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中国长江电力股分有限公司电子商务应用3长江电力公司应用电子商务的必要性与可行性长江电力公司简介长江电力是经原国家经贸委报请国务院同意后，以《关于同意设立中国长江电力股分有限公司的批复》（国经贸企改[2002]700号文）批准，由中国长江三峡工程开发总公司（简称“中国三峡总公司”）作为主发起人以发起方式设立的股分有限公司，公司创建于2002年9月29日，截至2007年12月31日，公司总股本为941,万股。
公司是目前我国最大的水电上市公司，主要从事水力发电业务。
截至2007年末期，公司拥有葛洲坝电站及三峡工程已投产的8台发电机组，这部份机组的装机容量为万千瓦。
公司还持有广州进展实业控股集团股分有限公司（简称“广州控股”）%的股分，权益装机容量约万千瓦（含在建）；持有上海电力股分有限公司（简称“上海电力”）%的股分，权益装机容量约万千瓦；持有湖北省能源集团有限公司（简称“湖北能源”）%的股分，权益装机容量约万千瓦（含在建）。
公司总权益装机容量1,132万千瓦。
同时，公司受中国三峡总公司的委托，统一管理三峡工程已建成投产的其他发电机组。
2007年公司完成发电量亿千瓦时，同比增加%；实现营业收入亿元，同比增加%；营业利润亿元，同比增加%；大体每股收益元，同比增加%。
长江电力公司采购组织概况3.2.1采购组织结构传统的企业组织结构是适应大工业生产状况和技术基础而形成的金字塔式、自上而下控制的管理组织形式，即品级组织结构。
这种组织结构有多个管理层次，并有一套复杂的程序来决定权利层次、部门特权、工作界定和操作规则和信息传递渠道等。
这种组织结构的特点是强调专业分工、经济规模、品级制度、信息的纵向传递。
它对于具有品级组织结构的企业的确发挥了专门大的作用，主要表此刻职责明晰、秩序井然、实现规模经济、工作效率提高、组织稳固性较好等等多方面。
可是，随着电子商务时期的到来，传统企业组织结构暴露出专门大的局限性。
以长江电力为例，在实施电子商务前，其“金字塔”式的采购组织结构，见图所示。
物资管理Material Management构建“规划引领、分类审核、定额控制、预算 管理”为特点的项目预算管理新模式中国长江电力股份有限公司 郭剑安 李建威 刘永胜一、前言中国长江电力股份有限公司（以下简称“长江电力”）成立于2003年9月，主要从事水力发电业务，管理和运行着三峡、葛洲坝、溪洛渡和向家坝四座世界级巨型电站的全部发电资产，总装机容量4549.5万千瓦，年设计发电能力约1900亿千瓦时，是国内最大、全球第四大电力上市公司和全球最大的水电上市公司。
面临电力体制改革和国有企业改革新形势，面临国内经济发展新常态，长江电力始终坚持做改革拥护者和实践者，始终坚持以“让国家放心、让股东满意”为宗旨，始终将电力生产成本控制放在重要位置。
二、原项目预算管理模式存在的不足以年度预算为主，缺乏前瞻性和系统思维。
在原模式下，电厂以年度预算管控为主，根据设备评估情况申报次年预算，缺乏对电力生产成本的长期安排和系统思维。
项目分类不清晰，预算审核侧重点不突出。
在原模式下，长江电力将工程项目分为大修理、生产费用、技术改造、基本建设、技术装备购置等五类，但未区分常规项目与非常规项目，审核重点不突出。
定额体系不健全，尚未实现定额全覆盖。
在原有模式下，长江电力定额体系尚不健全，因溪洛渡、向家坝投产时间不长，尚未编制机组及辅助设备检修定额，尚未实现定额管理全覆盖。
以公司管控为主，下属单位缺乏自我约束。
在原有模式下，长江电力直接承担成本控制压力，下属单位缺乏成本控制自我约束，在项目预算申报过程中，按照大而全的原则申报，公司需逐项审核，审核质量和效率偏低。
三、新项目预算管理模式简介及应用为进一步提升项目预算管理水平，长江电力在充分总结历史经验，广泛借鉴国内外同行业企业先进作法的基础上，提出了“规划引领、分类审核、定额控制、预算管理”为特点的项目预算管理新模式，实现公司从管立项、管过程向管规划、管定额、管指标、管标准、管效益转变，形成生产单位成本控制自我约束机制。
长江电力投资价值分析报告投资要点：长江电力为我国目前最大的水电上市公司，装机规模具有持续扩张的空间。
公司今年收购4台三峡机组后，预计2004年每股收益为0.33元左右。
l 长江电力竞争优势集中表现在政策保障、低成本、市场化的上网电价以及技术、管理等方面。
但受长江来水变化，公司发电量会出现波动，对供电销售有一定影响。
l 长江电力未来增长稳定，所属行业今年以来又一直受市场追捧，以0.3元的每股收益进行定价，20倍市盈率计算，股价应该在6元以上；考虑市净率指标，股价应在6.4元左右。
鉴于公司未来明确的成长性，我们认为股价区间在5.8-6.8元。
l 假设基于3个月到半年的持股预期，我们建议：6元以下大量买入，6-6.5元适量买入，6.5-7元暂时观望；如果未来几个交易日里电力板块的其他龙头公司大幅下调，可以考虑介入，如华能国际、申能股份和深能源。
目录1．基本情况介绍2．电力行业发展现状以及前景3．长江电力竞争力分析4．长江电力盈利预测公司财务状况分析长江电力盈利预测本次收购完成后对公司财务状况和经营成果的影响5．投资策略分析长江电力上市带来的电力板块的市场影响力的变化基金在电力行业资产配置上变化的可能性探讨长江电力与电力公司基本情况比较历史上大盘股上市与市场走势的相互影响资金承接力分析投资策略建议1．基本情况介绍长江电力是三峡总公司以原葛洲坝电厂的发电资产、以及与发电业务密切相关的辅助性生产设施等资产为出资，与华能国际等五家发起人共同设立。
葛洲坝电站是我国规模最大的水力发电站之一，也是我国在长江干流上兴建的第一座水力发电站,总装机容量271.5万千瓦，多年平均发电量157.1亿千瓦时，在全国各发电厂中位居前列。
长江电力本次发行23亿股，每股4.3元。
实际募集资金约982612万元，募集资金用于收购三峡电站2#、3#、5#、6#机组，收购总额为187亿元，收购完成后长江电力总装机将达到551.5万千瓦。
我国最大水电公司，持续收购三峡机组，保证公司稳定增长三峡工程设计安装26台发电机组，单机容量70万千瓦，全部建成后，总装机1820万千瓦，设计多年平均发电量847亿千瓦时。
电力市场的智能化决策支持系统在当今社会，电力作为一种不可或缺的能源，其市场的运行和管理面临着越来越多的挑战和机遇。
随着电力行业的不断发展和改革，传统的决策方式已经难以满足市场的复杂需求。
在此背景下，电力市场的智能化决策支持系统应运而生，为电力市场的参与者提供了更高效、更准确的决策依据。
一、电力市场的特点与需求电力市场具有独特的特点和复杂的运行机制。
首先，电力的生产、传输和消费需要在瞬间完成平衡，这就要求决策必须具备高度的及时性和准确性。
