深度丨電力市場集中競價的經濟學原理分析
電力市場與其他市場的一個最主要的區別是電不易儲存,需要保持實時平衡,因此如何保持實時的供需平衡、如何對平衡進行定價、結算也是電力市場設計的核心內容之一。本系列文章中前面的文章對電力市場中對平衡的處
第一個例子考慮傳統電力系統,沒有風電、光伏等可再生能源的情況。假設系統中有兩個發電主體,發電商G1擁有一個額定容量為30MW的火電機組,最小出力為15MW;發電商G2擁有一個額定容量為100MW的火電機組,最小出力40MW。G1、G2的微增發電成本分別為0.5元/kWh及0.2元/MWh。假設市場競爭充分,G1、G2的微增發電報價等于其真實的成本。表1給出了幾個時段下系統出清的結果。
表1 算例1.1下的出清結果

可以看到,時段1下,僅G2發電,市場出清價等于G2的微增成本報價,G2的收益僅能補償其發電可變成本,無法補償其啟停等成本。
時段2下,G1和G2發電,由于G1最小出力的限制,其出力為15MW,在此情況下增加負荷時應該由G2增加出力,邊際成本是0.2元/kWh,因此此時的LMP也為0.2元/kWh。
時段3、4下,G2已經達到了其最大出力,因此如果增加負荷應該由G1增加出力,邊際成本是G1的報價0.5元/kWh,因此此時的LMP為0.5元/kWh。這種情況下,G1、G2都按照0.5元/kWh的價格結算。對于G1來說,除了補償其可變成本,還有0.3元/kWh的額外收益,可以用來補償其啟停等費用。對于G2來說,0.5元/kWh的價格仍然只能補償其可變成本。
【算例1.2】
第二個例子考慮有風電等可再生能源參與的情況。同樣假設系統中有兩個發電主體,發電商G1擁有一個額定容量為30MW的火電機組,最小出力為15MW;發電商G3擁有一個風電廠,最大出力10MW。G1、G3在市場中的微增發電報價分別為0.5元/kWh及0元/MWh。表2給出了幾個時段下系統出清的結果。
表2 算例1.2下的出清結果

從表中看到:當系統負荷在15MW至25MW之間時,G3單獨不能滿足全部負荷,因此需要G1開機。考慮到G1的最小出力,在系統負荷為16MW、20MW、24MW時,G1的出力均為15MW,G3的出力分別為1MW、5MW及9MW。由于G3仍有剩余容量,在這幾種情況下,如果增加負荷,都仍然由G3來增加出力滿足負荷的需求,因此系統的微增(邊際)成本為零,也就是說,這幾個時段的LMP均為零。當負荷達到25MW以后,G3已經滿發,新增的負荷應該由G1滿足,因此LMP變為G1的報價:0.5元/kWh。
【算例1.3】
第三個例子考慮稍微復雜一些的情況,系統中有三個發電主體,發電商G1、發電商G2以及發電商G3,三個發電商的參數情況與前兩個算例相同:G1為30MW的火電,G2為100MW的火電,G3為10MW的風電。表1.3給出了不同負荷水平下的市場出清結果。
表3 算例1.3下的出清結果

從上表看到,多個時段出現了邊際電價為零的情況。
時段1負荷為45MW,G2為最小出力40MW,G3出力為5MW,邊際機組為G3,LMP為零。
時段2和時段3,G3達到了最大出力,邊際機組變為G2,LMP變為0.2元/kWh。
時段4,總負荷為115MW,超過了G2和G3的最大出力之和110MW,因此開啟了G1。由于G1出力為最小出力15MW,此時的邊際機組為G2,LMP仍為0.2元/kWh。
時段5,總負荷達到了130MW,G2和G3均滿發,G1出力大于其最小出力,邊際機組為G1,LMP為G3的報價0.5元/kWh。
時段6,負荷降低到60MW,考慮到火電的停機時間約束,G1無法停機,G1和G2的出力都降到最小出力水平,G3出力為5MW。這種情況下邊際機組為G3,LMP又變為零。
時段7,系統負荷升到68MW,G3達到最大出力,邊際機組又變為G2,LMP相應變為0.2元/kWh。
注:以上時段1-7是為分析方便而設,不對應實際市場中的連續時段。比如,時段5到時段6之間可能對應多個市場出清時段。
從算例1.2、1.3看到,在可再生能源增加的情況下,發電商如果仍然只是得到LMP對應的收入,火電機組的收入缺額會更大。
4)解決問題的方法
從上面的分析看到,這種方法下,對發電商來說,如果僅僅得到基于LMP的收益,在一些情況下無法收回全部的成本??梢酝ㄟ^以下方法解決這個問題。
(1)全成本補償法(make whole payment)

責任編輯:lixin
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