购电策略（共9篇）
购电策略 篇1
0 引言
随着电力市场化改革的深入, 电力工业逐步从垂直一体化模式过渡到发输配售分离模式[1,2]。传统的垄断一体化运营的电力企业将最终被分割为发电公司、输电公司、配电公司和独立经营并可参与市场竞争的电力零售公司 (简称零售公司) 。由于电能不能有效存储, 发电和用电就需要实时平衡。经济发展、燃料价格波动、季节和气候条件以及自然灾害等都会影响电力负荷需求和市场电价。零售公司所面临的风险主要来自发电上网电价的波动和负荷需求的不确定性。零售公司一般要进行负荷预测[3,4]和电价预测[5,6]。然而, 无论是负荷预测还是电价预测都会有一定的误差。这样, 零售公司在确定在不同时段、不同市场中合理分配购电量时, 就必须考虑由于负荷预测和电价预测误差可能引起的风险, 以兼顾期望利润最大化和风险最小化。
国内外学者就发电公司、供电公司和零售公司在不同市场优化分配电量方面已做了大量研究[2,7,8,9,10,11,12,13,14], 但大多只研究单时段问题并假设各个市场的电价服从正态分布。事实上, 零售公司购电决策过程是典型的多阶段问题, 上一阶段的决策可能影响下一阶段的决策和收益, 因此需多阶段综合考虑。
此外, 大量实证分析表明, 以电价为变量的零售公司的收益函数是否服从正态分布值得怀疑[15,16,17,18]。文献[19]指出:收益的高阶矩, 特别是3阶矩即偏度不能被忽视, 在一个多期投资组合中忽略每期的偏度所得到的最优投资组合可能无效。文献[20]指出:投资者对收益偏度的喜好是与投资者降低绝对风险厌恶相一致的, 这是因为对于一个收益密度函数而言, 正的收益偏度涉及一个收益密度函数向右拉长的尾部;正的偏度令人满意, 因为增加偏度可在降低负收益概率的同时增加正收益的概率。金融领域的多期投资组合决策研究已经表明, 当收益不对称时, 考虑了偏度的模型在理论上要比只考虑收益和方差的投资组合模型效果更好[21,22,23,24]。同时, 偏度越大越好, 这是由于在收益和风险作为约束条件已经固定的条件下, 偏度越大则说明投资组合收益为正的概率越大。因此, 零售公司只有合理计及购电收益函数的高阶矩—偏度才能得到最优购电策略。
在上述背景下, 本文借鉴偏度在数学上的定义和在金融领域中的应用, 对偏度在电力市场环境下构造最优购电策略问题中的应用进行系统研究, 并构建了在多时段、多市场环境下零售公司的动态购电策略模型。
1 偏度概述
可将零售公司在电力市场中的购售电行为看做资产投资。设其在给定时段内在某市场的投资额为C, 净利润为P, 则收益率E可以表示为:
设零售公司从某一市场购电并向用户零售后获得的收益率的概率密度函数为f (x) , 其均值为μ, 方差为σ, 则该收益率的自偏度在数学上定义为:
当f (x) 难以用适当的解析函数表示时, 可用下式对偏度进行简化分析[25]:
式中:M为对f (x) 的采样数目;Yi为采样值。
在式 (3) 的基础上, 可得到在N个市场的收益率的协偏度:
式中:σjk为第j和第k个市场间收益率的协方差;siii为第i个市场收益率的偏度, 其为收益率偏度—协偏度三维矩阵中的对角线元素;sijk为第i、第j和第k个市场间收益率的协偏度, 其为收益率偏度—协偏度矩阵中的非对角线元素。
设零售公司在N个市场中进行购电并向用户零售后获得的收益率分别为pi (i=1, 2, …, N) , 期望收益率和方差分别为μi=E (pi) 和σ
式中:xi, xj, xk分别为零售公司在第i、第j和第k个市场的购电量占总购电量的比例。
由上述定义可知:S0>0时购电组合收益分布呈现右偏, 有一个向右拉长的尾部;S0<0时购电组合收益分布呈现左偏, 有一个向左拉长的尾部;S0=0时购电组合收益分布左右对称。图1给出了收益率右偏时的一种情况。
2 基于偏度VaR的零售公司动态购电组合优化模型
前已述及, 零售公司的购电过程是典型的多阶段动态决策问题, 因此按照多阶段动态购电比单阶段决策能更有效地减小风险。
2.1 零售公司动态购电组合目标
设零售公司需在N个市场中分T时段进行购电。这样, 零售公司在各市场购电并向客户售电后获得的期望收益率矩阵P= (pt, i) T×N (t=1, 2, …, T;i=1, 2, …, N) 为T×N阶矩阵, 收益率的协方差矩阵C= (Ct, ij) T×N×N (t=1, 2, …, T;i, j=1, 2, …, N) 为T×N×N阶矩阵, 收益率的协偏度矩阵Sg= (st, ijk) T×N×N×N (t=1, 2, …, T;i, j, k=1, 2, …, N) 为T×N×N×N阶矩阵。令零售公司多期购电组合目标为累积偏度最大化:
式中:xt, i, xt, j, xt, k分别为零售公司在时段t中在第i、第j和第k个市场购电量占总购电量的比例;st, ijk为在时段t中第i、第j和第k个市场间的协偏度。
2.2 零售公司动态购电组合VaR约束
设Qhl为周期h (h为2以上的正整数) 时段l的用电量, 其受季节和气候等因素影响, 具有很强的周期性, 而自回归模型具有自回归特性和跳跃特性, 故各时段用电量和预测用电量可以用自回归AR (1) 模型来描述和预测[26]。自回归的随机用电量模型可以描述为:
式中:h=2, 3, …;l=1, 2, …, L;L为一个周期内所观测或记录的数据个数;Qhl为周期h时段l的用电量序列;
文献[27]已证明该模型能够较合适地描述和较准确地预测用电量。
设Rp (t) 和σ2p (t) 分别为零售公司在时段t从各市场购电后出售所得的期望收益和方差, 则
设Y (t) 为零售公司在时段t售电所得实际收益, β (t) 为零售公司在时段t为VaR约束设置的置信水平;αβ (t) 为零售公司在置信水平β (t) 下在时段t购售电组合的VaR值, 即所能接受的最大损失。这样, 零售公司在时段t购售电组合VaR约束条件可表示为:
由于式 (10) 是一个概率约束, 当收益不服从正态分布时, 数学上很难处理。切比雪夫不等式具有对任何分布形状的数据都适用的特点[28], 因此可用切比雪夫不等式对其进行简化:
从而得到:
即零售公司动态购电组合VaR约束条件为:
2.3 零售公司在各市场动态购电比例约束
为防止在某市场购电比例太大导致风险太大, 零售公司可设置在各市场的购电比例约束:
式中:t=1, 2, …, T;i=1, 2, …, N。
2.4 零售公司动态购电组合期望收益约束
设e (t) 为零售公司在时段t动态购电组合收益率期望值的下界 (0<e (t) <1) , 则其动态购电组合期望收益约束为:
2.5 偏度VaR下零售公司动态购电组合模型
根据2.1节～2.4节所描述的目标函数和约束条件, 可得到零售公司动态购电组合模型如下:
式中:t=1, 2, …, T;i, j, k=1, 2, …, N;0<e (t) <1;h=2, 3, …;l=1, 2, …, L。
3 算例分析
假设零售公司将下一年每个季度的购电量在长期、日前和实时市场进行优化分配, 即N=3, T=4。在各阶段各市场购电后销售所获得的收益率、收益率的方差和协方差矩阵以及偏度和协偏度矩阵如附录A所示。附录A中的各个收益率数据是在参考了文献[15,27]的实证分析结果后给出的。
应用自回归AR (1) 模型对某电力公司2007年9月—2009年12月期间28个月的月电量数据进行统计分析, 可得2009年月平均电量
令各时段的置信度均为95%, VaR值αβ (t) ={78.1, 85.4, 83.3, 74.4}, m1, i=m2, i=m3, i=m4, i={0.5, 0.1, 0.5}, M1, i=M2, i=M3, i=M4, i={0.8, 0.5, 0.3}。利用专门用于求解最优化问题的软件LINGO对模型进行编程求解 (其他许多软件如AIMMS和MATLAB等也能求解这一问题) , 计算得到取不同预期收益率下限时零售公司在各季度电量分配比例情况如表1所示。
