大用户直购电模式研究报告（精选6篇）
篇1：大用户直购电模式研究报告
大用户直购电模式研究报告
班级： 硕4020 姓名： 孙鹏伟 学号： 3114161018
背景
电力市场化改革主要包括3个方面的内容：建立发电侧竞争市场、逐步放开售电侧市场、实行政府监管下的电网公平开放。其中售电侧市场放开的主要内容之一就是放开用户选择权。在我国，放开用户选择权的表现形式之一就是大用户向发电企业直购电。
大用户直购电国内外发展概况
我国在《关于印发电力体制改革方案的通知(国发[2002]5 号)》中就明确规定：“开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局”，“在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价”。2004年３月，国家发改委和国家电监会又发布指导大用户直购电试点的17号文件《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》。之后，中国在吉林、广东、辽宁等省份开展了大用户直购电试点工作。然而，这些试点地区都是以政府为主导、发电和电网企业让利的局部试点，参与的大用户和发电企业数量有限，直购电量占全网售电量的比例较小，对电网调度影响不大，尚未真正形成竞争性的售电侧市场。2013年，改组后的国家能源局发布了《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》(国能综监管(2013)258号)，宣布今后国家有关部门对于电力直接交易试点将不再进行行政审批，同时还要求各地必须加快推进电网输配电价测算核准工作，并再一次明确指出“推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点”。
而从国外电力市场建设情况来看，基本没有单独的“大用户直购电”的概念。目前所指的国外“大用户直购电”，本质上是指在基本不存在电价交叉补贴的前提下，在电力市场中开展的一种双边交易。具体交易方式不同的国家有不同的作法，虽然模式差别很大，但基本都以“开放电网、增加用户的选择权”为目标，其中以开放终端用户对供电商(零售商)的选择权为主。国外大用户在用电选择权方面比一般用户具有更大的灵活性，除了可以选择供电商外，还可以直接参与电力批发市场购电，形式为签订双边合同或现货市场集中竞价交易。国内推出的“大用户直购电”试点，相当于国外的大用户与发电商签订中长期双边合同的电力交易方式。这种模式以北欧电力市场最为典型。
大用户直购电的意义
从宏观政策层面看，大用户直购电当前电力体制改革的重要内容和主要突破口，是一种对现有电力销售机制的探索性的改革尝试。它的出现打破了传统意义上由电网企业独家买卖电力的格局，促使电力市场中最重要的两个主体，即发电企业(生产者)和电力用户(消费者)首次开始面对面直接交易。
其次，此种操作模式使得发电侧和售电侧同时引入了竞争机制，让电力交易市场上同时出现了多个买家和多个卖家并存的局面。这不但有利于探索建立健全合理的输配电价形成机制，也有利于终端用户作为买方直接进入电力市场，构建开放的电力市场格局。
大用户直购电实现了买卖双方的直接互动，是智能电网期待的制度安排。全面互动化是智能电网的重要特征之一，交易是互动的最高形式。
大用户直购电交易形成了以需求为导向的电力电量流，能够有效、科学地引导电网规划。对于管制模式下的电网规划，未来的电力电量流是政府或电网企业预测的，在没有用户参与、并且没有合同契约约束的情况下，电力需求成为了“虚求”，所有电力需求预测的误差都由政府承担，可能导致电网投资效率的下降，由此产生的成本最终还是由消费者承担。通过分散决策，大用户直购电交易使未来的电力电量在时间与空间上的需求变得更加确定，由此形成的未来电力电量流必将是真实的，能够全面降低电网的投资风险。
大用户直购电对电力市场参与者的影响
实行大用户直购电后，将会对电力市场的参与者（发电企业、电网和电力用户）产生一定的影响。就发电企业来说，以前，由于电网企业是唯一的买家，使得发电企业在定价上始终欠缺决定性的发言权，在某种程度上确实影响了其发电的积极性，也降低了发电企业改良技术、降低成本的这种作为市场主体应有的经营动力。实行大用户直购电后,买家将不再仅仅是电网企业，随着销售对象的增多，使得发电企业的定价灵活性大大增强。
对电网企业而言，由于原来固有的从发电企业到电网企业，再由电网企业到最终客户的两个交易环节被缩略成了发电企业和终端用户直接交易这一个环节，无形中削弱了电网企业在电力定价方面天生的发言权甚至主导权。随着电力直接交易购电规模的进一步扩大，电能购销的市场化程度也随之加大，我们可以预计，电网企业未来将从传统的买进卖出的经销电量模式向单纯的提供输配电服务方向转变，并最终在竞争中逐步转型发展成为低利润的公用事业服务企业。
就电力终端大用户来说，其终于拥有了相对应的“讨价还价”的空间和可能，并且有可能利用其大用户的优势地位获得比以往更低的电价。对电力用户而言，大用户直购电的实施，最直接而深远的影响就是促使其获得电能的成本进一步降低。而且电能消耗占其总体生产成本的比例越高，收益就越明显。
对非直购用户的影响。直购的一个基本前提是直购电价要低于工业用电电价，大用户购电价的降低可能导致中小用户零售电价的上涨，从而影响大中小用户的比价关系以及交叉补贴等问题。
大用户直购电存在的问题
一直以来，如何确定输配电价是困扰大用户直购电研究开展的难点问题。由于长期以来的“混同”经营，使得输配电价难以真正厘清。对电网企业来说，大用户直购电过程中，电网的利润由传统的销售电价与上网电价之差变成了“相对固定”的输配电价。然而，电能在电网中流动产生的网损与运行方式和输送距离关系密切，而且考虑到辅助服务、扩建成本和阻塞管理等，真实的输配成本其实是一个很难确定的值。同时区域内开展大用户直购电将会出现跨省交易。由于目前我国一些区域内各省价格差距较大，大用户跨省交易将更加难以确定合理的输配电价。
