序論：寫作是一種深度的自我表達。它要求我們深入探索自己的思想和情感，挖掘那些隱藏在內心深處的真相，好投稿為您帶來了七篇電力市場的交易模式范文，愿它們成為您寫作過程中的靈感催化劑，助力您的創作。

篇(1)

關鍵詞：電力市場；雙邊交易；節能減排；效益

在現有的電力運行機制下，我國電力結構需要做出調整，其中重要的一點就是采取節能減排方案。在電力市場雙邊交易過程中，節能減排能促進企業的發展。因此，我國應以市場經濟為依托，合理利用宏觀調控手段，促進雙邊交易的合理化，實現資源的優化利用，促進電力企業效益的提高。

一、協商式雙邊交易模式應用可行性分析

我國電力市場雙邊交易模式主要表現為集中競價式和雙邊協商式兩種。兩種模式各有優缺點。與集中競價相比，協商式雙邊交易模式采用更簡單的操作方式，為客戶提供了較為廣闊的空間，降低了交易成本，這些都促使了協商雙邊交易模式的興起和應用。尤其是對于現階段我國電力市場運行狀態來說，雙邊交易模式的應用具有更高的可行性。具體體現為以下幾個方面：

（1）協商式雙邊交易模式適用于不完善的發電市場交易平臺，有利于現階段我國電力市場交易經驗的積累和運行機制的完善。正確體現了電力市場的差異性，從而幫助客戶做出更加合理的選擇。

（2）協商式的雙邊交易模式促進了市場的穩定，為市場主體之間的長久合作提供了機會。這主要是因為這種交易模式更加自由，符合現階段經濟市場的特點。從而有助于減少市場風險，降低交易成本。

（3）雙邊交易模式目前具有較大但有序的工作量，這使得調度人員的工作更具合理性。同時，該交易模式可對安全性較低的交易進行直接否決，降低了交易風險。基于協商交易模式的可行性分析，我們將針對電力市場與節能減排之間的關系分析其實現節能減排的效益。

二、電力市場與節能減排之間的關系

電力市場建設與節能減排之間相互依托。這主要表現為：電力市場機制的建立為電力企業的發展提供了平臺，使電力資源得以應用，實現電力資源的跨區域和跨流量交易。只有在 電力市場機制完善的前提下，電力企業基于成本的競價交易才具有可行性和高效率性。同時，通過基于資源稅和排污稅等成本考慮的電力市場建設，具有價格優勢，能夠實現資源的合理利用，實現電力結構的調整，從而促進企業的發展。同時，現階段我國節能降耗的潛力與基數年利用小時數的年度合同電量相對應。在電力設施尚未完善的前提下，制定具有差異的電量供給是必要的。這就要求我國電力市場在節能減排的總方針下制定電力市場運行方案。其中主要為兼顧節能發電調度和電力市場建設，在實現節能減排的同時不能放棄電力市場結構調整和電力市場發展。根據市場變化進行合同電量的調整并且采用市場競價方式上網。這是對現階段電力市場不完善所采取的最為有效的措施。在此基礎上，我國電力部分應及時進行電力結構的優化和改革，充分發揮電力市場和政府調控兩種手段。

三、雙邊交易模式的節能減排效益分析

發電權是由當地政府制定并下發的當地年度發電量指標計劃。其中包括電廠在公平競爭中獲得的發電許可。發電權交易通過電量轉讓獲得中長期發展效益，成為電廠中長期合約的一種補充。符合現階段的電力市場發展現狀要求，也是雙邊交易的一種重要表現方式，當然電能雙邊交易模式還包括大用戶直購電交易和跨區跨省電能交易。文章僅針對這幾種交易表現形式對雙邊交易模式下的節能減排效益進行分析如下：

（一）有效降低了發電能耗

通過發電權的制定標準， 可對電源結構進行調整。從而實現高效化的發電模式，充分的利用可再生資源。從而不斷的提高火電機組的技術參數與容量等級， 實現發電能耗的降低。

（二）降低了環境污染

傳統的小火電發電模式每發1kW?h的電就要排放4～7g的二氧化硫，而大機組則將這一數據降低至原來的十分之一。我國人口眾多，正處于發展期，因此用電量大且存在均衡性差。因此發電權的轉讓意味著大量的降低了煤炭開采以及燃燒等過程帶來的環境污染。

（三）有利于促進小火電的關停

通過發電權轉移，實現了我國發電機組從小火電向大火電轉變，小水電向大水電轉變的過程，充分實現了資源的優化配置。小火電的一系列問題要求其必須退出電力市場。與此同時，電力企業的發電機組應逐漸實現大容量、高參數模式。而通過協商雙邊交易可制定有效的發電計劃和有償轉讓，使小火電機組安全平穩的退出電力市場，實現人員分流、轉產以及轉型。同時，小火電的關停有助于資源的有效利用和電力系統運行效率的提高。發電權交易則成為這一過程實現的重要手段之一。與其它交易模式相比，雙邊協商模式尊重了買賣雙方的自主性，對企業自主經營權不造成影響。并且在這種模式下進行小火電關停，可避免相關的社會問題。

四、總結

與集中競價交易模式相比，協商式的雙邊交易模式具有操作簡單、運行成本低等特點，并且這種模式應用于目前狀況下的電力市場。目前，我國的煤炭資源逐漸減少，環境污染比較嚴重，因此實現節能減排十分必要。它能夠為企業帶來經濟效益，降低企業成本。目前，發電權交易、大用戶直購電交易和跨區跨省電能交易這三種表現形式均能夠實現電力資源的優化配置，從而降低電力企業發電能耗，降低非可再生資源對我國環境的影響。（作者單位：國網青海省電力公司調控中心）

參考文獻：

[1]張森林，陳皓勇，屈少青，等.電力市場中雙邊交易及其節能減排效益分析[J].華東電力，2010（3）.

[2]郭麗巖.競爭性電力市場交易模式的選擇及發展趨勢[J].中國物價，2010（5）.

篇(2)

建立區域電網電力市場，將面臨許多問題需要研究解決。例如市場模式設計、市場交易方式；電價機制、及其調控；轉供，開設輸電通道；期貨和現貨合同等問題。本文僅就區域電網電力市場模式設計及其相關問題，予以探討。

一、建立區域電網市場已具備前期條件

1、電廠具備良好運行狀態

改革開放以來，電力系統的發電企業先后經過企業整頓、升級、雙達標、創一流等階段性重點性整治、改造、提高和創優工作，電廠的設備水平、安全環境、人員素質、科技手段、管理能力和效益實力，得到全方位總體提高，發電設備處于穩定可靠、環保效能的良好運行狀態，已能滿足區域市場的需要。地方投資主體的電廠，亦參照了上述做法。

2、電網基本框架已構筑

最近幾年，隨著西電東送戰略部署實施步伐的加快，以及首批電源、電網項目的順利進行和相繼投產；同時，各省市“城鄉兩網”改造的預期完成，更好地提高了電網輸、送、受電能的整體功能。至2000年底，全國220千伏及以上輸電線路總長度分別為：500千伏25910千米、330千伏8524千米、220千伏l22597千米。220千伏及以上主干網骨架已形成，提高了區域聯網能力。

