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4、输电权收益
模式2四种子模式下的输电权收益如表5所示。
表5模式2下的输电权收益
5、模式2的总体结算结果
模式2四种子模式下的各市场主体的总体的结算结果如表6所示。由于场景3和4下各种市场模式下的结算结果都相同,在表格里将这两种场景的结果合并一起展示。场景1和场景2下,由于阻塞价格为零,输电权收益为零,各种子模式下结果也均相同。由于各种模式中均没有分配输电权给发电,所以发电各种模式下的结果相同。
表6模式2下的总结算
可以看到,节点定价体系(模式2)下,当发生阻塞时,发电和负荷均按节点电价结算,会产生阻塞盈余。如果事前分配了输电权,可以将阻塞盈余分配给相应的市场参与者。
如果分配给市场成员的输电权数量大于实际的潮流(模式2-1-2和模式2-1-4),则会产生阻塞盈余的缺额(-4000):阻塞盈余(6000元)小于需要付给输电权所有者的阻塞收益(10000元)。如果需要保证阻塞管理方面资金的平衡,可以在事后结算时采用等比例调整具有输电权的市场成员的输电权收益的方法(相当于减少了分配给市场成员的输电权,使其正好等于线路的实际潮流)。
模式2-1-1和2-1-3的区别主要是输电权分配的方式不一样,模式2-1-1下将阻塞线路的输电权分配给了受到阻塞约束外电无法送入地区(B地区)的负荷,模式2-1-3下则将阻塞线路的输电权按邮票法分配给所有节点的负荷。
在模式2-2-2下,各负荷(L1和L2)的总费用均与无约束出清(场景1)相同。也就是说,负荷的费用完全不受阻塞的影响,阻塞的风险完全规避。但是,由于付给负荷的输电权收益(10000元)大于能量市场获得的阻塞盈余(6000元),阻塞管理的费用收支不平衡,产生了缺额。
模式2-2-1下,受阻塞影响的负荷(L2)由于阻塞增加的成本(4000元)相比没有输电权分配情况下(10000元)降低(降低了6000元),但没有完全消除(仍有4000元成本)。这种模式下阻塞管理的相关费用可以收支平衡。
模式2-2-3和2-2-4下,未受阻塞影响的负荷(L1)由于分配到了部分输电权,获得了一部分输电权收益,总的购电成本相比没有阻塞前更低。2-2-3及2-2-4的区别与2-2-1和2-2-3的区别类似,主要区别在于是否能保持阻塞管理费用的收支平衡。
三、能量市场定价方式的选择及与输电定价的关系
从上面的分析看到,能量市场考虑阻塞的不同处理方法,有很多种定价方法。不同的定价方法下,各市场成员的成本、收益、利润等都会有一定的不同。以上介绍的各种方式,都可以在一些实际电力市场中找到应用(或一些变形)。实际电力市场设计中,如何进行选择呢?
不同的能量市场定价方法,或者说阻塞管理方法的区别,本质上反映了对输电服务的责任、权利的理解的不同。
1、模式1(事后阻塞管理,统一定价)
模式1下,首先无约束出清计算得到出清价、出清量,即初步的结算结果。然后考虑网络约束重新出清,对因阻塞引起的发电出力调整进行补偿,保证其利润不受变化。因阻塞造成的发电成本的增加按邮票法分摊给不同位置的负荷,不同位置的负荷承担的电价也相同。这种方式实际上隐含了这样的逻辑:处于不同电网位置的发电企业和用户都有平等的使用电网的权利。或者说,电网有责任、有义务保证所有位置的发电、用户的电力交易的需求,如果由于网络约束的原因造成了其交易电量的变化,电网有责任进行补偿。
有人会问,处于不同位置的发电或负荷对电网的影响是不一样的,造成的电网的成本也是不一样的:远离负荷中心的发电的电网成本更高,凭什么与在负荷中心的发电有同等的使用电网的权利?
