电力化市场交易范文

导语：如何才能写好一篇电力化市场交易，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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论文关键词:电力市场 课程功能 教学内容

论文摘要:随着我国电力市场改革的逐步推进，培养既懂电力市场理论，又能参与电力市场竞争的实践型人才，已成为“电力市场概秽课程教学的主要功能。本文就“电力市场概论”课程教学内容的深化改革进行探讨，为进一步提升课程功能提供借鉴。

一、电力市场改革概述

20世纪80年代末，英国对本国的电力工业实施市场化改革。主要内容是对电力工业中的发电、输电、供电业务进行分割，改革后的发电企业被重组为国家电力公司、国家发电公司和核电公司，除核电公司以外，其他电力公司都改组为私营股份制公司，实行独立核算，自负盈亏。成立国家电网公司，专门经营275kV和400kV的高压输电系统，并且负责与法国电网和苏格兰地区电网的互联工程。

为了展开市场交易，英国建立了电力联合运营中心(即电力库，Power Pool或P001)，由国家电网公司负责运行。另外，12个地区供电公司也实行私有化，在售电环节展开竞争。改革后，电力市场对大用户(IMW及以上)开放，大用户可以自由选择供电方，即可从地区电力公司、电力联合运营中心和发电厂中任意选择供电方。

英国的电力市场改革迅速波及到世界许多国家，从而引起了一场全球性的电力市场改革。我国政府于2002年正式下发了5号文件，开始了我国电力工业“厂网分开、竞价上网”的市场化改革。随后便在我国的东北地区开展了“竞价上网”的试行工作。

同世界各国一样，由于电力工业长期以来实行的是垂直一体化的垄断经营，因此，随着电力市场改革的展开，电力企业普遍面临改革所提出的许多挑战。例如，电力企业需要学习掌握电力市场的相关理论，要自觉、尽快适应电力市场的环境，从而实现在电力市场的条件下形成企业新的管理模式;此外，电力企业如何在市场上展开价格竞争，如何吸引用电大户，如何按市场规律进行投资、融资，如何规避市场风险，如何制定适合企业自身特点的竞争策略等等，这些问题成为市场环境下电力企业管理中急需解决的内容之一，并引起电力企业管理层的高度重视。

面对电力市场建设所带来的大量全新课题，为促使电力企业尽快摆脱计划经济的影响，学习掌握市场经营、市场竞争的技能，培养和引进掌握了相关知识的人才是电力企业必然的选择。华北电力大学(以下简称“我校”)为了顺应我国电力市场改革的需要，以满足电力企业的需要为目的，按照完善本科课程建设和实现按照社会需求办学的宗旨，于2000年开始设立“电力市场概论”课程。

二、不断深化课程教学内容

设立“电力市场概论”课程，其主要功能是为了适应电力市场改革和电力企业的实际需要，培养出基础知识扎实，具有熟练实际操作能力，并能面临难题勇于创新的人Zo然而，电--力市场改革是一项长期、艰巨的探索过程，无论是理论研究、实践摸索等，都将是一个长期的过程。为了适应电力市场改革的发展变化，强化受教者的实践能力，更好地达成“电力市场概论”课程的功能，我们从三个方面对课程的教学内容和方法进行了持续的深化改革。

1.跟踪电力市场改革的步伐，不断调整和充实课程内容

一方面，我国的电力市场改革是一项十分复杂、漫长的过程。其中的许多改革内容还需要较长时间的探索，完善，因此电力市场改革决不是一蹴而就、能够快速完成的过程。另一方面，由于我国地域辽阔，经济条件、资源分布、社会发展水平等都存在着明显的不平衡性，因此，各个地区在实施电力市场改革时所选取的改革方案也存在差别。为了让“电力市场概论”课程具有更强的实时性、针对性，使课程功能得到增强，主讲教师利用与电力部门的联系，先后收集了国内各个地区电力市场改革的方案，并且将这些第一手资料整理后融入课堂教学知识引入教学。主要有“东北区域电力市场试点工作理论与实践探索”，“华东电力市场运营规则”，“华东电力市场试点工作文件选编”，“南方电力市场建设文件选编”，“我国电力市场监管和立法”，“台湾电业自由化方案”等，从而使“电力市场概论”课程的内容更加贴近实际，使学生更准确地掌握电力市场改革的内容和动向。

2.参与电力市场研究，实行科研促教学

如前所述，我国电力市场的改革将十分复杂，如何构建起完善的电力市场还有许多问题需要解决。因此，课程主讲教师采取了积极参与“电力市场改革”的研究工作，做到实时收集信息，跟踪改革进程，并将有关研究成果和电力市场改革信息带到课程中，以启发学生研究电力市场改革问题的热情，加深对电力市场改革的理解，并且能够启发和提高学生的创新能力。

近年来，“电力市场概论”课程的多位主讲教师先后参加了由中电联组织的大型课题:“电力市场改革研究”，申请了国家、省部级研究课程，通过课题研究，先后参与撰写了《电力负荷预测技术及其应用》、《电力工业管制与电力市场监管》、《发电市场》、《多种经营管理》、《电力企业战略管理》、《电力目标市场》等著作和大量论文。这些著作和论文不仅保障了“电力市场概论”课程所需要的教材和辅助材料，同时也使“电力市场概论”课程的内容更加生动和贴近实际，同时也给学生带来了许多可以研究、思考的问题，极大地提升了课程的功能。

3.完善课程教学平台

电力工业属于技术密集型行业，由于受现代科学技术的限制，目前电能还不能大规模的存储，因此，电能具有生产、传输、消费同时性，加上电力供应与消费需要保持协调，从而使电力工业的生产、调度、输送和消费等方面，涉及到大量的技术问题。而电力市场改革不但不会降低这些技术的复杂性，而且还会引起某些技术的复杂化。因此，在“电力市场概论”的讲解中，必然要涉及这些电力技术。为了让学生能够理解掌握这些技术内容，我们加大了对“电力市场概论”课程的平台建设。一是为了让课程教学紧密结合实际，增强学生理论联系实际的能力，我们在河北邯郸马头发电总厂天津市杨柳青发电厂河北省邢台电厂建立了实习基地，在学生任职实习、毕业实习等阶段。采取学校教师组织，现场技术人员讲解，让学生直接感受、了解电力企业生产经营的基本技术情况。二是通过软件开发、实验建设，实现电力市场、电力生产的一些关键技术的直观化、模拟化，以便于学生掌握。目前已经重点围绕电力负荷预测软件开发和实验建设、电力市场竞价模拟和实验进行了开发，并取得了良好效果。由于这些软件和实验同时与相关电教手段相结合，从而使课程教学的内容更加直观，并具有可实操性，从而大大提高了学生的实操能力。

总之，“电力市场概论”作为一门发展中的课程，既是时代给予我们的要求，同时也面临许多新的问题和挑战。只要我们紧紧跟踪电力市场改革的步伐，不断深化教学内容，就能够使“电力市场概论”课程的功能不断得到强化。

参考文献:

[1]王永干.等.电力市场概论[M].北京:中国电力出版社，2002.

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国外电力双边交易主体构成情况分析国外电力双边交易的主体包括:交易性主体和非交易性主体。国外典型国家电力双边交易的交易性主体一般包括:发电商、售电商(包括趸售商和零售商)、中间商(包括交易商和经纪商)、终端用户;而国外电力双边交易的非交易性主体一般包括:输配电服务提供商、交易管理机构与调度管理机构。在交易性主体方面，各国交易性主体的多样性主要体现在电力双边交易的中间环节，即售电环节。在售电环节，各国参与主体主要包括:售电商和中间商。售电商主要是指通过与其他交易性主体签订双边合约，进行电力转运的市场主体，售电商主要包括趸售商和零售商;中间商主要指为促成电力供需双方双边交易的达成，从事电力转买转卖，或起居中撮合作用的市场主体，中间商包括交易商和经纪商。售电商与中间商最大的区别在于:售电商一般拥有自己的输配电网络，而中间商则没有自己的输配电网。在非交易性主体方面，各国非交易性主体的多样性主要体现在调度管理机构与交易管理机构的设置方式以及交易管理机构的细分上。目前，各国电力双边交易调度管理与交易管理的机构设置方式主要分为两种:一种是调度管理机构与交易管理机构分开设置;另一种是调度管理机构与交易管理机构统一设置。而部分国家对电力双边交易的管理机构又进行了细分，包括:电力金融交易管理机构、平衡交易管理机构等。国外电力双边交易的交易种类分析随着各国电力工业市场化改革的逐渐深入，各国电力双边交易种类也日渐多样化。总体来说，根据划分规则的不同，各国电力双边交易的种类可以分为以下几种:按交易的地域跨度划分，各国电力双边交易可以分为:跨国双边交易、跨区(省)双边交易、区域(省)内双边交易;按交易的时间跨度来划分，各国电力双边交易可以分为:远期双边交易、日前双边交易;按交易的主体划分，各国电力双边交易方式可以分为:发电企业与电网企业的双边交易、电网企业之间的双边交易、发电企业与用户的双边交易、电网企业与用户的双边交易，以及发电企业之间的双边交易;按交易标的划分，各国电力双边交易可以分为:实物双边交易和金融双边交易、电量双边交易和容量双边交易;电能双边交易和服务双边交易(包括输配电服务、辅助服务等)。国外电力双边交易的交易方式分析按照交易组织方式划分，国外电力双边交易的交易方式可以分为:集中撮合(场内)交易和OTC(场外)交易;按照交易达成方式划分，国外电力双边交易可分为:基于物理合约的双边交易和基于电子平台的双边交易。集中撮合双边交易主要是指在交易场所内达成的，由交易管理机构“牵线搭桥”，受交易管理机构监管的双边交易，集中撮合交易一般都有标准化的合约。OTC双边交易主要是指在交易场所外，由双方自由谈判达成的双边交易，有标准式的合同也有根据双方需要特别订立的合同。在发达电力市场国家的电力双边交易中，OTC交易一般占比较大;而在电力市场尚未完全成熟，市场化程度不高的国家，OTC交易一般占比较大。国外典型国家OTC交易大致比例为:英国:65%;美国PJM:70%;美国德克萨斯:80%;澳大利亚:65%;俄罗斯:30%;北欧:60%。随着各国信息技术的发展，基于电子平台的电力双边交易越来越普遍，特别是对于短期电力双边交易，电子交易平台的优越性更加凸显。在英国，超过80%的年度内双边交易都是通过电子平台达成的。2．4国外电力双边交易机制分析国外电力双边交易机制包括:组织机制、平衡机制、价格形成机制、风险防范机制。随着各国电力工业市场化改革的不断深入，各国分别从组织机制、平衡机制、价格形成机制、风险防范机制4个方面不断完善电力双边交易机制。

