【文档说明】第06章电力市场与输电网络.pptx，共(53)页，541.161 KB，由精品优选上传

转载请保留链接：https://www.ichengzhen.cn/view-285325.html

以下为本文档部分文字说明：

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：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BAABXFPXX=+ABABXFPXX=+示例❖设B－Y：400MW，其中I：1－2－3：160MW，II：1－3：240MW，但受线路容量限制，实际上Pmax＝(0.5/0.2)*126=315MW❖再考虑D－Z：200MW，其中3－2－1：80MW，3－1：120MW，

于是，线路中的实际潮流为：1－2：160－80＝80MW，不越限。1－3：240－120＝120MW2、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（zonal

price）1、两节点的例子两地区的供给函数分别为：B区：πB＝10＋0.01PB$/MWh，DB＝500MWS区：πS＝13＋0.02PS$/MWh，DS＝1500MW（1）不互联时的分析：B区：PB＝500MW，πB＝15$/MWhS区：PS＝1500MW，πS＝43$/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：PB＝2000MW，πB＝30$/MWhS区：PS＝0MW，πS＝13$/MWh（3）市场均衡的情况：边际电价πB＝πS＝24.3$/MWh，供电量PB＝1433

MW，PS=567MWB－S：933MW（4）线路受限情况：线路传输能力400MW。结果：PB＝900MW，πB＝19$/MWhPS＝1100MW，πS＝35$/MWh❖小结：1.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。2.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。3.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。4.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100.01()BBBBSMCDF==++130.02()SSSBSMCDF==+−TOTALBBSSEDD=+()()TOTALBBSSBBBSSSBSRPPDFD

F=+=++−()()()()TOTALTOTALSSBBSSBBSSSBBBSBSBBSSBBSERDDPPDPDPFFF−=+−−=−+−=+−=−❖交易中心付给发电商：900×19＋1100×35＝55600$❖交易中心收到用户电费：500×

19＋1500×35＝62000$❖阻塞剩余：62000－55600＝6400$＝400×（35－19）＝400×16阻塞价格：35－19＝16$/MWh2、三节点系统（1）网络无约束时，经济调度PA＝125MW，PB＝285MW。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60MW电力传输引起的潮流其次，1－3的300MW电力传输引起的潮流1213360FF+=122360FF−=1323300FF+=1223130.20.10.20FFF+−=潮流结果：1－2：156MW，1－3：204MW，2－3：96MW购电费用

：125×7.5＋285×6＝2647.5$60MW300MW123360MW156MW12=F204MW13=F96MW23=F（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0.6MW2－3潮流的变化：减少0.4MW1MW1231MWAFBF要消除30MW的越限，则PC＝30/0.6＝50MW，PA减到75MW，PB仍为285MW。潮流结果：1－2：126

MW2－3：116MW1－3：184MW购电费用：75×7.5＋285×6＋50×14＝2972.5$（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：50×7.5＋285×6＋75×10＝2

835$（4）节点电价计算：在该节点以最经济的方式多供应1MW负荷所需的成本。bus1，π1＝7.5$/MWhbus3，由发电机A供，会造成线路1－2过流，所以由发电机D供，π3＝10$/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＝1MW0.6ΔP1＋0.2ΔP3＝0解得：ΔP1＝－0.5MWΔP3＝1.5MW所以，π2＝1.5×10－0.5×7.5＝11.25$/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122312132313132312121323min7.561014..60503000.20.10.20140

0285090085012602500130ABDCCABDABCDPPPPstPPPPPPPPPPPPPPPPPPPP+++++=+−−=−+=+=设PB=285，PC=0，P12＝126结果：PA＝50，P

D＝75，P23＝－66，P13＝159Cost＝2835（ii）一般表达商业剩余节点1节点2节点3系统负荷(MW)5060300410发电(MW)335075410节点电价($/MWh)7.511.

2510用户付费($/h)37567530004050发电商收益($/h)2512.507503262.5阻塞剩余($/h)787.5（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47.528

5077.5ABCDPMWPMWPMWPMW====131PP+=130.40.80PP−−=1321PMWPMW==−227.501105.00$/MWh=−=17.50$/MWh=310.

0$/MWh=（7）节点价格与市场力假设支路2-3而不是支路1-2存在约束❖机组C叫价低于目前的节点边际价格5.00$/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85MW32.52857.585ABCDPMWPMWPMWPMW====312212.0$/MWh=−=17.5$/MWh=23.0$/MWh=❖机组D抬高其价格到20.0$/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：47.52850.077.5ABCDPMWPMWPMWPMW====137.5$/20.0$/MWhMWh==213227.5120.05.0$/MWh=−=−=−77.5208510$700D=−

=（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400×24.3=$9720✓S的钢铁公司买进400MW，支付400×24

.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：400×19=$76

00差价合同结算的收益为：400×30=$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：400×35=$14000差价合同应

支付：400×30=$12000。因此，按现货价格多支出$2000，S的钢铁公司期待B的电厂按差价合约来承担。❖有阻塞时，差价合同不能正常进行（2）金融输电权（Financialtransmissionrights）❖差价合同中的总缺额为:4400＋2000＝6400$/h❖阻塞剩余40

0×(35－19)＝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FC✓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C

CFE−=CCFR=SMFE−=BMFR=SB)()(SCCSCMTFFFEEE−=−−−=−=)(BCCBCMTFFFRRR−−=−=−=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）BS=TTRE−=SB)(SBTTFRE−=+❖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。()FTRSBRF=−BFBSFS()SBF−❖（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100×10＝$1000；✓发电方从节点1注入100MW，向市场运行员收取100×7.

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60×5＝$300；✓发电方在节点1注入功

率60MW，从市场运行员收取60×7.5＝$450；✓按差价合约，用户支付给发电方60×（8－7.5）＝$30；✓为结算FTRs，用户支付给市场运行员60×（7.5－5）＝$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[(285＋47.5)×7.5＋77.5×10]－[50×7.5＋60×5＋300×10]＝$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FTR

s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40MW×6.25$/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126.25$/MWh=（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。❖参与者购买关口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FT

Rs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。