电力市场与输电网络.ppt

第六章电力市场与输电网络,1引言2经输电网络的分散交易3经输电网络的集中交易,一、引言,输电网开放是电力市场的重要特征。输电网开放就是输电网的所有者必须将输电网无歧视地开放给所有使用者。面临的问题电力调度集中调度（PoolDispatch）双边调度（BilateralDispatch）多边调度（MultilateralDispatch）阻塞管理（CongestionManagement）基本思路：建立竞争机制，利用价格手段进行电力交易量的增减，从而降低过载线路的潮流功率。,输电费用输电费用计算方法输电费用分摊方法网损分摊方法可用传输能力（AvailableTransferCapacity，ATC）,二、经输电网络的分散交易,两份交易：G1L1：300MW；G2L2：200MW当AB间的传输容量低于500MW时，为保证交易的顺利实现，可购买物理输电权（physicaltransmissionrights）输电权是对输电容量的一种权利，PTR赋予其所有者在特定时间在给定输电支路上传输一定容量电力的权利。,PTR存在的问题：1、并行路径问题：忽略电阻、无功功率、损耗传输路径由物理定律而不是市场参与者的意愿决定,示例设BY：400MW，其中I：123：160MW，II：13：240MW，,但受线路容量限制，实际上Pmax(0.5/0.2)*126=315MW再考虑DZ：200MW，其中321：80MW，31：120MW，,于是，线路中的实际潮流为：12：1608080MW，不越限。13：240120120MW2、逆向流问题3、物理输电权与市场力两节点例子中的G3,三、经输电网络的集中交易,此时，系统运行员也起着市场运行员的作用采用节点电价（nodalprice）或区域电价（zonalprice）,1、两节点的例子两地区的供给函数分别为：B区：B100.01PB$/MWh，DB500MWS区：S130.02PS$/MWh，DS1500MW（1）不互联时的分析：B区：PB500MW，B15$/MWhS区：PS1500MW，S43$/MWh（2）互联线路能传递1600MW因为B区电价低，负荷全部由B承担，则B区：PB2000MW，B30$/MWhS区：PS0MW，S13$/MWh,（3）市场均衡的情况：边际电价BS24.3$/MWh，供电量PB1433MW，PS=567MWBS：933MW,（4）线路受限情况：线路传输能力400MW。结果：PB900MW，B19$/MWhPS1100MW，S35$/MWh,小结：只要互联线路的输电容量低于自由交易所需的容量，两地区间的差价就一定存在。由于维持系统安全而产生的约束使得输电网产生阻塞，将统一的市场分割为各自独立的市场，各地区负荷的增加将必须由当地机组单独来承担。因此，各国的发电边际成本是不同的。如果各分离的电力市场依然是充分竞争的话，那么，其各自的价格依然等于其边际成本。由于各边际成本因发电、用电地点的不同而不同，可称之为实时价格。如果系统中每个节点都定义不同的电价，那么又称为节点价格。通常买进功率的地区的实时价格高，而卖出功率的则低。,（5）阻塞剩余用户付费：发电商收益,交易中心付给发电商：9001911003555600$交易中心收到用户电费：5001915003562000$阻塞剩余：62000556006400$400（3519）40016阻塞价格：351916$/MWh,2、三节点系统,（1）网络无约束时，经济调度PA125MW，PB285MW。网络中的潮流情况:a.由KAL、KVL定律b.利用叠加原理首先，12的60MW电力传输引起的潮流其次，13的300MW电力传输引起的潮流,潮流结果：12：156MW，13：204MW，23：96MW购电费用：1257.528562647.5$,（2）修正经济调度：12越限，需进行调整。首先考虑增加母线2的出力，即机组C发电设在bus2增加1MW，则bus1需减少1MW，对潮流的影响为：12潮流的变化：减少0.6MW23潮流的变化：减少0.4MW,要消除30MW的越限，则PC30/0.650MW，PA减到75MW，PB仍为285MW。