《电力市场概论》 课件 张利 第6、7章 电力市场与输电网络、发电投资分析

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￥/MWh。在D销售的数量将是500MW（1500-1000），价格是180￥/MWh。利益或剩余是：

500×180－525×121＝26475￥/h。输电服务分为固定的点对点传输服务和任意点之间的输电服务。任意点之间的输电服务，是指为用户提供在任意电源点与负荷之间、电源点和网络中心之间、网络中心和负荷之间的输电服务。输电服务的费用

输电系统的建设和运营成本输电的网损成本

输电阻塞成本

四、输电建设成本的分摊输电费用的分摊方法综合成本的方法：总体上分为以下三类:不以潮流为基础的方法，邮票法合同路径法以潮流灵敏度为基础的方法，边界潮流法兆瓦公里法（功率距离法）以潮流跟踪为基础的方法，如：潮流跟踪法等。边际成本的方法1、邮票法全网所有输电设施的年度固定成本的总和由所有使用输电设施的成员按年度最大负荷的比例分摊，不管距离的远近

计算步骤特点：简单，但不考虑输电距离的远近，也不能给出经济信号。2、合同路径法适用于电网规模较小的情况。交易双方在功率注入点和流出点之间确定一条输电容量充足的连续路径。费用计算步骤:确定转运业务的路径确定转运路径中各支路i的转运功率Pi计算各支路的成本计算分摊成本最大问题：逆向流问题、并行流问题3、边界潮流法适用于系统中双边合同较少或系统间联络线较为明确的情况。根据转运业务引起的转运公司边界潮流的变化计算转运费计算步骤确定电网合适的负荷水平计算无此转运业务时的系统潮流计算有此转运业务时的系统潮流求得边界联络线功率的变化量计算转运费缺点：没考虑距离的远近4、兆瓦－公里法按照交易功率与传输距离的乘积的大小分摊网络成本，可以算出在一个复杂网络内的任一条线路，各发电机或负荷应分摊的输电成本。

计算步骤：以直流潮流模型为例求取支路潮流对节点注入量的灵敏度求出在给定运行方式下某段线路流过的潮流及其组成求出每台发电机应分摊的该段线路的固定成本在现有潮流的基础上增加一个双边合同

计算全网每MW-km的平均输电成本计算转运费5、长期边际成本法微增成本法边际成本法可得出：离负荷中心越远，发电电价越低；离负荷中心越近，发电电价越高缺点：仅用LRMC法只能回收线路投资的一小部分（一般为10-40%），所以还得与其它方法配合使用

6、短期边际成本法用于现货市场的输电费计算

输电系统的建设成本网损成本电网安全约束（输送容量越限、电压和无功越限、稳定极限越限…）成本优点是可以给出经济信号，但缺点是电价经常波动，可能给用户带来不便第七章发、输电投资分析发电投资分析是对拟决策的发电厂建设方案从技术上和经济上进行定性与定量的分析、计算、对比和评价。主要包括：

针对单一发电厂，分析投资者如何决定开建新电厂，即分析投资者决策的影响因素；分析尚在寿命期内，但经营状况恶化、效益不好电厂的退役问题；发电容量投资的激励机制。

输电容量投资所应遵循的基本经济原则和投资机制改革一、引言1.技术方案的经济评价为判断工程项目在经济上是否可行，需将项目的开支与项目的收益进行对比需要考虑资金的时间价值

贴现率现值为P的资金，投入到某个项目中n年以后，资金将增值为二、发电投资的技术经济分析基础内部回报率法（InternalRateofReturnMethod，IRR）----动态评价法就是项目在计算周期内的所有投入资金和所得收益正好抵消时的回报率。当某项目的内部回报率大于该行业可接受的基准回报率（MARR）时该项目才值得投资