大用户享用与发电商直接购电的优惠电价的同时，必然会抬高其他用户(如城乡居民和 农林等低产出用户)的平均电价。交叉补贴可能会失去来源，长此以往，贫困地区、低收入、农林业生产等弱势电力用户会受冲击。随着我国电力市场化改革的推进，越来越多的用户将接入购售电交易市场。在这种趋势下，终端销售电价将更贴近真实成本，交叉补贴的空间将逐渐消失。完全取消交叉补贴将影响社会稳定，影响农业等弱势产业的发展。
随着近年来电网的大规模建设，虽然省间输电通道不断扩大，但大范围、大规模的省间电力资源流动仍然会受到省间联络通道容量资源不足的约束。
大用户直供过多地强调用电规模，造成参与直购电的用户多是一些高能耗企业。高耗能行业的快速增长势必会造成地区综合能耗呈结构性增长趋势，这与国家近年来在节能减排工作中的有关要求是不相符的。
大用户直购电实施后，必然会引起各方利益结构的调整，例如直购将打破电网现有单一售电者的垄断局面。因此如何妥善地处理当地政府、发电企业、电网、大用户和非直购用户的利益平衡也将是阻碍大用户直购电大范围实行的严峻问题。电力市场中大用户直购电具体问题研究
大用户直购电制度设计原则
１）制度设计应遵循“激励相容”原理，确保市场成员在逐利过程中，不知不觉地促进着制度设计者的目标，确保市场这只“无形的手”具有强大的力量。
２）制度设计应循序渐进，确保新的机制能够与旧的机制平滑过渡，应通过市场方式激励发电企业与大用户参与直接交易，而不是由政府出面，让市场有一个自然发育的过程。
３）电力市场制度设计应充分考虑电力商品的特殊性，实现电网运行的物理规律与经济规律的完美结合。电力市场制度更应该促进电网的安全运行，采用金融交易方式确保电网调度的自由度。
４）电力市场制度设计应充分考虑市场的流动性，确保可持续不断地进行帕累托改进。５）中国电力市场制度设计应充分考虑中国国有大企业存在着产权制度非市场化的现实，确保市场交易的公平性。
交易主体和市场准入机制
参与直购电交易的市场主体是发电企业和大用户。其中，用户侧先以用电量较大的工业用户和商业用户为主；随着市场的不断完善，可逐步引入电力零售商，它们将作为用电量较小的商业用户或居民用户的代理商，直接与发电企业签订购售电合同。
交易主体应符合一定的准入标准。参与直购电交易的大用户应符合国家产业政策，接入电压等级和用电量规模应满足准入条件，并且要求具有较好的电费缴纳信用记录。参与直购电交易的发电企业应符合国家产业政策，接入电压等级和装机容量满足准入条件，参与交易的发电类型包括常规火电、核电、水电。
大用户直购电交易范围
我国地方行政区域实行以省为责任单位的财政、税收、金融、社会管理和电力计划管理体制，而我国目前电力市场建设的重点是区域电力市场，因此，大用户直购电是首先在省内开展还是在区域层次上开展，需要进行认真分析比较。
在省内开展大用户直购电的优点主要包括：
1）目前绝大多数电力交易是在省内完成，因此在省内开展大用户直购电交易更符合目前的客观实际情况。从2005 年的用电情况来看，省内用电量占全国用电量的88.6%，跨省交换电量占8.0%，跨区交换电量仅占3.5%。
2）从地方政府的支持力度来看，电力工业是各省级政府关注的重点行业，各省政府对电力生产计划、消费、电价测算等都有决定权，在省内开展大用户直购电有助于资源的就近配置，也有助于本省经济发展和电力供需平衡，因此更容易得到省政府的支持。
3）位于同一省的大用户、发电企业和电网企业彼此熟悉，政策环境相同，容易获得有关的供求信息，有利于开展稳定、长期的合作。
4）目前除个别省份之外，我国大部分省内都是一个价区，如果在省内开展大用户直购电，则在电价方面遇到的问题更少。
省内开展大用户直购电的缺点主要是由于大部分省份都存在发电企业和用电企业市场主体相对集中，少量发电企业占据较大市场份额，在省内开展交易容易遇到少数市场主体市场力过大的问题，从而引发市场价格操控等市场风险，进而影响市场公平交易。
在区域电力市场开展大用户直购电的优点主要包括： 1）在区域电力市场上，市场主体较多，各市场主体的市场份额相对较小，有利于控制市场力，维护市场交易的公平性。
2）区域内不同省份的发电装机种类、用电高峰时段等往往存在一定的差异，在区域层次上开展大用户直购电有助于水火互济、错峰用电，优化区域内的资源配置。
在区域电力市场开展大用户直购电的缺点主要包括：
1）区域内开展大用户直购电将会出现跨省交易。由于目前我国的价格体系是以省为基础，一些区域内各省价格差距较大，大用户跨省交易将更加难以确定合理的输配电价，因此将会出现利益的大幅度调整。
2）随着近年来电网的大规模建设，虽然省间输电通道不断扩大，但大范围、大规模的省间电力资源流动仍然会受到省间联络通道容量资源不足的约束。
3）电力发展与供应安全对省内经济发展影响很大，目前我国省间存在价格差异，在区域内开展大用户直购电交易有可能使大量电力资源从电价低的省份流出，这样可能改变该省内的电力供需形势，甚至影响当地的电力供需平衡，因此易受到当地政府和企业的反对。
因此，为了稳妥推进大用户直购电交易，建议因地制宜地确定交易试点的层次，初期交易试点可以是优先在省内开展大用户直购电，条件成熟的地区也可在区域内开展大用户直购电交易试点。
大用户直购电输送模式
大用户直购电可分为2种交易模式：一种为不经过已有公共电网转供的专线直购模式；另一种则是经过公共电网转供的过网直购模式。从实际情况来看，后者为目前主流交易模式。
专线直购模式指的是电力大用户和发电企业直接签订购售电合同，由大用户或发电企业自建专用输电线路，用来传输合同电力。此种模式下，双方的电力交易不通过电网企业己建的公共电网，也因此并不向电网企业支付过网费。这种模式的优点在于，双方的供电关系相对简单，费用容易计算，受网络影响小，甚至可以脱离电网企业自行运维；缺点在于需要兴建专线，初始投资高，且后期需要自我运营，并为此投入大量的资金，对于用电企业的管理能力要求较高。此外，由于缺乏线路冗余，线路的供电可靠性较差。而且由于专用线路的建设成本较高，一旦建成，则大用户会对发电企业形成极高的依赖性，一旦更换电能供应商,就需要新建专线，变更成本过高，从而影响未来的议价能力。
过网直购模式可以利用现有供电网络，初始投资低且不需要为线路运维而重复安排运维管理所必须的人员。缺点在于仍然需要向电网企业支付一笔输配电费用，而且由于输配电网和电网企业的公共电网部分合一，有可能会受到其他地点电力运行事故的牵连，独立性有所下降。但是应该看到，由于电网企业有着长期从事输电工作的经验，因此在实际操作中，出现风险可能性较小，而且对于大多数的用电企业来说，可以大大减少其用电成本，因此综合优势大于专线直购。在实际操作中，也是过网直购交易模式占据了主导地位。下文如无特别说明，均为过网直购模式。
