搜索
案例目录直购电吉林试点一次“电力直供”的冒险英格兰和威尔士电力改革浙江电力短缺出现双轨电价加州电力市场之一加州电力市场之二二滩水电站为何陷入困境电力市场交易电信重复投资导致2/3资源浪费有5个市场成员，分别是2个购电商、2个售电商和一个交易中心。发电区域和负荷区域之间通过一条输电极限为500MW的输电线路相连电力市场交易限制500MWA：400MWB：500MWD：0~600MWC：0~600MW现货（日提前）市场报价和清算价格的确定用电市场成员A的报价：电价($/MWh)负荷(MWh)404000400现货（日提前）市场报价和清算价格的确定用电市场成员B的报价：电价($/MWh)负荷(MWh)05002050021475294753040040400现货（日提前）市场报价和清算价格的确定合成的负荷（需求）曲线：电价($/MWh)AB合成04005009002040050090021400475875294004758753040040080040400400800现货（日提前）市场报价和清算价格的确定用电市场成员C的报价：电价($/MWh)负荷(MWh)010019.991002060040600现货（日提前）市场报价和清算价格的确定用电市场成员D的报价：电价($/MWh)发电量(MWh)0017.990182403030040600现货（日提前）市场报价和清算价格的确定合成的供给曲线：电价($/MWh)CD合成0100010017.991000100181002403401910024534519.991002503502060025085030600300900406006001200市场电价和电量的确定市场清算价格为：$25/MWh;市场清算价格对应的电量为：875MWh无约束发电计划负荷出力成员A400MW成员C600MW成员B475MW成员D275MW总负荷875MW总出力875MW600MW的传输功率超过了传输线路的输送容量，造成了阻塞；因此，需要由交易中心调整报价来消除阻塞。阻塞调整市场报价成员C100MW减$24.90成员D100MW减$24.90增$26.00成员A50MW减$25.10增$24.00成员B50MW减$25.20增$24.00为消除阻塞，通过调整报价得到调整结果如下：成员C减100MWat$24.90成员A减50MWat$25.10成员B减50MWat$25.20成员D保持不变现货竞价和阻塞调整竞价之后的发电计划(DA+ADJ)负荷：成员A:400MW—50MW=350MW成员B:475MW—50MW=425MW总负荷=775MW出力：成员C:600MW—100MW=500MW成员D:275MW总出力=775MW区域电价区域1：$24.90（这是成员C的减报价）区域2；$25.20（这是成员B的增报价）区域电价是由能达到消除阻塞目的的最高增报价和最低减报的。在整个现货市场中，各区域都采用新调整的区域电价小时提前市场报价电价AB合成D050751250255075125026507512525027500502502850050250400050250010203040500100200300发电和负荷(MW)电价($/MWh)现货报价、调整报价和小时前报价之后的发电(DA+ADJ+HA)负荷：125MW成员A:400MW—50MW+50MW=400MW成员B:475MW—50MW+75MW=500MW总负荷=900MW出力：成员C:600MW—100MW=500MW成员D:275MW+125MW=400MW总出力=900MW补充报价在实时运行时，出现频率过高。需要减少15兆瓦才能平衡。假定补充报价与调整报价相同成员D买入15兆瓦实时不平衡市场负荷侧：成员A:总发电量=400（DA）-50（ADJ）+50（HA）=400MW实际测量值=375MW不平衡量=25MW成员B:总发电量=475（DA）-50（ADJ）+75（HA）=500MW实际测量值=510MW不平衡量=15MW负荷掉下25-10=15MW.实时不平衡市场为了稳定频率：发电侧：成员C:总发电量=600（DA）-100（ADJ）=500MW实际测量值=500MW不平衡量=0MW实时不平衡市场成员D:总发电量=275（DA）+125（HA）-15(RT)=385MW实际测量值=385MW不平衡量=0MW在实时交易中购买15MW以消除频率上升。结算系统成员A:经过若干天以后……日提前合同买入400兆瓦价格$25.20阻塞合同售出50兆瓦价格$25.20小时提前合同买入50兆瓦价格$25.50实时合同售出25兆瓦价格$24.90总付款：400*25.2-50*25.2+50*25.2-25*24.9=9472.5元,总购电量：400-50+50-25=375MWh平均价格：9472.5/375=$25.26/MWh.结算系统成员B:经过若干天以后。。。。。日提前合同买入475兆瓦价格$25.20阻塞合同售出50兆瓦价格$25.20小时提前合同买入75兆瓦价格$25.50许多天以后实时合同买入10兆瓦价格$24.90支付平均价格为$25.24购买510MWH.结算系统成员C:经过若干天以后。。。。。日提前合同售出600兆瓦价格$24.90阻塞合同买入100兆瓦价格$24.90售出500MWH平均价格为$24.9.结算系统成员D:经过若干天以后。。。。。日提前合同售出275兆瓦价格$25.20小时提前合同售出125兆瓦价格$25.50许多天以后实时合同买入15兆瓦价格$24.90售出375MWH获得平均价格为$25.31结算系统整个市场：日提前阻塞小时提前实时测量电价成员A400(买)50(卖)50(买)25(卖)375$25.26成员B475(买)50(卖)75(买)10(买)510$25.24成员C600(卖)100(买)00500$24.9成员D275(卖)0125(卖)15(买)385$25.31直购电吉林试点2004年10月18日一大早，吉林省吉林市经贸委电力处张姓处长再次来到吉林炭素公司和吉林龙华热电公司。