可见, 零售公司采用动态购电组合累计偏度达0.20左右, 不可忽略;在夏季和秋季中, 日前和实时市场购电收益率相对较大, 偏度也较大, 零售公司会适当增加在这2个市场的购电比例, 以期在保持一定收益率的前提下尽量提高购电组合的累积偏度;当零售公司期望收益率提高时, 购电组合的累积偏度会有所降低, 这说明零售公司为追求更高的回报, 将面临投资收益率为正的概率有所降低的风险。
将引入收益函数的3阶矩即偏度的模型 (如均值—方差—偏度模型) 与只关注低阶矩的模型 (如均值—方差模型) 的求解结果进行直接对比意义不是很大。均值—方差—偏度模型求解得出的均值和方差一般与均值—方差模型求得的均值和方差结果相当, 因而这里没有给出比较结果。在均值—方差—偏度模型中, 由于偏度的引入, 投资者可以根据个人偏好对量度该投资组合取得正收益概率多少的指标 (偏度) 有一个考察, 从而能够更好地进行决策。
本文引入了零售公司动态购电组合收益函数的3阶矩即偏度并构造了零售公司最优动态购电策略模型。虽然从理论上讲, 引入4阶矩即峰度的模型可能更好, 但对于本文所研究的问题, 有无必要引入峰度尚需进行实证分析。此外, 引入峰度后, 如何权衡其与偏度的重要性以构造合理的最优投资组合模型, 也是一个需要研究的问题。这样, 是否需要引入以及如何引入峰度以构造零售公司最优动态购电策略模型还有待进一步研究。
4 结语
本文将风险管理中常用的风险计量指标VaR作为零售公司购电组合评估的约束条件, 以最大化累积偏度为目标建立了零售公司动态购电组合模型。算例结果表明, 累积偏度是不可忽略的。从理论上讲, 计及了高阶矩的模型一般优于只包括低阶矩的模型。本文工作为零售公司风险评估和风险控制提供了新思路和新方法。
附录见本刊网络版 (http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx) 。
摘要：在存在多个不同类型市场的环境下, 供电公司或电力零售公司 (简称零售公司) 需提前对各市场的电价进行预测以构造最优购电策略。理论上, 零售公司只有合理计及购电收益函数的3阶矩 (即偏度) 才可能得到最优购电策略, 因此有必要研究偏度的具体表达形式和应用方法。由于负荷需求具有不确定性, 购电过程就具有动态特征。在此背景下, 以风险价值 (VaR) 指标量化零售公司风险, 在计及偏度的情况下, 构建了零售公司动态购电组合模型, 其中, 购电量用自回归模型进行模拟。基于该模型, 零售公司可以将购电量在多个时段、不同市场中进行合理分配, 以兼顾期望利润最大化和风险最小化, 从而为零售公司的动态购电决策与风险评估提供了新途径。最后, 用算例说明了所述方法的基本特征。
关键词：电力市场,电力零售公司,动态购电组合,风险价值,偏度,风险管理
“小户”直购电疑云 篇2
直购电试点推行已经满一年,大用户的试点行进艰难,而一些地方小水电和小企业却正在享受直购的甜点。
4月下旬,在《西南电力报》的一个角落,有条不起眼的消息《绵阳市核查并网电厂自供区》。该报道披露,在绵阳电业局的多次呼吁下,由绵阳市经济委员会(下称绵阳经委)牵头开展了并网电厂自供区核查清理工作。“本次调查主要调阅了双马电力等4家并网水电企业2006年至2009年以来,自供区用户用电情况、新增负荷等相关资料,为规范电力市场秩序,依法纠正并网电厂违法供电行为搜集第一手材料。”
四川省绵阳市电业局新闻中心负责人对《财经国家周刊》表示,收到采访函后告知核查工作的细节,但在本刊传真了采访函后,却没有得到任何回复,而该负责人的手机也无法接通。
在记者采访过程中,报道涉及的电厂和用电企业,也都纷纷采取了回避的态度。
“我们周围没有小企业,也不引进,要引进也是当地政府在引进。我们电站发的电都直接上网了,没有小企业向我们买电,别人要买也是当地政府的事。”一位被绵阳经委调查的电厂的人士,向记者否认了电厂向周边小企业供电的事。
是什么导致了涉及企业如此讳莫如深?在《财经国家周刊》的采访中,答案渐渐明晰。
“自供区”疑云
所谓直购电,是指由用户与电厂直接谈判,确定用电量和上网电价。在此基础上,再支付给电网一定的“过网费”,构成最终的供电价格。
这一从去年在全国范围内推行改革尝试,被要求在“大用户”之中率先试点。改革的设计者希望通过“大用户直购电”打破电网的垄断,搞活电力市场。然而,即使来自各方的改革动力前所未有地强大,一年来,真正启动试点的企业仍寥寥无几。
有意栽花花不开,而在试点之外,绵阳由小水电企业和小用户自行试点的“小户”直购电,却已开展得如火如荼。
“绵阳市经委此次核查行动主要是把小电站的发电情况查清楚,看看他们发了多少电量,向周围的小企业供电多少。”绵阳经委一位相关负责人告诉《财经国家周刊》,此次核查的自供区“违法”供电电站包括青莲电厂、石龙嘴水电站、白至水电站、大城堰水电站。
上述负责人介绍,四川水资源丰富,许多个体户前往投资建设小水(火)电站,装机容量小,电厂建设周期长。上世纪九十年代四川缺电时,政府鼓励发展地方小水电,主要由单位、个人投资建设。当时,电厂建好后电都按国家规定卖给了电网公司。
1998年,四川建设二滩电站后,发电能力过剩,小水电生产的电力不能完全实现上网。
随后,国家实行上网电量规划,经常无法拿满“指标”的小电站的发电量由此受限。无奈之下,这些电站只好把蓄水放掉一部分,但是电厂觉得可惜,就在电站附近建立和招商一些企业来消化电量,形成了现在的电厂自供区。
2005年,绵阳市经委和政府相关部门就对当地自供区进行了一些清理工作,但效果并不明显。
2006年,绵阳市政府下发了《关于依法规范全市电力市场交易的通知》(下称《通知》),协商规定当地电厂的这些小企业用户需要在5年内转为国家电网用户,2008年8月1日以后,自供区电厂不能再发展新用户,如有新用户必须由供电局供电。
然而,根据绵阳经贸委的核查情况,青莲电厂等四家电厂近年来又发展了一些电力用户,数量不多,用电增量大约两三千万千瓦时。青莲电厂的母公司双马电力,目前被法国一家企业控股,其装机容量17600千瓦时,发电量的一半左右用于自供。但由于相对于电网出售的电价,双马电力“直供”电价较低。因此,电厂周围聚集了很多小企业,这部分小企业都通过各种协议向双马购电。
按照《通知》的规定,小企业已经到了需要向国家电网购电的期限。2010年1月19日,绵阳市电业局向绵阳市政府递交《关于对并网供电企业违法供电行为进行查处和纠正的报告》,要求将自供区小企业纳入国家电网供电范畴,并要求政府依法规定电厂只能发电不能供电。供电必须有政府颁发的供电营业许可证,如果没有就要没收全部违法所得。
如果电网公司的要求得到政府支持,小水电企业只有一条路——将客户“拱手相让”给电网,电厂发出的电由电网收购。这意味着电厂的利润将大大下滑。
“电业局曾多次向政府打报告,要求对那些小电厂进行转接供电,但这里面涉及了方方面面的原因,我们也没有动这一块。不过,那些电厂供电的小企业确实存在高能耗、高污染的问题。”上述绵阳市经委的人士说。
“小用户”直购电
“这些小水电是基于当时水资源浪费和缺电的原因发展起来的,有的小水电建了以后没有人要,当地政府就想把小水电卖出去,于是迁入一些企业,正好直接给它们供电了。”中国电力企业联合会(下称中电联)一位专家告诉《财经国家周刊》,这是地方上“小用户”直供电的历史原因。
电厂卖给小企业的电价很低,如果企业向电网买电,电价则会提高。“电厂卖给电业局均价约0.25元,最低的甚至有0.16元,卖给周围的小企业是0.4元左右;而用户从电网公司的购电价格约0.6元。“差了近一倍的价格,这其中的利益关系很复杂。”
而国家电网系统的一位专家则表示反对:“这其实是变相的直购电,直购电试点必须得到国家发改委、电监会、能源局的批准。”
