跨区电力交易范文

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二、对我国电力金融市场实现路径的分析

（一）交易主体传统电力现货交易的参与者只有国家电网公司，区域电网公司，发电企业等，普通的供电公司或者普通投资者根本无法进入市场交易。而传统模式下造成的垄断价格并不是基于众多的有效信息形成，而是由政府或者部分议价形成，这种模式造成的不完善的机制随着我国电力改革而有所改进。新型的电力金融市场交易主体种类丰富，既包括传统模式下的国家电网等部门，又包括小型供电公司，投资者，做市商，电力经纪人，电力兼营机构。这种金融市场模式打破了传统电力工业一体化模式，使电力市场开始从垄断市场走向竞争市场。严格管制、高度垄断、垂直管理等电力工业所具有的传统属性随着市场竞争机制的引入而逐步减弱。

（二）交易对象从传统实物交割到金融合约交割是一个飞跃的过程。金融市场下交易的对象是电力衍生物合约，该合约分为三种类型，即电力期货合约，电力期权合约和电力远期合约。正如期货本身的特点一样，交易双方基于最有价值，最全面的信息分析得到的结果可以很好的预测未来的合约价格和趋势，所以，电力期货合约有现货市场不具有的发现价格的功能。并且这种期货合约中，并不要求实物交割，而是在到期日之前平仓，这种交割手段大大减少了交易的风险，在锁定了风险范围的同时，可以经过套期保值使电力期货的风险价格在短时间内保持在同一水平。作为标准化的合约，交易所交易的特点使交易更加变得安全可靠，从而在此之上再次降低交易风险，这种内在的特点可以吸引广大投资者进行投资，丰富金融产品，稳定物价。由电力特殊的内在特点决定的其不适宜储存，所以电力不同于普通商品，这也就要求了电力销售的高度流动性。而金融市场吸收了众多参与者后，提高了产品的流动性，有利于电力市场高效公平的竞争。而电力期权合约则是在期货合约的基础上免除投资者的义务，投资者可以根据市场的价格和信息决定是否行使权力，通过期权费来相对减少风险。在电力这样一个价格不稳定且高度垄断的行业，这一创新无疑削弱了价格的波动，减轻了来自市场的各个方面的风险。结合电力金融合约北欧和美国等公司成功的案例，这种发展趋势推进中国电力市场改革的进程。

（三）交易机制电力金融市场交易机制主要包括了电力衍生品交易的结算机制、信息披露机制、风险控制机制、价格形成机制和价格稳定机制。衍生品交易结算诸如期货合约到期前平仓，而不是实物交割。这种结算方式方便了投资者，投资者不必实物持有不易储存的电力。而期权合约可以根据电力的市场价格决定是否执行期权。正是基于各种衍生品的特性，全面的信息，风险的控制，从而发现电力的真正价格，利用有效的价格预测未来的价格信息。一系列的新型交易机制使电力市场在原有的现货交易不稳定的状态下转为稳定，公平的竞争。

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中图分类号：F123 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）23-0070-03

1 基于政策面落实节能减排思路

首先要将可再生能源的作用充分发挥出来，全面推行节能调度工作模式，提高水电厂来水预测的准确性，保证水电厂水库可以保持稳定高水位，提高水电机组运行的经济性与稳定性。其次，全面推行火电减排政策，遵循“上大压小”的原则，通过市场补偿机制、发电权置换交易等技术，按照既定计划关停小火电机组，提高机组的运行效率与效能。再次，提高电网系统运行的经济性，降低输电损耗，主要是对电网的运行电压进行合理调整，提高负荷功率等。最后，要对污染排放进行严格控制，与政府环保部门互相配合，做好电厂排污的监管工作，针对某些排污不达标的发电企业可以采取相应的惩治措施，比如降低其发电利用小时数等；如果电厂机组的排放总量大于其年度指标，则要坚决对其发电生产进行限制管理，必要时可以勒令停止。

2 电力节能减排技术的应用

2.1 发电权交易

2.1.1 发电权交易相关概念阐释。所谓发电权交易主要是针对一些无法执行合约发电量合同的发电机组而制定的一种多边协商交易或集中撮合交易。在电力生产过程中，某些发电机组可能由于某种原因无法继续执行其所签订的合约发电量合同，那么可以通过专门的电力调度交易组织的集中撮合交易或者多边协商等手段，购买节能环保机组一定的电量，将这些电量合同用于对冲自身无法执行的合约发电量合同，其目的是为了降低违约损失。而有些高效节能环保机组，其在完成所签订的电量合同后，可能还会剩余一些发电能力，这部分剩余的发电能力可以通过上述手段以合理的价格出售，从中获取利润。由此可见，通过发电权交易，可以实现买、卖双方的共赢，当然，前提条件是发电权出让机组的边际发电成本要高于受让机组的边际成本，其中燃料成本占机组边际发电成本的大部分比例。通过发电权交易，一些高耗、高排、高成本的机组可以被一些低耗、低排、低成本的机组取代，最终实现降低发电总能耗、总成本的节能减排目标。

2.1.2 发电权交易的种类。严格说来，发电权交易属于期货交易的范畴，其通过市场的方式实现发电机组之间的电量替代交易行为。相应的发电权交易的种类包括以下四种：首先，将小火电的全部发电权电量关停，以高效、大容量的火电机组取而代之；其次，以大代小交易及用高效、大容量的火电机组取代火电机组的部分发电权电量；再次，水火置换交易，即采用更加环保的水电机组取代火电机组的部分发电量；最后，利用不受电网约束的高效、节能、环保机组取代受电网约束的低效机组等。一般情况下，发电权电量转让属于二次交易，与初次取得的发电权电量有很大差别，所以在发电企业内部以及不同的发电企业之间可以进行发电权电量的转让。

2.1.3 发电权交易的影响。现阶段发电权交易在省内应用的相对较多，原因如下：跨省、跨区进行发电权交易，发电权电量出让省的税收就可能受到影响。通常省政府会将省内的发电指标做出明确规定，即确定发电权电量，如果电力装机有剩余，跨省、跨区转让发电权电量，则出让地区的发电利用小时数会受到影响而降低。在本省内进行发电权交易过程中，涉及到的相关单位部门相对较少，比如出让企业、受让企业及省电力公司，关系简单，协调过程相对容易；而跨省跨区进行发电权交易，则仅在输电过程中就需要调节出让企业、受让企业、区域电网公司等多家单位，增加了协调工作的难度。此外，受大环境体制的影响，跨省跨区进行发电权交易会对出让省电网企业的经济利益产生负面影响。不过，跨省跨区发电权交易也存在一定的积极影响，比如跨省跨区电力生产过程中，电煤供应、水电季节性来水影响等多个因素，可能会导致区域电网内各省电力供应出现季节性发电不足的问题，此时进行跨省发电权交易可以缓解这一问题；如果电煤供应普遍紧张，也可以借助外省政府及电力企业的支持，营造一个良好的外部环境。由此可见，如果跨省跨区发电权交易可以保证各方合理利益，同样可以将其积极性充分发挥出来，实现多方共赢。

2.2 大用户直购电交易

所谓大用户直购电交易是指电力企业的大用户向发电企业直接购电或者向售电商直接购电的行为。在购电过程中，用户与电力企业通过协商或市场竞争等形成具体的交易价格。可以预见，随着电力产业市场机制的不断形成与完善，大用户直购电交易将是大用户实施其选择权的重要方式，并且该方式还会促进电力市场形成良性竞争，提高电力市场资源配置的有效性。

一般情况下，大用户直购电交易是基于省电力市场交易平台来完成的，具体交易模式包括集中撮合交易、挂牌交易等，分年度、月度来进行。不过，现阶段我国大用户直购电交易模式还存在一定的问题，比如公平性问题。现行的电价机制中存在严重的交叉补贴现象，而且电力市场中未形成一套合理的输配电定价机制，因此现阶段的大用户直购电试点其实就是在回避交叉补贴问题的情况下进行的优惠电价，那么不同的用户、不同的发电企业就存在一个公平性的问题，并且会降低输配电价水平，损害电网企业的经济利益。因此，未来很长一段时间内，业界还需针对大用户直购电交易模式中的多个问题进行深入研究，比如市场准入问题、交叉补贴问题以及交易模式等等。

2.3 年度差别电量计划

所谓差别电量计划就是在进行机组省内年度发电利用小时数的安排过程中，不再延用传统的对各类机组平均分配发电利用小时数的“一刀切”的安排方式，而是充分考虑影响机组发电能力的各个因素后再进行计划安排。影响机组发电能力的因素包括机组类型、实际容量与能耗、环保、区域等等。在年度差别电量计划模式中，一些容量大、效率高、环保性好的机组的发电小时数会增加，而一些能耗高、排放大的小机组其发电小时数会减少，实现电力生产的节能减排。具体操作过程中，要针对机组类型、机组能耗、机组容量、环保差别、区域差别等五个因素，通过科学计算得出合理权重，以保证年度发电利用小时数计划安排的科学性与合理性，引导电源投资，优化电源

布局。

3 结语

总之，在环境能源问题日益突出的今天，电力产业实行节能减排、资源优化配置是必然趋势，而现阶段我国电力工业市场化程度还相对较低，因此，要逐步建立健全市场机制，采用各种节能减排与资源优化配置策略，比如发电权交易、跨省外送电交易、大用户直购电交易等方法，摸索出一条电力节能减排的新路子，增加大容量、高效率、环保机组的市场占有率，最终实现节能减排的社会效益与企业多方和谐共赢的经济效益。

参考文献

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[4] 杨卓，毛应淮.电力行业的节能减排与低碳经济[J].中国环境管理干部学院学报，2010，（1）：1-4.

