区域电力市场模式设计（共6篇）
区域电力市场模式设计 篇1
0 引言
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。
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区域电力市场模式设计 篇2
关键词：电力市场化；电力营销模式；研究
电力市场化导致原本处于垄断地位的电力行业，失去了卖方市场的优势。而随着科技的进步与电力企业的增加，导致原本供不应求的市场供求关系，发生了极大的转变。这种供求关系的转变促使电力企业逐渐进行市场化转变，所以，对其营销模式的研究具有重要意义。
一、当前电力市场经营现状
（一）用电紧张
在国民经济飞速发展的当下，用电需求也逐渐增加。而传统的供电企业，缺乏应对供电需求在短时间内暴涨的机制，并且其发电供电水平也无法满足大量的供电需求。因而导致供电紧张的局面。同时，电煤的供应量时有不足，限电、断电情况较多。使得电力企业将大部分资金投入到对电力供应的保障中，从而在市场竞争上处于劣势。
（二）输配电价格不明确
我国对与供电价格的确定，采用成本加利润原则。虽然表面上看，符合价值规律与市场规律。然而，在当前国内，对与供电成本一直存在争议。之前发生过不少在电价制定过程中，采取虚增成本的方式进行操作，从而伤害到用电用户的利益。并且，还有发电成本主辅不分等问题，使得电价制定，缺乏准确的依据，从而影响供电企业的经营效益。
（三）定位不明确
进行市场化改革后，电力企业应当以企业的形式，进入市场，在市场规律下优胜劣汰。然而电力作为能源性产业，与政府、政策之间的联系，依旧十分密切。使得电力企业虽然进行了市场化改革，但仍然没有明确自身在市场中的定位。企业负责人有的将电力企业作为竞争性企业，然而亏损时，外界和企业内部都会给予决策者以巨大的压力。而如果将电力企业作为公益性质的企业，以为人民服务为第一位，则在实际工作过程中，就无法平衡企业利益与社会利益之间的关系，面对主管部门考核，也无法交出满意的答卷。
二、电力企业营销模式
（一）服务型营销模式
为了适应市场供求关系的转变，以及新时期人们的消费习惯。所以需要转变以往卖方市场的思维模式。从提高服务质量与服务效率的方面入手，开拓市场，吸引用户。电力行业的服务型营销模式，相比于其他行业的服务模式具有其自身的特殊性。在传统理论中所包括的服务主体、服务过程、以及产品展示等的基础上，增加了服务的技术与功能两方面的服务质量标准。该理论认为电力营销应该以提高电力用户的满意度为标准，首重消费者体验，然后进行市场开拓。
（二）综合营销模式
综合营销是其他多种营销模式的结合体，其中包括关系营销、市场营销等内容。这种模式在于吸取其他经营模式中的优点，并结合电力企业自身的运营特点，形成一种适用于本企业的营销方法。这种方法认为，企业硬干将各种产品资源、服务资源以及其他的资源，充分利用起来，使之激活并用于电力营销服务中。该模式使用过程中具有灵活性与适应性特点，对当前我国的电力市场经营与发展，具有一定的促进作用。
三、促进电力企业营销效率的方法
（一）提高管理水平
作为电力企业营销的核心工作，电力营销的效果将直接影响到企业的生存和发展。为了提高市场化环境下，电力企业的竞争力，并增加企业的收益。对电力营销管理进行优化，势在必行。通过强化营销管理，能够使得市场营销更为高效与有序。加强管理的主要方法在管理的信息化，过去的电力企业信息化管理水平不够，虽然有信息管理系统，但系统陈旧，安全性不够，操作缺乏便捷性。故而，需要投入大量的资金，对过去的信息管理系统进行更新和换代。
同时，为了降低系统的漏洞，提升安全性。还需要对管理系统的网络环境安全进行分析，对存在漏洞的部分予以修复。规范工作人员的操作，防止操作失误引发系统故障。
（二）积极开拓市场
在市场化过程中，需要将工作中心放在市场变化和用户喜好这两个方面。从而为将来的市场拓展，建立好牢固的基础。市场竞争力的提升，与服务质量和服务效率两者紧密相关，只有具有一定水平的服务质量，才能使用户对该企业的供电产品给予青睐，从而提升市场竞争能力。占据大量的市场份额。
此外，还需要建立灵活的电价制定标准，并坚持“同网同价”原则，确保用电质量合格，并使电网的性能得到合理的改善。对于一些有特殊用电需求的用户，对其特殊需求尽量满足。使电价的制定让用户满意的同时，还能够使企业获得应有的收益。同时还可以借鉴其他产品的营销策略，将电能比作实体商品，对用户采取优惠措施等方法，变被动为主动，对电力供应市场进行自主开拓。
（三）明确市场定位
为了抢占市场，必须首先对自身观念进行转变，明确自身定位。使整个电力企业的工作都以市场为导向，以追求效益为基本目标。注意用户的用电体验，使得企业形象与品牌形象都能够成功的树立起来。同时，还要不断的从技术角度进行创新，提升网络化管理的程度，与电子化运营的程度。实现营销过程的系统化与全面化管理。为普通用电用户和其他的用电企业提供优秀的服务，获得大量的用户基础，为进一步的市场开拓，做好准备。
四、总结
本文从当前的电力市场营销现状入手，对影响电力企业经营效益的相关原因进行分析，同时列举了服务型营销模式与综合型营销模式在目前电力市场化中应用的可行性。最后根据相关问题，提出了优化营销模式，促进电力企业效益发展的几点看法。包括提高管理水平，制定灵活的电价制定机制和积极的开拓市场等。
参考文献：
[1]刘彦宏.电力市场化过程中电力营销模式研究[J].黑龙江科学，2014（11）：176-176.
