发挥电力支撑作用服务经济社会发展
回眸改革开放40年的发展历程，特别是2002年南方电网公司成立以来，云南电力从小到大，由弱变强，电力资源的开发从小江小河走向大江大河，从小机组、小电厂、小电网走向大机组、大电厂、大电网、超高压，开辟了省内、省外、国外三个电力市场，云南电力实现了历史性跨越和腾飞，为云南经济发展和社会进步作出了重大贡献。党的十八大以来，南方电网云南电网公司牢固树立“四个意识”，坚决贯彻党的理论和路线方针政策，砥砺奋进，充分发挥基础产业的支撑作用，坚定不移服务云南经济社会发展，再次实现了新跨越。
坚持科学发展为云南经济社会发展提供强有力的电力支撑
党的十一届三中全会后，以经济建设为中心的工作重点的确立以及“西部大开发”“西电东送”等政策的出台，为云南电力工业的发展提供了难得的机遇。1985年12月，云南首台10万千瓦高温高压机组在小龙潭电厂1号机组并网发电，全省装机容量突破200万千瓦，标志着云南电力工业跨出向大机组、新技术高度的第一步。1979～2012年先后建成了鲁布革水电站、漫湾水电站和小龙潭电厂、普坪村电厂节能改造等多项重大电源工程，由此掀开了上世纪80年代“两水两火”齐头并进的序幕，云南电力建设规模达295万千瓦，开始了由小电厂、小机组向大电厂、大机组的飞跃。1978～2006年全省发电量年均增长率达10%。改革开放40年来，云南电力发展势头强劲，全省装机容量连续跃上1 000万、3 000万、5 000万、8 000万千瓦。2016年，全省装机容量增至8 112万千瓦，列全国第6。截至2018年6月底，全省装机容量突破9 000万千瓦，达到9 070万千瓦，与“十二五”末相比，增幅达14.59%。
随着电源建设的不断提速，电网网架结构也在不断优化。滇南与滇中地区电网的并列运行形成了以昆明为中心、统一的电网。随着漫昆输变电工程的全部建成，电压等级实现了220千伏向500千伏的跨越，进入了超高压、大电网时代。
南方电网公司成立以后，南方电网云南电网公司坚持发展才是硬道理，始终把发展作为第一要务，实现了历史性跨越。至2008年底，220千伏及以上骨干电网覆盖全省所有州(市)。2010年，我国特高压直流输电自主化示范项目、世界第一个±800千伏特高压直流输电项目——云南至广东±800千伏特高压直流输电工程竣工投产，标志着我国占领了世界直流输电领域的一个制高点，电压等级、电力技术、装备制造及电网建设均上新水平、新台阶，输变电技术管理水平进入世界领先行列。特别是党的十八大以来，南方电网云南电网公司按照适度超前的原则，加大电网建设改造力度，2011年以来建成了“三横两纵一中心”的500千伏主网架大格局，220千伏骨干电网覆盖全省16个州(市)，供电营业区覆盖了全省96%的县区和95%的乡镇，最大送电能力达3 115万千瓦，并经受住了云南电网与南方四省区电网异步联网运行的考验，实现了全国乃至全世界最大规模、最为复杂的异步联网运行，连续21年确保了大电网安全稳定运行，构建了容量充足、结构合理、调度灵活、安全可靠的现代化大电网，服务云南经济社会发展的能力显著增强，电网实现跨越式发展。
坚持全面深化改革为云南电力跨越式发展注入强大动力
党的十一届三中全会后，云南在电力建设投资方面不断尝试投资主体多元化、多家集资办电的新模式。鲁布革电站项目在国内开创了利用世界银行贷款建设电站的历史，同时在电站建设过程中确立了以业主负责制、建设监理制和招标承包制为主要内容的建设管理体制，由此在全国电力建设中掀起了“鲁布革冲击”。1984年12月21日，水利电力部和云南省人民政府合资建设漫湾水电站，双方签订部、省合资协议，指定云南省电力工业局为漫湾水电站建设的业主，签订投资包干合同，创建了投资省、工期短、效益好的“漫湾模式”，开创了我国首个部省合资建设大型水电站的历史。1994年11月20日，国家能源投资公司(后改为国家开发投资公司)、云南红塔集团、云南省开发投资有限公司、云南电力公司出资组建了大朝山有限责任公司，成为全国首个按现代企业制度要求建设的股份制电力企业。非电力企业的红塔集团参与建设大朝山电站，开创了我国跨行业企业直接投资建设大型电站的先例，“大朝山模式”为加快电力建设步伐创造了新经验。
伴随着国家电力体制改革的推进，地方农电管理体制改革也在同步探索和推进中。上世纪90年代初，一批县电力公司、地区电力公司先后实现代管。至1999年，云南省全面启动农电“两改一同价”工作，使云南农电管理体制改革取得历史性突破。
2010年，南方电网云南电网公司建立了省、州(市)、县三级管理体系，提前完成“一张网、全覆盖”的改革目标。至2017年，南方电网云南电网公司与保山市就实现保山地方电网厂网分开、220千伏及以上电网建设运维等达成共识，共同组建的保山工贸园区配售电公司正式挂牌成立，打通了云南电力体制改革“最后一公里”，有力支撑云南电力跨越式发展。
2015年，云南成为国家首批电力体制改革综合试点省份及国家首批输配电价改革试点省份。南方电网云南电网公司结合地域及地方经济发展实际，持续深化电力市场改革，搭建了公开透明、功能完善的电力交易平臺，形成“中长期交易为主，日前短期交易为补充”的电力直接交易“云南模式”，并得到国家发展改革委面向全国推广。2017年省内市场化交易电量突破700亿千瓦时，同比增长19%，市场规模连续3年呈两位数增长，云南省大工业平均用电价格由改革前的每千瓦时0.522元下降至0.414元，平均电价水平由改革前的全国倒数第5位下降至倒数第2位，累计为企业降低用电成本超过215亿元，是除税费外降成本的最大贡献者。积极配合推进输配电价改革，通过严格的成本监审，核减公司输配电成本每年31亿元，核定2016～2018年首个监管周期平均输配电价为0.146元/千瓦时，比原核定目录电价降低0.0165元/千瓦时，从电网环节最大程度挖潜并降低了企业用电成本。
坚持优化资源配置为云南资源优势转化为经济优势做出突出贡献
云南能源资源丰富，全省水电资源蕴藏量达1.04亿千瓦，居全国第2位;煤炭、太阳能、风能等资源也十分丰富。随着云南电力工业的迅速发展，云南省内电力市场已得到满足，为进一步将云南的资源优势转变为经济优势，云南从20世纪80年代就开始了与广东的能源合作，1988年6月，能源部、能源投资公司、广东、云南两省四方签署了《关于合作开发云南能源向广东送电的协议》。1993年8月，云南通过220千伏鲁天线首次向广东输送季节性电能5.47亿千瓦时，开始了云南“西电东送”战略的实施。
党的十八大以来，南方电网云南电网公司认真贯彻西部大开发和“西电东送”战略，不断加快“西电东送”大通道建设，先后投产了普侨、牛从、金中、永富、鲁西等8条西电东送直流大通道，西电东送通道能力由2012年的1 055万千瓦提高至2017年的3 115万千瓦，西电东送电量由2012年的418亿千瓦时提高到2017年的1 242亿千瓦时，较2012年翻了一番，年均增长24.3%。2016年，西电东送电量首次突破1 000亿千瓦时大关，首次超过省内售电量，占到南方电网西电东送总电量的56%。截至2018年6月底，全省西电东送累计电量突破了7 000亿千瓦时，达到7 277亿千瓦时。通过西电东送，有力地拉动了省内能源开发和经济增长，为国家优化资源配置，推动云南经济社会发展做出了突出贡献。
結合云南特有的地理优势和区位优势，南方电网云南电网公司认真贯彻落实国家“一带一路”倡议及南方电网公司“走出去”战略，不断拓展境外电力市场。自2004年9月实现110千伏向越南送电以来，云南电网通过1回500千伏、5回220千伏、1回115千伏线路、1回110千伏线路与缅甸、越南、老挝等周边国家实现电网互联互通，累计向境外送电362亿千瓦时。2018年上半年，累计向相邻的越南、老挝送电13.51亿千瓦时，同比增长13.54%。“云电外送”大通道成为继公路、铁路、航运之外我国连接大湄公河次区域的“第四经济大通道”，电力也成为云南省出口贸易中的第三大类出口商品，为云南资源的优化配置和可持续发展打下了良好的基础。
坚持绿色发展守护云南绿水青山
党的十一届三中全会后，云南省委、省政府提出了把以水电为主的电力产业建设作为全省新的支柱产业的构想，并在“十五”计划纲要中予以明确，有力促进了云南水电建设开发。1993年，历经8年建设，云南首座百万千瓦级水电站——漫湾水电站第一台机组并网发电，拉开了开发大江大河建设澜沧江梯级电站的序幕。2001年云南澜沧江水电开发有限公司成立，大朝山水电站首台机组发电，云南电力工业总产值首次突破100亿元。随着小湾糯扎渡等澜沧江流域水电站和向家坝、溪洛渡等金沙江流域水电站的先后投产，云南省大江大河水电资源的开发进入了一个崭新的历史时期，云南以水电为主的电源结构正式形成。
党的十八大以来，南方电网云南电网公司充分发挥云南省得天独厚的区位优势和资源禀赋，全面促进富余水电消纳，尤其2017年以来，云南水电消纳得到国务院领导的高度重视，国家发改委、国家能源局和南方电网公司先后出台10条、20条措施促进水电消纳，2017年云南水电在来水大幅好于预期的严峻形势下，实现“一升一降”，即水能利用率同比提升2.4个百分点，弃水电量同比减少25.3亿千瓦时。目前，以水电为主的清洁能源装机占比达82.2%，远高于全国平均水平，清洁能源发电量占比97.36%，达到国际一流水平，以电力为基础的能源产业已成为全省仅次于烟草的第二支柱产业。
