《电力市场论文》word版.doc

XX大学网络教育学院 电力市场毕业论文题 目 我国目前电价机制分析 办学学院 校外学习中心 专 业 电气工程及其自动化 年 级 三年级 指导教师 学生姓名 学 号 2015年 04 月06 日我国目前的电价机制分析摘要：随着我国电力市场建设的不断深入，确定独立的输配电价已迫在眉睫。我国电价自改革开放以来已经发生了很大的变化，但与市场的机制要求很远。再加上特高压输电技术的引进和标准电力市场建设的不断推进，电力市场中的输电定价问题变成了电力市场规范运作的核心问题。在借鉴国际经验的基础上，对我国的输电成本进行了分类明细，对常用的输电定价方法进行了规模划分。针对我国电力市场中存在的三类输电定价问答题提出了可行性的解决方案。文章通过证实研究给出了具体的输电定价操作方法。关键字：输配电价改革；特高压输电；电力市场；输电定价引言电价能够科学、合理、准确地反映和调节市场供求，他的高低直接决定着电力市场资源配置效率的高低。水着电力体制改革的进一步深化，发、输电已经分离，切配售也将要分开，从而形成独立的输配电网。因此，如何确定输配电企业合理的收入和合理的输配电价已成为亟待解决的问题。建立一套具有前瞻性、可操作性、完整的、动态的、灵活的、适合我国电视实际的输配电价机制将我国电力市场形成和发展的关键，也具供有关部门参考决策的重要价值。电网企业要发展，就要构建更为和谐、发展的电力市场，就要推行更为合理的电价机制。一方面使电网企业获得更大的利益，另一方面要使企业获得可持续发展的动力，寻求电价调整和供电需求环境以及用户承受能力的最佳切入点才能吸引更多的用户，赢得更大的市场。建立输配电价机制对于推进电力市场化改革、促进电网持续健康发展、理顺各个环节电价机制、实施节能环保电价政策具有重要意义。“十一五”期间，要“初步建立有利于促进电网健康发展的输配电价格机制”。电力市场的建立是一个逐步摸索、逐步推进、逐步深人的过程。按运行模式和发展过程大体上可以分为3个阶段，第一阶段实现厂网分开、竞价上网，电网公司作为单一购买者仍保留现有输配售电一体化模式。由于销售侧电价仍由政府制定，所以该阶段电网公司承担着很大的价格风险。第二阶段随着运行经验的不断丰富和输配电价机制的形成，作为建立双边交易市场的尝试，逐步开放大用户直供电。该阶段由于大用户直接与电厂签定双边合同，使得电网公司的销售利润受到一定影响。电网公司在收取输电费用的同时也承担了为大用户输电的安全风险。第三阶段输配电分离以及销售侧的逐步开放。从上述3个阶段可以看出，电力市场下的价格体系主要包括上网电价、输配电价和销售电价。本文主要分析电力市场下的价格体系和输电定价的特点及要求，提出并讨论输电定价过程中着重解决问题。1 电力市场下的价格体系电力市场下的价格体系主要包括上网电价、输配电价和销售电价。1.1上网电价我国从上世纪80年代中期开始实行“一厂一价、还本付息”的电价政策。在这种模式下，不管工程建设条件多么恶劣，建没技术多么落后，只要工程上了马，无论花去多少钱，最终都能计入电价中。因而不少工程上马后，项目业主的主要精力不是放在如何优化工程设计、控制造价上，而是放在如何争取调整概算和较高的上网电价上。并且，在单一电量电价模式下，提供备用容量的电厂或机组，备用时段内的固定运行维护费等费用得不到任何补偿，更谈不上收益。因此，投资者仅对以发电为主的电源项目感兴趣，对以供电为主、容量效益好，能承担电网调峰和调频、调相、备用任务的电源建设不感兴趣。这不利于先进技术在电建项目中的推广、各类电厂的公平竞争和电网的优化调度，使电力资源的优化配置难以实现。发电成本通常由固定成本和变动成本构成。固定成本主要与机组容量有关，变动成本主要随发电量而变化。实行两部制上网电价即把上网电价分为两部分，与电厂容量有关的部分实行容量电价，与发电量有关的部分实行电量电价。容量电价由政府价格主管部门和电监会按调度交易中心经营范围内发电企业平均固定成本的一定比例确定，并反映一定的电源供需关系，这样就会使容量效益好，能承担电网调峰和调频、调相、备用任务的电厂就能获得合理成本补偿和收益，其建设和运行的积极性自然能被激发出来。