CN111126690A - 计划-集中式市场双轨制下电力差价合同曲线分解方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种双轨制下电力差价合同曲线分解方法，包括以下步骤：步骤S1:预设计划电量作为差价合同进行曲线分解的原则；步骤S2:基于预设原则，考虑各类机组出力特性，并根据未来非市场用户用电曲线预测提前给出各类机组计划电量分解曲线的“区别化+事前确定”的分解结果。本发明有利于引导电网公司做好负荷预测，为逐步过渡到市场化运行奠定基础。
Description
技术领域
本发明涉及一种计划-集中式市场双轨制下电力差价合同曲线分解方法。
背景技术
随着我国电力市场化改革的不断推进，发用电计划逐步有序放开，对于采用集中式市场模式的省份而言，传统计划调度模式下发电机组的授权合同将由实物电量合同转变为金融差价合同(Contract for Differences，CFDs)。在一些省份，计划电量转变为授权的差价合同，只约定了总交易电量和价格，并未约定交易曲线，因此需要进行曲线分解。由于计划与市场双轨制运行的原因，市场主体除了授权的差价合同外，还可签订其他市场化交易的差价合同，若曲线分解机制不合理，将造成市场主体无法规避现货市场风险，致使差价合同失去其核心价值。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种计划—集中式市场双轨制下电力差价合同曲线分解方法，有利于引导电网公司做好负荷预测，为逐步过渡到市场化运行奠定基础。
为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种双轨制下电力差价合同曲线分解方法，包括以下步骤：
步骤S1:预设计划电量作为差价合同进行曲线分解的原则；
步骤S2:基于预设原则，考虑各类机组出力特性，并根据未来非市场用户用电曲线预测提前给出各类机组计划电量分解曲线的“区别化 +事前确定”的分解结果。
进一步的，所述预设计划电量作为差价合同进行曲线分解的原则可实现电力差价合同的避险功能。具体为：
发电机组的收入计算模型如下：
式中，
分别表示机组的授权差价合同和中长期交易差价合同在t时段的交易量；Pc,基数、
分别表示机组的授权差价合同和中长期交易差价合同在t时段的交易价格。
将式(2)进行等价转化为：
发电机组通过差价合同能实现现货市场风险规避的重要原则是，其所有差价合同在某时段的交易功率之和应不超过其最大技术出力，即如下公式所示
式中，Pmax表示机组的最大技术出力。
进一步的，所述财务平衡原则具体为：市场中存在燃煤、燃气、核电三类电源，各类型电源各有一定规模的计划电量；各类电源的计划电量分配曲线与实际发电曲线的函数关系假设如下：
式中，Qth,c、Qgas,c、Qnu,c分别表示燃煤、燃气、核电机组在T时间段的总计划电量；
分别表示燃煤、燃气、核电三类机组在t时段的现货市场中标电量；
分别表示燃煤、燃气、核电三类机组的计划电量分解到t时段的电量；
因此，发电侧所有类型机组的发电总收入为：
式中，Pth,c、Pgas,c、Pnu,c分别表示燃煤、燃气以及核电机组的计划电量合约价格，即各类机组的上网电价；
用户总支出费用为：
式中，E为所有用户的购电费用；
为系统在t时段的市场电量需求，其等于t时段的总需求减去计划用户电量需求。
为实现财务平衡，则要求：
R＝E (8)
结合(7)、(8)公式可知：
进一步可推导得出：
式中，
表示整个系统在t时段的计划电量；实现财务平衡，计划电量分解必须满足公式(5)和(10)的两个约束条件。
进一步的，所述步骤S2具体为：
步骤S21:根据计划电量用户历史用电曲线，预测未来两个月的计划用电曲线