其次，电力市场受到多种因素的影响，如能源价格波动、政策法规变化、天气条件等，使得市场预测和决策变得极为困难。
此外，电力市场的参与者众多，包括发电企业、输电企业、配电企业、售电企业以及广大用户，他们的利益诉求各不相同，这也增加了市场决策的复杂性。
为了应对这些挑战，电力市场需要一个智能化的决策支持系统，能够整合大量的数据，进行深入的分析和预测，为市场参与者提供全面、准确的决策信息。
这个系统不仅要能够处理结构化的数据，如电力生产和消费的历史数据，还要能够处理非结构化的数据，如政策文件、新闻报道、社交媒体信息等。
同时，系统还需要具备强大的计算能力和优化算法，能够在短时间内给出最优的决策方案。
二、智能化决策支持系统的构成电力市场的智能化决策支持系统通常由以下几个部分组成：1、数据采集与整合模块这是系统的基础，负责收集来自电力市场各个环节的数据，包括发电、输电、配电、售电以及用户的用电数据等。
同时，还需要整合来自外部的相关数据，如能源价格、天气信息、政策法规等。
通过数据清洗、转换和整合，将这些多源异构的数据转化为可供分析的统一格式。
2、数据分析与挖掘模块利用数据分析和挖掘技术，对采集到的数据进行深入分析，发现数据中的潜在规律和趋势。
例如，通过时间序列分析预测电力需求的变化，通过关联分析找出电力价格与其他因素之间的关系，通过聚类分析对用户进行分类等。
3、预测与建模模块基于数据分析的结果，建立各种预测模型和优化模型。
![国家发展和改革委员会、国家能源局关于促进智能电网发展的指导意见-发改运行[2015]1518号](https://img.taocdn.com/s1/m/7bed0edbd4bbfd0a79563c1ec5da50e2524dd115.png)
国家发展和改革委员会、国家能源局关于促进智能电网发展的指导意见正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------国家发展改革委国家能源局关于促进智能电网发展的指导意见发改运行[2015]1518号北京市、河北省、江西省、河南省、陕西省、西藏自治区发展改革委，各省、自治区、直辖市经信委（工信委、工信厅）、能源局，中国电力企业联合会，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司：智能电网是在传统电力系统基础上，通过集成新能源、新材料、新设备和先进传感技术、信息技术、控制技术、储能技术等新技术，形成的新一代电力系统，具有高度信息化、自动化、互动化等特征，可以更好地实现电网安全、可靠、经济、高效运行。
发展智能电网是实现我国能源生产、消费、技术和体制革命的重要手段，是发展能源互联网的重要基础。
为促进智能电网发展，现提出以下指导意见。
一、发展智能电网的重要意义发展智能电网，有利于进一步提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，实现能源生产和消费的综合调配；有利于推动清洁能源、分布式能源的科学利用，从而全面构建安全、高效、清洁的现代能源保障体系；有利于支撑新型工业化和新型城镇化建设，提高民生服务水平；有利于带动上下游产业转型升级，实现我国能源科技和装备水平的全面提升。
二、总体要求（一）指导思想坚持统筹规划、因地制宜、先进高效、清洁环保、开放互动、服务民生等基本原则，深入贯彻落实国家关于实现能源革命和建设生态文明的战略部署，加强顶层设计和统筹协调；推广应用新技术、新设备和新材料，全面提升电力系统的智能化水平；全面体现节能减排和环保要求，促进集中与分散的清洁能源开发消纳；与智慧城市发展相适应，构建友好开放的综合服务平台，充分发挥智能电网在现代能源体系中的关键作用。
长江电力分红实施方案随着中国经济的持续发展，电力行业作为基础产业之一，一直备受市场关注。
作为中国最大的水电发电集团之一，长江电力一直以其稳健的经营和良好的业绩著称。
在公司业绩稳步增长的同时，投资者也对其分红政策给予了高度关注。
本文将对长江电力分红实施方案进行详细介绍，以便投资者和相关利益相关方了解该方案的具体内容和实施细则。
首先，长江电力的分红实施方案是基于公司盈利状况和未来发展规划的综合考量下制定的。
根据公司年度财务报表显示，公司实现了稳健增长的业绩，盈利能力持续提升。
在此基础上，公司决定通过分红的方式回馈股东，分享公司发展成果。
具体而言，公司将通过现金分红和股票分红两种方式进行，以满足不同股东的需求。
其次，长江电力的分红实施方案将充分考虑公司的长远发展规划和资金需求。
在保证公司正常运营和发展的前提下，公司将合理确定分红比例和分红对象，确保分红政策的稳健和可持续性。
同时，公司也将积极探索多种分红方式，以满足不同股东的投资偏好和风险承受能力。
再次，长江电力的分红实施方案将充分尊重股东的知情权和参与权。
公司将通过定期公告、电话会议、股东大会等形式向股东披露公司的盈利状况和分红政策，并听取股东的意见和建议。
在制定具体的分红方案时，公司也将充分考虑股东的利益诉求，保证分红政策的公平和透明。
最后，长江电力的分红实施方案将不断完善和优化，以适应市场和公司发展的变化。
公司将密切关注国内外宏观经济形势和行业发展趋势，灵活调整分红政策，以最大限度地满足股东的利益诉求。
同时，公司也将加强内部管理和风险控制，确保分红政策的稳健和可持续性。
综上所述，长江电力分红实施方案是基于公司盈利状况和未来发展规划的综合考量下制定的，将充分考虑公司的长远发展规划和资金需求，充分尊重股东的知情权和参与权，并不断完善和优化，以适应市场和公司发展的变化。
希望本文能够为投资者和相关利益相关方提供对长江电力分红实施方案的全面了解和深入思考。
㊀㊀㊀㊀收稿日期:2022-04-04;修回日期:2022-05-16基金项目:国家电网公司管理咨询项目(S G H B 0000J YWT 2101399);国家社会科学基金后期资助暨优秀博士论文出版项目(20F J Y B 010)通信作者:叶㊀泽(1962-),男,教授,主要从事电价㊁电力市场研究;E -m a i l :y e z e 2003@q q.c o m 第37卷第4期电力科学与技术学报V o l .37N o .42022年7月J O U R N A LO FE I E C T R I CP O W E RS C I E N C EA N DT E C H N O L O G YJ u l .2022㊀电力市场售电公司最优购售电量决策模型及其应用汤㊀旸1,刘翊枫1,王㊀静1,高㊀雄1,叶㊀泽2,陈㊀磊3,刘㊀畅2(1.国网湖北省电力有限公司,湖北武汉430077;2.长沙理工大学经济与管理学院,湖南长沙410114;3.