电力现货市场环境下提供位置信号电价机制的协同作用

发布时间：2020-10-19 11:48

　　 对电价中的位置信号及能够提供位置信号的电价机制进行分类梳理和总结,对电力现货市场环境下电价中位置信号的作用进行分析;结合电力现货市场仿真,定量分析在不同的电网结构及系统阻塞条件下,电能量现货市场中的"节点边际电价(LMP)机制"和"分区输电定价"机制在实现其作为公共事业服务价格作用方面的协同作用关系;结合中国某省电网的实际情况,通过电力现货市场仿真和电价测算对分析结果进行验证,为中国电力现货市场环境下的电价机制选择提出建议。
【部分图文】：

(1）无阻塞电网。以图1所示的4节点简单辐射网系统为例，假设G1、G2和G3机组位于资源富集地区，机组发电成本较低，负荷需求较少；G4位于负荷中心地区，机组发电成本较高，负荷需求大。各条输电工程的最大送电容量无限制，节点S1、S2、S3和S4的负荷分别为10 MW、50 MW、100 MW及300 MW。为便于分析，假设各机组根据其发电的短期边际成本采取单段报价，系统中各机组的参数及报价情况如表4所示。通过市场出清计算，节点边际电价、各机组的中标电量及发电利润情况如表5所示。

(3）存在输电阻塞的环状电网。以图2所示的4节点环网系统为例，假设G1和G2所在地区为资源富集地区，机组发电成本较低，负荷需求较少；G3和G4为负荷中心地区，发电成本相对较高，负荷需求较大，各发电厂参数和节点负荷情况与图1系统相同。设置环网阻塞情况不同的2种场景：一为资源富集区与负荷中心间的输电通道阻塞；二为资源富集区机组间的联络线阻塞。各场景下的最大输电容量如表7所示。通过市场出清计算，2种场景下节点边际电价、机组中标电量情况如表8所示。

图3代表中国某沿海省份电网，G1代表内陆地区燃煤电厂，G2和G3代表沿海地区燃煤电厂，负荷中心位于内陆地区，为便于分析，假设G1、G2和G3发电效率相同。由于燃料的海运成本低于陆运成本，G2和G3发电的短期边际成本低于G1。在原有的标杆上网电价体系和计划调度体制下，发电厂的上网电价和发电利用小时数由政府核定，能够保证电厂投资运行成本的合理回收。但在未来的现货市场环境下，假设在无阻塞系统中仅采用节点边际电价作为提供位置信号的电价机制时，可能出现以下2种情况。(1）若系统低谷时段沿海电厂的发电能力能够满足省内电力用户的负荷需求，现货市场边际机组将位于沿海地区，如G2或G3，则内陆地区电厂由于发电的短期边际成本较高，难以中标发电。（2）若系统高峰时段沿海地区电厂的发电能力不足以满足省内电力用户的负荷需求，现货市场边际机组将位于内陆地区，如G1，则沿海地区中标机组将获得相当于式（2）的额外度电利润，抬高现货市场结算价格。在燃煤机组度电燃料成本差异不大，即Δcfiuel.marg–≈0的情况下，用户额外支付的市场结算价格等于Δctirans.margin–，即将发电燃料运输至内陆电厂的度电运输成本。
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