登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
我要投稿
【序】上一篇对广东现货市场按月(2020年8月)连续试结算方案中的现货市场组织、中长期合约量限制、供需比设置等规则进行了讨论。(详情点击)今天的文章中对输电权、阻塞费、阻塞问题进行讨论。
(来源:微信公众号“走进电力市场” ID:PowerMarket 作者:朱继松 荆朝霞)
华南理工大学电力学院 广东 广州 510640
2.3输电权/阻塞费/阻塞盈余
2.3.1概述
在采用节点定价的现货市场中,输电权、阻塞费与阻塞盈余是相互关联的概念,这些问题是绕不开也无法回避的问题。有些专家认为,输电权相关问题太复杂,市场初期不要考虑,未来市场成熟再考虑。但是,只要采用了节点电价,就必然会存在阻塞费、阻塞盈余的问题,如果不处理就会产生资金不平衡问题。如果要对相关资金进行公平、合理的处理,就必须回答输电权的问题。
在2018年发布的最早的市场规则中,对阻塞盈余没有太多的描述,将其纳入“结算不平衡资金”,“以月度为周期由所有参与批发市场的用户侧市场主体按比例分摊或返还”。
在2019年的结算试运行中,出现了阻塞盈余为负的情况,引起了各方的关注。同时在国家发展改革委、国家能源局2020年3月26日发布的《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》(发改办能源规〔2020〕245号)中指出:“加强电力现货市场结算管理。不得设置不平衡资金池,每项结算科目均需独立记录,分类明确疏导,辅助服务费用、成本补偿、阻塞盈余等科目作为综合电价科目详细列支。所有结算科目的分摊(返还)应事先商定分摊(返还)方式,明确各方合理的权利与义务。”
在本次《结算试运行方案》中,对阻塞费、阻塞盈余相关资金的分配/分享方式进行了详细的规定,解决了资金不平衡的问题。总体上,对不同交易产生的阻塞费/阻塞盈余采用不同的方法处理,下面分别进行分析。
2.3.2中长期阻塞费
1、基本思路
在采用节点电价的电力市场中,集中市场(日前市场、实时市场)中中标的发电、负荷按所在节点的电价结算;对双边合同,无论是什么时候签订的,只要源、荷不在一个节点,就需要按照源、荷所在节点的价格差缴纳阻塞费。这种结算机制下,总体的结算结果会产生一笔阻塞盈余,需要将其进行分配。一般将阻塞盈余分配给购买了长期输电服务的用户。
《结算试运行方案》对中长期合同阻塞费的收取方法做了明确的规定:对价差中长期合同阻塞费按所有B类机组的上网电量比例分摊或分享,对绝对价格中长期合同阻塞费按其交易情况单独结算。也就是说,对具体的每一个价差中长期合同,其缴纳的阻塞费不考虑该合同源、荷双方所在的节点,而是将所有价差中长期合同的阻塞费相加,然后按机组上网比例分摊或分享;对于每一个绝对价格中长期合同,其阻塞费根据其源、荷所在节点的价格差决定。
以培训教材中的算例为例进行说明。有两台B类机组B1和B2,上网电量分别占5%和95%,按节点电价、交易量计算所需缴纳的价差中长期合同阻塞费分别为10万元和90万元,需要缴纳的绝对价中长期合同应缴纳的阻塞费分别为5万元和25万元。则B1和B2在实际市场中需要缴纳的价差中长期阻塞费分别为5万元和95万元,需要缴纳的绝对价中长期合同阻塞费分别为5万元和25万元,B1和B2需要缴纳的总的中长期合同阻塞费分别为10万元和120万元。如表1所示。
表1 中长期合约阻塞费分摊方式举例(算例1)
2、分析讨论
以上介绍的是2020年8月结算试运行的中长期合约阻塞费分摊方案,是根据2019年10月结算试运行方案修改而来。在2019年结算试运行方案中,尚没有绝对价格中长期合约,因此对所有中长期合约按上网电量分摊总的中长期合约阻塞费。在本次的方案中,由于增加了绝对价格中长期合约,设计者保持价差中长期合约的计算方式不变,对绝对价格中长期合约采用按合约实际的阻塞费结算的方法。
总体上,这是规则的一种进步,从阻塞费全部按邮票法分摊,变为一部分(绝对价中长期合约)按实际产生的阻塞费承担。
但是,当前的方法在价差中长期合约阻塞分摊时存在问题,可能会造成对部分市场主体不公平的结果:价差中长期合约阻塞费是按总的上网电量分摊,而不是按价差中长期合约电量分摊。下面以一个简单算例说明其可能存在的问题。
