跨区电力交易范文

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第1篇

【关键字】电力交易 电网互联输送 运输问题 经济效益 合作博弈 鲁棒性

一、引言

电力交易与运输是运筹学中运输问题的一种典型运用。应该说电力交易管理是公司生产经营工作中的重点，直接关系到公司业务的最终体现，设计公司的核心利益，具有重要的研究意义与价值。电力输送指由发电厂或电源由某处输送到另一处的一种方式，由于早期技术不成熟，电能输送多采用直流输电，而后期逐渐演变成交流传送，相信以后技术成熟，会出现更加合适的电能传输方式。实质上，电力跨距离输配是一类具有特殊约束的运输问题，由此，文章从运输问题角度对电力交易和输送研究进行文献梳理和总结与展望。具体从如下几个方面进行阐述。

二、电力交易及电网输送互联商业化

1.国外的电力交易及电网输送研究

20世纪90年代以来，在国外，PANTO(S) M 和 GUBINA F[1]研究了电力输送分配因素对于电力交易服务定价的影响；KRASENBRINK B 和 PRIBICEVI C B[2]等就竞争激烈的市场中的综合规划发电和交易进行了研究；2002年，NGUYEN D H M 和 WONG K P[3]则研究了自然条件下的动态电力均衡状况和多均衡的竞争力市场。

Rau N[4]指出想要提出一整套标准化的设计方案，在当前是不现实的，并列举了许多暂时无法很好解决的问题，包括形成的区域输电组织与原有价格体系的冲突问题，规划统筹问题，输电过程中费用分摊问题，阻塞管理问题等等，并分析了可能的实用性举措。Ilic M[5]的研究描述了覆盖多个电力市场的跨区域输电组(IRTO)的组织设计构思。Khal Le[6]介绍了发电公司在区域输电组织模式下，如何进行报价。Li Chaoan 、Fu Shuti和Yi Su[7]则介绍了区域输电组织中实时平衡市场的优化和组织，用基于改进单纯性的线性规划算法来计划市场出清价格。Erli G[8]基于非合作博弈模型，分析了多区域电力市场下定价和系统运行的模型。Yoon X、Collison K和Hie M[9]共同，描述了在考虑各个区域是独立市场，且具有独立的价格体系的情况下，如何在多区域互联系统中确定电能传输服务价格。

总体来看，国外有关电力市场交易及输送的文献研究主要集中在如何将区域电价作为输电系统阻塞管理的手段，认为市场的收益将不仅仅局限在解除阻塞这样的问题上(KENT S、MARK H S、JORGE V，2004)[10]，而更需要依靠更多的基础投资，比如STAMTSIS G C 和 ERLICH I[11]提出要通过合理的发电厂投资及运营来获得收益。一个好的市场设计必须能避免传输约束之间的博弈，因为这个问题在管制系统里不会遇到。

目前，国外电力市场已发展到一定的成熟阶段，研究的重点已放到转运费用的分析计算上。

2. 国内的电力交易及电网输送研究

1998年，钟金[12]在其学位论文《电力市场条件下的交易分析与发电计划》中阐明了要在结合国外电力市场实践经验和中国电网互联初步商业化运营经验的基础上，研究探讨电网商业化运营应遵循的一些基本原则及其实现方法。文章对电网运行从统一调度到分散调度的变化所引起的系统优化分析方法的改变进行了研究，分析了几种典型交易分析方法，并提出了两种可用于不同情况的交易分析与决策模型。同时，文章分析了中国互联电网在向商业化运行方式转变的过程中出现的一些问题，并针对这些问题提出了可能的解决办法。

由于文章理论算法性较强而忽视了模型在现实中的具体应用实际情况，而体现出一定程度的不足。但是，文章在中国电网输送的互联商业化运营模型方面，仍带给学术界和国家以巨大的理论意义与现实意义。

Wei guo Xing [13]介绍了中国第一个跨区域电力交易的市场――三峡市场的前景，讨论了市场可能的组织结构，提出了未来中国电力市场主要为国家电力市场和区域电力市场的两层市场结构。王芝茗和冯庆东[14]给出了一个解决区域电力市场有约束实时调度的实用方法――等值发电机成本增量曲线法，以应用于区域电力市场输电服务决策。柏瑞，刘福斌，李灿等三人[15]提出了直接考虑网络约束的交易计划新方法，通过引入发电贡献因子和负荷汲取因子解决多级电力市场中存在的协调问题，并针对双边交易的特点，采用交易矩阵的方式建立了区域电力市场中Broker系统制定交易计划的数学模型。曾鸣和刘敏[16]针对我国目前的六大区域互联电网在形成区域性电力市场过程中面临的价格问题，通过借鉴国外经验，尤其是发展中国家的经验，并结合我国实际，分析研究促进我国区域电力市场形成的价格方案及调控机制。主要内容包括：趸售电价、包含转供和开放输电通道在内的输电价格、电力库运营模式、各类合同以及电力市场价格风险等方面。刘坤[17]则针对区域电网公司所拥有的调峰电厂在电网安全运营和平衡市场需求两个方面的重要作用，运用委托一模型，对电网公司和调峰电厂间最优合同模型进行设计，证明在对称信息条件下，当委托人是风险中性而人是风险规避型时，该最优合同能够达到帕累托最优风险分担和帕累托最优努力水平；电网公司可以在保证整个电网运营的安全性和稳定性的同时实现电网整体的利润最大。

王红蕾和魏一鸣（2007）[18]结合南方互联电网的实际情况，在满足电力撮合交易的条件下，运用贪心算法中的任务时间表方法分析了现行模拟电力市场中购售双方存在”就近购买”的行为，指出经济利益的分配是重要因素，并提出了具体的建议。这一点较之前的各类文献已经有很大进步，然而在理论应用和经济管理中的博弈思想体现的仍不明显。

进一步地，他们对南方互联电网从形成之初便开展商业化运营过程中，各主体行为进行了研究，认为只有对每一次电力交换所带来的利益进行合理的分配，才能调动区域电网的积极性，但是如果不真正实现利益共享，互联运行就难以实现（王红蕾，魏一鸣，2007）[19]；并指出联网效果不佳不是技术上的原因，而是由于在统一电力市场电能交易中存在着整体和局部利益的冲突。省间电力交易的价格应经过严格的经济调度和交易计划分析后确定，送电端所获利润应与受电端分享，依靠市场博弈来解决问题。而为了求出“购电整体最优”方案，文章运用了带权拟阵的贪心算法。

曾鸣、孙昕和张启平[20]考虑到我国电力系统管理和调度的实际情况，指出互联电网效果不大的深层次原因是电力运输在价格形成机制上和区域电力市场管理体制上的问题。在区域电力市场内省间电网的电力交易中，主要是由于管理体制的缺陷形成链式反应，引发一系列的矛盾和冲突，进而影响了各方参与跨省网交易的积极性。

由上述文献看来，我国的电力市场交易和电网输送研究还刚刚起步，国内确实有学者针对具有输电网络约束的电力市场模型进行了分析和研究，但是在输配电市场的建立与完善还有许多工作要做。电力交易与电网互联输送中存在着巨大的经济效益潜力，如何同时调动电网内供给者与接受者的积极性，充分发挥互联电网的效益，实现运输问题的最优，是目前的理论研究亟需解决的重要问题。

3. 中国的电力交易与跨区域电网输送――西电东送

“全国联网、西电东送、南北互供”是国家电力公司十五规划的工作重点。

史连军、韩放和张晓园[21]在2001年的《互联电网电力市场运行模式的研究》一文中研究了建立以运输问题理论为基础的互联电网电力交易的机制，促进东西部地区间的电力交换，优化资源配置，获取联网效益，迫在眉睫。他们针对互联电网电力市场运行模式，分析了互联电网的效益，提出了组织互联电网电力交易的三种基本模式，并讨论了电力交易类型和价格，研究出了互联电网联络线的调频与控制模式。这一文献，对运输问题在中国电力交易市场与跨区域电网输送领域的理论研究和中国西电东送工程在现实中的运用具有重要意义。

随着西电东送工程的推进，国内学者对区域电力市场的研究与实践也在不断深入，调度、定价、规划、公平合理的费用分摊与利益分配等已成为跨区域电力市场化交易的主要问题。

2007年，马文斌[22]在前人研究的基础上，在其《跨区域电力市场电力交易及管理研究》的学位论文中通过分析比较国外电力市场化进程，借鉴国外电力市场构建的成功经验，结合我国电力工业运营实际，系统地研究了我国跨区域电力市场的框架和运营的理论与方式，分析了在不增加电力需求侧用电成本的前提下增加电力企业收益、进而加强电力行业管理、实现和谐电力输送的一个重要思路。文章真正实现将运输问题从理论到实际的运用，对我国的“西电东送”事业拥有重要意义。

针对以上文献对中国西电东送工程研究的贡献和尚存不足，专家和学者在今后还需要在优化资源配置、实现最大经济效益、完善电力输送调度方式和管理模式等方面加以重点研究。

4. 运输问题在民营电力交易与输送中的应用研究

在我国民营的电力交易与电力输送网络中，民营送变电工程企业是电力行业内电网基建的施工方。而运输则是整个系统中具有增值效应的环节之一，在竞争激烈的行业背景下，提高运输效益是该类企业发展的必然要求，也是我国民营电力交易发展和提高经济效益的必然要求。从运筹学中运输问题的角度出发进行统筹规划，该类企业可考虑从以下几方面进行相关改善：建立管理信息系统；制定合作博弈的合理运榆计划；合理结合多种运榆方式和路线等。

基于上述实际经济意义，韦琦和刘秋兰[23]发表了论文《民营送变电施工企业的运输问题研究――以广东某送变电工程有限公司为例》，论文以广东某送变电工程有限公司为例，用运筹学的理论与思想，对民营送变电工程企业的运输问题进行了深入探究。其旨在探讨从运输问题方面提高该类企业经济效益的途径，从而提高整个民营电力交易网络的经济效益，为我国民营电力交易和输送网络整合出合理可行的运营方案。

总体而言，由于电力交易与输送在民营企业中的应用实际较少，因而关于运输在此类民营企业的电力输送中的研究文献也较少，尽管其运用可借鉴国家宏观的跨区域电力交易与输送，但是由于微观个体的差异性与独特性，不同民营企业中的电力交易与输送仍存在差异。基于此，学者在今后的研究中，应在对民营企业有个体独特性的分析上，具体问题具体分析，为不同类型和规模的民营企业提供适合其发展的电力输送方案。

三、电力输送中的合作博弈

目前已有一些学者运用博弈论对区域间交易决策优化进行了研究，包括Jukka R 、Harri E、Raimo P H、Bai X 、Shahidehpour S M、Ramesh V C、Tan X和Lie T T的合作与不协作情况下双边电力交易决策的研究[24-26]。J.Cardell、C.hitt和W.Hogan[27]提出电力市场并不是一个能够实现完全自由竞争的市场。发电厂和大用户都具有一定市场力，如果放任市场成员在市场中自由交易，将导致市场交易秩序混乱，市场价格失控，严重影响区域经济的协调发展。 Hirsch P、Lee S、Alvarado F 、Mares A Bolton Zammit、David J Hill和R John Kaye[28-30]等人则认为电力市场化的改革以及区域电力市场的建立应该结合现状，在现有调度和交易机制的基础上，利用市场的手段和方式，改进、完善和规范现有的调度和交易机制，而不是重新设计和建立一套全新的机制，使电力市场化改革给电力系统带来的安全隐患降到最小。

在费用分摊方面，D．Chatttopadhyay[31]首次在国际上提出应用Shapley值来分摊联网效益，随后，J．W. Marangon Lima、M．V F．Pereira和J．L．R．Pereira[32]提出运用同样的原理分析输电费用，而Y Tsukamoto、I.Iyoda和 J．E F．Wu[33-34]则研究了输电线路扩建成本的分摊原理。D．Chattopadhyay和 B．B．Chakrabarti[35]提出了无功网损的公理分摊方法，研究了输电成本的公理分摊等。

随着我国电力行业体制的改革，形成了利益主体多元化的分散管理格局。王先甲和李湘姣[36]提出，在这种格局下进行电网互联，就可能产生决策主体与多利益主体之间的利益冲突。电力跨区域交易决策时的特点是相应联络线的传输极限必须计及，以及相应输电费用必须计及，并应计算区域间交易带来的各种效益的量化值，以确定最优交易量、价格及时间。

