《電力市場概論》 課件 第三章 電力商品市場

第三章電能的市場交易前提：假定所有發(fā)電機與負荷都連接在同一母線上或者都連接在無窮大容量且無損的網絡上，忽略輸配電網帶來的影響本章內容：電力商品具有特殊性電價理論基礎。市場結構電能交易的方式競價算法3.1引言1、電力供需瞬時平衡－－計劃和調度的必要性不能完全交給市場2、電力系統(tǒng)的相互依存性－－輔助服務問題3、電力無法儲存－－不平衡電量問題4、電流遵循物理定律－－輸電阻塞管理問題3.2電力商品的特殊性一、電價概述1、電價制定原則第三十五條本法所稱電價，是指電力生產企業(yè)的上網電價、電網間的互供電價、電網銷售電價。電價實行統(tǒng)一政策，統(tǒng)一定價原則，分級管理。第三十六條制定電價，應當合理補償成本，合理確定收益，依法計入稅金，堅持公平負擔，促進電力建設。第四十一條國家實行分類電價和分時電價。分類標準和分時辦法由國務院確定。對同一電網內的同一電壓等級、同一用電類別的用戶，執(zhí)行相同的電價標準。

3.3電價理論基礎

2、電價分類

電能電價

從功能上備用電價

輔助服務電價

輸電電價遠期合同電價從時間上日前市場電價

實時電價

一部制電價

從結構上兩部制電價

三部制電價3、我國上網電價政策的發(fā)展還本付息電價出臺的背景源于1980年代中期的嚴重電力短缺。為調動社會各方面投資辦電的積極性，1985年，國務院實行了多家辦電和多渠道集資辦電的政策，對集資興建的電廠實行還本付息電價，允許新建成的電力項目按照還本付息需要核定電價。到20世紀90年代中后期，經營期電價政策取代了還本付息電價政策。主要是將按還本付息需要定價改為按社會平均先進成本定價，在一定程度上修正了還本付息電價缺乏激勵機制、不利于提高電力投資效率的弊端。“廠網分開，競價上網”后，標桿電價，兩部制電價4、價格的功能市場經濟是以市場機制作為配置資源的主要方式的經濟。而市場機制的主力就是價格機制，換句話說，市場配置資源主要是通過價格的調節(jié)作用實現(xiàn)的。價格的職能是指價格本身內在所具有的功能和作用，主要有表價功能、調節(jié)功能、傳遞信息功能等。（1）表價功能：價格的這一職能是使價格盡量正確地反映商品內在的價值量，因而是價格最基本的一種職能；（2）調節(jié)社會經濟活動職能：價格的這一職能，表明價格在社會再生產全過程中處于調節(jié)者的地位，即它可以調節(jié)經濟單位的收入以及生產、流通和消費。（3）傳遞信息的職能：即價格作為一種信息載體能夠反映、傳遞經濟信息的一種功能。

電力工業(yè)的一大特點就是電能不能儲存，這就要求供電方不管用戶是否用電，都要隨時準備足夠的容量。這樣，即使用戶不用電，供電方也要做好供電的淮備，從而產生相應的成本，這部分成本只與系統(tǒng)容量有關。因此，可將供電成本分為容量（電力）成本和電量成本兩部分，其中，容量成本只與系統(tǒng)容量有關，而電量成本與系統(tǒng)所發(fā)電能有關。供電企業(yè)的成本，其中有一部分只與用戶數(shù)量有關而與系統(tǒng)的容量及發(fā)電量無關。這部分成本稱為用戶成本，包括營業(yè)設施的折舊、營業(yè)人員的工資福利、營業(yè)業(yè)務的辦公費用、接戶線及電度表的成本、負荷管理設備等等。如果將這部分費用從容量成本中分出來，就形成了三部制電價。二、電價制定方法(一)綜合成本方法計算在未來給定的電價計算期內為了供電所需的全部成本，并將其分攤到各個用戶。其計算步驟：

