电力市场理论与技术大用户直购电交易

单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,大用户直购电交易,王 雁 凌,二九年十月,内 容,1、大用户直购电交易概述,2、国内外大用户直购电改革,3、重点问题及解决思路建议,4、总体建议,1、大用户直购电交易概述,1.1,内容,1.2,意义,1.3,目的,1.1,内容,大用户直购电交易是指大用户通过市场化手段向发电企业直接购电的行为。包括两方面内容：,（1）用户有权力选择从发电企业购买电力，或从其他售电企业购买电力的权力；,（2）用户与发电企业的交易价格通过协商或竞价等市场方式形成。,1.2,意义,（1）有利于促进多个市场买方主体的形成,增加竞争市场买方主体，构建多买方多卖方的竞争市场格局。,通过双边协商交易、集中竞价交易等多种交易模式，增加市场竞争有效性，促进竞争性电力市场建设。,（2）有利于促进合理价格形成机制的建立,促进输配电价格的合理化和明晰化。,1.2,意义,有利于推进交叉补贴问题的合理解决。,有利于用户对市场价格信号作出正确响应，形成以买卖双方自由意愿为基础的市场定价机制，增加市场价格对市场供需的引导性作用。,（3）有利于促进合理市场交易机制的形成,促进大用户直接面对市场竞争的压力，引导用户合理调节生产，提高能效。,1.2,意义,促进发电企业降低发电成本，提高生产效率。,促进电网经营企业加强成本管理，提高服务水平。,促进电力监管机构加强对电网环节的成本监管。,1.3,目的,（1）构建有效竞争的市场格局,打破单一购买的市场格局，形成多买方多卖方的竞争市场。,（2）探索售电侧竞争的市场机制,在售电侧引入竞争，建立双边交易机制，形成完整市场体系。,（3）推进需求侧参与市场竞争,用户参与市场竞争，促进用户根据市场供需优化用电，促进市场优化资源配置。,2、国内外大用户直购电改革,2.1,国外大用户直购电经验,2.2,我国大用户直购电情况,2.1,国外大用户直购电经验,2.1.1 法律法规的准备,2.1.2 用户选择权放开的进程,2.1.3 较为完善的电价体系,2.1.4 大用户直接交易的方式,2.1.5 大用户直接交易的相关交易机制,2.1.6 合同余缺电量的处理,2.1.7 建立信用风险防范措施,2.1.1 法律法规的准备,国家,2.1.2 用户选择权放开的进程,2.1.3 较为完善的电价体系,制定了独立的输配电价体系，或已经明确输配电价定价机制,邮票法（法国、日本、新西兰）,按区域定价（英国）,各类用户电价结构较合理，基本不存在交叉补贴,2.1.4 大用户直接交易的方式,通过双边交易购电,参与批发市场购电,目前，英国、法国、美国、欧洲等电力市场，大用户均可以通过上述两种方式购电。,2.1.5 大用户直接交易的相关交易机制,大用户与售电商（发电商）两种合同订立方式：,（1）与售电商订立单一合同，合同中包含电网连接条款；,（2）与售电商订立不含电网连接条款的售电合同，并直接与电网公司订立电网连接协议。,2.1.6 合同余缺电量的处理,各国电力系统运行机构负责系统的统一调度，保证系统实时平衡。,要求用户的用电量和售电商的售电量尽可能保持平衡。,一般通过平衡责任机制和实时平衡市场处理不平衡电量。,日本没有实时平衡市场，由本地电力公司提供失衡服务，但独立售电商需要向电力公司支付高额费用。,2.1.7 建立信用风险防范措施,保证金制度,会费,2.2,我国大用户直购电情况,2.2.1 现有政策依据,2.2.2 发展历史及现状,2.2.3 直购电试点成效,2.2.4 面临的障碍,2.2.1 现有政策依据,目前还没有在法律层面上对大用户直购电交易的相关问题进行明确。,已经出台了一些规定和政策对大用户直购电进行规范。,国务院关于印发电力体制改革方案的通知（国发20025号）,“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”,2.2.1 现有政策依据,“在具备条件的地区，开展发电企业向较高中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和用户协商确定，并执行国家规定的输配电价。”