电价模型（共8篇）
电价模型 篇1
目前风电设备价格下降, 价格为3500元/千瓦左右, 相比2009年的8000元/千瓦下降了一半以上;风电厂平均综合造价进一步下降到7000元/k W, 直接导致了风电上网电价的降低。但由于风电产业的发展起步不久, 许多先进的技术设备依赖向外国进口, 相应开发利用成本比较高, 风电上网电价仍高于煤电和水电的上网电价, 并且差价 (尤其是与火电的差价) 较大[1]。我国目前不同类型能源发电上网电价的比较见表1所示。
一、影响风电价格的因素
风能资源条件 (主要是风速及其稳定性) 是决定风电场发电量最基本的因素, 而发电量对风电价格有着不可忽视的作用。如表2所示, 一般地, 随着发电量的增加, 电价将同步下降。表1
图1为美国某个风电项目初始成本分解图 (图中其它成本包括风力资源评估、征用土地、办理并网手续等费用) , 此外, 我国风电的弃风严重增加了隐性成本, 现有风电设备很多都出了保修期, 维护成本越来越大。
市场因素对于电价有重要影响。 (1) 消费需求状况, 消费市场规模与生产成本和电价之间存在密切关系, 一般来说只有当风电行业存在一个不断扩大且日趋稳定的消费市场时, 风电价格才能趋于稳定; (2) 融资条件, 风力发电项目属于典型利用财务杠杆效率的投资项目, 风电项目投资金额大、风险大, 风电场建设融资一直受到银行的限制, 风电项目的长期优惠贷款资金更是少之又少。
二、风电电价的测算
1、风电上网电价测算
风力发电机组的上网电价由如下因素构成:发电成本、税金、税后利润。要鼓励风力发电的发展, 应保证风力发电项目投资的合理利润。基于风电的发展需求, 风电上网电价的制定应依据国家现行规范规定的风力发电项目利润水平的主要标准, 工程造价条件必须严格控制, 以风力发电项目现阶段的合理利润, 全部投资的内部收益率 (IRR) 10%进行计算。以下是相关的公式:
上网电价=发电成本+税金+税后利润;
发电成本=折旧费+摊消费+维修费+工资及福利费+保险费+材料费+其他费用+利息;
税金=增值税+教育附加+城市建设维护费+所得税;
增值税=售电收入×8.5%
教育附加+城市建设维护费=增值税×8% (教育附加×3%、城市建设维护费5%)
所得税= (售电收入-发电成本-增值税及附加税金) ×33% (西部地区可享受“二免三减半”的优惠政策) ;
税后利润=售电收入-发电成本-税金
2. 风电输配电价测算
输配电价是指电网经营企业提供接入系统、联网电能输送和销售服务的价格总称, 是电力部门内部之间的结算或交易的价格。它指销售电价中包含的输配电成本, 省电网公司的收入来自于向电力用户售电的收入与向发电公司买电的费用之差, 这就是实际的输配电价。
本文采用部分按电量分摊, 部分按容量分摊, 公式如下:
3、风电销售电价测算
我国销售电价可分为四个部分, 分别是购电成本输配、电损耗、输配电价及政府性基金。由此可得, 销售电价的基本计算式为:
式中, PS代表销售电价;PC代表购电成本, PW代表输配电损耗, PD代表输配电价, GF代表政府性基金, △L代表线损率。
为了建立风电就近消纳销售电价的定价模型, 假设PWC为风电就近消纳的购电成本, PWD为风电就近输送的输配电电价 (含线损) , GWF为风电就近的消纳政府性基金。若电力消费用户可以选择消纳电能的类型, 就消纳用户来说, 只有风电销售电价尽可能低, 至少要跟其他类型的电能电价持平或更低, 用户才可能选择消纳风电。以降低销售电价为目标, 从用户角度建立大规模风电就近消纳的模型为:
对于风电就地消纳可以采用“直售制”, 此时风电的输配电价可以取到最低, 即。但是实际情况下不可能获得最优解的情况, 参考地区其他传统电价的平均水平, 制定的电价只要不低于平均水平就可以保证可观的利润。
三、降低江苏风电电价的对策和建议
第一, 完善风电场的选址、建设与管理。影响风电价格的关键因素是风能资源, 因此在进行风电发电设备的制造过程中, 选择一个广阔的可用空间并同时具备良好的风力来源, 充足的风量等是必不可少的。
第二, 提高企业的技术创新能力。我国正处于风电产业的起步阶段, 需求旺盛, 导致国内许多风电设备价格居高不下, 大多核心设备仍依赖进口, 成本较高。鉴于此状, 风电设备制造企业的技术创新能力应该得到重视。
第三, 利用延长产业链共用资源减少损耗。风力发电与火力发电互补使用, 可以实行联产, 增加风电需求。这样做有两个优点: (1) 由于联产降低了用电热水的税率, 当电站的电力有余时, 也就降低以电力加热水的成本; (2) 在现有电价基础上细化, 促使风电在冬半年的使用率提高。
综上所述, 降低风电电价成本主要应采用以下措施: (1) 应努力改进设计制造风机的技术, 降低相关设备的进口率, 以降低风能发电的成本; (2) 国家应从环境效益、税收效益和社会效益上向风电倾斜, 通过减免增值税、所得税, 提供贴息和优惠贷款利息等等方法来降低发电成本。
参考文献
[1]杜谦, 郗小林.加快我国风电产业发展的对策建设[J].中国软科学, 2001, (10) :9~14.
[2]朱柯丁, 宋艺航, 谭忠富, 张会娟.中国风电并网现状及风电节能减排效益分析[J].中国电力, 2011 (6) :67~77.
[3]谢宏文, 易跃春.降低我国风电上网电价的方案探讨[J].国际电力, 2004, 8 (6) :23~25.
电价模型 篇2
《电力法》第三十三条规定“供电企业应当按照国家核准的电价和用电计量装置的记录，向用户计收电费。„„”
电价按其用电性质不同分为几种：居民生活用电、一般工商业及其他电价、大工业电价、农业电价„„
在计算电费时，分单一制电价、两部制电价和功率因数调整电费。
什么是单一制电价？
单一制电价是指电费计算与客户用电设备容量大小、用电时间无关，只根据客户用电量多少计算电费的一种电价制度。
在计算单一制电价问题时需要知道客户的电量及其适用的电价。另需要注意电表的倍率，即电表本身乘率、配备的电流互感器和电压互感器。
倍率是间接式计量电能表所配电流互感器、电压互感器变比的乘积。例题：
某居民客户，上个月的抄表表示数为894，本月抄表表示数为1055，问本月电费是多少钱？(现行居民电价0.51元/千瓦时)答：电量：1055－894＝161 电费：161×0.51＝82.11元
某居民客户，5月5日抄表表示数为000894，5月19日客户家电表出现异常，换了新表，原表撤回表示数为000957，新表表底数为000001，6月5日抄表表示数为000136，问客户本月电量，电费。
答：
电量：957－894＝63 136－1＝135 135＋63＝198 电费：略 例题2：
某钢厂，高压侧计量，用电设备容量20000kVA，电流互感器变比为400/5，电压互感器变比为10000/100，上个月抄见有功峰示数为01588，平为01328，谷为00988，无功示数为02888；本月抄见有功峰示数为01798，平为01528，谷为01138，无功示数为03088，求该户倍率及本月总有功电量、总无功电量是多少？ 答：
倍率：400/5×10000/100＝8000 有功峰：1798－1588＝210 210×8000＝1680000kWH 平：1528－1328＝200 200×8000＝1600000kWH 谷：1138－988＝150 150×8000＝1200000kWH 总有功电量：
1680000＋1600000＋1200000＝4480000kWH 无 功：3088－2888＝200 200×8000＝1600000kWH 什么是两部制电价？
两部制电价就是将电价分为两个部分，一部分是以客户接入系统的用电容量或需量计算的基本电价；另一部分是以客户计费电能表所计的电量来计算电费的电量电价。
两部制电价的应用范围： 大工业用户执行两部制电价。
即：凡以电为原动力，或以电冶炼、烘焙、融焊、电解、电化的一切工业生产，受电变压器总容量在320（315）千伏安及以上者，以及符合上述容量规定的下列用电：
(1）机关、部队、学校及学术研究、试验等单位的附属工厂（凡以学生参加劳动实习为主的校办工厂除外），有产品生产并纳入国家计划，或对外承受生产及修理业务的用电；
（2）铁道（包括地下铁道）、航运、电车、电讯、下水道、建筑部门及部队等单位所属修理工厂的用电；
（3）自来水厂用电；
（4）工业试验用电；
（5）照相制版、工业水银灯用电；
（6）电气化铁路用电，其基本电费以牵引变电站为计费单位。
基本电费的相关规定：
1、基本电费可按变压器容量计算，也可按最大需量计算。在不影响电网安全经济运行的前提下，经供用电双方充分协商后，由用户自行选择，但在1年之内应保持不变。
2、基本电费以月计算，但新装、增容、变更与终止用电当月的基本电费，可按实用天数(日用电不足24小时的，按一天计算)每日按全月基本电费的三十分之一计算。事故停电、检修停电、计划限电不扣减基本电费。
基本电费=变压器容量（或最大需量）×基本电价 例题：
某工厂用电容量320kVA，求4月份工厂应交纳的基本电费？(基本电价22元/kVA·月)答： 320×22＝7040元
某工厂原有容量320kVA，因生产规模扩大，于4月8日增容到560kVA，求4月份工厂应交纳的基本电费？
答：算法1：320×22＋(560－320)×22×23/30＝11088元
算法2：320×22×7/30＋560×22×23/30＝11088元
某大工业客户原有容量630kVA，4月14日减容到400kVA，求4月份应收的基本电费？
答：算法1： 400×22＋(630－400)×22×14/30 ＝11161.33 算法2： 630×22×14/30＋400×22×16/30 ＝11161.33
功率因数调整电费
什么是功率因数调整电费？
当客户实际用电功率因数高于或低于规定标准值时，以电度电费、基本电费为基数，按规定比例进行增（罚），减（奖）调整的电费称为功率因数调整电费。收取功率因数调整电费的文件依据？
