跨区电力交易优选九篇

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跨区电力交易

第1篇

【关键字】电力交易 电网互联输送 运输问题 经济效益 合作博弈 鲁棒性

一、引言

电力交易与运输是运筹学中运输问题的一种典型运用。应该说电力交易管理是公司生产经营工作中的重点,直接关系到公司业务的最终体现,设计公司的核心利益,具有重要的研究意义与价值。电力输送指由发电厂或电源由某处输送到另一处的一种方式,由于早期技术不成熟,电能输送多采用直流输电,而后期逐渐演变成交流传送,相信以后技术成熟,会出现更加合适的电能传输方式。实质上,电力跨距离输配是一类具有特殊约束的运输问题,由此,文章从运输问题角度对电力交易和输送研究进行文献梳理和总结与展望。具体从如下几个方面进行阐述。

二、电力交易及电网输送互联商业化

1.国外的电力交易及电网输送研究

20世纪90年代以来,在国外,PANTO(S) M 和 GUBINA F[1]研究了电力输送分配因素对于电力交易服务定价的影响;KRASENBRINK B 和 PRIBICEVI C B[2]等就竞争激烈的市场中的综合规划发电和交易进行了研究;2002年,NGUYEN D H M 和 WONG K P[3]则研究了自然条件下的动态电力均衡状况和多均衡的竞争力市场。

Rau N[4]指出想要提出一整套标准化的设计方案,在当前是不现实的,并列举了许多暂时无法很好解决的问题,包括形成的区域输电组织与原有价格体系的冲突问题,规划统筹问题,输电过程中费用分摊问题,阻塞管理问题等等,并分析了可能的实用性举措。Ilic M[5]的研究描述了覆盖多个电力市场的跨区域输电组(IRTO)的组织设计构思。Khal Le[6]介绍了发电公司在区域输电组织模式下,如何进行报价。Li Chaoan 、Fu Shuti和Yi Su[7]则介绍了区域输电组织中实时平衡市场的优化和组织,用基于改进单纯性的线性规划算法来计划市场出清价格。Erli G[8]基于非合作博弈模型,分析了多区域电力市场下定价和系统运行的模型。Yoon X、Collison K和Hie M[9]共同,描述了在考虑各个区域是独立市场,且具有独立的价格体系的情况下,如何在多区域互联系统中确定电能传输服务价格。

总体来看,国外有关电力市场交易及输送的文献研究主要集中在如何将区域电价作为输电系统阻塞管理的手段,认为市场的收益将不仅仅局限在解除阻塞这样的问题上(KENT S、MARK H S、JORGE V,2004)[10],而更需要依靠更多的基础投资,比如STAMTSIS G C 和 ERLICH I[11]提出要通过合理的发电厂投资及运营来获得收益。一个好的市场设计必须能避免传输约束之间的博弈,因为这个问题在管制系统里不会遇到。

目前,国外电力市场已发展到一定的成熟阶段,研究的重点已放到转运费用的分析计算上。

2. 国内的电力交易及电网输送研究

1998年,钟金[12]在其学位论文《电力市场条件下的交易分析与发电计划》中阐明了要在结合国外电力市场实践经验和中国电网互联初步商业化运营经验的基础上,研究探讨电网商业化运营应遵循的一些基本原则及其实现方法。文章对电网运行从统一调度到分散调度的变化所引起的系统优化分析方法的改变进行了研究,分析了几种典型交易分析方法,并提出了两种可用于不同情况的交易分析与决策模型。同时,文章分析了中国互联电网在向商业化运行方式转变的过程中出现的一些问题,并针对这些问题提出了可能的解决办法。

由于文章理论算法性较强而忽视了模型在现实中的具体应用实际情况,而体现出一定程度的不足。但是,文章在中国电网输送的互联商业化运营模型方面,仍带给学术界和国家以巨大的理论意义与现实意义。

Wei guo Xing [13]介绍了中国第一个跨区域电力交易的市场――三峡市场的前景,讨论了市场可能的组织结构,提出了未来中国电力市场主要为国家电力市场和区域电力市场的两层市场结构。王芝茗和冯庆东[14]给出了一个解决区域电力市场有约束实时调度的实用方法――等值发电机成本增量曲线法,以应用于区域电力市场输电服务决策。柏瑞,刘福斌,李灿等三人[15]提出了直接考虑网络约束的交易计划新方法,通过引入发电贡献因子和负荷汲取因子解决多级电力市场中存在的协调问题,并针对双边交易的特点,采用交易矩阵的方式建立了区域电力市场中Broker系统制定交易计划的数学模型。曾鸣和刘敏[16]针对我国目前的六大区域互联电网在形成区域性电力市场过程中面临的价格问题,通过借鉴国外经验,尤其是发展中国家的经验,并结合我国实际,分析研究促进我国区域电力市场形成的价格方案及调控机制。主要内容包括:趸售电价、包含转供和开放输电通道在内的输电价格、电力库运营模式、各类合同以及电力市场价格风险等方面。刘坤[17]则针对区域电网公司所拥有的调峰电厂在电网安全运营和平衡市场需求两个方面的重要作用,运用委托一模型,对电网公司和调峰电厂间最优合同模型进行设计,证明在对称信息条件下,当委托人是风险中性而人是风险规避型时,该最优合同能够达到帕累托最优风险分担和帕累托最优努力水平;电网公司可以在保证整个电网运营的安全性和稳定性的同时实现电网整体的利润最大。

王红蕾和魏一鸣(2007)[18]结合南方互联电网的实际情况,在满足电力撮合交易的条件下,运用贪心算法中的任务时间表方法分析了现行模拟电力市场中购售双方存在”就近购买”的行为,指出经济利益的分配是重要因素,并提出了具体的建议。这一点较之前的各类文献已经有很大进步,然而在理论应用和经济管理中的博弈思想体现的仍不明显。

进一步地,他们对南方互联电网从形成之初便开展商业化运营过程中,各主体行为进行了研究,认为只有对每一次电力交换所带来的利益进行合理的分配,才能调动区域电网的积极性,但是如果不真正实现利益共享,互联运行就难以实现(王红蕾,魏一鸣,2007)[19];并指出联网效果不佳不是技术上的原因,而是由于在统一电力市场电能交易中存在着整体和局部利益的冲突。省间电力交易的价格应经过严格的经济调度和交易计划分析后确定,送电端所获利润应与受电端分享,依靠市场博弈来解决问题。而为了求出“购电整体最优”方案,文章运用了带权拟阵的贪心算法。

曾鸣、孙昕和张启平[20]考虑到我国电力系统管理和调度的实际情况,指出互联电网效果不大的深层次原因是电力运输在价格形成机制上和区域电力市场管理体制上的问题。在区域电力市场内省间电网的电力交易中,主要是由于管理体制的缺陷形成链式反应,引发一系列的矛盾和冲突,进而影响了各方参与跨省网交易的积极性。

由上述文献看来,我国的电力市场交易和电网输送研究还刚刚起步,国内确实有学者针对具有输电网络约束的电力市场模型进行了分析和研究,但是在输配电市场的建立与完善还有许多工作要做。电力交易与电网互联输送中存在着巨大的经济效益潜力,如何同时调动电网内供给者与接受者的积极性,充分发挥互联电网的效益,实现运输问题的最优,是目前的理论研究亟需解决的重要问题。

3. 中国的电力交易与跨区域电网输送――西电东送

“全国联网、西电东送、南北互供”是国家电力公司十五规划的工作重点。

史连军、韩放和张晓园[21]在2001年的《互联电网电力市场运行模式的研究》一文中研究了建立以运输问题理论为基础的互联电网电力交易的机制,促进东西部地区间的电力交换,优化资源配置,获取联网效益,迫在眉睫。他们针对互联电网电力市场运行模式,分析了互联电网的效益,提出了组织互联电网电力交易的三种基本模式,并讨论了电力交易类型和价格,研究出了互联电网联络线的调频与控制模式。这一文献,对运输问题在中国电力交易市场与跨区域电网输送领域的理论研究和中国西电东送工程在现实中的运用具有重要意义。

随着西电东送工程的推进,国内学者对区域电力市场的研究与实践也在不断深入,调度、定价、规划、公平合理的费用分摊与利益分配等已成为跨区域电力市场化交易的主要问题。

2007年,马文斌[22]在前人研究的基础上,在其《跨区域电力市场电力交易及管理研究》的学位论文中通过分析比较国外电力市场化进程,借鉴国外电力市场构建的成功经验,结合我国电力工业运营实际,系统地研究了我国跨区域电力市场的框架和运营的理论与方式,分析了在不增加电力需求侧用电成本的前提下增加电力企业收益、进而加强电力行业管理、实现和谐电力输送的一个重要思路。文章真正实现将运输问题从理论到实际的运用,对我国的“西电东送”事业拥有重要意义。

针对以上文献对中国西电东送工程研究的贡献和尚存不足,专家和学者在今后还需要在优化资源配置、实现最大经济效益、完善电力输送调度方式和管理模式等方面加以重点研究。

4. 运输问题在民营电力交易与输送中的应用研究

在我国民营的电力交易与电力输送网络中,民营送变电工程企业是电力行业内电网基建的施工方。而运输则是整个系统中具有增值效应的环节之一,在竞争激烈的行业背景下,提高运输效益是该类企业发展的必然要求,也是我国民营电力交易发展和提高经济效益的必然要求。从运筹学中运输问题的角度出发进行统筹规划,该类企业可考虑从以下几方面进行相关改善:建立管理信息系统;制定合作博弈的合理运榆计划;合理结合多种运榆方式和路线等。