典型国家电力双边交易模式对我国的启示

提高电力双边交易的灵活性，促进电力双边交易的大规模开展国外经验已经证明仅仅依靠交易管理机构的“牵线搭桥”很难保证大规模电力双边交易情况下市场的运行效率。为此，各国纷纷在在电力双边交易的售电环节引入中间商从事“转买转卖”和“居中撮合”，降低了交易成本，提高了市场的流动性，从而促进了各国电力双边交易的大规模开展。目前，我国已开展的电力双边交易尚存在市场主体交易积极性不高，缺乏交易自主性等问题。适时引入中间商，对提高市场交易主体的积极性和自主性，进而促进我国电力双边交易的大规模开展具有重要意义。明确各参与主体的责权义务，有利于实现电力双边交易全面、规范的管理，提高管理效率国外电力双边交易中涉及主体较多，因此，各国电力市场对主体的准入、主体应承担的责权义务进行了明确的规定。各交易主体在交易过程中履行相应的义务，由此保证了市场的有序运行。我国开展电力双边交易的过程中，有必要借鉴国外电力交易主体的管理模式，设计符合我国实际国情的规定，有效约束交易主体的行为，确保市场的规范化运作。国外双边交易种类构成对我国的启示(1)大力推进跨区(省)电力双边交易的开展，实现资源大范围优化配置通过对国外典型国家的电力双边交易的分析可以看出，各国跨区(省)电力双边交易占双边交易的比例较大。英国主要有英格兰—威尔士跨区交易;澳大利亚则是通过更大范围内的双边交易建立起了国家电力市场;美国主要依托其区域电力市场，大力开展跨区电力双边交易;北欧四国则依靠统一的交易管理机构(NordPool)，积极开展跨国电力双边交易;欧盟则建立其统一电力双边交易市场。目前，我国已经开展的发电企业与电力用户双边交易主要局限于各省的地域范围内。以省为单位的电力双边交易既不利于各区域内资源的优化配置，也不利于“西电东输”“南电北送”等国家能源战略的贯彻落实。随着我国电力供需紧张状况的缓解，各发电企业为实现较高的发电设备利用小时，都希望在本省以外开拓市场，要求参与跨省、跨区电力交易;用电企业也希望打破地区界限，在更大范围采购电力，降低生产成本，规避经营风险。因此，我国应当借鉴国外经验，发展跨区(省)电力双边交易，实现我国电力资源更大范围内的优化配置。(2)积极开展不同时间跨度的电力双边交易，充分利用不同时间跨度下电力双边交易之间的套利关系，规避相应的市场风险通过对国外典型国家电力双边交易开展情况的分析，我们可以看出各国根据交易时间跨度的不同，建立了不同的电力双边交易。各国的电力双边交易按照时间跨度可以分为:中远期双边交易和日前双边交易。通过赋予各交易主体对于不同时间跨度下各类电力双边交易的选择权，市场中的各个交易主体可以充分利用不同时序下各类双边交易之间的经济套利关系，规避市场中价格风险。目前，我国的电力双边交易种类单一，主要以中长期交易为主，缺乏近期甚至是日前的双边交易，这使得我国电力双边交易市场流动性不足。因此，我国应当尽快完善电力双边交易的时序种类，提高市场流动性，规避市场价格风险。(3)适时开展电力金融双边交易，利用金融工具确保市场的稳定运行国外典型国家电力金融双边交易主要分为:期货交易、期权交易与差价合约交易。国外典型国家电力双边交易开展的情况可以看出，各国普遍建立起了电力金融衍生市场，广泛开展电力金融双边交易，电力金融双边交易量占总交易量的比例较大(以澳大利亚为例，该市场的期货交易量占NEM物理能量交易总量的22%)。期权、期货等金融产品的引入为市场参与者管理电力市场的风险提供了有价值的工具。目前，我国尚未开展电力金融双边交易，各市场交易主体缺乏规避市场风险相应的金融工具。随着我国电力工业市场化改革的深入，我国电力市场运行方式将更加灵活，市场参与者将面临更大的交易风险，因此我国应当借鉴国外经验，适时引入电力金融产品，开展电力金融双边交易，确保未来我国电力市场的稳定、高效运行。国外电力双边交易达成方式对我国的启示(1)在双边交易开展初期，应主要开展集中撮合的电力双边交易根据以上对各典型国家电力双边交易开展情况的分析可以看出，在英国、美国等发达电力市场国家，电力双边交易主要为OTC交易;而在俄罗斯等电力市场欠发达国家，主要开展集中撮合的电力双边交易。在电力双边交易开展初期，各项配套机制尚不完善，双边交易面临着信用风险等诸多风险，因此应当大力开展场内双边交易，充分发挥交易管理机构的监管作用和信用保证作用，确保电力双边交易的顺利达成。而在电力双边交易的成熟阶段，各项配套机制均已建立，各市场主体均已相互熟悉，此时应当鼓励场外双边交易，以提高交易的灵活性和市场的流动性。目前，我国尚处于电力双边交易大规模开展的酝酿期，各项政策法规与相应的配套机制亟待完善。因此，在交易方式的选择方面，应在现阶段开展以集中撮合为主的场内交易，而在电力市场成熟阶段适时开展OTC交易。(2)加强电力双边交易电子平台建设，提高电力双边交易的信息化水平电力双边交易的顺利进行，需要以大量的数据信息为支撑，电子平台中技术支持系统的建设是交易市场中不可或缺的环节。在电力双边交易市场成熟阶段，双边交易的类型将日趋多样化，更需要通过电子平台建设以提高双边交易效率。电力双边交易过程中所涉及的数据申报、负荷预测、合同管理、交易计划的编制、安全校核、计划执行、辅助服务、市场信息、考核与结算等环节均需要通过相应的技术支持系统完成。这些系统包括:能量管理系统、交易管理系统、电能量计量系统、电能量考核与结算系统、合同管理系统、报价处理系统、市场分析与预测系统、交易信息系统、报价辅助决策系统等。借鉴国外经验，我国在电力双边交易开展过程中应当高度重视电子平台建设，通过制定电力双边交易技术支持系统的实施方案、发展目标和运营规则要求，保证技术支持系统的实用性和适应性，提高电力双边交易的信息化水平。国外电力双边交易机制对我国的启示(1)优化交易管理机制，促进电力市场和电力系统健康发展国外电力双边交易的执行过程中，维护电网安全稳定运行，是电网企业、购售方、售电方共同的社会责任。北欧和英国的电力市场交易机构和电网调度机构在形式上相互独立，但由国家电网调度机构主导电力平衡市场。电网调度机构(系统运营商)主要负责平衡服务而不参与正常的市场交易，有效避免了电网作为自然垄断环节参与经营可能产生的不公平行为。借鉴国外经验，我国在开展电力双边交易过程中，应充分把握各相关主体的职责义务，做到分工清楚、权责明确，为市场参与者搭建公平合理的责任风险分配关系。(2)建立高效的平衡机制，确保各类双边交易的有序开展从国外典型国家电力双边交易开展的情况可以看出，电力双边交易过程中因供需形式变化、联络线约束等客观原因导致合约无法顺利执行，而出现交易不平衡的现象，需要引入平衡机制，处理双边交易达成与执行过程中出现的电力电量不平衡，包括由发电企业、用户或输配电服务等环节引起的不平衡问题，提高市场运行效率。我国目前虽然已经进行了发电侧的集中竞价试点，但真正意义上的基于市场的平衡机制尚未建立。因此，随着电力双边交易建设的提速，我国应适时建立电力现货交易市场(实时市场)，以之作为电力双边交易市场的补充，提高双边交易市场的运行效率。(3)明晰输配电价与辅助服务价格，保证电力双边交易的公平开展电力双边交易真实价格的发现有赖于明确、清晰的辅助服务与输配电价格。通过对国外典型国家经验分析可知，输配电价格与辅助服务价格是准确评估双边交易成本的关键。目前，我国尚未建立合理的价格机制。近年来，国家重点疏导了发电价格矛盾，但输配电价两头受挤的状况始终未得到合理的解决，电网建设的还本付息和资产经营效益缺乏必要的保障;此外，我国仍未实现辅助服务交易机制的市场化，辅助服务缺乏明确的价格。因此必须尽快推动我国的输配电价改革，形成市场化的辅助服务交易机制，为我国电力双边交易的开展创造条件。(4)充分发挥交易管理机构的平台作用，避免电力双边交易过程的潜在风险从国外典型国家经验可以看出，交易管理机构在电力双边交易过程中发挥重要的平台作用，如美国PJM市场针对电力实物交易建立了电力交易中心(PX)，针对电力金融交易建立了电力交易所，以此管理市场中的各类双边交易。电力双边交易的结算大多表现为信用结算，因此对交易双方信用有较高要求。因此，加强交易管理机构对结算过程的介入有助于提高整个交易的信用等级，有效控制结算风险。在PJM市场，电力交易管理机构不仅为场内双边交易提供结算平台，而且为场外非标准双边交易提供了交易、结算服务，并对此类交易的结算同样进行严格的信用管理。若发电商和负荷服务商签署大额、交割时间长的双边交易合同，则往往通过场外结算平台进行结算，减少交易风险和降低交易成本。电力双边交易往往存在较大的信用风险，因此，在我国电力双边交易市场建设中，应当充分发挥电力交易中心在双边交易、管理、结算等过程中的平台作用，在交易撮合、信息的基础上，做好信用管理工作，以保证我国电力双边交易结算的公正性，维护各市场交易主体的利益。

