热电一体化市场中的定价

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英文标题：
《Pricing in Integrated Heat and Power Markets》
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作者：
Alvaro Gonzalez-Castellanos (1), David Pozo (1), Aldo Bischi (1) ((1)
  Skolkovo Institute of Science and Technology)
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最新提交年份：
2020
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分类信息：

一级分类：Economics        经济学
二级分类：General Economics        一般经济学
分类描述：General methodological, applied, and empirical contributions to economics.
对经济学的一般方法、应用和经验贡献。
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一级分类：Quantitative Finance        数量金融学
二级分类：Economics        经济学
分类描述：q-fin.EC is an alias for econ.GN. Economics, including micro and macro economics, international economics, theory of the firm, labor economics, and other economic topics outside finance
q-fin.ec是econ.gn的别名。经济学，包括微观和宏观经济学、国际经济学、企业理论、劳动经济学和其他金融以外的经济专题
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英文摘要：
  There is a growing interest in the integration of energy infrastructures to increase systems\' flexibility and reduce operational costs. The most studied case is the synergy between electric and heating networks. Even though integrated heat and power markets can be described by a convex optimization problem, prices derived from dual values do not guarantee cost recovery. In this work, a two-step approach is presented for the calculation of the optimal energy dispatch and prices. The proposed methodology guarantees cost-recovery for each of the energy vectors and revenue-adequacy for the integrated market.
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PDF下载：
--> Pricing_in_Integrated_Heat_and_Power_Markets.pdf (339.88 KB)

2022-4-24 14:43:10 上传

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关键词：一体化 Quantitative Contribution Optimization Integration

综合热电市场定价Salvaro Gonzalez Castellanos，*，David Pozo，Aldo Bischichenter for Energy Science and Technology，Skolkovo科学技术研究所，俄罗斯莫斯科*电子邮件：alvaro。gonzalez@skolkovotech.ruKeywords：综合热电市场、综合热电、成本回收、凸优化摘要人们越来越关注能源基础设施的集成，以提高系统的灵活性并降低运营成本。研究最多的案例是电力和供暖网络之间的协同作用。尽管热电一体化市场可以用凸优化问题来描述，但从双值得出的价格并不能保证成本回收。在这项工作中，提出了一种两步方法来计算最优的能源调度和价格。拟议的方法保证了每个能源载体的成本回收，以及综合市场的收入充足性。1简介可再生能源的日益普及和能源系统运营的分散化要求提高系统的灵活性。能源系统的运营整合可通过利用现有协同效应提高灵活性。在区域供暖系统中使用热电联产机组、电锅炉和热泵将热力系统和电力系统连接起来[1]，为通过集成提高系统的灵活性和经济性能提供了机会[2]。城市热力系统和电力系统的运行集成可以通过综合热力和电力市场（IHPM）实现。IHPM是一个发电和供热协同优化的能源市场。在IHPM中，市场运营商（MO）收集发电商的成本报价和运营区域，以及用户的价格和数量报价。

MOthen执行调度（IHPD），以优化发电和需求计划，最大化系统的社会福利，即消费者剩余和发电商利润之和。热力系统和电力系统的运行集成在文献中得到了广泛的研究；综合评述见[2]。从市场的角度来看，通过配送协调[3,4]、能源交易[5]和整个一体化市场[6,7]对热电系统的整合进行了分析。在放松管制的电力和热力市场中，通常根据二元理论设定能源价格，即价格代表额外发电单位的成本。然而，在IHPMs中，边际能源价格的使用并不能保证热电联产机组的成本回收，也就是说，能源支付不包括相关的发电成本。在[7]中，作者确定了当热电联产机组沿着可行运行区域的边界运行时，无法提供成本回收的可能性。热电厂以热电为导向的运行模式就是无法回收发电成本的例子。然而，并未提出修改能源价格以保证成本回收的方法。据作者所知，其他作品也没有提及这一点。鉴于人们对设计新的综合供热和电力市场越来越感兴趣，这封信提出了一种线性规划的能源定价方法。在获得最优调度后计算能源价格，并保证每个能源向量的成本回收，以及市场的收入充足性。