3、五大集團資源配置相當

“五大”發電主體，同等參與市場“公平、公開、公正”競爭。5家發電集團公司的資產規模、質量大致相當，地域分布基本合理，在各區域電力市場中的份額均不超過20％，平均可控容量約為3200萬千瓦，權益容量在2000萬千瓦左右。為五大集團參與競爭，提供了“透明、公開”市場平臺。

4、有良好的區域網間輸送技術與市場條件

隨著西電東送項目實施，跨區聯絡線建設的加快，省市際交易和區域交換電力能力提高。尤在當前電力供應趨緊的形勢下，區域內和大區聯網效益作用更為顯著。同時，隨改革的深入，要求打破省際壁壘、開放市場等行政措施的配套，更為建立區域性市場奠定了市場基礎。

5、高峰負荷錯時性

各大電網根據發展形勢和用電需求預測，為保證用電站可靠和持續性，均作出高峰負荷錯時性按排。如華東電網，2003年高峰時段至少錯峰340萬千瓦。這種錯時性按排，不僅有效地緩和了高峰用電，還為區域電力市場中省際間負荷的互劑，提供了交易平臺。

6、有模擬或競價電力市場的經驗

早在區域電力市場建設前，不少省、市結合經濟責任制考核，就推出了以指標考核為主體的內部模擬電力市場，其實質內容除技術支持系統原因，不能實時交易結算外，其它基本具備市場要素雛型。1998年始，浙江、上海等試點省、市建立發電側電力市場，研究和制訂并實時運作，取得了成功經驗，為建立區域電力市場奠定了市場的硬件、軟件基礎；同時培訓了市場運作人員隊伍，增強了競價上網意識。

綜上所述，當前開展區域電力市場試點、建立工作，時機已基本成熟。

二、區域電網電力市場模式框架設計

1、區域電網電力市場主體：區域電網電力市場主體是區域電網公司、省網公司及直接準予進入區域電網的獨立發電公司。

2、區域電網電力市場結構：約束參與和自愿參與相結合的結構模式。省網公司必須參與，獨立發電公司自愿參與并取得準入資格。

3、區域電網電力市場特點：區域電網電力市場的運作和調度，由區域電網公司本級的電力市場交易中心負責操作。該中心應依據市場交易規則，按“公開、公平、公正”的原則，進行市場運作。

結算中心設在區域內各省、市電網公司所在地。

區域交易中心和省網結算中心，都接受同級電力監管機構的監管。

4、區域電網電力市場性質：主要表現為：它是有多個購買者市場，購買者可以是電網經營企業，也可以是準入的獨立發電公司（主要是處在區域接網處的電廠，購進電量作為轉供電量向鄰域市場上市）；它是一個批發市場，電量成交在多個購買者之間。市場初期，不直接向大用戶售電；市場后期，先采用省網公司集中購售、加收過網費的模式試點直供；后逐步開放，向大用戶直接購電。

5、區域電網電力市場競價模式：

5.1設計區域電網電力市場競價模式的指導思想：

從我國區域電網的現狀出發，引入競爭機制，在省網電力市場“競價上網”的基礎上，進一步加大交換電量的競爭力度，通過“公開、公平、公正”的市場競爭，激勵電網經營和發電企業強化管理，提高效率，降低上網電價。

借鑒我國建立省網級電力市場的運作經驗，區域電網電力市場競價模式為：多個購買者＋差價合約多個購買者：指代表所有電力用戶，統一收購市場競價上網電力的區域電網公司；指需要進行電力交換的區域內各省網公司和國家級獨立發電公司（如三峽發電總公司）。

同時，多個購買者自身，通過各自區域內同級電力市場，向發電企業競價購電。

區域市場組建初期，可以是區域電網公司統一上網電量的購售。

差價合約：指買賣雙方的一種期貨合同。用于抑制現貨市場價格波動、過大引起的金融風波。

5．2交易種類：現貨交易和合同交易。

5．3競價電量份額：建議采用全電量競價上網；部分電量按市場清算價結算，部分電量按合同價結算。市場初期，建議按市場清算價結算的電量比例不超過20％，以后視市場發育情況逐年遞增，直至全部。

5．4市場價格機制：與競價電量額度匹配。前期采取過渡電價：市場賣方報價，滿足需求的系統邊際價格為市場清算價；合同電量按合同價。同時根據區域市場規則要求，規定市場上限價格。市場后期，全電量完全競價，取消合同價后，以一部制電價結算。

5．5交易方式：

5．5．1現貨實時交易，指交易當日二十四小時內。

5．5．2期貨日前交易，指交易前一日二十四小時內。

5．5．3期貨合同交易，指合同期有效期內。

6、建立電價調節庫；

在上網電價與銷售電價形成聯動機制之前，上網機組競價產生的差價部分資金，由電力監管機構負責監用，用以規避電力市場價格波動、市場管制時段等產生的風險。該資金的使用，應以國家電監會規定規范、透明操作。

7、區域電力市場的輔助服務：

進入區域電力市場的所有發電機組，都有義務承擔電力系統的備用、調頻、無功、黑啟動等輔助服務。市場初期，對實施輔助服務的機組，建立合理的按上網電量計算的補償機制；中期，可對備用和調頻等輔助服務，初步建立競爭市場；市場遠期，則可進一步完善競爭市場。

8、區域電力市場的電力監管機構：

按照國家電力監管委員會的相關規定，設立區城電力市場的監管機構。

三、建立區域市場配套的相關措施

在建立電力市場的過程中，如何使得建立的電力市場，既促進電力工業高效率、高效益發展，又保證電網高度安全可靠，同時達到改革的預期目標。這個問題是至關重要的，矛盾的焦點在打破省際壁壘與統一調度上。

1、制定區域電力市場監管辦法、運營規則

在總結省級電網“廠網分開、競價上網”經驗基礎上，結合省級發電市場規則和監管辦法的實踐經驗，制訂《區域電力市場運營規則》、《區域電力市場監管辦法》等市場運作必須具備的約束性文件，確保區域電力市場的正常運營。

2、建立區域電力市場交易調度中心

具體負責區域電力市場交易運作與調度，市場信息，履行市場監管機構授予的其它職能。

3、建立和規范區域電網電力市場技術支持系統

電力市場技術支持系統是應用計算機、量測和通信技術，把市場規則的具體執行計算機化的支持系統。電力市場技術支持系統滿足“公開、公平、公正”的三公原則。在省級發電市場支持系統基礎上，研制和開發區域電力市場技術支持系統。

結合實踐，建議采用浙江省網“預調度＋實時調度的電力系統運作模式”，作為區域電力市場技術支持系統的雛型模式。按《區域電力市場運營規則》編排交易程序。

4、理順電價機制、促進電價改革

將電價劃分為上網電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價。發電、售電價格由市場競爭形成，輸配電價格由政府制定。同時盡快制訂發電排放的環保折價標準。

四、其他需同步研究的問題

建立區域電力市場后，現有的管理模式和管電職能隨之發生變化。在建立區域電力市場試點工作中，我們要加以重點研究。

1、網調與省調在市場中的功能定位

網調與省調進入市場電力交易平臺的主體，分別是區域公司電力市場交易中心、省網公司電力市場交易中心。兩個交易中心分別主持兩個交易平臺，同時分別向上一級電網或其它同級電網電力市場，歸口提交本網電力交易標的。

