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电力市场环境下发电容量成本回收方式的讨论摘要：新型电力系统相对传统电力系统的一个最大的变化是电源结构的变化：煤、气等化石能源发电的电源装机比例和利用小时降低,风、光等零/近零变动成本发电的电源装机比例和发电比例升高。这种情况下，发电的容量成本如何回收，如何更好反映到电价中，是电力市场机制设计需要考虑的重要的、核心的内容之一，但目前无论在国内还是国外都尚未达成广泛的共识。本文从经济学中成本、均衡等的基本概念和理论出发，对电力市场下发电容量成本回收方法，以及电价形成机制进行讨论，涉及的理论和定价机制包括：共同成本分摊理论、拉姆齐定价理论、边际成本定价理论、多产品定价理论、容量补偿机制、变动成本补偿机制等。本文总共23000字左右，预计阅读需要80分钟。引言电力市场环境下，发电容量成本回收的相关问题，如容量成本通过何种方式回收、如何反映到相关产品的价格中，如何通过市场机制引导充足、合理的电源的投资，是重要的、必须解决的问题，有时候也被称为“容量机制"问题、”发电容量充裕度”问题或“容量市场”问题，是电力市场机制设计的重要内容。但关于解决该问题的最佳方案尚未达成共识。美国PJM电力市场的容量市场机制在我国受到了较多的关注，作为我国容量市场设计的重要参考。但是，在PJM独立市场监管机构IMM(IndependentMarketMonitorforPJM)在2024及同时与生产A和生产B相关的成本Clo企业如果对产品A和B定价，需要考虑如何将公共成本Cl分配到两个产品A和Bo令上述例子中的企业为某发电机组，产品A和产品B分别为时段1和时段2的电力，与产品A和B直接相关的成本Csl和Cs2分别为时段1和时段2的燃料成本，A和B的共同成本Cl为机组的容量成本，就可以把发电容量成本分摊问题看为一个典型的共同成本分摊问题。有很多关于共同成本分摊的方法。但由于共同成本常常并不直接与产品的生产相关，因此其分摊方法常常是多解的（多解的含义是，有多种分摊的方法，都可以实现收支平衡的结果），而不同的方法之间在一些情况下没有绝对的优劣之分（在一些情况下等价的分摊方法,在改变相关边界条件、增加相关信息或增加相关目标、约束后可能不再等价，比如在考虑参与理性和收支平衡两个约束下，不考虑用户弹性的情况下一些方法是等价的，但考虑不同用户的价格弹性的差异后,不同的分摊方法从对社会总福利的影响角度可能不再等价）。在选择容量成本分摊的方法（或者说分摊机制）时，需要先确定机制的目标。根据机制设计理论,好的机制需要满足四个方面的目标：激励相容、参与约束、最优（即社会福利最大，或者说有效）及预算平衡（或者说收支平衡）。已经证明，对双边报价的交易（供需双方都报价，意味着考虑用户的需求弹性的不同），不存在同时满足四个目标的机制。因此，不同的容量成本分摊方法可以认为是在不同目标之间的选择。本文的后续分析中，在一些场景下会给出多种不同的容量成本分摊方法，实际市场中可以根据具体的目标在多个方案之间进行选择。2. 2拉姆齐定价拉姆齐定价是一种多产品定价方法，是在按经济学的最优定价机制即边际成本定价机制下企业无法收回全部的成本时，在保证企业回收全部成本的基础上最小化社会福利损失的定价方法，是一种次优定价方法(前述已经介绍机制设计有四个目标，其中一个是社会福利最大，由于双边报价下无法设计出同时满足四个目标的机制，可以在保证其他三个目标满足的情况下，尽量减小设计的机制下社会总福利与最大社会福利的差)。拉姆齐定价的基本原理是，各产品的价格偏离边际成本的程度，与相关产品需求的价格弹性成反比。以发电容量成本分摊问题为例，如果按边际成本定价方法发电机组无法回收共同成本一一容量成本，则容量成本可以按拉姆齐定价的原则分配到不同时段的电力产品。比如，假设时段1和时段2的价格弹性分别为el和e2,则根据拉姆齐定价原理，两个时段的电能价格应满足以下公式：(1) (Pl-Csl)/(P2-Cs2)=e2el(2) (Pl-Csl)*Ql+(P2-Csl)*Q2=Cl(3)Ql=al-bl*Pl(4)Q2=a2-b2*P2其中，式(1)为拉姆齐定价公式，(2)为收支平衡约束，(3)和(4)分别为产品A和产品B,即时段1的电力和时段2的电力的需求函数。