输配电市场

输配电市场（共5篇）

输配电市场 篇1

1 引言

当前电力体制改革背景下,由输配电服务的网络特性[1]所导致的输配电环节强自然垄断性,使得输配电企业仍将维持垄断经营[2,3],这需要对电网企业的成本进行直接规制以控制其合理的成本和收益[4]。然而,由于立法者和规制机构也追求自身利益的最大化,因而某些特殊利益集团(主要是被规制企业)通过“俘获”立法者和规制机构而使其提供有利于他们自己的规制[5]。为避免输配电市场中的规制合谋(或称为“规制俘获”)发生,可以通过输配电价格规制机制改革、价格规制公开化、电力规制机构的相对独立性以及适度增加规制者的收入等方式[6,7,8,9,10]。但从理论角度,如何引入有效的分析工具来设计输配电市场中规制合谋的防范机制,这在加强电力监管能力建设的今天和电力体制改革全面推进的时代背景下具有重要的现实意义。

组织合谋理论中Laffont、Tirole等发展起来的P-S-A三层代理分析框架是一个很好的分析合谋问题的工具。 利用这一工具,Tirole(1986,1992[11])建立了防合谋问题的激励模型,提出了著名的防合谋原理:委托人可以通过设计一个防范合谋的主契约使得代理人从中得到的收益不少于合谋收益,因而代理人就没有进行合谋的积极性。但因为激励成本随着合谋收益的增加而增加, 这对于委托人来说显然不是帕累托最优。王善平,赵国宇(2005)就论证奖励审计师以防范审计合谋的效果问题, 认为对审计师实施奖励的作法并不可取[12]。可见,实践中该机制很难设计和执行,后来的学者们开始考虑在激励机制中加入其他策略。王善平,赵国宇(2008)认为惩罚措施是有效的,因为审计师必须考虑合谋行为败露而遭受严厉的惩罚, 参与合谋的概率大大降低[13]。董志强提出纯粹依赖于支付防合谋激励报酬的合约安排难有效率,事前的低成本、高效率惩罚机制对防合谋合约的效率也非常重要[14]。Laffont,Martimort(1999)表明在激励规制者的同时,通过规制机构的权力分割可以防止规制俘获[15]。Laffont和Pouyet(2003)认为在对规制者激励之外,在规制机构之间引入竞争也对防合谋起作用[16]。Yolande Hiriart、David Martimort、Jerome Pouyet(2009)认为在公共管理中,对于合谋的控制不仅通过激励刺激,还可以通过分离事前或者事后的监测[17]。当监管机构和企业之间的合谋行为更容易执行时,事前和事后监测者的分离有助于防止捕获。可见,如何在防合谋的激励机制中加入其他策略,以寻找更加有效的防范机制,是目前和未来的研究热点。

因此,本文拟将组织合谋理论的P-S-A三层代理分析框架应用到输配电市场监管中,考虑在激励机制中加入惩罚策略(简称“I+P”),分别研究防范规制合谋的“激励+固定惩罚”(简称“I+FP”)机制和“激励+可变惩罚”(简称“I+VP”)机制。具体地,首先建立一个无合谋的基准模型,然后在逐步分析不完全信息条件时防范合谋一般条件的基础上,建立输配电市场中防范规制合谋的“I+FP”机制和“I+VP”机制。进一步地,通过比较两种机制在防范合谋问题的效率,给出两种机制实施的必要且可行条件。以期通过模型结论对当前供不应求的电力市场下,展开的输配电改革中可能遇到的合谋问题的规制起到一些借鉴意义。

2 基本模型

考虑一个P-S-A三层等级结构:政府/规制者/电网企业。电网企业的成本函数为C(q)=F+θq,其中:q为输电量;θ为边际成本;F为固定成本。电网企业按成本类型的不同可分为高边际成本类型和低边际成本类型, 低效率电网企业边际成本为$\underset{¯}{\theta }$,高效率电网企业边际成本为$\overline{\theta }$. 设企业的赢利为效用函数U=t-C(q),其中t是在该输电量下政府对电网企业的转移支付。 政府雇佣规制者来监督企业成本类型(即监督θ的值),并针对不同的企业类型提供不同的契约。政府为电网企业提供契约配置$\{(\underset{¯}{t},\underset{¯}{q}),(\overline{t},\overline{q})\}$,其中:$t\in \{\underset{¯}{t},\overline{t}\}‚q\in \{\underset{¯}{q},\overline{q}\}$,分别是低成本类型或高成本类型电网企业的转移支付(包含对固定成本F的补偿)和输配电量。设规制者的效用为R=s-s0,其中s是政府支付给规制者的报酬,s0是保留收入,低于此收入水平,规制者将拒绝工作。

规制过程中,θ是企业的私有信息,假设它服从二元分布$\{\underset{¯}{\theta },\overline{\theta }\}‚\Delta \theta =\overline{\theta }-\underset{¯}{\theta }>0$。而规制者只了解其类型的概率分布,假设规制者了解电网企业属于这两种成本类型的概率分别为v和1-v. 若$\theta =\overline{\theta }$,则规制者只能获得空信号σ=. 若$\theta =\underset{¯}{\theta }$,则规制者以概率x获得有效信号$\sigma =\underset{¯}{\theta }$,以概率1-x获得空信号σ=. 假设信号σ由规制者获取到,而政府对之一无所知,除非规制者报告。那么,规制者在获得信号$\sigma =\underset{¯}{\theta }$时,如果他被企业收买而合谋的话,他就会向政府谎报σ=.

政府最大化社会福利W包括消费者、生产者和规制者三部分。即W=CS+U+R. CS为消费者净福利,CS=S(q)-(1+λ)(t+s)。其中S(q)是消费者效用函数,S′(q)>0, S″(q)<0, S(0)=0, 其经济含义是消费者的效用随着消费电量的增加而增加,但边际效用递减,没有用电时效用为零; λ为影子成本[18], 表示政府为支付各项转移支付需要筹资,每筹集1元钱则需要从消费者那里剥夺1+λ>1元。因此, W=S(q)-(1+λ)(t+s)+t-C(q)+R=S(q)-λt-θq-F-(1+λ)s0-λR. 考虑到s0是规制者的保留收入,常数不影响最优化结果,简单起见,假定为0。从而,上式可简化为:W=S(q)-λt-θq-F-λR.

3 无合谋合约

当政府雇佣绝对忠诚的规制者时, 它会如实向政府汇报,规制者与政府之间的信息是完全对称的,企业和规制者得到保留效用, 将其规范化为0。此时, 政府可依据规制者的报告来确定对电网企业的输电量和转移支付。 具体地:当规制者报告$\sigma =\underset{¯}{\theta }$,则政府可确切知道企业的类型,最优的转移支付水平就是使企业刚好达到保留效用,有$\underset{¯}{t}{}^{*}=\underset{¯}{F}+\underset{¯}{\theta }\underset{¯}{q}{}^{*}$; 而当规制者报告σ=,政府虽得不到任何信息,但是却会根据信号对企业成本类型信念进行修正:Pr$(\theta =\underset{¯}{\theta }|\sigma =\varnothing )=\frac{(1-x)v}{1-xv}‚\text{Ρ}\text{r}(\theta =\overline{\theta }|\sigma =\varnothing )=\frac{1-v}{1-xv}$。从而,政府对输配电规制的目标,就是要最大化预期赢利:

$\begin{array}{l}W{}^{\varnothing }=\frac{(1-x)v}{1-xv}[S(\underset{¯}{q})-\lambda \underset{¯}{t}-\theta \underset{¯}{q}-\underset{¯}{F}]\\ +\frac{1-v}{1-xv}[S(\overline{q})-\lambda \overline{t}-\theta \overline{q}-\overline{F}]\end{array}$

为了激励电网企业汇报其真实成本,需要满足如下激励相容约束:

$\begin{array}{l}\text{s}.\text{t}.\underset{¯}{t}-\underset{¯}{\theta }\underset{¯}{q}\ge \overline{t}-\underset{¯}{\theta }\overline{q}(1)\\ \overline{t}-\overline{\theta }\overline{q}\ge \underset{¯}{t}-\overline{\theta }\underset{¯}{q}(2)\\ \underset{¯}{t}-\underset{¯}{\theta }\underset{¯}{q}-\underset{¯}{F}\ge 0(3)\\ \overline{t}-\overline{\theta }\overline{q}-\overline{F}\ge 0(4)\\ S(\underset{¯}{q})-(1+\lambda )\underset{¯}{t}\ge 0(5)\\ S(\overline{q})-(1+\lambda )\overline{t}\ge 0(6)\end{array}$

其中,式(1)、式(2)分别为电网企业属于高效率或低效率类型时的激励相容约束,即报告自己真实类型时获得的利润大于报告其他类型时的利润;式(3)、式(4)为高效率和低效率电网企业的参与约束;式(5)、式(6)为规制者的参与约束。它们分别表示电网企业不亏损且消费者愿意购买电力、规制者愿意从事规制活动,即电网企业和消费者、规制者三方都愿意接受这个契约。

政府对输配电规制的行为就将是在式(1)~式(6)的约束下最大化W. 这是标准的逆向选择模型,注意到式(2)、式(3)是紧条件,令q1*为绝对忠诚规制者情况下政府的最优解,有:

$\begin{array}{l}{S}^{\prime }(\underset{¯}{q}{}_1^{*})=(1+\lambda )\underset{¯}{\theta }\\ S^{\prime }(\overline{q}{}_1^{*})=(1+\lambda )\overline{\theta }+\frac{(1-x)v}{1-v}\lambda \Delta \theta \end{array}$

从而, 政府对企业的最优转移支付为:$\overline{t}{}_1^{*}=\overline{F}+\overline{\theta }\overline{q}{}_1^{*}‚\underset{¯}{t}{}_1^{*}=\underset{¯}{F}+\theta \underset{¯}{}\underset{¯}{q}{}_1^{*}+\Delta \theta \overline{q}{}_1^{*}$. 显然,高效率类型的厂商通过模仿低效率类型厂商可获得效用水平(即信息租金)$\Delta \theta \overline{q}{}_1^{*}$.

