智利电力市场的运作模式及节点电价计算方式

智利的电力交易已经基本实现市场化。发电公司可以参与实时市场，也可以直接与供电公司、其他发电公司或有资格的用户进行合约交易。实时交易电价受到管制，合同电价则不受限制。发电公司通过自己生产或从实时市场中购买用以满足合同售电量。任何时刻，根据其合同需求及调度需求，发电公司均可能在实时平衡市场中对电量或容量进行买卖调整。实时市场产生系统出清价（即最后一台被选中的发电设备的边际费用）。

有资格的大用户可以直接和发电公司签订合约购电，合约电价完全由双方协商确定，也可以通过供电公司购电。发电公司向供电公司出售的电力则采用所谓“重点费用电价”结算，“重点费用电价”包括峰值容量节点电价（nodal prices for peak capacity）和电量节点电价（nodal prices for energy）两项。在每年的5月和11月由CNE对每个与供电公司相连接的变电站的节点电价进行计算，然后由经济部以政令形式公布这两种电价。

节点电量电价根据系统内供电边际费用核定。为了计算节点电量电价，CNE选择一个或多个变电站作为“基准节点”，基准节点的选择一般考虑以下方面的因素：①边际发电机组的地理位置；②相关的输电系统；③需求大于当地电能供应的母线；④变电站中本地需求与总需求量的比较。

基于基准节点计算节点电量电价的公式如下：

式中 N——总体考察时间（通常在24～48个月之间）；

T——期间平均利率；

CMGi——在时段i基本节点的期望边际成本；

Di——时段i的预计需求。

峰值容量节点电价以新建燃气轮机电厂年投资费用为基础核定。CNE选择在用电高峰期，可以提供额外电力供应的经济单元。峰值容量基本电价等于按上述经济单元增加系统容量的年边际成本。(www.xing528.com)

同时依电力法规定，重点费用和费用核定前的6个月内有资格的用户所支付的平均费用之间的差距不得超过10%，否则应进行价格调整。此外，如果用户离配电企业规定的区域很远，发电企业直接向规定用户出售电力时，发电企业要同样按照重点费用进行出售。电力交易方式如下图5-1所示，该图也显示了在市场中如何处理不平衡量。

图5-1 智利的电力交易

注：发电量=当前发电量-合同发电量

发电企业之间的电力交易按照实时电价进行，并且考虑了电量边际成本（Marginal Cost of Energy）和峰值容量边际成本（Marginal Cost of Peak Capacity）。峰值容量边际成本的计算公式如下：

式中 CMCG——在电力系统中增加实际发电容量的年边际成本；

DUPA——在电力系统的年需求峰值期，可提供额外容量的经济单元的年可用率。

电量边际成本是指系统在处于优化运行状态时，增加一个微量单位的电量所需的平均系统成本。