兩級調度的其它職能不變。

到進入完全競爭階段，上下級電網交易中心應是單純的供售電契約關系。

涉及電網系統安全等調度指令，仍需網、省兩級調度按規程嚴行。

根據電網統一調度的原則，在網廠分開后，為確保電網安全穩定運行，網調與省調，對電廠應繼續按電網現有規定和《區域電力市場運營規則》，加強調度運行管理。

2、缺電風險和歷史遺留問題的研究

2．1電力體制改革后，原網、省公司行政管電職能已分別移交同級經貿委，但區域、省網公司仍要協助政府主管部門“三做好”，即做好電力建設的規劃、發展建議工作；做好相應的技術咨詢服務工作；做好同級電網缺電預案，為政府主管部門提供決策服務。

2．2區域、省網公司有職責搜集電力市場信息，研究電能價格波動規律，及時根據市場供需關系的規律性變化，及早提出彌補缺電風險的建議，供政府主管部門提供決策參考。

2．3慎重、規范處理歷史遺留問題，針對“一機一價”、“一廠一價”等涉及歷史定價的狀況，要區別不同投資主體、機組經營期限、合同電價等情況，既慎重又規范地予以妥善處理。既要兌現承諾，又要結合電力市場建立和運作的實際，還要保護投資者的合法權益，分期分批解決此類問題。

3、管理模式與市場模式的協調

進入區域市場運營后，網、省兩級電力（網）公司的職能與其相應的企業管理模式，亦將隨市場模式重新整合。但管理職責界面的劃定應與建立區域電力市場相適應。建議在市場過渡階段，在管理模式與市場模式的協調上，尚需協調和磨合。參照浙江電網電力市場的作法，大致有以下幾方面：

3．1關于市場運營機構問題。區域電力市場進入試運后，要明確市場運營機構。在現“網公司電力調度通訊中心”上加掛“某某區域電力市場交易調度中心”名稱，增加承擔市場交易職能。

3．2關于年度合約電量的預測、計算、分解與調整職能。此項工作由區域電網公司計劃與規劃部門履行適宜。

3．3關于購電合同的準備、修改、簽約及發電市場的實時與合同的財務結算職能。此項工作由區域電網公司財務與產權部門履行適宜。

3．4關于電力市場的前期培訓工作。此項工作涉及到市場運作機構和各有關職能部門，建議由網公司總經理工作部牽頭為宜。

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關鍵詞：電力金融市場；建設目標；建設方案

目前，電力市場是由電力金融市場和電力現貨市場兩部分構成，而最初電力現貨市場就是電力市場。但是由于在電力現貨市場下，市場成員困于電能的不可儲存性能與電力供需失衡而帶來的市場價格變動劇烈，所以，人們創造出一種新的運行管理模式―電力金融市場。而在新形勢下，電力金融市場的發展將更值得探究。

一、電力金融市場概述

（一）期貨與期權。期貨合約是在甲乙雙方意見達到統一的時候所簽訂的合約，合約內容主要是明確購買或者出售某項資產的具體時間和具體價格。與期貨有所不同的是，期權是對標的物（電力、電力期貨或者是電力遠期合同）交易的時間定義為一個特定的時間段，而出售或者購買的價格也是被詳細確定并列入合同的。期貨的目的是為了實現價格發現和風險規避，其實現的方法為期貨的套期保值。期權的目的是為了控制經濟金融的風險、發現市場盈利的機會并實現資源的優化配置和投資，其實現的方法有很多，例如，跨式期權、差價期權等。

（二）電力期貨交易。電力期貨交易是建立在電力期貨的基礎上的，電力期貨明確了電力交易的時期與交易的電能量。因為電力不具備有效存儲的功能，而用戶用電與電力網絡發電必須維持在實時平衡的基礎上，所以，電力期貨必須明確電力期貨的交割時間、交割地點與交割速率。

（三）電力期權交易。電力期權交易與電力期貨交易和電力遠期合同交易相比，其對電力出售者和電力持有者的權力與義務規定是不同的。對于電力期貨交易和電力遠期合同交易的雙方而言，交易雙方都有對彼此的權利和義務，然而在電力期權交易中，電力期權的持有者只有權利而沒有要履行的義務，而出售者只有必須履行的義務而不享有對方賦予的權利。

（四）電力金融市場的存在價值。電力金融市場由電力期貨市場和電力期權市場兩部分組成，電力金融市場的出現也解決了電力現貨市場沒有解決的難題，它的存在價值不可小覷。電力金融市場一方面通過參考期貨市場內的參與者得到的期貨價格來指示現貨市場的價格和推測未來市場的供求關系，另一方面可以通過采用套期保值的方法規避期貨市場價格的風險和通過一定的策略規避期權市場的電量和電價的風險，從而在大量投資者的支持下提高了電力供應的穩定性。除此之外，電力金融市場憑借自身優勢而引入眾多行業的人參與到電力市場中來，從而促進了電力市場的流通與發展，并增強了電力市場的良性競爭與市場的公平性。

二、電力金融市場建設的誤區

在電力金融市場中，存在著這樣一種十分普遍的現象，那就是企業多采用直接融資的方式籌備資金。目前，很多家企業在擴建其商業規模的過程中，始終秉持著這樣一個融資理念：通過向社會融資，不僅可以提高企業的融資效率，還能屏蔽或者避免因向銀行貸款而無法償還時所導致的信用問題和清償問題。然而，大量的事實證明：這樣的想法往往是對其困境的雪上加霜。因為，大多數企業進行融資的目的都是為了以最簡單有效的方式促進企業的發展，而他們籌集來的這筆資金多是用于新公司的建立。這樣的做法暗示著這些企業企圖通過“資產重組”的方式擺脫債務以求得新公司的進一步發展。這樣的誤區讓他們的計謀不攻自破。這其中的原因主要是由于大量的企業采用這種不道德的經營手段使得商業銀行的資金周轉不開，從而影響其電力金融市場的運行。

三、電力金融市場的建設目標

（一）電力金融市場建設的總目標。依據中國的國情和電力市場的發展形勢，我國電力金融市場建設的總目標是建設一個規范、開放而又活躍的電力金融市場，并在不斷的變化與發展中構建和完善電力市場體系。在電力市場體系的構建過程中，充分發揮電力金融市場的優勢以盡快實現電力市場體系的建設。

（二）電力金融市場建設的階段目標。根據我國的國情和電力市場的發展現狀，對于電力金融市場的建設不是一朝一夕能完成的任務，它需要分階段來實現。所以，電力金融市場建設的目標在總體目標的指引下，其大致分為四個階段：起步階段、第一階段、第二階段和第三階段。起步階段是在現代企業制度的基礎上，逐步實現對現代產權制度的補充與完善。通過對電力實物遠期合約交易和電權交易的規整為電力金融市場建設的實物市場奠定接觸，并為市場的微觀結構建設創造條件。第一階段，電力金融市場通過對實物遠期合約、月度實物合約和發電權交易等電力實物合約的內容規范來實現對跨區和跨省的電子公告板交易市場的進一步完善。第二階段，為金融性遠期合約以及差價合約等金融易創造一個電力交易平臺，以井然有序的完成金融易。其中，建立柜臺交易交易市場是一個很好的選擇。第三階段，在以上條件具備的基礎上，嘗試性的在恰當的時機進行電力金融合約交易，如，電力期貨合約交易、電力期權合約交易等。而對實物遠期合約則適用于實物交易市場中。通過以上的舉措促進柜臺交易交易市場的發展。