基于上述实际经济意义,韦琦和刘秋兰[23]发表了论文《民营送变电施工企业的运输问题研究――以广东某送变电工程有限公司为例》,论文以广东某送变电工程有限公司为例,用运筹学的理论与思想,对民营送变电工程企业的运输问题进行了深入探究。其旨在探讨从运输问题方面提高该类企业经济效益的途径,从而提高整个民营电力交易网络的经济效益,为我国民营电力交易和输送网络整合出合理可行的运营方案。

总体而言,由于电力交易与输送在民营企业中的应用实际较少,因而关于运输在此类民营企业的电力输送中的研究文献也较少,尽管其运用可借鉴国家宏观的跨区域电力交易与输送,但是由于微观个体的差异性与独特性,不同民营企业中的电力交易与输送仍存在差异。基于此,学者在今后的研究中,应在对民营企业有个体独特性的分析上,具体问题具体分析,为不同类型和规模的民营企业提供适合其发展的电力输送方案。

三、电力输送中的合作博弈

目前已有一些学者运用博弈论对区域间交易决策优化进行了研究,包括Jukka R 、Harri E、Raimo P H、Bai X 、Shahidehpour S M、Ramesh V C、Tan X和Lie T T的合作与不协作情况下双边电力交易决策的研究[24-26]。J.Cardell、C.hitt和W.Hogan[27]提出电力市场并不是一个能够实现完全自由竞争的市场。发电厂和大用户都具有一定市场力,如果放任市场成员在市场中自由交易,将导致市场交易秩序混乱,市场价格失控,严重影响区域经济的协调发展。 Hirsch P、Lee S、Alvarado F 、Mares A Bolton Zammit、David J Hill和R John Kaye[28-30]等人则认为电力市场化的改革以及区域电力市场的建立应该结合现状,在现有调度和交易机制的基础上,利用市场的手段和方式,改进、完善和规范现有的调度和交易机制,而不是重新设计和建立一套全新的机制,使电力市场化改革给电力系统带来的安全隐患降到最小。

在费用分摊方面,D.Chatttopadhyay[31]首次在国际上提出应用Shapley值来分摊联网效益,随后,J.W. Marangon Lima、M.V F.Pereira和J.L.R.Pereira[32]提出运用同样的原理分析输电费用,而Y Tsukamoto、I.Iyoda和 J.E F.Wu[33-34]则研究了输电线路扩建成本的分摊原理。D.Chattopadhyay和 B.B.Chakrabarti[35]提出了无功网损的公理分摊方法,研究了输电成本的公理分摊等。

随着我国电力行业体制的改革,形成了利益主体多元化的分散管理格局。王先甲和李湘姣[36]提出,在这种格局下进行电网互联,就可能产生决策主体与多利益主体之间的利益冲突。电力跨区域交易决策时的特点是相应联络线的传输极限必须计及,以及相应输电费用必须计及,并应计算区域间交易带来的各种效益的量化值,以确定最优交易量、价格及时间。

一般来说,运输问题只能解决一个可以控制调度的运输系统,实现该系统中的运输优化。运用于电力系统中,由于市场机制和自由竞争,一个较大的电网布局系统通常是由若干子系统所构成的,并且这些子系统相对于大系统来说通常是独立的(不论从经济上还是行政上来看都是如此)。因此,在一个大的电网布局系统中,例如地区或全国等,尽管可以建立运输问题的优化模型并采用运筹学中的方法求得最佳调运方案,但是,这些最佳调运方案通常是无法实现的。因为全局最佳调运方案可能会损害一些在市场机制下具有优势的子系统的利益,给一些弱势的子系统带来额外获利。另一方面,全局最佳调运方案与市场机制下的自由竞争原则相违背,由于大系统不能控制子系统的调度,所以,必然会有一些子系统拒绝全局最佳调运方案。因此,在考虑运输费用或营运盈利时,每个子系统都会为了自身利益而局部地优化本子系统的调运方案,当从而破坏整体的帕累托最优性。

针对这一问题,张建高,郑乃伟[37]曾有所探究,他们在《合作博弈与运输优化》(2002年7月)中从博弈论的角度分析了区域性大系统中的运输问题,考虑了在这种运输系统中,由于各个子运输系统之间的相对独立性和彼此之间的竞争,采用运筹学中通常的运输问题模型是无法使这样的一个运输系统达到最优状态的。

这一文献从理论和实践的分析中证明出,要在区域性运输大系统中实现运输问题的最优解,允许各子运输系统之间结盟是必要的。遗憾的是,尽管此文已经初步阐明了博弈论在电力运输中的重要应用价值极其应用方法,但是它仍然没有摆脱理论算法的限制,也没有将运输问题与现实的管理问题、经济问题所结合。具体来看,表现在仍然遗留了关于运输合作博弈的两个问题:

(1)如果公共销地假设条件不成立,即至少有一个子系统垄断某个销地,运输合作博弈的特征函数还满足超可加性吗?

(2)对于运输合作博弈,是否存在一个线性规划或某种较好的算法,能同时求解全局运输问题最优解和运输合作博弈的核心,或者最小核心,或者核仁。

马文斌、唐德善和陆琳[38]分析了互联电网的特点和问题,指出跨区域互联电网合作的必要性,并结合运输问题的思想,运用博弈论构建了基于多人合作对策的互联电网合作对策模型,并采用核心法、Shapley值法和简化的MCRS法等分配方式进行了算例分析,探讨了不同计算结果的寓意。结果表明,博弈合作对策模型可以更好地体现各合作电网之间的相互影响,使得电力分配运输结果较传统方法更为合理,可以较好地应用于互联电网电力交易的优化决策。据此,他们发表了《基于合作博弈的互联电网电力交易优化分配模型》(2007)。

孔祥荣,韩伯棠[39]在其论文《基于合作博弈的运输分配方法》(2010)中指出,要按照合作博弈规则划分计算运输网络的夏普里值,提出了新型的运输分配方法。而在对物资进行科学分配的同时,综合考虑了运输资源的合理利用和成本最优,便于利益相关者形成稳定的合作同盟。

综合上述文献来看,基于合作博弈的电力运输分配方法超越了单纯追求费用最小或时间最短的传统原则,从管理角度合理利用各方资源,优化运输成本,同时达到稳定和均衡,真正实现了以管理学与经济学的完美结合。

四、鲁棒性在电力交易与输送中的体现

卢强、王仲鸿和韩英铎[40]指出,在现有的电力系统鲁棒控制策略中,有些是以单机无穷大系统为模型进行设计,但由于缺乏各个控制器之间的协调从而形成了“各自为政”的局面,达不到理想的控制效果。而另一些是以大系统整体模型为基础,以预先选定各控制器的结构作为约束条件而得到。理论上按这种方法所设计出的各子系统控制规律可使得总体性能指标在给定控制结构条件下达到最优,但当系统较大时,计算量可能无法接受。

张文泉、董福贵、张世英和陈永权[41]进行了发电侧引入竞争机制,使发电厂如何组合、发电资产如何重组成为电力市场的重要研究课题。研究叙述了近年来,在电源规划过程中,负荷需求、发电成本等许多因素日益呈现不确定性,制定发电规划必须考虑这些不确定性因素,从而使发电组合成为鲁棒性组合,即为《电厂鲁棒性组合研究》(2003)一文。他们的研究表明了,电厂鲁棒性组合的发电成本对不确定因素变化不敏感或反应迟钝,这不仅真正充分反映出电厂组合鲁棒性的真实内涵,也充分说明电厂组合鲁棒性研究的现实意义。

陈卓、李少波及郝正航[42]的《复杂电力系统鲁棒性协调控制研究》(2008)针对现有的电力系统鲁棒控制策略中存在的不足,提出了将关联测量控制理论与鲁棒控制相结合的控制策略。

鲁棒性在运输问题中的运用体现研究是一个比较新颖的课题,以往的研究大多强调系统内的控制策略和组合等,而对鲁棒性与经济效益的关系研究较少。专家和学者今后可就此方面进行进一步深入探析。

五、总结及展望

运输问题在电力方面的运用已经得到国家和各类民营企业的普遍重视,如我国的西电东送工程就是最好的例证。此前国内外专家和学者也已经对电力交易及电网互联输送、电力输送中的合作博弈理论和鲁棒性在电力交易与输送中的运用等各方面问题进行了研究。

对于运输问题在跨区域电力市场交易中应用的研究,在国内外都属于较新的课题。结合我国的特点,目前的研究和分析基本符合我国广大区域电力交易和输送的实际,对于建立和完善我国区域电力交易及电网输送理论,和进行跨区域电力市场交易研究具有一定的指导意义。但是,从整理的文献中,可以看到,当前的研究内容普遍比较零散,缺乏系统性和深度。主要表现在以下几个方面:

1.未能提出系统、具体、实用的跨区域电力交易体系、价格机制和跨区域输电费用分摊方法。

2.对于跨区域电力市场交易过程中的电力需求、尤其是长期需求的预测没有相对比较精确的方法。

3.对于供电企业管理的研究较少,没有在电力体制改革逐渐深化的情况下从供电企业内部管理上迸行深入分析研究,也没有对直接参与电力市场的电力大用户的管理机制进行深入研究。

由此可见,运输问题在我国跨区域电力市场的研究还有待进一步的深入。尚需要进一步研究的内容有主要以下几方面:

1.在跨区域电力市场运行过程中如何限制与消除地方保护主义和寡头主义对跨区域电力交易的障碍与影响。

2.怎样保证跨区域的电力市场交易规模与各个区域电网的发展相协调。

3.在根据适度超前及成本效益原则不断扩大联网规模的同时,怎样保证跨区域联网工程的整体经济性。

另外,鲁棒性在电力运输中的体现是运输问题在电力交易与输送领域运用的另一个研究方向与要点。在当前学术界研究的基础上,若能更加深入地对其进行实际运用上的探究,明晰系统鲁棒性与经济效益的深层关系,则能给中国的电力运输界带来更大的经济效益。

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第2篇

国外电力双边交易主体构成情况分析国外电力双边交易的主体包括:交易性主体和非交易性主体。国外典型国家电力双边交易的交易性主体一般包括:发电商、售电商(包括趸售商和零售商)、中间商(包括交易商和经纪商)、终端用户;而国外电力双边交易的非交易性主体一般包括:输配电服务提供商、交易管理机构与调度管理机构。在交易性主体方面,各国交易性主体的多样性主要体现在电力双边交易的中间环节,即售电环节。在售电环节,各国参与主体主要包括:售电商和中间商。售电商主要是指通过与其他交易性主体签订双边合约,进行电力转运的市场主体,售电商主要包括趸售商和零售商;中间商主要指为促成电力供需双方双边交易的达成,从事电力转买转卖,或起居中撮合作用的市场主体,中间商包括交易商和经纪商。售电商与中间商最大的区别在于:售电商一般拥有自己的输配电网络,而中间商则没有自己的输配电网。在非交易性主体方面,各国非交易性主体的多样性主要体现在调度管理机构与交易管理机构的设置方式以及交易管理机构的细分上。目前,各国电力双边交易调度管理与交易管理的机构设置方式主要分为两种:一种是调度管理机构与交易管理机构分开设置;另一种是调度管理机构与交易管理机构统一设置。而部分国家对电力双边交易的管理机构又进行了细分,包括:电力金融交易管理机构、平衡交易管理机构等。国外电力双边交易的交易种类分析随着各国电力工业市场化改革的逐渐深入,各国电力双边交易种类也日渐多样化。总体来说,根据划分规则的不同,各国电力双边交易的种类可以分为以下几种:按交易的地域跨度划分,各国电力双边交易可以分为:跨国双边交易、跨区(省)双边交易、区域(省)内双边交易;按交易的时间跨度来划分,各国电力双边交易可以分为:远期双边交易、日前双边交易;按交易的主体划分,各国电力双边交易方式可以分为:发电企业与电网企业的双边交易、电网企业之间的双边交易、发电企业与用户的双边交易、电网企业与用户的双边交易,以及发电企业之间的双边交易;按交易标的划分,各国电力双边交易可以分为:实物双边交易和金融双边交易、电量双边交易和容量双边交易;电能双边交易和服务双边交易(包括输配电服务、辅助服务等)。国外电力双边交易的交易方式分析按照交易组织方式划分,国外电力双边交易的交易方式可以分为:集中撮合(场内)交易和OTC(场外)交易;按照交易达成方式划分,国外电力双边交易可分为:基于物理合约的双边交易和基于电子平台的双边交易。集中撮合双边交易主要是指在交易场所内达成的,由交易管理机构“牵线搭桥”,受交易管理机构监管的双边交易,集中撮合交易一般都有标准化的合约。OTC双边交易主要是指在交易场所外,由双方自由谈判达成的双边交易,有标准式的合同也有根据双方需要特别订立的合同。在发达电力市场国家的电力双边交易中,OTC交易一般占比较大;而在电力市场尚未完全成熟,市场化程度不高的国家,OTC交易一般占比较大。国外典型国家OTC交易大致比例为:英国:65%;美国PJM:70%;美国德克萨斯:80%;澳大利亚:65%;俄罗斯:30%;北欧:60%。随着各国信息技术的发展,基于电子平台的电力双边交易越来越普遍,特别是对于短期电力双边交易,电子交易平台的优越性更加凸显。在英国,超过80%的年度内双边交易都是通过电子平台达成的。2.4国外电力双边交易机制分析国外电力双边交易机制包括:组织机制、平衡机制、价格形成机制、风险防范机制。随着各国电力工业市场化改革的不断深入,各国分别从组织机制、平衡机制、价格形成机制、风险防范机制4个方面不断完善电力双边交易机制。