2、发电投资分析投资建电厂必须带来满意的利润：估算电厂运行的长期边际成本预测电厂销售电力商品的价格预测的电价>长期运行的边际成本－－商业化的发电容量扩展基于期望运行年限做出决策，发电机组一般为20-40年假设每年的投资和收益都集中发生在年末建设成本是一次性投入的，忽略建设的年限发电投资决策的内部回报率平衡方程影响回报率大小的因素：设备利用率，电价诸多不确定性因素影响着收益和成本：影响成本的：建设周期是否提前或延误火电厂运行期间燃料价格的波动等影响价格的：需求的不确定性，新竞争者又进入市场更先进、高效发电技术的出现拥有燃料供应和电力销售的长期合同，可降低投资电厂的风险。3、发电机组的退役发电厂的实际使用寿命不一定等于设计使用寿命当电厂的收益持续低于它的运行费用，且市场形势又不见有好转的迹象，这个电厂就必须退出运行。可产生影响的因素电厂将来的收益和机组运行成本的前景电厂的技术改进或淹没成本可回收成本（如电厂占用的土地成本等）可作为收益

例7.1：建设火电厂的投资决策分析发电投资项目的参考数据

忽略机组的启动成本和维护成本，设备利用率为80%

采用内部回报率方法（InternalRateofReturnMethod，IRR）估算该电厂的收益率（也称贴现率）。工程建设投资成本1020$/kWh机组预期使用寿命30年额定输出功率的热效率9419.2Btu/kWh预期燃料成本价格1.25$/Mbtu机组退役后可回收的土地成本价值10,000,000$

进行如下投资分析：（1）若平均预测电价为32$/MWh，分析在最小可接受的回报率为12%的情况下，建设一个新电厂（500MW火电厂）的可行性；（2）若最小可接受回报率为12％，求出售电力商品的平均价格最小应为多少?（3）假设该电厂运行15年后，遇到了经营难题：低硫煤的价格上涨到2.35$/MBtu；当地政府开始对燃煤电厂加收1.00$/MWh的环境税；并且，由于更多高效机组的投入运行，市场的平均电价下降到23.00$/MWh。请分析该电厂此后的运行状况并做出经营决策；（4）在（3）的基础上，如果选择用价格仅为1.67$/MBtu的高硫煤代替低硫煤，并安装价值$50,000,000的脱硫设备（安装时间为1年），分析这种改造投资是否值得。注意此时热耗增加到约11,500$/MBtu。

问题一的计算过程投资成本：TCR=1020$/kW×500MW=510,500,000$每年的发电量：

Q=0.8×8760h/y×500MW=3,504,000MWh每年的发电成本为：CF=Q×9419.2Btu/kWh×1.25$/MBtu=41,256,096$每年的收益为：Q×π=3,504,000MWh×32$/MWh=112,128,000$由可得运用EXCEL表可完成内部回报率计算年份投资($)发电量(MW)发电成本($）收入($）净现金流量($）0510500000000-510500000103504000412560961121280007087190420350400041256096112128000708719043035040004125609611212800070871904…0……………………30035040004125609611212800070871904

问题二的计算由代入数据，有解得：电价不能低于29.8$/MWh

问题三的计算：考察收益的变化情况

边际发电成本：

2.35$/MBtu×9419.2Btu/kWh+1$/MWh

＝23.135$/MWh

年损失：（23.135-23.00）$/MWh×0.8×500MW×8760h/y＝473,040$

机组应提前退役

问题四的计算：考虑技术改进的可能性边际发电成本：

1.67$/MBtu×11500Btu/kWh+1$/MWh

＝20.205$/MWh

年生产费用：

CF=20.205$/MWh

×0.8×500MW×8760h/y＝70798320$

电厂剩余15年的经济状况经计算净现值，这一技改投资是有意义的年份投资($)产量(MW)生产费用($)收入($)净资金流动($)050,000,000000－50,000,000103,504,00070,798,32080,592,0009,793,680203,504,00070,798,32080,592,0009,793,680303,504,00070,798,32080,592,0009,793,680---0------------1503,504,00070,798,32080,592,00019,793,6804、周期性需求的影响当考虑发电容量投资时，我们并不关心负荷曲线的峰值和低谷发生的确切时刻，而需要知道每年多少小时负荷低于指定值。持续负荷曲线：纵坐标表示系统的负荷，横坐标表示低于该负荷的时间占研究周期的比率。曲线上的点表示系统有比率t的时间负荷小于或等于x图7.3表示某省2005年的持续负荷曲线：系统负荷最高约为23000MW在8760h中负荷超过20000MW的时间不到6％。需求对发电的影响要满足全部负荷，装机容量必须大于最大负荷，因此，不是所有的发电机都能达到期望、一致的利用率，峰谷差越大，设备利用率的差别就越大发电便宜的机组比发电昂贵的机组利用率要高低需求时的竞争比高需求时激烈持续价格曲线基本上与持续负荷曲线的形状相似