四、電力金融市場建設中需要注意的事項

（一）優化資本組成和經營方式。根據我國電力市場發展的現狀，我國的電力企業也朝著多元化的方向發展。鑒于我國電力企業有電力公司、發電廠和供電公司等多種類型，其經營模式和資本組成等方面都有所差異，所以，對于不同類型的電力企業，其在投資改造的過程中，應根據自己企業的屬性來進行資本的優化重組和經營模式的轉變。

（二）充分利用電力企業的閑置資金。電力企業依靠電力財務公司來進行企業融資。電力財務公司可以通過充分利用企業內部閑散資金來進一步解決電力企業的后顧之憂，同時實現金融資本與電力企業的完美結合，促進電力企業的大規模發展。

（三）培養優秀的投資者。電力金融市場的發展除了要具備一些外部的硬件設施之外，還要擁有思路清晰、資質卓越的投資者。因為一名合格的投資者能夠把握時機，在有利的環境下實現投資的最大收益，在不利的環境下將損失降到最低。

（四）建立并健全投資風險管理機制。在較為健全的投資風險管理機制的指導下，投資者能對合理的把握風險指數，從而做出正確的決斷。比較健全的投資風險管理機制需要把握以下幾個制度建立方向：第一，健全投資決策時的風險管理。第二，對項目評審的階段要予以重視。在項目評審階段，通過對該企業還款能力的評估以及經濟效益的計算來確定投資風險的大小。第三，在對企業的資本進行分析時，可以參照基本金制度。基本金制度通過對資本的優化配置和資金到位的督促來解決企業的資本問題。所以，對基本金制度的建立與完善能夠降低企業投資的風險。

總結：電力金融市場建設是一個艱辛而長期的過程，電力企業應在明確電力金融市場建設的目標與注意事項的基礎上，加強對制度的建立與完善，加大對專業人士的培養并做好電力企業的資源優化配置。只有在良好的經營模式的基礎上，電力企業才能得以良好發展，從而促進電力金融市場的發展與繁榮。

參考文獻：

[1] 黃鑒新. 探討新形勢下電力企業經濟發展與對策[J].通訊世界.2014.10（20）：127-128.

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關鍵詞：電力市場；售電公司；競價策略

引言

2015年兩會過后，隨著《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》的出臺，我國電力體制改革進入到了一個新的階段。該意見提出要有序的開放電力市場的售電側，實行開放市場準入，引入市場競爭，使電力用戶擁有用電自主選擇的權利，從而在售電側形成多個買方多個賣方的市場環境，電力銷售價格由市場形成，有效的發揮市場在配置資源的決定性作用。電網企業的盈利模式由過去的以銷售電價與上網電價的差值作為主要的收入來源，轉變成按照政府機關制定的輸配電價收取過網費用為主要收入這一新的盈利模式。按照上報的方案，未來發電計劃、電價要放開，配電側和售電側的增量部分也要放開，允許社會和民間資本進入。2015年11月，國家發改委印發了《關于推進售電側改革的實施意見》等六個電力體制改革核心配套文件，給出了今后售電公司的盈利模式和市場準入標準。售電側放開，意味著未來賣電不是電網公司一家。未來發電企業甚至電商企業都有可能成立售電公司，賣電給用戶。電網公司、發電公司及其他社會資本均可投資成立售電公司。擁有分布式電源的用戶，供水、供氣、供熱等公共服務行業，節能服務公司等均可從事市場化售電業務。個人也可以投資成立售電公司，只要符合售電公司準入條件即可。

當前人們基本是對發電公司的競價策略問題進行了研究，但有關研究售電公司競價策略的文章還不多，基本上是將發電競價的有關思想和方法延伸到購電競價中，涉及了不同報價規則下的售電公司報價策略與購電分配策略。但有些工作還存在一定的局限性和不足，比如售電公司的電價預測方法，報價函數的構成這些問題均需要深入的研究加以解決。

1 電力市場交易中心決策模型

在新的售電側開放的電力市場中，電力交易中心制定的交易規則是采用暗標拍賣和統一市場出清電價方式進行電力市場交易。售電公司的報價策略必須是按照電力交易中心的規則制定的。電力交易的各方要分析理解電力交易中心的競價策略，設計符合電力交易中心交易規則的競價策略。

各發電公司向電力交易中心提交的上網電價是單調遞增的線性報價函數，同時申報的還有最大、最小上網發電功率。售電公司向交易中心提交單調遞減的線性報價函數以及最大售電量。如果一個發電公司報價低于其他發電公司，那么該公司具有優先調度上網權，同時如果一個售電公司報價高于其他售電公司，那么具有優先安排下網售電功率。根據這樣的順序調度發電公司和售電公司，直至市場供給函數曲線和需求函數曲線有交點，則撮合成功。若沒有交點，則該次交易搓合失敗，電力交易中心的發電公司和售電公司需要重新提交報價函數，直至交易搓合成功，形成統一的電力市場出清電價。

2 基于市場出清電價預測的售電公司最優報價策略

假設在采用暗標拍賣的售電側開放的電力市場中，有m家發電公司和n家售電公司參與現貨日前市場交易，各交易方采用線性報價。在電力交易中心收到發電公司與售電公司的報價后，就可以確定各發電公司與售電公司的上網電量和下網電量。為了使社會福利最大化，對交易雙方實行統一的市場出清價格。

3 算例分析

假設售電公司i的運營成本函數Ci（Mi）的一次項系數ai為0.65，二次項系數bi為0.23，購買上線Mi，max為50MW。電力市場出清電價數據及相關數據如表1所示。

接著采用文章提出的售電公司報價策略模型對該報價問題進行仿真計算，實際運營收益是采用預測的市場出清電價數據和自身的與報價函數相關的參數取得的，而理想的運營收益是假設準確無誤的預測到市場出清電價時取得的，各情況的收益情況如表2所示。

由表2可知，售電公司在這三種情況的運營實際總收益值為164.29美元，而理想總收益值為169.76美元，實際值與理想值的相對偏差為3.32%，這表明了文章所建立的報價策略模型的有效性。

4 結束語

文章采用的是基于電力市場出清電價預測的方法，解決開放售電側之后的電力市場中售電公司的購電競價策略問題，建立了一種售電公司競價購電模型。算例驗證了此方法的有效性，而且指出出清電價的預測精度對報價策略的有效性有很大影響，為今后的研究提供了更有利的依據。

參考文獻

篇(5)

[關鍵詞] 區域性電力市場；省間壁壘；輸電阻塞；系統可靠性

[中圖分類號] F407.61

[文獻標識碼] A

[文章編號] 1006-5024(2007)07-0106-03

[作者簡介] 陳劍萍，浙江大學電氣工程學院講師，工學碩士，研究方向為電能質量與電力市場；(浙江 杭州 310027)

張利庭，嘉興電力局高級工程師，研究方向為電力系統；(浙江 嘉興 314001)

吳為麟，浙江大學電氣工程學院教授，博士生導師，工學碩士，研究方向為電力系統。(浙江 杭州 315010)

