煤电价格联动下火力发电企业的风险分析模型

自2004年以来,煤电之争一直是人们关注的热点。由于中国煤炭逐步走向市场,而电力依然由国家完全控制,导致“计划电”和“市场煤”无法衔接,矛盾重重。为了缓解发电企业与煤炭企业之间的矛盾,国家发展改革委制定了煤电价格联动的政策。该政策要求在实行煤电价格联动时火力发电企业消化30%的煤价上涨因素,并将上网电价按煤炭价格变化进行调整。基于该政策,研究了火力发电企业的风险。首先从火力发电企业的成本构成的角度,分析了电煤价格的上涨对发电企业成本的风险;然后,根据煤电价格联动的有关政策,分析了电煤价格上涨及煤电价格联动对火力发电企业利润造成的风险;最后,通过实例分析了煤电价格联动对火力发电企业的风险影响。     

影响火电企业利润因素分析及对策思考

随着电力体制改革的不断深入,在计划电和市场煤的管理机制下,火电企业面临煤价上涨、发电成本剧增、煤电联动政策难以启动的困难局面,火电企业利润空间压缩殆尽,经营举步维艰。本文从影响火电企业利润的因素分析入手,结合当前火电企业经营环境,提出实现火电企业利润最大化的措施。     

电力动态

<正>国务院总理李克强4月8日主持召开国务院常务会议。会议决定,为降低企业成本、稳定市场预期、促进经济增长、有扶有控调整产业结构,适当下调燃煤发电上网电价和工商业用电价格。一是按照煤电价格联动机制,下调全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时约2分钱。二是实行商业用电与工业用电同价,将全国工商业用电价格平均每千瓦时下调约1.8分钱,减轻企业电费负担。继续对高耗能产业采取差别电价,并明确目燃煤发电上网电价和工商业用电价格下调     

国家上调上网电价和销售电价

国家发改委宣布上调销售电价和上网电价。其中销售电价全国平均每千瓦时3分钱。上网电价对煤电企业是（每千瓦时）2分6。所有发电企业平均起来是2分5。涨价幅度不大。这次发改委还对煤炭价格进行了限制。主要规定,合同煤价在5％的幅度内可适当上涨。对市场煤价进行限价,秦皇岛北方港口的交易煤价,5500大卡的煤价。每吨不能超过800元,     

信息平台

<正>能源资讯我国将从明年起取消煤电联动机制9月26日召开的国务院常务会议决定,对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量,从明年1月1日起,取消煤电价格联动机制,将现行标杆上网电价机制改为"基准价+上下浮动"的市场化机制。这意味着,我国将告别已经实行了15年的煤电联动机制。     

信息平台

国家发改委宣布上调销售电价和上网电价,其中销售电价全国平均每千瓦时3分钱,上网电价对煤电企业是(每千瓦时)2分6,所有发电企业平均起来是2分5,涨价幅度不大。这次发改委还对煤炭价格进行了限制。主要规定,合同煤价在5%的幅度内可适当上涨,对市场煤价进行限价,秦皇岛北方港口的交易煤价,5500大卡的煤价,每吨不能超过800元,同时,发改委还推出了居民阶梯电价指导意见。把居民每个月的用电分成三档,第一档是基本用电,第二档是正常用国家上调上网电价和销售电价     

火电上网电价下调2分 首次实施真正煤电联动

<正>此次上网电价下调,是煤电联动政策重启两年多时间以来,首次实施真正的煤电联动。本刊讯2015年4月8日,国务院总理李克强主持召开国务院常务会议,决定多措并举减轻企业负担,促进经济增长、支持实体经济发展,其中一项重要内容为:下调燃煤发电上网电价和工商业用电价格。国务院会议上透露,本次电价调整主要涉及三项内容,一是按照煤电价格联动机制,下调全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时约2分钱。     

通过市场化运作根本解决煤电价格之争

2004年,我国煤炭价格一直处于高涨阶段,煤电双方在价格方面的矛盾越来越激烈。为缓解双方的矛盾,2004年底国家出台了“煤电价格联动机制”：电价在一定程度上随煤价变化而调整。出台行政性的煤电价格联动措施可促使煤电双方从对立转为战略合作,但这只是治标的方法,解决煤电价格之争还必须依靠市场化运作,综合治理。为顺利实施煤电价格联动措施及消除其所带来的不利影响,提出在实施过程中应注意七大问题,如建立长效机制;避免成为煤电互动涨价的信号;电价调整不宜过频等。并从4个方面提出根本解决煤电价格之争的市场化运作内容。     

