В предыдущем сочинении на тему узлового ценообразования ОРЭМ Узловые цены: переток из дорого узла в дешевый я указывала на работу Т.А. Васьковской Новая декомпозиция узловых цен на вклады ценообразующих заявок при оптимизации режимов электрических систем (оригинал статьи в PDF, 0.5 MB). Мне бы хотелось опубликовать введение данной статьи, потому как оно содержит интересный обзор вариантов декомпозиции цен на электроэнергию.

Указанная статья опубликована в научном журнале «Электричество» — №7. — 2015 - с. 21–31.

Введение

На рынке электроэнергии обеспечивается спрос на потребление электроэнергии с наиболее эффективной загрузкой электрических станций на основе реализуемых режимов электрической системы. Участниками рынка являются крупные поставщики и покупатели электрической энергии и мощности. К поставщикам относятся владельцы (арендаторы) генерирующего оборудования установленной мощностью не менее 5 МВт. К покупателям относятся энергосбытовые и энергоснабжающие организации, крупные потребители с присоединенной мощностью не менее 20 МВА. Организации, осуществляющие импортно-экспортные операции, являются одновременно и поставщиками, и покупателями электроэнергии и мощности.

На оптовом рынке электроэнергии в России принята узловая модель ценообразования, в соответствии с которой цена на электроэнергию определяется в каждом узле электрической системы в двустороннем узловом аукционе. Расчет узловых цен проводится в ходе оптимизации режима электрической системы по ценовым заявкам участников рынка. При отборе ценовых заявок приоритет отдается наиболее дешевым заявкам поставщиков и наиболее дорогим заявкам покупателей. Покупатели в основном подают так называемые ценопринимающие заявки, в которых они выражают готовность купить электроэнергию по любой цене. Подача такой заявки отражает неэластичный спрос на электроэнергию.

Поэтому покупатели в меньшей мере участвуют в формировании цены на рынке электроэнергии, чем поставщики, у которых цена в заявке отражает топливную составляющую себестоимости производства электроэнергии. Равновесная цена на рынке формируется последней (замыкающей) — ценообразующей — заявкой поставщика или покупателя, отобранной в ходе оптимизации.

Узловые цены на электроэнергию формируются по одной или нескольким ценообразующим заявкам под влиянием ограничений задачи оптимизации. В России оптимизация проводится для электрической системы из примерно 8600 узлов и для каждого часа на рынке на сутки вперед и балансирующем рынке определяются около 8600 узловых равновесных цен и индикаторов балансирующего рынка. Для каждого участника складывающиеся цены различны.

Для целей выделения факторов, повлиявших на различие узловых цен, используется выделение из узловых цен их компонент [1]. Наиболее часто выделяют такие компоненты как:

• системная цена,
• цена потерь и
• системных ограничений

(см. например [2], [3], [4], [5], [6]). Системной ценой называют маржинальную цену топлива и обслуживания генерирующего оборудования [1], ценой энергии [2], ценой в балансирующем узле [3], ценой референтного узла [4] и т.д. Однако цена топлива и обслуживания генерирующего оборудования фактически неизвестна, поставщики могут закладывать в цену и другие расходы. А в случае формирования цены заявкой покупателя, она не будет отражать цену топлива вовсе. Цена в балансирующем узле и референтом узле не имеют экономического смысла системной цены — это цены в конкретных узлах, по которым никто из участников может не вести финансовые расчеты. С другой стороны, цены во всех узлах одновременно могут быть системными или ценами энергии. Например, при недостаточной пропускной способности электрической сети, узловые цены в ОЭС Юга формируются локальными станциями на более высоком уровне, по сравнению с ОЭС Центра. Какую из цен, в каком узле — в ОЭС Юга или ОЭС Центра — следует выбрать в качестве системной и назвать ценой энергии? Цена в балансирующем узле не соотносится с ценами, например, в ОЭС Юга. Но при этом и та, и другая цены являются системными или ценами энергии, поскольку отражают топливные (и иные) затраты замыкающих станций. В этой связи системная цена — это некоторый выбранный искусственно уровень цены. Особенностью стандартной декомпозиции является необходимость выбора референтного узла и зависимость разложения цены на составляющие от такого выбора. Для решения этой проблемы в [7] предлагается использовать распределенный балансирующий узел, в [2], [5], [6], [8], [9] предлагаются алгоритмы декомпозиции независимо от референтного узла. Но даже в этом случае, авторы вынуждены ввести искусственную системную цену и получить вклады относительно нее. В [10] разработан подход для выбора референтной цены на основе метода наименьших квадратов отклонений составляющих системных ограничений от единичного вектора. В [3], [4] подчеркивается важность именно разницы узловых цен, которая от выбора референтного узла не зависит.