大用户直购电交易模式
协商式双边交易模式：在直购电量范围以内，准入的大用户与发电企业实现供需直接见面，通过双边自主协商进行直购电交易，同时支付电网经营企业相关输电费用，并通过公用电力网络资源输送电能的供用电模式。双方在协商确定直购电量、价格、用电负荷及时间等要素后，联合向电力调度中心与交易中心申报，通过电网安全约束审核后，大用户、发电企业、电网企业应参考《电量直接购售合同(范本)》和《委托输电服务合同(范本)》签订相关合同(协议)，并严格执行。协商式双边交易模式为用户与发电企业提供了自由选择的空间，有助于买卖双方根据自身需要进行灵活交易。买卖双方直接见面，交易简便易行，不需要建立复杂的技术支持系统，技术条件要求较低，交易成本也较低。协商式双边交易模式的主要缺点在于买卖双方通过自主协商确定交易价格，价格不透明，难以给市场新进入者以明确的价格信号。而且协商式交易竞争力度较小，促进各方提高效率的压力较小。目前贵州出台的大用户直购电方案就采用了这种模式。
贵州开展的大用户直购电工作有以下特点：（1）将发电企业和大用户分别打捆，与电网公司签订供电合同。（2）不改变调度关系和现有供电关系，依然由贵州电网公司负责安排机组全年发电计划、安全校核和统一调度，对电网运行影响不大。（3）上网侧和用户侧在现有批复电价和目录电价的基础上，按照相同的幅度联动，中间价差不变，保证了电网公司的利益，基本没有改变贵州电价总盘子。4）鼓励电厂对增发电量进行电价优惠，一方面增加了直购电厂的发电量，另一方面也利用电价优惠鼓励了用电企业多用电，实现了发、用电方的双赢。（5）低价水电不参与直购电。参与直购电发电企业平均上网电价与贵州火电平均上网电价相近。
集中竞价交易模式：电力交易中心为直购电交易建立技术支持系统，准入的大用户与发电企业集中在该交易平台上进行直购电竞价交易，交易算法推荐采用撮合交易模式。针对不同交易时段，大用户向系统申报购电价格与购电量，发电企业向系统申报售电价格与售电量。交易系统根据各方申报的购售电曲线，综合考虑输电成本和损耗，分别计算不同大用户与发电企业的社会福利(双方的价差)，在满足电网安全约束的前提下，实行社会福利最大的交易对优先撮合，形成交易匹配对；在购售双方报价的基础上，以社会福利均分为原则，形成双方的成交价格；重复上述步骤，直到社会福利小于零，交易结束。交易系统向达成交易的大用户与发电企业发送交易成交通知单，并向电力交易中心和电力调度中心发送交易成交情况，电力调度中心按此制定调度计划并实施。在集中竞价交易方式中，买卖双方在同一平台 上统一进行交易，这样可以有效地促进市场各方公平、公开、透明、规范地进行交易。市场参与方众多，市场竞争激烈，对各方的竞争压力较大。利用竞价交易平台可以开展日前、实时等多种交易，有助于维护市场供需平衡，提高电力系统的安全稳定水平。集中竞价交易方式的主要缺点在于需要建设专门的交易技术支持系统，还需建立一系列配套的市场机制，因此投入较大，交易成本较高；另外，集中竞价交易的过程较复杂，由于市场竞争激烈，市场波动较大，因此交易风险也较高。目前吉林是我国大用户参与电力市场竞价的典型实例。
吉林大用户市场竞争购电有以下特点：（1）部分电量竞争。进入市场交易的电量，原 则上不超过吉林电力公司年售电量的10%。该交易部分电量不再执行目录电价，由市场形成价格。（2）采用在市场交易平台上集中撮合的交易模式。用电企业和发电企业双方自由申报交易的电量、电价，匹配成交。（3）基本解决了交叉补贴问题。交易中的输电服务费以用电对象执行的现行目录电价（分类、入户电压等级对应的电价）与火电机组标杆上网电价的差额为基准。（4）大用户仍需交纳农网建设还贷基金、三峡工程建设基金、水库移民后期扶持资金、可再生能源电价附加费、城市公用事业附加费及输配电损失费、基本电费等。这部分费用在输电服务费中计收。
交易品种
大用户直购电交易的周期应以中长期为主，直购电交易的合同期限可以是及以上，也可以是月度（或多月）。交易双方需协商用电量、典型用电曲线和电价，根据合同范本签订直购电合约，并上报调度机构进行安全校核，只有安全校核通过的直购电合同才有效。在日前，交易双方应协商确定次日用电曲线，并上报调度机构。开展未来的中长期交易，存在着相当大的不确定性。完善的市场制度应该给所有的市场成员提供规避风险的措施和帕累托改进的机会。为此，应建立大用户直购电交易的二级市场。在一级市场上，发电企业获得的发电合同是发电权，用户获得的合同则是用电权。如果用户预测未来的用电存在重大误差或者有其他用户愿意出更高的价格买用电权，可在二级市场上将用电权转卖；如果发电机组出现停运或者有更便宜的机组愿意发电，可在二级市场上将发电权出售；进一步，发电权与用电权还可以对冲。二级市场将极大地增加市场的流动性，实现帕累托改进，规避市场成员的未来风险，激励市场成员在一级市场交易的积极性。远期在二级市场上还可以引入虚拟交易者，建立电力金融市场。
合同交割方式
本文建议直购电交易合同的交割应在电网调度制定日前发电计划之前，由签订大用户直购电合同的大用户与发电企业共同提交。之所以在日前提交发电和用电的交割曲线，是为了提高中长期合同交割的可操作性。事实上，如果要求在大用户中长期合同中锁定用电曲线是相当困难的，用户产品市场具有相当大的不确定性。只有在日前，才能较为精准地确定未来一天的用电曲线。
在获得合同日前交割曲线后，建议采用金融结算方式。所谓金融结算是指：在某一时段，如果用户的用电量超过了合同交割的量，超出的部分按照现货市场的价格结算；如果小于，不足的部分也将按现货市场的价格卖给市场。这样的结算方式有利于发电企业以全电量的方式参与现货市场，以获得在现货市场上帕累托改进的社会福利；中长期合同只是在金融层面保障了市场成员的收益。在没有建立现货市场的情况下，对超出的部分，可按标杆电价上浮一定比例结算；不足的部分，按标杆电价下浮一定比例结算。
输电费用