一、引言

我國電力市場可以采用兩種不同的市場模式，一種是完全以省級電力網為基礎的省級電力市場模式；一種是以區域性電力系統為基礎的區域電力市場模式。如果采用純粹的省級電力市場模式，它實際上會與現有的區域性電力系統模式產生嚴重的矛盾，顯然是無法實現的，它只能與獨立的省級電力系統相適應。但是，從電力系統的運行技術方面來看，區域性電力系統具有獨立的省級電力系統所無法比擬的許多技術優勢，它是電力系統發展的必然趨勢。因此，純粹的省級電力市場模式在我國現有的情況下是不太行得通的。因此，區域電力市場模式應該是在我國電力系統現有情況下較好的選擇。

二、我國建立區域電力市場的基礎

1.資源分布與經濟發展的不對稱結構是建立區域電力市場的自然基礎

我國發電資源與市場需求分布不平衡決定了推進全國性的資源優化配置是我國電力工業實施可持續發展的必由之路，建立區域電力市場是實現全國資源優化配置的第一步。

2.區域電網結構的發展為區域電力市場的建立提供了物質基礎

目前我國東北、華北、華東、華中、南方電網基本上已經形成以500kV電壓等級為骨干的省間互聯網框架；西北電網建成了覆蓋陜甘寧青四省區的330kV主網架。區域電網的形成已經為實現區域內資源互補奠定了物質基礎，建立區域電力市場能夠進一步發揮區域電網在資源優化配置中的作用。

3.電力體制改革方案為建立區域電力市場提供了體制基礎

國務院電力體制改革文件中指出：我國電力工業壟斷經營的體制性缺陷日益明顯，省際間壁壘阻礙了跨省電力市場的形成和電力資源的優化配置，現行管理方式不適應發展要求。同時改革方案中確定了廠網分開、建立國家和區域電網公司、建立國家電力監管委員會并向區域電力調度交易中心派駐分支機構。這些為建立區域電力市場提供了體制基礎。

三、區域電力市場可能存在的問題及解決方法探討

1.從如何打破省間壁壘看在區域性電力市場下的體制改革

電力交易障礙。我國地域廣闊，資源分布不平衡，在省網電力市場的條件下，各省間的發電、輸電成本不全相同，甚至相差很遠。有些省區水電資源極其豐富，但由于或多或少存在的地方保護主義和一些現實問題(如二灘電站并網發電后，原來小火電廠及煤礦職工的去留問題)，使在一些情況下，明知經濟效益很差，仍是保證本省的電廠多發電，而相鄰省的富余廉價水電反而賣不出去，以致白白丟棄。所謂省間壁壘，就是指省與省之間由于體制上或是其它方面的原因所引起的電力交易障礙。另外一個原因就是省間的經濟利益分配問題。互聯電網的管理體制和經營機制不能有效地解決這類問題。這種情況顯然跟建立電力市場的初衷相違背。因此，建立區域性電力市場的首要問題就是要打破省間壁壘，形成在區域性的范圍內電力交易自由公開進行。要打破省間壁壘，可以從以下三方面去考慮：

(1)加強管制，制訂電力行業的行政命令機制或法規

根據我國實際，電力市場的省間壁壘問題主要是體制上的原因，因此電力市場的管制機構要相對獨立，并與省政府之間沒有經濟糾葛，作為一種非盈利性的組織來協調各方的關系，其管制費應來自征收經營許可證。

(2)對省調及網調的職能進行合理分工

區域性聯網后，調度要充分體現“網調為主，統一調度”的原則，堅持公開、公平、公正調度，以經濟性原則為指導。省間壁壘的產生從根本上說就是聯網產生的效益在各省分配不均所引起的。因此，作為與電廠效益直接相關的電力調度，一定要注意效益分配的問題。在區域性聯網后，網調的職責有較大變化，應該說比原先有了很大的加強，任務更重，責任更大。

(3)經濟手段進行補償

區域性聯網，在區域性的范圍內建立電力市場，這不僅是一個電力行業的重大舉措，而且也會對社會造成重大影響，是一個社會問題。它勢必會牽涉到社會的其它方面，其它行業，我們要建立區域性電力市場，固然是從國家的利益出發，從電力行業的發展出發，但我們也不能因為其確實有益而損害其它行業和集團的利益。因此，對其中牽涉到的經濟利益問題，我們必須要做出合理的補償。

2.區域性聯網在技術上可能遇到的問題和困難――系統可靠性問題

在競爭的電力市場中，投資商是否出資興建電力設施，取決于項目的回報，而不是預期的備用率。因此，與發電系統有關的可靠性是由電能價格維持的；在電力市場的環境下，特別是如果在區域性的基礎上建立電力市場，顯然對系統的可靠性提出了考驗。在區域性的環境下，電力交易更加復雜多變，電力調度既要保證公平競爭，又要保證安全運行，是不容易做到的。筆者認為有必要全面審定并研究和制訂新的安全運行導則，并開發新的為運行服務的軟件。電力市場的輔助服務是一個重要特征，區域性電力市場又給予它新的內容，直接關系到系統的可靠和安全。

在電力市場條件下，用戶可任意選擇供電者以雙邊交易的形式確定發用電的模式，因此系統的潮流很難預測。從而，像輸電阻塞，電壓崩潰及不穩定等新問題就可能出現。同時，為了維持系統安全運行，調度員必須要安排足夠的輔助服務如運行備用，無功支持及負荷調節等，這種情況和壟斷時就大不一樣了。

筆者認為在當前情況下，必須注意以下幾點：

(1)區域性電力市場條件下，輸電阻塞問題將更加嚴重

雙邊交易的模式雖能體現市場自由競爭的效益，但會給全網的統一調度帶來困難，使電力網絡一些部分可能趨于功率極限。緩解阻塞是保證電力市場環境下系統安全運行的關鍵，應從緩解手段，預防策略及分析方法上進行研究。

(2)開發新的運行服務軟件

這些軟件的主要任務應包括維持系統穩定運行，穩定校驗，規劃，安排輔助服務，確定輔助服務要求及定價，是否接受電能交易合同，確定開機的最低要求，進行阻塞調度，確定阻塞電價，及對發電機組的過負荷調整。

(3)重視輔助服務

輔助服務是電力系統必須具備的一種滿足供電質量和電力系統安全水平的機制。輔助服務與發電，輸電，配電的各個環節緊密相關，而且為達到一種期望的運行狀態，系統調度員需要采購并協調各種輔助服務，這就增加了電網運行和控制的復雜性，使電網功角不穩定，電壓不穩定，過負荷和電力系統崩潰等。對區域性電力系統而言，輔助服務還包括以下幾種：大面積停電啟動，損耗補償，動態調度，備用支持，負荷跟蹤等。

(4)加強商業可靠性理論與實踐的研究

隨著我國電力體制改革不斷深入，“廠網分開，競價上網”，“區域性聯網”已勢在必行。機組競價上網的電價與其自身的可靠性水平有密切聯系，這里所說的可靠性包括了技術可靠性和商業可靠性兩個方面。建議，我國應著手進行商業可靠性理論與實踐的研究，以便使我國的可靠性能夠緊密地與中國的電力市場結合起來，發揮其更大的作用。