同时，南方电网云南电网公司坚持绿色低碳发展，主动推动能源结构优化，构建绿色消费模式。通过大力实施“以电代柴”“以电代煤”居民电能替代政策，推出全国首个居民电能替代用电套餐，全年为全省居民降低电费约10亿元。积极拓展电动汽车充电业务，建成“云南电网新能源汽车与充电设施公共服务管理平台”及配套“彩云充”手机APP，为广大车主提供充电“一站式”服务。积极响应“创新、协调、绿色、开放、共享”新发展理念，2018年3月26日，与中国铁塔云南分公司签署共享铁塔合作协议，在国内率先实现了省级电网企业和省级铁塔公司关于共享铁塔的战略合作模式。据初步测算，2018～2020年3年间，云南电网可共享6 277基杆塔(宏基站2 232个、微基站4 045个)资源用于加建通信基站，可减少重复建设成本2.78亿元，节约土地资源近4.08万平方米。
坚持以人民为中心让电网发展的成果惠及人民群众
作为处于公共服务行业、从事电力基础保障工作的驻滇央企，南方电网云南电网公司一直秉持“人民电业为人民”的宗旨，把“以客户为中心”的理念落实到生产、营销、规划、建设等各个环节，让人民群众共享电力改革与发展的成果。自1979年全省消灭了无电县以来，南方电网云南电网公司不计成本投入高，不求回报，大力开展农村电网建设。上世纪80年代后，投资建设了农网一期工程、农网二期工程、县域电网改造工程、完善西部地区农网工程、村村通电工程、30万无电人口通电等6项工程，通过一系列努力，促进了农村电网的快速发展，解决了1 600万人的用电问题。1998～2007年云南农网总投资达106.45亿元，总投资规模超过了建国以来的总和，大大缓解了城乡电网发展不平衡的问题。农网改造后，电价降至0.483元/千瓦时，惠及1 600万农村居民，累计减轻农民负担超过30亿元，农村经济快速发展。党的十八大以来，南方电网云南电网公司积极服务乡村振兴战略，加快农网改造升级，补齐农村电力普遍服务短板，2017年9月，全面完成国家安排实施的贫困村通动力电工程建设，实现全省17 697个自然村100%通动力电。农网供电可靠率、综合电压合格率、乡村户均配变容量分别由2012年的98.727%、93.959%、1.25千伏安/户提高至2017年的99.744%、97.757%、1.89千伏安/户。客户可感知的年平均停电时间由2012年的111.82小时下降至2017年的22.4小时，降幅达79.7%，农村居民农业生产用电问题基本解决，生活用电得到较好保障。
党的十八大以来，面对云南贫困程度深、贫困面大的现实问题，南方电网云南电网公司坚持把扶贫攻坚作为重要的政治责任，积极发挥驻滇央企的表率作用，结合公司的行业特点和行业优势，全力推进扶贫攻坚工作。通过深入推进行业扶贫，2016～2017年，公司累计投资84.2亿元用于供电辖区内84个贫困县电网建设，实现搬迁群众“入住一户、通电一户”。2012年以来累计投资310亿元持续推进农村电网发展，2017年84个贫困县供电可靠率達99.459%。同时深入推进定点扶贫， 2016～2017年，新增定点扶贫资金2 900万元，帮助贫困村发展特色种养殖业，建设村庄道路、饮水工程，培养专业技术人才，壮大农村集体经济。成立维西县特色农业扶贫开发有限公司，2016～2020年计划投资3 600万元，通过“公司+基地+农户(合作社)”的运营模式，累计销售额达500余万元，今年初订单已达1 000余万元。创新教育扶贫模式，招收来自45个贫困县区的288名学生开展教育扶贫。采用“送教上门”方式，两年内完成维西县10个乡镇约1 000名农村劳动力培训，促进转移就业。公司连续9年被评为云南社会扶贫工作先进集体，并获评2017年度云南省扶贫考核、省级行业扶贫考核最高等级——“好”。
面对新时代人民追求美好生活对电力服务的更高要求及客户服务的提档升级，南方电网云南电网公司积极推进营销管理、技术和服务创新，切实满足客户多元化、个性化的用电需求。开展客户受理免填单、标准化供电方案免审批、标准化设计免审批的“三免”服务，完善业扩报装快速响应机制，提升效率，让客户早用电、用好电。大力推行“互联网+”电力服务、智能用电技术及大数据应用技术，非现金缴费比例从64.7%提升到88.6%，低压集抄覆盖率从20.8%提升到75.2%，智能电表覆盖率从84.3%提升到97.5%，切实让人民群众融入更加优质的用电体验中。成立省级客户服务中心，加强客户分群管理，健全客户问题处理的追责、考核、通报和“说清楚”机制，推动客户问题首次解决，客户满意度不断提升。2017年12398投诉量由年初的全国第9下降到年底的全国第22，获国家能源局表扬。公司在云南省十大公共服务行业公众满意度调查中实现“八连冠”。
站在改革开放40周年的新起点上，踏上新时代新的征途，南方电网云南电网公司将坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指引，深入学习贯彻落实党的十九大精神，紧紧围绕新时代南方电网的阶段性战略目标和党组治企兴企思路，以新作为推动公司实现更高质量的发展，努力开创改革发展新局面。
【摘要】传统的电力市场基于经济学的市场效率概念,对社会结构的影响分析有限。只有对目前基于经济学市场效率的市场分析方法作进一步的补充,站在电力市场整体的立场上,确立社会学分析的角度,才能更科学地看待电力市场的发展。
【关键词】社会学 结构 地区差异 电力市场
引 言
电力市场化改革的根本目的是提高效率。无论是在理论研究或是实践探索中,市场效率都被作为评价电力市场优劣的重要标准,从传统的经济学的角度分析,上述结论是正确的。然而,对电力市场制度的评估还应考虑其他一些因素,例如社会不同地区结构上的差异等因素,这些因素同样对电力市场的运行效果产生重要的影响。因此,有必要对目前基于经济学市场效率的市场分析方法作进一步的补充,确立社会学分析的角度,从而更科学地看待电力市场的发展。
我们知道,经济学的制度外部性是指一种经济制度对他人福利施加的未在市场交易中反映出来的影响。如果某个经济行为个体的活动使他人或社会受益,称为正外部性;如果某个经济行为个体的活动使他人或社会受损,则称为负外部性。因此,这种外部性的影响就会对社会活动的各个领域之间,包括政治、经济、文化和社会生活各个领域之间的相互联系产生作用。帕森斯的结构功能主义认为,在社会系统中,行动者之间的关系结构形成了社会系统的基本结构。社会角色,作为角色系统的集体以及由价值观和规范构成的社会制度,是社会的结构单位。
因此,无论是在“物与物交易关系”的背后看出“人与人社会关系”的马克思,还是强调人们的理解型的经济行动构造了市场的竞争关系与权力关系的韦伯,就实质而论,都是在单纯的交易关系、价格机制之外,看到了更多的社会要素,并且努力把这些要素与价格机制连接起来加以理解。
电力市场对社会结构的影响
社会结构,概括而言,就是社会各组成部分之间的关系网络。它是人类社会长期发展的产物,并伴随着人类社会的变迁而不断发生着变化。在一个现实的社会系统中,一切社会活动都是在一定的社会结构中运行的,任何单一部分的变动都会引起社会结构的变化并且受到社会结构变迁的制约,社会结构的变革最终成为社会变迁和发展的根本标志。电力市场与社会结构的关系可以用电力市场的制度外部性来解释。电力市场的制度外部性,是指当一个电力市场的覆盖范围内存在多个经济发展水平和电价承受能力有较大差别的地区时,组织跨地区的统一电力交易,将改变各地区的用电量和电价,这将影响各地的经济发展和人民生活,改变地方的社会结构。
跨地区统一电力交易可能扩大了地区间经济发展不平衡。跨地区电力市场统一交易的影响将作用于电价和用电量两个方面。首先,统一的市场交易会使各地区的上网电价逐渐趋同,经济较发达、发电成本较高的地区上网电价降低;经济欠发达、发电成本较低的地区上网电价升高。其次,经济欠发达地区和经济较发达地区的消费者对电价的承受能力存在着很大的差距,经济欠发达地区的电价升高,将迫使该地区的用电量减少,对该地区的人民生活和许多重要的工业生产造成不利的影响;而经济较发达地区的用电量随着电价的降低而增加,将获得更多的福利。
低成本发电商可能抬高报价,提高整体电价水平,而降低整体市场的效率。在跨地区电力市场的统一交易中,有经济较发达地区的发电企业的高成本电价作为参照,给了经济欠发达地区的低成本机组一定的提价空间。在这个空间内,即使提高报价,仍可获得期望的发电量。这种错误的激励将会提高整个市场中的电价水平,降低整个市场的效率。
基于以上两个方面的考虑,只有考虑社会结构的优化性,电力市场结构才能实现社会结构最优化。
研究设计:访谈社会结构的优化与电力市场结构的关系
为了更好地说明电力市场结构与社会结构之间的关系,笔者进行了一些访谈,访谈的对象皆为电力市场公众非常熟悉的专家,分别属于电厂、电网公司和电力系统的研究人员。访谈的题目如下:
一,您认为省级电力市场的存在基础及发展前景如何?
