直购电交易

直购电交易（精选4篇）

直购电交易 篇1

0 引言

大用户直购电是指用电量较大的电力用户直接与发电企业签订双边电力交易合同, 其具体模式灵活多样。普遍认为, 大用户直购电的开展将在售电侧引入竞争, 有利于完善电价形成机制, 提升电力资源的优化配置水平。从20世纪90年代开始, 英国、美国、澳大利亚等国家逐步放开了用户选择权, 大用户直购电模式得到发展和完善, 并在这些国家的电力市场中占据着重要份额[1,2]。国外电力市场建设的经验表明, 开展大用户直购电能够激发电力市场的潜力, 是电力工业市场化改革的突破口。

从2004年3月国家发改委和国家电监会发布指导大用户直购电试点的17号文件《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》以来, 大用户直购电在中国逐步展开, 相关政策文件相继出台[3,4,5,6]。目前, 中国在吉林[7]、广东[8]、辽宁[9]等省份开展了大用户直购电试点工作, 内蒙古电力多边交易市场中也包含大用户直购电模式[10]。然而, 当前中国的大用户直购电是以政府为主导、发电和电网企业让利的局部试点, 参与的大用户和发电企业数量有限, 直购电量占全网售电量的比例较小, 对电网调度影响不大, 尚未真正形成竞争性的售电侧市场。

2013年5月, 《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》 (国发[2013]19号) 取消了对电力用户向发电企业直接购电试点的行政审批[11];在国务院批转发改委的《关于2013年深化经济体制改革重点工作的意见》 (国发[2013]20号) 中, 再一次明确指出“推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点”[12]。同时, 国家发改委《关于做好2013年电力迎峰度夏工作的意见》中也明确指出, 要在售电侧逐步引入竞争机制, 通过大用户直购电为主体等多种方式, 培育售电侧市场, 形成有效竞争的电力市场格局, 构建政府监管下的统一电力市场体系[13]。推进大用户直购电交易, 积极培育售电侧市场, 逐步完善市场体系, 将为中国电力体制改革寻找到突破口。

为此, 本文深入研究了开展大用户直购电对中国电力市场建设的重要意义, 分析了大用户直购电对电网调度运行带来的挑战, 设计了大用户直购电的市场准入、交易方式、交易品种、合同交割、输电定价等相关制度, 提出了关于加快建立现货市场、输电资源市场化、如何承担交叉补贴等相关建议。

1 开展大用户直购电是中国电力工业市场化的重大举措

赋予大用户选择权、在售电侧引入竞争、实现供需直接交易是大用户直购电的主要内涵。相对上一轮发电侧竞价的改革, 这一次改革是突破性的, 对推进中国电力市场建设的意义在于以下方面。

1) 大用户直购电使电力资源配置由管制模式转变为市场模式。管制模式是由政府根据用户需求统一安排发电计划, 上网电价、输配电价、销售电价都由政府统一制定。这种没有竞争的模式使得发电企业没有来自外部的压力促使其降低成本, 用电企业也没有来自外部的压力促使其提高用电效用。价格在调节供求关系中的作用被取消了。市场模式的核心是实现价格驱动下的供需自我平衡。在供大于求的情况下, 发电企业寻求用户, 通过降价的方式扩大发电市场份额;在供不应求的情况下, 用户通过提高价格获得稀缺的电力资源。

2) 大用户直购电实现了竞价上网与竞价购电并举, 将全面提升电力资源优化配置水平。在发电侧, 这一机制实现了发电侧的竞价上网, 通过价格机制, 使得成本低的发电企业可获得更多的市场份额, 从而激励发电企业降低生产成本, 以最少的生产要素消耗, 生产尽可能多的电力商品;在用电侧, 这一机制实现了用电侧的竞价购电, 通过价格竞争, 使得电能效用高的用户可获得更多的市场份额, 从而激励电力用户提升用电效益, 以最少的电力消耗, 产生尽可能大的消费者效用。因此, 大用户直购电将对供求双方产生正向激励, 通过竞争, 显著提升电力资源的生产效率和利用效益。

3) 大用户直购电交易实现了分散决策与自我平衡。在管制模式下, 所有电力供给的安全性是由电网公司承担的;电力供求紧张时, 有序用电或拉闸限电都由电网公司决策, 用户处于被动的状态。大用户直购电交易后, 发电企业自己找市场, 用户主动找电厂, 实现了市场风险的分散化分摊, 实现了发电与用电的自我平衡。在供求紧张的情况下, 有直购电合同的大用户需求将优先得到满足, 将激发用户直购电的积极性;在供大于求的情况下, 有直购电合同的电厂将优先发电, 激励发电企业开展远期交易, 规避未来市场的风险。

4) 大用户直购电实现了买卖双方的直接互动, 是智能电网期待的制度安排。全面互动化是智能电网的重要特征之一, 交易是互动的最高形式。根据用户的负荷曲线形状和用电规模, 大用户直购电实现了用户与发电企业差异化的价格形成机制, 将根据用户利用发电资源的程度决定其价格水平。价格将成为引导用户更加友好地利用发电资源的手段。

5) 大用户直购电交易形成了以需求为导向的电力电量流, 能够有效、科学地引导电网规划。对于管制模式下的电网规划, 未来的电力电量流是政府或电网企业预测的, 在没有用户参与、并且没有合同契约约束的情况下, 电力需求成为了“虚求”, 所有电力需求预测的误差都由政府承担, 可能导致电网投资效率的下降, 由此产生的成本最终还是由消费者承担。通过分散决策, 大用户直购电交易使未来的电力电量在时间与空间上的需求变得更加确定, 由此形成的未来电力电量流必将是真实的, 能够全面降低电网的投资风险。

2 大用户直购电对电网调度运行的影响

大用户直购电交易是电力工业运行方式的重大转变, 必然对电网运行产生影响。中国虽然已有大用户直购电试点, 但由于参与方较少、合约电量规模有限, 尚未对电网运行带来显著影响。然而, 量变引起质变, 随着大用户直购电的规模化开展, 势必对电网规划、调度运行产生革命性的影响。未雨绸缪地分析大用户直购电给电网运行带来的挑战, 将有助于在设计市场制度时尽可能规避系统运行风险。

