低碳电力市场设计分析

低碳电力市场设计分析（精选6篇）

低碳电力市场设计分析 篇1

0 引言

电力体制改革涉及国计民生, 复杂而艰巨, 需要政府自上而下强力推动, 而电力市场建设是电力体制改革的重要环节, 需要从外部环境到内部机制配套推进。这既是挑战, 也是机遇, 只有不断发现问题, 寻找解决办法, 才能最终实现电力体制改革的目标。本文主要分析了省级电力市场相关问题。

1 省级电力市场建设的原则和目标

省级电力市场建设应坚持以下原则[1,2]:积极稳妥地建设省级电力市场, 必须优先保证电网的安全、优质、经济运行, 最大限度地满足电力用户的用电需求, 在此基础上积极推进市场建设;积极发挥市场机制作用, 兼顾各方利益。统筹兼顾、协调发展, 妥善处理好电力市场与地方政府、区域电网、电力企业、电力用户之间的关系, 促进全省电力资源的有效利用和经济社会协调发展;坚持与国家、南方区域电力市场同步建设、同步完善、同步发展, 促进三级电力市场体系协调运行;平稳起步, 逐步推进。紧密结合本省电力工业实际, 充分利用现有资源, 科学制定市场建设的长远目标和阶段目标, 根据电力市场不同的发展阶段, 确立相应的市场模式和运营方式;促进本省、跨省、跨区域资源优化、公平配置。贯彻和执行国家有关能源和环保政策, 通过市场机制, 实现跨省、跨区域电力资源的优化配置和合理流动;省级电力市场总体目标是:在省内引入竞争机制, 提高效率、改善服务, 建成政府监管下的开放、竞争、有序的省级电力市场, 形成完善的国家、区域和省电力市场协调运作的三级电力市场体系:

第一阶段:以市场机制规范现有电力交易形式, 建立省市场电能交易平台, 初步实现三级电力市场体系协调运作;

第二阶段:随着三级电力市场体系的不断发展及各项市场改革配套政策法规的完善到位, 进一步提高市场优化资源力度, 完善市场功能, 完善市场风险规避机制;

第三阶段:随着电力体制改革不断深化和电价改革逐步到位, 在售电环节试行竞争机制, 引入具备条件的发电企业和大用户直接参与市场竞争;在巩固各类电力市场品种的基础上, 开展电能金融交易, 形成在电力监管机构监管下的统一开放、竞争有序、公平高效的省级电力市场, 融入协调完善的国家、区域和省三级电力市场体系。

2 省级电力市场模式设计

根据上述原则和目标, 主要包括市场结构、交易类型、电价机制以及运作的基本规则等方面的内容。

2.1 市场模式

省电力市场作为三级电力市场体系的基础性市场, 第一阶段建设省电力市场交易平台, 与国家、区域电力市场协调运作。省电力市场采用“单一制电价、部分电量竞争、金融性合约和实物合同相结合、撮合交易和集中竟价相结合”的市场模式;开展省内替代交易、集中竞价交易、双边交易等, 并组织省内发电资源参与国家与区域市场交易。

2.2 市场主体

2.2.1 省电力公司

省电力公司是南方电网有限公司的子公司, 主要经营、管理、建设省域电网, 承担促进全省电力资源优化配置的责任。省电力公司负责经营省行政区域内的输配电和售电业务。2000年原由其管辖的省内发电厂已经剥离, 电力管理的职能已移交政府部门, 成为完全的电网经营型企业。

2.2.2 发电主体

省电力市场的发电主体包括省地域内的所有发电机组, 分为A、B、C三类。A类机组除参加区域市场竞价交易外, 还可参加省内各市场交易, 并自愿委托南方网公司或省电力公司, 参加国家市场各类交易;B类机组参加省内各市场交易, 并自愿委托省电力公司, 参加国家和南方市场各类交易;C类机组不参加省内集中竞价交易。

2.2.3 省外电力交易主体

省电力市场中的省外电力交易主体, 主要包括南方电网内各省 (市) 电力公司, 以及与省网有电气联系的所有区域、省 (市) 电力公司。

2.2.4 售电公司

售电公司指获得售电业务许可, 从事购售电交易的公司。售电公司仅从云南电网电力交易中心购电、并向供电公司或用户售电, 不经营配电资产。

2.3 交易类型

省电力市场交易可分为省内市场交易和参与国家、区域市场的交易。参与国家、区域市场的交易类型由国家、区域市场方案确定。省内交易类型包括:年度合同, 双边交易, 替代交易, 集中竞价交易和目前 (实对) 交易几种。

2.4 价格机制

2.4.1 采用的价格机制

省电力市场中的电能交易实行单一制电价。参与国家和区域市场的交易, 遵循国家和区域市场的价格机制。省内替代交易、月度集中竞价交易实行峰谷电价。省内替代交易的撮合成交价格为:在成交价格区内的替代发电与被替代发电双方报价的平均价格。省内月度集中竞价交易中标价格为:中标方报价。省内日前 (实时) 交易中标价格为:中标方报价。

2.4.2 市场限价

省内电力市场设立市场申报价格的限价。在年度、月度和短期替代交易中, 设置替代发电方最高限价和被替代发电方最低限价:在省内集中竞价交易中, 设置最高限价和最低限价;在省内目前 (实时) 交易中, 设置最高限价和最低限价。具体限价标准由省市场运营规则规定。

2.5 安全校核与实时平衡

为保证系统稳定运行, 防止竞价排序结果造成的输电功率超过线路传输能力, 解决交易的灵活性与输电容量资源的有限性之间的矛盾, 必须对竞价结果引起的最新系统状况进行预防性计算分析, 以校核月度、日前 (实时) 交易是否使断面超极限、线路过载等, 以便发现潜在的安全隐患。省电力市场按照责权明晰、分层控制的安全校核机制, 负责省内所有在国家、区域和省内市场上进行购电和售电交易计划的安全校核。省内交易通过省电力公司安全校核后执行, 跨省、跨区交易通过南方电网有限公司或国家电网公司统一安全校核后执行。

3 结论

本文以省电力市场为例, 提出了省级电力市场建设的原则和目标, 设计了省电力市场的模式, 包括市场结构、交易类型、电价机制以及运作的基本规则, 对于电力体制改革具有推动作用。

参考文献

[1]张维.省级电力市场模式选择的探讨[J].电力技术经济, 2008, 20 (6) :29-33.

[2]何兆成.华中电力市场模式探讨[J].中国电力企业管理, 2007, 1:26-27.

低碳电力市场设计分析 篇2

一、电力市场风险管理存在的问题

我国电力市场风险管理工作开展的过程中虽然设置了相应的风险管理体系, 但缺乏针对性设计, 管理效益较为低下, 这在很大程度上限制了电力企业的发展进程, 其具体表现在几方面。

(一) 管理体系不规范

电力市场风险管理时缺乏系统管理体系, 并未构建全面的管理框架, 并未对风险偏好、风险承受度、风险对策进行全面分析和研究, 并未实施相应的压力测试、情景测试等。这在一定程度上影响了风险度量的准确性, 一旦出现风险误差, 将会给电力市场带来无法挽回的损失。

(二) 资源浪费较严重

我国电力市场风险管理过程中缺乏科学的管理设计, 并未做好各项资源的全面把握, 造成风险管理资源浪费现象非常严重。尤其是在大型电力系统中, 各项风险管理内容自成一体, 缺乏沟通和交互, 多项工作内容重复交叉, 导致电力企业风险管理工作大打折扣。

(三) 管理被动性较强

风险管理需要人员具有较强的主动性, 能够积极完成风险评估, 参与到风险控制过程中。但当前电力企业风险管理的过程中人员较为懒散, 多为被动参与到风险评估过程中, 缺乏完善的风险识别、评测、分析和应对设置, 造成内部管理效益受到严重限制。与此同时, 部分企业甚至并未设置风险预警体系, 缺乏风险组合化管理, 导致风险管理与实际工作脱节, 这也在很大程度上影响了风险管理工作。

二、低碳经济下电力市场风险管理的特点

低碳经济给电力市场风险管理造成了较大的冲击, 在该背景下电力市场风险管理需要把握好环保风险管理、政策风险管理、市场风险管理等部分内容, 在当前电力市场风险管理问题基础上做好上述体系的设置, 这样才能够从根本上改善电力市场风险控制状况。

(一) 环保风险管理

该部分风险管理落实的过程中要把握好电力市场中的各项环保指标, 选取专业技术人员对电力市场运行过程中的各项指标进行检测, 将其与基准指标对比, 分析运行是否符合可持续发展原则, 确定电力市场运行风险;要加大科学技术投入, 通过风险评估系统全面把握电力市场风险系数, 做好风险度量、评估和控制。一旦出现问题要及时处理, 使电力市场向低碳环保型发展。因此在对电力市场进行风险管理时需要从环保角度出发, 找到减少环境污染的管理方式, 确保电力生产的清洁性, 适应新时期我国环境与电力市场的发展需求, 增强电力企业的市场竞争力, 最终达到环保风险管理目标。

(二) 政策风险管理

低碳经济下电力市场需要把握好各项制度体系, 确定当前的碳排放总量指标, 明确是否引入碳交易机制及相应的制度, 在该基础上设置风险管理指标, 对风险管理过程中的各项内容进行明确。与此同时, 人员还需要对同时期的低碳经济发展方向进行分析, 依照该发展状况预测今后的低碳经济走向, 在该基础上形成针对性的风险管理体系, 这样才能够从根本上规避低碳经济下的电力市场风险, 保证电力市场正常运行。通常情况下, 电力企业的管理应该要与政府政策紧密相连, 及时了解当前政府对电力的管控方向, 这样才能做出应对策略, 以增强电力企业应对政策风险的能力, 尤其是在低碳经济背景下, 管理人员要做好风险分析工作, 制定出科学有效的应对策略, 最终实现电力企业的良好发展。

(三) 市场风险控制

电力市场风险管理工作开展的过程中需要对低碳经济下的市场风险进行全面把握, 明确低碳经济下的金融特征, 做好金融风险防范, 依照该风险状况实施相应的市场调整, 以规避金融市场动荡对电力市场的冲击。低碳经济下电力市场波动较大, 呈现较高。为了保证电力市场正常运行, 人员必须要对电力市场中由碳排放引起的问题进行全面重视, 通过风险分析手段及风险评估手段形成科学的市场决策, 从本质上规避低碳经济对电力市场的影响, 保证电力市场又好又快发展。

三、低碳经济下电力市场风险管理的应用

(一) 提升市场效率, 做好市场平衡

效率与风险是影响电力市场发展的两个关键因素。如何保证在风险承受范围内提升效率是当前电力市场发展面临的主要问题。尤其是在低碳经济下, 做好电力市场效率和市场风险管理的平衡, 形成协调的风险防范体系对当前电力市场发展至关重要。