据绵阳市经委调查,他们掌握的那些小电厂的供电量约一亿千瓦时左右,按照电网和小电厂的售价差是0.2元来算的话,相当于小电厂净收入2000多万元。
“它已经存在了,你要是把它改为国家电价,它马上就会死掉。向小电厂购电的企业,在绵阳整个经济体中占的比重较小,但它的影响面比较大,每个小电厂都有几个小企业,治理的话对市场影响会很大,而且还会涉及到两三千人的就业问题。”上述电力行业内知情人士表示,“国家在大电厂和大企业之间开始搞直购电试点,但是,在四川确实小的先搞起来了。”
按照绵阳市政府2006年《关于依法规范全市电力市场交易的通知》的规定,绵阳市经委可以依法对自供区按2006年7月30日后新增的部分小企业进行处理,但对该日期之前的小企业如何处理则无规定。
“小用户直购电”现象并非仅存于四川。
业内一位关注此事的专家告诉《财经国家周刊》:“这种情况还是蛮多的,但也不是说遍地开花哪儿都有。”
该专家同时认为,此种现象对电力市场或能起到促进作用:“这表明了中国市场上的实际竞争,能促进服务水平、服务质量和整个供电能力的提高。”
“真直购”窘境
电力体制改革在2002年迈出了“厂网分开”的第一步,后继的主辅分离和输配分开工作一直处于停滞状态。直购电试点被称为打破电力体制改革僵局的一个突破口。然而,备受瞩目的直购电试点经历一年,却难有实质的推进。
2009年3月,工业和信息化部、国家发改委、国家电监会、国家能源局联合印发了《关于开展电解铝企业直购电试点工作的通知》。同年6月24日,国家电监会、国家发改委、国家能源局联合下发文件,进一步扩大了直购电的范围。
一年来,各地方也相继出台直购电方案,其中河南省最为积极。2009年4月,河南省先于国家推出自己的直购电试点方案,打包省内十多家电解铝企业与四五家电厂进行直购电试点。
2009年10月,中铝抚顺铝业直购电方案获得国家发改委批准,成为第一家由国家发改委正式批准的直购电试点企业。根据《关于抚顺铝厂直购电试行方案的报告》,中铝抚顺铝业与位于内蒙古的华能伊敏电厂进行直购电试点,首开国内跨省直购电先河。
但各地直购电方案在推行过程中,却遭遇了诸多尴尬。
天津一家发电企业的人士告诉《财经国家周刊》,该公司十分希望政府能早日推进输配分开改革,希望自己所在的企业能成为直购电试点。但当记者要求跟进采访此事时,对方却告知,领导不让对此事进行宣传。
中国华能集团一位电力专家在接受《财经国家周刊》记者的采访时说:“大用户直购电本来是用户、发电企业和电网企业三方的事,但现在搞了以后,却好像只有一方受益。它的初衷是想越过电网打通两侧,但效果并不好。大用户直购电要成功,第一,必须三方利益均衡,光靠牺牲一方利益是不可持续的。第二,必须靠某种机制,这种机制必须由市场自己形成。但目前我国市场交易机制还不完善,基本是靠交易权在调度控电。从长远看,关键是下一步输配分开改革能否真正推开。”
《财经国家周刊》记者从浙江省政府一位官员处了解到,在中石化集团浙江镇海炼化项目扩建之时,企业自行筹建了一座自备电厂,而当地电网企业对这座电厂的合规性提出了质疑。“官司”一直打到了国家发改委,最终以和解收场。
《财经国家周刊》记者就此事致电中石化核实,得到的答复是没有听说过此事,“会不会是有些人故意想要挑拨我们两大央企之间的关系?”
今年4月中旬,一条“发改委酝酿重启输配分开”的新闻在网上传开,引起业内普遍关注。
对此,一位电监会官员表示:“目前,各方对大用户直购电还有一些意见,一是设计思路上需要调整,二是直购电量从计划电量中剔除和输配电价核定下来仍较高,这两个问题抑制了发电商和大用户参与直接交易的积极性。”
购电策略 篇3
在输配分离的电力市场情况下,配电公司作为市场参与者在区域批发市场参与竞价,从批发市场购买高电压等级的电能,然后将电能通过配电公司自行管理的配电网络或通过其他输电公司的输电网络输送到终端用户[1]。由于分布式发电的发展,配电公司面临的电力市场发生了变化,配电公司不仅可以与集中发电商签订双边合同或从批发现货市场购买电能,而且还可以从配电区域内的分布式发电商购得电能或获得服务以及提供有偿服务。为了使配电公司的利益最大化,那么配电公司就需要决定从不同电能来源处的最佳购电量组合。
分布式发电可以定义为直接与配电系统相连或位于用户侧的小发电机组的综合应用[2,3]。包括柴油发动机、燃气往复式发动机、微型燃气轮机、风力发电、太阳能发电、生物质能发电等。在世界各国的电力市场进程中,采取的电力市场模式不尽相同,因此分布式电源在各国参与电力市场的模式也不相同。文献[1]主要报告了在不同国家分布式发电的交易模型。分布式发电参与电能市场主要是指终端用户(个人或企业)拥有发电设备,发电可以满足自身的基本要求,剩余电力可以卖给市场。分布式发电发展的重要潜力就是分布式发电能降低配电公司在电力库或双边合同在电价高的时段的风险。
目前配电公司中长期购电分配问题主要通过投资组合理论来解决。文献[4~7]利用投资组合理论研究了配电公司在不同市场(合同市场、日前市场、实时市场以及备用市场)的最优购电比例分配。一般以购电费用最小为目标函数,在模型中的双边合同价格考虑为固定的或买卖双方协商确定。大工业用户同样面临购电优化的问题[8,9]。文献[10]通过研究得到电力零售商的一组最优购电比例集合而非一个最优购电比例。电能买卖双方都面临着相同的在不同市场的购售电问题[11,12]。在文献[11]中学者分别站在发电公司和配电公司的角度建立了一个双层随机优化模型,从不同的角度得到不同的结论。文献[12]和文献[13]研究了发电公司在售电时存在分段电力合同时的最优分配。
电力市场中双边合同有多种类型,例如差价合同,分段电价合同和分时电价并消费量惩罚合同等等。配电公司在签订双边合同购买电能时,可能需要根据不同的需求签订不同种类的双边合同。本文研究同时有多种电力合同和分布式发电情况下配电公司从不同市场的最优购买比例,以花费最小的购电成本。该模型的研究能够为配电公司签订电力双边合同时以及购电分配提供参考作用。
1 模型描述
1.1 现货市场电价预测以及配电公司负荷预测
配电公司的长期双边合同的时间跨度从一个月到几个月,配电公司需要在购电规划期开始就作出最优决策。配电公司在签订双边合同前需要对购电规划期内的现货市场电价和负荷有一个尽量准确的预测,这样才能确定双边合同的电价以及电量以使其利益最大。文献[14,15]提出了现货市场电价和负荷的随机预测模型。本文将利用该随机预测模型预测规划期内现货市场电价和配电公司的负荷。其中现货市场电价采用对数正态分布来描述,配电公司负荷采用三角分布来描述。
本文采用统计学的方法得到现货市场电价和配电公司负荷的分布参数。从PJM电力市场2003年1月1日到12月31日的市场清除电价和负荷可以得到电价和负荷分布的统计参数。
1.2 双边合同类型及购电费用
在电力市场中,存在多种类型的电力双边合同。配电公司有必要从不同的市场以及不同的合同中选择最佳的购电量。下面将介绍几种常用的电力双边合同以及从他们购电时所需的购电费用计算方法。
1.2.1 差价合同
差价合同是指的买卖双方在签订合同时确定了合同电价,但在结算时通过与现货市场的电价相比较,将差额部分补偿给买方或卖方。差价合同包括单边差价合同和双边差价合同。差额部分的分配由买卖双方协商确定。本文假定差额部分由买卖双方平均分配。
其中:C)1(为差价合同类型的合同总购电费用。T为合同期的时段集合,B1表示类型1的双边合同集合,ptexp为现货市场在时段t的清除电价,这是需要预测的。为属于B1的合同b的合同价格。表示在t时段从合同b的购电量。
1.2.2 分段电价合同(分时电价合同)
分段电价合同是指合同电价因用电时段不同而不同。其购电费用的计算如下:
其中:C()2为分段电力合同的总的购电费用。表示属于B2类型的合同b第r分段的电价,表示在t时段从合同b的购电量。
1.2.3 分时电价并消费量惩罚