2.1 大用户直购电模式对发电调度计划制定的影响

在大用户直购电交易模式下, 发电调度计划的制定将由集中决策向分散决策转变。现行的发电调度计划安排是在满足电力需求和“三公”调度的前提下, 统一组织发电调度, 以各发电机组互相配合的方式, 实现对用户安全、可靠、节能、经济的供电。大用户直购电交易规模化开展后, 将出现大量的双边合同, 实现大用户与发电机组的自平衡。这无疑彻底改变了传统的发电调度计划制定方式, 需要考虑大量的双边交易合同交割, 减小了电网的可调度空间;增加了大量的合同申报、校核、审批、协调等必要环节;从调度计划的优化模型上看, 需要对大量的双边交易精细建模。因此, 大用户直购电模式将显著增加调度计划编制优化和协调的复杂度。例如:如果在调度计划模型中考虑可裁剪的双边交易[14], 则灵活的合同类型、多样的裁剪方式及不同的补偿规则等因素, 都将大大增加调度计划编制模型的复杂程度[15,16,17]。

2.2 大用户直购电模式对电网运行方式的影响

大用户直购电交易本质上是分散决策, 市场逐利的行为可能产生预想不到的电网运行方式, 与基于管制模式所规划的电网格格不入。如果不能够根据直购电交易对电网资源的利用程度而承担相应的成本, 则将产生潮流分布不均, 甚至极端的潮流运行方式, 部分输电断面易重载、满载, 从而导致电网运行方式逼近电网安全极限, 电网运行的安全裕度下降。产生这一问题的本质是供需平衡市场化了, 但供需平衡的载体———电网资源的分配没有市场化, 没有考虑如何根据买卖双方利用电网资源的程度确定双边交易应承担的价格;当电网阻塞时, 没有设计竞争机制获得稀缺的电网资源。直购电交易应承担的电网价格如果能够按照市场成员利用电网资源的程度进行分摊, 相当于要求对电网安全风险贡献率大的直购电交易承担更多的成本, 是一种采用经济方法抑制安全风险的手段, 是在电网出现阻塞前, 一种以价格引导电网安全、越接近安全边界价格越高的方法, 将更有利于电网的安全。

2.3 大用户直购电模式对电网调峰能力的影响

基于管制模式的发电调度, 除了少部分运行在特殊状态下的机组, 理论上可以在最小技术出力和最大技术出力之间灵活调度所有的发电机组, 以满足跟踪负荷波动和消纳新能源的调峰需求。然而, 如图1所示, 大用户直购电大规模开展之后, 如果直购电双边合同固化发电机组的部分甚至全部出力空间, 则机组的可调度出力范围大大缩小, 能够参与调峰的机组也将显著减少, 电网调峰资源将更加紧张。因此, 大用户直购电市场应与现货电力市场同步建设, 以现货市场的价格引导发电企业愿意预留一定容量参与现货市场交易, 以现货市场分时电价引导发电机组参与系统调峰。

2.4 大用户直购电模式对电网备用容量的影响

在大用户直购电模式下, 大用户直购电交易形成的双边合同将影响发电机组在实时调度时预留的发电备用容量, 如果对备用容量的补偿不到位, 则发电企业就没有积极性为实时调度预留备用。由于直购电交易是分散的, 在极端的情况下, 有可能造成电网可调度的备用容量严重不足。为此, 应同步建设辅助服务市场, 以辅助服务市场的价格引导发电企业预留一定的备用容量。

2.5 大用户直购电模式对检修计划安排的影响

在管制模式下, 调度中心根据电厂的意愿检修时间, 在满足电网安全运行的前提下, 统一优化安排全网所有发电机组的检修计划。如果无法满足所有电厂的检修意愿, 电网公司将按照“三公”的要求对检修计划做出微调。然而, 大用户直购电交易所形成的双边合同将很大程度上决定发电机组的可检修时间窗口。由于供求关系和煤价的时变性, 因此, 合同交割时段的差异性将直接影响用户的购电成本和发电企业的发电成本。用户希望在供求关系紧张的时候, 确保其用电权, 规避在现货市场上购电的价格风险;发电企业希望在煤价低迷的季节, 尽可能多完成合同;发输电检修计划安排将直接影响直购电合同交割的经济性。为此, 应同步建立发电检修竞争市场, 通过发电企业申报愿意支付的补偿费用, 协调全网的发电设备检修。在机组检修申请冲突的时段, 申报愿意支付补偿费用高的机组, 将优先安排检修;费用低的机组转移到其他尽可能相近的时段安排检修, 同时按照前者申报的补偿费用获得补偿。2.6大用户直购电模式对电网消纳新能源的影响

中国电源结构以燃煤火电机组为主, 缺乏具有灵活调节特性的燃气机组, 电网调峰能力不足。开展大用户直购电后, 如果大量双边合同需要刚性执行, 则电网跟踪负荷变化和新能源波动的能力将进一步下降, 势必对新能源的消纳产生不利影响。消纳新能源的调度是全局行为, 直购电是分散决策的交易, 如何最佳地协调两者是中国电力市场建设不可回避的问题。为此, 应同步建设辅助服务和实时平衡市场, 以合理的价格引导常规电源愿意预留一定跟踪新能源波动的容量, 让市场成员在逐利的过程中实现制度设计者期望的社会目标。

3 开展大用户直购电交易的制度设计

上述问题产生于中长期电力交易市场化与电网日前、实时平衡调度非市场化之间的矛盾, 是市场模式与计划管制模式的矛盾。对在推进市场化改革过程中出现的矛盾只有通过扩大市场化的办法解决。但市场化的方法必须是科学的, 应遵循如下最重要的原则。

1) 制度设计应遵循“激励相容”原理, 确保市场成员在逐利过程中, 不知不觉地促进着制度设计者的目标, 确保市场这只“无形的手”具有强大的力量。

2) 制度设计应循序渐进, 确保新的机制能够与旧的机制平滑过渡, 应通过市场方式激励发电企业与大用户参与直接交易, 而不是由政府出面实现“拉郎配”, 让市场有一个自然发育的过程。

3) 电力市场制度设计应充分考虑电力商品的特殊性, 实现电网运行的物理规律与经济规律的完美结合。电力市场制度更应该促进电网的安全运行, 采用金融交易方式确保电网调度的自由度。

4) 电力市场制度设计应充分考虑市场的流动性, 确保可持续不断地进行帕累托改进。

5) 中国电力市场制度设计应充分考虑中国国有大企业存在着产权制度非市场化的现实, 确保市场交易的公平性。

遵循上述原则, 本文设计了大用户直购电交易的市场准入、交易方式、交易品种、合同交割、市场体系、输电成本分摊的创新机制;对以大用户直购电交易为核心的中国电力市场改革提出了相关建议。

3.1 交易主体和市场准入机制

参与直购电交易的市场主体是发电企业和大用户。其中, 用户侧先以用电量较大的工业用户和商业用户为主;随着市场的不断完善, 可逐步引入电力零售商, 它们将作为用电量较小的商业用户或居民用户的代理商, 直接与发电企业签订购售电合同。