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[6] 张焱，高赐威，王磊.华东电力节能减排监管现状及措施分析[J].电力需求侧管理，2010，（4）：

5-10.

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在现有的电力运行机制下，我国电力结构需要做出调整，其中重要的一点就是采取节能减排方案。在电力市场双边交易过程中，节能减排能促进企业的发展。因此，我国应以市场经济为依托，合理利用宏观调控手段，促进双边交易的合理化，实现资源的优化利用，促进电力企业效益的提高。

一、协商式双边交易模式应用可行性分析

我国电力市场双边交易模式主要表现为集中竞价式和双边协商式两种。两种模式各有优缺点。与集中竞价相比，协商式双边交易模式采用更简单的操作方式，为客户提供了较为广阔的空间，降低了交易成本，这些都促使了协商双边交易模式的兴起和应用。尤其是对于现阶段我国电力市场运行状态来说，双边交易模式的应用具有更高的可行性。具体体现为以下几个方面：

（1）协商式双边交易模式适用于不完善的发电市场交易平台，有利于现阶段我国电力市场交易经验的积累和运行机制的完善。正确体现了电力市场的差异性，从而帮助客户做出更加合理的选择。

（2）协商式的双边交易模式促进了市场的稳定，为市场主体之间的长久合作提供了机会。这主要是因为这种交易模式更加自由，符合现阶段经济市场的特点。从而有助于减少市场风险，降低交易成本。

（3）双边交易模式目前具有较大但有序的工作量，这使得调度人员的工作更具合理性。同时，该交易模式可对安全性较低的交易进行直接否决，降低了交易风险。基于协商交易模式的可行性分析，我们将针对电力市场与节能减排之间的关系分析其实现节能减排的效益。

二、电力市场与节能减排之间的关系

电力市场建设与节能减排之间相互依托。这主要表现为：电力市场机制的建立为电力企业的发展提供了平台，使电力资源得以应用，实现电力资源的跨区域和跨流量交易。只有在 电力市场机制完善的前提下，电力企业基于成本的竞价交易才具有可行性和高效率性。同时，通过基于资源税和排污税等成本考虑的电力市场建设，具有价格优势，能够实现资源的合理利用，实现电力结构的调整，从而促进企业的发展。同时，现阶段我国节能降耗的潜力与基数年利用小时数的年度合同电量相对应。在电力设施尚未完善的前提下，制定具有差异的电量供给是必要的。这就要求我国电力市场在节能减排的总方针下制定电力市场运行方案。其中主要为兼顾节能发电调度和电力市场建设，在实现节能减排的同时不能放弃电力市场结构调整和电力市场发展。根据市场变化进行合同电量的调整并且采用市场竞价方式上网。这是对现阶段电力市场不完善所采取的最为有效的措施。在此基础上，我国电力部分应及时进行电力结构的优化和改革，充分发挥电力市场和政府调控两种手段。

三、双边交易模式的节能减排效益分析

发电权是由当地政府制定并下发的当地年度发电量指标计划。其中包括电厂在公平竞争中获得的发电许可。发电权交易通过电量转让获得中长期发展效益，成为电厂中长期合约的一种补充。符合现阶段的电力市场发展现状要求，也是双边交易的一种重要表现方式，当然电能双边交易模式还包括大用户直购电交易和跨区跨省电能交易。文章仅针对这几种交易表现形式对双边交易模式下的节能减排效益进行分析如下：

（一）有效降低了发电能耗

通过发电权的制定标准， 可对电源结构进行调整。从而实现高效化的发电模式，充分的利用可再生资源。从而不断的提高火电机组的技术参数与容量等级， 实现发电能耗的降低。

（二）降低了环境污染

传统的小火电发电模式每发1kW・h的电就要排放4～7g的二氧化硫，而大机组则将这一数据降低至原来的十分之一。我国人口众多，正处于发展期，因此用电量大且存在均衡性差。因此发电权的转让意味着大量的降低了煤炭开采以及燃烧等过程带来的环境污染。

（三）有利于促进小火电的关停

通过发电权转移，实现了我国发电机组从小火电向大火电转变，小水电向大水电转变的过程，充分实现了资源的优化配置。小火电的一系列问题要求其必须退出电力市场。与此同时，电力企业的发电机组应逐渐实现大容量、高参数模式。而通过协商双边交易可制定有效的发电计划和有偿转让，使小火电机组安全平稳的退出电力市场，实现人员分流、转产以及转型。同时，小火电的关停有助于资源的有效利用和电力系统运行效率的提高。发电权交易则成为这一过程实现的重要手段之一。与其它交易模式相比，双边协商模式尊重了买卖双方的自主性，对企业自主经营权不造成影响。并且在这种模式下进行小火电关停，可避免相关的社会问题。

四、总结

与集中竞价交易模式相比，协商式的双边交易模式具有操作简单、运行成本低等特点，并且这种模式应用于目前状况下的电力市场。目前，我国的煤炭资源逐渐减少，环境污染比较严重，因此实现节能减排十分必要。它能够为企业带来经济效益，降低企业成本。目前，发电权交易、大用户直购电交易和跨区跨省电能交易这三种表现形式均能够实现电力资源的优化配置，从而降低电力企业发电能耗，降低非可再生资源对我国环境的影响。（作者单位：国网青海省电力公司调控中心）

参考文献：

[1]张森林，陈皓勇，屈少青，等.电力市场中双边交易及其节能减排效益分析[J].华东电力，2010（3）.

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去年初成立了贵州电力交易中心，属于南网贵州公司的全资子公司，并正式挂牌运行。今年初，按照电力体制改革精神和贵州省的试点方案要求，在开展跨界考察调研的基础上，经过省领导与南方电网公司主要领导和分管领导多次沟通协调，重新组建以南网贵州公司占80%、贵州产业投资集团有限公司占20%的股份制电力交易中心，目前已完成工商营业执照登记。下一步还将继续协调推进和不断完善，逐步实现电网公司相对控股、多方参股、相对独立、规范运行的市场交易机构。

成立了由南网贵州公司牵头，发电企业、售电企业、用户代表参与的市场管理委员会。管理委员会主任由电网公司推荐，办公室设在电力交易中心，贵州省发展改革委、经济和信息化委、能源局和贵州能源监管办等政府部门不参与管理委员会，但可参加管理委员相关会议，对不符合市场交易规则的行为可实行否决。为方便市场主体开展交易业务，贵州省对电力交易大厅进行重新选点改造，建设多功能、智能化、一条龙服务的电力交易大厅。目前已试运行，4月中旬投入使用。

二、开展电力市场化交易

制订了《2016年电力市场化交易实施方案》和《贵州省电力市场主体注册管理办法（试行）》，对贵州电力市场的总体设计、实施路径、主要任务、市场运行、信用体系建设等作了明确。2016年允许报装容量为1000千伏安以上的用电企业进入电力市场，全省已有913家用电企业与21家发电企业签订了年度合同，签约电量达到336.7亿千瓦时，放开的发用电计划比例达到近40%。同时通过优先购电制度，保障重要公用事业、公益行业、居民生活用电等；通过优先发电制度，保障风电、水电等清洁能源的全额消纳。

三、通过改革降低大用户电价

根据《国家发改委关于贵州电网2016―2018年输配电价的批复》，输电环节过网费每千瓦时下降1.66分，其中大工业用电过网费下降3.06分。结合供给侧结构性改革，通过火电企业与用户直接交易和水火电发电权交易，实现大工业用电价格由0.56元/千瓦时降至0.44元/千瓦时，降低企业成本64亿元，可带动大工业用电量增加87亿千瓦时。

贵州是全国大数据综合试验区，中国电信、中国移动、中国联通三大运行商先期落户在贵安新区。目前全省共有大数据企业6家。为扶持大数据等新兴产业发展，全省通过电改释放红利，大型数据中心用电价由0.56元/千瓦时降至0.35元/千瓦时，预计为企业降低用电成本1亿元；结合贵州实际，对化工、冶金等特色支柱产业降至0.4―0.45元/千瓦时，有色产业降至0.3元/千瓦时。通过降低用电成本，拉动工业经济发展，今年1―2月，全省全社会用电量188.59亿千瓦时，同比增长1.16%。其中2月份同比增长3.54%。

四、引导社会资本成立售电公司

开展了成立售电公司咨询服务，贵州省能源局明确专人对前来咨询的企业进行政策宣传解读引导，初步拟定了售电公司注册工作流程，根据企业意愿，企业自行先到当地工商行政部门注册成立售电公司，报省能源局备案，省能源局对其资质进行审核，对符合条件的列入目录，进行公示，到电力交易中心注册登记。目前全省已在工商部门注册的售电公司24家，其中国企售电公司9家，国企和民营混合售电公司2家，民企售电公司11家，省外售电公司2家。下一步将按照改革要求，积极探索售电公司相应准入条件，推动售电主体开展售电业务。

