大用户直购电发展历程

大用户直购电发展历程（精选3篇）

大用户直购电发展历程 篇1

大用户直购电发展历程

2002年，国务院印发《电力体制改革方案》(国发[2002]5号文件)，文件中提出“开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局;在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价”。这是大用户直购电的概念首次提出。

2003年，按照《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发[2003]62号）的要求，输配电价由政府价格主管部门按“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的原则制定。近期暂按交易所在电网对应电压等级的大工业用电价格扣除平均购电价格的原则测算，报国务院价格主管部门批准后执行。国家出台新的输配电价政策后,按新的政策执行。

2004年，国家电监会和国家发改委联合印发了《电力用户直接向发电企业购电试点的暂行办法》，并分别于2005年及2006年开展了吉林省（中钢吉林碳素、国电龙华热点）和广东台山市（广东国华粤电台山发电公司、6家用户）直购电试点。

2005年，国家发展改革委下发的《关于印发电价改革实施办法的通知》（发改价格[2005]514 号）指出：发电企业向特定电压等级或特定用电容量用户直接供电，销售电价由发电企业与用户协商确定。

2007年，国务院办公厅转发电力体制改革工作小组关于“十一五”深化电力体制改革实施意见的通知（国办发[2007]19号）提出：推进大用户与发电企业直接交易，逐步建立公平竞争的市场机制

2008年，国家发展改革委下发的《关于公布各省级电网2007年销售电价和输配电价标准的通知》（发改价格[2008]2920 号），提出逐步建立科学合理的输配电价和销售电价形成机制，推进电价改革和大用户直购电试点，促进电网企业健康发展，增加电价政策透明度。

2009年，原国家电监会、发改委、原国家能源局共同出台了《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场[2009]20号文）。为全国启动电力用户与发电企业直接交易试点工作奠定了政策法规基础。

电网输配电价原则上按电网企业平均输配电价(不含夏售县)扣减电压等级差价后的标准执行,其中110KV(66Kv)输配电价按照10%的比例扣减,220KV(330Kv)按照20%的比例扣减,因此价格也低于现行输配电价。

2013年大用户直购电政策密集出台

5月18日，国务院批转发展改革委《关于2013年深化经济体制改革重点工作的意见》，其中明确提出“推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点”。

7月29日，为推进电力用户和发电企业直接交易并加强后续监管，规范直接交易行为，国家能源局下发了《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》（国能综监管[2013]258号，以下简称《通知》）。

《通知》要求各地完善电力直接交易的市场准入条件，进一步促进节能减排和产业结构的优化调整，参加直接交易的电力用户必须符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策并且环保达标；按照平稳有序的原则逐级开放用户，首先开放用电电压等级110千伏（66千伏）及以上用户，有条件的可开放35千伏（10千伏）及以上工业用户或10千伏及以上高新技术企业、战略型新兴产业；按照积极稳妥、实事求是、循序渐进的原则，合理确定开展直接交易的电量规模，逐步扩大范围和规模；加快推进输配电价（含耗损率）测算核准工作，加强对电力直接交易工作的领导。

8月，为避免下放行政审批以后造成的无序，国家能源局又下发了《当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，提出电力直接交易实行东中西部差别化准入政策。电力直接交易试点，国家有关部门不再进行行政审批，要减少干预，发挥市场在资源配置中的基础作用。

2013年9月，为避免下放行政审批以后造成的无序，能源局又下发了258号文件《当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，保证下放审批权后保证直购电的有序进行。针对大用户直购电审批取消以后，明确不要审批，按照一定的原则及程序由各地政府向能源局上报备案即可。

最近，能源局和工信部就大用户直购电问题又签发了新文件，针对各地地方政府对于下放审批后误读政策，以大用户直购电的名目搞“优惠电价”和“三指定”（指定企业、指定电量、指定电价），文件主要规范大用户直购电，避免“堵歪道，走正道”的现象发生，通过真正市场机制的方式来促进交易，真正放开授电侧的选择权，让市场机制来调节电价。

2013.9日前，国家发改委下发《关于核定山西省电力用户与发电企业直接交易试点输配电价的批复》，明确我省电力用户与发电企业直接交易试点电网输配电价执行两部制电价。

根据批复的内容，核定我省电力用户与发电企业直接交易试点的电量电价（不含线损）为每千瓦时0.078元，其中，110千伏用户为每千瓦时0.064元，220千伏用户为每千瓦时0.05元。基本电价执行山西电网现行销售电价表中的大工业用电的基本电价标准。损耗率由省物价局参照近三年电网实际损耗率确定。