4 防合谋合约

现实中,规制者并不绝对是忠诚的,他们常有可能被企业收买,而这种收买只有在规制者获得信号$\sigma =\underset{¯}{\theta }$时才可能发生,因为σ=时企业是没有动机去收买规制者的。政府为了防止规制者被收买,一方面,可以建立起对规制者的激励机制(k,T),以激励规制者汇报真实信息。当规制者报告$\underset{¯}{\theta }$时对其奖励kTmax,k为规制者汇报有效信号的奖励力度,Tmax是用于收买规制者的最大贿金,它等于$\Delta \theta \overline{q}{}^{*}$,即收买规制者成功时企业可获得的最大信息租金。另一方面,建立起对规制者的惩罚机制(γ,ξ),用来约束规制者的合谋行为。若规制者汇报电网企业的类型是$\overline{\theta }$,而一旦政府通过其他方式(社会监督或再规制等)重新核实的类型为$\underset{¯}{\theta }$,就对规制者合谋行为实施γξ的惩罚,γ是对规制者合谋的惩罚力度,ξ是合谋被发现的概率。当然,建立惩罚机制需要付出的成本为C=C(γ,ξ),满足Cξ>0,Cξξ>0,这表示惩罚机制的成本随发现合谋的概率提高而边际递增。

下面考虑惩罚可分为两类:固定力度的惩罚和可变力度的惩罚。固定力度的惩罚下,γ=γ0;可变力度的惩罚下,假设$\gamma =\beta {\rm T}{}_{\max }=\beta \Delta \theta \overline{q}{}^{*}‚\beta$为可变惩罚系数,表示惩罚的力度随着高效率电网企业的租金的变化而变化。因此,本文将分别考虑“I+FP”机制和“I+VP”机制下的最优防合谋合约。

4.1 防合谋的“I+FP”机制

在“I+FP”机制下,如果政府给予规制者的报酬满足如下条件,就可以防止规制者被收买:

$(\text{Ι}\text{C}\text{Ρ}\text{C})s\ge \{k\Delta \theta \overline{q}{}^{*}-\gamma {}_0\xi ,0\}(7)$

此时,委托人为激励规制者如实汇报信息,所付出的期望社会成本为:$\lambda xv{}^{*}(k\Delta \theta \overline{q}{}^{*}-\gamma {}_0\xi )$。政府将在式(1)~式(6)以及式(7)的约束下最大化预期赢利:

$\begin{array}{l}W{}^{cp1}\\ =xv[S(\underset{¯}{q})-\lambda \underset{¯}{t}-\theta \underset{¯}{q}-\underset{¯}{F}]\\ +(1-xv)\{\frac{(1-x)v}{1-xv}[S(\underset{¯}{q})-\lambda \underset{¯}{t}-\theta \underset{¯}{q}-\underset{¯}{F}]\\ +\frac{1-v}{1-xv}[S(\overline{q})-\lambda \overline{t}-\theta \overline{q}-\overline{F}]\}\\ -\lambda xv(k\Delta \theta \overline{q}{}^{*}-\gamma {}_0\xi )-(1+\lambda )C(\gamma ,\xi )\end{array}$

其中,第一项是规制者获得信号$\sigma =\underset{¯}{\theta }$并如实汇报的情况,第二项是规制者获得信号σ=并如实汇报的情况,第三项是规制者的防合谋报酬预期成本,第四项是政府建立惩罚机制的成本。后面的两项表示了防合谋时社会福利的下降。

令q*2为“I+FP”机制下最优防合谋合约下企业的产出,有:

$\begin{array}{l}{S}^{\prime }(\underset{¯}{q}{}_2^{*})=(1+\lambda )\underset{¯}{\theta }\\ S^{\prime }(\overline{q}{}_2^{*})=(1+\lambda )\overline{\theta }+\frac{1-(1-k)x}{1-v}v\lambda \Delta \theta \end{array}$

由此,防合谋的“I+FP”机制为:政府对规制者实施合约$\{(0|\varnothing ),(k\Delta \theta \overline{q}{}^{*}-\gamma {}_0\xi |\underset{¯}{\theta })\}$,即报告则支付s*=0,报告$\underset{¯}{\theta }$则支付$s{}^{*}=k\Delta \theta \overline{q}{}^{*}-\gamma {}_0\xi$. 政府对企业的最优转移支付合约为:$\overline{t}{}_2^{*}=\overline{F}+\overline{\theta }\overline{q}{}_2^{*}‚\underset{¯}{t}{}_2^{*}=\underset{¯}{F}+\underset{¯}{\theta }\underset{¯}{q}{}_2^{*}+\Delta \theta \overline{q}{}_2^{*}$; 且政府对高、低效率类型电网企业最优输配电量的安排应满足上述优化条件。

4.2 防合谋的“I+VP”机制

在“I+VP”机制下,如果政府给予规制者的报酬满足如下条件,就可以防止规制者被收买:

$(\text{Ι}\text{C}\text{Ρ}\text{C})s\ge \{k\Delta \theta \overline{q}{}^{*}-\beta \xi \Delta \theta \overline{q}{}^{*},0\}(8)$

此时,委托人为激励规制者如实汇报信息,所付出的期望社会成本为;$\lambda xv{}^{*}(k\Delta \theta \overline{q}{}^{*}-\beta \xi \Delta \theta \overline{q}{}^{*})$。政府在式(1)~式(6)以及式(8)约束下最大化预期赢利:

$\begin{array}{l}W{}^{cp2}\\ =xv[S(\underset{¯}{q})-\lambda \underset{¯}{t}-\theta \underset{¯}{q}-\underset{¯}{F}]\\ +(1-xv)\{\frac{(1-x)v}{1-xv}[S(\underset{¯}{q})-\lambda \underset{¯}{t}-\theta \underset{¯}{q}-\underset{¯}{F}]\\ +\frac{1-v}{1-xv}[S(\overline{q})-\lambda \overline{t}-\theta \overline{q}-\overline{F}]\}\\ -\lambda xv(k\Delta \theta \overline{q}{}^{*}-\beta \xi \Delta \theta \overline{q}{}^{*})-(1+\lambda )C(\gamma ,\xi )\end{array}$

令q*3为“I+VP”机制下最优防合谋合约下企业的产出,有:

$\begin{array}{l}{S}^{\prime }(\underset{¯}{q}{}_3^{*})=(1+\lambda )\underset{¯}{\theta }\\ S^{\prime }(\overline{q}{}_3^{*})=(1+\lambda )\overline{\theta }+\frac{1-(1-k+\beta \xi )x}{1-v}v\lambda \Delta \theta \end{array}$

由此,防合谋的“I+VP”机制为:政府对规制者实施合约$\{(0|\varnothing ),)k\Delta \theta \overline{q}{}^{*}-\beta \xi \Delta \theta \overline{q}{}^{*}|\underset{¯}{\theta })\}$,即报告则支付s*=0,报告$\underset{¯}{\theta }$则支付$s{}^{*}=k\Delta \theta \overline{q}{}^{*}-\beta \xi \Delta \theta \overline{q}{}^{*}$. 政府对企业的最优转移支付合约为:$\overline{t}{}_3^{*}=\overline{F}+\overline{\theta }\overline{q}{}_3^{*}‚\underset{¯}{t}{}_3^{*}=\underset{¯}{F}+\underset{¯}{\theta }\underset{¯}{q}{}_3^{*}+\Delta \theta \overline{q}{}_3^{*}$; 且政府对高、低效率类型电网企业最优输配电量的安排应满足上述优化条件。

由此,得出如下结论:

结论1 与无合谋合约相比,无论防合谋的“I+FP”合约,还是防合谋的“I+VP”合约中,高效率类型企业的输配电量都不发生扭曲,而低效率类型企业的输配电量向下扭曲;与防合谋的“I+FP”合约相比,在防合谋的“I+VP”合约中,高效率类型企业的输配电量相同,低效率类型企业的输配电量变大。

由$S^{\prime }(\underset{¯}{q}{}_1^{*})=S^{\prime }(\underset{¯}{q}{}_2^{*})‚S^{\prime }(\overline{q}{}_2^{*})>S^{\prime }(\overline{q}{}_1^{*})$,可得$\underset{¯}{q}{}_1^{*}=\underset{¯}{q}{}_2^{*}‚\overline{q}{}_2^{*}<\overline{q}{}_1^{*}$;同样有$\underset{¯}{q}{}_1^{*}=\underset{¯}{q}{}_3^{*}‚\overline{q}{}_3^{*}<\overline{q}{}_1^{*}$. 这是因为政府为防合谋而支付了一定的防合谋报酬, 且该报酬与低效率企业的输配电量$\overline{q}{}^{*}$正相关,从而导致政府控制$\overline{q}{}^{*}$. 由$S^{\prime }(\underset{¯}{q}{}_2^{*})=S^{\prime }(\underset{¯}{q}{}_3^{*})‚S^{\prime }(\overline{q}{}_2^{*})>S^{\prime }(\overline{q}{}_3^{*})$,可得$\underset{¯}{q}{}_2^{*}=\underset{¯}{q}{}_3^{*}‚\overline{q}{}_2{}^{*}<\overline{q}{}_3^{*}$. 这是因为在两种防合谋合约下,防合谋报酬都与$\overline{q}$正相关,但是在防合谋的“I+VP”合约中,由于可变惩罚力度$\gamma =\beta \Delta \theta \overline{q}{}^{*}$,使得防合谋报酬与$\overline{q}$的相关性变弱,从而导致政府放宽对低效率企业输配电量的控制程度。

结论2 当$\frac{\gamma {}_0\xi }{k}<\Delta \theta \overline{q}{}^{*}<\frac{\gamma {}_0}{\beta }$时,建立防合谋的“I+FP”机制是必要且可行的;当$\Delta \theta \overline{q}{}^{*}>\max \left\{\frac{\gamma {}_0}{\beta },\frac{\Delta \theta \overline{q}{}^{*}\beta \xi }{k}\right\}$时,则建立防合谋的“I+VP”机制是必要且可行的。

证明 由$W{}^{cp2}-W{}^{cp1}=\lambda xv\beta \xi \Delta \theta \overline{q}{}^{*}-\lambda xv\gamma {}_0\xi$. 当$\beta \Delta \theta \overline{q}{}^{*}>\gamma {}_0$时有Wcp2>Wcp1,说明建立防合谋的“I+FP”机制是可行的;由式(8),若$k\Delta \theta \overline{q}{}^{*}<\Delta \theta \overline{q}{}^{*}\beta \xi$,则s=0就可以防范合谋,否则$k\Delta \theta \overline{q}{}^{*}>\Delta \theta \overline{q}{}^{*}\beta \xi$,这是建立防合谋的“I+FP”机制的必要条件。同样,可推出建立防合谋“I+VP”机制的必要且可行条件。

结论2是利用信息租金来比较防合谋机制的有效性,但是,信息租金是很难度量尤其是很难观测的。而信息租金中的其中一项,即高、低效率电网企业效率差相对来说容易观察一些。由此,得出如下推论:

推论 当高、低效率电网企业效率差Δθ满足$\Delta \theta <\frac{\gamma {}_0\xi }{k\overline{q}{}^{*}}$时,此时单纯的惩罚机制就足以防范合谋;满足$\Delta \theta >\max \left\{\frac{\gamma {}_0}{\beta \overline{q}{}^{*}},\frac{\Delta \theta \overline{q}{}^{*}\beta \xi }{k\overline{q}{}^{*}}\right\}$时,宜采用防合谋的“I+VP”机制;满足$\frac{\gamma {}_0\xi }{k\overline{q}{}^{*}}<\Delta \theta <\frac{\gamma {}_0}{\beta \overline{q}{}^{*}}$时,宜采用防合谋的“I+FP”机制。

进一步考察结论1和结论2不难发现,信息租金的增加和防合谋效率的提高时可以共存的。具体地,由结论1可知,与防合谋的“I+FP”合约相比,在防合谋的“I+VP”合约中,政府放宽对低效率企业输配电量的控制程度,从而高效率$(\underset{¯}{\theta }$型)企业模仿低效率企业得到的信息租金$\Delta \theta \overline{q}{}^{*}$增加,企业的合谋动机增大。而结论2告诉我们,在一定条件下,防合谋的“I+VP”机制优于防合谋的“I+FP”机制。之所以会出现这样的情况,是因为在“I+VP”机制下,虽然$\overline{q}{}^{*}$的增加会带来企业租金的增大(结论1),但该机制 建立的前提是信息租金足够大(结论2),从而相对于足够大的信息租金来说,由$\overline{q}{}^{*}$增加带来企业租金的增加是微乎其微的。因此,“I+VP”机制下企业的租金虽然增多,但这种机制仍然可能是防合谋有效的,两者并不矛盾。

5 结语

本文针对电力产业中输配电市场中可能存在的规制合谋问题,基于组织合谋理论的P-S-A分析框架,构建“政府/规制者/电网企业”三层次代理模型,考虑在激励机制中加入固定惩罚或者可变惩罚两种策略,分别给出最佳的防合谋契约,完成防范规制合谋的“I+FP”机制和“I+VP”机制的设计工作。

在此基础上,给出单纯惩罚机制、“I+FP”和“I+VP”机制的必要且可行条件, 并比较“I+FP”和“I+VP”两种机制下政府对不同类型企业输配电量的安排, 得出在“I+VP”机制下, 政府会放宽对低效率企业输配电量的控制。结合当前供不应求的电力市场环境, 中国经济高速增长也需要一些低效率电力厂商提供其能够承载电力产量,在满足结论2条件时采用“I+VP”机制, 这对于眼下电力体制改革中所进行的输配电改革而言是非常有意义的。

当然,本文关于最优防合谋规制模式的结论是针对在激励机制中加入固定惩罚或者可变惩罚两种策略两种情况进行的,而现实情况是激励规制模式中伴随着更多规制规则的选择。因此,在后续研究中,可以在激励机制中引入其他规制规则,这将会对博弈模型产生修正,并影响到防合谋的效果。此外,必须指出的是,我们只是讨论了不同的惩罚策略对合谋的影响。在现实中,惩罚策略的确定还要考虑其他效率问题等重要因素。

摘要：针对现有输配电市场中规制合谋研究多为经验性描述而缺乏理论工具分析的现实,本文基于组织合谋理论的P-S-A分析框架,构建了“政府/规制者/电网企业”三层次代理模型,考虑在激励机制中加入惩罚策略(简称“I+P”),分别进行输配电市场中防范规制合谋“I+FP”机制以及“I+VP”机制的设计,并进一步比较两种机制下不同类型企业输配电量和防范合谋效率,这对于当前电力体制改革下所进行的输配电改革是有意义的。

关键词：输配电市场,规制合谋,“I+P”机制

输配电市场 篇2

摘要：电网具有自然垄断特性，坚持输配电网、调度一体化管理，是我国电网多年来实现安全运行和快速发展的体制基础，也是国家确保能源安全、国防安全，统筹能源资源调配，高效率组织抢险救灾的重要体制保障。

网易河北讯 电网具有自然垄断特性，坚持输配电网、调度一体化管理，是我国电网多年来实现安全运行和快速发展的体制基础，也是国家确保能源安全、国防安全，统筹能源资源调配，高效率组织抢险救灾的重要体制保障。

坚持输配一体化

近年来，业内关于下一步电力改革是否应进行输配分开的讨论一直在持续。曾鸣认为，按照网络经济学的理论，输电和配电业务具有规模经济和范围经济的特性，属于典型的自然垄断业务。电网应坚持输配一体化，降低运营成本、提高经营效率，满足电能消费的合理需求，并且通过智能电网技术促进集中式和分布式新能源的共同发展。

从改革成本方面考虑，相对于输配分开，输配一体化的管理不仅能避免较大的效率损失和安全隐患，还能促进新能源的规模化发展与分布式能源的接入。

“上世纪70年代，我上大学时，老师还在讲输电网是环形的，而配电网是辐射状的，电流是单向流动的。”曾鸣在回忆过去后指出，目前整个配电网的规划和模式都在改变。分布式发电不仅实现了自发自用，还要余电上网，电流会频繁地四处流动，这和以前辐射型的配电网差别很大。随着电网智能化的发展，输、配电网的功能会进一步融合，不应再用“输电网”“配电网”的概念人为地将电网整体性割裂。