低效高边际成本机组的情况这类机组不能完全基于短期边际成本定价，如果要维持运行，它们的报价就必须包括固定成本。例：一座燃烧原油的、额定功率为50MW的发电厂的分析。电厂的热耗率为12000Btu/kWh，燃料费为3.00￥/Mbtu。由于它的效率低，近年来仅在极高负荷时运行。分析：电厂的固定成本为280,000/y估计电厂可收回它的所有成本的最低报价：

发电量×报价＝固定费用+产量×热耗×燃料费用

假设机组以最大容量运行，用运行小时数作为变量，计算其保证成本回收的最低报价如果机组每年仅运行5小时，最低报价将超过1000$/MWh。而电厂的边际发电成本为36$/MWh。在一年中的少数时间里，它完全可能成为这一时期内消费者最后的唯一选择，所以消费者只能接受这一价格。用这种方法确定价格的边际机组的厂商，需要估计电厂每年可能的运行小时数。这类电厂的运行受许多不确定性因素的影响除电价、设备利用率、成本、环境因素等以外，还有哪些因素应考虑？电厂的位置、类型应该建设何种类型的机组？峰荷机组腰荷机组基荷机组运用组合发电技术满足整个负荷要求是最经济的做法市场模式下：合理的定价规则是非常重要的价格不仅应反映出建设容量的大小和运行时间长短等信号，而且也应该反映出需要建设的各类机组的容量。基荷电厂的价格应体现正确选择厂址的价值。分散的市场参与者在理论上应该有与垄断模式下新建同样数量和同样类型容量的动机。区别在于：垄断模式下依赖于内部的定量化决策，而竞争性电力市场依赖于外部的价格信号和利润刺激。

在供电时，我们必须考虑消费者购买电力商品对可靠性的要求。这意味着，当消费者需要电力商品的时刻，供给应满足及时性。考虑到故障或维修安排，电力系统必须具有比满足峰值更多的可用发电容量。提高这个容量值在某种程度上就提高了系统的可靠性。三发电投资的激励机制1、电价驱使的发电容量扩建一种观点：市场机制能够自动形成发电容量规模的最佳水平。过度干预会使市场价格发生畸变和激励信号失灵，因此管制性的统一预测和补贴会导致投资过多或不足，难以达到最经济的市场效率。电力供给函数（电价）的特点尖峰电价的意义：成为发电容量不足的信号，引导发电投资提高消费者对价格信号的敏感度：需求响应、规避风险关于该机制的讨论理论上可实现发电容量市场的均衡存在的问题：ISO，消费者，发电商根本一点：消费者购电的同时要求供电的可靠性仿真研究表明，从获得建设许可到建设新电厂的时间可能会导致市场的不稳定。与负荷需求的渐进增长形式不同，发电容量变化往往有繁荣增长期与萧条期的交替循环。发电容量的短缺造成电价升高，促进电厂建设的繁荣。这种繁荣导致容量过剩电价降低，只有当这种过剩缓解后才能重新带动扩建电厂的积极性。这种长期的繁荣与萧条交替循环对生产者和消费者都是不利的。总之，仅依靠电力市场和尖峰电价的作用是不能很好地使发电容量充足的。这种方法假设消费者仅购买电力商品且将它看成是商品的交易。实际上，消费者购买的不仅是电力商品而且是一项有一定可靠性的供电服务。2、容量电价容量和能量的分离是电力的特点将短时由于电力短缺造成的电价剧升所产生的额外收益支付给可用发电容量。该支付应与每台机组的可用容量成比例，这些容量支付形成从电能市场中分离出来的容量收益，该收益至少应包括新增发电机组的部分投资，鼓励发电公司保持机组容量可用。通过提高总体的可用发电容量，上述支付可用容量的费用会减少但不能消除电力短缺产生的可能性。有更多的用于发电的容量也加强了市场的竞争，同时起到调整电能市场价格的作用。此时发电投资风险由电力用户分摊。在短期内，这种峰值电力商品成本的社会化对市场参与者规避风险是有益的。而从长期角度看，这种方法将削弱追求经济效益的激励机制，即造成过多的资本投入到发电容量的扩建，而需求侧管理不可能有很多投入。存在的问题：没有明确的方法来决定投入到可用容量的总资金，即每千瓦装机容量的价格难以确定；每台发电机按多少可用容量支付，怎么支付，将是无休止的争论。因为容量支付不与任何性能指标相联系，实际上它们增强可靠性的效果不是很明显。具体做法英国电力市场东北电力市场容量电价单一划分。

