MARGINAL COSTS AND A PRICETAKING PRODUCER SUPPLY FUNCTION IN A DAY-AHEAD MARKET IN ELECTRIC POWER INDUSTRY

The paper is devoted to microeconomics of electric power industry with the focus on the technical aspects of electric energy production by thermal power plants. The PURPOSE of the paper is to study the features of calculating electrical energy supplier marginal costs and a corresponding supply curve for a day-ahead market on example of a specific power turbine. Such supply curves are important for theoretical market research in electric power industry, market design, regulation applied in the industry as well as for accurate operation of generation companies on a day-ahead market and balancing market. METHODS. The output performance of the steam boiler and the turbine Т-185/220-130 operating in a condensing mode has been used as input data. Mathematical modeling is applied to obtain short-term marginal costs (STMC) and a supply curve of a pricetaker. RESULTS AND CONCLUSIONS. It is shown that the function of short-term marginal costs of a supplier can depend on the plant operation mode which is determined by the market results. This inverse dependence arises if the composition of enabled aggregates changes within the time interval under consideration and this change causes additional costs. It is also shown that the function of short-term marginal costs of the energy supplier at the day-ahead market can have decreasing intervals due to the fact that energy equipment efficiency factor grows alongside with the load. In this case the supply curve of the pricetaker does not coincide with the function of marginal costs and can be ill-defined both in the range of output below the minimum safe output and within the range of technically achievable values of output capacity. It is also noted that it is important to take into account the limitations on short-term specific costs when calculating the supply function of suppliers-pricetakers. Moreover, the number of segments of the supply function of the pricetaker does not depend on the amount of CHP power units.

electric power industry, thermal power plants, day-ahead market, supply function, marginal costs, perfect competition, electricity market design

1. Стофт С. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии; пер. с англ. М.: Мир, 2006. 623 с.

2. Kirschen D.S., Strbac G. Fundamentals of Power Systems Economics. John Wiley & Sons, Ltd. 2004. 284 p.

3. Schweppe F.C., Caramanis M.C., Tabors R.D., Bohn, R.E. Spot Pricing of Electricity. Kluwer academic publishers. 1988. 356 p.

4. Green R.J., Newberry D.M. Competition in the British Electricity Spot Market // The Journal of Political Economy. 1992. Vol. 100. No. 5. P. 929-953.

5. Joskow P.L., Kahn E. A Quantitative Analysis of Pricing Behavior in California's Wholesale Electricity Market during Summer 2000 // The Energy Journal. 2002. Vol. 23. No 4. Р. 1-35.

6. Turvey R. Peak-Load Pricing // Journal of Political Economy. 1968. Vol. 76. Р. 101-113.

7. Crew M.A., Kleindorfer P.R. Peak Load Pricing with a Diverse Technology // The Bell Journal of Economics. 1976. Vol. 7. No. 1. Р. 207-231.

8. Klemperer P.D., Meyer M.A. Supply Function Equilibria in Oligopoly under Uncertainty // Econometrica. 1989. Vol. 57. No. 6. Р. 1243-1277.

9. Нечаев И.В., Паламарчук С.И. Планирование загрузки электростанций в условиях оптового рынка электроэнергии // Известия РАН. Энергетика. 2011. № 6. С. 71-83.

10. Подковальников С.В., Хамисов О.В. Несовершенные электроэнергетические рынки: моделирование и исследование развития генерирующих мощностей // Известия РАН. Энергетика. 2011. № 2. С. 57-76.

11. Steiner P.O. Peak loads and efficient pricing // Quarterly Journal of Economics. 1957. Vol. 71. Issue 4. Р. 585-610.

12. Урин В.Д., Кутлер П.П. Энергетические характеристики для оптимизации режима электростанций и энергосистем. М.: Энергия. 1974. 136 с.

13. Gabriel S.A., Conejo A.J., Fuller J.D., Hobbs, B.F., Ruiz C. Complementarity Modeling in Energy Markets. International Series on Operations Research & Management Science. Springer, New York, 2013. 630 p.

14. Клер А.М., Максимов А.С., Чалбышев А.В. Оптимизация режимов работы энергоисточников на органическом топливе с учетом конъюнктуры оптового рынка электроэнергии // Вестник Воронежского государственного технического университета. 2013. № 1. C. 73-79.

15. Клер А.М., Максимов А.С., Чалбышев А.В., Степанова Е.Л. Оптимизация режимов работы ТЭЦ для максимизации прибыли в условиях балансирующего рынка электроэнергии // Известия РАН. Энергетика. 2014. № 2. C. 71-80.

16. Клер А.М., Максимов А.С., Чалбышев А.В., Степанова Е.Л. Выбор оптимальных состава работающего оборудования и режима работы ТЭЦ на рынке на сутки вперед // Известия РАН. Энергетика. 2015. № 4. C. 116-129.

17. Клер А.М., Максимов А.С., Чалбышев А.В., Степанова Е.Л. Оптимальное распределение нагрузок между агрегатами теплоэлектроцентралей при работе на рынке на сутки вперед // Вестник науки Сибири. 2015. Спецвыпуск (15). C. 63-67.

18. Клер А.М., Максимов А.С., Степанова Е.Л., Чалбышев А.В. Задачи внутренней оптимизации режимов функционирования ТЭЦ при работе на рынке на сутки вперед // Энергетик. 2015. № 8. C. 20-23.

19. Липов Ю.М., Третьяков Ю.М. Котельные установки и парогенераторы. Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2003. 592 с.