典型国家电力双边交易模式对我国的启示

提高电力双边交易的灵活性,促进电力双边交易的大规模开展国外经验已经证明仅仅依靠交易管理机构的“牵线搭桥”很难保证大规模电力双边交易情况下市场的运行效率。为此,各国纷纷在在电力双边交易的售电环节引入中间商从事“转买转卖”和“居中撮合”,降低了交易成本,提高了市场的流动性,从而促进了各国电力双边交易的大规模开展。目前,我国已开展的电力双边交易尚存在市场主体交易积极性不高,缺乏交易自主性等问题。适时引入中间商,对提高市场交易主体的积极性和自主性,进而促进我国电力双边交易的大规模开展具有重要意义。明确各参与主体的责权义务,有利于实现电力双边交易全面、规范的管理,提高管理效率国外电力双边交易中涉及主体较多,因此,各国电力市场对主体的准入、主体应承担的责权义务进行了明确的规定。各交易主体在交易过程中履行相应的义务,由此保证了市场的有序运行。我国开展电力双边交易的过程中,有必要借鉴国外电力交易主体的管理模式,设计符合我国实际国情的规定,有效约束交易主体的行为,确保市场的规范化运作。国外双边交易种类构成对我国的启示(1)大力推进跨区(省)电力双边交易的开展,实现资源大范围优化配置通过对国外典型国家的电力双边交易的分析可以看出,各国跨区(省)电力双边交易占双边交易的比例较大。英国主要有英格兰—威尔士跨区交易;澳大利亚则是通过更大范围内的双边交易建立起了国家电力市场;美国主要依托其区域电力市场,大力开展跨区电力双边交易;北欧四国则依靠统一的交易管理机构(NordPool),积极开展跨国电力双边交易;欧盟则建立其统一电力双边交易市场。目前,我国已经开展的发电企业与电力用户双边交易主要局限于各省的地域范围内。以省为单位的电力双边交易既不利于各区域内资源的优化配置,也不利于“西电东输”“南电北送”等国家能源战略的贯彻落实。随着我国电力供需紧张状况的缓解,各发电企业为实现较高的发电设备利用小时,都希望在本省以外开拓市场,要求参与跨省、跨区电力交易;用电企业也希望打破地区界限,在更大范围采购电力,降低生产成本,规避经营风险。因此,我国应当借鉴国外经验,发展跨区(省)电力双边交易,实现我国电力资源更大范围内的优化配置。(2)积极开展不同时间跨度的电力双边交易,充分利用不同时间跨度下电力双边交易之间的套利关系,规避相应的市场风险通过对国外典型国家电力双边交易开展情况的分析,我们可以看出各国根据交易时间跨度的不同,建立了不同的电力双边交易。各国的电力双边交易按照时间跨度可以分为:中远期双边交易和日前双边交易。通过赋予各交易主体对于不同时间跨度下各类电力双边交易的选择权,市场中的各个交易主体可以充分利用不同时序下各类双边交易之间的经济套利关系,规避市场中价格风险。目前,我国的电力双边交易种类单一,主要以中长期交易为主,缺乏近期甚至是日前的双边交易,这使得我国电力双边交易市场流动性不足。因此,我国应当尽快完善电力双边交易的时序种类,提高市场流动性,规避市场价格风险。(3)适时开展电力金融双边交易,利用金融工具确保市场的稳定运行国外典型国家电力金融双边交易主要分为:期货交易、期权交易与差价合约交易。国外典型国家电力双边交易开展的情况可以看出,各国普遍建立起了电力金融衍生市场,广泛开展电力金融双边交易,电力金融双边交易量占总交易量的比例较大(以澳大利亚为例,该市场的期货交易量占NEM物理能量交易总量的22%)。期权、期货等金融产品的引入为市场参与者管理电力市场的风险提供了有价值的工具。目前,我国尚未开展电力金融双边交易,各市场交易主体缺乏规避市场风险相应的金融工具。随着我国电力工业市场化改革的深入,我国电力市场运行方式将更加灵活,市场参与者将面临更大的交易风险,因此我国应当借鉴国外经验,适时引入电力金融产品,开展电力金融双边交易,确保未来我国电力市场的稳定、高效运行。国外电力双边交易达成方式对我国的启示(1)在双边交易开展初期,应主要开展集中撮合的电力双边交易根据以上对各典型国家电力双边交易开展情况的分析可以看出,在英国、美国等发达电力市场国家,电力双边交易主要为OTC交易;而在俄罗斯等电力市场欠发达国家,主要开展集中撮合的电力双边交易。在电力双边交易开展初期,各项配套机制尚不完善,双边交易面临着信用风险等诸多风险,因此应当大力开展场内双边交易,充分发挥交易管理机构的监管作用和信用保证作用,确保电力双边交易的顺利达成。而在电力双边交易的成熟阶段,各项配套机制均已建立,各市场主体均已相互熟悉,此时应当鼓励场外双边交易,以提高交易的灵活性和市场的流动性。目前,我国尚处于电力双边交易大规模开展的酝酿期,各项政策法规与相应的配套机制亟待完善。因此,在交易方式的选择方面,应在现阶段开展以集中撮合为主的场内交易,而在电力市场成熟阶段适时开展OTC交易。(2)加强电力双边交易电子平台建设,提高电力双边交易的信息化水平电力双边交易的顺利进行,需要以大量的数据信息为支撑,电子平台中技术支持系统的建设是交易市场中不可或缺的环节。在电力双边交易市场成熟阶段,双边交易的类型将日趋多样化,更需要通过电子平台建设以提高双边交易效率。电力双边交易过程中所涉及的数据申报、负荷预测、合同管理、交易计划的编制、安全校核、计划执行、辅助服务、市场信息、考核与结算等环节均需要通过相应的技术支持系统完成。这些系统包括:能量管理系统、交易管理系统、电能量计量系统、电能量考核与结算系统、合同管理系统、报价处理系统、市场分析与预测系统、交易信息系统、报价辅助决策系统等。借鉴国外经验,我国在电力双边交易开展过程中应当高度重视电子平台建设,通过制定电力双边交易技术支持系统的实施方案、发展目标和运营规则要求,保证技术支持系统的实用性和适应性,提高电力双边交易的信息化水平。国外电力双边交易机制对我国的启示(1)优化交易管理机制,促进电力市场和电力系统健康发展国外电力双边交易的执行过程中,维护电网安全稳定运行,是电网企业、购售方、售电方共同的社会责任。北欧和英国的电力市场交易机构和电网调度机构在形式上相互独立,但由国家电网调度机构主导电力平衡市场。电网调度机构(系统运营商)主要负责平衡服务而不参与正常的市场交易,有效避免了电网作为自然垄断环节参与经营可能产生的不公平行为。借鉴国外经验,我国在开展电力双边交易过程中,应充分把握各相关主体的职责义务,做到分工清楚、权责明确,为市场参与者搭建公平合理的责任风险分配关系。(2)建立高效的平衡机制,确保各类双边交易的有序开展从国外典型国家电力双边交易开展的情况可以看出,电力双边交易过程中因供需形式变化、联络线约束等客观原因导致合约无法顺利执行,而出现交易不平衡的现象,需要引入平衡机制,处理双边交易达成与执行过程中出现的电力电量不平衡,包括由发电企业、用户或输配电服务等环节引起的不平衡问题,提高市场运行效率。我国目前虽然已经进行了发电侧的集中竞价试点,但真正意义上的基于市场的平衡机制尚未建立。因此,随着电力双边交易建设的提速,我国应适时建立电力现货交易市场(实时市场),以之作为电力双边交易市场的补充,提高双边交易市场的运行效率。(3)明晰输配电价与辅助服务价格,保证电力双边交易的公平开展电力双边交易真实价格的发现有赖于明确、清晰的辅助服务与输配电价格。通过对国外典型国家经验分析可知,输配电价格与辅助服务价格是准确评估双边交易成本的关键。目前,我国尚未建立合理的价格机制。近年来,国家重点疏导了发电价格矛盾,但输配电价两头受挤的状况始终未得到合理的解决,电网建设的还本付息和资产经营效益缺乏必要的保障;此外,我国仍未实现辅助服务交易机制的市场化,辅助服务缺乏明确的价格。因此必须尽快推动我国的输配电价改革,形成市场化的辅助服务交易机制,为我国电力双边交易的开展创造条件。(4)充分发挥交易管理机构的平台作用,避免电力双边交易过程的潜在风险从国外典型国家经验可以看出,交易管理机构在电力双边交易过程中发挥重要的平台作用,如美国PJM市场针对电力实物交易建立了电力交易中心(PX),针对电力金融交易建立了电力交易所,以此管理市场中的各类双边交易。电力双边交易的结算大多表现为信用结算,因此对交易双方信用有较高要求。因此,加强交易管理机构对结算过程的介入有助于提高整个交易的信用等级,有效控制结算风险。在PJM市场,电力交易管理机构不仅为场内双边交易提供结算平台,而且为场外非标准双边交易提供了交易、结算服务,并对此类交易的结算同样进行严格的信用管理。若发电商和负荷服务商签署大额、交割时间长的双边交易合同,则往往通过场外结算平台进行结算,减少交易风险和降低交易成本。电力双边交易往往存在较大的信用风险,因此,在我国电力双边交易市场建设中,应当充分发挥电力交易中心在双边交易、管理、结算等过程中的平台作用,在交易撮合、信息的基础上,做好信用管理工作,以保证我国电力双边交易结算的公正性,维护各市场交易主体的利益。

结语

第3篇

关键词:电力市场;双边交易;节能减排;效益

在现有的电力运行机制下,我国电力结构需要做出调整,其中重要的一点就是采取节能减排方案。在电力市场双边交易过程中,节能减排能促进企业的发展。因此,我国应以市场经济为依托,合理利用宏观调控手段,促进双边交易的合理化,实现资源的优化利用,促进电力企业效益的提高。

一、协商式双边交易模式应用可行性分析

我国电力市场双边交易模式主要表现为集中竞价式和双边协商式两种。两种模式各有优缺点。与集中竞价相比,协商式双边交易模式采用更简单的操作方式,为客户提供了较为广阔的空间,降低了交易成本,这些都促使了协商双边交易模式的兴起和应用。尤其是对于现阶段我国电力市场运行状态来说,双边交易模式的应用具有更高的可行性。具体体现为以下几个方面:

(1)协商式双边交易模式适用于不完善的发电市场交易平台,有利于现阶段我国电力市场交易经验的积累和运行机制的完善。正确体现了电力市场的差异性,从而帮助客户做出更加合理的选择。

(2)协商式的双边交易模式促进了市场的稳定,为市场主体之间的长久合作提供了机会。这主要是因为这种交易模式更加自由,符合现阶段经济市场的特点。从而有助于减少市场风险,降低交易成本。

(3)双边交易模式目前具有较大但有序的工作量,这使得调度人员的工作更具合理性。同时,该交易模式可对安全性较低的交易进行直接否决,降低了交易风险。基于协商交易模式的可行性分析,我们将针对电力市场与节能减排之间的关系分析其实现节能减排的效益。

二、电力市场与节能减排之间的关系

电力市场建设与节能减排之间相互依托。这主要表现为:电力市场机制的建立为电力企业的发展提供了平台,使电力资源得以应用,实现电力资源的跨区域和跨流量交易。只有在 电力市场机制完善的前提下,电力企业基于成本的竞价交易才具有可行性和高效率性。同时,通过基于资源税和排污税等成本考虑的电力市场建设,具有价格优势,能够实现资源的合理利用,实现电力结构的调整,从而促进企业的发展。同时,现阶段我国节能降耗的潜力与基数年利用小时数的年度合同电量相对应。在电力设施尚未完善的前提下,制定具有差异的电量供给是必要的。这就要求我国电力市场在节能减排的总方针下制定电力市场运行方案。其中主要为兼顾节能发电调度和电力市场建设,在实现节能减排的同时不能放弃电力市场结构调整和电力市场发展。根据市场变化进行合同电量的调整并且采用市场竞价方式上网。这是对现阶段电力市场不完善所采取的最为有效的措施。在此基础上,我国电力部分应及时进行电力结构的优化和改革,充分发挥电力市场和政府调控两种手段。

三、双边交易模式的节能减排效益分析

发电权是由当地政府制定并下发的当地年度发电量指标计划。其中包括电厂在公平竞争中获得的发电许可。发电权交易通过电量转让获得中长期发展效益,成为电厂中长期合约的一种补充。符合现阶段的电力市场发展现状要求,也是双边交易的一种重要表现方式,当然电能双边交易模式还包括大用户直购电交易和跨区跨省电能交易。文章仅针对这几种交易表现形式对双边交易模式下的节能减排效益进行分析如下:

(一)有效降低了发电能耗

通过发电权的制定标准, 可对电源结构进行调整。从而实现高效化的发电模式,充分的利用可再生资源。从而不断的提高火电机组的技术参数与容量等级, 实现发电能耗的降低。

(二)降低了环境污染

传统的小火电发电模式每发1kW・h的电就要排放4~7g的二氧化硫,而大机组则将这一数据降低至原来的十分之一。我国人口众多,正处于发展期,因此用电量大且存在均衡性差。因此发电权的转让意味着大量的降低了煤炭开采以及燃烧等过程带来的环境污染。

(三)有利于促进小火电的关停

通过发电权转移,实现了我国发电机组从小火电向大火电转变,小水电向大水电转变的过程,充分实现了资源的优化配置。小火电的一系列问题要求其必须退出电力市场。与此同时,电力企业的发电机组应逐渐实现大容量、高参数模式。而通过协商双边交易可制定有效的发电计划和有偿转让,使小火电机组安全平稳的退出电力市场,实现人员分流、转产以及转型。同时,小火电的关停有助于资源的有效利用和电力系统运行效率的提高。发电权交易则成为这一过程实现的重要手段之一。与其它交易模式相比,双边协商模式尊重了买卖双方的自主性,对企业自主经营权不造成影响。并且在这种模式下进行小火电关停,可避免相关的社会问题。

四、总结

与集中竞价交易模式相比,协商式的双边交易模式具有操作简单、运行成本低等特点,并且这种模式应用于目前状况下的电力市场。目前,我国的煤炭资源逐渐减少,环境污染比较严重,因此实现节能减排十分必要。它能够为企业带来经济效益,降低企业成本。目前,发电权交易、大用户直购电交易和跨区跨省电能交易这三种表现形式均能够实现电力资源的优化配置,从而降低电力企业发电能耗,降低非可再生资源对我国环境的影响。(作者单位:国网青海省电力公司调控中心)

参考文献:

[1]张森林,陈皓勇,屈少青,等.电力市场中双边交易及其节能减排效益分析[J].华东电力,2010(3).

