跨区电力交易范文

导语：如何才能写好一篇跨区电力交易，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。

篇1

【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。

参考文献

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篇2

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。

篇3

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。

篇4

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。

篇5

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。

篇6

关键词：电力市场；改革；体制；营销

引言

法律、经济等手段是电力市场的主导，本着公平竞争、自愿互利的原则，对电力系统中发、输、供、用等各成员组织协调运行的管理机制和执行系统的总和。电力市场具有开放性、竞争性、计划性和协调性的特点，与普通的商品市场相比，电力市场具有计划性和协调性；与传统的垄断的电力系统相比，电力市场具有开放性和竞争性。目前，我国还未建立完善的电力市场机制。

基于我国电力市场的实际状况，文章重点讨论以下几点内容：（1）我国电力体制改革；（2）我国电力市场改革；（3）我国电力市场模式展望。

1 我国电力体制改革

回顾我国的电力体制改革轨迹，大体可分为六个阶段：

1.1 政企合一、垄断经营（1949-1985）

这一阶段，政府是电力行业的管理者，具有双重的职能，既制定政策与规约，也参与行业管理。在这个阶段，电力行业唯一的生产经营者是国家，有“政企合一、国家垄断经营”的特点。

1.2 政企合一、发电市场逐步放开（1985-1997）

在这个时期，国家调整了相关管制政策，放开了发电市场，允许新的投资者进入，发电市场不再是独家经营，大批的地方政府和外资进入发电市场，有效推动了电力市场的发展。此阶段，政府的管理体制本质没有改变，仍然存在着明显矛盾。

1.3 政企分离（1998-2000）

在这个时期，电力体制改革有了更深层次的推进，重点要解决政企不分的诟病，在我国部分省市推行了“厂网分开、竞价上网”的改革试点，并且撤销了电力部，成立了国家电力公司。此阶段，政企不分在一定程度上有了改善，但电力市场仍然是计划与垄断占主导。

1.4 厂网分开（2000-2002）

这一阶段，以“厂网分开”为标志进行电力体制改革，将国家电力公司按业务分为两大块：电网与发电，并进行了重组。2002年底，在电网方面，成立国家电网公司和中国南方电网公司；在发电方面，成立了中国华电集团公司、中国大唐集团公司、中国国电集团公司、中国华能集团公司、中国电力投资集团公司五大发电集团公司。此阶段，发电与输电实现了分离，发电市场呈现了多元化发展，我国的电力供应基本充足，但是电力输配以及电力营销的垄断性并没有解决。

1.5 主辅分离（2003-2011）

这一阶段的改革由于阻力较大，历经时间较长，除去送变电施工的电力修造、勘探、设计等辅业资产被分离出电网公司。2011年9月，组建中国电力建设集团有限公司与中国能源建设集团有限公司。这两大电力建设公司的成立标志着我国“主辅分离”电力体制改革的完成。

1.6 输配分开（2012-至今）

现阶段，我国的发电机装机容量以及电网规模都有了成倍增长，厂网分开的改革后，发电市场进一步放开，五大发电集团以及地方发电厂之间的竞争加剧，发电侧的市场化改革有了成效，但政府依然占主导地位，上网电价与销售电价未形成市场化。

2 我国电力市场改革

对于电力市场改革，应该分析能源行业、电力体制现在出现了哪些问题，这些问题是不是妨碍了实现大的目标。我国的电力市场应该更加深化的科学改革，应该逐步放开用户选择权和议价权，实现电能买卖从管制垄断型向竞争服务型转变。

第一，同步放开110kV及以上专变用户，同时确定开放其他用户的时间表。其中，行使选择权的用户须按比例承担可再生能源补贴。

第二，在国家电网与南方电网公司的基础上成立各级购售电公司，购售电服务公司负责在过渡期为无选择权和不行使选择权用户提供购电服务，承担普遍服务职责。以直接补贴取代交叉补贴。