二,您认为当前电力市场的主要问题是什么,具体表现如何?
三,您认为构建统一开放的电力市场体系还有多长的路要走?
四,如何发挥电力市场中电网企业对电力消费和生产的引导作用?
五,如何发挥市场监管体系的作用?
六,您是如何理解电力市场结构中的企业权力?
针对第一个问题,大部分专家认为,目前我国电力市场中大部分的电力交易是在省级市场层面完成的,因此,省级市场是电力市场体系不可或缺的基础性市场,是电力市场体系的重要组成部分,打破区域间的壁垒将促进全国能源资源的优化配置。从我国能源资源的大范围优化配置的客观要求来看,省级电力市场不仅客观存在,而且发展潜力也非常大,而且是电力市场的基本市场。
针对第二个问题,专家们认为当前电力市场主要的问题有三方面。一方面电力市场的改革模式还不明确,包括厂网分开后遗留的问题。第二方面主要是主辅分离任务艰巨,输、配、售电是否各自独立运作?其复杂性可想而知,相应的管理也比较落后。第三方面,在电力市场建设上还存在不少问题,缺乏相应的激励机制和法规;缺乏长期的电力规划和明确的组织实施办法等。
针对第三个问题,专家们认为我们现在电力市场的体系还不完整,电力工业有垄断性特征,也有公用事业的开放性特征,这都增加了市场改革的艰巨性。其次,省级电力市场是客观存在的,各省级市场形成的市场运营规则均不一致,各方利益主体的矛盾仍然存在,缺乏公平公正的市场交易规则,这也不利于建立统一开放的全国电力市场,最保守还需5～10年时间。
针对第四个问题,专家们认为应强化电网企业在电力市场中对电力消费和生产的引导作用。比如,以电网规划引导资源规划,以消费引导电网规划就是方法之一;电网企业向社会提供无歧视的网络准入,允许市场化的输电网络投资机制的存在等;与电力市场机制相适应的价格联动机制还没有建立,发电侧通过竞价形成的市场价格波动,还不能通过销售电价传递到用户侧。需要考虑政府的限制权和社会福利等因素,同时引导可再生能源、环保、节能减排等激励措施的具体实施。
针对第五个问题,专家们认为市场监管很关键。如发电侧市场的监管体制还不完善;树立良好的监管形象和执法能力等,这都是处理好市场在电力资源配置中作用与改善市场监管的关系,处理好改革、发展、稳定、安全的关系,实现电力体制改革过程中电力行业内部各环节和谐发展以及电力行业和社会的和谐发展统一目标的途径。
针对第六个问题,专家们认为电力市场结构中企业权力的垄断性特征仍是较为显著。比如通过颁发用电许可证、电网企业间的电量购买、扩装、抄表计量、设备验收及检验中各工作环节中企业都不同程度上行使了权力。
设计市场规则时的考虑因素
综上,我们发现在进行电力市场规则设计的时候,一定要突出其建设的总体目标:保持电力工业长期稳定发展,电力供应应满足不断增长的社会需求,尤其是在我国这样经济高速增长的发展中国家,破除市场壁垒,优化资源配置,提高生产效率,降低成本,以发展与环境协调一致,建设最终为广大用户提供优质、多样化的电力产品服务的市场体系。在设计市场规划时,须考虑以下几点,
利益均衡机制不可或缺。电力市场的建立是为不同群体提供了表达和追求各自利益的平台,在已经建立的市场经济的基本框架下,需要建立不可缺少的利益均衡机制,考虑社会结构的变化带来的新课题。在社会结构的力量越来越处于活跃状态的情况下,电力体制改革的深化就是要在法律层面制定规则,重视电价形成机制和电价体系的研究,建立起一套规范、科学的政府监管与市场作用相结合的电价制度,将社会“公平”因素纳入改革的方向中,考虑竞争的各方整体利益的健康发展,同时满足环境保护的要求。比如,政府在制定电力市场研究方案时考虑发电商的权力形成因素,这样,才能在发电商正常经营的情况下,尽量使市场结构与社会结构相对称,满足社会福利最大化。
不同社会区域结构的影响。由于地区资源分配上存在差异,执行 “三公”基本规则,即公开、公平、公正时存在各地区具体特殊情况。在我国当前省间经济发展和电价水平存在较大差距的实际情况下,如何构建和谐的网厂关系,确定符合各区域市场运营规则特性的规则和对策,社会学完全可以在这方面取得研究成果。
建设公正的制度环境。社会公正是现代社会的基本价值取向,是现代社会基本制度设计与安排的依据,因而成为制定社会政策的依据。社会公正就是要尽可能多地让全体社会成员能够共享社会经济发展成果;促使社会成员都能够拥有充分的自由发展空间。它强调的是维护每个社会成员或是社会群体的合理利益,而不是仅仅站在某个特定社会群体的立场上来制定整体性的社会经济运行政策和制度。因此,只有站在电力市场整体的立场上,才能维护不同区域群体和成员的平等,才能有效地促成各区域群体之间的互惠互利,有效防止公权不恰当的扩张,进而充分开发地区经济发展的差异性以及电网的实际运行状况,建立共同市场,又提升整个社会对电力市场发展的信任程度和整合程度。当然这就需要积极推进社会学的应用研究工作。(作者单位:上海大学)
作者：张 昕
“十二五”期间，冀北电力公司计划投资约615亿元，提高电力供应能力。
到2015年，冀北五市城市年户均停电时间将下降至4.38小时。
预计到“十二五”末，冀北电力公司将基本完成对农村超过运行年限的线路改造，冀北地区农网的供电可靠率将提高到98.6%。
7月6日，国家电网公司最年轻的省级电力公司——冀北电力有限公司以发布《服务河北省经济社会发展白皮书》的创新举措，将其“十二五”期间服务地方经济社会发展的规划和举措，以对话公众的形式向社会各界郑重承诺，接受各方监督。对此，河北省政府常务副秘书长苏银增发言指出，这标志着冀北公司工作思路的成熟和战略方向的清晰，也预示着冀北公司将以更高的要求，为冀北地区提供更高质量、更高水平的服务。
作为国家电网公司系统第一本以服务地方经济社会发展为主题的承诺，《白皮书》从经济、社会、环境等角度，系统地诠释了冀北电力公司主动服务地方政府、社会公众的思路、规划及举措。全书分为“电网企业、国家电网公司、冀北电力有限公司”，“服務河北省经济社会发展”和“争做优秀企业公民”三个篇章，图文并茂、通俗易懂。
“白皮书是我们服务经济强省战略的宣言书，是创造公司综合价值最大化的路线图，是全面履行企业社会责任的助推器”。冀北电力公司总经理尹积军在发布会致辞中表示，此次发布白皮书就是让人们了解冀北公司目前到底是一个什么样的企业，未来发展的明确目标是什么，公司如何将自身置于地方经济社会发展的“整体棋局”中，与河北省经济社会发展“同频共振”，让人们看到一个负责任的电网公司对社会的公开承诺以及接受公众监督的强烈愿望和坚定决心。
对于冀北公司主动与社会和公众建立情感认同、价值认同的探索，与会嘉宾表示了一致的赞赏。
国务院国资委宣传局副局长苏桂锋指出，冀北公司发布的白皮书，把内部工作转化为外部价值，把各界期望转化为内生动力，是通过提升服务能力和水平带动内部管理水平提升的积极实践，与当前国资委在中央企业中大力开展管理提升活动的本质要求完全一致。
国家电网公司对外联络部主任石玉东表示，这是国家电网公司系统所属企业推进社会责任管理工作和持续提升“国家电网”品牌影响力的一次成功探索和创新实践，具有重要和普遍的指导意义。
“《白皮书》的发布标志着电网企业从某种程度上已经真正重视与社会沟通自身存在的根本原因和价值，真正意识到要让公众切实感知中央企业改革发展与他们生活的联系以及成长发展的意义”。本刊副社长殷格非认为，这是增加电网企业运营透明度的又一创新。
据了解，在编制《白皮书》前期，冀北电力公司系统分析了河北省“十二五”发展战略目标及唐山、张家口、秦皇岛、承德、廊坊五市的发展需求，从电网规划布局、产业带动提升、科技创新服务等方面进行梳理，制定并完善整体发展思路和规划，全方位对接建设“经济强省、和谐河北”的“十二五”发展目标。
冀北电力有限公司于2012年2月9日正式独立运作。承担着北京地区70%以上的电力输送任务，同时担负着为河北省唐山、张家口、秦皇岛、承德和廊坊五个地区提供电力供应与优质服务的重要使命。
作者：杜娟
摘要：功率因数是电网重要的技术经济指标之一，通过合理的无功补偿，不但可使电网的线损降低，设备利用率提高，电压质量改善，用户也可通过减少电费得到经济效益。该文探讨了无功补偿的技术原则、按功率因数调整电费的计算方法，并用实例说明用户进行无功补偿投资时的经济效益分析方法。
关键词：无功补偿;功率因数;经济效益分析
大部分用电设备为感性负载，自然功率因数较低，用电设备在消耗有功功率的同时，还需无功功率由电源送往负荷。功率因数是供用电系统的一项重要技术经济指标，通过合理采用无功补偿技术，可以减少无功功率在电网中的流动。