如果实施大用户直购电，用户与发电企业协商购电价格，电网公司在其中仅起电力输送作用。由于国内尚无独立的输配电服务价格，如何收取过网费成为一大难题。合理的输电费用将给市场成员提供正确的经济信号，促使输电资源优化。与此同时，输电环节也反过来对发电企业和大用户产生一定的约束和影响。输电网络的拓扑结构和有关输电价格往往对一个发电厂商究竟能够参加那些大用户市场的竞争有很大影响。
对输电服务的定价可以总结为输电线路定价和输电费用分摊两个问题。输电费用包括电网使用费和辅助服务费，而电网使用费由电网使用成本、机会成本、电网扩建成本、管理成本等组成。常用的输电成本计算方法有会计成本法和平均增量成本法等。实现大用户直购电交易的公平性关键在于如何分摊交易成本，分摊的基本要求是公平合理、计算简单、过程透明、收支平衡和经济信号。因此必须形成大用户直购电交易的输配电价格机制。如果不分距离、不考虑电压等级和曲线的负荷率，只采用平均输电价格，则势必产生“搭车”现象。
要想设计出满足以上要求的输电费用分摊方法是非常困难的，不得不进行一些简化，常用的方法有：
邮票法：邮票法将输电业务的总成本平均分配到预测的总输电电量当中，得到基于单位电量的输电价格，或按照峰值功率平均分摊，从而得到基于容量的输电价格。邮票法所具有的优点是：便于理解、执行简单和交易费用低。不足是未考虑网络阻塞和加固或扩展网络的费用，不能向用户提供有效的经济信息，所形成的输电价格不能反映用户对输电网络资源的实际使用程度，在实践过程中通常会造成交叉补贴。
兆瓦-公里法：兆瓦-公里法在各国的输电定价实践中因其基于输电网络使用的情况分摊输电成本的特性而被更加广泛的应用，该方法有各种变形，但通常都考虑了支路潮流、线路长度和成本三个因素。兆瓦-公里法优点是不仅考虑了不同输电服务对电网各支路潮流分布的影响，而且还考虑了线路的长度等影响因素，能回收输电系统的固定成本，所形成的价格能反映距离长短的变化。缺点是未考虑输电网络未来的扩展费用，成本分摊不够准确。
潮流追踪法：潮流跟踪法是指根据不同节点的注入功率、输出功率的差异，按比例分摊成本的原理进行输电定价的方法。具体来说，通过追踪电网的潮流可以得到某一个发电机到某个负荷的有功功率与无功功率，并且可以计算出每个发电机或负荷在线路上的潮流分配情况，从而将电网费用在各发电机或负荷间进行分配。潮流追踪法的优点是能够比较精确反映不同节点对输电网络的使用程度，可以制定出反映位置信号的节点电价，如果釆用发电侧和负荷侧都支付输电使用费，则更有利于发电侧电力市场中各电厂的公平竞争；缺点是理论研究上潮流追踪法还存在较大的争议，计算方法比较复杂，,以此定价交易费用较高。
交叉补贴
目前我国电价体系中存在着严重的交叉补贴，大用户直购电将会引起利益格局的调整，这是推进大用户直购电过程中需要解决的重点问题之一。
长期以来，我国电价存在高低电价交叉补贴的情况，如电力企业补贴用户、高电压等级用户补贴低电压等级用户、工商业用电补贴居民生活用电等。大用户本身由于接入系统电压等级较高、用电量大、负荷率高，所以电价应该较低。大用户直购电必将享受较低的电价，而其原来承担的交叉补贴责任将转移到电网公司和其他用户，这样就会增大电力企业的经营风险，造成对其他用户的不公平，进而在一定程度上打破旧的交叉补贴平衡状况。这将涉及电厂、电网、企业3 方共同的利益重新分配问题，而建立新的有效的交叉补贴机制是建立厂网分开后新型厂网关系的重要手段。
交叉补贴实际上是政府调节社会利益的一种手段，通常还将社会普遍服务义务包含在其中。在推进市场化改革过程中，必须将隐藏在电价中的交叉补贴机制转化为公开的交叉补贴机制，通过在用户价格中征收附加费的方式，建立专门的基金直接用于用户补贴。例如，印度电力法在开放电网时规定，用户或发电公司在接入输电网时除了向电网公司支付输电费用外，还必须同时支付有关交叉补贴的附加费，该附加费将逐步减少直至取消。
从目前我国的国情来看，短期内完全取消交叉补贴是不现实的，交叉补贴将在一定时间和范围内长期存在。因此，应该循序渐进地逐步减少交叉补贴，由暗补逐步变为明补，由补贴多到补贴少，在条件成熟时取消补贴。
交叉补贴可以通过以下 2种方式来收取：
1）通过对大用户征收附加费的方式，建立专门的基金来实现交叉补贴的收取。
2）由参与大用户直购电的发电商承担一定的交叉补贴责任，该过程通过发电企业的准入和上网电价的调整来实现。电网企业承担交叉补贴的费用主要是通过降低购电成本和提高售电价格来实现，通过发电企业的准入可以在一定程度上保证电网企业的购电价格，从而有利于电网企业承担交叉补贴的责任。
结语
建设大用户直购电交易市场是中国的电力资源配置方式由计划管制模式转变为市场模式的重要突破，将有效地提升电力资源优化配置的水平，为推进智能电网建设提供制度保障，确保电力工业可持续发展。目前大用户直购电试点工作开展的不够充分，缺乏实践经验，不利于建立成熟的电力市场。因此，当务之急是积极创造条件以开展大用户直购电试点，扩大试点省范围，积极积累实践经验，促进大用户直购电的健康发展，构建和谐的电力市场体系。
篇2：大用户直购电模式研究报告
2002年，国务院印发《电力体制改革方案》(国发[2002]5号文件)，文件中提出“开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局;在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价”。这是大用户直购电的概念首次提出。
2003年，按照《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发[2003]62号）的要求，输配电价由政府价格主管部门按“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的原则制定。近期暂按交易所在电网对应电压等级的大工业用电价格扣除平均购电价格的原则测算，报国务院价格主管部门批准后执行。国家出台新的输配电价政策后,按新的政策执行。
2004年，国家电监会和国家发改委联合印发了《电力用户直接向发电企业购电试点的暂行办法》，并分别于2005年及2006年开展了吉林省（中钢吉林碳素、国电龙华热点）和广东台山市（广东国华粤电台山发电公司、6家用户）直购电试点。
