《电力市场概论》 课件 第六章 电力市场与输电网络

第六章

电力市场与输电网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。面临的问题输电阻塞输电损耗阻塞管理（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。一、引言两份交易：G1－L1：300MW；G2－L2：200MW当A－B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或断面上传输一定容量电力的权利。二、双边交易与物理输电权PTR的实施问题1、潮流计算在由变压器、输电线路等构成的电网中，功率将如何流动，可通过潮流计算确定。直流潮流模型：支路的无功潮流可以不计，交流支路可等效成直流支路。

潮流计算的数学模型节点方程

快速解耦潮流计算的原理是：1、由于交流高压电网中输电线路等元件的x>>r,因此电力系统有功功率的变化主要决定于电压相位角的变化，而无功功率的变化则主要决定于电压模值的变化。反映在雅可比矩阵的元素上，就是N及M二个子块元素的数值N相对于H、L二个子块的元素要小的多。作为简化的第一步，可以将它们略去不计。2、在实际的高压电力系统中，下列的假设一般都能成立：（1）线路两端的相角差不大（小于10度～20度）（2）与节点无功功率相对应的导纳通常远小于节点的自导纳Bii

于是得到：上述二式中的系数矩阵B’及B”由节点导纳矩阵的虚部所组成，从而是一个常数且对称的矩阵。为了加速收敛，目前通用的快速解耦法又对B’及B”的构成作了下列进一步修改。（1）在形成B’时略去那些主要影响无功功率和电压模值，而对有功功率及电压角度关系很少的因素，这些因素包括输电线路的充电电容以及变压器非标准变比。（2）为了减少在迭代过程中无功功率及节点电压模值对有功迭代的影响，将式右端U的各元素均设为标么值1.0，也即令U作为单位阵。（3）在计算B’时，略去串联元件的电阻。于是，目前通用的快速解耦潮流算法的修正方程式可写成：

近似模型－直流潮流

支路导纳组成的对角矩阵与节点导纳矩阵相关网络的支路－节点关联矩阵

三节点系统取节点1为参考点求逆复原2、并行和逆向潮流问题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A－Y：300MW，D－X：200MW其中I

：1－2－3：120MWII：1－3：180MW

III

：3－2：120MWIV：3－1－2：80MW

仅合同1时，受线路容量限制（2-3容量100MW），实际上

Pmax＝(0.5/0.2)*100=250MW

合同1和合同2同时执行，3、物理输电权与市场力两节点例子中的G3：是节点B处唯一的机组，它买断从A到B的所有物理输电权，同时既不使用也不出售，显然就成为节点B处电力供给的垄断者

解决方法：在物理输电权交易中附加一个“或用或弃”的条款，但实际实施有难度。此时，系统运行员也起着市场运行员的作用系统运行员在考虑由输电网引起的安全约束时，能够本着使市场实现最佳效率的原则选择合适的卖家和买家，并决策市场出清价格。有利于真正实现最好的经济效率。采用节点电价（NodalPrice）或区域电价（ZonalPrice）三、集中交易与节点电价1、集中交易中输电网的作用电力系统的电源与负荷的分布往往是不平衡的，电源充足、负荷较少的地区电价偏低；反之，负荷需求量过重的地区电价偏高。两地区各自独立运行情况下，两地间会有电价差；两地间由输电线路连成统一市场时，电能就会由电价低的地区流向电价高的地区，直至两地间的价差消失为止。但线路输电容量不足时，会停止于由线路输电容量决定的某一价差水平上。两地区的供给函数分别为：

S区：πS＝80＋0.04PS

￥/MWh，DS＝500MWD区：πD＝100＋0.08PD￥/MWh，DD＝1500MW（1）不互联时的分析S区：PS

＝500MW，πS

＝100

￥/MWhD区：PD＝1500MW，πD

＝220

￥/MWh（2）互联线路能传递1600MW

两节点系统简化为单母线系统，电价相同，则：

S区：PS

＝1500MW，πS

＝140￥/MWhD区：PD＝500MW，πD

＝140￥/MWh

两地区联合市场的供需平衡（3）线路受限情况线路传输能力500MW。结果：

PS＝1000MW，πS

＝120￥/MWh

PD＝1000MW，πD

＝180￥/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，各地区的发电边际成本是不同的。由于系统中每个节点的电价都可能不同，因此考虑输电网后的实时价格又称为节点价格。另外，输电损耗也会造成不同节点的电价不一样。通常买进功率的地区的实时价格高，而卖出功率的则低。2、节点电价的数学模型

必须在满足第5章中讨论的安全性要求的前提下，选择可以接受的卖价和买价，并设定市场清除价格，使得系统产生的经济效益最大化－－有约束的最优化潮流问题将电源和负荷统一考虑成每个节点的净功率注入量假设：市场是完全竞争的，市场参与者无博弈行为