提高功率因数后可以达到节约电能、降低损耗的目的，同时用户也可以减少电费的支出。我国的电价结构包括基本电费、电能电费和按功率因数调整电费三部分。因此，用户通过合理的无功补偿投资，也能获得较好的经济效益。而目前许多农电用户对提高功率因数的重要性认识不足，造成了电能的损失和浪费。 1 无功补偿的技术原则
无功补偿设备的优化配置原则为：“总体平衡与局部平衡相结合;供电部门补偿与用户补偿相结合;集中补偿与分散补偿相结合，以分散为主;降损与调压相结合，以降损为主。”无功就地平衡示意图如图1所示。
图1 无功功率就地平衡示意图
《电力系统电压无功技术导则》中规定：“3.2电力系统的无功电源与无功负荷，在高峰或低谷时都应采用分(电压)层和分(电)区基本平衡的原则进行配置和运行，并应具有灵活的无功电力调节能力与检修备用。
5.7 220 kV及以下电压等级的变电所中，应根据需要配置无功补偿设备，其容量可按主变压器容量的0.10～0.30 确定。在主变压器最大负荷时，其二次侧的功率因
1 数不小于表1中所列数值，或者由电网供给的无功功率与有功功率比值不大于表1中所列数值。
表1 220 kV及以下变电所二次侧功率因数规定值
《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》：
“第五章 无功电源建设与无功配置第二十条 变电站应合理配置适当容量的无功补偿装置，并根据计算确定无功补偿装置的容量。35～220 kV变电站在主变压器最大负荷时，其一次侧功率因数应不低于0.95;在低谷负荷时功率因数应不高于0.95。”
《国家电网公司农网“十一五”科技发展规划纲要》：“节能降损目标是积极推广应用节能、降损、环保技术、淘汰高耗能变压器。中压综合线损率降到9%以下，低压线损率降到11%及以下。10千伏母线功率因数达到0.95以上的目标。”
《电力系统电压和无功电力管理条例》：“第十二条 用户在当地供电局规定的电网高峰负荷时的功率因数，应达到下列规定：
高压供电的工业用户和高压供电装有带负荷调整电压装置的电力用户功率因数为0.90及以上，其它100 kVA(kW)及以上电力用户和大、中型电力排灌站功率因数为0.85及以上，趸售和农业用电功率因数为0.80及以上。凡功率因数未达到上述规定的新用户，供电局可拒绝接电。 ”
配电系统中无功补偿的方式如图2所示，方式1为变电所的集中补偿，方式2为配电台区的集中补偿，方式3为线路上的无功补偿，方式4为分散补偿。
图2 配电系统无功补偿方式
220 kV及以下电网的容性无功补偿设备总容量，可按下式计算 QC = 1.15QD-QG-QR-QL 式中 QC——容性无功补偿设备总容量; QD——最大自然无功负荷;
QG——本网发电机的无功功率;
QR——主网和邻网输入的无功功率; QL——线路和电缆的充电功率。
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10(6)kV 配电线路上宜配置高压并联电容器，或者在配电变压器低压侧配置低压并联电容器。电容器的安装容量不宜过大，一般约为线路配电变压器总容量的0.05～0.10，并且在线路最小负荷时，不应向变电所倒送无功。如配置容量过大，则必须装设自动投切装置。变压器的无功消耗可按下式计算 ΔQT = [I0%/100+VK%/100×β2]S e 式中 I0%——变压器空载电流的百分数; VK%——变压器短路电压的百分数; S e——变压器的额定容量，kVA; β——变压器的负载率。
通常补偿容量为变压器无功消耗 的1.2~1.4倍。 2 功率因数调整电费的计算方法
供电部门在为用户确定供电方案时，除了核准供电容量、确定供电电源点、供电电压等级、计量装置的设置、计费方式、用户注入电网的谐波分量，以及方案有效期外，还对功率因数给定了一个最低限值，分别为0.9、0.8
5、0.8。
根据国家现行电价的规定，用户功率因数分别以0.9、0.8
5、0.8为基础，当功率因数高过这些值时，可按比例减少电费;当用户用电的功率因数低于这些值时，要按比例增加当月电费，具体计算方法是 W = (1+a%)(F1+F2) 式中 W——当月电费，元; F1——基本电费，元/kVA; F2——电量电费，元/kWh;
a%——功率因数调整电费系数。
当用户cosφ > 0.9，0.85，0.80标准时，a%为负值，当用户cosjφ < 0.9，0.85，0.80标准时，a%为正值，当用户cosφ = 0.9，0.85，0.80标准时，a% = 0。 奖罚标准如表2所示。
表2 a%奖罚标准
3 应用实例
某一用户的变压器容量为6.3 MVA，月用电量为35×105 kWh，平均功率因数为0.8。若该用户的功率因数标准为0.8，计算该用户补偿到0.92时的经济效益。基本电费按每kVA每年180元、电量电费按0.4元/kWh计算。补偿装置每kVA的投资按60元，资产折旧率为10%，无功补偿设备的有功损耗为其额定容量的3%。计算过程如下。
3.1 计算补偿容量
补偿前cosφ 1= 0.8，tanφ 1 = 0.75，平均有功功率为P1= 350×10000/30/24 = 4861(kW)，无功功率为Q1 = P1×tanφ 1 = 3645.75(kvar)。
3 假设补偿电容器容量为x kvar，经补偿后，功率因数为 cosφ 2 = 0.92，tanφ 2 = 0.426，无功功率为Q2 = Q1-x，而用户的有功功率P2 = P1 + 0.03x，于是tanφ 2 = Q2/P2 =0.426，解得x = 1569 ≈ 1600(kvar)。
3.2 补偿前用户的年支出费用
基本电费为6.3×1000×180/10000 = 113.4(万元); 电量电费为350×12×0.4 = 1680(万元);
用户总支出电费为113.4 + 1680 = 1793.4(万元)。
3.3 补偿后用户年支出费用
电容器年运行时间按8000小时估算，则电量电费为0.4×1600×0.03×8000/10000 + 1680 = 1695(万元)，总电费为113.4 + 1695 = 1808.4(万元)。 按功率因数调整后电费为1808.4×(1-0.013) = 1784.9(万元);
无功补偿设备投资为1600×60/10000 = 9.6(万元)，则资产折旧费为0.96万元; 用户年总支付费用为1784.9 + 0.96 = 1785.9(万元); 补偿后每年经济效益为1793.4-1785.9 = 7.5(万元)。每年节约电费为1793.4-1784.9 = 8.5(万元)，投资可在1.1年左右回收。
若该用户的平均功率因数为0.85，功率因数标准也为0.85，其它计算条件不变，计算该用户补偿到0.94时的经济效益，计算过程如下：
计算补偿量：补偿前cosφ1 = 0.85，tanφ 1 = 0.62，平均有功功率为P1 = 350×10000/30/24 = 4861(kW)，无功功率为Q1 = P1×tanφ 1 = 3013.82(kvar)。
假设补偿电容器容量为x kvar，经补偿后，功率因数为cosφ 2 = 0.94，tanφ 2 = 0.363，无功功率为Q2= Q1-x，而用户的有功功率P2 = P1 + 0.03，于是tanφ 2 = Q2/P2 = 0.363，解得x = 1235≈1200(kvar)补偿前用户年支出费用如上述计算，仍为1793.4万元。
补偿后用户年支出费用。电容器年运行时间按8000h估算，则电量电费为0.4×1200×0.03×8000/10000+ 1680 = 1691.5(万元)，总电费为113.4 + 1691.5 =1804.9(万元)。
按功率因数调整后电费为1804.9×(1-0.011) = 1785(万元);
无功补偿设备投资为1200×60/10000 = 7.2(万元)，则资产折旧费为0.72万元; 用户年总支付费用为1785 + 0.72 = 1785.7(万元);
补偿后每年经济效益为1793.4-1785.7 = 7.7(万元)。每年节约电费为1793.4-1785 = 8.4(万元)，投资可在0.86年左右回收。
由以上的计算可以看出，无功补偿的效益非常明显，无论从0.8补到0.92还是从0.85补到0.94，用户投资可在一年左右回收，而且上述计算还没有包括因补偿减少视在功率对用户的收益。用户补偿后也使电网降低了损耗，提高了电压质量。因此，提高功率因数不但为国家节约了电力资源，而且给用户节约了资金，为企业创造了可观的经济效益，是一件利国利民的好事。