借鉴国外经验，一些发达国家也都保持电网输配一体化管理。比如，欧盟有近半数的国家的电网由一个集团公司统一管理，美国三分之二的电网仍为垂直一体化公司，俄罗斯2008年改革实施输配分开，但是2012年又重新合并。

保持电网与调度一体化

电网作为国家的重要基础设施，其安全运行直接关系到国家安全。目前，我国电网已成为世界上运行电压等级最高、可再生能源装机最多、交直流混联的特大电网。如此大规模电网的安全运行，必然离不开强有力的电力调度。调度是整个电网运行控制的中枢。“电力发、输、用瞬时完成的特性和电力系统的复杂性，决定了调度与电网具有内生的、统一的、密不可分的关系，调度与电网一体化是电网安全防线的最根本保证。”曾鸣说。

调度与电网一体化的优势在电网应对特大自然灾害时表现得最为明显，这在近年电网有效应对“4·20”芦山地震、2013年东北暴雪等重大灾害的实践中得到了充分体现和验证。

国外也曾陆续发生过一些大面积停电事故，从对历次事故的分析调查结果来看，调度与电网分离、责任主体分散，是导致电网大面积停电事故的重要原因之一。

坚持输配电网、调度一体化管理，是我国电网多年来实现安全运行和快速发展的体制基础，也是国家确保能源安全、国防安全，统筹能源资源调配，高效率组织抢险救灾的重要体制保障。

交易机构设置在电网内部

我国是发展中国家，电力市场尚处于起步阶段，电力供需仍然处于紧平衡状态。曾鸣认为，在我国电力市场发展的当前阶段，交易机构设在电网企业内部，有利于降低交易成本和操作复杂性、提高交易效率并保障电力系统安全稳定运行。

现有的电力交易平台，需要电网企业的各级调度机构、复杂的调度系统作支撑，并组织人员进行大量、频繁的安全与交易校核，这需要电网企业各级营销机构的抄表、结算、收费等多个系统作支撑。目前，整个交易平台的运营管理已经无缝嵌入到电网企业的一体化调度体系和服务几亿用户的营销体系中。

如果电力交易平台独立于电网企业，将需要重新组建电力交易机构、配置人员、构建信息系统等，无疑增加电力市场运营的管理成本。另外，独立的交易机构很难及时全面获取电网规划建设、生产维护、电力供需等市场信息，电网与交易机构协调工作的难度和复杂性将进一步加大。

同时，独立的电力交易机构与电网企业的协调效率将大大降低，这将导致大电网优势无法充分发挥，影响可再生能源的并网、输送与消纳，不利于能源资源大范围优化配置和节能减排。

“我们的研究结果表明，在有效监管的前提下，电网和交易一体化完全能够实现公平、高效交易。” 依托电网企业天然的业务优势，构建统一的电网适应性平台，通过平台组织用户和发电企业开展交易，并提供相关交易服务，保障电力交易的顺利实施。

以统一的电网适应性平台做依托

电力市场改革的目的、方向和重点在哪里？在曾鸣看来，改革要有问题导向，不能为改革而改革。他认为，电力市场改革应坚持社会主义市场经济改革方向，要与转变电力发展方式相结合。

结合我国国情，曾鸣提出将“放开两头、监管中间”作为电力市场改革的基本路径，即允许供需双方自主选择参与市场竞争，同时，依托电网企业业务优势，构建能够为市场主体提供全方位优质服务的统一的电网适应性平台，并逐步建立完善科学合理的电价机制，从而实现发电侧竞争和售电侧放开，在保障系统安全稳定运行的前提下，加快建立公平、开放、高效的全国电力市场体系。

当前社会上关注的核心是电力交易能否公平、透明、高效地组织交易，提高市场主体的效率和效益。

在“放开两头、监管中间”的框架下，可在保持电网统一管理体制优势的基础上，通过对电力市场竞争秩序以及对电网环节业务的收入、价格、服务等的全面监管，来保证电网公平开放和调度交易的公平、公开、公正，实现市场高效运作。

这一过程要分阶段推进，以构建统一的电网适应性平台为依托。

全国电力市场的建设需要依托电网企业，构建能为市场主体提供全方位优质服务的统一电网适应性平台。该平台应由电网企业负责组织管理，主要功能包括电网公平接入、输配电、调度运行、安全校核、交易组织等。这样的平台能将用户与发电企业进行交易实际操作中需要解决的交易分解、安全校核、调度执行、偏差电量处理、辅助服务等问题统筹考虑，提高交易执行率，减少协调成本，促进市场交易的长期可持续发展。

坚强智能电网必不可少

曾鸣分析，随着统一电力市场的建设，今后售电侧用户增多，电网需要通过内部大数据分析出各类用户用电的负荷特性曲线。如今很多一线城市人口密集、寸土寸金，它们普遍面临着配电站没有空间再扩容，但扩容后利用率又很低的问题。因此，今后电网企业要逐步研发新的负荷预测方法和模型，把原来传统的供应侧预测，改成基于终端分类、分行业的终端侧预测。另外，输配电网的规划模式也应发生改变。在整个规划中，除要考虑各种各样的供应侧资源，还要考虑需求侧响应，要利用智能电网技术、大数据和云计算去研究如何做好需求侧管理。

曾鸣认为，相比不确定性较大的市场化改革，加快智能电网的建设，是全力以赴之后可以看到实际成效的发展方向。在第三次工业革命的浪潮下，我国正在加快清洁能源的发展和利用，这更需要坚强的智能电网作为依托。

“我认为智能电网最大的重点应在配网和用户这一侧，就是所谓的供需互动和需求侧响应，要让分布式清洁能源和微网能够稳定地接入电网。”

保障普遍服务分步推进市场建设

曾鸣认为，在统一电网适应性平台和合理输配电价的基础上，应放开发电企业与用户的直接交易，允许全部用户和发电企业根据自身意愿和需求，通过自主协商、集中撮合等方式确定成交电量和价格，从而实现发电侧竞价上网、用户侧竞价购电。

但是，对于电力这个特殊商品来说，曾鸣着重强调，在电力市场化过程中，必须要保障普遍服务。首先，市场依托电网企业自然的、天然的业务优势，通过电网适应性平台来组织用户和发电企业开展交易，并提供相应的交易服务，保障这些交易顺利实施。其次，对于没有意愿参与交易的用户，电网企业作为默认供电商，按照政府批复价格从发电企业购电，并按照国家核准的目录电价向用户售电，保障电力普遍服务。“也就是说，电网企业的公共事业定位一定要永远存在。”曾鸣说。

对于电力市场建设进程，曾鸣建议，改革应分阶段逐步推进。在当前大用户直接交易试点的基础上，先选择在1~2个省份开展试点工作，通过试点摸索经验，逐步建立完善相关机制、操作实施办法等配套政策。在此基础上，逐步扩大试点范围，全面放开发电企业和用户选择权，构建能同时实现发电侧和售电侧竞争、充分发挥电网一体化管理优势的全国电力市场体系。

“中国电力工业市场化改革方兴未艾，路程还很漫长，很多问题都需要具体地研究。”曾鸣表示，市场化改革是手段，而不是最终目的，改革是为了促进我国电力工业安全、经济、可持续地发展，形成对普遍用户来说合理的、用得起的电价体系，形成兼具效率、效益与公平性的电力市场。

曾鸣：华北电力大学工商管理学科学术委员会主任，华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任，博士生导师，北京市“电力市场教学团队”负责人，1999年起享受“国务院特殊津贴”，历任国家发改委、国家电监会等政府部门高级咨询顾问，发改委工业节能减排技术支持中心特聘专家，中电联第五届理事会专家，入选2014年发改委“发展改革专家库”。

配电市场购售电优化模型研究综述 篇3

电力市场的发展通常经历四个阶段,配售分离的零售型竞争市场是电力市场的最终形式[1,2]。在配电市场中,允许成立独立经营的专门负责向最终用户供电的供电公司,并且允许所有的用户可自由选择供电公司。发达国家已经纷纷打破配电侧的垄断,比如英国[3]、北欧四国[4,5,6]、美国加州[7]、澳大利亚[8]、新加坡[9]等国家,都采用从大用户逐步到小用户、最后直至所有用户选择供电商的方法来实现配电市场的彻底开放。

配电市场的开放使供电公司和用户处于一个自由选择的环境中,同时也使他们暴露于市场波动的风险之下,为市场交易双方提供交易优化决策的理论依据显然非常重要。供电公司和用户的交易以购售电为主,所以购售电的优化模型是研究的重点之一。

配电市场的购售电离不开电价这个核心问题,引入竞争性市场的根本原因是促使电价降低[10],用户的选择权使电价形式的多样化成为必然,供电公司和用户的效益和成本是决定电价水平的主要因素。同时,波动的市场因素导致了交易双方必须面临风险。本文围绕购售电优化的问题,对配电市场的风险决策、电力需求侧、电价制定模型等问题的研究现状和关键问题进行了总结,并展望了配电市场购售电优化进一步研究的内容。