3、容量市场（义务）由权威部门设定发电充足度的目标和满足这一目标需要的发电容量。所有的电力零售商和大用户（即所有购电实体）有义务在规定的容量市场中购买为满足这一目标所需的份额。相关的重要问题：最基本的问题是市场的时段划定，也就是计算每个零售商的容量责任所对应的时间长度。容量评估方法的选择。需采用适当的方法和指标评估和激励发电机组的连续运行。对不履行义务者的惩罚：对不履行这一责任的购电者应实施一定的惩罚措施。容量电价与容量市场的比较：容量市场规定了备用容量的数量容量电价将其转化为关于容量的价格3、可靠性合同理论上讲，每个消费者应该自由、独立地决定他应为可靠性支付多少费用。在成熟的电力市场中，可以通过与发电厂签订一个确保在一定可靠性水平下发电的长期合同，激励发电厂扩建容量以达到或保持其期望的可靠性水平。只有电力市场发展很成熟且这种方法可行时，集中管理者（如系统管理员或操作员）才可能代表消费者购买可靠性合同。这种合同应是最基本的带有不履行就进行必要惩罚的长期期权。集中管理者以可靠性标准决定购买合同的总量Q并设定合同的出清价格s，同时也要设定合同的时间期限。清除价格s的制定：可设为比可能被调用的最贵的机组的边际成本高25%。例：机组以保险费p出售数量qMW

其收益：在合同持续的每时段内收入pq电价π>s时，向消费者返还(π－s)·q；若所发电量为g<q，则支付额外惩罚pen·(q-g)可靠性合同有如下特征：由于高度灵活和不确定的收益由来自期权的稳定收益所取代，所以可靠性合同减少了边际发电机组所面临的风险。集中管理者能设定被拍卖的合同数量在一定的水平上，以达到预期的可靠性水平。发电容量缺乏引起的高电价期盈利减少，促使发电机组保持或提高机组的可用率。在高电价期由于发电不足，机组将面临惩罚以促使发电机尽量减少对不可靠机组的使用。消费者通过支付多于电能成本的费用，规避了高价的风险。直接面对容量付费和容量市场时用户的收益难以明确，而通过可靠性合同，用户实际上通过拍卖竞争得到了一份容量的保险。因为出清价格的设定显著高于电能的竞争价格，仅当系统容量不足时，期权才发挥作用，这样对正常电能市场的干扰可以降低到最小的程度。提高输电能力，有利于市场竞争，因此发电和输电的运行、规划应该协调、有计划地进行厂网分离是开放电力市场和确保公平竞争所必需的，合理的输电定价将成为整个系统高效运行的关键。输电投资机制输电投资商业化：节点边际电价结合金融输电权拍卖机制提供了一种输电投资商业化的理论框架，但一些理论与实践上的难题仍未解决；输电投资激励机制：输电网具有自然的垄断性，应当被管制，监管机构的一个重要职责就是建立激励机制从而鼓励高效的输电投资四输电系统的作用与性质输电存在的理由：输电是由于电网中的发电机和用户位置不同而存在，输电的机会随发电和用电间的差异而变化。输电的自然垄断性：因输电建设对环境有明显的影响，而且输电网具有规模效益，因此输电网被认为是自然垄断的。输电是资本密集型产业：高效安全地长距离输送电力需要大量昂贵的设备。尽管最常见的设备显然是架空线路，但变压器、开关和无功补偿设备的费用却都很高。为保证系统的安全，需要大量的保护和通讯设备以及一些采用尖端技术的控制中心。四输电系统的作用与性质输电设备的寿命很长：大多数输电设备设计时的期望寿命是20～40年，或者更长。这么长的时间很多事情都会变化。所以，根据错误预测建设的输电设施可能只有部分输电能力得到应用。输电投资是不可逆的：一旦输电设施建好，它就不可能再移动到另一个更有收益的地方。输电投资的灵活性差：制造商生产的输电设备只有几种标准的额定电压和容量（MVA）。因此，输电投资是间歇性、大规模进行的。在设备投运的早期，它的容量大多超过需求。越往后，它的利用强度可能越大，至少它会工作在预期的情况下。