一般来说，运输问题只能解决一个可以控制调度的运输系统，实现该系统中的运输优化。运用于电力系统中，由于市场机制和自由竞争，一个较大的电网布局系统通常是由若干子系统所构成的，并且这些子系统相对于大系统来说通常是独立的（不论从经济上还是行政上来看都是如此）。因此，在一个大的电网布局系统中，例如地区或全国等，尽管可以建立运输问题的优化模型并采用运筹学中的方法求得最佳调运方案，但是，这些最佳调运方案通常是无法实现的。因为全局最佳调运方案可能会损害一些在市场机制下具有优势的子系统的利益，给一些弱势的子系统带来额外获利。另一方面，全局最佳调运方案与市场机制下的自由竞争原则相违背，由于大系统不能控制子系统的调度，所以，必然会有一些子系统拒绝全局最佳调运方案。因此，在考虑运输费用或营运盈利时，每个子系统都会为了自身利益而局部地优化本子系统的调运方案，当从而破坏整体的帕累托最优性。

针对这一问题，张建高，郑乃伟[37]曾有所探究，他们在《合作博弈与运输优化》（2002年7月）中从博弈论的角度分析了区域性大系统中的运输问题，考虑了在这种运输系统中，由于各个子运输系统之间的相对独立性和彼此之间的竞争，采用运筹学中通常的运输问题模型是无法使这样的一个运输系统达到最优状态的。

这一文献从理论和实践的分析中证明出，要在区域性运输大系统中实现运输问题的最优解，允许各子运输系统之间结盟是必要的。遗憾的是，尽管此文已经初步阐明了博弈论在电力运输中的重要应用价值极其应用方法，但是它仍然没有摆脱理论算法的限制，也没有将运输问题与现实的管理问题、经济问题所结合。具体来看，表现在仍然遗留了关于运输合作博弈的两个问题：

（1）如果公共销地假设条件不成立，即至少有一个子系统垄断某个销地，运输合作博弈的特征函数还满足超可加性吗？

（2）对于运输合作博弈，是否存在一个线性规划或某种较好的算法，能同时求解全局运输问题最优解和运输合作博弈的核心，或者最小核心，或者核仁。

马文斌、唐德善和陆琳[38]分析了互联电网的特点和问题，指出跨区域互联电网合作的必要性，并结合运输问题的思想，运用博弈论构建了基于多人合作对策的互联电网合作对策模型，并采用核心法、Shapley值法和简化的MCRS法等分配方式进行了算例分析，探讨了不同计算结果的寓意。结果表明，博弈合作对策模型可以更好地体现各合作电网之间的相互影响，使得电力分配运输结果较传统方法更为合理，可以较好地应用于互联电网电力交易的优化决策。据此，他们发表了《基于合作博弈的互联电网电力交易优化分配模型》(2007)。

孔祥荣，韩伯棠[39]在其论文《基于合作博弈的运输分配方法》(2010)中指出，要按照合作博弈规则划分计算运输网络的夏普里值，提出了新型的运输分配方法。而在对物资进行科学分配的同时，综合考虑了运输资源的合理利用和成本最优，便于利益相关者形成稳定的合作同盟。

综合上述文献来看，基于合作博弈的电力运输分配方法超越了单纯追求费用最小或时间最短的传统原则，从管理角度合理利用各方资源，优化运输成本，同时达到稳定和均衡，真正实现了以管理学与经济学的完美结合。

四、鲁棒性在电力交易与输送中的体现

卢强、王仲鸿和韩英铎[40]指出，在现有的电力系统鲁棒控制策略中，有些是以单机无穷大系统为模型进行设计，但由于缺乏各个控制器之间的协调从而形成了“各自为政”的局面，达不到理想的控制效果。而另一些是以大系统整体模型为基础，以预先选定各控制器的结构作为约束条件而得到。理论上按这种方法所设计出的各子系统控制规律可使得总体性能指标在给定控制结构条件下达到最优，但当系统较大时，计算量可能无法接受。

张文泉、董福贵、张世英和陈永权[41]进行了发电侧引入竞争机制，使发电厂如何组合、发电资产如何重组成为电力市场的重要研究课题。研究叙述了近年来，在电源规划过程中，负荷需求、发电成本等许多因素日益呈现不确定性，制定发电规划必须考虑这些不确定性因素，从而使发电组合成为鲁棒性组合，即为《电厂鲁棒性组合研究》(2003)一文。他们的研究表明了，电厂鲁棒性组合的发电成本对不确定因素变化不敏感或反应迟钝，这不仅真正充分反映出电厂组合鲁棒性的真实内涵，也充分说明电厂组合鲁棒性研究的现实意义。

陈卓、李少波及郝正航[42]的《复杂电力系统鲁棒性协调控制研究》(2008)针对现有的电力系统鲁棒控制策略中存在的不足，提出了将关联测量控制理论与鲁棒控制相结合的控制策略。

鲁棒性在运输问题中的运用体现研究是一个比较新颖的课题，以往的研究大多强调系统内的控制策略和组合等，而对鲁棒性与经济效益的关系研究较少。专家和学者今后可就此方面进行进一步深入探析。

五、总结及展望

运输问题在电力方面的运用已经得到国家和各类民营企业的普遍重视，如我国的西电东送工程就是最好的例证。此前国内外专家和学者也已经对电力交易及电网互联输送、电力输送中的合作博弈理论和鲁棒性在电力交易与输送中的运用等各方面问题进行了研究。

对于运输问题在跨区域电力市场交易中应用的研究，在国内外都属于较新的课题。结合我国的特点，目前的研究和分析基本符合我国广大区域电力交易和输送的实际，对于建立和完善我国区域电力交易及电网输送理论，和进行跨区域电力市场交易研究具有一定的指导意义。但是，从整理的文献中，可以看到，当前的研究内容普遍比较零散，缺乏系统性和深度。主要表现在以下几个方面：

1.未能提出系统、具体、实用的跨区域电力交易体系、价格机制和跨区域输电费用分摊方法。

2.对于跨区域电力市场交易过程中的电力需求、尤其是长期需求的预测没有相对比较精确的方法。

3.对于供电企业管理的研究较少，没有在电力体制改革逐渐深化的情况下从供电企业内部管理上迸行深入分析研究，也没有对直接参与电力市场的电力大用户的管理机制进行深入研究。

由此可见，运输问题在我国跨区域电力市场的研究还有待进一步的深入。尚需要进一步研究的内容有主要以下几方面：

1.在跨区域电力市场运行过程中如何限制与消除地方保护主义和寡头主义对跨区域电力交易的障碍与影响。

2.怎样保证跨区域的电力市场交易规模与各个区域电网的发展相协调。

3.在根据适度超前及成本效益原则不断扩大联网规模的同时，怎样保证跨区域联网工程的整体经济性。

另外，鲁棒性在电力运输中的体现是运输问题在电力交易与输送领域运用的另一个研究方向与要点。在当前学术界研究的基础上，若能更加深入地对其进行实际运用上的探究，明晰系统鲁棒性与经济效益的深层关系，则能给中国的电力运输界带来更大的经济效益。

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第2篇

现货市场中的投资者也无法通过正常的渠道参与进行投资，所以在现货市场上资源的配置是无效率的。通过金融市场的改革后，投资者和公司内部的零散资金可以进行投资，而中小供电公司也可以进行融资，进而使市场资金趋向于高效配置，也扩大了投资者的投资种类和范围。同时衍生物合约又可以使投资者进行有效的风险控制。（3)扩大交易主体。传统的现货市场只有国家电网公司可以进入，而金融市场化后，丰富了交易主体，有利于电力市场从垄断到竞争。2009年改革后，我国目前形成东北，华北，华中，华东，西北和南方6大供电区域，形成从原来的小范围的省内供电到跨省，跨区域供电。这种跨区域供电模式依赖于各种衍生物的金融合约，其中包括用以长期对资源稀缺区域提供支持和补充的长期期权期货合约，用以短期补充资源需求的日前期权期货合约，通过这种合约的模式使资源达到合理配置。

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。

三、结束语

第3篇

作为新电改的第四个配套文件，华北电力大学教授，能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣告诉《中国经济信息》记者，“其明确了通过市场来确定电能交易的量和价，符合本次电改的总体思路，将鼓励具备条件的省份在相关职能部门的指导下建立规范的跨省跨区电力市场交易机制。”标志着即深圳等地区电价向市场化迈进后，跨省区交易率先实现市场化。

跨省区输电率先市场化

在中国，跨省区输电的规模正日益扩大。“北电南送”和“西电东送”等工程已经是人们耳熟能详的。仅去年一年，我国的跨省区送电量就已经达到1.12万亿千瓦时（俗称“度”），是全年全社会用电总量的五分之一。随着电能跨省区流动逐年增加，也暴露出我国送受电结构不合理、输送费用标准不合理、需研究补偿机制等问题。

市场化被认为是解决上述问题的有效途径。《通知》要求，首先，送电与受电市场主体要通过协商或者市场化的交易方式确定电能交易的规模即电量，以及价格，并建立起相应的价格调整机制。同时，对于新建送电项目的业主和电价，鼓励在竞争中形成。其次，鼓励以中长期的合同形式确定送受电双方的电量交易，并建立价格调整机制。最后，由于之前国家已经核定了部分跨省区电能交易的送电价格，此后可以由送受电双方自行协商并重新确定价格，只需将协商结果报送国家发改委和国家能源局，如若无法达成一致，可以在有关部门协调下协商确定。

自2014年底起，我国在深圳开始了全国首个电价改革试点。为了推进这一改革，我国又相继在蒙西、宁夏、安徽、云南、湖北等地进行试点，目的是让更多的省区探索区域内的电价改革。而《通知》的，则促进了跨省区输送电能的电价市场化，将改革延伸至区域之间的电力市场。

据曾鸣介绍：“总的来说，我国跨省跨区电力交易的总量还是比较大的。我国能源需求和供应在全国范围内是‘逆向’分布的，尤其是未来大量新能源发电并网之后，西北地区的大量清洁能源将通过外送通道送到东部负荷中心，因此未来我国跨省区电力交易的规模还会进一步增加。”中电联公布的数据显示，去年，全国完成跨区送电量2740亿千瓦时，同比增长13%；全国完成跨省送电量合计8500亿千瓦时，同比增长10%。

在我国，长期以来各省间的电能交易一直是以计划为主，具体到交易的电价和电量都是由地方政府确定。在众多跨省区交易中，东北所有的跨省区交易、三峡外送、皖电东送和川电东送等都是由国家直接指令电量和电价并核准审批。南方区域的西电东送等主要由地方政府主导。

每年，国家电网都会在年初向各个省级公司下达年度跨区电能交易指导计划，要求各省市电力公司将其计划进入本年度的电力电量的安排。各个省级电网还会签订具有法律效力的购电合同，成为一种刚性的计划指导。

而问题随“计划”的方式产生了。由于计划的不灵活性导致了供电量失衡和电价分歧。2014年年中，在国家能源局的《电力交易秩序驻点华中监管报告》（下简称《报告》）中提及，2013年第一季度，华中地区电力供应虽然供大于求，但国家电网仍然按照计划向其输送了来自河南和山西的电力86亿千瓦时，造成电力浪费。

除了供电量失衡，电价也有问题。上述能源局的《报告》中显示，跨省区电量交易由于一直不能及时反映市场供需，违背了交易主体的意愿。以西北电力输送华中的跨区交易为例，某些交易的电价和电量违背了一方意愿，价格高出购电方的诉求。

曾鸣说：“各省之间的‘壁垒’问题在跨省区电力交易中一直存在，是我国跨省区电力市场建设的一个难题，也在一定程度上阻碍了省间的资源优化配置。”随着跨省区交易市场化，可以在一定程度上解决上述问题。他认为：“未来，应当继续优化顶层设计，从全局角度出发，不仅省内要电力电量平衡，还要注意更广范围内的电力输送、相关配套设施建设。”

再核定成本促“形成”电价

输电成本核算一直是新电改成败的关键。《通知》提出，国家发改委和国家能源局将组织对跨省跨区送电专项输电工程进行成本监审，并根据成本监审结果重新核定输电价格。输电价格调整后，按照“利益共享、风险共担”的原则将调整幅度在送电方、受电方之间按照1∶1比例分摊。

