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
看到题目,大家是否会问,能量市场是能量市场,输配电是输配电,两者没有什么关系吧。实际上,两者之间有很大的关系。国际上不同的国家采用不同的能量市场的定价体系有很多方面的原因,其中输配电领域的管制、定价、权利分配的不同是很重要的一个方面。前面的文章(参考:电力市场设计相关问题讨论)提到,电力市场的设计是一个体系,不同的环节之间要协调、一致,其中能量市场和输配电服务市场的协调就是最重要的一个方面。本文结合一些典型国际电力市场的经验,对电力市场中能量定价和输配电定价之间的协调问题进行讨论。
(来源:微信公众号 走进电力市场 作者:荆朝霞)
一、输电服务定价概述
为了能更加深入理解这个问题,首先对输电服务的定价相关理论进行简单介绍。
由于电网的规模经济性,即使在引入竞争的电力市场中,电网一般仍保持垄断。考虑到其垄断性,电网的收费需要受到政府较为严格的管制。
输电定价的管制包括两个大的方面:总的准许收入和价格结构。总的准许收入决定电网公司的总收入\总效益,主要考虑电网的成本和企业绩效来确定。价格结构是指总准许收入在不同的电网用户之间的分摊。也就是说,电网的成本,由谁来承担,谁承担的多一些,谁承担的少一些。
我们重点来讨论成本分摊或者说输电定价的问题。
输电定价的方法需要考虑以下几个方面的问题:
1)保证电网成本的回收或总准许收入。
2)能有效引导电力系统的可持续发展和安全经济运行。
3)对不同的电网用户的公平。
第一点要求比较容易理解和实现。第二点是效率,要求输电价格能够正确的反映相关的经济信息,激励电网用户(发电和负荷)通过合理的选址和制定运行策略来促进电网的安全经济。第三点是公平,相对比较复杂。
首先,什么叫公平?一般来说,需要考虑以下因素。
1)电力市场初期,考虑历史的情况和搁置成本。在电力市场改革以前,电力系统的规划、运行都受到相关政府部门的严格管制。电网的建设、电源的建设都是一种社会化的计划行为,相关的价格机制会保证电网、电源的收入。对用户来说,电是一种公共品,价格是比较固定的,不会太多随时间、位置的变化而变化。电力市场以后,电厂的发电量、上网电价由市场决定,用户的购电价格也由市场决定。这样,一些电厂、用户的利益会产生一定变化。比如,如果现货市场采用节点定价机制,一些区域的电厂的电价可能会下降,一些区域的电厂的电价可能会上升。市场改革初期,需要考虑这些问题的处理方式。这也可以说是搁置成本问题:由于市场化改革,导致以前机制下可以回收的成本无法回收,这部分成本就是搁置成本。如果在电力市场改革的时候没有考虑这些问题,可能会造成一些公平方面的问题。
2)支付的输电价格与其对电网的影响及获得的权利相匹配。产品的定价一般考虑两个方面:生产者的成本和消费者的效益。价格只要处于两者之间就是合适的。对管制性服务或产品,不同消费者承担的费用应该与其造成的成本或其获得的效益正相关,否则也是一种不公平。对于输电服务来说,输电价格的水平应该与电网用户获得的相关权利有关:缴纳了更高的价格,应该有更多的权利。电力市场中输电定价的一个关键问题是,如何定义输电的权利?不同国家有不同的处理方法。
二、能量市场定价概述
能量市场的定价需要考虑多个方面的问题,包括启停成本的处理、容量成本的处理、阻塞成本的处理等。这里主要从阻塞管理的角度对能量市场的定价进行讨论。
如果电网容量不受限制,也就是说没有阻塞的发生,同时不考虑网损,则全系统(不同节点、不同区域)的能量价格是相同的,没有阻塞成本。
如果系统发生了阻塞,则需要重新进行发电调度,成本(报价)高的电厂增加出力,成本(报价)低的电厂减小出力。这样,不同地区(节点)增加负荷的边际成本将发生变化,按照边际成本理论的区域(节点)价格也将发生变化,进而对不同区域(节点)的电厂和用户的利益造成影响。
发生阻塞后,需要进行以下两项工作:1.阻塞调度;2.阻塞成本的分摊。不同的阻塞管理方法的区别也主要在这两个方面。
1、阻塞调度
1)事前阻塞管理
考虑网络约束的调度方法有两大类:事前阻塞管理和事后阻塞管理。事前阻塞管理中,在调度、出清的模型中就考虑各种网络约束,保证市场出清的结果是可行的,不需要另行处理。这种情况下,不同的区域(节点)会产生不同的能量价格。市场中的发电和负荷一般都按照所在区域(节点)的电价进行结算。
2)事后阻塞管理
事后阻塞管理中,在进行发电调度和能量市场的出清时,先不考虑网络约束,即进行一次无约束出清,将这次出清的结果作为能量市场定价、结算的依据。然后考虑网络约束再进行一次出清,并将考虑网络约束出清的结果作为调度的依据。对于两次调度结果的发电出力不一样的机组,对其受影响的处理按某种方式进行补偿。
