第一篇：2015-2印尼電力市場情況

工作手記：關于印尼電力市場的若干情況

作者：王軍學

【按：這是個人工作手記之一。文章外行議電，自然膚淺粗陋，愿以文交友，做為行家里手斧正之用】

目錄

一、基本條件

二、進展與規劃

三、中企在印尼

四、建設費用

附件：中企在印尼十四個電建項目簡表

一、基本條件

印尼有儲量豐富的煤炭、天然氣、地熱以及水力資源，土地也相對寬裕，有良好的建設電站的資源條件。

印尼是島國，只有雨季與旱季，水電一度占20%，但缺點是在旱季時不能滿發。燃油發電比例一度占到35%，但過去油價處于高位，政府每年補貼幾十億美元，燃油發電已不是主流。幾年前官方曾表示搞核電，環保組織反響很大，今年1月份時政府部門明確表態“暫時不搞”。燃煤發電依然是當前的主流。

印尼島嶼眾多，影響了島嶼間電網的聯接，長期以來只有爪哇-巴厘-馬都拉電網；蘇門答臘島一部分電站也簡單聯接在一起，但還未構成電網；其他地區的電站都是獨立的，只能對周圍地區供電，這也使得小機組有存在的空間。當然眼下印尼也對電網進行完善，包括規劃海底電纜的建設。

印尼有人口約2.37億，是世界第四人口大國，但仍有相當比例的人口尚未用上電，局部停電的情況也時有發生。至2014年中期，印尼全國總裝機容量約5.2萬兆瓦（5200萬千瓦），人均約為0.22千瓦，約相當中國的1/4.5，西方國家的1/17。由此可見市場潛力之大。但是印尼的工業未成體系，制造業是經濟中的短板，大型電站設備全部進口。

印尼的電力主管部門是印尼國企“國家電力公司”（PLN），類似于中國原“國家電力公司”，主管全國的發電、電網以及具體規劃。PLN是“礦產能源部”屬下的國營公司。礦產能源部內設電力司。前些年印尼在發電市場上有所放開，一些獨立電商（IPP，生產的電能以協議形式出售給PLN）進入發電市場，PLN在發電方面的份額降至85%，但仍占有100%的電網份額。

二、進展與規劃

近十多年以來，印尼政府在緩解電力緊張方面做出了巨大的努力。早在蘇哈托政權后期，國家電力公司（PLN）就與二十余家獨立發電商簽訂了購電協議，著手進行新一輪的電站。但是1997年亞洲金融危機的暴發，政府倒臺，經濟遭受重創，就電力建設項目來說，銀行停止貸款，電力投資商撤出，原先擬定好的電站項目“無限期暫停”。經濟危機結束后，原先的投資商重新洗牌，重談協議。整個2000-2006年期間，裝機容量年增長不到1%，同時期的電力需求卻年均增幅超過10%，缺電現象更加嚴重。

2006年印尼開始實施新的國家電力總體規劃。當年7月，時任總統蘇西洛簽發第71號總統令，由國家電力公司（PLN）開展建設增加1萬兆瓦總裝機容量的“1萬兆瓦應急計劃”。該計劃要建立35個火電站，10個建在爪哇省，其余建在爪哇--巴厘島外省。與此同時，還計劃將8千兆瓦的燃油電站改為燃煤。另外投入70--80億美元進行輸變電方面的建設。

兩年以后，PLN推出第二個1萬兆瓦電站建設計劃，在2010年--2014年間開始建設93個電站，其中57%的容量供給爪哇--巴厘--馬都拉電網，其余將供給蘇門答臘、加里曼丹、蘇拉威西島以及印尼東部。2013年6月，印尼礦產能源部長在雅加達宣布，將計劃中的數量擴至為1.5萬兆瓦。

至2013年，第一個1萬兆瓦35個電站的建設計劃基本完成。（計劃中的最后一個是2×110MW東加火電廠，其一號機組大約去年底才運行。可能是這期間業主更換股權所致的延誤）第二個1萬兆瓦計劃正在進行中。印尼全國的電力裝機容量由計劃實施時的約2.8萬兆瓦，增加到約5.2萬兆瓦，增幅約90%，成就是巨大的。

去年10月印尼新總統佐科威就任后，提出經濟年增長7%的目標，照此，每年至少需增加電力5700兆瓦才能避免出現電力緊缺情況。相對應的是當前開始了第三個電站加速計劃，在2015年至2019年的新的五年中，新增電站裝機容量3.5萬兆瓦。主要為火電。其中大約1萬兆瓦為小機組。

在機制方面也做了改革。

新的一輪電站建設中，針對長期以來PLN的一家獨大的情況（擁有裝機容量的85%以及全部電網），更多地引進獨立電力生產商（IPP），其中的2.5萬兆瓦發電站由獨立電力生產商生產或其它資本實行，只有1萬兆瓦發電站由PLN實行。資金方面，預估獨立電力生產商為興建上述發電站所需要的投資金或達到579.7兆盾，而PLN為興建1萬兆瓦發電站，包括傳輸和分配網所需要的投資達到608.6兆盾。（注：幣值應指印尼盾去年大幅貶值之前）。

印尼興建發電站的審批過程的冗長繁雜，據說需52種許可證，費時930天之久。新總統得知后也“感到大吃一驚”，指示相關部門簡化手續。

三、中企在印尼

過去，東南亞的電力建設市場為日本三菱、德國西門子、法國阿爾斯通等西方老牌企業主導，在印尼更是日本公司的天下。但是隨著中國的發展，這一情況有了根本性的改變。

2007年4月，印尼第一個“1萬兆瓦電站加速計劃”中的第一批4個項目招標，總裝機容量2700兆瓦，合同金額22.5億美元，被中國公司一舉獲得。而多年來一直壟斷印尼電站市場的日本公司無一收獲，盡管它們把報價從以往的1200美元/千瓦，主動降到了“破紀錄”的900美元/千瓦左右。事實上，當印尼第一個1萬兆瓦電站計劃完成時，超過85%的裝機容量由中國企業供應和建設。中國企業不僅在技術、設備、施工以及成本方面占據優勢，國內銀行在資金保障方面的優勢也為其它國家望塵莫及。當然這期間也有困難與曲折，湖北電力設計院總工程師曾用“困難極多，風險極大”表達經歷，印證了“風險與機遇并存”的市場規律。