负荷与发电机连接在网络中不同节点上，定义在节点K的注入功率为定义，表示节点K注入功率的收益整个电网的整体的效益问题描述

假设需求对价格不敏感，每个节点的负荷是确定的，则消费者的收益是常数，于是有忽略电网损耗，系统的净注入功率必为零设定平衡节点：节点n

输电线路的传输功率约束

拉格朗日函数最优条件

讨论是平衡节点的价格。其它节点的节点价格与平衡节点的节点价格的联系如上式每一节点的价格受两方面因素影响：一是与该节点的网损灵敏度

有关，如果节点k的净注入功率增大使网损增大，则二是受支路潮流约束的影响，这一影响取决于约束的影子成本（即乘子

）和第i支路潮流对各节点净注入功率的灵敏度。显然，如果忽略输电容量约束和网络损耗，则所有节点的节点价格都相等例6.4分析三节点系统的电能交易情况与节点电价X＝200MW、Y＝300MW（1）网络无约束时，经济调度

PA＝400MW，PB

＝100MW。网络中的潮流情况:a.由KAL、KVL定律

b.利用叠加原理首先，1－2的200MW电力传输引起的潮流其次，1－3的300MW电力传输引起的潮流

潮流结果：1－2：280MW，

1－3：220MW，

2－3：80MW

购电费用：400×150＋100×180＝78000￥（2）修正经济调度：1－2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：1－2潮流的变化：减少0.8MW2－3潮流的变化：减少0.2MW

要消除30MW的越限，则

PC＝30/0.8＝37.5MW，PB减到62.5MW，PA仍为400MW。潮流结果：

1－2：250MW2－3：87.5MW1－3：212.5MW

购电费用：400×150＋62.5×180＋37.5×900＝105000￥考虑增加母线3的出力进行调整（3）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，π1＝180￥/MWhbus3，由发电机B供，会造成线路1－2过流，所以由发电机D供，π3

＝300￥/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1－2过流，分析得：

ΔP1＋ΔP3＝1MW0.8ΔP1＋0.4ΔP3＝0

解得：ΔP1＝－1MWΔP3＝2MW

所以，π2

＝2×300－1×180＝420￥/MWh

（4）最优潮流求解

结果：PA＝400MW，PB＝25MW

PC＝0，PD＝75MW

F12＝250MW，F13＝175MW，F23＝50MWCost＝87000￥/h

π1＝180￥/MWh，π2＝420￥/MWh，

π3

＝300￥/MWh小结：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。

3、阻塞剩余

用户付费：发电商收益4、节点电价的深入讨论（1）潮流方向问题

支路2-3中的潮流

是从电价高的节点流向低价节点。（2）节点电价与线路输电容量的关系当支路1-2的输电容量逐渐增大时，节点电价表现出先升高后降低的变化规律。例如输电容量由236MW提高到240MW时，节点3的电价反而由525元/MWh上升到540元/MWh。因为此时便宜的机组（A和B）承担了较大的出力，而成本高的机组（C）出力减少，总体来看发电成本降低了，但用户付费、发电商利润和阻塞剩余均在增加，表明此时提高输电容量的措施是将用户利益转给了发电商。当支路1-2的输电容量提高到超过245MW时，最贵的机组C将不再发电，机组D成为边际机组，节点价格、发电商利润、用户付费和阻塞剩余等才会随之减少，直到输电容量达到280MW时系统进入无阻塞状态。

（3）异常的节点电价当支路2-3的容量降为45MW时情况（4）节点价格与市场力当支路2-3存在约束时，节点2的电价为120￥/MWh。假设节点2的机组C叫价低于目前的节点边际价格，它决定以50￥/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300￥/MWh上升到440￥/MWh，并且其发电量从87.5MW上升到90MW

。

假设机组D抬高其价格到550￥/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：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。5、集中交易系统中阻塞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）差价合约的可行性回顾：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。西源的发电商与东荷的钢铁厂签订差价合同：500MW，160￥/MWh。实时电价为140￥/MWh，无阻塞时的结算情况：发电商售电500MW，得到收益为500×140=70000￥

钢铁公司买进500MW，支付500×140=70000￥

钢铁公司支付500×(160-140)=10000￥给发电商以解决差价合约。发电商和钢铁公司以160￥/MWh的有效电价进行了500MW的交易。若节点价格比160￥/MWh高,发电商将支付钢铁公司差价以解决合约。

若联络线传输功率限制为500MW，则西源的节点价格为120￥/MWh,而东荷的节点电价上升为180￥/MWh，结算：发电商以120￥/MWh的价格售电500MW，实时市场得到收益为：500×120=60000￥

差价合同结算的收益为：500×40=20000￥因此，按现货价格亏20000￥，应该由钢铁公司根据合约来支付。钢铁公司以180￥/MWh的价格购买500MW，实时市场应支付：500×180=90000￥

差价合同应支付：500×20=10000￥。因此，按现货价格多支出10000￥，钢铁公司期待发电商按差价合约来承担。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:20000＋10000＝30000￥/h阻塞剩余