根据国家物价局，水电部（83）水电财字215号文件规定的功率因数调整电费办法及黑龙江省电力工业局黑电财、农、用字第55号《关于实行功率因数调整电费办法的补充规定的通知》规定：对于100千伏安及以上的客户从1985年1月1日起，执行功率因数调整电费。非居民照明用电和居民生活用电不参与功率因数调整电费计算。满足功率因数调整电费条件的客户，如其居民生活用电量超过其总用电量的40%，暂不执行功率因数调整电费。功率因数标准是如何规定的？
1、功率因数标准0.9适用于160千伏安及以上的高压供电工业客户（包括社队工业客户）。装有带负荷调整电压装置的高压供电的电力客户和3200千伏安及以上的高压供电电力排灌站；
2、功率因数0.85适用于100千伏安（千瓦）及以上的其他工业，100千伏安（千瓦）及以上的电力排灌站；
3、功率因数0.80适用于100千伏安（千瓦）及以上的农业客户和趸售客户。但大工业客户未划由电业局直接管理的趸售客户，功率因数标准为0.85； 4、100kVA(kW)及以上的商业用电功率因数执行标准为0.85。例题
之前例题，总有功电量44800000kWH，总无功电量1600000kvarH，求功率因数？
答： 有功 √有功²＋无功² ＝0.999
峰谷平时段
什么样的客户执行峰谷分时电费？
根据能源部国家物价局能源经[1992]473号文件《关于东北电网实行峰谷分时电价的批复》。电网直供的容量在320（含315）千伏安及以上的大客户；100千伏安及以上非工业、普通工业、商业客户；趸售转供单位执行峰谷分时电费。 黑龙江省峰谷平时段如何规定的？
高峰时段： 7：30—11：30 17：00—21：00 低谷时段： 22：00—5：00平时段： 其余时段为平时段 峰谷分时的电价标准？
高峰时段电价按基础电价上浮50%；
低谷时段电价按基础电价下浮50%；
平时段电价不变。
电价模型 篇3
2009年11月, 国家发改委提出我国的居民用电将逐步推行阶梯式电价, 少用少缴, 多用多缴。其实在国外很多国家例如美国、日本、埃及等均对居民用电实行阶梯式的电价, 有的还将其扩展应用到工业和商业等电户。单一电价存在不利于体现社会公平、不利于促进节能减排、不利于减轻亏损压力等诸多问题使得阶梯式电价的实施成为社会经济发展的必然趋势。从多个层面看阶梯式电价都较单一式电价具有更强的科学性。但是, 需要看到的是阶梯式电价虽然具备很多优点, 如何正确制定价格使其最大程度的实现其对社会可能产生的效益是电价设计过程中首要考虑的问题。因此, 本文首先对影响阶梯式电价的相关要素进行分析, 在此基础上从分档次数模型、分档电量模型以及分档电价模型三个方面来讨论电价设计的最优方案, 这对电价方案的实际设计提供科学的参考意义。
二、阶梯电价影响因素
阶梯式电价是电价市场一次大的改革, 在实施过程需要既全面又侧重的考虑一些相关因素, 保重方案的正确、有效开展。
1、居民承受能力
阶梯电价的初衷是为了提高用电有效性的同时保护低收入群体利益、引导高收入群体节能减排。因此, 在阶梯电价的设计过程中首要考虑因素即居民的收入水平, 而其中不但要关注居民收入的平均水平还要考虑居民收入的分布状况。一方面居民收入的平均水平直接影响到居民用电售电均价的高低;另一方面居民收入的分布则直接影响到不同梯度电价档次的制定。
2、居民用电需求
任何市场行为都应考虑供给和需求状况。电价的设计要考虑人民的收入水平和承受能力, 而阶梯电价中各档次电量的设计则应充分考虑不同收入分布下居民对电量的需求情况。阶梯电价的实施是为了对不同收入群体的居民有制定不同的电价来达到优化电量使用和均等收入分配的目的。不同收入分布的居民对电量的需求存在差异, 而阶梯电价应在分析该地区收入层级的情况下设计各档次的电量, 低档次的电量要能满足当地居民最基本的生活所需, 而较高档次的电量设计则需考虑该地区居民收入增长和电量需求之间的变化情况, 从而实现阶梯电价最本质的政策目标, 既使多样性的需求得到满足又起到均衡收入分配的目的。
3、电力公司供电成本
电力公司属于国家的准经营性项目, 介于营利性和非营利性项目之间。这样的项目不单要考虑其社会效益还应充分考虑其可持续性。因此, 阶梯电价的制定不能只考虑居民的利益, 供电公司的经营成本也应成为电价设计中的重要参考因素。较低的电价确能减少居民在电费上的支出, 间接提高其实际收入, 但是若一味的低价格会导致电力公司运营困难, 长期发展的结果是电力公司无法再继续经营;若电力公司为了长期发展需求, 很可能会通过从其他用电户提高价格来弥补居民的低电价, 这显然有失公平。并且, 过低的电价掩盖了电力稀缺的这一特性, 降低居民的省电意识, 不利于节能减排。
4、除此之外还有一些影响相对较小的因素
居民用电的季节性差异, 不同档次的用户的用电量随季节变化而变化, 所以电价梯度的设计中要充分考虑这一变化因素, 保障居民在各季节的电力需求都能得到满足;电力能源的稀缺性, 电力作为主要的二次能源存在稀缺性, 而这样的特性须通过电价的提高体现, 合理的设计电价能刺激居民节约用电, 节能减排。电价设计既要考虑不能因为对居民的照顾而损害其他用户的利益, 同时在居民内部间要体现对低收入群体的优惠。因此, 在电价的设计过程中应对居民平均收入以及居民收入分布做一个科学的预测, 并根据预测对电量梯度和电价做相应调整, 使电价及电量设计与社会发展水平相符。
三、阶梯电价优化模型
1、分档次数优化模型
阶梯电价的分档是整个电价方案设计中的基础, 不论是分档电量还是分档电价的设计和优化都是以分档次数的确定为前提的, 当分档次数确定以后才能讨论各档次的电量以及电价。国外阶梯电价的分档次数大多为4-6档, 我国在施行阶梯电价的几个省中有3档次和4档次的情况。总之, 不论怎么分档其都应该根据当地居民的用电分布状况制定, 居民较少的地区可以适当减少分档次数, 而居民较多的地区则可相应增加分档次数, 反映不同的居民需求和供给, 体现阶梯电价的社会效益。
分档次数的设计首先考虑分档次数决策指标的选取。一方面是考察各地区居民生活用电水平的差异程度进行一个相对明确的划分, 以此反映出居民用电的差异性;另一方面因为居民用电和收入水平呈正相关关系, 因此, 对居民用电水平的测量上可以借助对城镇和农村居民的收入水平、分布状况、基尼系数等作为衡量标准。
在选取了分档次数决策指标之后则是用什么方法科学的设计分档次数, 目前国内外在这方面的研究大多停留在定性分析, 本文借鉴我国学者田凤调于1998年提出的秩和比法 (RSR) , 将其运用到分档次数的设计中。秩和比法同时具有古典参数估计和近代非参数统计的优点, 适用于指标的鉴别分类。借助于秩和比法可以对样本数据进行分析得出具有一定显著性的多个档次。下面对秩和比法的原理做一个简单的梳理。
秩和比法的基础是标准正态分布, 正是由于正态分布是秩和比法的基础, 因此在分档之前必须对样本的正态性进行检验, 而当样本分布的具体检验首先是建立一元线性回归模型:
对序列{RSR}以及序列{Y}的根据最小二乘法做线性回归取回归系数, 然后通过两序列的拟合线性回归方程的相关系数检验该样本的正态分布情况。当通过检验符合正态分布时, 根据不同的累计概率对应不同的积分上限值, 对这一单调递增函数的转换式结合秩和比法得出不同累计频数下秩和比法的概率单位如下表1所示:
基于以上理论基础得出表2所示:
结合各划分节点, 再通过线性回归模型既可以求出序列{RSR}相应的划分节点, 即:, i=1, 2, …, m-1
最后是最佳分档的确定, 其原则为各档的方差须一致, 且都为有效方差。因此, 每一种分档方式通过和F检验方差的一致性, 并在此基础上比较得出最佳的分档次数。
以上为对秩和比法原理的简单介绍, 具体运用到居民电价的设计中大致步骤如下:首先是样本数据的处理, 从全国选出比较有代表性的居民生活用电样本, 计算各样本的离散系数, 然后将其进行由小到大的排序进而得到新的离散系数, 并以此作为RSRj;其次是样本分布的正态性检验;最后是最佳分档确定。
2、分档电量优化模型
分档次数确定以后每一档次的供电量直接关系到该档次居民的电量需求是否得到有效满足的问题。各档次的电量应尽量满足该档次居民的需求。因此, 在合理确定分档次数之后还需优化设计各档的供电量, 尽可能的满足各档次的居民所需。下面从居民对分档电量的响应情况进行分析进而探讨如何优化分档的电量设计。以3档次的居民用电阶梯电价模式为例, 对不同梯度的居民对电量设置的心理反应进行分析。
图中的两条竖实线将电量分成三档, 对于第一档用户, 加入其用电量为Q1, 则该档次的用户则希望分档电量V1尽可能的接近Q1, 也就是接近自身需求, 使得Q1-V1的绝对值最小。因为阶梯式电价的设计原理就是电价和电费与用电量是正相关的, 分档电量越低越能贴近自身的用电量, 相应的电价也就越低, 因此对于第一档的用户来说, 当分档电价为Q1时其效用最大;再来看二档用户的分档情况, 如图假如二档用户的用电量为Q2, 该用户不会寄希望于V2尽量贴近自身用电量, 而是希望V1能尽可能贴近自身用电量。因为如果二档电量为V2时本身并未消费足够电量却须支付一样的电价。相反, 如果V1能覆盖其电量则该用户只需支付第一档电价标准下的电费, 尽可能的享受低档次电价。第三档用户和第二档用户的心理导致相同, 都希望上一档次的电量尽量贴近自身用电量, 进而少缴电费实现自身利益最大化。
另一方面在居民用电户数足够的条件下, 可将居民生活用电的分布状况看作随用电量变化的连续变量, 为了使居民利益最大化, 则有电量分档的优化目标:
其中为膨胀系数函数, 用于衡量分档电量与居民电量消费的偏离程度变化时居民的不满情绪膨胀情况。当r>1时, 当偏离程度扩大时居民的不满情绪加速升高;小于1大于0时是减速升高;而等于1时是同步现行上升。
3、分档电价优化模型
经过前面分档次数和分档电量设计的优化之后, 还并未形成一个完整的阶梯电价方案, 最后还须考虑各档次电价的优化设计。考虑阶梯电价如何设置时应从供求双方进行分析。先从用户角度出发, 各档次的电价随电量的变化而变化。再者还需分析供电公司对电价的反应, 出于可持续性的考虑, 电力公司还应顾及自身的利益。在不影响居民承受力的情况下阶梯电价可充分考虑电力公司利润实现的可能性。通过对居民用户与电力公司双方对电价的反应分析后, 在考虑居民承受能力、电力公司利润可得性、电力公司发展的可持续性的情况下建立以户均电能消耗最少为目标得出阶梯电价的优化模型:
四、结论与展望