10月，国家能源局、工信部发布《关于规范电力用户与发电企业直接交易的通知》，明确提出支持各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易，并要求纠正各种变相的让利优惠行为，加强监督管理。

大用户直购电被媒体称为新一轮电力改革突破口，多项规范政策的发布引发了大幅的舆论关注。《中国经营报》连发文章《大用户直购电试点迎来最明确支持信号》、《大用户直购电扩容超预期或成电改惟一突破口》对直购电进展及政策进行评价。

2014年

国家能源局今年1月末公布的《2014年能源工作指导意见》就指出，要“尽快出台进一步深化电力体制改革的意见，积极支持在内蒙古、云南等省区开展电力体制改革综合试点”。同时，积极推进电能直接交易和售电侧改革，探索灵活电价机制，推进输配电价改革。

今年2月印发的《国家能源局2014年市场监管工作要点》更加明确地提出了全面推进电力用户与发电企业直接交易，扩大交易范围和规模，力争全国大部分省份开展直接交易，交易电量不低于全社会用电量的3%，并选择部分省份进行深度试点，同时进一步完善电力用户与发电企业直接交易的准入、交易等制度。

2014年近期，国家能源局河南监管办会同河南省发展改革委，依据国家关于大用户直购电试点政策，结合河南省实际，制定印发了《河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法》。

《办法》共分十章四十七条，明确了河南省大用户与发电企业直购电交易试点的基本原则、市场准入和退出、交易电量安排、交易电价、交易合同签订和执行、信息披露和发布、组织实施、监督管理等规定。

三月，国家发改委提出的《关于2013年国民经济和社会发展计划执行情况与2014年国民经济和社会发展计划草案的报告》表示，要继续进行资源性产品等价格改革，将适时调整风电上网价格。中国风能协会秘书长秦海岩呼吁，可以对现行的风电上网电价做出合理调整，但不应将调低电价作为价改的终极目标。

今年两会期间，云南代表团提出的《关于把云南列为电力体制改革试点省的建议》提出：“建议近期采取专网专供、过网直供方式，支持云南省发展水电铝产业，通过„点对点‟直供，降低重点载能企业用电价格，提升产业竞争力，以此消化富余电量。

大用户直购电发展历程 篇2

关键词：直购电交易,阻塞管理,阻塞成本,分摊模型

我国电力市场改革的目标是最终在全国范围内建立一个完全开放的、竞争的电力市场模式, 即发电、输电、配电、用电四个环节相互独立的市场模式。目前我国电力市场已经实现了竞价上网的目标, 由于我国的输配电资产尚未分清, 所以输配电环节还不具备完全分离的条件。为了实现售电侧的完全开放性, 使得电力用户也具有充分的主动性选择发电商, 大用户直购电模式就是实现这一步目标的具体手段, 或者说是电力市场转型的过渡模式。而针对大用户直购电模式的开展, 有很多问题是需要我们做进一步深入研究的, 其中输配电价体系是推动大用户直接交易模式顺利开展的关键性问题, 而阻塞管理费用就是输配电价的一部分, 因为阻塞管理涉及整个电网运行的安全问题, 对其管理的方法将会一定程度上影响输配电价的其他组成成分 (如网损) , 阻塞管理是输电管理的核心问题, 所以只有先对阻塞行为进行有效的处理, 确定电网的运行状态, 才能进一步计算其网损等问题。文章就是针对大用户直购电的特点, 提出了一种阻塞管理成本的分摊方法

1 输电阻塞的产生及管理

输电阻塞是指电网运行状态超过电网线路或设备所能承受的上限, 从而影响整个电网运行的安全及输电设备的使用寿命。阻塞产生的原因主要有: (1) 主干联络线薄弱; (2) “过路”潮流; (3) 局部通道狭窄[1]。输电阻塞管理主要是指通过改变优化模型中阻塞线路的最大流传输出功率将线路功率从计划值降低至线路和设备最大容量值以内[2]。输电管理成本是指由电阻塞造成的两种系统状态下 (无输电约束的情况和存在输电约束的情况) 社会效益的损失。输电阻塞管理的调度方法是在安全且充分利用网络的前提下, 以购电成本最小、社会效益的损失最小、以发电机和负荷的调整量最小或调整成本最小为目标函数建立优化模型。然后按照一定的方法进行管理成本的分摊:一种基于实施电价理论的节电电价理论, 这种方法是将阻塞成本通过节电电价隐形的分摊, 并为独立表现出来;另一种是嵌入成本法确定输电线路阻塞费用, 采用“谁引起, 谁负责”的原则进行分摊。目前对于阻塞管理方法研究比较热门的是输电权的购买问题, 包括物理输电权, 金融输电权和基于潮流的关口输电权。