第三，在多个层次成立电力交易中心，这一中心是独立的，包括国家层面、区域层面与省级层面，同时赋予交易中心自，自由进行培育各种交易品种，实现互动交易的形式多样化。

3 我国电力市场模式展望

从1987年起，英国进行了大规模的电力体制改革，用户市场发生了巨大变化，大用户购电有了更大的灵活性，可以自由选择供电方，自主的选择电力公司或者发电厂。

阿根廷自1991年开始进行电力改革，将发电系统、输电系统与配电系统进行私有化改革，形成了图1所示的电力市场。

图1 阿根廷电力市场

在接受电力调控中心调控的前提下，发电公司可以进行自主的电能输出。以阿根廷模式为例，其同时开放了发电、输电与大用户市场另外，用户也可支付一定的输送费从第三方（非本地电力供应方）购买电能。发电市场与用户市场的开放，有利于阿根廷电力市场竞争机制的形成，这种电力市场形成后，不仅可以吸引外资，而且可以形成多家办电的局面。

我国电力体制经历了几个阶段的改革，电力市场具有中国特色，依据我国的具体国情，针对电力市场提出几点改革建议，如图2所示。

发电侧：我国发电侧实现了多元化发展，发电企业包括国有企业投资的独立发电厂以及电网公司下属发电厂。目前，电厂的投资、建设与经营尚未向民营企业开放，电厂的上网电价还受政府的调控，民营电厂的投入将会使发电市场的竞争更加激烈，以纯市场的手段激发营销模式的改革。在发电侧，供应商可包括：国有独立电厂、电力公司电厂、民营独立电厂以及境外购电，此模式的形成，势必会对费用较高、环境危害较大的火电厂产生冲击，可能会导致小机组火电厂的亏本运营。

输电侧：输电网络承担着跨省、跨区的高电压、大容量的电力传输，关系到整个电力系统的安全、稳定运行，输电侧不向民营企业开放，成立全国范围的国有输电公司，负责运营500kV、750kV、800kV、1000kV超（特）高压交、直流输电网络。输电网络的作用类似于高速公路，输电公司只负责电能的转运，不参与电力营销，由政府制定出台相应的电力转送价格。

配电侧：配电侧是电力市场的关键环节，负责电力营销。完全开放配电销售市场，可成立多个配电公司，包括国有配电公司与民营配电公司，各个配电公司可依据发电侧电厂的上网电价来决定购买，也可通过输电公司来购买跨省、跨区电厂的电能，而且各个配电公司之间也可以进行电力交易。配电侧的灵活性、多元性会极大的刺激电力市场的竞争性。

用户侧：依据用户年用电量将用户分为大用户与一般用户。大用户对电力的购买具有较大的选择权与主动权，可选择从各个配电公司购电，也可从各个电厂直接购电，也可通过输电公司进行异地购电，与目前相比，一般用户的购电自也有所提升。

图2所示的我国电力市场营销模式展望可以有效推进我国的电力改革，可以实现“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”的改革目标，使用户拥有自主的选择权和议价权，实现电力买卖由管制垄断型转变为竞争服务型。

4 结束语

电力市场改革需要长期推进，目前已实现了政企分开、厂网分开、主辅分离，输配分开与竞价上网是下一阶段的努力方向，打破电力垄断专营体制与赋予用户购电选择权等是最终目的。

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作者简介：李璨（1989-），男，硕士，主要从事二次检修的工作。

郭铭（1987-），女，本科，主要从事资产运营方面的工作。

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关键词：电网；安全稳定；系统；特点；管理

中图分类号： U665 文献标识码： A 文章编号：

区域安全稳定控制装置指的是在电力系统发生大扰动时，按照特定的控制策略，通过发电厂或变电站的控制设备，实现切机、切负荷、快速减出力、直流功率紧急提升或回降等功能，使系统恢复到正常运行状态。在电力系统装设安全稳定紧急控制装置，是提高电力系统安全稳定性、防范电网稳定事故、防止发生大面积停电事故的有效措施。

一、电网稳控系统的特点

在稳控系统发展初期，稳控系统在增强电网薄弱环节、提高电网输电能力、防止电网严重故障下的暂态稳定问题等方面发挥了巨大的作用。随着我国电网建设的飞速发展和特高压交流/ 直流输电系统的引入，各区域电网的主网结构不断加强，相应地稳控系统也出现了一些新的特点：

1、主要稳定问题反映为热稳问题

许多地区电网500kV 主网架已基本形成双环网结构，尤其是在大电源送出地区电网不断加强，电网稳控系统解决的主要稳定问题已不再反映为暂态稳定问题，而是局部地区的热稳问题。

