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通过分析分时电价,我们发现,电网公司对用户侧进行了交叉补贴,谷段补贴用户侧约153.14元/MWh,平段收取151.06元/MWh,高峰时段收取546.56元/MWh。由于买卖就一家,只有控制好总盘,售电总价-购电总价-电网投资运营成本>0,电网就不会亏钱。
价差模式下,发电侧上网电价下浮,用户侧目录电价同步下浮,电网购销差价基本不变。售电公司能否盈利是看批发零售差价,无需考虑用户分时用电情况,只考虑电量是否稳定,或者月度电量预测准确。
8、前面简单假设了发电侧的竞价结果,其实这个过程也是不简单,煤机与燃机发电成本及机组灵活性差异都很大。本公众号做过详细分析,这里再简单描述下:
煤机24小时开机,夜间负荷很多时候是最小技术出力运行,负荷率低,成本高。如果低谷时段出清价格能保本,甚至盈利,那么白天就更要底气跟燃机竞争了。所以,煤机希望现货出清价格峰谷价差越小越好,特别是谷段价格。
燃机大部分是调峰机组,夜间停机。燃机出力调节快,希望高峰出清价格高。
如果价格帽的设置仅仅从有利发电侧竞争来考量,那是不足的,我们必须考虑源-网-荷的统筹协调。
现阶段,我们的参考坐标为标杆电价、目录电价,电网收益。
前面简单测算发现,电网的输配电价跟统销统购下的收益接近。
改革红利,只有发电侧的竞价结果释放红利,前面估算,红利约110亿,这数字比2019年要高些,能否实现,就看低成本机组能多发多少电。
用户侧呢?现货市场颠覆了目录电价,结果很严重!要搞清楚,又需要一大堆的“数据,表格”辅助说明,对“数据、表格”过敏的,请略过,看相关文字说明即可。
三、现货市场源-网-荷的统筹协调问题
1、现货出清结果1
中长期电量比例80%,分解曲线标准曲线D1,价格360元/MWh;
现货日前出清价格416元,实时价格426元;
未考虑阻塞盈余;
煤机环保补贴、燃机补贴由全部市场用户均摊,即前面提到的补贴方案1;
那么现货市场分时电价与目录分时电价对比:谷段电价涨了235元/MWh,峰段电价降了418元/MWh,平段电价降了20元/MWh。
2、现货出清结果2
中长期电量比例80%,分解曲线为统调比例系数,价格386元/MWh;
现货日前出清价格416元,实时价格426元;
考虑阻塞盈余;
煤机环保补贴由全部市场用户均摊,、燃机补贴由高峰用户分摊,即前面提到的补贴方案3;
那么现货市场分时电价与目录分时电价对比:谷段电价涨了186元/MWh,峰段电价降了446元/MWh,平段基本降了60元/MWh。
3、现货出清结果3
中长期电量比例80%,分解曲线为标准曲线D2,价格501元/MWh;
现货日前出清价格416元,实时价格426元;
未考虑阻塞盈余;
煤机环保补贴、燃机补贴由全部市场用户均摊,即前面提到的补贴方案1;
那么现货市场分时电价与目录分时电价对比:谷段电价涨了32元/MWh,峰段电价降了436元/MWh,平段基本涨了60元/MWh。
4、现有目录电价的问题思考
广东现行目录电价:
广东典型日负荷曲线
B类电源负荷、现货价格与目录电价曲线
可见,原来目录电价峰谷时段划分不够合理。
四、提出思考的问题
1、发电侧释放的红利,应该哪类用户受益最大?
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