch）,备用市场分析,如何获得备用 -义务型； -投标型； -双边合同型； -实时竞争市场竞价型。,备用市场分析,如何定价？ 综合成本定价法； 市场价值定价法(包括拍卖定价法、备用竞争市场定价)； 双边合同协商定价； 金融工具定价等。,案例分析-ASM,辅助服务产品,自动发电控制 (AGC) 不同反应时间的备用 旋转备用 非旋转备用 替代备用 电压支持 黑启动能力,两种类型 调频 甲： 600 MW at $10 /MW 乙：100 MW at $15 /MW 旋转备用 丙：200 MW at $ 5 /MW 丁：300 MW at $20 /MW,甲,乙,丙,丁,问题：调频和旋转备用各买500MW如何买？,丙,丁,On March 20, 2000 in HE 19, there was a spike in the Replacement Reserve price. The following are published prices for NP15: Reg-Up: P1 = 18.44 $/MW 旋转备用: P2 = 35.97 $/MW 非旋转备用: P3 = 18.00 $/MW 替代备用: P4 = 198.98 $/MW Note that P4 P3, P2,P1. Also P2 P1. A similar pattern in AS prices was observed on Feb 29,2000 in HE18 当替代备用价为122$/MW,加州交易规则出现的价格异常现象,辅助服务市场,电厂辅助服务申报,日前辅助服务交易计划,AGC交易结果,辅助服务报价管理,预调度计划,旋转备用交易结果,非旋转备用交易结果,系统辅助服务需求,辅助服务定价算法,备用市场分析,谁应支付备用的费用 ？如何分摊？ -成本在备用的引发者中分摊； -成本在备用的受益者中分摊； -成本在所有的市场成员中分摊。,Part 4 无功市场成本分析与定价,无功服务的作用,增加区域间的功率传输能力 控制系统稳态下的电压质量 控制系统暂态下的电压质量,无功服务的特点,供应的地域性 控制的分散性 手段的多样性 分析的复杂性,无功的买方,电网公司或下属部门。,无功的需求,容量需求：多次模拟运行，计算不同工况和故障情况下的最优潮流，确定无功容量需求与各关键节点的无功备用容量需求； 电量需求：MVarh，预测系统所需的超前和滞后无功负荷并分配到各无功源。,电力系统无功源,无功潜在的卖主,发电厂 电网公司（作为线路、变压器、静止无功补偿器、电容电抗器的所有者）、同步调相机的所有者、安装自动切负荷或功率因子校正设备的用户。,无功支持服务成本的分类,直接成本 固定成本 投资成本 管理成本 变动成本 计划的维护成本和运行成本 间接成本 变动成本 发电机组生产无功而导致的盈利损失,市场确定固定成本,可免成本 ：采用替代成本法，将一个典型的同步补偿器和一个典型的发电机组之间的每kVAr的容量成本当作无功容量成本。,无功定价目标,无功供应者的费用应得到补偿（包括适当的利润）； 无功的价格不能超过无功的价值； 分区域考虑，分区域定价，对未来投资不能产生浪费，要考虑投资费用、无功设备的地理位置、期望的可用性等。,两个细则,两个细则,两个细则-ASM,ASM分类,基本辅助服务 常规调峰40%（如东北）50%（如华中、华北） 有偿辅助服务 非常规调峰 自动发电控制（AGC） 旋转备用 有偿无功调节 黑启动服务,调峰平衡,峰谷差 火电调峰能力 水电调峰能力 调峰平衡,有偿辅助服务价格,成本 合理收益,AGC,AGC调频：按实际AGC调频电量：0.06元/kWh；（东北） 单元AGC补偿费用（元）=AGC贡献量（MWh）0.05元kWh。（华中、华北）,非常规调峰,东北 比常规调峰少发的电量，0.3元/kWh； 火电10万kW机组启停调峰：6万/台.次，其它比照进行补偿 华中 有偿调峰补偿费用（元）=运行调峰深度贡献电量（MWh） 0.1元/kWh +启停调峰补偿费用（元） 火电启停调峰按下列标准补偿：单机容量在10万千瓦及以下的燃煤机组启停调峰一次，按机组容量补偿0.5万元/万千瓦。单机容量在10万千瓦以上的燃煤机组启停调峰一次，按机组容量补偿1万元/万千瓦。