中企進入印尼電力市場，從小到大，往前可追溯到1993年印尼TONASA火電站的國際招標。這是個容量僅為2×25MW的小型火電站。當時中國的四川成達工程公司（原化工部第八設計院）參加競標，以技術方案合理、技術經濟可行中標。該項目由中國提供買方信貸，成達公司總承包。這是我國承建的第一個“買方信貸”出口工程項目，1996年正式竣工。其實四川成達公司的本行是化學工程，由中國技術進出口公司牽線在印尼進行化工項目建設，已有建樹。

成達公司建設的第一個小電站完成之后就趕上亞洲金融風暴爆發，印尼深受其害，原先準備建設的二十多座大型電站工程難以為繼，被迫“無限期推遲”，而當時中國的經濟卻仍然在高速進行之中。東南亞國家都希望中國參與停工項目的續建。

這是進入印尼市場的極好機會。

2002年9月，中國化工集團公司、四川成達工程公司以及印尼一家公司共同合作，聯手從當地APG公司手中接管了因金融風暴而停建數年的位于巨港的燃氣電站項目。原業主APG公司由印尼PT.ASTRATEL NUSAN TARA與總部設在新加坡的美國Coastal Power 公司共建，原總包方（EPC）是美國的GE，項目建成后將按BOO方式運行，前期已投入二千萬美元。亞洲金融風暴發生后，融資方考克斯投資銀行（Chase Manhattan）對印尼前景不看好，停止這個項目的運作，接著又發生了911事件，美方股東才在無奈之中同意權益轉讓。2002年9月中國印尼兩國能源論壇峰會在巴厘島舉行，會議中新老雙方簽訂股權轉讓協議，包括核心部分的建設運營特許權。

續建項目（印尼巨港2×150MW燃氣電站，中文名“印尼中化巨港電站有限公司”）改由中方投資，以BOOT方式運行二十年。建設按總承包交鑰匙方式進行，實行者自然還是成達公司。新項目于2003年重新開工，2004年9月并網發電。這是中國在印尼第一個直接投資建設的電站項目，也是中國在國外的第一個BOOT電站項目，對中國企業走出國門有積極的示范意義。而項目的繼建對于印尼來說也同樣具有積極的意義，那時印尼社會政治經濟仍處于轉型期，尚未走出金融危機的陰影，政局依然動蕩，外資依然觀望。因此繼建不僅僅是一個項目的起死回生，也昭示著希望和光明的未來。正式運行時，新任總統蘇西洛率七位部長以及中國大使盧新民參加了運行儀式。

巨港2×150MW大型燃氣電站項目的成功繼建，為后來中國電力企業大規模進入印尼市場做了良好的鋪墊。

而原本僅僅專營化工項目的四川成達公司，幾輪下來，儼然也是電力行業的老手了，繼續高歌躍進，又陸續拿下5個火電站總承包合同，裝機容量2240MW，總金額至少十數億美元。特別是2007年竣工的2×300MW芝拉扎（CILACAP）火電站一期工程，首次在印尼使用中國制造的300兆瓦發電成套設備，一舉打破了這類大型設備歷來由歐美日本壟斷的局面。延續至今。

另一個引人注目的中資電廠就是我們去過的神華國華印尼南蘇電廠（PT.CHEMM INDONASIA），是由中國神華與印尼當地一家能源公司PT.EnergiMusiMakmur公司按照70%、30%的股比合資組建的獨立電商（IPP）。這是中國投資海外的第一個煤電一體化IPP項目。2008年12月，時任中國副總理的李克強與印尼副總統卡拉參加了電廠與國家電力公司PLN簽訂《購售電合同》（PPA）的儀式。

該煤電一體化項目包括2×150MW燃煤電廠與年產210萬噸的露天煤礦，總投資約3.64億美元（注：筆者過去將3.64億美元誤認為單純的電站建設費用了，煤礦方面的費用應包括相關權益）。項目于2009年7月正式開工，一號機組僅用21個月就建成發電，比PPA規定的期限提前了一年，創造了印尼電廠建設的紀錄。2014年，該廠全年無一天非正常停機，發電20億度，遠高出PPA規定的不得低于16億度電的要求。

鑒于該項目在印尼的各種優異表現，印尼能源委員會將其列為當時的示范工程，向中國大使館提出以這個項目為標準推薦進入印尼的電力隊伍。也受到礦產能源部、國家電力公司PLN的推崇。PLN時任總裁余世甘（Mr.Dahlan Iskan，現任總裁為努爾﹒巴姆齊）在2010年10月6日的《印度尼西亞商報》（印尼文版）（《Busnis Indonesia》）和PLN網站上曾對南蘇電廠項目給予肯定。他指出該項目是“印尼第一個真正使用劣質煤作為燃料運行的獨立電力運營商（IPP）……如此劣質的煤也能夠使用起來，這對印尼蘇門答臘島豐富的劣質煤的利用具有重要戰略意義。”“是印尼第一個使用煤干燥系統的火力發電廠”“是印尼目前唯一一個正在施工建設的坑口火力發電廠”等等。

今年1月，南蘇電廠收到印尼國家礦產能源部批準續建二期工程的批文。二期由2×350MW超臨界機組成，仍用高水分低熱值褐煤，年耗原煤量約523萬噸。中國神華、PLN的子公司和印尼EMM公司共同組建合資公司開發，三方分別占股60%，20%和20%。計劃2016年開工，2019年完工。

中國企業除了投資電站或者建設承包電站工程以外，還參與電站的運行操作、設備維護等專業工作。當前，民間資本也開始投資于印尼電站項目。總之，中國企業這些年在印尼市場的卓越表現，樹立了優異的品牌形象。今年1月份，中國國務委員楊潔篪與印尼經濟統籌部長(副總理級)索菲安·查利爾在北京舉行經貿合作會議，表示“加強在重大基礎設施建設、電力等領域的合作”，并簽署了關于電站合作的意向書。

四、建設費用

對于印尼國家電力公司PLN所屬的項目，都須進行單個項目的公開招投標。電力市場經過這么多年的建設運行，特別是這十年來的大規模擴張，建設成本方面是比較透明的。

據當時的中國駐印尼大使館商務參贊譚偉文介紹，以前由于歷史原因，印尼的電建市場主要為日本所壟斷，也有美國以及德國等發達國家參與，造價普遍高于1000美元/千瓦，個別項目甚至高達1700美元/千瓦。日本的均價在1200美元/千瓦。而中國企業進入印尼市場時的報價在800—850美元/千瓦之間，所以盡管日本與中國企業競標時已將以往的1200美元/千瓦降至900美元/千瓦。仍然難有收獲。

