地区电力市场（精选7篇）
地区电力市场 篇1
摘要：地区电力市场模型将有效解决众多分布式可再生能源(DRES)与电力用户的电力交易问题,而且随着电动汽车的普及与电动汽车入网(V2G)技术的成熟,电动汽车为城市电网提供旋转备用更具经济性。文中对地区电力市场进行了描述,并在此基础上利用基于市场的控制方法,提出了电动汽车参与地区电力市场提供备用服务的交易方法;将系统备用需求分为发电侧需求和用户侧需求,使其各自参与备用市场购买备用以实现利润最大化,并满足系统功率的稳定性。以光伏发电为例,建立了光伏发电概率预测模型,验证了通过购买适当的备用容量,光伏发电商能获得更高利润,并降低其发电不稳定对系统的影响。算例表明地区电力系统运行中心可以通过调节惩罚系数协调各市场成员的备用需求量,对系统的功率误差进行控制。
关键词：地区电力市场,分布式可再生能源,电动汽车入网,旋转备用,市场控制法,稳定性
0 引言
随着智能电网技术的发展,以可再生资源为主要能源的分布式发电逐渐被推广应用[1]。在化石能源日益枯竭的情况下,可再生能源发电将有效代替化石能源发电,降低污染物与温室气体的排放,从而提供更加环保的电能。随着发电上网技术门槛的降低,越来越多的用户愿意装设光伏、风电机组等发电设备,在满足自身用电需求的同时出售电能以获得售电利润。这在提高可再生能源利用率的同时,也改变了风电、光伏发电集中上网的格局。分布式发电能有效降低电网集中发输电的安全隐患,提高系统的安全性。可再生能源的分布式发电更接近需求侧,可以降低高压输电设备的投资及输电线路损耗。因此,成功地接纳大量接近用户侧的分布式可再生能源(distributed renewable energy source,DRES)已得到社会的高度关注。基于市场的控制(market-based control)方法是控制分布式能源的一个主要途径[2],但是传统的基于集中发电的电力市场模型并未考虑众多DRES的接入[3]。发展DRES发电需要建立一个地区水平的电力市场,促使当地的电力生产者与消费者能更经济地进行交易。因此,促进DRES接入电网并在当地交易的地区电力市场(local electricity market,LEM)[4]将是未来电力市场的发展方向。
地区电力市场能确保当地众多的分布式电源就地参与市场交易,但由于间歇性能源发电的不稳定性,随着越来越多间歇性能源的接入,地区电网的安全稳定将面临重大挑战。因此,地区配电网需要足够的备用来保证地区电网的安全稳定运行。为获得足够的备用容量,除政策上要求市场参与者要自备容量[5]外,利用当地的电动汽车(electric vehicle,EV)为电网提供备用服务也可以作为一种选择。
EV除了充放电损耗及参与市场的时间成本外,可以通过提供辅助服务实现其利润的最大化[6]。目前大多数文献集中在研究如何调度EV为可再生能源提供辅助服务。文献[7]调度EV充电来抵消负荷下降而风电出力上升的功率不平衡,以消纳过剩风电。文献[8]根据风电机组出力和EV的充放电功率的概率分布,以最小化系统的总发电成本为目标建立随机经济调度模型。文献[9,10]研究EV代理机构调度EV协调风电的充放电策略。文献[11]构建了风电与EV协同调度多目标优化模型。文献[12]建立了可再生能源与EV的协同调度模型。以上调度算法及策略在数学上可以得到最优的解,但却忽略了EV作为交通工具,是汽车所有者对汽车拥有自主支配权,而非代理商、电力公司或是停车场等。文献[13]表明理论上的电动汽车入网(vehicle to grid,V2G)最优控制策略在实际中很难被EV所有者接受。然而,文献[14]表明可以通过市场机制的引导,使居民负荷和EV负荷在满足用电需求的前提下参与系统优化运行。
因此,本文在地区电力市场的基础上,设计一个促进EV参与备用交易的地区备用市场,V2G备用的最终决定权在EV用户[15],根据汽车电池容量和对汽车的使用情况自行决定是否提供备用服务。该市场使发电商与电力用户自行采购备用,体现谁受益谁付费的市场原则。
1 地区电力市场
中国目前按地理区域将电网划分为地区电网,对区域间的电力交易已有研究,但未见考虑分布式电源参与市场的研究。目前对地区电力市场的研究大多集中在欧洲,在文献[16]中,地区电力市场是一个城市范围的市场。欧洲能源交易论坛将地区电力市场定义为电力消费与生产都可测量、没有传输容量限制、只有一个系统平衡负责方的地理区域(见http://www.ebix.org)。西班牙的地区电力市场项目已于2012年在阿尔希内特(Alginet)完成,成功实现了城市内的能源交易[3]。
地区电网与电力市场的示意图见图1,在智能地区电网里单独建立一个地区电力市场,包括电能市场与备用市场,实现地区电网里电力生产者(如风力发电、光伏发电、分布式发电)、消费者(如用户)以及产消者(Prosumer)(如虚拟电厂[17])等在当地进行电力交易。地区备用市场分为两部分:一部分为常规机组的发电备用;另一部分为V2G备用。
地区电力市场模型与单一的大电网电力市场相比,具有以下特点。
1)地区电力市场鼓励电能在当地进行交易,可以使当地具备发电能力的用户因地制宜开发当地的可再生能源参与能源交易,提高地区可再生能源的利用率。
2)降低从主网购电的比例,降低高压输电设备投资及输电线路的电能损耗。
3)由于市场规模较小、地理位置接近,各个市场参与者可以在地区范围内进行通信协调,降低了电网的运行风险。