为了简单起见，并适当地表示所提出方法的性质，定价过程在没有时间或网络约束的热电联产系统中进行；这可以很容易地包含在提议的方法中。以一个数值测试案例为例，说明了用本文方法推导能源价格的好处，其中描述了夏季和冬季两种典型的负荷情况。此外，通过与价格确保发电商净成本回收的公式进行比较，证明了保证发电和供热成本回收的必要性。2综合热电调度IHPD的目标是实现系统社会福利最大化的最佳发电调度（1a）。在（1a）中，调度电力需求由Dian给出，其报价由BPI给出。QJAN给出了调度供暖需求，bhj给出了报价。调度发电机的运行成本CG分别计算为发电机g的发电量和热量的二次多项式∈E和g∈T系统的功率和热量平衡分别由（1c）和（1d）给出。描述热电联产机组运行区域的常用方法是通过采样点的凸组合，从而形成凸多面体[8]。这个操作区域可以用其边界（1e）[7]来描述。表达式（1e）允许通过设置Khl=0来表征纯电动发电机组，l、 仅加热Kpl=0时，l、 电力和热量需求限制由（1f）和（1g）设定。1型综合热电调度Max。

SW=Xi∈Dbpidi+Xj∈Qbhjqj-Xg∈E∪TCg（1a）受试者toCg=cp2，gpg+cp1，gpg+ch2，ghg+ch1，ghg+ch，phgpg+cg，g（1b）（λ）：Xi∈Ddi-Xg∈Epg=0，（1c）（γ）：Xj∈Qqj-Xg∈Thg=0，（1d）（微克，升）：pgKpg，l+hgKhg，l≤ 公斤，升，g、 l（1e）0≤ di≤ 迪，i（1f）0≤ qj≤ qj，j、 （1g）IHPD的能源价格可以从关于Pg和hg的KKT稳定条件得出：λ=mpg+Xlug，lKpg，l，G∈ E（2a）γ=mhg+Xlug，lKhg，l，G∈ T（2b），其中边际发电和供热成本由mpg给出=Cg/PG和mhg=Cg/分别是汞。如果在没有任何技术限制的情况下调度发电机组g，即在图1的绿色区域内，则ug，l=0，Lλ=mpg，γ=mhg。然而，如果单元在生成边界处被分配，即表达式（1e）对任何绑定的l都具有约束力，则双变量ug，l≥0和PLug的符号lKh/pg L取决于活性结合系数的值。因此，根据机组运行的发电界限，能源价格可能会小于相关的边际发电成本；热、电或两者兼而有之。更具体地说：i）γ≤姆加隆，, 和(R)，以及ii）λ≤mhgon(R)、“”、和°。请注意，发电机沿边界±具有正特性。因此，尽管IHPD是一个凸模型，边际价格并不能保证热电联产的成本回收[7]。可以对热泵的加热性能进行类似的分析。然而，由于热泵消耗电力以产生热量，其运行区域将位于图1.3 IHPD定价的第四象限。为了保证发电和供热的成本回收，我们引入了pricingin综合热电市场的线性规划模型，其动机是双重定价算法[9]。