[2]郭丽岩.竞争性电力市场交易模式的选择及发展趋势[J].中国物价,2010(5).

第4篇

例如,上世纪年代开启电力投资体制新时代的集资办电,是在我国长期遭受缺电危机的情况下拉开大幕的。国家统一办电的历史由此结束,至上世纪年代末期终于扭转了缺电局面。

又如,本世纪初以“厂网分开”为标志的新一轮大规模电力体制改革,是在独立发电企业与垂直一体化管理的原电力系统发生利益冲突的情况下匆匆上马的,形成的基本格局延续至今。

专家指出,在改革问题上,我国是危机驱动型的社会,没有危机就没有进步。电力工业虽然有其自身的物理特性,流通依靠自然垄断的输电网络,发输供用瞬间完成而不能储存,然而在危机驱动型社会的大背景下,其改革不能独免于危机驱动型似也能理解。

但问题在于,危机本身将产生负面影响。电力工业作为关系国计民生的基础产业,能成为其改革动力的危机力量影响更为巨大。想想国家统一办电时期的缺电影响以及电力垂直一体化管理后期独立发电企业的损失,这一点就不言而喻。

“厂网分开”后,人们对进一步推进电力改革的期待十分强烈。国家其实也表达了这样的愿望,《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》(〔〕号)应是这种愿望最明确的表现。

但是,电力改革到底没有能够向深水区大步迈进,让期待改革的人们大失所望。

虽然新一轮电力体制改革以来电力工业的成绩可圈可点,但更让人担忧的是目前改革步伐的停滞,诸多矛盾和问题难以解决。

所以如此,难道是危机程度不够,不足以推动改革向前迈步?当前,电力行业普遍经营困难,亏损面大,负债率高,煤电矛盾突出,已然危机四伏,还不足以成为进一步改革的充分条件?那么,要等到发生怎样的危机,才能下决心将改革真正深化?

一位业内人士提出,应当系统分析电力行业长此以往的严重后果。这为解决问题提供了一种可资借鉴的思路,给我们以很好的启发。

为什么一定要等到危机真正发生时才匆忙改革,而不是预见危机提前着手改革?为什么一定要在列车脱轨后才努力抢救,而不是此前做好准备不让其脱轨?

目前,电力工业规模日益膨大,正如行进中的高速列车,已然不容许发生“事故”,因为“成本”非常高。危机驱动型改革模式必须谋变,提前做好改革工作,不要让危机像雪球一样越滚越大。

今年电力监管工作会议提出:推进电力体制改革,健全电力市场体系。但如果不改变危机驱动型改革模式,没有来自更高层的决心,恐怕一切都很难突破。

当然,电力改革并不是完全独立的,相关行业的改革需要坚持科学发展观的根本方法——统筹兼顾。

年电力监管工作会提出“坚定不移地推进电力市场建设,推动电力体制改革”,具体包括四方面内容:

一是继续推进大用户直接交易试点。扩大已批复省份的直接交易范围,完善交易制度。督促有关省份抓紧测算出台输配电价标准,指导各地研究制定大用户直接交易试点方案。

二是继续推进区域电力市场建设。推进竞争性电力交易市场建设,促进跨省跨区电能交易。探索跨省跨区开展水火替代等各类发电权交易实现形式。推进辅助服务市场化。

第5篇

【宏观新闻】 

1、上海电力上网电价上调

上海电力(600021)10日晚间公告,自7月1日起,上海市统调燃煤发电上网电价每千瓦时上调1.07分钱,调整后上海市燃煤发电标杆上网电价为0.4155元。根据国家跨省跨区电能交易价格形成机制,公司位于安徽省燃煤电厂的“皖电东送”燃煤机组上网电价每千瓦时上调1.51分钱。

2、保监会:上半年原保险保费收入同比增长23.00%

据保监会网站8月10日消息,2017年1-6月保险统计数据报告出炉。1-6月,原保险保费收入23140.15亿元,同比增长23.00%。

第6篇

0引言

举世瞩目的三峡电站的第1台机组将在2003年投入运行,2009年全部建成。包括三峡—葛洲坝梯级水电站在内的华中、华东、广东等电网构成的三峡电力系统的联合优化调度问题已提上议事日程。

三峡电力系统的分电方案及调度体制已明确:近期,为体现资源优化配置,采用“国家划定市场,竞争决定电价”的方式,以有竞争力的电价向各地售电;远期,按照电力市场规则运行,参与受电地区的市场竞争。对2003年~2010年大区间的分电比例也有原则规定。当前的主要问题是:

a.在已定的分电比例下,三峡电力系统如何运行调度是最优的?

b.若各省(市)报价,三峡电力市场管理部门应如何协调价格和分配出力?

c.在以上两种情况下,典型日的运行方式应如何考虑、协调?协调不当会出现什么问题?

d.各大区电网受电后,调峰和弃水问题能否解决?

e.三峡至各大区输电线上的送电负荷曲线应该是怎样的?

这些问题的解决,均需要一个有力的全系统运行模拟计算工具。随着各地区电网交易市场的成熟,三峡电力系统将逐步向市场化体制过渡,为了研究电力市场下的一些规则、体制和监管交易的公平、合理性,也需要一个全系统的交易市场模拟计算工具。为此,我们开发了一套“三峡跨区电力市场优化调度系统”,用于电力交易市场下的交易和运行决策。目前所说的电力市场下的交易决策,实际上是交易与运行决策的统一[1],是保证安全和经济性的优化调度[2]。在短期调度中,它是指:系统在满足各种供电需求、安全、质量等约束条件下(包括需求特性、备用、检修、用水、机组启停调峰等),制定发电、输电和交易计划,使全系统的社会效益最大,亦即同时完成交易决策和运行优化。

本文将介绍“三峡跨区电力市场优化调度系统”的模型和算法,并用它研究三峡电力系统运行中的调峰、分电方式和电价等有关决策问题。应用中可能有两种情况。

a.在已知各省(或大区、大机组)报价曲线时,可进行(三级系统)交易市场的模拟。即在已知三峡电力系统可用水量(或来水及初、末来水位)的条件下,进行电力、电量交易分配的计算。

b.在尚不知各省(或大区)报价曲线时,可采用其边际成本曲线作为报价曲线。因为在完全竞争的市场下,市场价格趋于系统的边际成本,电厂的报价接近其自身的边际成本。本系统的市场模拟包括了三峡、大区、省、电厂、机组5级系统,各省(市)的报价曲线可以采用竞争后的省(市)边际成本曲线。这里只计入了可变成本(电量成本),需要时也可计入容量成本。

1数学模型和算法

为研究三峡电力系统的短期最优运行方式和交易决策,建立了以三峡—葛洲坝梯级水电站为中心,向华东、华中、广东等大区送电的数学模型。

1.1约束条件

a.三峡有4个分厂,葛洲坝有2个分厂,各分厂有共同的上、下游水库,分厂的流量和出力相互影响。

b.三峡—葛洲坝间有回水影响,且两电站下游均有航运约束(出力变化率约束及最小流量约束等),是时间相关的约束。

c.三峡具有季调节特性,葛洲坝具有日调节特性,有相应的上下游水位、发电和弃水流量等上、下限约束。

d.三峡—葛洲坝梯级水电站通过直流输电线向华东、广东大区送电,通过交流输电线向华中送电。三峡至大区间联络线上均有日交易电量和功率上、下限(安全、阻塞或出力过程)约束。

e.各大区将电能转送给各省(市)。各省(市)可以是单一受电商,与三峡有合同日电量或出力曲线约束;也可以是转送站,下设各类电厂或机组(如火电、水电、核电、抽水蓄能、燃机),考虑了火电的燃料成本、启停和水电的不同调节特性。各省(市)有自己的负荷,并可从大区直属厂购电。直属厂可以是属于大区电网公司的大水电厂、抽水蓄能电厂或核电厂等,它们可以参与或不参与竞价。