對于具體項目的費用，筆者盡可能地搜集了中企在印尼市場建設的其中14家火電站的大約金額——當然，確切的資料只能從企業或官方機構獲得，時間跨度從2003年到2013年，只能供作一般性參考。大致如下。

（1）單機容量100~150MW的廠，共六家，13臺機組。總金額約18.66億美元，平均單位投資約1100.2美元/千瓦。參見附表一。

（2）單機容量300~350MW的廠共六家，15臺機組。其中含超臨界機組3臺。總金額約41.14億美元，平均單位投資約842.17美元/千瓦。參見附表二。

（3）單機容量660MW的廠2家，2臺機組。一臺亞臨界機組，工程總價約3.3億美元，單位投資約500美元/千瓦。2007年開工。另一臺超臨界機組，工程總價約6.9億美元，單位投資約1045美元/千瓦。2013年開工。（注：第一臺3.3億美元的數據只有一次報道，不能進行交叉驗證）參見附表三。

需要說明一點的是，印尼的基建情況與國內大不相同，往往伴有復雜的海洋工程，如海水碼頭，防波堤，海水淡化，海水脫硫等，費用不菲。如中國上電股份公司總包的印尼公主港電廠，海洋工程造價就達6億元人民幣。再如中國建設的雅加達附近的龍灣電廠，沼澤地上施工，土建工程費用自然大大超出中國國內。

從上面有限的數據可以得出印象，300~350MW系列機組的單位投資最顯經濟。

另外關于日本在印尼的近況，網上轉引日本共同社消息表示，由日本伊藤忠商事和電力開發公司(J-POWER)等聯合出資成立的BPI公司，計劃在印尼爪哇省投資40億美元建設2000兆瓦（即200萬千瓦）電站。（注：內容可參見網文《日本擬在印尼建巨大火電站 因征地困難計

劃

受

挫

》http://）如消息屬實，則每千瓦投資為2000美元，費用高出中國一倍之多。而中國目前的發電設備也是世界先進水平。

以上就是所得到的關于印尼電力市場發展的一些情況，整理成文，用于參考與交流。

國企在印尼投資情況

第二篇：電力市場

鄭州大學現代遠程教育《電力市場》課程考核要求

說明：本課程考核形式為撰寫課程論文，完成后請保存為WORD 2003格式的文檔，登陸學習的平臺提交，并檢查和確認提交成功（能夠下載，并且內容無誤即為提交成功）。

一． 論文撰寫要求

電力市場課程是知識型系列講座，在很多方面仍然仁者見仁、智者見智，因此適于采用課程論文考查的方式來考核學員的學習狀態。

1.總體要求

作為課程論文，不需要大家做特別復雜的數學推導，關鍵是有自己的思想，同時采用嚴肅的學術型的語言表達，防止口語化、感性化、口號化的表達方式。

另一方面，課程論文不是工作總結，大膽提出自己的看法、想法和意見。通過課程論文，使大家學以致用，并接受一定的學術研究訓練，促進形成勤思考、大膽創新的思維方式。

關于寫作角度，對于目前已經在電力系統工作的學員，建議根據自己的崗位特點，談電力市場改革對自己工作崗位的影響、在未來這個崗位將具有與目前哪些不同的特點；等等。也可以就某一個具體的方面，開展比較深入的研究。

2．關于引用參考文獻

引用參考文獻一定要注明。需要強調的是：

1）引用別人的思想，或者直接引用別人的語言，一定要注明。未注明視為抄襲。

2）一定要在真實引用處注明，比如，“電價是電力市場中的杠桿”，第一次言及這句話的文獻是哪篇文獻，就在此處注明。不能在文章結尾，一次注明“本文引用如下文獻：??”

3）參考文獻數不少于15篇。3． 關于篇幅

篇幅沒有嚴格限制，但一般應在3千字——7千字之間。4．關于文章應包含的部分 文章應由標題、引言、主要思考內容和結論幾部分構成。? 標題：應簡潔。

? 引言：簡單介紹本研究的背景、意義、其他研究人員與已有文獻所做的相關的工作、本文的創新點等方面。

? 主要內容：是論文的主體部分。

? 結論：簡單總結所取得的成果（或者自己所提出的思想概要）。

二、參考題目

1.介紹、分析當地電力市場建設的概況及對本人工作的影響 2.國外電力市場改革對我國電力市場建設有哪些借鑒意義？ 3.廠網分開后，電網企業的生產管理發生了哪些變化？ 4.廠網分開后，電廠企業的生產管理發生了哪些變化？ 5.廠網分開后，電力調度發生了哪些變化？ 6.用戶參與市場有哪些形式？ 7.用戶參與市場有哪些條件？ 8.輔助服務有何意義？

9.各種輔助服務如何參與市場運行？ 10.電力市場改革對輔助服務有什么影響？ 11.電力市場條件下風險管理問題

12.電力市場條件下如何規避和控制市場風險？ 13.電力市場中如何協調電源與電網規劃？ 14.需求側管理有什么意義？

15.電力市場中需求側管理與計劃方式下的需求側管理具有什么新特點？ 16.需求側管理中存在的問題及改進措施 17.你認為合理的電價機制具有什么特點？ 18.我國目前的電價機制分析

19.電力市場條件下，電力監管與傳統的監管有什么新特點？ 20.電力市場條件下負荷預測問題 21.電力市場條件下電價預測問題 22.金融衍生產品交易在電力市場中作用

23.電力市場條件下輸電服務與傳統體制下的輸電服務有哪些不同？ 24.輸電阻塞的管理方法 25.網損分攤問題討論

26.電力市場中發電商市場力分析與控制 27.發電商的報價策略分析

28.就電力市場技術支持系統的某個模塊進行功能設計和分析。

關于我國的電價機制分析

摘要：價格是價值的貨幣表現。是電能商品的銷售價格，是電能價值的貨幣表現。電力產品不僅有一般商品的商品屬性。也因其在社會基礎性，不可替代性。電價的波動不僅是電價本身的反應，也具有國民經濟發展的晴雨表。合理的電價，能促使社會經濟良好發展的動力，也是保障電力企業發展的根本保證。