省级电力市场模式分析与设计 篇3
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.
区域电力市场模式设计 篇4
随着电力体制改革和管理职能转变, 客户电力工程市场竞争已经逐渐明朗化。但从近年来的市场分析与行业协调情况来看, 竞争无序、价格混乱、质量缺陷、设备隐患等问题也随之暴露出来。目前, 仅就岳阳客户电力工程运作与管理方式而言, 主要体现在3个方面: (1) 工程发包由客户自主选择设计、施工企业, 并在追求低工程造价基础上发包项目, 安全技术质量常常被忽视; (2) 工程承包由承装 (修、试) 电力设施企业自我运作, 协议工程预算没有规范, 设备选择、采购偏向低价位, 项目施工常常存在隐患; (3) 工程管理由供电企业依法对客户电力工程项目进行业务管理, 由于其行政职能剥离和承诺“‘三公’服务”、恪守“三不指定” (不指定设计单位、不指定施工单位、不指定设备供货单位) 原则, 工程发包、承包与业务管理基本脱节, 项目安全技术质量管理、检查、验收常常处于被动状态。
2 市场需求
当前, 由于市场管理机制的缺失, 导致客户电力工程业务管理与市场运行脱节, 各种不良问题凸现, 加上工程质量监管不够到位, 给电网安全运行留下了潜在的隐患。因此, 建立一个规范、有序、高效的客户电力工程市场化管理运行模式已成为市场需求。
电力客户 (业主) 对电力工程质量与价格选择的认识反差较大, 在强调自我发包的同时, 对工程市场化管理与施工质量表达了愿望。施工单位在取得承装 (修、试) 电力设施许可资质后, 对规范客户电力工程管理与防止低价无序竞争有市场需求。供电企业对客户电力工程接入电网有严格要求, 对非招投标承包工程的施工质量表示担心, 并认为目前的业务管理模式已不能满足安全技术质量的管理要求。
3 构建思路
从市场需求来看, 一方面承装 (修、试) 电力设施行业资证监管为规范电力市场提供了良好的基础, 另一方面也给供电企业业务管理提出了新的课题, 即如何解决客户电力工程市场化管理问题。笔者通过对客户电力工程管理现状分析和相关市场需求的研究, 在运行模式设计上提出相应的构建思路:依法确定管理主体、设立运行机构、建立标管体系、制定质评办法和明示市场流程, 促使客户电力工程向市场化管理转变。
4 模式设计
(1) 管理主体是建立市场化管理平台的前提。由于政企分离及行政管理职能转移, 供电企业已不再有相应的行政管理权限, 政府电力管理部门也就自然而然的成了客户电力工程市场化管理主体。
(2) 运行机构是建立市场化管理平台的基础。由管理主体牵头组织, 依法设立专门的客户电力工程市场化管理机构, 负责相关工程承包、物资采购招投标及组织专家开展安全技术质量评价工作 (见图1) 。
(3) 标管体系是建立市场化管理平台的条件。在管理主体的指导与监管下提供一个相对稳定、规范的招投标运行体系, 使追求利益最大化的经济体在市场规则下进行竞争 (见表1) 。
(4) 质评办法是建立市场化管理平台的保障。通过对工程项目安全技术质量评价, 发现施工过程中存在的问题, 有利于客户及承装 (修、试) 电力设施企业对薄弱环节加强管理, 使电力工程质量及运行效能为客户所接受 (表2、表3) , 并相应达到电力需求侧管理要求。
(5) 业务流程是建立市场化管理平台的关口。客户电力工程的市场化管理及业务活动, 主要表现为各种流程;而这些流程作为关口, 输出的是承装 (修、试) 电力设施企业和电力业务管理部门交付给业主的产品或服务。因此在市场化管理的平台建立后, 其业务管理可按以下流程进行 (见图2) 。
5 建议