模型2中给出了定价方法（PM-IHPM），其输入是最优调度需求*土地q*J最优调度发电*甘地*G以及最优电力和热力价格λ*γ*IHPD（1）。以这种方式，如果在IHPD之后检测到图。1在热电联产的一般运行区域范围内，能源价格和边际发电成本之间的关系。在绿色区域，能源价格等于单位边际发电成本。沿着橙色的边缘，, 能源价格低于电、热或两者的相关边际发电成本。沿着紫色边界，能源价格高于相关的边际发电成本。一些发电机无法收回运营成本。调度电力和热量需求的设置用D+和Q+表示；以及byE+和T+调度的电力和热力发电机。PM-IHPM（3a）的目标是将电力和供暖需求（Updian和vpdj）以及发电（Upgg和vpgg）产生的上调费用降至最低。电力和热力子部门的收入中性分别由（3b）和（3c）保证。用户效用在（3d）和（3e）中定义，其中UCD和VCD代表需求费用。λp和γp是PMIHPM产生的电力和热力价格。发电效用的计算单位为（3f）和（3g）。用户效用和发电利润的非负性由（3h）-（3j）设定，支付和收费的非负性由（3k）设定。定价方法（3）可以有多种解决方案。此外，不能保证提升费用的单调性。

在PMIHPM中，可以通过包含逻辑约束来施加提升电荷单调性，该逻辑约束规定应向具有更高剩余的代理施加更大的电荷。对于伪造生成器，逻辑单调性约束将是upgg形式≥upgkif∏g≥πk，g、 k∈ E+；可以使用二进制变量将其转换为约束。4数字示例设计了一个数字示例，以说明IHPD可能产生的成本回收问题，以及确保发电和发电成本回收的必要性。表3给出了夏季和冬季两种需求情景。在冬季情景中，最大热需求和报价相对于夏季值显著增加。发电边界系数见表1，而表2包含成本系数。图2综合热电市场的模型2定价。席∈D+D*iupdi+Xj∈Q+Q*jvpdj+Xg∈E+p*gupgg+Xg∈T+h*gvpgg（3a）受试者毒物∈D+D*我updi- ucdi+Xg∈E+p*Gupgg- ucgg= 0，（3b）Xj∈Q+Q*Jvpdj- vcdj+Xg∈T+h*Gvpgg- vcgg= 0，（3c）ψi=d*我bpi- λPM+updi- ucdi我∈ D+（3d）Φj=q*Jbhj- γPM+vpdj- vcdjJ∈ Q+（3e）∏g=p*GλPM+upgg- ucgg- mpgG∈ E+（3f）Θg=h*GγPM+vpgg- vcgg- mhgG∈ T+（3g）0≤ ψi我∈ D+（3h）0≤ ΦjJ∈ Q+（3i）0≤ πg，ΘgG∈ E+∪T+（3j）0≤ updi，ucdi，vpdj，vcdj，upgg，ucgg，vpgg，vcgg。（3k）给出了夏季和冬季情景下的热电价格的IHPD和PM–IHPD结果。图1给出了各运行区域发电机组的最佳调度点。

3.表1发电厂边界系数发电厂1发电机2l Kpg、lKhg、lKg、lKpg、lKhg、lKg、l1-1.00-0.05-44.00-1.00-0.00 35.002-1.00 1.16 46.88-1.00 2.20 9.003 1.00 0.15 130.70 1.00 0.00 0.33 105.004 1.00 0.00-1.00 0.00-0.005-1.00-0.00––表2发电成本系数P2、gcp1、gch2、gch1、gch1、，GCHPGCG发电机1 0.0435 36 0.027 0.6 0.011 12.5发电机2 0.072 20 0.02 2.34 0.04 15.654.1夏季情景夏季情景的综合热力和电力调度结果见表4。表5给出了夏季情景下定价方法的结果。对于夏季情景，从（1）中获得的IHPD电价和热能价格分别为30美元/兆瓦时和4.27美元/兆瓦时。在图3和图2中，生成器1无法恢复其表3 Demand dataUser TypeSummer WinterMax。需求量[MWh]出价[$/MWh]最大需求量[MWh]出价[$/MWh]1 D 100 35 100 452 D 70 70 353 Q 60 10 250 504 Q 10 15 160 45表4夏季IHPD结果SW=$499.03λ=30$/MWhγ=4.27$/MWhUser类型调度需求量[MWh]电剩余[$]1 D 100 500–2 D 9.71 0–3 Q 60–343.84 Q 10–107.3发电量电剩余[$]7.7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7.7.7 7 7.7（7.7）7.7 7.7 7 7 7 7.7（7.7）7.7 7 7.7 7 7 7.7 7 7.7 7.7 7.7 7.7.7.7.7.7.7.7.7 7.7.7.7 7 7 7.7.7.7 7.7 7 7.7.7.7.7.7 7 7.7 7 7 7 7 7 7 7.7.7.7.7.7 7.7.7.7.7.7 7.7 7 7 7 7 7 7 7 7 7.7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7.7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 70边际电力和供暖成本（mp=40.27美元/MWh，MH=4.82美元/MWh）；边际发电成本分别为10.27美元/MWh和0.55美元/MWh。在应用PM-IHPM后，新的电和热价格分别为35美元和4.82美元/兆瓦时。