В [11] отмечается, что в электрической системе возможно существование нескольких независимых цен, которые определяют цены для всех остальных узлов. А в [5] показано, что размерность пространства возможных цен зависит от ряда факторов и может быть больше единицы. Очевидно, что независимыми ценами являются цены в ценообразующих заявках, как входные данные задачи оптимизации.

Существуют и другие способы декомпозиции. В [12] предлагается выделение таких факторов, как вероятностный характер нагрузки, учет ограничений на выработку тепла, резерв мощности и рыночная сила. В [13] выделяются факторы, определяющие влияние каждой из поданных заявок. В [14] цена раскладывается на влияние каждого из работающих генераторов плюс стоимость поддержания устойчивости в энергосистеме.

В настоящей работе декомпозицию предлагается проводить относительно ценообразующих заявок. Такая декомпозиция может показать, от каких поставщиков под влиянием каких факторов сформирована цена в узлах. В [15] предложено разложение узловых цен на вклад ценообразующих заявок и системных ограничений. В данной статье представлено также разложение системных ограничений на вклад каждой из ценообразующих заявок. Также следует отметить, что в большинстве процитированных работ используются упрощенные модели постоянного тока. В настоящей работе получены выражения для полной модели переменного тока.

Список литературы

1. Spot Pricing of Electricity / F. Schwepe [и др.]. — Boston : Kluwer, 1988.

2. Cheng X., Overbye T. J. An energy reference bus independent LMP decomposition algorithm // IEEE Trans. Power Syst. — 2006. — Т. 21, № 3. — С. 1041—1049.

3. Математическая модель конкурентного оптового рынка электроэнергии в России / М. Р. Давидсон [и др.] // Известия РАН. Теория и системы управления. — 2004. — Т. 3. — С. 72—83.

4. Cardell J. B. Marginal loss pricing for hours with transmission congestion // IEEE Trans. Power Syst. — 2007. — Т. 22, № 4. — С. 1466—1474.

5. Cheverez-gonzalez D., DeMarco C. Mutually orthogonal LMP decompositions: Congestion decomposes, losses do not // 2009 6th Int. Conf. Eur. Energy Mark. — IEEE, 2009. — С. 1—6.

6. Cheverez-gonzalez D., Lin J. Mutually orthogonal LMP decomposition: Analysis of PJM network by null space approach // IEEE PES Gen. Meet. — IEEE, июль 2010. — С. 1—8.

7. Wu T., Alaywan Z., Papalexopoulos A. Locational Marginal Price Calculations Using the Distributed-Slack Power-Flow Formulation // IEEE Trans. Power Syst. — 2005. — Май. — Т. 20, № 2. — С. 1188—1190.

8. Li F. Fully reference-independent LMP decomposition using reference-independent loss factors // Electr. Power Syst. Res. — 2011. — Нояб. — Т. 81, № 11. — С. 1995—2004.

9. Orfanogianni T., Gross G. A General Formulation for LMP Evaluation // IEEE Trans. Power Syst. — 2007. — Авг. — Т. 22, № 3. — С. 1163—1173.

10. Sarkar V., Khaparde S. A. Optimal LMP Decomposition for the ACOPF Calculation // IEEE Trans. Power Syst. — 2011. — Авг. — Т. 26, № 3. — С. 1714—1723.

11. Biggar D. R., Hesamzadeh M. R. The Economics of Electricity Markets. — Chichester, United Kingdom : John Wiley & Sons Ltd, авг. 2014. — С. 409.

12. Wang L., Mazumdar M. Using a system model to decompose the effects of influential factors on locational marginal prices // IEEE Trans. Power Syst. — 2007. — Т. 22, № 4. — С. 1456—1465.

13. Decomposition of market clearing price based on single price auction model / T. Wachi [и др.] // 2008 IEEE Power Energy Soc. Gen. Meet. - Convers. Deliv. Electr. Energy 21st Century. — IEEE, июль 2008. — С. 1—8.

14. Li R., Chen L., Yokoyama R. Evaluation Of Voltage Stability Based On Sensitivity Analyses Of Electric Pricing // IEEE PES Power Syst. Conf. Expo. — IEEE, 2004. — С. 1313—1318.

15. Suzuki H., Wachi T., Shimura Y. Components of nodal prices for electric power systems // IEEE Trans. Power Syst. — 2002. — Т. 17, № 1. — С. 41—49.

16. Wood A. J., Wollenberg B. F., Sheble G. B. Power generation, operation, and control, 3rd Edition. — Wiley, 2013. — С. 656.

17. Locational marginal price sensitivities / A. J. Conejo [и др.] // IEEE Trans. Power Syst. — 2005. — Т. 20, № 4. — С. 2026—2033.