居民阶梯电价的实施符合社会发展, 既符合市场经济要求又能体现我国节能减排的政策导向, 阶梯电价已在国外广泛实施, 我国也在逐步推行。本文首先对影响阶梯电价的因素进行分析, 再分别分析阶梯式电价的分档次数优化、分档电量优化、分档电价优化的三大方面, 得出秩和比法对探讨计算分档次数的合理性、电量设计的合理性直接影响到居民的满意程度、电价的设定须立足于供求双方对电价的响应等结论。但是, 通过分析中也发现一系列的相关问题须进一步改善, 例如阶梯电价设计中家庭人口差异的问题、对特殊用电群体的关注等, 还有很大的研究和完善空间。
参考文献
[1]田凤调.秩和比法及其应用[M].北京:中国统计出版社, 1993
[2]田凤调.RSR法中的分档问题[J].中国卫生统计, 1993 (2)
考虑负荷率的峰谷分时电价模型 篇4
我国现行销售电价以行业和用途进行用户分类,未反映不同用电负荷特性用户的供电成本差异,交叉补贴问题严重。近年来国务院和发改委多次下文,要求将销售电价结构逐步调整为以用电负荷特性为主分类,大、中工商业及其他用户按电压等级、单位容量用电量(即“用电利用小时”或“负荷率”) 进行分档定价,下文简称为“负荷率电价”。目前工商业及其他用户普遍执行峰谷分时电价,它既是反映供电成本时序特征的手段,也是需求侧管理[1,2,3]的有效手段。因此,亟需负荷率电价与峰谷电价相互配合的关键理论。尽管国内外关于峰谷电价[4,5,6,7,8]和负荷率电价[9,10,11,12]的研究文献较多,但关于负荷率电价与峰谷电价配合问题的研究成果较少[13,14]。
本文针对峰谷电价与负荷率电价的配合问题,构建了适合于大、中工商业及其他用户的考虑负荷率的峰谷分时电价模型。首先,对电力系统运行特性及供电成本展开分析,建立了电力系统及负荷率分档用户的边际容量成本和边际电量成本模型。然后,应用边际成本与两部制定价理论,计及电压等级价差,构建了负荷率分档的峰谷分时电价模型,该定价模型综合反映了用户发、输、配电环节供电成本及其时变特征,具有较好的经济效率与公平性。最后,算例验证了该模型的合理性。
1 电价设计框架
考虑到我国居民和农业用户的福利低电价政策以及小用户计量改造成本与效益比较,本文考虑负荷率的峰谷电价模型的讨论仅限于大、中工商业及其他用户(下文简称“大中工商业用户”)。
1.1 边际成本定价法
边际成本定价法是使产品价格等于其边际成本的一种定价规则,理论上能够实现资源的最优配置以及社会总福利的最大化。它被法、德、英等欧洲国家广泛应用于电力定价的实践中。在电价制定中,该方法通常以长期边际成本为基础,根据计算各类用户增加单位用电而引起的系统实际供电成本的增加而得。实现电力资源的合理配置是销售电价制定的主要目标,故本文采用边际成本定价方法。
1.2 分类结构与电价制度设计
公平负担是销售电价制定的基本原则。分类结构和电价制度设计是公平负担的基础,并通过电价水平的制定得以实现。供电成本包括变动成本和固定成本两部分,前者以燃料成本为主,取决于用电量多少;后者由电力设备投资而形成,取决于最大用电负荷,故分别称为电量成本和容量成本。这两部分成本的成因不同,因而理应实行两部制电价,即通过不同的计量单位对这两部分电费进行结算。另一方面,供电成本还具有时变特性,应当实行峰谷分时电价。此外,用电负荷特性不同,用户供电成本也不同。因此,各国普遍按电压等级、负荷率或用电利用小时数、用电容量等负荷特性指标对用户进行分类定价。
综上所述,考虑到反映用户真实的供电成本,实现公平负担,本文针对工商业用户进行电价结构设计,选取电压等级和负荷率两项指标作为分类标准,建立基于负荷特性的用户分类结构,并实行峰谷分时电价与两部制电价制度。以110 k V工商业用户为例,其电价结构设计如表1 所示。
1.3 考虑负荷率的峰谷分时电价的基本制定流程
如表1 所示进行电价结构设计后,再根据每一类用户的边际供电成本制定电价水平,具体流程如图1 所示。1) 搜集电力投资规划与运行成本数据,采集电力终端用户的用电负荷数据;2) 开展用户负荷特性分析,统计各电压等级用户的负荷率分布及负荷率-同时率关系曲线;3) 根据负荷率分布情况,确定每一电压等级的负荷率分档数目与水平;4) 分析系统的供电成本,核算财务成本总水平;5) 计算系统的边际供电成本,包括发、输、配电各环节的边际容量成本和边际电量成本;6) 根据系统边际供电成本,对每一电压等级各负荷率档位用户计算峰、平、谷时段用电的边际容量成本和边际电量成本;7) 根据用户边际成本计算结果,应用两部制定价模型,确定各类用户的峰谷分时两部制电价水平;8) 财务平衡调整,确定最终电价水平。
2 电力系统的边际供电成本分析
电力系统边际成本取决于电力系统的电源结构和运行方式,这里以纯火电或火电为主的系统进行分析,并假设系统按最优方式规划和运行。大、中用户的用户服务费占总供电成本的比重很小,故忽略不计。
2.1 边际电量成本
边际电量成本是系统为满足单位负荷增量而增加的运行成本。它主要是电厂的运行成本,取决于满足该负荷增量的发电机组,该机组称为边际机组。在电力系统最优规划和最优运行条件下,峰、平、谷各个时段的边际机组不同,分别对应于峰荷、腰荷、基荷机组。各时段的边际电量成本不同,分别为峰荷、腰荷、基荷机组的运行成本,表示为
式中,CApV,CsAV,CAoV分别为峰荷电厂、腰荷电厂、基荷电厂单位电量的平均运行成本。
此外,边际电量成本还应包括少量的网损成本。高压网损逐级传递至低压,限于篇幅略去其计算过程,某电压等级的网损率记为s。
2.2 边际容量成本
边际容量成本为系统在一定时期内为满足单位千瓦负荷的增长而引起的系统容量成本的增加,包括边际发电和输配电两个环节的容量成本。
2.2.1 边际发电容量成本
系统边际发电容量成本与边际电厂的类型有关,如图2 所示。在高峰时段,系统边际发电容量成本为峰荷电厂的平均容量成本;在非高峰时段,为基荷或腰荷机组的平均容量成本,扣除其替代峰荷或腰荷机组发电而节约的发电费用,由于节约的发电费用与边际机组的平均容量成本恰好相等,故非高峰时段的边际发电成本为零。也就是说,只有高峰负荷承担发电容量成本责任,因此称之为峰荷责任法。详细推导过程见文献[15]。
注:图中机组平均成本曲线以单位容量平均成本曲线替代单位电量平均成本曲线,两者分析结果完全相同。以峰荷机组A的平均成本曲线“Fa+Vat”为例,Fa和Va表示峰荷机组A单位容量的平均固定成本和平均变动成本,t为机组年发电小时数。
综上所述,非高峰时段系统边际发电成本为零,高峰时段系统边际发电成本Cmpsd,g等于峰荷机组的平均容量成本Capsd,g,计算公式为
式中:I为峰荷期边际电厂单位千瓦投资;Om为运行维护费率;CR为投资回报系数,RC=[1(1)]ti i--+,i为社会折现率,t为设备经济寿命;K为调整系数,In为电厂在建设期的逐年投资流,m为电厂建设年限;Rs为厂用电率;Rσ为机组可用率。
2.2.2 边际输配电容量成本
输配电容量成本投资具有不可分性,其新投入设备能满足几年内的负荷增加,故边际输配电成本按测算期的平均投资成本计算。整个测算期,根据送变电工程的逐年投资以及逐年容量增量,计算每一回路的送变电年金;该级电压所有回路送变电年金再按输送容量加权平均,即为各级电压的平均输配电容量成本,表示为
式中:Casd,t(y)为各电压等级输配电容量成本;j代表不同回路;l为回路数;Pj为第j条回路的输送容量;Atj(y)为第j条回路的送变电年金,按式(4)计算。
式中:y代表电压等级;m为建设年限;Inj为回路j第n年的送变电投资;Pnj为回路j第n年增加的输送容量;CR和Om的参数值不同于发电设备。
边际输配电容量成本取决于受电电压等级,可以划分为受电电压等级及以上电压等级两部分,简称为“本级电压”和“高一级电压”。其中,高一级电压只有在高峰期增加负荷才会引起相应输配电容量成本的增加,故仍遵循峰荷责任法;本级电压用户分散率高,其最高负荷出现时间与系统高峰负荷不一定同步,因而任何时段的负荷增长都可能引起相应输配电容量成本的增加,故任何时段均要考虑边际输变电容量成本。综上,各个时段的各级电压边际输配电容量成本计算公式为
式中:为某电压等级峰、平、谷时段的边际输配电容量成本;为本级电压、高一级电压的平均输配电容量成本,由式(4)计算而得。
3 用户的边际供电成本分析
3.1 用电同时率与系统同时率
用电同时率和系统同时率是表征用户错峰效应的负荷特性指标。前者表示同类用户内部各个用户的错峰效应,它是指一定时期内该类用户综合用电的最大负荷与该用户群所有用户的最大负荷之和的比值;后者表示各类用户间的错峰效应,它是指一定时期内在系统最大负荷时刻该类用户的综合用电负荷与该用户群所有用户的最大负荷之和的比值。第i类用户的用电同时率和系统同时率分别记为di和dsi,峰、平、谷段用电同时率记为dip、dis、dio。
3.2 用户边际电量成本
用户边际电量成本是指为满足用户单位用电量的增加而引起系统电量成本的增量。当用户增加单位用电量时,会引起1 个单位系统用电量的增加,故其边际电量成本等于系统的边际电量成本,包括发电成本和网损成本两部分,而与用户类别无关。根据式(1),任一类用户i的边际电量成本表示为
3.3 用户边际容量成本
用户边际容量成本是指为满足用户单位负荷增量而引起系统容量成本的增加,它包括发电、高一级输电和本级输电成本三部分。前两者遵循峰荷责任法,故当第i类用户群所有用户最大负荷增量之和为1个单位时,引起系统最大负荷的增量等于该类用户的系统同时率dsi,故峰时段其值为相应的系统边际成本与dsi的乘积,即。后者与用电时间有关,平时段该类用户所有用户最大负荷增量之和为1个单位时,则该用户群在平时段的综合最大负荷增量等于该时段的用电同时率dis,故其边际成本为平时段系统边际成本与dis的乘积,即dis×0asd,tC,峰、谷时段亦复如此。综上,根据式(2)和式(5)第i类用户在各时段的边际容量成本表示为
4 负荷率峰谷分时两部制电价模型
4.1 负荷率分档数目与水平的制定方法
