大用户直购电模式研究报告

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：班级： 硕 4020 姓名姓名： 孙鹏伟 学号学号： 3114161018 背景背景 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20025 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大用户直购电制度设计原则 ）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。 ）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。 ）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。 ）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。 ）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年度及以上， 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年度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。 交叉补贴交叉补贴 目前我