• 为消除阻塞，通过调整报价得到调整结果 为消除阻塞， 如下： 如下： • 成员C 成员C • 成员A 成员A • 成员B 成员B • 成员D 成员D 减 100MW 减 50MW 减 50MW 保持不变 at at at $24.90 $25.10 $25.20
现货竞价和阻塞调整竞价之后的发 电计划(DA+ADJ) 电计划(DA+ADJ)
• 用电市场成员B的报价： 用电市场成员B 电价($/MWh) 电价($/MWh)
0 20 21 29 30 40
负荷(MWh) 负荷(MWh)
500 500 475 475 400 400
现货（日提前）市场报价和清算价 格的确定
• 合成的负荷曲线： 电价($/MWh) 电价($/MWh)
0 20 21 29 30 40
50(卖 75(买 50(卖) 75(买) 100(买 100(买) 0 0 125(卖 125(卖)
成员D 275(卖 成员D 275(卖)
15(买 15(买) 385 $25.31
电力市场交易2 电力市场交易2
• 市场某小时的需求为160MW。有两个发电 市场某小时的需求为160MW。有两个发电 商A、B，其报价函数为： • F（Qa）=2.5+0.25Qa+0.0014Qa2 • F（Qb）=5+0.18Qb+0.0018Qb2 • A、B 的最小、最大电力约束都是[20， 的最小、最大电力约束都是[20， 100]。 100]。
• 负荷： 成员A: 成员A: 400MW — 50MW = 350MW 成员B: 成员B: 475MW — 50MW = 425MW 总负荷 = 775MW • 出力： 成员C: 成员C: 600MW — 100MW = 500MW 成员D: 成员D: 275MW 总出力 = 775MW
区域电价
电力市场交易3 电力市场交易3
0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 10 11 0 0
不考虑网损修正的交易计划
C(30,0.28) B(20,0.27) B(10,0.26) A(20,0.25) B(20,0.24) C(10,0.23) A(20,0.22) C(60,0.21) A(60,0.2) A=100 B=20 C=70
• 成员B支付平均价格为$25.24 购买510MWH. 成员B支付平均价格为$25.24 购买510MWH.
结算系统
• 成员C: 成员C: • 经过若干天以后。。。。。 • 日提前合同 售出 600兆瓦 价格 $24.90 600兆瓦 • 阻塞合同 买入 100 兆瓦 价格 $24.90
• 成员 C 售出 500 MWH ，平均价格为 $24.9.
电厂 Pmax Pmin F E A C B D 合计 100 500 285 600 125 340 0 0 170 360 50 180
结算系统
• 成员D: 成员D: • 经过若干天以后。。。。。 • 日提前合同 • 小时提前合同 • 许多天以后 • 实时合同 买入 15 兆瓦 价格 $24.90 售出 275兆瓦 价格 $25.20 275兆瓦 售出 125 兆瓦 价格 $25.50
• 成员D售出 375 MWH ，获得平均价格为$25.31 成员D 获得平均价格为$25.31
考虑网损修正系数的报价曲线
发电商 网损系数 A 0.98 修正后报价曲线 (60,0.204) (+20,0.224) B C 0.99 0.96 (+20,0.255) (20,0.242),(+10,0.262),(+20, 0.272) (60,0.219),(+10,0.24),(+30,0. 292)
结算系统
• 整个市场： 整个市场： 日提前 成员A 成员A 成员B 成员B 成员C 成员C 阻塞 小时提前 50(买 50(买) 实时 测量 电价 25(卖 25(卖) 375 $25.26 10(买 10(买) 510 $25.24 0 500 $24.9
400(买 50(卖 400(买) 50(卖) 475(买 475(买) 600(卖 600(卖)
• 区域1：$24.90 （这是成员C的减报价） 区域1 （这是成员C • 区域2；$25.20 （这是成员B的增报价） 区域2 （这是成员B • 区域电价是由能达到消除阻塞目的的 最高增报价和最低减报的。在整个现货市 场中，各区域都采用新调整的区域电价
小时提前市场报价
电价 0 25 26 27 28 40 A 50 50 50 50 50 0 B 75 75 75 0 0 0 合成 125 125 125 50 50 50 D 0 0 250 250 250 250
考虑网损修正的交易计划