为了达到上述目标, 电力市场必须要全面把握电力存储成本, 依照电力供需状况实施相应的发电设置、配电设置、输电设置、供电设置等, 使其能够科学、高效地运用电力资源, 减少上述环节中的电能浪费。与此同时, 电力市场还需要对电力体系进行完善, 做好垂直一体化风险管理体系的构建, 对发电、配电、输电及供电过程中的各个环节进行全面监督, 形成针对性风险评估。确定上述风险指标后在该基础上及时调整和优化, 从而真正实现风险规避, 改善电力市场风险控制效果。

除此之外, 在可持续发展理念指导下, 电力企业还要积极发展新能源技术, 充分利用如太阳能、风能、水能等资源来满足我国的电力市场需求, 从而减少传统煤电对环境的污染, 增强企业市场竞争力, 最大限度降低企业环保风险, 满足其今后的发展需求。降低电力企业市场风险, 还要不断优化企业的电源结构、减少碳排放量, 以适应国家可持续发展政策要求, 规避未来我国可能实施的碳税带来的管理风险, 更好实现我国电力企业的长远发展。

(二) 实现负荷预测, 降低供给风险

电力市场风险管理的过程中需要做好用电负荷的预测, 依照用电状况实施相应的风险调整。低碳经济下要求高质量、高效率供电, 减少供电过程中的电力资源浪费。为了达到上述指标, 降低供电过程中由于缺电、电价调整等引起的问题, 人员需要做好相应的风险方案, 进入多能源供应路径, 最大限度保证能源供应体系持续、稳定工作。尤其是在电能供给的过程中, 要对多元化市场体系进行全面分析, 打破电力部门内部的资源垄断, 运用大数据做好供电负荷的预测。确定用电指标后依照电力市场运行状况实施相应的资源调度, 从而应对供电过程中可能出现的各项问题, 从本质上降低供电风险。

在低碳经济理念指导下, 电力企业风险管理人员还要做好内部结构优化工作, 比如通过改变电源、电网结构、电力系统等, 增强电力企业的低碳经济的适应能力, 减少对环境的污染, 为企业带来更多的环境效益与经济效益。此外电力企业还要加强与其他环保企业的合作, 如与电动汽车企业联合, 并做好未来发展预测工作, 以拓展电力行业业务, 增强其抵抗低碳经济发展风险能力, 从而赢得更好的发展前景。

(三) 实施分层控制, 强化人员意识

低碳经济下风险管理工作开展的过程中需要围绕可持续发展需求来实现, 严格依照可持续发展指标形成相应的风险控制体系。上述体系应该做好风险职能的分层, 依照电力市场风险管理特点及风险管理内容形成具体的规划, 逐层设置、逐层划分、逐层安排, 从而保证人员能够明确自身岗位和职责, 积极配合电力市场风险管理工作, 做好各项风险控制;要全面强调安全保证体系、安全监督体系和安全责任体系的构建, 做好上述人员的教育与培训, 确保其能够依照要求高效、科学地落实各项风险管理任务, 配合风险防范机制形成相应的风险防范控制对策, 将其熟练地应用到电力市场风险管理过程中, 从根本上改善低碳经济下电力市场风险管理状况。

新时期下电力企业管理者需要做好市场风险分析, 从低碳经济角度出发, 做好电力企业员工的专业技能培训工作, 掌握系统的节电技术, 以减少电力企业的碳排放量。此外, 管理者也要做好企业内部环保宣传工作, 将低碳经济理念融入到日常工作当中, 使员工认识到环境污染对企业发展带来的风险, 增强他们应对风险的能力, 从而推动企业良好发展。比如电力企业要积极引进低碳用电技术, 建设智能化电网, 控制好各地区的用电量, 做好电力调度, 以提升电力利用率, 降低电力企业发展风险。

四、总结

低碳经济下的电力市场风险管理需要围绕可持续发展形成相应的管理内容, 在低碳环保理念基础上对风险管理结构进行优化, 合理配置各项资源, 从而实现电力市场风险管理效益的最大化。要做好各项电力市场风险管理策略的运用, 科学选取各项风险控制手段, 不断提升电力市场风险控制效果, 从而为电力企业发展营造良好的市场环境。

摘要：近年来低碳环保已经成为人们生产和生活的主要追求目标。如何实现低碳环保型体系的构建, 发展低碳经济在当前社会建设过程中至关重要。笔者主要从电力市场风险管理角度出发, 对低碳经济下的电力市场风险管理特征进行分析, 在该基础上结合低碳经济体系, 形成了针对性风险管理措施, 望在一定程度上提升电力市场风险管理控制效益。

关键词：电力市场,风险管理,低碳经济,特点,应用

参考文献

[1]安天瑜, 王震宇, 金学洙, 张建男, 胡浩.电力系统风险研究现状[J].电网与清洁能源, 2009 (9) :4-10.

[2]赵珊珊, 张东霞, 印永华, 申洪.风电的电价政策及风险管理策略[J].电网技术, 2011 (5) :142-145.

[3]白艳萍.电力企业税务风险管理的探讨[J].商业经济, 2013 (1) :40-41+43.

低碳电力市场设计分析 篇3

从近几年的电力市场化改革情况来看,国家主要推行的区域电网统一电力市场建设过程中,由于各省(自治区、直辖市,下同)经济发展水平不同、电价水平不同等多方面因素的影响,电力市场化改革遇到了较大的困难和阻力,区域电网统一电力市场在处理有关各方利益的协调等方面,也面临着各种错综复杂的尖锐矛盾。

在推进区域电网电力市场建设中,是以区域电网统一电力市场为主推进电力改革,还是以省为主推进电力改革(区域分层交易的共同市场),存在不同看法。一种观点认为,以区域电网统一电力市场为主,有利于打破省际分割、优化资源配置、克服电力市场无序竞争、减少资源浪费;另一种观点认为,要尊重现有省为主体的实际,既要考虑资源优化配置,更要考虑资源公平配置,并且中国目前大部分电力交易(90%以上)在省内完成,现阶段,以省为主的市场模式可以克服省际之间经济社会发展不平衡的问题,如果现在就实施区域电网统一电力市场,在当前财政体制以省为单位的格局下,难以得到真正的推广。各方认识不一也影响了电力市场体系的规范建设。因此,需要以科学发展观为指导,建设符合中国实际情况,有利于低碳经济发展、各省经济协调发展、节能减排、提高市场效率、促进资源优化配置与公平配置的电力市场体系模式。

在电力市场建设中[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10],能否先建立与中国体制(经济体制与政治体制)改革进程相适应、适合国情的过渡的电力市场体系模式?这样的市场体系模式既能包容各种市场模式(各种模式的省级电力市场、区域电力市场、跨省跨区电力市场等),又能实现资源优化配置与公平配置。在此基础上,通过过渡的电力市场体系模式逐步培育市场成员的市场意识,随着体制改革的推进、各种配套政策的完善,以及各省(或区域内各省)经济发展水平差距的不断缩小,同时伴随着市场的不断开放和市场机制的不断完善,类似于美国、英国、澳大利亚、北欧等电力市场体系模式的形成过程,在市场成员的推动下,自发地过渡到区域统一市场或国家统一市场或跨省跨区统一市场。

在上述背景下,本文分析了设计中国电力市场体系模式所面临的基本形势,给出了互联电网电力市场体系模式架构,提出了10种符合目前中国国情的电力市场体系模式,对主要市场体系模式进行了比较研究。

1 设计电力市场体系模式面临的基本形势

1)中国正处于从计划经济向市场经济过渡的计划与市场并存的“双轨制”阶段(转型经济阶段),正处于城市化与工业化高速发展阶段,电力工业也正处于优化电源结构、转变发展方式的转型阶段,市场在资源配置中的基础性作用还没有形成规范的制度。相应地,中国的电力市场化改革,也不可能超越其经济发展的转型经济阶段。在转型经济阶段,政府宏观调控、国有经济控制力、发展低碳经济、电力工业发展与节能减排等都将对电力市场建设产生巨大的影响,这决定了中国现阶段的电力市场既不同于一般商品市场,也不同于市场经济发达国家的电力市场。

转型经济下的制度安排既不同于计划经济,也与完全市场经济存在一定差异。中国转型经济最重要的特征是渐进式转型,在转型过程中力求保证经济社会发展的连续性,要充分考虑稳定这个约束条件,经济发展要以政治稳定、社会稳定为基础,要实现社会稳定,必须处理好各方利益的平衡协调问题,在存量经济发挥作用的同时,注重发展增量经济,这是渐进式转型能够确保经济稳定增长的一个重要前提。

在体制转型过程中,各种体制之间相互依存、相互制约,不可能改好了一个再改下一个,否则会出现很大的体制间“不协调成本”,某些体制的改革“超前”或“滞后”(瓶颈),都是无效率的。在所有相关领域(包括政治体制和社会政策)都同时推进改革,同时考虑各种体制之间在转型过程当中(也就是在没有彻底完成改革之前)的相互协调,应是体制改革的基本政策方法。

2)中国区域间、省间的能源分布与需求极其不平衡,电源结构和负荷特性存在着较大的互补性,发电成本和用电效益之间存在着较大的差异。

3)中国的财税体制、行政管理体系、电价体系、电网安全责任体系的形成,都是以省为基础。各省经济发展不平衡,对电价的承受能力差异很大。上述因素决定了省这一级在中国电力市场体系中的重要作用。从资源优化配置与公平配置的角度出发,现阶段各省的电力资源将在优先满足本省需求的前提下,将余缺部分进行跨省跨区优化配置。

4)目前的区域电网电力市场与中国的区域经济发展体系不相协调。国内目前区域电网覆盖的省与促进区域经济协调发展的区域所覆盖的省一般是不一致的,而国家对不同区域经济的发展,一般有不同的配套政策;在目前的国情下,区域电网统一电力市场在促进区域电网内各省经济的持续协调发展、实现各方利益的平衡协调等方面难度很大。

5)清洁能源快速发展,对市场建设目标有新要求。能源问题成为国际经济社会发展的重大问题,气候变化成为世界经济秩序和能源发展的重要因素,发展低碳经济、发展清洁能源是世界上主要国家共同的战略选择,发展清洁能源已成为中国能源战略调整的重要内容。国内已大力发展以水电、核电、风电和光伏发电为代表的清洁能源,这就要求电力市场建设需要优化市场目标,通过设计合理的电力市场模式和规则来满足低碳经济发展、清洁能源发展,减少排放(污染物减排、温室气体二氧化碳减排等)。