据曾鸣介绍：“跨省区电力交易是一个系统性工程，涉及的主体包括参数良好并且规模相对较大的发电站或发电基地，具备远距离大规模输送能力的电网，用电较为集中的负荷中心（包括大用户及未来的售电公司等）。”其中，电网的输电费过高、收费不合理等问题一直受到相关交易主体的抱怨。

跨省区电能交易的输电成本包括：电网使用费、管理服务费、辅助设施费和网络接入费等。而最终的售电价格是由送电价格、输电价格、线损和管理服务费共同组成的。

国家相关主管部门也曾指出，输电费存在收费不合理的问题。《报告》也曾提及，实际物理送电量才是收取输电费的基础，但在之前的调研中发现，某些区域跨省区电能交易输电费是按照之前签订的合同双向累加后得出的绝对值进行计算。得出的输电费用高于关口表记录的实际物理量。

早在三年前，原电监会就曾将云南贵州送广东、西北送华中、四川送华东、东北送华北等跨省交易规模较大的电力通道作为样本，核查电力输送成本。形成的结论是，首先，电网公司收费环节过多、标准过高、存在多收费等问题。同时，电网公司网损的分摊不规范，网损费用过高。最后，输电线综合折旧率偏高。

此前，深圳等地的电价改革的一项重点工作就是重新核定本地区的输电成本。现在又要重新核定跨省区输电价格，扩大了核定输电成本的范围，这对于电网公司厘清成本，以后专注于输电业务具有重要意义。

第4篇

例如，上世纪年代开启电力投资体制新时代的集资办电，是在我国长期遭受缺电危机的情况下拉开大幕的。国家统一办电的历史由此结束，至上世纪年代末期终于扭转了缺电局面。

又如，本世纪初以“厂网分开”为标志的新一轮大规模电力体制改革，是在独立发电企业与垂直一体化管理的原电力系统发生利益冲突的情况下匆匆上马的，形成的基本格局延续至今。

专家指出，在改革问题上，我国是危机驱动型的社会，没有危机就没有进步。电力工业虽然有其自身的物理特性，流通依靠自然垄断的输电网络，发输供用瞬间完成而不能储存，然而在危机驱动型社会的大背景下，其改革不能独免于危机驱动型似也能理解。

但问题在于，危机本身将产生负面影响。电力工业作为关系国计民生的基础产业，能成为其改革动力的危机力量影响更为巨大。想想国家统一办电时期的缺电影响以及电力垂直一体化管理后期独立发电企业的损失，这一点就不言而喻。

“厂网分开”后，人们对进一步推进电力改革的期待十分强烈。国家其实也表达了这样的愿望，《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》（〔〕号）应是这种愿望最明确的表现。

但是，电力改革到底没有能够向深水区大步迈进，让期待改革的人们大失所望。

虽然新一轮电力体制改革以来电力工业的成绩可圈可点，但更让人担忧的是目前改革步伐的停滞，诸多矛盾和问题难以解决。

所以如此，难道是危机程度不够，不足以推动改革向前迈步？当前，电力行业普遍经营困难，亏损面大，负债率高，煤电矛盾突出，已然危机四伏，还不足以成为进一步改革的充分条件？那么，要等到发生怎样的危机，才能下决心将改革真正深化？

一位业内人士提出，应当系统分析电力行业长此以往的严重后果。这为解决问题提供了一种可资借鉴的思路，给我们以很好的启发。

为什么一定要等到危机真正发生时才匆忙改革，而不是预见危机提前着手改革？为什么一定要在列车脱轨后才努力抢救，而不是此前做好准备不让其脱轨？

目前，电力工业规模日益膨大，正如行进中的高速列车，已然不容许发生“事故”，因为“成本”非常高。危机驱动型改革模式必须谋变，提前做好改革工作，不要让危机像雪球一样越滚越大。

今年电力监管工作会议提出：推进电力体制改革，健全电力市场体系。但如果不改变危机驱动型改革模式，没有来自更高层的决心，恐怕一切都很难突破。

当然，电力改革并不是完全独立的，相关行业的改革需要坚持科学发展观的根本方法——统筹兼顾。

年电力监管工作会提出“坚定不移地推进电力市场建设，推动电力体制改革”，具体包括四方面内容：

一是继续推进大用户直接交易试点。扩大已批复省份的直接交易范围，完善交易制度。督促有关省份抓紧测算出台输配电价标准，指导各地研究制定大用户直接交易试点方案。

二是继续推进区域电力市场建设。推进竞争性电力交易市场建设，促进跨省跨区电能交易。探索跨省跨区开展水火替代等各类发电权交易实现形式。推进辅助服务市场化。

第5篇

一、组建股份制的贵州电力交易中心

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。

在售电侧改革中，结合贵州实际，选择在兴义市和贵安新区开展改革试点。目前南网贵州公司对兴义市地方电力公司的代管关系已解除，兴义市地方电网范围内实现了发、输、配、售的分开，由兴义市电力公司独立开展农网改造升级工程。贵安新区是全国第八个国家级新区，直管区按照南网贵州公司、贵安新区、社会资本4∶3∶3的股比构架组建配售电有限公司，选择5―7家发电集团和用户作为社会资本参股，目前已完成公司可行性研究报告，组建方案已报南方电网公司，拟于4月上旬正式挂牌成立。

第6篇

第二条开展发电权交易，应当遵循电网安全、节能减排、平等自愿、公开透明、效益共享的原则。

第三条开展发电权交易，应与电力市场建设工作统筹考虑，纳入市场建设规划，做好发电权交易与其它电力交易品种之间的协调与衔接。

第四条发电权交易是指以市场方式实现发电机组、发电厂之间电量替代的交易行为，也称替电交易。

发电权交易的电量包括各类合约电量，目前主要参照省级人民政府下达的发电量指标。

第五条发电权交易原则上由高效环保机组替代低效、高污染火电机组发电，由水电、核电等清洁能源发电机组替代火电机组发电。

纳入国家小火电机组关停规划并按期或提前关停的机组在规定期限内可依据国家有关规定享受发电量指标并进行发电权交易。

第六条发电权交易可以在省级人民政府当年发电量指标的基础上进行。在小水电比例较高的省份，原则上以多年平均发电量为基础进行。

第七条发电权交易一般在省级电网范围内进行，并创造条件跨省、跨区进行。

第八条发电权交易可以通过双边交易方式或集中交易方式进行交易。

双边交易是指发电企业交易双方自主协商确定交易电量和交易价格；集中交易是指电力交易机构通过统一的交易平台进行集中撮合交易。

第九条发电权交易应在满足电网安全校核有关条件后实施。电网安全校核的相关参数条件应向市场主体公布并向电力监管机构备案。

第十条交易周期内，发电企业被替代的电量不得超过其所拥有的发电量指标或合约电量的分解电量，替代电量不得超过满足安全约束的发电能力。

第十一条交易双方按照电力交易机构确认后的成交结果签订发电权交易合同（或发电权交易确认单），明确交易周期、成交电量、成交价格、结算方式等。

第十二条发电权交易引起网损变化时，应当按照核定的网损率或交易各方协商的网损补偿方式进行有关网损补偿。

第十三条国家电力监管委员会及其派出机构依法对发电权交易实施监管。

第十四条发电权交易结果应报所在地电力监管机构和当地政府有关部门备案。

第十五条电力交易机构应按月、季、年汇总分析发电企业由于开展发电权交易产生的能耗和污染物排放变化情况，结合交易电量和价格、电费结算、网损补偿等信息，及时报所在地电力监管机构，并定期向相关交易主体披露。

第7篇

关键字：电改 售电侧放开 电力交易

中图分类号：TM- 9 文献标识码：A

一、引言

2015年3月15日，国务院下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的9号文（简称“9号文”），明确了的新一轮电改将在“放开两头，管住中间”的思路下构建真正有效的电力市场机制。售电侧改革被认为是本轮电改新方案的最大亮点，是“构建有效竞争的市场结构和市场体系”的重要环节。售电侧改革作为“两头”之一，在整个电力体制改革中有着举足轻重的地位，其是否成功将决定新一轮电力体制改革的成败。而电力交易机构中心枢纽功能的发挥对于新型售电主体能否最终进入售电侧市场、能否有效开展售电业务、能否真正形成竞争性市场等方面起着重要的作用。

二、实施背景分析

（一）新电改要求售电侧放开

售电侧放开对国家电网公司的影响较大，一是，企业的功能发生根本性转变。二是，企业的盈利模式发生根本改变，电网企业运营模式不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。三是，企业交易模式发生根本性变化，由电力企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构的独立运行，承担交易平台建设、运营和管理等。四是，业务重点发生根本性转变，主要现在电网规划更多由政府主导、电网运行的操作模式更为复杂、电力营销竞争性加剧、电力交易主体增多等。五是，管理重心发生转移，盈利导向转为成本导向、降本增效成为重点。

（二）售电侧放开对电力市场交易提出的新要求

售电侧放开在对国家电网公司产生较大影响的同时，也对电力市场交易提出了更多新要求，如面对大量涌入的售电主体，必然改变原有的市场成员管理模式，需要重新设计优化电力交易业务，需要将由电力企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构的独立运行，共筑公平竞争和谐有序的交易局面。

三、研究内容

（一）电力交易业务的更新设计

1.电力交易业务变化重点分析

经过深入对比分析，新电改后电力交易机构的业务将发生较大变化。市场构成由原来的单一中长期市场转变成中长期市场和现货市场。市场模式由原来的分散式转变成分散式和集中式两种模式。市场体系由原来两家大电网公司各自分级管理转变成为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。新业务需要支撑多种类型的市场成员及其多种交易需求；新业务需要支撑双边协商、集中竞价、挂牌等多种交易方式；新业务需要支撑电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务交易等多种交易；新业务需要支撑多种交易计划的编制（包括月度、日前、日内等）；新业务需要支撑多种交易合同的编制与签订；新业务需要支撑面向多元主体的交易结算；新业务需要支撑各类交易主体相关信息的。

2.业务更新设计

根据售电侧放开对省级电力市场交易的新要求和省级电力交易机构自身定位，勾勒国家电网公司省级电力交易机构业务蓝图。主要分为核心业务和支撑业务，其中核心业务包括市场成员管理、交易组织、交易合同、交易计划、交易结算、信息；支撑业务包括电力交易平台、电力电量平衡分析、市场评估分析、服务窗口管理、市场建设与规则编制、风险防控等业务。电力交易机构业务蓝图见图1。

（二）构建相对独立的电力交易机构

1.功能定位变化分析

改革后电力交易机构作为一个相对独立的机构（国家电网子公司或分公司形式）不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。交易机构主要负责市场主体注册和相应管理、市场交易平台的建设、运营和管理，其中包括市场运营分析、披露和市场信息、提供结算依据和汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同。

2.构建相对独立的电力交易机构

（1）确定组织形式

《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》中明确电力交易机构组织形式为电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等三种组织形式。电力商品的特殊属性决定了交易机构与电网经营企业存在着天然的联系，电力交易机构与调度中心之间须密切配合，因此建议采用电网企业子公司的组织形式。电网经营企业子公司的组织形式具有组建相对容易、运营成本较低、确保中立和降低交易成本，加快改革进程等诸多优势。

（2）组织机构建设

交易机构的功能定位，决定其基本职能、机构、编制、财务等在第一时间应是完整而独立的，同时政府赋予其行业公共机构的属性，并拥有干部人事管理权。但是交易机构的相关业务专业性较强，一方面要求具备深厚的电力专业知识，另一方面要求具备现货市场、期货市场等市场交易的相关知识并拥有丰富的经验，同时要求掌握一定的数理统计技能。该类人才目前市场上较少，主要集中在原有的电力交易中心，因此建议以电网企业现有人员为基础，完成机构的组织建设工作。对于一般人员的短缺，可根据业务发展需要进行公开选聘，择优录取；对于高级管理人员的短缺，则需要由市场管理委员会推荐，并按组织程序完成聘任流程，杜绝，以保证各方利益。

第8篇

调研纪要:

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。

关于能源互联网:公司目前在能源互联网上的布局主要是特高压电网+新能源，特高压方面主要是设备保护与监控领域，新能源方面，公司在风电预测、逆变器、变流器等领域具有核心技术和独特优势，未来公司会加大研发力度并在商业模式上寻求创新。

第9篇

关键词：电价制度；电价；改革

在市场经济中，价格是生产和消费，电价作为电力市场的支点，在电力市场中对促进市场竞争、提高电力系统运行效率和实现资源优化配置起着十分重要的作用。因此，我国应该在吸收国内外电价改革经验的基础上，尽快实现我国电价的改革，以促进我国电力工业同社会、经济、资源的协调发展行为的基本依据。