负荷率分档水平制定的基本原则是每一档位内用户实际供电成本相近且用户比重不宜过少,实际中一般划分为2~5 档。其可以通过概率统计和密度聚类技术制定,具体方法为:1) 以部分或全体用户作为样本,采集样本用户的用电负荷曲线数据,剔除不良数据;2) 统计分析样本用户的负荷率及其分布情况;3) 按0.05 间隔将负荷率初步划分为20 个档位,测算每一档的理论电价水平,并以各档电价水平作为对象构建数据集合;4) 对该数据集合进行密度聚类,实现分档合并;5) 检查各档用户比重,修正分档合并结果;6) 重复3)~5)步骤,直到最终确定负荷率分档数目及水平。
4.2 边际容量成本的分摊方法
由于基本电价按最大负荷计费,且用户与系统用电存在错峰效应,故边际容量成本全部通过基本电价回收可能会导致欠回收或过度回收。为了改善此问题,将部分容量成本通过基本电价回收,剩余部分则通过电度电价回收。两者分摊容量成本的比例根据它与用电量的相关性来确定。也就是说,与用电量无关的容量成本通过基本电价回收,与用电量有关的则通过电度电价回收。该分摊比例可通过负荷率-同时率统计关系曲线计算确定,具体如图3所示:如前所述用户各部分边际容量成本与同时率dsi或dis、dio成正比,对应于AC段;第i类用户单位需量每小时用电量等于fi,那么边际容量成本AC段中与fi无关的部分BC段就是与用电量无关的部分,而AB段是与用电量有关的部分;故基本电价与电度电价应当分摊的容量成本比例即为BC∶AB。
注:发电容量成本和高一级输配电容量成本对应于dsi-fi曲线,本级输配电容量成本对应于di-fi曲线。
4.3 峰谷分时两部制电价水平计算模型
假设执行三费率峰谷分时电价,故将用电时段划分为峰、平、谷三时段。如前所述,第i类用户的边际容量成本部分通过基本电价回收,剩余部分通过电度电价回收,边际电量成本全部通过电度电价回收。也就是说,该类用户的基本电价水平取决于部分边际容量成本,而电度电价水平取决于剩余的边际容量成本和边际电量成本。
综上所述,考虑到财务平衡调整,设调整系数为 γ,则根据式(7)第i档用户各时段基本电价为
根据式(6)、式(7),并将边际容量成本部分进行单位折算,则第i档用户各时段电度电价为
式中,fi、fis、fio分别为第i档用户在全时段、平时段和谷时段的负荷率。
5 算例分析
5.1 数据描述
某省电源结构以燃煤机组为主,假设各时段边际机组的成本相关数据如表2,简化取各类机组寿命均为20 年、贴现率10%、电厂逐年投资比例取20%,30%,40%,10%,标煤价380 元/t;110 k V、35 k V、10 k V各电压等级输配电项目年金如表3,各电压等级间输送容量比重:220 k V~110 k V为75%,220 k V~35 k V为21%,110 k V~35 k V为43%,110 k V~10 k V为31%,35 k V~10 k V为28%。110 k V、35 k V、10 k V各级网损率分别为2.99%,3.81%,5.05%;年度总财务成本回收目标为1 417 亿元;从负荷控制系统中采样收集到110 k V、35 k V、10 k V各电压等级共17 000 个工商业用户在最大负荷7 月18 日用电负荷的有效数据。据此开展用户负荷特性分析,测算该省大中工商业用户的负荷率峰谷电价。
5.2 用户负荷特性分析及负荷率分档水平
5.2.1 用户负荷特性分析结果
对各电压等级样本用户的用电负荷数据进行分析,统计得到负荷率分布情况如图4,并拟合获取负荷率-同时率关系曲线如图5。
5.2.2 负荷率分档水平
根据各电压等级用户的负荷率统计情况,计算确定各电压等级的负荷率分档数目及水平,结果如表4 所示。如图5 所示,由于10 k V高、低负荷率及35 k V和110 k V低负荷率的用户分布较少,综合考虑同一档用户理论比价差不宜过大,故10 k V第1、4 档及35 k V和110 k V第1 档用户比重偏少。
5.3 负荷率峰谷分时两部制电价水平
5.3.1 边际供电成本分析结果
根据发电和输配电环节成本数据,分析计算峰、平、谷时段的系统边际成本如图6 所示。其中,就边际容量成本来看,输配电容量成本由峰、平、谷各时段按比例分摊,发电容量成本仅由峰时段分摊,故峰时段总容量成本显著高于平、谷时段;就边际电量成本来看,平时段略高于谷时段,峰时段高于平时段。
注:容量成本的单位已折算为“元/k Wh”,折算中系统峰、平、谷时段的负荷率分别为0.9、0.88、0.91。
按照各档用户负荷特性分析结果,根据系统边际成本计算每一电压等级各档用户的边际供电成本。如图7 以110 k V为例,由于峰时段边际容量成本显著高于平、谷时段,故各档用户峰时段边际成本显著高于平、谷时段。其他电压等级边际供电成本分析结果详见附表1。
5.3.2 负荷率峰谷分时两部制电价水平及结果分析
根据负荷率分档、边际成本分析及负荷特性分析结果,采用峰谷分时两部制电价水平计算模型,计算得到负荷率峰谷分时电价见表5。结果表明该定价模型区分电量和容量成本,综合反映了用户发、输、配电环节边际供电成本及其时变特征,更为公平、有效,具体如下:1) 相同电压等级,低负荷率用户的基本电价低、平均电价高,真实反映了低负荷率用户错峰效应大、对供电设备利用率低的实际特点;2) 电度电价峰谷比价在1.2~1.7 之间,合理反映了各时段发电运行成本的差异;3) 峰时段基本电价显著高于平、谷时段,较为科学地反映了发电、高一级和本级送变电环节用户容量成本的不同特征;4) 低电压等级用户电价水平较高,真实反映了输配电成本逐级传递的特点。
6 结论
1)本文应用边际定价理论,建立了负荷率峰谷分时两部制电价模型,综合反映了用户发、输、配电环节供电成本及其时变特征,更好地体现了定价的公平性,能够有效引导用户合理用电。
2) 本文在边际供电成本分析的基础上,建立了系统以及用户的边际供电成本模型。该模型及分析方法也可以应用于其他电力经济分析领域。
附录
电价模型 篇5
1 电价预测的概述
电价预测的特点和负荷预测类似, 二者的预测结果都具有一定的周期性, 但是, 相对负荷预测而言, 电价预测具有自己独特的特点, 电价预测的波动趋势较长, 在一个周期内, 处在一个持续波动和变化的状态。一般来说, 用电市场中的电价受电力市场制度的影响, 还受市场经济的影响, 在这种情况下, 电价预测就有一定的难度, 在进行电价预测的时候就没办法使用传统的负荷预测的方法, 例如, 一元线性回归法、倍比法等, 这些传统的方法都没办法对电价进行精准的预测。综上所述, 在进行电价预测的时候可以使用分类预测的方法, 就是把电价划分为市场统一的电价预测和基于边际的电价预测。通常所说的电价预测都是市场统一的电价预测。一般情况下认为区域统一的电价和边际电价是一致的。
因为电价预测的内容是不同的, 所以可以把电价预测划分为空间电价预测和确定性电价预测。空间电价预测是在数学统计和概率知识的基础上, 对空间电价的合理波动范围进行确定, 并在一个准确的时间里给出电价的平均值。所以, 空间电价预测属于长期的电价预测。确定性电价预测主要是对短时间内的电价进行预测, 预测结果是一个比较确定的值。
因为电价预测的原理不同, 所以可以把电价预测分为长期预测和短期预测两种方式。根据电价的波动性质, 可以把电价合理的分为若干小时的电价预测, 例如, 一天内的电价预测或者一季度的电价预测。电价预测是电力市场发展的必然趋势, 电价预测可以推动电力市场化的发展, 目前, 电价预测的方式还不够完善, 还没有一种方法可以对电价进行有效的预测, 所以需要对电价预测的方式进行研究。下面就对电价预测的方式进行分析。
2 短期电价预测的方法
短期电价预测是电价预测中最重要的一部分, 短期电价预测就是对未来的几小时内或者是几天内的电价进行预测, 短期电价预测的精确度对电力企业的报价策略有一定的影响, 如果短期电价预测的精准度较高, 电力企业就可以选择一个最合理的报价策略, 从而提高企业的收益。目前, 短期电价预测的方法主要有以下几种。
(1) 时间序列的预测方法
时间预测法是在自回归 (AR) 模型、动平均 (MR) 模型和自回归滑动平均 (ARMA) 模型的基础上, 通过回归分析的方式对短期电价预测进行分析的方式。在短期电价预测中每个时间段的边际电价都是一个等距离的随机序列, 所以可以使用自回归滑动平均 (ARMA) 模型对短期电价进行预测。时间序列法存在一定的缺点, 无法分析市场对电价的影响, 而且很难选择一个合理的模型, 如果选择的模型不合理, 就算参数估计的十分精准, 也没办法达到理想的预测效果。
(2) 神经网络的预测方法
神经网络预测法可以分为SP神经网络法和RBF神经网络法。神经网络的预测方法可以解决多变量的问题, 所以可以对非结构性和非准确性的电价进行预测, 这一特点满足了电价预测的要求。
(3) 小波预测方法
和神经网络法相比, 小波预测法可以更准确的对短期的电价进行预测, 小波预测法的难点是合理选择小波的尺度和分解度, 而且还要处理小波变换过程中的边界问题, 只有做好这些前期工作才能得到最好的短期电价预测效果。
(4) 组合预测的方法
把上述电价预测的方式结合到一起进行市场电价预测就是组合预测法。目前, 电价预测受市场影响的因素比较多, 而且影响因素比较复杂, 即使使用时间序列法、神经网络预测法或者小波预测法都没办法得到满意的结果。在这种情况下, 一些专家就提出了组合预测的方法。现在电价预测的方法是在某种预测机理的基础上, 把单一的电价预测方式进行结合, 在使用组合预测法之前, 要对单一的预测方法有详细的了解, 对预测方法进行对比, 组合出最有效果的预测方法。目前提出的组合预测方法有两种:一个是把权重固定的组合预测法, 另一个是把权重进行改变的组合预测法。
3 总结
本文对电价预测的方法进行了分析, 在不同的市场环境下, 所使用的预测方法也是不同的, 要结合市场环境的特点, 选择一个最合适的预测方法, 具体问题具体分析, 尽量提高电价预测的准确性, 使电价预测推动电力市场和电力系统的发展。
摘要：随着经济的不断发展, 人们的生活水平越来越高, 对电力的需求也越来越大, 电力系统的运行逐渐走向市场化, 短期电价混合预测在电力企业发展中起到重要的作用。本文对电力市场环境下短期电价混合预测模式进行分析, 探讨短期电价混合预测的方法。
关键词：电力市场,短期电价,混合预测
参考文献
[1]赵晶.电力市场中电价预测方法综述[J].企业技术开发, 2013, 32 (18) :118-119.