2 设计电力市场体系模式遵循的基本原则

电力市场建设,必须与本国的经济体制与政治体制改革进程相适应,必须与本国的经济发展阶段相适应,必须与本国的经济模式相适应,必须与发展低碳经济的目标相适应,必须考虑效率目标与发展目标的有效协调,必须考虑资源优化配置与资源公平配置的有效协调,必须考虑市场风险、建立电力市场的风险防范机制,必须确保各方利益的平衡协调,必须有利于促进各省经济的协调发展,必须从能源产业链(如煤电产业链)整体效率的角度,来设计电力市场体系模式。

设计电力市场体系模式应遵循以下基本原则:

1)与中国体制改革进程相适应原则,与中国的经济模式相适应原则。构建电力市场竞争主体要充分考虑国有经济占主体的情况,要充分考虑政府宏观调控对电力市场建设的影响,要充分考虑对各省经济发展的影响。

2)安全稳定原则。确保电网安全稳定运行及连续可靠供电,保证电力市场平稳运营。

3)公平开放原则。应尊重市场主体的意愿,提高市场交易信息的透明度,保障市场的公开、公平、公正。

4)发展低碳经济和节能减排原则。电力市场建设需要具有“绿色”内涵,必须优化市场目标,以促进节能环保为前提条件,设置合理的电力市场机制和市场规则引导节能减排、促进清洁能源消纳。

5)协调发展原则。处理好市场运营与政府宏观调控的关系,处理好电力企业之间、电力企业与电力大用户之间的关系,促进国民经济与电力工业的和谐发展。

6)积极稳妥原则。要从当前电力工业的实际出发,逐步扩大交易主体和交易范围,最终实现全电量竞争。

7)促进电力工业持续、健康发展原则。中国作为经济持续发展的发展中国家,经济的快速增长客观上决定了电力需求将保持持续、稳定增长。电力市场体系建设应以促进电力工业发展为目标。

8)必须从与电力工业有关的能源产业链(如煤电产业链)整体效率的角度,来设计电力市场体系模式。

9)必须逐渐符合中国大范围优化配置资源的要求。

10)必须考虑到各省政府电力行政管理政策长期存在的现实,充分调动各省政府的积极性,推进市场建设。

11)必须考虑市场风险、建立电力市场的风险防范机制。

3 互联电网电力市场体系模式架构

3.1 中国电力市场体系模式架构

电力市场体系应包括3个层面的内涵:

1)市场架构的层级。在中国,市场体系的架构主要有以下8种:①单一的区域统一市场模式;②省、区域两级市场协调运作的模式(区域共同市场模式);③省、区域、国家三级市场协调运作的模式;④区域、国家两级市场协调运作的模式;⑤省、国家两级市场协调运作的模式;⑥省、跨省跨区两级市场协调运作的模式;⑦单一的跨省跨区统一市场模式;⑧单一的国家统一市场模式。

2)交易市场的种类,主要指电能交易市场、辅助服务交易市场、电力金融交易市场等;

3)交易品种,如电能交易市场中的期货交易、现货交易、电力用户与发电企业直接交易(大用户直购电)、发电权交易等。

本文主要研究市场体系的架构层级,其他方面可参见文献[1,2,3,4,5]。

3.2 各类市场的协调模型

各类市场的协调模型主要有以下8种:

1)各市场间余缺调剂型。本市场电力电量富余时,向其他市场售电,电力电量短缺时向其他市场购电。

2)指定参与型。指定某类机组参与某类市场(某个平台)。

3)自愿参与型。建立自愿参与的电力市场,通过事先定义区域间、省间交易的种类以及相关规则,为各省提供更加灵活的电力电量交易平台;同时建立和完善跨省跨区备用共享机制。

4)协调运作、分层交易型。 采用“自下而上预决策及申报、自上而下决策、整体优化,多级多类优化协调、逐级逐类细化”的协调机制。

5)份额电量竞争型。要求各省开放一定比例的市场份额,组成跨省跨区交易空间。

6)功能分工型。中长期合约交易在某类市场(某个平台)进行,短期、日前、实时交易在另一类市场(某个平台)进行。

7)全电量竞争、差价合约型。各类市场根据各自的市场规则,独立地开展市场交易。允许各类市场存在不同的交易规则、交易时间、交易品种、交易方式。在各类交易平台交易结束后,将所有交易结果转化为金融合约。通过建立统一交易平台,组织包括所有互联电网市场成员在内的全电量竞争、差价合约的日前集中交易市场。在日前集中交易市场中,使市场成员参与电力资源的优化配置,实现发电权的自动转移。

8)集中竞争型。除实时平衡交易及辅助服务外,其他所有交易在一个平台进行。

4 主要电力市场体系模式设计

1)体系模式Ⅰ:

以余缺调剂为主,省、区域、国家三级电力交易平台协调运作的体系模式。

分别建立国家、区域、省电力交易平台,电力交易首先在省交易平台进行,省交易平台无法平衡的电力电量余缺,省电力交易中心作为本省电厂的委托代理,到区域交易平台调剂,区域交易平台无法平衡(调节)的电力电量余缺到国家交易平台平衡(调节)。这里的电力电量平衡包括中长期平衡和短期平衡。

中国目前区域电网覆盖的省与促进区域经济发展的区域所覆盖的省一般不一致,而国家对不同区域经济的发展,一般有不同的配套政策;在目前国情下,区域电网统一电力市场对促进区域电网内各省经济的持续协调发展、实现各方利益的平衡协调等方面难度很大;而目前按发展区域经济建立电网是不现实的,因此,建立国家、区域、省的三级电力交易体系,是确保中国的区域经济发展的可选方案之一。

国家电力交易平台负责跨区之间的省间交易;区域电力交易平台负责区域内的省间交易;省电力交易平台是国家和区域电力交易平台的基础,负责省内交易,并作为本省电厂的委托代理,参与跨省跨区交易,国家与区域电力交易平台的成交合同(跨省跨区交易合同)都将在省交易平台中履行,省交易平台在电力电量平衡中发挥着基础性的作用。

该体系模式基本维持了电力电量平衡和电力交易的现有格局。对电力需求比较平稳的市场而言,该体系模式具有一定的优越性和合理性。

2)体系模式Ⅱ:

以余缺调剂为主,省、跨省跨区两级电力交易平台协调运作的体系模式。

建立省、跨省跨区两级电力交易平台,电力交易首先在省交易平台进行,省交易平台无法平衡的电力电量余缺,到跨省跨区电力交易平台平衡。

在跨省跨区交易平台上,涉及跨区交易,由国网交易中心负责组织、区域交易中心配合;涉及区域内跨省交易,由区域交易中心负责组织。省交易平台由省交易中心组织,并作为本省电厂的委托代理,参与跨省跨区交易;条件具备时,电厂也可以直接参与跨省跨区交易平台进行交易。

建立统一的跨省跨区交易平台,有利于跨省跨区资源的统一优化协调,有利于跨区交易与跨省交易之间的有效协调,有利于理顺交易各环节、压缩交易链条、提高交易组织效率、提高数据交换效率,有利于更好地消除各方对市场的分割、实现各类市场间的有效衔接,有利于实现交易信息有效共享。省交易平台以省内发电机组中长期合约为基础,开展省内外送电交易、发电权交易、电力用户与发电企业直接交易等,通过与跨省跨区交易平台的协调运作,落实跨省跨区交易的送电资源和消纳空间。跨省跨区交易平台和省交易平台均采用“中长期合约交易为主,短期灵活交易为辅”的交易模式。中长期合约交易为主的交易模式,与现有的机制形成良好的衔接,对市场各方利益调整不大,符合中国国情,有利于市场推进。

该体系模式架构以统一的跨省跨区交易为主要特征,以省内多品种交易为基础,逐步构建统一开放的电力市场体系。

3)体系模式Ⅲ:

市场主体指定参与,省、区域、国家三级(或省、跨省跨区两级)电力交易平台协调运作的体系模式。

在国家、区域和省分别建立交易平台(或建立省、跨省跨区两级电力交易平台),根据有关原则,明确规定参与国家、区域、省(或省、跨省跨区)电力交易平台的发电机组,任一发电机组只能参与一个交易平台进行交易。

该体系模式对发电机组的交易范围进行了人为划分,对特定类型发电机组可以参与哪一级交易平台进行了明确规定。该体系模式看似比较简单易行,但存在如下问题:对发电机组可以参与哪级交易平台进行人为规定,带有一定的计划色彩,违背了自愿参与交易的原则,也不符合电力市场化改革的方向。

4)体系模式Ⅳ:

各市场主体自愿参与,省、区域、国家三级(或省、跨省跨区两级)电力交易平台协调运作的体系模式之一。

区域内经济发展水平、购售电价格水平比较接近的省称为A类省(包括省内发电厂、省电力公司等,下同)。

与区域内其他省相比,省内产业对电价波动承受能力差,经济相对不发达,如果该省内的电厂直接在国家、区域交易平台(或跨省跨区交易平台)交易,对该省的经济发展负面影响较大,不利于促进该省经济的发展,该类省称为B类省;省内电网与区域电网联系薄弱或无联系的省称为C类省。

B类省、C类省的省电力公司作为该省电厂的委托代理与A类省一起在国家、区域交易平台(或跨省跨区交易平台)交易。条件成熟时,B类省、C类省的发电企业,再直接与A类省一起参与统一平台交易。

对于B类省、C类省,可采用以下模式参与跨省跨区交易(国家、区域交易平台或跨省跨区交易平台):

首先,省内电网调度的电厂在省内交易,省电力调度交易机构首先进行省内电力电量平衡,依次制定各电厂年、季、月、日的初步发电交易计划;对于在省内市场交易不成功的电厂,可以重新进行参与跨省跨区交易的二次报价。

其次,根据省内电网与区域电网的联络线输送能力、已签订的各类联络线输电合同、电厂报价等,申报跨省跨区交易在一定条件下的购电报价曲线和一定条件下的售电报价曲线。

最后,根据省交易平台在跨省跨区的交易情况(年、季、月、日),相应调整确定(修正)各电厂的发电交易计划。

该体系模式类似于北欧、英国、美国、澳大利亚电力市场的形成过程。

5)体系模式Ⅴ:

各市场主体自愿参与,省、区域、国家三级(或省、跨省跨区两级)电力交易平台协调运作的体系模式之二。

将发电企业划分为AA类、BB类。

AA类发电企业,既可参与省外市场各类交易(参与国家交易平台的跨区交易、区域交易平台的跨省交易,或参与跨省跨区交易平台),也可参与省交易平台(年度、季度、月度、日前交易),自由选择(只能选择其中之一)。