并安排燃煤、燃气、核电、水电等各类机组未来两个月的计划电量Qth,c、Qgas,c、Qnu,c、Qhy,c
步骤S22:根据燃气、核电、水电等各类电源的历史对应月份发电曲线，以及检修计划，按比例进行计划电量分解，燃煤机组分解公式如下：
步骤S23:对属于同一电源类型的各个发电机组,其计划电量曲线分解，可按其计划电量与其所属电源类型的总计划电量之比进行曲线分解
步骤S24:电网公司与各个发电机组进行价差部分结算，例如对于第i台燃煤发电机组的结算如下：
若settlement＜0表示电厂需要向电网公司支付一笔差额费用；若 settlement>0表示电网公司需要向电厂支付一笔差额费用。
本发明与现有技术相比具有以下有益效果：
本发明有利于引导电网公司做好负荷预测，为逐步过渡到市场化运行奠定基础。
附图说明
图1是本发明一实施例中供需平衡场景下日前负荷预测曲线；
图2是本发明一实施例中供需平衡场景下各类机组出力出清结果；
图3是本发明一实施例中供需平衡场景下各个时段的系统边际电价；
图4是本发明一实施例中各类机组计划电量区别化分解曲线；
图5是本发明一实施例中各类机组计划电量统一化分解曲线。
具体实施方式
下面结合附图及实施例对本发明做进一步说明。
请参照图1，本发明提供一种双轨制下电力差价合同曲线分解方法，包括以下步骤：
步骤S1:预设计划电量作为差价合同进行曲线分解的原则；
步骤S2:基于预设原则，考虑各类机组出力特性，并根据未来非市场用户用电曲线预测提前给出各类机组计划电量分解曲线的“区别化 +事前确定”的分解结果。
在本实施例中，对于尚未回收固定投资成本的发电机组而言，为保证公平，应保留其一定的计划电量，但性质转变为差价合同。对于此差价合同下的电能量市场结算机制，应着重考虑两大原则：财务平衡和保证公平。
在本实施例中，计划电量曲线分解机制设计的第二原则应是能实现差价合同规避现货市场价格风险的功能。在我国“计划—市场”双轨制阶段，发电机组除了授权的差价合同外，还可参与市场化的中长期电力交易，相当于发电机组拥有两大类差价合同，一类计划电量转变后的授权差价合同，一类是市场化交易的差价合同。下面通过模型来阐述其潜在的风险问题。
发电机组的收入计算模型如下：
式中，
分别表示机组的授权差价合同和中长期交易差价合同在t时段的交易量；Pc,基数、
分别表示机组的授权差价合同和中长期交易差价合同在t时段的交易价格。
将式(2)进行等价转化为：
如公式(2)所示，当现货市场价格
走高，远大于其差价合同价格，而机组日前市场中标量小于其差价合同电量时，发电机组将可能面临亏损。若发电机组在现货市场上报价合理，现货市场价格走高时，正常情况下，其应全额中标，因此当发电机组所有差价合同在某时段的功率之和大于机组的最大技术出力时，将无法规避现货市场价格波动风险，甚至面临更大的风险，因为现货市场价格大幅度走高后，相当于其需要在现货市场上购买一部分高价电能来履行差价合同。综上，发电机组通过差价合同能实现现货市场风险规避的重要原则是，其所有差价合同在某时段的交易功率之和应不超过其最大技术出力，即如下公式所示
式中，Pmax表示机组的最大技术出力。
基于上述分析，计划电量的曲线分解机制应事前分解，而不是事后根据实际计划电量曲线进行分解，而且需要提前较长一段时间，否则发电机组无法和其他市场主体签订合理的中长期差价合同。
财务平衡是指在不考虑输电网损、输配电费等费用的前提下，发电企业的实际收入与用户(电网公司和市场用户)的实际支出平衡。保证公平是指现货市场参考价格的选取应尽可能减少各类电厂以及同类型各电厂之间的交叉补贴，因为在计划调度模式下，各类机组计划电量的上网电价制定考虑了机组的发电特性，例如核电机组作为基荷电源，不参与调节，通常为满功率运行，燃气机组作为峰荷电源，顶峰调节，通常为日内启停运行，燃煤机组作为基荷和腰荷电源，参与系统调节，通常为跟踪负荷变化运行。在充分竞争、理想的现货市场环境下，各类机组的实际中标发电曲线与其发电特性是密切相关的，因此结算机制的设计应考虑各类机组的实际发电曲线，以体现公平。