C(30,0.292) B(20,0.272) B(10,0.262) A(20,0.255) B(20,0.242) C(10,0.240) A(20,0.224) C(60,0.219) A(60,0.204) A=100 B=20 C=70
作业:---请做以下交易计划 作业:---请做以下交易计划
电力市场交易3 电力市场交易3
• 负荷需求为190MW,以下是三个发电商的报价:
发电商 网损系数 A B C 0.96 0.99 0.98
报价曲线 (60,0.2),(+20,0.22),(+20,0.25) (20,0.24),(+10,0.26),(+20,0.27) (60,0.21),(+10,0.23),(+30,0.28)
• 600MW的传输功率超过了传输线路的输送 600MW的传输功率超过了传输线路的输送 容量，造成了阻塞；因此，需要由交易中 心调整报价来消除阻塞。
阻塞调整市场报价
• 成员C 成员C • 成员D 成员D • 成员A 成员A • 成员B 成员B 100MW 减 $24.90 100MW 减 $24.90 50MW 50MW 减 $25.10 减 $25.20 增 $26.00 增 $24.00 增 $24.00
A：400MW
B：500MW C： 0~600MW
限制500MW
D： 0~600MW
现货（日提前）市场报价和清算价 格的确定
• 用电市场成员A的报价： 用电市场成员A 电价($/MWh) 电价($/MWh) 40 0 负荷(MWh) 负荷(MWh) 400 400
现货（日提前）市场报价和清算价 格的确定
案 例 目录
• 电力市场交易1 电力市场交易1 • 电力市场交易2 电力市场交易2
电力市场交易1 电力市场交易1
• 有5个市场成员，分别是2个购电商和2个 个市场成员，分别是2个购电商和2 售电商加上交易中心。发电区域和负荷区 域之间通过一条输电极限为500MW的输电 域之间通过一条输电极限为500MW的输电 线路相连
• 成员A总付款：400*25.2-50*25.2+50*25.2成员A总付款：400*25.2-50*25.2+50*25.225*24.9=9472.5元 25*24.9=9472.5元, • 总购电量是400-50+50-25=375MWh 总购电量是400-50+50• 则平均价格为9472.5/375= $ 25.26/MWh. 则平均价格为9472.5/375=
电力市场交易2 电力市场交易2
• 按边际成本相等的原则来安排电力交易计 划。 • Ma= 0.25+0.0028Qa • Mb=0.18+0.0036Qb • 用逐步逼近法安排。
电力市场交易2 电力市场交易2
λ Qa Qb 总和
0.252 20 20 40 0.288 20 30 50 0.306 20 35 55 0.345 34 46 80 0.377 45.3 54.7 100 0.456 73.5 76.5 150 0.472 79 81 160
成员C: 总发电量=400（DA）-50（ADJ）+50（HA） =500MW 成员D: 总发电量=400（DA）-50（ADJ）+50（HA）-15(RT) =385MW 成员D 在 实时交易中 购买 15MW以消除频率上升。 以消除频率上升。 以消除频率上升
结算系统
• 成员A: 成员A: • 经过若干天以后…… 经过若干天以后…… • 日提前合同 • 阻塞合同 • 小时提前合同 • 实时合同 买入 400兆瓦 价格 $25.20 400兆瓦 售出 50 兆瓦 价格 $25.20 买入 50 兆瓦 价格 $25.50 售出 25 兆瓦 价格 $24.90
• 某典型日峰荷为1913MW,谷荷为1598MW,电厂参数如下: 某典型日峰荷为1913MW,谷荷为1598MW,电厂参数如下:
电厂 A B C D E F
Pmax 285 125 600 340 500 100
Pmin 170 50 360 180 0 0
报价（元/KWh） 0.26 0.33 0.31 0.35 0.04 0.03
50 电 ($/MWh) 价 40 30 20 10 0 0 100 200 300 发电和负荷(MW)
现货报价、 现货报价、调整报价和小时前报价 之后的发电 (DA+ADJ+HA)
• 负荷：125MW 负荷：125MW 成员A: 成员A: 400MW — 50MW + 50MW = 400MW 成员B: 成员B: 475MW — 50MW + 75MW = 425MW 总负荷 = 900MW • 出力： 成员C: 成员C: 600MW — 100MW 成员D: 成员D: 275MW + 125MW = 500MW = 400MW 总出力 = 900MW
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