BB类发电企业,只能参与省交易平台。

跨省跨区交易平台逐步向省内发电企业开放,进一步减少交易环节,形成多买多卖、多方竞争的态势。充分考虑节能、环保、价格、余缺等因素,短期以月度为主组织开展多种形式的灵活交易,适时组织开展跨省跨区集中竞价(包括发电权交易、大用户与发电企业直接交易等)工作,形成有利于节能减排的跨省跨区交易模式。随着跨省跨区交易平台不断发展,省交易平台持续开放,逐步形成统一开放的电力市场体系。

6)体系模式Ⅵ:

“自下而上预决策及申报、自上而下决策、整体优化”的省、区域、国家三级(或省、跨省跨区两级)电力交易平台协调运作的体系模式。

该体系模式采取“自下而上预决策(预安排)及申报、自上而下决策、整体优化,多级多类交易优化协调、逐级逐类细化”的思路,各省交易平台将省内的电力电量供求数据曲线有效地传递到区域交易平台,并进一步传递到国家交易平台;同时,国家交易平台制定的跨区域交易计划应作为区域交易平台制定区域内交易计划的边界条件,区域交易平台制定的跨省交易计划应作为省交易平台制定省内交易计划的边界条件。或者:各省交易平台将省内的电力电量供求数据曲线有效地传递到跨省跨区交易平台,跨省跨区交易平台制定的跨省跨区域交易计划作为省交易平台制定省内交易计划的边界条件。

该体系模式的详情参见文献[1] 。

7)体系模式Ⅶ:

“份额电量竞争”的省、跨省跨区两级(或省、区域、国家三级)电力交易平台协调运作的体系模式。

一定比例的电量在跨省跨区交易平台(或区域、国家交易平台)交易,其他比例电量在省交易平台交易。

该体系模式中,在跨省跨区交易平台与省交易平台的交易电量比例如果适当,可以规避风险,但具体操作复杂、协调难度大。

该体系模式曾经在华东、东北、南方等区域电力市场试点。

8)体系模式Ⅷ:

“交易功能分工型”的省、跨省跨区两级(或省、区域、国家三级)电力交易平台协调运作的体系模式。

类型1:中长期(年度、月度)交易在跨省跨区交易平台(或区域、国家交易平台)进行,日前、实时交易在省交易平台进行。

类型2:中长期(年度、月度)交易在省交易平台进行,日前交易(余缺调剂交易)在跨省跨区交易平台(或区域、国家交易平台)进行,建立日前余缺调剂交易市场。

类型3:各级交易平台(以及各交易平台之间)先进行各类自愿参与的交易。交易品种视各级交易平台的规则而定,可包括年度、季度、月度交易、日前交易、发电权交易、电力用户与发电企业直接交易(包括各类电网企业之间的双边合同、各类发电合同)等。在各级交易平台交易结束后,在跨省跨区(或区域、国家)日前集中交易平台上,市场主体(售电方、购电方)在已签订的各类合同的基础上,根据剩余发电能力或购电能力,进行余缺调剂。

9)体系模式Ⅸ:

“全电量竞争、差价合约”的省、跨省跨区两级电力交易平台协调运作的体系模式。

在跨省跨区交易平台建立日前集中交易市场。

首先,各级交易平台以及交易平台之间先进行各类交易。交易品种视各级交易平台的规则而定,可包括年度合约、月度竞价、日前竞价等。在各级交易平台交易结束后,将所有交易结果转化为金融合约。组织包括所有互联电网市场成员在内的全电量竞争、差价合约的日前集中交易市场。在日前集中交易市场中,将实现发电权的自动转移。对于在各级交易平台上成交价格高于互联电网日前集中市场边际价格的机组,自动出让发电权;对于在各级交易平台上交易价格低于日前集中市场边际价格的机组,自动成为发电权受让机组。

互联电网日前集中交易市场是一种帕累托改进。首先,各级交易平台的交易完成了社会福利的初始分配,保证了各市场成员的利益。而将所有交易结果转化为金融合约为发电资源的进一步优化配置提供了可行性。组织互联电网日前集中市场交易促进了社会福利最大化,通过发电权自动转移机制,将互联电网日前集中交易带来的社会福利增量分配给了发电权自动转移双方,实现了帕累托改进。

但是,该体系模式中的发电权自动转让与发电权交易[6]有本质的不同。发电权自动转让是一种强制转让行为(集中竞价后,一些市场主体的部分发电权电量强制转让),可能会损害某一方利益。发电权交易是一种自愿交易行为,交易电量和交易电价由买卖双方/多方协商确定。

该体系模式类似于华东电力市场,也是一种统一市场模式。

10)体系模式Ⅹ:电力市场体系目标模式(帕累托最优的电力市场模式)。

根据经济学原理可知,完全竞争的统一市场将达到帕累托最优。因此,条件具备时,可建立互联电网的统一电力市场交易平台(区域统一市场或国家统一市场或跨省跨区统一市场),运用市场竞争机制,实现帕累托最优。帕累托最优是指资源分配的一种状态,在不使任何人境况变坏的情况下,不可能再使某些人的处境变好。

5 主要电力市场体系模式的分析比较

以余缺调剂为主的体系模式Ⅰ和Ⅱ,考虑了目前省间经济发展的不平衡,与国内目前的“财税体制、行政管理体系、电价体系、电网安全责任体系”以省为主的现状相适应,基本维持了电力电量平衡和电力交易的现有格局,这是该体系模式目前正在运行的重要原因。但是,这两类体系模式存在以下几个方面的缺点:首先,省内先平衡的模式,可能导致地方政府或是大量建设地方电源而拒绝接受外来电力,或是限制电力资源外送;其次,中国能源资源和经济发展的严重不平衡性,要求其电力发展在全国范围内进行资源优化配置,这两类体系模式可能不利于能源发展战略的实施。因此,仅是一种过渡的体系模式。

体系模式Ⅲ和Ⅶ曾在华东、南方电力市场应用过,但并不成功。该模式看似比较简单易行,但带有一定的计划色彩,违背了自愿参与交易的原则,也不符合电力市场化改革的方向。

体系模式Ⅳ,Ⅴ,Ⅵ,体现了自愿参与交易的原则,符合电力市场化改革的方向。

体系模式Ⅷ中的类型3,允许各级交易平台以及交易平台之间先进行各类自愿参与的交易,余缺部分在跨省跨区(或区域、国家)日前集中交易平台上进行统一调剂,体现了市场主体自愿参与的原则,不会出现市场主体间的利益较大转移,既适合经济比较发达的省份,也适合经济相对不发达的省份。

体系模式Ⅸ符合电力市场化改革的方向,但可能出现市场主体间的利益较大转移。

体系模式Ⅹ是市场体系模式的目标模式。

体系模式Ⅰ,Ⅱ,Ⅳ,Ⅴ,Ⅵ,Ⅷ适合经济发展水平差别比较大的省份。

体系模式Ⅲ,Ⅳ,Ⅴ,Ⅵ,Ⅶ,Ⅷ,Ⅸ,Ⅹ适合经济发展水平比较接近的省份。

本文的10个体系模式中的省、跨省跨区两级电力交易平台协调运作的体系模式,与省、区域、国家三级电力交易平台协调运作的体系模式相比,压缩了交易链条,提高了交易效率和数据交换效率;有利于更好地消除各方对市场的分割,实现各类市场间的有效衔接。

体系模式Ⅰ~Ⅸ均为过渡模式,条件具备时,可以过渡到目标体系模式Ⅹ。

体系模式Ⅰ~Ⅸ以及目标体系模式Ⅹ,条件具备时,建立完善的中长期电力批发交易市场、电力日前交易市场、电力实时平衡市场、电力辅助服务市场、电力零售市场、电力金融市场(防范市场风险的,以电力期货、电力期权、电力保险等为主要交易品种的电力金融市场)。

6 结语

电力体制改革是迄今为止规模最大的单个工业重组之一。其核心是市场化,即采用市场机制来克服传统政府管制的弊端,促进电力工业长期、健康地发展。电力市场体系模式的设计(交易制度的设计)是电力体制改革的重要内容,往往是交易制度的错误设计而不是电力本身固有的特点导致了较为剧烈的电价波动,影响电力市场的有效运行。近20年来,电力体制改革在某些国家和地区进行得比较成功,而在另一些国家和地区则遭遇严重挫折。“‘创造(设计)’运行良好的竞争性电力批发市场和零售市场是一项重大的技术和制度挑战,很容易搞糟,也很难做好[7]”。因此,必须进行科学论证,设计合理的市场体系模式及交易制度。

科学发展观的第一要义是发展。中国正处在加速工业化和城市化的发展阶段,经济在相当长时间内将维持快速增长。电力工业作为支撑国民经济发展的基础,要服务于经济社会的持续快速发展,不能出现任何大起大落的情况。因此,电力市场建设要促进电力工业发展,促进经济可持续健康发展。同时,电力市场建设必须充分尊重电力运营的客观规律,以确保电力安全稳定运行为前提。既要促进电力发展,又要控制好市场风险,应首先选择风险小、符合实际、能够解决主要矛盾的市场体系模式。

参考文献

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[4]尚金成,张兆峰,韩刚.区域电力市场竞价交易模型与交易机制的研究:(一)竞价交易模型及其机理、水电参与市场竞价的模式及电网安全校核机制.电力系统自动化,2005,29(12):7-14.SHANGJincheng,ZHANG Zhaofeng,HAN Gang.Study on transaction model and mechanism of competitive regional electricity market:Part one transaction model and mechanism,the mode for hydroelectricity competition participate in market transaction,power system security checking mechanism.Automation of Electric Power Systems,2005,29(12):7-14.

[5]尚金成,张兆峰,韩刚.区域电力市场竞价交易模型与交易机制的研究:(二)电价机制及其稳定制度、市场风险及其规避、结算机制与市场盈余公平分配模型.电力系统自动化,2005,29(13):5-12.SHANGJincheng,ZHANG Zhaofeng,HAN Gang.Study on transaction model and mechanism of competitive regional electricity market:Part two pricing mechanism and stabilization system,market risk and elusion,settlement mechanism and market surplus allocation.Automation ofElectric Power Systems,2005,29(13):5-12.

[6]尚金成.基于节能减排的发电权交易理论及应用:(一)发电权交易理论.电力系统自动化,2009,33(12):46-52.SHANG Jincheng.Generation right exchange theory and its applications based on energy-saving and emission-reducing:Part one generation right exchange theory.Automation of Electric Power Systems,2009,33(12):46-52.

[7]JOSKOWP L.Electricity market liberalization lessons learned from the U.S.,Berlin,2004[EB/OL].[2009-10-20].http://www.econ.cam.ac.uk/electricity/news/berlin04/joskow.pdf.