2 原理及建模

2.1 基本原理

阻塞管理是依据市场交易模式进行的, 所以首先要明确我国目前的市场交易模式, 即联营交易模式和双边交易并存的混合模式, 该文章就是针对该交易模式下, 对输电阻塞进行管理, 成本计算及分摊。在进行分析时, 将系统内所有非直购电交易视为一笔特殊的非直购电交易, 本文的研究前提为, 在非直购电最优化运行情况下, 直购电交易双方根据当前网络运行情况提交交易合同, 调度中心根据当前以及交易时间内电网的历史运行情况, 进行优化调度, 将结果反馈给直购电交易的提交者, 如此经过调整最后得出合理的交易合同。本文提出的阻塞管理是以发电机组和负荷调度量最小为目标建模进行系统运行的优化再调度, 以符合电网安全运行的要求。参与直购电的交易可以选择购买输电权来保证交易的可靠实施, 这样就将直购电交易分为可调节的和不可调节的两种情况。在出现阻塞情况的时候, 前者是接受补偿的, 后者是承担阻塞成本的, 所以购买输电权的直购电交易其输电权的价格等价于所承担的阻塞管理的费用, 阻塞费用包括两部分:一部分是未购买输电权的交易被削减的交易量所带来的发电商和大用户的损失;另一部分是对于非直购电交易来说的, 由于我国目前售电侧的未开放性, 这部分主要只是指发电侧损失 (包括机组序内容量少发电量的损失和机组序外容量增发电量的成本) [3]。对于阻塞成本在购买输电权的直购电交易中的分摊问题, 应该综合考虑多方面因素:交易量、交易时间段等。且调度部门要随时公布电网当前的运行情况, 以便于直购电交易能够结合当前的电网状态提交合理的交易合同。

2.2 构建模型

2.2.1 阻塞管理模型

从电网公司的角度考虑, 电网调度要在安全运行的前提下尽可能充分的利用输电线路和设备, 所以阻塞管理是以发电机组和负荷调整量最小为目标函数建模如下:

其中:Q—阻塞管理的总调整量;

Q (Gi) 发电机组的调整量 (不包括直购电部分) ;

Q (Tj) 直购电交易的调整量;

n、m分别为被调整的发电机组总数、直接交易总数。

此处需要注意的一点即调整的优先权问题, 购买输电权的大用户自然是不需要考虑的, 但是在非直购电用户和未购买输电权的直接交易参与者之间存在一个优先权问题, 文章在为了大用户直购电交易的进一步顺利推广的目的下, 认为调度中心在进行网络优化在调度的时候, 先调整非直购电交易, 当不能达到上述要求时, 才调整未购买输电权的直购电用户, 此时不存在次序问题, 目标是调整量最小。

2.2.2 阻塞成本计算模型

阻塞成本计算公式如下:

其中:1、G (I) 发电机组序内容量少发电量的损失;

其中:pi为少发电量的容量段所对应的价格[4];po为发电机组的发电成本;Q (Gi) 为序内机组i少发电量;I为序内被调整机组总数。ai为调整系数, 通常情况下应该小于1, 原因是当这部分机组正常发电时, 其利润是在一定的成本投入基础上得到的, 而现在这部分电量不被需要, 那么其成本就不需要投入, 从这个角度来讲发电机组所得补偿应该小于正常发电时候的利润才算比较合理。至于具体的值需要发电企业与电网公司进行进一步的协商来确定。

G (E) 发电机组序外容量增发电量的成本;

其中:pe为增发电量的容量段所对应的出清电价【4】Q (Ge) 为序外机组e增发电量;E为序外被调整机组总数 (其中I+E=n) 。be为调整系数, 通常情况下应该大于1, 根据供需关系的市场作用, 这部分电量的增加对于网络安全运行起到关键性的作用, 并且序外机组的投入成本也需要进一步考虑进去。