交易主体应符合一定的准入标准[18]。参与直购电交易的大用户应符合国家产业政策, 接入电压等级和用电量规模应满足准入条件, 并且要求具有较好的电费缴纳信用记录。参与直购电交易的发电企业应符合国家产业政策, 接入电压等级和装机容量满足准入条件, 参与交易的发电类型包括常规火电、核电、水电。

3.2 建立激励市场成员参与直购电交易的机制

在市场建设初期, 应制定激励发电企业与大用户进入市场交易的激励机制, 而不是政府直接干预和审批。为此, 本文提出如下的激励机制:对于发电企业, 参与直接交易所获得的电量将不纳入发电企业的“三公”电量分配。“三公”电量是市场总需求减去直接交易电量后的电量, 将平均分配给各发电企业。这一机制将激励发电企业尽可能开展直购电交易, 多交易将多占用其他发电企业的“三公”电量, 少交易则要承担“三公”电量减少的风险。特别是在供大于求的情况下, 有直接交易合同的发电企业应优先完成直购电合同, 所有供大于求的市场风险都应该由没有合同保障的市场成员承担。类似地, 对大用户, 参与直接交易所获得电量的价格是双方协商的价格, 其余电量则按基于标杆上网电价形成的售电价格结算。在供不应求的情况下, 将优先保障直接交易的大用户供电, 其他用户都需要参与有序用电或限电。这一机制符合市场原则, 直接交易合同是必须履行的合同, 未来供需不确定性所造成的风险都应由没有直接交易合同的市场成员承担, 合同应被视为消除未来风险的一种契约。这一机制将成为培育市场的催化剂, 也符合让市场自然发育的原则。

3.3 交易方式

大用户直购电的交易方式不仅仅包含用户与发电企业之间的场外双边交易, 还包括供需双方参与场内的集中竞价交易。这2种模式各有利弊。

协商式双边交易简单灵活、能够实现交易双方的深度博弈。发电企业根据用户对发电机组容量利用率、峰谷差、负荷波动的幅度、合同交割时期的煤价、供求关系等因素, 进行差异化的交易和定价。但这种交易方式存在一定的缺陷, 其交易成本较高、效率较低, 交易双方需要大量、反复协商[19]。更重要的是, 对于现在中国参与直购电交易的大部分交易主体, 其股权安排和公司治理结构导致其产权非市场化, 在缺乏企业经营风险责任联带机制的情况下, 国有产权代理的决策行为可能出现非理性化, 从而造成交易行为非理性化和价格信号失真。因此, 中国现阶段开展大用户直购电应当重点避免由于产权制度非市场化所带来的交易非理性。在中国开展市场化交易的初期, 必须清醒地认识到直购电可能存在的问题, 应通过制度创新, 扬长避短。

集中竞价交易透明、运行高效。在场内交易平台上, 交易双方申报供给曲线和需求曲线;按照撮合交易原则, 以社会福利最大化为目标, 通过高低匹配, 实现供需双边交易配对[20]。在这一平台上, 供需双方不需要知道对方的身份, 价格引导着供需双方自动成交。但这一模式存在两方面的问题:其一是要求将交易商品标准化, 用户用电行为的差异性难以在价格中体现;其二是交易过程缺乏买卖双方反复博弈的过程, 可能导致社会福利分配的非理性。

为此, 本文建议中国的中长期电力交易应以双边交易为主, 现货市场则以集中竞价交易为主。前者为后者提供稳定的供需平衡, 后者为前者提供价格风向标。对场外双边交易在中国经济环境下存在的问题, 可通过将直购电交易场内化的办法解决, 即要求所有的直购电交易在电子平台上交易, 买卖双方的报价和交易进程都公开透明, 给所有的市场成员选择交易的权利。

3.4 交易品种

大用户直购电交易的周期应以中长期为主, 直购电交易的合同期限可以是年度及以上, 也可以是月度 (或多月) 。交易双方需协商用电量、典型用电曲线和电价, 根据合同范本签订直购电合约, 并上报调度机构进行安全校核, 只有安全校核通过的直购电合同才有效。在日前, 交易双方应协商确定次日用电曲线, 并上报调度机构。

本文建议:应同步建设大用户直购电的基于时段电量交易的二级市场。开展未来的中长期交易, 存在着相当大的不确定性。完善的市场制度应该给所有的市场成员提供规避风险的措施和帕累托改进的机会。为此, 应建立大用户直购电交易的二级市场。在一级市场上, 发电企业获得的发电合同是发电权, 用户获得的合同则是用电权。如果用户预测未来的用电存在重大误差或者有其他用户愿意出更高的价格买用电权, 可在二级市场上将用电权转卖;如果发电机组出现停运或者有更便宜的机组愿意发电, 可在二级市场上将发电权出售;进一步, 发电权与用电权还可以对冲。二级市场将极大地增加市场的流动性, 实现帕累托改进, 规避市场成员的未来风险, 激励市场成员在一级市场交易的积极性。远期在二级市场上还可以引入虚拟交易者, 建立电力金融市场。

3.5 合同交割方式

本文建议直购电交易合同的交割应在电网调度制定日前发电计划之前, 由签订大用户直购电合同的大用户与发电企业共同提交。之所以在日前提交发电和用电的交割曲线, 是为了提高中长期合同交割的可操作性。事实上, 如果要求在大用户中长期合同中锁定用电曲线是相当困难的, 用户产品市场具有相当大的不确定性。只有在日前, 才能较为精准地确定未来一天的用电曲线。日前交割有利于规避中长期合同因未来预测误差而产生的交割风险, 还能够形成由用户申报的日前负荷预测新模式, 将极大地提升日前负荷预测的精度。

在获得合同日前交割曲线后, 建议采用金融结算方式。所谓金融结算是指:在某一时段, 如果用户的用电量超过了合同交割的量, 超出的部分按照现货市场的价格结算;如果小于, 不足的部分也将按现货市场的价格卖给市场。这样的结算方式有利于发电企业以全电量的方式参与现货市场, 以获得在现货市场上帕累托改进的社会福利;中长期合同只是在金融层面保障了市场成员的收益。在没有建立现货市场的情况下[18], 对超出的部分, 可按标杆电价上浮一定比例结算;不足的部分, 按标杆电价下浮一定比例结算。采用这样的结算方式有利于提升直购电交易合同交割的精准性, 提升了市场的有序性。