[2]杨旭钦.电力市场短期电价预测方法综述[J]..企业技术开发, 2012, 31 (35) :131-132, 137.
电价模型 篇6
中国于2002年正式启动了电力体制改革。随着改革的逐步深入,发电企业、电网企业、用户的利益调整也逐渐多样化。对于电网企业而言,将主要依靠输电电价获得主营收入。国家发改委、国家电监会、国家能源局等部门联合印发“发改价格[2009]2474号文件”,规范电能交易价格管理等有关问题[1],明确电网企业在跨区、跨省电能交易中可收取输电费用和输电网损,但原则上不得超过0.03元/(kW·h)。换言之,省电网企业在跨省电能交易中能够收取的所有费率必须不高于0.03元/(kW·h)。
事实上,按照“发改价格[2009]2474号文件”的要求,区域电网企业收取的输电费用标准尚未明确,并且省电网企业收取输电电价的方式至少存在2种可能:①固定输电电价,即输电电价在交易之前固定,为介于0～0.03元/(kW·h)的某值;②浮动输电电价,即输电电价在交易出清时确定,只要介于0～0.03元/(kW·h)即可。
目前,可行的跨区、跨省交易形式有多种[2],但华东跨区、跨省电能集中竞价交易采用撮合成交模式[3]。基于此,本文提出了适用于不同输电电价的撮合交易模型。结合不同电力市场目标,确定报价处理环节和电价形成机制。最后,通过算例分析证明,该跨区、跨省电能交易模型能同时满足不同输电电价收取方式,简单实用。
1 市场出清一般过程
对于一般的跨区、跨省交易[4,5,6],市场出清过程可分解为出清准备、市场出清和出清结果处理等环节。出清准备环节形成市场出清优化计算的基础数据,包括经网损、输电电价折算后的购售双方的报价曲线以及折算参数、输电断面的稳定限额等。市场出清环节是考虑网络、经济等各种边界条件确定各市场主体的中标结果,包括无约束出清(UNCD)和有约束出清(NCD)2个阶段。UNCD主要是不考虑网络安全约束时确定各市场主体的中标结果;NCD是根据UNCD计算出的结果,考虑经济约束、物理约束,以社会福利最大化为目标进行优化计算确定各市场主体的中标电量。出清结果处理环节则根据网损、市场限价等规则对NCD计算出的电价进行调整,确定各市场主体的结算电价。
由于国内电力市场仍处于发展初期,因此在输电电价等问题的考虑上也必须结合实际情况,而不能简单套用国际现行做法。在目前跨区、跨省交易中,由于购电一般由省电力公司负责,售电主体一般是发电企业,因此,主要是送电省和区域电网收取输电费用。区域电网收取输电费用相对固定,主要用于补偿网损。送电省收取输电费用有2种可能:浮动费用或固定费率。因此,在竞价前要确定有哪些环节要收取输电费用,收取输电费用是采用固定输电电价还是浮动输电电价,并固定输电电价的具体数值或浮动输电电价的最大和最小值,同时符合文献[1]要求。固定输电电价也可理解为一种特殊的浮动输电电价,即输电电价上、下限相等。
下文将针对目前在华东跨省集中竞价中实施的跨地区电能撮合交易,从出清准备、出清计算、结果处理等环节进行讨论。
2 撮合交易模型的建立
市场是通过一定规则确定购售方及其成交量和成交价的过程。对于电力市场而言,就是要确定购电、售电主体及其中标电量和电价。撮合交易是指将最高报价购电和最低报价售电进行匹配,确定成交方及其中标电量,成交电价取两者报价平均值。
2.1 出清准备
为了便于计算,往往先将购电、售电报价进行排序。售电报价排序采用由低到高原则,购电报价排序采用由高到低原则。排序是根据各市场主体报价,考虑网损、输电价格、环保等因素[1]后按一定规则排序的过程,本文重点讨论输电电价。
目前跨地区交易中,输电电价的收取环节主要是送电省和区域电网。若区域电网采取固定费率,送电省采用浮动机制,则区域电网输电电价和送电省的输电电价最大、最小值分别用PW,P
若采用输电电价最小值修正原始售电报价Ps,则修正后售电报价Ps′为:
若采用输电电价最大值修正Ps,修正公式为:
2.2 出清计算
2.2.1 优化目标
优化计算的核心计算流程可采用日前市场出清算法[3,4],即采用带安全约束的经济调度来实现。优化目标如下:
式中:QGi为竞价单元i的中标电量或中标电力;PGi为竞价单元i的中标电价,其根据输电电价、撮合规则通过后期处理确定。
2.2.2 约束条件
约束条件分为2类:一类是保证系统安全运行的物理约束;另一类是限制市场主体行使市场力的经济约束。
等式约束为:
不等式约束为:
式中:Q
2.2.3 迭代计算
每次优化计算只适用于一次输电电价修正。事实上,当同时存在多个送电省时,各省对输电电价的风险偏好不同。如有的省拟收取0.03元/(kW·h)输电电价,有的省拟收取0.01～0.03元/(kW·h),有的省拟收取0～0.02元/(kW·h)。此时,将同时存在多个输电电价最大和最小值,需要进行多次计算。
为满足多次计算要求,且适用于按输电电价最大值或最小值修正,报价修正采用输电电价最小值时,只要迭代1次即可,各市场主体中标结果根据匹配情况,按照输电电价最大值进行修正确定。报价修正采用输电电价最大值时,需要进行多次迭代计算。第1次迭代根据输电电价最大值进行修正;第2次迭代根据剩余输电电价最小值中的最高值修正,然后依次类推,直至所有输电电价最大、最小值均修正完毕。迭代计算流程如图1所示。
2.3 出清结果处理
在一般撮合交易中,出清电价Pc由下式确定:
式中:Pg为原始购电报价。
当存在区域电网、省输电电价时,各方中标电价由式(9)～式(11)确定:
式中:Ps″为售电成交电价;Psm″为售电省出省电量的成交电价;Pg″为购电成交电价。
采用不同输电电价修正报价时,事后确定中标电价的原则也不同。
2.3.1 输电电价最小优先
市场出清考虑最小输电电价时,购售电电价差大于等于区域电网输电电价和省输电电价最小值,但可能会超过最大输电电价,即
根据文献[1]中送电省输电电价含输电网损原则上不能超过0.03元/(kW·h),有
1)Pg-Ps≤PW+P
2)Pg-Ps>PW+P
2.3.2 输电电价最大优先
市场出清考虑最大输电电价时,购售电电价差小于等于区域电网输电电价和省输电电价最大值,为合理值,此时省输电电价如下。
1)按输电电价最大值折算时,送电省输电电价Pm=P
2)按输电电价最小值折算时,送电省输电电价Pm=Pg-Ps-PW。
按照图1,将相应的送电省输电电价计算公式代入式(9)～式(11),便可确定各方结算电价。
3 算例分析
3.1 市场基本信息
某区域电网有6个电厂,4个负荷,网络无损耗,且网络输电能力很强,不会出现阻塞,存在A,F,S,Z四省。其中,厂1和厂2属A省调度,厂3和厂4属F省调度,厂5属S省调度,厂6属Z省调度。A省和F省装机容量较多,有富余电力向省外出售;S省和Z省负荷水平较高,电力供应相对紧张,需要从省外购电。基本情况如图2所示。
假设6个电厂的装机容量均为600 MW,A,F,S,Z省负荷分别为800 MW,1 000 MW,800 MW,800 MW。其中,A省和F省装机容量较为富裕,负荷完全由本省电厂发电满足;S省和Z省装机容量较为紧张,必须要外购电才能满足所有负荷需求。经过初步安排,开市前的计划如表1所示。
基于图2和表1的生产情况,电厂直接参与报价,未满足负荷由省(市)公司代表报价,情况见表2。
很显然,该市场为净电量市场,且网络很坚强,无输电约束,故有购电电量等于售电电量。根据式(9)确定的优化目标进行优化计算,定价采取撮合成交,购售差价扣除输电电价后由购售双方各分摊一半。
假设算例中,A省输电电价介于0～0.03元/(kW·h)之间,F省输电电价固定为0.03元/(kW·h)。区域电网对跨省电能收取输电电价为0.01元/(kW·h)。
3.2 输电电价最小优先
若出清优先考虑输电电价最小值时,则有如图3所示报价曲线。
由图3根据撮合规则,S省与厂2匹配,Z省与厂1匹配,厂3和厂4因折算后报价高未能成交,成交结果如表3所示。
3.3 输电电价最大优先
若出清优先考虑输电电价最大值时,则有如图4所示报价曲线。
由图4根据撮合规则,S省与厂4和厂3匹配,Z省与厂2匹配,厂1因折算后报价高未能成交,成交结果如表4所示。
3.4 出清结果分析
算例结果表明,本文提出的跨地区电能撮合交易模型能满足文献[1]提出的要求,保证跨区、跨省交易能规范有序开展。在具体实施中,存在2种方案:一种是优先考虑输电电价最大值;另一种是优先考虑输电电价最小值。通过算例发现,2种方案成交结果有比较大的差异,主要表现如下。
1)发电企业竞争优势不同。
发电企业竞争优势除了受各自报价影响外,还受所在省采用的输电电价的影响。输电电价最小优先时,采取灵活输电电价省市的发电企业具有较高竞争优势,采取固定输电电价的省市则相反。本例中,当采用输电电价最小优先时,虽然厂1和厂2的报价要高于厂3和厂4,但是A省输电电价最小为0,F省输电电价最小为0.03元/(kW·h),厂1和厂2优先中标。当采用输电电价最大优先时,A省和F省输电电价最大均为0.03元/(kW·h),厂4、厂3、厂2优先中标。