式中，Pl、P2分别为产品A和产品B的价格，Ql和Q2分别为产品A和产品B的需求量；al、a2、bl、b2均为需求函数中的参数，为固定的常数。上述四个公式中，有四个未知的变量：Pl和P2,QI和Q2。联立求解方程即可以得到两种产品的价格Pl、P2和需求量QI、Q2o拉姆齐定价提供了一种作为共同成本的容量成本在不同时段的电力之间分配的方法，前提是已知不同时段的用电的需求弹性。如果各时段的需求均为固定值，即需求弹性为0,则拉姆齐定价失效，共同成本的分摊方法将是多解的,无法从社会福利角度对不同的分摊方案进行比较,但可以根据对相关成本的分析确定分摊需要满足的一些基本要求。三、市场均衡价格的形成机理(3) 短期与长期在进行市场机制方面的创新性的研究中，对相关经济学概念的深刻、准确的把握非常重要。一方面，可以实现一些突破性的、基础性的创新；另一方面，可以避免设计出“反直觉”的机制（市场实际结果和预想的目标相反），以及缺乏全局性的机制（解决了一个问题,但产生了另外一个问题）。容量成本是一种持续较长时间，或者说在较长时间情况下才可以变化的成本。在容量成本分摊相关机制的设计中，对“短期”和“长期”，以及相关的短期/长期成本的概念的深刻理解非常重要。经济学中，短期和长期是与产品的具体生产特性相关的一个概念。对某个产品生产，长期指所有生产资源（或者说投入品）都可变的时间。而对某时间范围只要有一种投入品的数量不可变，就是短期。对燃煤发电来说，假设有两种投入品：煤和机组。长期就是可以对机组的规模即容量进行变动的时间，比如可以根据负荷增长情况建设新的机组，增加发电容量。而小于长期的时间就都是短期。在长期，由于所有资源都可变，因此在理论上，如果有足够的时间（市场的供给和需求变化比较慢），市场可以达到最佳的规划（比如对于发电来说，最佳的规划意味着系统中发电总容量、各类发电的容量、各类发电的位置都是最佳的，即长期看总的发电成本最小）和最佳的运行状态（比如对于发电来说，最佳的运行状态意味着短期看，在已知各类发电的容量的情况下，满足一定负荷的总的发电成本最小）。在短期，由于某些资源无法调整，因此只能达到在某些资源固定的情况下的最优状态，其是一种局部最优，不一定是全局最优的状态。比如，如果当前发电装机已经过剩了，短期只能通过对发电调度方案的优化促进短期可变成本，即燃料成本的最小，无法对装机容量进行调整。但在长期，包括机组容量在内的所有资源都可变，因此可以达到最佳的装机规模：如果当前发电容量过剩，市场促进一些发电容量退出；如果当前发电容量不足，市场促进新的发电容量进入。需要注意的是，前述分析中，假设市场的需求和供给变化比较慢。如果供给和需求快速变化，市场可能总是在向均衡调整的过程中，无法实现真正的最优的均衡。总结：假设供给和需求变化缓慢（有充足的时间进行各种资源的调整），长期均衡下，可以实现最优规划和最优运行；但在短期均衡下，只能实现某个现有发电结构下的最优运行。3. 2市场均衡【均衡的基本概念】对竞争性的市场，价格是在所有市场参与者的行为共同作用下产生的，是市场均衡的结果。这里对市场均衡下的价格进行分析，包括短期的均衡和长期的均衡。（什么是均衡？均衡与一般的优化的关系是什么？简单的说，优化重点考虑的是某个主体的决策问题，是在已知相关参数、一定约束下寻求最优的行动方案的过程，优化的目标可以是单一的，也可以是多元的；均衡问题与优化的最主要的区别，是强调多个主体之间的博弈、强调主体之间决策的相互影响，均衡是在多个主体之间决策行为相互影响的情况下达到的一种整体的平衡状态，这种情况下所有主体都达到了平衡。）【市场均衡下的边际成本与价格】首先回顾下经济学中”成本“（即经济成本）的概念：成本是生产一定产品的最低总费用。注意定义中”最低”这两个字，其意味着，如果生产一定数量的产品有多种方案，我们关心的是费用最低的方案,这个方案下的成本才是经济学中关注的成本。在此基础上，这里以燃煤发电机组为例，分析四个成本相关的概念：短期边际成本SRMC,短期平均成本SRAC,长期边际成本LRMC,长期平均成本LRAC（"S”和“L”分别为Short和Long的缩写，“R”是Run的缩写，和“A”分别是Marginal和Average的缩写）。从数学上，边际成本是总成本对出力的导数，但在一些情况下成本函数的导数可能不存在。这里讨论两种情况。