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中图分类号：TM61 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2016）12-0290-02

一、可再生能源发电现状

我国可再生能源的应用形式以电力为主，近年来增长迅速，但由于传统电力结构倚重火电，可再生能源在整体电力结构中的比重仍显单薄。截至2014年，我国非化石能源占一次能源消费比重提升到11.1%，除去核电部分，可再生能源占比9.6%；从电力结构来看，可再生能源仅占全国发电装机容量的8.9%，火电比重仍为67.4%。人们广泛了解的可再生能源形式包括水电、风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电等。水电是可再生能源中最为成熟和广泛的应用形式，我国水电装机容量领先全球，总装机约300GW，年发电量约1万亿千瓦时，对我国华东、华中地区的工农业及民生电力需求贡献突出，三峡、砻滩、葛洲坝、三门峡等水利枢纽工程更是广为人知。风电和太阳能发电近年获得集中发展，主要以风光资源丰富地区（内蒙、甘肃、青海、新疆等西部省份）的集中式地面电站为主要模式，2014年风电装机90GW，年发电量1500亿千瓦时；太阳能发电装机30GW，年发电量250亿千瓦时。而近期，风电太阳能电站开发向中东部推进的趋势，以及分布式太阳能发电获得广泛关注，是由我国中东部地区突出的电力需求和较为稀缺的土地资源决定的，也是未来可再生能源发展的重要方向。

例如，风力发电就是我国解决我国能源和电力需求刚性增长的重要战略布局。风能是一种不产生任何污染物排放、可再生的、清洁的自然能源，风力发电具有建造发电场的费用低廉，不需火力发电所需的煤、油等燃料或核电站所需的核材料即可产生电力，除常规保养外，没有其他任何消耗，没有煤电、油电与核电所伴生的环境污染问题等优越性。这几年，我国也大力推动风电等新能源行业，风力发电领域获得了快速发展。截至2016年底，全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦，其中并网风电1.6亿千瓦，占比为9.9%；清洁能源装机容量达到5.93亿千瓦。占总装机比重36.2%。

二、电力市场化对风力发电的影响

1.电力市场化对风电可再生能源补贴的影响。十三五”能源规划对风力发电做了重点提及，到2020年风力发电的装机容量达到2亿千瓦以上。国家能源局表示，逐步取消可再生能源补贴，到2020年将不再提供风力发电补贴。可再生能源发电，将走向市场化运行。

能源被称为工业的血液，风能是能源的组成部分。在《关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》中，有关能源“十三五”规划的内容占据着重要位置。其中，风力发电的内容，在“十三五”能源规划中花了不少笔墨。

据“十三五”能源规划研究，通过构建西部、东部两个同步电网，到2020年，新能源跨区输送规模将可超过1.5亿千瓦，从而实现更大范围水火互济、风光互补、大规模输送和优化配置，弃风、弃光可以控制在5%的合理范围内，将从根本上解决西部地区清洁能源大规模开发和消纳难题，保障清洁能源高效利用。值得注意的是，“十三五”时期是全面建成小康社会决胜阶段，也是可再生能源非常重要的时期，可在再生能源发电也将走向市场化运行。

现在国家能源局已经提出了一个目标，到2020年风力发电实现平价上网，不再给予补贴。一旦可再生能源利用市场机制来发展就会走向更加广阔的天地，它的发展就会有更大的规模和更大的速度。

2.电力市场化对风电可再生能源上网电价的影响

在电力改革的大背景下，除分布式能源（分布式光伏、风电）以外，所有的电源项目都要参与竞价上网，即低电价的电量才能获得上网权，否则机组只能闲置。

3月1日，在北京电交中心完成了“银东直流跨区电力用户直接交易”的试点交易，陕西、甘肃、青海、宁夏的一些火电、风电、太阳能发电企业参与了竞价上网，售电给山东。风电、太阳能项目由于出力间歇性原因，单凭“常规电力属性”与火电竞争，显然不具竞争力，因此只能靠低电价进行竞争，很多企业报了“0电价”，虽说会有国家补贴，但项目收益会大幅下降。

3.电力市场化对风电并网和消纳的影响

随着新能源大规模开发，运行消纳矛盾也日益突出。我国风资源集中、规模大，远离负荷中心，难以就地消纳。新能源集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低。加之近两年经济增速放缓，电力增速减慢，多种因素共同作用下，新能源消纳矛盾更加突出。新增的用电市场却无法支撑各类电源的快速增长，导致新能源和火电、核电利用小时数均出现下降。

我国电源结构以火电为主，特别是“三北”地区，占比达到70%；全国抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%，“三北”地区不足4%。电源结构不合理，导致系统调峰能力严重不足。

国家早前颁布“十二五”风电、太阳能发电等专项规划，但“十二五”电网规划至今没有出台，新能源基地送出通道得不到落实。电网项目核准滞后于新能源项目，新能源富集地区不同程度都存在跨省跨区通道能力不足问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。

据了解，与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制已经严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点。由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。

三、可再生能源在电量市场化下的应对措施

1.“还原电力商品属性，形成主要由市场决定能源价格的机制”是近年电力体制改革的主要目标

可再生能源也是商品，因此由市场机制来引导其发展是必然趋势。可再生能源发将被纳入公益性调节性发用电计划，依照规划继续享受保障性收购。陆上风电是最接近自主市场竞争力的可再生能源。分析表明，延续当前风电政策，会面临保障性收购与市场机制的冲突、强制标杆电价与市场价格形成机制的冲突、不断扩大的补贴需求与可再生能源基金规模有限之间的现实矛盾，最终导致风电并网和利用效率低下难题难以得到根本解决。如此，清洁、可持续发展的能源战略目标很可能会落空。

根本的解决之道是市场化。让风电参与市场竞争，通过市场交易与用户达成长短期供电协议，调度机构在保证电网安全的前提下本着优先保障原则安排风电并网发电；变强制电价为基于市场交易电量的度电补贴，引入动态调整机制，根据风电的经济改善水平逐步降低、直至完全取消补贴。

2.建立以配额机制的绿色证书，鼓励碳减排交易和节能量交易

根据全国2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15%的要求，2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。各发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求。鼓励可再生能源电力绿色证书持有人按照相关规定参与碳减排交易和节能量交易。配额制度本身无法实现可再生能源发电的绿色价值部分，绿色证书为绿色价值部分的实现提供了市场化A解决方案和手段。

通过允许配额义务承担者之间交易使用可再生能源的义务，绿色证书可以像商品一样在绿色证书市场上进行买卖和交易。

绿色证书就是将基于配额形成的可再生能源发电量证券化，并借此构建基于市场的可再生能源电能供求机制和市场交易体系。绿色证书作为可交易的有价证券，其价格由可再生能源电价高于常规电价的“价差”决定，并随着市场供求状况的变化而波动。可再生能源发电企业通过销售绿色证书获取价外收益，实现可再生能源电能的绿色价值，并使得可再生能源配额借由绿色证书实现可交易，巧妙地解决了配额制度的市场化问题。

对于可再生能源电力生产者来说，实施配额制并允许绿色证书交易时清洁能源发电企业利润由两个方面构成：一个是通过电力上网价格出售可再生能源电力以获得销售利润，另一个则是通过在证书市场上出售绿色证书来获利。而建立可再生能源认证系统，证书的可交易性打破了可再生能源发电交易的地域限制，使得绿色可以销售到任何有需求的地域。

3.电网加快电网建设，保证新能源并网和输送

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举世瞩目的三峡电站的第1台机组将在2003年投入运行,2009年全部建成。包括三峡—葛洲坝梯级水电站在内的华中、华东、广东等电网构成的三峡电力系统的联合优化调度问题已提上议事日程。

三峡电力系统的分电方案及调度体制已明确:近期,为体现资源优化配置,采用“国家划定市场,竞争决定电价”的方式,以有竞争力的电价向各地售电;远期,按照电力市场规则运行,参与受电地区的市场竞争。对2003年～2010年大区间的分电比例也有原则规定。当前的主要问题是:

a.在已定的分电比例下,三峡电力系统如何运行调度是最优的?

b.若各省(市)报价,三峡电力市场管理部门应如何协调价格和分配出力?

c.在以上两种情况下,典型日的运行方式应如何考虑、协调?协调不当会出现什么问题?

d.各大区电网受电后,调峰和弃水问题能否解决?

e.三峡至各大区输电线上的送电负荷曲线应该是怎样的?