3)两种方式的比较
两种阻塞调度,如果报价相同,采用的网络模型、网络约束相同,则最终的调度方案是一样的。不同的,主要是结算机制,或者说阻塞成本的分摊机制。
在事前阻塞管理中,发电和负荷按所在区域(节点)的电价结算,不同区域(节点)的能量价格已经反映了不同区域(节点)的阻塞成本。
在事后阻塞管理中,所有发电和负荷的能量价格相同(无约束出清价),阻塞成本另行规定相关的收取和分配方式。
我们在下一小节中对这个问题进行更详细的分析。
2、阻塞成本
首先来看下不同的阻塞管理机制下能量市场的价格的变化和相关市场主体的收益的变化。
1)系统基本情况
以简单两节点系统为例进行说明。系统中具有两个节点A和B,节点之间有一条线路AB,最大输电能力是PmaxAB。A节点接有发电机G1和负荷L1,B节点接有发电机G2和负荷L2。
图1 简单两节点系统
假设G1和G2的报价分别为c1=200元/MWh和c2=300元/MWh,机组最大出力分别为PmaxG1=280MW和PmaxG2=120MW。假设L1和L2负荷分别为PL1=170MW和PL2=100MW。系统按照总购电成本最小的原则确定发电调度。
2)基本场景分析
考虑机组最大出力、输电极限等不同的情况,对以下几种场景进行分析。
表1简单系统典型场景
表格中,MCP0代表无约束出清的电价,LMPA、LMPB分别代表约束出清下A、B节点的电价。
以上四种场景中,场景1、2约束出清和无约束出清的结果相同,场景3、4下约束出清的结果发生了变化。从表中看到,约束出清下,节点电价有可能比无约束出清高(情景3下的节点B),也可能比无约束出清价低(情景4下的节点A)。不同的出清机制下,不同位置的发电企业的收益发生了变化。总体上,对于阻塞限制出力受限地区(本例的节点A),价格不变或降低;对阻塞限制出力增加地区(本例的节点B):价格不变或升高。
3)阻塞引起的发电成本变化
阻塞成本可以从整个系统角度分析或者从市场主体角度分析。市场主体的阻塞成本与成本分摊方案有关,系统的阻塞成本仅与市场主体的报价、网络参数等有关。这里首先系统的阻塞成本进行分析。
系统的阻塞成本,简单的说就是由于阻塞系统增加的发电成本。
发电成本又可以从两个角度分析:(1)真正的发电成本;(2)购电成本。
实际电力市场中,发电企业的发电报价不一定等于真实的成本。但是根据机制设计理论,设计良好的市场机制下,市场成员的最佳报价策略应该是按真实的成本报价。这里为简化分析,假设电厂的报价为其真实的成本。Σcost表示总发电成本,Ccong表示阻塞造成的发电成本的增加。
表2简单系统典型场景下的阻塞成本(发电成本)
Σcost,1= 270*200=54000元
ΣΣcost,2= 250*200+20*300=56000元
Σcost,3= 230*200+40*300=58000元
Σcost,4= 230*200+40*300=58000元
C1cong,3=58000-54000=400元
C1cong,4=58000-56000=200元
4)阻塞引起的总体购电成本变化
阻塞引起的购电成本的变化与系统的阻塞管理方式有关。
(1)(模式1)对无约束出清出力按无约束出清电价结算,对由于约束造成的出力变化进行补偿。
①按照根据报价计算的机会成本补偿(模式1-1);
②按照申报的上调、下调报价补偿(模式1-2);
③按照合同约定的价格补偿(模式1-3);
④按照核定的成本进行补偿(模式1-4)。
(2)(模式2)对所有的发电和负荷按照其所在(区域)节点的LMP结算
①分配输电权给负荷,将阻塞盈余分配给输电权所有者(模式2-1);
②不进行输电权的分配,将阻塞盈余分配给所有用户(模式2-2);
③分配输电权给发电,将阻塞盈余分配给输电权所有者(模式2-3);
④将一部分输电权分配给发电,另外一部分分配给用户,将阻塞盈余分配给输电权所有者(模式2-4)。
模式1-1:这种方法对应英国第一阶段改革Pool模式。由于阻塞出力增加的部分称为限上,由于阻塞出力减小的部分称为限下。对限上部分按照报价支付。本例中,限上就是机组2由于阻塞增发的部分,在情况3、4中分别为40MW、20MW,按其报价300支付。对限下部分按照(MCP-报价)支付(如果报价反映电厂的成本,这个差价就反映其由于阻塞损失的收益)。本例中,限下就是机组1由于阻塞减发的部分,在情况3、4中分别为40MW、20MW,分别按照(200-200)、(300-200)支付。表3中Σbuy指无阻塞下的总购电成本,B1cong指模式1下阻塞造成的购电成本的增加。B1cong包括三个部分:支付给限上机组的补偿、支付给限下机组的补偿、减少的限下机组的支出。