4)地区电力市场的形成,将复杂的大电网分割成较小的地区电网,分担了主网电力市场及系统的运行管理负担。
地区电网里拥有众多的间歇性能源,增加了系统功率的波动,利用储能设备来消纳过剩的能源已有很多研究,但目前大规模的储能技术还不够成熟。考虑到EV数量多且活跃在城市负荷中心附近,EV的这一特点正适合参与地区电力市场。EV作为一种交通工具,并不适合作为常规电源为用户供电,而是适合作为系统的备用以平衡间歇性能源及负荷的不稳定性。为促进地区电网中功率的平衡,需要建立相应的V2G市场平台,让EV用户提供旋转备用服务。
2 EV参与的地区备用市场
2.1 V2G备用特点
由于EV所提供的电能更接近于负荷点,考虑输电阻塞问题,V2G备用比远距离的发电备用更具可靠性。大约80%的停电故障都是由于配电网故障引起[18],V2G备用在配电网中能及时发挥作用,降低负荷变动引起的配电网故障。
目前许多高能耗、高排放的小型火电机组作为备用电源在运行,V2G备用的应用将更加经济且环保。V2G备用的发展可以充分利用闲置的EV,为汽车增加额外的收入,降低EV的拥有成本,同时减少小型火电机组的投资建设。
因此,在智能地区电网里,利用EV为系统提供备用服务比火电机组提供的备用更为适合。
2.2 V2G备用交易规则
已有的V2G备用交易研究[15],只针对EV向电网放电所提供的上备用,忽略了EV在系统多发电时通过充电而向电网提供下备用的特性。因此,本文设计的市场规则中,EV可根据自身需求选择参与上、下备用市场或同时参与。具体步骤如下。
1)EV提供上、下备用报价,容量为0则表示不提供该类型备用服务;DRES及电力用户向市场上报所需上备用容量。
2)对上备用报价由低到高排序,如图2(a)中上备用报价曲线,出清电价为πres,为容量电价。
3)统计同时参与上、下备用市场且在上备用市场中标的EV所提供的下备用容量为Qres_d,见图2(b)中下备用报价曲线,对单独参与下备用的EV报价由高到低进行排序,形成下备用报价曲线。
4)以实际被调度的下备用电量Qdown为准得到出清电价πsur,为电量电价。
操作上先统计出清上备用是考虑到上备用对电力系统安全的重要性,应先保证EV能够提供足够的上备用容量以保证系统功率的稳定性。规定同时参与上、下备用市场的EV所提供的下备用电价为该时段的电能价格,即比单独参与下备用的EV优先提供下备用服务。由于系统在某一时刻只可能调用一种备用,所以该规定能保证更多的EV同时提供上、下备用,减少参与备用的EV总数量,降低充电桩等工具数量的限制;提供下备用服务的EV充电价格不高于市场价格,为提供下备用的EV提供了收益,故让同时提供上、下备用的EV优先获得较低价格电能可提高EV提供上备用的积极性,从而充分竞价而降低上备用的容量价格。同时提供上、下备用的EV在某一时段内的充放电功率可能互相抵消一部分,在一定程度上降低了备用用户成本。
2.3 出清方法
首先为确保地区电力市场的有效性,使当地的电能就地交易,应设置差别电价[19],即保证地区电力市场的电能价格及备用价格分别小于主网的电能及备用价格。本文假设参与V2G备用服务的EV数量足够多,远大于当地DRES与电力用户代理商的数量。因此,V2G备用市场属于买方垄断市场,市场对报价进行排序并顺序出清。此外,报价相同时按历史信用记录、充放电功率、电池电量从高到低排列,取最后满足备用容量的电价为出清电价。
如图2所示,在市场完全竞争的情况下,电力用户和DRES的上备用需求总量Qres决定V2G上备用的容量价格πres。当系统功率有剩余时,以剩余电量电价πsur向EV充电,此时剩余电量价格πsur由Qres_d与实际下备用调用量Qdown决定。
火电在非额定发电功率下的发电效率低于额定功率的发电效率,加上开停机、碳排放等因素,其提供的备用成本较高。以火电机组备用价格作为边界价格,即πcon+为上备用边界价格,πcon-为下备用边界价格,保证接近用户侧的汽车储能设备优先提供备用服务,降低远距离火电提供备用时的输电损失及避免输电阻塞,即
同时,为保证市场的有效性及提供下备用的EV能获得利润,应规定剩余电量电价πsur不高于EV在电能量市场的出清价格πe。
该出清模型保证了提供上备用的EV的收益,即无论EV的电能是否被调用,EV都能获得提供上备用所付出的时间成本,这也保证了系统的稳定性。对于提供下备用的EV,只有当其电能被调用时才能从电能电价与剩余电量电价的电价差中获得利润,因为下备用对系统稳定影响较小,当系统功率剩余时可使发电机组向下调整出力使功率平衡。
3 结算机制
智能用电技术[20]的发展,将使需求侧用电也能预测与控制,需求侧参与电力市场相当于负的发电侧。故本文以发电侧的收益作为代表,研究发电侧与需求侧参与地区电力市场与备用市场的收益。
3.1 DRES的发电利润
DRES的发电利润R取决于实际出力Pm、在电能市场投标电量Pe、上备用市场的采购量Pres、能被调用的下备用容量Pdown,即实际运行时能被电网接收的报价电量之外的多余电量,按式(3)结算。
式中:Cres为DRES购买上备用容量的固定成本;Re为DRES的售电收入,即
Re包含3个部分:一部分为实际发电收入,即Pm小于Pe时的收入πePm;一部分为超过Pe以剩余电价πsur出售多余电量的收入,且超出电网所能接纳的多余电量应被削减;另一部分为当Pm和Pres都不满足Pe时,市场对出力不足部分施加惩罚的成本。Pcap为光伏电站的装机容量;电能量电价πe、V2G备用电价πres及剩余电量电价πsur由市场成员自由竞价决定;惩罚电价λdef由地区电网规定,作为价格信号引导市场各成员的行为。