分时电价减消费量惩罚量合同是建立在分段电力合同的基础上的。合同签订后买卖双方按照合同签订的电量进行生产和输送,如果不按照计划的电量进行消耗,那么发电公司就会被迫改变发电计划,造成一定的损失。
式中:C)3(为第三种合同类型总的购电费用,表示属于B2类型的合同b第e分段的电价,表示在t时段从合同b的购电量。
式(4)~(6)中,表示在第i个惩罚区间合同b第e分段的购电量,QB为配电公司根据负荷预测提供的基本购买量,是一组0-1决策变量,当wi值取为1时表示合同b第e分段的购买量落入在第i个惩罚区间,配电公司需要接受在该区间的惩罚费用;当wi值取为0时表示合同b第e分段的购买量没有落入在第i个惩罚区间,配电公司不需要支付合同惩罚费用。
惩罚费用利用以下公式(7)计算
式中:Cpebe为合同b第e分段的惩罚费用,si表示第i个惩罚区间的惩罚价格
1.3 从电力库购电的费用
从电力库购电的费用计算如下:
其中:Cp表示从电力库购电的费用,Qtp为t时段从电力库的购电量。
1.4 从分布式电源购电的费用
从分布式发电购电的费用计算公式如下:
其中:CDG表示从分布式电源购电的费用,i,t分别表示分布式发电机组编号和购电规划期内的时段。Cifix,Cishu,Cishd分别为分布式发电机组i的固定费用、启动费用和停机费用。其中,vi,t为0-1决策变量,等于1时表示机组i在时段t处于运行状态,否则处于停机状态。zi,t为0-1决策变量,等于1时表示在时段t开始时机组i停机,等于0时,表示不停机。ui,t为0-1决策变量,等于1时表示在时段t开始时机组i启动,否则,不启动。例如发电机组i在t时段初没有开停机动作,而是处于发电运行状态,那么就会发生固定费用,而没有启动费用和停机费用。这样就有以下约束条件。
其中:Qdgimin,Qdgimax分别为分布式发电机组i的最小和最大出力。式(10)表示分布式发电机组i启停间隔为3小时,可以根据分布式发电机组的特性更改间隔小时数。
1.5 现货市场电价波动风险
其中:Cr是由于现货市场电价波动产生造成的风险损失,σtt′表示预测电价ptexp和pt′exp的协方差,当t=t′时表示ptexp的方差。γ为风险规避系数,且0≤γ≤1,γ=0表示配电公司为风险中立者,γ=1表示配电公司为风险规避者。本文中取γ=0.7。
配电公司在电力市场中购电的目标是在满足负荷需求的情况下,使得从不同的市场购电的费用总和最小。因此,目标函数如下:
约束条件:
1)功率平衡约束
2)双边合同约束:式(4)~(6)
3)分布式发电机组约束:式(10)~(13)
上述优化问题是一个混合0-1整数规划问题,本文采用LINGO8.0求解此优化问题。
2 算例研究
本文中假定某配电公司面临三种类型的合同,且第二种和第三种类型同时有两个合同,还有两种分布式发电。现要通过本文建立的购电模型求得该配电公司在合同市场、现货市场和分布式发电间的最优购电比例。
三种类型的合同数据如表1所示。在第二种双边合同中不同电价时段的划分如下:谷时段(2~7am),平时段(1 am,11 am~18 pm,22~24 pm),峰时段(8~10 am,19~21 pm)。在第三种双边合同中的不同电价时段划分如下:谷时段(2~7 am),平时段(1 am,11 am~18 pm,22~24 pm),峰时段(8~10 am,19~21 pm),周末时段(1 am~24 pm)。分段电价双边合同的电价时段划分可以根据发电公司、配电公司实际情况作相应的调整。
第三类型合同的分段惩罚量标准和惩罚价格如表2所示,这里是按照配电公司根据负荷预测提供的基本购买量为基准,在不同的多消耗或少消耗的比例下进行的惩罚程度不同。
分布式发电的技术和成本函数参数如表3所示。
本文比较了以下5种情况下配电公司的购电费用以及购电分配比例。
情形1:配电公司从电力库、分布式发电和三种类型合同购电;
情形2:配电公司从电力库、分布式发电和第一种类型合同购电;
情形3:配电公司从电力库、分布式发电和第二种类型合同购电;
情形4:配电公司从电力库、分布式发电和第三种类型合同购电;
情形5:配电公司从电力库和三种类型合同购电。
表4显示了5种情况下配电公司的购电费用,我们可以看出从三种合同购电能够让配电公司的购电费用比只从其中一种合同购电的费用低,所以配电公司可以结合多种合同购电从而降低购电费用。图2至图5分别表示在仿真情形1到仿真情形4的在各个市场的购电分配比例。不同的购电来源,将得到不同的购电分配比例。
图6是配电公司只从电力库和双边合同购电时的分配比例,购电费用见表4的第5行,和情形1相比,情形1购电费用较高,主要原因是分布式发电的成本较高。随着分布式发电的技术的发展,其成本降低,配电公司就可以利用分布式电源在负荷高峰时来降低其购电费用。
在第1种和第4中情形中,配电公司只在从电力库、分布式发电和第三种类型合同购电时即第4种情形中,才有关于合同的惩罚费用发生(957 264$),说明配电公司可以通过几种不同类型的合同的组合购电来降低购电费用,避免合同的惩罚。
3 结论
本文建立了配电公司从不同市场、不同类型的合同以及分布式发电的最优购电模型,通过模型的求解可以得到考虑现货市场电价波动风险下配电公司的购电费用达到最小时的购电分配。该模型的时间跨度可以是一个月到几个月甚至一年。通过研究可以得到以下结论:
(1)配电公司可以通过不同市场、不同类型的合同的组合购电来降低购电费用以及规避合同惩罚费用;
(2)电力双边合同的灵活框架使该模型可以方便地应用到实际的配电公司购电决策中;
(3)分布式发电的技术的不成熟,可能导致配电公司在购电成本上的增加,但是要从国家能源发展和环境保护角度考虑,配电公司还是应该充分利用分布式发电,特别是可再生能源发电。
日后还需要在长期的现货市场电价、负荷预测方面,如何度量负荷预测风险方面,分布式发电定价等方面作进一步的研究。
摘要：提出了在输配分离的电力市场中存在多种电力双边合同和分布式发电时配电公司的中长期购电优化模型,通过求解混合0-1整数规划问题得到配电公司从各个不同电能来源处的最优购电比例以使得购电费用最小。双边合同考虑了非常灵活的合同形式,和实际电力市场中的双边电力合同相接近。算例结果表明配电公司可以通过多种合同和不同市场的组合购电来降低购电费用。
大用户直购电倒供问题的初步研究 篇4
【摘要】 提出当大用户用电量超出发电企业的发电能力时产生倒供的问题,建立基于峰谷分时电价的倒供电价模型并给出倒供电量考核方法,为大用户倒供问题的研究和电量、电费的考核提供参考。
【关键字】 大用户直购电;倒供;电价
电力行业的厂网分开、竞价上网可以促进发电企业之间的竞争, 从而优化发电资源降低发电成本。在发电侧竞争市场,发电企业基于利润最大化为目标,选择最优的报价策略。随着电力行业改革的深入,用户侧市场也将逐步引入竞争,国家工业和信息化部、国家发展改革委、国家电监会、国家能源局在2009年2月份联合下发了《关于开展电解铝企业直购电试点工作的通知》(工信部联原[2009]62号),提出要进一步推动大用户直购电。未来几年大用户直购电将成为我国电力体制改革的重大突破点,当前,我国对大用户直购电的研究已经取得了一定的成果。
一方面发电企业采取最优的竞价上网策略;另一方面为提高电网的负荷率及安全水平、提高供电企业经济效益,对大用户实行峰谷分时电价的管理手段,而且大用户用电灵活性大, 可以一定程度上根据市场电价改变其生产过程的用电特性。这样可能出现的问题是,在某一时间段内用户集中用电,使得负荷超过了发电企业的发电能力,发电企业需要从电网买电(称之为倒供)供给用户。由此带来诸多新问题,国内对此问题的研究尚未展开。
一、研究背景
四川电力职业技术学院于2008年7月被批准为第三批国家示范性高职院校,在国家级示范建设专业——供用电技术专业建设方案的调研和编写过程中,在对四川省电网公司的电费电价制度进行调研的同时,也曾多次对某些小水电的实际供用电情况进行实地调研,发现枯水期小水电普遍存在倒供且电价计算粗略、不够准确等问题。本文对存在的类似问题进行研究分析,结合实际情况提出倒供产生的问题,建立基于峰谷分时电价的倒供电价模型并给出倒供电量的考核办法。