一、国外电价制度

1.英国的电价模式。英国电力市场中的电价形成主要基于发电方的报价及电力负荷预测，买电方(地区电力公司和大用户)并没有参与其过程。每天下午前，各发电厂将第二天每台机组每半小时的运行数据报给电力库。根据以上数据及电力库对系统每半小时的负荷预测结果，由计算机对发电机组进行排序，并于下午3点公布。随后，根据全网购电成本最低的原则，确定发电计划，得出第二天48个时段的电价。该电价共分两种：一种是由电力库向发电商买电的电价，称为电力库的购买电价，另一种是用户从电力库购电的电价，称为电力库的销售电价为实时电价。

2.法国的电价政策。法国的电价把用户容量和电压等级结合起来进行分类，分成蓝色、黄色和绿色电价三大类：①蓝色电价。适用于容量为3kVA-36kVA的低压用户，电价结构由年度电费和电量电费构成，并按居民与农业用户、市政和小工业不同类别分类制订不同的收费标准，包括简单电价、分时电价、避峰日电价。②黄色电价。适用于预定负荷在36kVA-250kVA的低压用户，按用户的用电时间分设电价，供用户选择。黄色电价在蓝色电价与绿色电价之间起到较好的衔接作用。③绿色电价。适于容量大于250kVA的中压、高压和超高压用户，并由用户预定需量，按照用电季节和用电时间分设电价：冬季实行严冬高峰、严冬正常、严冬低谷、冬季正常和冬季低谷电价，夏季实行夏季正常、夏季低谷和盛夏电价，其中，严冬高峰电价最高，盛夏电价最低。该电价结构采用的是利用小时数越高、基本电价越高，千瓦小时电价则越低的成本分摊原则。

3.日本的电价情况。日本的现行电价是以社会高福利和推进节能为出发点的。对照明用电施行三段电价制，对电力用户采用了特别电价制。①三段电价制。第1段是生活必需用电；第2段电量电价约为第1、第3段电价的平均值；第3段用电，其电价最高。这一制度反映出用电越多，电费越高，这对节能和高消费有一定的调节作用。②特别电价制。特别电价可说是一种递增电价，是参照历史用电量确定各类用户的电量基准，对合同电量和用电量未超过基准电量的部分采用低电价，对超过基准电量的部分则采用分段递增的高电价，新增用户则采用较高的电价。③季节电价制。为了满足季节性高峰用电，需增加大量的发供电设备和线路，随着季节变化，用电负荷减少时，设备利用率大幅度下降，使运行和维修成本增加，根据成本为主的原则，必然在电价上有所反映。此外，对于任何季节，都存在昼夜用电的峰谷差，因而还有白昼和夜间的峰谷电价制。④二部电价制。在各种电价中，除定额照明电价按二部电价制外，其余各类用电电价均为基本电价(即容量电价)加电量电价的两部电价制。

分析国外的资料可以看出，利用价格手段促使用户调整负荷方面有很多方法，几个发达国家都是给出几种电价供用户选择，这样做的一个目的就是使用户的用电安排有利于电力生产的安全和经济。

由此对照中国的电价结构，不仅已出台的电价政策大多存在缺陷，而且也不能有效覆盖变化了的(厂、网分开)的火电企业。

二、目前上网电价现状

煤、电价格联动不能充分地反映电力的燃料成本变化，上网电价不能适应变化了的电力行业结构。销售电价总水平监管尚未执行任何规范性方法，以河南省为例，2009年电价主要分为六大类：基数电价（非电热联产机组实行峰谷分时电价），优惠电价，大用户直供电价，关停小火电替代，新机调试电价，跨省跨区送电电价，电价检查后得以调整。

1.基数电价即标杆电价峰谷分时电价本身符合国家电价政策，问题是各地出台的峰谷分时电价政策未按照国家确定的前提条件制定，由于电网企业负责调度，加之部分电网企业拥有调峰电厂，峰谷分时电价政策存在体制性的缺陷，发电企业无法自主选择在高峰时段多发,低谷时段少发。

2.优惠电价是由地方政府出台的、未经国家价格主管部门批准的对高耗能企业的一种变相补贴，导致发电企业上网电价降低，国家价格管理权限紊乱：国务院出台《关于进一步加大工作力度确保实现“十一五”节能减排目标的通知》精神，严格落实对高耗能企业差别电价政策，坚决纠正地方越权实施优惠电价，凡是自行对高耗能企业（包括多晶硅）实行电价优惠，或未经批准以电力用户与发电企业直接交易、双边交易等名义变相对高耗能企业实行优惠电价的，要立即停止执行。严肃查处电力企业不执行国家上网电价、脱硫电价政策的行为，有力促进经济结构调整和经济发展方式转变。

3.大用户直供电价国家明令禁止实行优惠电价后，地方政府假借大用户直供电名义继续对高耗能企业实行电价优惠，大用户直供电价必须经国家有关部门批准，大用户直供电价必须坚持自愿、平等协商的原则。凡是自行对高耗能企业（包括多晶硅）实行电价优惠，或未经批准以电力用户与发电企业直接交易、双边交易等名义变相对高耗能企业实行优惠电价的，要立即停止执行。不得假借大用户与发电企业直接交易等名义对高耗能企业实行优惠电价。未经国家批准，任何单位不得擅自进行试点。大用户直接交易试点要坚持企业自主协商的原则，禁止以大用户直接交易名义强制推行对特定企业的优惠电价政策。不得以政府名义制定交易价格，不得组织供需双方强行交易。

4.新机调试电价新机调试电价严重低于标杆电价，电网企业并未因此而降低销售电价。调试差额资金主要用于新建机组调试期间对新建机组提供服务（主要指备用服务）的补偿”。资金使用方案由所在电网企业商发电企业提出，报相应电力监管机构和当地政府有关部门备案。

5.跨省跨区送电电价电网企业出台跨区送电电价严重低于发电企业的标杆电价，受电地区并未因此而降低售电电价，实质是电网企业之间的内部关联交易，发电企业无发言权和知情权,被迫参与交易。

6.关停小火电替代电价，按照河南省发改委文件，应当执行标杆电价，但是，在实际执行中脱硫机组未考虑脱硫电价增加。

我国现在的电力行业发电行业基本上形成了竞争性市场结构，电网公司则输配售合一。而目前的上网电价结构并没有相应系统的安排，不能适应变化了的电力行业结构。表现在：已实行的上网侧峰谷电价并没有促进合理的上网电价结构形成。

三、完善我国电价政策体系的建议

第10篇

展望2014年，我国经济将延续平稳增长态势，预计国内生产总值同比增长7.5%左右，相应全社会用电量同比增长7.0%左右，年底全国发电装机13.4亿千瓦左右。预计全国电力供需总体平衡，东北区域电力供应能力富余较多，西北区域电力供应能力有一定富余，华北区域电力供需平衡偏紧，华东、华中、南方区域电力供需总体平衡。

2013年全国电力供需情况分析

全社会用电量增速同比提高，季度增速前升后降

2013年全社会用电量5.32万亿千瓦时、同比增长7.5%，增速比上年提高1.9个百分点，人均用电量达到3911千瓦时。主要受宏观经济企稳回升、夏季持续高温天气、冬季气温偏暖等影响，前三季度用电增速逐季回升，第三季度最高达10.9%，第四季度增速回落，仍达到8.4%，高于全年及上年同期增速。

第三产业和城乡居民用电延续高速增长。第三产业用电量同比增长10.3%，反映出第三产业市场消费需求持续活跃，占全社会用电比重同比提高0.3个百分点。城乡居民用电量同比增长9.2%、占比提高0.19个百分点，其中三季度全国大部分地区遭遇持续高温天气，当季城乡居民生活用电量同比增长17.6%，为近几年来季度用电最高增速。

制造业用电增速逐季攀升，四大高耗能行业用电增速先降后升。第二产业用电量同比增长7.0%、同比提高2.8个百分点，对全社会用电增长的贡献率上升为68.7%、同比提高13.6个百分点。制造业用电增长6.8%，分季增速依次为4.5%、5.0%、8.0%和9.3%，反映出下半年以来我国实体经济生产呈现稳中有升的良好态势。化工、建材、黑色金属、有色金属四大行业全年合计用电同比增长6.0%，分季增速依次为5.3%、3.3%、6.9%和8.6%，占全社会用电量比重同比降低0.43个百分点。

西部地区用电增速继续明显领先，各地区增速均高于上年。东部、中部、西部和东北地区全年用电增速分别为6.6%、6.9%、10.6%和4.2%，均高出上年增速。西部地区明显领先于其他地区，占全国用电比重同比提高0.7个百分点。

全国发电装机容量首次跃居世界第一，新能源发电继续超高速增长

全年电网投资占电力工程投资比重为51.2%、同比提高1.6个百分点；电源投资中的非化石能源发电投资比重达到75.1%，同比提高1.7个百分点。全年非化石能源发电新增装机5829万千瓦、占总新增装机比重提高至62%。2013年底全国发电装机容量首次超越美国位居世界第一、达到12.5亿千瓦，其中非化石能源发电3.9亿千瓦，占总装机比重达到31.6%、同比提高2.4个百分点。全年发电量5.35万亿千瓦时、同比增长7.5%，发电设备利用小时4511小时、同比降低68小时。全国火电机组供电标煤耗321克/千瓦时，提前实现国家节能减排“十二五”规划目标（325克/千瓦时），煤电机组供电煤耗继续居世界先进水平。

水电新投产容量创历史新高。全年常规水电新增2873万千瓦，年底装机2.6亿千瓦、同比增长12.9%；发电量同比增长4.7%，设备利用小时3592小时。全年抽水蓄能新增120万千瓦，年底装机容量2151万千瓦。

并网太阳能发电新增装机同比增长近十倍。2013年，国务院及各部门密集出台了一系列扶持国内太阳能发电产业发展政策，极大地促进了我国太阳能发电发展。全年新增装机1130万千瓦、同比增长953.2%，年底装机1479万千瓦、同比增长335.1%；发电量87亿千瓦时、同比增长143.0%。

风电延续高速增长，风电设备利用率明显提高。全年并网风电新增1406万千瓦，年底装机7548万千瓦、同比增长24.5%；发电量1401亿千瓦时、同比增长36.3%，发电设备利用小时2080小时，为2008年以来的年度最高水平，同比再提高151小时，风电设备利用率连续两年提高。

核电投资同比减少，全年投产两台核电机组。全年完成核电投资同比减少22.4%；新增两台机组共221万千瓦，年底装机1461万千瓦、同比增长16.2%；发电量同比增长14.0%，设备利用小时7893小时、同比提高38小时。

煤电投资及其装机比重连续下降，气电装机增长较快。全年完成煤电投资同比下降12.3%，占电源投资比重降至19.6%。年底装机7.9亿千瓦，占比降至63.0%、同比降低2.6个百分点。发电量同比增长6.7%，占比为73.8%、同比降低0.6个百分点，全年设备利用小时5128小时。2013年底，全国气电装机同比增长15.9%，发电量同比增长4.7%。

跨区送电保持快速增长。全年完成跨区送电量2379亿千瓦时、同比增长17.9%，跨省输出电量7853亿千瓦时、同比增长9.1%，四川为消纳富余水电，通过向上直流和锦苏直流线路外送华东电量547亿千瓦时、同比大幅增长185.8%。南方电网区域西电东送电量1314亿千瓦时、同比增长5.8%。

电煤供应宽松，天然气供应紧张。国内煤炭市场供应宽松，电煤价格先降后升。天然气需求增长强劲，冬季用气紧张，部分燃机发电供气受限。2013年7月国家上调非居民用天然气价格以来，部分燃机发电企业因地方补贴不到位出现持续亏损。

全国电力供需总体平衡，地区间电力富余与局部紧张并存

2013年，全国电力供需总体平衡。其中，东北和西北区域电力供应能力富余较多；华北、华中和南方区域电力供需总体平衡；华东区域电力供需偏紧，江苏、浙江等地在年初、夏季用电高峰时段出现错避峰。

2014年全国电力供需形势预测

电力消费增速预计将比2013年小幅回落

总体判断，2014年我国经济将延续平稳增长态势，预计国内生产总值同比增长7.5%左右。综合考虑2014年经济增长形势、国家大气污染防治与节能减排、化解钢铁等高耗能行业产能严重过剩矛盾以及2013年迎峰度夏期间持续高温天气导致用电基数偏高等因素，预计2014年我国全社会用电量同比增长6.5%-7.5%，推荐增长7.0%左右。