2)中标电力和电价不同。
由于2种方案形成不同的报价队,则有不同的购售匹配对,成交结果将有很大差异。本例中,当采用输电电价最小优先时,S省与厂2配对,Z省与厂1配对;当采用输电电价最大优先时,S省与厂3和厂4配对,Z省与厂2配对。所有匹配对的价差均超出0.04元/(kW·h)(省最大输电电价与网输电电价之和),则考虑输电电价确定各主体中标电价。
3)市场主体的收益不同。
不同方案会有不同中标主体及其中标电力和电价。
4 在华东跨省集中竞价中的应用
华东跨省集中竞价平台自2009年起开始实施,得到国家电力监管委员会的认可[7]。市场交易规则根据文献[1]进行了完善。基于实现社会福利最大化为原则,为降低购电成本,华东跨省集中竞价从2009年11月起开始采取最高输电电价优先方案。
2009年11月至2010年7月,华东跨省集中竞价平台共成交跨省交易电量38.52 TW·h,累计电力为6 570 MW,电厂平均送出电价为0.341 0元/(kW·h),售电省平均收取输电电价为0.028 6元/(kW·h),跨省网损收取补偿电价0.004 355 元/(kW·h),购电省平均购电电价为0.374元/(kW·h)。
5 结语
为保证跨地区交易能在国家政策框架范围内正常开展,本文重点对输电电价收取,跨地区电能撮合交易在出清准备、出清计算、结果处理等环节进行了分析,提出了一套基于灵活输电电价的跨地区电能撮合交易模型。通过算例验证,分析发现:
1)该模型能够满足文献[1]要求,同时能保证送电省输电电价收取的灵活性。
2)该模型既可按输电电价最小优先进行,也可按输电电价最大优先计算。输电电价最小优先方案会提高采取灵活输电电价省(市)的发电企业的竞争优势,灵活输电电价的省(市)因外送电量增加可获取更多的输电费用。华东跨区、跨省电能撮合交易中具体采用输电电价最大优先方案。
3)采用输电电价最大优先进行市场出清能较好平衡不同省(市)的机组竞争优势。
总体而言,跨区、跨省电能撮合交易模型能同时满足不同输电电价收取方式,简单实用。今后将针对统一出清的跨区、跨省电能交易模型进行进一步讨论,逐步完善,并在电力市场实践中加以验证。
摘要：中国电力市场与世界上其他国家或地区的电力市场存在比较大的差异,不仅体现在价格形成机制上,还反映在要维护社会公平、促进节能减排、兼顾各利益调整等方面。近期,国家出台相关政策明确规定电网企业在跨区、跨省交易中的输电费用收取标准。跨省输电价格存在固化或在规定收取标准内浮动2种选择方式。为能满足不同的收取策略,保证交易正常有序开展,文中通过对市场出清过程中的出清准备、出清、出清结果处理等环节进行分析,确定形成能适应输电电价固化或浮动的跨地区撮合交易模型。该模型可按输电电价最小优先进行,也可按输电电价最大优先计算。最大输电电价优先方案能较好平衡不同省市的机组竞争优势。通过算例分析发现,该模型能够满足国家政策要求,同时能保证送电省灵活采取输电电价。
关键词：跨区输电,电能交易,输电电价,撮合交易
参考文献
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电价模型 篇7
电动汽车充电负荷的时序特性对电力系统的运行与投资有重要的影响,如果电动汽车的充电负荷能安排在低谷时段,则有可能在满足快速增长的充电负荷前提下,减缓配电网的建设投资,节约投资成本,且避免形成充电负荷高峰,减少电动汽车充电对配电网运行的冲击[1,2]。
基于汽车90%的时间处于停驶状况的事实,电动汽车接入电网(vehicle to grid,V2G)给出了将其电池作为储能资源实现削峰填谷、提供调频及稳定电压的概念[3,4]。V2G功能的实现与时间更是具有特殊的关系,相同的服务在不同时刻的价值相差甚殊。
电动汽车充放电负荷的时序特性与电动汽车的行驶要求、电池特性、充放电电价机制有密切的联系。文献[5-7]基于私人用车的行程统计数据,分析了美国、英国和芬兰等国的纯电动汽车或混合动力汽车的充电负荷的时间分布,其研究没有考虑电动汽车车主充电的主动决策,而是依据汽车晚上停驶时间的分布确定充电负荷,并发现有可能出现因为充电负荷的集中形成新的充电负荷高峰。文献[8 9]虽然考虑了电动汽车车主的决策,但依据仅是电池的荷电状态(state of charge,SOC),从电动汽车车主的充电决策而言,较为全面的考虑应该是电池的SOC和充电成本。
合理安排电动汽车充放电负荷的管理方法目前主要包含两大类方法。一种是换电方式,通过更换电池满足电动汽车车主的充电要求,并通过换电站统一管理电池的充电[10]。另一种方式则是通过电价机制引导电动汽车车主合理安排充电时间,该方法通常需要由智能充电桩确定合适的充电安排。
充电价格机制和V2G服务的价格机制对于电动汽车的充放电负荷具有显著的影响。目前的研究主要集中在根据现有的分时电价或者市场实时电价的水平,讨论电动汽车充电成本或者实施V2G服务的经济上的适用性[11,12,13,14]。本文则主要考察不同的电价机制,例如分时电价和实时电价对电动汽车充放电负荷时间分布的影响,构建了电动汽车运营收益最大(运行成本最小)决策模型,基于满足行驶要求和电池性能约束,讨论了不同电价机制的影响特点及需要进一步研究的问题。
1电动汽车充放电决策模型
1.1电价与电动汽车充放电决策模型
电动汽车的充电和V2G向电网放电服务的时间分布与电动汽车的行驶习惯、电动汽车的电池特性以及电价机制有密切的关系。在仅有充电时,电动汽车的充电电价机制主要考虑价格水平是否合适与促进电动汽车的发展,以及电价机制(单一电价、 分时电价或者实时电价)是否能够促进充电负荷的合理分布。当包含了V2G功能后,还必须考虑充放电之间的电价机制。因为如果充电价格高于V2G的价格,将不可能利用电动汽车的电池储能能力。
如果仅采用单一的平均电价方式,电动汽车的充电负荷管理就只有采取集中充电管理方式以避免充电高峰。分时电价方式可以部分缓解集中充电的难题,实时电价方式被人们寄予厚望。但目前缺少足够的实践支持且研究也不多,主要的困难是难以将变化中的电动汽车行程与电动汽车车主充电决策合理地结合,形成电动汽车充电对实时电价的响应。
本文假设电动汽车车主的电价环境处于两种情况,第1种是充电采用分时电价,放电采用实时电价;第2种是充电和放电都采用实时电价。前者代表充电按照终端用户对待,而其V2G服务则作为批发市场的一员对待,希望这种电价机制下对具有理性的电动汽车车主的充放电行为及其形成的负荷时序产生影响。后者则是希望考察当电动汽车的充放电电价采用实时电价机制后充放电负荷时序特性的改变,同时也可以考察如果增加中间环节后,是否存在可行的利润空间。
1.2已知行驶计划的电动汽车充放电决策模型
假设电动汽车的行驶计划已知,即一日有m段行程。每段行程包含一个行驶过程和一个停驶过程,在第i段行程中共有s(i)个时段,本文将一个时段设为1h。当电动汽车的行程已知时,则可以基于电动汽车的电池参数和行驶里程计算出电池的SOC。电动汽车车 主可以根 据电价的 情况、电池SOC和行驶计划以运行收益最大化(成本最小)为目标,确定其中 停驶期间 是否进行 充电或者 进行V2G服务。其具体的决策模型描述如下。
目标函数为一日运营收益最大化,电动汽车对电网实施V2G服务将得到相应的回报为正收入;而电动汽车对电池进行充电,需要支付的电费为负收入,而且在进行充放电过程中会加速电池的损耗,产生的损耗成本也是负收入。因此,目标函数具体描述为:
式中:ρupi,j(t)和ρi,jdown(t)分别为电动汽车在第i段行程第j个时段向电网放电的电价和充电的电价;pup和pdown分别为电动汽车放电功率和充电功率;tupi,j和ti,jdown分别为在第i段行程第j个时段的放电时间和充电时间;η,ηup,ηdown分别为电网转换效率、电动汽车动力电池的放电效率和充电效率,量纲均为1; ωd为动力电池损耗费用率;λup为V2G电池放电电量系数,λdown为充电电量系数,量纲均为1。
式(1)中每个行程的V2G收入(ηηupρupi,j(t)· puptupi,j)是按照其销售电量计算的,即本模型考虑的是削峰填谷服务。其充电电量和放电电量是按照电池参数特性运行的平均充电功率乘以时间得到的, 而且还考虑了充放电过程中的电能转换效率。该模型分别考虑了 充电和放 电的电池 损耗,采用文献 [15]给出的方法,以电池损耗系数乘以充放电电量的方式计量。
模型的决策 变量是充 放电时间表示在第i段行程第j个时段不进行V2G服务表示在第i段行程第j个时段不进行充电 ; 而且不能同时进行充电和放电操作 。
模型约束条件如下。
1)电量平衡约束。在一个周期的时间里(通常为24h),充电电量减去放电电量(车辆行驶中放电和V2G放电)为零。
式中:W为电动汽 车动力电 池平均每 千米的耗 电量;di为电动汽车在第i段行程的行驶里程。