,电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法（电监输电200417号）,明确了开展大用户直接交易试点的 指导思想、目的和原则；,对试点的范围和条件、主要内容、组织实施等做了具体规定。,2.2.1 现有政策依据,关于印发电价改革方案的通知（国办发200362号）,“在具备条件的地区，实行集中竞价的同时，在合理制定输配电价的基础上，应允许较高电压等级或较大用电量用户、独立核算的配电公司与发电公司进行双边交易”,“双边交易的电量和价格由买卖双方协商确定”,2.2.1 现有政策依据,关于印发电价改革实施办法的通知（发改价格2005514号）,“有条件的地区可建立发电与用户买卖双方共同参与的电力市场，实行双边交易与现货交易相结合的市场模式”,“鼓励特定电压等级或特定用电容量的用户、独立核算的配电公司与发电企业经批准直接进行合同交易和参与现货市场竞争。”,2.2.1 现有政策依据,“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，并执行规定的输配电价和基金标准，具体办法另行制定。”,转发电力体制改革工作小组关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见的通知 （国办发200719号）,“逐步实现发电企业竞价上网，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。”,2.2.1 现有政策依据,国家电监会、国家发展改革委、国家能源局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200920号),对现阶段的大用户直接交易在以下几方面做出了相应的规定。,市场准入条件,试点主要内容,计量与结算,组织实施,2.2.2 发展历史及现状,2.2.2.1电力体制改革前情况,2.2.2.2电力体制改革后情况,2.2.2.1电力体制改革前情况,背景,上世纪90年代中后期，电力需求持续不旺，电力供应相对过剩,全国发电设备平均利用小时数下降,部分发电企业亏损,实施,一些独立发电企业提出由发电厂向电力大用户直供电。,一些高耗能的大用户纷纷要求建自备电厂或由大点企业直供电力。,2.2.2.1电力体制改革前情况,直供电试点：湖北宜昌、四川、河南等,特点,大多数由地方政府主导和组织的点对点交易,价格在政府协调下由供需双方确定,向当地电网经营企业支付输配电服务费，但无具体测算规则,发电厂为提高电量增加收益，用户为降低电价,2.2.2.2电力体制改革后情况,吉林省直接交易试点,2005年3月8日，点对点模式,吉林炭素公司、吉林龙华热电公司、吉林省电力公司签订了电量直接购售电合同和委托输电服务合同，全国首家大用户向发电企业直接购电试点正式启动。,吉林省电力公司收取输电服务费0.127元/度（含线损），电价基金0.026元/度。,2.2.2.2电力体制改革后情况,广东省台山直接交易试点,2006年11月，一点对多点模式,发电企业：广东国华粤电台山发电有限公司；,大用户：台山市广海湾华侨投资开发试验区范围内的专变或专线供电的6家工业企业，都是外商投资企业或民营企业。,输配电价0.161元/度（含线损）。,2.2.2.2电力体制改革后情况,2009年2月13日，吉林省多边撮合交易市场,吉林省14家用电大户与几家省调直调火力发电企业参加了交易，共有10家用电大户获得直购电量。,2009年3月30日，第二季度大用户直购电双边交易。吉林省15家用电大户和12家火力发电企业参加了这次交易，共有3家用电大户、4家发电企业在市场中达成交易。,用电企业可降低用电成本248.7万元，发电企业提高发电利用小时数近83小时。,电网企业适当地降低输配电价格。,2.2.2.2电力体制改革后情况,截至2009年底，全国已有辽宁、山东、山西、甘肃、安徽、福建、湖北、贵州、江苏、浙江、四川11个省份正式上报了试点方案，广西、重庆、陕西等多个省市已经或正在拟订初步方案。,2.2.2.2电力体制改革后情况,批复的直接交易试点方案主要内容,辽宁抚顺铝厂,抚顺铝厂与华能伊敏电厂直接交易价格由双方协商确定；,输配电价标准为：东北电网公司输电价格17元/千千瓦时；,辽宁省电力公司基本电价执行现行销售电价表中的大工业基本电价标准，电量电价为100元/千千瓦时（含线损，不含政府性基金）。