3.6 逐步建立现货电力市场交易体系

本文认为, 随着直购电量的比例逐渐提高, 应加快推进电力现货市场的建设。在大用户直购电比例较小时, 采用现行的调度模式, 辅以为大用户直购电制定的一些特殊规则 (如辅助服务费用如何分摊等) , 可以满足市场公平性和调度安全性的需求, 并在一定程度上追求市场的效率和电力资源的优化配置。然而, 随着直购电比例逐步提高, 必须建立完善的现货市场体系 (日前市场、实时平衡市场及辅助服务市场等) , 否则, 中长期交易的市场化与电网调度实时平衡的非市场化将导致电网调度在调峰、新能源消纳、辅助服务等方面的矛盾重重, 也降低了中长期市场交易的积极性和市场流动性, 提升了市场的风险。现货市场的分时电价将激励发电企业根据自身的调峰能力, 预留调峰容量参与日前或实时平衡市场, 消纳新能源。在系统负荷的低谷时段, 风电大发和发电机组容量过剩, 形成了绝对的供大于求, 发电企业只能报低价以获得市场份额;在系统负荷的高峰时期, 风电欠发和发电机组容量紧缺, 必然导致大用户报高价。由市场机制形成的峰谷价差必然成为吸引市场成员参与现货市场竞争的动力;由不同时段供求关系形成的市场价格将成为中长期合同交割偏差的市场价值量度。现货市场的价格是中长期交易的风向标, 将影响中长期合同交易的价格水平和成交量。当现货市场价格走高时, 中长期市场的价格也水涨船高, 同时激励市场成员预留一定的资源参与现货市场。

建设现货市场, 能以市场的手段提升电网的安全水平。电网的安全问题本质上是供需不平衡并导致严重的输电阻塞而造成的, 这种情况是时变的, 取决于发输电设备检修的状态、一次能源供给的状况和负荷的季节性波动。现货市场的功能之一是价格反映供求关系, 稀缺的地区节点电价上涨, 刺激供给, 抑制需求;富余的地区节点电价下跌, 刺激需求, 抑制供给;从而改变了电网输电能力难以承担的供需分布不平衡状态, 有利于电网的安全。现货市场通过价格改变供求关系, 进而改变潮流的分布, 实现潮流分布的均衡化。相对于只反映成本的管制价格, 反映供求关系的市场化价格机制将更能够提升大电网的安全性。

3.7 建立合理的大用户输配电价格机制

部分学者已认识到了建立大用户输配电价格机制的重要性[21,22]。本文认为, 实现大用户直购电交易的公平性关键在于如何分摊交易成本, 建议根据不同地点、不同时期的直接交易对电网资源的利用程度和产生的外在成本 (网损) 的大小, 分摊电网的投资与运行成本。直接交易的距离越远, 用户所在的电压等级越低, 对电网资源利用程度越高, 产生的网损越大;交易曲线的负荷率越小, 输配电设备的利用率越低。因此必须根据上述因素形成大用户直购电交易的输配电价格机制。如果不分距离、不考虑电压等级和曲线的负荷率, 只采用平均输电价格, 则势必产生“搭车”现象。距离近的直购电交易承担了距离远的输电成本, 与市场公平原则相违背, 将引发市场成员的抱怨, 导致交易量的萎缩。市场制度的设计者必须清醒地认识到:不能为了尽快地推进市场, 而以计划的方式解决市场的难题, 以简单化的方式处理事关市场成员利益的问题。市场公平性要求交易产生的成本必须由交易者承担, 否则市场是无序的。只有通过合理分摊输配电成本, 才能以价格引导分区供需平衡的均衡化, 才能以市场的手段提升大电网的安全性, 才能引导用户与发电企业的合理空间分布。

3.8 大用户直购电应承担交叉补贴

有关学者已经指出, 应重视大用户直购电开展时的交叉补贴问题[21,22]。本文认为, 大用户直购电交易所形成的交易价格没有考虑对居民和农业用电的补贴。在统购统销的管制模式下, 大用户承担了对上述行业的补贴。这一政策是合理的。在电力市场化的环境中, 这一原则是不能改变的。为此, 本文建议:尽管让大用户直购电交易自行定价了, 但仍然应承担居民和农业用电的交叉补贴。应由政府核定应补贴的总量, 大用户按照交易量的大小均衡承担交叉补贴。

3.9 逐步推进输电资源的市场化定价

大用户直购电实现了供需双方的市场化定价, 但输配电价格仍然由政府监管核定定价。这种两头市场化、中间非市场化的定价方式, 在输配电资源稀缺的情况下, 必然产生获取这一稀缺资源的矛盾, 阻塞管理需要公平公正的市场规则。为此, 本文建议:应逐步推进输电稀缺资源的市场化定价。当某一个输电断面出现紧张、需要采取阻塞管理时, 应组织市场竞价获取这一稀缺的资源, 避免稀缺资源分配的随意性和人为干预;采用价高者得的市场原则, 确保分配的公平性。事实上, 国外的输电权市场正是一种实现输电资源市场化定价的方法[23]。输电资源市场化定价并不影响电网企业非盈利垄断经营的模式, 电网公司的收入受到政府的监管, 由政府核定电网公司的准许收入。对紧张的输电资源, 通过竞争获得收益;对准许收入减去上述收益后的成本, 再根据所有直购电交易利用电网资源的程度公平地进行分摊。

4 结语

建设大用户直购电交易市场是中国的电力资源配置方式由计划管制模式转变为市场模式的重要突破, 将有效地提升电力资源优化配置的水平, 为推进智能电网建设提供制度保障, 确保电力工业可持续发展。本文的主要结论如下。

1) 大用户直购电实现了竞价上网与竞价购电并举, 将全面提升电力资源优化配置水平;大用户直购电交易实现了分散决策与自我平衡;大用户直购电实现了买卖双方的直接互动, 是智能电网期待的制度安排;用户直购电交易形成了以需求为导向的电力电量流, 能够有效、科学地引导电网规划。

2) 在大用户直购电交易模式下, 发电调度计划的制定将由集中决策向分散决策转变, 市场逐利的行为可能产生预想不到的电网运行方式。直购电减少了电网调度的空间, 需要重新考虑直购电方式下电网调度如何组织实时平衡和辅助服务。这些问题应通过扩大市场化的办法解决。

3) 电力市场制度设计应遵循“激励相容”原理;顶层设计, 循序渐进, 确保新的机制能够与旧的机制平滑过渡;应充分考虑电力商品的特殊性, 实现电网运行的物理规律与经济规律的完美结合;确保可持续不断地开展帕累托改进和市场交易的公平性。