(1)作出系統(tǒng)在給定電價計算期內的電力發(fā)展規(guī)劃及資金計劃。

(2)成本核算：依據供電成本組成項目逐項進行成本核算，將各項求和，即得電力系統(tǒng)向用戶供電的綜合成本。

(3)將供電成本在用戶中分攤。分攤的基本方法是平均分配。特點（1）方法直觀、簡便，易操作；（2）計算周期較長，相對穩(wěn)定，有利于避免因投資高峰帶來的電價波動；（3）只根據以往帳面計算折舊費，無法體現(xiàn)未來通貨膨脹、能源和環(huán)境開支的增加等因素，有可能導致折舊費不足和企業(yè)資金狀況惡化；（4）不能起到調節(jié)供需和提供信息的作用（二）邊際成本方法

在電力系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃和運行中，由于未來微增負荷的持續(xù)增長所產生的微增成本，稱為邊際成本。

根據經濟學原理，在完全競爭市場中，單個企業(yè)根據邊際成本等于邊際收益的原則定價，可以使自身的利益最大化；整個商品市場根據邊際成本等于邊際收益的原則定價，則可以使社會總效益最大化。特點

(1)邊際成本方法可獲得最大社會效益。反映了供電的邊際成本，因此，能給予用戶正確的用電信號。

(2)邊際成本電價往往造成收支不平衡（收>支），這是由于邊際供電成本與平均供電成本有差異而造成的。

(3)短期邊際成本電價受供需變動的影響較大，波動劇烈；

(4)長期邊際成本電價由于計算周期較長，電價相對穩(wěn)定，但某些與時間有關的宏觀因素難以精確描述，定價模型的準確性難以把握3、實時電價

短期邊際成本法能夠較好地反映短時期內（1天，1h，0.5h）供電成本的變化情況。當測算的時間間隔越來越短，所計算出的短期邊際成本又可稱為實時電價。實時電價是隨時間、地點和負荷水平的不同而發(fā)生變化的一種電價，它可以更真實地反映系統(tǒng)供電成本，并為供需雙方提供價格信號。實時電價由在給定時段（0.5h或更短）向用戶供電的邊際成本確定。

目標函數(shù)：滿足以下約束（1）電量平衡約束（2）發(fā)電功率約束。負荷功率和損耗功率之和應小于系統(tǒng)總的可用發(fā)電容量（3）線路功率約束。任一線路的潮流不能超過其極限值（4）基爾霍夫定律：電力潮流及損耗應滿足電路定律因此，實時電價的組成為邊際發(fā)電燃料成本邊際發(fā)電維護成本發(fā)電質量成本發(fā)電收支平衡項邊際網損成本邊際網絡維護成本網絡供電質量成本網絡收支平衡項…….一、遠期合同及其分解電力遠期合約是市場參與者為了回避價格風險，減少由于未來市場價格波動帶來的利益損失，通過談判等方式達成的一種協(xié)議。交易雙方在遠期合約中規(guī)定：在未來某一段時期按約定的價格購買或銷售一定的電能。由于電力供需瞬時平衡的特點，合約電量的執(zhí)行最終必須與現(xiàn)貨市場銜接，并分解為機組實時發(fā)電計劃的組成部分。遠期合同與現(xiàn)貨市場是互為補充和相互協(xié)調的。遠期合同可以穩(wěn)定電力商品的供求狀況、穩(wěn)定電價，有利于保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行和電力市場的穩(wěn)定運營；而現(xiàn)貨交易可以增加市場的競爭度，更好地發(fā)揮市場的調節(jié)作用。3.4電能的市場交易二、日前市場1、雙邊交易（Bilateral）優(yōu)能發(fā)電公司，有三臺機組機組類型啟動費用Pmin(MW)Pmax(MW)邊際成本MC(￥/MWh）A大型火電高100500360B中型火電中等50200430C燃氣機組無050600某交易日14:00到15:00時段的交易情況已有的合同：應賣出的電力總額：550MW類型合同日期交易性質交易量（MWh）價格（￥/MWh）長期合同1月10日賣出200375長期合同2月7日賣出250390期貨3月3日賣出100450期貨4月7日買入50435期貨5月10日賣出50440市場運行情況：（1）日前市場開放后，電子公告牌的買賣信息公布如下：代號數(shù)量（MW）價格（￥/MWh）賣方B520610B425550B320500B210480B125460買方O130450O230445O320440O430420O550410發(fā)電公司的情況：機組B有150MW的富裕容量交易員的操作：與O1、O2、O3達成交易結果：A＝500MW，B＝130MW，C備用（2）發(fā)生意外情況后的調整意外：機組B由于故障只能工作到晚上，且發(fā)電量不能超過80MW交易員可能的選擇：