1.2目标函数

电力市场下的目标函数是全系统的社会效益最大。在当前条件下,可变为以下两种形式。

a.全系统总运行费(包括所有电厂、机组的运行成本和输电成本等)最小。这时,可进行从三峡、大区、省、电厂到机组的5级系统的模拟优化计算。机组可采用成本微增率曲线或报价曲线。

b.三峡—葛洲坝梯级水电站售电收益最大。在电力市场下,若三峡和各省(市)售、购方分别报价使社会效益最大,则可能三峡电量不能全部被吸纳。若认为三峡电能按长期规划的要求售出是国家的利益最大,则在三峡日发电量和大区分电比例一定的情况下,上述目标变为三峡—葛洲坝梯级水电站售电收益最大。这时,可进行三峡—大区—省3级系统的市场模拟计算。省局采用的购电价格—功率曲线可以是数条日等值价格曲线或每小时报价—出力曲线。

1.3算法

可见,这是一个有复杂约束的超大型非线性优化问题,变量维数达4万多个,没有现成的算法可以采用。国内外互联电力系统优化调度中曾用的Lagrange松弛法[3,4]、Bender分解法、D2W分解法等都无法使用。为此,经多年努力,我们研究开发了新的算法和相应的实用软件,包括:

a.可加速收敛的可行方向法——夹逼可行方向法;

b.利用问题的可分性,将大型线性规划问题分解的新算法;

c.用于快速求解网络流子问题的广义out2of2kilter算法[5],可以从不可行的初始解处开始计算,对迭代计算十分有利;

d.用松弛和分解法处理整数问题的方法。

这一系列新的算法,使这一超大型非线性优化问题变得容易求解;同时,又能适应三峡电力市场模型复杂、多变的要求(如增加供电区,增加航运、交易量约束等)。为了说明该算法和模型在电力市场决策和分析中的作用,我们研究了以下方案(本文算例暂用燃料成本,今后可按上网电价计算)。

2基本方案

该方案的目的是研究在三峡电力系统可用水量(或初、末蓄水量及来水量)和送大区的分电比例一定的情况下,若不计三峡—葛洲坝梯级水电站发、输电成本,按各省和大区的已有资源、负荷需求及安全(阻塞)条件,三峡—葛洲坝电能应如何分配才能使全系统运行费最小。这是一种使三峡—葛洲坝电能尽量被吸纳的最优能源利用方案。该方案仅在三峡—葛洲坝送各大区联络线上,按规定的分电比例,设日电量约束和功率上限约束(未加至各省(市)联络线上的电量约束)。以2005年夏季(8月)丰水期、平水年为例,说明三峡—葛洲坝应采取的送电方式(其他年份汛期情况与此相似,非汛期情况另文介绍)。届时,三峡已装机12台700MW,为围堰发电期,上游水位135m。三峡日平均入库流量35336m3ös,大于满发过水能力,故有正常弃水。各省(市)的负荷水平如表1所示。

计算结果如下:

a.三峡—葛洲坝发电情况

规定2005年三峡送电比例为:送华东、广东各1ö2,不送华中。三峡至华东的二回直流输电线功率上限共4200MW,至广东一回直流为3000MW。计算结果:三峡电站和葛洲坝电站全日满发,三峡最大出力6217MW,葛洲坝最大出力2470MW。三峡送华东基荷217MW,77.20GW·h;送广东基荷3000MW,72.0GW·h;不送华中。假设葛洲坝可送华东1ö3,结果葛洲坝峰荷多送华东,低谷多送华中,形成对华中反调峰900MW的现象,如表2所示。

由于华东负荷紧张、电源不足,燃(油、气)机担峰荷成本高(假设燃机燃料费相当于煤价的2倍及以上),故华东峰荷边际成本远高于华中,吸收能力强,输电能力又允许,故在三峡送华东基荷的同时,葛洲坝为华东调峰(900MW),为华中反调峰(-900MW,7h),相当华中为华东调峰900MW。

b.华东受电情况

华东各省(市)受三峡梯级的电量比例如表3“基本方案”栏所示。

由表3可以看出,向浙江送电最多,这是因为预测浙江年最大负荷增长最快(10%),增建电源相对较少,有少量水电调峰,峰、谷均需三峡送电。上海峰荷短缺较多。故计算结果是:三峡高峰大多送上海、江苏、浙江;低谷送浙江较多;不送安徽(分电比例仅为0.2%)。

各省(市)的最大(时段)边际成本如表3“基本方案”栏所示,说明优化调度结果是各省(市)最大边际成本接近(0.3元ö(kW·h)~0.4元ö(kW·h),相当于燃机成本)。安徽的最大边际成本仅为0.155元ö(kW·h),故基本不需受电(直属厂无负荷,表中未示出)。

c.华中受电情况

华中水电丰富,有多座大中型水电站,其调峰能力很强。8月份江南水系的主汛期刚过,加之河南火电煤价较低,调峰能力较强,因而,华中低谷可吸收葛洲坝较多的电力,由自己的水、火电调峰。这样,就形成了华中可以为华东调峰的局面。

这种情况不但会在汛期出现,在围堰发电期的非汛期,三峡装机不足,全日满发时同样会发生(水库水位保持135m不变)。不同的是,非汛期允许三峡向华中送电44%(送华东40%、广东16%)。这样,三峡可为华东、广东提供需要的调峰容量(峰多谷少),低谷大多送华中,即三峡对华中反调峰;葛洲坝可按基荷送华中、华东。

以上是未计入三峡—葛洲坝梯级水电站发输电成本的理想的最优能源分配情况,实现过程中需采用电价的杠杆和经济补偿政策。若考虑三峡发输电成本和长期能源最优配置的需要(引入容量电价)等,也不困难。

3减少允许启停机组方案

在基本方案的基础上,受端减少允许启停机组台数,改变运行方式,结果是:

a.优化后,由于设定的允许启停机组(200MW及以下)台数减少,小机组可能全日停运或全日运行,总启停费减少,故全系统总运行成本比基本方案减少了1.15%。

b.三峡送华中、华东的日电量、峰谷差(有反调峰)的情况不变,但由于受端启停机组数减少,调峰能力不足,葛洲坝或其他水电站可能低谷弃水,即所谓“弃水调峰”。弃水电量约1.11GW·h。

4加送省(市)日电量约束方案

在上述基本方案的基础上,增加三峡向各省(市)送电线上的日交易电量约束。例如,华东各省(市)的分电量比例(如表3“加省(市)约束方案”栏所示)为:上海40%,浙江23%,江苏28%,安徽9%,不送华中。结果是:

a.华东运行成本比基本方案增加1.9%。这是由于缺电的浙江受电量比基本方案减少,江苏、上海、安徽受电量增加,总体上不如不加此约束时经济。

b.各省(市)最大边际成本间的差距加大。这是由于受电减少的浙江燃(油、气)机多发,边际成本提高;江苏受电增加,边际成本降低。因此,省(市)间分电比例宜根据当时的负荷需求和电源情况做一些调整,或由市场调节。

这里的边际成本是对应于负荷平衡方程的影子价格(根据优化理论,对应于每个约束条件均有一个边际成本,又称影子价格(或对偶变量),它们都有相应的经济意义),为单位负荷变化引起的最优总成本的变化量。它的大小反映了与目标函数有关的各省(市)的负荷需求、电源结构容量和燃料成本等情况。因此,在电力市场中,研究各地区的边际成本或边际电价,对决定三峡电价十分重要(若目标中含有固定成本,也有类似的意义)。

5计入三峡电价的方案

由大系统理论,第2节基本方案中各省(市)子系统的最优解即为市场竞争中当时条件下各省(市)可获得的收益最大解(即平衡解),其边际成本即对应全系统可接受的报价。设三峡每日一个价(丰水期,按燃料成本计算):送华东0.18元ö(kW·h),送华中0.09元ö(kW·h),其他条件同基本方案。结果如表4所示。

由于送华东的电价低于其基础方案的高峰边际成本(0.365元ö(kW·h)),而高于其低谷边际成本(0.098元ö(kW·h)),故华东高峰最大受电功率与表2相同,低谷受电减少。华中则由于三峡定价比基本方案中湖北、湖南、江西的最小时段边际成本还低,故吸收三峡—葛洲坝的电能不变。于是,三峡、葛洲坝因送华东的低谷电能卖不出去而弃水,结果总输出电量有所减少。若调整三峡电价为分时段电价,与各省边际成本(或电价)相适应,则可避免这种非正常弃水发生。