式 ( 2 ) 中是电动汽 车行程消 耗的电能 , 而为所有的充电电量减去V2G服务的电量 。
2)电动汽车行程约束。放电过程必须保证下一个行程行驶需要的电池SOC。
式中:CB为动力电池容量大小;Smin,Smax,Ss分别为电池SOC允许的最小值、最大值和初始值,量纲均为1。
式(3)中电池S OC乘以电池容量等于动力电池剩余电量 ,含义是初始的电池电量减去前k段行程中电池剩余电量的净变化以及第k+1段行程的电池消耗电量应该在允许的S OC范围内。
3)电池SOC约束。电动汽车在每个时段充电电量加上电池允许最少荷电电量不大于电池允许最大荷电电量。
电动汽车动力电池允许最大电量减去电动汽车在每个时段放电电量不小于电池允许最少电量,即
电动汽车 在第k(k =1,2,…,m)段行程第l(l=1,2,…,s(i))个时段,电池充放 电结束时 电动汽车电量要满足不小于动力电池最小允许荷电电量 , 且不大于最大允许荷电电量 , 共有个这类约束条件 , 即
4)时间约束。在每一段行程中的行驶过程结束后,电动汽车的充放电时长要小于两时段的时间差, 每一段行程充放电的时间非负;在同一时段内可以选择充电或放电,但不可同时进行充电和放电;电动汽车在行驶过程中不能充电或V2G放电。
式中:ti,j+1和ti,j分别为电动汽车每日行程中第i段行程第j+1个时段的起始时刻和第j个时段的起始时刻;ttrip为电动汽车行驶时间段。
本文建立的电动汽车有序充电优化模型为混合规划模型,使用YALMIP工具箱[16,17]进行求解。 模型求解的结果表示了电动汽车充放电负荷的时间分布,也可以考察电动汽车成本特点。
1.3考虑行程与电价不确定性影响的模型
电动汽车的每日行程实际上是有差别的,而且实时电价也是每日都有变化,为了更全面地了解行程和电价的随机因素的影响,还需要基于1.2节的模型构成考虑随机因素的蒙特卡洛模拟。
设电动汽车每日的 行程数可 分成N类,例如N=2,3,4,5,6,本文分成5类,表示每日汽车的行程段数可能是2~6个。根据实际的汽车运行数据统计,按照行程数分类,并按照每日行程数的实际数据,统计各类行程出现的概率。再统计每类日行程中具体第i个行程的行驶里程,以及行驶时间和起始时间的概率分布。对实时电价按照每日的小时分类,统计每小时的电价概率分布。
在上述统计中,一般不需要将统计结果用理论的概率密度函数表示,只要给出具体的频度分布即可。例如,本文采用2009年美国交通部对全美私家车的出 行调查报 告 (national household travel survey,NHTS)[18]中的宾夕法尼亚州、马里兰州、乔治亚州的车辆行驶数据,可以得到其私家车每日行程数的统计结果如表1所示。然后按每日行程数相同的数据分类,将原始数据进一步细分,分别统计其中每个类中行程的起始时间和行驶时间的频度分 布,如图1所示。
基于上述数据,蒙特卡洛模拟的总体运行步骤如下。
步骤1:按照每日汽车出行的次数概率抽样产生每日行程次数,根据该类行程中具体各行程的统计概率产生一日中每个行程的起始时间和行驶距 离,得到具体的一日行驶计划。
步骤2:根据实时电价每小时的电价概率抽样得到一日24h的实时电价数据。
步骤3:调用1.2节介绍的模型确定电动汽车的充放电负荷决策,并记录结果(具体包含电动汽车的充放电电量、时刻和成本)。且计算每个小时充放电电量的平均值。具体的统计公式为:
式中:Ehup为模拟得到第h个小时的平均放电电量; euph,i为第i次模拟得到的第h个小时的放电电量;n为本次模拟时已经模拟计算的次数;Ehdown为模拟得到第h个小时的平均充电电量;eh,idown为第i次模拟得到的第h个小时充电电量。
步骤4:判别蒙特卡洛模拟是否收敛。当所有小时的平均充放电电量的变化皆小于5%时,停止模拟,否则回到步骤1开始新一轮模拟。
2计算分析
2.1数据
本文采用实际数据利用第1节给出的模型考察不同电价机制下电动汽车充放电特性及其成本。
电动汽车的充放电电价情景采用1.1节给出的两种情况,在情况1中充电电价数据采用加州的分时电价[19],电动汽车进行V2G服务时的实时电价数据采用PJM市场的实时电价[20]。在情况2中的电价数据均采用PJM市场的实时电价。分时电价是固定的,不会变化,而实时电价每日之间都会有所不同。表2给出了分时电价和实时电价的均值,其每个小时的电价概率分布见附录A。
表2的分时电价和实时电价均值比较可以发现,分时电价只有四个不同的电价水平,而实时电价每个小时的电价都不同,而且分时电价水平要远高于实时电价的均值水平。
电动汽车的行驶数据基于2009年美国交通部对全美私家车的出行调查报告进行了统计,具体的参数统计见附录B。
电动汽车的电池参数采用两种有代表性的电池。一种是比亚迪电动汽车的磷酸锂铁电池(以下简写为BYD电池),一种是尼桑电动汽车的锂离子电池(以下简写为NS电池)[21,22]。其主要的参数如表3所示。而且,每个电池在充放电时允许达到的最小SOC是15%,最大的SOC是95%。动力电池充电效率ηup和放电效率ηdown为0.97,电网转化效率η为0.85。动力电池 损耗费用 率 ωd为2.0~ 8.7美分/(kW·h),这里取4.0美分/(kW ·h); V2G放电电量系数rup和充电电 量系数rdown均为0.1。
2.2充放电量特性分析
当没有V2G功能时,通过充电仅补偿交通行驶消耗的电池电能。按照分时电价和实时电价两种充电电价机制,其充电曲线分布如图2所示。比较两条充电曲线可以发现,在分时电价下充电量均匀分布在凌晨时间段。这是因为 分时电价 (见表2)在1~7h处于最低时段,因此,会尽可能地进行充电, 没有充满的部分也放在次低的电价时段充电,该时段是8~14h和22~24h。但是对实时电价而言, 其不同小时的电价是不同的,因此其分布也就更加具有变化性(例如在09:00时刻还有不可忽视的充电电量),而且电价的随机变化也会引导充电电量的分布变化。
需要特别指出的是,实时电价按照一般的认识会引导电动汽车车主更加合理地分布其充电电量, 但仿真很难支持这个看法。如图2所示,由于实时电价在04:00—05:00时段具有最小的电价,结果充电电量此时形成了一个高峰。这说明要使用实时电价合适地引导充电电量,实时电价就应该具备及时变化的特点。实时电价需要随着负荷变化而及时变化,具有动态性质才有可能得到好的效果。
分时电价具有稳定的性质,但是需要仔细考虑其时段分布,本文采用的分时电价分了三段,刚好区分了22~24h与1~7h的差别,使得充电负荷安排在了负荷最低的时段。这也是分时电价要注意的方面。
图2中还显示了NS电池的情况的充电分布, 其特点与BYD电池几乎完全一样。这说明电价机制的影响并不随电池大小的变化而改变。
当具有V2G功能时,充放电都 采用实时 电价时,BYD电池的充放电曲线分布如图3所示。当采用实时电价充电时,其充电分布形式与无V2G服务的曲线分布形式类似,但是由于有V2G的电能需求,其充电电量远大于不含V2G功能的情况,且有高峰更高的趋势,从计算情况看,有V2G后其平均的最高充 电量为7 kW ·h,而无V2G时仅有2.19kW·h,相差了3倍多。这再次说明如果采用实时电价,则只有动态调整实时电价,才有可能平抑新的充电高峰。
当充电采用分时电价、V2G采用实时电价时, 其V2G服务量非 常少。图3中几乎很 难分辨出V2G的电量曲线与零的差别,仅在14~21h有少许的V2G服务。其原因是V2G作为一种零售的电价通常要高于批发的实时市场电价,只有在很少的时段且很少的一些日子,实时电价才会高于分时电价,因此其V2G服务非常少。
对NS电池进行上述同样的分析,其特征也是一样的,限于篇幅不再介绍。
2.3成本与费用分析
表4给出了在充放电都采用实时电价的条件下,两种电池在含V2G和不含V2G时基于蒙特卡洛模拟得 出的充放 电电量、平均充电 费用、平均V2G收益以及电池的损耗成本。
与不进行V2G服务的情况相比,进行V2G服务后的BYD电池充电量增加了29.8kW·h,NS电池的充电电量增加了11.6kW·h,分别是其不参与V2G服务时充电量的3.4倍和1.9倍。这些新增加的电量将作为V2G服务返回给了电网。也就是说, 如果采用对等的电价机制,电动汽车主在自愿的原则下,会提供至少与交通耗电相当的电量进行V2G服务。电动汽车进行V2G服务的潜力非常大。
有如此大的电量进行V2G服务的原因是在充电和V2G均采用实时电价时,V2G的收益比较好。 BYD电池提供V2G服务后增 加了121美分的收 益,减去其充电增加的充电费用以及因为多进行充放电而形成的 电池损耗 费用,一日还可 增加收益42.67美分;NS电池一日可增加收益14.5美分。