仍然假设市场中只有B1、B2两台机组。1)其所在节点相同,签订的总的合约电量也相同:均为1000MW。2)发电节点到统一结算点的价差为100¥/MWh。3)暂不考虑现货交易情况(现货交易量为零)。4)B1的合约全部为价差中长期合约,而B2的合约全部为绝对价中长期合约。计算可以得到:价差中长期合约和绝对价中长期合约的总阻塞费均为10万,总阻塞费为20万。则按照以上算法,价差中长期合约的10万元阻塞费按上网电量平均分摊给B1和B2(其总合约量相同),每台机组分别承担5万元。绝对价中长期合约阻塞费10万元完全由B2承担。汇总以后,B1、B2机组需承担的阻塞费分别为5万元和10万元。这个结果明显是不合理的。如果这样结算,不考虑其他影响电价的因素的情况下(用户95%的中长期合约量必须通过价差中长期合约实现),应尽量在价差中长期合约市场多签合约。
表2 中长期合约阻塞费分摊方式举例(算例2)
3、改进建议
从上面的算例看到,以上算法会造成价差中长期合约和绝对价中长期合约在阻塞费承担方面的不一致,并造成一些不必要的博弈。在价差中长期合约无法按节点电价计算阻塞费的情况下,可以考虑对价差中长期合约部分,按中长期合约量的比例对阻塞费进行分摊,而不是按总上网电量的比例分摊。
当然,由于当前在市场规则中有对价差中长期合约电量比例的限制(95%),价差中长期合约电量的比例和总上网电量的比例差别不会太大,这个规则目前可能不会产生太大的影响。但从规则科学性、可持续发展角度,应尽快进行完善。
另外,价差中长期合同中,所有发电企业按上网电量比例承担阻塞费,相当于认为不同位置的发电机组在电网使用权益上是一样的。但事后计算阻塞费的方法不利于市场主体提前预测阻塞费,也无法对市场提供节点位置信号。可以采取对发电机组分配输电权的方式:1)按发电的历史发电量情况和所在节点情况分配一定数量的输电权(免费分配);2)实际市场中所有交易按现货市场的结算规则计算需要缴纳的阻塞费。
2.3.3现货市场阻塞费
1、基本公式及思路
对现货市场的交易量,对用户采用“发电平均上网价”加“计算阻塞费”的方法进行结算,具体公式如下:
用户侧统一结算价=( 发电侧市场总电费+总阻塞盈余× 市场电量占比) /发电侧市场总上网电量
可以将其分解为下面三个公式:
用户侧统一结算价=发电平均上网价+计算阻塞费
发电平均上网价=发电侧市场总电费/发电侧市场总上网电量
计算阻塞费=市场电量占比*(总阻塞盈余/发电侧市场总上网电量)
这种方法的初衷,应该是试图计算出用户侧的结算价。在计量系统完备,所有用户所在节点也都很明确的情况下,根据市场出清得到的的节点电价,采用用户电量加权,就可以计算得到用户侧的加权平均价。但由于一些技术原因,目前无法准确得到各市场用户所在节点的情况,因此无法准确计算用户侧统一结算价。因此采用了上述的方法,其目的是计算出市场化用户的加权平均电价。
其是基于这样的思路:
发电侧上网电费+阻塞费=用户侧电费
上式中的第一项可以计算,但第二项无法准确计算:可以计算现货市场的总阻塞费,但无法将市场化阻塞费和非市场化阻塞费分开。因此,采用按电量比例分摊的方式计算,即按计划电和市场电的电量比例在计划电和市场电之间分摊总阻塞费。
2、分析讨论
这种方法解决了用户侧结算电价无法计算的问题,但可能造成以下问题:方法的分摊结果与市场化发电、市场化用户的节点分布及潮流方向有关,会导致一些不太合理的结果。
比如考虑以下情况:①如果系统有A、B两个节点,A节点连有G1和L1,B节点连有G2和L2;G1和G2出力分别为150MW和50MW,L1和L2均为100MW。②A、B节点的电价分别为300¥/MWh和800¥/MWh。③G2为市场发电,G1为计划发电。
根据以上方法,可以计算得到:
市场化发电上网电费=800*50=40000¥
总阻塞费=(800-300)*50=25000¥
市场化用户分摊阻塞费=25000*(50/200)=6250¥
市场用户侧统一结算价=(40000+6250)/50=925¥/MWh
按准确的现货市场电价计算方法,即使所有的市场用电都在B节点,电价也最高为800¥/MWh。但这种算法计算出了高于市场中的最高节点电价的电价:925¥/MWh。这显然是不合理的。为什会产生这个结果呢?如果对计划电采用类似的方法进行结算可以得到:
计划发电上网电费=300*150=45000¥
非市场用户分摊阻塞费=25000*(150/200)=18750¥
非市场用户侧统一结算价=(45000+18750)/150=425¥/MWh
同样,如果对非市场用户按准确的现货市场电价计算方法,电价最低的一种情况为:100MW在节点A,50MW在节点B,两个节点的负荷分别按所在节点的电价结算,总电费为70000(=300*100+800*50)元,大于上述计算出的63750(=425*150)元。也就是说,这种算法,使得原来享受低电价的非市场用户的电价更低,使得原来承受高电价的市场用户的电价更高。
当然,上述的分析结果取决于计划发电、市场发电所在的节点。如果市场发电为150MW,全部在A节点,而计划发电50MW全部在B节点,则上述方法的结果将是:使得原来享受低电价的市场用户的电价更低,使得原来承受高电价的非市场用户的电价更高。
3、改进建议
由于当前在用户侧采用的是全网统一价结算,相关机制的主要目标是资金的平衡。如果按上述方法计算用户结算价,将会产生阻塞盈余,最终仍然需要分配给市场主体。因此,最简单的方式是对用户直接用发电侧平均上网电价的方式确定统一结算电价。
-未完待续-
特别声明:北极星转载其他网站内容,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。
凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创,转载需获授权。
2024年4月18-19日,由北极星电力网、中关村华电能源电力产业联盟、山西新兴电力市场研究院联合主办的“2024年电力现货市场实务研讨会”在山西太原举办。行业同仁就我国统一电力市场建设、电力现货市场发展、绿电与绿证交易等话题进行了交流探讨。本次会议得到了山西省能源局、国网山西电力调度控制中心
【我们将按照国家构建新型电力系统的相关精神,持续深化电力市场改革,围绕“完善市场机制、统一规则体系、扩大市场范围”的远景目标,从完善市场规则、健全调控机制、强化风险防范、严格市场监管、培育新型主体等方面着手,推动电力市场向更加成熟、更加稳定、更加开放方向发展。】——山西省能源局总
为深入分析总结南方(以广东起步)现货市场机制运行情况,更好地发挥现货价格引导源网荷储规划,推动新型电力系统建设,近日,南方能源监管局组织广东市场运营机构开展电力现货市场引导源网荷储规划专题研究。该专题研究针对典型负荷特性下各地区现货市场价格总体分布、电源布局和关键电网工程建设对现
4月9日,浙江启动电力现货市场第6次结算试运行工作,标志着该省电力现货结算试运行时隔两年半重新启动。2019年,在政府相关部门的主导下,国网浙江省电力有限公司组织开展了首次电力现货市场结算试运行。截至2021年12月,该公司累计开展5次现货结算试运行,为保障浙江电力现货市场未来长期稳定运行打好
科学合理设计新型电力系统建设路径是当前重大战略任务,电力体制机制建设是其重要内容,与技术创新、商业模式创新共同驱动新型电力系统发展。源网荷储多向协同、灵活互动、一体化运营是新型电力系统的坚强支撑,分布式电源、储能是重要的技术组成。当前,我国电力市场范围、规模逐步扩大,竞争成效不断
一图读懂|《浙江电力现货市场规则》
2024年2月23日,甘肃电力交易中心发布公告,电力用户可于当月27日起在D+3日滚动融合交易序列既能增持用电合同,也能减持用电合同,标志着电力用户正式步入“买”和“卖”双向交易的开端。同时,各交易时段限价由火电中长期上限价变为现货市场限价。(来源:微信公众号“兰木达电力现货”作者:李禹辰)
近年来,随着我国电力市场建设速度的加快,电力市场的交易品种逐渐走向多元化、精细化。在已经开展了现货运行及结算的市场中,这种多元化、精细化主要体现在中长期交易品种上。(来源:微信公众号“兰木达电力现货”作者:张盛恺)以山西市场为例,中长期交易品种包括年度、多月及月度的双边交易,年度