电量电价由市场竞争决定。电量电价主要与电厂发电时所耗燃料费、水费等相关，当相应时段电量电价高于电厂变动运行成本时，电厂发电才能盈利，否则就会亏损。各电厂要想增强上网电价的竞争力，就必须提高自身管理水平，加快新技术推广应用。1.2输配电价区域电力市场中，无论是电网保留输配售电一体情况下的大用户直购电，还是输配电分开，建立独立的电网公司，所面临的最关键的问题就是输配电价机制的确定。高压线路的基建投资一般都很大，尤其500KV以上的超高压输电线的基建投资费用更是非常庞大。如果把还贷利息和折旧等输电成本通过在每度电费上加一部分“过网费“的办法来回收，会加重用户(也就是社会)的负担，不利于提高输电线的利用率，也不利于优化利用全区域的资源。所以应该采取更为科学、合理的输电费用计算方法。12.1输配电电价体系输配电电价体系如图l所示。122输电费用计算的基本原则电力市场中输电费用计算应遵循的基本原则：有利于提高输电线路日常运行效率；输电费用应在发电公司和用户之间合理分摊。应根据发电公司与负荷之间的电气距离的远近计算各发电机组应承担的输电费。距离越近承担的输电费用越小，相反，则越大；输电费能够补偿建设线路时的贷款、设备折旧费，并留有一定的利润作为未来扩展新线路的投资；输电费应分为输电容量和输电量两部分；输电费的计算应该体现电网资源的稀缺程，能够给出长期和短期的经济信号。电网处于负高峰时，输电费越高，相反，则越小；输电费的计算方法和结果要对用户公开、透，并接受他们的监督；有利于消除进入电力市场的障碍。对网互联者的定价应鼓励有效率的市场运作，并为新的互联者的发展提供正确的信号；在满足以上要求的条件下算法要尽量简单，不同交易模式，输电费的计算方法应统一；1.23输电费的计算方法输电定价的过程可以看作是输电费用在输电用户间的分配问题，并考虑到电网公司的收支平衡和适当的盈利。其分配方式由电力法和区域电力市场运营的规约确定。输电服务的成本有两部分，一部分反映输电网的运行成本，包括网损和阻塞费用，称为可变成本。另一部分反映建设线路(也包括两侧的变电站、串补、静补等设备)的投资，包括：投资的还本付息，折旧费，运行管理和维护费，回报率，税，通货膨胀率，保险费等。这部分成本一般是按年度结算，所以称为固定成本。输电费的绝大部分为固定成本，所以如何分担固定成本的便成为计算输电费用的关键。1） 、解决固定成本的分摊问题的方法综合成本法。常用的综合成本法有：邮票法：在所有的输电业务中，按输送功率的大小，平均分摊整个电网的阿损，与输送功率的注入点和流出节点位置及距离无关。合同路径法：事先商定输送功率流通的路径，并忽略对电网其他部分的影响，只计算该路径的损耗，作为输电业务的网损。边界潮流法：计算电网公司由于承担输电业务而引起的对外联络线潮流的变化并依据该数据分配电网网损。兆瓦一公里法：以线路空载为假定条件，计算某项输电业务在电网每条线路上产生的潮流，并以各线路的长度为计算的加权系数，计算结果作为分配网损的依据。2） 、边际成本法分为短期边际成本法用于可变成本的计算；长期边际成本法)用于固定成本的计算。1.3销售电价在成熟的电力市场中，销售电价是在允许用户自由选择供电商的基础上，由市场决定。但在电力市场建立初期，电网企业仍会保持输配售电一体化垄断经营，销售侧没有形成竞争，所以销售电价仍由政府制定。由于我国现行销售电价存在着诸如电价分类复杂、不同用户之间交叉补贴严重、价格信号弱，不能反映市场供求等问题，所以必须对现有销售电价体制进行改革，使之更规范化、科学化，以适应市场竞争的需要。电力市场中的销售电价机制应该能够充分体现公平负担，能够起到有效调节电力需求，兼顾公共政策目标的作用，并建立与上网电价联动。2 输电定价的特点及要求2.1 输电定价的特点我国电力市场化改革的最主要特点 有二 ： 一是“ 厂网分开、 竞价上网” ；二是输电网络从电力生产和销售中分离出来 ， 成为开放运营的独立经济实体。