3.2 EV的利润
V2G备用的总体利润RV如式(6)所示。EV所提供的备用只是时间成本,在V2G市场上获得出售备用的利润实际上是一种租赁收入,为Cres。当系统发电量Psup大于需求量Pdem时,V2G备用还能从电能量市场的电价πe与剩余电量电价πsur的差值中获得利润。
V2G下备用市场的出清电价为系统功率过剩时向EV充电的电量电价πsur,实际运行过程中电网优先安排报价高的EV充电,有些在下备用市场报价的EV可能得不到充电,但也必须在该时间段提供备用,否则扣除信用积分。不同于提供下备用的EV,提供上备用的EV无论备用容量是否被调用,均被支付备用容量费用Cres。
4 算例分析
4.1 光伏发电概率预测
以装机总容量为736 MW的比利时瓦隆地区的光伏电站为例(见http://www.elia.be/en/griddata),研究DRES及用户对备用的需求。假设光伏发电功率日前预测值服从正态分布,期望为所预测到的点功率Prd,方差通过对近一年的预测误差拟合而得,如图3所示。
图4为光伏电站2015年12月6日—9日的日前预测功率Prd、实际输出功率Pm及置信区间分别为90%,80%,60%,40%时的输出功率。
4.2 备用对光伏发电收益的影响
假设市场竞争充分,忽略市场力的影响,光伏发电商按预测值报价,即Pe=Prd,并且以光伏出力满足一定的置信区间确定实际可接受多余电量Pdown与所购买的上备用容量Pres。
电能电价πe采用欧洲能源交易协会提供的对应时间段的电价(见http://www.eee.com/en/market-data/power/spot-market),并假设V2G备用电价πres=0.25πe,剩余电量电价πsur=0.75πe,惩罚电价λdef=λπe,其中λ为惩罚系数。
市场最后以光伏实际出力为准,按照式(3)结算,分别对采购不同备用的光伏发电利润进行统计,如图5所示。随着惩罚系数的提高,光伏发电因出力误差所导致的经济损失越大,发电利润也因此降低。同时,随着置信区间的增加,所购买的备用能抵消相应的出力不平衡,使得遭受的经济惩罚降低,同时增加剩余发电量的收入,从而提高了发电利润。但是,购买更多的备用以满足相应出力置信区间时所购买备用的费用也将增加。因此,当所提高的利润低于所购买备用的费用时,光伏发电利润将出现下降。如图5所示,λ分别为0,0.5,1,1.5,2时,对应最高光伏发电利润的置信区间分别为20%,60%,80%,80%,80%。
4.3 惩罚系数对系统功率误差的影响
4.2节表明在不同惩罚系数下,光伏发电商可以通过购买不同容量的备用使得发电利润最大,因此交易中心可以通过惩罚系数引导备用用户对备用的需求量,从而使总的备用采购量符合系统安全稳定需要。图6所示为某日地区电网的输入数据与系统的不平衡量。图中:PPV.prd,PVPP.prd,PLoad.prd分别为光伏发电商、虚拟电厂及用户的预测功率;PPV.m,PVPP.m,PLoad.m分别为光伏、虚拟电厂及用户的实际功率。各市场参与者在地区电力市场及V2G备用市场报价,以功率预测值为报价的电能电量,以一定的置信区间申报V2G备用容量。虚拟电厂和用户的数据处理方法与光伏相同,参照4.1节和4.2节。
如表1所示,不同惩罚系数λ下,市场成员为避免经济损失而购买不同置信区间的备用容量,从而使地区电网获得相应的V2G备用。总体上,随着λ的增大,光伏发电商、用户及虚拟电厂都将增加V2G备用的采购量,从而使系统功率误差降低。但在λ取值较小时,可能导致备用不足而使系统功率误差偏大,λ取值太大时导致V2G备用容量需求量增大但系统功率误差绝对值降低不明显。因此,地区电力市场管理中心可以根据地区电网可以承受的功率误差或所需的备用容量来确定λ的取值。最后,地区电网的功率误差可通过输电线路,通过与主网的功率交互实现地区电网的功率平衡。
5 结语
考虑地区电网里DRES发电及用户用电的不稳定性与EV的可充放电性能,本文在地区电力市场基础上提出了EV参与提供备用的方法。在该市场模型下,DRES发电商为了避免出力不足的经济惩罚,以及增加多余出力的销售利润,用户为了避免用电超过所购买电能的经济惩罚、所购买多余电量的浪费而购买备用容量,实现自身利润的最大化;所购买的备用为电网管理中心所调度,以保证系统的安全稳定运行;EV通过提供V2G备用服务,可以获得提供备用的租赁收入及比电能量市场充电更便宜的电能;电力系统运行中心可以通过调整惩罚系数来控制DRES与用户对备用的需求,以满足系统的稳定性要求。
地区电力市场 篇2
2014年, 是青海省农网改造升级工程与无电地区电力建设的决战之年、收官之年。由国网青海电力建设管理的无电地区电力建设将投资9.25亿元, 解决青海电网供电辖区内12 491户50 275人的用电问题。183项工程建设项目涉及全省5个地市17个县, 将新建110 k V变电站1座、线路38.5 km;35 k V变电站14座、线路666.4 km;10 k V线路1 456 km、配电变压器605台、低压线路2 168 km。
农网改造升级工程将投资8.67亿元, 涉及7个地市27个县, 共有350项改造升级项目。将新建与改造110 k V变电站6座、线路177 km;35k V变电站4座、线路34 km;10 k V线路527 km、配电变压器549台、低压线路614 km、户表11 413只。
