深度丨电力市场集中竞价的经济学原理分析

2017-12-04 10:47:57 走进电力市场　点击量：评论 (0)

电力市场与其他市场的一个最主要的区别是电不易储存，需要保持实时平衡，因此如何保持实时的供需平衡、如何对平衡进行定价、结算也是电力市场设计的核心内容之一。本系列文章中前面的文章对电力市场中对平衡的处

第一个例子考虑传统电力系统，没有风电、光伏等可再生能源的情况。假设系统中有两个发电主体，发电商G1拥有一个额定容量为30MW的火电机组，最小出力为15MW;发电商G2拥有一个额定容量为100MW的火电机组，最小出力40MW。G1、G2的微增发电成本分别为0.5元/kWh及0.2元/MWh。假设市场竞争充分，G1、G2的微增发电报价等于其真实的成本。表1给出了几个时段下系统出清的结果。

表1 算例1.1下的出清结果

可以看到，时段1下，仅G2发电，市场出清价等于G2的微增成本报价，G2的收益仅能补偿其发电可变成本，无法补偿其启停等成本。

时段2下，G1和G2发电，由于G1最小出力的限制，其出力为15MW，在此情况下增加负荷时应该由G2增加出力，边际成本是0.2元/kWh，因此此时的LMP也为0.2元/kWh。

时段3、4下，G2已经达到了其最大出力，因此如果增加负荷应该由G1增加出力，边际成本是G1的报价0.5元/kWh，因此此时的LMP为0.5元/kWh。这种情况下，G1、G2都按照0.5元/kWh的价格结算。对于G1来说，除了补偿其可变成本，还有0.3元/kWh的额外收益，可以用来补偿其启停等费用。对于G2来说，0.5元/kWh的价格仍然只能补偿其可变成本。

【算例1.2】

第二个例子考虑有风电等可再生能源参与的情况。同样假设系统中有两个发电主体，发电商G1拥有一个额定容量为30MW的火电机组，最小出力为15MW;发电商G3拥有一个风电厂，最大出力10MW。G1、G3在市场中的微增发电报价分别为0.5元/kWh及0元/MWh。表2给出了几个时段下系统出清的结果。

表2 算例1.2下的出清结果

从表中看到：当系统负荷在15MW至25MW之间时，G3单独不能满足全部负荷，因此需要G1开机。考虑到G1的最小出力，在系统负荷为16MW、20MW、24MW时，G1的出力均为15MW，G3的出力分别为1MW、5MW及9MW。由于G3仍有剩余容量，在这几种情况下，如果增加负荷，都仍然由G3来增加出力满足负荷的需求，因此系统的微增(边际)成本为零，也就是说，这几个时段的LMP均为零。当负荷达到25MW以后，G3已经满发，新增的负荷应该由G1满足，因此LMP变为G1的报价：0.5元/kWh。

【算例1.3】

第三个例子考虑稍微复杂一些的情况，系统中有三个发电主体，发电商G1、发电商G2以及发电商G3，三个发电商的参数情况与前两个算例相同：G1为30MW的火电，G2为100MW的火电，G3为10MW的风电。表1.3给出了不同负荷水平下的市场出清结果。

表3 算例1.3下的出清结果