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低碳电力市场设计分析 篇4

在全球人口以及经济发展规模持续增长的今天, 能源的大量使用带来了持续的环境问题, 同时也使得人们认识到酸雨、烟雾以及光化学烟雾等的危害必须得到人们的正视。基于该背景, 我国开始推行低碳经济发展模式, 伴随而起的是“低碳技术”、“低碳生活方式”、“低碳办公”、“低碳城市”以及“低碳世界”等新型的概念, 大量的新能源政策的应用, 使我国的经济和能源发展观念及模式都发生了极大的变化, 尤其是能源结构出现了较大的变化。在该背景下, 煤炭市场开始持续萎缩, 直接影响到广大煤企的生存和发展。煤炭企业在生存和发展过程中, 如何面对新的市场环境以及能源结构需求? 如何通过合理改变煤炭营销市场达到提高煤炭营销市场状况的目的?

在低碳经济发展背景下, 煤炭营销工作首先要认识到我国在将来较长一段时间内依然会是以煤炭为主的能源结构, 虽然在低碳经济发展的背景下, 国家出台了相关政策和措施, 影响到了煤炭营销市场, 但是煤炭企业通过在营销过程中采用清洁技术推广、绿色物流等措施来开展低碳经济下的煤炭营销工作, 必将能够获得持续发展。

2 低碳经济下制约煤炭营销市场发展的相关因素

在制定并形成低碳经济背景下的煤炭营销策略时, 首先要分析影响低碳经济下煤炭营销市场发展的相关因素, 然后才能提出针对性的营销策略, 达到可持续发展的效果。

2. 1 能源资源的开发难度较大

与世界其他地区相比, 我国的煤炭资源的存储地质条件较差, 其中大部分的存储量都需要井工开采, 而露天开采部分比例很少。复杂的地质条件以及较大的埋藏深度给煤炭勘探技术提出了更高的要求。同时, 也加大了煤炭资源开发过程中的能源消耗, 不利于煤炭资源在低碳经济发展背景下的应用。

2. 2 煤炭企业物流体系发展受限

由于传统的煤炭生产及运输过程与我国当前的环境发展要求相冲突, 随着我国环境保护意识的不断提高, 对煤炭生产及运输过程中的污染治理工作成为了当前环境保护工作的重要内容。其中, 煤炭企业产品运输物流过程中对环境的污染尤为严重, 主要以气态污染物的排放以及颗粒类污染物的排放为主, 这也是导致温室气体以及大气污染的重要物质来源之一。而且煤炭运输过程中使用的大型交通工具也成了社会以及城市噪音的重要来源。

为了在这种低碳经济发展的大环境下做好煤炭企业的产品营销工作, 首先要从技术实现相对简单、低碳效果更佳明显的煤炭物流方面着手。但是, 当前我国的煤炭物流体系依然处于原始的传统运输状态, 没有组成专业化的绿色运输体系, 这部分工作需要在新时期煤炭营销工作中予以加强。

2. 3 煤炭清洁生产技术发展及推广应用不足

虽然当前我国的能源结构中, 煤炭所占的比重依然较大, 而且依然以煤炭的一次能源消耗为主。例如, 我国发电企业中燃煤发电占到了整个生产结构的80%, 能源结构中多煤、少油、缺气的格局还将在一定时间内保持。但是, 当前我国的高效清洁技术的发展尤为不足, 尤其是煤制天然气、煤基多联产等技术的发展及推广还很不足, 成为了当前煤炭资源低碳营销过程中的一大短板。

3 低碳经济下煤炭的营销策略

从制约低碳经济下煤炭企业营销工作实施的三个因素来看, 能源资源的开发难度在短期内难以得到很好的解决, 因此本文主要从绿色物流体系的构建以及清洁技术的推广及应用两个方面着手。

3. 1 建设并形成完善的绿色物流体系

3. 1. 1 提高煤炭企业营销过程中的绿色经营意识

在绿色物流体系的构建过程中, 煤炭企业首先要增强企业开展绿色物流运营的积极性, 让他们首先认识到绿色物流体系的构建不仅仅只是企业以为的投入、成本增加, 而是有利于后续资源的节约与开发, 有利于整个生存环境的改善, 形成较大的社会财富。同时, 通过构建绿色物流体系还有利于社会经济的发展, 为煤炭企业的可持续发展提供足够的空间。在构建绿色物流体系的过程中, 通过设计合理的绿色物流系统, 形成完善的物流体系, 降低物流工具的能耗和排放, 使得运输、存储以及装卸工序更加完善, 还能够降低物流成本。

3. 1. 2 做好正向物流工作的绿色管理工作

首先, 要对煤炭运输路线绿色化处理。在绿色物流体系的构建过程中, 绿色设计工作占有十分重要的地位, 通过精细化设计方式, 消除产品运输过程中的不必要线路。即在产品运输过程中不仅仅只是最优线路和最短线路的选择, 在考虑运输路径、运输时间的同时, 还要考虑运输过程中存在的不可靠性因素, 从客户的具体分布以及施用量出发, 基于“近产近销”的原则做好煤炭产品的物流工作。

其次, 降低运输工具的碳排放量。煤炭产品的运输过程中, 运输工具的碳排放量将对环境造成极为严重的污染, 通过选择低碳化的运输工具能够显著降低污染物排放。这时, 选择新能源动力燃料运输工具能够降低有毒气体的排放, 同时通过提高运输工具的燃料燃烧率, 能够发挥动力来源的最大效果, 达到节约资源的目的。

再次, 增强仓储以及装卸过程中的防尘防污效果。煤炭的仓储以及装卸工作中, 要通过积极的措施来提高防尘防污效果。例如, 对仓储仓库的位置、空间结构布局进行合理选择, 尽量减少露天堆放的仓储方式, 使用封闭仓储形式。另外, 在煤炭的堆放过程中, 要对空间加以充分利用, 避免出现煤垛过高、坡度过大、煤层虚空等问题, 同时做好对应的通风及散热工作, 以免出现氧化、自燃等问题。

3. 1. 3 加强逆向物流环节绿色管理

煤炭企业的逆向物流主要是针对在生产、运输和使用煤炭产品之后所产生的矸石、废水、废气、粉煤灰、煤焦油等废料和副产品的回收再利用过程。在逆向物流流程中, 做好废弃物信息跟踪工作, 将这些废旧物资进行分类, 对于可回收利用物资做好产业链或供应链系统循环使用, 以提高煤炭资源效率。

3. 2 推广清洁技术的应用

在低碳经济背景下, 从某种程度上来讲, 现代煤炭企业的市场营销工作就是清洁技术的发展及推广应用工作。

3. 2. 1 煤制合成天然气技术

在所有的化石能源当中, 天然气属于低排碳的优质能源, 其具有极高的终端利用效率。下图是我国能源发展规划当中天然气的施用量预期。

从图中的分析来看, 在2020年我国的天然气消耗量将达到2800亿方, 其中进口量约为800亿方, 对外进口量仅为28%。而到2050年, 我国的天然气消耗量达到4800亿方, 对外进口量则达到50% 。从我国的能源安全角度来看, 必须采取积极的应对策略, 通过发展煤基合成天然气的方式补充我国天然气消费需求, 这也是当前低碳经济下煤炭市场营销的重要途径。通过在褐煤资源丰富地点布局生产点, 用以解决工业生产以及居民生活过程中的能耗安全问题, 这样不但可以提高煤炭的利用效率, 同时还能够实现低碳应用。

3. 2. 2 煤基多联产技术

煤基多联产是煤炭清洁生产及应用的重要战略性技术, 将上文中提到的煤气化技术作为龙头产品, 将煤气净化处理之后用于化工、电力、供热以及供气等联合生产当中。在整个生产工艺当中, 最大的特点就是通过能量、物流量的梯度利用, 采用CO2收集技术 ( 该技术尚处于开发当中, 通过高压回收CO2进行集中存储和处理) , 基本能够达到煤炭资源的零碳排放量。从技术的发展角度来讲, 其中的发电、供热、煤化工以及供气等单项工艺技术都较为成熟了, 而且已经实现工业化生产多年。但是, 在集成处理之后, 则需要对热能、物料流、压力等相关工艺参数进行综合设计, 需要对应的工程技术搭配使用, 并进行示范性验证。

摘要：在对低碳经济对煤炭营销市场的影响进行论述的基础上, 探讨了低碳经济下制约煤炭营销市场发展的相关因素。同时, 从绿色物流体系的构建以及煤炭清洁生产应用技术的推广两个方面提出了低碳经济下煤炭营销市场的发展策略。

关键词：低碳经济,煤炭营销,市场营销

参考文献

[1]董智.煤炭企业发展低碳经济探讨[J].城市建设理论研究, 2013 (6) .

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[3]倪维斗.煤的清洁高效利用是中国低碳经济的关键[J].太原理工大学学报, 2010 (5) .

电力市场全景实验平台设计 篇5

在电力工业引入竞争、提高效率、降低成本是电力市场改革的重要目的,各国政府在市场化改革中依据自身电力工业发展状况、政策体制和能源战略,选择相应的市场模式。不同的市场模式设计[1,2,3]对市场运营效率、市场主体效益,以及对电力系统的可持续安全稳定运行都具有决定性影响,往往是决定电力市场改革成败的关键。由于电力市场建设和运营是一个复杂的系统工程,试错成本巨大,2000年加州电力市场就未能达到电力市场改革的预期目的,反而引发了一系列的电力危机,是未能选择合理市场模式的例证。

为降低市场模式选择及运营的风险,电力交易机构和科研单位研究建立了多种电力市场实验手段[4,5,6,7]。在市场运营和市场模式改进中,电力市场实验手段发挥了重要支撑作用,其中,美国的Argonne国家实验室[8]通过对政策推演、运营模拟等方面的实验支撑,为美国电力市场运营模式与规则制订做出了重要贡献;PLEXOS公司的PLEXOS[9],LCG公司的UPLAN[10],ABB公司的GridView等电力市场仿真软件为电网规划、市场分析提供了决策支持;康奈尔大学的Powerweb[11]、爱荷华州立大学的AMES[12]具有日前电能市场模拟仿真功能,为电力市场研究与用户培训提供了技术支撑。在中国,自1998年启动省级电力市场试点建设以来,西安交通大学、国家电网公司、南方电网公司等也都在电力市场探索中建立了相应的电力市场仿真系统,用于市场模式分析和市场运营培训。2015年3月,中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发〔2015〕9 号文)提出电力市场改革的总体思路,其配套文件进一步阐述了未来可能选择的分散市场模式和集中市场模式。各试点单位如何根据自身特点,选择合适的市场模式[13],也需要进行深入全面的市场推演,降低市场建设风险。