4) 本文提出了大用户直购电制度的机制创新。以直接交易电量不纳入“三公”电量为激励机制, 提升大用户直购电市场的交易量;以基于电子平台的双边交易方式, 规避中国产权制度非市场化可能产生的非理性交易;建设基于时段电量交易的二级市场, 为市场成员提供风险规避的机会和帕累托改进的空间;采用基于日前交割曲线的大用户交易金融结算方式, 规避中长期合同对未来预测误差而产生的交割风险, 有利于提升交割的精准性和市场的有序性。

5) 本文还提出了加快建立现货市场体系、制定合理的输配电价、处理好交叉补贴问题、输电资源市场化等相关建议。

直购电交易 篇2

来源：

财讯网 时间：

2011-07-28 09:55

[世华财讯]电力体制改革再次抵达关键时点，新任国家电监会主席吴新雄21日举行了履新后与电监系统官员的首次会面。他在讲话中透露了推进电力体制改革的一些纲领性思路。

据21世纪经济报道7月22日报道，电力体制改革再次抵达关键时点。

本报记者获悉，新任国家电监会主席吴新雄7月21日举行了履新后与电监系统官员的首次会面。他在讲话中透露了推进电力体制改革的一些纲领性思路。

国家电监会当天召开系统内干部大会。6大区域电监局、12个省和自治区电监办负责人悉数到会。

吴新雄在会上发表讲话认为，“解决电力发展中遇到的矛盾和问题，根本之策在于深化电力体制改革”。他表示，要重启大用户直购电试点，并争取今年底前有重大进展。

关于优化电力调度监管，他要求电监会相关部门在年底前拿出方案。

针对各界争议的特高压交直流线路建设问题，吴新雄希望电监会“要提出独立的监管意见”。

在电力体制改革2002年2月启动之际，中国电监会应运而生。但在之后的9年间，电力改革陷于僵局，电监会的作为也一直乏善可陈。被外界评论为“无权可监、无力可监、无法可监、无市可监”。现在，电监系统上下都期待这一局面能在吴新雄手中终结。

知情人士称，吴新雄自6月2日履新电监会主席，一个多月来先后普见中央高层主要领导，汇报电力监管工作，争取得到更大支持。“这是前三任主席所没有过的。如果缺少国家高层强力支持和推动，电改和电力市场建设不会有大的进展。”

再造电监会：“有作为才有地位”

中国电监会一直是电力体制改革的积极倡导者。但它在电力行业监管、电力市场建设中，被认为一直未能确立权威地位。外界评论电监会职权有限，“无权可监、无力可监”。

对于电监会如何改造自身，树立权威，吴新雄在7月21日的讲话中主张：“电监会要发挥专业优势，分析研究事关全局的电力科学发展重大问题，增强电力监管的主动性、针对性和前瞻性，提高电力监管领域权威性。”

为此，吴新雄在讲话中向电监会系统下达了一连串的“重点研究”任务，这包括：

——研究分析我国经济社会发展对电力需求，针对迎峰度夏、迎峰度冬和重大保电活动，加强电力预测预警分析。

——研究分析煤电基地建设、电源点布局、电网配套建设。

——对电煤生产、运输和发电、输电等环节的成本以及各种收费进行分析，提出化解煤电矛盾、促进电力企业健康发展的监管意见。

——加强电力结构分析研究，对风能、太阳能等新能源发电的安全性、可靠性、合理性提出监管意见。——加强风电、光伏发电并网安全监管，防止大规模脱网事故发生。

在“十二五”电力规划中，国家电网公司大力推崇特高压交直流线路建设。对此，吴新雄在讲话中表示，希望电监会“提出独立的监管意见，对特高压输电项目进行点对点、点对网、网对网等方式的可靠性、安全性和经济性综合分析”。

“据我们所知，目前中央高层尚未对特高压问题定调，一切还在研究论证阶段。在这样的背景下，吴主席希望电监会发挥专业优势，为特高压建设出谋划策，同时提高自身的影响力。”一位21日与会的电监会官员向记者解释说。

“你的理，我的理，促进电力事业科学发展是硬道理。

“你的权，我的权，不认真履职就没有权。有作为才有地位，有贡献才有价值。” 吴新雄在21日讲话中用了这一句类似楹联的话，来概括他对电监会如何在改革中真正发挥作用的理解。

市场化交易：重启直购电试点

吴新雄21日讲话的另一个引人注目之处，是提出“要积极务实推进大用户直购电试点”。

近年来，电监会力推大用户直接交易、电力多边交易、跨省区电能交易、发电权交易。电监会希望建立大用户与发电企业直接交易市场化平台，建立双向谈判的机制，打破电网公司的垄断。

电监会新掌门就职演说 欲重启直购电试点

但此举并未得到国家发改委认可。2010年5月，内蒙古电力多边交易市场高调启动。但运行3个月后被发改委叫停。

2010年6月，国家发改委批复浙江、江苏、重庆三省市大用户直接交易试点的输配电价。之后，三省市直购电方案上报国家发改委、国家电监会等部门，但至今仍未获批。

知情人士介绍，发改委对大用户直接交易的意见是：“高耗能企业直接交易不利于节能减排，对于非直接交易企业不公平。

按照现行交易规则，参与直购电试点的省市，需要向电监会、发展改革委和能源局报送电力用户与发电企业直接交易试点方案和参与直接交易的具体对象，经三部门批准后方可正式开展电力用户与发电企业直接交易。

吴新雄21日讲话中对此的表态是：“要按照国家产业政策要求，坚持同行业公平竞争原则，主动与有关部门加强合作协调，在高新技术比重较大以及其他条件具备的地区积极推进大用户直购电试点。”

他将大用户直购电试点作为当前和今后一段时期的重点，并要求电监会市场部、价财部具体负责，“今年底前争取有重大进展”。

电力调度优化：“年底前拿出意见”

在电力调度优化方面，吴新雄也希望电监会能够争取更多主动权。他要求电改办、市场部、输电部具体负责，今年底前就此问题拿出意见。

目前，国家电网掌握电力调度和分配。发电企业合同量多由政府调控，电网企业具体组织签订，电力调度交易机构负责实施。

地方政府在制定电量预期调控目标时采用“大锅饭”式分配方法。发电企业只有生产产品的权利，没有对产品进行自主定价、分配和销售的权利，不能根据企业经营情况，机组状况、能耗和排放水平自主安排生产。

“电厂只能按照固定电量和发电小时数生产，完全没有按照市场规律行事。”一位电力市场专家举例说，比如在跨省（区）电能交易的市场中。

电监会试图打破电网统配统销的做法。吴新雄在21日讲话中表示：“要积极推进电力公平交易，加强跨省区电力交易平台建设，完善相关交易规则，提出优化电力调度监管意见。”