电力供应能力充足，非化石能源发电装机比重继续提高

预计全年新增发电装机9600万千瓦左右，其中非化石能源发电6000万千瓦左右、煤电新增3000万千瓦左右。预计年底全国发电装机达到13.4亿千瓦，其中煤电8.2亿千瓦左右，非化石能源发电4.5亿千瓦左右，非化石能源发电占比接近34%。非化石能源发电装机中，常规水电2.8亿千瓦、抽水蓄能发电2271万千瓦、核电2109万千瓦、并网风电9300万千瓦、并网太阳能发电2900万千瓦左右。

2014年全国电力供需总体平衡

预计2014年全国电力供需总体平衡。其中，东北区域电力供应能力富余较多，西北区域有一定富余；华北区域电力供需平衡偏紧；华东、华中、南方区域电力供需总体平衡。预计全年发电设备利用小时4430-4480小时，其中煤电设备利用小时超过5100小时。

有关建议

加快发展清洁能源发电

加快发展清洁能源发电已成为我国能源电力发展的重大战略选择，建议：一是深化总体战略研究，统筹规划清洁能源发电。增强水电、核电、天然气发电以及新能源发电等清洁能源发电的规划协调性，保障规划与国家财政补贴额度、环境保护要求、经济社会电价承受能力以及电力系统消纳能力等相关因素相协调。二是健全完善相关管理制度和技术标准。完善相关技术标准，加强清洁能源发电设备制造、建筑安装、生产运行、退役后处理等全过程环保标准完善与监督；加强清洁能源发电并网制度管理，严格执行并网技术规定；统筹规划、逐步开展核电标准建设工作，逐步建立并完善与国际接轨的国内核电技术标准体系。三是加快完善并落实促进分布式发电发展相关政策措施。创新分布式发电商业模式，构建以电力购买协议为载体，由投资者、开发商和中小用户参与的第三方融资/租赁合作平台，进一步破除分布式发电融资障碍； 进一步制定和落实分布式光伏发电的电费结算、补贴资金申请及拨付的工作流程，确保光伏发电补贴及时足额到位；完善天然气分布式发电电价及补贴政策。四是健全资金筹集机制和进一步完善财政税收扶持政策。拓宽清洁能源发电发展基金来源渠道，适度增加政府财政拨款额度，建立完善捐赠机制，推广绿色电力交易机制；加大财政资金对科技开发特别是基础研究的投入；对清洁能源产业制定明确的税收优惠政策；鼓励金融机构对清洁能源发电特别是分布式清洁发电项目融资贷款，并给予多方面优惠。五是推行绿色电力交易。实施居民和企业自愿认购绿色电力机制，作为电价补贴机制的重要补充。六是鼓励清洁能源发电科技创新，降低发电成本。为力争2020年前实现风电上网电价与火电平价，2020年实现光伏发电用户侧平价上网，积极开展风电、光伏发电等领域的基础研究、关键技术研发，进一步降低发电成本。

加快制定实施电能替代战略规划

为贯彻落实国务院《大气污染防治行动计划》，尽快解决我国严重雾霾天气问题，需要加快实施电能替代工程。建议：一是国家尽快研究制定电能替代战略规划，出台电能替代产业政策。以电能替代战略规划统筹指导实施“以电代煤”和“以电代油”工程，提高全社会电气化水平，不断提升电能占终端能源消费比重。二是加快在工业、交通运输业、建筑业、农业、居民生活等主要领域实施电能替代工程。在工业和民用领域推广“以电代煤”，降低散烧煤应用范围，提高煤炭转化为电力的比重。在城市交通领域，大力推动城市电动汽车、电气化轨道交通的研发和应用，推广新建小区建设电动汽车充电桩。三是加快调整电源结构和优化电源布局。积极有序发展新能源发电，在确保安全的前提下加快核准开工一批核电项目，加快西南水电基地开发以及西部、北部大型煤电基地规模化和集约化开发，通过特高压等通道向东中部负荷中心输电、提高东中部接受外输电比例，实现更大范围的资源优化配置和环境质量的结构性改善。四是通过市场机制和经济手段促进节能减排，深化电力需求侧管理，推行合同能源管理，推进发电权交易和大气污染物排污权交易。五是提高电力企业环保设施运行维护管理水平，发挥好现有环保设施的污染物控制能力。

加快解决“三北”基地不合理“弃风”问题

2012年以来全国并网风电设备利用率稳步提高，但“三北”基地“弃风”问题仍然存在。建议：一是坚持集中与分散开发相结合、近期以分散为主的风电开发方针。分散开发应该成为近中期风电开发的侧重点，集中开发要以确定的消纳市场和配套电网项目为前提，因地制宜稳妥开发海上风电。二是切实加强统筹规划，健全科学有序发展机制。科学制定全国中长期总量目标，立足电力行业总体规划来深化统筹风电专项开发规划，坚持中央与地方规划相统一，健全完善国家规划刚性实施机制。三是切实加强综合协调管理，提高政策规划执行力。科学制定项目核准流程规范，强化规划执行刚性；建立风电项目和配套电网、调峰调频项目同步审批的联席会议制度，建立项目审批与电价补贴资金直接挂钩制度；加快跨区通道建设，加快核准和超前建设包括特高压输电工程在内的跨区跨省通道工程，尽早消纳现有“三北”基地风电生产能力；尽早建立健全调峰调频辅助服务电价机制；科学制定各类技术标准和相关管理细则。

加快解决东北区域发电装机富裕问题

东北地区电力供应能力长期富余，随着辽宁红沿河核电厂等项目陆续投产，电力供应富余进一步增加，发电企业经营困难加剧。建议：一是国家对东北电力富余问题开展专题研究，提出消纳东北电力富余电力的方案和措施；二是“十二五”期间应严格控制区域内包括煤电、风电在内的电源开工规模，以集中消化现有电力供应能力。

加快理顺电价、热价形成机制，促进解决云南等水电大省煤电企业及北方热电联产企业长期普遍亏损问题

我国已经进入电价上涨周期，要立足于电力市场化改革顶层设计，加快推进电价机制改革，更多采用市场机制调节电价，减少行政干预：一是加快发电环节两部制电价改革。尽快研究云南等水电大省的煤电价格形成机制，解决这些地区煤电企业持续严重亏损、经营状况持续恶化而面临的企业生存问题；加快理顺天然气发电价格机制。二是加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易。国家有关部门应加大市场监管力度，对地方政府行政指定直接交易对象、电量、电价以及降价优惠幅度等行为及时纠正和追责。三是针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难，建议有关部门应出台分区域供热价格指导政策，对供热亏损较大的地区按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业予以政策支持和财税补贴，以保障企业的正常经营生产，确保迎峰度冬期间安全稳定供热。

第11篇

（一）电力市场建设的指导思想是：从我国的国情出发，借鉴国外电力市场建设的经验，遵循社会主义市场经济规律和电力工业发展规律，以厂网分开、竞价上网为基础，以区域电力市场建设为重点，打破市场壁垒，充分发挥市场配置资源的基础性作用，优化电力资源配置，促进电力工业持续健康发展，满足国民经济发展和人民生活水平提高对电力的需要。

（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

（二十）电力市场建设要积极稳妥、因地制宜、试点先行、梯次推进。**年先选择部分地区进行区域电力市场建设的试点，加强对其他区域电力市场研究的组织协调，20**、20**年再按条件依次启动其他区域电力市场，用三年的时间初步形成六大区域电力市场。在此基础上，结合电力体制改革的总体进程，进一步推进电力市场的建设。

第12篇

关键词：电力改革，市场化，国际经验

0、引言

在世界各国都在如火如荼地进行电力市场化改革的时候，日本从上世纪90年代开始探讨电力放松管制和实施自由化。日本进行电力市场化改革除了受到国际电力市场化改革潮流的影响之外，国内各界对高电价的不满以及通讯、金融等行业放松管制的成功也起到了重要的推动作用。日本电力市场化改革的目标是在确保国家能源安全、保证电力长期稳定供应的前提下，通过引入新的电力供应商(特定规模电力企业，PPS)、建立公平竞争机制、逐步开放零售市场，以降低电价及提高服务水平。

1、日本电力市场化改革的主要内容和特点

1.1 主要内容

1.1.1 发电环节引入独立发电商

受日本国内要求解决电力高成本和缩小国内外电价差距的呼声，以及受国际上电信、电力等垄断行业放松规制改革潮流的影响，日本从20世纪90年代初开始正式讨论电力行业自由化问题。1995年，日本修订的电力法确立了独立发电企业IPP)的法律地位，初步放开了发电侧准入。

1.1.2 逐步实行售电侧放开

1999年，日本修改电力法，开放大宗用户的零售竞争。2000年3月允许容量2000kW及以上且供电电压20kV以上的用户自由选择供电商，这部分用户主要是大型工厂、商场和写字楼，占总用户比例的26%。2003年6月，日本又对电力法进行修订2004年4月，允许合同容量500kW以上且供电电压6kV以上的用户自由选择供电商。至此，可以自由选择供电商的用户的用电量占总用电量的比例达到40%。2005年4月，允许合同容量为50kW以上且供电电压6kV以上的用户自由选择供电商，至此，可以自由选择供电商的用户的用电量占总用电量的比例达到63%。2007年4月日本政府对是否开放50kW以下的用户和居民用户进行讨论。

1.1.3 废除“调拨供电费制度”

2005年4月，日本政府为了促进跨区交易的发展，实现用户可以不受供电服务区域的约束选择供电公司，作为政策性措施，废除了相当于我国过网送电费的“调拨供电费制度”。

如图1所示，在A电力公司经营区域的PPS向在C电力公司经营区域内的用户供电。在改革前，PPS需要向三家电力公司支付过网送电费：向A、B电力公司各支付0.3日元/(kW·h)，向C电力公司支付3日元/(kW·h)；而在改革后，PPS仅需要向C电力公司支付3日元/(kW·h)，原来需要分别向A、B电力公司支付的过网送电费，由C电力公司经营区域内的全体用户分摊。

1.1.4 建立电力批发交易市场

根据2003年2月日本经济产业省综合资源能源调查会电力事业分会报告精神，日本电力批发交易所(JEPX)于2003年11月成立。JEPX主要开展现货交易及长期合同交易，其成立的目的主要是形成并公布电力批发交易价格信号，建立有助于电力企业进行电源投资判断的机制以及为各电力企业调剂余缺提供交易的平台。

JEPX于2005年4月开始运行，截至2006年3月，市场交易电量合计为10.88亿kW·h，占日本同期总售电量的0.13%。其中，现货交易为9.38亿kW·h，占86%；长期合同交易1.5亿kW·h，占14%。参与交易必须首先成为JEPX的交易会员，截至2006年5月，JEPX共有交易会员29家。

1.1.5 成立输配电中立监管机构

根据2003年6月修改后的电力法，日本电力系统利用协会(ESCJ)于2004年2月成立，并于2004年6月被政府指定为日本唯一的“输配电等业务支援机构”，即中立监管机构。ESCJ由中立者(主要是教授、学者)、一般电力公司、PPS、电力批发公司、自备电厂等组成会员，以确保输配电业务的公平性、透明性和中立性。ESCJ日常管理工作主要由来自9大电力公司轮流派往的人员担当。

ESCJ主要开展5个方面的工作：负责制定电网扩建计划、电网运营及阻塞管理等方面的指导性规则(相关的详细规则由相关电力企业制定)；负责处理输配电业务方面的纠纷和投诉；负责跨区联络线的剩余容量管理、阻塞管理；负责公布联络线剩余容量、潮流、故障等信息；负责制定并日本全国的电力供求状况和电力可靠性评价报告书。

1.2 市场化改革后的日本电力工业结构

通过电力市场化改革，日本电力工业结构发生了较大变化。如图2所示，在发电环节，独立发电企业、趸售供电企业；电力公司和PPS通过参与电力批发交易市场，初步形成了发电侧市场竞争；在输配电环节，日本九大电力公司负责运行全国所有的输配电网，负责提供公平、公开的电网准人和过网送电服务；在售电环节，九大电力公司负责向各自区域内部50kW以下的管制用户供电，本地电力公司、其他地区电力公司、PPS均可对50kW以上的自由化用户供电，形成了零售竞争格局。