这些问题的解决,均需要一个有力的全系统运行模拟计算工具。随着各地区电网交易市场的成熟,三峡电力系统将逐步向市场化体制过渡,为了研究电力市场下的一些规则、体制和监管交易的公平、合理性,也需要一个全系统的交易市场模拟计算工具。为此,我们开发了一套“三峡跨区电力市场优化调度系统”,用于电力交易市场下的交易和运行决策。目前所说的电力市场下的交易决策,实际上是交易与运行决策的统一[1],是保证安全和经济性的优化调度[2]。在短期调度中,它是指:系统在满足各种供电需求、安全、质量等约束条件下(包括需求特性、备用、检修、用水、机组启停调峰等),制定发电、输电和交易计划,使全系统的社会效益最大,亦即同时完成交易决策和运行优化。

本文将介绍“三峡跨区电力市场优化调度系统”的模型和算法,并用它研究三峡电力系统运行中的调峰、分电方式和电价等有关决策问题。应用中可能有两种情况。

a.在已知各省(或大区、大机组)报价曲线时,可进行(三级系统)交易市场的模拟。即在已知三峡电力系统可用水量(或来水及初、末来水位)的条件下,进行电力、电量交易分配的计算。

b.在尚不知各省(或大区)报价曲线时,可采用其边际成本曲线作为报价曲线。因为在完全竞争的市场下,市场价格趋于系统的边际成本,电厂的报价接近其自身的边际成本。本系统的市场模拟包括了三峡、大区、省、电厂、机组5级系统,各省(市)的报价曲线可以采用竞争后的省(市)边际成本曲线。这里只计入了可变成本(电量成本),需要时也可计入容量成本。

1数学模型和算法

为研究三峡电力系统的短期最优运行方式和交易决策,建立了以三峡—葛洲坝梯级水电站为中心,向华东、华中、广东等大区送电的数学模型。

1.1约束条件

a.三峡有4个分厂,葛洲坝有2个分厂,各分厂有共同的上、下游水库,分厂的流量和出力相互影响。

b.三峡—葛洲坝间有回水影响,且两电站下游均有航运约束(出力变化率约束及最小流量约束等),是时间相关的约束。

c.三峡具有季调节特性,葛洲坝具有日调节特性,有相应的上下游水位、发电和弃水流量等上、下限约束。

d.三峡—葛洲坝梯级水电站通过直流输电线向华东、广东大区送电,通过交流输电线向华中送电。三峡至大区间联络线上均有日交易电量和功率上、下限(安全、阻塞或出力过程)约束。

e.各大区将电能转送给各省(市)。各省(市)可以是单一受电商,与三峡有合同日电量或出力曲线约束;也可以是转送站,下设各类电厂或机组(如火电、水电、核电、抽水蓄能、燃机),考虑了火电的燃料成本、启停和水电的不同调节特性。各省(市)有自己的负荷,并可从大区直属厂购电。直属厂可以是属于大区电网公司的大水电厂、抽水蓄能电厂或核电厂等,它们可以参与或不参与竞价。

1.2目标函数

电力市场下的目标函数是全系统的社会效益最大。在当前条件下,可变为以下两种形式。

a.全系统总运行费(包括所有电厂、机组的运行成本和输电成本等)最小。这时,可进行从三峡、大区、省、电厂到机组的5级系统的模拟优化计算。机组可采用成本微增率曲线或报价曲线。

b.三峡—葛洲坝梯级水电站售电收益最大。在电力市场下,若三峡和各省(市)售、购方分别报价使社会效益最大,则可能三峡电量不能全部被吸纳。若认为三峡电能按长期规划的要求售出是国家的利益最大,则在三峡日发电量和大区分电比例一定的情况下,上述目标变为三峡—葛洲坝梯级水电站售电收益最大。这时,可进行三峡—大区—省3级系统的市场模拟计算。省局采用的购电价格—功率曲线可以是数条日等值价格曲线或每小时报价—出力曲线。

1.3算法

可见,这是一个有复杂约束的超大型非线性优化问题,变量维数达4万多个,没有现成的算法可以采用。国内外互联电力系统优化调度中曾用的Lagrange松弛法[3,4]、Bender分解法、D2W分解法等都无法使用。为此,经多年努力,我们研究开发了新的算法和相应的实用软件,包括:

a.可加速收敛的可行方向法——夹逼可行方向法;

b.利用问题的可分性,将大型线性规划问题分解的新算法;

c.用于快速求解网络流子问题的广义out2of2kilter算法[5],可以从不可行的初始解处开始计算,对迭代计算十分有利;

d.用松弛和分解法处理整数问题的方法。

这一系列新的算法,使这一超大型非线性优化问题变得容易求解;同时,又能适应三峡电力市场模型复杂、多变的要求(如增加供电区,增加航运、交易量约束等)。为了说明该算法和模型在电力市场决策和分析中的作用,我们研究了以下方案(本文算例暂用燃料成本,今后可按上网电价计算)。

2基本方案

该方案的目的是研究在三峡电力系统可用水量(或初、末蓄水量及来水量)和送大区的分电比例一定的情况下,若不计三峡—葛洲坝梯级水电站发、输电成本,按各省和大区的已有资源、负荷需求及安全(阻塞)条件,三峡—葛洲坝电能应如何分配才能使全系统运行费最小。这是一种使三峡—葛洲坝电能尽量被吸纳的最优能源利用方案。该方案仅在三峡—葛洲坝送各大区联络线上,按规定的分电比例,设日电量约束和功率上限约束(未加至各省(市)联络线上的电量约束)。以2005年夏季(8月)丰水期、平水年为例,说明三峡—葛洲坝应采取的送电方式(其他年份汛期情况与此相似,非汛期情况另文介绍)。届时,三峡已装机12台700MW,为围堰发电期,上游水位135m。三峡日平均入库流量35336m3ös,大于满发过水能力,故有正常弃水。各省(市)的负荷水平如表1所示。

计算结果如下:

a.三峡—葛洲坝发电情况

规定2005年三峡送电比例为:送华东、广东各1ö2,不送华中。三峡至华东的二回直流输电线功率上限共4200MW,至广东一回直流为3000MW。计算结果:三峡电站和葛洲坝电站全日满发,三峡最大出力6217MW,葛洲坝最大出力2470MW。三峡送华东基荷217MW,77.20GW·h;送广东基荷3000MW,72.0GW·h;不送华中。假设葛洲坝可送华东1ö3,结果葛洲坝峰荷多送华东,低谷多送华中,形成对华中反调峰900MW的现象,如表2所示。

由于华东负荷紧张、电源不足,燃(油、气)机担峰荷成本高(假设燃机燃料费相当于煤价的2倍及以上),故华东峰荷边际成本远高于华中,吸收能力强,输电能力又允许,故在三峡送华东基荷的同时,葛洲坝为华东调峰(900MW),为华中反调峰(-900MW,7h),相当华中为华东调峰900MW。

b.华东受电情况

华东各省(市)受三峡梯级的电量比例如表3“基本方案”栏所示。

由表3可以看出,向浙江送电最多,这是因为预测浙江年最大负荷增长最快(10%),增建电源相对较少,有少量水电调峰,峰、谷均需三峡送电。上海峰荷短缺较多。故计算结果是:三峡高峰大多送上海、江苏、浙江;低谷送浙江较多;不送安徽(分电比例仅为0.2%)。

各省(市)的最大(时段)边际成本如表3“基本方案”栏所示,说明优化调度结果是各省(市)最大边际成本接近(0.3元ö(kW·h)～0.4元ö(kW·h),相当于燃机成本)。安徽的最大边际成本仅为0.155元ö(kW·h),故基本不需受电(直属厂无负荷,表中未示出)。

c.华中受电情况

华中水电丰富,有多座大中型水电站,其调峰能力很强。8月份江南水系的主汛期刚过,加之河南火电煤价较低,调峰能力较强,因而,华中低谷可吸收葛洲坝较多的电力,由自己的水、火电调峰。这样,就形成了华中可以为华东调峰的局面。

这种情况不但会在汛期出现,在围堰发电期的非汛期,三峡装机不足,全日满发时同样会发生(水库水位保持135m不变)。不同的是,非汛期允许三峡向华中送电44%(送华东40%、广东16%)。这样,三峡可为华东、广东提供需要的调峰容量(峰多谷少),低谷大多送华中,即三峡对华中反调峰;葛洲坝可按基荷送华中、华东。

以上是未计入三峡—葛洲坝梯级水电站发输电成本的理想的最优能源分配情况,实现过程中需采用电价的杠杆和经济补偿政策。若考虑三峡发输电成本和长期能源最优配置的需要(引入容量电价)等,也不困难。

3减少允许启停机组方案

在基本方案的基础上,受端减少允许启停机组台数,改变运行方式,结果是:

a.优化后,由于设定的允许启停机组(200MW及以下)台数减少,小机组可能全日停运或全日运行,总启停费减少,故全系统总运行成本比基本方案减少了1.15%。

b.三峡送华中、华东的日电量、峰谷差(有反调峰)的情况不变,但由于受端启停机组数减少,调峰能力不足,葛洲坝或其他水电站可能低谷弃水,即所谓“弃水调峰”。弃水电量约1.11GW·h。

4加送省(市)日电量约束方案

在上述基本方案的基础上,增加三峡向各省(市)送电线上的日交易电量约束。例如,华东各省(市)的分电量比例(如表3“加省(市)约束方案”栏所示)为:上海40%,浙江23%,江苏28%,安徽9%,不送华中。结果是:

a.华东运行成本比基本方案增加1.9%。这是由于缺电的浙江受电量比基本方案减少,江苏、上海、安徽受电量增加,总体上不如不加此约束时经济。

b.各省(市)最大边际成本间的差距加大。这是由于受电减少的浙江燃(油、气)机多发,边际成本提高;江苏受电增加,边际成本降低。因此,省(市)间分电比例宜根据当时的负荷需求和电源情况做一些调整,或由市场调节。

