您当前的位置:北极星售电网 > 售电产业 > 正文

广东现货市场阻塞盈余、市场盈余及市场定价机制讨论(2)

北极星售电网  来源:走进电力市场  作者:荆朝霞 谢文锦  2019/7/8 9:04:27  我要投稿  
所属频道: 售电产业   关键词: 电力市场 电力现货市场 广东 

三、网络阻塞下的市场盈余

现货市场的阻塞盈余也是一种市场盈余,是由于结算机制下一些交易对中发电侧和用户侧的结算价格不一致造成的。

我们以之前的文章(走进电力市场:广东现货市场12)中的【情景3-b】为例进行分析。

1、算例基本情况

【情景3-b】A、B节点的负荷分别为100MW和80MW,总负荷为180MW,AB间的最大传输容量为60MW。G1、G2的出力分别为160MW和20MW。线路发生阻塞,A、B节点的出清价分别为250¥/MWh和350¥/MWh,用户侧平均结算价为294.4¥/MWh。具体如图2所示。

图2阻塞下的市场出清【情景3-b】

20190708_085745_001.jpg

2、供需曲线分析

我们将以上出清结果用供需曲线的形式画出来,见图3所示。图3给出了考虑阻塞后出清中标的几个市场主体的报价情况。本例中用户未报价,相当于是给出了一个没有价格弹性的、固定的负荷,即在市场中接受发电侧形成的价格。为了方便分析,图3中将用户的报价设为800¥/MWh。由于该价格高于系统中最高机组的报价,也高于节点电价中的最高电价,做此假设不影响出清结果。市场中两个生产者G1和G2,出清量分别为160MW和20MW,报价分别为250¥/MWh和350¥/MWh;两个负荷L1和L2,出清量分别为100MW和80MW,报价均为800¥/MWh。我们按照一般的集中竞价市场撮合出清的原则,将供给侧的报价从低到高排,将需求侧的报价从高到低排,就可以得到图3的曲线。

图3 【情景3-b】的供需曲线

20190708_085745_002.jpg

3、定价/结算机制分析

我们在之前的文章中讨论过,市场中定价/结算机制的基本原则是:对生产者的价格不低于其报价,对消费者的价格不高于其报价(这里不考虑市场力的情况)。只要满足以上原则的结算机制都是可行的。表1和图1展示的就是不考虑约束情况下,集中竞争市场中的一些不同的结算机制。下面我们来讨论阻塞情况下不同的定价机制。

1)节点定价机制

根据节点定价理论中的定价机制,A节点和B节点的电价分别为250¥/MWh和350¥/MWh,所在节点的发电和负荷分别按照所在节点的电价结算。图4以不同的线型画出了L1、L2、G1、G2的出清价。

图4 节点电价结算机制分析

20190708_085745_003.jpg

从图4中看到,所有市场主体的结算价都满足“不低于生产者报价,不高于消费者报价”的条件,是可行的。这种结算机制下,在需求的1~100MW,以及160MW~180MW范围内,供、需两侧的结算价是相同的,两段范围分别为250¥/MWh和350¥/MWh,市场收支是平衡的。但在100MW~160MW的范围,对生产者(发电)的结算价格是250¥/MWh,对消费者(电力用户)的结算价格是350¥/MWh,满足“不低于生产者报价,不高于消费者报价”的结算基本要求,但会产生一定的市场盈余:(350-250)*60=6000元。这就是现货市场中的“阻塞盈余”。可以看到,阻塞盈余也是一种市场盈余,是在电网阻塞下才会发生的。

本算例中,如果对用户不用节点电价机制结算,而是按全系统统一结算价结算,则用户侧的电价为294.4¥/MWh。如果将所有的阻塞盈余(6000元)按照电量的比例分给用户,则每单位MWh用电可以分到33.3元,则最终用户的结算价为261.1¥/MWh。这与直接用发电侧上网电量对节点电价进行加权得到的结果是一样的。我们在之前的文章里有提到过这样的建议:如果未建立输电权的细致的分配机制而是将阻塞盈余按邮票法平均分配给所有负荷,最简单的结算方法是直接按发电侧上网电价和上网电量进行加权,加权计算得到的价格作为负荷侧的结算价。