1 配电市场的购电风险决策研究

由于配电市场对用户的完全开放,用户可以根据自己的意愿选择供电商,还可以选择供电商提供的不同质量的电能,因此供电公司面临购售的双边市场。由于用户的选择权扩大,因此市场的供需状况随时都在发生变化,需求量大小的变化、市场价格的波动都会增加供电公司和用户自身的风险。

在配电市场中,供电公司相当于一个期望获取利润同时还需规避风险的“投资商”,它的投资运作是在多个市场中优化购买电能,再以合理形式的电价卖给用户。用户也可以选择从合同市场、现货市场或自发电的方式购电。投资的定义包括了两个基本内涵:收益和风险。随着市场和投资学理论的发展,投资者都认识到只追求收益的最大化,而忽视风险存在的盲目乐观是非常危险的。收益与风险的紧密关系使风险管理成为一个重要课题。

目前对于购电优化模型主要从投资组合的风险度量方法着手研究,无论是供电公司、发电公司、电网公司或用户的购电优化方案都采用类似的方法。

风险的定义包含了两层含义:一层表示未来结果的不确定性,二层表示损失的不确定性。配电侧电力市场的风险来源主要有三类:价格的不确定性[11]、需求量的不确定性[12]和电网运行状况的不确定性。目前的研究主要集中在前两种。对风险度量的方法一般有三种:均值-方差法、VaR(Value at Risk)法和CVaR(Conditional Value at Risk)法。均值-方差法是对考察对象的期望值与波动的描述,VaR和CVaR是对损失的概率描述[13]。配电是整个电力系统中的一个环节,配电侧电力市场的风险也与其他环节的市场风险具有共性,所以对配电侧电力市场风险的研究可以借鉴其他环节风险研究的方法。

文献[14]指出风险会影响电力市场成员对收益的判断,从而难以进行有效的经济决策,认为电力市场的风险主要源于人的有限理性、机会主义行为和未来的不确定性等,并提出了控制电力市场风险的对策。文献[15]对电力市场的风险管理做了综述,介绍了针对价格波动的几种风险管理办法,包括:套期保值、投资组合优化、风险评价和自产评估等,前两种方法属于风险控制范畴,后两种方法属于风险评估。可见,电力市场中风险的分析、评估、管理与控制对市场的发展是必要的。本文根据不同的风险度量方法在配电市场应用的研究现状进行总结和分析。

1.1 均值-方差理论

根据Markowitz著名的最优资产组合理论,以预期收益率来衡量实际收益率的总体水平,而风险的度量则是未来实际收益率与期望收益率的偏差。

文献[16-23]对配电侧电力市场中供电公司的风险进行了分析,并运用均值-方差法对市场的风险进行了评估。电力市场中均值-方差法的典型用法包括:

① 将方差作为风险成本乘以一个风险项系数计入供电公司的成本中[21,24]。

② 用确定性等价回报方法将方差计入供电公司的效用函数中[25]:

式中:A表示供电公司对风险规避的程度。

③ 引入最优风险资产组合中的最小方差证劵组合方法计算多个市场的电量比例[19,26]:

式中:σp2是投资组合的方差;xi和xj分别代表第i和第j个市场的电量比例;Cov(ri-rj)表示协方差。

用方差来表示风险是一种简单易行的方法,曾经在金融领域得到广泛应用,但这种方法也有明显的缺陷,方差关于期望收益是对称的,它将高于和低于期望收益的值都认为是风险。如果将风险的范畴缩小到损失的可能性,均值-方差法则无法体现。

1.2 VaR价值风险

VaR表示在正常的市场波动和给定的置信水平下,在持有期间内,某一资产组合预期可能发生的最大价值损失,即该资产组合发生不超过VaR值损失的概率为置信度概率水平。具体表示为

式中:Prob为括号内表达式成立的概率;ΔP为资产组合在持有期Δt内的损失;VaR为置信度c下处于风险中的价值。

在文献[27-31]中电力市场的风险采用VaR来度量。文献中或讨论电力市场的VaR值大小的求取,或将VaR值作为风险成本进行决策。

VaR因为其具有概念简单、易于沟通和理解的特点,为不同金融工具构成的复杂的投资组合提供了一个统一的综合性的测量框架,而成为国际上主流的金融风险计量方法。但同时VaR也有很大的不足:用VaR度量组合风险时,可能出现组合投资比分散投资的风险还大;随机量必须满足正态分布的前提限制了VaR在资产组合中的应用范围;无法考察超过分位点的下方风险信息。

1.3 CVaR条件风险价值

CVaR指投资组合的损失大于某个给定VaR值的条件下,该组合投资损失的平均值[32]。CVaR法在发电侧[32,33,34,35,36]市场研究较多,运用到配电侧[37,38,39]的研究相对较少,但方法近似,运用蒙特卡罗法或情景分析法近似表达积分值,建立置信度β∈(0,]1下基于CVaR风险最小化的最优投资组合模型如下:

式中:E(R(x,y))是期望收益;b是最低期望收益率,虚拟变量zk=[f(x,yk)-α]+;α是VaR值;n是市场的个数。

CVaR不是单一的分位点,这与VaR有着根本的区别,CVaR是尾部损失的平均值,因此它对尾部的测量是充分的。此外,无论投资组合的回报是否满足正态分布,CVaR都是一致性风险度量。CVaR的计算可以通过构造一个功能函数而化为一个凸性优化问题,在数学上用样本均值逼近总体均值,凸规划可以转化为线性规划问题如式(4)~(9),使计算更加简单。计算CVaR的同时可以获得VaR值,实现对风险的双重监管。所以CVaR适合于投资组合的优化计算。

1.4 动态风险

以上三种风险度量方法都只考虑了单期资产的变化,是基于固定投资期限的一种风险度量,通常称之为静态风险度量。但由于实际的资产组合往往是多期投资,影响风险的因素在每个时期应该是变化的,就产生了动态风险度量的问题。风险的动态性必须体现风险随时间的变化而变化的特征,当前时段的风险度量值与历史时间相关,而且对未来风险的波动产生持续的影响。

与前面几种风险度量方法不一样的是,到目前为止动态风险值还没有一个确切的表达式来表示,在已有的研究成果中,大多将动态风险定义在多阶段决策过程的基础上,将已发生投资时段的状态量传递到当前时段中[40,41],从而影响当前时段风险的计算。电力市场的动态风险研究主要集中在发电市场,文献[42]将基于分位数的CVaR值作为多期风险的度量值,文献[43]建立了发电商加权多时段CVaR组合市场投标策略优化模型,配电市场中还没有应用。动态风险的度量弥补了静态风险分析法对风险的时间持续性描述不足的缺陷,是多期风险度量的主要方法,但目前还没有统一的框架,并且定义和计算都比较困难。

2 配电市场的售电决策研究

2.1 电力需求侧

由于完全竞争的配电侧电力市场应该是对用户彻底开放的市场,供电公司的售电决策必须考虑用户参与的动态过程,所以用户作为需求侧对市场的反应是配电市场改革是否能顺利进行的关键。

2.1.1 需求价格弹性

需求侧弹性是配电市场研究的主要参数之一,微观经济学中定义为需求变化率对价格变化率的比例。早期对需求侧弹性的研究主要集中在需求函数上,文献[44]建立了居民用户对动态电价的响应模型,运用二次函数描述了用户的用电方式。文献[45]分析了大工业用户对分时电价的响应情况,运用先验对数成本函数估计了五个大工业用户的电价弹性。文献[46]以经济学的定义为基础研究了电力需求的弹性,分析了市场结构对需求弹性的影响,描述了如何用自弹性系数和交叉弹性系数矩阵对用户的用电行为建模,并指出对电力市场中制定发电计划和电力库定价时如何将弹性系数作为一种因素来考虑。文献[47]给出了电量电价弹性矩阵的建立过程,分析了由于用户分类和电价分类不同所引起的弹性矩阵的不同,并提出了一种电量电价弹性矩阵求取的简化方法。文献[48]基于需求价格弹性矩阵,对丰枯-峰谷电价中的用户反应度进行了计算。文献[49]运用生产经济学的要素派生需求理论,论证了电力需求对峰谷电价短期价格弹性的特性,揭示了自弹性和交叉弹性的关联性,得到各时段电价等幅变化在短期内不改变用户的日用电量分布的结论。由于用户对周期变化的电价具有更大的响应,大量的文献将需求价格弹性用于分时电价的研究中[50,51,52,53,54]。此外,需求弹性对市场运行机制[55,56]、发电侧运行[57,58,59]、系统阻塞[60,61,62]、安全性定价[63]、辅助服务[64,65,66]等方面的影响也得到深入研究。