随着新能源渗透率快速发展,受天气因素影响,电力市场供需态势变化剧烈,电力现货价格也大幅波动,1天之中的96点分时价格(每个15分钟对应一个价格)可能上天入地(低的时候落地0或者-1毛/kWh的价格下限,高的时候到达1.5元/kWh及以上的价格上限),分时、分日、分月均价的分布特征也变化莫测。电力市
北极星售电网获悉,安徽电力交易中心发布关于征求对《安徽电力现货市场运营基本规则》及配套细则意见的函,包含安徽电力现货市场运营基本规则(结算试运行第4版)、安徽电力现货市场结算实施细则(结算试运行第4版)、安徽电力现货电能量市场交易实施细则(结算试运行第4版)、安徽电力现货市场信用管
电力现货市场作为全国统一电力市场体系的重要组成部分,已经进入“转正”与提速阶段。2023年,国家有关部门关于电力现货市场建设的文件密集出台,首个国家层面电力现货市场交易基本规则发布,明确各省区电力现货市场建设进度全国一盘棋加速推进电力现货市场。山西省、广东省电力现货市场从试运行状态转
天津市燃煤标杆电价为0.3655元/度。代理购电价格:代理购电价格由当月平均上网电价和历史偏差电费折价构成。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)23年6月份至24年4月,天津代理购电价格统计如图:输配电价:天津市输配电价如图:上网线损费:天津电网第三监管周期综合线损率为4.09%,23年6月份至24年4月
PART.01本周市场综述市场供需趋势市场供需趋势,本周网供电量环比上周上涨5.7%;水电上网电量环比上周上涨25.2%;火电上网电量环比上涨0.2%;新能源上网电量环比上周下降3.4%;外购电量环比上周下降3.91%;留川电量环比上周下降1.2%;外送电量环比上周上升130.5%。综合来看,本周各项指标的趋势表现为
习近平总书记在中共中央政治局第十二次集体学习时强调,能源安全事关经济社会发展全局。积极发展清洁能源,推动经济社会绿色低碳转型,已经成为国际社会应对全球气候变化的普遍共识。我们要顺势而为、乘势而上,以更大力度推动我国新能源高质量发展,为中国式现代化建设提供安全可靠的能源保障,为共建
随着国际社会应对气候变化行动的深入推进,越来越多的国家提出能源低碳转型战略目标,发展风电、光伏等可再生能源,以解决或缓解全球能源和气候危机。根据国际能源署发布的《2023年可再生能源》报告,2023年,全球新增可再生能源发电装机容量达到507吉瓦,累计装机容量较前一年增加50%。可再生能源在全
自《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知(发改价格2021[1093])》公布以来,各地区分时电价政策的修改愈发频繁。为了落实文件要求,各地在原有峰、平、谷三个分时时段基础上,纷纷增加了尖峰时段,也有地区开始采用深谷时段。不同季节,不同月份的分时时段设置也不再趋同,这样也随之带来
4月8日,天门市发展和改革委员会发布《天门市工商业分时电价机制有关事项的政策解答》,详情如下:为充分发挥价格杠杆作用,改善我省电力供需情况,更好引导用户削峰填谷,进一步降低企业用电成本,促进能源绿色低碳转型,湖北省发改委发布了《关于完善工商业分时电价机制有关事项的通知》(鄂发改价管
4月10日,随着8461张电费结算账单全部完成出具,“阳光掌柜”平台3月电费结算工作在历时7天、3次结算策略迭代升级后落下帷幕,这是浙江省电价新政实施后该平台的首次结算。据介绍,为保障电力安全稳定,促进能源绿色低碳发展,浙江省发展改革委发布了《关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知》
福建省的燃煤标杆电价为0.3932元/度。工商业用户电网代理购电价格工商业用户代理购电价格由上网电价和历史偏差电费两部分组成。2023年6月至2024年4月,福建省代购电价如下表:其中平均上网电价如下图,可见受煤电容量两部制电价拆分影响,24年1月起,上网电价较去年有所降低。输配电价第三监管周期国家
煤电脱硫电价(来源:微信公众号“电价研究前沿”作者:电价小超)煤电脱硫电价是对新(扩)建符合环保规定的煤电脱硫设施,或现有煤电机组完成脱硫改造,提供的上网电价支持性政策。按照《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》(发改价格〔2007〕1176号)规定,新(扩)建燃煤机组必