据统计, 青海省共有无电户11.57万户, 无电人口44.8万人。其中, 国网青海电力供电营业区内有无电户6.03万户, 无电人口21.93万人, 涉及23个县132个乡 (镇) 679个自然村。这些无电户全部分布在自然条件艰苦的边远地区, 客户分散、交通不便。大部分无电工程建设海拔高度在4 000 m以上, 线路穿越高山大岭和高寒缺氧区, 施工建设条件极为艰苦, 自然条件非常恶劣, 年有效施工期短, 且受到投资大 (人均通电成本达3万元左右) 、用电能量小等诸多因素限制, 按期完成电力建设任务面临巨大困难。2013年, 国网青海电力投入3亿元资金, 开工建设了55个无电地区电力建设项目, 并于当年投运, 共有9 642户3.92万人的用电问题通过大电网延伸得以彻底解决。
地区电网电力负荷预测分析 篇3
近年来,随着我国经济的不断发展,用户对于 电力的需 求也在不断增大,在某些地区出现了电力资源供不应求的局 面。由于电能生产—输送—消耗均 在同时完 成,不能大量 储存,只有根据不同地区的负荷情况进行合理规划,才能实现电力的供需平衡,从而降低发电成本,保证可靠供电,提高电力系统的经济性。
1负荷预测概述
负荷表征着电力系统中电力的需求量,而需求量指的是电能的时间变化率,即功率。电力系统的负荷预测有2个方面的内容:对未来功率的预测、对未来用电量的预测。对功 率的预测可以决定输电与配电设备的容量,而对用电量的预测将决定应安装什么种类的发电机组。
2负荷预测的分类及影响因素
2.1时间电力负荷预测
时间电力负荷预测 可分为超 短期负荷 预测、短期负 荷预测、中期负荷预测、长期负荷预测这4种类型。
2.2空间电力负荷预测
空间电力负荷预测是对供电范围内将来电力负 荷的地理位置、大小的预测,以及对固定范围内电力负荷时间、地域分布的预测。空间电力负荷预测是电网规划的基本依据,依据结果来确定电力设备的容量及分布,可提高电网建设的经济性。空间负荷预测不光能预测未来负荷的大小,还能得出其具体的地域分布,可满足电网管理由粗放型向精益化转变的需求。空间负荷预测所需基础数据和信息来源很广,门类性质不同,但都会不同程度地影响着目标的确定、预测模型的建立、预测方 法的提出或选用、预测结果的精度评判。
3典型负荷类型
典型负荷类型包括城市民用型负荷、农村 型负荷、商业 型负荷、工业型负荷等,不同负荷类型的发展变化规律也不尽 相同。具体如下:
(1)随着居民家用电器的不断增多,城市居民的电力负荷不再以照明负荷为主。
(2)农村型负荷的季节性变化比较强。
(3)商业型负荷会影响到晚高峰。
(4)工业负荷受气象因素影响较小,但由于夜间大型工业负荷减少,其间负荷增长率会降低。
分析研究影响电力负荷构成的因素对于提高电 力负荷预测的准确性是非常重要的,尤其是能提高电力系统应对突发情况的能力。
4 地区电力负荷预测
根据多年积累的数据及其分析,A地区丰水期主要受温度影响,同时也受湿度及降水影响。通常夏季温度在25~36℃之间,湿度在50%~95%之间,高温天气一般出现在7月下旬至9月上旬近2个月,在此期间高温、高湿天气持续时间 比较长,并伴有降水过程,甚至会引发洪涝灾害。
4.1丰水期 A地区负荷特点
(1)负荷主要受温度影响,同时受降雨影响。A地区夏季降温负荷对温度的敏感点为27℃,进入27℃后最高温度每上升1℃,便会导致最高负荷增加10万kW。30℃时降温负荷对温度进入高敏感区,此时若发生大的降水,则温度骤降,在小水电大发和降温负荷骤减的影响下,系统负荷迅速下降。
(2)温度升高造成峰、谷差明显增大,负荷率随之下降。
(3)最高温度对日电量影响明显。最高温度每上升1℃,日电量增加约163万kW·h。
4.2丰水期 A地区负荷预测
4.2.1最高负荷预测
目前,我们所采取的方法仍为增幅法,并以最高 负荷与持续高温天数的规律图进行校验。用平均增幅法预测2014年丰水期最高负荷,公式如下:
式中,Pmax为今夏最 高负荷;Pmax′为去夏最 高负荷 (初步还原值);K为主网最高负荷年增长率。
由于历年最高负荷增幅较为离散,因此取用历年来丰水期电量的平均增幅14.8%作为今年最高负荷增幅,取2013年丰水期还原后最高负荷262万kW作为基准,得出2014年丰水期的最高负荷为:(1+14.8%)×262=300万kW。
4.2.2最高负荷校验
4.2.2.1基准负荷
基准的选取遵循以下2个原则:温度在27℃以下,水情应与7—9月相当。2010—2013年最高负荷表如表1所示。
平均增幅为:(26.86%+4.68%+6.23%)/3=12.59%。
2014年基准负荷为:(1+12.59%)×199.6=225万kW。
4.2.2.2与高温持续天数对应的最高负荷
图1为最高负荷与持续高温天数的规律图,从图中可以看出,A地区夏季高温一般持续5~9天,即灰色柱状区域,因此2014年丰水期最高网供负荷出现在265~305万kW之间的几率最高。
2014年丰水期最高负荷预测值为300万kW,既是计算结果,也符合调度部门迎峰度夏 的分析着 眼点———系统安 全,因为选取较高负荷值作为迎峰度夏的目标进行分析,能更充分地暴露系统的不足。
5 结语
地区电力市场 篇4