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电力作为一种技术性含量较高的基础能源是我国电力体制改革的重点之一，作为公共电力产品，电力经济的运行在市场需求方面变化较大：如电力需求量的变动，电力价格的变动，电力生产线的变动等相关因素的影响，都会对电力经济的运行产生较大的影响。如何发展电力经济运行是当下必然解决的问题，积极地采取合理的解决措施是关键。本文对现阶段我国的电力经济运行进行初步的探讨。近年来，随着我国社会经济的迅猛发展，工业生产及居民生活对电力的需求量也越来越大，因此电力所占有的市场比重也越来越大。就目前而言，虽然现今电力的经济运行情况整体呈现良好态势，但其中也存在一些问题，这些问题成为阻碍我国电力发展的重要因素，阻挡了我国整体经济前进的脚步。
现今，我国社会主义市场经济发展势头强劲，这对于电力的经济运行来说既是一次机遇，也是一项挑战。电力的发展应符合国情及群众的需求，与经济发展相统一，进而促进我国经济增长，成为推动社会进步的动力。
1电力经济运行现状
随着我国电力市场的不断发展，电力企业越来越注重电源技术的升级以及结构的调整，我国的核电建设已取得一定成就。经过几十年的发展，我国已建成装机总容量高达870万千瓦的秦山、田湾以及大亚湾三大核电基地。总体来说，我国电网经过几十年风雨发展，电网建设得到了飞速发展，电网的规模以及输变电容量也在不断增大。目前我国电力经济发展现状在总体上较为良好，主要体现在以下几个方面：
(1)我国电力发电量逐年增加，并保持上升趋势。当前，我国电网系统已经初步实现了全国联网，优化了电力资源的跨区配置，使我国区域电网之间的电量交换频率日益频繁，并产生了多种电量交换模式。实现了我国部分电网长期大功率跨区域、跨省送电，为电力紧缺区域或省市的供电提供了强有力的保障，在一定程度上缓解了一些省市电力供应紧张的局面。
(2)电力需求量持续增长。当前，我国的电力需求量较为旺盛，尤其是在改革开放后，我国经济的持续增长对电能的需求量十分庞大。
(3)电力企业的经济效益增长较为稳定。
2电力经济运行的弊端与不足
2.1电力系统精细化管理水平低下
在我国，电力系统管理工作必须要求精细。电力企业多为国有控股，竞争意识不够强烈，企业管理制度上缺少细化，责权分工不清，奖惩机制不活跃，加之风险防控体系建设覆盖面窄，因此不断提高电力系统精益化管理水平，加强风险防控，是未来经济发展的要点。
2.2电力经济信息化管理水平落后，人工智能技术需提高
电力经济发展离不开人，但庞大的电力系统生产运行及运营等过程更依赖于信息技术的不断提高。过去，电力经济发展主要依赖于人的力量，信息化、智能化的技术在电力系统管理中应用虽然越来越广泛，但是应用范围和应用水平需要不断提高。
电力经济信息化管理的落后性，制约了电力经济的发展。人工智能技术在应用中技术落后，信息反馈不及时，电力信息化平台建设缓慢等问题依然十分严峻。
2.3电力经济安全生产管理水平落后
电力经济的发展既要追求市场利润，同时电力作为一种能源，区别于普通商品，还必须要考虑到电力经济运行中的安全性。是否能够保障安全生产，预防事故隐患是制约企业健康长久发展的重要环节。电力经济在实际运行中，存在着安全管理不重视，安全事故常发，安全管理体系不健全等问题，这极大危害了用户的生命财产安全，也制约了电力行业发展。
3新形势电力企业管理目标
(1)根据国家电力管理规范要求，严格遵循电力行业的标准化管理。作为电力行业的监督者和管理者，电力企业应该严格遵守国家制定的行业标准和行业规范。始终根据国家标准执行。不擅自调整电力价格，不违规操作，不单纯追求经济利益而背离规范化要求，各项工作要符合规范化管理的内容和要求。
(2)根据国家电力管理规范要求，严格遵循电力行业的规范化、系统化管理。建设的电力系统既是电力行业的目标，也是我们国家经济发展的目标。作为电力经济宏观系统的管理者，国家要担负起自身责任，不断制定更加符合科学性和实践性的管理标准，针对各地不同情况，制定指导意见和方针，为电力经济的规范化管理保驾护航。
(3)提高电力系统精益化管理水平。管理者深刻影响着精益管理的质量成果，提高管理人员的专业性，完善电力经济系统内的组织架构，将管理成果与部门绩效考核结合起来，形成顺畅的工作流程，以此来规范具体管理工作中的环节，保证目标的实现。
(4)改进新形势电力经济运行的安全质量管理。电力系统运行中的安全事故和安全危害时有发生，既对人民群众和广大用户的生命财产安全造成危害，同时也制约了电力行业的发展。在新时期，电力行业应更加关注经济运行的安全性和运行的质量。
在电力系统内，要加强安全知识宣传教育，提高安全管理的意识。与此同时，制定企业内的安全管理规范和相关惩处措施，用制度化的管理约束员工行为。此外，安全质量管理要求电力经济运行要注重对环境的影响，坚持可持续发展道路，降低能源损耗，电网配置更加科学规范，降低安全事故的发生。
4结语
在经济发展的新时期，电力行业应明确自身经济发展的方向和道路，顺应发展潮流。制定符合自身发展的经营战略，从电力经济发展的标准化、精益化、安全化出发，脚踏实地，循序渐进。电力经济地平稳健康发展是经济发展的基础，也是人民安居乐业的基础。作为电力经济的参与者，我们应该不断提高自身素质，学习电力专业知识，为电力经济发展贡献一份力量。
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1、概述
随着我国经济的发展，我国二氧化碳的排放量逐年增多。早在2007年，荷兰环境评估局(Netherlands Environmental Assessment Agency)发布的一份报告称，中国已经超过美国成为世界上最大的二氧化碳排放国。尽管如此，中国的人均二氧化碳排放量仍然远远低于世界平均水平，大约相当于美国人均的四分之一。然而，中国经济正在以每年10%的速度增长，这也意味着二氧化碳的排放量增长的趋势将会继续延续。根据中科院在2010年一份国内按行业划分的二氧化碳排放名单指出，电力行业排放的二氧化碳总量占全国排放总量的40.1%,占所有行业排放量之首，紧接着的是石油加工、炼焦及核燃料加工业占15.7%;黑色金属冶炼及压延加工业占7.3%;非金属矿物制品业占6.7%;化学原料及化学制品制造业占6%。另外，二氧化碳的排放绝大多数来自工业，服务行业和农业所占的比重都很小。从上面的数据我们可以看到，电力行业所排放的二氧化碳总量约占全国排放量的半壁江上。显然，在这个权重之下，全国的节能减排目标的实现，很大程度上取决于整个电力行业在未来一段时间内在节能减排上面的表现。众所周知，电能作为二次能源，其产生依赖于发电厂中一次能源的消耗。在我国，电能的产生大体上来自火力发电，水力发电，核能发电，风力发电以及太阳能发电。然而在电厂使用的发电一次能源中，并不都是清洁的能源，也就是说，在一次能源消耗的过程中将会产生一些废弃的物质，其中很大一部分就是二氧化碳。事实上，水电，风电，太阳能甚至核电都是非常清洁的能源，它们的消耗并不会对环境产生过多的二氧化碳和其他温室
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气体，真正在电力行业排放二氧化碳上起主导作用的是火力发电。 在我国，绝大多数火力发电厂所使用的一次能源是煤炭。在煤炭燃烧过程中产生巨大化学能量的同时，伴随的是同样数量级的反应生成物二氧化碳。就是这个简单的过程决定了火力发电每年在全国二氧化碳排放总量的所占的巨大比重。来自国际能源署的数据显示，来源于煤炭消费的二氧化碳排放量中，火电二氧化碳排放量在占全国二氧化碳排放量的40%-50%，而且在未来一段时期还将继续呈上升态势。在2011年底，我国火电装机容量占全国总装机容量的74.6%。如此大的装机量，意味着很大程度上我国的电力行业的绝对主导就是火电，并且这个数字在相当长一段时间内将很难大幅下降。如此大的火电发电比重，既是由我国能源的分布的情况所决定，同时也受我国发电行业技术的限制。实际上，调整能源产业结构，大力发展新能源一直是我国电力行业发展的主流方向。伴随着国家对低碳减排的关注度逐渐增大，电力行业因其高碳排放量而倍受关注，电力行业未来的低碳发展方向也成为了我国整体低碳发展布局中最重要的一个环节之一。那么低碳经济对电力行业未来的发展必将产生深远的影响。
2、低碳经济下电力行业发展的关键性转变
在我国，电力碳排放具有总量大、增速快的特点，电力行业单位发电量CO2排放达771kg/(MW·h)，远超发达国家与全球平均水平，这显示了我国电力行业在碳减排上的巨大压力与巨大潜力。2009年哥本哈根气候变化大会召开前夕，中国政府做出承诺：到2020年，非化石能源占一次能源消费的比重达到15%左右;单位国内生产总值CO2排放强度比2005年下降