3.輸電阻塞問題

建立區域性電力市場，其首先面臨的關鍵性技術問題即是輸電阻塞問題。在電力市場的條件下，輸電網絡完全開放，由于電力傳輸的約束和限制(如輸電的不確定性和不可任意性)，加上競價上網，電力自由交易的競爭性，當輸電網絡容量不足時，就會時常出現輸電阻塞問題。為了輸電網的安全可靠運行，輸電網運營商不得不對電力傳輸加以限制和約束。這就一方面使區域性范圍內的省間的發電商不能進入本省的電力市場，降低了聯網效益。另一方面，本省的發電商也減少了競爭對手，為其利用市場力哄抬電價創造了條件。這兩方面都使電力市場競爭機制削弱了，不僅使發電商和用戶得不到好處，而且電網的運行商也失去了創造利潤的機會。然而，隨著電力改革的不斷深入，發電市場和輸電市場要求進一步開放，輸電的自由性必然會引起輸電阻塞。輸電阻塞對電力傳輸調度和電價界定都有重要影響。筆者認為在區域性電力市場條件下的電力傳輸調度，要遵循兩點：首先，要保證電網安全可靠運行。對輸電線路制定出極限容量，使輸電網絡在總成交量最大的情況下運行。其次，按照容量以競價從低到高排列，低電價優先上網發電。在一定的電力交易量下，電價最低的先上網，依次類推，直到容量平衡為止。由此體現競爭下的公平。

四、建立和完善區域電力市場的相關機制

1.電力供應安全保障機制

系統的供電能力能夠滿足負荷需求發展的需要，是建立電力市場的前提條件。從目前國際經驗看，存在幾種保障機制：①完全依靠市場價格尤其是現貨市場的價格來引導長期投資；②采用集中計劃備用方法，并確定市場成員應分攤的備用容量需求，建立容量市場，允許市場成員進行容量交易；③采用直接支付容量費機制來吸引投資。

2.建立備用容量共享機制

為了保證系統運行及長期供電的安全性，發揮區域電網的作用，在建立區域電力市場時應該引入備用容量共享機制，包括三方面內容：①備用的確定、分攤辦法及相應的處罰原則。統一考慮區域電網備用，分規劃階段和運行階段規定備用確定方法和分攤原則，按統一規則在各省電網公司之間分攤。各省電網公司必須滿足備用要求，沒有履行備用義務的公司將受到懲罰。②省間備用支援和付費原則：主要是運行過程中事故支援原則及付費問題。③備用容量市場：備用容量市場為各省電網公司提供買賣備用容量的交易機制。

我國的市場經濟環境還不完善，電力市場的建立更是一個初步嘗試的過程，因此還無法全依靠第一種機制來提供引導長期投資的信號，可能考慮第2、3種機制相結合的辦法，建立備用共享和規劃協調機制。

3.建立電力電量平衡機制

電力市場與其他商品市場不同之一是必須存在一個負責系統實時電力電量平衡的機構，該機構需要建立一定的機制對市場參與者進行規范，尋找解決實時電力電量平衡的措施，例如通過建立競爭的平衡市場，或與市場參與者事先簽定輔助合同等，并采取措施將保證系統平衡發生的費用分攤給各市場成員。

4.建立市場價格和用戶銷售價格的有機聯系

建立競爭性電力市場的目的之一是提高電力工業生產效率，降低成本，從而使用戶從市場中收益。我國的市場化改革從廠網分開、競價上網的單一購電機構模式開始，這種模式的弱點是用戶和市場之間沒有相互作用關系，需要建立合理的聯動機制使銷售價格能夠反映市場價格的變化，以彌補市場手段的不足。同時為了保護用戶利益，可以采用市場最高限價的辦法，以避免發電公司在市場資源稀缺時獲取高額利潤，損害用戶利益。

五、結論

本文通過研究論證了我國具有建立區域性電力市場的良好基礎，區域性電力市場在中國應該有很好的發展前景。

對于區域性電力市場管理中的關鍵問題――省間壁壘問題，通過采取制訂電力行業的行政命令機制或法規、對省調及網調的職能進行合理分工、采取經濟手段進行補償等方法可以較好地解決該難題，從而打破省間壁壘。

對于區域性電力市場中的阻塞問題的技術難題，在區域性電力市場情況下主要是要提高電力傳輸調度。首先應對輸電線路制定出極限容量，確保電網安全可靠運行。其次，按照容量以競價從低到高排列，低電價優先上網發電。

對于區域性電力市場，建立和完善區域電力市場的相關機制是十分必要的。其中重點要建立：電力供應安全保障機制、備用容量共享機制、電力電量平衡機制等多種機制，另外還要建立市場價格和用戶銷售價格的有機聯系。

參考文獻：

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[3]傅書逖. 國外電力市場的研究與淺析[J].電網技術，1998，(12).

[4]宋永華，孫錦鑫.英國電力市場面臨新的改革――現行模式比較及其問題[J].電網技術，1999，(7).

篇(6)

（國網寧夏電力節能服務有限公司，寧夏 銀川 750011）

【摘　要】目前,隨著我國電力市場改革的逐步深入，大用戶直購電模式正在試點展開，但該模式尚存在管理辦法不完善等問題，實施后可能對發電企業清潔發電及電力大用戶電力節能產生一定的影響。本文分析了大用戶直供電模式對發電側、電網側和用戶側產生的影響，尤其是大用戶直購電模式將會對發電企業的清潔化改造和用能企業的節能化管理造成的影響。結果表明：大用戶直供電模式可以有效降低電力用戶用電成本，提高發電企業盈利能力，但尚需完成相關政策法規等保證大用戶直供電模式實施后的節能減排工作。

關鍵詞 發電企業；大用戶；直購電；清潔發電；節能

目前，鑒于我國電力市場的發展及國家能源政策的調整，電力系統面臨著多種改革的壓力，其中輸配分開以及大用戶直購電模式改革迫在眉睫[1]。但隨著大用戶直購電模式的試點運營及普及，必將出現購電價格變動對用戶及電源側企業的影響。用戶購電成本的變化也會對生產成本產生相應的影響，因此，對大用戶直購電模式對用戶側及電源側的影響進行研究將對今后我國電力市場政策的制定有積極的參考價值。

1　“直購電”解析

所謂大用戶直購電模式，是指發電企業和終端購電大用戶之間通過直接交易的形式協定購電量和購電價格，然后委托電網企業將協議電量由發電企業輸配至終端購電大用戶，并另支付電網企業所承擔的輸配服務費用，或直接架設專線輸配協議電量。

參照英國、澳大利亞、日本等國的實際經驗，在電力資源富余的電力環境下，推廣大用戶電力直購模式可以在一定程度上優化電力資源配置。大用戶的自由購電不僅可以降低電價、提高其產品競爭力，也可以促使電力企業加強管理，提高效率，促進資源優化配置[2]。但是鑒于我國電網的實際情況，對于大用戶直購電對整個電網系統的影響，還需要做進一步的研究和分析。其中需要我們仔細分析辨識的可能出現的影響主要為：

一是大用戶直購電對電網安全的影響。實施大用戶直購電后，可能會出現電網局部負荷的不平衡，從而對電網安全造成影響。個別企業有可能出現的不合理操作現象也有可能會造成工業高峰時段的電力擁堵。

二是大用戶直購電對市場各方包括發電企業、電力大用戶及其他用戶、電網經營企業和全社會的經濟效益的影響。包括大用戶直供的電價核定，有可能出現的無序競爭問題，尚需健全的相關法律法規，都有可能對大用戶直供電的運營造成一定影響。