这里的边际成本是对应于负荷平衡方程的影子价格(根据优化理论,对应于每个约束条件均有一个边际成本,又称影子价格(或对偶变量),它们都有相应的经济意义),为单位负荷变化引起的最优总成本的变化量。它的大小反映了与目标函数有关的各省(市)的负荷需求、电源结构容量和燃料成本等情况。因此,在电力市场中,研究各地区的边际成本或边际电价,对决定三峡电价十分重要(若目标中含有固定成本,也有类似的意义)。

5计入三峡电价的方案

由大系统理论,第2节基本方案中各省(市)子系统的最优解即为市场竞争中当时条件下各省(市)可获得的收益最大解(即平衡解),其边际成本即对应全系统可接受的报价。设三峡每日一个价(丰水期,按燃料成本计算):送华东0.18元ö(kW·h),送华中0.09元ö(kW·h),其他条件同基本方案。结果如表4所示。

由于送华东的电价低于其基础方案的高峰边际成本(0.365元ö(kW·h)),而高于其低谷边际成本(0.098元ö(kW·h)),故华东高峰最大受电功率与表2相同,低谷受电减少。华中则由于三峡定价比基本方案中湖北、湖南、江西的最小时段边际成本还低,故吸收三峡—葛洲坝的电能不变。于是,三峡、葛洲坝因送华东的低谷电能卖不出去而弃水,结果总输出电量有所减少。若调整三峡电价为分时段电价,与各省边际成本(或电价)相适应,则可避免这种非正常弃水发生。

6结论

本文提出了三峡电力市场的优化调度模型和算法,并利用所开发的系统对2003年～2007年的市场情况进行了大量分析计算,得到一些有益的结论:

a.只考虑大区间的分电量比例约束,送各省(市)的交易电量不加限制,可得到理想的经济分配情况。这时,同一大区内各省(市)的边际成本相近(不受电省(市)的边际成本小于此值)。

b.若对送各省(市)交易电量加分电比例约束,全系统总运行成本增加,各省(市)之间边际成本差距加大。因此,在长期规划的框架下,近期省(市)间分电比例按负荷及电源情况做一些调整,或由市场调节为好。

c.若新建机组按计划投运,三峡定价合适,各省(市)基本可以吸纳三峡电力,仅5月～6月间江南水系与长江干流水系丰水有重叠时,可能有少量低谷(为调峰)弃水。建议在华中增建抽水蓄能电站,丰水时吸收水电低谷电力,高峰向广东或华东送电,从而大大提高全系统的调峰能力(抽水蓄能机组的调峰能力接近容量的2倍)。一方面,可消除弃水调峰现象;另一方面,一定比例的抽水蓄能电站作为事故备用,对提高系统运行的安全、可靠性十分必要。超级秘书网

d.各省(市)的运行方式,如备用、启停、调峰能力等会影响对三峡的受电能力,严重时引起弃水。

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集团整体上市的情况:目前整体上市还没有时间表，同业竞争态势跟以前也不一样，目前智能变电站，调度自动化是国电南瑞主要利润来源，南瑞继保主要是用电安全，高压保护及监控。

关于电改:电改后会带来大量投资额，目前配电网薄弱的情况会发生巨大改变，如售电公司的设备投资，以及新增配网投资等，南瑞在设备领域有较大的优势，未来会重点关注新能源接入、电力预测、需求侧管理等带来的机遇。

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亮点一：输配电价改革破除电网垄断优化资源配置。《关于推进输配电价改革的实施意见》明确，按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价。电网企业的收入来源不再是原来的上网电价和销售电价价差，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。电网运营模式的改变意味着破除市场垄断，减轻了电网过去作为电力系统运营枢纽和产业发展矛盾焦点的无限责任，有利于电网企业专注于电网投资运营，降低成本，提高运营效率，确保电网安全运行，对电网企业同样是利好。新的输配电价形成机制，既为全社会留出了电价适度下调的预期空间，也为市场各参与主体公平竞争、合理定价提供了博弈机会，引导全社会通过电源结构调整、电力技术创新和节能减排降耗，实现全社会电力资源的优化配置。

亮点二：电力交易机制改革促进市场规范运行与公平竞争。《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出，在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，市场主体包括各类发电企业、供电企业、售电企业和电力用户，各类市场主体在清晰明确的市场规则下公平竞争和购买电力服务。《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》进一步明确，交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。多种电力交易机构的组建形式和齐备的制度安排，有利于促进电力交易的公开透明，有利于形成公平的市场竞争格局，整体提高电力系统的运营效率。

亮点三：向社会资本开放竞争性电力业务迈出实质步伐。《关于推进售电侧改革的实施意见》，核心是放开竞争性售电业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。应该说，这是迅速贯彻2015年9月下旬国务院的《关于国有企业发展混合所有制经济的意见》的一个案例。社会资本成立售电公司，无须行政审批，只要符合资产总额、依法工商注册、通过社会公示、履行信用承诺制度即可，充分体现了电力体制改革的简政放权决心。

亮点四：售电侧改革引导技术创新提升用户体验。对不直接参与电力交易市场的普通电力用户，对本轮电力体制改革感受最直观、利益最直接的莫过于售电侧改革。未来售电公司包括电网企业的售电公司、社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司和不拥有配电网运营权的独立售电公司，且同一供电区域可以有多个售电公司。这一竞争格局将彻底改变一网独大的市场生态，售电公司为争取客户，将更多在面向终端客户的技术创新和服务提升上做文章，普通电力用户不仅将获得更高质量的电力服务，也将直接享受整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术所带来的利益。

亮点五：综合性改革措施促进环境保护与节能减排。配套文件形成一系列的综合性改革措施，如建立优先发电制度、形成可再生能源参与市场竞争的新机制、跨省跨区送受电逐步放开、逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，共同保证风电、太阳能发电、生物质发电、水电、核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组按照优先顺序发电，促进清洁能源多发满发。这些旨在鼓励清洁能源发展、提高能源利用效率、建设全国性统一开放的电力市场的改革措施，将以电力市场法规的形式破除地区壁垒，减少弃水、弃风、弃光现象，提高电力系统的清洁能源比重，大幅促进环境保护和节能减排。

亮点六：优先购电和政府监管等制度安排确保民生用。电力是经济社会运行与发展的基础性资源，社会大众还关心的是，市场化改革后效率提高了，但是电力系统的安全和民生用电如何保障？对此，六个配套文件用优先购电制度、保底供电制度、应急处置制度和一系列政府监管制度来确保电力安全高效运行和可靠性供应水平。如：优先购电制度，是切实保障无议价能力用户优先用电的制度安排；保底供电制度，是指拥有区域配电网运营权的售电公司承担营业区内保底供电服务责任，当社会资本投资的配电公司无法履行责任时，政府指定其他电网企业代为履行的一种制度安排。

综上所述，电力体制改革配套文件实施到位后，将彻底打破电网垄断，无歧视开放电网，并以全国性开放统一的电力市场高效配置资源，各类市场主体公平参与竞争，社会用户获取更多选择、更加优质、更有保障的电力服务，社会资本得以进入竞争性电力业务，共同繁荣和促进我国电力工业的清洁、高效、安全、可持续发展。

二、电力体制改革配套文件对电力行业发展趋势的影响

新一轮电力体制改革，是本世纪初电力体制改革的继续和深化。深水区的电力体制改革，着重在提高资源利用效率、理顺价格关系、健全发展机制、转变政府职能、加强电力市场的法制建设等关键领域和薄弱环节发力，促进电力工业的可持续发展，提升对经济社会发展的能源支撑保障能力和电力普遍服务水平。具体而言，将多方面对电力行业发展趋势产生深远影响。

一是电网建设将出现投资与创新。开放社会资本投资增量配电网对整个电网建设有三重意义：第一，社会资本成为电网建设的有益补充；第二，社会资本带来配网市场的有序竞争，将掀起新一轮技术创新热潮，进一步提高配网智能化水平；第三，电网企业的投资能力与技术创新将专注于坚强电网的建设。尽管处于国计民生关键领域的电力市场对社会资本的开放仍属局部，但达到了四两拨千斤的效果。可以预计，输配电网将出现一轮投资与创新的。更坚强的电网，更智能的配网，将破除行业发展的壁垒，为调整电力结构和提高资源利用效率带来突破性的发展机遇。

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电力短缺

2004年我国再次出现缺电。由于经济较快地发展带动了用电高速增长，2004年前三个季度全社会用电量是15713亿千瓦时，同比增长17.2％，其中第一产业增长1.9％，第二产业增长16.44%，第三产业增长16.1％，城乡居民生活增长9.05％。

宏观调控措施对整个用电需求产生了很大影响。全社会的用电量增长速度从2004年5月份开始呈逐月下滑趋势；高耗电行业用电增长高位回落，宏观调控影响已逐步显现；从趋势来看，电力短缺出现了一定的缓和。

目前用电增长的地区布局不均衡。全国各地区用电均达到两位数增长。另外由于受供电形势持续紧张的影响，华东和廊坊等地用电都超过了15％。

就工业来讲，缺电加剧。2004年前三季度，全国新增装机容量超过2470万千瓦，同比增长12％。在历史上这也是非常快的。这些新增装机主要分布在华东、华中、华北和南方地区。全国电力生产保持较快增长，水电发电量略有增长。1～9月份发电量同比增长15.18％，火电发电量同比增长14.85％，水电增长16.2％。但是扣除三峡发电的因素，全国水电仅增长2.82％，也就是说今年水电仍属于枯水年。