电力市场是电力系统经济运营和物理运行的有机融合,市场走势受能源政策、电网结构、供需关系和市场成员经营决策等多种因素的共同影响。通常,电力市场是指电力商品、交易周期和交易方式的一个组合,比如日前集中电能交易即为一个电力市场,一个国家或地区的电力市场往往是多个电力市场共同组成的集合,市场成员也通常能够参与多个市场,提供相应的商品并获得回报。由于市场成员在各个市场中能够提供的商品相互影响,在市场运营中,市场成员会根据综合成本构成,理性决策在各个市场中的投标行为,从而实现整体收益最大化。

然而,由于现有的许多电力市场实验手段存在各种功能限制,距离推演评估预想电力市场模式优劣的目标,还有很大差距。第一,有的实验系统依托在线运行的电力市场运营系统实现[14,15],只能模拟已有的市场模式,主要服务于交易人员操作层面的培训,无法模拟不同的市场模式。第二,有的实验系统不具备对市场成员决策行为的模拟能力,仅限于对市场成员历史申报数据或者人工模拟数据进行实验,无法反映市场成员的决策行为。第三,有的实验系统虽能够配置市场规则,模拟市场成员智能决策,但仅能模拟单一电力商品、单一交易周期的市场运营[16,17,18,19,20,21],比如AMES主要模拟日前电能市场,无法反映不同电力商品、不同周期市场间的相互影响。第四,有的实验系统仅从经济学角度对电力市场进行推演,未考虑电网安全约束[22,23],无法真实反映电力市场运营的网络特征。第五,有的实验系统仅限于一定供需关系下的静态市场推演,无法模拟电力需求和生产随时间周期变化、设备非正常停运等对市场运营的影响。

由于一个国家或地区的各个电力市场相互影响,市场成员在每个市场中的决策行为都会受到其他市场的影响,孤立模拟某一个市场无法真实反映市场成员的实际行为,需将一个国家或地区的电力市场作为一个整体来分析,建立电力市场全景实验环境,模拟各商品类型、各交易周期和各交易方式电力市场的耦合运营。为此,本文从电力交易运营、市场成员决策行为和电网运行三个维度出发,以年度为经营周期,将市场模式中的所有商品类型、所有交易周期、相关交易方式和定价机制作为一个整体看待,以总体利益最大化作为市场成员的决策目标,通过对市场运营中的需求预测、成员决策、交易出清、调度运行、结算评估等关键环节的完整模拟,量化评估相应市场模式下的经济、安全、节能和可持续性等指标,从而建立一个电力市场全景实验评价平台,为电力市场模式的设计和选择提供有效的实验手段。

1 实验平台设计目标

电力市场全景实验平台主要用于市场运营模拟与评估、运营技术验证、运营人员实务培训和电力市场运营系统功能测试。

1.1 市场运营模拟与评估

应能够支持电能、辅助服务、容量、输电权、发电权、绿色证书等多商品类型,中长期、月度、日前、日内、实时等多交易周期,集中撮合与双边协商等多种交易方式,分区定价和节点定价等多种定价机制的多电力市场耦合运营的市场机理推演,模拟电网安全约束在市场出清、电网调度等各个环节中的作用,在对市场成员自主动态决策模拟基础上,量化评价实验市场模式的运营效率和运营风险,依据对市场推演中的各种指标分析,评估市场规则公正性和交易模式可行性,为市场模式的设计和选择提供决策支持,以更好地引导并优化电力市场规则设计。

1.2 电力市场运营技术验证

应能基于预期市场模式、市场规模和电源电网结构,搭建目标电力市场运营环境,为海量成员接入、市场出清优化算法、定价算法、市场结算、安全约束市场化调度等新技术验证提供数据接入、流程控制和结果校对等支持,同时为大数据、云计算、桌面云等技术在电力市场运营中的应用提供实验验证环境,评估运营技术的适用性,推动电力市场运营技术的创新和持续发展。

1.3 市场运营人员实务培训

应能依据电网模型灵活构建预期市场模式的电力市场运营环境,模拟电网运行和市场成员自主决策,为电力市场运营、市场成员交易、科研机构研究、理论教学、监管评价和系统运维等人员提供实务培训环境,参训人员与投标机器人共同参与各电力市场运营模拟,通过对一定时间范围内不同供需形势、市场成员自主决策和多市场成员联合决策等市场运营场景的模拟,评估人员培训效果,使参训人员深入掌握电力市场运营机理。

1.4 电力市场运营系统功能测试

通过标准接口与电力市场运营系统连接,模拟目标电力市场运营,提供电网运行断面和市场成员申报案例,接收被测电力市场运营系统的出清结果,并对被测系统功能正确性和计算性能进行测试验证,实现电力市场运营系统功能软件的业务级测试。

2 实验平台功能结构

2.1 总体功能架构

电力市场全景实验平台总体结构如图1所示,主要包括电力交易运营模拟器、市场成员行为模拟器和电网运行模拟器三部分。

其中电力交易运营模拟器用于模拟部署于电力交易机构、目标市场模式下的电力市场运营系统,支持市场成员的注册管理、信息发布、成员申报、交易出清、安全分析和结算评估。市场成员行为模拟器用于模拟市场成员参与市场的管理和决策过程,支持成本管理、交易决策、收益分析和策略进化。电网运行模拟器主要用于模拟与市场运营紧密相关的电网运行状态量变化,支持潮流分析、发电计划跟踪、联络线计划跟踪、故障模拟、扰动模拟等。

2.2 电力交易运营模拟器

电力交易运营模拟器的主要功能包括电力市场商品结构生成器、电力市场运营模式配置、电力交易实验平台、实验评估分析、市场运营时序配置,以及实验控制与管理等部分。

1)电力市场商品结构生成器

用于定义待实验市场模式的电力商品构成,可以为电能、辅助服务(可以进一步细分为调频、旋转备用、非旋转备用、无功电压、黑启动等)、容量、输电权、绿色证书、发电权等一种或者多种商品的组合。商品结构生成器预置了可以在市场运营中出现的所有商品细分类型,并预定义了每一种细分电力商品的成本构成和成本模型。根据预置的电力商品成本模型和待实验电力商品类型选择,自动生成交易商品的成本模型,以反映各种电力商品的成本,并将未选择商品的成本自动归入电能或者其他商品之中。在电力商品选择的基础上,定义每种电力商品的交易周期(包括年、月、日前、日内、实时等)、交易方式(集中、双边等)。电力商品、交易周期和交易方式的每个组合称为一种电力市场,所有电力市场的总和形成待实验的目标电力市场结构。

2)电力市场运营模式配置

用于设置每个市场的运营模式,生成对应的市场规则。每个市场的规则配置包括:市场成员准入条件、市场时序、买方报价格式、卖方报价格式、市场定价机制、市场出清机制、市场结算机制,以及需要联合出清的电力市场组合等,如日前电能商品和日前备用商品相互影响,这两种商品需定义为联合出清。

3)电力交易实验平台

电力交易实验平台是模拟市场运营的实体,是一个预制的电力市场运营实例创建和运行容器,能够容纳多种电力商品、多种交易周期和多种交易方式组合的多电力市场实例联合运营。根据市场商品结构生成器生成的市场结构配置信息,自动激活对应电力市场实例;并根据电力市场运营模式配置,初始化相应电力市场实例的算法库和人机界面;根据市场运营时序配置,确定各电力市场实例间的相互激活机制,最终形成容纳多个市场实例的电力市场实例容器,支撑配置市场模式的运营实验。电力交易实验平台结构如图2所示。

4)实验评估分析

实验评估分析主要包括两部分功能。一是市场成员竞争策略有效性和行为竞争性评估。根据市场出清和电网运行信息,自动计算各市场成员的电能费、辅助服务费、容量费等收益,并根据其变动成本和固定成本分摊原则,计算各市场成员在各市场中的净收益和总体净收益,同时计算市场总体平均收益和各类市场成员的平均收益,对比市场成员收益与总体平均收益、所属类市场成员平均收益,评估市场成员竞争策略的有效性;同时通过分析市场成员申报价格与实际成本之间的偏离度,评估各成员市场行为的竞争性。二是市场竞争性和有效性评估。通过对各周期市场中边际机组市场报价与其成本的偏离程度,评估各个市场是否具有竞争性;从各电力商品的平均市场价格与平均供应成本比例、市场总体供给能力与市场需求比例、输电设备利用率变化等指标,评估电力市场的有效性。

5)市场运营时序配置

用于配置各电力市场的启动周期、电力市场启动顺序,配置市场运营中的流转环节组成和各环节之间的流转条件,以及各电力市场之间时序配合条件,比如一次月度电能市场出清后应自动触发至多31次日前电能市场,每次日前电能市场出清后应自动触发24次实时市场等。市场运营时序设置决定了各个市场的运作流程以及之间的相互触发关系。

6)实验控制与管理

实验控制与管理用于配置生成具体的实验案例,模拟预想的市场规模、一次能源价格等市场运营外部环境,形成市场启动和持续运行所需的各种基础信息。其功能结构如图3所示。

市场模型人工配置用于手工注册参与市场的各类成员信息,或者直接选用内嵌的RTS-96标准算例生成电网物理模型和市场经济模型。市场模型自动生成则能够根据基于CIM/E的电网模型或者IEC 62325-301标准的电力市场模型,按照厂站机组间的所属关系、装机容量等信息,自动生成用于实验的电网物理模型和市场经济模型。

市场成员决策模型配置用于设置各市场成员智能代理的策略集、风险承受能力、决策子目标偏好等各种决策参数,用于成员自主决策策略生成。

实验周期及市场启动前状态配置用于设置实验案例的时间范围,并设置各市场成员已签订合同、设备检修计划、机组运行状态等各种市场初始参数,实验周期的设置决定了各类电力市场的运行次数。

学员参与市场的教案配置用于设置各市场成员由智能代理模拟或是由参训学员代理参与市场竞争,以及哪些市场成员可以联合以模拟发电集团决策等,并可以预置部分市场成员的成本、检修计划、辅助服务能力等参数。

教员干预控制可以预设发输电设备检修计划调整、发输电设备故障,用于模拟电网运行对成员收益的影响。

市场成员成本构成及一次能源价格自动生成模块则依据一次能源价格等信息自动生成模拟器内的燃料价格变化及固定成本构成。

2.3 市场成员行为模拟器

市场成员行为模拟器既可以通过智能代理模拟各类成员参与市场竞争,也可以为参训人员提供参与市场竞争的数据申报和信息管理的人机界面。其重要功能包括:竞价策略管理、市场申报决策、数据申报与信息管理。