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40%-45%。这个承诺对电力行业提出了严峻的挑战。在低碳经济模式下，传统电力行业无论在其所面临的外部环境还是内在的发展模式上，都将面临巨大的转变。
(1)电力行业面临新的机遇和发展模式。电能是典型的二次清洁能源，其终端消费具有明显的低碳优势，这将促使电力行业在大能源系统中占据更为重要的地位，战略意义凸显，从而为行业的快速发展提供良好条件;我国包括减排立法、碳税、碳配额、碳交易机制等宏观调控与经济手段的引入，为电力行业未来的发展构建了一个全新的宏观经济环境与政策环境;各类低碳技术的应用为电力行业的发展带来了新的机遇与挑战，碳减排将成为电力行业可持续发展的重要目标之一，从而改变电力行业的发展模式，并在行业内部各个环节引入“碳约束”机制。
(2)电力行业面临全新的运行模式。在低碳环境下，低碳理念的渗透与各类低碳要素的引入将使电力行业呈现出明显的低碳特性与全新的运行模式，并广泛地影响电力系统的投资、规划、调度与运行等环节。因此，电力行业必须从技术层面和管理理念等方面作好应对这种转变的准备，分析低碳机制引入对电力行业各个环节的影响与挑战，提前做好部署与规划，以便为我国电力行业的低碳化发展提供理论支撑。
3、电力行业低碳发展的机遇
发展低碳经济已经是刻不容缓，也是今后经济发展的必然方向，而电力行业作为最重要的能源产业，在此背景下的发展对实现低碳经济具有重大意义并且极具挑战性，因此电力行业必须有新的发展思路，争做低碳经
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济的领头羊。
(1)树立低碳电力理念，加大政策支持
电力行业应树立新的观念和意识，切实理解低碳经济将是未来经济的发展方向，理解发展低碳电力的紧迫性，从规划到实施将低碳思路贯彻到底。当然，低碳电力的发展需要政策的大力支持，这是电力行业自身特点以及经济发展规律决定的。制定政策时，不能只着眼于眼前利益，更应制定偏向长远利益考虑的政策，对新能源、新技术的发展给予鼓励，真正发挥政策的导向作用。
(2)提高能源利用效率
我国电力行业的能源利用效率距离世界先进水平还有一定差距。2010年上海的发电热效率为35.1%，而超临界燃煤技术已经达到45%。另外，输电损失也比发达国家要高。由此可见，在节能增效方面，我国还有很大的提升空间，因此我们必须鼓励技术创新，加大设备、技术研发投资，发展先进技术，淘汰高耗能、低效率的老旧设备，以提高能源利用效率。考虑到在未来相当长的一段时间内，我国的火电仍会占据较大比例，所以提高煤燃烧效率，降低能源损耗迫在眉睫。
(3)优化能源结构
我国发电能源主要以火电为主，水能、核能、风能等只占发电能源的小部分，而火电又是碳排放的主要来源，其中煤炭发电的碳排放占发电总排放的比例超过90%。因此，要实现电力低碳化的目标，就必须改变我国目前以火电为主要发电能源的能源结构，积极发展风能、太阳能、地热等可再生清洁能源，实现发电能源结构的多样化。增加清洁能源占总发电能源
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的比例，逐步减小电力行业对于煤、石油等化石燃料的依赖，优化能源结构。
(4)建设智能电网
智能电网采用先进的测量传感、决策控制等技术，通过对发电、输电、配电的智能控制来实现电网的可靠、安全、经济、高效运行。因此智能电网的发展将有利于电力的低碳发展，为电网节能减排、能源结构优化提供技术平台。智能电网的应用可以通过市场电价来调节符合曲线，进而降低对发电容量的要求。同时由于风能、太阳能等能源具有间歇性的特点，因此要提高其比例必须有较好的负荷调控系统的支持，保证电网的安全经济运行。在这些可再生能源不足时，能通过市场调节减小负荷或是增大诸如火电等电源的投入;在可再生能源充足时，能通过降低电价来促进电力消费，同时减小火电能电源的投入。
(5)加强国际交流合作，拓宽电力发展思路
我国在一些关键技术上和发达国家还存在一定差距，因此在自主发展技术的同时，必须借鉴和吸收国外先进技术和经验，积极开展国际合作，通过共同开发、合理转让等方式引进国外先进技术，提高国内技术水平和创新能力。
4、电力行业低碳发展面临的风险与挑战
在低碳环境下，发电企业将遭遇极大的经营风险，这种风险主要来自于全社会对环保的关注、宏观行业政策的不确定性以及碳市场上碳价的波动。
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(1)环保风险。从现有经验看，我国主要是通过引入强制标准的方式实施环保控制，包括引入能效与排放的基准水平(如各种污染物排放标准体系)，或者规定发电企业需拥有一定比例的低碳电源(如可再生能源发电配额)等，当发电企业未能满足环保要求时，将被取消生产资格或处以高额罚金。所以，环保风险将提高传统发电企业尤其是火电企业的经营成本，从节约能源和减少碳排放的角度来看，都将会对火电厂的发电能效与清洁程度提出新的要求。
(2)政策风险。政策风险主要指各种低碳机制引入时政府将推行新的政策带来的不确定性，包括：①是否实施碳排放的总量控制;②是否引入碳交易机制并赋予碳排放额度一定的价格及未来采用什么样的减排目标;③是否引入碳税等财政政策，对于各类低碳技术的政策支持力度有多大等等。由于发电机组的服役期较长，一般为20-30年，因此在投资决策时，需要考虑相当长一段时间内的政策走向，以规避政策风险，而这些宏观政策的变动与不确定性将对发电企业的经营与盈利状况带来极大的影响。
(3)市场风险。市场风险是发电企业在低碳经济中面临的最为直接的风险因素。碳排放额度具有典型的金融特性，有较高的流动性，且几乎覆盖大部分重要的工业部门。作为一种新兴的交易市场，近年来碳排放的交易量发展迅猛，已呈现出取代原油成为全球最大交易品种的趋势，但其形成机理复杂，波动性较大，存在较大的风险。2008年以来，碳交易价格的波动幅度高达600%，曾一度高达30欧元/t，也曾跌至5欧元/t，而对于未来减排前景的不确定性，使得碳价的走向扑朔迷离，难以预测。在低碳环境下，碳排放成本将逐渐成为发电企业生产成本中的重要组成部分，而碳
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价的波动将使发电企业面临极大的成本风险。
发电企业尤其是近期投产传统火电机组的企业，其机组大多还有很长的服役年限，而现有的设备条件又决定了这些发电机组具有很高的碳排放强度，随着碳减排工作的逐渐推进，这类电厂无疑将面临各种环保要求，而各种减排政策的实施以及碳交易机制的建立，将为此类发电企业生产成本带来“始料未及”的变化。根据欧盟ETS机制的碳配额分配，大部分火电厂只能分到其平常碳排放的约2/3额度，这就要求这些传统的火电厂或者减产，或者从市场上购买缺额，从而将对电厂的正常经营行为造成极大的冲击。
5、电力企业应对策略
(1)电网规划部门的应对策略分析
以风电为例，我国大部分风力资源都分布在北部，而当地负荷水平较低，无法消纳大量的风力发电量，因此，电网建设的滞后将极大地制约可再生能源的大规模发展。截至2010年底，我国共有超过1200万kW的风电机组完成吊装，但由于风电的发展与电网规划不协调，电网建设滞后以及风电并网中的一些技术和体制障碍，实际并入电网的仅为800万kW，造成了较大的资源浪费。同时，由于新技术发展的不确定性引发的技术风险也将是电网企业所不能忽视的问题。
电网的健康快速发展是电源发展的有力支撑，并可提高电力系统对可再生能源、碳捕集电厂等低碳电源的容纳能力。电网企业应深入探讨低碳环境下电网环节的规划模式，将电网规划与各类低碳电源的发展规划、并
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网条件、需求消纳与运行特征相结合，电网要尽力为各类低碳能源的接入提供支撑，电网企业应根据各种低碳技术的成本效益特性与技术成熟度，综合考虑政府政策和市场运作等风险，协调企业的短期效益与长期发展，制定最优的发展策略与规划方案。
(2)电网生产技术部门的应对策略分析
发展低碳经济、减排CO2主要是为了应对温室气体产生的温室效应导致全球气候变暖，而电网运行中也存在着一定的温室气体排放，主要是各种断路器以及操作器件中所存在的六氟化硫(SF6)气体的泄露。SF6作为绝佳的气体绝缘材料在高电压器件中被广泛使用，但同时，SF6的温室效应是CO2的24000倍。目前，在高电压器件的生产、装配、运行维护和报废过程中都存在着相当数量的SF6排放和泄漏。为了减少电网运行中的SF6气体排放，电网企业应从技术工艺与设备管理等环节入手：①提高高电压器件的生产工艺和维护措施，减少该环节内部的SF6泄漏，同时建立完善的退役SF6设备的回收机制，全方位减少SF6排放量;②设立完善健全的SF6气体排放统计机制，以实现SF6气体排放的可测量;③积极研究开发SF6气体的替代产品，如真空断路器技术等，在确保器件的工作质量与技术标准的前提下，减少SF6气体的使用量，从根本上降低由SF6气体造成的温室效应。