长沙理工大学电气与信息工程学院,湖南长沙410114)摘㊀要:2021年中国电力中长期市场重签年度合同的现象,凸显了市场主体考虑风险因素的最优电量组合决策的理论及政策问题㊂在自主决策批发市场购电量和零售市场电价套餐的前提下,构建售电公司基于条件风险价值(C V a R )的购㊁售电业务最优电量比例的决策模型,并进行实例计算及分析㊂根据目前省级电力市场实际设计售电公司的典型购售电业务情景,提出相应的收入或成本计算方法;以条件风险价值为风险评估指标,以批发市场不同交易品种购电量比例和零售市场不同电价套餐售电量比例为决策变量,以收益最大为优化目标,建立售电公司收益 风险最优决策模型㊂结合广东电力市场实际数据计算典型购售电业务组合与置信水平对于售电公司购售电电量结构㊁收益及风险的影响㊂通过模型构建与模拟计算合理解释和分析重签合同的原因,为包括售电公司在内的市场主体考虑风险管理的购售电量决策和政府年度市场交易方案制定提供依据㊂关㊀键㊀词:售电公司;购售电量结构;条件风险价值;最优决策模型D O I :10.19781/j .i s s n .1673-9140.2022.04.001㊀㊀中图分类号:TM 863㊀㊀文章编号:1673-9140(2022)04-0003-10O p t i m a l d e c i s i o nm o d e l a n d a p p l i c a t i o no f e l e c t r i c i t yp u r c h a s i n g an d s e l l i n g o f e l e c t r i c i t y r e t a i l e r i n e l e c t r i c i t y ma r k e t T A N G Y a n g 1,L I U Y i f e n g 1,WA N GJ i n g 1,G A O X i o n g 1,Y EZ e 2,C H E N L e i 3,L I U C h a n g2(1.S t a t eG r i dH u b e i E l e c t r i cP o w e rC o .,L t d .,W u h a n430077,C h i n a ;2.S c h o o l o fE c o n o m y &M a n a g e m e n t ,C h a n g s h aU n i v e r s i t y of S c i e n c e&T e c h n o l og y ,Ch a n g s h a 410114,C hi n a ;3.S c h o o l o fE l e c t r i c a l&I n f o r m a t i o nE n g i n e e r i n g,C h a n g s h aU n i v e r s i t y o f S c i e n c e&T e c h n o l o g y ,C h a n gs h a 410114,C h i n a )A b s t r a c t :T h e p h e n o m e n o no f r e s i g n i n g a n n u a l c o n t r a c t s i nC h i n am e d i u m -t e r ma n d l o n g -t e r me l e c t r i c i t y m a r k e t h i gh -l i g h t s t h e t h e o r e t i c a l a n d p o l i c y i s s u e s o f o p t i m a l p o w e r c o m b i n a t i o n d e c i s i o nm a k i n g b y m u l t i p l e i n v e s t o r s c o n s i d e r i n gr i s k f a c t o r s i n2021.B a s e do nt h e i n d e p e n d e n td e c i s i o n m a k i n g f o r p o w e r p u r c h a s e i n w h o l e s a l e m a r k e ta n dt a r i f f p a c k a g e s i n r e t a i lm a r k e t ,t h e d e c i s i o nm a k i n g m o d e l o f o pt i m a l p o w e r r a t i oo f p o w e r s a l e z b u s i n e s sb a s e do nc o n d i -Copyright ©博看网. All Rights Reserved.电㊀㊀力㊀㊀科㊀㊀学㊀㊀与㊀㊀技㊀㊀术㊀㊀学㊀㊀报2022年7月t i o n a l v a l u e a t r i s k(C V a R)i s c o n s t r u c t e df o r p o w e r c o m p a n i e s,n u m e r i c a l c a l c u l a t i o na n da n a l y s i sa r ec a r r i e do u t.A c c o r d i n g t o t h e t y p i c a l p o w e r p u r c h a s e a n d s a l e s b u s i n e s s s c e n a r i o f o r p o w e r c o m p a n i e s b a s e d o n t h e c u r r e n t p r o v i n-c i a l p o w e rm a r k e t,t h i s p a p e r p r o p o s e s a c o r r e s p o n d i n g r e v e n u e o r c o s t c a l c u l a t i o nm e t h o d;u s e sC V a Ra s t h e r i s k a s-s e s s m e n t i n d e x,a n d t a k e s t h e p u r c h a s e r a t i oo f d i f f e r e n t t r a d i n g v a r i e t i e s i n t h ew h o l e s a l em a r k e t a n d t h e s a l e s r a t i o o f d i f f e r e n t t a r i f f p a c k a g e s i n t h e r e t a i lm a r k e t a s t h e