2.1.2 大用户

大用户是需求侧中比较特殊的一个群体,世界各国对零售市场的开放都是从大用户开始的。分析其中原因有以下几点:一是大用户是电力的主要用户,大用户对电力的生产和销售有着重要影响;二是大用户可以拥有各种具有电力市场运行相关知识的专业人员进行市场分析和预测;三是大用户有能力和资本进行与电力市场发展相适应的设备改造;四是由于电力成本是大用户的主要成本之一,电力市场各种电价和激励机制更容易引起大用户的关注并得到积极响应;五是大用户更容易采取负荷转移等措施来参与需求响应。

大用户的研究主要集中在直购电模式、交易机制、大用户获取电能策略和定价机制等方面。文献[67-71]研究了大用户和发电公司的直购电模型,分析了直购电的现状,主要运用博弈论对直购电的模式和合同等进行了探讨。文献[72]结合中国区域电力市场化改革的实际情况,提出一种大用户进入市场购电的方案。文献[73-75]以大用户成本最小为目标,在不考虑或加入风险成本的情况下,分别用确定性规划和随机规划模型确定了大用户分别从双边合同、电力库和自产电三个来源获取电能的最优比例。文献[76-79]研究了大用户的需求价格弹性,分析了大用户如何根据电价变化来调整自己的负荷曲线。由于大用户在电力市场中的重要作用,对大用户的定价成为了大用户研究的一个重点,文献[80-83]对大用户的定价提出了一些方法,从TOU(Time-of-Use)、PAB(Pay as Bid)、合同与实时电价和基于特征价格模型等各种方法讨论了大用户的电价机制。

2.2 电价决策模型

配电市场中,合理的电价具有以下职能:体现交易双方的利益关系;正确反应市场的供需状况;保证市场的稳定运行;促进配电网的建设和发展;推进需求侧管理的实施。制定电价遵循三个原则:成本为主、合理利润、公平负担。

供电公司和用户是配电市场交易的两个主体,电价对电力这个商品价值的体现是通过对供需双方的利益体现而实现的。因此在配电市场的售电电价决策中,往往采用最大化供电公司利润、最小化用户购电成本或最小化风险为目标函数。根据定价机制的不同,对电价影响因素作不同的假设,采用的数学规划方法通常有两大类:以确定数值表示各种参数的确定性规划法和以概率分布表示参数和目标值的随机规划法。

2.2.1 分时电价

电力需求侧管理(DSM)利用各种激励机制鼓励用户优化用电方式和提高用电效率,达到节约能源的目的。分时电价(TOU)指不同时段采用不同电价的机制,是需求侧管理的重要手段之一,也是国内外有着众多成功经验的较早实施的DSM措施。文献[84]对英国私有化供电公司实施的TOU制度进行了讨论,得出其能推进负荷管理实施的结论。文献[85]根据边际成本定价原理,针对简化的配电网条件,建立了分时电价优化模型,再利用Kuhn-Tucker条件得到了供电公司分时售电电价的表达式。我国主要着重于对峰谷分时电价的研究,这是一个实施多年的DSM措施,而且实践证明它对平缓负荷曲线,特别是削峰填谷起到了重要作用,对峰谷分时电价的持续研究是希望能将更多更全面的影响因素考虑进电价的制定中。文献[86]基于负荷曲线分布分析,利用模糊半梯度隶属函数方法进行了峰谷时段的划分,并提出含有用户对分时电价反应度分析的分时电价模型。文献[25,26]将风险考虑进分时零售电价的制定中。文献[50-52,87]将用户满意度和需求价格弹性进行考虑,建立了峰谷分时电价的决策模型。文献[54]在用户电量电价弹性矩阵的基础上,探讨了对用户进行分类确定峰谷分时电价的方法。文献[88-90]以多目标或分级优化的模型将销售侧与发电侧的峰谷分时电价实现了联动。

2.2.2 实时电价

实时电价(Spot Price)的概念最早由美国的F.C.Schweppe教授在20世纪80年代提出,是在给定的极短的时段(如1 h、30 min、15 min等)内向用户提供电能的边际成本。实时电价是配电市场中最理想的电价机制之一。文献[91]在总结实时电价理论的基础上,推导出最优实时电价的形式,并对实时电价理论付诸于实践的问题进行了讨论和给出了建议。文献[92]讨论了确定实时电价的各种因素和美国以及其他OECD组织国家实施费率与这些因素的关系。文献[93]根据潮流等系统量得到了放射状配电系统实时电价的表达式,采用的电价算法是强调分布式处理方案的分散学问题,主要计算节点电价。文献[94-95]运用短期边际成本的原理确定售电电价。电价建立的原则主要是供电公司的成本回收和利润保证,但同样需要给用户提供一个合理的电价才能反应市场的竞争性。文献[96]讨论一个电力公司面对多个发电商的竞价,如何给其用户一个合理的批发或零售电价的问题。文献[53,97-98]在确定实时电价时,将用户对电价的响应作为了一个主要因素。

2.2.3 随机规划的应用

电力市场中存在大量的不确定性因素,用户对实时电价的响应也远不如想象中快速。在电力市场的各种不确定性条件下如何进行决策已成为近年来研究的热点,是2006年IEEE电力工程学会的学术年会讨论的主题之一[99]。不确定因素给市场带来了风险,也需要更适当的模型去描述,随机规划是目前采用的主要方法。文献[100]认为用户消耗电能、市场参与者的决策行为和系统可靠性指标都是随机过程,因此电价的模型也应该是随机模型,该文的电价建模分析是建立在用户的小时耗电、日前或实时电价、发电和输电计划、旋转备用需求、需求弹性和市场参与者的决策等基础上。文献[101]将市场中不确定因素用概率分布表示,并建立了期望值优化模型。文献[102]是通过历史数据得到了实时电价的混合数学模型。文献[103-104]都是站在零售商的角度,考虑交易风险的基础上建立随机规划模型,以确定最优的电量分配和销售电价。随机规划还应用于描述大用户的购电策略[37]和市场的博弈过程[105]。

3 配电市场购售电决策模型研究的展望

随着电力体制改革的深入,电力市场的发展,配电网中的购售电决策领域还有很多方面值得进一步探讨:

1) 配电市场的动态风险度量方法,以及基于动态风险的最优电量分配模型有待研究。

2) 在以往分时电价的研究中,需求价格弹性系数作为一个已知量参与计算,但实际中需求价格弹性系数却是一个获取非常困难的量。作为一个已经执行稳定的分时电价,用户的需求价格弹性系数可通过历史数据用统计方法求得,但对于即将要执行的新的分时电价,各用户的需求价格弹性系数如何预测;在根据需求价格弹性系数进行分类的分时电价中,应该如何确定分类级别,都是值得研究的崭新的课题。

3) 在分时电价研究中,目前基本都是将分时电价执行前后总电量不变作为一个假设条件,但需求价格弹性系数并不能完全满足这个假定,供电公司在关心电量转移比例的同时,更关心执行后总需求的增减,而实际上这也可以通过需求价格弹性进行一定的反映,因此还需要进一步的研究。

4) 如果供电公司的购电和售电市场由多个市场构成,比如合同、现货、备用、期权市场等,在多个市场中如何进行优化决策,以及多个市场的优化决策如何统一协调还有待研究。

5) 对于供电公司的购售联动及供电公司与用户的统一优化等整合优化问题,可以从大系统理论的角度进行更深入的研究。

6) 随着配电市场对用户的开放,各种有条件的用户都将参与到市场中购电甚至售电,市场中各成员的角色和交易过程以及每个成员的交易行为都变得更复杂,对各个成员的购售电辅助决策和整个市场的优化决策都是值得研究的课题。

4 结论

输配电市场 篇4

一、当前我国输配电价格中出现的问题

当前, 我国还未形成输配电价的独立共用网络, 现行实施的输配电价格事实上是:电力销售价与上网价之差价, 而且因各省具体情况不同而存有较大差异。

第一, 输配电方面, 我国还未有独立的价格机制形成。现行管理办法要求输配电改革向“成本+收益”制式进行管制过渡。但由于输电、配电体系不分, 其相应的输配电成本就无法清晰核定, 其价格形成依然只能以购销的差价为依据, 所以当前输配电价完全由政府主管部门制定的发电上网价和销售价决定, 这样根本无法反映输配电工作的业务成本, 更别提电力市场价格信号特性的有效发挥。

第二, 输配电价补贴多有交叉。当前, 在我国各类电力用户中存在着较多的交叉补贴现象, 如不同类的工业用户、商用业用户向城镇普通居民用户、贫困县乡用户提供价格补贴;同类用户中, 按所用电压等级不同, 由电压高等级用户向低等级用户进行补贴。