结语

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随着电力市场的不断完善，将从单边开放的电力市场逐渐过渡到双边开放的电力市场。双边开放电力市场是在电力市场化改革发展到较为完善的成熟阶段所采取的一种市场结构，将发电、输电与配电相互分离，各发电公司根据“平等竞争、实力均衡”的原则组建成数家发电公司，发电公司、配电公司和大用户竞价上网；输电网络成为电力交易的载体，对发电公司、配电公司和大用户开放；允许配电公司、大用户直接从发电公司购买电能，通过输电网络予以输送。即双边开放电力市场模式是在发电领域继续引入竞争机制的同时，允许配电公司、大用户选择供电伙伴。在这种模式下，发电侧、用电侧均实现了开放和竞争，如图1所示。

在双边开放的电力市场模式下，发电公司可以进入现货电力市场售电，但其所发的电能不必全部在现货市场上出售，也可以通过与配电公司、大用户直接签订双边合同进行售电。配电公司和大用户也具有同样的选择权。这种模式为提高发电公司运营效率提供了很好的激励。

二、双边开放电力市场的交易方式

双边开放电力市场中同时存在现货市场和双边合同两种交易方式，各种交易方式适合于不同需求的用户。现货交易比较灵活，但是一般交易价格与成本较高，适合于非计划性电力需求，具有较强的零售与调剂性质；双边合同交易比较稳定，但是规定也较为具体，适合特殊保障要求的大用户以及配电公司与独立发电集团之间的单独协商交易。二者之间的关系是互为补充，相得益彰，片面地依赖其中一种交易方式都会造成不必要的损失。畅通充足的现货交易市场是双边合同交易的有效缓冲。因此，在一个运作合理健全的电力市场中，必须是二种交易方式并重，缺一不可。

在双边开放的电力市场环境下，现货市场的参与者主要包括卖方(发电公司)和买方(配电公司或大用户，简称客户或用户)，市场组织者负责组织市场竞价和交易，在固定的时间间隔内，收集买卖双方的报价信息，确定竞价成功的参与者及其交易数量，最后匹配成交并确定现货交易，电网公司负责电力的输送。与单边开放电力市场不同，双边开放市场中用户可以参加现货竞价，这样发电公司和用户同时双向竞价。

一般地，现货市场中参与者拥有的信息是不对称的，即每个参与人在报价时都不知道其他发电公司的边际发电成本信息，以及其他用户对电能的真实估价信息，并且这些估价和成本信息不受他人的影响。在信息不对称的电力市场环境下，普遍采用的是密封报价的竞价方式。电力现货市场双边竞价的过程如下：

1)竞价准备

在竞价准备阶段，市场组织者按电力市场监管规则对报价的合法性进行检查，初始化报价数据库。

2)双边报价

在一个竞价周期内，发电公司根据自己的边际发电成本向市场组织者提交有效的报价曲线，用户根据自己的单位用电价值提交报价曲线，所提交的报价曲线表示的是电量与价格之间的对应关系。

3)市场出清

市场组织者根据报价信息形成一个市场出清规则，然后根据出清规则确定现货竞价成功的市场参与者，以及各参与者的现货交易电量。

4)交易结算与匹配

按照交易规则对竞价成功的参与者进行电量的匹配，并据此进行交易，进行结算。

双边竞价过程的典型流程如图2所示。

三、双边开放电力市场的基本特点

双边开放电力市场模式的主要特点是：

1)电力市场中既有现货竞价市场，又有双边合同交易，发电公司可以通过参与现货市场竞价出售电能，也可以通过双边合同直接将电能卖给配电公司或大用户。

2)配电公司以及大用户可以通过参与现货市场竞价购电，也可以通过双边合同直接从发电公司处购电，有了购电选择权，承担了买卖电能的风险。

3)输电网向所有市场成员开放，电网公司负责电网的运行、控制和现货市场的管理，对发电方以及用电方之间的交易，只起到监督和服务的作用，对交易方式的选择以及交易内容不做过多干预。相对于单边开放市场而言，此时的电网公司是一个起到交易中介作用的独立操作机构，其风险减少。

上述特点表明，双边开放电力市场中各市场要素逐渐完善，竞争力度加大，发电环节已展开比较完全的竞争。该模式下双边合同交易与现货市场之间的互动关系增强，进一步体现了在电力现货市场竞价机制设计中考虑两种交易方式相互关系的重要性，也增加了电力现货市场竞价机制设计的难度。

四、双边开放电力市场中代表性参与者的决策

在双边开放电力市场环境下，存在电力现货市场和双边合同两种交易方式。发电公司要么参与电力现货市场竞价，要么与配电公司或大用户达成双边合同，或者同时参加两个市场。如果参加电力现货市场的经济效益高于双边合同产生的经济效益，发电公司将会选择参加电力现货市场，反之亦然。

篇4

6月20日，国家发改委下发《整顿规范电价秩序》的通知明确规定：“未经国家发改委、国家电监会、国家能源局批准，擅自开展大用户直供电试点，或者以其他名义变相降低企业用电价格的，要立即停止执行。”

但此通知下发后近一个月，内蒙古电力多边交易市场仍在运行。

内蒙古电力严重过剩，由于缺乏外送通道，每年有700亿－900亿度电因无处可销而放弃生产，发电企业和电网公司均有降价促销之意，地方政府和用电企业也乐助其成，加上电监会的鼎力支持，故而在国家发改委态度不明的情况下于2009年7月模拟运行、2010年5月正式启动了多边电力交易市场。

以2002年国务院电力体制改革方案的思路观之，内蒙古的多边电力交易市场引入了市场化定价机制，突破了政府审批电价、发电企业和用电企业互不见面，电网公司独家购售电的传统电力交易模式，是符合国务院电力改革思路的、建立电力市场的重要一步。

按多边市场的交易规则，发电企业和大用户直接交易，交易价格由双方直接协商，通过交易电价与产品价格联动实现双方利益互动，电网公司收取的输配电价仍然按照自治区政府规定的价格执行。同时，自治区政府负责对进入市场交易的发电机组和大用户进行资质审批，并保留对市场进行临时干预的权力。

但是，国家发改委认为，内蒙古多边电力交易市场是地方政府为高耗能企业提供优惠电价的工具，不利于节能减排，也不符合审批程序，必须尽快停止运行。

2010年8月，在正式运行三个月后，内蒙古多边电力交易市场第一次被叫停。今年3月1日，在经历多次交涉后，该市场得以重启，但始终笼罩着再次被叫停的阴影，其间之迂回曲折，从一个侧面印证了近年来中国电力体制的改革步履维艰。

酝酿试点

自2002年中国电力体制改革大幕开启之后，以厂网分离、竞价上网、大用户直购电等为内容的改革试点在全国陆续展开。

2004年4月，国家电监会、国家发改委联合出台《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》。以此为发端，东北、广东等地率先开展了大用户直购电试点。

也就是在2004年，内蒙古电力公司开始派人到广东考察，希望能借鉴当地搞大用户直购电试点的经验。然而，考察归来，内蒙古方面颇感失望。

原来，广东模式的特点是“点对点”，即一家电厂面对几家用电企业，按照国家发改委事先批定的价格进行供电。不仅参与的企业过少，而且本质上仍然是行政主导。

内蒙古的省情完全不同。此时，这个以煤电为核心产业的能源大省刚刚迈上发展快车道。2002年至2009年间，内蒙古电力装机容量从1034万千瓦猛增到5542万千瓦。

电力充裕，价格低廉，本是内蒙古吸引投资发展经济的独特优势。如果借鉴“台山模式”搞“点对点”的交易，这将意味着内蒙古的优势完全得不到发挥。一方面将造成电力资源闲置，另一方面众多用电大户仍将高价买电。

“从2005年开始，我们有了搞电力多边交易市场的想法。因为除了资源优势，我们还有体制优势。”内蒙古电力公司相关负责人对《财经》记者表示。

该负责人所说的体制优势，是指由于历史原因，在2002年的厂网分离改革中，内蒙古电力公司成为全国唯一一家独立于国家电网和南方电网公司的省级电网公司，受政府独立管辖，负责除蒙东四个盟市（赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市）之外自治区其余八个盟市的电网运营。这使内蒙古有了更大的自主行动空间。

煤电充裕和独立电网，成为内蒙古电力市场建设先行一步的先决条件。

2006年3月全国“两会”期间，代表团正式提出了“在内蒙古开展大用户直接交易试点”的提案。随即，政府又向国家电监会上报了《关于商请开展直接购电试点工作的函》，并得到电监会的积极回应。

2007年4月，随着国务院《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》的出台，内蒙古电力多边交易市场建设步入快车道。内蒙古电力公司委托华北电力大学研究制定了内蒙古电力市场建设方案，并在电监会华北电监局、经委等多部门的介入下形成了最终方案。该方案初步确立了发电、用户和电网三方企业参与，在发电侧和用户侧两端引入竞争的市场模式，这种三方模式将打破电价由政府制定、再由电网公司独家购售电的传统，构建购售电双向竞争的市场框架。

方案提出了计划电量与市场电量并行、市场电量逐步取代计划电量的发展目标。通过引入大用户直接交易、区外电能交易、发电权交易等多项交易品种，引入中间商、经纪商等中介机构，形成双向选择、多买多卖、价差联动、浮动电价的长期交易平台。

同时，大用户通过直购电获得相对优惠的电价，降低生产成本，发电企业也相应地可以通过薄利多销增加发电量和利用小时数。这种市场机制中的直购电电价将更好地反映电力供需关系，形成一种全新的电价机制。