1）等待系統(tǒng)調度員平衡，并按實時電價付費

2）啟動備用機組C承擔50MW3）在交易市場上購買替代電量此時市場的買賣信息情況如下：交易員的操作：與B8、B6、B3達成交易

結果：A＝500MW，B＝80MW

代號數(shù)量（MW）價格（￥/MWh）賣方B520610B425550B320500B620480B810460買方O430420O650410O5503902、集中交易某交易日9:00～10:00的某電力庫交易情況公司數(shù)量（MWh）價（￥/MWh）賣電標甲200360.050390.050440.0乙150400.050420.0丙100375.050430.0買電標東城50375.0100465.0西城50350.0150450.0南城50340.0200480.03．兩種交易方式的比較競爭性的電力庫交易經常是建立在不同集團已有的合作基礎之上的。它轉向競爭性運作，革新的力度比創(chuàng)立一個全新模式要小，因此引發(fā)的問題較少。電力庫模式方便一體化交易，不僅掌握所有物理上的電力商品交易，而且還對輸電網絡的運行承擔責任。眾多角色的合并，避免了部門的增多，但也難以區(qū)分出電力市場中需要的各種功能。雙邊交易更接近一般商品的交易方式，但雙邊交易中難以處理時間約束和網絡安全約束。雙邊交易下需要建立阻塞管理和不平衡電量的新機制，市場規(guī)則過于復雜并可能缺乏效率。電力庫模式提供降低發(fā)電計劃風險的機制，因此有希望降低電能的成本。發(fā)電商在電力庫模式下以復合標為基礎參與交易，電力庫的交易規(guī)則將保證發(fā)電商收回他投標中的開機費用和無負荷費用。而且，電力庫運行的發(fā)電計劃算法通常盡力避免不必要的停機。因為這些因素減少了發(fā)電商面對的風險，可以預期有較低的平均價格。然而，這種風險的減少是以交易規(guī)則的復雜化為代價的。復雜的規(guī)則降低了價格制定的透明度。雙邊交易中發(fā)電商以簡單標為基礎來出售電能，由于每一個市場時段單獨運作，它可能在某些時段遭遇因生產的電能不夠多而不能維持機組運行的風險。在這種情況下，它必須決定是承擔一定的損失出售電能并維持機組運行還是將機組關閉并承擔下次開機的啟動費用。每一種選擇都會增加這一機組生產電能的成本，迫使發(fā)電商提高他的平均投標價格。三、實時市場1．實時市場存在的必要性（1）發(fā)電商和用戶都不可能按責任要求的和預測的那樣發(fā)、用電。（2）電力系統(tǒng)的及時平衡要求實時市場必須是有組織的，不可能是雙邊的。（3）備用市場、平衡機制等都可能是實時市場的名稱1、平衡資源的獲取調整應通過自由買賣來完成，即應允許任一個參與者通過競價的方式調整自己的生產與消費某一時段的平衡服務通常在該時段的開放市場關閘后，由市場參與者向系統(tǒng)運行員提供2、閉市設置閉市時間的目的是確定合同市場與實時市場的分界點，以便給系統(tǒng)運行員留出平衡系統(tǒng)的時間在關閘時刻，買賣雙方簽訂的合同的合同量必須通知系統(tǒng)運行部門，以便確定每個市場參與者的不平衡電量2．實時市場的運行優(yōu)能公司的例子，目前的狀況優(yōu)能公司在實時市場上的投標：