在實施大用戶“直供電”運營模式之后，由于充分引入市場競爭，比較有可能出現的是即使考慮到支付給電網公司的轉運費用及其它費用，用戶與發電企業協議電價也會高于目前發電企業的上網標桿電價，而低于大用戶實際購電電價[3]。這無疑會對提高發電企業的生產積極性，也會降低電力用戶的生產成本，提高企業的生存能力。但隨之而來的，又會產生諸如發電企業在生產過程中為了控制成本而忽視污染排放控制，電力用戶輕視電力節能投入等問題。此類新的問題需要相關部門提出新的措施加以控制。

2　“直購電”對發電企業的影響

2.1　銷售模式的改變

“直購電”改革對于電源側企業的影響主要是改變了電力銷售的模式。在傳統的電力營銷模式下，電源側企業生產出的電能只能銷售給電網公司，再由電網公司通過電網公司下屬的輸、配、供電系統完成到用戶的交易。而若采用直供電模式進行電力交易，則只需借助電網公司的電力網絡，或者直接建設專線，由發電企業與大用戶單獨完成電力交易。在交易過程中，發電企業可以有多種選擇，不再必須經過電網公司完成交易。

2.2　盈利模式的改變

在傳統的電力交易模式下，發電企業的收益是由將電能按照國家制定的電力上網銷售指導價銷售給電網企業，通過發電成本與售電價格差異來實現。發電企業的售電量受到國家政策、市場行情、原煤價格等因素的制約，不能完全發揮市場競爭的調節作用。而在大用戶直供電模式下，大用戶可以與發電企業進行雙向選擇，確定滿意的供電企業。發電企業直供電則是通過與大用戶協定成功的電價進行直接交易，電價中包含支付給電網公司的轉運費等其他費用。收益由直供電價格與發電成本之差確定。

2.3　實施“直供電”對電廠控制成本產生的影響

電廠為了生存,在節約成本、加強管理、節能降耗方面會變為主動，因而供電電價可能會降低。由于直供電戰略是在市場環境中實施的,因此必然存在著發電企業之間的競爭。發電企業的電能報價是實施直供電戰略的較為重要的環節,電能產品定價的高低,直接決定發電企業能否與大用戶達成交易,如果價格過高,則影響到直供電的銷售,而價格過低,也將會影響到發電企業的收益。所以發電企業會較為積極的降低發電成本，但較高的脫硫脫硝費用則會對發電成本降低產生消極的影響。

在電網統一供電模式下，物價部門會對減排電價做相應的優惠，但大用戶“直供電”模式下，尚無成熟的制度及相關規定對脫硫脫硝等電廠進行電價鼓勵。而且，如果對于此類“減排”電價給予定價傾斜，必將對發電企業市場競爭力造成不利影響。因此，除制定國家相關節能減排行業規定外建議考慮在政府附加費或國網轉運費等費用上給予相應的優惠，以抵消減排設備的運行成本，鼓勵發電企業進行清潔發電改造。

3　“直購電”對電力大用戶的影響

3.1　購電模式的改變

電力用戶通過“直購電”模式購入電力，不同于以往傳統模式即僅單一向電網購電，按照物價部門核定的所屬工業類型確定電價的模式。而是直接通過專線或借助既有電力網絡自約定好的發電企業處購買電力。這種購電模式的優點是電力用戶可以按照本身的生產特性與發電企業協調安排購電和生產，不必刻意按照電網負荷峰谷安排生產時間及負荷。

3.2　購電價格的確定

根據相關電力管理辦法，“直購電”電價由發電企業和大用戶自主協商直供電價格加輸配電費等用的定價方式。但如何合理確定輸配電價格尚無成熟明確的辦法，一般認為商定供電價格實行“成本加收益”的定價方式，成本經電監會核算確定，收益究竟為多少，經協商確定，但該計算方式也存在發電成本的計算不準確等問題。而且大用戶與發電企業的雙邊合同交易將增加電力市場交易的復雜性，另外還要制定新的結算程序，這些都將對電力調度和監管提出更高的要求。

3.3　“直購電”與用戶用電節能

實施“直購電”模式之后，由于電廠與用戶直接洽談形成買賣關系,電廠有可能在售電總量上增大盈利,而用戶在總體電價上可能下降。以寧夏某鋁業公司為例，在2014年與寧夏多家火力發電廠簽訂直供電協議后，購電單價和電力成本支出變化明顯：直購電前，廠家購入電價為381元/kkW.h；直購電后，廠家購入電價為362.5元/kkW.h。按照目前行業平均水平，鋁錠生產單位能耗14000kW.h/噸計算，每噸鋁錠可節約成本259元，每年電費可下降0.26億元，經濟效益顯著。

直購電用戶可在何時段購電，組織生產、降低購電成本上作文章，由此而帶動相關的產業鏈,加大科技投入,提高生產力水平,降低生產成本,形成整個社會良性效應。但對于用戶，也有可能出現由于購電成本下降，能源成本在總生產成本中所占權重下降而導致的能源消費管理粗放、電力能源浪費等現象。這種現象的產生不容易直接從電力交易的角度控制，建議相關職能機構加大能源審計的力度，按照一定周期對電力大用戶單位產品能效水平進行考核評價，并以此為依據確定相關政府附加費用水平。從而激勵企業節能積極性，達到節能減排的目的。

4　結論

（1）開展大用戶直購電打破了原來電網企業獨家買、賣電的壟斷局面,大用戶可以根據自己的用電量、負荷特性、電能質量及電費支付方式,選擇適合自己的供電商，這不僅有利于企業降低生產成本,也會提高其產品的市場競爭力。

（2）對于電網公司,也會因用電市場的擴大，增加其輸配電業務，提高企業的經營業務；發電廠參與直購電,也有利于提高其發電機組利用小時數,開拓更大的用電市場。

（3）大用戶“直購電”模式的推廣，對于健康推進我國電力行業發展，降低發電、供電成本有一定積極的作用。但目前由于此模式尚處于試點推廣階段，存在相關法律、法規不完善，缺乏相關的電網管理經驗及配套設施，電價制定辦法不成熟等問題，尚需進一步研究解決。

（4）大用戶“直供電”模式的應用，也給發電企業推進清潔化發電技術及電力大用戶用電節能減排帶來了新的影響。建議在今后的推廣應用中加強對清潔發電企業的鼓勵政策的制定實施以及對電力大用戶的能源審計工作，使得在進一步加強推進電力市場健康發展的基礎上兼顧發電清潔化與用電節能化的順利實現。

參考文獻

［1］郭昆,曾鳴.慎重看待大用戶直供電問題[J].北京:電力技術經濟,2005(6).

［2］張少敏,章夏彥.大用戶直購電交易問題探討[J].華北電力大學學報:社會科學版,2009(2).