这并不意味着多边市场只能在电力供大于求的情况下运转。“在正常的市场机制下，供不应求导致价格上涨是必然的，也符合市场规律。我们不会因为供应紧张就对市场运行的核心规则做出修改。而多边市场也有严格的市场准入和退出机制，已经进入市场的大用户不得随意退出。”内蒙古电力市场多边交易中心副主任王敏杰对《财经》记者说。

在他看来，虽然起步阶段进入多边市场交易的电量在整个电量盘子中的比例只占15％左右，但未来会逐渐升高。这样一来，一旦电力供不应求，大用户由于政府计划电量不能满足其用电需求量，仍然不得不从市场中买高价电。尽管在这种情况下电价上涨不利于电力下游用户，但对整个行业来说仍然是健康的。因为市场交易电价的上升会给电源和电网建设提供加速动力，从而改变市场环境，实现下一轮的供需平衡。

2008年8月，历经多次修改完善后的《内蒙古电力市场建设方案项目》，以政府的名义同时上报至国家电监会和国家发改委。同年10月，在国家发改委迟迟未有明确表态的情况下，电监会单方面下发了《关于推进内蒙古电力多边交易市场建设意见的复函》，不仅原则同意了内蒙古方面提交的方案设想，时任电监会主席的王旭东还亲自作出了“积极、探索、推进”的批示，国内首个电力多边交易市场终于在内蒙古获得准生证。

两度启动

2008年，席卷全球的金融危机突然来袭，使得刚获准生证不久的内蒙古电力多边交易市场被意外提速。

2008年10月，蒙西电网负荷低谷从1000万千瓦骤降到680万千瓦，冬季采暖来临在即，内蒙古已推广热电联产，如果这样的负荷水平持续下去，那么自治区将有一半的供热机组不能启动。

而拉动电力需求最有效的办法就是让用电大户恢复正常生产。2008年11月11日，副主席赵双连主持专题会议，决定立即启动电力多边交易市场，以争取恢复和启动用电负荷200万千瓦，保证自治区平稳过冬。

随即，政府下发了《关于部分行业实行电力多边交易电价的紧急通知》，决定自2008年11月17日起实施多边交易电价，在全区范围内对符合产业政策的铁合金、多晶硅、单晶硅、工业硅、电石、氯碱化工、氟化工企业，每度电下浮0.08元，对黑色金属冶炼、有色金属冶炼及深加工企业生产，每度电下浮0.04元，实施期限为三个月。

降价的效果可谓立竿见影。内蒙古电力公司总经理张福生接受《财经》记者采访时透露，多边市场启动仅40多天，蒙西电网用电负荷就增加了300多万千瓦，供热机组得以顺利启动。

而发电和用电企业则获得了双赢。以同包头铝业公司签订了大用户直购电协议的国华准格尔发电公司（下称“国华公司”）为例，2009年“国华公司”的计划发电小时数是3300小时，通过和包头铝业合作，获得了约10亿千瓦时的计划外电量，扣除税金、让利金额和燃煤成本，“国华公司”增加收益5000万元。

而包头铝业公司则更是依靠优惠电价渡过了危机。金融危机爆发后，国际铝价从每吨近1.9万元跌到了最低时的1.04万元，国内多数铝厂被迫停产，包头铝业公司也岌岌可危，降低占电解铝成本40％的电价成本，成为公司最后一根救命稻草。

最后，通过电力多边交易市场，包头铝业公司电价成本节省了2亿多元，没有停产一天，没有一个工人下岗，而且还投产了一条新的生产线。

2009年7月1日，在总结前期各项经验的基础上，电力多边交易市场开始模拟运行，包括神华、华电、大唐等18家电厂和14家用电企业被批准进入多边市场。2010年5月6日，在时任国家电监会主席王旭东和主席巴特尔的共同见证下，酝酿六年之久的内蒙古电力多边交易中心正式鸣锣运行。

因何叫停

好景不长，发端于2010年下半年的全国性节能减排风暴，改变了内蒙古电力多边交易市场的命运。

就在该市场鸣锣运行后的几天，国务院在北京召开了全国节能减排工作会议。2010年6月，国家发改委价格检查组赴内蒙古检查，2010年7月初，由国家发改委、电监会、监察部、工信部等六部委组成的更高规格的全国节能减排督察组再次赴内蒙古督察。

据一位参加向督察组汇报的内蒙古人士对《财经》记者回忆，在督察组起主导作用的是国家发改委。

在听取汇报后，督察组提出了两点意见。一是其他省的优惠电价都停了，内蒙古要是不停，其他省就会仿效，节能减排就没法搞。二是参与多边交易的用电企业多数都是高耗能企业，不能搞优惠用电。

而令上述内蒙古人士深感委屈的是：“发改委自己批准的大用户直购电试点一直在搞，如果说包头铝业公司是高耗能企业，可是发改委早前自己批准的大用户直购电准入企业名单中就有包头铝业公司。同时电监会作为国务院授权的电力市场主管部门，知晓内蒙古多边电力市场筹建和运行的全部过程，并下发了一系列的许可文件。”

根据内蒙古电力多边交易市场的设计方案，初期进入市场交易的电量占全自治区发电量的10％－15％，以后逐年扩大比例。而且将来只有30万千瓦以上高效节能的发电机组才能有资格进入大用户名单，这意味着市场交易电量越大，大机组的发电量占整个发电量的比重也越大。由于大机组煤耗低，所以大机组发电比重越大，对节能减排就越有利。

国家电监会华北电监局的预测数据显示，2010年，内蒙古电力公司统一调度的2473万千瓦机组，煤耗比启动多边市场前的2009年减少了21.99万吨，这相当于减少二氧化碳排放59.4万吨，减少二氧化硫排放4400吨（见附表）。

但这些解释并未奏效。2010年7月，国家发改委仍然以口头通知的形式正式要求内蒙古暂停电力多边交易市场。2010年7月26日，副主席赵双连亲自带领自治区经委、发改委和电力公司成员，到北京拜会电监会副主席王禹民和国家发改委副主任彭森。这次会面，王禹民再次肯定了内蒙古电力多边交易市场对深化中国电力市场化改革的示范意义，并重申电监会此前各项审批文件真实有效。

而彭森则重申，内蒙古电力多边交易市场虽然符合电力改革的方向，但在节能减排压力巨大的情况下，包括新疆、四川在内的全国22个省份出台的优惠电价政策已经全部停止，内蒙古不能搞例外。以后可视节能减排工作的进展情况，走规定审批程序再行启动。

赵双连一行返回内蒙古后，向自治区主要领导提出建议：如果自治区能确保完成国家节能减排目标，可顶住压力继续电力多边市场的运行，并可考虑向国务院进行专题汇报。否则，可考虑先行停止大用户直购电交易，保留现存的电力多边市场交易机制，根据节能减排目标完成进展情况逐步恢复，但必须明确自治区政府有权根据节能减排进展情况适时重启电力多边交易，而不再重新履行审批程序。

经过综合权衡，2010年8月19日，以自治区经济和信息化委员会的名义向内蒙古电力公司、各发电企业和电力用户下发了《关于内蒙古电力多边交易市场暂停安排大用户直接交易的通知》。

今年3月1日，在经历多次交涉后，内蒙古电力多边交易市场得以重启。然而很快电荒来袭，国家发改委于4月21日和6月20日分别下发《有序用电管理办法》和《整顿规范电价秩序》两份通知。

后一个明确规定，“未经国家发改委、国家电监会、国家能源局批准，擅自开展大用户直供电试点，或者以其他名义变相降低企业用电价格的，要立即停止执行。” 重启刚四个月的内蒙古电力多边交易市场再次命悬一线。

《财经》记者获悉，在此次关于整顿规范电价秩序的通知下发后，内蒙古方面紧急派出自治区常务副主席潘逸阳赴北京同国家发改委和电监会磋商。

发改委坚持认定：内蒙古电力多边交易市场审批程序存在问题，必须经国家发改委、国家能源局和国家电监会联合审批才能生效，而内蒙古电力多边交易市场仅通过了国家电监会的审批，必须尽快叫停。

篇5

关键词：电力市场；营销模式；电价体系

电力营销，主要指的是，在当前电力市场环境下，供电企业经电力需求客户作为中心，进而发展周到服务，这属于供电企业的核心业务。这一内容的发展，对供电企业未来发展具有重要影响。此外，科学制定电价，可以在一定程度上扩大营销。因此，对电力企业市场营销模式与新型电价体系分析意义深远。

1 新形式下电力市场营销模式

1.1 电网公司服务于大用户直接交易

大用户直接交易主要指的是电量较大的电力用户，其和发电企业签订了双边电力交易合同，运行起来相对灵活多样。大用户直接交易的主要内涵，主要是对电力资源进行配置，从管制模式发展成市场模式，通过营销模式引入竞争。在很多国家和地区，对大用户直接交易市场进行培育，这一做法是推动电力市场改革的第一步。大用户和发电企业之间直接交易，实现了供求双方的直接互动，进而形成一种将需求作为导向电力电量交易过程，促使供求驱动下的需求平衡得以实现。对于电网公司而言，应当建立电力大用户和发电企业之间的交易服务平台，主要目的是提供相应市场服务，避免信息不对称现象发生，导致市场交易不充分，导致资源的优化配置受到影响[1]。放大市场交易量，从而对电网进行充分利用，对于电网收益的提升具有重要意义。