从煤电矛盾看改革

中国电力工业的能源结构以煤电为主,煤电占装机容量的70%,占总发电量的80%,煤电关乎整个电力工业的存亡。这些年煤炭价格暴涨,而政府却严格控制电价,出现了煤电矛盾。为什么会出现煤电矛盾?简而言之,是因为煤炭价格可以随便涨价,而电价不能随煤价上涨,造成煤炭超额利润,电力严重亏损,发电企业高负债,不少已经资不抵债,资金链断裂。     

从“联动”走向“浮动”的煤电市场化(上)

正在受到一连串燃煤电厂破产清算的"噩耗"密集打击后,进退维谷的煤电行业似乎并没有迎来久旱之后的"甘露"。2019年9月26日,国务院常务会议决定,从2020年1月1日起,取消煤电价格联动机制,对于尚未进入市场进行交易的燃煤发电电量,将现行标杆上网电价机制改为"基准价+上下浮动"的准市场化机制。至此,从2002年厂网分开后沿用至今的以标杆电价确定同省区煤电机组上网电价的方式,以及实施15年之久的煤电价格联动机制将正式退出历史舞台。这次决定彰显了国家以市场化价格机制协调电煤与     

发电侧峰谷分时电价设计及电量分配优化模型

构建发电侧与售电侧峰谷分时电价联动机制有利于平衡发电公司和供电公司之间的利益,但必须建立在定制出合理的上网定价机制的基础上,因此有必要研究发电侧分时电价问题。从发电成本的角度考虑,采用两部制电价对发电侧峰谷分时电价进行研究。应用会计成本法计算发电侧容量成本,并根据发电容量确定峰谷分时容量电价;根据发电厂煤耗等变动成本确定发电侧峰谷分时电量电价,从而得到发电侧峰谷分时电价;构建各时段各发电厂的电量分配优化模型。通过算例分析证明所提出的发电侧峰谷分时电价设计机制及电量分配优化模型是可行的。     

保险理论在电力市场中的应用

分析了发电企业、供电企业和电力管制部门在电力市场化改革中出现的新问题,指出现有中长期合约、煤电联动价格机制的不足以及供电公司在进行城农网改造中面临的问题,提出一个新颖的解决办法--用保险理论规避风险,提高供电可靠性.     

基于发热量和硫分的燃煤发电成本分析

在燃煤价格高企及电煤价格倒挂等因素影响下,为降低发电成本,燃煤火力发电厂普遍采取扩大燃用煤种范围的燃煤掺烧策略。降低燃煤品质可以实现综合标煤单价下降,提升发电项目的盈利能力。研究了燃煤品质的2个主要参数——发热量和硫分对发电成本的影响,构建了基于发热量和硫分的发电成本模型,可为发电企业燃煤掺烧成本测算提供有益参考。     

A study of the buying price of photovoltaic electricity under a carbon tax regime

Assuming that photovoltaic (PV) systems are adopted in residential houses under a carbon tax regime, the economic performance of PV systems is investigated from the standpoint of an electric utility. The economic performance is estimated by using the buying price of PV electricity and the PV economic index, which is defined as the ratio of the buying price to the generation cost of the electric utility. Because these values depend on electric power development and operation, the best mix and the operation of power plants are obtained by linear programming subject to restrictions on power generation. Then, the buying price of PV electricity is calculated from the total cost of the electric utility. The buying price means the upper limit at which the electric utility never suffers a loss. The buying price is also compared with the power generation cost. The parameters are the prevalence attainment ratio of PV systems (0 to 100%), the upper limit of newly developed nuclear power plants (0 to 4 GW/10 y), and the generated energy ratio of coal‐fired thermal plants (0 to 15%). Chubu Electric Power Company, Inc. is used as the electric utility. The calculation results show that the buying price of PV electricity increases linearly with increasing carbon tax rate, and its values are 9 and 11.5 yen/kWh when the carbon tax rate is 0 and 25 thousand yen/t‐C, respectively, which does not depend on the prevalence attainment ratio of PV systems and the upper limit of newly developed nuclear power plants. It is not the carbon tax rate but the newly developed nuclear power plant that influences the PV economic index. The values of the PV economic index are 1.35 to 1.45 and 1.50 to 1.60 when the newly developed nuclear power plant capacity is 0 and 4 GW/10 y, respectively. These results show that the economic performance of PV systems is increased by developing nuclear power plants at a certain rate and introducing a carbon tax. © 2003 Wiley Periodicals, Inc. Electr Eng Jpn, 143(2): 38–49, 2003; Published online in Wiley InterScience ( www.interscience.wiley.com ). DOI 10.1002/eej.10067     