在本实施例中，设市场中存在燃煤、燃气、核电三类电源，各类型电源各有一定规模的计划电量；各类电源的计划电量分配曲线与实际发电曲线的函数关系假设如下：
式中，Qth,c、Qgas,c、Qnu,c分别表示燃煤、燃气、核电机组在T时间段的总计划电量；
分别表示燃煤、燃气、核电三类机组在t时段的现货市场中标电量；
分别表示燃煤、燃气、核电三类机组的计划电量分解到t时段的电量；
因此，发电侧所有类型机组的发电总收入为：
式中，Pth,c、Pgas,c、Pnu,c分别表示燃煤、燃气以及核电机组的计划电量合约价格，即各类机组的上网电价；
从用户侧角度分析，计算用户支出费用。这里用户分为两大类用户：市场交易用户和计划电量用户。市场交易用户是指其电力需求通过现货市场交易满足，按现货市场出清价格结算(市场化交易的中长期差价合同不考虑)；计划电量用户全部由电网公司替其购电，按计划电量差价合同价格进行结算。用户总支出费用为：
式中，E为所有用户的购电费用；
为系统在t时段的市场电量需求，其等于t时段的总需求减去计划用户电量需求。
为实现财务平衡，则要求：
R＝E (8)
结合(7)、(8)公式可知：
进一步可推导得出：
式中，
表示整个系统在t时段的计划电量；实现财务平衡，计划电量分解必须满足公式(5)和(10)的两个约束条件。要而公式 (10)中的计划电量
只有运行结束后才可确定，因此，只有事后进行计划电量曲线分解才能实现财务平衡。同时，因此
三者并不相互独立，其和应等于总的计划电量需求。
在本实施例中，所述步骤S2具体为：
步骤S21:根据计划电量用户历史用电曲线，预测未来两个月的计划用电曲线
并安排燃煤、燃气、核电、水电等各类机组未来两个月的计划电量Qth,c、Qgas,c、Qnu,c、Qhy,c
步骤S22:根据燃气、核电、水电等各类电源的历史对应月份发电曲线，以及检修计划，按比例进行计划电量分解，燃煤机组分解公式如下：
步骤S23:对属于同一电源类型的各个发电机组,其计划电量曲线分解，可按其计划电量与其所属电源类型的总计划电量之比进行曲线分解
步骤S24:电网公司与各个发电机组进行价差部分结算，例如对于第i台燃煤发电机组的结算如下：
若settlement＜0表示电厂需要向电网公司支付一笔差额费用；若 settlement>0表示电网公司需要向电厂支付一笔差额费用。
在本实施例中，对本发明提出的结算机制与广东省和浙江省采用的结算机制进行比较分析，广东省和浙江省目前均采用集中式电力市场模式，计划电量转变为了差价合同，但其曲线分解方式并不相同。
广东省电力市场规则将各类电源分为A类机组和B类机组，其中A类机组只有计划电量，不参与市场交易，采用事后结算的方式优先结算；B类机组发电计划完全通过市场竞争决定，B类机组的结算含有部分计划电量转变为差价合同的价差结算部分。B类机组计划电量的曲线分解方式为统一化处理，未考虑各类电源出力特性，完全根据剩余负荷曲线按比例进行分解。
浙江省电力市场规则对授权合同的曲线分解方式为，充分考虑了各类电源的出力特性以及检修计划，基于工作日、周末和节假日的负荷曲线设计了基荷(核电、大型煤电、丰水期水电)、腰荷(煤电和水电)、峰荷(燃气)、水电、风电以及光伏等7种曲线分解方式。但目前也是事后给出各个电厂的授权合同分解曲线。
根据提出的计划电量曲线分解的两大原则和结算机制设计需考虑的财务平衡处理方式，对这三种计划电量的曲线分解方式进行了如下表1所示的比较分析。
表1三种曲线分解方式比较分析
