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能源节能

时间:2019-12-18

在我国电力工业市场化改革的初期,不少学者在电能定价的理论和建模研究过程中,通过借鉴国外已有的理论成果和实践经验,已取得了不少有价值的成果。从价格理论的角度可以归纳为两类:重财务的成本分析和重竞争的市场分析,或者兼而有之,从财务成本中提取数据,用经济学原理进行分析阐述。

在传统的垄断电力市场中,人们往往侧重于财务成本分析;而在竞争性市场中,则更多侧重于基于经济学原理的市场分析。究竟采取哪种原理进行测算,这要取决于我国电力工业市场化改革进展状况及未来目标。

从我国的电力工业改革和发展趋势来看,在未来一段时间内,电力工业的市场结构将会逐步从垄断型市场结构向开放的竞争型市场结构过渡,价格形成机制也将从以成本决定价格的报销型体制向以供求关系为价格重要影响因素的市场化机制转变。

我国电力改革分为两个阶段。第一阶段,将是发电侧市场的开放。在区域电网内发电侧竞价上网,实现单一买方的电力市场模式。第二阶段,将是输电网和配电网的开放,向更高一级开放型电力市场方向迈进。这一阶段,从世界范围来看,又有多种形式:

批发型电力市场模式。允许配电公司及一些大用户选择售电方。

零售型市场模式。这一模式陚予各类用户很大的选择权,类似完全市场化阶段。

由于不同时间和阶段体现出不同的运营模式,不同模式又会带来定价理论和实务的不同。所以,我们研究的互供电价定价思想和方法应该体现这一变化,表现出一定的阶段性和可发展性。

这一渐进式改革的设想反映在研究和制定互供电价问题上,有三种方法:基于成本数据的估算法、基于上网竞价的测算法和利用转运费用的计算法。考虑到我国电力市场的历史因素和实际可能的进展,实现利用转运费用方法来计算互供电价,还需要一定时间。当然,在发电侧市场完全放开的情况下,可以利用上网电价来测算互供电价。一般的情况是,无论发电侧市场还是输配电市场都没有实现自由竞价的环境。在这种情况下,通过采集成本数据,并应用一定的定价规则来计算互供电价应是最现实的选择。

一、基于成本分析的定价方法

从市场定价的角度讲,成本分析的基本前提是发电和输电等环节还没有市场形成价格的机制。由于没有市场定价的客观环境,也就无法从外部得到双方都认可的公正价格。而决定交易能够正常、持续进行的最重要因素是双方都能取得净效益。确定各方应得到的净效益数量的依据就是各自的财务成本。因此,就需要从财务上进行成本分析。无论是采用综合成本法还是长期边际成本法等定价方法,进行成本分析都是一项必要的工作。

1.成本环节的设定

如上所述,由于互供电价具有混合电价的特性,所以,在分析互供电价时,有必要将它进行成本分解,在得到各个分项成本的基础上将它们进行汇总。这是互供电价成本分析的基本方法。在对互供电价成本环节设定时,还应该确定成本费用承担的对象。

2.确定发电成本的方法

按照经济学原理,当交易的发生并不引起交易双方系统结构、规模与容量等的任何变化时,适用短期边际成本定价,即考虑通过经济调度,为增加产出而耗费的费用。这种方法适合于短期交易的环境。当交易的产生会影响双方电力系统结构、规模与容量等发生变化时,由于系统会将交易纳人自身长期的规划发展之中,这时应采用长期边际成本定价。长期边际成本定价是指在系统发展规划中,由于未来负荷微增所产生的成本微增。其中,电量成本就是当用电量发生变化时,系统供电成本对电量成本的微增变化;容童成本就是当负荷容量发生变化时,系统供电成本对负荷的微增变化。除此以外,常用的还有两种方法:综合成本法和两部制定价法。

综合成本法。计算未来给定期间内由于送电而产生的所有成本,将其全部分摊给受电方。

两部制定价法。其基本定价思想是将总的成本项先分解为可变成本与固定成本,再予以综合的定价方法。两部制定价法在电能成本定价中有着广阔的运用领域。

3.输电环节与受电侧成本项分析

在上述基本模型中,假定大区间的输电联络线由第三方所有。在这种情况下,涉及输电环节的费用应该考虑作为一个独立成本项进行讨论。可用以下方法,即

4.其他支出项的处理

其他支出项包括线损、送电侧电网成本、税金送电侧关口电能成本,不仅包括发电成本,而且还包括其他与电能支出有关的费用项目:线损,送电侧电网成本等。从财务分析的角度,税金也应该计人送电成本。

这三项可以通过财务上的数据求得。

二、基于“发电上网竞价”的定价模型及方法

这一模型建立的背景是:分析发电侧“竞价上网”的市场化改革在区域电网内已经实现,但同时,由于输电网的垄断和两个独立经济主体的存在,仍将两个区域电网分离成两个独立的市场。

在这一背景下,互供电价的形成机制也将实现成本报销型向市场竞争型的转变。长期以来,基于各自财务成本数据的定价模式是一种“黑箱”定价模式,这给电网间的合理定价带来很多困难。主要原因是交易各方由于对电能成本上存在分歧而难以建立起必要的信任。这种状况阻碍了区域间电能交易市场的有效运作与发展。如果发电侧市场放开,由市场定价将更能引导资源的合理流动,将有力地促进区域间的电能交易。

在这一模型中,由于发电市场的放开,发电侧关口电价将T依据市场价格而不是通过成本项的分析来确定。如果参加交易的两个市场都实现了“竞价上网”的改革,可以比较容易地确定双方交易关口的实时电价和。余下的问题将是如何分摊交易产生的贡献额。当然,这是以短期边际成本确定的交易形式。解决这种短期交易定价的方法可用对策论模型。

已知发电方系统的增量成本和受电方产生同样电量的增量成本,当两者不等时,双方有交换的动力。设交换电量与交易价格未知,最优交换电量与交易价格应该使目标函数区域总体效益值取最大值。只讨论两方交易的情况,目标函数等于区域效益函数的乘积。

从上述公式计算结果可以看出,仅涉及两方交易时,最优价格的确定是使双方获得相同的联网效益。

三、利用转运费用的计算模型

实现转运费用的一个必要条件是实行电网开放的市场运营体制。更髙的层次是发电市场与用户市场都放开,在发电、输电、配电与售电各个环节完全放开,各类市场参与者都能够自由选择交易对象与交易方式。就目前的发展趋向看,区域电网可能的交易情形是:两个区域内的特定主体通过输电联络线实现自由交易。联络线运营商按照规定收取相关费用。

这个模式为双方电能交易方式提供了较多的选择。对于长期稳定的交易,交易双方可以签定长期交易协议;对于中、短期的电能交易可以签定中期交易协议或通过实时交易市场来实现。随着市场的不断发展,电能可能发展成为一种期货商品,届时,双方的交易还可以通过签定期货交易协议来实现。

实现输电网络的开放,对大区电网间的交易方式将产生深远的影响。首先,将淡化区域内交易与跨区交易二者的区别。在满足物理约束的情况下,所有的交易并没有什么明显的差异。其次,随着互供电价被细化的分项电价或被各种合约电价所取代,其定价基础将主要由市场来决定。

由于转运费用的理论计算方法较多,且与电力市场的构架密切相关,届时,我国到底采用什么样的市场模式还很难预料,所以我们对此未做深入。