(3)电网调度运行部门的应对策略分析
低碳经济将对电网的调度技术提出新的要求，低碳将继安全、经济之后成为电力系统调度运行中的重要目标之一，与此同时，以风电为主的可再生能源将得到蓬勃发展。但风电出力大多具有较强的随机性、间歇性与不可控性的特点，随着其在系统中装机容量的不断增加，将对系统运行的
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安全与稳定控制带来更高的要求，使电力系统调度面临严峻的挑战。为此，电网调度运行部门可采取的主要应对策略如下：
1针对各类新型火力电源的调度特性采取精细调度。○IGCC、NGCC与CCS技术的引入，将使传统的火力电源呈现出新的技术特性，并对电网的调度运行产生重要的影响，因此，调度部门应深入掌握各类新型低碳电源的并网要求与调度特性，了解其在提供系统调峰、调频、备用等辅助服务中的性能与作用，探讨其与传统电源品种之间的协调运行机制，评估各类新型电源的接入所带来的各方面影响，制定相应的对策，并精心地、科学地调度，以保证低碳背景下电网企业有效应对引入低碳技术所引起的新问题及带来的风险。
2针对可再生能源的运行特性引入相应的并网运行调度技术。为保证○低碳环境下电网的安全运行，需要深入探讨可再生能源的运行特性，并通过引入先进的调度技术与控制手段，制定科学的发电出力计划与辅助服务调度方案。
3发展面向低碳目标的电力调度技术。优化的调度技术可调整不同机○组的发电量，从而改变整个电力系统的CO2排放量。电网企业为适应低碳时代的需求，其调度部门应分析如何在调度运行中最大限度地减少CO2排放，并根据不同地域、不同季节、不同电源结构的特点，提出相应的低碳调度对策。
(4)电力市场交易部门的应对策略分析
基于市场的碳排放交易机制是低碳经济的重要组成部分，在欧盟、美国等发达国家已得到广泛的发展和实施。我国也可通过清洁发展机制(CDM)
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参与国际碳交易市场，以应对未来的减排压力以及潜在的硬性约束。
在我国电力市场中，电网企业是单一购电方，负责市场计划的落实、校核与执行，承担着市场运营的重要职能。碳交易机制的引入将使电力市场的外部运行环境发生重大变化，并改变电力市场的结构与运行特点。发电企业是碳交易中最活跃的市场主体，不同发电机组的碳排放强度不同，也将为各类机组带来不同的碳成本或收益，从而改变电力企业之间的利益格局，对电力市场的运行环境、市场格局与均衡状态产生重要的影响。因此，电网企业应深入探讨和设计与低碳经济相适应的电力市场体系与市场模式，引入相应的电力价格形成机制与电力市场交易体系，以控制电力市场风险，满足电力交易需求，提高电力市场的竞争性，降低交易成本，实现电力交易与碳交易的良好衔接与协调运行。
(5)电力营销部门的应对策略分析 电力营销部门的主要应对策略如下：
1基于低碳的购电成本分析与购售电策略。碳交易、碳税等政策的引○入将为电力生产带来“碳成本”，从而相应改变电网企业的购电成本，而购电成本的变化将影响电网企业的赢利空间：一方面，在没有引入合适成本消纳机制的前提下，发电成本的普遍上升将影响电网企业的赢利能力;另一方面，对于不同区域、省份的电网企业而言，由于本地的资源禀赋与电源结构各不相同，“碳成本”的引入将可能改变地区间发电成本的比较优势，从而改变地区间的送/受电状态与规模。这就要求电网营销部门能够未雨绸缪，积极探讨在不同碳价场景、政策场景下的营销战略，以积极利用本地的碳资源，降低企业的运营风险，提高企业的盈利能力。
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2提倡低碳用电技术，○提高电能的市场覆盖率，实施积极的营销策略。相比于直接通过燃烧一次化石燃料获取能源的方式，电能往往具备清洁低碳的特性，而该特性将随着可再生能源发电比例的提高与发电效率的提高而不断上升。在低碳背景下，以电动汽车为代表的低碳用电技术的运用与推广，可使分散的碳排放方式转变为集中的碳排放方式，便于实施碳捕集技术，降低碳排放水平，使电能的竞争力更加凸显。因此，利用电能的低碳特性实施积极的营销策略，提高电能的市场覆盖率，将成为企业的重要发展战略之一。
在发展智能电网的大背景下，随着智能电表、电动汽车充电设施的建设与完善，采用合理的营销技术与商业模式，包装低碳环保的电能商品，实现差别营销策略与对应的需求侧管理技术，提倡科学的、低碳的用电方式，满足电力用户的个性化需求，并提高企业的赢利能力，也是电网企业应对低碳挑战中的关键一环。
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根据SMES成本分析，结合系统需求，提出SMES在电力系统中应用的经济容量
基于SMES成本分析，考虑SMES在系统中应用的技术优越性，SMES的引入对电网建设及运行成本的降低等因素，建立技术经济分析模型。。。。
按照这个思路大概整理一下。
威县电力局
关于“井井通电”工程的效益分析
威县 ，一个农业大县，是河北南部的主产棉区。由于部分村经济条件较差，长期以来因缺少资金造成有井不能通电问题，一定程度的影响了电力市场的开拓。去年，省电力公司明确提出的“井井通电”、“户户持卡”的农电发展规划以及给予的扶助政策，为我县农业生产用电提供了新的发展机遇。为此，我局从06年下半年开始，大力实施了 “井井通电”工程，并取得了显著的经济和社会效益。
一、“井井通电”工程概况
我县实施的“井井通电”工程，共投资1896万元，涉及7个乡镇50余个自然村1195眼机井。“井井通电”工程每个台区按6-8眼浅井配备1台50-80变压器，每台变压器排灌面积约400亩，全县需要新增178台农排配变11570kva，新建10kv线路46.74公里，0.4kv线路161.75公里。
二、井井通电工程组织与及实施程序
1、组织实施
在“井井通电”工程的启动初期，我局积极向县政府上报了实施方案，并得到了政府的有力支持，列入了县2007年的“十大民心工程”。把此项工程变成了由政府协调、电力部门和受益群众共同出资的一项惠民工程。该工程以“节
1 约投资、合理布局、方便群众、技术适当超前”为原则，制定出了全部的工程方案。为确保“井井通电”工程顺利进行，还成立了由相关技术人员组成的“井井通电”工程领导小组。
在实施中，生产技术、农电分别负责10kv、0.4kv“井井通电”现场勘查、设计、概(预)算的制定;材料科具体负责材料的招标、购置、出入库;用电和计量负责磁卡表的选型、运行管理、监督各所的售电收费以及对磁卡表进行抽检和现场检验;电建公司负责安装施工，供电所具体负责磁卡表的数据录入和售电收费。
2、实施程序
首先，由职能科室拿出设计方案、表计选型、无功就地平衡、二级漏电保护器等所需材料预算要求，材料科按照局招投标管理办法组织招投标小组人员进行公开招标，并明确规定入围厂家必须是省公司入围备案的厂家。在磁卡表的选型上，结合对安国、巨鹿等县局的磁卡表运行使用情况的考察结果和招标小组人员对现场各厂家的技术讲解等方面综合考虑后，进行打分的方式最后确定磁卡表中标厂家。该表采用一卡多表和一表多卡两种售电方式，系统数据库为网络式数据库，保密性强、安全可靠，存储方便，售电软件操作简便、功能齐全等特点。根据我局“井井通电”工程运行情况，制定了一整套严密的预付费磁卡表管理办法和考核办法。
2 工程建设自始至终遵循精心组织施工，认真贯彻“六制”，加强“五项”管理，积极克服施工困难，抓质量、保工期，力争今年10月底全部完工。
三、效益分析
自去年十月份开始，截止目前我局已完成830余眼井的通电任务，占总任务量的70%，效益明显，受到了群众的广泛赞誉。
1、经济效益方面
(一)、开拓了农村电力市场，增加了售电量。从今年春灌的运行情况来看，仅4月份农业电量增加了约240万千瓦时。按此计算，1195眼井全部完成后，全年预计可增加农业用电量1792万千瓦时，仅农村低压电网维护费的年收入就达304万元。“井井通电”工程完成后，按每眼井年用电量约2万千瓦时计算，每年可产生直接经济效益140余万元。