第三, 我国多层次电网结构已经形成。分为国家级、区域级、省级还有独立电网, 从其相应价格形成机制来看, 各层次电网之间的价格没有做到合理传递, 部分省区交叉的电网直接依据成本分摊进行内部定价, 合理的输电价难以到达电力用户终端, 这样不但不利于输配电价格的调整, 反而使得省区电网电价矛盾疏导难以进行, 大范围的电力资源优化配置更难以实现。

主要表现在:一是影响多方投资者对于电力投资的信心, 不利于电网运作资金多元化来源的建立。二是面对交叉形成的输配电价, 国家各层次电网企业无法将正常的市场规律运用到输配电网络的投资融资计划制定中, 以致于我国农村配电网络长期滞后于城市电网的发展。三是由于当前不能实现电力市场中电网电价的开放、合理、公平交易, 严重制约了各发电、配电企业与用户企业之间科学交易模式的形成。四是输配电价格传导不顺直接影响了整个电力上下游环节的发展。

二、电力市场化改革中增强输配电价格管制的措施

第一, 输电系统与配电系统完全分开。要达到建立成熟的配电价格形成机制这一目标, 前提是要主、从输电系统与配电系统完全分离开, 因为要形成科学的配电价格首先必须合理确定配电成本。从世界范围内的实践案例来看, 在我国要达到这一要求, 首先要从法律法规意义上分开, 也就是说先制定输配电分离的相关条文, 然后再由各电网企业以输配电业务不同来分别成立分开的输、配电部门, 其产权可以根据输电与配电涉及的电网不同, 具体分为输电产权属中央, 配电产权归地方, 当然在大方向上地方归中央管制的不完全分离方式。

第二, 输配电价的制定方法。输配电价格的科学的制定, 可以利用“成本+收益”的方法来进行。首先要推进相关部门出台输、配电价格分开的法律法规, 加强其成本监审, 然后在清楚电业务实际成本的基础上, 形成分开的输电和配电价格。其次是要建立配电价格的市场调整机制。

三、电力市场化改革中增强输配电价格管制的模型

针对上文我国电力市场所面临的电力企业与用户矛盾明显, 企业自身效率不高的问题, 当前需要建立一个适合我国电力行业价格管制模型, 以求改善现在所面临的局面。

笔者以此为目的, 通过对于投资回报率 (ROR) 和价格上限管制 (RPl—X) 两种管制模型特点的研究, 在吸收二者理念的基础上建构了一个综合性的模型类别:

价格调整期=n (年)

以上公式中:Pt+1=指管制当期价格水平;VA指的是上期的活动成本, VAt主要包括企业运营的所需的燃料、水、材料、员工工资福利、设备维修及各类保险等费用投入;RPI指的是零售价格指数, 这一指数依照相关的政府部门统计公布数据为准, 以反映当前零售生产资料及生活消费品的价格综合变化情况为目标, 它是活动成本增高幅度的代表;X指的是效率因素, 可以在比较前后连续2年的全要素生产效率的基础上得到, 与RPI相反, 它代表的是VA的降低幅度, 并与RPI一起共同影响电力企业的VA, 决定企业运转效率;X的确定与企业技术进步、生产、管理三大效率密切相关, 企业现有的技术水平提升度越高、生产效率提高的潜力越大、企业现行管理水平提高的空间越大, X的值就越大;VS指的是管制当期沉淀成本, 包括企业诸如固定资产等无法回收类的支出费用;μ指的是最大收益率, 直接影响电价, 它的确定是以实际电力市场的电力需求量为基础的, 这个不是固定收益, 因为模型中电价并非总能达到上限。当然, 此模型需要设计一个适合的价格调整期, 这方面的国际惯例是3-5年, 实际应用时可以根据国内物价指数是否稳定来决定调整期延长或缩短。

以我国实际国情及当前国内电力发展现状为基础, 电力主管部门对于电网经营企从配电价格等方面业实施经济性管制, 不但能够加强电力市场价格制定的科学性, 便于解决我国电力企业与电力户之间的利益冲突, 而且有利于为电力行业注入新的投资活力。

参考文献

[1].乞建勋, 马军杰, 申鑫, 许文秀.基于价格上限的输配电价格管制模型改进研究[J].技术经济与管理研究, 2010 (2) .

[2].曾鸣, 王鹤, 张婷, 韩英豪.输配电价格监管模型的改进研究[J].工业技术经济, 2007 (6) .

输配电市场 篇5

孤岛运行模式是分布式发电(DG)大规模发展以后配电网中出现的一种新的运行方式,它是一种在网络出现故障或其他原因造成停电时由DG独立向一部分配电系统负荷供电的运行方式[1]。文献[2,3,4,5]通过分析实施孤岛模式的可靠性指标证明实施孤岛运行模式可以提高供电可靠性,这些可靠性指标主要包括统计区域内每个用户可能遭遇的平均停电次数和平均停电时间。文献[6,7,8,9,10]提出安全孤岛的划分方法和不断电的孤岛运行方案。文献[11] 研究了不同的DG运行方式和不同负荷模型形成孤岛的暂态稳定和操作可行性,为了保持孤岛运行的稳定性,考虑了不同的负荷削减方案和DG的输出功率控制方式。除此之外,孤岛的形成还可能影响配电网中的节点边际电价[12]。文献[13,14]研究了含有DG的配电网故障恢复策略,目标是在最优开关策略下恢复供电的负荷尽可能多。

本文基于最优潮流研究了考虑可中断负荷、实施孤岛运行模式时不同的孤岛运行模式和不同的负荷水平对配电公司费用、网损以及节点边际电价的影响,通过模型的求解和结果分析,配电公司可以得到比较满意的孤岛运行方案。

1 考虑可中断负荷的配电公司费用模型

在配电网络出现故障后,配电网可以实施孤岛运行模式。如果孤岛内的DG容量小于负荷需求,那么有部分不重要的负荷就会被中断,配电公司需要就这些中断的负荷做出赔偿。如果孤岛内的DG容量大于负荷需求,那么岛内所有负荷都可以得到电力供应。配电公司在实施孤岛模式时希望达到2个目标:一是购电费用最小;二是支付的负荷中断赔偿费用最小。

1.1 目标函数

配电公司希望达到购电费用和中断补偿费用的目标最小,其中DG的成本函数采用二次函数,负荷中断赔偿费用也采用二次函数,则目标函数为:

$\begin{array}{l}\min F=\lambda {\rm P}+{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{D}\text{G}}}(}a{}_i{\rm P}{}_i^2+b{}_i{\rm P}{}_i+c{}_i)+\\ {\displaystyle \sum _{j=1}^{{\rm N}{}_{\text{U}}}(}\alpha {}_j{\rm P}{}_{\text{U}j}^2+\beta {}_j{\rm P}{}_{\text{U}j}+\gamma {}_j)(1)\end{array}$

式中:F为配电公司的总费用,包括购电费用和可能的负荷中断费用,购电费用包括从外网购电的费用和购买DG的费用;λ为从外网购电的电价;P为配电公司从外网购买的电量;ai,bi,ci为DG成本系数;Pi为DG机组i的有功出力;NDG为DG机组集合;负荷中断费用用二次函数来表示,PUj为第j个可中断负荷的中断量;αj,βj,γj为第j个负荷的中断费用系数;NU为参与可中断计划的负荷集。

需要说明的是,负荷节点中断电价的高低体现了该节点负荷的重要性,也体现了该用户对可靠性的偏好程度,节点的中断电价越高,表示该节点的负荷越重要,用户越看重可靠性。文献[9]按照负荷等级来划分负荷对可靠性的要求,而本文利用了中断电价,能具体量化负荷的可靠性要求标准。

1.2 约束条件

1)孤岛运行模式的条件

本文假定是母线i出现永久性故障而实施孤岛自治运行模式。

2)负荷的功率因数

负荷的功率因数在中断前后维持在特定的范围内,即

${\rm P}{}_{\text{U}i}-\frac{{\rm P}{}_{\text{L}i}}{Q{}_{\text{L}i}}Q{}_{\text{U}i}=0i\in {\rm N}{}_{\text{U}}(2)$

式中:PLi和QLi分别为负荷节点i的原有有功和无功功率;当负荷节点i的负荷中断量为PUi和QUi时,节点i的实际负荷为(PLi-PUi)+j(QLi-QUi)。

3)节点功率平衡

$\{\begin{array}{l}{\rm P}{}_{\text{G}i}-({\rm P}{}_{\text{L}i}-{\rm P}{}_{\text{U}i})-{\displaystyle \sum _{j\in i}|}V{}_{j}V{}_i|y{}_{i,j}\cdot \\ \cos (\theta {}_i-\theta {}_j-\text{ϕ}{}_{ij})=0\\ Q{}_{\text{G}i}-(Q{}_{\text{L}i}-Q{}_{\text{U}i})-{\displaystyle \sum _{j\in i}|}V{}_{j}V{}_i|y{}_{i,j}\cdot \\ \sin (\theta {}_i-\theta {}_j-\text{ϕ}{}_{ij})=0\end{array}(3)$