1）导数不存在，但左导数或右导数存在，可以用左导数或右导数计算边际成本，即左边际成本IMC与右边际成本rMC（“1”和“r”分别为Left和Right的缩写）。2）导数的表达式复杂，不容易计算，但可通过差分的方式计算边际成本的近似值。即采用如下公式计算：MC=成本增量/负荷增量=（成本2-成本1）/（负荷2-负荷1）。根据不同情况，负荷增量可以是Ikw、IMW、10MW>100MW或100OMW（增量为正，计算的是右边际成本rMC,即增加单位负荷增加的成本），也可以是Tkw、TMW、-10MW>-10OMW或TOOOMW（增量为负，计算的是左边际成本IMC,即减小单位负荷减小的成本）等。考虑短期成本的计算，即假设发电容量为固定值，不会改变。因此，成本中仅包含与发电相关的燃料成本。如果将单位发电的燃料成本简化为固定的常数，比如为CV,则短期边际成本与短期平均成本相等，均为CV,即SRMC=SRAC=CV。如果考虑燃料成本随出力水平Q发生变化的情况，即CV=f（Q）,则一般情况下SRMC和SRAe随着出力增加先下降后上升，两者在SRAe的最低点相交。在交点左侧,srmc<srac,在交点右侧，srmc>sraco四、简单场景下的成本及定价分析为分析方便，本文定义若干典型场景，场景的定义包括负荷情况、发电装机情况、定价机制等。这里首先定义一种简单的场景：系统具有单一的负荷类型，仅具有一种类型的发电机组。3.1 场景1基本情况及成本分析【场景U基本情况场景1基本情况：1）负荷功率为Q,年持续时间为5000小时；2）有10台相同的发电机组，各机组的参数相同；3）单台机组额定容量100OMW,最小出力400MW,每kW容量每年需要回收的固定成本为300元（每MW的年固定成本为300*1000=300000元=30万元）；4）机组的出力在400MW-100OMW之间时的燃料成本为400¥/MWh；5）机组出力在100OMW-120OMW之间时机组处于过载状态，一方面燃料成本增加，另一方面存在一些安全成本,假设单位发电成本为800¥/MWh;6）不考虑系统备用等需求。分析计算可以得到，场景1下，SRMC为分段函数，出力为400-1000MW时SRMC=400YMWh,出力为100oT200MW时SRMC=800YMWho出力为100OMW时成本函数的导数不存在，但存在左导数和右导数：左边际成本LSRMe为400¥/MWh,右边际成本LSRMC为800YMWho单位MWh用电分摊的容量成本为：年容量成本/年发电小时=3000005000=60YMWh;系统总的发电容量为100O*10MW=100OOMW。之所以发取不同值时计算得到的边际成本不一样，是考虑到发电机组的容量无法连续变化。在比较大的系统中，单台发电机组相对系统总发电装机容量如果比较小，在进行相关分析中，可以简化认为发电机组的容量可以连续变化。则长期边际成本LRMC为机组扩建下的成本，即LRMC=460¥/MWh。以上分析是基于右边际成本的概念，即取LRMC=rLRMC=460¥/MWh。如果基于左边际成本ILRMC的概念，在当前的情况下减少单位负荷，无论在长期还是短期，能够减少的成本均为燃料成本400¥/MWh（机组建成后容量成本为沉淀成本，无法变化），因此LRMC=ILRMC=400YMWh0理论上，在总成本函数的导数不存在时，如果左导数和右导数存在，用左边际成本或右边际成本作为边际成本都是可以的。但是，实际电力系统中，考虑到电力负荷是不断增长的，定价应能保证发电收回投资，激励新的发电投资，因此取右边际成本是比较合适的。下文中，如果未特殊说明，供需平衡下，在计算边际成本时，当左边际成本和右边际成本不相同时，缺省取右边际成本。【场景1.3】供不应求：负荷=15000MW格P应等于边际成本，不同情况下P=SRMCl=800YMWh或P=SRMC2=10000YMWho长期看，需要通过增加发电容量减小过载及失负荷功率。五、多产品市场的成本及定价分析场景1主要分析单一产品情况下，不同供需水平下边际成本的形成机理和构成。这里构造另外一种场景：场景2,以考虑一个市场中有多种产品的情况。在电力市场中，最简单的多产品市场就是包含多个时段的市场。3.2 场景2基本情况【场景2下的负荷】如果考虑有多个时段，不同时段的负荷水平不同，相关问题就会复杂很多，需要用多产品理论分析。