客户电力工程专业性很强, 且涉及客户安全用电和电网稳定, 在管理上完全依靠市场自发调节, 可能会因信息不对称等造成恶性竞争和不正当竞争。管理主体应考虑在“该放开的坚决放开, 该管好的坚决管好”原则条件下, 通过创建完善的客户电力工程市场化管理运行模式, 对其业务正确引导和监控可有效避免市场失灵带来的损害。作为电力工程业务管理部门, 应当积极、主动与电力行政及监管部门一起创建公平、有序、高效的市场竞争环境, 增强客户电力工程市场化管理的透明度, 监督工程设计、施工质量, 保障电力客户、施工单位和供电企业三方的合法权益。针对以上情况, 提出以下几点建议。
(1) 由管理主体牵头组织, 联络相关行政管理部门参与, 借助供电企业专业人力资源投入, 通过法律程序建立客户电力工程市场化管理机制及运行机构。
(2) 按照相关行业法规, 制定《客户电力工程市场行政执法与行业监管办法》。
(3) 按照相关行业法规, 制定《客户电力工程市场化管理办法》。
(4) 按照相关行业法规, 制定《客户电力工程招投标办法》。
(5) 按照相关专业管理办法和技术标准, 制定《客户电力工程安全技术质量评价办法及标准》。
(6) 按照相关行业法规, 制定《承装 (修、试) 电力设施行业自治自律约规》。
区域电力市场模式设计 篇5
关键词：区域电力市场,市场力,对策
由于我国目前区域电力市场刚刚建立, 相应的交易规则还远未成熟, 并且已经暴露出了一些明显的问题, 尤其是滥用市场力的问题直接影响到了区域电力市场的健康发展。因此, 从研究发电厂商的市场力入手, 提出合理的抑制市场力的有效措施, 对于今后整个区域电力市场的良性发展都具有非常重要的理论研究价值和现实意义。
1 市场力的定义
市场力 (Market Power) 是指某一产品或服务的提供者能够持续地影响或操纵市场价格, 使之一直高于完全竞争情况下的市场价格的能力[1]。在完全竞争市场中, 所有厂商都是价格接受者, 不能影响市场价格, 而只是将市场价格作为既定价格来接受, 因而市场力为零。而在不完全竞争市场中, 各个厂商面临的需求曲线都是一条递减曲线, 各厂商为了追求最大利润而限制产量, 使市场价格高于完全竞争情况下的市场价格, 从而获得超额利润。这是由于市场参与者 (厂商) 拥有并行使市场力的结果。
电力市场属于典型的寡头市场, 各发电厂商都或多或少的拥有一定左右价格的能力。电力市场中市场力的存在不利于市场的自由竞争和市场效率的提高, 因此引起了各国电力行业运行人员、研究人员以及经济领域研究人员的高度重视。即使在不集中的发电市场中, 或对于小规模的发电商, 也会存在使用市场力的机会, 电力商品交易的特殊性为他们使用市场力创造了条件。
2 市场力产生的原因
在各行各业中, 都或多或少的存在着市场力。但是由于电力需求价格弹性很小、不可存储、严格的机组容量约束、输电线路的容量限制和发电设施投资巨大等因素的影响, 电力行业产生市场力的可能性比其它产业大得多。一般来讲, 电力市场中产生市场力的原因主要有以下几点:
2.1 垄断性市场份额
市场中的某发电商的市场份额或所有权一旦大到足以影响市场价格时, 它就有提高机组报价, 使之成为系统边际机组以抬高市场出清价的动机。即使参与市场竞价的单个发电商没有占据明显的垄断性市场份额, 但是经过日复一日的市场竞价, 发电商利用在相似供求条件下重复竞价、逐渐了解竞争对手的运行成本等的私有信息、收集以获取竞争对手市场行为的信息等客观条件和手段容易暗中串谋形成寡头垄断, 从而利用市场占有份额增大的市场优势来实施市场力, 操纵市场出清价。
2.2 传输线路阻塞
在电力系统中, 电能是通过输电线来传送的, 当某一条输电线输送的潮流达到一定的限值后 (如线路满载值) 就不能再在线路潮流方向上增加电能, 这即是所说的产生了传输线路阻塞。输电线路容量约束或阻塞会产生局部区域市场力。当一个地区的用户从其它电能便宜地区获取电量而由于出现传输限制时, 处于该地区的发电商就有能够实施市场力的条件。因此区域发电商有可能利用输电线容量约束, 策略性增加发电量, 人为制造网络阻塞以为获得市场力创造条件。
2.3 需求侧缺陷