我国电力市 场的竞争主要集中在发电侧。 目前，很多国家都有独立的输配电定 价机制，其输配电价格在电价中所占比例 通常为5 1 Y 7 o 右，但我国目前所占的比例 只有2 0 一 3 0 ，输电电价远远偏离其成 本。 这种缺乏激励的价格机制， 会极大影响 投资者对输电设施的投资热情和输电系统 自身的良性发展。 2.2 输电定价的要求输电定价在市场环境下应兼顾 以下三方 面的要求 ： a ) 合理性 ：输电价格充分计入电网营运成本，使电网公司收支基本平衡， 以保证其自身的营运与发展。 b ) 可行性 ：方法应简明，输人输出数据有限，可以核查结果，以利于电力市场的公平与公开。 c ) 有效性 ：输电价格包含充分的经济学信息 ，能实对有效地引导安全经济输电，以充分利用发、输电资源。 由于发展中国家输电网一般都比较薄弱 ，网结构多不合理，比发达国家有更严重的网容量资源限制。因此，在输电定价时更倾向于要求有充分的经济学信息，以引导有限网资源的公平台理利用。边际成本定价的方法就可以提供充分的经济学信息 。如，当需要考 虑投资的回收问题，可以利用长期边际成本方法结算费用：当需要给用户一个明确的电网运行状态的信息，促使其采取相应的措施 ，以缓解电网运行的紧张状况时，可利用短期边际费用。 除了费用类型，输电定价时还应考虑其它输电的经济特征 ，如付费时间、 结算周期 、 价格随时间变化的形式( 固定 、 分时、 实时) 等 。 目 前，我国输电网改造与扩建的任务相当繁重 ，使得市场环境下输电网的改造与发展更依赖于市场信息。这样 ，输电价格中的各类机会成本成分的年期望平均值，作为年度市场信息，用以指导输电网的改造与扩建，从而有效引导有限网资源的利用 ，并缓解电网运行中安全性与经济性同的矛盾 。丰实的短期经济学信息 ， 年收支基本平衡基础上的激励和电价成分的年度市场信息， 是输电定价的三个特点与要求 。在初级电力市叻中边际成本方法虽能满足这些要求 ，但仍需进步改造 ，目前这方面的研究已取得一定进展，如网嵌入的边际成本输电定价( G E MP ) 等，在嵌人了输电固定成本的过路费率后 ，再进行发输电的综台优化和边际成本计算。 输电网的觋状决定 了输电定价时需围绕其上面三个特点与要求来进行。首先 ， 边际成本方法原则上适用于初级电力市场，但必须加以改造 ； 其次， 输电定价不仅对电网年收支平衡提出要求。 而且还应当要求在年收支基本一致 的基础上自动提供电网发展的经济学激励。为电网扩建提供资金。 科学合理的输电定价应是调控企业市场行为的主要手段之一。成熟的电价机制应能准确反映出系统输电成本。 从而有利于系统长期持续地发展 ， 并能引导用户正确消费电力。 2.3 输电定价的基本原则 上网电价是独立发电企业对电网的售电价格。输电定价的目标就是使电网运行获得最大的经济效益。电力市场环境下的输电定价应遵循以下一些基本原则： 遵循国家关于电力市场的各项法律、法规以及电价制定方面的相关准则；促进输电资源的最优使用和日常运行效率的提高；输电价格应当确保收回电网运营成本并能保证电力公司用于扩大再生产的合理利润；能够给出正确的需求信号，保证输电系统的良性发展；定价方法和相应的计算过程 应简明清晰、 易于操作、 便于管理； 输电价格应包含充分的经济学信息，能实时有效地引导安全经济输电，尽可能保证不对发电侧和零售侧产生负面影响，以充分利用发、 输电资源； 保证电力企业的税收上缴 ；输入输出数据有限，定价过程向投资者和用户公开， 可以进行实时结果核查， 保证电力市场的公平与公开； 定价方式应无歧视，保证能够被各方普遍接受；确保输电计价的连续性和稳定性；通过尽可能低的输电价格打破输电市场的门槛壁垒，增强电力 市场的生命力和竞争力。2.4 输电定价理论 输电成本的计算是输电定价的基本问题，现有的输电定价方法主要分为基于会计学理论的嵌入成本法 ( 也叫做综合成本法) 和基于微观经济学原理的边际成本法。 