假设在场景1中考虑的利用小时为5000h、功率为100OoMW的负荷（称为1类负荷）基础上，有另外一种负荷，年利用小时数为100Oh、功率500OMW（称为2类负荷）。1类负荷和2类负荷的年用电量分别为500亿千瓦时和50亿千瓦时，总用电量未550亿千瓦时。假设2类负荷用电的1000小时在1类负荷的5000小时之内。这样，我们可以将一年的8760小时分为三个时段：时段1共4000小时，负荷水平为10000MW（仅有1类负荷），年用电量为400亿千瓦时；时段2共1000小时，负荷水平为1500OMW（同时有1类负荷和2类负荷），年用电量为150亿千瓦时；时段3为其余时段，共3760小时，无任何负荷。为简化分析，这里不考虑需求弹性，即认为需求是刚性的需求,用户的停电损失远远大于发电成本。【场景2下的发电装机情况】由于负荷增加，系统中的发电机组的台数也增加为15台，总容量为15000MW。机组的相关参数与场景1中的机组相同：单机额定容量100OMW,最小出力400MW,每kW容量每年需要回收的固定成本为300元（每MW的年固定成本为300*1000=300000元=30万元），机组的出力在400MW-100OMW之间时的燃料成本为400¥/MWho可以看到，场景2下，系统处于供需平衡状态。【两种产品划分方式】电力市场机制设计的一个重要的方面是产品体系的设计。对场景2,考虑两种产品体系，即两种产品的划分方法：横切（按利用小时划分产品的类型，或称：分块）和纵切（按用电时间划分产品的类型，或称：分时）。产品划分方式1：横切。将1类负荷和2类负荷分别作为不同的产品，即对负荷曲线按水平的年利用小时数进行”横切“来划分产品类型。产品划分方式2：纵切。按用电时间进行产品的划分，即将时段1的用电、时段2的用电分别看为两种产品。两种不同的产品体系下，边际成本的计算方法也将不同。负荷八MW1501OO2类负荷：50亿干瓦时1类负荷：50(HZ千瓦时时段1时段240hWOOh时段33760h图4场景2产品划分方式L横切，分块负荷八MW150100时段1负荷：403Z千瓦时时段2负荷;150亿千瓦W8760h时段1时段2时段34000h1000h3760h图5场景2产品划分方式2：纵切，分时3.3 场景2发电成本分析1年总发电成本】发电的电能成本：400*(500010000+1000*5000)=220亿元发电的容量成本：300000*15000=45亿元总发电成本：220+45=265亿元。【产品划分方式1下的边际成本】根据场景2的基本情况可知，如果1类负荷增加1MW,应该增加IMW的发电容量，长期边际成本为460¥/MWh。长期边际成本中包括两部分：反映燃料成本的400YMWh,以及反映容量成本的60YMWho下面对2类负荷进行分析。2类负荷的年利用小时为1000小时。如果增加100OMW的2类负荷，增加一台机组，则单位MWh分摊的容量成本为300000/1000=300¥/MWh,总的边际成本为400+300=700YMWho因此，如果将1类负荷和2类负荷分别作为不同的产品，即对负荷曲线按水平的年利用小时数进行”横切”来划分产品类型，则供给这两类负荷的边际成本分别为460YMWh及700YMWh,边际成本定价机制下也分别是这两类产品的价格。【产品划分方式2下的边际成本】如果采用按用电时间划分产品的方式，即将时段1的用电、时段2的用电分别看为两种产品，则需要分析不同时间用电的边际成本。首先看时段K如果时段1的负荷增加，由于在该时段的供给处于供大于求状态，因此根据前面的分析，增加的成本仅为燃料成本,边际成本为短期边际成本，即MC=SRMC=400YMWho然后看时段2。如果时段2的负荷增加（时段2内的每个小时的负荷都增加），由于在该时段的供给处于供需平衡状态。根据前述分析，边际成本为综合成本，即700¥/MWh（包括400¥/MWh的燃料成本和300¥/MWh的容量成本）。也就说，产品划分方式2下，时段1和时段2的边际成本分别为400Y三h和700¥/MWh,边际成本定价机制下也分别是这两类产品的价格。5. 3场景2下基于边际成本定价的发电收入经济学中的最优定价机制是边际成本定价。这里对两种产品体系下，基于边际成本定价机制下的发电收入进行分析。