需要指出的是,对电动汽车车主而言其充放电电价直接采用实时电价通常是不现实的,因为采用实时电价意味着其可以直接参与电力市场的竞价, 对单个车主而言不可能做到。本文采用实时电价的目的有两个:一是说明当充放电电价采用具有相同水平的实时电价时,即便考虑电池的损耗,电动汽车电池提供V2G服务可以让电动汽车获得更多的利益;二是说明由于电动汽车在采用实时电价作为充放电电价 后,其可以获 取的利益 相对非常 大,且V2G功能实现后有足够的经济空间通过成立中间的组织实施管理有序充电。
3结语
本文根据2009年美国交通部对全美家用车辆的出行调查结果,结合目前商业应用比较成熟的比亚迪和尼桑电动汽车运行数据,以电动汽车运营效益最大化为目标,以电动汽车充放电容量满足电动汽车行程需求为约束条件,构造了一个电动汽车充放电收益最大化数学模型,该模型较好地体现了电动汽车充放电决策,通过仿真分析,得到以下结论。
1)本文利用日行程和电价信息,构造了一个包含V2G功能的电动汽车充放电模型,为考虑电动汽车车主的意愿提供了一种工具。
2)利用所述模型可以发现,电动汽车采用V2G技术后会给电动汽车车主带来利益,而且还可以协助电网提供削峰填谷功能,是推动电动汽车发展的积极因素。
3)本文研究了实时电价下充电电量的分布,发现实时电价需要动态调整才可以有效抑制充电负荷高峰。
4)本文考察了基于美国PJM实时电价和分时电价以及都采用实时电价情况下电动汽车的充放电策略,发现电动汽车充电电价在批发的实时电价和分时电价之间存在可调整的空间,为组织充电供应商提供了经济上的可能性。
本模型还可以进一步包含多种类型电动汽车的情况,进而成为讨论整体电动汽车负荷的工具,并有可能讨论动态实时电价的影响分析。
附录见本 刊网络版 (http://www.aeps-info. com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：以电动汽车运营收益最大化为目标,以满足电动汽车动力电池充放电容量及电动汽车行程需求为约束条件,构造了一个电动汽车充放电收益最大化模型,该模型表示电动汽车充放电决策。以2009年美国家庭出行调查为依据,根据用户出行规律,采用蒙特卡洛模拟法模拟用户行程需求,对电动汽车充放电运行的经济效益以及充电负荷分布进行仿真计算和分析。研究结果表明,所提出的模型可以表示电动汽车响应电价的能力,利用该模型还研究了实时电价对含电动汽车接入电网功能的电动汽车充放电电量分布及电动汽车运行成本的影响,揭示了实时电价机制为了更好地促进充放电电量的合理分布需要动态调整的特点,以及电动汽车接入电网功能可以显著减少电动汽车的运行成本,且存在较大的经济空间组织充电运营商的特点。电动汽车电池存储作用值得进一步开发。
我国电价政策和上网电价方法初探 篇8
我国的电力在计划经济下是行政性垄断行业, 对价格的管制极为严格, 国家操控下的电价种类极其繁多, 再加上我国的电力体制改革是渐进实施的, 所以目前电力市场在各个环节的定价, 很大程度上仍依赖于原有的定价模式, 使我国的电价改革难度比较的大。因为上网电价是电力价格体系中的重要环节, 是调节厂网利益的重要尺度。电厂与电网的分离, 必然打破在电厂与电网之间以电能为产品的传统生产流程关系, 而形成以电能为商品的新型买卖关系。上网电价也就成了电厂与电网利益分配的重要尺度, 如何确定上网电价会直接影响电厂与电网的利益, 上网电价必将成为电厂与电网的共同关注点。希望通过对上网电价制定方面的问题的探讨和阐述, 能够引起有关部门对上网电价改革的重视, 把电力工业电价改革的第一步——上网电价的历程走好, 为其他环节的改革做好铺垫。
1 制定上网电价的方法
1.1 上网电价特点
制定电价的方法不外乎两种, 即会计定价方法和边际定价方法。以成本为基础的不同的定价方法实质上反映不同的成本核算方法, 但电价的制定首先必须保证发电成本的全部回收, 并考虑一定的投资回报。
1.1.1 一部制上网电价的特点
①优点:第一, 一部制电价符合市场竞争的客观规律;第二, 一部制电价有利于降低成本、增加效益;第三, 一部制电价操作方便, 结算简单。
②缺点:第一, 一部制电价反映不了峰电源、基电源的成本结构和效益结构;第二, 一部制电价不利于电网电源和资源优化配置, 不利于电网经济调度;第三, 一部制电价反映不出新老电源成本结构的差异;
1.1.2 两部制上网电价的特点
两部制电价, 指分别按照容量和电量两部分来计费的电价制度, 由容量 (基本) 电价和电量电价构成, 其中容量电价部分一般根据接入系统的额定容量大小计费, 主要用于回收固定成本;电量电价则是根据实际成本发生的电量交易计费的, 主要用于回收变动成本。其特点:
(1) 容易实现合理补偿成本、合理确定收益的原则。
(2) 能较好地体现“同网同质同价”的原则, 有利于电网的经济调度。
(3) 能较好地处理我国新老电厂的竞价上网问题。
(4) 吸引投资, 利于融资。对于电厂来说, 由于有容量电价作保证, 相对仅用单一的电量电价在市场上竞争, 市场风险减小, 资金来源稳定, 融资还贷和投资回报有保证。
1.2 两部制上网电价比较
(1) 会计成本方法, 一般依据以往的帐面投资计算折旧费用。考虑到通货膨胀因素及能源、环境等方面开支的增加, 使得按以往帐面投资计算的折旧费, 不能满足企业扩大再生产的要求。而边际成本方法依据将来的供电成本计算电价, 克服了这一缺点。
(2) 会计成本定价法以历史的投入成本和运行成本为基础测算电价, 但其采用现行价格来制定电价, 受未来通货膨胀和环境改善要求的影响, 现行价格易受到扭曲, 达不到资源合理分配的目的, 并且, 折旧率和报酬率是人为定的, 容易使电价严重偏离价值。而边际成本方法采用的是影子价格, 能正确的反映将来经济成本的变动趋势和未来资源的价值, 避免了电源结构改变及投资的波动对成本造成的影响, 可获得最大社会效益。
(3) 边际成本定价尤其是短期边际成本定价容易造成收支不平衡。而会计成本方法却不存在这一问题。
2 两部制上网电价在操作中出现的问题及建议
2.1 出现的问题
两部制上网电价定价方法在实际运用中, 难免出现一些问题, 比如:
(1) 两部制电价中的容量电价可变性大, 容量成本的可比性较差。
(2) 两部制电价中, 容量电价虽然表面上更能体现“公平”原则, 但复杂的操作不易实现。主要是机组的分类和定义问题, 是按容量来确定还是按照类型来确定容量电价?如果按照相同装机容量机组容量电价相同, 则同一电厂、同一网内会有数个容量电价, 这使操作变得复杂化。同时, 装机容量相同而性能不同的机组将陆续投入运行。
(3) 采用两部制电价定价方法制定上网电价, 虽然电厂固定成本及利润仅靠容量电费就可以得到补偿。但是竞争只局限于电量电价, 市场竞争力度比较小, 发电企业参与竞争的积极性低, 取得的效果也有限。
2.2 对策和建议
针对两部制电价在操作中出现的问题给出以下一些改进措施:
(1) 尽快整顿我们国家电厂参差不齐的状况, 合理的完成并网、并厂。在容量电价的核算过程中, 关键是哪些机组归为使用同一个容量电价的类别, 建议水电机组和火电机组分开, 根据实际情况, 核定基荷、腰荷和峰荷电厂机组的边界, 制定三个容量电价。
(2) 为了更好的鼓励竞争, 固定成本不完全由容量电费回收, 把其中的一部分通过电量电费回收, 这样就是容量电费回收的那部分固定成本为容量成本, 而通过电量电费回收的运行成本和部分固定成本为电量成本, 很显然, 总有下式成立:容量成本+电量成本]固定成本十运行成本。
(3) 可以根据市场供求关系的变化调节容量电价 (同比例下调容量电价) , 其基本构思是引入反映电网所在供电区域电能供应状况的市场供求关系来确定容量电价, 供大于求, 容量电价适当下调;供不应求, 容量电价至少维持正常水平, 需要还可以适当的上调, 即缺电时多支付一些, 反之则少支付。
3 结语
建议在电力市场电量紧缺、电源投资资金充裕以及经济较为发达而且调峰机组较少的地区, 采用操作比较简单容易的单一制上网电价, 火电机组比较适用。反之, 采用两部制上网电价, 用于调峰和调频、调相、备用任务的机组, 主要是水电厂。
在资源配置效率方面, 边际成本法优于会计成本法, 在避免亏损、保证财务平衡方面, 会计成本法优于边际成本法。从电力工业的长远发展和社会效益最大化的角度来考虑, 边际成本法定价是必然的选择。
摘要：上网电价是电价体系当中的基础环节, 在电力市场上能发挥杠杆作用。由于历史原因, 不同类型的电厂继续执行着不同的上网电价。在“厂网分开、竞价上网”的进程中, 如何制定科学合理的上网电价, 保持发电市场的供求平衡, 促使电力市场在公开、公平、公正的条件下进行有效竞争, 保持整个电力市场充满活力, 使资源得到合理配置, 使社会效益得到优化。文章首先对电力市场化的改革作简单的阐述说明, 之后再针对目前人们比较关注和应用比较广泛的两部制上网电价, 将其分为会计成本法和边际成本法来论述, 并作比较和分析。
关键词：电力市场,电价政策,两部制上网电价
参考文献
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