1.2 电网公司服务于电力交易二级市场

大用户直接交易市场主要针对未来中长期交易，采用这种交易形式具有较大的不确定性。建立相应交易二级市场，将所有成员提供规避风险的措施和帕累托改进机会，对电力市场制度中空缺部分进行完善。建立电力交易二级市场的背景下，一级市场上的发电企业以及用户之间所签订的合同，被认为是一种发电企业发电权力和用电的权力。针对二级交易而言，提供相应的发电权力以及短期用电交易平台。针对电网公司而言，需要建立二级市场营销平台。对这一平台的而建立，并不是为了阻止交易，而是为其提供市场交易信息服务，通过这种方式[2]。通过相对及时和对称的信息服务，促使二级市场交易被激发。这种信息服务有：电力需求变化情况、燃料价格的变动情况、弃水情况等。这些信息促使市场信息发现交易潜力，并进行理性报价，最终形成一种对电网安全有利，促使剩余和消费者剩余得到提升，电网价值得到充分发挥。

1.3 电网企业服务现货电力交易市场

电力市场理论认为，现货电力交易市场属于电力市场环境的核心内容，逐渐建立相应的电力市场交易体系，从而使电力交易量被放大。此外，对输电配电资产需求和利用率有所提升。在大用户直接交易以及二级市场分散交易的基础上，现货电力交易往往具备一定的系统性和常态化。其中的发电企业以及售电企业将统一的交易规则作为基础，在相对规范的时间框架上开展竞争。针对现货市场而言，将社会福利最大化作为目标，对电力资源进行优化配置[3]。当下，电力公司针对现货市场，建立相应的服务营销平台，确保现货市场能够有序、高效的提供信息服务。其中内容有：中长期市场和二级市场合同进行交换之后，电力市场电网阻塞情况、需求侧响应的潜力与成本等。对这些信息进行使用，从而引导交易市场，促使分区的电力电量足够平衡，帮助电网在实时电量和电力平衡中的价值得到充分提高。

2 新形式下，新型电价体系

2.1 差异化电价营销

差异性电价，主要指的是在当下不断被细分的电力企业市场环境当中，存在着至少两个以上的子市场将其设定为市场目标，结合不同市场情况，电力企业针对不同用户指定专门的营销战略以及产品服务。对不同子市场环境进行分析，企业所设计的产品形式和价格，或者促销等营销战略也存在着不同之处，对于电力企业而言，需要为客户提供源源不断的资源服务，只有这样才能保障电力市场营销效果达到预期效果。因此，电力企业应当将用户的实际使用电量、电费回收率等当中一种参考的依据，通过这种方式对售电市场进行细分，然后通过对大数据进行分析，对用户进行科学分类，最后将最为优质的客户挑选出来，并且能够主动的为其提供相对优质的服务。

2.2 菜单电价

对于电价而言，其一直是电力企业市场营销战略当中的关键性因素，但在对电力体制进行改革的过程中，需要对电力市场营销模式进行创新，并且对电价体系进行创新。在当前形势下，政府不再对电价的制定进行统一管理，取而代之的是借助市场环境要求企业自主定价。针对电力企业而言，对电价进行科学合理的制定，能够在一定程度上将电力企业交易额进行有效提升，同时在一定程度上提高用户数量，这一情况对电力市场经济效益具有积极影响。因此，对菜单电价进行推行，正好落实了电价体系的构建，除了一种相对普通的电价类型，菜单电价中还包含固定电价、实时电价以及极端峰时电价等。这一内容和新形式下的电力市场环境需求相适应，从较为简单的角度对其进行分析，电力企业可以将上诉电价类型进行设计，使其通过菜单的形式展现出来，从而为用户提供更多的选择[4]。对于用户而言，将自身实际用电量作为依据，选择出与其相符合的电价模式。

2.3 制定菜单电价

在实际电力市场营销环境下，菜单电价可以被不断优化，在优化的过程中，菜单电价迭代过程一直处于相对统一的状态下。针对可变峰时电价而言，应当结合现行售电电价，从相对较小的范围对其进行调整。例如，将当下的固定电价和现行售电电价保持一致。将迭代思路作为依据，对电价菜单进行科学制定，当电价产生变化前后用户用电量之间差异以及电价自身改变幅度比值，和用户用电量和价格弹性之间差值进行等同。但是，针对价格弹性而言，除了代表相同类型的电价弹性，其中还存在不同类型的电价弹性。针对电力企业而言，为用户推荐菜单电价模式中的新型模式，此后的一段时间，可以针对不同用户所选择的电价模式，对用电数据进行相对统一的整理。此外，对用户用电量和价格之间的差值进行科学计算，将这一内容作为依据，针对可变电价合同做出相对科学的调整，为用户用电生活提供方便的同时，促使用电企业营销利益最大化的根本目标得以实现。

3 结束语

在我国对电力体制改革进行不断深化的背景下，以往的电力营销和当前市场环境不相适应，因此，需要对电力营销模式进行适当的创新和改革。

在当前电力市场环境下，应当将服务方式作为依据，促使电力资源得到优化配置，通过服务的手段对市场交易进行科学促进，并且提高电网经济效益。

电力企业大力拓宽营销，这是电力市场营销过程中，最主要的任务。电力销售服务的核心内容是电价。电力市场环境要对电价机制进行适当的创新和改革。针对这一内容，文章将菜单电价作为核心内容，这一内容和电力市场环境相适应。

参考文献

[1]郭臻.供电企业电力营销管理总体策略研究[J].科技风，2016，16：54.

[2]刘迎春.新形势下电力市场营销模式与新型电价体系的构建研究[J].山东工业技术，2016，18：179.

篇6

改革十年来，电力工业有效的激励机制、约束机制和持续发展机制还没有形成，电力垄断经营的体制也没有完全消除，电力市场秩序仍然比较混乱，电量计划分配、项目行政审批、电价计划管理方式仍然在起主导作用。同时在一些电力企业效益增长缓慢甚至滑坡的情况下，电力企业职工的收入和福利出现了不正常的超常增长。以上问题的确是客观现实，但这主要是电力改革不到位、国有企业公司治理结构不健全以及政府监管不足造成的，需要通过深化改革和加强监管来解决。

因为上述问题而否定电力改革的市场化方向，幻想回到发、输、配、送垂直一体化垄断经营的旧体制，却是值得警惕的。电改十年之际，重申国发5号文件确定的电力市场化改革方向，是深化电力体制改革的基础，也是事关改革能否最终取得成功的原则问题。

电改基本逻辑

在电力市场化改革以前，全世界电力系统的运作模式几乎一样。

在所有权上，由国家所有或者私人所有，但都是一股独大；在技术体系上，都采用集中发电、同步交流的技术模式；在组织结构上，采用垂直一体化的组织结构，享有经营区域内的特许垄断；在价格制定上，电价按成本加成原则由政府制定；在运行方式上，使用一种标准的“经济调度”方法调度机组发电，即电网调度机构根据发电厂运行成本的高低来决定投入哪台发电机组。

传统电力模式对各国电力工业发展有着十分积极的影响，不仅有效地控制了垄断对消费者造成的利益损失，而且对电力工业长期发展起到积极作用。

在实行以私有电力为主的国家，稳定的监管政策保障了投资回收和合理的利润率，降低了电力投资的风险，促进了电力工业的长期投资和电力技术的进步。实行电力“国有国营”的国家，政府对国有电力公司的投资、风险保障和长期发展政策保证了电力工业的发展和经济社会对电力的需求。

尽管如此，传统电力模式仍存在经济效率上的不足。对以私营电力为主的国家，由于政府监管保护消费者利益，电力公司所取得的经济效益提高和成本的降低，通常被监管机构通过降低电价的方式转给了消费者，由此使得电力公司没有任何动力去提高经营效率。

同时，由于保障投资回报和合理利润，监管无形中促使电力公司在投资上大手笔，造成过度投资。与此类似，在实行国有电力的国家，由于政府对国有电力公司的要求主要在于满足供电而非利润指标，国有电力公司通常出现经理人员缺乏正确的激励机制、公司冗员、投资不足和浪费等问题。

正是由于传统电力模式的缺陷，导致自20世纪80年代以来世界范围内的电力市场化改革浪潮。电力市场化改革的基本逻辑是：

第一，在能够引入竞争的领域（发电侧和用电侧）引入竞争机制，让市场在资源配置中能够发挥作用。

第二，在不能引入竞争机制的输配环节，提高政府监管的有效性。在组织体制上，成立专门的监管机构，加强监管的力量；在管理方式上，制定明确的规则，改进定价机制和价格管理方式，加强对垄断企业的监督。

为了使监督更有效，防止“店大欺客”，往往在行业组织体制上进行一些改革，有的把调度机构从电网中独立出来，有的把输电和配电切开，有的输配一体，但分成几个公司进行运营（比较竞争）。

尽管国情独特，中国电力体制改革依然秉承了以上基本逻辑。2002年国务院5号文件提出了“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系”的改革目标，和实施厂网分开、竞价上网、建立电力市场、成立监管机构、实行新的电价机制等改革任务。

电改成效多大？

电改实施十年来，对改革成效如何评估，各方认识很不一致。持极端批评意见的人士认为，“电力市场化改革搞得太早了”，十年前的电力改革是不成功的，是在一个错误的时间、以错误的方式、出现了错误的效果的“三错”改革。对电力市场化改革的具体批评，则集中在“电荒”、电价上涨、企业职工收入超常增长等几个方面。

2002年以来的电力市场化改革与过去20年开放发电市场的集资办电改革明显不同。在集资办电时期，改革目标（增加电量）与电力企业目标（企业利润和职工利益）基本一致，而电力市场化改革给电力企业带来的主要是竞争压力，电量的增加不一定增加企业的利润和收入，利润和收入更多地是需要靠内部挖潜和提高效率来解决。

因此，一些电力企业和个人对市场化改革的不满，是可以理解的。但由此而否定电力改革的市场化方向，显然是值得警惕的。

必须承认，尽管十年电改不尽如人意，改革也远没有完成，但电改仍取得了相当进展。厂网分开基本实现，发电侧的竞争格局初步形成，电力工业长期垂直一体化经营的垄断体制初步得到改变。由于厂网不分所带来的调度、交易不公的状况有了很大改进。电力国企改革和政府管理体制改革取得一定进展。在调动各方面积极性发展电源、电网方面也有新的成效。