但一位电改专家向记者评价说，调度机制的改革争议很大，很难撼动。“发改委在《2011年深化经济体制改革重点工作意见（征求意见稿）》中提出‘设立独立的电力调度和交易结算机构’，但最后的文本没有体现。”

处于艰难和僵局中的改革，不止受阻于电力调度这一个环节。

2002年2月开启的“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大改革，在原国家电力公司被拆分为后，8年间再未见明显进展。

2003年国务院重组电力体制改革领导小组，组长由时任国家发改委主任马凯担任。2008年马凯赴任国务院秘书长后，电改小组组长空缺至今。

“按照国务院安排，电改小组由发改委牵头。电改小组办公室虽设在电监会，但没有权限直接向国务院汇报。”一位接近电改小组的人士告诉记者。

在吴新雄上任前夕，今年5月底，国务院批转国家发改委《2011年深化经济体制改革重点工作意见》，提出“加快输配电价改革，稳步开展电力输配分开试点，探索输配分开的有效实现形式”。

但截至目前，据了解，输配分开试点尚未启动。在此节点上执掌国家电监会的吴新雄，被赞同电力改革的各方寄予期待，希望他能取得国家高层支持，打破改革的胶着状态。

不少21日与会的电监官员都复述起吴新雄当天讲话中的一些辞句——“说了算，定了干，干就要干好”、“空谈误人、误己、误发展，实干兴电、兴国、兴事业”。

“这些话鼓舞士气，让人振奋。” 一位与会官员评价说，“他（吴新雄）是一位实干家，有干事创业的激情，雷厉风行，希望他能改变目前的局面。”

直购电交易 篇3

随着我国电力工业市场化改革的不断深入, 大用户直购电交易已成为我国电力改革的必然趋势。从2002年开始, 国内电力市场开始走向改革, 其改革不断深入, 而且有了较大程度的深化。在早期试点之中, 大用户直购电是改革的一个重要目标。经历了前期的试点之后, 2009年, 大用户直购电成为了国务院电力体制改革中的施行内容, 是电力市场改革中最重要的内容之一。

现各地区发电企业所执行的大用户直购电是根据国发[2002]5号文的第22条开展的, 上述文件为国务院批准执行的电力体制改革方案。该条文即“于具备相应条件的地区, 展开从发电企业直接向大用电量或者需要高电压等级的用电网与用户, 试点直接供电。该直购电电价是由用户和发电企业共同协商决定的, 需执行国家规定的相关输配电价格。”[1]

通过推动发电企业为大用户直接输送电力, 以帮助电力市场的进一步完善, 而且这种引入竞争的方式对于迫使电网放弃垄断是有利的, 对于分离输送与配送两个环节是有益的, 促使更高效的输配电企业成本规则的形成, 从而推动电价管理制度的科学化、透明化与规范化。

1 电力市场建设现状与改革目的

1.1 电力市场建设现状

2004年以来, 国内电力体制革新进入到深水区。新成立的发电侧五大集团, 使得发电市场垄断被打破;国家电力公司已经消失, 随之而诞生的是南方电网公司与国家电网公司, 输电与发电的职能与利益关系已经发生了转变。当下, 一系列的区域电网企业已挂牌成立, 例如华北电网公司、华东电网公司等;与此同时, 改组省级电网公司的工作正在有条不紊地开展。改革按照预定方案进行, 省级电力公司同电力建设企业正处于脱离状态, 分别进入市场参与竞争, 伴随着国民经济规模的扩增, 以满足电力的需求。可以预想的是, 这其中蕴含着一股电力建设高潮, 电力建设改制可能会受此影响, 改制的步伐必然会被阻滞[2]。

电力市场原有的垄断状况正在土崩瓦解, 新市场的格局雏形尚未形成。国内电力建设市场正处于一个新旧更替的时代, 其中伴随着市场中新鲜的气息, 仍可闻到一丝计划经济的霉味。可以说, 国内电力市场正处于质变的关键节点, 也是体制改革的敏感时期。虽然此阶段尚且平静, 但是这有可能就是暴风雨到来的前夕。将来电力企业将会有着何种地位, 这就要看是否能够重振电力市场化改革的信心。

目前发电侧竞争市场初步建立, 开展竞争上网 (离竞价上网还有距离) 。输配分开是一项复杂而且需花费较长时间的改革, 在目前输配分开难以加速的情况下, 可以在售电侧, 通过引入大用户直购试点, 探索售电侧市场建立的过程, 为最终建立售电侧竞争市场做好准备。

国际上有关国家在建立售电侧市场的过程中, 也是首先从大用户开始放开用户选择权, 然后逐步向中小用户放开的。

1.2 电力市场改革目的

目前我国改革开放处于深化时期, 而且国际经济形势也处于多变态势。国内电力行业应该改变思路, 积极地参与到经济全球化的进程中。为了顺利融入到国际化进程中, 进行相应的电力体制改革深化是必须的。

由于我国生产水平远远落后于发达国家, 应该健全相应的法律体系以打造一个竞争力强的电力行业市场。这种可持续性的变革能够促进电力行业的现代化、社会化与市场化, 从而充分满足社会与经济发展的需求。在这其中, 应该优化能源的配置, 从而解决中国长远的能源发展难题, 破除这种不均衡性, 提升能源效能。在国民经济中, 电力行业是最基础的产业之一, 也有着公益事业属性, 同时更是其他行业的物质技术基础。为了提升国家的整体经济竞争力, 拉升国际竞争力, 就应该提高电力企业的管理水平, 提升其整体效率。直接手段就是提升服务质量, 推动电价的下调。基本的体制改革目标应该囊括以下四点, 即创新电力企业制度, 保证国有经济在控制电力行业上有足够能量;维持其可持续性, 以满足国民经济需求;科学优化电力资源配置, 让能源综合利用效率提升上去;以竞争的手段促使其提升服务质量, 降低电价, 提高其国际竞争力[3]。

2 大用户直购电交易的定义

近年来, 国内电力市场改革从发电侧着眼, 例如试点竞价上网、厂网分离之类;这些工作虽有起色, 但是并未对用电侧予以放开, 用户参与积极性不高, 无法达到预期效果。国外电力行业也有类似的改革, 其电力市场之改革中, 用户为推动其进展的基础动力。为了增加其选择权, 采取大用户直购电的方式可以帮助打破行业垄断, 促进竞争, 提高效率。

在竞价上网与厂网分开的基础上, 大用户直购电是指大用户同供电企业与发电企业进行协商, 双方直接签订售购电合同。还有另一种方式, 即电力是通过电力市场来购入的, 属于一种特殊电力购销交易行为。即电厂和终端购电大用户之间通过直接交易的形式对购电价格与用电量进行协商, 其后按照协议委托选取电网企业输配至用户。大用户直购电不仅在大用户的购电行为中加入了用户选择权, 而且在售电侧引入了竞争, 打破原有的交易模式来消除垄断。