1.3 日本电力市场化改革的特点

从日本电力市场化改革的主要内容和历史进展来看，日本在维持九大电力公司发输配售一体化体制的同时，在发电侧和售电侧引入了市场竞争，其改革颇具特色。主要包括：

1.3.1 先立法、后改革

由于能源资源匮乏，所以日本政府对待电力市场化改革的态度非常谨慎，在每次实行电力市场化改革之前均对电力法进行修改，随后才实行相关的改革。在售电侧市场放开过程中，日本于1999和2003年两次修改电力法，于2000和2004年才开始实施相关的改革内容，确保了电力市场化改革的权威性、合法性。

1.3.2 维持九大电力公司垂直一体化体制

日本电力市场化改革的一个重要特点就是维持了九大电力公司的发输配售垂直一体化体制。这主要出于以下几个方面的考虑：一是确保能源安全。日本能源自给率较低，能源消费的80%依赖进口，因此，日本政府大力鼓励核电建设。政府认为，保持垂直一体化体制有利于在保持供电稳定的前提下促进核电的大力发展。二是确保电力安全稳定供应。首先，日本电力负荷全天变化剧烈，政府认为，垂直一体化的电力供应更有能力应对这种负荷的急剧变化。其次，日本为串联型电网系统，联络线上通过大电流时容易出现稳定问题，跨电力公司之间的大规模电力输送受到很大限制，各电力公司需要各自保持供需平衡。再次，由于日本电厂和输电线路建设周期长，缺电时无法立即追加供电能力，日本电力行业认为保持垂直一体化体制有利于确保安全稳定供电。三是协调厂网规划，提高输电线路利用效率。保持垂直一体化体制可以更好地协调电厂和电网建设规划，有利于开展整体的、有计划的发电和电网建设投资，也有利于有效利用昂贵的输电线路。目前，日本输电线的电流密度是其他国家的2—3倍。

1.3.3 进行了改革量化分析

日本是目前唯一对电力改革的各种模式做过量化分析的国家。在讨论日本电力自由化改革的过程中，日本电力中央研究所对日本电力公司垂直一体化体制的经济效益进行了定量分析。分析结果表明，相对于厂网分开体制，发输配售垂直一体化体制可以节省4%-14%的费用(9家电力公司平均为9%)。这一量化分析结果在日本选择电力改革方向时起到了一定的决策参考作用。

2、日本市场化改革的效果及政府评价

2.1 改革效果

2.1.1 电力公司与PPS的竞争日趋激烈

自2000年4月份以来，PPS售电量逐步增大，至2005年12月份，PPS售电量已接近10亿kW·h。在九大电力公司经营区域内，PPS在东京电力公司经营区域的市场份额最高，为4.11%。从用户电压等级看，9大电力公司和PPS对20kV以上高压用户的争夺尤其激烈，东京电力公司经营区域内8.27%的高压用户由PPS供电，其中主要是商业用户。

电力市场化改革之后，日本九大电力公司正在面临PPS较大的潜在竞争威胁。以东京电力公司为例，自售电侧市场放开以来，脱离东京电力公司的用户逐步增加，截至2006年9月1日，共有1500家用户、240万kW负荷脱离东京电力公司。目前，东京电力公司的30%的商业用户改由PPS供电。

根据日本PPS公布的电源建设计划，预计在2009年之前新建装机容量398万kW。其中，东京电力公司供电区域新建221万kW，关西电力公司供电区域内新建111万kW，东北电力公司供电区域内新建61万kW，九州电力公司供电区域内新建5万kW，其他电力公司经营区域内PPS没有新建电厂计划。随着PPS新建电厂的投产，日本电力公司与PPS的竞争将更加激烈。

2.1.2 用户电价逐步降低

日本实施电力市场化改革以来，虽然发电燃料成本及国际能源价格均大幅度上升，但日本的电价却有较大幅度的下降。东京电力公司2005年的电价水平比1996年的电价水平下降了27%。同时，东京电力公司也采取措施积极降低过网送电费，与2000年3月相比，东京电力公司2005年的高压用户过网送电费下降了23.2%；中压用户过网送电费下降了13%。在售电侧市场放开之前的1999年，日本工业电价为美国的3.7倍，英国的2.22倍，德国的2.5倍，意大利的1.66倍，韩国的3.12倍。而在电力市场化改革之后的2003年，日本工业电价仅为意大利的0.83，相对于其它国家，日本的工业电价也有很大幅度的降低。

2.1.3 供电可靠性维持在高水平

电力市场化改革以来，日本供电可靠性继续保持较高水平。东京电力公司2005年的户均平均停电时间为7min／a，停电次数为0.1次／a。电力市场化改革并没有影响供电可靠性。

电力-[飞诺网FENO.CN]

2.1.4 客户满意度提高

根据九州电力公司的调查结果，2005年度，自由化电力用户的满意度为52.2%，受管制电力用户的满意度为47.7%，全体用户的满意度为50.6%。对比可知，售电侧市场放开提高了客户满意度。

2.2 政府对改革的评价

2005年10月，日本经济产业省综合资源能源调查会电力事业分会编写了日本电力自由化改革评价报告。评价报告主要结论包括：

(1)基于效率的评价。电力市场化后，日本出现明显的电价下降。评价委员会通过基于计量经济学的定量分析认为，日本电价下降的40%源自电力市场化改革。(2)基于稳定供电的评价。评价委员会认为，虽然日本九大电力公司的电力建设投资自1995年以来持续下滑，在日本电力供需基本平稳的情况下，电能质量并没有受到影响。(3)基于环保的评价。电力市场化改革后，日本C02排放量并没有大量增加。另外，为了削减电力行业的C02排放量，九大电力公司、日本电源开发公司、日本核能开发公司等12家公司还制定并公布了“电力事业的环保行动计划”。评价委员会同时认为，在电力市场化改革后，由于PPS不负责电力供需的实时平衡，这将可能导致电力公司的备用不足。评价委员会认为，PPS应该和电力公司一起构筑能够确保稳定供电的机制。评价委员会同时建议进一步讨论目前阴向日本电力公司提供供需失衡补偿的问题。

3、对中国电力改革的启示

从日本电力市场化改革取得的实际效果来看，虽然看起来日本市场化改革措施非常保守和谨慎，维持了传统的发输配售一体化体制，仅从发电侧和售电侧引入竞争，但其市场化改革却非常成功，取得了政府、电力用户、电力行业内的企业、新进入电力行业的企业均比较满意的效果。深入分析研究日本在电力市场化改革中的得与失，对中国电力体制改革进一步科学、稳步向前推进有着重要的借鉴意义。他山之石，可以攻玉，对照日本电力市场化改革的做法和思路，认为中国电力市场化改革在如下方面还可以进一步改进和加强。

3.1 改革要结合国情，稳步推进

虽然从技术上看，全球电力工业具有高度同质性，但由于各国所处的经济发展阶段和具体国情、文化传统不同，各国的电力市场化改革所采取的模式差异甚大。

日本电力市场化改革就充分考虑到其能源短缺、国土狭小、环境保护和供电安全等具体国情，在经过深入探讨，并与政府、公众和电力企业达成共识，决定保持九大电力公司的发输配售垂直一体化体制的同时逐步实行售电侧放开。电力行业是关系国计民生的产业，电力行业改革必须在保证安全稳定的前提下稳步推进。中国的电力市场化改革要考虑中国经济高速增长、区域经济发展不平衡，要考虑跨区电网、城市电网和农村电网均急需大量投资、供电可靠性仍需大力提高的现状，在确保满足社会经济发展的电力需求、有效促进电力工业发展和安全稳定供电的前提下，在结合我国具体国情充分论证、达成共识基础上稳步推进电力改革。

3.2 改革应明确目标，立法先行

电力体制改革直接关系到行业的稳定健康发展，涉及千家万户的利益和社会经济发展。中国可以借鉴日本的经验，在每次实行重大改革之前，都首先制定新的法律或者修改法律，以法律的形式明确改革目标、步骤，随后再稳步推进。目前我国电力行业法律法规建设滞后于电力市场化改革，我国应首先针对已经完成的改革内容，对相关法律进行修订。随后，明确下一步电力市场化改革的目标，并将改革目标、步骤等纳入法律法规框架内。

3.3 改革应进行量化分析

在日本电力市场化改革过程中，量化分析起到了重要的作用。其中关于电力公司是否需要保持垂直一体化体制的量化分析结果表明，维持九大电力公司的垂直一体化体制可节省9%左右的费用；同时，在对电力市场化改革进行评价时，量化分析表明，日本电价降低的40%源自市场化改革。

第13篇

建立区域电网电力市场，将面临许多问题需要研究解决。例如市场模式设计、市场交易方式；电价机制、及其调控；转供，开设输电通道；期货和现货合同等问题。本文仅就区域电网电力市场模式设计及其相关问题，予以探讨。

一、建立区域电网市场已具备前期条件

1、电厂具备良好运行状态

改革开放以来，电力系统的发电企业先后经过企业整顿、升级、双达标、创一流等阶段性重点性整治、改造、提高和创优工作，电厂的设备水平、安全环境、人员素质、科技手段、管理能力和效益实力，得到全方位总体提高，发电设备处于稳定可靠、环保效能的良好运行状态，已能满足区域市场的需要。地方投资主体的电厂，亦参照了上述做法。

2、电网基本框架已构筑

最近几年，随着西电东送战略部署实施步伐的加快，以及首批电源、电网项目的顺利进行和相继投产；同时，各省市“城乡两网”改造的预期完成，更好地提高了电网输、送、受电能的整体功能。至2000年底，全国220千伏及以上输电线路总长度分别为：500千伏25910千米、330千伏8524千米、220千伏l22597千米。220千伏及以上主干网骨架已形成，提高了区域联网能力。

3、五大集团资源配置相当

“五大”发电主体，同等参与市场“公平、公开、公正”竞争。5家发电集团公司的资产规模、质量大致相当，地域分布基本合理，在各区域电力市场中的份额均不超过20％，平均可控容量约为3200万千瓦，权益容量在2000万千瓦左右。为五大集团参与竞争，提供了“透明、公开”市场平台。

4、有良好的区域网间输送技术与市场条件

随着西电东送项目实施，跨区联络线建设的加快，省市际交易和区域交换电力能力提高。尤在当前电力供应趋紧的形势下，区域内和大区联网效益作用更为显著。同时，随改革的深入，要求打破省际壁垒、开放市场等行政措施的配套，更为建立区域性市场奠定了市场基础。

5、高峰负荷错时性

各大电网根据发展形势和用电需求预测，为保证用电站可靠和持续性，均作出高峰负荷错时性按排。如华东电网，2003年高峰时段至少错峰340万千瓦。这种错时性按排，不仅有效地缓和了高峰用电，还为区域电力市场中省际间负荷的互剂，提供了交易平台。

6、有模拟或竞价电力市场的经验

早在区域电力市场建设前，不少省、市结合经济责任制考核，就推出了以指标考核为主体的内部模拟电力市场，其实质内容除技术支持系统原因，不能实时交易结算外，其它基本具备市场要素雏型。1998年始，浙江、上海等试点省、市建立发电侧电力市场，研究和制订并实时运作，取得了成功经验，为建立区域电力市场奠定了市场的硬件、软件基础；同时培训了市场运作人员队伍，增强了竞价上网意识。

综上所述，当前开展区域电力市场试点、建立工作，时机已基本成熟。

二、区域电网电力市场模式框架设计

1、区域电网电力市场主体：区域电网电力市场主体是区域电网公司、省网公司及直接准予进入区域电网的独立发电公司。

2、区域电网电力市场结构：约束参与和自愿参与相结合的结构模式。省网公司必须参与，独立发电公司自愿参与并取得准入资格。

3、区域电网电力市场特点：区域电网电力市场的运作和调度，由区域电网公司本级的电力市场交易中心负责操作。该中心应依据市场交易规则，按“公开、公平、公正”的原则，进行市场运作。

结算中心设在区域内各省、市电网公司所在地。

区域交易中心和省网结算中心，都接受同级电力监管机构的监管。

4、区域电网电力市场性质：主要表现为：它是有多个购买者市场，购买者可以是电网经营企业，也可以是准入的独立发电公司（主要是处在区域接网处的电厂，购进电量作为转供电量向邻域市场上市）；它是一个批发市场，电量成交在多个购买者之间。市场初期，不直接向大用户售电；市场后期，先采用省网公司集中购售、加收过网费的模式试点直供；后逐步开放，向大用户直接购电。