电力是特殊的商品, 它在生产后0.1s之内被消费, 而系统也只储有不到0.1s的电力。这些物理特性决定了电力产品生产的边际成本变动很快, 其输送成本变动也很快。但是, 由于用户侧并未实行实时电价, 缺乏计量和实时结算, 大多数用户对输电成本的实时变动没有反应, 也就是说, 缺乏需求弹性。这给卖方行使市场力创造了有力条件。
2.4 市场结构及运行机制设计存在缺陷
市场竞争主体规模划分严重不均、未形成有效的用户侧响应机制、合约电量与竞争电量确定的比例不尽合理等市场结构设计的缺陷均将导致卖方市场力的出现。权责界定不明确、价格形成机制不合理、运行规则存在漏洞、法律法规不健全等一系列市场机制设计上的缺陷也会导致竞争者利用机制上的疏漏行使市场力, 投机获利[2]。此外, 监管机制不健全, 规则办法不合理, 以及市场运行监督不到位等也会导致市场力的发生。
3 电力市场中抑制市场力的策略
现实的市场不可能达到完全竞争市场的地步, 所以市场力或多或少存在, 而一个好的市场设计和市场监督机制可以有效地抑制市场力的滥用, 最大限度地降低市场力对于市场正常有效运行的影响。
3.1 限制单个发电厂商的市场份额
限制单个发电商可以提供的总容量, 可以有效地减少处于优势地位的发电厂商的市场份额, 使市场更接近于竞争状态。一般的国家都会限制发电公司的市场占有率。美国的联邦能源管制委员会要求单个电力供应商的市场份额不得高于20%, 并以此作为监管发电企业兼并的一个指标。同时, 市场规则中应该通过具体措施削减市场进入壁垒, 鼓励兴建新的高效发电厂, 从而增加发电市场的竞争力度。
3.2 电力远期合约和期权期货等金融工具的使用
电力远期合约和期权期货等金融工具的使用具有锁定市场价格、规避市场风险的作用。一个发电厂商签订了更多的远期合约, 则他就只有少部分的电量可以在现货市场上出售, 从而降低了发电商操纵现货市场电力价格和实施市场力的动机。英格兰和威尔士的电力市场改革实践表明, 远期合约在减轻市场力方面的作用是巨大的。同时, 发电方和电力用户为了规避市场风险, 具有使用电力远期合约和期权期货等金融工具的动机, 而套利者的存在可以使远期市场和现货市场的价格趋于一致, 从而促进了市场的良性发展。这方面已经有了一些成功的经验[3], 例如:美国PJM市场中采用的电力期货和期权合约、澳大利亚国家电力市场中采用的避险合同和加利福尼亚采用的输电权合同等。
3.3 引入零售侧竞争, 加强需求侧响应
根据经济学理论, 垄断厂商不可能在一个需求弹性丰富的市场中长期操纵市场力, 随着需求弹性的增大, 发电商的市场力将会极大地降低。允许用户参与竞价, 在尽可能大的程度上依据市场价格的高低来决定是否购买电力, 使得市场价格真正成为供需双方共同作用的结果, 是限制发电厂商滥用市场力的有效途径。因此, 制定相关的政策促进用户对短期内价格波动的反应能力, 提高用户的需求价格弹性, 对减轻市场力有非常积极的作用。可以通过允许大用户投标、实施用户峰谷电价等方式来实现, 这些措施不仅削弱了发电厂商的市场力, 同时降低了峰谷差, 平缓了用电高峰备用容量不足时的供需矛盾, 具有十分重要的意义。
3.4 采用发电报价曲线投标
申报供给曲线而不是简单的申报容量电价也是一个降低市场力的方法。“供给曲线报价”比一般的竞价形式更为复杂, 其价格是根据一系列的输出水平确定的, 这种报价形式可以明确的知道该发电商在某一供给水平上的报价。
竞价曲线有两种类型:Cournot (古诺) 类型和真实供给曲线类型。Cournot竞价曲线是基于Cournot产量极限的边际成本设定价格, 当该价格高于价格上限则按价格上限设定价格;真实的供给曲线将价格设定的高于边际成本但在一定程度上低于价格上限。采用真实的供给曲线类型竞价比Cournot类型更能有效减少市场力, 因为它在实质上加剧了竞争。
当一个供电商用供给曲线竞价取代固定数量曲线竞价时, 他就减少了其他供电商的市场力。如图1:
D为实际需求。图中显示了一个非常陡峭的需求曲线和某供电商的供给曲线S1。假定市场中有两个供电商, 另一个供电商就会在分析市场时同时考虑需求曲线和供给曲线S1。从需求中减去S1的供给即是另一发电商将供给的剩余需求。与最初的需求曲线相比剩余需求曲线的斜率降低, 也就是说比原需求曲线的价格灵敏度增加。当价格上升时, 需求减少, S1的输出增加, 剩余需求曲线降低。
在一定的需求水平上, 供给的不确定性越高, 就越接近于竞争性的边际成本竞价。需求不确定与一天之内的需求波动对供电商的影响效果是一样的。
利用供给曲线竞争, 每个供电商都使得其他供电商面对的剩余需求曲线对价格更为敏感。在有若干个供电商的情况下, 每个供电商都会从总的需求中减去其他供电商的供给, 从而获得自己的剩余需求曲线。
每个供电商会发现, 使用供给曲线竞价比使用Cournot竞争在价格上升时减少了更多的销售量。这样就抑制了市场力。
3.5 其他方法
除了以上方法外, 还有一些手段也对降低市场力起着一定的作用:
3.5.1 降低市场进入壁垒
我国发电产业的进入壁垒主要受相关政策和电力总体供需形式的影响, 在电力供大于求时, 政府管制较严, 进入壁垒高;当供不应求时, 政府管制很松, 进入壁垒主要表现在进入资金方面。那么政府就应该在政策和信贷方面鼓励对必要的新增发电容量进行投资, 以保证足够的发电容量来满足社会需求, 防止发电商利用发电量的绝对稀缺滥用市场势力。同时加强对市场参与者的经济监管, 根据市场参与者对市场价格信号的反应及时对政策进行调整。只有这样才能鼓励更多的厂商进入市场, 改变发电市场的集中度, 调整高峰时段的供求关系以防止市场中的发电商利用自身优势滥用市场力以获取超额利润。
3.5.2 加强电网建设和互联能力
电网建设可以加强电力的传输能力、优化潮流、降低线路阻塞发生的概率, 有效地控制处于有利地理位置的发电商滥用市场力。在区域电力市场中, 可以利用各子网瞬时的负荷波动和电源故障的不同步来缓解局部负荷备用不足的压力, 增强系统的安全可靠性。当区域电力市场之间的网络有足够强的互联能力时, 一旦出现电力短缺, 就可以从其它的区域购买相对便宜的电能来缓解紧缺, 从而可以消除区域电力市场内部存在的局部市场力。
3.5.3 设立价格上限
设立价格上限的方法简单易行, 可以防止发电商过多地获得超额利润, 目前各国对发电市场的价格监管主要是采取这种方式。但是对于这一做法存在着很大的争议。支持者认为它可以有效地降低市场力, 而反对者认为高的价格并不是市场力滥用的必然标志。决定一个可行的上限价格也是一个难题。设定值过高, 则市场风险太大;设定值过低, 则打击了新投资者进人市场的积极性, 容易引发将来的电力短缺。因此价格上限只是一个在短期内比较有效的方法。在使用时要综合考虑各种影响因素的作用。
3.5.4 加强市场监管
电力监管是指政府运用行政、法律手段, 对电力行业经济活动实施的直接或者间接干预行为, 包括对自然垄断环节的直接监管和对竞争性环节的间接市场监管。
加强市场监管的主要目的就是对市场上的价格操纵行为进行调查取证并进行严厉处罚, 当这种处罚超过实施市场操纵行为的发电企业获得的超额利润或者可能取消其市场主体资格时, 将对发电企业实施市场操纵产生巨大的威慑作用, 从而限制市场力的发挥。
另一方面, 加强监管可以增大市场的透明度, 把市场的历史交易价格、交易数量、负荷预测、机组备用与检修情况、市场参与者的数量与规模等尽可能多的市场信息予以公开, 保证市场参与者能进行公平竞争;中小用户应能及时准确地获得现货市场价格, 以便根据现货市场价格调整需求量, 提高用户需求弹性。
但是, 不管监管工作做的如何之好, 提前防范总好过事后的监督处罚。本质上对市场力最好的解决办法还是要有充足的发电容量, 较好的需求弹性, 消除输电容量约束, 鼓励扩大合同的覆盖面, 有效的交易规则和公平透明的市场环境。