2)其他的定价机制

就像不考虑网络约束的集中竞价电量市场有很多不同的定价/结算方法一样,考虑网络约束下的现货市场也可以有不同的定价/结算机制。以上介绍的是最常见的节点定价机制。实际市场中可以根据具体情况采用其他的结算方案。

上调定价机制:对无约束下中标的发电(G1的160MW),按无约束的出清价(250¥/MWh)结算,对约束后增加的发电(G2的20MW),按照其报价结算。对所有负荷按平均发电成本((160*250+20*350)/180=261.1¥/MWh)结算。如图5所示给出了结算结果。实际上这就是电力市场中的“事后阻塞管理”机制下的结算方式。

图5 上调定价机制机制分析

3)两种结算机制的比较

图4、图5的两种结算机制,实际上对应基于节点定价的事前阻塞管理机制和基于上调机制的事后阻塞管理机制。对应的,两种机制下阻塞成本、阻塞费等的含义都不一样。但从上面的分析看到,如果将所有阻塞盈余分配给所有负荷,两种机制下考虑各种费用、分摊、返还后,平均电价是相同的。本例中均为261.1¥/MWh。

节点定价:负荷先按用户侧加权平均价结算(294.4¥/MWh),然后分配得到一部分阻塞盈余(33.3¥/MWh),最终电价261.1¥/MWh。

上调机制:负荷先按无约束出清价结算(250¥/MWh),然后增加支付上调的阻塞费(11.1¥/MWh),最终电价261.1¥/MWh。

注:以上分析中未考虑对由于阻塞造成机组处理下调的机组(本例中G1下调了20MW)的补偿。实际中是否、如何对下调机组补偿,取决于对其电网权利的认定,以后文章再进行分析。

【建议】以上分析看到,两种结算机制下,用户最终的电价是完全相同的。但第一种机制(节点电价)下,需要进行复杂的节点电价计算。在我国当前信息系统不健全、信息发布机制不健全等情况下,可以采用较为简单的结算机制:无约束的发电按系统统一价结算,上调的发电出力按报价结算(如果有市场力可以进行市场力的监测、控制),用户按全系统统一价结算。这种机制(称为“上调定价机制”)的好处除了结算简单,对不同时间的价格信号也会更加明显(关于这个结论我们以后再专门写文章分析)。

结论

电力市场中电价机制是最核心的机制,需要根据电网的具体情况进行设计。“节点电价”机制的出清、定价相对比较复杂,还需要有比较复杂的输电权机制配套,对信息披露的要求也比较高。相对来说,“上调定价机制”出清简单、定价方法简单,不需要进行输电权分配,也比较易于与现有的调度模式衔接。但不管采用哪种定价、结算模式,调度模型是一致的。需要进一步深入研究不同的定价、结算、阻塞管理机制的差别、适用性,为我国电力市场建设提供参考。


原标题:广东现货市场14计|阻塞盈余、市场盈余及市场定价机制讨论

北极星售电网官方微信

分享到:
投稿联系:陈小姐 13693626116  新闻投稿咨询QQ: 1831213786
邮箱:chenchen#bjxmail.com(请将#换成@)
北极星售电网声明:此资讯系转载自合作媒体或互联网其它网站,北极星售电网登载此文出于传递更多信息之目的,并不意味着赞同其观点或证实其描述。文章内容仅供参考。
热点关注
国内售电公司现状及业务发展方向

国内售电公司现状及业务发展方向

电改“9号文”拉开了新一轮电力体制改革的大幕,其中售电侧改革是本轮改革的重点任务,也是备受业界关注的焦点和热点。电改“9号文”及配套文件提出向社会资本开放售电业务,多途径培育售电市场竞争主体,放开准入用户的购电选择权。全国各省区陆续出台了相关政策,从市场准入、交易规模、市场结算、

>>更多

新闻排行榜

今日

本周

本月

最新新闻
>>更多售电招聘公告

关闭

重播

关闭

重播