d e c i s i o n v a r i a b l e s.T h e o p t i m a l r e v e n u e-r i s k d e c i s i o nm o d e l a i m s t om a x i m i z e t h e r e v e n u e s.T h e i m p a c t o f t y p i c a l p o w e r t r a n s a c t i o n c o m b i n a t i o n s a n d d i f f e r e n t c o n f i d e n c e l e v e l s o n t h e s t r u c t u r e,r e v e n u e a n d r i s k s o f p o w e r t r a n s a c t i o n sb yp o w e r c o m p a n i e s i s c a l c u l a t e db y c o m b i n i n g t h e a c t u a l d a t ao f G u a n g d o n gp o w e rm a r k e t.T h e p a p e r a n a l y z e s t h e r e a s o n s f o r r e s i g n i n g c o n t r a c t sb a s e do n t h eo b j e c t i v em o d e l s a n d s i m u l a t i o n,a n d p r o v i d e s ab a s i s f o r i n v e s t o r s,i n c l u d i n gp o w e r c o m p a n i e s,t om a k e d e c i s i o n s o n p o w e r p u r c h a s e a n d s a l e s c o n s i d e r i n g r i s km a n a g e m e n t a n d t h e g o v e r n m e n t's a n n u a lm a r k e t t r a d i n g s c h e m e.K e y w o r d s:e l e c t r i c i t y r e t a i l e r;p o w e r p u r c h a s i n g a n d s e l l i n g s t r a t e g y;c o n d i t i o n a l v a l u e a t r i s k;r i s ka n a l y s i s㊀㊀国家发展改革委㊁国家能源局‘关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知(发改运行[2020]1784号)“(简称‘通知“)对2021年电力中长期交易提出了 大比例签 的要求,提出要充分发挥电力中长期合同的规避风险作用,各地政府主管部门要鼓励市场主体签订中长期合同特别是年度及以上中长期合同,结合实际确定2021年度及以上中长期合同签订工作目标,力争签约电量不低于前3年用电量平均值的80%,并通过后续月度合同签订保障中长期合同签约电量不低于前3年用电量的平均值90%~95%[1]㊂在2021年10月国家发展改革委出台‘关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知(发改价格[2021]1439号)后,各省根据文件精神迅速调整电力市场交易电价,对已签订的年度交易合同但在10月15日还未执行的燃煤发电机组电量,要求合同各方于11月5日前本着平等协商原则按照价格政策完成合同改签㊁换签和补签㊂中国2个半月的年度市场交易合同的改签㊁换签涉及数千亿千瓦时电量交易价格及市场主体利益的大幅度事后调整㊂由于短周期交易可以相对较好地规避这种风险问题,因此,也就提出了批发市场不同交易品种和零售市场不同电价套餐的最优交易电量或比例问题㊂售电公司通过批发市场从发电企业购入不同交易品种的电能,并在零售市场以各种电价套餐向用户转售电能并获取收益[2],在不同购入和售出价格下,售电公司必然寻求收益最大化的购售电量决策㊂当售电公司与发电企业按要求大比例签约年度交易电量合同后,如果燃料价格出乎预料地大幅度上涨,则月度市场交易价格和试结算运行现货市场交易价格相应大幅度提高,发电企业年度交易合同相应形成较大的价格风险,产生巨大风险损失㊂相反,如果燃料价格出乎预料地大幅度下降,则月度市场交易价格和试结算运行现货市场交易价格相应大幅度降低,售电公司年度交易合同相应形成较大的价格风险,产生巨大风险损失㊂因此,在批发市场大比例签约情况下,燃料价格等因素出乎预料地变化都会使市场主体承担价格风险及其损失㊂在这种情况下,为了规避市场主体价格风险,避免年度交易合同重签㊁改签等不规范行为发生,假设放开年度交易合同 大比例签 的要求,允许市场主体在批发市场和零售市场自主决策购售电量,市场主体最优购售电量决策问题不仅具有科学意义,其结果对当前市场交易组织也有重要参考价值㊂目前,国内外相关研究以一般市场环境下市场主体特别是售电公司运营模式及购售电价格㊁电量策略为主㊂文献[3-4]梳理和归纳了国外电力零售市场的发展现状,并针对几家典型的售电公司的购售电模式进行了分析;文献[5-6]研究了电动汽车参与电力市场下售电公司的最优购售电策略;文献[7]采用期望 方差法构建了不考虑风险因素,仅考虑风险因素㊁兼顾风险与收益因素3种场景下供电公司的最优购电模型;文献[8]将分布式电源与可调节负荷引入售电公司的优化调度策略,构建了以售电公司日利润最大为目标的优化调度模型,但并未考虑多时间尺度的购售电模式;文献[9]利用心理学方法建立了用户对售电主体及用电合同的选择行为模型,提出了考虑可中断负荷参与的售电公司营销策略;文献[10]计及可再生能源㊁分布式电源及储能等购电来源,提出了针对售电公司多类型售电合同的4Copyright©博看网. All Rights Reserved.