4 结 论
本文从电力市场中市场力的形成原因和抑制市场力的措施对我国区域电力市场建立之后市场中存在的市场力问题进行了探讨。市场力问题不仅受到了研究人员的重视, 也受到了电力市场运行及监管方面的技术人员的关注, 因为它直接关系到电力市场化改革的成败和市场运行的效率。电力监管机构必须采取必要的措施防范市场力的滥用, 控制市场风险, 保证电力市场的公平、有效竞争。
参考文献
[1].林济铿, 倪以信, 吴复立.电力市场中的市场力评述[J].电网技术, 2006, 26 (11) :70~76
[2].周莉萍, 黄海波.电力市场的市场力研究评述[J].技术经济与管理研究, 2004, (2)
[3].曾次玲, 张步涵.电力市场中的市场势力问题初探[J].电力建设, 2002, 23 (5) :62~66
[4].夏清, 黎灿兵, 江健健.国外电力市场的监管办法、指标与手段[J].电网技术, 2003, 27 (3) :124
区域电力市场模式设计 篇6
当前,国内外电力市场大多建立在实时电价的理论基础上。实时电价理论由Schweppe等人提出[1],其核心思想是由电力市场供需关系,形成不断变化的出清结果,达到资源优化配置与合理定价的效果。对于如何形成实时电价及如何竞价与结算,目前的市场大多采用分时竞价方式,即逐时段对负荷进行拍卖。这种竞价方式比较直观,可以方便地借鉴其他商品市场的竞价研究理论,在实践中得到广泛应用,但同时也存在与电能生产特点联系不够紧密等弊端。
分段竞价思想最早在文献[2]中提出,即把电能按连续生产或连续消费的时间分段,然后按段进行平衡和买卖。这符合电能生产和消费的持续性特征,体现了电能同质同价的原则,市场中便于发电商确定机组运行方式和投标,便于解决机组启停问题,市场出清简单透明。相对分时竞价方式,分段竞价可以显著降低市场购电费用,具有更高的市场效率,更能体现市场的公平性[3]。基于分段竞价的理论,文献[4,5,6]还进行了出清算法、阻塞管理、双边合同等方面的有益研究。
本文在分段竞价的基本规则和模型基础上,结合区域电力市场的特点[7],对分段竞价在区域电力市场中的实用化进行了研究。基于本文提出的出清算法,不仅可以较好地考虑水电等清洁能源的优先安排,而且可以较好地解决区域电力市场中的价区划分、机组等报价时剩余容量的分配与削减问题,从而将分段竞价理论与区域电力市场的特点相结合。
1 采用分段竞价的区域电力市场运营方式
采用分段竞价的区域电力市场运营方式主要分为以下步骤:修正负荷曲线、对负荷曲线进行分段、发电机组报价和市场分段出清。市场流程如图1所示。
流程中的负荷预测、发电商报价等都是较为成熟的研究内容,这里不再赘述。下文主要针对负荷曲线的修正和分段、省间潮流断面限制、等报价机组处理等问题进行讨论。
2 负荷曲线的修正和分段
当电力市场只开放发电侧竞争时,电能需求的日负荷曲线可通过负荷预测得出,假定为已知数据。而区域内一些小容量机组通常不属于统调管辖范围,需要从整个日负荷曲线中减去其出力。
对于减去小机组出力的日负荷曲线,再进行水电出力的安排,具体原则为水电的强迫出力优先安排在基荷部分,水电的可调部分从峰荷部分开始寻找合适的位置进行安排,从而尽可能利用水电机组优良的调节能力和水资源这类清洁能源。负荷曲线修正如图2所示。
进行完上述2部分工作后,即可得到修正的日负荷曲线,本文中的分段竞价主要是对上述修正后的日负荷曲线横向进行负荷段的划分和竞价。根据分段竞价的基本理论,负荷段划分越多,竞争越公平,市场效率越高[1],但在实际应用中,为了与常规的调度概念互容,将日负荷曲线划分为基荷、腰荷、峰荷3个负荷段。
对于负荷曲线的分段,基荷与腰荷的分界原则比较简单,即采用经修改后的用于竞价的日负荷曲线上的最小值作为划分基荷与腰荷的分界数值;但是,对于腰荷与峰荷之间的分界,方法并不唯一。