此行的目的，是协调各方利益，推进与这两家企业相关的直购电试点方案尽快实施。事情起因于1个月前。2004年9月21日，国家电监会副主席史玉波与国家发改委的有关人士一起来到吉林市，召开了吉林省大用户直购电试点方案审查会。这次会议审查并原则通过了吉林炭素有限责任公司（简称：吉炭公司）向吉林龙华热电股份有限公司直接购电试点的实施方案。吉炭公司是全球第四大炭素产品制造商，近几年来，却一直为电价上涨和电费增长所困扰。据吉炭公司的人士介绍，2000年以来，电价上涨幅度为17％，这使集团公司每年减利4100万元，2003年亏损达到4677万元。“若是把电费的高额增长减去，吉炭集团正好可以大致保持盈亏平衡。”吉炭公司动力处的一位人士说。吉炭公司的这种困境正好成为试点的理由：如果用电大户直接从国有统配电厂买电，则可以免去电网中间环节，大大降低电力成本，所以受到电监会和发改委的垂青。隶属于国电集团的吉林龙华热电公司距离吉炭公司只有5公里左右，成为电监会选择试点的发电企业。至此，吉炭和龙华热电成为政府认可的直购电试点首吃螃蟹者。此试点方案一旦成功，将引起中国电网改革风暴。国家发改委能源研究所副所长韩文科认为，直购电试点旨在打破电网垄断。为4分钱而战试点方案中比较难的一点是确定出厂电价和过网费，因为国家此前并没有具体的计算办法。根据国家电监会、国家发改委联合印发的《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》（200217号，简称：17号文件），对于输配电价的确定，应该按照《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（200362号）的要求，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。具体到此次试点中的输配电价，吉碳公司和电厂、电网目前仍然存在分歧。而且，结算方式也是几方争论的问题：电网希望统一收取过网费和发电厂的费用；但是，发电企业和吉炭公司则更希望直接交易，甩掉作为“二传手”的电网。吉林市政府一位相关官员透露了此次直购电试点中的一种电价方案：吉林龙华热电厂出厂电价是0.25元／千瓦时；吉林供电公司过网费则只收0.139元／千瓦时，两项相加的价格是0.389元／千瓦时。而以往电网公司按照惯例向用电企业收取的线损网损等费用将会取消。此价格再加上农网还贷基金和三峡建设基金等附加，试点开始后，吉炭公司的最终用电电价可能会达到0.41元左右。目前，吉炭公司大工业企业的平均电价为0.45元／千瓦时左右。也就是说，直购电试点开始后，吉炭集团每千瓦时的电价有望降低0.04元左右。今年吉炭集团用电量将超过4.7亿千瓦时，若明年的需求还是如此，则吉炭集团便可以毫不费力地降低近2000万元的生产成本。这意味着这家至今仍挣扎在赢亏线上的企业，明年的日子好过多了。尽管取得了4分钱的巨大收益，吉炭公司还是认为，试点方案中电网公司收取0.139元／千瓦时的过网费，有些多了。吉林供电公司的一位中层对记者说，这个过网费，是按照东北电力区域市场改革文件中的规定计算出来的。但是吉林市经贸委的一位官员称，吉林供电公司很希望向电厂征收一部分费用来弥补损失。但具体是什么费用，他没有透露。因为这种纠葛难以理清，三方至今仍未签署协议。惟有打破垄断试点方案中，唯一的受损者无疑是电网公司。吉炭公司的电力一直由吉林供电公司（电网）供应，但奇怪的是，吉林供电公司却没有受到会议邀请。“怎么说也应该请我们旁听吧。”吉林供电公司的一位中层对此事有些不满，“如果我们有不同意见，就算是不被采纳，意见被保留也是可以的。但是实际上，我们根本不知道那天有个牵涉我们利益的会议在离我们不到4公里的西关宾馆举行。也没有收到有关的会议纪要。”对于电网来说，这项改革的确是命运相系。目前，吉林市年总用电量为83亿千瓦时，其中吉炭公司占到了其中的5.6％，是真正的大户。而令当地电网公司担心的另外一点是，吉炭公司完全可以甩开当地电网自行建设供电线路。实际上，若不利用当地电网，改由自己建设线路，直接从电厂获得0.25元／千瓦时的出厂电价，则吉炭每年可以节省8000万的电力成本。吉炭的如意算盘是这样打的：即使按照每公里1000万元的最高造价，吉炭公司距离龙华热电公司不到五公里的直线距离，建设一条6.6千伏铁塔架线的送电线路，吉炭公司需要投入的资金最多需要5000万，一年内成本即可收回，并还可以余下3000万元，吉炭集团也有望一举扭亏。但是在吉林市电网路径已经规划好后，再另辟一条线路，需要经过繁杂的报批等手续。而且，由于发电企业没有供电专营权，若是自行建设供电线路，按照17号文的规定，其线路仍需要委托当地国有电网公司调度运行。所以，电监会等部门的意见，还是希望吉炭公司利用现有的国有电网线路，这样可以保证供电线路的安全运行。按照吉炭集团的观点，如果自己花钱架线购电，则还存在着另一层的风险：现在是试点，试点若不成功，国家政策会否有变；若是龙华热电提高电价，自己又没有决定电厂电价的能力，自行架线岂不最终受制于人了？这显然也是电网公司最不愿意看到的。在电网公司先期投入巨大的背景下，用电企业自行架线无疑闲置了国有电网资产。而电网公司面临的更现实的危机是，直购电将大大减少其收入。与吉炭一墙之隔的吉林市铁合金公司的用电量约为10亿千瓦，比吉炭公司还要高一倍多，据该公司一位人士介绍，他们也期待着能够采取直购电的方式降低电价。吉炭公司加上铁合金公司，两家企业共占吉林市总用电量的18％。吉林供电公司宣传处处长介绍，吉林供电公司最要紧的是提高企业效益。但是如果两家企业都采取了直购电，显然当地电网企业的收益会受损许多。选择吉林的理由吉林省经贸委一位官员指出，选择吉林进行首先