T (C) 直购电交易消减额的损失;

其中:pj为直接交易合同中规定的交易电价;Q (Tj) 同上;cj为调整系数, 这个系数由直购电交易双方与电网公司进行协商得以确定。

2.2.3 阻塞成本分摊模型

对于阻塞成本的分摊问题是文章研究的重点, 假设存在n笔直购电交易, 其中第1笔交易是包括非直购电部分和未购买输电权的直接交易部分之和, 其他笔交易为购买输电权的直购电交易。当系统发生输电阻塞时, 我们分别计算交易1单独存在时的阻塞管理成本F1 (这部分阻塞费用由电网公司负责) 、笔交易同时进行时的阻塞管理成本Fn以及第1笔交易和第i笔交易同时进行时的阻塞管理成本F1+i (i=2, 3…, n) , 计算方法如式 (2) 。购买输电权的交易分摊的成本总数为Fn-F1。本文对阻塞成本的分摊所依据的因素除了在阻塞期间的交易电量, 还应该考虑阻塞期间每笔交易的用电时间。由此本文是综合考虑了阻塞期间的交易电量 (q) 和时间 (t) 两方面的因素来进行阻塞成本的分摊的。该文提出的输电权价格 (即购买输电权的交易所分摊的阻塞费用) 建模如下:

3 小结

文章提出了一套完整的阻塞管理的解决思路:产生的原因、优化管理模型、阻塞成本计算及分摊模型, 专门针对将大用户直购电作为试点交易模式开展的电力市场环境。然而该文章所提出的方法仅适用于目前这种过渡状态, 而且主观因素成分比较多, 如式 (3) 、 (4) 、 (5) 中的调整系数的值具有很大的不确定性;随着大用户直购电模式不断地推广, 最终对普通用户也实行直购电, 及形式完全开放的电力市场模式后, 就存在一个调度次序问题, 因为都是直接交易, 都购买输电权, 那么就一定要有一个优先次序的决定因素, 这些都是有待于解决的问题。

参考文献

[1]杨素萍, 赵永亮, 王良友, 孙昕, 栾凤奎, 曾鸣.安徽电网及其与华东联网的输电定价和阻塞管理.电力系统自动化.2004, 28 (8) :32～39

[2]高丽, 杨文芳, 白彦伟.输电阻塞的费用计算与分配.延安大学学报.2007, 2 6 (1) :10～12

[3]何川, 唐晓露.电力市场的输电阻塞管理.中国水运.2007, 5 (8) :171～172

大用户直购电倒供问题的初步研究 篇3

【摘要】 提出当大用户用电量超出发电企业的发电能力时产生倒供的问题,建立基于峰谷分时电价的倒供电价模型并给出倒供电量考核方法,为大用户倒供问题的研究和电量、电费的考核提供参考。

【关键字】 大用户直购电;倒供;电价

电力行业的厂网分开、竞价上网可以促进发电企业之间的竞争, 从而优化发电资源降低发电成本。在发电侧竞争市场,发电企业基于利润最大化为目标,选择最优的报价策略。随着电力行业改革的深入,用户侧市场也将逐步引入竞争,国家工业和信息化部、国家发展改革委、国家电监会、国家能源局在2009年2月份联合下发了《关于开展电解铝企业直购电试点工作的通知》(工信部联原[2009]62号),提出要进一步推动大用户直购电。未来几年大用户直购电将成为我国电力体制改革的重大突破点,当前,我国对大用户直购电的研究已经取得了一定的成果。

一方面发电企业采取最优的竞价上网策略;另一方面为提高电网的负荷率及安全水平、提高供电企业经济效益,对大用户实行峰谷分时电价的管理手段,而且大用户用电灵活性大, 可以一定程度上根据市场电价改变其生产过程的用电特性。这样可能出现的问题是,在某一时间段内用户集中用电,使得负荷超过了发电企业的发电能力,发电企业需要从电网买电(称之为倒供)供给用户。由此带来诸多新问题,国内对此问题的研究尚未展开。

一、研究背景

四川电力职业技术学院于2008年7月被批准为第三批国家示范性高职院校,在国家级示范建设专业——供用电技术专业建设方案的调研和编写过程中,在对四川省电网公司的电费电价制度进行调研的同时,也曾多次对某些小水电的实际供用电情况进行实地调研,发现枯水期小水电普遍存在倒供且电价计算粗略、不够准确等问题。本文对存在的类似问题进行研究分析,结合实际情况提出倒供产生的问题,建立基于峰谷分时电价的倒供电价模型并给出倒供电量的考核办法。