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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电力计划、规划和电力市场(中) 篇5
(接上期)
2“计划”与“规划”的差异
2005年召开的党的十六届五中全会, 在研究和审定《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十一个五年规划的建议》时, 将“计划”改为“规划”, 此举在中国经济社会发展中具有重要意义。
2.1“计划”变“规划”说明中国的市场化改革已日趋成熟, 政府注意发挥市场对资源配置的基础性作用
中国自1978年提出社会主义市场化改革以来, 到2005年中国的经济体制环境已经发生了深刻变化。据当时统计, 中国95%以上的商品资源由市场来配置, 国家定价的商品不足5%, 社会主要商品供求平衡和供大于求, 包括劳动力市场、资本市场、房地产市场、技术信息市场等在内的市场体系正在不断完善。加入世贸组织以来, 中国经济日益融入全球市场。这些都说明, 社会主义市场经济体制已初步建立, 中国已成为发展中的市场经济国家。“计划”是政府直接配置资源, “规划”是在政府宏观指导下由市场配置资源。资源配置主要由市场配置还是政府直接配置, 这是计划经济下的计划和市场经济下的规划的一个根本区别。对于大多数行业来说, 规划主要运用市场机制, 由企业自主决定投资方向, 投资效益将成为引导资源流向的决定因素。在发挥国家规划对资源配置的指导作用的同时, 使市场对资源配置的基础性作用得以充分发挥。
2.2“计划”变“规划”要求将过多过细的量化指标淡化, 规划将更加注重对经济社会发展的宏观把握与调控
《现代汉语词典》对“计划”和“规划”的解释是:“计划”是指工作或行动前预先拟定的具体内容和步骤;“规划”是指比较全面和长远的发展计划。显然后者更加注重宏观性、战略性和长远性。
我国在计划经济时期, 国家通过计划逐一配置重要资源, 所以各项指标定得非常细, 过去的计划有许多属于市场、企业和资本自我调整的内容。而市场配置资源的今天, 规划突出宏观性、战略性和指导性, 规划指标少而精。从“计划”到“规划”, 体现了从微观向宏观, 从直接向间接, 从项目管理向战略管理的转变。当前中国经济社会发展遇到了资源和环境的瓶颈约束, 面临着激烈的国际竞争, 规划将凸显政府对经济社会发展的宏观把握和调控, 把增强自主创新能力放在突出的位置, 调整经济结构, 转变经济增长方式, 节能减排, 改善生态环境, 为谋划中国未来5年以至未来30年等更长远的发展, 描绘一幅清晰的“蓝图”。
如何使政府既不“越位”又不“缺位”, 是亟待解决的问题, 可以由市场机制发挥作用的领域的内容减少了, 政府在抓好经济调节和市场监管的同时, 加快职能转变的步伐, 在公共服务、生态环境、资源保护、优化环境发展等方面更好地履行公共职责是当务之急。
在社会主义市场经济条件下, 经济调节、市场监管、公共管理、社会服务是政府的四大职能, 后面的两大任务是政府极为重要的职责, 也恰恰是政府最为薄弱的环节。
“计划”变“规划”对于大多数行业, 特别是私有的、竞争性行业是合适的, 但是对于公有的、非竞争性行业、自然垄断行业是否合适, 具体到中国的电力行业该怎么办, 就值得探讨。
3 要不要做电力规划
2002年, 进行厂网分开、引入竞争的电力市场化改革;2005年, 中共中央提出“计划”变“规划”, 国家编制了“十一五”“十二五”两个国民经济和社会发展规划, 但电力行业至今没有发布电力规划。没有电力规划, 电力工业的发展却比以往任何时候都要快得多, 而不少电力计划的预测失准。最突出的“十五”计划预测错得离谱, 电力计划失控, 使得公众对电力计划、规划的作用产生怀疑。在社会主义市场经济条件下, 电力规划还要不要做?
中国电力行业的主流观点是:在社会主义市场经济条件下, 立足中国国情 (如长期处于社会主义初级阶段, 电力行业需要国有经济占主导) , 必须重视和加强电力统一规划, 理由是:电力的国民经济基础产业地位要求加强统一规划, 社会主义市场经济体制特征要求加强统一规划;电力工业的自身特性 (电力发供用同时完成和技术资金密集型特征) 要求加强统一规划;我国能源资源与生产力布局不平衡的特征要求加强统一规划;转变电力发展方式, 增加新能源利用, 提高非化石能源比重, 促进能源效率提高和节能减排, 需要统一规划;加强电力统一规划, 能有效促进行政管理方式转变;深化电力体制改革与坚持统一规划并行不悖。
这些理由归纳起来, 说明社会主义市场经济不可能单独完成电力资源的配置, 需要由国家制定电力规划来辅佐, 其原因有三:一是电力市场本身有缺陷 (或失灵) , 价格信号只能反映现期的电力供求关系, 不足以指导建设周期长的电力投资;二是电力需要有坚强的国家意志和代表国家意志的规划来解决地区经济发展不平衡、能源结构不合理和市场投资无政府状态问题;三是我国电力经济特情使然。我国是公有制为主体的社会主义市场经济体制, 市场在国家宏观调控下发挥资源配置作用。
问题是这里所说的电力规划是一个什么样的规划, 是按中共中央所说的规划, 还是计划经济时期“计划”那样的规划?从国家电监会委托中电联牵头开展的《电力工业统一规划机制研究》来看, 这里所说的“规划”, 实际上还是原来的“计划”。这个规划内容与20世纪50年代苏联专家指导下编制的电力计划完全相同, 与以往10个电力五年计划也没有什么差别。