2、稳控系统控制功能主要是解决局部地区的电源送出问题

电网一般在局部电网送出通道上的大型电厂及枢纽变电站装设安全稳定控制子站和切机/ 切负荷执行站，以解决电源送出通道较为薄弱的问题。

3、稳控系统的基本配置原则由原有的“分层分布、相互协调”转变为“简单可靠、就地为主”

随着稳控系统日益复杂和庞大，稳控装置及通信通道的故障风险和稳控策略的误动风险也不断提高。因此，为了更好地规避以上风险，应该更合理科学地实现分布式稳定控制，稳控系统应多考虑以简单和就地的配置模式。

4、稳控系统的策略整定思路也有一些新的变化

（1）在保证稳控功能的前提下简化稳控策略，弱化不同区域稳控子站之间的联系。

（2） 稳控子站应以解决就地控制功能为主，防止稳定问题扩大化；同时增强稳控执行装置的就地判据功能，减少稳控装置对通信通道的依赖性。

（3）对于极端条件的故障情况，如500kV 站的主变N- 2 故障情况，不考虑加以稳控措施而是以紧急调度方式作为控制措施。

可见，随着区域电网主网环型网架的加强，稳定问题主要集中为局部送出断面或独立供电分区中，基本不存在跨区域性的大范围稳定问题，因此，针对网络结构和主要稳定问题的变化，应该进一步加强稳控系统的分布式控制，对原有主网稳控装置的控制功能进行简化整合。怎样以更简单可靠的稳定控制策略形成整个电网安全稳定防线，这是一个值得深入研究的问题。

二、电力市场环境下的电网安全稳定校核

1、 N- 1 静态校核考虑

在传统的电力工业中，电力系统静态安全分析是保证电网安全稳定运行的一个重要方面，是电力系统安全稳定评估的重要指标。所谓电力系统静态安全分析，是指应用N- 1 原则，逐个模拟断开线路、变压器等元件，检查其他元件是否因此过负荷和电网低电压，用以检查电网结构强度和运行方式是否满足安全运行要求。

一般情况下，为了提高电网的整体安全稳定水平，电网应该满足N- 1 静态校核，但是，N- 1 标准的执行会导致系统在正常情况下非优化运行。然而，在电力市场环境下，N- 1 标准的实施与否，实施到什么程度，关键还是要看是否获得最大的经济效益而定。如果不实施N- 1 标准所获取的经济效益较实施N- 1 标准要大，电网公司有可能会选择不实施N- 1 标准的方案。在这种情况下，电网的安全运行将失去保障，一旦发生异常情况，出现单一线路或设备故障，将导致连锁反应，扩大停电损失，对电力部门的社会效益造成严重影响。

2、 暂态稳定校核的考虑

在传统的电力工业中，电网的暂态稳定校核是衡量系统安全稳定的关键。电力系统的安全稳定水平如何主要在于系统能不能承受某一故障所带来的后果。暂态稳定是指电力系统受到大扰动后，各同步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳态运行方式的能力，通常指保持第一或第二个振荡周期不失步的功角稳定。暂态稳定计算分析的目的是在规定运行方式和故障状态下，对系统稳定性进行校验，并对继电保护和自动装置以及各种措施提出相应的要求。

电力系统在正常运行时有可能由于某种原因发生故障，系统一旦发生故障，如果不能维持稳定而发生停电事故甚至系统崩溃，将会给电网公司造成巨大损失，因此，电网公司为了维持自己的经济效益，必然要保证电网的安全稳定运行，也就必然要考虑电网的暂态稳定校核。

传统意义上，电力系统的安全稳定水平越高越好，但在市场环境下，由于是以经济效益最大化为最终目的，电网公司为了维持自己的利益，对于那些发生几率很小的故障可能不予考虑，这使得电力市场环境下的电网安全稳定考虑可能没有传统电力系统考虑得全面，除非政府予以行政干预。