關鍵詞：價值；價格；電價機制；電能價值

1，我國的電價制定的基本原則是：合理補償成本，合理確定收益，依法計 入稅金公平負擔，同時還應有利于促進合理用電及合理利用資源。由于我國電力行業長期采用基于成本的會計學定價方法。在市場經濟條件下。一個商品的定價一般采用成本、稅收和利潤三個部分。電力企業如果發展，離不開企業盈利能力。因些，保證電力企業的合理利潤增長，是保證電力企業穩步發展基石。

2，電力市場的結構與電力生產過程各環節緊密相關，電力生產使用過程可以分為發電、輸電、配電、用電，各環節統一壟斷經營。因此，電力市場也相應可分為四個部分：

（一）發電市場的建立，鼓勵不同的投資商進入發電市場，互相競爭，參與發電市場的建設；

（二）輸電市場的建立，成立一個或幾個電網公司，為發電廠和電力用戶提供輸電服務，同時促進輸電網的建設；

（三）配電市場的建立，成立一個或幾個配電公司（相當于電力零售商），為用戶提供電力陪送服務；

（四）用電環節的完善，讓客戶根據一定的市場供需原則，選擇相應的服務和消費。

其特點是：

一、電價是電力市場的杠桿和核心內容：電力市場要采用經濟手段管理各成員，電價則是體現管理思想的工具，所以確定電價原則、計算貿易電價是電力市場的重要內容。

二、用戶：電力市場與傳統的電力系統相比，提高了用戶的地位。在傳統的電力系統中，用戶被視為被動的負荷；而在電力系統中，用戶具有能動性。電力市場的成員，往往同時具有供應者和用戶的雙重身份。當某成員（例如某電力公司）有富裕的電能向其他電力公司傳送時，它具有供應者的身份；而當它從其他電力公司購電時，又具有了用戶的身份。

3，電價是電力市場的支點,無論對供應電力的一方還是需求電力的一方,電價都是直接關系到各市場參與者的最直接和最敏感的因素。電價作為電力市場的指針能夠自動引導資源的配置，它的導向力是直接和有力的。

從發電商、輸電商、配電商的角度來看出，電價從長遠來說首先要能高過發電成本，影響發電成本的有以下一些因素：

（１）發電所需的燃料費，在輸電、配電過程中的損失費；（２）從事電力生產所需的人工費用的管理費用；

（３）發電、輸電、配電所需的維修費用，設備老化折舊的費用以及更新所需的費用；

（４）隨著負荷的不斷增長，還要考慮發電、輸電、配電所需的發展和還貸 費用；除此之外，從理論上講，電價還是一個變數，原因如下：

（１）電價隨負荷漲落而變化。負荷較高時燃料為增率升高，發電的成本較 高，而且旋轉備用容量的費用也加大，因此在一天２４小時的峰谷時電價差別是很大的；

（２）電價隨地點而變化。作為發電廠距離燃料產地越遠燃料價越貴，因為 有運輸費用在里面，在同一個網內燃料費幾乎能相差一倍。作為用戶也隨地點而不同，因為傳輸有損失，據電廠越遠電價越高；

（３）電價隨可靠性變化。某些用戶要求供電可靠性非常高，因此這種高質 量的服務費就不能與一般用戶相同。

基于以上原因，理論上電廠的電價、用戶的電價均是隨時間、地點而變化的，因此有人提出了實時電價（Spot Price）的概念。

實時電價是在考慮運行和基本投資的情況下，在給定的極短時段（如30min，15min，5min）內身用戶提供電能的邊際成本。實時電價是隨時間變化的電價，這需要更精細的電價計算方法和更強的自動化技術系統來支持。出了實時電價以外，還有合同電價（Long Term Contract），合同電價則可以在考慮各方面的優惠和對雙方的限制的基礎上簽訂合同電價。電價的制定原則應使電力市場的每一參與者的利益與電力市場的總體利益一致，而這一總體利益又應該符合社會利益。

4，市場所賴以運行的經濟機制即市場機制，從某種意義上也可以說是價格機制。市場通過價格使各種市場要素來相互適應，相互制約，自行協調。因此價格研究在市場理論中占據著核心地位。通過研究電價在市場環境中的經濟信號作用，從而指導、調節、控制電能生產與消費，達到電力市場優化資源配置，合理組織生產，平衡供需矛盾，提高社會經濟效益的目的。電價在電力市場中的核心地位是同其具有的功能分不開的，電價的功能具體表現為:(1)電價不論是在一個政府定價的完全壟斷的環境中，還是在一個充分競爭的市場環境中，財務核算是其最基本的功能。一方面電力生產服務部門依據電價獲取收益，維持生產與再生產，另一方面用戶根據電價決定用電，核算其用電成本。

(2)電價在市場環境中起著引導生產與消費的經濟信號作用。價格的變化引起各方之間的利益關系發生變化，進一步導致供需關系的改變，最終達到供需平衡。這里需要突出強調的是電價引導消費的負荷管理功能，正是電價的負荷管理功能將用戶與電力系統更緊密的聯系起來，為經濟、高效地使用電能提供了有效的控制手段。

(3)科學的電價形成機制，合理的電價體系，為電力工業開展公平競爭提供了條件。競爭機制具有強大的激勵作用，既是動力，也是壓力。企業在競爭中優勝劣汰。

(4)電價通過市場機制完成從資源配置、組織生產到產品分配等一系列工作。合理的電價體系在滿足市場參與者追求自身效益最大化的同時也實現了社會效益的最大化。

(5)電價作為國家能源政策等一系列經濟、政治政策的實現手段，在國民經濟生活中起著重要作用。即使在自由的市場環境中也不排斥政府運用信貸、稅收、許可證等手段干涉價格從而達到更高的戰略目的。

5，目前對電價的預測，主要有兩大類方法，其一是基于歷史數據的數學處理的方法，例如時間序列法，另外就是仿真的方法。兩種方法各有優缺點，首先說下仿真的方法。

一、運行仿真的方法

所謂仿真的方法，就是通過程序模擬整個系統的實際運行狀況，預測的精確與否，取決于以下數據是否完全充分和詳細：

發電機參數的數據，包括發電機在不同發電量時的熱效率，容量、檢修方案、機組強迫停運率、環境因素、輸電數據、運行和檢修費用、最小開/停機時間、燃料價格、燃料約束、快速啟動時間以及發電廠的所有權；