第37卷第4期汤㊀旸,等:电力市场售电公司最优购售电量决策模型及其应用定价方法,但忽略了可再生能源的购电成本;文献[11]将用户侧负荷作为平衡资源,并综合考虑可中断负荷㊁电量收购等需求响应项目效益,提出了计及售电公司收益㊁风险与用户满意度的多目标优化模型;文献[12]通过挖掘用户需求响应的潜力,构建了以售电公司利益最大为上层目标,用户用电效用最大为下层目标的售电公司购售电双层优化模型;文献[13-14]在计及多时间尺度购电业务与差异化售电模式的基础上,以条件风险价值为购售电风险计量指标,建立了以售电公司购售电收益最大为目标的综合决策模型㊂上述文献为本文研究提供了收益 风险模型的设计思路与风险计量工具的选择依据,但没有考虑和专门研究当前市场环境下市场主体针对价格风险的最优购售电量结构决策问题㊂本文把当前中国中长期市场交易的价格风险管理和决策问题提炼为基于价格风险的售电公司最优购售电量决策问题,希望通过考虑风险程度的市场主体最优购售电量决策结果,揭示年度交易电量签订比例的客观规律,为中长期市场交易提供政策依据㊂首先,假设目前售电公司的市场环境为在购电侧通过中长期市场与现货市场购电,其中中长期市场包括年度市场与月度市场;在零售市场,售电公司按固定价格㊁价差分成和佣金制3种模式与用户交易;其次,逐一对3种电价套餐的收入与3种购电交易的成本建模分析,建立售电公司购售电总收益计量模型;再次,以条件风险价值为风险度量指标,以售电公司购售电收益最大为目标函数,构建计入风险的售电公司购售电量最优决策模型;最后,通过算例得出售电公司购售电量的最优决策,分析不同购售电模式与置信水平对于售电公司购售电电量结构㊁收益及风险的影响及其政策意义㊂1㊀售电公司购售电业务分析目前,市场环境下中国售电公司经营业务可简单分为购电侧和售电侧业务两大类㊂以目前省级现货市场试点省售电公司购售电业务为基础,售电公司具体业务如图1所示㊂在中长期交易与现货交易并存的市场体系下,假设售电公司购电侧业务分为年度交易㊁月度交易和现货市场3种,售电公司设计固定价格模式㊁价差分成模式和佣金制3种电价套餐供用户选择㊂售电侧电力流资金流图1㊀购售电业务模式F i g u r e1㊀M o d e l s f o r e l e c t r i c i t yp u r c h a s i n ga n d s e l l i n gb u s i n e s s2㊀C V a R方法风险价值(v a l u e a t r i s k,V a R)是重要的金融风险衡量方法,表示在一定的置信水平α下,某种投资组合可能面临的最大损失,可表示为P r(ΔPɤB V a R)=α(1)式中㊀ΔP为某种投资组合市场价值的变化;B V a R 为某种投资组合可能面临的最大损失;α为给定的概率㊂V a R作为风险计量方法具有清晰㊁简洁的优点,但是,理论上不满足凸性与次可加性,而且计算结果不够稳定㊂由于电力市场交易电量规模巨大,不稳定的风险计量经过电量放大后可能产生市场主体无法接受的风险损失㊂现货市场模式下电力市场交易不断发生,市场主体的风险态度一般倾向于保守,因此,这种方法虽然揭示了风险本质问题,但是不适用于电力市场风险计量㊂为了弥补风险价值方法的上述不足,U r y a s e v 与R o c k a f e l l e r提出了条件风险价值(c o n d i t i o n a l v a l u e a t r i s k,C V a R)的概念㊂是指投资组合的收益小于风险价值的条件均值,即计量了一定置信水平下所有收益小于风险价值或损失的平均值㊂该平均值大概率地锁定了电力市场交易的最大风险,特别适合于交易规模偏大的电力市场交易价格风险的计量和具有风险保守倾向的电力市场主体㊂在给定的置信水平α下,收益的条件风险价值5Copyright©博看网. All Rights Reserved.电㊀㊀力㊀㊀科㊀㊀学㊀㊀与㊀㊀技㊀㊀术㊀㊀学㊀㊀报2022年7月为[15]B C V a R(π(x,y))=E[π(x,y)|π(x,y)ɤB V a R](2)其中,π(x,y)表示与x㊁y相关的收益函数,x表示决策向量,y表示随机向量,用来衡量影响收益的不确定性,例如市场价格㊁需求等㊂由于B C V a R中包含B V a R函数,难以直接处理㊂借鉴文献[16-17]的方法,将式(2)转化为B C V a R(π(x,y))=m a x[θ+1αE[(π(x,y)-θ)-](3)其中,(π(x,y)-θ)-=m i n[0,π(x,y)-θ],θ为使得式(3)取得最大值时的B V a R值㊂3㊀售电公司购售电收益分析假设售电公司仅开展购售电业务㊂售电公司在零售市场从用户取得售电收入,在电力批发市场支付购电成本,两者的差构成售电公司购售电业务收益[18-20]㊂3.1㊀售电公司售电收入分析由文1可知,售电公司通过固定价格模式㊁价差分成模式及佣金制向用户售电,从而获取相应的收入㊂固定价格模式是指售电公司与电力用户双方以事先确定的某一数值的固定价格,在一定时期内签订售电合同㊂售电公司通过该模式获取的收入为S1=ðI i=1k s p,i P s p,m e a n,i Q(4)式中㊀I为用户种类;k s p,i为售电公司通过固定价格模式与第i类用户交易的售电比例,0ɤk s p,iɤ1; P s p,m e a n,i为售电公司通过固定价格模式与第i类用户交易的售电价格均值;Q为售电公司的日售电量,与日购入电量相等㊂为了集中研究最优电量结构问题,本文假设电力市场每日负荷需求与供给曲线相同,每日购售电量相同㊂日购售电量与相应周期时间长短的乘积即为年㊁月购售电量㊂考虑到目前国家相关文件中对年度交易电量合同签订比例的要求,为强化模型结果的政策解释效果,本文电量决策变量采用不同交易品种电量的比例值㊂价差分成模式是指将实际交易价格与目录电价的价差用户售电公司2/3㊁1/3分成其中,目录电价指不参与市场执行国家规定的电价㊂不同用户可能执行不同的目录电价制度(两部制或一部制)和电价水平,本文假设只有一类用户和一个平均目录电价水平㊂售电公司通过价差分成模式获取的收入可表征为S2=ðI i=1k d p,i P d p,m e a n,i Q(5)式中㊀k d p,i为售电公司通过价差分成模式与第i类用户交易的售电比例,0ɤk d p,iɤ1;P d p,m e a n,i为售电公司通过价差分成模式与第i类用户交易的售电价格均值㊂佣金制的价格是实际交易价格与佣金额度之和,实际交易价格按实际年度㊁月度交易和现货市场成交均价结算,而本文根据2020年广东电力市场售电公司净收益与交易电量的比值,确定佣金的收取比例㊂售电公司通过佣金制获取的收入为S3=ðI i=1k b p,i P b p,m e a n,i Q(6)式中㊀k b p,i为售电公司通过佣金制售电模式与第i 类用户交易的售电比例,0ɤk b p,iɤ1;P b p,m e a n,i为售电公司通过佣金制售电模式与第i类用户交易的售电价格均值㊂3.2㊀售电公司购电成本分析为满足用户的用电需求,假设售电公司只通过开展年度㊁月度及现货交易向发电企业购入电能㊂年度交易指售电公司与发电企业按固定价格签订的一年内购电合同㊂年度交易合同相对于月度交易合同和现货市场,能够规避短期市场交易价格波动的风险㊂售电公司通过年度交易需支付的购电成本为C1=k a t P a t,m e a n Q(7)式中㊀P a t,m e a n为年度交易价格均值;k a t为年度交易购电量占总购电量的比例,0ɤk a tɤ1㊂为平衡年度分月电量与用户月用电需求的差异,降低煤价波动等因素造成的电价波动风险,售电公司往往还会与发电企业签订以月为周期的合同,即月度购电合同㊂售电公司通过月度交易所支出的购电成本为C2=k m t P m t,m e a n Q(8)6Copyright©博看网. All Rights Reserved.