,安徽铜陵有色集团公司,同意铜陵有色与国投宣城发电公司开展直接交易试点；,直接交易试点的输配电价标准为：基本电价执行大工业用电基本电价标准；电量电价为150元/千千瓦时，其中，110千伏用户为129元/千千瓦时，220千伏用户为109元/千千瓦时；,有关各方应按照直接交易的示范文本签订直接交易购售电合同和直接交易输配电服务合同。,2.2.3 直购电试点成效,对我国电力体制改革影响深远,稳妥规范推进直购电工作,促进当地经济发展,促进企业节能,2.2.4 面临的障碍,（1）法律法规不完善,现行法律法规关于大用户直接交易方面的限制性和禁止性规定，是大用户直接交易面临的最大障碍。,如：电力法第二十五条和电力供应和使用条例第八条均明确规定：一个营业区只能设立一个供电营业机构。,2.2.4 面临的障碍,（2）各方认识有差异,认为没必要通过电网,认为交易双方地理位置接近就少交过往费,认为直购电交易电价就会下降,（3）价格机制不健全,需要合理的输配电价和辅助服务价格来保证直购电交易的实现,交叉补贴现象严重,2.2.4 面临的障碍,（4）存在信用风险,我国目前市场环境不完善，尚未建立社会信用体系,交易双方是在预知信用的基础上，通过合同进行约束,市场风险分担机制和防范机制不健全,（5）市场机制有待完善,需要建立与大用户直接交易相衔接的交易、价格和运行调度等市场机制。,2.2.4 面临的障碍,（6）技术条件不完备,各省建立了以市场营销和供电管理的营销技术支持系统,大部分地区没建立符合电力市场运营要求的技术支持系统,无通畅的信息交易平台,不具备大面积推广直接交易的技术条件,3、重点问题及解决思路建议,3.1 输配电价,3.2 交叉补贴,3.3 辅助服务,3.4 市场准入,3.5 公平竞争,3.6 直购电交易的执行,3.7 输电阻塞管理,3.8 计量结算,3.1 输配电价,3.1.1 直购电交易输配电价定价方法,3.1.2 利弊分析,3.1.3 解决思路建议,3.1.1 直购电交易输配电价定价方法,（1）单一制定价方法,方法一：按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。,方法二：按照现行的大用户目录电价与所在省平均购电价之差进行测算。,对于实行两部制目录电价的大用户，参照上年该大用户用电量情况将两部制电价折算为电量电价；,对于实行分时目录电价的大用户，参照上年该大用户分时用电量情况取分时电价的加权平均值。,3.1.1 直购电交易输配电价定价方法,（2）两部制定价方法,方法三：根据现行大用户的两部制目录电价和平均购电价，并以大用户直接交易的电量为基础，倒推确定两部制输配电价的容量电价和电量电价。,3.1.2 利弊分析,方法一：,利：,同电压等级的大工业用户采用统一的输配电价，有利于向合理的分电压等级的输配电价过渡。,弊：,仍是一种平均方式，难以准确反映不同负荷率、不同功率因数的大用户应承担的输配电价区别。,3.1.2 利弊分析,方法二：,利：,对目前利益调整最小；,不影响电网企业利益。,弊：,对不同的大用户执行不同的输配电价标准，不利于向统一、规范的输配电价机制过渡。,3.1.2 利弊分析,方法三：,利：,两部制输配电价与大用户两部制的目录电价相对应，有利于与现有的电价机制相衔接；,与目前利益格局调整不大；,容量电费有利于电网公司获得稳定收入，电量电价则低于单一制形式下的电价，有利于促进大用户直接交易。,弊：,需要核定合理的容量电价和电量电价比例，成本核算和定价计算相对复杂。,3.1.3 解决思路建议,建议尽快完善大用户直接交易输配电价确定方法和执行标准；,尽快建立独立的大用户直接交易输配电价；,减少利益各方分歧。,3.2 交叉补贴,3.2.1 交叉补贴现状,3.2.2 解决思路建议,3.2.1 交叉补贴现状,（1）电力企业补贴用户,销售电价总水平偏低,没有反映电力供应的总成本,（2）不同地区用户之间进行补贴,大部分省电力公司除了向直供区的终端用户售电外，还向趸售县供电公司趸售电。,趸售电价很低，略高于省电力公司平均购电成本，甚至低于购电成本。