发电设备利用小时数继续提高。全国发电设备累计平均利用小时为4068小时，增长160小时。火电设备平均利用小时达4504小时，增长223小时，预计全年火电设备平均利用小时数有望突破6000小时。另外一个特点十分显著，全国跨区、跨省送电大幅增加，累计跨区送电1616.6亿千瓦时，同比增长28.44％，区域间电量交换415亿千瓦时，增长107.3％，区域内省际间电量交换1202亿千瓦时，增长13.64％。

问题症结

目前全国电力供需形势更为严峻，短缺更为严重。从以下三个方面可以看出，范围进一步扩大，先后共有24个省级电网，其中有25个省市出现拉闸限电。天津6月开始拉闸限电。7月下旬北京也出现限电；第二缺电程度加深，缺电总量达3500万千瓦左右；第三缺电时间拉长，一、二、三季度中出现拉闸限电的省级电网分别为24、24和23个。特别是山西、内蒙西部、江苏、浙江、河北南部等五个地区由于供应能力严重不足，已经出现持续性缺电特征。

首先，从供应方来看，主要是有效供应不足，是随机性因素增加所带来的。表现在各方面，第一，由于电力供应总量不足，“九五”后三年开工规模过低，尽管这些年装机新增投产逐年增加，还是不能满足电力需求。电力总量还是增加的。

第二，从2001年开始电煤的供应逐年紧张，电煤的用量很大，造成大量的燃煤电组停机。1～8月国家电网公司经营区域内缺煤停机共计212台次，累计4280万千瓦，同时煤炭库存长期运行在低位，造成煤炭价格一路攀升，煤炭运输持续紧张。

第三个因素是持续高温并处于偏枯年份，增加了随机性缺电，增加随机性负荷与减少供应能力。

第四，电网建设滞后，局部电网结构薄弱，存在输配电卡脖子问题，加剧了部分地区的电力供应紧张程度。另外，由于长期的缺电，造成机组临时停机检修增加。

第五，从需求侧来看，我国正处于重化工业阶段，经济快速增长，带动用电量全面高涨。特别在这个阶段，由于我们国家经济增长属于粗放型的模式，有一些高耗电、高耗能的企业快速扩张，使我们有效的电力供应难支撑经济的大发展。

另一个方面，由于电价的调控不及时、不到位，20世纪末出台的优惠电价，与供需变化不同步，使差别电价落实阻力重重。更深层次的原因是，对电力先行和如何在电力改革中落实科学发展观认识不够。

突破重围

今年是电力供需最为紧张的一年，第三季度的结束，标志着今年最为紧张的时期已经过去。我们预计今年用电增长将继续保持在14.5％左右。投产规模超过4000万千瓦，缺电约3500万千瓦左右。第四季度仍然偏紧，缺口超过1100万千瓦，主要集中在华东、华北、南方等地区。明年的供电形势有所缓解，但是仍然总体紧张。明年的需求主要取决于明年经济增长幅度，特别是高耗能行业的扩展速度，我们担心明年的需求大概在10％～14％之间，投产规模要比今年多，估计在6000万千瓦左右。缺口要比今年略为减少，大概在2000万千瓦～2500万千瓦，明年电力供应最关键的因素是，电煤的供应是否能够得到保证。

2006年国家宏观调控基本到位，电力供应可望总体平衡，局部地区仍然紧张。用电增长8％～12％之间，投产规模超过7600万千瓦，实现2006年目标的关键因素有两个：电煤是否能够得到保证；电网制约造成局部限电能否解决。预计2007年能够实现基本平衡，预计增长6％～9％，投产规模超过5000万千瓦，制约因素仍然是电煤供应和电网制约。

为了解决近期和长期的问题，我们需要关注和着力解决以下几个问题：

首先要加强协调并增加煤炭供应，以缓解运输紧张，确保电煤供应。能否实现2005年、2006年电力供应的缓解和2007年的供需平衡，电煤的充足供应是首要的前提。建议国家加大煤炭的勘测力度，加快建设大中型和大型的矿井，加快铁路专线建设进度，合理增加现有产能，控制煤炭出口，增加电煤供应总量，尽快建立煤电价格连动机制。

第二，要高度重视电网和电源投资失衡问题，建立电网良性发展机制。电网建设滞后效应可能在2006和2007年凸显出来，在电源供应总量满足需要的基础上，也可能因为电网滞后造成局部地区继续拉闸限电。从发展来看，要确保电厂送出电和为竞争性电力市场奠定基础，电网投资应占行业投资的50％左右，电网滞后的表面原因是资本金不足，根本原因是没有独立出台合理的电网环节电价，所以造成电网收益严重偏低。

第三，建议建立电力安全危机管理机制，确保电网运行安全。缺电时期是电网安全事故多发期，继续做好应急预案。要坚持统一规划、统一调度和公正交易。确保合理备用，合理安排机组检修，确保机组健康水平。

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（二）电力市场建设的基本原则是：统筹规划，合理布局，总体设计，分步实施，因地因网制宜。电力市场建设要有利于电力系统安全稳定运行；有利于促进电力工业持续健康发展；有利于消除市场壁垒，实现电力资源的优化配置；有利于促进电力企业公平竞争，降低成本，提高效率。

（三）电力市场建设的任务是：到十五末期，初步形成华北、东北、华东、华中、西北、南方六大区域电力市场，基本建立电力市场运营的法规体系和电力监管组织体系，全国大部分地区大部分发电企业实行竞价上网，符合条件的大用户（含独立配售电企业，下同）直接向发电企业购电。

二、区域电力市场建设的基本目标和模式

（四）区域电力市场建设的目标是：构筑政府监管下的统一、开放、竞争、有序的电力市场体系。区域电力市场包括统一市场和共同市场两种基本模式。统一市场是指在一个区域内设置一个电力市场运营机构，电能交易（包括合约交易和现货交易）和交易价格均在一个市场运营机构内形成。区域电力市场内实行统一规划，统一规则，统一管理，统一运作。共同市场是指在一个区域内设置一个区域市场运营机构若干个市场运营分支机构，电能交易（包括合约交易和现货交易）和交易价格在市场运营机构内分层形成。区域电力市场内实行统一规划，统一规则，统一管理，协调运作。

（五）在区域电力市场建设初期，区域电力市场运营机构暂时不能覆盖或电网联系比较薄弱的地区，可设立相对独立的市场运营机构，实行与区域电力市场统一规划，统一规则，统一管理，在区域市场运营机构的指导下相对独立运作，条件成熟时，逐步向统一市场或共同市场过渡。

（六）选择区域电力市场模式，应根据区域内电力资源与用电负荷特点、电网技术条件、电力体制状况，结合当地社会经济的客观情况综合考虑确定。

（七）无论选择何种市场模式，在同一区域内均应统一制定电力市场建设方案，统一考虑市场布局，统一市场运营规则和竞争模式，统一市场技术标准，统筹规划，配套建设，协调推进。

三、区域电力市场的主要交易方式

（八）区域电力市场的电能交易按照“合约交易为主，现货交易为辅”的原则组织。合约交易是指市场主体通过签订电能买卖合同进行的电能交易，现货交易是由发电企业竞价形成的次日（或未来24小时）电能交易以及为保证电力供需的即时平衡而组织的实时电能交易。

（九）合约交易可以按周、月、季、年或一年以上时段组织，合约交易原则上通过竞争的方式形成，竞争电量的比例由电力监管机构确定。随着电力市场的发育和改革的深化，应逐步扩大参加竞争的电量比例。

（十）现货交易可以采用全电量竞价和部分电量竞价的方式。全电量竞价指参与竞价上网机组的全部电量均在现货市场中竞价，其中大部分电量由购售电双方签订差价合同；部分电量竞价指参与竞价上网的发电机组按规定安排一定比例的电量参加现货市场竞价，大部分电量由购售电双方签订物理合同。

（十一）各区域电力市场应合理确定电费结算方式，按规定报批后执行。在国家电价制度改革之前，竞争电量部分按市场竞争形成的价格结算，其余电量按国家批准的价格结算，或按购售电企业签订的差价合约结算。具备条件的可实行容量电价和电量电价两部制模式。在电力市场运行初期，为维护市场稳定，电力监管机构可以会同有关部门对竞争形成的电价实行最高和最低限价。

（十二）建立有利于促进电网健康发展的输配电价格机制。经核准的大用户向发电企业直接购电，其购售电价格由双方协商确定，输配电价格按国家规定执行。

（十三）辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务，辅助服务的具体分类由区域电力监管机构根据区域电网的实际情况研究确定。电力市场主体应按规定向系统提供基本辅助服务。有偿辅助服务原则上通过市场有偿获得。在电力市场建设初期有偿辅助服务可暂不纳入交易范围，随着市场发育，辅助服务逐步实行市场竞争。

四、加快区域电力市场建设的主要措施

（十四）深化厂网分开改革，培育和规范市场竞争主体。对集资建设或合作建设的发电企业，要抓紧明晰产权，完善法人治理结构，落实出资人权利，按现代企业制度组建独立发电公司；对跨省跨区经营的发电企业，要理顺发电企业参与电力市场的组织关系；在政府依法监管下，按照市场引导、企业自愿、优势互补、规模经营的原则，推动发电企业的联合、重组，并创造条件，逐步优化发电企业的产权结构。

