對電價中的位置信號及能夠提供位置信號的電價機(jī)制進(jìn)行分類梳理和總結(jié),對電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下電價中位置信號的作用進(jìn)行分析;結(jié)合電力現(xiàn)貨市場仿真,定量分析在不同的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)及系統(tǒng)阻塞條件下,電能量現(xiàn)貨市場中的"節(jié)點邊際電價(LMP)機(jī)制"和"分區(qū)輸電定價"機(jī)制在實現(xiàn)其作為公共事業(yè)服務(wù)價格作用方面的協(xié)同作用關(guān)系;結(jié)合中國某省電網(wǎng)的實際情況,通過電力現(xiàn)貨市場仿真和電價測算對分析結(jié)果進(jìn)行驗證,為中國電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下的電價機(jī)制選擇提出建議。
【部分圖文】：

(1）無阻塞電網(wǎng)。以圖1所示的4節(jié)點簡單輻射網(wǎng)系統(tǒng)為例，假設(shè)G1、G2和G3機(jī)組位于資源富集地區(qū)，機(jī)組發(fā)電成本較低，負(fù)荷需求較少；G4位于負(fù)荷中心地區(qū)，機(jī)組發(fā)電成本較高，負(fù)荷需求大。各條輸電工程的最大送電容量無限制，節(jié)點S1、S2、S3和S4的負(fù)荷分別為10 MW、50 MW、100 MW及300 MW。為便于分析，假設(shè)各機(jī)組根據(jù)其發(fā)電的短期邊際成本采取單段報價，系統(tǒng)中各機(jī)組的參數(shù)及報價情況如表4所示。通過市場出清計算，節(jié)點邊際電價、各機(jī)組的中標(biāo)電量及發(fā)電利潤情況如表5所示。

(3）存在輸電阻塞的環(huán)狀電網(wǎng)。以圖2所示的4節(jié)點環(huán)網(wǎng)系統(tǒng)為例，假設(shè)G1和G2所在地區(qū)為資源富集地區(qū)，機(jī)組發(fā)電成本較低，負(fù)荷需求較少；G3和G4為負(fù)荷中心地區(qū)，發(fā)電成本相對較高，負(fù)荷需求較大，各發(fā)電廠參數(shù)和節(jié)點負(fù)荷情況與圖1系統(tǒng)相同。設(shè)置環(huán)網(wǎng)阻塞情況不同的2種場景：一為資源富集區(qū)與負(fù)荷中心間的輸電通道阻塞；二為資源富集區(qū)機(jī)組間的聯(lián)絡(luò)線阻塞。各場景下的最大輸電容量如表7所示。通過市場出清計算，2種場景下節(jié)點邊際電價、機(jī)組中標(biāo)電量情況如表8所示。

圖3代表中國某沿海省份電網(wǎng)，G1代表內(nèi)陸地區(qū)燃煤電廠，G2和G3代表沿海地區(qū)燃煤電廠，負(fù)荷中心位于內(nèi)陸地區(qū)，為便于分析，假設(shè)G1、G2和G3發(fā)電效率相同。由于燃料的海運成本低于陸運成本，G2和G3發(fā)電的短期邊際成本低于G1。在原有的標(biāo)桿上網(wǎng)電價體系和計劃調(diào)度體制下，發(fā)電廠的上網(wǎng)電價和發(fā)電利用小時數(shù)由政府核定，能夠保證電廠投資運行成本的合理回收。但在未來的現(xiàn)貨市場環(huán)境下，假設(shè)在無阻塞系統(tǒng)中僅采用節(jié)點邊際電價作為提供位置信號的電價機(jī)制時，可能出現(xiàn)以下2種情況。(1）若系統(tǒng)低谷時段沿海電廠的發(fā)電能力能夠滿足省內(nèi)電力用戶的負(fù)荷需求，現(xiàn)貨市場邊際機(jī)組將位于沿海地區(qū)，如G2或G3，則內(nèi)陸地區(qū)電廠由于發(fā)電的短期邊際成本較高，難以中標(biāo)發(fā)電。（2）若系統(tǒng)高峰時段沿海地區(qū)電廠的發(fā)電能力不足以滿足省內(nèi)電力用戶的負(fù)荷需求，現(xiàn)貨市場邊際機(jī)組將位于內(nèi)陸地區(qū)，如G1，則沿海地區(qū)中標(biāo)機(jī)組將獲得相當(dāng)于式（2）的額外度電利潤，抬高現(xiàn)貨市場結(jié)算價格。在燃煤機(jī)組度電燃料成本差異不大，即Δcfiuel.marg–≈0的情況下，用戶額外支付的市場結(jié)算價格等于Δctirans.margin–，即將發(fā)電燃料運輸至內(nèi)陸電廠的度電運輸成本。
【相似文獻(xiàn)】

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