第37卷第4期汤㊀旸,等:电力市场售电公司最优购售电量决策模型及其应用式中㊀P m t,m e a n为月度交易价格均值;k m t为月度交易购电量占总购电量的比例,0ɤk m tɤ1㊂为消除中长期电力交易与实时电能需求的偏差,售电公司往往还会参与现货市场交易,且目前中国电力现货市场已经开始试结算运行㊂售电公司在现货市场上的购电成本为C3=k s t P s t,m e a n Q(9)式中㊀P s t,m e a n为现货交易价格均值;k s t为现货交易购电量占总购电量的比例,0ɤk s tɤ1㊂3.3㊀售电公司购售电总收益作为中间商,售电公司与发电企业开展购电交易,并向用户提供不同类型的售电合同,通过赚取中间差价获取收益㊂因此,当购售电总量为Q时,售电公司的购售电总收益应为售电收入与购电支出之差: B=S1+S2+S3-C1-C2-C3(10) 4㊀基于C V a R的售电公司购售电收益 风险最优购售电量决策模型4.1㊀模型构建借鉴指标在金融行业的应用,本文使用指标对售电公司的购售电收益与风险进行分析,购售电风险计量模型为B C V a R(β)=B V a R(β)+1n(1-β)ðN n=1(L n-B V a R(β))+(11)式中㊀B C V a R(β)为总购/售电电量为Q时置信水平β下售电公司收益的条件风险价值;B V a R(β)为总购/售电电量为Q时置信水平β下售电公司收益的风险价值;N为样本点数量;L n为第n个样本点售电公司的购售电损失值;(L n-B V a R(β))+= m a x[0,L n-B V a R(β)]㊂基于文3中分析,以最大化售电公司购售电收益为目标,并保证收益的条件风险在可接受的风险水平内,建立购售电收益 风险优化决策模型,目标函数为F=m a x B(12)㊀㊀需满足的约束包括条件风险㊁购电比例及售电比例约束,分别为B C V a R(β)ɤη(13)k a t+k m t+k s t=1(14)k s p,i+k d p,i+k b p,i=1(15)其中,η表示售电公司可接受的风险水平㊂4.2㊀模型求解基于C V a R的售电公司购售电收益 风险最优决策模型是一个线性规划问题,决策变量为各交易品种购电合同与不同电价套餐售电合同的电量比例,本文借助M a t l a b编写相应的程序进行计算㊂5㊀算例分析5.1㊀算例描述根据文中分析,售电公司通过年度㊁月度和现货交易模式向发电企业购电,并通过固定价格模式㊁价差分成模式与佣金制向用户售电㊂各类购售电业务的价格均值与标准差均根据广东电力市场2019㊁2020年的实际交易数据计算得出,假设现货市场正常运行且全年按2020年5月试结算运行的结果运行,具体数值如表1所示㊂表1㊀售电公司购售电价格数据T a b l e1㊀E l e c t r i c i t yp u r c h a s e a n d s a l e p r i c e o fe l e c t r i c i t y r e t a i l e r项目业务类型价格/(元/(MW㊃h))均值标准差年度交易410.052.75购电月度交易425.8625.15现货交易343.89169.54固定价格模式417.050.00售电价差分成模式502.9880.56佣金制499.4760.42假设售电公司的日售电量规模分为3个等级a㊁b㊁c,且Q a=1500㊁Q b=1200㊁Q c=800MW㊃h,置信水平β取0.9,据此计算不同风险水平下售电公司的最大收益㊂5.2㊀现货市场模式下算例结果及分析由式(4)~(15)可知,不同风险水平下售电公司的最优购售电比例与总收益均不相同㊂不同风险水平下售电公司的日收益与日购售电量结构如表2所示,售电公司收益与日售电量㊁风险水平的关系如图2所示㊂当售电公司日售电量为Q a时,售电公司的7Copyright©博看网. All Rights Reserved.电㊀㊀力㊀㊀科㊀㊀学㊀㊀与㊀㊀技㊀㊀术㊀㊀学㊀㊀报2022年7月购电电量结构与风险水平的关系如图3所示,其售电电量结构与风险水平的关系如图4所示㊂表2㊀日售电规模为Q a 时售电公司购售电电量比例结构与收益T a b l e 2㊀T h e p r o po r t i o n s t r u c t u r e a n d i n c o m e o f p o w e r p u r c h a s e da n d s o l db y e l e c t r i c i t y re t a i l e r w h e n t h e d a i l ypo w e r s a l e s i s Q a B C V a R /万元购电比例/%k a tk m tk s t售电比例/%k s p,i k d p,i k b p,i B/万元00.4676.0823.4699.600.210.191.6225.9055.9238.1993.673.442.884.3140.7048.8450.4683.6310.206.176.9865.8140.7853.4170.411.8927.719.05818.3630.4151.2354.8642.912.2311.221027.3132.5840.1134.7440.0325.2412.54125.3012.1882.5238.1942.0419.7716.811427.0618.6254.3210.7944.4744.7417.261614.128.8677.024.9644.7650.2820.47180.000.00100.000.0032.3767.6323.51200.000.00100.000.0032.3767.6323.51252015105收益/万元Q aQ b Q c30252015105条件风险价值/万元图2㊀售电公司收益与日售电量、风险水平的关系F i gu r e 2㊀T h e r e l a t i o n s h i p b e t w e e n t h e i n c o m e o f e l e c t r i c i t y r e t a i l e r a n dd a i l y e l e c t r i c i t y sa l e s a n d r i s k l e v e l 10080604020购电比例/%年度交易月度交易现货交易30252015105条件风险价值/万元图3㊀日售电规模为Q a 时售电公司的购电电量结构与风险水平的关系F