三、 电力市场环境下的阻塞管理

1、电网阻塞的产生

作为发电商和用户间的电能输送通道，输电网络一直处于核心地位。对电网而言，大多存在着由于经济、环境的制约以及历史因素造成的一些网络上的薄弱环节，主要体现在其输送潮流的能力受稳定校核计算结果的限制，不得超过某一数值，称之为电网阻塞。在开放的电力市场环境下，随着发电与输配电分开，各发电公司之间的竞争将加剧，更加使得输电网络成为资源竞争的瓶颈。输电网络的管理者为了保证输电网络的安全可靠运行，必须对相关环节的潮流加以约束和限制，以防止线路潮流超过稳定极限要求，危及系统安全。

2、电网阻塞问题的解决

在电力市场环境下，电能的主要交易模式有期货、现货及实时交易三种方式。对于不同的交易方式，应采用不同的方法管理阻塞问题。基本原则应是期货交易优于现货交易，现货交易优于实时交易。对于双边交易的阻塞管理，系统调度员根据约定的优先性原则取消或消减一个或多个造成拥挤的交易，而交易被调整的参与者必须服从调度员的安排。理论上说，在可以预见的范围内，期货交易与现货交易不应受网络阻塞的影响。换言之，只有在两种情况下才能发生阻塞：a. 通过网络的实时交易量过大；b. 网络中有设备发生非计划停运。如发生第二种情况，电网公司作为输电网络的拥有者和提供者，有义务向受到影响的网络使用者做出补偿。电力调度中心不承担由于阻塞管理而对有关交易的参与者可能造成的经济损失。

总之，安稳系统通过对区域性大电网的最高电压等级的输电单元进行监控，从而维持电网运行在一个良性的负荷范内。相对以往单一性的小区域负荷监控手段，安稳系统的控制范围扩大到了区域性大电网的范畴。同时，未来安稳装置采用了动态策略之后，不仅能够严格划分电力负荷等级，而且可以通过不断的更新相关指标，以达到让用户负荷等级与用电发展挂钩的目的，改变了以往系统人为制定的一成不变的负荷等级划分制度。

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关键词：风力发电；政策支持体系；清洁能源；基于价格；基于数量

中图分类号：P754.1 文献识别码：A 文章编号：1001-828X（2016）031-000-02

一、引言

在地球能源日趋紧张的背景下，风能作为一种取之不尽、用之不竭的可再生能源，受到各国能源制定者的广泛关注。各国政府都把风力发电项目作橹匾的清洁能源，大力推动和扶持。虽然风力发电项目成本是火力发电项目成本的将近两倍，我但中国积极的政策促使风力发电在中国取得了突飞猛进的发展。我国政府基于可持续发展的动力，强力推进可再生的清洁能源的在我国的发展。其中风力发电成为国内外首推可再生的替代清洁能源之一，被广泛认为是最有发展前途的能源。风力发电将是未来最具有潜力可持续发展的能源项目。

我国政府的新能源政策目标是追求环保、健康可持续发展国民经济和促进国家多元化能源体系的建立， 通过可再生能源的产业政策，在保证稳定的能源供应前提下，通过能源结构的改变促成国家环保体系的改进进而减少温室气体排放。为了实现这一目标，政府通过相关的政策、法律促进工业和基础设施建设推广和提高可再生能源的利用率。

二、风力发电现状

全球风电产业2015年新增装机63.013GW，其中，中国风电新增装机30.5GM，占到了全球风电新增装机的半壁江山。美国市场得益于第四季度的强劲增长、全年达到8.6GW，德国新增6GW超过预期，其中包括2.3GW的海上项目。到2015年年底，全球风电累计装机容量达到432，419MW，累计年增长率达到17%。

由于其年新增市场的卓越表现，中国也在累计装机容量上超越了欧盟，成为全球装机容量最多的国家。中国累计装机容量达到145.1GW，欧盟141.6GW。在中国新能源政策背景和持续政策改善的支持下，中国大力发展以风电为代表的清洁能源，主要考虑到以下两点：煤炭是中国众多城市空气严重污染的主要原因，需要尽快减少对煤炭的依赖；更加关注如何应对气候变化。

风电正在引领全球从化石能源转向的转型，风电正在价格、表现和可靠性上更具竞争力。同时我们也看到在非洲、亚洲和拉丁美洲等很多国家有很多风电市场开放，这些市场将成为下一个十年风电市场的领导力量。风电在欧洲和美国都是年新增电力装机的领导者，新机型的出现已经使得风电具备能源市场竞争力的地区数量在急剧增加。