较好的方法之一是在出清过程中通过购电费用最小来动态划分该分界线[4]。这里主要讨论在报价前就划分腰荷与峰荷的2种方式:一种是以两峰之间的最低谷为腰荷与峰荷的分界数值,如图3(a)所示;另一种是以日平均负荷作为腰荷与峰荷的分界数值,如图3(b)所示。这2种方法各有利弊,前一种方法有利于减少腰荷段的间断,但有可能面临不能很好处理图3(b)中负荷曲线的情况;后一种方法可应用于各种情况,但对于图3 (a)中负荷曲线腰荷段会产生间断。
原始负荷曲线通常是如图3(a)所示的双峰曲线,但在机组实际报价时,面临的是经过水电削峰后的修正负荷曲线,该负荷曲线可能是双峰,也可能是如图3(b)所示的单峰,此时采用平均负荷划分的方法对这2种情况都适用,推荐在实际中采用。
3 引入省间潮流断面约束的区域电力市场价区划分
在中国的区域电力市场建设中,由于各省(自治区、直辖市,下同)经济发展的差异,通常整个区域电网不是执行统一出清电价,而是划分为几个价区,在某个价区内实行统一电价[8]。这里就需要首先解决价区划分的问题,而价区划分通常按省提前给定,如西北电网中,陕西为第1价区,甘宁青为第2价区,新疆为第3价区。
由于在区域电力系统实际运行中,有时不需要详细考虑每条线路传输容量的限制,而往往只需要考虑关键的省间潮流断面约束[9],如图4所示。
引入省间潮流断面约束后,区域电网就可以按照该约束来自动划分价区。如果出清过程中,省间潮流断面一直都有剩余容量,则说明电力资源可以在全网范围内优化,则执行全区域的统一电价。如果在出清过程中,省间潮流断面没有剩余容量,即该约束限制了廉价电力向外输送,此时就自然将区域分为多个价区。至于自动划分的价区数,取决于设定的省间潮流断面约束。
具体来说,对于潮流断面输送容量限制的处理,传统的方法是先不考虑此约束进行市场出清,然后利用灵敏度方法进行调整,但此时需要知道电网的详细参数,计算较为复杂[6]。在没有环路的情况下,可采用统计的方法对此进行处理,即统计断面一侧分区中当前被选中的机组总出力,并将其与该分区的负荷相比较,就可得知通过潮流断面流入/流出的功率,并判断是否会出现不满足约束的情况。
应该指出的是,火电报价时面临的省间潮流断面剩余输送容量Pr,b(t)是时间t的函数。这是因为先于火电安排的水电机组的调度计划通常按照小时给出,各小时出力并不完全一样,加之腰荷和峰荷负荷曲线可能存在间断。这就使得开始阶段省间潮流断面输送容量在各小时都一样,但在安排了水电后,省间潮流断面输送容量在各小时就不再完全一样,需要分小时进行考虑。如何将传统调度和分段竞价结合起来,将是进一步研究的方向。
处理省间潮流断面的流程如图5所示,可以看出本文中采用的统计方法与竞价过程相结合,处理更加简单、高效。
需要说明的是,省间潮流断面的处理方法可以适用于其他类似的潮流断面。但对于拓扑图中含有回路的潮流断面约束如何简单、高效地进行处理,仍是一个需要研究的问题。
4 分段竞价中等报价机组的处理
在一个电力市场中,很可能会出现几个机组报价相同的情况,此时就需要按某种原则对几个机组进行负荷容量分配,这里主要讨论按比例分配的方法。
此时需要考虑负荷平衡、机组最小技术出力等约束,并可能会遇到“约束下调”的情况[10]。注意省间潮流断面传输容量约束判断在竞价过程后会加以校正,这里不再考虑该约束。
5 区域电力市场分段竞价的数学模型
5.1 目标函数
由于本文主要针对发电侧单边竞价的电力市场,故以购电费用最低为目标函数[10]:
式中:L为负荷容量段的总段数,这里分为峰荷、腰荷、基荷3段;R为区域电网中以省间潮流断面分开的子区域数;Ir为子区域r中参与竞价的发电机组数;ρ(l)为第l段的统一边际出清价;pi,r(l)为子区域r中机组i在第l段负荷的中标容量。
5.2 约束条件
1)负荷平衡约束:
2)机组出力约束:
3)省间潮流断面约束:
式中:Pd(l)为第l段的负荷总容量;Pd(t)为区域电力市场各个时段的负荷容量;pi,r,min和pi,r,max分别为机组出力的下限和上限;Pd,r(t)为子区域r在t时刻的负荷;Pr,b(t)为省间潮流断面最大输送容量。
对于约束式(2),主要是表明对于各负荷分段,购电量应满足分段负荷需求;约束式(3)是各时段负荷平衡约束,主要是由于在实际应用时,竞价出清结果应能满足系统各时段的实际负荷需求,以及能清晰地向各个发电机组表明其在各时段的出力情况;约束式(4)是机组出力约束,尤其是其中机组最小技术出力约束影响较大;约束式(5)是省间潮流断面输送容量约束,如上文分析,Pr,b(t)是时间的函数。
模型还可以进一步考虑其他约束,在解决了前文所述的难点后,求解方法可以采用常用的排队法,这里不再赘述。
6 算例及其分析
6.1 原始数据简介
采用某区域电网算例来说明本文所提出的分段竞价出清方法在区域电力市场中的应用。整个区域中有5个水电厂,总装机容量为4 772.5 MW,66台容量大于200 MW的火电机组,总装机容量为21 990 MW。该系统由于经济发展差异而分为2个分区,其中分区1经济较为发达,负荷较高,火电较多,而分区2的水电较多,2个分区需要相互支持。根据实际调度需要,选择2个分区间的潮流断面约束作为主要的容量输送约束。负荷采用96点日负荷曲线,如图6所示。小容量机组的出力曲线如图7所示。
6.2 计算结果及其分析
6.2.1 安排水电后的计算结果及分析
按照图1中的市场运营流程,安排小机组出力及水电削峰后,可得到火电机组竞价的负荷曲线以及分段结果,如图8所示。
6.2.2 分段竞价出清结果及分析
由于潮流断面的约束,整个区域电力市场自然形成了2个价区,最后得到的分段电价如表1所示。可以看出分区1的电价要高于分区2,符合实际情况。
同时还可由分段出清结果分解得到各时段边际电价结果,如图9所示。可以看出,全系统的边际电价与全系统经修改后的负荷(见图8)高度相关。同时在负荷高峰时段,由于潮流断面输电容量约束,造成了潮流断面两边电价存在较大差异。由分段出清结果分解得到的各时段边际电价结果主要是给出实时市场的价格信号,以供市场各参与方参考。
为便于比较,各机组采用相同报价数据后进行分时出清,得到的比较结果如表2所示。
相对于分时竞价,从实际系统计算结果来看,对于电网公司,分段竞价可以减少购电费用,对于发电公司,分段竞价可以减少机组启停次数。
7 结语
分段竞价是一种符合电力系统运行规律的合理的竞价出清机制,而区域电力市场具有在整个区域内优化整合资源的优势。本文将分段竞价应用于区域电力市场,制定了实用的区域市场运营流程和出清算法。该方法不仅充分考虑了国家节能减排的政策,而且考虑到了市场运行的经济性与实际可操作性。本文研究算法已编入电力市场综合模拟系统,在电力市场人员培训和市场规则设计中得到实际应用。模拟结果表明,分段竞价理论应用于区域电力市场,不论对电网公司还是对发电公司而言,都是较好的方案。
摘要：结合分段竞价的基本规则和原理模型,对分段竞价在区域电力市场中的应用难点进行了研究。在优先安排水电后,讨论了修正后负荷曲线划分容量段的实用方法;针对区域电网需要根据各省差异而划分价区的实际情况,在竞价出清过程中引入了省间潮流断面约束,从而实现了自动划分价区;在竞标选择和约束下调时,结合机组最小技术出力和省间潮流断面输送容量约束,采用按比例的方法分配报价相同机组的容量。考虑了负荷容量平衡、机组出力、省间潮流断面等约束,建立了区域电力市场分段竞价数学模型。结合以上实用化处理方法,该模型可以采用排队算法求解。对包含87台火电机组的实际系统进行仿真计算,验证了该方法的有效性。计算结果显示区域电力市场采用分段竞价方式,对电网公司和发电公司都是较好的方案。
关键词：分段竞价,区域电力市场,潮流断面
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