1)竞价策略管理:用于设置市场成员的竞价策略集合,包括参与的市场种类、决策的主要目标和从属目标,以及对风险的偏好程度,并设置固定成本等长周期成本在短周期市场中的可选分摊策略。

2)市场申报决策:依据成员的各种成本构成,以实验周期内利益最大化为目标,参照竞价策略集合设置和成本分摊策略,考虑实验周期内已经达成的各类交易合同,协调优化市场成员所有发用电资源在各个市场中的竞价策略。在多周期竞争决策中,能够根据市场出清和结算结果,自动调优后续竞争策略。

3)数据申报与信息管理:提供参训人员查询各种市场运行信息和自身注册信息的人机界面,提供参与各类市场的数据申报界面,并从市场、发用电资源、时间等多个维度展示市场成员的量本利信息和评价信息。

2.4 电网运行模拟器

电网运行模拟器根据市场时序设置,能够以设定时间间隔自动模拟电力系统负荷变化,根据各市场出清结果和设备检修状态,自动计算主要设备的潮流,模拟电力系统与电力市场的耦合运行。根据教员的人工干预,还能够自动模拟发电、输电等设备故障,用于评估各类扰动对电网安全和市场成员收益的影响。

3 实验平台关键技术

一个能够支持省级以上规模电力市场实验的工程级实验平台,其技术复杂度远高于现有的电力市场运营系统,需要软件平台、市场出清算法、定价算法、成员决策模拟、电网运行模拟、模型交换标准等一系列关键技术支撑。经过十余年的电力市场运营技术研发和工程积累,研究团队已经具备了支持多用途数据库、消息总线、服务总线、自定义图形、流程引擎、电网模型交换的软件支撑平台;在电力交易运营系统开发中积累了支持多类型电量交易开展的规则库、算法库技术,以及可配置的电量电费结算技术;在节能发电优化调度技术研究中,研发了多时段多目标安全约束机组组合和经济调度算法。然而,为推演建立在大规模电网之上由多种电力商品、多种交易周期、多种交易方式组合的电力市场运营机理,分析市场经济运营和电网安全运行的耦合影响,在有限的实验时间内模拟长时间周期内的电力市场运营,评估预想市场模式的各种影响,在上述技术积累基础上,还需要解决电力市场全景实验平台建设中的如下关键技术。

1)大规模市场出清优化及定价算法技术。在已有安全约束机组组合和经济调度技术基础上,建立电能与辅助服务联合优化模型,研究能够实现适应多种电源类型、发用电双向竞价、电能与辅助服务耦合、多时段耦合,考虑电网安全、机组运行、系统平衡的大规模优化算法,适应年度、月度、日前等多交易周期大规模电力市场的快速出清计算,保障计算性能满足快速实验要求;开发分区定价和节点边际电价等常用定价算法。该技术在国外电力市场中已经得到应用,国内尚未研制出适用于省级以上电力市场的工程化算法和应用,目前已经纳入国家电网公司“十三五”科技规划。

2)市场成员决策行为模拟技术。研究考虑全成本回报、多电力市场收益、整体效益最大化的市场成员决策模型,研发市场成员决策行为智能代理模拟算法,反映各市场成交结果间的相互影响和风险喜好对市场成员决策行为的影响,并在实验进程中,支持市场成员决策行为的动态进化,该技术研究已经纳入国家电网公司“十三五”科技规划。

3)市场模拟的任务调度技术。研究能够根据设定的市场模拟时间范围,依据各电力市场间的运行时序和市场各环节触发条件,自动激活多电力市场并行运行流程的实验任务调度技术,在实验进程中依序调用市场出清等计算服务,实现以较短的实验周期完成对长周期电力市场运营的模拟,该技术正处于研发过程中。

此外,电力商品通用成本模型的建立,基于国际标准的电网模型(IEC 61970)或市场模型文件(IEC62325)的电力市场环境自动生成、电网运行状态模拟、适用多市场模式的结算评估等也都是电力市场全景实验平台建设中必须解决的关键技术,均已纳入国家电网公司“十三五”科技规划。由于国内尚未建立商品类型丰富的成熟电力市场,初期实验环境的生成还主要依靠人工准备,基于国际标准的电网模型或市场模型文件的电力市场环境自动生成技术可以稍后研发。

4 结语

目前国内电力市场化改革正深入推进,由于国情、网情不同,国外市场模式很难照搬,本文提出以电力市场整体运营为研究对象的电力市场全景实验平台,将为选择适应中国特点的电力市场模式、降低电力市场改革试错成本、推演电力市场运营和电网运行耦合机理、培训电力市场专业人员提供实验环境支撑。在国家电网公司多个科技项目资助下,已完成电力市场全景实验平台体系研究和框架设计。

摘要：为分析市场成员在不同电力市场间的决策行为特征及对市场运营的影响,以紧密耦合、相互影响的多电力市场整体运营为研究对象,从电力交易运营模拟、市场成员决策行为模拟和电网运行模拟三个维度提出电力市场全景实验平台设计。其中,以电力交易运营模拟器实现电力调度交易机构的市场组织、出清和结算,以市场成员行为模拟器实现市场成员决策行为演化,以电网运行模拟器实现市场成员互动下的电网稳态运行模拟,通过考虑全成本回报的市场成员自主决策和动态学习,推演设定市场模式下的市场演变过程,用于多电力商品、多交易周期、多交易方式的电力市场运营模拟与评估、运营技术验证、运营人员实务培训和运营系统功能测试。

低碳电力市场设计分析 篇6

关键词：低碳电力,生产效率,数据包络分析,主成分分析,低碳投入因子,低碳投入成分

0 引言

为应对全球气候变暖、降低温室气体排放, 电力行业正经历着一场以低碳化为导向的深刻变革[1,2,3,4]。作为低碳电力研究领域中的关键环节之一, 低碳电力综合效益及生产效率评估可在客观准确分析、计算电力生产、消费及传输各环节低碳效益的基础上, 对相关环节的低碳发展提供有效指导。

低碳电力效益评估的研究通常从两方面展开:其一是对电力系统单个环节或某低碳技术碳排放过程进行精细化建模, 例如评估不同运行方式下的碳捕集电厂的电碳特性和低碳效益[5,6]、不同类型电厂和储能系统未来低碳视角下的效益[7,8], 以及电网及调度环节的低碳效益[9,10];其二是对电力系统整体低碳效益进行分析, 例如测评智能电网促进低碳发展的效益[11,12], 采用碳流理论对电力系统低碳效益进行量化计算[13]。利用数据包络分析 (DEA) 进行电网低碳电力生产效率评价[14]是着眼于电力系统宏观层面上的评估方法, 能够帮助决策者和低碳利益相关方辨识电力低碳化技术路线实施中的薄弱环节、制定合理的低碳能源规划和发展战略。然而, 传统的DEA模型在评估准确性和模型适用性两方面仍有不足。本文针对此不足, 借助低碳指标体系, 构建考虑低碳投入偏好信息的改进DEA模型, 对不同区域间低碳电力相对生产效率进行测算, 并分别从模型参数灵敏度分析和不同模型下测算结果对照分析两方面验证评估模型的科学性以及评估结论的准确性。

1 低碳电力效率评估新思路

1.1 传统超效率DEA模型

传统低碳电力效益评估模型建立在超效率DEA模型[15]之上。作为一种已成功应用于电网规划决策[16]、黑启动方案优化[17]等多领域的线性规划方法, DEA根据一组关于生产系统决策单元 (decision making unit, DMU) 的输入、输出观测值来估计该系统的生产前沿面, 在由不同评估对象组成的生产可能集的范围内, 判断各DMU是否达到效率最优, 并计算相对效率最优时的超效率值。一种经过分式变换及对偶变换后的输入型超效率DEA模型如式 (1) 所示。

式中:Xj=[x1j, x2j, …, xmj]T和Yj=[y1j, y2j, …, ysj]T分别为第j个DMU的m维输入量和s维输出量;S-和S+分别为m维输入松弛变量和s维输出松弛变量;λj为对应第j个DMU的权重;θ为表示DMUj离有效前沿面的径向距离变量, 也即该DMU的相对效率。

可见, 该模型在排除第k个DMU后的生产可能集内, 固定系统输出不变, 通过寻找最优权重, 使得系统输入尽可能减少以及使该DMU达到效率最大化, 此时的θ值表示该DMU的相对最大效益。

1.2 模型缺陷及误差分析

超效率DEA模型能够按效率值大小对各DMU排序, 但在效率值实际测算过程中仍存在非期望产出误差 (具体分析见附录A) 。此误差是在低碳电力生产效率的实际测算过程中, 由非径向松弛变量表征低碳投入指标之间存在的耦合关系和信息冗余所产生。例如分布式电源通常采用清洁能源发电技术, 网厂协调配置工程常与高效火电机组改造同时进行, 因此, 清洁能源装机容量比例和高效火电装机容量比例两个指标分别与分布式电源接入率、网厂协调装置规模指标存在耦合关系。

事实上, 低碳投入指标间存在着普遍的相关性, 传统评估模型则忽略了这一关键因素, 带来了非期望产出误差, 影响低碳电力生产效率评价的准确性。

综上, 解耦低碳投入指标相关性、改进传统超效率DEA模型就显得尤为重要。

1.3 考虑投入偏好信息的评估新思路

鉴于传统超效率DEA模型中的径向效率测算方式会带来非期望产出误差, 已不适用于低碳电力生产效率的精确测算和后续评估。本文采用主成分分析方法对超效率DEA模型进行改进, 通过构造包含低碳投入偏好信息的常数因子和相对应的向量主成分, 替换原有的模型输入输出量, 重构优化模型目标函数。一个涵盖建模思路、模型建立与模型验证三部分的电力产业低碳生产效益评估整体框架如图1所示。

可见, 该评估思路在评价不同对象低碳化生产带来的效益时只须关注“黑箱”前后的投入产出量状态, 支撑“黑箱”评估方法的理论基础是DEA和主成分分析方法。效益评估的前提是低碳电力投入产出指标体系的建立, 混合理论评价模型的数据处理和优化环节将在很大程度上提升评估模型的测评精度和运算效率, 而最后的模型验证环节又将通过多模型评价结果对比及参数灵敏度分析对本文所建模型的准确性给出定量评价。