5、区域电网电力市场竞价模式：

5.1设计区域电网电力市场竞价模式的指导思想：

从我国区域电网的现状出发，引入竞争机制，在省网电力市场“竞价上网”的基础上，进一步加大交换电量的竞争力度，通过“公开、公平、公正”的市场竞争，激励电网经营和发电企业强化管理，提高效率，降低上网电价。

借鉴我国建立省网级电力市场的运作经验，区域电网电力市场竞价模式为：多个购买者＋差价合约多个购买者：指代表所有电力用户，统一收购市场竞价上网电力的区域电网公司；指需要进行电力交换的区域内各省网公司和国家级独立发电公司（如三峡发电总公司）。

同时，多个购买者自身，通过各自区域内同级电力市场，向发电企业竞价购电。

区域市场组建初期，可以是区域电网公司统一上网电量的购售。

差价合约：指买卖双方的一种期货合同。用于抑制现货市场价格波动、过大引起的金融风波。

5．2交易种类：现货交易和合同交易。

5．3竞价电量份额：建议采用全电量竞价上网；部分电量按市场清算价结算，部分电量按合同价结算。市场初期，建议按市场清算价结算的电量比例不超过20％，以后视市场发育情况逐年递增，直至全部。

5．4市场价格机制：与竞价电量额度匹配。前期采取过渡电价：市场卖方报价，满足需求的系统边际价格为市场清算价；合同电量按合同价。同时根据区域市场规则要求，规定市场上限价格。市场后期，全电量完全竞价，取消合同价后，以一部制电价结算。

5．5交易方式：

5．5．1现货实时交易，指交易当日二十四小时内。

5．5．2期货日前交易，指交易前一日二十四小时内。

5．5．3期货合同交易，指合同期有效期内。

6、建立电价调节库；

在上网电价与销售电价形成联动机制之前，上网机组竞价产生的差价部分资金，由电力监管机构负责监用，用以规避电力市场价格波动、市场管制时段等产生的风险。该资金的使用，应以国家电监会规定规范、透明操作。

7、区域电力市场的辅助服务：

进入区域电力市场的所有发电机组，都有义务承担电力系统的备用、调频、无功、黑启动等辅助服务。市场初期，对实施辅助服务的机组，建立合理的按上网电量计算的补偿机制；中期，可对备用和调频等辅助服务，初步建立竞争市场；市场远期，则可进一步完善竞争市场。

8、区域电力市场的电力监管机构：

按照国家电力监管委员会的相关规定，设立区城电力市场的监管机构。

三、建立区域市场配套的相关措施

在建立电力市场的过程中，如何使得建立的电力市场，既促进电力工业高效率、高效益发展，又保证电网高度安全可靠，同时达到改革的预期目标。这个问题是至关重要的，矛盾的焦点在打破省际壁垒与统一调度上。

1、制定区域电力市场监管办法、运营规则

在总结省级电网“厂网分开、竞价上网”经验基础上，结合省级发电市场规则和监管办法的实践经验，制订《区域电力市场运营规则》、《区域电力市场监管办法》等市场运作必须具备的约束性文件，确保区域电力市场的正常运营。

2、建立区域电力市场交易调度中心

具体负责区域电力市场交易运作与调度，市场信息，履行市场监管机构授予的其它职能。

3、建立和规范区域电网电力市场技术支持系统

电力市场技术支持系统是应用计算机、量测和通信技术，把市场规则的具体执行计算机化的支持系统。电力市场技术支持系统满足“公开、公平、公正”的三公原则。在省级发电市场支持系统基础上，研制和开发区域电力市场技术支持系统。

结合实践，建议采用浙江省网“预调度＋实时调度的电力系统运作模式”，作为区域电力市场技术支持系统的雏型模式。按《区域电力市场运营规则》编排交易程序。

4、理顺电价机制、促进电价改革

将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价。发电、售电价格由市场竞争形成，输配电价格由政府制定。同时尽快制订发电排放的环保折价标准。

四、其他需同步研究的问题

建立区域电力市场后，现有的管理模式和管电职能随之发生变化。在建立区域电力市场试点工作中，我们要加以重点研究。

1、网调与省调在市场中的功能定位

网调与省调进入市场电力交易平台的主体，分别是区域公司电力市场交易中心、省网公司电力市场交易中心。两个交易中心分别主持两个交易平台，同时分别向上一级电网或其它同级电网电力市场，归口提交本网电力交易标的。

两级调度的其它职能不变。

到进入完全竞争阶段，上下级电网交易中心应是单纯的供售电契约关系。

涉及电网系统安全等调度指令，仍需网、省两级调度按规程严行。

根据电网统一调度的原则，在网厂分开后，为确保电网安全稳定运行，网调与省调，对电厂应继续按电网现有规定和《区域电力市场运营规则》，加强调度运行管理。

2、缺电风险和历史遗留问题的研究

2．1电力体制改革后，原网、省公司行政管电职能已分别移交同级经贸委，但区域、省网公司仍要协助政府主管部门“三做好”，即做好电力建设的规划、发展建议工作；做好相应的技术咨询服务工作；做好同级电网缺电预案，为政府主管部门提供决策服务。

2．2区域、省网公司有职责搜集电力市场信息，研究电能价格波动规律，及时根据市场供需关系的规律性变化，及早提出弥补缺电风险的建议，供政府主管部门提供决策参考。

2．3慎重、规范处理历史遗留问题，针对“一机一价”、“一厂一价”等涉及历史定价的状况，要区别不同投资主体、机组经营期限、合同电价等情况，既慎重又规范地予以妥善处理。既要兑现承诺，又要结合电力市场建立和运作的实际，还要保护投资者的合法权益，分期分批解决此类问题。

3、管理模式与市场模式的协调

进入区域市场运营后，网、省两级电力（网）公司的职能与其相应的企业管理模式，亦将随市场模式重新整合。但管理职责界面的划定应与建立区域电力市场相适应。建议在市场过渡阶段，在管理模式与市场模式的协调上，尚需协调和磨合。参照浙江电网电力市场的作法，大致有以下几方面：

3．1关于市场运营机构问题。区域电力市场进入试运后，要明确市场运营机构。在现“网公司电力调度通讯中心”上加挂“某某区域电力市场交易调度中心”名称，增加承担市场交易职能。

3．2关于年度合约电量的预测、计算、分解与调整职能。此项工作由区域电网公司计划与规划部门履行适宜。

3．3关于购电合同的准备、修改、签约及发电市场的实时与合同的财务结算职能。此项工作由区域电网公司财务与产权部门履行适宜。

3．4关于电力市场的前期培训工作。此项工作涉及到市场运作机构和各有关职能部门，建议由网公司总经理工作部牵头为宜。

第14篇

关键词：电力；投资；政策

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。

参考文献：

第15篇

构建电力批发市场是电力市场化改革最核心的制度安排。尽管国外在运行的电力市场间多有差别，但从电力供需平衡基本方式的角度看，只有“单边交易”（也称强制性电力库）和“双边交易”两种模式。所谓“单边交易”模式，就是市场组织者强制代需方向供方招标采购，不允许场外实物交易，所有发电商均只能向市场组织者（非营利机构）售电，所有售电商和大的终端用户也只能向市场组织者购电，市场组织者是唯一批发购电者和批发售电者，市场出清价格基于供方的竞争决定，需方是市场价格的被动接受者。“双边交易”模式的核心是“自由交易、自负其责”，允许场外实物交易，场内的有组织交易也属自愿参加。需方参与价格形成，但也要为其购买承诺负经济责任。从我国的国情出发“，单边交易”的优点是易于和传统体制接续，可控性强，较难解决的问题是市场操纵；“双边交易”模式的优点是市场效率高，但构架复杂，靠合同约束保障系统平衡对法制条件及配售侧改革配套要求较高。我国电力批发市场构建的长期目标应确定为“双边”的跨省区域市场，但应先易后难、稳步推进。过渡期交易模式应以“单边交易”模式为主，区域电力市场建设可走“由点及面”的渐进之路。

关键词：

电力批发市场“强制库”“双边交易”

电力市场有狭义和广义之分。狭义的电力市场，是指电力交易的场所或范围。广义的电力市场，则是指电力交易关系的总和，是一种经济制度。电力批发市场构建是电力市场化改革最核心的制度安排，我国新一轮的电力体制改革要真正向前推进，必须准确把握电力市场的设计原理，并以此为基础设计适合国情的电力市场化之路。

一、电力市场的基本模式

电力是系统集成的产品，其大宗交易的方式与电力系统供需实时平衡特性相兼容，是电力市场区别于普通商品市场的本质特征。根据国际能源署、各国能源监管当局等公共政策机构对电力市场的总结或介绍，所谓电力市场模式，就是电力的交易方式，亦即实现电力系统供需平衡的基本方式①。进一步说，就是在电力供、需匹配的主体市场中，谁和谁交易，怎样交易。所以，尽管各国在运行的电力市场之间多有不同，但从系统供需平衡的基本方式看，只有“单边交易”（强制性电力库）和“双边交易”两种模式。

（一）“单边交易”（强制性电力库）模式“单边交易”模式也称“强制性电力库”，是一种由市场组织者代用户向发电商招标采购来实现能量平衡的交易方式。在“单边交易”模式中，系统内每台发电机组都必须向市场组织者（通常由系统运行机构代行职能）投标，并按系统运行机构统一安排的发电计划上网运行。一般的组织方式是：发电商前一天或更短时期内向市场组织者提交实时运行时每台机组的供给曲线（价格与机组出力的对应关系），市场组织者基于对系统负荷的预测，按报价从低到高的原则对各投标发电机组进行排序，在满足输电容量限制等技术条件前提下，统一安排各台机组的发电计划，并将满足系统需求的最后一台机组报价定为市场出清价格。市场组织者按该市场出清价格对发电商进行支付，并按照非盈利原则将电力转售给售电商（包括配电公司、独立的售电公司）和大型终端用户。因此，所谓“单边交易”模式，简单说，就是“强制进场，单边交易”。或者说，是“单边交易现货市场”模式。“单边交易”模式的主要特征有三点：1.交易是单边的。不允许场外实物交易，所有发电商都必须到现货市场（库）内向市场组织者投标售电，所有售电商、大用户也只能向市场组织者购电，市场组织者是批发市场中唯一的买主和卖主。2.需方不参与批发市场定价。由于是由市场组织者强制代用户向发电商招标采购，“单边交易”模式出清价格是基于发电商间的竞争决定，需方对批发电价没有直接影响（参见图5）。3.系统能量平衡靠集中控制，平衡成本由市场成员共担。市场组织者代用户招标采购的依据是系统负荷预测，带有主观性。由此安排的发电计划，肯定与客观的市场需求不相匹配，须继续统一安排发电计划以保障系统平衡。进而，这种由集中控制产生的系统平衡成本就具有公共成本属性，应该由所有市场成员共同负担。