这主要与相关的输电定价机制有关。比如,英国采用的是模式1的阻塞管理方式,这与英国的输电定价方法是对应的。英国的发电和负荷都需要支付输电费用,输电费用按一种与位置相关的定价方式收取,简单的说:远离负荷中心的发电和远离电源中心的负荷需要支付较高的输电费,而靠近负荷的发电和靠近发电的负荷的输电费相对较低。
这样,就可以理解模式1的逻辑了:电网的用户(发电和负荷)都已经按其所在位置支付了输电费,传输成本高的,已经缴纳了较高的输电费,这样,不管在什么位置的发电或负荷,都有平等的在英国电网范围进行电力交易的权利。对由于网络阻塞造成的发电出力的调整(限上和限下),按照机会成本的原理进行补偿。
2、模式2(事前阻塞管理,节点定价)
模式2下,不需要进行一次无约束出清,直接进行考虑网络约束的出清,发电和负荷都按照所在节点的电价进行结算。这种方式下,如果发生阻塞,则导致不同位置的电价不同,从而产生阻塞盈余。需要进一步定义阻塞盈余的分配方法。
阻塞盈余的分配方法实际上也与输电服务定价方法有关。
1)如果阻塞线路是商业的投资机构投资的,一般允许将阻塞盈余分给相应的线路投资机构。在欧洲有许多这样的案例。特别是一些直流线路,可以控制线路上的功率。商业投资机构从线路两端的价格差获得收益。并可以根据需要调整线路的功率。但是,很多研究结果和实际案例表明,这种方法常常导致线路的投资机构不能获得足够的收益补偿其成本。而且本身这种机制存在一些不合常理的问题:输电容量越大,线路两端的价差越低,导致计算出来的阻塞盈余可能反而减少。极端情况下,当输电容量大到不发生阻塞以后,阻塞盈余变为零。这个问题的主要原因是:阻塞盈余反映的是线路在现有容量基础上增加容量造成的社会福利的增加(发电成本的降低),并不能反映线路整体对系统总的福利的贡献。可以用这个信息进行发电投资和输电投资的选择,但无法保证输电成本的回收。已经有一些学者研究了一些其他的方法,比如商业线路投资机构的收益包括一部分固定收益和阻塞收益等。
2)如果阻塞线路是由受管制的、垄断的电网公司投资的,阻塞收益可以用来分配给电网的使用者,或者用来降低输电准许收入。
(1)分配给电网的使用者。对于电网的长期用户,已经签订了输电服务合同,缴纳了输电费,因此也就有了在电网内进行电力交易的权利。从上面的分析看到,阻塞可能造成一些负荷购电成本的增加(场景3下的负荷L2,增加了10000元,具体见表5的第58行)。因此,需要对其进行一定的补偿。具体应该补偿多少呢?
①分配的总的输电权容量。模式2-1-1和2-1-3中,分配给用户的总的输电权数量为60W,与线路AB的实际潮流正好相等。这样,能量市场的阻塞盈余正好等于需要支付给输电权所有者的费用,阻塞管理的资金收支平衡。大多数市场是采用的这种方式。但是输电权一般在较早的时间比如一年前就需要分配,只能根据对线路未来实际潮流的预测来进行分配。如果预测的多了(比如本例中,预测A、B区之间可以有100MW的输电容量,从而分配了100MW的输电权),就会造成阻塞管理资金的亏空(亏损4000元)。实际中,可以通过调整支付给输电权所有者的价格来解决:本例中,每MW输电权的价格从100元降为60元。美国电力市场中输电权拍卖收益权(Auction Revenue Rights,ARRs))概念的提出一定程度上就是为了解决这个问题。
②分配的对象。一般将输电权分配给电网的使用者。理论上,发电和用户都是电网的用户。但是,有些市场中(如美国电力市场)仅由用户支付输电费,因此输电权仅分配给用户。这又存在两种策略。
1)根据其在电网中所在的位置,可能的受阻塞影响的程度分配。也就是说,将输电权分配给受阻塞影响的用户。比如本文中的模式2-1-1和2-1-2。
2)不考虑负荷在电网中的位置,将输电权平等的按邮票法分配给所有的用户。
实际市场中应该选择上面两种思路中的哪一种,应该取决于不同位置的输电用户缴纳的输电费是否相同。如果缴纳的输电费相同,就应该按第二种方法,平等的获得输电权。反之,如果不同位置的用户缴纳的输电权不同,则应该根据其所在位置的不同获得不同的输电权。
(2)阻塞盈余给电网用于减少输电准许收入。这种方式下,不明确定义输电权,将阻塞盈余给电网公司,并用于减少当期或下一期的电网的准许收入。这种方式下,实际上和将输电权按邮票法分配给用户的方法的思路是一致的。但实际结果受到输电定价机制的影响。如果输电定价是单一的电量收费,而输电权也是按个负荷相应交易时段的用电量分配,则这两种方法的结果将完全一致。实际中,国际上大多数电力市场的输电服务是基于峰荷的收费,因此两种方法的结算结果会有所不同。
总结
本文首先系统的对两大类(模式1和模式2)和五小种不同的阻塞管理模式下能量市场各市场成员的的结算结果进行了分析。然后,分析了与输电定价之间的关系。从分析的结果看,能量市场应该选择哪种阻塞管理机制,阻塞成本或输电权如何分摊,主要应该考虑输电服务的定义以及责任和义务的规定。后续文章再对英国、美国等典型市场的能量市场定价、输电定价机制进行系统的分析。
作者:荆朝霞,华南理工大学,教授/博士生导师
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