3 大用户直购电的提出背景及其在国外的应用

3.1 大用户直购电的提出背景

在原来的交易模式之中, 发电企业只能将电力卖给电网公司, 而用电客户只能从电网公司获得电力。由于电能有自己的属性, 即实时消费与无法储存性。所以, 发电商无法于电力过剩的时候将其大规模存储, 于电能短缺时再次将其释放出来, 将利益最大化。另一方面, 在现代生活与生产之中, 电能无处不在, 人们已经无法离开电力。然而在原有的电力管理模式中, 消费者却没有权力来选择供电商, 也阻碍了发电企业试图通过选择供电客户来实现利益最大化的尝试。

让发电商与用户直接碰面进行交易, 当然如果有需要还可通过电力经纪人以及售电商进行交易。不论是哪种状况, 大用户直购电这一情况的出现是都无法避免的。

2002年, 国务院推出的电力体制改革方案的主要任务就包括了大用户直购电。然而该改革推行情况不佳, 因为牵扯了太多问题。就在2004年的4月份, 国家发改委与国家电监会制定了《电力用户向发电企业直购电试点暂行办法》, 将该项工作提上了日程。在一年后, 吉林省电力有限公司、吉林龙华热电股份有限公司同吉林碳素有限责任公司签订了相关合同, 正式开启了发电企业直接向电力用户供电的历史。该类试点不断扩大, 电监会正在接收到越来越多的试点申请[4]。

3.2 大用户直购电在国外的应用及取得的成绩

20世纪90年代以来, 西方国家开始掀起改革电力市场的浪潮。该浪潮主要涉及到三方面, 即发电侧竞争市场的建立、售电侧市场的开放以及在政府监管之下平等开放电网。放开售电侧市场的主要目的为放开用户选择权。各国在改革过程中, 按照用户用电电压等级和用电容量的不同, 分阶段放开了用户的选择权。例如: (1) 欧盟分别在1997年和2000年对最大用电量超过4000万k Wh和900万k Wh的用户开放市场。到了2003年, 这一标准被降至90万k Wh。 (2) 在亚洲, 对电力管制进行放松的最早当属日本。用电容量超过2000千瓦和电压超过20千伏的用户可以自由选择电力公司购入电能。用户的交易对象可以是本地电网企业、发电企业以及其他地区的电网企业。从2004年4月份开始, 用户用电容量超过500千瓦、电压超过20千伏就可自由购电;2005年4月以后, 用电容量超过50k W、电压6k V以上的用户可以自由购电;2007年, 开始对全部用户开放电力自由零售业务。 (3) 新加坡于2001年7月开始, 大用户可以自由选择电力零售商。2003年, 第一、二批用户可自由选择电力零售商, 2004年, 所有用户都能选择电力零售商[5]。

依据国际上电力市场改革的经验, 发现大用户直购电往往是在电力充裕的情况下进行, 能够推动电价下降, 从而降低产品成本, 这也可推动电力企业强化管理, 提升效率, 达到最优化资源配置的目的。

4 开展大用户直接购电交易的目的

开展大用户直购电交易是国内电力市场改革的一项重要内容, 也是放开售电侧市场, 打造多方参与市场竞争的电力市场结构的主要环节。其能够起到对电力市场竞争进行改进的作用, 打造一个竞争充分的市场, 在促使电力交易模式多样化的基础上, 使得合理电价机制得以形成。这种改革意义深远, 对于探索电力法律法规是有益的, 为今后的政策制定提供经验[6]。

在推动大用户直购电交易中, 现实意义最重大的就是如何设计竞价交易机制。该项工作事关电力系统能否安全稳定运行, 是影响市场运营效率的最大因素之一, 新购电模式需要被在当前电力市场环境下设置出来。开展大用户直接购电目的可以归纳以下几点:

4.1.1促进多个市场买方主体的形成

(1) 打破单一购买市场格局, 打破电网垄断;

(2) 赋予大用户在市场上选择发电商或售电商的权力;

(3) 提供发电商直接参与销售市场的竞争平台;

(4) 逐步建立双边交易机制, 形成完整的市场体系。

4.1.2促进合理的电价形成机制

把综合电价通过市场, 分解形成透明的几个组成部分:上网电价、输电价、配电价、销售价 (批发和零售) 。

4.1.3促进合理市场交易机制的形成

让用户和发电商直接参与市场竞争, 增强市场机制调节电力供需关系和合理价格能力, 促进用户优化、节约用电实现市场优化配置资源。

5 大用户直购电交易是电力市场建设发展的必然趋势

在电力行业引入竞争机制, 经营上予以开放, 这是一股世界性的洪流。虽然不同国家有着不同的途径和政策, 但是趋向性明显, 即发电企业都可以平等使用输电网络;发电侧为竞价上网, 新发电企业可以进入到其中;消费者可自由选择售电服务企业, 而发电企业也有了选择售电方的自由;行业管制出现松动, 管制目标、手段和内容更加多元化。

日法英等国在售电竞争市场中, 采取的衡量标准为用电规模与电压等级, 采用渐进策略:改革开始阶段允许大用户选择供电商;随后中型电力用户可以自由选择, 最后普通电力用户也获得了自由选择的权力。这些都保障了市场竞争充分进行。

纵观国际电力发展的大趋势, 我们可以发现以下几点:第一, 发输配一体化正在被逆转, 三者正在被分离, 这是对经营管理体制进行革新;第二, 因为输配环节具有自然垄断的因素, 所以需要由政府予以监管定价, 这是市场运行机制上的革新;第三, 放松对售电和发电环节的管制, 引入竞争因素, 在“三公”的原则下以供求关系作为基础, 建立新型的价格形成机制和市场运行机制。于该点意义可以说, 逐步放开用户直购选择权, 开展售电侧竞争, 是世界对电力市场进行革新的大趋势, 是建立电力市场经济体制的一个重要组成部分[7]。

目前我国实行大用户直购电交易, 是电力市场建设发展的必然趋势, 表现在以下4个方面:

第一, 大用户开始关注买电的选择权, 其市场意识正在增加。当下, 大用户目录电价无法反映真正的供电成本, 因为该领域存在着杂乱的交叉电价补贴。大用户为了降低交叉补贴, 非常期望能够直购电, 从而获得降价空间, 进而降低生产成本, 以达到提高其市场竞争力的目的。