表3简单系统典型场景下的阻塞成本(模式1)
C1Gen0,3= 200*270=54000元
C1Gen0,4= 300*270=81000元
B1cong,3=300*40+0*40-200*40=4000元
B1cong,3=300*20+100*20-300*20=2000元
C1Gen,3= 54000+4000=58000元
C1Gen,4= 81000+ 2000=83000元
模式1-2:这种方法对应英国的Betta和Neta模式。英国从POOL的强制电力库模式到以双边交易为主的Betta和Neta模式,看起来发生了很大的变化,但其阻塞管理的基本理念没有大的变化。从阻塞管理的角度的变化主要是:无约束出清后,要求市场成员另外申报上调、下调的报价(Offer/Bid),如果系统发生阻塞需要对市场成员的出力进行调整,则按照其上调、下调的报价进行补偿。另外,无约束出清的过程从单边的强制电力库变为了自由的双边交易。如果市场成员申报的(BId/Offer)报价与其机会成本相同,理论上结果与模式1是一样的。
模式1-3:这种方法在英国和澳大利亚都有应用,对一部分市场成员,通过事前签订的合同对其由于阻塞限上、限下的部分进行补偿。这主要是考虑到在系统发生阻塞的情况下,按限上、限下补偿的机制会造成一些机组具有较大的市场力,通过签订长期合同可以在一定程度上对这种市场力进行限制。
模式1-4:为了进一步限制市场力,可以通过政府或独立的机构对发电的成本进行核定,按根据成本计算得到的机会成本进行补偿。
模式1下的四种模式1-1、1-2、1-3、1-4的区别主要是对帮助系统进行阻塞调度的市场成员(阻塞服务的提供者)的补偿方式不一样。但其基本思路都是要对其进行补偿。为什么要对其补偿?主要与相关的输电定价方法有关:参加能量市场的市场成员已经缴纳了输电费,电网具有保障市场成员在电网范围内进行电力输送的义务。如果由于电网的原因调整其出力(即发生了阻塞),则需要对其进行一定的补偿。
模式2是基于节点电价体系的阻塞管理,美国大多数市场采用这种模式。如果系统发生阻塞,则不同区域(节点)的电价不同,在发电和负荷都按照节点电价结算的机制下,会产生阻塞盈余(从用户收取的费用大于支付给电厂的费用)。不同的方法主要是对阻塞盈余的分配方式不一样。一般通过输电权的方式分配。将阻塞盈余的收益权分配给输电权的所有者。而输电权的分配则主要靠考虑历史、输电定价等因素。
表4简单系统典型场景下的阻塞成本(模式2)
C2L= 170*200+100*300=64000元
C2Gen= 200*230+300*40= 58000元
Ccong=64000-58000=6000元
5)不同模式下的阻塞成本比较
可以看到,模式1和模式2下,发电调度方案一样,总发电成本也一样。
从整体的系统购电成本CL的角度,不同的情况下有不同的结果:场景3下模式2的总购电成本高于模式1,而场景4下的总购电成本低于模式1。
模式1下,场景3和场景4的购电成本有较大的差别,而模式2下,场景3和场景4的购电成本相等。场景3和场景4的差别主要是G1的容量不同。模式2下,反映出了节点A发电容量的不足,给出了比较高的缺稀收益。
模式2下,产生了6000元的阻塞收益。如果将阻塞收益分配给负荷,则可以在一定程度上降低用户的购电成本。
总结
电力市场中,用户获得的电力服务是发电服务、输电服务、配电服务等的综合,电力市场设计中,各个环节的定价机制也需要协调和配合,尤其是输电价格机制和能量定价机制。本文对输电定价和能量定价需要考虑的问题、主要的分类进行了简单的讨论。后续文章再结合不同国家的做法进行进一步的探讨。
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。
美国70%的电网接入和输配电设施已老化和落后,某些地区电网传输线路甚至严重不足。这不仅使得“风光”等清洁电力难以高效并网,甚至无法实现高效输电。“美国现在是芯片短缺,然后会出现变压器短缺,未来还将出现电力短缺。”特斯拉创始人兼首席执行官马斯克日前公开表示。随着人工智能、比特币挖矿日
日前,太阳电缆发布2023年度业绩报告。2023年公司合并报表实现营业总收入1,354,466.33万元,同比增加44,141.89万元,增长3.37%;实现利润总额23,591.34万元,同比减少6,537.49万元,下降21.70%;实现净利润17,558.93万元,同比减少5,403.42万元,下降23.53%,其中归属于上市公司股东的净利润17,654.83万