Tab.1 Capacity and Scheduled Electricity and Feed-in Tariffs ofPlants
计划电量分解方式和浙江省采用的分解方式均对各类电源区别化处理，更能体现公平，减少了各类机组之间的交叉补贴，例如燃气机组通常在负荷高峰时段出力，即在现货市场价格较高时段出力，因此对于燃气机组而言，其结算参考的现货市场加权平均价格应高于统一的参考价格。本实施例论述了计划电量转变为差价合同后要能充分体现差价合同本身的避险功能，则需要提前确定曲线分解情况，而提前确定必将和实际非市场化用户用电曲线存在偏差，从而造成财务不平衡。因此充分体现差价合同的避险功能和实现财务平衡是相互对立，而不可统一的。广东省和浙江省都采用了事后给定曲线的分解方式，因此都能实现财务平衡，而文中曲线分解机制的设计更倾向于体现差价合同的避险功能，同时结算机制也设计了财务不平衡的解决机制，有利于引导电网公司做好负荷预测，为逐步过渡到市场化运行奠定基础。
实施例1：
电源结构考虑燃煤、燃气、核电三类机组，系统总装机容量为 6000MW，各类机组装机容量及一个结算周期内的计划电量及上网电价设置如下表2所示。
表2电源装机和各类电源的计划电量及上网电价
Tab.2 Capacity and Scheduled Electricity and Feed-in Tariffs ofPlants
算例设置运行、结算周期为1天(实际为月清/月结)。负荷具体分为市场化交易负荷和计划用户负荷，供需平衡场景下，各类负荷日前市场预测用电曲线如下图1所示，系统1天内的最大负荷为 5920MW，市场化交易电量为69822MWh，计划负荷用电量为 46000MWh。
本发明应用经典的机组组合和经济调度模型，暂不考虑输电网络约束，假定所有类型发电机组按其边际发电成本报价参与日前市场，模型以系统总购电费用最低为目标，按系统边际电价(System Marginal Price,SMP)进行出清。模型采用GAMS优化软件建模并使用CPLEX的MIP求解器进行求解。优化出清结果包括各类发电机组的出力曲线以及市场各个时段的系统边际电价。两种场景下各类机组的出力曲线如下图2所示，从出清结果来看，核电机组承担系统基荷任务；燃气机组承担系统顶峰任务，当系统供过于求时，燃气机组由于边际发电成本高，并未中标；燃煤机组占比较大同时承担系统基荷、腰荷和峰荷任务。
供需平衡场景下各个时段的系统边际电价如下图3所示，系统负荷高峰时段燃气机组成为边际机组，出清价格较高，最高价格达到 700元/MWh，负荷低谷和平时段，燃煤机组作为边际机组，市场出清价格较低，最低价格为250元/MWh。
本发明提出的基于各类电源历史出力曲线分解计划电量曲线的方法，得到各类电源的计划电量分解曲线如下图4所示。按非市场用户用电曲线进行统一化分解计划电量曲线的方法，得到各类电源的计划电量分解曲线如下图5所示。
两种分解方法下，各类电源的差价合同收入、现货市场收入计算比较分别如下表3和表4所示。从结果来看，计划电量作为差价合同的曲线分解方法不同并不会影响机组在现货市场上的收入，也不会使得整个发电侧的授权差价合同的收入发生变化，但会影响各类电厂之间的收入，甚至影响较大，若分解方法不合理，将造成发电侧出现较大的利益调整，导致市场不公平。如图5所示，统一化分解曲线的方法将使得燃气机组的部分授权差价合同电量分解到负荷低谷时段，而这时段现货市场价格较低，燃气机组实际并未发电，但获得了高额的差价收入，这与授权差价合同的设定初衷相违背，导致了燃煤机组给燃气机组提供了一定交叉补贴。因此，基于非市场用户用电曲线预测以及各类电源的历史出力曲线进行区别化分解曲线，充分考虑了各类电源的发电特性，更为公平合理。
表3各类电源的授权差价合同收入比较
