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若市场化交易综合合约价格高于中长期合约平均价格,则本年度不额外核定保障投资回收电量。对于尚未开展现货市场交易的省份(控制区),不额外核定保障投资回收电量。投资回收电费核定,进一步平抑上一年度能量市场电价波动对发电企业收益的影响,避免了发电企业为了企业收益盲目申报高价,利于市场主体回归理性。
式(2)充分保证年度下发的计划性发电量规模不超过年度非市场用户用电量的总规模,在保障发电企业生存的基础上,提供通过调整电量计划实现发用电侧电量机构匹配的可能性与可行性。各电厂的电量计划为
1.3发电计划制定流程
根据节1.2的电量计划核定办法,电量计划制定流程如图1所示。
图1 发电计划制定流程
由于对未来一年的电网边界条件和用电特性难以准确把控,年度电量计划总量和年度优先发电量的核算确定可能不准确。因此,在年内需要对电量计划进行调整,根据优先发电量的实际需求与优先发电量预测值的偏差,增加或削减各电厂的计划电量,提升非市场化发用电量的匹配度和市场化发用电量的匹配度,缓解市场结算不平衡问题。
1.4发电计划月度分解办法
市场环境下发电企业年度电量计划的电量成分包括计划电量和市场电量,其月度分解办法如图2所示。
图2 年度发电计划月度分解办法
市场电量有两种主要的月度分解方式:以场外双边协商形式确定的交易合约,购售双方通过协商确定年度合约的月度分解量;以场内集中撮合和挂牌交易方式确定的交易合约,通过市场支持系统确定月度交易电量。
年度优先发电量按照月度核定的优先发电量分解至各月,保障未放开的非经营性用户电力电量需求和电网安全稳定运行;投资回收电量和未成交市场化交易电量,以各月的优先发电量为比例系数分解至各月。
2.算例分析
2.1算例描述
负荷水平和现货市场电价机制方面,日前市场和实时市场的负荷水平和分时电价水平如表1所示。为简化分析,算例采用每日四段的电力曲线:0~6时负荷水平相同,7~12时负荷水平相同,12~18时负荷水平相同,19~24时负荷水平相同。
计划性发用电方面,基数电量按照50%全社会用电量下发,执行核定的上网电价(0.45元/千瓦时)。非市场用户用电量规模设定为50%全社会用电量,执行目录电价(0.55元/千瓦时)。
市场化发用电方面,市场化用户用电量规模设定为50%全社会用电量。中长期合约规模按照市场化用电量下发,且购售双方交易积极性高,中长期合约全部签满,合约价格为0.32元/千瓦时,低于现货市场价格。现货市场分时价格参考表1数据。市场结算价格执行考虑输配电价的电能量绝对价格,输配电价按照0.12元/千瓦时执行。
现货市场结算机制要求基数电量和中长期合约电量分解至日分时电力曲线,与现货市场出清曲线进行偏差结算。基数电量按照全天平均典型曲线分解,中长期合约曲线按照用户实时用电曲线形状确定。
2.2结果分析
2.2.1对市场主体利益影响
在算例构建的场景下,市场化发用电量和非市场化发用电量严格匹配,且用电量空间在合约签订时被基数电量和中长期合约电量完全覆盖。根据节4.2设计的电量计划制定流程,电量计划等效于优先发电量,充分保障非经营性用户电力供应和调峰调频需求。
因发电企业或电力用户不积极参与市场导致中长期电量无法完全缔约时,中长期合约与基数电量无法覆盖全部用电量,市场成员的利益会受到影响。表2展示了中长期电量无法完全缔约时的市场成员的收益/支出水平。节4.2设计的流程中,未缔约合约以基数电量形式下发,因此,未签约中长期电量占比越高,发电侧以上网电价的高价结算的电量越多,发电侧总收益越高。未缔约市场化电量等效于电网公司代理购买高价基数电量向市场化用户供电,相关不平衡资金由用户承担。由此,未签约中长期电量占比越高,市场用户支出费用越高。
非市场用户结算执行目录电价,价格水平稳定,不受市场化合约缔约比例影响。在用电结构稳定的条件下,电网公司未来“购销价差+输配电价”的收益机制也能够保证相对稳定的收益。
2.2.1对市场主体交易的激励作用分析
为研究文章提出的电量计划制定流程对市场主体参与中长期合约交易的激励效果,算例考虑中长期合约高于现货市场出清价格的“高价”场景(中长期合约价设为0.38元/千瓦时),以及未缔约电量不下发的场景。
不同场景下的市场用户单位用电成本如表3所示。未缔约电量是否按照基数电量下发,以及市场化合约价格水平对于市场用户的用电成本与合约缔约比例的趋势关系影响较小:未缔约合约比例越高,市场化用户的单位用电成本越高。中长期合约锁定部分支出后,市场用户的市场化用电总支出主要由日前出清曲线与中长期合约分解曲线偏差决定。中长期未缔约合约比例增加,现货市场偏差结算费用增加,用电成本增加。
不同场景下的发电企业的单位市场化发电收益如表4所示。未缔约电量是否按照基数电量下发影响发电企业的单位市场化发电收益水平。按照文章设计的电量计划制定办法将未缔约合约量下发为计划电量,未缔约合约比例提高,发电企业的单位市场化电量收益降低。将未缔约电量以基数电量下发,现货市场空间较小,现货市场收益难以弥补因未缔约合约增加导致的发电企业的中长期收益减少。当中长期合约价格增加时,这种趋势更加凸显。
值得注意的一点是,本算例中的不同情境下,发电企业的现货市场收入和市场化用户现货市场支出均为正值。若现货市场的收益和支出均为负值,电量计划制定对市场主体交易意愿的激励作用可能进一步增强。
可见,执行文章设计的市场环境下的发电计划制定办法,发电企业和电力用户为实现单位市场收益最大化,均倾向于在安全校核通过的前提下,充分签订中长期合约。这种趋势与中长期合约价格无关,一定程度上避免了发电侧恶意报高价的行为。同时,仅在完全缔约的情况下,发电企业的收益与未缔约合约不下发的情景差距最小,进一步提升了对发电企业积极参与市场的激励作用。制定办法有效激励了市场主体的交易意愿,充分释放了市场红利,实现了计划模式与市场模式的有序衔接。
3.结论
文章设计了市场环境下的中长期电量计划制定办法:以非经营性电力用户的年度电量预测、电网调频调峰需求,以及发电企业的合理收益为边界,核算并下发各电厂的基础基数电量。年度电量计划总量与下发的计划电量的差值作为总交易规模下发,组织中长期交易。若存在未缔约电量,则剩余电量作为基数电量下发,下发办法与传统计划模式相同。年度电量计划月度分解方面,以各月份的优先发电量为基础,将年度优先发电量分解至各月。剩余计划电量,以月度优先发电量为比例分解至月度。
文章构建算例分析了电量计划制定办法的合理性,以及与市场衔接的有效性。中长期合约未缔约比例越高,用户侧的单位用电成本增加,发电企业的单位市场化发电收益下降。从逐利角度出发,发用双方倾向于获得最大化的市场收益,因此,二者均有将中长期合约全部签满的动力,市场交易的积极性大大增加。可见,文章提出的市场环境下的发电计划制定办法对于激励市场主体参与交易具有积极作用,实现计划和市场的有序衔接。
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