三、基于价格或数量的可再生能源政策

世界各国的政府为了人类未来的生存环境和人类健康大力发展清洁的可再生能源，虽然现在风力发电项目成本任然较高，但在全球任然持续增长。风电项目虽然得到蓬勃发展，但风电市场并不是一个充分竞争的市场，而是由于各国政府政策措施的激励。各国政府从各个方面对风力发电项目进行政策扶持：投入研发资金，提高企业生产税收抵免，降低关税和税收。各国对风力发电项目的政策扶持系统主要以下面两个方面为主：

以固定并网电价的价格为基础的政策扶持系统，政府确定一个固定的风电并网电价，政府以此电价收购所有风电项目的电力。

以风电项目数量为基础的政策扶持系统。政府确定某个时期的风力发电总量，政府以向有关需要能源的企业颁发“绿色能源许可证书”的方式，各个企业通过竞争购买风力发电项目发电指标。

以价格为基础的政策扶持系统类似于对可再生能源的税收减免，而基于数量的政策扶持系统像碳排放交易类似，通过碳排放交易模式来限制能源企业对污染物的排放。

以价格为基础的政策扶持系统在各国风力发电项目早期对推动风力发电项目的发展奠定了坚实的基础。以价格为基础的政策扶持系统需要国家财政的大力支持，随着风力发电项目规模的扩大，政府存在巨大的财政压力。包括欧洲的很多国家都开始有基于价格的政策扶持系统转向以数量为基础的政策扶持系统。

但是一个完备的以数量为基础的政策扶持系统不是一蹴而就的，需要具备以下条件：

（1）强大的政策支持和完备的监管系统；（2）可预测的长期购买义务；（3）可信和自动执行；（4）建立“互联网+”的交易平台；（5）具有“绿色能源许可证书”的交易市场；（6）可执行的流程； （7）相关的税收减免政策。

四、中国对风力发电项目的政策政策系统

中国在风里发电的起步阶段应用的是基于价格的政策支持系统。上世纪九十年代，为了鼓励风力发电项目的发展，政府规定国有电力公司已某一固定的价格全额收购风里发电项目说产生的电力，风力发电项目的所有者就不用为电力的销售而发愁。然而由于风里发电在技术上存在缺陷，国有电力公司并不愿意大规模的收购风电电力。

随着我国风力发电突飞猛进的发展，这种矛盾更加激烈。政府为了减轻财政补贴压力，急需改变基于价格的政策支持系统。近几年我国风力发电的上网价格有降低的趋势，但任然不能解决所有的问题。

作为最重要的减排内部化手段，基于数量的政策支持系统交易制度因其能够有效地利用市场机制实现减排目标而倍受国际社会关注。目前，欧盟正在推进第三阶段碳排放交易制度变革，中国积极在北京、天津、上海、湖北、广东、深圳等省市开展碳排权交易试点工作，党的十报告也首次单篇论述了“生态文明”。虽然我国在国际上承诺以“碳排放强度”参与国际碳排放协议。但在国内市场可以采取以“碳排放总量”为原则的数量政策政策系统。

外部性进行有效补偿。当企业拥有规模收益不变的生产函数时，企业对产出和排放密度的边际调整使得在碳排放强度原则下的碳排放权价格高于总量交易原则下的碳排放价格，即未能实现减排目标的企业承担了更大的减排成本，而超额实现减排目标的企业可以获得更多的收益。如果企业有能力调整产出能力，碳排放强度原则下的碳排放交易市场价格的波动幅度大于总量交易原则下的碳排放价格。

五、未来风电在中国的发展政策转型策略

1.调整以价格为基础的政策支持系统，提高风电项目的竞争力。风电项目的竞争力体现在更低的运行成本，更小的环境污染。为体现风电项目的竞争力，应注重通过市场机制本身促进风电发展。在欧洲，西班牙政府针对风电的双轨制定价实施较为成功，导致了西班牙风电项目的快速崛起。p轨制定价又称溢价机制或浮动电价，即以固定电价与市场电价相结合的定价方式。该种定价方式既可以使发电侧参与市场竞争，同时又纳入了固定电价机制的稳定性和可预测性的优点。