另一个证明我们现在所说的“规划”实际上仍然是“计划”, 是国家能源局提出“实现规划代替路条”。过去电力计划上先作可行性研究, 然后报项目建议书, 国家批准项目建议书后, 才可以开展勘测设计工作, 然后报设计任务书, 批准之后可以开工建设。后来将批项目建议书改为批路条。2013年, 把路条和项目审批都下放了, 意味着把电力项目的审批权力下放给地方和市场, 以充分发挥市场配置资源的决定性作用, 但国家能源局总是不放心, 要通过规划代路条把下放了的审批权收回来。
有关官员表示:“取消和下放审批权力意味着将项目交给地方和市场, 然而规划要进一步强化。今后省级能源规划需要由国家审批, 涉及到总量布局、区域协调的区域规划也需经过国家审批, 这是因为地方规划不止立足于本省 (地区) , 还涉及到别的省份 (地区) 的能源规划布局。此外, 国家还将简化审批程序、编制未来5~7年的规划, 并按规划实施 (即规划里有的项目可以建设, 规划里没有的项目不允许建设) 。省级规划将采取年度审批的方式, 相当于一次性‘打包’审批路条, 实现规划代替路条。”按照这个要求, 5年甚至7年电力规划如果有一批项目不具备批准路条的条件, 规划就不能出笼。规划远比原来的计划还要细致, 编制的难度要比计划大得多, 弄得不好就像电力“十一五”“十二五”规划一样不能出台。
另一种观点认为, 市场化条件下不应当有国家的电力规划 (实质是计划) 。国家电力计划可以配置电力资源, 市场也可以配置电力资源, 计划配置电力资源有缺陷, 市场配置电力资源也有缺陷。但总的来说, 市场配置电力资源比计划配置电力资源要优越, 我们不能以电力的特殊性、中国国情的特殊性来否定市场配置电力资源。如果我们肯定要使市场在资源配置中起决定性作用, 那么就不应当再搞规划 (指计划性的规划) 。理由是:西方国家的实践证明, 西方电力工业没有国家电力计划或者电力规划, 可以依靠市场配置电力资源, 市场配置资源中存在的缺陷可以由政府的政策影响解决。西方政府不会使用制定增长速度和发展指标、审批投资和贷款等手段取代私人电力企业决策和市场均衡机制, 西方上述国家做法可以理解为:“市场资源配置机制下的政府政策辅助。”这与我国的“政府电力规划 (实质是计划) 指令下的市场资源配置”有着本质的区别。
20世纪90年代以来, 西方经济理论支持竞争性电力市场, 各国采纳竞争性电力市场改革本身就说明政府承认电力市场是可以发挥资源配置和均衡供求的作用的。在电力市场里, 发电商出于自身赚取利润的目的, 认真研究电力市场需求和竞争的走向, 根据电力生产要素的价格谨慎规划投资和生产规模, 选择融资方式、燃料、技术、厂址等。当电力需求大, 电价高于长期边际成本, 他们就会投资建新厂, 反之, 他们就会维持现有发电规模。任何决策错误, 无论是盲目投资还是贻误投资机会, 后果都是自负。电网公司则根据其对市场交易、电流流向的了解规划电网发展。价格引导发电商和电网分散规划经营去满足各方面的电力需求, 达到电力市场的均衡, 无需政府确定要新增多少电源, 建什么样的机组, 在哪里建, 由谁来投资和由谁来贷款。可见, 发电环节投资和生产与其他大多数产业在本质上是相同的。
总之, 市场配置电力资源和规划 (计划) 配置电力资源不可能同时并存。
电力市场中电力营销原理分析 篇6
改革开放30多年来, 社会主义市场经济体制建设不断完善, 电力工业也不断地创新发展, 目前, 在我国已经有多家电厂, 出现了多家办电共同发展的多元化局面, 电力装机容量得到了飞快的发展, 但是“一家管电, 多家发电”的局面却没有改变。在社会主义市场经济的大背景下, 电力企业在经营过程中一切的经济活动都是直接或间接处于社会主义经济建设中, 电力企业具有独立地进行电力商品生产和经营的权力。但是电力企业作为我国能源部门的主体, 必须为电力工业的健康发展作出贡献。首先, 要动态的监测电力市场的供需变化, 及时掌握用户需求的信息, 抓住机会灵活的配置电力市场营销资源, 形成一体化的电力营销网络, 具体内容包括:电力产品的升级体系、电力渠道的拓宽建设、电力营销的网络建设以及电力定价的合理化建议来满足电力市场的消费城需求, 提高电力企业的经济利润, 促进电力企业经营目标的实现。营销学是建立在经济科学与现代管理理论基础之上的综合性应用学科, 所以, 电力市场营销也必须对营销原理、电力市场调研、电力需求分析、电力营销组合进行科学、合理的策划, 探究能够满足以消费者需求为中心的电力企业营销原理。
2 电力市场及电力市场营销观念
电力作为特殊的商品, 电力市场也归属于商品经济的范畴, 是在一定的时间、地点、空间条件下商品交换关系的总和。电力市场营销是通过电力市场交换以满足现实或潜在电力需求的综合性经营销售活动过程。
电力营销观念是电力生产经营者组织与管理电力企业活动过程的指导思想, 随着电力商品交换日益向更深更广的方向发展, 电力营销观念也发生了很大的变化:由以生产方向为主导向电力销售和电力市场化商品化方向演变。要把电力市场营销观转变为以客户需求为主, 致力于整体营销、客户满意的导向, 促进企业获取更大的经济利益。
电力企业的经营活动主要包括:电力市场的调查;电力用户的研究;电力目标市场的选定;电力产品的开发电力商品的定价;电力营销与售后服务等。而电力市场营销应该包括电力企业的全部经营活动。了解客户的需求作为电力营销观念的基础, 必须认识顾客需求, 对用户市场进行细分, 了解用户产品需求与促销的差异化, 优化资源配置。