輸電數據，包括潮流數據、后備機組、線路輸電功率、區域間的輸電極限、電壓和靜態穩定極限等；

水電機組數據，包括機組容量、所有權、可用容量、水庫調度策略等； 其他數據，包括負荷預測、負荷曲線、旋轉備用、通貨膨脹率以及緊急事故費用等；

雖然仿真法盡管可以精確的預測出未來短期的電價，但在系統機組較多，接線較復雜的情況下，所需要得到數據非常多，而全部獲取這些數據是不太現實的，況且，對于負荷對電價的響應，在目前階段建立精確的數學模型較為困難。同時，只有競爭的電力市場中，同樣也需要保證系統的安全，在電網不同的位置需要發出的電量是不同的，電價也必然會隨著地理位置的不同而有所差別，因此發電廠之需要預測出當地的邊際電價（Local marginal Price,簡稱LMP）即可。所以對于發電廠方來說，使用仿真法不太適合。

二、數學分析的方法

實際上，除了上面介紹的仿真法以外，其余的各種預測方法都是數學計算分析的方法。數學分析的方法較多，包括時間序列法、最小二乘擬和方法以及人工神經元方法、模糊推理方法以及灰色系統方法等，這些方法的特點就是事先設定一個數學模型，利用歷史數據確定各個參數建立一個前向的曲線，然后再預測未來的數值。這種方法相對較為簡單。盡管這些模型比較容易建立，但輸入的變量的確定較為困難。

6，電力系統電價預測一般分為如下幾個步驟：

（1）確定預測目標。就是要在明確預測目的的前提下，規定預測對象的范圍、內容和預測期限。一般而言，預測范圍視研究問題所涉及的范圍而定，編制全國電力規劃，就要預測全國范圍內的電力、電量需求量；編制大區網局或地方（省、地、縣）電力局的發展規劃，就要預測大區電網或地方電力局范圍內的電力、電量需求量。預測的內容包括電力、電量、電力電價的地區分布，電力電價隨時間的變化規律，以及電力電價曲線特征及電價曲線等，預測期限是指預測的時間長短，如短期、中期及長期預測。

（2）基礎資料的分析。在對大量的資料進行全面分析之后，選擇其中有代表性的、真實程度和可用程度高的有關資料作為預測的基礎資料。對資料中的異常數據進行分析，作出取舍或修正。（3）預測模型的選擇。根據所確定的預測內容，對預測對象進行客觀、詳細的分析，根據歷史數據的發展情況，并考慮本地區實際情況和資料的可利用程度，選擇建立合理的數學模型。

（4）模型參數辯識。預測模型一旦建立，即可根據實際數據求取模型的參數。

（5）應用模型進行預測。根據求取的模型參數，應用該模型對未來時段的行為做出預測。

（6）預測結果的評價。對多種方法的預測結果進行比較和綜合分析，根據經驗和常識判斷預測結果是否合理，對結果進行適當修正，得到最終的預測結果。一般超短期預測誤差不應超過1%，短期預測的誤差不超過3%，中期電價誤差允許5%，長期電價預測誤差不超過15%。

結論：電價預測不僅在電力系統規劃和運行方面具有重要的地位，而且還具有明顯的經濟意義。從經濟角度看，電價預測實質上是對電力市場需求的預測。

電價預測的準確度對任何電力公司都有較大的影響。預測值太低，可能會導致切負荷或減少向相臨供電區域售電的收益；預測值太高，會導致新增發電容量甚至現有發電容量不能充分利用，即有些電廠的容量系數太小，造成投資浪費和資金效益低下。

近年來，國內外許多學者在上網電價，輸電定價等方面進行了大量的研究，提出了不少新的定價策略。目前比較滸的是在實時電價理論基礎上，采用經過改進的最優潮流模型，以節點為單位計算費用，進行定價，還有一此學者OPF和經濟學理論，研究出能夠同時計算各節點有功電價和無功電價模型。這類模型也有利于電力市場對有功和無功市場進行分類管理，也是一種可選的定價方式。

第三篇：電力市場考題

第一章

P1 六大區域性電網

五級調度 電力體制改革四階段

P1 電力市場的定義

P2 電力市場的基本特征

構成電力市場的要素

P3 電力市場的總體目標

為什么要實施電力市場(壟斷的弊端)

有利因素?哪些效益?p4 P5 電力市場的原則

具體做法

P6 我國實施電力市場的總體思路(4點)目標8個 階段5個

見PPT P8 負荷預測 電價預測 P9 輔助項目(4個)第二章 P11 市場經濟 P12 需求定理 P13 需求的變動

P14 供給定理

供給的變動

彈性 P15 電需求的影響因素 P17 電力市場均衡

P18 電力市場均衡的條件 P20 生產成本

P22 市場結構分類

P25 電力市場結構分析

P31 電力市場風險管理的意義

P32 風險管理分類

程序流程 方法

第三章

P34 世界上主要的電力市場有: P35 改革的4個核心:

P35 電力市場中的新實體: P36 英國電力市場（3階段）p38運作原則

p38定價過程 p39電費結算 P40平衡市場

P43 美國電力市場

p46 CaIPX非盈利

p46 CaISO非盈利 P49 澳洲電力市場

貿易（3種）P51 挪威電力市場（4種）

P53 我國電力市場 區域性電力市場的優點

第四章

P57 定價法 基于成本的會計學定價

基于經濟學原理的定價 P57 合理成本 不合理成本

P57 制定電價的基本原則（5點）P59 市場下的電價機制： P59 電力投資與電價形成

P59 制定電價的理論方法

電價水平電價結構（供電電價結構 用電電價結構 調節電價結構）

P67 電價的計算步驟（4步）P68 計算基礎電價的三種方法

P70 實時電價理論（8個分量）

第七章

P131 輸電服務的定義 輸電服務的基本屬性 輸電服務的分類

P131 輸電服務分析的內容（2點）P132 輸電定價的原則

P132 輸電服務分析的步驟（3點）P132 輸電服務費用的組成（3點）

P134 輸電定價的理論方法

p132原則

p134類型 P139 網損分攤的方法（4個）

第八章

P159 輔助服務的定義

取決因素 P160 輔助服務的分類

P160 輔助服務的市場模式

P162 頻率調整（一次 二次 三次）P170 備用的分類

P175 無功備用（分類 手段）

P176 可中斷負荷

P178 無功服務的意義（3個）特點（4個）

P179 影響無功服務的技術因素 P180 影響無功服務的市場因素

P181 無功服務的定價（依據

目的）

P190 發電計劃 1.機組組合（因素 約束條件 模型）

2.電力市場下的負荷預測 P192 交易計劃（分類）

高低匹配法（算法）P198 缺電成本（定義 因素）

P201 可靠性定價（定義 主要指標 經濟評價）

P204 黑啟動（定義 三種形式 各部分的工作 費用 各方權利義務）P204 黑啟動所需資源和機組選擇

P210 電網規劃（1.技術目標、根本目標 2.面臨的不確定因素 3.投資方式 4.電網規劃工具的功能 5.擴大輸電方案的步驟）

第九章

P219 競價策略的分類 P220 短期競價模型 P221中期競價模型

P222 博弈論競價（基本概念 分類 納什均衡）P225 完全信息靜態博弈 P235 不完全信息靜態博弈 P241 動態優化

第四篇：電力市場問題解答

電力市場問題解答

一、日前市場

1.闡述中長期合約在日前市場金融交割與物理交割的差異性，試比較其利弊。

答：中長期合約物理交割是指以合同電量進行交割，日前市場的競價空間僅為預測負荷曲線減去合同電量；金融交割是指將預測負荷曲線全部作為日前市場的競價空間，當日前中標出力曲線超出合約分解曲線時，超出部分按日前出清價結算，當日前中標出力曲線低于合約分解曲線時，不夠部分按合約價格與日前出清價格之差結算。

金融交割有以下優勢：有利于發電企業以全電量的方式參與現貨市場，以獲得在現貨市場上帕累托改進的社會福利；偏差電量按照平衡市場價格結算，避免中長期交易對物理電網的調度運行產生影響，保持電網的調峰、調頻能力，有利于消納新能源發電，保證電網安全運行；形成反映電網阻塞的節點電價，引導負荷與發電在空間和時間上的均衡分布；形成分時電價引導更合理的發/用電；日前市場的價格能夠反映電力供需平衡和生產成本，為中長期電力市場交易提供價格風向標。

2.節點電價是如何形成的？有什么意義？

答：由于電力系統運行約束的存在，導致系統中出現了分區電價；在分區電價的基礎上，把研究對象更加細化，就得到了節點電價：在滿足當前輸電網絡設備約束條件和各類其它資源工作特點的情況下，在電價節點增加單位負荷需求時的邊際成本。

節點電價可以產生價格信號引導作用。對于節點價格比較高的地區，電力消費者會減少電能的使用，而對于節點電價比較低的地區，則鼓勵用戶多用電，從而短期內削弱兩地間的輸電阻塞。長遠上，節點電價還能對市場主體的投資決策起到影響，市場主體更傾向于向電價成本更低的節點投資，從而也在長遠上削弱了兩地之間的輸電阻塞。

二、實時市場

1.請解釋日前-實時兩部制電價的結算原理，有什么優越性？ 答：兩部制結算：第一次是日前市場的結算，按照日前成交曲線和日前市場價格結算；第二次是實時市場的結算，按照最終的發電出力曲線和實時市場價格結算。

優越性：（1）兩部制結算中引入了利用日前市場和實時市場價差進行套利的“虛擬投標”機制；（2）在日前市場中引入一個單獨的結算環節，凸顯日前交易的重要性，市場成員必須真刀真槍參與，以全電量競爭的方式，先鎖定絕大部分的交易電量，在考慮供求關系和網絡阻塞的前提下，在日前提前制定一個全電量競爭、優化程度高、有執行約束的最優交易計劃；（3）實時市場則在日前交易計劃的基礎上進行“增量”出清與結算，一方面針對實時發生的變化微調市場的最優出清結果，另一方面，確保實時市場的交易結果盡量按照日前“既定計劃”執行，減少實時市場運行與電網調度的風險；（4）實時市場基于事后節點邊際電價結算，激勵市場成員執行電網的實時調度指令，合理、有序地安排發用電計劃。2.如果你是一個虛擬投標者，你如何在日前市場與實時市場之間進行套利？

答：如果經過評估，發現日前市場的負荷預測曲線明顯偏低，則在日前市場中買入發電權，然后在實時市場賣出；如果發現日前市場的負荷預測曲線明顯偏高，則在日前市場中買入用電權，然后在實時市場賣出。

第五篇：電力市場總結

一、1.系統的質量指標及達標的基本措施：電能質量的基本指標有電壓、頻率倒塌等，或因鳥獸跨接裸露導體等③電氣設備因設計、安裝及維護不良所致的和波形。我國的技術標準規定電力系統額定頻率為50HZ。大容量系統允許偏差設備缺陷引發的短路④運行人員違反安全操作規程而誤操作，如帶負荷拉隔離為±0.2HZ，中小容量系統運行頻率偏差為±0.5HZ；電壓質量方面，35KV及以開關，線路或設備檢修后未拆除接地線就加上電壓等。后果：①強大的短上的線路額定電壓允許偏差絕對值之和不超過10%，10kv及以下三相供電為±路電流通過電氣設備使發熱急劇增加，短路持續時間較長時，足以使設備因過7%，220v為單相供電為﹢7%，-10%；對于波形，電壓波形為正弦型，10kv電路熱而損壞甚至燒毀②巨大的短路電流將在電氣設備的導體間產生很大的電動波形總波形畸變率不大于4%，380/220電路波形總波形畸變率不大于5%。力，可能使導體變形、扭曲或損壞③短路將引起系統電壓的突然大幅度下降，措施：電力系統的負荷是不斷變化的，系統的電壓和頻率必然會隨之變動。這系統中主要負荷異步電動機將因轉矩下降而減速或停轉，造成產品報廢甚至設就要求調度必須時刻注視電壓、電流和頻率變化情況，隨時通過自動裝置快速、備損壞④短路將引起系統中功率分布的突然變化，可能導致并列運行的發電廠及時地調節發電機的勵磁電流或原動力，停止或啟動備用電源及切除部分負荷失去同步，破壞系統的穩定性，造成大面積停電⑤巨大的短路電流將在周圍空等，使電力系統發出的有功和無功功率與負荷的無功和有功功率保持平衡，以間產生很強的電磁場，尤其是不對稱短路時，不平衡電流所產生的不平衡交變保持系統額定電壓和頻率的平衡。諧波指令問題主要由諧波污染引起，為保證磁場，對周圍的通信網絡、信號系統、晶閘管觸發系統及自動控制系統產生干質量，就必須限制系統中的電壓，電流中地諧波部分，確保電能質量。擾。2.短路計算中簡化網絡的方法：①等值電2.電力系統：由發電機、變壓器、輸電線路以及用電設備，按照一定的規律連勢法②星網變換法③利用電路的對稱性簡化網絡 3.三序網絡的建立：接而組成的統一整體。特點：①電能不能大量儲存②過渡過程十分短暫③①正序：除中性點接地阻抗和空載線路外，電力系統各元件均應包括在正序網電能生產與國民經濟各部門和人民生活有極為密切的關系④電力系統地區性特絡中。②負序：發電機等旋轉元件的電抗應以其負序電抗代替，其他靜止元件點較強 要求：①保證供電可靠②保證良好的電能質量③為用戶提供充足的負序電抗與正序電抗相同。發電機不產生負序電勢，故所有電源的負序電勢的電力④提高電力系統運行經濟性。為零。③零序：零序電流三相同相位，只能通過大地或與地連接的其他導體才3.電力系統的調度：①宏觀上是水、火電的經濟調度，充分利用豐水期的水能，能構成通路。多發水電，減少棄水損失，大量節約火電廠的燃料②微觀上是機組見得經濟調