【产品划分方式1下的发电收入】分别计算1类负荷和2类负荷的年总电费。基本公式：年电费=价格*利用小时*功率。其中，价格由5.2节计算得到的边际成本确定,分别为460YMWh及700YMWho1类负荷年电费：460*5000*10000=23000000000元=230亿元2类负荷年电费：700*1000*5000-3500000000元=35亿元发电年总收入：230+35=265亿元可以看到，产品划分方式1下，按边际成本定价，发电的总收入正好等于总成本。【产品划分方式2下的发电收入】分别计算是时段1负荷和时段2负荷的年总电费。基本公式：年电费=价格*利用小时*功率。其中，价格由5.2节计算得到的边际成本确定，分别为400¥/MWh及700YMWho时段1负荷年电费：400*4000*10000=160亿元时段2负荷年电费：700*1000*15000=105亿元发电年总收入：160+105=265亿元。可以看到，产品划分方式2下，按边际成本定价，发电的总收入也正好等于总成本。5.4设置价格上限下的发电收入及定价很多市场中，特别是电力市场中，会由于不同的原因设置价格上限。最常见的原因是限制市场力。但有时候，过低的价格上限也会造成发电收入的不足，以及不同产品间价格关系的扭曲。这里基于场景2以一个简单的例子进行说明和分析。假设按纵切的方式进行产品划分，即采用产品划分方式2,将不同时间的电看为不同的产品。这也是目前电力市场中最常见的产品体系的划分方式。将电能量的价格上限设为600YMWho根据5.2节的分析，时段2的负荷的边际成本为700¥/MWh,大于最高限价600¥/MWh。因此，时段2的电价将由于价格上限的存在变为600¥/MWh,时段2负荷的年电费为600*1000*15000=90亿元。时段1的价格仍为400Y三h,不发生变化。因此，发电年总收入为160+90=250亿元265亿元，无法回收全部成本，缺额的成本为15亿元。考虑两种解决方案。【1、通过容量补偿增加发电收入】发电容量补偿，是最容易想到的，也是电力市场常用的用于增加发电收入的办法。这里对具体的容量补偿方法进行分析。容量补偿机制需要确定两个方面的内容：对发电的补偿方式，以及容量费的收取方式。对发电的补偿。发电补偿的总费用为15亿元，补偿给时段2发电的机组，也就是所有的机组（15台机组，总容量为15000MW,1500万千瓦），每kW发电容量获得的年补偿费为15亿/1500万二100元,为总容量费300元的l3o用户缴纳的容量费。年总用电量为550亿千瓦时，容量费为15/550=0.02727元kWh=27.27YMWho考虑容量费后，时段1和时段2的总电价分别为427.27YMWh,627.27YMWho【2、通过改变能量价格增加发电收入】时段2的价格已达价格上限，无法提高价格。由于长期均衡下，发电行业的利润应为零（即发电企业得到社会平均的利润率）（如果利润大于零，会吸引额外的投资进入，增加容量，降低利润；如果利润小于零，会使部分投资退出，减小容量，增加利润）。因此，在没有容量补偿的情况下，发电企业会通过提高时段1的价格来增加总收入。时段1在原来边际成本基础上提高的值为15亿/4000*10000=37.5YMWh时段1的最终价格为400+37.5=437.5YMWh最终,时段1和时段2的电价分别为437.5YMWh和600YMWho【两种发电成本回收方式的比较】根据前述分析，时段1和时段2的边际成本分别为400Y三h和700YMWho在设置了价格水平为600¥/MWh的价格上限后，为了保证发电成本的回收，方式1增加容量补偿，方式2提高非峰时段的电价。方式1下，时段1和时段2的价格分别为427.27Y三h,627.27¥/MWhh；方式2下，时段1和时段2的价格分别为437.5¥/MWh和600Y三ho可以看到，过低的价格上限的存在导致一些时段能量价格的失真。相对来说,容量补偿下价格失真小一些，没有容量补偿下，由于非峰时段价格升高，价格失真更加严重。