4月4日21时,随着营销2.0系统中最后一笔电费成功发行,国网甘肃兰州供电公司首月全量用户电费发行工作顺利完成,标志着该公司电费发行工作成功迈进“营销2.0”时代新阶段。“需要注意的是2.0系统算费规则发生了较大的变化,大家在核对数据的时候一定要严谨、仔细。”4月1日,国网兰州供电公司电费计量
目录销售电价是各级价格主管部门通过正式文件印发的用户用电价格,电价水平中含政府性基金及附加、增值税,通常简称为目录电价。我国从1961年开始执行统一的目录销售电价。2021年11月,取消了工商业用户目录销售电价,居民(含公益性事业用户)、农业用电仍保持执行。(来源:微信公众号“电价研究前沿
近日,广东省新能源入市规模已突破1000万千瓦,约占省内总装机容量的7%,广东迈出了新能源全面入市的关键一步。据悉,2022年底,广东在南方电网范围内率先启动新能源试点参与电力现货市场交易。2023年广东新能源参与现货市场结算电量累计约1亿千瓦时。今年1月起,广东省内220千伏及以上电压等级的中调
广东电力现货市场28日晚转入正式运行。预计广东省2024年市场用户电量将超过6000亿千瓦时,参与市场交易的发电总容量将超过1.5亿千瓦。电力作为一种特殊商品,难以大规模直接储存,需要实时平衡。电力现货市场根据发电、用电双方的实时供求情况,有效发现不同时间、不同空间的电能价格,推动社会高效经
北极星电力网获悉,12月29日,广东电力交易中心公布了《广东省发展改革委国家能源局南方监管局关于广东电力现货市场转正式运行的通知》。
近日,南方(以广东起步)电力现货市场连续结算试运行满两周年。两年来,市场电量合计约10741亿千瓦时(含代购用户电量4711亿千瓦时),其中现货电量437亿千瓦时,日前现货均价为0.519元/千瓦时,较市场参考价上涨12%。两年来,南方(以广东起步)电力现货市场成功应对了能源量紧价高、电力供需余缺急
北极星售电网获悉,广东电力交易中心发布关于南方(以广东起步)电力现货市场2023年12月结算运行有关安排的通知。本月先后开展绝对价格月度交易、多日交易,所有交易均带曲线,其中代购市场电量、可再生交易电量等按典型曲线统一分解至小时,典型曲线见附件1。详情如下:
10月27日,广东省发展改革委国家能源局南方监管局印发《南方(以广东起步)电力现货市场建设实施方案(试行)》的通知,通知指出,引入有可再生能源电力消纳需求的电力用户,通过售电公司或直接与符合条件的风电(含分散式风电和海上风电)、太阳能发电(含分布式光伏发电和光热发电)、常规水电、生物质发
北极星储能网获悉,10月27日,广东省发改委、国家能源局南方监管局印发《南方(以广东起步)电力现货市场建设实施方案(试行)》。文件提出:为促进储能电站等固定成本有效回收,研究建立容量补偿机制。容量补偿费用标准根据机组(电站)投资建设成本及市场运行情况进行测算。后续研究建立容量市场机制。发
北极星售电网获悉,10月27日,广东省发改委、国家能源局南方监管局印发《南方(以广东起步)电力现货市场建设实施方案(试行)》。文件提出:条件成熟时,研究建立输电权交易机制、容量市场;探索开展电力期货和电力场外衍生品等交易;建立健全适应新型能源体系的市场交易机制,促进电力市场与一次能源、碳
2023年9月21日,广东电力交易中心发布《广东省独立储能参与电能量市场交易细则(试行)》。建立健全独立储能参与电能量市场交易机制,构建独立储能价格市场形成机制,逐步完善广东新型储能商业运营模式,激励储能技术多元化发展,提升电力系统调峰、调频、爬坡等灵活调节能力,保障电力安全可靠供应,
关于南方(以广东起步)电力现货市场2023年10月结算运行有关安排的通知
南方(以广东起步)电力现货市场2023年9月现货结算运行日报(09.14)
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
姓名: | |
性别: | |
出生日期: | |
邮箱: | |
所在地区: | |
行业类别: | |
工作经验: | |
学历: | |
公司名称: | |
任职岗位: |
我们将会第一时间为您推送相关内容!