3 电力市场竞争与电力营销组合
3.1 电力市场竞争
社会主义现代化市场的形成, 导致了激烈的市场竞争, 而激烈的市场竞争催生了市场营销。现如今, 商品经济的基本特性是竞争, 在电力市场中引入竞争机制有利于电力资源的优化配置, 满足客户的电力需求, 促进电力企业的生产力发展, 提高电力企业的经济效益。
电力商品之间的竞争和电力消费之间的竞争是电力市场竞争的主体。电力消费者与电力生产者都存在着各自的经济利益, 所以经济利益是驱动市场竞争的原动力。电力生产者的利益是:生产出的电能能够销售出去, 获取更多的资金, 然后投入生产建设, 实现电力商品的价值, 然后获取更大的经济价值。电力消费者的利益是:消费者用货币从电力生产者的手中换取电力, 满足自己的生产生活需求。生产者与消费者的这种需求只有在社会主义市场经济的条件下通过电力市场得以实现, 但是竞争意识的确立能够更好地实现生产者与消费者之间利益的共赢。
3.2 电力营销组合
现如今, 电力市场竞争激烈, 在这种激烈的市场竞争条件下, 要求电力生产者既要满足电力客户的需求, 又要达成生产目标, 获取更大的经济利益, 赢得电力市场竞争力。不能仅依靠单一的营销手段, 还要以目标市场为探究对象, 结合当前的电力市场需要, 根据电力企业的资源条件和资源优势进行电力营销组合, 运用多种形式的营销策略, 提高电能的销售。
4 电力市场营销策略规划
电力企业作为一个特殊的行业, 在一个动态的环境中生存和发展。与其他行业一样在激烈的市场竞争中要周密的制定营销策略:转变服务观念, 提高法律意识, 加强自身的营销队伍建设等方法, 提高电力企业的市场占有率。
4.1 转变管理理念为服务观念
为了在社会主义经济体制的建立过程中, 提升供电企业的电力营销能力, 也出台了很多的优质服务项目及服务承诺, 但是这些措施几乎都流于形式, 始终没有明显的效果。供电企业为了适应市场经济及改革与发展的需要, 转变传统的管理理念为服务观念, 积极的提倡“以客为主, 服务顾客”的新理念, 坚持以“为人民服务, 对人民负责”为宗旨, 以“尊重客户、信誉至上、优质服务、保证质量”为工作原则, 通过优质服务, 提升企业形象, 吸引顾客巩固和开拓电力市场, 提高电力市场的竞争力。
4.2 建立高水平的市场营销队伍
针对目前营销市场的现状和出现的问题, 我们必须存在危机感和紧迫感, 建立高水平的市场营销队伍, 树立正确的营销观念、市场观念、竞争观念, 增强电力市场管理人员的责任感和使命感, 主动的寻求市场和用户, 建立适应社会主义市场经济体制需求的高水平、高素质的营销队伍, 形成完善的电力经营思想体系。电力企业在聘用营销人员的时候和营销过程中首先, 要重视对营销人员的专业素养的考察, 注重培训营销人员的营销理念和专业基础。其次, 重视营销人员的学历层次和综合素质的考察。最后, 在电力营销的过程中重视创新营销方法, 培训销售人员的营销技能。建立高水平的营销队伍, 实施营销队伍知识结构调整策略, 全面提高人员素质, 适应市场变化和开拓市场、创新发展的能力。
4.3 加大宣传力度, 实现法制化管理
近几年, 电力市场中普遍存在着电费拖欠、电力设施被破坏、违章违规用电等问题, 电力公司必须利用现有的电力法规来维护自身的合法权益。我国颁布了很多相关的法律法规, 例如:《电力法》、《电力供应与使用条例》、《供电营业规则》等, 但是很少有人了解这些法律法规, 因此, 电力部门应该加强宣传力度, 形成依法用电、依法供电、及时缴费的良好社会环境。
随着经济体制改革的逐步深入, 供电企业与客户签订用电合同的时候一定要按照相关的法律规定来确立供需关系。并签订相关的供电合同, 通过《供用电合同》规范双方的权利与义务, 明确违约责任。这样当产生违约纠纷的时候, 能够明确责任方的责任, 将电费的回收纳入法律的保护范围, 依法处理违约赔偿等问题。供电企业也要做好风险防范, 在与用电企业签订合同的时候要对企业的经营情况了解, 及时掌握资料, 并认真加以甄别。一方面对经济效益低下, 产品无市场企业的欠费要采取法律手段强制性催费。另一方面, 对濒临倒闭破产或已停产的企业, 要及时签订资产抵押合同, 必要时实施限电、停电的措施, 减少电力企业的经济损失。
5 结论
电力市场的营销问题是社会主义市场经济催生的新问题。针对这一问题, 本文主要通过阐述电力市场的营销概念以及电力市场的营销观念, 提出市场竞争意识和优化营销组合在电力营销中的重要作用, 并且进一步提出了几条能够促进电力营销的具体策略, 希望能为我国电力发展作出贡献。营造出一个充满活力的、不断发展壮大的电力市场, 取得较好的经济效益和社会效益。
摘要：随着经济的发展, 社会主义市场经济体制的不断完善, 电力工业这一垄断性、计划性很强的企业, 也必须进行电力营销来融入到市场经济体制中, 开拓业务建立起相应的电力市场。因此, 提高电力营销区域建设, 解决电力营销中的增容扩销问题, 加快建立电力市场具有重要的意义。
关键词：电力市场,电力营销,原理分析
参考文献
浅谈电力市场与电力营销策略 篇7
一、现阶段电力市场的特点