6结论

本文提出了三峡电力市场的优化调度模型和算法,并利用所开发的系统对2003年~2007年的市场情况进行了大量分析计算,得到一些有益的结论:

a.只考虑大区间的分电量比例约束,送各省(市)的交易电量不加限制,可得到理想的经济分配情况。这时,同一大区内各省(市)的边际成本相近(不受电省(市)的边际成本小于此值)。

b.若对送各省(市)交易电量加分电比例约束,全系统总运行成本增加,各省(市)之间边际成本差距加大。因此,在长期规划的框架下,近期省(市)间分电比例按负荷及电源情况做一些调整,或由市场调节为好。

c.若新建机组按计划投运,三峡定价合适,各省(市)基本可以吸纳三峡电力,仅5月~6月间江南水系与长江干流水系丰水有重叠时,可能有少量低谷(为调峰)弃水。建议在华中增建抽水蓄能电站,丰水时吸收水电低谷电力,高峰向广东或华东送电,从而大大提高全系统的调峰能力(抽水蓄能机组的调峰能力接近容量的2倍)。一方面,可消除弃水调峰现象;另一方面,一定比例的抽水蓄能电站作为事故备用,对提高系统运行的安全、可靠性十分必要。超级秘书网

d.各省(市)的运行方式,如备用、启停、调峰能力等会影响对三峡的受电能力,严重时引起弃水。

e.三峡电价会影响能源的合理利用,应对不同地区、季节、时段采用不同电价,并尽量与各省(市)边际电价相适应。尤其在汛期,为实现对华中的反调峰,价格的商定和经济政策的配套十分重要。同时,也证明了所提出的三峡电力市场优化调度模型和算法是有效的,为巨型多级电力系统的优化计算方法找到了一个可行的途径。所开发的三峡电力市场优化调度软件在进行特大型跨区电力系统优化调度和交易计划计算方面有很大潜力,可用于市场定价、交易决策、分电方案、调峰方式、弃水调峰等问题的研究,简化后也可用于日前交易计划。

第7篇

关键字:电改 售电侧放开 电力交易

中图分类号:TM- 9 文献标识码:A

一、引言

2015年3月15日,国务院下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的9号文(简称“9号文”),明确了的新一轮电改将在“放开两头,管住中间”的思路下构建真正有效的电力市场机制。售电侧改革被认为是本轮电改新方案的最大亮点,是“构建有效竞争的市场结构和市场体系”的重要环节。售电侧改革作为“两头”之一,在整个电力体制改革中有着举足轻重的地位,其是否成功将决定新一轮电力体制改革的成败。而电力交易机构中心枢纽功能的发挥对于新型售电主体能否最终进入售电侧市场、能否有效开展售电业务、能否真正形成竞争性市场等方面起着重要的作用。

二、实施背景分析

(一)新电改要求售电侧放开

售电侧放开对国家电网公司的影响较大,一是,企业的功能发生根本性转变。二是,企业的盈利模式发生根本改变,电网企业运营模式不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源,而是按照政府核定的输配电价收取过网费。三是,企业交易模式发生根本性变化,由电力企业承担的交易业务与其他业务分开,实现交易机构的独立运行,承担交易平台建设、运营和管理等。四是,业务重点发生根本性转变,主要现在电网规划更多由政府主导、电网运行的操作模式更为复杂、电力营销竞争性加剧、电力交易主体增多等。五是,管理重心发生转移,盈利导向转为成本导向、降本增效成为重点。

(二)售电侧放开对电力市场交易提出的新要求

售电侧放开在对国家电网公司产生较大影响的同时,也对电力市场交易提出了更多新要求,如面对大量涌入的售电主体,必然改变原有的市场成员管理模式,需要重新设计优化电力交易业务,需要将由电力企业承担的交易业务与其他业务分开,实现交易机构的独立运行,共筑公平竞争和谐有序的交易局面。

三、研究内容

(一)电力交易业务的更新设计

1.电力交易业务变化重点分析

经过深入对比分析,新电改后电力交易机构的业务将发生较大变化。市场构成由原来的单一中长期市场转变成中长期市场和现货市场。市场模式由原来的分散式转变成分散式和集中式两种模式。市场体系由原来两家大电网公司各自分级管理转变成为区域和省(区、市)电力市场,市场之间不分级别。新业务需要支撑多种类型的市场成员及其多种交易需求;新业务需要支撑双边协商、集中竞价、挂牌等多种交易方式;新业务需要支撑电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务交易等多种交易;新业务需要支撑多种交易计划的编制(包括月度、日前、日内等);新业务需要支撑多种交易合同的编制与签订;新业务需要支撑面向多元主体的交易结算;新业务需要支撑各类交易主体相关信息的。

2.业务更新设计

根据售电侧放开对省级电力市场交易的新要求和省级电力交易机构自身定位,勾勒国家电网公司省级电力交易机构业务蓝图。主要分为核心业务和支撑业务,其中核心业务包括市场成员管理、交易组织、交易合同、交易计划、交易结算、信息;支撑业务包括电力交易平台、电力电量平衡分析、市场评估分析、服务窗口管理、市场建设与规则编制、风险防控等业务。电力交易机构业务蓝图见图1。

(二)构建相对独立的电力交易机构

1.功能定位变化分析

改革后电力交易机构作为一个相对独立的机构(国家电网子公司或分公司形式)不以营利为目的,在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。交易机构主要负责市场主体注册和相应管理、市场交易平台的建设、运营和管理,其中包括市场运营分析、披露和市场信息、提供结算依据和汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同。

2.构建相对独立的电力交易机构

(1)确定组织形式

《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》中明确电力交易机构组织形式为电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等三种组织形式。电力商品的特殊属性决定了交易机构与电网经营企业存在着天然的联系,电力交易机构与调度中心之间须密切配合,因此建议采用电网企业子公司的组织形式。电网经营企业子公司的组织形式具有组建相对容易、运营成本较低、确保中立和降低交易成本,加快改革进程等诸多优势。

(2)组织机构建设

交易机构的功能定位,决定其基本职能、机构、编制、财务等在第一时间应是完整而独立的,同时政府赋予其行业公共机构的属性,并拥有干部人事管理权。但是交易机构的相关业务专业性较强,一方面要求具备深厚的电力专业知识,另一方面要求具备现货市场、期货市场等市场交易的相关知识并拥有丰富的经验,同时要求掌握一定的数理统计技能。该类人才目前市场上较少,主要集中在原有的电力交易中心,因此建议以电网企业现有人员为基础,完成机构的组织建设工作。对于一般人员的短缺,可根据业务发展需要进行公开选聘,择优录取;对于高级管理人员的短缺,则需要由市场管理委员会推荐,并按组织程序完成聘任流程,杜绝,以保证各方利益。

第8篇

关键词:南方电网;西电东送;电量预测

Abstract: Guangdong power grid is an important part of South China power grid, and only by participating in the trans-provincial power trades, the gird can make full use the potential benefits of eastern and western resources. Based on the current situations of the trans-provincial power trade, the paper explores the problems to be solved and proposes the power forecasting trend and factors .It is believed that the paper can provide beneficial reference for power trade.

Keywords: South China power grid; west to east; power forecasting

中图分类号:TU74文献标识码:A 文章编号:

0 引言

西电东送作为西部大开发的重大项目之一,其目的在于优化区域资源配置,促进东西部协调发展,实现双方共赢。文献[1]提出了跨区跨省电力交易的总体思路、交易机制、交易模式。文献[2]探讨了三峡电力市场的竞争模式,对交易的商品、方式和机构进行了分析,提出了适合三峡电力市场的批发交易模式。文献[3]介绍了南方电力市场西电东送双边交易模式及电价形成机制。在此背景下,本文旨在分析 “十一五”西电东送交易现存问题、预测西电电量及其影响因素,保证“十二五”西电东送的顺利开展。

1 南方电网西电东送跨省交易现状

1.1 “十一五”南方电网发展现状

南方五省区资源分布和经济社会发展水平不均衡,83%的水电资源和95%以上的煤炭储量集中分布在云南和贵州两省,而东部广东省经济总量约占区域总量的70%,用电量约占区域总量的60%,成为资源匮乏区。

截止2010年底,南方电网西电东送通道已覆盖广东、广西、云南、贵州及海南五省(区),并与香港、澳门相连,东西跨度近2000公里,电源装机总容量已达到16943万千瓦,500kV输电线路29181km,现已形成“八交五直”13条500kV及以上的大通道,其最大输送能力达到2415万千瓦,为2002年底南方电网公司刚成立的6.6倍,输送电量为1117 亿千瓦时。

1.2“十一五”跨省交易现状

目前,南方电网跨省交易的主要特征是余缺调剂,规模偏小,市场不稳定,以云南富余水电跨省消纳为主,以短期、临时交易为辅

“十一五”期间,西电送广东电量年均增长18.2%,最大电力年均增长16.2%,均远高于“十一五”期间全省全社会用电量年均增长约8%、用电最高负荷年均增长约10%的增长速度。

1.3 “十二五”交易机制

“十二五”期间,南方电网西电东送交易模式可分为政府主导框架协议及企业自主交易两类;也可分为长期、中长期、短期及临时交易4种类型。计划交易分为政府框架协议、中长期协议(五年)和年度合同三个层次落实。购售电省(区)政府根据国家“西电东送”总体规划及本省(区)电力发展规划签订5年及以上政府框架协议,其中约定每年丰枯季节的最大电力、电量等内容。

1.4 电价结构

2002年以来,上网电价、输电价格及线损标准统一由国家发改委制定。“十一五”期间,国家发改委多次提高西电送粤电价,截止2010年,广东平均上网电价为52.9分/千瓦时,西电平均落地价格为45.7分/千瓦时(含输电和线损电价),年可节约电力成本为7.55万元,尽管西电送广东的平均落地电价逐年提高,但仍低于广东平均上网电价,西电平抑广东电价的效果十分明显,使广东省受益。