结论：1）设置的价格上限过低，可能导致一些机组无法收回全部成本；2）如果允许发电企业不按边际成本报价，在回收全部成本的激励及长期博弈下,价格上限的存在可能导致非高峰时段电价的上涨，从而扭曲不同时段之间价格的关系，即减小峰荷时段和非峰荷时段之间的价格差；3）在价格上限无法完全放开的情况下，容量补偿可能可以减小对价格的扭曲；4）最佳的方式是放开价格上限，同时增加控制消费者总体电力成本风险的机制，比如长期合同、可靠性期权等；5）如果采用容量补偿方式，需要根据系统的具体的供需情况即典型发电机组的成本情况、价格管制的情况等测算需要通过容量补偿回收的成本量（在一些时段，市场价格可能高于机组的边际成本,就可以回收一部分容量成本），通过容量补偿回收的是无法通过电能量成本回收的部分，不是全部的容量成本。六、两类型发电场景下的成本及定价分析6.1场景3基本情况前述分析中，整个系统只有一种类型的发电机组。本节中，在场景2的基础上，考虑有两种发电机组的情况，形成场景3。假设机组类型2的年容量成本为100元kW（10万元/MW）,变动成本为550¥/MWh,每台机组的容量为500MW。如果类型2机组每年的利用小时为1000,则每MWh用电的平均容量成本为10万/1000=100元/kWh。系统中共有10台类型1的机组，10台类型2的机组，总装机容量为15000MWo系统负荷情况与场景2相同，1类负荷和2类负荷分别为100ooMW和5000MW,用电量分别为500亿千瓦时和50亿千瓦时；时段1负荷和时段2负荷分别为100OOMW和15000MW,用电量分别为400亿千瓦时和150亿千瓦时。6.2场景3发电成本分析【边际成本】按横切的方法，1类负荷和2类负荷都处于供需平衡状态，边际成本分别为460元/MWh（类型1机组综合成本）和650元/MWh（类型2机组综合成本）。按纵切的方法，时段1处于供大于求状态，时段2处于供需平衡状态，边际成本分别为400元/MWh（类型1机组燃料成本）和650元三h（右边际成本，类型2机组的综合成本）。根据前面的分析，在供需平衡时，如果总成本函数不可导，可以用左导数和右导数的方法计算边际成本。前述分析中，缺省情况下，都是采用的右导数的方法,计算右边际成本作为边际成本。从定义上,也可以采用左导数的方法。本场景中，按纵切的方法，时段2如果按左导数的方法计算边际成本，则边际成本为550元MWh°1年总发电成本】发电的电能成本：4005000*10000+550*1000*5000=200+27.5=227.5亿元发电的容量成本：300000*10000+100000*5000=35亿元总发电成本：227.5+35=262.5亿元。其中，机组类型1的总成本为400*5000*10000+300000*10000=230亿元，包括200亿元发电成本和30亿元容量成本；机组类型2的总成本为550*1000*5000+100000*5000=32.5亿元，包括27.5亿元发电成本和5亿元容量成本。6.3场景3下的定价机制根据产品划分方式和定价机制的不同，这里讨论三种场景。【场景3.11对场景3的系统，对电力产品按产品划分方式1进行划分，即对负荷曲线进行横切，按边际成本定价。1类负荷和2类负荷的价格分别为1类负荷和2类负荷的边际成本，即460Y三h和650Y三ho【场景3.21对场景3的系统，对电力产品按产品划分方式2进行划分，即对负荷曲线进行纵切，按边际成本定价的方法，时段2按右导数的方法计算边际成本（右边际成本）。时段1负荷的价格为时段1负荷的边际成本即400YMWh,时段2负荷的价格为时段2负荷的右边际成本即650YMWho【场景3.31对场景3的系统，对电力产品按产品划分方式2进行划分，即对负荷曲线进行纵切，按边际成本定价的方法，时段2按左导数的方法计算边际成本（左边际成本，仅包括燃料成本，即通常所谓的“短期边际成本”定价的方法）。时段1负荷的价格为时段1负荷的边际成本即400Y三h,时段2负荷的价格为时段2负荷的左边际成本即550Y三ho【场景3.4对场景3的系统，对电力产品按产品划分方式2进行划分，即对负荷曲线进行纵切，按边际成本定价的方法，时段2按右导数的方法计算边际成本（右边际成本）。对机组类型2按照与机组类型1的综合成本差即190¥/MWh（650-460=190）进行变动成本补偿。