2005年，国家发展改革委下发的《关于印发电价改革实施办法的通知》（发改价格[2005]514 号）指出：发电企业向特定电压等级或特定用电容量用户直接供电，销售电价由发电企业与用户协商确定。
2007年，国务院办公厅转发电力体制改革工作小组关于“十一五”深化电力体制改革实施意见的通知（国办发[2007]19号）提出：推进大用户与发电企业直接交易，逐步建立公平竞争的市场机制
2008年，国家发展改革委下发的《关于公布各省级电网2007年销售电价和输配电价标准的通知》（发改价格[2008]2920 号），提出逐步建立科学合理的输配电价和销售电价形成机制，推进电价改革和大用户直购电试点，促进电网企业健康发展，增加电价政策透明度。
2009年，原国家电监会、发改委、原国家能源局共同出台了《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场[2009]20号文）。为全国启动电力用户与发电企业直接交易试点工作奠定了政策法规基础。
电网输配电价原则上按电网企业平均输配电价(不含夏售县)扣减电压等级差价后的标准执行,其中110KV(66Kv)输配电价按照10%的比例扣减,220KV(330Kv)按照20%的比例扣减,因此价格也低于现行输配电价。
2013年大用户直购电政策密集出台
5月18日，国务院批转发展改革委《关于2013年深化经济体制改革重点工作的意见》，其中明确提出“推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点”。
7月29日，为推进电力用户和发电企业直接交易并加强后续监管，规范直接交易行为，国家能源局下发了《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》（国能综监管[2013]258号，以下简称《通知》）。
《通知》要求各地完善电力直接交易的市场准入条件，进一步促进节能减排和产业结构的优化调整，参加直接交易的电力用户必须符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策并且环保达标；按照平稳有序的原则逐级开放用户，首先开放用电电压等级110千伏（66千伏）及以上用户，有条件的可开放35千伏（10千伏）及以上工业用户或10千伏及以上高新技术企业、战略型新兴产业；按照积极稳妥、实事求是、循序渐进的原则，合理确定开展直接交易的电量规模，逐步扩大范围和规模；加快推进输配电价（含耗损率）测算核准工作，加强对电力直接交易工作的领导。
8月，为避免下放行政审批以后造成的无序，国家能源局又下发了《当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，提出电力直接交易实行东中西部差别化准入政策。电力直接交易试点，国家有关部门不再进行行政审批，要减少干预，发挥市场在资源配置中的基础作用。
2013年9月，为避免下放行政审批以后造成的无序，能源局又下发了258号文件《当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，保证下放审批权后保证直购电的有序进行。针对大用户直购电审批取消以后，明确不要审批，按照一定的原则及程序由各地政府向能源局上报备案即可。
最近，能源局和工信部就大用户直购电问题又签发了新文件，针对各地地方政府对于下放审批后误读政策，以大用户直购电的名目搞“优惠电价”和“三指定”（指定企业、指定电量、指定电价），文件主要规范大用户直购电，避免“堵歪道，走正道”的现象发生，通过真正市场机制的方式来促进交易，真正放开授电侧的选择权，让市场机制来调节电价。
2013.9日前，国家发改委下发《关于核定山西省电力用户与发电企业直接交易试点输配电价的批复》，明确我省电力用户与发电企业直接交易试点电网输配电价执行两部制电价。
根据批复的内容，核定我省电力用户与发电企业直接交易试点的电量电价（不含线损）为每千瓦时0.078元，其中，110千伏用户为每千瓦时0.064元，220千伏用户为每千瓦时0.05元。基本电价执行山西电网现行销售电价表中的大工业用电的基本电价标准。损耗率由省物价局参照近三年电网实际损耗率确定。
10月，国家能源局、工信部发布《关于规范电力用户与发电企业直接交易的通知》，明确提出支持各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易，并要求纠正各种变相的让利优惠行为，加强监督管理。
大用户直购电被媒体称为新一轮电力改革突破口，多项规范政策的发布引发了大幅的舆论关注。《中国经营报》连发文章《大用户直购电试点迎来最明确支持信号》、《大用户直购电扩容超预期或成电改惟一突破口》对直购电进展及政策进行评价。
2014年
国家能源局今年1月末公布的《2014年能源工作指导意见》就指出，要“尽快出台进一步深化电力体制改革的意见，积极支持在内蒙古、云南等省区开展电力体制改革综合试点”。同时，积极推进电能直接交易和售电侧改革，探索灵活电价机制，推进输配电价改革。
今年2月印发的《国家能源局2014年市场监管工作要点》更加明确地提出了全面推进电力用户与发电企业直接交易，扩大交易范围和规模，力争全国大部分省份开展直接交易，交易电量不低于全社会用电量的3%，并选择部分省份进行深度试点，同时进一步完善电力用户与发电企业直接交易的准入、交易等制度。
2014年近期，国家能源局河南监管办会同河南省发展改革委，依据国家关于大用户直购电试点政策，结合河南省实际，制定印发了《河南省电力用户与发电企业直接交易试点暂行办法》。
《办法》共分十章四十七条，明确了河南省大用户与发电企业直购电交易试点的基本原则、市场准入和退出、交易电量安排、交易电价、交易合同签订和执行、信息披露和发布、组织实施、监督管理等规定。
三月，国家发改委提出的《关于2013年国民经济和社会发展计划执行情况与2014年国民经济和社会发展计划草案的报告》表示，要继续进行资源性产品等价格改革，将适时调整风电上网价格。中国风能协会秘书长秦海岩呼吁，可以对现行的风电上网电价做出合理调整，但不应将调低电价作为价改的终极目标。
篇3：大用户直购电模式研究报告