機組單元計劃發(fā)電（MW）最小出力（MW）最大出力（MW）邊際價格(￥/MWh)A500100500360B805080430C0050600市場交易的一般模型目標是使購電總費用最小滿足約束（1）式中，是發(fā)電商i

的報價曲線

N

為發(fā)電商的總數(shù)為用戶的總需求負荷3.5競價的模型與算法其它約束條件：

（2）發(fā)電機最大最小出力約束（3）機組運行與停機最小持續(xù)時間約束（4）機組加減負荷速度約束

（5）系統(tǒng)旋轉備用約束（6）機組旋轉備用約束（7）電網安全約束算法： 排隊法等報價法動態(tài)規(guī)劃法線性規(guī)劃法網絡流規(guī)劃法拉格朗日松弛法排隊法也稱優(yōu)先級法使用條件是：報價必須是分段水平線機組1、2的報價曲線如表所示ikPik/MWPi/MWC0i/(￥/MWh)11234100505050100150200250340380 42046021234150505050150200250300380400420440特點排隊法簡單快速，既可用作簡單標的競價，也可用作復合標的競價排隊法只能用于單段或多端水平報價曲線，不能有下降段排隊法實用上的技術難點在于很難滿足發(fā)電機升降功率限值和啟停時間限制。復合標競價－－機組組合問題（UnitCommitment）

機組組合，是研究在一定的約束條件下，如何以最小的成本安排一定周期內的發(fā)電計劃，以滿足給定負荷和旋轉備用要求，也稱為短期發(fā)電計劃。機組組合是電力系統(tǒng)經濟運行的一項重要工作。電力系統(tǒng)經濟運行研究的問題，在時間范疇看，按研究周期的長短可分為經濟調度(分、秒）、機組組合（日、周）、檢修計劃（月、年）、電力規(guī)劃（年以上）；在空間范疇內，它要解決延伸到廣闊地域和包括多層次管理機構的聯(lián)合電力系統(tǒng)的多級決策問題，比如機組組合中的水火電協(xié)調。機組組合問題的數(shù)學模型目標函數(shù)：

其中，

目標函數(shù)的變化：最小成本，最小購電費用，最大社會效益機組組合的求解方法1、優(yōu)先級表法，即排隊法采用滿負荷平均成本法（full-loadaverageproductioncost）為指標2、動態(tài)規(guī)劃法3、拉格朗日松弛法（LagrangianRelaxation）引入拉格朗日乘子構成拉格朗日函數(shù)底層問題為，上層問題為，底層問題的求解方法：動態(tài)規(guī)劃法機組關機時，費用為0

機組開機時，由下式決定機組出力拉格朗日乘子的調整次梯度法可行解的構成對偶問題的最優(yōu)解不一定是原問題的可行解對偶間隙（dualitygap）原問題和對偶問題的目標函數(shù)間的差值稱為對偶間隙。原問題（primal）：

對偶問題（dual）：絕對對偶間隙相對對偶間隙

例題：三臺機組，四個時段的機組組合問題四個時段的負荷水平分別為：

170MW，520MW，1100MW，330MWλ的初值取0，修正方法為：

λ＝λ＋c(PL-∑Pi

)c=0.01，如果PL>∑Pi

c=0.002，如果PL<∑Pi第二次迭代dual=14982,primal=40000,＝1.67λU1U2U3P1P2P3PL-∑PiP1EDP2EDP3ED1.70000001700005.200000052000011.001104002005000003.3000000330000λ1.75.211.03.3C(P)-λP327.5152.5-700.0247.5P3