二、大用户专线直购电带来倒供的问题
大用户的概念包括狭义的和广义的两种,狭义的大用户是指用电量达到一定水平的单个电力用户。随着电力改革的深入,用户侧市场逐步放开,将会出现多家电力用户联合成为一家大用户的情况,这种情况下就是广义的大用户,提到的大用户是指广义的概念。大用户直购电是指符合条件的大用户作为电力市场中的一个主体,可以与发电企业自主协商并签订直接向发电企业购电的购售电合同。
直购电的交易模式从大的概念来讲可分为两种:一是不经过电网转供的专线直购模式;二是经过电网转供的过网直购模式。第一种专线直购模式下,大用户和发电企业直接签订供电合同,自建专用输电线路,合同电力通过专用输电线路传送到大用户,不与电网相联,即不再通过电网转供。在专线直购模式下,大用户将发电企业作为唯一的供电商。只分析专线直购的情况。
广义大用户专线直购模式下,发电企业向单个或多个电力用户联合的大用户供电。由于对大用户采取峰谷分时电价的考核办法,在这种情况下用户将根据自身的情况采取合理的用电方式改变生产过程的用电特性来降低生产成本,如在电价较低的谷段大量用电。由此将会出现的问题是:在某一时间段内用户集中用电,负荷超过了发电企业的发电能力,发电企业就需要从电网购电,倒供问题随之产生。由于倒供电量不是发电企业本身的产品,那么这部分电量的考核方法就有别于发电企业所发电量。
三、基于峰谷分时电价的倒供电价
倒供的实质是下网电量,倒供电价的制定应当以下网电价为依据。假设峰、平、谷三个时段的下网电价分别为Ppd、Pod、Pvd,在一个电量考核周期内(通常为一个月)的总倒供电量为Qd,其中峰、平、谷三个时段的倒供电量分别为Qpd、Qod、Qvd,那么用户的倒供电价Pd为:
由式(1)可以得出,倒供电价由各时段倒供电量的多少和供电企业各时段下网电价共同决定。不同的电量考核周期会有不同的倒供电量,因此倒供电价Pd是一个动态值。
四、考虑倒供的大用户电费计算方法
出现倒供时,用户所使用的电能实际上由发电企业所发电和下网电(倒供电量)两部分组成,用户端的计量装置只是计量各时段的电量而无法区分电能是发电企业所发还是倒供电量。倒供电费无法实现精确的考核,只能借助发电企业的发电量和总倒供电量来间接考核。下面给出考虑倒供电量的用户电费计算方法:
用户电费由使用倒供电量的电费Ed(简称倒供电费)和使用发电企业电量的电费Eg(简称基础电费)两部分组成。假设发电企业对n(n )个用户专网直供电,其中第i个用户峰、平、谷各时段的用电量分别为qpi、qoi、qvi,那么其倒供电量qdi可以表示为:
五、结论
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。大用户直购电的推广必然导致倒供问题的产生,分析了倒供产生的原因并对倒供电价、倒供电量以及倒供电费的考核给出模型和方法,对今后倒供问题出现后的解决方案的制定具有一定的参考价值。
参考文献
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购电管理工作考核体系研究 篇5
关键词：电力企业,购电管理,考核
1 引言
购电管理工作包括市场成员注册管理、购售电合同、年度购售电协议、跨区跨省电能交易、发电权交易、购电计划与购电方案、购电关口计量、购电量与购电费结算、购电统计分析与信息发布等方面内容。为更好开展对非统调发电企业的管理和服务工作, 需要公司作出积极探索, 以按照属地分级, 按照职能归口的思路推进“购电管理一体化”体系建设, 并在标准工作流程的框架内制定考核奖励机制, 促使公司和各地市供电公司购电管理工作规范化、标准化。
2 建立购电管理工作考核体系的背景
2015年, 老河口、兴山等县市管理体制完成全面上划, 标志着国网湖北省电力公司成为湖北省境内唯一的经营输、配电网, 服务面覆盖全境的电网企业。国网湖北省电力公司秉承国家电网公司“四个服务”宗旨, 承担着义不容辞做好对发电企业服务的社会责任。现代企业经营管理中, 采购管理是其中的核心内容, 是企业获取经营利润的重要源泉, 也是竞争优势的来源之一。当前, 我国电力体制正处在市场化建设的转变时期, 电网公司购电工作需要适应政策的变化, 进行不断调整、改进与完善。提高对购电管理重要性的认识, 建立系统科学的购电管理体制机制。对更好地促进电网公司的经营管理具有重要意义。省内非统调非直购发电企业数量为894家, 总装机容量为75.5165万k W。湖北省内发电企业不仅数量较多, 且分布不均衡, 水电资源集中在鄂西、鄂东南山区;风电、光伏主要集中在随州、孝感等地;近年生物燃料发电项目发展迅速, 主要分布在农业大市、县。各地市发展程度不同, 用电负荷结构各异, 对电源的需求和管理方式有一定区别。
3 加强“购电管理一体化”体系建设的相关策略
3.1 夯实购电管理基础
3.1.1 明确牵头部门, 完善多级购电管理体系
明确交易中心为公司购电管理牵头部门, 交易、发展、财务、调度、营销等部门协作完成购电计划 (方案) 编制、购售电合同签订及执行、购电成本管理、电量电费结算、运营分析等工作, 加强一体化协调和全过程管控。纵向方面, 明确地 (市) 公司、县公司营销部门负责地方电厂的购电管理, 加强省公司对基层单位购电工作的业务指导、指标管控和运营监控, 提升基层单位购电管理规范化水平。
3.1.2 优化业务流程, 加强购电管理制度建设
对现行购电的业务流程进行梳理, 在对购电业务流程进行优化整理的过程中应密切结合新的购电管理体制的具体要求, 对合同签订与管理、各项计划的编制与落实、电费电量结算以及分析统计等一系列业务流程予以规范管理, 加强对购电全过程、购电分析决策管理以及地方供电企业供电流程等方面的管理, 依据自身发展情况, 制定并完善相应的工作标准和管控制度。
3.2 完善购电工作机制
3.2.1 注重统筹兼顾, 建立多目标购电优化决策机制
(1) 要充分考虑水电发电能力季节性波动和风电、光伏发电能力时段性波动的特性, 统筹考虑可再生能源、火电和跨区跨省购售电的关系; (2) 要统筹考虑年度、月度、周、日购电计划的关系, 针对可再生能源发电能力、用电需求的不确定性; (3) 建立以购电成本最低为目标, 安全、公平、节能减排指标为约束条件的优化购电模型。通过系统实现优化计算。
3.2.2 推进精益管理, 建立购电全过程分析管控机制
结合购电工作的特点, 应按照事前预判决策、事中跟踪监测、事后分析反馈三阶段建立全过程管控机制。当前, 电网规模快速发展, 购电规模日益扩大。购电运营分析的作用越来越显得重要, 应实行常态化运作、规范化分析、标准化测评。
3.2.3 发挥市场功能, 完善可再生能源购电交易机制
考虑到购电工作现状, 针对可再生能源的不确定性, 可以建立可再生能源电量的市场交易制度。对于具有不确定性特征的可再生能源电量采用计划交易和市场交易双轨制, 是当前有效解决不确定性能源问题的基本选择。
3.2.4 加强风险防范, 建立购电风险预警及利益平衡机制
(1) 应建立购电风险识别、评估和控制体系; (2) 可以事先建立涵盖电网公司、发电企业和用户的风险利益平衡机制, 减少不确定性风险对单个利益主体的影响; (3) 建立购电管理效果评价机制, 购电工作评价机制是购电管控体系的重要组成部分, 对提高公司经营水平和购电管理效率具有积极的促进作用, 购电工作评价的重点可以分为基础管理、运营效率、经营效益三部分。
3.3 构建“购电管理一体化”体系
3.3.1 实现省、地、县纵向一体化的管理