(二)、农排“井井通电”井眼相联全部采用三相四线252地埋电缆，通过该工程的实施，既防止了窃电的发生，又解决了原来低压架空线路每年需要大量的人力物力在农排闲置季节把低压线路全部拆迁的问题。
(三)、实现了无功就地平衡，提高了功率因数，降低了低压线损。实施无功就地补偿后，不仅提高了0.4kv线路功率因数，同时提高了电压质量，增加了水泵电机的出力，减少了因电压过低造成烧坏现象。同时，也降低了低压线损，
3 从4月份的抄表情况统计，平均低压线损率为4.8%。
(四)、农民浇地的电费支出有了大幅度降低，减轻了农民负担。
据统计，农民用柴油机浇地，每亩年投入36元，改用电灌后，每亩年投入24元，每亩可减少开支12元。我县“井井通电”工程的七万亩耕地年减少开支84万元，加之无法准确计算的柴油机、发电机等维修费用，农民的受益效果将更加可观。
2、社会效益方面
(一)、安全用电得到了有力保障。由于采取了低压地埋电缆直接安装到了井台，既杜绝了农村浇地用电使用地爬线问题又降低了管理人员劳动强度且使维护费用显著降低。另一方面，变压器接线柜和磁卡售电箱内都安装了漏电保护器，形成了二级漏电保护，实现了井井安全用电，杜绝了人身触电伤亡事故的发生。
(二)、杜绝了搭车收费现象。
实施“井井通电”工程以来，农民浇地用电时，直接到供电所进行买卡购电，由供电所人员直接进行磁卡售电收费，开据农排电费收费单据，实现了省公司提出的“村村通电、户户持卡”的目标。取消了中间环节，杜绝了电费搭车收费现象，真正达到了“三公开、四到户、五统一”的要求，受到老百姓的赞誉。
(三)、提高了品牌形象。
通过“井井通电”工程，与群众建立了连心桥，在井台磁卡表安装处喷刷了国网公司电力标识和非常警目标语“以电相连、用心沟通”，促进了电力行风建设，提高了服务水平，塑造了良好的电力企业形象，实现了电力企业品牌效应。
总之，井井通电”工程是一项对电力企业有利、对农民有益的“双赢”项目，是一项实实在在的民心工程、德政工程。
二00七年四月二十四日
电力企业成本核算与分析
期末论文
院系
专业班级
学号
学生姓名
成绩评定 经济管理系 财务09k1 091906080134 朱良政
成本核算在电力企业经济管理中的重要性分析
摘要：电力企业关乎到国计民生，成本核算则是企业经济管理中的核心任务，探讨成本核算在电力企业经济管理中的作用，对于改善电力企业内环境、促进电力企业发展有着重要的意义。本文就从电力企业自身特点出发，对成本核算在电力企业经济管理中的作用进行探讨。
关键词：成本核算电力企业经济管理
1.成本核算在电力企业经济管理中的作用
我国电力企业的销售电价由国家规定的，《电力法》第三十六条规定：制定电价，应当合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金，坚持公平负担，促进电力建设。我们经常把物质消耗支出和劳动报酬称为成本，制定电费或拟定电价调整方案的基础工作也是掌握电力企业生产成本结构和成本分析。在国家统一电价和电力企业电能销售量不变的情况下，电力企业只有加大成本的控制才能提高收益。所以说，成本控制是企业永恒不变的主题，成本核算在电力企业经济管理中的作用，主要有以下几个方面：1.成本核算有助于控制电力企业生产经营耗费。电力企业在生产经营活动中，只有先补偿成本耗费，才能维持企业生产并获得收益，成本核算有助于控制电力企业各项生产经营的耗费，保证企业的基本运营。
1.1成本核算有助于提高电力企业生产经营利润。在目前的市场经济大环境下，允许电力企业自我发展，国家通过电价确定合理的收益水平和标准，作为电力企业自我积累的重要渠道，使电费企业能够扩大再生产。所以，企业只有通过加强成本核算管理，以降低企业运营成本的方式来增长利润。
1.2成本核算有助于促进电力企业的长远发展。行业内的企业竞争，比拼的是各企业的产品质量与价格，对于电力企业来讲，我国自2010年电力行业竞价上网政策的全面实施，电力企业必须通过降低自身的成本以降低供电价格来适应市场竞争的要求。发电企业做好成本核算工作，可以明确企业人力，资源等各方面的具体成本和相关费用情况，进而对各部门的活动开销和产品成本耗费有明确的调整尺度，努力降低成本，通过获得企业自身的信息可以发现并改进存在的问题，尤其是经济管理方面的问题。成本核算是电力企业经济管理的重要工具，不仅提高了企业各部门的协调能力，保证了资金链的运转通畅，还有助于减少企业经营中的各种隐患，有效的提高了电力企业的综合竞争力。
1.3成本核算有助于电力企业更好地服务经济社会发展。目前，随着经济的发展和繁荣，市场经济对企业的经济管理提出了更高的要求。我国电力企业由于长期处于垄断地位，相
对来说缺乏市场竞争力，加强经济管理，不仅符合外部宏观环境的需要，更是电力企业发展的迫切要求。企业实行全成本核算，将提供真实的明细数据以便合理配备资源，为政府对电力企业的监管提供标准，也为电力系统的电力资费等方面提供定价的依据，同时满足了企业内部管理和外部宏观管理的要求。我国的电力企业肩负着为国家和人民服务的重大责任，电力企业只有切实关注成本核算，重视提高自身的经济管理水平，才能促进电力企业提高效益，为国家和人民创造更大的财富，更好地履行社会责任，服务经济社会发展。
2.成本核算在电力企业中存在的问题和改善措施
2.1电力企业成本意识不足。由于电力企业传统的垄断机制影响，管理人员和企业员工缺乏成本观念，工作中没有成本控制的意识，开支多少用多少，缺乏有效的成本管理方式和监督手段，没有注重人本特色的成本控制。
2.2缺乏健全的成本核算相关制度和专业人才。我国电力企业虽然多已建立了相关制度，但还不能够满足经济管理的需要，制度的责、权和方法都没有明确、可行的进行规范，而且制度也没有在实际管理工作中被严格的执行，使得建立的制度流于形式。另外很多人员的财务和管理知识、能力不足，成本核算的工作质量难以保证。
2.3成本预算管理流于形式。成本预算的编制没有符合企业的实际情况，不能对成本核算工作进行有效的指导，执行过程中没有协调好部门间的利益，预算体系也不能适应经营环境的变化。
2.4全成本管理不到位。电力企业的成本核算目前存在着重经营费用控制，轻消费性费用管理和投资等方面的成本管理，管理责任也没有延伸到每个员工身上，没有合理的进行全过程、全员成本管理方式。
2.5树立企业内部的成本观念。电力企业的领导需要重视成本核算的重要作用，在企业内部树立起成本观念，变企业的被动成本管理为主动管理，为成本核算工作打下基础。
2.6重视成本核算的专业人才。成本核算工作的开展离不开专业人才，电力企业需要关注相关人才的招聘和培养，为其提供必要的培训和进修机会，为成本核算工作提供管理人才上的保障。
2.7健全成本核算的相关制度。企业的成本核算工作，需要依照相应政策和企业状况建立健全相关的制度，让成本核算工作有规则可循，有制度可依。
2.8确立全员参与的成本管理体系。政策、制度的落实不仅需要相关人员的主动参与，还需要企业建立起相应的管理体系。通过考核、监督以及相应的奖惩制度来确保成本核算
工作良好的开展，相关政策能够落实到具体工作之中。
2.9注重成本预算和材料费等的管理。电力企业的成本预算需要协调好各部位共同完成核算工作，在成本管理上电力企业的可控成本费用主要是材料费和修理费等，需要管理人员加强相应的管理工作，规范标准来避免各项费用的不合理支出，以达到降低企业的成本效果。
3.加强电力企业经济管理中的成本核算是市场经济的需要
3.1加强成本核算的作用是店里企业自身战略发展的需要，在电力企业想外延展难以实现的大前提下，加强店里企业本身的成本核算，加强电力企业的经济管理，想内部管理要生产力，降低成本提高效率才能促使电力企业内部管理的规范，加强自身竞争力，顺应潮流的发展。
3.2加强成本核算可以让电力企业为国家做出更多贡献，电力企业一直肩负着为国家、为人民服务创利的重大责任，肩负着国计民生的大计。我们只有切实关注成本核算，重视电力企业的经济管理，才能促进店里企业自身发展，降低成本，提高效益，为国家和人民创造更大的收益。
结束语：
成本核算在电力企业经济管理中有着重要的作用，重视成本核算工作才能有助于电力企业的持续发展，加强成本核算工作可以帮助电力企业为国家和人民做出更多贡献。电力企业有着行业自身的特殊性，从成本核算方面来看，电力企业没有待生产和库存产品，整个产、供、销的过程瞬时完成。电能成本的内容是根据电力企业生产经营的特点，内容及用途相结合的原则设立的。主要包括：职工薪资、职工福利、材料费、水费以及修理费等其他费用，其中成本核算的重点是材料费用、修理费等可控费用。
参考文献
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