（二）“双边交易”模式所谓“双边交易”模式，简单说，就是“交易自由，责任自负”的电力交易制度。在“双边交易”模式中，能量平衡的基本方式是双边交易，亦即在其能量供需平衡主体市场（场外双边合同及日前市场）交易中，供、需双方均可自愿参加，交易数量和价格由供、需双方共同决定。“双边交易”模式的市场构架是：场外双边合同+自愿参加的日前市场和日内市场+（实时）平衡市场。“双边交易”通常分为场外双边交易和场内双边交易（日前市场和日内市场）两部分。场外（即OTC合同）双边交易也被称为“无组织的市场”，由供、需双方自由选择交易对象，以中远期或其他个性化合约交易为主（亦即国内的“长协”交易）。场内双边交易（日前市场和日内市场）市场也被称为“有组织的市场”或“自愿库（VoluntaryPool）”，以现货及其他标准化合约交易为主，由电力交易所等市场组织者对各个买者和卖者的交易要求进行集中撮合。（实时）平衡市场尽管不是能量供需匹配的主体市场，但却是所有“双边交易”模式中的标准配置。因为电力的自由交易使系统运行机构不再有统一安排发电计划的能力，若供方或需方中任一成员未履行交易合同，就会使系统主能量的实时平衡遭到破坏。为此“，双边交易”必须由配有“平衡机制”，以约束交易者履行承诺，并使系统运行机构具备消除不平衡的经济能力。这个平衡机制的市场化实现形式就是（实时）平衡市场。具体说，所有市场成员均须与系统运行机构签订平衡责任合同，承诺对不平衡电量承担财务责任。无论是“长协”交易还是现货交易，也无论是场外交易还是场内交易，实物交割（实时传输）必须以供方机组出力曲线和需方负荷曲线形式执行。一般是在交割前一天或前若干小时，市场成员将各自基于场内、外交易结果形成的发、用电计划送系统运行机构，并同时对该发、用电计划做出财务绑定的承诺（Financial-lyBindingCommitment）。如因市场成员未履行合同而导致系统能量不能实时平衡，系统运行机构就要在平衡市场招标采购平衡电量，该平衡费用由不平衡责任者承担。“双边”模式的主要特征可概括为三点：1.交易自由。市场成员可自愿选择场外交易或场内交易（有些地区还可在多个交易场所间进行选择），按交易合同自行安排发电或用电计划。英国、北欧的有组织市场（电力交易所）与系统运行机构是分开运作的，市场成员可根据日前市场或场外的远期交易合约，自行安排次日发、用电计划。该计划可通过日内市场进行调整，在日内市场关闭后，将未来一小时或更短时间的发、用电计划提交给系统运行机构。在美国的PJM、加州、德州、纽约等电力批发市场中，除一个集中组织的现货市场（主体是日前市场）外，也允许场外实物双边交易。与英国、北欧等地日前市场不同，美国的日前市场还引入了虚拟交易（但虚拟交易合同须在实时市场买回），用以提高日前市场的竞争强度，缩小日前市场价格与实时平衡市场价格的差距，抑制发电商在日前市场和实时平衡市场间的套利行为，保障现货市场价格作为期货市场交割依据的可靠性。根据美国联邦能源管制委员会对美国区域批发电力市场介绍“，新英格兰、纽约、加州、PJM、中部（MISO）、西南（SPP）区域市场售电商的电量来自集中现货市场、双边合同或自己的发电厂”。德州行政法规中关于系统运行机构（ERCOT）设计电力批发市场的原则规定：,美国德州电力可靠性委员会应运行一个自愿的日前主能量市场，在不影响可靠性的前提下，应允许市场成员自发自供或签订双边合同。”根据PJM2014年电力市场报告，该区域实际用电量来自现货市场、双边合同和自发电的比例分别为26.7%、10.6%和62.7%。2.供、需双方共同决定价格。“双边交易”作为一种交易制度，当然包括供、需双方直接见面或直接签订合同，但这并非“双边”的本质特性。“双边”的本质是成交价格、成交数量等交易决策由交易者自主决定，而非市场组织者“越俎代庖”。在“双边”模式中，无论是场外双边合同价格，还是场内集中撮合成交的统一出清价格，都是供、需双方博弈的结果（参见图6）。后者与前者的区别，不过是市场组织者对多个卖方申报的供给曲线和多个买方申报的需求曲线进行了整合，其依据仍是买、卖双方的交易要约，出清价格由供、需双方决定的本质并未改变。3.系统主能量平衡靠合同约束和自负其责。作为交易自由的代价或约束条件，“双边交易”中买、卖双方均须为自己的行为负责。即使是场内集中撮合的现货交易，买、卖双方也均要绑定财务承诺，承担违约导致的系统不平衡责任。在欧洲如英国、北欧的双边市场中，系统能量平衡所需的发电机增减出力或用户增减负荷，由系统运行机构在一个单边的平衡市场中招标采购，市场成员发、用电计划与实际执行的偏差，按该采购价格付费。美国的做法也是建立一个单边的实时平衡市场，市场成员未执行日前发、用电承诺须承担的电量不平衡责任，按实时平衡市场价格与执行的电量偏差计算。

（三）“单边交易”模式与“双边交易”模式的区别“单边交易”模式与“双边交易”模式主要有以下五点不同：1.交易关系的性质不同：强制、单边/自愿、双边。“单边交易”模式的供方和需方（售电商和大用户）都必须且只能同市场运行者交易，这种交易关系是强制的、单边的；“双边交易”再无市场组织者代购代销，供、需双方均可自主决策，其交易关系是自愿的、双边的。2.市场构架不同。“单边交易”模式的市场构架为单一现货市场。所谓同时存在的中长期交易，是“差价和约”一类的金融交易，为市场成员规避风险之用，与电力系统的供需平衡无关。“双边交易”的市场构架是场外双边合同+自愿参加的日前市场和日内市场+（实时）平衡市场，允许场外的实物交易。3.价格形成机理不同：卖方决定/买、卖双方决定。在“单边交易”模式中，市场出清价格由市场组织者基于发电商的竞争确定，需方是批发价格的被动接受者（参见图5）。而在“双边交易”中，需方也参与批发市场竞价，无论是场外的供、需直接交易，还是场内的集中撮合交易，市场价格都是由买、卖双方共同决定的。4.系统能量平衡的手段和成本负担方式不同：集中调度、成本共担/合同约束、成本自担。“单边交易”系统能量平衡靠集中调度。由此而导致的平衡成本由市场成员共同负担。“双边交易”系统能量平衡靠合同约束，违约导致的系统能量平衡成本由违约者自担。5.市场设计理念不同：集中决策/分散决策。虽然“单边交易”和“双边交易”均试图用市场机制解决电力资源优化配置问题，但背后的理念仍有差别。“单边交易”模式更强调电力产品的特殊性，认为“交易基于系统需求预测”的集中决策体制，对电力系统的安全可靠仍然重要，制度“成本———收益”的关系较好；而“双边交易”更强调电力与其它大宗商品的共性，认为“自由交易、自负其责”的分散决策体制，也可与电力系统可靠性要求相兼容，而市场运行的效率更高。

二、两种市场模式的国际分布及适用性分析

（一）“单边交易”与“双边交易”的国际分布1“.双边交易”是国际主流。国际能源署在2001年的一份电力市场总结报告中②指出：“关于电力批发市场组织的第一个争论，是选择强制的还是自愿的电力库。竞争的双边电力交易为一个高效率的现代电力市场中所必需，已获得越来越多的认可。自愿库或电力交易所正逐步成为主流，而强制库正在消退。”目前国外在运行的电力市场，大多实行“双边交易”模式。北欧电力市场开“双边交易”模式先河。其他欧洲国家如德、法等也大都效仿北欧建立了“双边交易”市场。美国的PJM、德州、纽约、加州、新英格兰等主要竞争性电力市场也实行“双边交易”模式。英国作为电力市场化改革的先驱，于上世纪90年代初首创“单边交易”模式，但经过10年的实践后，也于2001年将“单边交易”改为“双边交易”模式。英国所以改“单边交易”为“双边交易”，主要原因是市场操控问题难以解决。英国电力市场化后新建电源均为天然气机组，而天然气机组因“照付不议”的购气合同而皆“不可调”，加之核电的“不可调”，大部分机组都采取了“0-0报价”的跟从策略，导致市场出清价格为少数“可调”的燃煤机组所控制。2“.单边交易”也有长期运行的实例。澳大利亚国家电力市场被认为是“单边交易”模式成功的范例。1998年开始实施，至今一直平稳运行。除设计合理外，一个可能的原因，是该市场所在的东南部各州电源与负荷分布均衡，而且燃煤机组比重大，不易形成市场操纵。除澳大利亚外，加拿大安大略省和阿尔伯塔省、希腊、新加坡及一些欠发达国家，也存在“单边交易”模式的电力市场。

（二）两种市场模式在我国的适用性分析从我国的国情出发，二者的适用性似可作如下结论：1“.单边交易”模式较易控制但市场效率较低。由于“单边交易”模式是市场组织者代售电商向发电商招标采购，竞争的范围、强度具有可控性。由此，“单边交易”模式与“输配一体化”体制的相容度也较高，对于重视所谓“最大公约数”、“平稳过渡”的我国决策当局，较易接受。但“单边交易”市场出清价格的形成缺乏需求侧响应，一般认为其市场效率会低于“双边交易”模式。此外，“单边交易”模式对市场结构的竞争度要求较高，而目前我国发电侧以“五大集团”为主体，其市场布局基于2002年提出的跨省区域电力市场规划，这一区域市场布局在过去的十多年并未得到电网建设的支持。加之无跨省的区域政府，“单边交易”模式的跨省区域电力市场也缺少政府依托。如“单边交易”模式建于省内，电网构架和政府依托方面的条件大多具备，但须改变目前普遍存在的“一家独大”局面，否则市场操纵问题很难解决。2“.双边交易”模式较先进但也较难控制。如前所述，“双边交易”模式被认为更接近普通商品市场属性，市场出清有需求约束，价格不易扭曲，加之有中长期交易与现货交易的配合，可有效提高市场的流动性和资源配置效率。但这需要复杂的规则设计，而且对诚信和法治的条件要求较高。此外，国际经验证明，“双边交易”模式中的买方主要是售电商及其机构而非终端用户，初期的售电商又以配电企业为主，而目前我国独立配电公司极少，未来电网企业输、配关系也不明晰，“双边交易”模式或可在“网对网”、“点对网”交易中试行，但若普遍推行，则要有配售侧产业组织的深度改革相配合，而后者的可控性就更为困难。

三、我国电力批发市场构建的路径选择

如前所述，没有电力批发市场的构建，新一轮电力市场化改革仍将沦为空谈。因此，必须在遵循电力市场基本原理的基础上，探索中国特有约束条件下的电力市场建设之路。

（一）长期目标应是“双边交易”的跨省区域市场如前所述，“双边交易”市场效率较高，也不易形成市场操纵，因而长期看，我国电力市场的主流模式也应是“双边交易”。我国地域辽阔、地区间资源禀赋和产业结构差异大，能源供需格局呈逆向分布，加之“三峡”、“西电”等大容量、远距离的跨区送电，已经形成电力资源跨省配置的格局，市场布局显然应突破省级行政区划。因此，我国电力市场建设的长期目标，应是“双边交易”的跨省区域市场（可简称“双边区域市场”）。

（二）初期过渡模式应以“单边交易”模式为主尽管“单边交易”模式与“双边交易”不能兼容，但只要“单边交易”的实践足够，随着经验的积累及其他相关改革的推进，也可顺利地改“单边交易”模式为“双边交易”模式。本世纪初英国成功地将“单边交易”改为“双边交易”，已为此在实践上提供了有力的佐证。因此，我国的电力批发市场的建设，应先易后难，稳步推进，不仅要有阶段性目标，还应有阶段性模式。目前各地普遍推行“直接交易”，以降电价为预期目标，在发电能力严重供大于求的背景下，短期内容易操作。而若以促进电源结构优化，提高系统效率为目标，则必须配套建立现货市场和“平衡机制”，否则不可持续。但如前所述，“双边交易”模式以市场成员履行合同为依托，对诚信、法治及配售侧改革配套的条件要求较高，以我国现有的制度基础，初期的可控性不容乐观。而“单边交易”模式这种市场组织者代售电商向发电商招标采购的方式，与现行调度体制较易衔接，市场范围、竞争强度均具有可控性。如再考虑到可再生能源发电政策尚未调整、电力的政府间合同及所谓的国家指令性计划未相应取消、配售侧改革（电网组织结构、用户电价交叉补贴）无法配套等如此多的限制条件，近期选择“单边交易”模式较为稳妥。上世纪90年代末，澳大利亚专家帮浙江设计的“全电量竞争、部分电量按市场价结算”单边现货市场模式，非常适用于当下的国情，“进可攻，退可守”，应该作为过渡阶段的主流模式之一。

（三）区域电力市场建设走“由点及面”的渐进之路我国幅员广阔且各地区网架结构、电源结构及负荷结构各异，加之无跨省政权支撑，多数地区先建省级市场可能是较为现实的选择。但也不应排斥构建跨省区域市场的努力。对于省级市场和区域市场的关系，应破除“非此即彼”思维模式。从国际经验看，被广为效仿的北欧电力市场，就不是北欧诸国同时行动的结果，而是先从挪威、瑞典开始，逐个国家扩展开来的。因此，我国的区域电力市场建设，也应走“由点及面”的渐进式发展之路。如在南方电网区域内，区域市场可先从广东做起，再逐步将广西、贵州、云南纳入，再后也可考虑接纳湖南和江西。在华北电网区域内，区域市场可先从京津唐电网覆盖区做起。其他如华中、西北区域，初期也可先建省级市场和基于省级市场的区域联合市场，待条件成熟后，再将省内交易统一到区域的交易平台。