公司本部是购电管理一体化的管理中心, 负责对直购发电企业和独立电网经营企业的购电管理工作, 同时履行对供电单位的监督、指导职能。地市供电公司是购电管理一体化管理体系的基础, 负责所辖范围内的非直购发电企业的购电管理工作, 配合公司本部开展公司直购发电企业的购电管理工作, 指导县供电单位购电专业管理工作。
3.3.2 实现覆盖直购、非直购电厂的全部发电企业的一体化管理
购电管理工作的对象是发电企业, 所有与公司系统存在购电关系的发电企业都属于购电管理一体化管理体系服务的范畴。按照统一领导、分级管理、分工负责的原则, 各级购电管理部门分别服务于授权范围内的发电企业, 确保服务范围无遗漏。
3.3.3 实现全流程的一体化管理
实现全流程的一体化管理即逐步实现购电业务链条全闭环的管理, 构建购电业务流程全口径、一体化的工作机制, 实现购电整体联动, 强化对政府和发电企业的协调, 优化购电分析和决策, 争取公司购电效益最大化, 全面落实公司发展战略和整体利益。
4 建设购电管理工作考核体系取得的成效
4.1 客户服务更优质
主动将并网业务流程向客户端前移, 主动提前介入, 积极发挥属地化管理的便利优势, 开展新能源发电项目前期的指导工作, 帮助发电企业尽早完成并网办理手续和相关流程, 服务好新能源建设。
4.2 合同管理更规范
提高法制意识, 树立契约精神, 严格按合同履行相关权利义务。这就必然要求提高购售电合同签订率, 严格审核合同条文, 有效减少公司法律风险。定期召开购售电合同管理工作例会协调解决实际问题, 组织签订了年度购售电协议和直接交易三方合同, 新签随州晶泰光伏等15家新建发电企业购售电合同, 续签、改签汉川一发等14家发电企业购售电合同, 签订神农架神发等11家发电企业购售电补充合同。
4.3 计划预测更准确
针对购电管理的薄弱环节, 严格工作标准, 提高工作要求, 确保购电各环节工作执行到位, 重点加强了基础数据注册、年度购售电协议、月度购电计划编制准确率的考核, 编制完成了全省直购地方电厂基本资料统计手册, 强化购电管理的基础。
4.4 团队建设成绩斐然
2015年, 公司首次将团队建设纳入考核指标, 明确了提升购电队伍综合素质、提升服务质量、推动人才培养的目标。2015年, 公司团队建设硕果累累:购电交易首次收获服务客户锦旗, 信息宣传效果明显, 专业人员入选公司后备人才库。
5 结束语
考核体系的建设对购电工作的健康发展具有十分重要的作用。县市公司处于制度体系建设的最末端, 在制度体系建设方面有其自身的特点: (1) 制度制定上重建立、轻健全, 在制度执行上重效果、轻过程; (2) “三集五大”后机构精简, 部门兼并, 人员变动, 导致基层单位在人员职责和规章制度的对接上存在一个较长的磨合期; (3) 越往基层员工执规守纪意识越薄弱, 很多工作流程, 已有现成规章制度进行了规范, 但在日常工作中执行效率低, “人治”现象普遍存在。针对这些特点, 通过考核体系的建设, 能有效规范制度执行。
在购电管理工作考核体系的建设和执行过程中, 也要把握好一些问题: (1) 考核体系应当精简严谨。体系建设具有层级性, 越往下应对的制度及考核越繁复, 基层单位人员需要目标明确、指向明确、执行有力的考核制度。同时考核体系因事而制定、因时而制作, 并要随着业务范围、流程职责等的变动而做出适时修订, 开展对制度体系生命全周期的规范管理。 (2) 要重视体系执行的过程管理。考核体系搭建之后, 执行效果是检验其合理性的一个重要因素, 但过程也是不能忽视的基础因素之一。执行效果需要一连串的能够经得起检验的过程链的支撑, 任何一个过程链都足以在内外环境允许的情况下影响整体效果的最优化。基层单位在过程性方面存在着诸多不足, 现成的制度对行为的实时规化作用不足, 而考核的最终目的不是评比结果而是促进过程, 使考核体系真正成为搞好工作的指挥棒、提高效率的原动力。 (3) 做到评价精准, 公平公正。管用而有效的考核制度, 并不完全取决于条文有多么复杂严密, 也不仅体现在员工对条文有多么深透的理解, 而在于采用统一的标准、透明的方式、实时的督导覆盖全体对象, 做到以理服人, 以数字说话。
参考文献
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对俄购电业务外汇购汇管理研究 篇6
关键词：购电业务,外汇购汇,管理研究
一、对俄购电业务购汇管理历程
黑龙江公司对俄购电业务委托所属全资子公司黑龙江华源电力公司开展, 黑龙江公司作为国内售电方对华源公司结算国内上网电费, 华源公司按照对俄购电协议约定, 定期向俄方支付购电费 (美元) 。为节约财务成本, 2013年, 公司与中国银行开展了“进口汇利达”业务, 该业务的基本原理是在进口结算业务背景下, 银行应客户申请, 凭提交的人民币定期存款作为质押, 银行与其上级行协商外汇资金及利率情况, 为客户办理外币融资并对外支付, 同时客户在该行办理一笔远期售汇交易, 并约定到期由该行释放质押的定期存款用于交割后归还银行外币融资的业务。该项业务由人民币定期存款、外币融资和远期售汇三部分业务组成。该业务交易的前提是必须在即期汇率、人民币定期存款利率、远期外汇利率之间存在较强吸引力的利差空间, 否则, 购汇方没有积极利用“进口汇利达”工具开展购汇业务。201年上半年, 公司利用“进口汇利达”产品共节约购汇成本20万元。其后, 因市场利率和汇率水平不利于节约成本, 公司采取即期购汇管理, 当日购汇当日付汇。
二、对俄购电业务购汇管理中存在的风险
2014年四季度, 公司购汇金额约0.美元。据专家分析“在中国出口在较长时间内没有改善迹象的情况下, 大幅升值的长期趋势并不存在, 长期来看人民币汇利将保持双向波动, 这也有利于人民币国际化”。公司对俄购电付汇业务存在一定的汇率风险, 不利于锁定购电成本。采用人民币结算对俄购电业务可能是长期趋势, 但受国际政治经济政策因素影响复杂, 短期实现人民币结算可能性较小。因此, 对俄付汇业务风险管理要做好长期打算, 加强日常购汇风险管理尤为必要。
三、对俄购电业务购汇管理优化方案分析
结合购回业务实际需要, 为长期有效解决公司购汇付汇业务成本难以控制的现状, 进一步节约购汇成本, 提高公司对俄购电业务收益水平, 提出以下优化方案:
(一) 改变原来由一家金融机构办理购汇和付汇业务模式为购汇和付汇由不同金融机构办理的模式
国家电网公司所属中国电力财务有限公司 (简称中电财) 拥有结售汇业务资格, 经外汇管理部门批准, 公司可以经营即期结售汇、外汇交易及其他外汇业务。中电财在黑龙江公司业务部可作为业务的办理柜台, 对国家电网公司系统单位提供更加优惠的购汇利率成本, 将购汇业务委托中电财办理, 在国家政策范围内, 符合国家电网公司对资金管理“集团化运作、集约化发展、精益化管理、标准化建设”的要求。外汇业务由中电财公司总部专业部门牵头管理, 负责制定公司外汇业务规划, 主要外汇业务资格和相关事项的报批, 外汇存款、外汇交易等业务的管理, 负责公司外汇业务开展有关事项的协调工作, 更方便对笔者所在公司购汇业务的风险监管。
付汇行仍为原来的业务办理行中国银行。
(二) 修改购汇、付汇流程, 在不降低购付汇业务效率的前提下, 降低购汇成本, 提高资金效益
经过购付汇流程调整 (详细变更情况见图1、图2) , 中电财对黑龙江公司购汇成本可给以不低于100个点的优惠交易汇率, 按照2014年购汇交易金额计算, 可节约购汇成本超过150万元人民币, 提高企业效益150万元, 约占2013年华源公司利润总额的7%。
变更购汇经办银行而不变更付汇经办银行, 可不用修改购售电合同约定的付款行信息, 从而降低了合同法律风险, 规避了修订合同的繁琐程序。因此, 对购、付汇流程进行变更是可行的。
科学使用购电屏降低电力营销风险 篇7
1 现状