因此,时段1负荷的价格为时段1负荷的边际成本即400Y三h,时段2负荷的价格为时段2负荷的右边际成本即650YMWh减去变动成本补偿190¥/MWh即460Y三ho6.4场景3下的发电收入【场景3.1下的发电收入】1类负荷和2类负荷的价格分别为其边际成本，即460Y三h和650Y三ho分别计算1类负荷和2类负荷的年总电费：1 类负荷年电费：460*5000*10000=23000000000元=230亿元2 类负荷年电费：650*1000*5000=3500000000元=32.5亿元发电年总收入：230+32.5=262.5亿元可以看到，产品划分方式1下，按边际成本定价，发电的总收入正好等于总成本。由于1类负荷和2类负荷分别由类型1和类型2的机组供电，因此类型1和类型2机组的年总收入分别为230亿元和32.5亿元，两类机组相应的年成本正好相等。为了和后面产品划分方式2下各类负荷的电费情况进行对比，这里对时段1和时段2的负荷的总电费进行分析。2类负荷全部为时段2的负荷，1类负荷中有4/5为时段1的负荷，1/5为时段2的负荷。因此可以计算得到，时段1负荷的总电费为230*(4/5)=184亿元;时段2负荷的总电费为230*(1/5)+32.5=46+32.5=78.5亿元。【场景3.2下的发电收入】场景3.2下，时段1负荷和时段2负荷的价格分别为400YMWh和650YMWho分别计算时段1负荷和时段2负荷的年总电费：时段1负荷年电费：400*4000*10000=160亿元时段2负荷年电费：650*1000*15000=97.5亿元发电年总收入：160+97.5=257.5亿元。其中，类型1机组的收入为：400*4000*10000+650*1000*10000160+65=225亿元；类型2机组的收入为：650*1000*5000=32.5亿元。由于类型1机组和类型2机组的年总成本分别为230亿元和32.5亿元，类型2机组的收入正好可以回收所有成本，类型1机组的收入相比成本少5亿元。可以看到，产品划分方式2下，按边际成本定价(时段2按右边际成本定价)，发电的总收入小于总成本，差额为5亿元。【场景3.3下的发电收入】场景3.3下，时段1负荷和时段2负荷的价格分别为400YMWh和550YMWho分别计算时段1负荷和时段2负荷的年总电费：时段1负荷年电费：400*4000*10000=160亿元时段2负荷年电费：550*1000*15000=82.5亿元发电年总收入：160+82.5=242.5亿元。其中，类型1机组的收入为：400*4000*10000+550*1000*10000160+55=215亿元；类型2机组的收入为：550*1000*500027.5亿元。由于类型1机组和类型2机组的年总成本分别为230亿元和32.5亿元，收入比成本分别少15亿元和5亿元。可以看到，产品划分方式2下，按边际成本定价（时段2按左边际成本定价），发电的总收入小于总成本，差额为20亿元。【场景3.4下的发电收入】场景3.4下，时段1负荷和时段2负荷的价格分别为400YMWh和460¥/MWh,对机组类型2另外有190¥/MWh的变动成本补偿。分别计算时段1负荷和时段2负荷的年总电费：时段1负荷年电费：400*4000*10000=160亿元时段2负荷年电费：460*1000*15000=69亿元机组类型2的变动成本补偿：190*1000*50009.5亿元发电年总收入：160+69+9.5=238.5亿元。其中，类型1机组的收入为：400*4000*10000+460*1000*10000=160+46=206亿元；类型2机组的收入为：460*1000*5000+9.5=32.5亿元。由于类型1机组和类型2机组的年总成本分别为230亿元和32.5亿元，类型2机组的收入正好可以回收所有成本,类型1机组的收入相比成本少24亿元。可以看到，变动成本补偿下，类型1机组的收入缺额（24亿元）比没有变动成本补偿下（5亿元）更大，甚至比场景3.3时段2按左边际成本定价下的缺额（15亿）也更大。6.5场景3下的发电成本回收方式从上面分析看到，产品划分方式2下，即按分时对电力产品进行“纵切”的情况下，按边际成本定价一些发电机组可能无法回收全部的成本。场景3.2下，差额5亿元，场景3.3下，差额20亿元。这里以场景3.2和场景3.4为例，分析成本回收的方式。【场景3.2下的成本回收方式】场景3.2下，类型1机组,对应基荷机组,无法回收全部的成本。可以通过以下三种方式回收：1）方式1：对部分类型机组支付容量费。由于仅类型1机组的成本无法完全回收，仅对类型1机组支付容量费。