i gu r e 3㊀T h e r e l a t i o n s h i p b e t w e e n t h e p o w e r p u r c h a s e q u a n t i t y a n d r i s k l e v e l o f e l e c t r i c i t y re t a i l e r w h e n t h e d a i l ypo w e r s a l e s i s Q a 固定价格模式价差分成模式佣金制10080604020售电比例/%30252015105条件风险价值/万元图4㊀日售电规模为Q a 时售电公司的售电电量结构与风险水平的关系F i gu r e 4㊀T h e r e l a t i o n s h i p b e t w e e n t h e p o w e r s a l e s q u a n t i t y a n d r i s k l e v e l o f e l e c t r i c i t y re t a i l e r w h e n t h e d a i l ypo w e r s a l e s i s Q a 综合表2㊁图2~4,分析结果如下㊂1)售电公司购售电量比例结构和收益受售电公司条件风险即售电公司可接受的风险损失水平的直接影响㊂随着条件风险的增加,购售电量结构比例会发生很大的变化,如年度㊁月度交易电量比例在条件风险为零时分别高达0.46%㊁76.08%,但在条件风险值达到18万元时,2个比例均减至0㊂因此,市场主体的风险态度对购售电量比例最优决策有很大的影响㊂目前,中国售电公司按产权结构主要分为国有和私有售电公司2种,其中以国有售电公司为主㊂假设国有售电公司是风险喜好的,私有售电公司是风险厌恶的,则在国有售电公司为主体的情况下,市场主体自主决策签约年度和月度电量的比例很低㊂相对于风险厌恶的私有售电公司,在年度和月度电量之间,明显愿意签约月度交易电量㊂零售市场交易电量比例也随市场主体可接受的风险损失水平而呈现出明显的差异,根据,零风险损失的私有售电公司选择固定价格合同售电的比例高达99.60%,而可接受最大条件风险的国有售电公司选择佣金制售电的比例为67.63%㊂2)在目前市场环境下,随着条件风险的增加,售电公司年度交易购电比例先增大后减小,但最大比例也只有27.31%,与‘通知“中80%的要求有很大的差距㊂相比而言,月度市场交易电量比例随着条件风险的增加而逐渐减少,最大值为76.08%;现货市场购电比例则相反,随着条件风险的增加而逐渐增加,最大值为100%㊂这个结果说明,在不同风险8Copyright ©博看网. All Rights Reserved.第37卷第4期汤㊀旸,等:电力市场售电公司最优购售电量决策模型及其应用水平下,市场主体可能选择高比例的月度交易电量,也可能选择高比例的现货市场交易电量,但就是不会选择高比例的年度市场交易电量㊂与售电侧不同电价套餐的售电比例随着条件风险的递增也呈现规律性变化,主要表现为由固定价格向价差分成㊁佣金制模式并存转变㊂3)购电电量结构㊁条件风险与售电公司风险收益的关系㊂首先,条件风险与售电公司的风险收益有正相关关系㊂表2显示,随着条件风险的增加,售电公司收益也相应增加,符合风险与收益并存的基本原理;图2揭示,当条件风险达到一定值后,售电公司风险收益也相应稳定在一个确定的水平,对应的最小条件风险值具有最优值的决策意义,即售电公司冒适度风险即可获得最大收益;图2中拐点可称为售电公司的收益 风险均衡点,当日售电规模分别为Q a ㊁Q b ㊁Q c 时,最大收益分别为23.51㊁18.81㊁12.54万元㊂其次,相比之下,购电电量结构与风险收益的关系并不明确,或者说不存在最优的购售电量比例结构㊂图3揭示,年度交易电量比例与条件风险呈现正相关关系,而月度交易电量比例与条件风险呈现负相关关系,现货市场电量比例与条件风险的相关关系较小且不确定;图4揭示,固定价格模式与条件风险呈负相关关系,而价差分成与佣金制则与条件风险呈正相关关系㊂4)置信水平的影响分析㊂置信水平间接地反映了售电公司的风险偏好程度㊂在现货市场模式下,不同置信水平时售电公司收益与条件风险的关系如图5所示㊂图5㊀日售电规模为Q a 时售电公司的总收益与风险水平、置信水平的关系F i gu r e 5㊀T h e r e l a t i o n s h i p b e t w e e n t h e t o t a l i n c o m e o f t h e e l e c t r i c i t y re t a i l e r a n d t h e r i s k l e v e l a n d c o nf i d e n c e l e v e l sw h e n t h e d a i l ypo w e r s a l e s i s Q a 由图5可以看出,随着置信水平的降低,相同风险承受能力下售电公司收益不断上升,揭示了售电公司风险偏好程度与收益正相关的关系㊂在相同的置信水平下,随着条件风险的增大,售电公司收益也在不断提高㊂值得注意的是,算例结果揭示出售电公司风险偏好㊁承受能力2个指标都与收益正相关(表1),与本文算例中的参数假设特别是现货市场价格明显低于年度和月度市场交易价格有关,并不符合一般经济规律㊂5.3㊀中长期市场模式下算例结果及分析目前,中国电力现货市场仅在部分省试点建设和运行,当假设售电公司购电业务中无现货市场购电业务时,相应的市场模式就是目前中国各省中长期市场模式㊂在现货与中长期市场模式下,售电公司不同售电规模下条件风险与收益的关系如图6所示,其中带五星曲线表示中长期市场模式下条件风险与收益的关系,带圆圈曲线表示现货市场模式下条件风险与收益的关系㊂从图6中可以看出,在不同电量规模下,虽然2个市场模式下的风险 收益所呈现的拐点规律相似,在条件风险小于收益 风险均衡点之前,任一售电规模下售电公司的风险承受能力与收益成正比,但是,在相同电量规模下,一定条件风险下现货市场模式下售电公司的收益值明显大于中长期市场模式下的售电公司收益值㊂这个结果说明,现货比中长期市场模式对售电公司更有利,这与本文参数假设中采用2020年5月广东现货市场试运行交易价格有关㊂Q aQ b Q cQ a （k st =0）Q b （k st =0）Q c （k st =0）252015105收益/万元30252015105条件风险价值/万元图6㊀现货市场与中长期市场下售电公司收益随风险水平的变化对比F i gu r e 6㊀C o m p a r i s o no f t o t a l i n c o m e o f e l e c t r i c i t y r e t a i l e r u n d e r d i f f e r e n t r i s k l e v e l su n d e r s po tm a r k e t a n d m e d i u ma n d l o n g-t e r m m a r k e t 9Copyright ©博看网. All Rights Reserved.