式中:PGi和QGi分别为节点i的发电机有功和无功功率注入;i=1,2,…,N;N为系统节点数。

4)输电线路约束

$\begin{array}{l}|-y{}_{ij}V{}_i^2\cos \theta {}_{ij}+|V{}_{i}V{}_j|y{}_{ij}\cos (\delta {}_i-\delta {}_j-\\ \theta {}_{ij})|<\overline{{\rm P}}{}_{ij}i,j=1,2,\cdots ,{\rm N}(4)\end{array}$

式中:$\overline{{\rm P}}$ij为线路i-j传输有功功率的上限。

5)边界约束

电压幅值约束为:

$V{}_{i\text{m}\text{i}\text{n}}\le V{}_i\le V{}_{i\text{m}\text{a}\text{x}}i=1,2,\cdots ,{\rm N}(5)$

式中:Vimin,Vimax分别为节点i电压幅值的下限、上限。

发电机出力约束为:

$\begin{array}{l}{\rm P}{}_{\text{G}j\text{m}\text{i}\text{n}}\le {\rm P}{}_{\text{G}j}\le {\rm P}{}_{\text{G}j\text{m}\text{a}\text{x}}j\in {\rm N}{}_{\text{D}\text{G}}(6)\\ Q{}_{\text{G}j\text{m}\text{i}\text{n}}\le Q{}_{\text{G}j}\le Q{}_{\text{G}j\text{m}\text{a}\text{x}}j\in {\rm N}{}_{\text{D}\text{G}}(7)\end{array}$

式中:PGjmin,PGjmax分别为发电机j的有功功率下限、上限;QGjmin,QGjmax分别为发电机j的无功功率下限、上限。

上述优化模型是以购电费用和负荷中断补偿费用最小为目标的最优潮流问题,是一个非线性规划问题,本文采用序列二次规划法(SQP)求解。SQP方法与其他优化算法比较具有许多显著的优点。目前普遍认为该类方法是求解中小规模非线性约束优化问题十分有效的方法。在求解最优潮流过程中,运用牛顿法求解潮流平衡约束。

2 仿真算例

2.1 仿真系统条件

以文献[15]的140节点配电网为仿真试验系统。在节点53,70,94,111,140处分别添加DG装置DG1～DG5,系统结构见附录A。由文献[10,14]得知,燃气联合发电或带有储能装置的风力发电、太阳能发电与燃气轮机的联合,再配合恰当的负荷削减方式就可以实施孤岛自治运行模式,因此,本文假定DG采用燃气联合发电方式。DG成本系数为:ai=0,bi=20.5美元/(MW·h),ci=5美元(i=1,2,…,5),有功最大出力为0.5 MW,无功最大出力为0.5 Mvar。各源点最大输入功率和以该源点为参考节点的区域容量裕度见表1。

假定从外网购电的电价即从各源点的购电价格是20美元/(MW·h)。故障区域的负荷中断电价定为50美元/(MW·h),暂不考虑正常馈线的负荷参与中断。

假设在母线76处发生永久性故障。因DG出力的不稳定性和配电网不可能安装太多同期装置[6,12],在配电网中很难实现实时搜索解列的策略,所以需要预先设定合理的解列点,然后再采取控制措施来保证孤岛的安全稳定运行。DG并网最常用的模式是断路器接口模式,因此,本文将故障区域4的解列点预先设定在断路器节点,即仿真系统中的开关节点61,81,88,93,97,108。图1为故障区域图。

1)传统运行模式

配电网络开环正常运行时,形成5个小区域。配电公司可以从外联输电网和DG获得电能。在故障发生时,假定母线76处发生永久性故障,按照配电系统的传统继电保护规程,故障保护会断开DG3和DG4,这样区域4中全部负荷的供电都会中断。本文称上述2种情况为正常状态和故障状态。

2)故障后实施孤岛自治运行模式

根据DG联网的不同硬件水平,DG可以形成3种典型的孤岛运行模式,即隔离开关接口模式、当地用户孤岛运行模式和多用户孤岛运行模式。隔离开关模式在孤岛重新并网时较复杂,本文主要考虑后2种孤岛运行模式。

当地用户孤岛运行模式(孤岛模式1):DG只为当地负荷供电,开关108断开,形成分别以DG3和DG4为电源的2个孤岛。

多用户孤岛运行模式(孤岛模式2):开关81和88断开,设置以DG4为电源的多用户孤岛,根据功率平衡,实时采取负荷中断计划。

3)故障后实施非故障馈线支援模式

在上述孤岛自治运行模式基础上,非故障馈线提供部分故障区域的供电,支援供电的原则是尽可能使更多的故障区域负荷得到供电。由开关断开位置的不同形成不同的支援区域,设置2种运行状态:支援方式1是开关81和108断开,开关60,88,97闭合的配电网状态;支援方式2是开关88和108断开,开关60,81,97闭合的配电网状态。

2.2 仿真结果分析

2.2.1 配电公司费用变化

表2显示了在3种不同负荷水平下不同运行模式时配电公司费用的变化情况。在3种负荷水平下,发生故障后按照传统继电保护规程断开DG,配电公司的总费用比正常状态明显增加。比如在基准负荷水平下,故障状态比正常状态的费用高102.744美元。

孤岛模式和支援模式下的费用均比传统模式下故障时低,这是因为在实施孤岛模式和支援模式时,故障区域中有部分负荷可以得到供电,只有部分负荷中断,而不是全部负荷都中断。系统的总费用在实施当地用户孤岛运行模式、多用户孤岛运行模式以及不同的馈线支援方式使得系统费用不同,主要因为不同的运行模式下负荷中断量不同,见表3。

从表2的每列数据中可以看出,实施支援方式1系统的总费用最小,这是因为支援方式1中馈线21和馈线105能按照其容量裕度比较合理地分担故障区域的负荷,不会造成某一馈线电源容量严重不足。所以在划分孤岛时,最好按照其他馈线的容量裕度和解列点的位置来合理分担故障区域负荷的供电。

2.2.2 配电区域内节点边际电价的变化

表4是不同运行状态下配电系统的最大节点边际电价。从表4可以看出,如果在某个区域或孤岛内发生负荷中断,那么这个区域的节点最大边际电价就接近中断负荷电价。如果区域内节点的负荷中断电价有高有低,那么在实施中断时,首先会对中断电价低的负荷中断供电,再中断负荷中断电价高的负荷,区域内的节点电价也接近高的负荷中断电价。以多用户孤岛运行模式时孤岛内部为例,在中断电价都为50美元/(MW·h)时,节点边际电价为49.872美元/(MW·h),如果将部分节点负荷中断电价变为150美元/(MW·h),计算得到最大的节点边际电价为149.682美元/(MW·h)。

DG所有者可能知道孤立岛内的负荷需求不足而故意抬高价格,因此选择中断负荷电价对市场效率是很关键的。另外,市场监管机构也应该制定强有力的规章制度来抑制DG所有者的市场力,防止出现市场的电价飙升。

2.2.3 配电网络的网损变化

表5显示了各种情况下系统网损情况。在故障状态和当地用户孤岛运行模式时配电系统的网损最低,这2种模式失电的负荷最多,因此系统总网损最低。不同的支援方式也会得到不同的系统网损。只要比故障状态有更多的负荷得到供电,那么系统网损就会有所增加。

2.2.4 不同中断负荷计划的影响

在上述分析中,本文假定只有故障区域的负荷可以参与中断计划,现假定配电网络的所有负荷都参与中断计划,以1.2倍基准负荷水平为例,比较2种孤岛运行模式和2种支援方式下系统费用、网损、中断负荷量和节点边际电价的情况,见图2。

从图2可以看到,无论哪种孤岛模式,如果全部负荷参与中断,系统的费用、网损、中断负荷量和节点边际电价均比只有原区域4中的负荷参与中断时低,这就说明可以通过不同的负荷中断计划来提高系统的优化运行。

3 结论

本文基于最优潮流研究了配电网络中接有DG情况下,如果配电网络发生故障,执行孤岛运行模式对配电公司费用的影响。通过仿真算例分析,可以得到以下结论:

1)在系统出现故障时,孤岛运行模式可以比传统运行模式减少配电公司的费用支出;

2)不同的孤岛运行模式对配电公司总费用产生不同的影响,最好的划分方法是根据支援馈线的容量裕度以及解列点的位置合理地分担故障区域负荷的供电;

3)实施孤岛模式后,系统的节点边际电价会因有无中断负荷出现以及中断负荷的中断电价不同而有所不同;

4)不同的中断负荷计划可以使得系统达到一个更优化的运行状态。

因此,孤岛运行模式作为一种新的运行方式对配电公司提高终端用户供电可靠性具有重要意义,同时对配电公司也是有利的。