电网作为电力传输的通道,与发电、输电、配电、用电等各个利益主体之间均有联系,并且由于电网中存在并行流以及环流,因此如何确定电力潮流的路径问题,并进一步确定网络损耗的分配,特别是直接购电大用户的网损分配问题,对于进一步完善电力市场,发挥电力市场的调节作用具有重要的意义。
目前国内外学者针对大用户直购电以及其网损分摊问题进行了大量的研究[1,2,3,4,5]。对于网损分摊问题,目前已经提出了一些有价值的网损分摊方法,但目前这些方法还处于不断完善的阶段。邮票法是在电力市场初期采用较多的一种方法。这种网损分摊法仅考虑交易量而忽略距离及位置,较为简单,易于实现。但是这种方法意味着使用网络程度较轻的用户对其他用户要进行补贴,引发不公平的情况。平均网损分摊法不能提供电网短期和长期经济运行的经济学信号,可能会向用户提供不正确的损耗成本信息。边际网损系数法计算出的网损是实际损耗电量的2倍左右,且用于联营下的损耗分摊结果取决于潮流计算中平衡节点的选取[6,7]。潮流跟踪方法是目前研究的热点方法之一,该方法能够解决电网客户对电网的利用份额,具有正向与反向跟踪的能力。因此,该方法特别适用于对于独立发电商或大电力用户的网损分摊研究。
基于以上分析,根据大用户直购电的特点以及各种网损分摊方法的特点,本研究提出一种直购电大用户顺流网损分摊方法,并基于该方法开发相应的大用户直购电网损分摊计算软件包。
1 电网潮流分布
由于电网中存在并行流以及环流,如何确定电力潮流的路径是进一步确定网络损耗分配的基础。目前,比例共享原则是解决潮流在各个支路之间的分配与传输路径的有效方法之一。该原则的基本原理,如图1所示。
系统的有功潮流分布,如图1所示,Pio,Pjo是流入节点O的有功功率,Pol,Pom,Pon是流出节点O的有功功率。节点O注入支路上的有功功率之和为Pio+Pjo,节点O流出支路上的有功功率之和为Pol+Pom+Pon;根据基尔霍夫定律两者相等,定义为节点O的有功功率Po。
由于潮流的不可区分性,目前还无法明确区分注入支路上的有功潮流流到了哪一条流出支路上,也无法明确区分流出支路上的有功潮流是来源于哪一条注入支路。因此在研究电网的潮流分布时通常认为:与节点相关联的任一支路的注入有功功率是按照比例在各个流出支路上进行分配的,并且与各个流出支路的实际有功功率成正比。对图1应用比例共享原则,得到电网的潮流分布关系为:
式中 Px_y—有功潮流Px对有功潮流Py的贡献量,其中x,y∈{io,jo,ol,om,on}。
2 顺流法
顺流法是潮流跟踪法的一种具体实现方法。潮流追踪法能清楚地表示出能量在网络中的分布,能够提高传输系统运行的透明度,也就是快速而准确地确定各发电机与负荷对各输电线路的实际使用程度,从而实现公平、合理地收取网损费用。
顺流法的基本原理如下:设电网中有n个节点,m条支路。为了将实际电网处理成无损网络,可以在支路的中间增加一个虚拟发电机来抵消相应的网络损耗。增加虚拟发电机后,全网共有n+m个节点,设虚拟节点的编号分别为n+1,n+2,…,n+m。在网络中以有功功率的流向作为参考方向,则节点i的有功潮流为:
式中 Pi—节点i的有功潮流;i=1,2,…,n+m;Pij—节点i,j之间的有功潮流;i+—有功潮流流入节点i的节点集合,当j∈i+时,Iij=1,当j∉i+时,Iij=0;PLi—节点i的有功负荷。
结合式(1)与式(2),则式(3)可以变形为:
其中,当j∈i+时,
进一步化简得:
其中,aij的取值为:
根据比例共享原则,由式(5)与式(6)得到节点i的发电机发出的有功功率PGi给节点k的负荷提供的有功功率PGi_Lk为:
因此将负荷来自各个虚拟发电机的有功功率求和就能够得到各个负荷应该承担的网损,即:
式中 ΔPLk—负荷k应当承担的网损。
3 大用户直购电中网损分摊
3.1 大用户直购电的意义
大用户直购电是电力市场交易类别的一种,是通过市场手段进行调整电价的有益尝试。随着竞争的广泛开展,大用户直购电对于电价趋于合理具有积极的意义:
(1) 供需双方直接见面、自主协商确定的电价在一定程度上反映了发电企业“必要成本+正常利润”的水平。
(2) 经政府按照对应电压等级的平均销售电价减去平均购电价确定的输配电价,反映了电网经营企业的平均输电成本和平均受益水平。
(3) 协商电价也可反映出社会的平均水平、支付能力和消费能力,对促进终端销售电价改革有重要的参考意义。
3.2 大用户直购电的特点
目前大用户直购电可用的输电方式包括“专线模式”和“过网模式”,为节省投资以及增强安全性,一般来讲不提倡采用点对点的“专线模式”。“过网模式”就是经公用电网供电,“过网模式”下要求电网的功能足够强大,理论上讲电力系统中任意节点的机组可以自由地向任意节点的大用户供电。即无论处于电网任何节点的发电企业和大用户,只要符合国家相关政策,电网企业都应该无歧视地提供输电通道,完成双方的交易。根据目前对大用户的界定以及对大用户直接购电的管理规范,大用户直购电有以下几个特点:
(1) 大用户通常接入在较高电压等级的电网中。
(2) 大用户的功率因数通常比较高。
(3) 大用户的功率较大,甚至能够与一些电源的功率相当。
3.3 算法流程
根据电路理论,在一个一般性的多个节点、多个电源的电网中,任意一条支路、负荷消耗功率是网络中所有电源共同提供的,各电源对其发出功率的多少与网络结构有关,因此,在输电网络中进行功率交换的所有参与者都应该是网损的承担者。因此,在进行大用户直购电网损分摊时,首先要设定网损份额分配系数λ,进行电源和用户负荷之间的网损份额的划分。设网损的λ份额分配给发电机,网损的1-λ份额分配给负荷。可见0≤λ≤1,当λ=0时,表示网损完全由负荷承担,当λ=1时,表示网损完全由发电机承担。根据大用户直购电的特点,顺流法是解决大用户直购电网损分摊的一种有效的方法。本研究提出的大用户直购电中网损分摊的具体算法流程,如图2所示。
基于提出的方法,笔者开发了相应的大用户直购电网损分摊计算软件包,如图3所示。
4 算 例
本研究将所提出的理论应用于一个测试系统,其计算结果验证了所提算法的可行性以及计算软件的有效性。该测试系统的网络结构以及系统参数,如图4所示。
为了消除网损,将系统转变为无损网络,在每条线路的中点设置虚拟发电机,得到无损网络,如图5所示。