电㊀㊀力㊀㊀科㊀㊀学㊀㊀与㊀㊀技㊀㊀术㊀㊀学㊀㊀报2022年7月当售电公司日售电量为Q a时,售电公司的购售电电量比例结构与收益如表3所示,可以看出,中长期与现货市场模式下购售电量比例㊁条件风险和收益三者之间关系的差异㊂表3㊀日售电规模为Q a时售电公司购售电电量比例结构与收益(k s t=0)T a b l e3㊀T h e p r o p o r t i o n s t r u c t u r e a n d i n c o m e o f p o w e rp u r c h a s e da n d s o l db y e l e c t r i c i t y r e t a i l e rw h e nt h e d a i l yp o w e r s a l e s i s Q a(k s t=0)B C V a R/万元购电比例/%k a t k m t k s t售电比例/%k s p,i k d p,i k b p,iB/万元00.7699.240.0081.4818.270.251.08 26.3993.610.0065.2733.281.453.30 45.4394.570.0046.1952.801.015.74 650.0349.970.0043.6930.5325.776.99 856.4243.580.0027.6838.3333.999.16 1060.1739.830.0011.2042.9045.8911.31 1289.9210.080.000.9537.9261.1213.26 14100.000.000.000.0033.8366.1713.59 16100.000.000.000.0033.8366.1713.59 18100.000.000.000.0033.8366.1713.59 20100.000.000.000.0033.8366.1713.59 1)中长期市场模式下年度和月度交易的购电比例随售电公司可接受的风险损失程度也呈现明显的差异㊂当条件风险值ɤ4万元时,售电公司主要采用月度交易购电,选择固定价格模式售电;而随着条件风险的逐步递增,固定价格售电比例㊁月度交易购电比例逐渐降低,年度交易购电比例㊁价差分成模式与佣金制售电比例依次增大㊂当条件风险值ȡ14万元时,售电公司完全采用年度交易购电,通过价差分成㊁佣金制模式售电,且购售电比例和最大收益均保持不变㊂2)相比于现货市场模式下购售电量比例转换的条件风险,中长期市场模式的条件风险明显更低,即更容易发生购电量比例结构转换㊂比较表2㊁3㊁图3,在相同的日购电量规模下,现货市场模式下购电量结构发生转换的条件风险值大约在10万元左右,而中长期市场模式下购电量结构发生转换的条件风险值仅为大约6万元㊂售电侧售电套餐转换的条件风险也类似降低㊂3)在中长期市场模式下,售电公司相同条件风险下的收益降低㊂由于参数假设中现货市场价格低于年度和月度交易价格,故在中长期市场模式下,不同条件风险下售电公司的收益普遍低于现货市场模式下售电公司的收益,绝对差值随条件风险值增加而增加,但相对差值呈现由大到小然后再逐渐增大的规律㊂6㊀结语本文针对当前中国电力市场年度交易中存在的价格风险问题,以国家相关政策为背景,在计及售电公司参与多类型购售电交易的基础上,以条件风险价值为风险评估指标,构建了以收益最大为目标,以购售电量比例为决策变量的售电公司购售电收益 风险决策模型㊂仿真算例以广东电力市场运行数据为基础,重点分析了不同条件风险下售电公司收益最大化的最优购售电量比例及其相互关系,得出如下结论㊂1)无论是在现货还是中长期市场模式下,不同风险承受能力和风险偏好下的售电公司的最优购电电量比例虽然有所差异,但是,大比例主要集中在月度和现货市场电量中,大比例签约年度市场交易电量不是售电公司的最优选择㊂进一步分析,风险承受能力较小的售电公司会选择大比例签约的月度市场电量,而风险承受能力较大的售电公司会选择大比例签约现货市场电量㊂售电侧不同电价套餐的售电比例随着条件风险的递增也呈现规律性变化,主要表现为由固定价格向价差分成㊁佣金制模式并存转变㊂2)市场主体风险承受能力与收益呈正相关,但存在收益与条件风险的拐点㊂与市场模式无关,随着条件风险的增加,市场主体选择最优购售电量比例使收益增加;当收益增加到一定程度后会相对稳定,即使条件风险增加也不会增加收益㊂因此,收益稳定时最小的条件风险即是售电公司的最优风险损失水平㊂01Copyright©博看网. 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智慧供电所建设解决方案目录一、前言 (3)1.1 编写背景 (3)1.2 解决方案目的 (4)二、智慧供电所建设目标 (5)2.1 提升供电所信息化水平 (7)2.2 优化供电服务质量 (7)2.3 降低供电成本 (8)2.4 提高供电所管理水平 (9)三、智慧供电所建设内容 (10)3.1 电力设备智能化 (11)3.1.1 智能电表 (13)3.1.2 高压开关柜智能操控系统 (14)3.1.3 变压器智能监控系统 (15)3.2 供电所信息化管理 (16)3.2.1 供电所信息化平台建设 (17)3.2.2 供电所数据分析与管理 (18)3.3 供电服务优化 (19)3.3.1 个性化供电服务 (20)3.3.2 供电故障快速定位与修复 (21)3.3.3 客户需求响应机制 (22)3.4 供电所运维与管理现代化 (23)3.4.1 设备设施精细化运维 (25)3.4.2 人员管理规范化 (26)3.4.3 作业流程标准化 (26)四、智慧供电所技术架构 (27)4.1 数据采集与传输层 (29)4.2 数据处理与分析层 (31)4.3 决策支持与应用层 (32)五、智慧供电所实施步骤 (33)5.1 制定实施方案 (35)5.2 硬件设备采购与安装 (36)5.3 软件系统开发与测试 (38)5.4 系统上线与运维 (39)六、智慧供电所效益评估 (40)6.1 经济效益评估 (41)6.2 社会效益评估 (43)七、结语 (44)7.1 解决方案总结 (45)7.2 后续工作建议 (46)一、前言随着科技的不断进步和电力市场的日益开放，供电行业正面临着前所未有的挑战与机遇。
为了提高供电可靠性和服务质量，降低运营成本，增强企业竞争力，智慧供电所建设已成为当前电力行业的重要发展趋势。
智慧供电所是指通过运用先进的信息技术、通信技术和物联网技术，对供电所进行智能化改造，实现供电设备的远程监控、数据分析和智能运维，从而提升供电所的运营效率和客户满意度。