由于对类型1机组需要补偿5亿元，单位容量的年补偿价格为5亿元10000MW=5万元三=50元/kW。通过容量补偿回收的成本5亿元是类型1机组总的容量成本的30亿的l6o对5亿元容量费的分摊，有两种方法。a.第1种方法是分摊给时段1的用电。由于时段1的用电量是400亿kWh,容量电费的单位电价为5/400=0.0125元/kWh,总电价变为为412.5元/MWh。时段2的电价仍为650元MWh°所有容量费5亿元由时段1的负荷承担。时段1负荷和时段2负荷的总电费分别为165亿元和97.5亿元，总电费262.5亿元。b.第2种方法是分摊给所有的用电。由于总的用电量是550亿kWh,单位电价为5/550=0.00909元/皿h。时段1和时段2的总电价分别变为409.09元/MWh和659.09元/MWh。时段1的负荷和时段2的负荷承担的容量费分别为3.636亿元和1.364亿元。时段1负荷和时段2负荷的总电费分别为163.636亿元和98.864亿元，总电费262.5亿元。2）方式2：对全部机组支付容量费。根据前述分析，为了保障类型1机组的容量成本全部回收，单位容量的补偿价格至少应为每年50元/kW。这样，需要对类型2机组支付的容量费为50*5000*1000=2.5亿元。总的容量费为7.5亿元。对7.5亿元容量费的分摊，类似的，可以仅分摊给时段1负荷或分摊给全部负荷,单位电价分别为0.1875元/皿h和0.1364元/kWh。3）方式3：通过对时段1的电能量适当涨价对类型1机组进行补偿。时段1的电价上涨0.0125元/kWh,达到412.5元/MWh,电费增加5亿元。由于时段1负荷全部是由机组类型1供给，机组类型1的收入增加5亿元，实现收支平衡。【场景3.2下成本回收方式的讨论】可以看到，场景3.2下，完全按照边际成本定价，在对产品按“纵切”的分时定价机制下，部分类型发电无法回收全部成本，可以通过对发电支付容量费、提高部分时段的电能量价格等方式帮助发电回收场景3.4下，对高成本机组进行了变动成本补偿。可以看到，变动成本补偿的存在可能加剧一些机组（如基荷机组）的成本回收问题。而这些机组为了保证全部成本的回收，会提高非峰荷时段的电能量价格，进而减小峰谷价差。场景3.4的例子中，可能导致峰谷价差变为专。6. 6场景3.2下成本回收问题的原因为什么场景3.2下，按纵切，即分时方式进行产品类型的划分时,部分类型的机组无法回收全部成本？这里从供给侧、需求侧产品划分方式的关系出发进行分析。在场景3下，根据给定的负荷特性，可以得到最佳的发电投资组合：机组类型1为100OoMW,对应1类负荷；机组类型2为5000MW,对应2类负荷。也就是说，从供给侧角度，是按横切的方式进行产品划分的：基荷负荷即1类负荷由类型1的机组承担，基荷剩余的负荷即2类负荷由类型2的机组承担。因此，如果对需求侧，也按同样的方式进行产品的划分，即按照横切的方式进行产品划分，划分为1类负荷和2类负荷，两类负荷的边际成本分别对应两类机组的边际成本，用户的总电费与发电的总成本正好相等。如果对需求侧按不同的方式进行产品划分，即按照纵切，即分时的方式进行产品的划分，划分为时段1负荷和时段2负荷，2类负荷的边际成本与两类机组的成本并不一一对应，用户的总电费不一定与发电的总成本相等。七、考虑外部性下的定价机制前述分析中，发电投资、调度的目标为总成本最小，约束为各时段的功率平衡。实际电力市场中，无论是发电投资还是调度，都可能受到其他因素的影响。一方面可能存在其他的技术约束，比如不同时段之间的爬坡约束，另一方面可能存在一些其他的政策约束或补贴，比如对某类机组装机或发电比例的要求、对某类机组发电的补贴等。这样，实际电力系统中机组的投资组合就可能与仅考虑总成本最小和功率平衡约束下的结果不同。7.1场景4基本情况场景4在场景3的基础上修改机组类型2的成本形成。场景3中，机组类型2的年容量成本为100元kW（10万元/MW）,变动成本为550Y三ho场景4下，机组类型2的年容量成本为200元kW（20万元/MW）,变动成本仍为550¥/MWh。如果类型2机组每年的利用小时为1000,则每三h用电的平均容量成本为20万/1000=200元/kWh。对2类负荷，机组类型2供电的边际成本为750元/kWh,大于机组类型1的边际成本75