首先来分析购电屏的构成基本原理。现有的购电屏通常采取实行双表制 (一个是用来结算电费用的结算表, 另一个是用来扣抵电费的购电表) , 提供给2个表计的测量电流和电压是2组独立的回路, 比如变比取自2组独立的TA。由于二者的倍率有可能不同, 因此结算表与购电表的抄见电量不一定相同, 但电度电量应当相同。购电表内部的程序首先判断是发出告警信号, 还是跳闸信号, 但无论是发出告警还是执行跳闸, 都是通过购电屏的二次回路得以实现的。此外, 为了确保可靠动作, 购电屏的控制电源应取自进线开关的电源侧。
购电屏被引进电力营销环节后, 对减轻供电企业收费压力、降低电力营销风险起到了很大的作用, 同时也使一些电力营销人员产生了麻痹大意的思想:认为只管抄表计算电费、每月扣抵电费就行了, 购电屏代替了电力营销的大部分工作, 不用管用户用电的真实情况。而这种过分依赖购电屏的思想无形夸大了购电屏的作用, 事实上, 购电屏解决了“先交费、后用电”的问题, 但是从计算、结算电费的角度来说, 购电屏还无法满足要求, 于是造成电力营销环节的脱节。
在日常工作中, 经常会遇到2种情况。一种是用户电费实际已“透支”却未跳闸, 出现仍能继续用电的现象;另一种是用户电费还未消费完毕就跳闸终止用电的现象。造成前者的主要原因是:购电均价核定偏低, 造成用户实际上欠费, 仍然能“透支”继续使用电力, 购电屏失去“先交费、后使用”功能, 导致供电企业承担电费回收风险。造成后者的主要原因是:购电均价核定偏高, 造成用户实际上没有欠费, 用户购买电能支出却比预计增加, 导致用户的资金被供电企业留住。
2 分析
对专变而言, 通常情况下:
根据专变的容量不同, 电费的具体构成也不同。容量在315kVA及以上的应执行大工业电价, 存在基本电费和力调电费;容量在100kVA及以上、315kVA以下的专变, 不存在基本电费, 但是存在力调电费;容量在100kVA以下的专变, 则没有基本电费和力调电费, 只存在专变损耗电量。
无论是上述哪种情况, 从公式 (1) 和 (2) 中可以看到, 在数值上相同的只有“抄见电量×倍率”=电度电量是相同的, 其它并不相同。所以, 如果将购电均价设定与电价一致, 很显然结算电费≠购电电费。供电企业的目标是要使结算电费=购电电费, 而结算电费除了电度电费以外, 根据专变的具体情况还包括基本电费、力调电费和变损电量等费用, 所以购电均价肯定不能设定与电价相同。
举个例子:一个农村用户的专变容量为100kVA, 结算表和购电表的倍率相同。该用户投运的第一个月电度电量为30400kWh, 变损电量为720kWh, 需收取的基本电费为0元, 由于功率因素未达到0.85而被考核力调电费为441.9元。在农村专变中的专变电价为0.71元/kWh, 那么这个月应收取该用户的结算电费= (30400+720) ×0.71+0+441.9=25393.1元。
如果简单地将购电均价设定与电价一致, 为0.71元k Wh, 那么购电表计量的购电电费=30400×0.71=21584元。显然此时结算电费>购电电费, 于是造成“用户实际欠费, 但能继续使用电能”的差错。如果购电均价继续设定为0.71元/kWh不变, 那么肯定会出现电费透支现象, 供电企业将承担电费的经营风险, 购电屏没有发挥其应有的作用。
如果将购电均价无限设置为1元/kWh, 那么购电电费=30400×1=30400元。显然此时结算电费<购电电费, 于是造成“用户实际未欠费, 但中断电能供应”的差错。如果购电均价继续设定为1元/kWh不变, 那么肯定会导致用户频繁交费, 用户的资金留在了供电企业, 造成用户资金周转困难。
3 对策
如何科学使用购电屏, 降低电力营销风险?首先来了解一下, 引入购电屏后电力营销环节的基本构成 (如附图) 。
要解决这个问题, 可以从2个角度着手。
3.1 从购电表入手
购电屏中判断用户剩余电费是否满足继续供电的条件、根据判断做出告警或跳闸的执行, 都是通过购电表实现的, 因此购电表的功能能否根据需要而增强, 则成为从这个角度实现预控的关键。让厂家对购电表的功能进行开发, 使之能达到“人工输入电费, 执行后能直接从购电表中冲减电费”的目的。
每月抄表员在抄结算表表码的同时, 必须抄购电表的表码, 并将相关信息提供给电费结算中心。由电费结算中心根据用户的购电均价和购电表中记录的电量, 计算出消耗的购电费;同时, 根据结算表表码、倍率、变损等信息计算出实际结算电费。最后将结算电费-消耗的购电费=需冲减电费, 提供给抄表员, 由抄表员将需冲减电费人工输入用户的购电表, 直接从购电表中进行冲减电费。
以例中的情况为例。如果购电均价设定的是0.71元/kWh, 那么购电表计算用户消耗的购电费=30400×0.71=21584元, 而结算电费=25393.1元。则需冲减电费=25393.1-21584=3809.1元, 应在购电表中进行人工冲减, 通过操作购电表冲减3809.1元, 从而达到结算电费与购电电费保持一致的目的。
这样操作的优点在于:计算准确, 按月结算。
缺点: (1) 每月都必须操作购电表, 操作繁琐, 需人工干预, 出现差错的几率较大; (2) 存在个人徇私舞弊的漏洞, 如果抄表员在执行冲减时有不到位的现象, 那么仍然会存在“电费透支”的现象; (3) 电费冲减存在风险, 容易造成与用户之间的矛盾, 冲减前必须向用户解释清楚, 并在相关记录上双方予以签字认可; (4) 如购电均价设定过高, 则此操作方式无法解决该问题。
3.2 从电力营销流程入手
建立购电屏用户的跟踪服务流程, 及时掌握用户的用电和交费情况, 作出科学合理的调整。
从图1中不难看到, 这个电力营销流程的关键环节是电费结算中心。它应根据每月抄表员提供的抄表数据和用户的有关信息计算出用户当月的结算电费, 然后根据购电中心提供的用户购电情况, 两者相比较, 结合用户的用电情况, 定出一个较为合理的购电均价提供给购电中心。在用户下一次来购电中心购电时, 购电中心应根据电费结算中心提供的调整后购电均价为用户办理购电手续, 并做好为什么调整购电均价的解释工作。
还是以例中的情况为例。用户第一次来购电时的购电电费为25000元, 给用户定的购电均价为0.71元k Wh。通过第一个月的运行, 发现用户的实际结算电费已达到25393.1元, 购电屏应告警、跳闸, 但因第一次的购电均价设定偏低, 只有0.71元/kWh, 用户当前已出现“电费透支”现象, 所以购电均价必须调整。
用户下一次进行购电时的购电均价估算。购电均价= (结算电费+差额电费) /电度电量= (25393.1+3809.1) 30400=0.96元/kWh。可将购电均价设定为1元/kWh。
将调整后的购电均价告知购电中心, 由购电中心在用户下一次来购电时将购电均价进行调整。正常购电均价估算。结算电费/电度电量=25393.1/30400=0.835元k Wh, 当用户运行稳定后, 可根据情况将购电均价确定为0.85元/kWh。同时必须时刻关注用户的运行情况, 遇到用户运行情况不稳定时, 还必须及时调整购电均价。
优点: (1) 无需对购电表有新要求, 对硬件没有改动但仍然能实现购电屏的作用; (2) 除购电中心外, 其它环节不与现金打交道, 避免了经营风险; (3) 没有进行电费冲减, 与用户在电费结算上产生矛盾的可能性较小。
缺点:作为关键环节的电费结算中心, 必须时刻掌握用户的购电情况和结算电费情况, 并及时对购电均价进行调整, 遇到用户情况不稳定时, 调整的幅度和频率较大。
4 结束语
购电策略 篇8
目前,基于博弈论对电力市场进行了积极的探索,国内外学者对发电企业应用博弈论制定竞价策略进行了研究[1-3],孙琳等[4]基于博弈论研究了购电电价的分时电价策略,王一等[5]应用讨价还价博弈对中长期购电计划制定方法进行了研究,谭忠富等[6]构建了电力用户从发电商购电定价的双边贝叶斯动态博弈学习模型,谭忠富等[7]和陈刚等[8]应用博弈论探讨了大用户直购电时购售电双方的利益博弈。受到目前学者们将博弈论应用到电力市场进行研究的启示,加之现有文献很少通过构建双向拍卖博弈模型来研究电网企业的购电策略,本文根据查特金和萨缪尔逊双方叫价拍卖模型[9]及谢识予[10]的相关成果, 将发电商看作一个整体,并称之为发电企业,其同电网企业进行博弈,从价值最大化视角着手构建一个发电企业与电网企业的双方叫价拍卖博弈模型,通过模型分析,得出对电网企业购电策略的启示。