潮流结果：12：126MW23：116MW13：184MW购电费用：757.5285650142972.5$（3）考虑增加母线3的出力进行调整：PD=75MW，PA减到50MW.购电费用：507.5285675102835$,（4）节点电价计算：在该节点以最经济的方式多供应1MW负荷所需的成本。bus1，17.5$/MWhbus3，由发电机A供，会造成线路12过流，所以由发电机D供，310$/MWhbus2，由发电机C供太贵，应由bus1或3的发电机供，同时，不能造成线路12过流，分析得：P1P31MW0.6P10.2P30解得：P10.5MWP31.5MW所以，21.5100.57.511.25$/MWh,在一个没有输电约束的系统中，如果我们将所有机组视为恒边际成本模型，那么除一台机组（边际机组）之外的所有机组要么满负荷发电，要么不发电。边际机组的边际成本决定了整个系统的电价。当输电限值约束了经济调度时，某些机组的出力受到限制，将介于上下限之间而成为边际机组。通常，系统中如果存在m个输电约束，那么就有m+1个边际机组。每一台边际机组都决定着它所在节点的边际价格。其余节点的边际价格是由所有边际机组的价格组合所决定的，这种组合又取决于约束网络中KVL的作用。,计算机求解的方法（OPF）（i）三节点例子的表达,设PB=285，PC=0，P12126结果：PA50，PD75，P2366，P13159Cost2835（ii）一般表达,商业剩余,（5）非直观的经济流,（6）严重的非直观经济价格当支路2-3的容量降为65MW时情况,（7）节点价格与市场力假设支路2-3而不是支路1-2存在约束机组C叫价低于目前的节点边际价格5.00$/MWh，它决定以3.00$/MWh参与竞争节点2处提出一个较低的叫价，使节点3处的电价从10.00$/MWh上升到12.00$/MWh，并且其发电量从77.5MW上升到85MW,机组D抬高其价格到20.0$/MWh机组D抬高其叫价，除了使机组C亏本外，还会增加自己的收益，即使是在出力减少的时候：,（8）小结在没有边际机组的节点处，其节点价格与有边际机组的节点价格相比，可高可低，也可介于其中，甚至节点价格可以为负数！上述结果可能违反一般意义上的经济概念，但是它们在数学上是正确的。这些价格不仅受制于经济还受制于KVL。甚至在简单的三节点系统中，理解这些价格也是很费时费力的。对于实际的系统，这种分析会更加复杂。非直观价格在很多实际系统中都已发现过。,3、集中交易系统中传输风险的管理需要什么样的新合约形式用于控制与输电阻塞相关的风险讨论的结论可同样解释损耗引起的影响,（1）新的合约形式回顾：集中交易市场中的参与者也允许进行双边合同交易，以规避节点电价变化带来的风险。B和S间无输电阻塞，B的电厂与S的钢铁厂签订差价合同：400MW，30$/MWh。实时电价为24.30$/MWh，结算情况：B的电厂售电400MW，得到收益为40024.3=$9720S的钢铁公司买进400MW，支付40024.3=$9720钢铁公司支付400(30-24.30)=$2280给B以解决差价合约。B的电厂和S的钢铁公司以30$/MWh的有效电价进行了400MW的交易。若节点价格比30$/MWh高,B的电厂将支付S的钢铁公司差价以解决合约。,若联络线传输功率限制为400MW，则B的节点价格为19.00$/MWh,而S的节点电价上升为35.00$/MWh，结算：B以19.00$/MWh的价格售电400MW，实时市场得到收益为：40019=$7600差价合同结算的收益为：40030=$12000，因此，按现货价格亏$4400，应该由S的钢铁公司根据合约来支付。S的钢铁公司以35.00$/MWh的价格购买400MW，实时市场应支付：40035=$14000差价合同应支付：40030=$12000。因此，按现货价格多支出$2000，S的钢铁公司期待B的电厂按差价合约来承担。