Tab.3 Reveue Comparison of CFDs for Generations
表4各类电源现货市场收入比较
Tab.4 Revenue Comparison of Generations in Spot Market
以上所述仅为本发明的较佳实施例，凡依本发明申请专利范围所做的均等变化与修饰，皆应属本发明的涵盖范围。
Claims (4)
1.一种市场双轨制下电力差价合同曲线分解方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤S1:预设计划电量作为差价合同进行曲线分解的原则；
步骤S2:基于预设原则，考虑各类机组出力特性，并根据未来非市场用户用电曲线预测提前给出各类机组计划电量分解曲线的“区别化+事前确定”的分解结果。
2.根据权利要求1所述的一种双轨制下电力差价合同曲线分解方法，其特征在于：所述预设计划电量作为差价合同进行曲线分解的原则，具体为：
发电机组的收入计算模型如下：
式中，
分别表示机组的授权差价合同和中长期交易差价合同在t时段的交易量；Pc,基数、
分别表示机组的授权差价合同和中长期交易差价合同在t时段的交易价格。
将式(2)进行等价转化为：
发电机组通过差价合同能实现现货市场风险规避的重要原则是，其所有差价合同在某时段的交易功率之和应不超过其最大技术出力，即如下公式所示
式中，Pmax表示机组的最大技术出力。
3.根据权利要求2所述的一种双轨制下电力差价合同曲线分解方法，其特征在于，所述财务平衡原则具体为：市场中存在燃煤、燃气、核电三类电源，各类型电源各有一定规模的计划电量；各类电源的计划电量分配曲线与实际发电曲线的函数关系假设如下：
式中，Qth,c、Qgas,c、Qnu,c分别表示燃煤、燃气、核电机组在T时间段的总计划电量；
分别表示燃煤、燃气、核电三类机组在t时段的现货市场中标电量；
分别表示燃煤、燃气、核电三类机组的计划电量分解到t时段的电量；
因此，发电侧所有类型机组的发电总收入为：
式中，Pth,c、Pgas,c、Pnu,c分别表示燃煤、燃气以及核电机组的计划电量合约价格，即各类机组的上网电价；
用户总支出费用为：
式中，E为所有用户的购电费用；
为系统在t时段的市场电量需求，其等于t时段的总需求减去计划用户电量需求。
为实现财务平衡，则要求：
R＝E (8)
结合(7)、(8)公式可知：
进一步可推导得出：
式中，
表示整个系统在t时段的计划电量；实现财务平衡，计划电量分解必须满足公式(5)和(10)的两个约束条件。
4.根据权利要求1所述的一种双轨制下电力差价合同曲线分解方法，其特征在于，所述步骤S2具体为：
步骤S21:根据计划电量用户历史用电曲线，预测未来两个月的计划用电曲线
并安排燃煤、燃气、核电、水电等各类机组未来两个月的计划电量Qth,c、Qgas,c、Qnu,c、Qhy,c
步骤S22:根据燃气、核电、水电等各类电源的历史对应月份发电曲线，以及检修计划，按比例进行计划电量分解，燃煤机组分解公式如下：
步骤S23:对属于同一电源类型的各个发电机组,其计划电量曲线分解，可按其计划电量与其所属电源类型的总计划电量之比进行曲线分解
步骤S24:电网公司与各个发电机组进行价差部分结算，例如对于第i台燃煤发电机组的结算如下：
若settlement＜0表示电厂需要向电网公司支付一笔差额费用；若settlement>0表示电网公司需要向电厂支付一笔差额费用。
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|---|---|---|---|---|
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