1博弈双方经济效益的影响因素
电力体制实施网厂分离改革后,电网企业和发电企业分别成为不同的经济利益主体,都以追求投资收益和经济效益相对最大化为经营目标。发电企业生产电力的销售对象是电网企业,发电企业的销售收入构成电网企业的购电成本。为了争取有限利益最大化,发电企业始终存在增加上网电量和提高上网电价的动机和动力;而电网企业则要想方设法降低购电费用和购电单价,努力降低购电成本、拓展利润空间。
电网企业的赢利主要通过销售电价与购电成本差来体现,因此影响电网企业赢利的因素主要包括: 销售电价和购电成本。销售电价是电力市场运行的核心要素,是市场传递供求变化最敏感的信号,电价有三种方式:政府定价,如最高限价方式,作为政府的一种监控手段;协议定价,一般在购电商和售电商的双边合同交易中实行;市场定价,是通过制定的一定规则,由买卖双方竞争形成的电价。电价的主要组成部分为:电能成本,输电成本,包括输变电设备的使用费用,网损,输电阻塞等,辅助服务成本,包括负荷跟踪,频率控制,各种备用容量,无功功率和电压调节, 短期的安全控制措施等。
在销售电价受政府严格监管情况下,电网企业为提高经营效益,必须加强购电成本控制。购电成本指电网企业从发电企业(含电网企业所属电厂)或其它电网购入电能所支付的费用及依法缴纳的税金。 购电成本对电网企业经营效益影响大,其总量目前占电力产品成本的比重超过70%,是经营成本中最大的项目。根据购入电量的性质和价格差异,购电成本由购电量和购电均价组成,可用公式表示为:
其中,C为电网企业的购电成本;Q为电网企业的购电量;fi为第i类电在购电总量的比例;Pi第i类电的单价。假设某一时期,电网企业的售电单价为P(Q1),电网企业的售电量为Q1,电网企业所获经济利润可表示为:
另外,电力作为关系国计民生的行业,其在追求经济利润的同时,更要保证社会正常的生活、生产用电的需要,电网企业应追求利润和社会效益最大化。
2博弈情形设定及模型分析
2.1博弈基本情形假设
基于发电企业和电网企业博弈经济效益的影响因素分析,出于构建电网企业双方叫价拍卖博弈模型的考虑,做如下情景假设:电力市场已经解管制,短期电力市场的电价由发电企业和电网企业共同决定,他们都是追求各自价值(经济价值和社会价值)的最大化的市场主体;在电力市场中,存在一个有效的市场交易中心,它根据发电企业和各购电商上报的竞价曲线分别做出总供电曲线和总需求曲线,从而确定供求平衡点,平衡点处的电价为市场清算电价;当发电企业和购电商都在寻求各自的最大价值(经济价值和社会价值)时,他们各自在估计对方的竞价策略的基础上,制定各自相应的竞价目标函数;博弈中,发电企业提供的电能商品的总成本,包括固定成本和变动成本,用字母表示为c=cf+cν,一方面表示电能商品对发电企业的价值,是发电企业的私人信息,另一方面也构成电网企业的购电成本;假设c服从[0,1]上的均匀分布;而电能商品对电网企业的价值表示为v =ve+vs,即电网企业从发电企业购买电能商品然后将其销售给用户所获得的价值,包括经济价值和社会价值,它是电网企业的私人信息,同样假设v服从[0, 1]上的均匀分布;发电企业对电能商品的要价为ps(c),电网企业的报价为pb(v),当电网企业的报价不小于发电企业的报价即pb≥ps时,交易成功,双方以(pb(v)+ps(c))/2的价格成交;相反,当pb< ps时,交易失败(本文不考虑此种情况)。
2.2博弈模型及结果分析
基于以上情形假设,构建如下分别由以下效用函数给出的发电企业与电网企业的双向拍卖博弈模型。
借鉴谢识予[10]、孙琳和刘俊勇[11]以及刘娜等[12]等学者的研究成果,联立式(3)和式(4)解得博弈的贝叶斯纳什均衡解为:
根据模型假设,交易成功后双方在(pb(v)+ ps(c))/2上成交,在线性均衡下,交易价格也即电网企业的购电所支付的电价为:
采用以上发电企业和电网企业双方叫价拍卖模型中,双方通过讨价还价后确定的购电价格就是一个均衡价格,即由式(6)给出的价格。在市场环境下,只要发电企业出价和电网企业报价是真实的,那么电力资源就能够得到最优配置。此时,政府或者市场组织只需要设计一个激励相容的拍卖机制,交易者讲真话是其占优策略。
将式(6)代入式(3)和式(4)式可分别得发电企业、电网企业的最优收益分别由式(7)和式(8)给出:
由式(6)、式(7)和式(8)可知,cf、cν、ve和vs是主要影响因素,电网企业的收益随着ve和vs以及cf和cν的减少而增加,发电企业收益与电网企业类似,因此,通过深入挖掘和分析这些的经济内涵和成份要素及其影响因素,据此制定电网企业的相应购电策略, 可实现发电企业和电网企业的“双赢”,进而实现更大的社会效益。
3对电网企业购电策略的启示
购电策略指的是电网企业如何购电的谋略,电网企业购电行为并不是独立的,电网企业的购电策略不仅仅涉及如何购电,也涉及如何优化购进的电能。结合前文分析,从电网企业价值最大化着手,得出对电网企业购电策略的启示。
3.1基于vｅ和vｓ的购电策略启示
作为电能商品对电网企业的价值的组成部分,电网企业实现的经济价值主要指电网企业实现的用以货币为主要计量单位的经济利益,主要受售电收入和成本影响,具体包括售电量、售电净单价、单位供电成本以及线损率等;另外,电网企业在实现经济价值的同时,安全、稳定、可靠的输送电能,保证社会正常的生活、生产用电需要是其不可推脱社会责任,也是其购电时不可忽略的因素。因此,电网企业应将售电收入与单位供电成本作为其制定购电策略的考虑因素。 具体地:电网企业可从提高供电可靠性来增加实际售电量、加强与政府有关部门的沟通联系,争取合理的电价空间、影响供电成本项目的各种因素统筹规划。
3.2基于cｆ和cν的购电策略启示
作为发电企业提供电能商品的总成本组成部分, 一方面表示电能商品对发电企业的价值,是发电企业实现再生产的重要前提,另一方面也构成电网企业的购电成本,cf和cν产生于发电企业但对电网企业购电策略却有着很大的影响,因此,应将它们视为购电策略重要变量。具体地:随着我国电力交易市场的建立,cf和cν可控性越来越强,电网企业应根据电能供求状况科学的管理购电成本,单位购电成本在一定条件下具有可控性,例如在电能供给大于需求的情况下,电网企业就可以在保证电网安全和电能质量的前提下,认真分析电源结构和各类电源价格,通过经济调度、优化上网电量结构降低单位购电成本,随着电力交易市场的建立,单位购电成本的可控性会越来越强。因此,电网企业应该有意识的根据电力市场的供求状况管理单位购电成本。
3.3基于vｅ、vｓ、cｆ和cν的购电策略启示
电网企业的购电策略更需从电网企业和发电企业综合的视角去分析,因为很多问题并不是仅仅与电网企业有关,更多需要双方通力合作。一方面,购电量是电网企业实现其价值的前提,由于电网安全、网络结构、市场变化等多方面的问题,电网企业应在科学预测未来市场电力需求量的基础上,会同发电企业合作编制可行的购电或发电计划;另一方面,线损率是电网企业的一个主要可控的技术经济指标,它是逆指标又是可控指标,降低线损率是减少电网企业购电成本进而提高经济效益的有效途径,需技术部门和营销部门共同努力,线损率降低可直接降低电网企业的成本、增加利润。具体可在组织上、计量管理、用电监察、基建改造、运行技术等方面采取有力措施降低线损。
4结语
购电策略 篇9
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
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