500×(180－120)＝30000￥/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发电商得到收益按现货市场钢铁公司支付发电商得到收益如果钢铁公司希望得到补偿：发电商希望得到补偿

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）（3）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，两地区间就没有差价,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东荷的一个用户拥有FMWh的金融传输权，他可以:以西源的电价购买FMWh，使用它的传输权使其能够“免费”到达东荷；以东荷的电价购买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。例6.9三节点算例的再讨论假设节点2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200￥/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2的100MW的FTRs

。1）

节点1和节点2的价格分别为180￥/MWh和420￥/MWh，合约的结算：用户从节点2获取100MW，向市场运行员支付

100×420＝42000￥；发电方从节点1注入100MW，向市场运行员收取

100×180＝18000￥用户为履行差价合约向发电方支付

100×（200－180）＝2000￥；用户拥有节点1到2的FTRs，向市场运行员收取

100×（420－180）＝24000￥；上述完成后，用户共为100MW电力商品的使用支付20000￥，其电价为200￥/MWh。2）

节点1和节点2的价格分别为180元/MWh和120元/MWh，结算：用户从节点2获取功率100MW，支付给市场运行员

100×120＝12000￥；发电方在节点1注入功率100MW，从市场运行员收取

100×180＝18000￥；按差价合约，用户支付给发电方

100×（200－180）＝2000￥；为结算FTRs，用户支付给市场运行员

100×（180－120）＝6000￥；上述完成后，用户为使用100MW电力商品需支付2000￥，相当于差价合约敲定的价格2000￥/MWh。市场运行员获取的商业余额实际为

[(400＋12.5)×180＋87.5×300]

－[200×120＋300×300]

＝13500￥<15000￥

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）基于潮流的金融输电权（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被称为基于潮流的金融输电权（FlowgateRights，FGRs）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2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1-2上80MW支路1-3上20MW支路2-3上20MW

只有支路1－2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

80MW×300￥/MWh＝24000￥。这和用户购买100MW从节点1到节点2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是常数，尤其是当支路上的潮流只受热容量约束时；由于网络中通常只有很少的支路会发生阻塞，可能用FGR更简单一些，另外，当一条支路被阻塞时，所有的节点价格就不同了。参与者购买基于潮流的输电权时必须考虑并理解网络的运行，实际上，这就意味着他们必须了解PTDFs矩阵，而购买FTRs的参与者则不必担心网络的运行，他们可以依据节点价格的波动做自己的决定。在完全竞争的市场中，FTRs和FGRs，甚至是物理输电权都是等价的，当然，如果不是完全竞争的市场，FGRs会提供更多博弈的机会，尤其是在一些固定的关口进行的交易。有人建议，解决这些争议最好的方法就是让市场来决定哪种输电权最适合。6、输电网的损耗

（1）损耗的类型可变损耗。这种损耗是由电流在电网元件中的流动而产生的。可变损耗又可分为负荷损耗、串联损耗、铜耗等。由于在电力系统中电压不会偏离其正常值很大，有功功率要大于无功功率，所以可变损耗能够大约地表示成有功功率的平方关系

固定损耗。主要指变压器内铁芯的磁滞和涡流损耗，其它损耗是由于输电线中的电晕影响而引起的。固定损耗与电压的平方成正比，而与电流的大小无关。固定损耗也被称为无负荷损耗、并联损耗、铁耗等。其他损耗。主要指上述两种因素以外的其他因素引起的损耗，也称管理损耗。（2）损耗的边际成本

负荷由

则发电增量

设发电机G的边际成本为C，则由节点2的负荷增加引起发电费用增加为：则节点2的边际成本为于是商业剩余（3）考虑网络损耗的发电调度以两地区互联系统为例设发电的成本特性：考虑损耗的调度模型目标函数：

约束：假设损耗使最优潮流传输从1000MW减少到887MW不计损耗计损耗PS(MW)15001426PD(MW)500613损耗(MW)039传输功率(MW)1000887MCS(￥/MWh)140137MCD(￥/MWh)140149总发电成本(￥/h)225000227982损耗使得S的发电机在某种程度上缺乏竞争力，因为它生产的能量一部分在传输给D的用户时损失了，因此S产量会减少，D产量会增加。由于再调度，S和D生产的边际成本是不等的。价格差大约为12￥/MWh。西源东荷

总量负荷(MW)50015002000发电量(MW)102510002025节点边际价格(￥/MWh)121180用户付费(￥/h)60500270000330500发电方收益(￥/h)124025180000304025商业剩余(￥/h)26475联络线输电容量为500MW时，两节点间的价格差是59元/MWh，联络线制约对节点电价差的产生起到主要作用。由于联络线功率传输受限，损耗也相应减少，降为25MW商业剩余为26475￥/h在S购买的电量将是525MW（1025-500），价格为121￥