在传统管制模式下，输电得到的收益足够回收成本，并有一定的投资回报率，这样使电网稳步发展。市场环境下，这种方法仍然有效，但必须回答两个重要的问题：

输电能力应该建多大？输电的建设费用如何在使用者中分摊？五基于成本的输电扩建1、传统模式下，输电设备投资的典型步骤：对输电能力需求进行预测；确定扩建方案，并提交给监管部门；监管部门审核，决定如何扩建；输电部门（使用来自一定渠道的资金，如贷款、股票或债券）进行建设；投入运行，开始通过收取使用费回收投资成本。2、确定输电能力使用者的角度：使用者支付的输电价格显然是输电能力的函数，如果输电能力过大，使用者就必然为不曾使用的输电能力多付费；如果输电能力太小，网络阻塞将减少电力交易机会，产生地区电价差。监管者的角度：理论上，监管者应该尽力使输电能力符合实际，过大或过小的输电能力都造成社会效益的损失。从经济观点看，输电能力偏大比偏小要更好一些，输电成本只占销售电价的10％左右，虽然过度输电投资的代价不小，但输电投资不足的潜在风险更高，因为即使输电能力的微小欠缺也会对上网电价产生很大的影响，而上网电价甚至可占到销售电价的60％以上。3、确定输电投资的回报负面：输电公司基于回报率得到成本补偿，这必然驱使他们夸大输电能力的需求，因为建越多的输电设施，他们合法地从输电网使用者手中得到的收入就越多；再者，监管部门难以有精力和专业的技术知识去评估输电公司提供的扩建规划合理与否。正面：输电公司基于回报率得到成本补偿，可以保障他们正常的经营，是符合参与者的利益的。该方法也确保可在一定程度上预测出输电的成本，但这不能保证输电能力的投资水平是经济上最优的。输配电价格的监管成本加成法（合理回报率监管）政府严格审核成本按社会正常的资本利润率核定利润价格上限法（最高回报率监管）政府规定一个上浮的幅度表示基准年价格

RPI表示下一年的零售物价指数

X表示预计的生产效率提高系数

1、输电价值的定量分析G2>1000MW时，输电的价格就是100￥/MWh，它也是用户是否使用此输电的临界点。从投资的角度来看，这条输电设施只有在平均输电成本低于100￥/MWh时才应该建设。G2<1000MW时，输电的价值就不再由本地的电价决定，而取决于用户对电力商品需求的欲望。从短期看，可能明显地高于100￥/MWh。从长期看，由于缺电将激励本地发电厂的建设，输电的垄断地位不能保持。

六基于价值的输电扩建两地区互联的例子，供给函数分别为：西源：πS＝80＋0.04PS￥/MWh

东荷：πD＝100＋0.08PD￥/MWh1）市场均衡的情况：πD

＝πS

＝140￥/MWh

供电量PS＝1500MW，PD=500MW

传输线潮流：1000MW，输电价值：02）线路传输能力500MW时：

PS＝1000MW，πS＝120￥/MWh

PD＝1000MW，πD＝180￥/MWh

传输线潮流：500MW，输电价值：60￥/MWh2、输电的需求函数用πT(F)

表示输电的需求函数，

πT(F)＝100＋0.08PD(F)－[80＋0.04

PS(F)]

＝20＋0.08PD(F)－0.04PS(F)￥/MWh

PS(F)＝DS＋F

PD(F)＝DD－F

所以，

πT(F)＝20＋0.08(DD－F)－0.04(DS＋F

)

＝120－0.12F￥/MWh