（十五）按照国务院文件精神和电力改革的总体要求，重组电网经营企业。区域电网公司应按照区域电力市场建设的需要，理顺组织关系，完善功能，加强区域电网规划，加快电网建设，加强对区域电力市场运营机构的管理，保证电网安全稳定运行。

（十六）加快电力市场运营机构建设。在现有电力调度通信体系的基础上，建立和健全电力交易、计量、结算等功能，合理确定电力调度交易机构的功能分工，逐步建成与市场运作相适应、综合配套的电力市场运营机构。

（十七）健全电力市场法规体系。加强电力市场法规建设，制定电力市场运营的基本规则、区域电力市场运营规则和有关细则，加强市场准入和退出管理，保证电力市场运营规范、有序。

（十八）加快建立电力市场监管体系，加强电力市场培育和市场运营监管。电力监管机构要与电力市场整体设计、同步建设，具备条件的，可根据需要先行建立电力监管机构，以加快电力市场的培育。

（十九）加强电力市场技术支持系统建设。区域电力市场技术支持系统应按照统一规划、统一标准、统一管理的原则，由区域电网公司按规定商发电企业统一开发，各市场主体按规定配套建设。

五、推进电力市场建设的步骤及组织实施

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中图分类号：TM715 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2013）08-0108-02

目前的我国东部地区缺电具有局部性、季节性、时段性特点。近几年缺电是大面积、长期性的全国性缺电。既要高度重视当前的缺电形势，积极主动采取相应措施缓解供需矛盾，同时也要充分认识当前缺电的性质和特点。

据统计，迎峰度夏（6～8月份）期间2012年华东电力缺口1500万千瓦，华北、华中、南方缺口均在500万千瓦左右；而东北、西北电力富余较多。如果气候、来水、电煤供应等不确定因素叠加，高峰电力缺口还可能进一步扩大。而内蒙古西部地区由于没有远距离、大能力的电力外送通道，“窝电”现象严重。

一、内蒙古“窝电”现象原因分析

截至2012年底，内蒙古电力装机7828万千瓦，发电量3341亿千瓦时，在我国分别居第一和第三位。但是，外送电量只有1337亿千瓦时，占全国跨省送电量的18.5%。

与之相比，去年内蒙古煤炭产量10.6亿吨，占全国煤炭产量的29%，外运却达到6.6亿吨，占全国外运量的40%左右。外送电量折算为煤炭约8000万吨，仅占煤炭外运的12%，正因为煤炭外运多，电力外输少，才会造成公路铁路的长期拥堵。

要解决这一问题，除了就地增加电力供应方式外，还要加快电力输送通道建设，将西部大煤电、水电、风电基地丰富的电力输送到东部负荷中心，实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变，即实现“西电东送”。而内蒙能源的突出问题就是电力外送通道建设滞后，“十一五”期间内蒙电力装机增速超过用电负荷增速，新增装机2100万千瓦，年均增长25%，而规划建设的蒙西电网第三、四外送通道没有实施，造成蒙西电网装机盈余。

而500千伏超高压线路的送电距离是有限的，目前，内蒙古西部电网只有2条外送华北电网的通道，都是5年前建成的，输电能力430万千瓦，实际高峰段送电390万千瓦，低谷段送电300万千瓦左右，只能送到京津唐地区，不能满足内蒙古电力大规模外送的要求。

二、加快内蒙古外送通道建设的措施

内蒙古特高压外送通道的建设已经迫在眉睫，国家电网规划的“十二五”“三纵三横”特高压交流网架结构和15条直流输电工程中，“三纵一横”交流和三条直流工程起点就在内蒙古，“三纵”是指锡盟-南京、乌兰察布-南昌、包头-长沙，“一横”是指蒙西-潍坊，而三条直流工程是指锡盟-江苏、蒙西-江苏、呼伦贝尔-山西。这些通道总输送能力6250万千瓦，相当于外送标煤约2亿吨，且规划中明确实行‘风火打捆外送’，风电比例20%以上，可外送内蒙风电1250万千瓦，折算风电装机3600万千瓦。加快推进锡盟至南京特高压线，争取早日开工建设，同时配套开工建设锡盟电源项目和煤炭项目是外送通道建设的当务之急。

一是要对特高压外送通道建设开展科学论证，深度调研，对市场需求做出合理分析。当前我国特高压输电技术已经成熟，建设远距离的电力外送通道已不存在技术上的问题，目前，已有湖北、山东、江苏、浙江、天津、河北等省市政府与内蒙古签订了送电协议。鄂尔多斯、锡盟、呼伦贝尔三大煤电基地开展前期工作电源规模达1亿千瓦以上。这些大型基地距离华北、华中、华东等负荷中心约600～1500公里，火电成本低，电力输送到江苏地区落地电价低于当地火电上网电价4～5分/度，市场需求大，加快特高压外送通道建设有明显经济优势。

二是积极争取国家政策支持，内蒙古电力外送通道的建设，关系着未来自治区作为国家综合能源基地的整体开发，需要和国家能源总体规划相协调，需要和国家电网协商，尽快解决内蒙古电力外送的瓶颈问题，尽快建设蒙西电网第三条超高压送电通道，既可以尽快解决蒙西电网当前送出问题，也可以有效保证明后两年华北负荷中心的电力供应。

三是尽快满足风电大规模接入及送出，积极开拓蒙古国供电市场。

四是在详细调查自治区近期规划建设的重点企业用电情况的基础上，进一步加大内部网架建设力度，进一步向边远地区延伸500千伏电网。

五是加快坚强智能电网规划和建设准备工作，建设好配电网络，提高供电可靠性，鼓励大容量消纳风电，有利于优化配置资源，有利于化解内蒙古风电“弃风”和“窝电的烦恼”，有利于化解南方多省煤炭匮乏和“缺电的困扰”，更有利于我国的节能减排。

六是积极开展特高压、坚强智能电网等先进技术的学习，做好人才储备工作。

七是做好新能源大规模接入的安全控制和运行调节，强化直流系统运维管理。结合电网结构和稳定特性的重大变化，滚动开展电网运行方式研究，全力做好电力交易组织运营工作，确保完成交易计划，全面推进财务集约化深化应用，积极争取建立跨区跨省电价传导机制，全面推进信息系统深化应用等。

三、结语

总之，内蒙古建设一流省级电网、建设大型送端电网、建设坚强智能电网，必须坚持电网发展与自治区经济社会发展相适应，坚持电网发展与自治区绿色清洁能源基地建设相适应，统筹实施“西电东送”、“北电南送”战略，加快内蒙古电力外送通道建设，需要科学的决策、统筹科学的规划、周密的部署。

参考文献

[1]陈颖晖 《21世纪经济报道》， 国网、内蒙古求解“卖电”难题，2010年.

[2]王轶擘 蔚国红《内蒙古科技与经济》， 对电力行业未来发展的思考，2012.

[3]中研华泰研究院，2012-2016年内蒙古电力工业市场发展趋势及投资规划研究报告，14606.

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目前，电力市场是由电力金融市场和电力现货市场两部分构成，而最初电力现货市场就是电力市场。但是由于在电力现货市场下，市场成员困于电能的不可储存性能与电力供需失衡而带来的市场价格变动剧烈，所以，人们创造出一种新的运行管理模式―电力金融市场。而在新形势下，电力金融市场的发展将更值得探究。

一、电力金融市场概述

（一）期货与期权。期货合约是在甲乙双方意见达到统一的时候所签订的合约，合约内容主要是明确购买或者出售某项资产的具体时间和具体价格。与期货有所不同的是，期权是对标的物（电力、电力期货或者是电力远期合同）交易的时间定义为一个特定的时间段，而出售或者购买的价格也是被详细确定并列入合同的。期货的目的是为了实现价格发现和风险规避，其实现的方法为期货的套期保值。期权的目的是为了控制经济金融的风险、发现市场盈利的机会并实现资源的优化配置和投资，其实现的方法有很多，例如，跨式期权、差价期权等。

（二）电力期货交易。电力期货交易是建立在电力期货的基础上的，电力期货明确了电力交易的时期与交易的电能量。因为电力不具备有效存储的功能，而用户用电与电力网络发电必须维持在实时平衡的基础上，所以，电力期货必须明确电力期货的交割时间、交割地点与交割速率。

（三）电力期权交易。电力期权交易与电力期货交易和电力远期合同交易相比，其对电力出售者和电力持有者的权力与义务规定是不同的。对于电力期货交易和电力远期合同交易的双方而言，交易双方都有对彼此的权利和义务，然而在电力期权交易中，电力期权的持有者只有权利而没有要履行的义务，而出售者只有必须履行的义务而不享有对方赋予的权利。

（四）电力金融市场的存在价值。电力金融市场由电力期货市场和电力期权市场两部分组成，电力金融市场的出现也解决了电力现货市场没有解决的难题，它的存在价值不可小觑。电力金融市场一方面通过参考期货市场内的参与者得到的期货价格来指示现货市场的价格和推测未来市场的供求关系，另一方面可以通过采用套期保值的方法规避期货市场价格的风险和通过一定的策略规避期权市场的电量和电价的风险，从而在大量投资者的支持下提高了电力供应的稳定性。除此之外，电力金融市场凭借自身优势而引入众多行业的人参与到电力市场中来，从而促进了电力市场的流通与发展，并增强了电力市场的良性竞争与市场的公平性。