国外抽水蓄能电站的运营模式和电价机制

介绍和分析国外抽水蓄能电站的运营模式和电价机制,着重分析了日本、英国、美国的情况,指出日本是弱化电量竞争、强化容量效益的租赁制;英国的抽水蓄能电价机制相当于一种两部制;美国的机制随各州电力市场模式的不同而有所不同,但总体上仍体现容量和电量这2部分收益。结合我国节约能源、保护环境的形势,得出了适度发展抽水蓄能电站是必要的、迫切需要制定符合国情的抽水蓄能电价机制和确定抽水蓄能电站经济效益的量化评价标准是抽水蓄能电价机制的核心问题的结论。     

基于资金利润法的上网电价定价方案

介绍了电价基本理论,对目前世界上已有的几种定价模式进行了分析及评价。针对我国当前发电市场实际,在广泛深入调查研究的基础上,提出了一种基于资金利润法的中短期上网电价定价方案。对影响上网电价的固定成本、变动成本、投资回报等几个因素进行了详细阐述,分析了煤电联动对变动成本的影响。使用该定价方法时,确定合理的资金利润率是关键。在缺乏国内有关资料的前提下,参阅了国外多家大规模电力公司的资产评估和利润收益数据,采用了一个平均资金利润率。     

考虑脱硫补偿电价的厂内负荷优化分配

针对电网执行脱硫补偿电价政策,以及下达至机组的厂内负荷优化分配指令不能落入磨煤机接力区间要求,提出厂内负荷优化分配新模型;该模型以火电厂最终经济收益为目标,磨煤机接力区间作为不可分配区域约束条件引入。针对上述约束条件引入后,结合多精英保留策略,为不可行解设计一类基于边界信息的解修补方法,提高初始化与遗传操作的搜索效率。最后通过对某厂4台300 MW机组某日96点曲线的模拟分配,利润计算说明新的厂内负荷优化分配模型在补偿电价政策下带来了良好的经济效益,与其他不可行解处理方法的对比说明解修补策略的有效性。     

现货市场下批发侧至零售侧的电价传导机制研究

电力现货模式下,售电公司在批发侧参与中长期与现货市场,在零售侧售电给零售用户,亟需在批发侧至零售侧之间建立完善的电价传导机制,通过量化不同电价传导模式下售电公司购售电成本,寻求其最大购售电利润,帮助售电公司降低市场运营风险,提升市场活力。为此提出了按比例传导、实时传导和延迟传导3种电价传导机制。算例结果验证了3种电价传导机制的可行性,分析了几种典型用户用电特性,并针对几种典型用户,给出了电价传导机制的选择建议。     

分时电价政策下大工业用户投资光伏发电的经济性研究

为推进我国能源生产革命,深入发展光伏发电势在必行。在去补贴的形势下,分时电价为光伏发电提供了新的收益点。分析了现行的分时电价政策及大工业用户投资光伏发电的优势,建立了光伏发电的全寿命周期经济性模型,以平准化度电成本、内部收益率、投资回收期为经济性评估指标,分析了典型地区大工业用户投资光伏发电的经济性。结果表明,各地区的光伏发电项目均可实现盈利,且分时电价可显著提高其经济性;电价水平越低,光伏发电的经济性越差,但光照资源丰富可一定程度上弥补电价水平的影响;分时电价的时段划分影响光伏发电的经济性,光伏发电时段内包含高峰电价的时间越长、越集中于发电量最大的时段内,光伏发电的经济性越好;电价的逐年下降将降低光伏发电的经济性,在投资决策时有必要充分考虑电价的变化趋势。     

煤价波动对火电厂上网电价影响的数学模型及动态分析

目前我国电价仍受管制.由于历史原因,不同类型的电厂继续执行着不同的上网电价.对于火电厂而言,最大的风险就在于煤价的不确定性,在电价不变而煤价上涨的情况下,火电厂的利润必然受到影响,作者在进行合理简化的基础上,提出了现阶段煤价与上网电价联动的动态数学模型,同时指出煤价上涨对不同运营年限的火电厂有不同的影响.最后应用实例对此进行了敏感性分析.