电力需求2和发电机1分别收到用于支付RBID和发电成本的款项，而发电机2则收取3.76美元/MWh的费用以支付这些款项。尽管1号发电机已放电，但其电力盈余从零增加到86.33美元。请注意，供热用户和发电商无需提高报价，因为他们的报价高于修正后的供热价格γPMof 4.82$/MWh。通过将（3j）替换为0，可以实现考虑净发电利润而非独立电力和供暖利润的定价机制≤ πg+Θg，g、 净发电量定价降低了电价，而供暖价格是计算所得值的两倍。通过这种方式，供暖需求有助于弥补发电的经济损失。因此，本文提出了建议。因此，建议的成本分配必须针对每个能源向量进行分离，以避免热电用户之间的交叉补贴。（a） 电力结果（b）加热结果图。2.综合热力和电力调度，以及（a）电力和（b）供暖的定价结果。NR=未回收成本。图3。夏季和冬季病例的计划结果。4.2冬季场景表6显示了冬季情况下的调度结果。电力定价方法的结果如表7所示。IHPD的电力和供暖价格分别为10.95美元/兆瓦时和50美元/兆瓦时。如图3和图2所示。

2.没有一家发电商收回其边际电力成本；产生35.56美元/兆瓦时和19.85美元/兆瓦时的边际亏损。表6冬季IHPD结果sw=$5 584.79λ=10.95$/MWhγ=50$/MWhUser类型调度需求[MWh]电剩余[$]热剩余[$]1 D 100 2 405–2 D 70 1 333.5–3 Q 164.5–04 Q 0–0发电机调度热[MWh]电剩余[$]热剩余[$]1 104.38 130.58–3 712.51 5 379.902 65.62–1 302.82$/MWh，图2（a），匹配电力用户1的出价。因此，不向该用户付款或收费。与夏季的情况一样，向用户2和发电机1支付升级费。2号发电机因上升而放电，但它从没有恢复成本稳定的冬季7点开始——IHPD结果SW=$6 934.31λPM=45$/MWhγPM=50$/MWhUserupd[$/MWh]ucd[$/MWh]vpd[$/MWh]vcd[$/MWh]电剩余[$]热剩余[$]1 0 0 0–0–2 10 0–0–3–0–04–0–0–0–0–0–0发电机UPG[$/MWh]ucg[$/MWh]vpg[$/MWh]vcg[$/MWh]电剩余[$/MWh]1 481.58获得正利润。由于两台发电机都能以原价收回其边际产热成本，因此无需进行升温。5结论为了提高能源系统的灵活性和降低成本，人们越来越多地研究一体化能源系统。我们提出了pricingin综合热力和电力市场的线性规划方法，确保调度发电机的成本回收。使用成本回收型能源可以避免电力用户和供暖用户之间的交叉补贴。尽管成本分配模型是为一个独特的节点和时间步设计的，但它可以很容易地扩展到包括网络和临时约束，以及集成其他能源基础设施。参考文献[1]H.Averfalk，P。