图12010年西部送电省份落地电价及其组成部分

2分析现存问题与建议

目前,西电东送主要通过各省政府与南方电网公司签订中长期框架协议和年度购售电合同以保障西电东送的顺利实施。由于交易机制不完善、条款约束力度不够及考核机制缺乏有效性等原因[6],针对实施过程中存在的上述问题,提出建议如下:

1、发挥广东省主导性,增强省间政府的协调力度

“十一五”期间,年度合同电量分解由南方电网公司执行,造成与政府协商被动及计划变动的随意性。为保障协议的有效落实,建议在框架协议中确定年度计划分解机制。

2、合理控制西电送粤的增长规模

考虑到高比例的西电对广东省电网安全的冲击性,如电流谐波冲击、联络线故障以及严重自然灾害等,均影响广东省电力供应的安全可靠性;西部经济发展、能源供应等问题将制约西电东送的后期保障能力。因此建议“十二五”西电规模应严格控制在广东省全社会用电量的一定比例内。

3、完善西电固定电量及浮动电量的比例

为进一步完善西电东送交易规则,建议以省间框架协议为基础,做好“十二五”期间各省电力平衡及电源规划,固定电量为长期框架协议签订电量,浮动电量用以确保电力需求、水情气候等因素造成的预测偏差量。

3 西电电量预测分析

3.1 灰色预测

对西电电量的发展趋势的研究很多,主要集中于两种方式:一是利用现有的数据,结合自我知识背景和现实国情的主观分析方法,是最常见、最广泛的一种方法。二是利用相关数据序列,建立动态模型对西电送粤电量的趋势进行预测。本文分别应用Verhulst模型对电量进行分析预测。

灰色系统预测模型对样本数据分布无特殊要求,在解决“小样本”、“贫信息”的不确定性问题时具有显著优势。因此,对于非单调的摆动发展序列或有饱和的S形序列,则考虑Verhulst模型。

图2实际西电比重与Verhulst模型预测比重的对比图

4 结论

利用灰色系统方法为电量预测提供了一种定量决策方法,此模型最大优点是可以用较少的数据量进行较为精确的预测。

从预测结果来看,随着社会经济的快速发展,西电电量比例已越来越成为广东省经济发展的战略目标。因此,尽早开展西电电量预报业务体系,可为广东省经济发展以及资源的优化配置和可持续利用提供强有力的技术支撑和保障。

参考文献:

张森林, 张尧, 陈皓勇等, 大用户参与电力市场双边交易的一种新模式[J]. 华东电力, 2010, 38(1): 6-10.

张森林, 屈少青, 陈皓勇等. 大用户直购电双边交易最新进展情况. 华东电力, 2010, 38(5): 651-654.

张森林, 张尧, 陈皓勇. 大用户直购电国内外交易实践及成功经验[J]. 华东电力, 2009, 37(6):993-998.

第9篇

为了使业内人士了解国家电网公司下一步解决电力短缺的相关措施,近日本刊记者采访了国家电网公司相关负责人,该负责人详细分析了目前电力短缺的原因,并提出了解决问题的思路。

电力短缺

2004年我国再次出现缺电。由于经济较快地发展带动了用电高速增长,2004年前三个季度全社会用电量是15713亿千瓦时,同比增长17.2%,其中第一产业增长1.9%,第二产业增长16.44%,第三产业增长16.1%,城乡居民生活增长9.05%。

宏观调控措施对整个用电需求产生了很大影响。全社会的用电量增长速度从2004年5月份开始呈逐月下滑趋势;高耗电行业用电增长高位回落,宏观调控影响已逐步显现;从趋势来看,电力短缺出现了一定的缓和。

目前用电增长的地区布局不均衡。全国各地区用电均达到两位数增长。另外由于受供电形势持续紧张的影响,华东和廊坊等地用电都超过了15%。

就工业来讲,缺电加剧。2004年前三季度,全国新增装机容量超过2470万千瓦,同比增长12%。在历史上这也是非常快的。这些新增装机主要分布在华东、华中、华北和南方地区。全国电力生产保持较快增长,水电发电量略有增长。1~9月份发电量同比增长15.18%,火电发电量同比增长14.85%,水电增长16.2%。但是扣除三峡发电的因素,全国水电仅增长2.82%,也就是说今年水电仍属于枯水年。

发电设备利用小时数继续提高。全国发电设备累计平均利用小时为4068小时,增长160小时。火电设备平均利用小时达4504小时,增长223小时,预计全年火电设备平均利用小时数有望突破6000小时。另外一个特点十分显著,全国跨区、跨省送电大幅增加,累计跨区送电1616.6亿千瓦时,同比增长28.44%,区域间电量交换415亿千瓦时,增长107.3%,区域内省际间电量交换1202亿千瓦时,增长13.64%。

问题症结

目前全国电力供需形势更为严峻,短缺更为严重。从以下三个方面可以看出,范围进一步扩大,先后共有24个省级电网,其中有25个省市出现拉闸限电。天津6月开始拉闸限电。7月下旬北京也出现限电;第二缺电程度加深,缺电总量达3500万千瓦左右;第三缺电时间拉长,一、二、三季度中出现拉闸限电的省级电网分别为24、24和23个。特别是山西、内蒙西部、江苏、浙江、河北南部等五个地区由于供应能力严重不足,已经出现持续性缺电特征。

首先,从供应方来看,主要是有效供应不足,是随机性因素增加所带来的。表现在各方面,第一,由于电力供应总量不足,“九五”后三年开工规模过低,尽管这些年装机新增投产逐年增加,还是不能满足电力需求。电力总量还是增加的。

第二,从2001年开始电煤的供应逐年紧张,电煤的用量很大,造成大量的燃煤电组停机。1~8月国家电网公司经营区域内缺煤停机共计212台次,累计4280万千瓦,同时煤炭库存长期运行在低位,造成煤炭价格一路攀升,煤炭运输持续紧张。

第三个因素是持续高温并处于偏枯年份,增加了随机性缺电,增加随机性负荷与减少供应能力。

第四,电网建设滞后,局部电网结构薄弱,存在输配电卡脖子问题,加剧了部分地区的电力供应紧张程度。另外,由于长期的缺电,造成机组临时停机检修增加。

第五,从需求侧来看,我国正处于重化工业阶段,经济快速增长,带动用电量全面高涨。特别在这个阶段,由于我们国家经济增长属于粗放型的模式,有一些高耗电、高耗能的企业快速扩张,使我们有效的电力供应难支撑经济的大发展。

另一个方面,由于电价的调控不及时、不到位,20世纪末出台的优惠电价,与供需变化不同步,使差别电价落实阻力重重。更深层次的原因是,对电力先行和如何在电力改革中落实科学发展观认识不够。

突破重围

今年是电力供需最为紧张的一年,第三季度的结束,标志着今年最为紧张的时期已经过去。我们预计今年用电增长将继续保持在14.5%左右。投产规模超过4000万千瓦,缺电约3500万千瓦左右。第四季度仍然偏紧,缺口超过1100万千瓦,主要集中在华东、华北、南方等地区。明年的供电形势有所缓解,但是仍然总体紧张。明年的需求主要取决于明年经济增长幅度,特别是高耗能行业的扩展速度,我们担心明年的需求大概在10%~14%之间,投产规模要比今年多,估计在6000万千瓦左右。缺口要比今年略为减少,大概在2000万千瓦~2500万千瓦,明年电力供应最关键的因素是,电煤的供应是否能够得到保证。

2006年国家宏观调控基本到位,电力供应可望总体平衡,局部地区仍然紧张。用电增长8%~12%之间,投产规模超过7600万千瓦,实现2006年目标的关键因素有两个:电煤是否能够得到保证;电网制约造成局部限电能否解决。预计2007年能够实现基本平衡,预计增长6%~9%,投产规模超过5000万千瓦,制约因素仍然是电煤供应和电网制约。

为了解决近期和长期的问题,我们需要关注和着力解决以下几个问题:

首先要加强协调并增加煤炭供应,以缓解运输紧张,确保电煤供应。能否实现2005年、2006年电力供应的缓解和2007年的供需平衡,电煤的充足供应是首要的前提。建议国家加大煤炭的勘测力度,加快建设大中型和大型的矿井,加快铁路专线建设进度,合理增加现有产能,控制煤炭出口,增加电煤供应总量,尽快建立煤电价格连动机制。

第二,要高度重视电网和电源投资失衡问题,建立电网良性发展机制。电网建设滞后效应可能在2006和2007年凸显出来,在电源供应总量满足需要的基础上,也可能因为电网滞后造成局部地区继续拉闸限电。从发展来看,要确保电厂送出电和为竞争性电力市场奠定基础,电网投资应占行业投资的50%左右,电网滞后的表面原因是资本金不足,根本原因是没有独立出台合理的电网环节电价,所以造成电网收益严重偏低。

第三,建议建立电力安全危机管理机制,确保电网运行安全。缺电时期是电网安全事故多发期,继续做好应急预案。要坚持统一规划、统一调度和公正交易。确保合理备用,合理安排机组检修,确保机组健康水平。

第四,充分发挥价格调控作用,进一步加强需求侧管理,推进节能节电。加快落实国家出台的差别电价政策,来抑制低效需求。这不仅是缓解缺电,更是节约资源的重要手段,常抓不懈,更主要用经济手段。大力推动节能节电,提高能源利用效率。

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