应当承认，十年来，我国不时出现全国电力供应紧张的局面，最多时20多个省份出现拉闸限电，形成影响全国的“电荒”。关于“电荒”究竟是怎样形成的，尽管各方意见有些分歧，但与电力市场化改革无关这一点则是业界比较一致的看法。

实际上，电力市场化改革进一步调动了各方面办电的积极性，改革十年来，电力基本建设投资年均增长14.4%，电力装机容量从2003年的35657万千瓦增加到2011年的106253万千瓦，增加了1.98倍，220千伏以上输电线路长度增加了2.3倍，220千伏及以上变电设备容量增加了3.6倍，新增容量之多和电网建设速度之快是古今中外史无前例的。

改革也增强了电力企业竞争意识和活力。与改革前相比，每千瓦时供电煤耗下降54克，发电厂用电率降低12.4个百分点，输电线损率降低13.3个百分点，火电工程项目单位造价平均从4800元/千瓦下降到3745元/千瓦，下降22%，由此导致发电领域节省投资上万亿元。供电可靠性有了较大提高，城市用户供电平均停电时间从2003年的每年11.72小时下降到2011年的7.01小时，下降了40%。这在世界各国的电力市场化改革过程中都是罕见的。

至于电价，改革十年来，全国平均累计涨幅超过了每千瓦时17.54分钱，上涨了30%-40%。这其中不排除有不合理的因素，但涨价的主要因素是上游一次能源和运输费用大幅度上涨所致（十年中，一次能源价格上涨了约2.5倍）。

的确，改革十年来，电力工业有效的激励机制、约束机制和持续发展的机制还没有形成，电力垄断经营的体制也没有完全消除，电力市场秩序仍然比较混乱，电量计划分配、项目行政审批、电价计划管理方式仍然在起主导作用。

特别是在一些电力企业效益增长缓慢甚至滑坡的情况下，电力企业职工的收入和福利出现了不正常的超常增长，这主要是电力改革不到位，国有企业公司治理结构不健全以及政府监管不足造成的，需要通过深化改革和加强监管来解决。

用市场经济的办法发展电力，是许多国家的成功经验，也符合我国建立完善的社会主义市场经济体制的总目标、总方向。几十年来，中国电力发展的实践表明，走垂直一体化垄断经营的计划体制老路，用计划和行政的办法配置电力资源，决定谁发电、谁配电、谁售电，决定上网电价和销售电价的调整，决定发输配售各个环节的利益分配，决定电厂和煤厂的讨价还价，是代价高昂的，难以为继的。

尽管进行电力市场化改革所必须具备的一些技术经济条件还不完全具备，但是等条件完备了以后再进行改革，还是在改革中创造条件逐步完善，无疑应采取后一种办法。

改革前景展望

站在新的起点，面对复杂的环境，未来十年的电力体制改革必将继续按照国务院5号文件确立的电力市场化改革方向，以政企分开、有法可依、主体规范为基础，以交易公平、价格合理为尺度，以市场竞争机制确立为目标，以电力工业持续健康发展为评判。

随着改革的深化，中国的电力市场将逐步呈现出如下特征：

电网企业是电力市场发电方、购电方及所有电能利益相关者的输送物理平台，是在政府设定盈利模式下的电能输送主体。发电侧和用电侧存在众多卖方和买方，实行双向交易，供需双方均有价格响应能力，独立于电网的透明且运作有效的电力交易平台。严格监管下的电力调度机构。任何电源只要满足并网技术标准就能够平等接入电网。发电、输配电、用电及其他电的利益相关者之间都能双向互动，实时交流信息。

展望未来，电力体制改革的路线图预计将沿着以下四条主线有序展开：

第一，电力市场交易模式将由“竞价上网”向“厂网分开、用户选择、直接交易”模式转化。

国发5号文件选择的“竞价上网”模式，由于要求的配套条件（电力供大于求、发达的电网等基础设施、法规健全等）不具备，在现阶段不具可行性，目前已被各国所抛弃。电力交易模式的转换是电力体制改革的核心（电价改革内含于电力交易模式的设计之中），没有可操作的电力交易模式的设计，其他方面的改革就都失去了根据和归宿。

纵观电力市场化改革先行国家，“竞价上网”模式被抛弃后，电力引入市场竞争主要采取“厂网分开、用户选择、直接交易”模式。其特点是：电力交易由供需双方签订经济合同来实现。其中，发电是卖方，用户是买方，电网是电能输送者，调度交易机构是电力安全的保障者和电力交易的执行者，监管机构是规则制定者及安全责任和各类合同执行的监督者。

这样的体制，可以带来如下进步：

（1）发电侧引入竞争机制带来的好处可以传导给最终消费者，电力用户多样化的电力需求也可通过市场得到满足，供需矛盾均能通过市场得到调节，价格可以很好疏导出去，不至于累积价格矛盾，利于资源优化配置和节能减排；

（2）可以使长期投资得到保证，生产者、消费者都有稳定的预期，不太可能导致投资的巨大波动，从而有利于电力的长期稳定供应；

（3）可以使各方的责、权、利清晰，有利于实现依法管理。

第二，电网体制改革将由“统购统销”模式向“网售分开”模式转变。

改革措施和步骤大致如下：

1.逐步开放用户市场，完善配套政策。（1）改革初期，重点选择高新技术产业和能效水平全国领先、具有竞争优势的大用户直接与发电方洽谈电量与电价。随着改革的进展，出台能耗调节政策，实施产业差别化电价，逐步放开其他用户进入，最终过渡到完全用户选择模式。（2）逐步放开大用户交易的电量和价格。改革初期，可将大用户上年用电量作为基数电量，基数电量的购电价格仍执行原电价，超出基数电量部分由发电企业和大用户协商确定。随着改革的推进，改革政府计划分配电量办法，逐步取消基数电量，最终过渡到大用户全部电量电价均由买卖双方协商确定。

2.实行交易机构独立、调度机构中立。以此，剥离电网企业占有的行政公权力，实现电力调度、交易的公开、公平、公正，为逐步放开大用户减少技术壁垒。

第三，电价形成机制将最终实现“管住中间、放开两头”，即自然垄断的电网环节价格由政府制定，发电和售电环节的价格由市场竞争决定。

电价改革的要点是：

（1）实施输配电价改革，以成本核算为基础、宏观调控为基准，按照不同区域和不同电压等级由政府核定独立的输配电价；

（2）放松对上网电价和销售电价的计划管理，上网电价实行国家基准价基础上的市场竞价。基准上网电价由中央政府负责核准，最终上网电价在政府基准价的基础上，由买方和卖方通过双边协商或多边竞价形成。大用户的购电价格由上网电价加过网费构成。最终售电价格实行国家指导价，允许省级政府在国家指导价基础上适度调整；

（3）推行居民阶梯电价，通过采取提取社会普遍服务基金等方式，逐步放开居民电价，变“暗补”为“明补”，消除销售电价中的交叉补贴；

（4）部分工商业用户实行直接交易后，原承担的交叉补贴费用可作为“搁浅成本”，通过财政专项补贴或输配电价附加的方式消化处理；

（5）对高耗能产业参与直接交易，为体现节能减排政策导向，采取“协商电价+差别电价”进行结算，其中差别电价部分按现行政策处理；

（6）取消重点合同煤计划，实行电煤价格并轨，为理顺煤电关系、推进煤炭市场化以及建立电煤长期合同奠定制度基础。

第四，政府电力管理体制改革将以转变政府职能为重点，实行依法监管。

按照责权一致的原则，进一步理顺电力行业管理和市场监管职能，逐步实现一类职能由一个部门主要负责。

要进一步转变政府职能，改革政府项目审批核准办法，代之以市场准入；取消由政府实行电量分配的计划管理方式，代之以供需合同；加强电力需求侧管理，尤其是加强政府的规划协调职能。

篇7

关键词：电量市场化 可再生能源 现状 影响 措施

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

2015年，政府有关部门出台了“改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见”“开展可再生能源就近消纳试点”“开展风电清洁供暖工作”等一系列政策，促进清洁能源持续健康发展。

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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。

篇9

关键词：电力调度；渠道策略；电力营销；供电质量

作者简介：苏龙（1963-），男，江苏张家港人，江苏张家港市供电公司，工程师。（江苏 张家港 215600）

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）27-0199-02

电力调度是保证电网安全稳定运行、对外可靠供电和促进电力生产工作有序进行的必要管理手段。近年来，随着我国电力市场化改革的不断深入，电力企业传统的市场垄断状态正渐渐被打破，初步形成一个基于竞争的新的电力市场格局，尤其是随着我国电力生产水平的提升，电力市场已经从卖方市场转向买方市场，在这种情况下，如何为用户提供更好的供电服务成为电力企业必须考虑的问题。从目前来看，未来电力市场将会不向营销渠道方向发展，这对电力调度提出了更高的要求。传统的电力调度是基于垄断经营体制下的调度策略，主要着眼点为一般意义下的运行费用的最小化，但这种调度策略明显已经不符合当前电力市场的发展，必须对电力调度策略进行优化，立足于客户需要来进行电力调度。本文从电力市场营销渠道入手，就渠道策略的电力调度应当注意的问题进行探讨。

一、基于渠道策略的电力调度同传统电力调度的区别

1.渠道策略下电力调度的目标

电力市场迅速由卖方市场转向买方市场是从2006年全国发电机组大量并入电网开始的，在电力市场转变为买方市场的背景下，电力调度的目标已经被赋予了新的内涵。电力调度必须立足于电力市场是买方市场这一现实，改变传统电力调度思想，采用市场经济条件下的竞争策略，立足于为用户提供更安全更优质的供电服务。传统电力调度的目的是为了减小运行费用和网损，是从整个系统优化的角度来降低电力成本。但在渠道策略下的电力调度，发电成本已经独立出来，电力调度的成本目标更多的是在购电费用、网络损耗和输电能力上，调度的目标由多个目标共同组成，包括运行费用、供电安全、环境污染、输电损耗、供电稳定性等等，以此作为参考因素来确定提高资源配置的优化策略。