八、1.主接線設計的基本原則和要求：①原則：以設計任務書為依據，以經濟度，讓能耗低的機組盡量多發電，減少能耗 4.電力網的覆蓋位置（三眾建設方針、政策和有關的技術規程標準為準則，準確地掌握原始資料，結合工三橫一環網）：①錫盟、蒙西、張北、陜北能源基地通過三個縱向特高壓交流程特點，確定設計標準，參考已有設計成果，采用先進的設計工具。②要求：通道向華北、華東、華中送電②北部煤電、西南水電通過三個橫向特高壓交流使設計的主接線滿足可靠性、靈活性、經濟性，并留有擴建和發展的余地。通道向華北、華中和長三角特高壓環網送電。5.中性點的接地方式和作用:小電流接地①不接地（中性點絕緣）②中性點經消弧線圈接地；大電流接地為③中性點直接接地④中性點經電阻接地。作用：為了保證電力網或電氣設備正常運行和工作人員的人生安全，人為的使電力網及某某個設備的某一特定地點通過導體與大地做良好的連接。

二、1.抽水蓄能電廠在電力系統中的功能及效益 功能：①調峰、填谷②事故備用③調頻調相④黑啟動⑤蓄能

效益：①客觀效益②可作為發電成本低的峰荷電源③降低電力系統燃料消耗④提高火電設備利用率⑤對環境沒有污染且美化環境 2.電能的優勢：①電能可以大規模生產和遠距離輸送②電能方便轉換和易于控制③損耗小④效率高⑤電能在使用時沒有污染、噪聲小。3.新能源：是指許多古老的能源，采用先進的方法加以廣泛利用，以及用新發展的科學技術開發利用的能源。如太陽能、風能、海洋能、地熱能、生物質能、氫能等。4.一次能源：是指自然界中現成存在，可直接取得和利用而又不改變其基本形態的能源，如：煤炭、石油、天然氣、風能、水能等。二次能源：是指由一次能源經加工轉換成的另一種形態的能源產品，如:電力、蒸汽、煤氣、焦炭等，它們使用方便易于利用，是高品質的能源。

三、1.檢修時的倒閘順序（先通后斷）：①閉合（送電）：電源側隔離開關->負載處隔離開關->斷路器 ②開斷（停電）：斷路器->負載側隔離開關->電源側隔離開關 2.保護接地的作用：將電氣設備金屬外殼、金屬構件或互感器的二次側等接地，防備由于絕緣損壞而使外殼帶電危險，以保護工作人員在接觸時的安全。3.發電廠的或變電站的電氣主接線的基本接線形式：發電廠的或變電站的電氣主接線的基本接線形式可分為有匯流母線和無匯流母線兩大類。有匯流母線的接線形式有：單母線，單母線分段，雙母線，雙母線分段；增設旁路母線或旁路隔離開關，一臺半斷路器接線，變壓器母線組接線等。無匯流母線：單元接線，橋形接線和角形接線。4.直流輸電優點：①造價低，電能損耗少②無電抗影響，遠距離輸電部存在失去穩定的問題③穩態下，不存在交流長電纜線路的容性電納引起的電壓升高④直流輸電系統響應快，調節精確，有利于故障時交流系統間的快速緊急支援和減少功率擾動⑤可聯絡兩個額定頻率相同或不同的交流電力系統，聯網后交流系統的短路容量不因互聯而顯著增大。缺點：換流站造價高，換流器工作時需要消耗較多的無功功率，產生較大的諧波電流和電壓；直流斷路器息狐困難，使多端直流輸電的發展受到一定的影響。應用范圍：遠距離大功率輸電，交流系統的互聯；過海電纜輸電，用電纜向大城市市區供電。5.兩端高壓直流輸電系統構成：換流站、直流輸電線路和逆變站。6.互感器的分類與作用：互感器分為電壓互感器和電流互感器；將一次回路的大電流、高電壓變換為二次回路的小電流、低電壓，使測量標準化，小型化，并使二次設備與一次高壓隔離。互感器二次側必須接地，以保證一、二次繞組間絕緣擊穿后的人身和設備安全。

四、1．配電網運行的特點：①開環運行②配電網的故障和異常處理是配電網運行的首要工作③保證配電網運行經濟性是配電網運行的首要工作④配電網運行中存在大量的諧波、三相電壓不平衡和電壓閃變等問題。2.低壓配電網保護接零：即TN接地方式。T表示電源中性點接地，N表示零線，PE表示保護線。有三種方式：a，TN—S系統 b，TN—C系統 c，TN—C—S系統。3．簡述重合器和分段器的原理：①重合器是一種具有控制及保護功能的開關設備，它能夠檢測故障電流，在檢測到故障電流后能在給定時間內遮斷故障電流，并能夠進行給定次數的重合。在現有的重合器中，通常可進行三次或四次重合。如果故障是永久性的，重合器經過預先整定的重合次數以后，則不再進行重合，即所謂閉鎖。如果故障時瞬時性的，重合器重合成功則自動終止后續動作，并經過一段延時后恢復到預先的整定狀態，為下一次故障做好準備。②分段器是一種與電源側前幾開關配合，在施壓或無電流的情況下自動分閘的開關設備。當發生永久故障時，電源側開關跳閘切斷故障線路，分段器的技術裝置進行計數，當達到預先整定的動作次數之后，分段器閉鎖于分閘狀態，從而達到隔離故障線路區段的目的。若分段器未完成預定的計數或分合操作次數，表明故障已經被其它設備切除了，則其將保持在合閘狀態，并經過一段延時后恢復到預先的整定狀態，為下一次故障做好準備。