1 ）、嵌入成本定价模式 嵌入成本方法，首先计算输电网在提供输电服务时的总成本，然后在各项输电 业务中， 按照某种原则分摊， 求解输电的平均费用， 即为输电费。 常用的输电费用分摊方法包括合同路径法、邮票法、边际潮流法、 兆瓦一公里法、 逐线计算法、 依据流跟踪技术的拓扑分配因子法等。 合同路径法根据合同认定的路径支付转运费用， 适用于电网规模较小、 系统结构简单的情况；邮票法按实际转运功率平均分摊整个电网的运行成本，是目前较为普遍的一种方法；边际潮流法根据运转公司边际潮流变化来确定费用，适用于双边合同较少或系统间联络线较为明确的情况；逐线计算法结合线路的长度，分别计算有无转运业务时各支路的潮流，并以此为依据计算转运费； 兆瓦一公里法兼顾了实际转运潮流和转运容量的转运距离， 较为合理。但同时， 几种方法也都有自身的缺点：合同路径法忽略实际系统运行情况，即转运潮流对电网其它部分的影响；邮票法未考虑转运距离和实际电力系统运行的情况，无法利用输电电价和节点电价的杠杆作用；边际潮流法由于输电系统固定资本所占的比例较大，不能保证固定资本的回收； 兆瓦一公里法没有很好考虑交易导致的输电阻塞成本以及额外的输电损失成本。 2）、边际成本定价方法 输电定价中的边际成本定价方法， 就是指根据某项输电交易实施前后输电网各种成本的增减量来确定各种输电价格， 分为长期边际成本方法和短期边际成本方法两种。 长期边际成本方法根据输电网在执行输电服务时引起的总成本的边际变化来计算输电价格。 其输电费用由两部分组成： 长期边际容量成本 ( 扩展输电网络所需成本) 和长期边际运行成本( 电网运行、 维护成本的边际变化) 。 此方法计算复杂， 依赖对长期发电成本、 输电容量成本负荷数据、 地理分布数据的预测和评估。由于长期预测与政府政策和经济的发展高度相关 ， 带有主观因素，使得这些数据有高度不确定性， 故争议较大。 短期边际成本方法指输电交易对电网运行成本产生的影响，以电网短期边际成本为依据计算转运业务引起的全部费用。 该方法可给予用户正确的经济信号， 但是如何合理确定平衡项的问题还没有很好解决， 此外需要进行实时最优潮流计算， 因此对算法的收敛性和计算速度要求较高。 2.5 对我国电力市场输电定价的思考 首先，本文所述的各种定价方法均有其优点和局限性。 嵌入成本法概念清楚、 易于实现，能保证收支平衡和合理的利润空间， 但不包含任何经济学信息， 不能起到经济杠杆的调节作用。边际成本法具备自然的经济合理性，是构筑实时电价理论的基础； 但它不能保证收支平衡， 在输电费计算方面也会受到限制。为了使发电商和用户更好的规避价格风险，也可以采取基于市场竞争的期货、期权交易模式来降低价格风险。 其次，多数国外电力市场都采用二部制， 将输电成本分为固定成本( 设备投资回收费) 和可变成本( 网损和阻塞成本) 两部分。 我国也可以采取类似的做法， 首先在输电工程中推行收取输电费用的经营模式， 继而输电电价采用一部制容量电价或两部制电价， 保证输电费计算合理， 电网运营最优。再次，进一步明确电力监管部门会在输电定价方面的职责；综合考虑电价随地 点、 供电可靠性、 电压等级和供电质量的不同而改变等多方面因素的影响；合理利用市场可接受的间接和直接等阻塞管理手段，尽快制定符合我国国情的网络阻塞电价； 同时充分考虑输电服务的多样化， 特别是各种辅助服务手段的灵活性和个性化。 最后，随着我国电力市场化的不断深入， 电力工业的搁浅成本将逐年增加， 可持续发展问题将成为社会关注的焦点。 为此，我国应借鉴其他先行启动电力市场国家的经验， 制定或修改相关法律、 法规， 将搁浅成本与输配电价协调、 统一考虑， 采用由管制机构根据核定的上网电价与市场差价来确定搁浅成本和回收期的方法。 同时 ， 对核电和可再生能源等清洁发电方式的电价采取保护措施，并尽可能及早解决各类新型能源和符合环保要求的发电商电价偏高的问题， 从而实现电力工业的可持续发展。 2.6 响应机制的相关政策建议现阶段，我国的电力市场化改革刚刚起步