有阻塞时，差价合同不能正常进行,（2）金融输电权（Financialtransmissionrights）差价合同中的总缺额为:440020006400$/h阻塞剩余400(3519)6400$/h推导阻塞存在时处理差价合约的解析表达设：差价合约敲定价为,合同量为F,按合同钢铁公司支付电厂得到收益按现货市场钢铁公司支付电厂得到收益如果钢铁公司希望得到补偿：电厂希望得到补偿,如果，可见在时，结论：达到最大传输能力时，阻塞剩余便表征两地市场按差价合约的补偿数量解决方法：金融输电权（FTRs）,金融输电权：是指在网络的任意两节点之间，赋予持有者的一种特权，该特权的收益为购买的传输量和两节点间价格差的乘积如果传输没有阻塞，节点B和节点S间就没有差价,FTRs的持有者就得不到收益FTRs的持有者（发电者或用电者）对传输量的起点和终点并不关心S的一个用户拥有FMWh的金融传输权，他可以:在B以电价购买FMWh，使用它的传输权使其能够“免费”到达S，此时有效地支付为；在S以电价购买FMWh，需支付，但使用它的传输权又可获得收益为。,（发电者与用电者）如何得到FTRs在每一市场周期内,系统运行员应该确定联络线上所能传输的能力。这一能力的FTRs被拍卖给最高价的投标者。这种拍卖对所有参与者（发电、用电，以及寻求差价来盈利的投机者）开放，同时该权利可以自由买卖。,（3）点对点的金融输电权FTRs被定义为网络中从任一节点到任何其它节点间的输电权，这两个节点间不一定有支路的直接连接。优点：不需对网络复杂性有充分的考虑，功率在网络中流通的路径并不重要。三节点算例的再讨论假设节点3的一个用户与节点1的发电方签订了一个差价合约，该合约敲定价为8.00$/MWh，传输电力为100MW，这个合约的参考价格是节点1。用户同时也购买了节点1到节点3的100MW的FTRs。,节点1和节点3的价格分别为7.50$/MWh和10.00$/MWh，合约的结算：用户从节点3获取100MW，向市场运行员支付10010$1000；发电方从节点1注入100MW，向市场运行员收取1007.5$750用户为履行差价合约向发电方支付100（8-7.5）$50；用户拥有节点1到3的FTRs，向市场运行员收取100（10-7.5）$250；上述完成后，用户共为100MW电力商品的使用支付$800，其电价为8$/MWh。,市场运行员出售的FTRs不应超过网络的实际能力,线路2-3传输容量限制在65MW,节点2的用户签订60MW，价格为8.00$/MWh的差价合约，其参考价格仍为节点1，同时购买从节点1到节点2间60MWFTRs，结算：用户从节点2获取功率60MW，支付给市场运行员605$300；发电方在节点1注入功率60MW，从市场运行员收取607.5$450；按差价合约，用户支付给发电方60（87.5）$30；为结算FTRs，用户支付给市场运行员60（7.55）$150；上述完成后，用户为使用60MW电力商品需支付$480，相当于差价合约敲定的价格8$/MWh。,市场运行员获取的商业余额实际为(28547.5)7.577.510507.560530010$406.25$412差异产生是因为系统运行员实际执行不能按照拍卖FTRs时预想的传输容量进行FTRs不应看成是一种期权，而是一种在任何情况下都要履行的责任。,（4）关口权（Flowgaterights）FTRs也可以定义为网络中确定的一条支路或一个关口（断面）的输电权。这时的FTRs被称为关口权（FlowgateRights，FGRs）（基于潮流的输电权）与一条支路或关口（断面）对应最大传输容量的拉格朗日乘子或其影子价格相联系三节点算例：节点3的一个用户从节点1的发电方购买100MW功率，同时购买了100MW的FGRs。相当于支路1-3上60MW支路1-2上40MW支路2-3上40MW,只有支路12运行在传输限制上，对应这一限制的拉格朗日乘子为其它不等式约束均不构成紧制约，其对应的拉格朗日乘子均为0。因此，持有FGRs的用户可以获取40MW6.25$/MWh$250。这和用户购买100MW从节点1到节点3的FTRs中的获取是一样的。可见，在这一情况中，FGRs和FTRs有相同的规避风险的作用。FGRs的持有者不会遇到支付费用给市场运行员的情况，也就是FGRs总是表现为一种类似期权的性质,（5）FTR与FGR的争论FTRs情况下，能达到最大传输容量的组合数比支路还要多，所以FGRs市场比FTRs市场可能更灵活一些；由于很难预测哪些支路会发生阻塞，所以对给定的关键关口集合进行交易可能会引起其它支路阻塞的发生；由于两点间的输电容量是随着网络结构的变化而变化的，所以FTR的值也很难确定，另外，给定支路的最大传输容量