二、大用户专线直购电带来倒供的问题

大用户的概念包括狭义的和广义的两种,狭义的大用户是指用电量达到一定水平的单个电力用户。随着电力改革的深入,用户侧市场逐步放开,将会出现多家电力用户联合成为一家大用户的情况,这种情况下就是广义的大用户,提到的大用户是指广义的概念。大用户直购电是指符合条件的大用户作为电力市场中的一个主体,可以与发电企业自主协商并签订直接向发电企业购电的购售电合同。

直购电的交易模式从大的概念来讲可分为两种:一是不经过电网转供的专线直购模式;二是经过电网转供的过网直购模式。第一种专线直购模式下,大用户和发电企业直接签订供电合同,自建专用输电线路,合同电力通过专用输电线路传送到大用户,不与电网相联,即不再通过电网转供。在专线直购模式下,大用户将发电企业作为唯一的供电商。只分析专线直购的情况。

广义大用户专线直购模式下,发电企业向单个或多个电力用户联合的大用户供电。由于对大用户采取峰谷分时电价的考核办法,在这种情况下用户将根据自身的情况采取合理的用电方式改变生产过程的用电特性来降低生产成本,如在电价较低的谷段大量用电。由此将会出现的问题是:在某一时间段内用户集中用电,负荷超过了发电企业的发电能力,发电企业就需要从电网购电,倒供问题随之产生。由于倒供电量不是发电企业本身的产品,那么这部分电量的考核方法就有别于发电企业所发电量。

三、基于峰谷分时电价的倒供电价

倒供的实质是下网电量,倒供电价的制定应当以下网电价为依据。假设峰、平、谷三个时段的下网电价分别为Ppd、Pod、Pvd,在一个电量考核周期内(通常为一个月)的总倒供电量为Qd,其中峰、平、谷三个时段的倒供电量分别为Qpd、Qod、Qvd,那么用户的倒供电价Pd为:

由式(1)可以得出,倒供电价由各时段倒供电量的多少和供电企业各时段下网电价共同决定。不同的电量考核周期会有不同的倒供电量,因此倒供电价Pd是一个动态值。

四、考虑倒供的大用户电费计算方法

出现倒供时,用户所使用的电能实际上由发电企业所发电和下网电(倒供电量)两部分组成,用户端的计量装置只是计量各时段的电量而无法区分电能是发电企业所发还是倒供电量。倒供电费无法实现精确的考核,只能借助发电企业的发电量和总倒供电量来间接考核。下面给出考虑倒供电量的用户电费计算方法:

用户电费由使用倒供电量的电费Ed(简称倒供电费)和使用发电企业电量的电费Eg(简称基础电费)两部分组成。假设发电企业对n(n )个用户专网直供电,其中第i个用户峰、平、谷各时段的用电量分别为qpi、qoi、qvi,那么其倒供电量qdi可以表示为:

五、结论

开展大用户直购电是电力市场化改革的必然趋势,是我国电力市场化改革的一项重要内容,对发展和完善电力市场竞争机制,构建多买方—多卖方市场竞争结构,丰富电力市场交易模式,促进合理电价机制形成、积累法律法规和政策经验有着重要意义。大用户直购电的推广必然导致倒供问题的产生,分析了倒供产生的原因并对倒供电价、倒供电量以及倒供电费的考核给出模型和方法,对今后倒供问题出现后的解决方案的制定具有一定的参考价值。

参考文献

[1]马豫超,蒋传文,候志俭, EttoreBompard,王承民.基于自加强学习算法的发电商报价策略研究.中国电机工程学报.2006(17);12～17

[2]高鑫,王秀丽,雷兵,王锡凡.独立发电商的策略报价研究.中国电机工程学报.2004(7):41～46

[3]武智勇,康重庆,夏清等.基于博弈论的发电商报价策略[J].电力系统自动化.2002(9):7～11

[4]林国庆,黄民翔.大用户直购电试点现行转运定价机制.电力系统及其自动化学报.2007(4):32～36

[5]陈刚,王超,谢松等.基于博弈论的电力大用户直接购电交易研究[J].电网技术.2004(13): 75～79

[6]曾鸣,于静冉.大用户进入电力市场购电模式研究[J].电力科学与工程.2007(1):1～4