2023年,起帆电缆实现营业收入人民币2,334,840.89万元,同比增长13.10%;实现归属于上市公司股东的净利润人民币42,318.92万元,同比上升15.42%;实现归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润人民币32,143.22万元,同比下降16.12%。分产品来看,2023年公司主营业务中,电力电缆收入153.89亿元,同
4月10日晚,万马股份公布2023年业绩报告,公司全年实现营业收入151.2亿,同比增长3.04%,实现归母净利润5.55亿,同比增长34.97%。值得一提的是,海控集团入主万马股份以来,公司净利润连续4年实现增长,复合增速达25.9%。据了解,万马股份拥有电力电缆、新材料、新能源“一体两翼”三大业务。去年全年
宝胜股份公告称,2023年全年公司实现营业收入43,798,337,481.94元,比去年同期增长5.59%;归属于上市公司股东的净利润31,024,476.23元,同比减少52.52%;归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润30,562,858.34元,同比增长62.13%。公司运行总体趋好。其中,电力市场,股份母公司中标金额、排产金
近日,中国西电公布2023年财报称,2023年,中国西电累计实现营业收入208.48亿元,较上年同期185.54亿元增加22.94亿元,增幅12.36%;实现利润总额11.07亿元,较上年同期8.89亿元增加2.18亿元,增幅24.52%;归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润6.41亿元,较上年同期2.64亿元增加3.77亿元,增幅
西高院2023年在科创板成功上市。公司在常州、沈阳分别设有全资子公司西安高压电器研究院常州有限责任公司和沈阳变压器研究院有限公司。在青岛与海检检测有限公司合资设立青岛海洋电气设备检测有限公司,主要开展海洋电气设备及电力电子新能源领域的检验检测、认证、检验检测技术开发与咨询服务。西高院
2023年8月30日,宏盛华源取得中国证监会关于首次公开发行股票注册的批复,12月22日,在上海证券交易所发行上市,成功登陆资本市场,成为中国输电线路铁塔央企第一股。2023年,公司实现营业收入92.95亿元,同比增长5.98%,销售规模进一步增长;归属于上市公司股东的净利润1.24亿元,同比下降25.16%,主
2023年,中国西电累计实现营业收入208.48亿元,较上年同期185.54亿元增加22.94亿元,增幅12.36%;实现利润总额11.07亿元,较上年同期8.89亿元增加2.18亿元,增幅24.52%;归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润6.41亿元,较上年同期2.64亿元增加3.77亿元,增幅142.48%。营业收入变动原因说明:
平高电气4月10日晚间发布年度业绩报告称,2023年营业收入约110.77亿元,同比增加19.44%;归属于上市公司股东的净利润约8.16亿元,同比增加284.47%。2023年,公司聚焦主责主业,进一步优化产业布局。高压业务实现营业收入61.56亿元,同比增长23.67%,盈利能力、核心竞争力、行业引领力持续提升。配电网
许继电气4月10日晚间发布年度业绩报告称,2023年营业收入约170.61亿元,同比增加13.51%;归属于上市公司股东的净利润约10.05亿元,同比增加28.03%;研发投入7.94亿元,同比增长13.60%。2023年度,公司聚焦“七条主线”,锐意进取、真抓实干、敢为敢创、奋力攻坚,经营质效大幅提升,发展布局进一步优化
近日,广西电力交易中心发布关于拟列入2024年(4月第2批)广西电力市场交易发电企业交易单元准入名单的公示,详情如下:关于拟列入2024年(4月第2批)广西电力市场交易发电企业交易单元准入名单的公示根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其配套文件精神
北极星售电网获悉,近日,广东省能源局发布关于售电公司退出广东电力市场的公示,共71家拟退市的售电公司。详情如下:广东省能源局关于售电公司退出广东电力市场的公示广东电力交易中心按照《国家发展改革委国家能源局关于印发售电公司管理办法的通知》(发改体改规〔2021〕1595号)要求,组织开展售电公