第二, 发电企业对于电价机制是有所期望的, 即其可高效调节供求关系。国内经济正在经历起伏, 电力供求状况也不断变化。发电企业期望可以进入调节电价的环节中来, 以便于根据供求来调整自身电价。于供大于求的情况下, 为了达到扩大销售的目的, 可以降低电价, 从而提升机组的利用率, 对供求关系予以调整。

第三, 大用户对于直购电需求旺盛, 自备电厂将会成为历史。国内大量大用户为了降低生产成本, 自己建立了电厂。不过这些电厂问题多多, 如能源利用率非常低, 发电机组容量不足, 往往存在环境污染。在当前背景下, 直购电的出现将会引发自备电厂倒闭的浪潮。在当前, 人们对于环境污染的容忍程度越来越小, 自备电厂所受到的指责越来越多, 其关停也是生态建设的要求之一。

第四, 开放输电环节, 为直购电留出足够空间。于电力系统中, 分离厂网, 竞争的引入, 同时一系列区域性的大规模输电网络正在建设中, 区域电网的完善很快就得以实现。基于这一背景, 输电网络的公用性这一特点将会被突显, 提供了用户同电厂之间进行双向选择的技术平台。

6 实行大用户直购电的意义

(1) 大用户直购电有助于降低大型用电企业成本, 增强大型工业企业活力。电力供应紧张时, 大用户可以通过协商支付相对较高的电价来获得稳定的电力供应, 以避免缺电而影响生产。在电力供应相对过剩的情况下, 大用户可以通过协商获得比过去价格更低的电力供应。即使是在一般情况下, 大用户也可以通过比较, 选择价格相对较低的电力来购买和使用。这在一定程度上降低了电价, 减少了用电成本, 有利于提高大型工业企业产品的市场竞争力, 增强大型工业企业的发展活力[8]。

(2) 大用户直购电有益于改善发电企业经营状况, 化解有关企业之间的矛盾。由于可以直接向大用户供电, 发电企业可以根据自己的成本、边际利润来合理报价, 把握量与价的最优决策。发电企业可以优化生产管理, 提高绩效。通过协商确定直购电价格, 发电企业的成本可获得下游企业的合理分担, 有利于化解煤、电企业之间的矛盾。此外, 在目前发电设备利用小时偏低的背景下, 发电企业还可以通过优惠电价来激励直购电用户的电力需求, 以提高设备利用小时和销售收入, 进而提高企业效益。

(3) 大用户直购电有利于促进电力行业的节能减排, 促进电源结构的合理调整。在直购电情况下, 大容量、低能耗、低成本的发电机组比单机容量小、能耗高、成本高的机组更具有竞争力, 能获得更多的发电机会, 从而更有利于电力行业的节能减排, 有利于整个电力行业效率和效益的提升。同时, 具有一定规模的水电机组可以与火电机组一样参与直供电, 可以一起谈判议价竞争售电。由于水电的成本具有比火电更加明显的竞争优势, 将会有力刺激水电的积极发展, 促进电源结构的合理调整。

(4) 大用户直购电有益于完善电价形成机制, 推进电力体制改革。现行电价均由政府核定, 不仅无法及时反映电力生产成本及电力供需关系的变化, 而且限制了电力用户选择供电商的权利, 也限制了发电企业基于更大利益原则选择电力用户的权利。此次试点工作的一个重要突破, 就是单独提出并确定了输配电价, 发电方和用电方可以在此基础上自主协商, 自由报价和定价, 使电价的确定减弱了政府主导, 加入了更多的市场因素, 有益于建立健全电力市场的运行机制, 形成科学合理的电价机制[8]。

7 目前我国实行大用户直购电交易在技术方面的要求

国内现有试点工作和国外已有实践成果均表明, 大用户直接交易有利于促进市场多个买方主体的出现, 从而构建多买方——多卖方的市场竞争格局, 加快竞争性市场的建设步伐;有利于发挥价格对市场供需的引导性作用, 及时反映市场的真实需求。但它也暴露出我国推进这项工作亟需解决电价中的交叉补贴、辅助服务的合理补偿与分摊节能减排目标冲突三大问题[9]。因此, 目前大范围开展直接交易的技术支持条件并不完备。虽然各省初步建立了以地市供电公司为核心的营销技术支持系统, 实现了电能信息采集与监控、抄表管理、电量电费管理等功能, 远程自动抄表技术也得到较为广泛的应用。但是, 这些系统的主要功能仅包括市场营销与供电管理, 大多数地区实行大用户直购电交易, 在技术方面需要做到以下几点:

(1) 建立符合电力市场运营要求的技术支持系统, 建立通畅的信息交易平台, 具备分时电表等计量手段。

(2) 市场准入是实施大用户直购电最为重要的基础和前提。从国外经验来看, 放开电力用户的选择权是一个由高到低、由严到宽、逐步放开的过程。借鉴国外做法, 我国初期的准入条件为:电力用户为用电电压等级在110千伏 (66千伏) 及以上、符合国家产业政策的大型工业用户, 初步估算用电量约占全国销售电量的20%左右, 在试点阶段, 这个电量规模比较适中。发电企业为2004年及以后投产的, 符合国家有关政策要求的火力、水力发电机组。火电机组原则上为单机容量30万千瓦及以上的机组, 水电机组原则上为单机容量10万千瓦及以上的机组。根据试点工作进展情况, 逐步放宽市场主体准入条件, 这为下一步扩大用户和发电企业的准入, 增加试点电量的规模, 增强市场竞争的力度留下了空间。

(3) 输电通道。按照国家文件明确, 一是电网要公平开放, 公正地向直接交易双方提供输配电服务;二是交易过程存在堵塞时, 按提交直接交易合同的先后顺序安排输电通道;三是大用户向发电企业直接购电, 一般通过现有公用电网线路实现, 即采用““过网直供”方式。大用户已有自备电力线路并符合国家有关规定的, 也可用于输送直接交易的电力。基于对电力系统安全可靠运行及技术支持方面的认识, 我国大用户直供电应选择“过网直供”方式, 这样既有利于提高大用户直供电的可靠性, 也有利于电网安全稳定运营和“统一规划、统一建设、统一调度、统一管理”的优化电网建设要求。

8 结束语

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。大用户直购电的试点打破了原有的电力、电量、电价平衡机制, 改变了现有利益格局, 对用电企业、发电企业及电网企业等各参与方将产生了重大而深远的影响。

参考文献

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[7]赵建平.电力市场环境下大用户直购电管理模式及实施方案研究[D].北京:华北电力大学, 2008.

[8]张安华.推进直购电试点意义重大[N].中国能源报.2009-7-20.

直购电交易 篇4

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