二、电力金融市场建设的误区

在电力金融市场中，存在着这样一种十分普遍的现象，那就是企业多采用直接融资的方式筹备资金。目前，很多家企业在扩建其商业规模的过程中，始终秉持着这样一个融资理念：通过向社会融资，不仅可以提高企业的融资效率，还能屏蔽或者避免因向银行贷款而无法偿还时所导致的信用问题和清偿问题。然而，大量的事实证明：这样的想法往往是对其困境的雪上加霜。因为，大多数企业进行融资的目的都是为了以最简单有效的方式促进企业的发展，而他们筹集来的这笔资金多是用于新公司的建立。这样的做法暗示着这些企业企图通过“资产重组”的方式摆脱债务以求得新公司的进一步发展。这样的误区让他们的计谋不攻自破。这其中的原因主要是由于大量的企业采用这种不道德的经营手段使得商业银行的资金周转不开，从而影响其电力金融市场的运行。

三、电力金融市场的建设目标

（一）电力金融市场建设的总目标。依据中国的国情和电力市场的发展形势，我国电力金融市场建设的总目标是建设一个规范、开放而又活跃的电力金融市场，并在不断的变化与发展中构建和完善电力市场体系。在电力市场体系的构建过程中，充分发挥电力金融市场的优势以尽快实现电力市场体系的建设。

（二）电力金融市场建设的阶段目标。根据我国的国情和电力市场的发展现状，对于电力金融市场的建设不是一朝一夕能完成的任务，它需要分阶段来实现。所以，电力金融市场建设的目标在总体目标的指引下，其大致分为四个阶段：起步阶段、第一阶段、第二阶段和第三阶段。起步阶段是在现代企业制度的基础上，逐步实现对现代产权制度的补充与完善。通过对电力实物远期合约交易和电权交易的规整为电力金融市场建设的实物市场奠定接触，并为市场的微观结构建设创造条件。第一阶段，电力金融市场通过对实物远期合约、月度实物合约和发电权交易等电力实物合约的内容规范来实现对跨区和跨省的电子公告板交易市场的进一步完善。第二阶段，为金融性远期合约以及差价合约等金融易创造一个电力交易平台，以井然有序的完成金融易。其中，建立柜台交易交易市场是一个很好的选择。第三阶段，在以上条件具备的基础上，尝试性的在恰当的时机进行电力金融合约交易，如，电力期货合约交易、电力期权合约交易等。而对实物远期合约则适用于实物交易市场中。通过以上的举措促进柜台交易交易市场的发展。

四、电力金融市场建设中需要注意的事项

（一）优化资本组成和经营方式。根据我国电力市场发展的现状，我国的电力企业也朝着多元化的方向发展。鉴于我国电力企业有电力公司、发电厂和供电公司等多种类型，其经营模式和资本组成等方面都有所差异，所以，对于不同类型的电力企业，其在投资改造的过程中，应根据自己企业的属性来进行资本的优化重组和经营模式的转变。

（二）充分利用电力企业的闲置资金。电力企业依靠电力财务公司来进行企业融资。电力财务公司可以通过充分利用企业内部闲散资金来进一步解决电力企业的后顾之忧，同时实现金融资本与电力企业的完美结合，促进电力企业的大规模发展。

（三）培养优秀的投资者。电力金融市场的发展除了要具备一些外部的硬件设施之外，还要拥有思路清晰、资质卓越的投资者。因为一名合格的投资者能够把握时机，在有利的环境下实现投资的最大收益，在不利的环境下将损失降到最低。

（四）建立并健全投资风险管理机制。在较为健全的投资风险管理机制的指导下，投资者能对合理的把握风险指数，从而做出正确的决断。比较健全的投资风险管理机制需要把握以下几个制度建立方向：第一，健全投资决策时的风险管理。第二，对项目评审的阶段要予以重视。在项目评审阶段，通过对该企业还款能力的评估以及经济效益的计算来确定投资风险的大小。第三，在对企业的资本进行分析时，可以参照基本金制度。基本金制度通过对资本的优化配置和资金到位的督促来解决企业的资本问题。所以，对基本金制度的建立与完善能够降低企业投资的风险。

总结：电力金融市场建设是一个艰辛而长期的过程，电力企业应在明确电力金融市场建设的目标与注意事项的基础上，加强对制度的建立与完善，加大对专业人士的培养并做好电力企业的资源优化配置。只有在良好的经营模式的基础上，电力企业才能得以良好发展，从而促进电力金融市场的发展与繁荣。

参考文献：

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一、美国电力产业环境分析

（一）电力供给情况

1.电源建设

美国现有的电源结构仍然主要依赖于化石燃料。2010年，煤电占到美国总电力供应的44.9%，天然气发电占23.8%，核电占19.6。与2009年相比，天然气发电、煤电比例分别提高了0.5、0.4个百分点，核电比例下降了0.6个百分点，而包括水电和其他再生能源在内的发电比例则由2009年的10.4%提高到了2010年的10.7%。

由于发电商对电力需求增长的预期较低，美国新电厂建设速度放缓。2010-2011年期间，将有4600万kW新增机组投运，其中火电、天然气发电、核电和水电容量预计为3100万kW，其余为可再生能源机组。而在2012-2015年期间，新增装机容量涨幅骤降，在建容量仅达1300万kW。为确保能源供应安全、保护环境和应对气候变化，2010年美国继续大力推动风能和太阳能等可再生能源发展。2010年风电厂建设速度与过去两年相比有所放缓，2010-2015年间增速最快的可再生能源机组类型。

2.电网建设

美国继续加强跨区电网和智能电网建设，同时不断完善传统电网规划、输电费用分摊等机制，采用更灵活的政策促进输电网建设。FERC于2010年7月15日批准了西南电力库（SPP）的输电规划提案，SPP采用了统一的输电规划（ITP）方法，预测了近期、10年和20年的输电需求，更加关注高电压等级设备的长期规划，尤其对100～300kWV输电开展了10年规划，对300kV及以上高压输电开展了20年规划。PJM进行了区域输电扩建计划，增加18亿美元用于输电升级和改进，预计到2025年完成。

（二）电力消费水平分析

2009年，美国、中国、俄罗斯等十个国家中，各国电力消费占这十个国家消费总量的比重如图4-3所示。其中，美国的电力消费量占这十个国家消费总量的37.7%；中国次之，占36.9%；其他国家的占比均不超过10%。

图1 2009年部分国家电力消费占比

资料来源：美国数据来自EIA；中国数据来自《2009年电力工业统计资料汇编》；其他国家数据来自CIA。

二、美国电力供需分析与市场展望

继2008年和2009年连续两年出现下降以后，2010年美国电力需求实现约4.3%的增长。由于经济衰退前市场对电力需求的预期较高，因此许多新电厂项目进入建设期，因而富裕供应量近年继续增加。因此，大多数地区在今后几年都将会保持充足的供应量。2010年6-9月的夏季高峰负荷时期，各区域备用率普遍高于北美电力可靠性委员会设定的备用水平参考值，并且除NPCC区域外各区域的备用水平均较2008年有所提高。

目前，美国只有区域电力市场，尚未形成全国范围内的国家电力市场，但逐步扩大市场范围已成主要趋势。一方面，美国政府已经意识到区域市场间的协调在电网规划建设、区域市场运营等方面的重要作用，因而不断推动批发市场和RTO范围的扩大。另一方面，各区域电力市场之间也在逐渐加强协调与合作。其中，宾夕法尼亚、新泽西和马里兰州互联系 统和中西部ISO建立了2个RTO共同解决问题的联合运行协议，实现机组停运协调、紧急事故协调、数据共享等。纽约 ISO 则与 PJM 建立协调机制，以消除跨区交易的壁垒，解决成本分摊问题，提高东北部市场的整体效率，同时还将与新英格兰ISO、加拿大的安大略、魁北克和滨海诸省建立合作。

三、美国电力产业监管环境与政策分析

（一）电力监管政策

美国法律授予了联邦能源管理委员会对洲际之间享有电力监管的权力。美国联邦能源管理委员会进行全国范围的电力市场的管理，代表美国政府对电力工业进行监管，其规则全部收录在公开发行的《联邦电力监管规定》中。

联邦能源管理委员会根据“1992年能源政策法”的相关规定，联邦能源监管委员会了“888号令”和“889号令”，要求所有电力公用事业公司向外地用户无歧视地开放洲际输电网络，客观上促进了电力批发市场的竞争；1999年通过的“2000号令”中提出成立区域输电组织，确立了区域输电组织可以从拥有自己发电厂的电力公司手中接过电网的运营权，以减少对独立发电商的不利影响。

（二）电价政策

在价格机制方面，美国联邦能源监管委员会（FERC）采用灵活的融资政策，通过增加回报率、调整输配电价、合理分摊风电接入引起的输电成本等来激励跨区输电投资，帮助公共事业公司回收智能电网投资，获得淘汰老旧设备的成本补贴。