,3.2.1 交叉补贴现状,（3）不同用户之间的交叉补贴,大工业、非普工业、商业等用户补贴居民、农业等用户。,2005年国际经合组织（OECD）国家的居民电价是工业电价的1.7倍（平均值）,美国1.71倍,法国2.82倍,爱尔兰2.01倍,新西兰2.25倍,中国0.93倍,3.2.2 解决思路建议,第一阶段：,大用户通过支付输配电费承担交叉补贴责任。,交叉补贴仍然存在。,第二阶段：,以明补代替暗补，在用户销售电价中征收有关交叉补贴的附加费。,建立交叉补贴基金,直接对需要补贴的用户进行补贴,可以改变电价信号扭曲的现象，为建立正确的价格激励机制打下基础。,3.2.2 解决思路建议,第三阶段：,条件成熟时，逐步减少或取消交叉补贴。,3.3 辅助服务,3.3.1 辅助服务收费现状,3.3.2 解决思路建议,3.3.1 辅助服务收费现状,目前我国已经开展大用户直接交易的省份中,用户的辅助服务费用未单独收取，包含在输配电价中；,电厂向电网系统提供的辅助服务费用也默认包含在上网电价中。,3.3.2 解决思路建议,第一阶段：,不单独收取大用户的辅助服务费用，但大用户应承担有序用电义务。,第二阶段：,辅助服务费用作为输配电价体系的一部分，单独核算，单独收取。,第三阶段：,建立辅助服务市场，按照市场规则结算。,3.4 市场准入,3.4.1 大用户的准入,3.4.2 发电企业的准入,3.4.1 大用户的准入,（1）选择开放用户的类型,大工业用户（电压等级高、用电量大）,符合节能环保发展方向,考虑产业结构优化升级,（2）确定开放大用户用电量所占的比例,逐步扩大比例,3.4.2 发电企业的准入,综合考虑国家的环保要求和能耗标准。,根据电监会17号文件：,优先开放水电企业参与直购电,鼓励煤耗低、排放少、节水型火电机组参与直购电,限制能耗高、污染大的机组,对限制类和淘汰类企业一律不开放。,3.5 公平竞争,3.5.1 可能面临的公平竞争问题,3.5.2 建议,3.5.1 可能面临的公平竞争问题,（1）可能造成用户之间的公平竞争问题,大用户和小用户之间,大用户之间,（2）发电企业之间的公平竞争问题,3.5.2 建议,制定统一的电厂和用户准入条件，使符合条件的用户和电厂均可拥有选择权。,3.6 直购电交易的执行,3.6.1直购电交易执行存在问题,3.6.2 解决思路和建议,3.6.1直购电交易执行存在问题,电力系统调度中心如何对直接交易分解并执行日发电计划，涉及到市场各参与者的经济利益。,3.6.2 解决思路和建议,（1）直购电交易中只约定了年度购电量、分月供电计划、未约定分时电价,调度中心：,安全校核,将分月供电计划分解到电厂的日发电曲线,安排电厂与电网公司签订年度合同电量,电厂的日偏差电量滚动到月发电计划中,保证月发电计划完成,3.6.2 解决思路和建议,（2）直购电交易中采用分时电价,交易合同中明确典型日供电曲线，并向调度中心提交,调度中心：,安全校核,纳入发电厂总体发电计划,制定详细偏差处理规则,考核各时段直接交易完成情况,交易结算核偏差电量结算,3.7 输电阻塞管理,3.7.1 输电阻塞管理的问题,3.7.2 解决思路和建议,3.7.1 输电阻塞管理的问题,由于网络输电容量的限制，直接交易未能实现,如何合理、公平确定计划电量和交易电量的削减次序,如何削减不同用户直接交易,如何补偿,3.7.2 解决思路和建议,根据电力市场规定的输电阻塞管理方法进行处理。,（1）对年度、月度和日前的阻塞管理,先到先服务法,电量同比例集中削减法,削减量最小原则法,（2）实时阻塞管理,初期可以采取先到先服务法,当技术支持系统比较完善时，采用削减量最小原则法,3.8 计量结算,（1）在直购电初期,采用现有的计量装置,计量工作由电网经营企业负责,（2）市场交易逐渐完善,采用分时计量技术,可以由专业计量公司提供表计服务,4、总体建议,（1）加快推进电力法制建设，构建实施大用户直接交易的法律基础,（2）加强沟通，统一认识，正确定位大用户直接交易在市场中的地位,（3）加快推进电价改革，研究解决交叉补贴问题,（4）将大用户直接交易纳入电力市场建设总体框架中统筹考虑,4、总体建议,（5）加强营销技术支持系统建设,（6）加强大用户直接交易的监管,谢 谢 ！,