2 主成分分析方法与低碳变量定义

主成分分析方法[18]在剔除指标内在相关性、进行指标体系内部解耦方面具有很好的效果[19]。

当利用m维低碳投入指标体系测评n个DMU时, 建立的标准化正态分布矩阵如式 (2) 所示。

式中:zij为低碳投入量测值;i=1, 2, …, m;j=1, 2, …, n;z1, z2, …, zn为矩阵Z的列向量。

对矩阵Z进行求协方差阵、正交变换等主成分分析系列运算[20], 得到线性变换后的主成分矩阵Y, 如式 (3) 所示。

式中:Um×m为低碳投入因子矩阵;y1, y2, …, ym为由第1主成分至第m主成分组成的行向量。

对矩阵Z左乘矩阵U得到的主成分矩阵具有以下特性:任意两个主成分之间相关性为0, 任意一个主成分的方差等于矩阵Z的协方差阵相对应的特征值, 且随主成分序号的增大而递减。可见, 主成分分析方法将低碳投入指标体系内的变量相关性完全剔除。记主成分yi的方差为δi, 选取适当的显著性水平α满足0<α<1, 作为信息量截断阈值, 求取使公式 (4) 成立条件下变量l的最小值。

本文给出以下2个重要变量的定义。

1) 低碳投入偏好因子 (low-carbon input preference factor, LIPF) , 简称碳投因子, 用ζLIPF表示。

2) 低碳投入主成分 (low-carbon input principal component, LIPC) , 简称碳投成分, 用ΨLIPC表示。

其中, 碳投因子LIPF为具体数值, 而碳投成分LIPC为n维行向量, 变量l为LIPC的个数, 每一个LIPC均有唯一的LIPF与之对应。碳投成分LIPC是对低碳投入指标体系下数据的重构与简化, 无论指标体系如何设计, LIPC总可以抓住低碳投入数据内联关系, 从而准确评估对象的低碳效率。碳投因子LIPF则反映出低碳电力生产投入量测数据中的信息偏好, LIPF的大小表征了不同LIPC的信息量大小和重要性程度。另一方面, LIPF的引入也为低碳指标体系设计架构的优劣评判提供了有效的衡量标准。

3 改进超效率DEA评估模型建立和分析

3.1 模型的建立

基于LIPF与LIPC的定义, 建立一种基于主成分分析方法和改进超效率DEA的模型用于评估低碳电力生产效益, 如式 (7) 所示。该式旨在评估第k个DMU的相对低碳电力生产效率。模型输入为l个LIPC, 模型输出为s维低碳产出核心指标, 目标函数中引入与LIPC相对应的l个LIPF, 对第k个DMU的相对低碳电力生产效率进行非径向化表达, 考虑了低碳投入信息间的不对称性, 提高了模型对低碳电力生产过程模拟的精细化程度。

式中:ΨLIPCij为ΨLIPCi中的第j个元素;yrj为yr的第j个元素, yr为模型s维低碳产出核心指标;θik为对应ΨLIPCik的低碳电力生产效率;sik和s+rk分别为si-和sr+的元素, si-和sr+分别为对应ΨLIPCi和yr的松弛变量;λj为第j个DMU的权重。

定义低碳电力效率指数 (low-carbon electricity efficiency index, LEEI) 如式 (8) 所示, 该指数简称碳效指数, 用hLEEI表示。

显然, hLEEIk表示第k个DMU的低碳电力生产效率。公式 (7) 所示优化模型中的目标函数即是求hLEEIk在输出不变、碳投成分优化组合等约束条件下的最小值, hLEEIk的计算结果代表了该DMU在生产可能集范围内所能达到的最大低碳电力生产效率。

由于在数值结构上并未改变原有的分布规律, 因此, 当hLEEIk<1时, 表明该DMUk低碳电力生产效率非最优化, 可通过调整相应的LIPC达到效率最优;当hLEEIk≥1时, 表明该DMUk低碳电力生产效率已达到最优。hLEEIk可作为衡量不同DMU低碳电力生产效率大小的标尺。

3.2 模型适用性分析

低碳技术作为一种电力生产方式的新型转变途径被引入电力生产、输送、消费等各个环节后, 涉及低碳电力技术的投入产出体系及其生产过程已经构建出一个完整的电力生产子系统, 因而, 低碳电力生产效率的测算满足DEA五大公理体系[15]的适用条件。模型中理想生产系统与低碳电力生产系统各要素的对照关系参见图2。可见, 低碳电力系统符合典型生产系统的基本要求, 各要素间一一对应。

注意到, 由于电源侧、电网侧和用电侧低碳投入产出指标之间相互耦合, 例如电动汽车渗透率间接影响单位发电碳排放量, 低碳电力生产过程的模拟就变得非常复杂, 而采用包络面分析的DEA模型恰如其分地给出了复杂系统的生产效益测算方法。另外, 电力生产不同环节碳排放特点各异, 例如电源侧碳排放源少、量大、集中程度高[21], 用电侧碳排放源多、量小、分散程度高, 投入产出指标信息承载量不均等, 而对应不同碳投因子LIPF的碳投成分LIPC则为效益评估模型搭建了更为科学合理的输入平台, 同时, 碳效指数LEEI则直接反映出待评估电力系统的综合低碳电力生产效率。

4 算例分析

4.1 基本数据

低碳电力指标体系的设计原则、建立方法及评估内容[22]已日趋成熟, 本文在参考国内外低碳评估指标的基础上提出了“自下而上”的指标体系设计方法, 从低碳发展过程中最具表征性的三大环节电源侧、电网侧和用电侧入手, 梳理各类清洁发电技术、绿色输电技术和环保用电技术, 对各低碳技术的电力生产投入要素和产出要素进行分析, 归纳总结出低碳投入指标和产出指标 (见附录B表B1和表B2) 。

为兼顾评价的广泛性与数据的可获取性, 本算例选取华东5省 (市) 与南方5省电力系统组成低碳电力生产效率评估对象集, 即以上海、江苏、浙江、安徽、福建、广东、广西、云南、贵州、海南等10个省 (市) 的电力系统为样本, 参照低碳电力投入产出核心指标体系, 选取某固定年份作为评估基准年, 调研、查阅、整理得到原始数据如附录B表B3所示。

对于正指标 (电源侧指标向量A、输电侧指标向量B和用电侧指标向量C) 以及逆指标 (低碳产出核心指标向量O) , 分别采用如式 (9) 和式 (10) 所示的数据归一化方法。

式中:xi为第i个评估对象的量测数据;xmax与xmin分别为该指标评价数据的最大值与最小值。

4.2 计算结果分析

首先利用主成分分析方法求取因子矩阵, 从而得到碳投成分LIPC;接着根据显著性水平α确定碳投成分LIPC数量l的取值。α与l之间的关系见表1。

显然, 显著性水平必须取到66.16%以上, 才能构成有效的碳投成分LIPC。不失一般性, 取α=90%, 此时碳投成分LIPC的数量为3。模型中其他已知参数有n=9;s=3。最终求解该优化模型得到各待估省 (市) 碳效指数LEEI, 并按从大到小排序, 如图3所示。

图3清楚地给出了10省 (市) 低碳电力生产效率的横向测评结果。由图可见, 福建省低碳电力生产效率最高, 云南、广西2省紧随其后, 其中, 清洁能源装机容量, 特别是水电装机容量大是低碳电力生产效率高的主要因素;安徽、海南、江苏、上海4省 (市) LEEI略高于1, 表明其低碳电力生产效率达到各自最优水平, 但在评估范围内效率值适中;广东、贵州、浙江3省LEEI小于1, 表明其低碳电力生产效率并未最优化, 例如智能变电站改造、储能技术应用的低碳减排效益未达到预期等。横向测评结果明确指出评估对象在电力生产过程中低碳投入产出是否达到最优化, 并给出相对低碳电力生产效率的量化值, 其参考作用随评估对象数量的增多而增大。

4.3 多模型对比分析

为验证模型的有效性, 本文分别采用DEA模型、超效率DEA模型以及改进超效率DEA模型三种模型进行对比分析。其中, 改进超效率DEA模型采用碳效指数LEEI表征低碳电力生产效率;DEA和超效率DEA模型直接采用式 (1) 中的θ来表征低碳电力生产效率, 二者均无量纲且测度区间一致。评估所用原始数据同4.1节, 所得结果如图4所示。

可见, DEA模型由于约束条件所限, 低碳电力生产效率评价值均为1, 评价结果失效;超效率DEA模型突破了原有约束条件的限制, 使得效率最优时仍然可比, 但其相对效率值均大于1, 低碳投入非径向松弛变量干扰明显, 而改进超效率DEA模型有效避免了非期望产出误差, 低碳效率总体趋势与超效率相符, 且能明确辨析低碳电力生产效率最优状态, 评价结果准确可靠。

4.4 参数灵敏度分析

显著性水平α直接决定LIPC数量, 从而间接改变模型的约束条件, 须研究α对评价结果带来的影响。令α分别取值85%, 90%, 95%, 99%, 对应的LIPC数量分别为2, 3, 4, 5。4种情况下低碳电力生产效率评估结果对比如图5所示。可见, 随着显著性水平的上升, 更多携带低碳投入要素信息的LIPC引入模型之中, 使得碳效指数LEEI趋于一致, 评价结果稳定可靠。

另一方面, 指标体系的变动影响到评价信息量的变化, 由此对评价结果产生的影响程度关系到评估模型的优劣。现给定4种不同场景。场景1, 2, 3, 4对应的低碳投入核心指标数量分别为3, 6, 8, 9。取α=99.9%时不同低碳投入核心指标数量对低碳电力生产效率影响的评估结果见图6。

由图6可见, 指标数量较少的场景1下的评估结果曲线偏差度较高, 而仅存在1个核心指标差异的场景3和场景4的评估结果曲线相似度很高。说明当指标体系达到一定规模后, 新指标与原指标体系的平均相关性增强, 新增原始评价信息量减少, 评估结果趋于稳定。对于新指标的敏感度降低, 反映出低碳电力生产效率评估模型具备较强的独立性和客观性。

5 结论

本文着眼于宏观层面上低碳电力生产效率评价, 建立了基于改进超效率DEA的低碳电力生产效率评估模型, 依托低碳投入产出核心指标, 以10个省 (市) 电力系统为样本, 完成低碳电力生产效率测算和灵敏度分析, 并对不同评价模型下的评估结果进行再分析, 得到以下结论。

1) 改进超效率DEA低碳电力生产效率评估模型利用碳投因子LIPF、碳投成分LIPC改进优化模型, 消除非期望产出误差, 通过碳效指数LEEI表征待评估电力系统的相对低碳电力生产效率。

2) 模型评估准确性随着显著性水平的提高和LIPC数量的增多而上升, 模型评估结果的稳定性随着指标体系规模的增大与新增评价信息量的增多而增强。

综上, 本文提出的低碳电力生产效率评估模型为电力规划方和宏观决策者评估电力低碳发展带来的综合效益、考量区域电力低碳发展均衡程度、设计低碳指标体系等方面提供有效参考。希望本文能够同时为电力行业低碳效益评估等相关研究工作提供借鉴意义。