五、1.年最大負荷利用小時數概念及其作用：如果用戶始終保持最大負荷值Pmax運行，經過Tmax小時候所消耗的電能恰好等于全年的實際耗電量，則稱Tmax為最大負荷利用小時數。年最大負荷利用小時數的大小，在一定程度上，反映了實際負荷在一年內的變化程度及用戶的用電特點，在電網規劃時會用年最大負荷小時數估算出用戶全年的耗電量。

六、1.開始電力網的潮流計算方法及步驟：將各段輸電線路π型等值電路中首、末端的電納支路都分別用額定電壓下的充電功率代替。①從離電源點最遠的節點d開始，利用線路額定電壓，逆著功率輸送的方向依次計算各段線路阻抗中的功率損耗和功率分布。②利用第一步求得的功率分布，從電源點開始，順著功率傳輸的方向，依次計算各段線路的電壓降落，求出各節點的電壓。

七、1.短路的原因及其后果：①電氣設備及載流導體因絕緣老化，或遭受機械損傷，或因雷擊、過電壓引起絕緣損壞②架空線路因大風或導線履冰引起電桿

2.電氣設備選擇的一般條件：①按正常工作條件選擇：額定電壓、額定電流、環境條件對電器和導體額定值的修正。②按短路情況校驗其熱穩定性和電動力作用下的動穩定性：熱穩定性的校驗、動穩定性的校驗、短路電流的計算條件。

九、1.有功與無功調節的作用：正常操作時，頻率變調有功，電壓變調無功。電力系統運行中，頻率的穩定與否取決于有功功率的平衡，電壓水平高低取決于無功功率的平衡。有功與無功調節使得系統中的有功電源和各種無功電源的功率輸出滿足系統負荷和網絡損耗在額定狀態下對有功功率和無功功率的需求。2.降低電能損耗的技術措施：①提高電力網負荷的功率因數：合理選擇異步電動機的容量及運行方式；實行無功功率就地補償 ②合理組織電力網的運行方式：適當提高電力網的運行電壓水平；合理組織并聯變壓器的運行。3.電力系統運行的穩定性：指在受到外界干擾的情況下發電機組間維持同步運行的能力。4.提高靜、暫態穩定的措施： 靜態：①提高發電機電勢E②減少系統的總電抗X③提高和穩定系統電壓 暫態：一般來說，提高靜態穩定的措施也有助于提高暫態穩定性①快速切除故障②實行快速強行勵磁③采用自動重合閘裝置④改善原動機的調節特性⑤采用電氣制動

十、1.繼電保護的作用及原理： 作用：①自動、迅速、有選擇地將故障元件從電力系統中切除，使故障元件免于繼續遭到破壞并保證非故障元件迅速恢復正常運行。②反應電氣元件不正常工作狀態并根據實際運行條件作出不同反應。原理：利用電力系統發生故障和處于不正常運行狀態時一些物理量的特征和特征分量，可以構成各種原理的保護。①電流保護原理 ②低電壓保護原理③低阻抗保護原理④方向保護原理⑤縱聯保護原理⑥序分量保護原理 2.自動重合閘的作用及要求：作用：①在線路上發生暫時性故障時，迅速恢復供電，從而可提高供電的可靠性②對于有雙側電源高壓輸電線路，可以提高系統并列運行的穩定性③可以糾正由于斷路器機構不良，或繼電保護誤動作引起的誤跳閘④在電網建設過程中，考慮自動重合閘作用，可暫緩架設雙回線路以節約投資。要求：①動作迅速②不允許任意多次重合③動作后應能自動復歸④手動跳閘時不應重合⑤手動合閘于故障線路不重合⑥一般自動重合閘ARD可用控制開關位置和斷路器位置不對應啟動，對綜合重合閘ARD宜用不對應原則和保護同時啟動⑦應考慮繼電保護和自動重合閘之間動作的相互配合。3.對繼電保護的基本要求：①有選擇性：指電力系統故障時，保護裝置僅切除故障元件，盡可能地縮小停電范圍，保證電力系統中非故障部分繼續運行。②動作迅速：快速動作切除故障。③靈敏度好：繼電保護對其保護范圍內故障或不正常運行狀態的反應能力。④可靠性高：屬于保護范圍內的短路故障，保護應動作，對于保護范圍外的故障則應不動作。4.線路相間短路的電流保護：①無時限電流速斷保護（電流保護I段）：在任何情況下只切除本線路上的故障。②帶時限電流速斷保護（II）：在任何情況下均能保護本線路的全長，必須和相鄰線的無時限電流速斷保護配合。③定時限過電流保護（III）：作本線路主保護的后備保護即近后備保護，作相鄰下一線路（或元件）的后備保護即遠后備保護。

十一、1.一次、二次接線的概念及聯系：①一次（強電）設備：包括發電機、變壓器、斷路器、隔離開關、電抗器、電力電纜以及母線、輸電線路等。一次接線（系統）：由一次設備按一定規律相互連接構成的電路。②二次（弱電）設備：包括監察測量儀表、控制及信號器具、繼電保護裝置、自動裝置、遠動裝置等。二次接線：二次設備和給這些設備供電的電流互感器、電壓互感器、蓄電池組相連接的電路。③聯系：雖然一次接線是主體，但是要實現一次系統的安全、可靠、優質、經濟運行，二次接線是不可缺少的重要組成部分和安全措施。2.二次接線圖：①原理接線圖：用來表示繼電保護、測量儀表和自動裝置等工作原理的一種二次接線圖。②展開接線圖：用來說明二次回路的動作原理，在現場使用極為普遍。③安裝接線圖：制造廠加工制造屏（屏盤）和現場施工安裝所必不可少的圖，也是運行試驗、檢修和事故處理等的主要參考圖。包括：屏面布置圖、屏背面接線圖