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[關鍵詞] 電力市場 需求側管理 發電權 交易機制

一、引言

1.需求側峰谷分時電價的意義

人類的經濟發展帶來了能源枯竭、環境惡化等一系列全球化問題，這使人們意識到必須從粗放的經濟發展模式轉變為可持續發展。在電力工業中，需求側管理就是一個主要措施。

實施銷售側的峰谷分時電價是電力需求側管理中的一種有效手段。峰谷分時電價是電力公司根據電網負荷特性確定峰谷時段，對用戶不同的用電時段實施不同的電價，以通過價格杠桿作用緩解峰時用電緊張，實現移峰填谷。這樣既能減少高峰備用裝機容量，節省社會資源。又能挖掘低谷電力市場和降低生產成本。

2.峰谷分時電價實施中的矛盾

銷售側峰谷分時電價有利于減少負荷峰谷差，使負荷最大程度地趨于平穩。其直接結果是減少高峰備用裝機容量，減少機組啟停，提高機組使用效率，降低發電成本。可見，分時電價措施的主要受益者是電廠而非電網。但目前該措施的投入，如技術開發、設備、理論研究及試驗、用戶宣傳推廣等投入，以及實施后收益減少的風險卻都是由電網公司承擔。亦即，存在銷售側和上網側之間的利益不平衡矛盾。這一矛盾在實踐中極大制約了網公司實施分時電價的積極性。在經濟社會要求可持續發展的今天，這是一個亟待解決的問題。為此，本文提出發電權交易的思路與方法。

二、發電權交易

1.概念與交易主體

在電力市場初級階段，通常采用“單一購買者”或稱為“1+N”模式，以利于與傳統調度模式的銜接。“1”指電力市場單一購買者即網公司，它代用戶購電，決定各發電商的交易計劃并負責實時平衡，以保證安全可靠供電；“N”指參與市場競爭的各獨立發電商。本文的討論以“1+N”模式為背景。

發電權定義為：在實施峰谷分時電價后的系統低谷時段，由滿足一定技術條件的發電機組，通過和網公司的交易獲得在原谷時發電調度水平上追加的發電容量的出售權。該權利的購買方（發電機組）有權在約定的時間內向發電權利的出售方（網公司）按約定的數量和時段出售電能，并按約定的價格支付發電權利金。

發電權交易提供了一個公平和有競爭性的交易管理方法，來分配由于實施分時電價而形成的、稀缺的谷時增加的發電需求。給該稀缺資源的開發者即網公司以合理的補償，激勵其推行需求側管理。

顯然，發電權交易的兩個市場主體中，賣方為網公司，它行使單一購買者職能和發電調度權。買方為發電公司，但只有那些在現調度下處于低谷時段壓負荷運行，同時又有良好的負荷向上調節性能的機組才是合適的交易者。如水電機組，大容量燃煤機組等。

2.合理性與可行性

發電權交易的合理性源于因推行峰谷分時電價而出現的、“稀缺”的谷時增加的用電需求。在市場經濟條件下，稀缺的物品應通過交易和價格來有效配置。在峰谷分時電價措施中，網公司須支付投資代價，盡管所增加的低谷需求仍需向發電公司購買增加的發電容量和電能來滿足，但與通常網公司付費采購發電容量的情況不同，在低谷時段，相對于充裕的裝機容量和發電能力，所增加的低谷負荷是不足的，這就形成了將低谷時的發電機會作為稀缺商品進行交易的合理性。通過交易來拍賣谷時段發電權，能使稀缺資源得到最有效的分配，并使稀缺資源的開發者得到合理的補償。

從可行性來看，當前電力峰谷差持續加大，谷時段有很多機組常處于需要壓負荷運行的不經濟狀態，甚至可能會被迫停運，而一旦發生停運，機組須在短期承擔高昂的啟停費用和成本。因而在分時電價實施后，低谷時發電機組也愿意通過購買發電權增加發電出力，達到經濟運行狀態，降低運行成本，提高運行效率，并取得更多的售電收入。

三、發電權的交易方式

可見，通過發電權交易，發電公司在獲益的同時把收益的一部分與網公司分享，即將原多余的發電能力從電能主市場交易中剝離出來，進入低谷時段的輔助服務市場。只不過這里輔助服務不是由網公司付費，而是由發電公司付費。該交易的關鍵是確定低谷時增加負荷的規模。首先，預測分時電價實施后指定時段的新增負荷，并依據峰谷電價實行前負荷水平組織電能主市場能量拍賣；然后，對新增負荷通過交易分配發電權，并據此進行實際調度和結算。分配方法（不計輸電等技術約束），須對各機組按申報的容量報價由高到低進行排序，從報價最高的發電機組起依次調用，直至調用的發電權總容量與該低谷時增加負荷的規模平衡為止。被調用的最后一個發電機組的容量報價為發電權市場出清價（機組被實際調度發電，還應支付相應的合同電價或電能主市場出清電價）。在初期因競爭性不足引起發電權價格過低時，可采用PAB結算，這時有以下規劃模型：

式中，和分別是第i個獲得發電權的機組申報的容量價格和數量，為低谷時段的新增負荷所對應的發電容量，為發電機組在參與電能主市場拍賣后在低谷時段剩余的可用發電容量，為機組發電時相應容量段取得的凈收益。

四、風險與收益分析

1.發電權賣方的風險與收益

發電權的出售方是電網公司。它出售發電權不是為了取得額外的收益，而是為了獲得合理的補償。首先是為了補償因推廣實施峰谷分時電價所支付的成本，其次可以用獲得的權力金收入部分沖抵電價不匹配的風險。后者源于一個事實，即中國目前階段的電力市場在發電側還沒有形成有效競爭，只有很少部分電量競價上網。這就形成了作為單一購電者的網公司在實施峰谷分時電價后面臨價格風險的狀態，因為低谷電的采購價格不變或有所上升，而低谷電的銷售價格降低，銷售量上升了，上升的銷售量是從能獲得較高銷售收入的高峰時段轉移過來的。由此可再一次看到，進行必要的市場設計給網公司合理的補償是必要的，這有利于激勵其推進有益于全社會的電力需求側管理措施。

網公司在交易中也存在一定風險。因無論發電機組最終是否接受調度實際發電，發電權意味著網公司了做出了購買低谷電力的承諾，并可通過履行承諾收費。該承諾有法律效力，當發電權要求行使，網公司須按協議的要求購入電力。如因故不能履行承諾，雖然并不會對發電機組造成實際損失，但仍可能被要求支付違約賠償。

2.發電權買方的風險與收益

正如在發電權交易的可行性分析中所指出的，與發電權出售方相比，發電權的購買方參與交易的主要目的是在低谷時段多發電以獲得收益。由于發電機運行特性決定了機組運行在正常出力范圍內的成本較低。一旦超出了這個運行區域，燃煤機組必須投油助燃甚至被迫停機，此時機組的運行成本將劇增。因此，機組有動力購買發電權，降低運行成本。且機組購買發電權并不影響其在電能主市場的競標策略和收益。

發電權購買方的風險在于，如果由于自身原因無法響應調度要求發電，則將損失應支付給網公司的權力費用。

五、結論

本文提出了發電權的概念，并對交易的必要性、可行性以及機制等問題進行了分析討論,并得到結論：

1.基于國內競價上網尚未普及的現狀，發電權交易機制的提出，為解決網公司因實施需求側管理的成本回收問題和終端銷售收入下降的風險問題提供了一個新的思路。這充分體現了市場機制和管理激勵手段對社會可持續發展和節能降耗的促進作用。

2.通過經濟手段鼓勵機組在降低運行成本和取得發電收入的前提下參與發電權交易，并對稀缺資源的開發者支付一定的補償，體現了公平公正的市場本質要求。

參考文獻:

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