一季度以来,东北公司大连开热分公司共计签订46份电力市场化售电代理协议,累计协议电量7.8462亿千瓦时,经辽宁省国网公司审核,成功与电力用户捆绑、备案并参与辽宁省交易中心组织的电力市场化中长期交易,该公司以“满格”工作状态多维发力开启冲刺模式,蓄力造势跑好开局“第一棒”,实现“开门红”
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
3月18日,国家发展改革委公布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》,可再生能源在“价”于2021年迎来翻天覆地的变化后,“量”上也很有可能迎来巨大改变,这是整个电力市场改革潮流对于行业的影响。那么,作为更上游的新能源经济性评估工作,有必要未雨绸缪,以动态评估(现货市场仿真)取代过去
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
北极星售电网获悉,黑龙江电力交易中心发布2023年黑龙江电力市场运行情况,详情如下:一、市场主体注册情况截至2023年末,黑龙江电力交易平台已注册市场主体2801家,同比增加39个。其中,发电企业485家,同比增加17户;电力用户2142户,同比增加43户;售电公司173家,同比减少21家;电网企业1户(电网
北极星售电网获悉,青海电力交易中心发布关于开展部分小水电市场注销工作的通知(第二批)。市场注销名单中所列的23座小水电站应于2024年4月20日前登录青海电力交易平台上传法人签字并加盖公司公章的市场注销声明(见附件3)、市场注销申请表见附件4),主动履行电力市场自愿注销手续,退出电力市场。对于
2024年3月份江苏电力市场经营主体目录
4月16日,黑龙江电力交易中心公示2024年1月-3月退市市场经营主体名单,详情如下:
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
合理的跨省区输电定价机制是实现跨省区电力交易公平竞争、资源在更大范围内优化配置的前提。针对中国跨省区输电定价机制存在的问题,从成本分摊和输电价格结构角度,提出一种基于“点费率”的跨省区输电定价方法。
近日,国家发改委发布《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(征求意见稿)》(以下简称“征求意见”),对《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》(发改价格规〔2017〕2269号)(以下简称“原办法”)进行了修订、完善。征求意见在计算方法及参数上作了较大调整。
【序】电力市场改革是一个系统工程,包括交易机构建设、零售市场建设、批发市场建设、输配电监管及定价方式改革等。改革各方面是有机的整体,必须相互协调,否则可能影响市场红利的发挥,甚至阻碍改革的进程。我们目前在推进区域统一现货市场、全国统一现货市场的建设。这里结合现货市场建设谈谈对跨省
【引言】价格机制是所有市场设计的核心。电力市场中,与电网相关的约束的处理(阻塞管理)、定价及结算机制是不同市场模式的核心区别之一。在对两种典型的市场模式(事前阻塞管理和事后阻塞管理)进行分析和讨论后,本文提出一种新的现货市场出清及结算方法。该方法可以在对市场提供一定的位置信息的情
上一篇里(深度|电力市场中输配电定价和能量定价之间的协调问题),主要对市场总体的电价、阻塞成本、发电侧和用户侧的成本等进行分析。这一篇里对不同位置(节点)的市场参与者的成本、收益和利润进行分析,进而讨论与输电定价之间的关系。(来源:走进电力市场作者:荆朝霞)一、系统和市场模式概述
本文是肖江同学的硕士毕业论文的简要介绍,指导教师为荆朝霞教授。绪论价格是一切市场的核心,电价机制也是电力市场设计的核心内容之一。合理、有效的电价机制可以为各市场主体提供有效的、准确的激励信号,引导市场主体的运行和投资,促进电力市场、电力行业的健康、可持续发展。电网是电力传输的通道
0、引言合理的输电定价是实现电力市场公平竞争的前提之一,也是我国电力体制改革当前阶段的关键内容之一。输电定价主要包括两个方面的内容:一方面是输电公司总的年度准许收入的核定,即价格水平的核定,另外一方面是总收入在不同的输电用户之间的分摊,即价格结构的核定。我国电力体制改革9号文及相关
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!