根据顺流法,计算出各个虚拟发电机对各个负荷的网损所占的份额,如表1所示。
设网损份额分配系数λ=0.5,表示电厂和用户负荷均对系统的有功网损承担义务;而现阶段网损份额分配系数的数值取0.5,在一定程度上也体现了公平的原则。在实际应用中,λ的具体取值,需结合具体的电力网络环境和电力系统运行状态,由电力运行机构、发电厂、用户以及其它相关部门协调制定。当λ=0.5时,大用户L3和L4的有功网损分摊结果分别为:5.328 9与1.671 1。应用软件输出结果,如图6所示。
5 结束语
本研究分析了电力网络中有功潮流的路径求解问题,介绍了目前基于比例共享原则的潮流追踪方法,对其中的逆流法、特别是顺流法进行了详细的分析。对直接购电的大用户进行了定义,指出了大用户直接购电对于稳定市场、促进电力改革的重要意义与作用。在总结大用户直接购电特点的基础上,指出了基于比例共享原则的顺流潮流追踪方法是解决大用户直购电中网损分担问题的有效方法,并开发了相应的大用户直购电网损分摊计算软件包。最后通过在一个测试系统上的应用结果验证了所提出算法的可行性以及应用软件的有效性。
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篇4：大用户直购电倒供问题的初步研究
【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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篇5：大用户直购电模式研究报告
我国电力市场已经从初期的“厂网分开”逐步向“输配分开”迈进[1]。在此过程中, 出现了大用户直购电需求, 同时国家的相关法规政策也相继出台[2]。直购电有利于开拓电力市场。目前, 大用户直购电中主要采用两种输电模式。一种模式是“专线直购”, 即大用户与发电厂商直接签订购电合同, 大用户或者发电厂商自架线进行输电。另一种模式是“过网直购”, 即利用电网公司的电网将电能从发电厂送到大用户处, 电网企业向大用户和发电厂商收取过网费。在大用户直购电试点中比较倾向于“过网直购”, 其原因可以总结为:
1) 采用“专线直购”模式相对会增大供电风险, 因为当发电厂出现事故或者设备检修时, 如果大用户没有接入公共电网, 大用户将可能面临停电, 造成经济损失和社会影响;
2) “专线直购”会造成输电线路的重复建设;
3) 电将会出现跨区域的大用户直购, 跨区域地建设直供线路难度较大。因此, 当前大用户直购电试点主要倾向于经电网公司的公共网络转供的“过网直购”模式。
从目前我国实行的大用户直购电试点中发现, 大用户和发电厂商从中获得了一定的好处, 但是电网公司的效益却受到了损失。主要是因为通过大用户直购电模式, 发电厂商和大用户回避了一部分原本应该承担的社会责任。在传统的购电机制中, 电网公司将电能买进, 然后又卖个用户。电网公司从中获得一部分费用, 这些费用中输送电能的过网费只是其中的一部分, 电网公司还一直肩负着人民群众用电需求保障的服务职能, 从村村通电、户户通电到扶贫通电等, 都是其费用的具体体现[3]。
云南具有丰富的水力资源, 若在汛期, 电网公司对高耗能的大用户实行直购电, 既可以提高水能利用率, 较少弃水, 又可以增加发电厂商、大用户的经济效率。但是, 电网公司也因此可能损失部分效益。所以对电网公司在实施“过网直购”模式下的大用户直购电效益风险进行研究具有重要意义[4,5]。
2 电网公司效益风险评估模型
2.1 电网公司的成本效益分析
电网公司的成本效益通常可以分为购电成本、输配电成本、售电收入、过网费等四部分。
购电成本是指电网公司为了销售电能而购入电量, 按照规定或约定价格支付的购电费用。它主要取决于购入电量和上网电价。目前, 我国电厂尚未实施竞价上网, 在实施大用户直购电后, 上网电价也不会随之改变;但是大用户直购电后, 电网公司的销售电量减少, 则购入电量也会减少。因此, 实施大用户直购电后, 电网公司的购电成本相对减少。
输配电成本是指输送电能和为用户配送电能环节所产生的成本费用。包括人工成本、运行维护费、网损费、折旧费、科研开发费及其他费用 (水电费、办公费、差旅费、税费等) 。这些费用大多数是固定费用, 即不会随着实施大用户直购电而改变的, 因此总的输配电成本可能是保持不变的。
售电收入主要取决于电网公司的销售电量和销售电价。实施大用户直购电后, 电网公司的销售电价几乎不变, 仍然以目录电价为依据。但是部分大用户实行直购电后, 电网公司的销售电量相对减少, 以至于售电收入也随之减少。
实施“过网直购”模式的大用户直购电后, 电网公司为发电厂商和大用户提供电能输送服务, 并收取一定的过网费。过网费可以由大用户单独交纳, 也可以由大用户和发电厂商共同承担。过网费的合理性与电网公司的效益密切相关。
综上所述, 实施大用户直购电后, 影响电网公司效益的主要是售电收入和过网费。因此, 实施大用户直购电后电网公司总利润的变化量可以表示为:
ΔR=ΔT+B (1)
式中, △R表示电网公司总利润的变化量;△T表示电网公司在实施大用户直购电前后的售电收入的变化量, 其正负号表示该变化的增减;B表示实施大用户直购电后电网公司的收益。
假设有n个不同电压等级的大用户参加直购电:在实施大用户直购电前的售电价格为Pi;电网公司的单位购电成本为Pb;电网公司的单位输配电成本为Ps, 可由输配电总成本除以输送总电能简单计算出来;不同电压等级的大用户直购电量为Qdi, 那么电网公司在实施大用户直购电前后的售电变化量可以表示为:
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假设实施大用户直购电后, 对应不同电压等级的用户收取的单位过网费为Pt, 那么实施大用户直购电后电网公司的收益可以表示为:
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将公式 (2) 、 (3) 代入 (1) 中, 可以得到实施大用户直购电后电网公司总利润的变化量为:
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由上式 (4) 可知, 当单位过网费Pt等于单位输配电成本Ps时, ΔR<0, 即实施大用户直购电后电网公司总利润肯定减少。当 (Pt-Ps) > (Pi-Pb-Ps) 时, 实施大用户直购电后将会使电网公司的总利润增加;当 (Pt-Ps) = (Pi-Pb-Ps) 时, 那么实施大用户直购电后将会使电网公司的总利润不变;当Pt-Ps< (Pi-Pb-Ps) 时, 实施大用户直购电后将会使电网公司的总利润减少。因此确定单位过网费Pt是决定电网公司在实施大用户直购电后效益风险的关键因素之一。
单位过网费的定价方法分为边际成本法和综合成本法两大类, 其中边际成本法包括长边际成本法和短边际成本法, 综合成本法包括邮票法、合同路径法、兆瓦-公里法、逐级计算法和边际潮流法等。这些方法在理论上已经相对较为成熟, 有些已经在国外电力市场中得到了应用。下文将注重分析一下单位过网费确定是否合理所导致电网公司利润风险的度量方法。
2.2 电网公司的风险评估
单位过网费一般是由政府所确定的。为此需要通过建立风险评估模型来分析政府所确定的单位过网费在什么范围内才是电网公司可以接受的。
假设政府确定的单位过网费在区间[PtMin, PtMax]内, 那么电网公司总利润的变化区间为:
当ΔRMax>ΔRMin>0时, △R肯定为正, 表明电网公司在实施大用户直购电后肯定是盈利的, 不存在效益风险, 电网公司可以鼓励实施大用户直购电。
当0>ΔRMax>ΔRMin时, △R肯定为负, 表明电网公司在实施大用户直购电后肯定是亏损的, 存在效益风险。从电网公司自身经济效益出发, 实施大用户直购电对电网公司不利。
当ΔRMax>0>ΔRMin时, △R可能为正、负或0, 此时不能确定△R的正负号, 则说明实施大用户直购电存在一定的效益风险, 电网公司需要谨慎考虑。通过式 (4) 可知, △R的图形为一条光滑连续单调增的曲线, 在误差允许的范围内, 可以用正态分布F (x) 函数代替分析, 因为F (x) 函数图形的特点是一条光滑连续单调增的S型曲线。设ΔR～N (μ, σ2) , 根据正态分布的“3σ原则”, 即正态分布的取值概率几乎落在[μ+3σ, μ-3σ]内。当△R为负时, 电网公司存在效益风险, 利用正态分布的概率计算方法可以得到电网公司的效益风险计算公式为:
式中, P电网公司在实施大用户直购电后的效益风险概率。μ=Mid (△R) , Mid (△R) 表示总利润变化区间的中间值, 即 (ΔRMax+ΔRMin) /2;σ=len (△R) /6, len (△R) 为总利润变化区间的长度, 即|ΔRMax-ΔRMin|。
当P>0.5时, 表明实施大用户直购电后电网公司面临经济损失的可能性很大, 即存在较大效益风险, 此时应该向政府申请提高单位过网费;当P<0.5时, 表明电网公司面临经济损失的可能性较小, 效益风险在可接受范围内, 可以适当考虑政府制定的单位过网费, 推行大用户直购电。
3 算例
若云南电网公司有2个大用户实行直购电业务, 直购电前的销售电价分别为P1=0.496元/千瓦时, P2=0.476元/千瓦时。其对应的直购电量分别为Qd1=350万千瓦时/年, Qd2=200万千瓦时/年。电网公司的单位购电成本Pb=0.32元/千瓦时, 电网公司的单位输配电成本Ps=0.095元/千瓦时。假设实施大用户直购电后, 政府对单位过网费的定价区间可能为[PtMin, PtMax]=[0.14元/千瓦时, 0.18元/千瓦时]。
根据式 (5) , 利用上述数据可以求出实施直购电后电网公司的总利润变化区间为:[-158000, 62000], 然后再根据式 (6) 求出电网公司的效益风险概率为0.9034。
因为P=0.9034>0.5, 如果按照上述价格收取单位过网费, 则电网公司存在较大的效益风险。
对应不同区间的单位过网费价格, 电网企业总利润变化区间和所面临的效益风险也不同。可以预测单位过网费与电网企业利润风险值如表1所示。
4 结束语
综上所述, 大用户直购电对电网公司产生的效益风险, 主要取决于单位过网费的确定是否合理。在实施大用户直购电前, 可以通过效益风险模型, 对设定的单位过网费进行风险评估, 为生产经营提供决策参考。
摘要：建立了电网公司的效益风险评估模型, 评估政府确定的过网费的高低给电网公司带来的风险量, 为电网公司生产经营提供参考依据。
关键词：大用户直购电,电网公司,过网费,风险
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篇6：尴尬直购电
除了“富余水电市场化消纳”，云南省在2014年还有另一个电力体制改革试点内容，即大用户直购电，首次试点被政府指定在云南铝业公司旗下的两个工厂和景洪水电站之间进行。
按照国家大用户直购电政策的要求，大用户直购电执行的是电厂上网电价，再加上国家给电网核定的大用户直购电输配电价。
云南电网负责人表示，这一试点尚存缺陷，主要由于相关配套政策缺失。例如，云铝与景洪电站实行直购电，云铝将低电价的电量买走后，电网的交叉补贴部分并没有明确说法，最后只能由电网承担。
交叉补贴是指国家在核定用户电价时，压低了居民、农村等用户的用电价格，为了平衡这部分亏损，适当调高工商业用户的电价，形成交叉补贴。此次试点则等于云铝将电网低价电直接买走。
云铝与景洪电站的大用户直购电试点涉及交易电量86亿度，云南电网计算其补贴共3.2亿元。
“说是试点，实际上就是支援云铝，让它开起来。”云南电网负责人说。
景洪电站所属的华能澜沧江水电有限公司对此亦有担心。“一家电站仅与一个用户绑定，这样的风险很大。”该公司负责人对《财经国家周刊》记者说，如果云铝突然出现经营困难或无法及时支付电费，将会影响电站的现金流。
在他看来，相对于搞大用户直购，水电站将电都卖给电网仍是最安全可靠的。如果真要采取市场化机制，则应该让发电企业自主选择交易对象和交易价格，以规避风险。
相关人士分析，即便是从大用户直购电中受益的云铝，其受益程度也不如富余水电消纳那么立竿见影。云铝与景洪的直购电价格是0.45元/度，但其享受的富余水电价格仅0.435元/度。
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