现阶段我们所面临的电力供求关系已经发生了根本变化, 电力供需矛盾趋于缓和。在现行政策体制下, 电力市场是独家垄断经营, 似乎不存在竞争。然而能源市场的竞争却一定程度地存在着, 而且随着先进技术的发展, 新的技术设备使得电能以外的能源设备 (如燃煤、燃油、燃气设备) 的可控性、方便性接近或赶上用电器的性能。在此基础上人们可以通过经济性分析比较选择使用能源, 造成电力边界市场日趋激烈的竞争。现今人们趋向于追求高质量的生活品位, 广大用电客户已不再满足于“用上电”为目标, 而是对“用好电”提出了更高的要求。消费者在竞争性行业消费与在垄断性行业消费享受到的服务迥然不同, 从心理上自然难以接受。在市场经济条件下, 客户是企业利润的源泉, 如何在激烈的市场竞争中赢得客户、占有市场, 在客户的愉悦和满意中取得企业的利润, 是当前电力企业面临的重要课题, 也是关系到电力企业生存与发展的重大问题。
二、电力营销工作的现状及问题
受传统思维习惯、市场不断变化、营销人员素质不高及现行体制等因素的影响, 目前供电企业电力营销工作存在着一些问题和不足。
(一) 市场营销管理意识淡薄
电力企业的产品是电能, 只有做好电能这个产品的营销工作才能为企业创造效益, 一切生产运作活动都要围绕着客户需求、市场变化来调整。近些年来存在很多供电企业效益不佳的现象, 分析其根本原因, 企业员工服务意识差、管理不规范和电力产品质量不过关都是关键因素, 客户需求得不到满足的情况下就会选择其他供电方式, 电力销售企业遇到了一个普遍存在的瓶颈时期。虽然市场对电力产品的需求量极大, 但是供电企业各方面服务的日益下降和停滞不前让这种两方都没有供求地的情况持续下去。单纯的生产管理还远远不够, 只有挖掘市场营销的有效运作。
(二) 供电企业发展滞后于用户需求
随着电力体制改革的不断深入, 供电企业逐步实现了以供电所为核心, 对农电工进行统一招聘、统一管理、异地抄表的经营管理模式, 解决了长期困扰农村经济发展的“三电”“三乱”现象, 规范了农电工的工作行为。同时也存在着相对市场形势和用户需求, 供电企业资源过于集中的不利因素, 违背了生产经济条件下的用电服务以客户为中心的根本要求, 造成供电服务不能贴近用户。尽管供电企业下大力度对供电所进行了规范化管理, 使之装备精良、配套设施齐全、窗口建设达到标准化, 但也不能弥补由于供电服务半径长所带来的服务能力的不足, 对用户需求反应的灵敏度、速动性差, 处理突发性事件往往不及时、不到位, 形成了供电服务滞后于用户需求的现状, 在很大程度上制约了用电客户日益增长的消费行为, 阻碍了电力市场的发展。
三、电力营销工作应采取的策略
(一) 树立企业形象
同客户建立并保持共同发展的新型供用电关系, 努力实现“诚信、质优、高效、规范”的服务理念。
1.保障电网安全稳定运行, 提高电能质量。如果作为商品的“电能”没有好的质量, 供电企业实现优质服务及树立企业形象便无从谈起。所以, 电能质量的好坏是对外树立企业良好形象的前提条件。
2.努力提高营销人员的素质, 追求优质的服务。深入开展素质提升工程, 结合企业营销实际, 制定人力资源发展规划, 拓宽人才发展渠道。要在企业每位员工的心目中树立起“优质服务是企业的宗旨, 是整个企业形象的支撑点”的理念。同时, 优质服务是一个系统工程, 这个系统中不仅需要直接与客户发生接触的窗口等部门的努力, 同时也需要全员、企业全过程、全方位的投入, 需要各部门都树立起以客户满意为出发点和落脚点的服务理念, 并将这个理念落实到具体行为中去, 体现在整个生产经营的全过程和各个环节之中。
(二) 开拓用电市场
1.通过采用先进的科技手段, 提高终端客户用电效率, 提高电力系统设备利用率, 落实电力节能减排等, 做到节约用电、合理用电、经济用电, 以取得社会效益、经济效益和环境效益。
2.加快城乡电网改造工程建设, 以高标准城乡电网, 提高人民生活的电力消费水平。
3.加强电力需求侧管理, 提高市场预测的及时性和准确性。电力需求侧管理工作是平衡电力供需的重要途径, 可以有效优化电网运行方式, 转移用电负荷, 提高电能使用效率, 是电力工业实现可持续发展的重要手段。
(三) 加强营销管理工作
1.以利润为中心, 推进企业管理进程。在营销工作中量化经济指标, 提高供售电量、降低线损率, 实现企业经济效益一年上一个台阶。
2.加强绩效考核, 完善并推广考核机制, 推进管理创新。通过实施分级管理, 达到各司其职, 各负其责。在完善考核体系的同时, 要使各专业与之有机地结合起来, 带动公司各层次考核机制的完善。
(五) 建立完善有效的监督约束机制和激励机制
为了适应新形势下的营销工作, 一是必须建立完善的电力营销管理机制, 以保证营销人员主观能动作用的发挥和应变能力、竞争能力的提高。要严格坚持以岗定人, 定期交流。二是要实行奖优罚劣, 奖勤罚懒, 目的在于激励、调动营销部门和营销人员的积极性、主动性和创造性, 增强企业的向心力和凝聚力。三是要按照新的市场机制建设的要求, 修订和完善有关的规章制度、考核措施和奖惩规定。全面实施精益化管理、标准化建设, 做到有章可循、有法可依, 加强对营销工作的管理考核。
综上所述, 电力营销是供电企业的核心业务, 电力营销工作的质量关系到供电企业自身的生存和发展, 决定着供电企业的市场竞争力。根据当前电力体制改革和电力供需形势, 可将电力营销管理总体策略确定为:以市场需求为导向, 以经济效益为中心, 以政策法规为准则, 以优质服务为手段, 以满足客户需求、引导客户消费为重点, 建立一个能适应商业化运营、法制化管理、充满活力的营销体系, 为客户提供优质电能和优质服务, 实现为客户创造价值、为社会创造效益的“多赢”目标。
(四) 建立营销服务管理系统