2.渠道策略下电力调度的制约因素

基于渠道策略下的电力调度的制约因素越来越多，包括地域上的关联、时域上的影响、耦合问题的优化等等，在进行电力调度时必须综合考虑这些制约因素来寻找优化策略。如系统电力受限因素包括水电厂发电能力、抽水蓄能电厂蓄电能力、环境污染限制电厂发电能力等，这些因素对电力系统的运行有极大影响，在进行电力调度时必须考虑进地域、时域、耦合之中。再如火电机组的停时域关联制约因素，就需要考虑机组最大最小功率、变压器分接头调整上下限等等。此外，还包括电力系统被动制约条件，如网络安全约束、负荷电压约束等。基于渠道策略下的电力调度必须充分考虑发电厂、用户、电网地域和时域关系，考虑电网的最小输电能力、最大影响范围等等。

3.渠道策略下电力调度的市场交易性

当前电力市场已经形成一种新的交易机制，目前我国电力市场整体可以分为能量市场和辅助市场两大部分。在当前电力市场下，所有的市场参与者包括发电厂、电网等都存在着风险性，风险系数的大小同输电能力、输电安全、服务质量等有着紧密的关系。整个市场存在着发电随机性、用户用电随机性等问题。电力调度中包含了对可变费用与不可变费用的考虑。实际上，最为理想的电力市场是买方与卖方完全放开，形成一种基于电力商品的生产、销售、使用有机组合的多各交易共存的市场，电力的供给、需求变化将完全由市场来决定，市场参与者将成为电力市场交易中的决策主体。

二、渠道策略下电力调度的运作需要

1.渠道策略下电力调度依然受电网统一影响

虽然电力市场改革后，我国电力市场正由卖方市场转向买方市场，竞争机制开始引入电力市场之中，但由于电力生产的特点，电网依然是一个不可分割除的整体，在进行电力调度时必须考虑电网统一问题进行统一调度。新的市场体制下，电网的统一调度和传统垄断体制下的统一调度完全不同。传统垄断体制下的电力调度中，电力并不被认为是商品，而是完全按行政手段所确定的计划来执行，不存在等价交换和固等协商，完全是由调度部门以命令的方式强制进行。在市场体制下，电网是联合电网，电力成为了联合电网中的商品，因此必须同其他商品一样服从价值规律，在等价交换的原则下公平、公正、公开进行，实行“三公调度”，电网主管单位、电力经营单位等都将以电力交易者的身份参与到电力市场之中。如果再依靠行政手段强制调度，将很难兼顾联合电网内各方的利益，很难达到统一调度的目标，并可能造成利益分配不公而使得电力调度协作失败，影响整个电网的安全稳定运行。因此，在新的市场体系下，电力调度机构不能再隶属于电力市场的某一利益主体，而应当成为一个相对独立的权益实体，这样才能保证电力调度“公开、公平、公正”地进行，保证各利益主体的公平竞争。

2.渠道策略下电力调度不再只是运行指挥，还是交易实体

电力调度是电网运营的一个重要组成部分，在进行电力调度时要遵循电网运行的客观规律，围绕电网的安全、稳定运行进行，着眼于为用户提供优质可靠的供电服务，正确组织和指挥电能的生产、流通和销售，以整个电网为主体力争获取最大的经济效益。通过电力调度，要有效协调电网内各利益主体之间的利益关系，不能只局限于某一利益主体，而应当综合考虑整个电网的安全性与经济效益。可见，在新的电力市场体系中，电力调度起着十分关键的作用，不仅组织和协调电网运行，还承担着电力交易场所的作用。因此，考虑到渠道运作的需要，电力调度必须调整自身的定位，建立起基于电力交易的调度机制，充分发挥电力商业化运营中的特有作用。电力调度员不再只是电力调度策略的制定和执行者，还是电网的一线经营者，必须随时把握电网运营状况，抓准提高电网运营效益的时机，以此获取更大的利益。就目前来看，首先要放弃行政调度的手段，建立起以运营为主体的调度观念，打造生产经营型电力调度机制，这样才能满足电力市场商业化运营的需要。

3.渠道策略下电力调度的经济性需要

在联合电网中，有着不同产权、不同利益的多个主体，联合电网的经济效益影响着所有利益主体的根本利益，因此电力调度必须保证所有利益主体能公正、公平、公开地分享利益。基于渠道策略下的电力调度必须考虑经济性的需要，以获取联合电网整体最大经济效益为目标进行调度，而不是以某一个利益主体的经济效益为目标。虽然联合电网与统一电网在物理结构上没有太大的区别，但在利益结构上却有着很大的差异，多个利益主体所构成的联合电网物理结构极为复杂，运营成本区别较大。在进行联合电网的电力调度时，必须考虑好各主体之间的交易利益，这是渠道策略下电力调度的重要内容。要实行经济调度策略，维护各利益主体的利益。这就不同于统一电网下利益主体单一性的特点，多元化的利益主体必须按照经济调度法则进行。

三、渠道策略下的电力调度要考虑市场营销问题

渠道策略下的电力调度，电力作为一种商品从生产者转变为消费者，从电力的生产到输送构成了一个电力营销渠道，要以最为有效的方式将电能产品送到用户手中，因此在进行电力调度时要考虑到电网特点、电能产品特点、用户多少、输送路径长短等因素。如电能产品的特点决定了电力销售的分销渠道，由发电厂将电能产品上网、区域电网进行电力调度交易、省级配电公司进行配送电、地区供电公司进行电能的分销，最终将电能销售给广大用户。在竞争性的电力销售市场中，销售环节将会逐步减少，生产与销售都将会形成竞争机制。我国电力体制改革的总体目标是放开发、售两端，输配分开核算，形成区域市场，政府依法监管。随着电力体制改革的深化，电力销售终端市场最终将会被严格分割开来，市场分割的压力和能源竞争压力将会给供电企业带来新的挑战。

四、结束语

随着电力体制改革的不断深化，我国电力市场正迅速从卖方市场向买方市场转变，传统的基于计划体制下的电力调度策略已经不能适应市场竞争体制的需要，必须制定基于市场体制下的电力调度策略。这就需要转变电力调度观念，抛弃传统的单纯考虑成本的电力调度策略，着眼于电网中多元化的利益主体，采用公平、公正、公开的原则，保障各利益主体的根本利益，将电力调度作为电力交易的重要环节，采用经济性调度策略，理顺各利益主体在电力调度之间的关系，这样才能保障市场竞争下电网的安全稳定运行。

参考文献：

[1]罗华江.电力调度运行中电力技术的应用分析[J].城市建设理念经研究，2012，（9）.

[2]张兵，朱亦可，鲁黎.关于优化电力调度策略的研究与分析[J].科技传播，2012，（18）.

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在4月19日至5月2日的十几天时间里，由公司营销部牵头，呼供等8家企业主管营销工作的负责人分别对欧洲部分国家的电力市场运营、电力设备制造及电价机制等问题进行了考察。此次考察的几个国家不仅在经济上属世界发达国家之列，在电力技术发展方面也具有权威性。考察团不仅带回了先进的技术和经验，同时看到并了解了今后电力工业发展趋势和方向。

这份考察报告对欧洲电力市场及用电营销方面进行了较为详实的介绍，并从专业的角度进行了客观的分析，对促进内蒙古电力营销工作具有重要启迪作用。2006年4月19日至5月2日，公司组成由市场营销部刘万福副部长带队，呼和浩特供电局××*副局长、乌海电业局××*副局长、薛家湾供电局××副局长、阿拉善电业局××*副局长、锡林郭勒电业局梁××副局长、公司市场营销部××科长、调通中心××*科长、鄂尔多斯电业局××部长为成员的市场营销赴欧洲考察团一行9人对北欧瑞典、芬兰以及南欧的西班牙、葡萄牙等国家的电力市场运营、电力设备制造及电价机制等相关问题进行了考察。通过考察与交流，加深了对电力市场运营及电力系统高压电器设备的认识。结合目前国内电力市场建设及运营的情况，考察团针对自治区电力体制改革和公司发展的实际，提出了相应的建设性意见。

电力系统建设及市场运营

北欧包括挪威、瑞典、丹麦、芬兰和冰岛五国，在世界上属经济发达地区。北欧地区电网非常发达，除了冰岛外，其他四国均实现了电网互联，故北欧电网常指挪威、瑞典、丹麦和芬兰。此外，北欧四国与欧洲其他相邻国家也实现了联网，挪威、芬兰与俄罗斯，丹麦与德国，瑞典与德国、波兰之间均有直流和交流联系。北欧国家的输电网电压等级从110－400千伏，有110千伏，132千伏，150千伏，220千伏，300千伏，400千伏多个电压等级。本次主要考察了瑞典和芬兰两个有代表性的国家。

北欧电力交易市场是目前世界上唯一一个开展多国间电力交易的市场。北欧电力市场化改革源于挪威，历经十年。1991年挪威建立了国家电力市场，1996年瑞典率先加入，1998年6月芬兰加入，最后，丹麦于2000年10月加入。北欧电网的装机构成以水电和核电为主。其中：水电占总装机容量的50％以上，核电约占30％，火电为15％，其他可再生能源约为5％。北欧四国内部有资源互补的优势和需要，国家间的电力构成具有很大的互补性。北欧四国的水电主要集中在其地理版图的北部，这些地区人口较少，负荷较低；火电则主要集中在南部地区，这些地区相对人口稠密，负荷较大。在丰水季节，北欧北部地区大量成本较低的富裕水电凭借价格优势流入南部地区，导致市场实时电价较低；在枯水季节则相反，南部的火电流入北部地区，市场实时价格则较高。北欧四国除内部进行资源优化外，和俄罗斯、德国、波兰也有电能交易，国际间电力交易非常频繁，北欧地区在用电高峰时期，需要从邻国俄罗斯、德国、波兰进口电能，国际联络线为这种电力交易提供了保障。

北欧国家的电力部门非常注重环境保护，输变电设备基本上沿公路建设，尽量减少树木的砍伐；大部分火电厂均安装了脱硫、脱氮装置。由于国际天然气价格上涨较快，大部分燃气－蒸汽联合循环机组均处于停运状态或迎峰运行。

北欧电力市场的交易类型是一个逐步发展的过程。北欧电力交易市场的业务可分为以下三个大项：一是组织期货交易，确定长期合同管理；二是组织现货交易市场，确定现货交易市场的价格和电力交换量；三是资金结算。现货市场价格还成为签订长期合同的价格参考。北欧电力交易市场的期货合同市场包括套头价格、风险管理、期货交易、长期合同等。交易期最长为3年，以周为最小单位，可按时段、季或年签订合同，对通过北欧电力市场的电力交易进行结算，努力降低结算风险。目前电力公司参加北欧电力交易所需要缴纳以下费用：参加市场的注册费、年费以及采用经纪人方式参加市场运行的费用。

北欧的电力市场运作是非常独特的，其特点可归纳为：一是各国的期货交易和现货交易都是委托在北欧电力交易所完成，各国没有另外建立自己的电力交易所。可以说，北欧建立了一个统一的跨国电力交易市场；二是北欧电力交易中的期货、现货交易与实时交易服务分别由不同的机构完成。三是在发电侧未实行网厂分开，电力公司可以同时拥有配电网络和发电厂及客户。但客户(包括居民客户)可以自由选择供电商。电力公司的竞争压力非常大，如果自己的电厂发电成本很高，或者外购电价较贵时，对客户的供电成本就会很高，从而会失去客户。客户将选择价格低廉、服务质量高的供电商，因此各供电公司努力提高服务质量，如制定灵活的电价政策、承诺可靠性、定期回访等。

南欧西班牙电网与西欧电网相连，统一参加西欧电网的电力市场运营，运营模式与北欧电网类似。由于西班牙地处高原，风力资源丰富，加之环保意识及电价水平较高，因此西班牙风电装机容量较大。西班牙的城市供电基本实现了电缆化，采用220千伏架空输电线路在城郊直接入地的方式，实现向市区供电，供电可靠性较高。

北欧由于水电较多，电价相对便宜，大约为0.4－0.6欧元/千瓦时；南欧由于以火电和核电为主，电价相对较高，最高可达1欧元/千瓦时。电价成本中，输配电成本约占50％。

高压电器设备的制造

本次对瑞典abb公司高压电气设备制造分部进行了访问，参观了高压电气制造车间，了解了现阶段高压电器的制造工艺和性能。abb公司已能生产800千伏的高压断路器（用于巴西伊泰普水电站），三峡左岸电厂采用了abb公司生产的500千伏高压断路器。

abb公司的主要产品包括：高压断路器、隔离开关、互感器、避雷器等，适用于各电压等级的输电系统。其中220千伏的断路器单断口最大开断电流63千安，是现今世界开断能力最大的断路器。该公司开发的新式产品包括：干式电容器、开关驱动马达、各电压等级线路用避雷器和组合电器，其中新开发的电压互感器（em-fc）采用磁力技术，测量精度高，运行可靠，适用于170千伏及以下系统；新型断路器采用智能式吹气技术，提高了断路器的灭弧能力，满足在摄氏零下40度环境下可靠工作。

新型组合电器是一种将断路器、隔离开关、互感器、避雷器等设备组合在一起的新开发研制的变电站用设备，使用新型组合电器的变电站可节约土地面积约63％，工程造价增加不超过10％，特别适用于大中型城市的变电站建设。但由于这种组合电器在设备断开时无法形成明显断口，不满足国内运行规程的要求，因此暂无法在国内使用。根据abb公司人员介绍，新型组合电器装设有多种自动闭锁装置，可以绝对保证安全，现已成为瑞典的国标产品。

abb公司生产的线路用避雷器性能先进，过压动作可靠，能满足500千伏及以下输电线路的运行要求，特别是运行电压较高的系统，对线路设施的保护作用非常明显；线路用串补的最大容量可达300兆乏，提高了线路的输送容量。

abb公司高压设备年产值达到3亿美元，产品以出口为主。日本东京电力公司使用的abb产品在东京大地震期间未出现损坏，说明产品质量非常高。

通过与abb公司管理人员的座谈，对其生产的各类型设备进行了详细的了解，并与内蒙古电网使用的设备做了详细的对比。

本次考察的主要收获

通过对欧洲部分国家的考察，结合内蒙古电网建设、运行及电力市场的实际情况，本次考察组主要有以下几方面收获：

（一）在欧洲考察期间，我们深深体会到中国在世界上的地位越来越不容忽视，经济的快速发展使得中国与欧洲的差距越来越小，外向引力也正在逐步消失。接触的华人留学生都表现出学成后回国的愿望，所接触的外国人也对中国的快速发展惊叹不已。在电力方面，随着中国经济的快速发展，电力工业作为基础产业也得到了快速发展。电源和电网建设的速度远远大于欧洲，电网装备的技术水平已经接近国际先进水平，中国的电力市场已经被abb这样的世界跨国电气设备制造企业所关注。通过在国外的短暂停留，大家进一步加深了对祖国的热爱，加深了对总书记所提出的“八荣八耻”的理解，更加坚定了加快发展，把中国建设成社会主义强国的信念，增强了做好工作，实现公司持续、快速、健康发展的决心。我们感到出国考察，不仅是业务方面的学习，而且在思想方面也得到了教育和提高。

（二）欧洲市场经济已有近四百年的历史，企业和客户的市场观念较强，配套的法律制度也较为完善，发电公司、电网公司、配电公司、电力销售商及客户均遵循市场诚信和运营规则，加之，欧共体大的市场环境，电力市场化进程较为顺利，电力市场运作相对成功。国内的市场经济刚刚建立，电力体制改革和电力市场化正处于起步阶段，市场观念尚未完全建立起来，市场监管体制尚不健全，电力供需矛盾还没有完全得到解决。因此，电力市场工作必须在试点的基础上，逐步、稳妥地推进。

（三）欧洲地区电价相对比较合理，输配电价格基本上占电价的50％，因此电网公司和配电公司有较充沛的资金进行城市供电网的改造，城市一般采用电缆地下供电。欧洲城市大量采用500千伏、220千伏电缆直接接入城市变电站，既可降低日常运行维护费用，同时扩展了供电范围，但也存在电缆供电造价相对较高的问题。由于欧洲国家城市规划较好，城建施工不会对供电电缆造成破坏，影响正常供电，供电可靠性较高。随着自治区城镇化进程的推进，高电压等级电缆深入城市中心已经成为必然。输电线路与电缆连接技术对自治区电网重要城市配网改造有值得借鉴的作用。同时，abb等电气设备制造公司的生产、安装非常规范，设备制造精度较高，且实现了制造工艺的自动化，因此生产的高压电器设备可靠性较高，且科研力量雄厚，基本上代表了世界高压电器设备制造的最高水平。尤其是断路器的开断能力较强，适用于自治区电网短路电流较大地区的断路器更换。

内蒙古电力发展的启示及建议

内蒙古电网现处于快速发展时期，欧洲电网运行及电力市场运营的一些成功经验具有一定的启示和借鉴作用。结合公司目前所面临的市场环境，特提出如下几方面建议：

（一）电力市场建设方面

内蒙古电网的电力市场建设应逐渐由追求数量扩张向追求质量、提高资源利用效率转变，即按照公司提出的“由全力以赴确保电力供应，调整到构建电力市场上来。加快建设自治区电力市场，积极参与区域电力市场，主动配合好国家电力市场，努力开拓国际市场，促进客户端、发电侧、供电侧和谐发展，实现公司市场战略转型”的要求建设电力市场。随着自治区电力供需形势的转变，内蒙古电网已经具备按购电成本实现电网优化调度的条件。为此，公司一是应通过整合公司各部门的职能，建立营销、财务、调通相互协调、相互制约的管理机制，建立对购电成本的考核奖惩体系。二是公司应着手开展自治区级电力市场的研究工作，构建起发电厂竞价上网的机制，以便在条件成熟时能够及时实施。同时，在认真总结国内其他电网市场运营经验教训的基础上，通过开展模拟运营，摸索市场运营的规律。三是要加强对自备电厂的管理，建立起自备电厂的考核管理办法。四是制定购售电合同的管理规则，通过合同形式来保证公司的利益。五是加强对市场条件下的电价问题进行认真的研究，特别是与市场运营有关的上网电价、输电电价、配电电价、辅助服务价格等。六是加大市场运营人员的培训力度，建议公司选派营销、调度有关技术人员赴华东、东北、南方电网进行一定时间的电力市场方面的培训、学习，加大人才的储备力度，以适应电力市场建设和运营的要求，否则难以实现电厂与电网间的协调、健康发展，无法达到实现资源的优化配置和降低社会能源消耗，提高资源利用效率的目的。

（二）关于电网建设问题

建设强大自治区电网的关键是做好电网的规划工作。在公司实现“由高速度、大规模电网建设，调整到尽快完善电网结构，提升输送能力上来，实现公司发展战略转型”的期间，实现电网坚强、运行方式灵活是保证电力市场顺利交易的基石，因此合理规划500千伏网架，加快外送通道建设，逐步实现220千伏系统解环运行，是内蒙古电网建设的方针，也是自治区电力市场建设、发展和融入区域、国家电力市场的需要。对呼和浩特、包头、鄂尔多斯等城市，在实施城市电网改造时，应考虑实现高电压等级深入市区，逐步实现市区供电电缆化，提高供电可靠性，减少运行维护工作量，可考虑在一些重要城市终端站采用组合电器，既不违反规则，又能够减少土地占用量；对断路容量较大的变电站，可考虑采用一些开端能力强的进口设备。

（三）新能源利用问题