2.完善风电补贴机制，并逐步降低对风电的补贴力度针对风电现有补贴机制存在的问题，需要在多方面对补贴机制进行完善。在补贴资金来源问题上，可参照西欧等国做法，对火电等常规发电方式征收化石燃料税，纳入可再生能源基金用于风电等可再生能源的发展。

3.完善基于数量为基准的政策扶持体系，促进风电跨区消纳

应用互联网+技术，积极发展跨省（区）电力交易模式，以风电基地发电企业长期送出合约为主，各类电力（水电、火电、风电等）形成增量电量库，统一打捆送出。区域电网间的电力交易模式应由国家电网公司会同南方电网公司统一制定；省间的电力交易模式可由区域电网公司制定，同时报国家电网公司等上级单位核准，以保证各省间的电力交易模式基本一致。

4.利用碳税等市场手段提高风电的竞争力由于电力价格核算并未将风电给社会带来的环境效益和火电等高污染常规电源带来的环境污染效应考虑在内，导致了竞争的不公平性。因此在积极筹建碳交易市场的同时，应对火电等常规能源征收化石燃料税，将所征收款项用于发展可再生能源。

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2015年以来，水电板块表现出了较好的防御性。2015年前三季度，水电板块实现毛利率55%，净利率35%，均远高于公用事业板块其他细分行业。水电上市公司的较低运营成本和稳定现金流对股价提供良好支撑。

水电行业的发展仍处于上升通道

根据“十三五”水电规划，相比2014年水电装机，预计未来5年中国常规水电装机将有25%的增长，抽水蓄能将增长126%；预计未来15年中国常规水电装机将有约71%的增长，抽水蓄能将增长358%。

根据水力部2004年完成的第二次水利资源普查资料：中国水力资源理论蕴藏量6.9亿kW；技术可开发量5.4亿kW，年发电量24740亿kWh；经济可开发量4亿kW，年发电量17534亿kWh。中国当前已开发量3亿kW，未开发水利资源已经比较稀缺，主要流域的分配已经基本完成，其他公司介入的壁垒已经筑高。

2020年前重点开发雅砻江、大渡河、金沙江、澜沧江等河流。

其中雅砻江锦官电源组、金沙江流域的溪洛渡、向家坝电站已在2014-2015年陆续投产；此外，金沙江鲁地拉、观音岩、大渡河枕头坝、沙坪电厂也将陆续投产，预计2020年投产装机规模达6160万千瓦。其中，长江流域上游金沙江的乌东德电站1600万千瓦和白鹤滩电站1020万千瓦，共计2620万千瓦将2020年左右建成发电。

电价改革预期提升水电行业估值

目前大多数地区，水电价格基本沿用成本加成、水电标杆价格的定价方式，由此形成了水电平均上网电价约为火电的70%，水电价格普遍低于火电约0.12-0.13元。

随着以落地倒推机制为代表的水电电价市场化改革的推进，水电竞争优势和盈利能力将继续得到释放，水电价格有上扬的空间。

新一轮电改或使水火同网同价不再是梦。

比照国外电力市场的思路，我们认为，同一区域内，水电和火电共同存在（暂不考虑水电足够多的极端情况，因水电之间也会存在竞价上网）的情况下，市场价将以最高成交价作为最终上网电价。那么，水电将和火电以同一价格成交，这样，水电未来的上网电价提高的可能性较大。

但是，不排除国家会通过行政手段收取可再生能源一部分费用，用于补贴火电厂的可能。

部分大型外送水电站实行落地端倒推电价机制，有助于提升企业上网电价。实际上在一定程度上实现了“水火同价”，使得跨省、跨区域送电的水电公司盈利能力优于执行较低的标杆电价的水电站，也优于执行“成本加成”电价的水电站。

以国投电力（600886.SH）控股的雅砻江锦官电源组为例，根据落地端倒推电价机制，按照江苏省火电上网电价0.445元/度为基础，扣除特高压输电成本后最终定价0.3205元/度，高于四川省的水电标杆电价0.288元/度，约0.0325元，较当地上网电价溢价11%。由此可以看出，落地端倒推电价机制事实上提高了当地水电企业的上网电价，增加了经营业绩和投资回报。

落地端倒推电价机制有可能成为未来跨区域水电站电价改革的主流模式。根据发改委的《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》，落地端倒推电价机制，主要适用于2014年2月1日后新建的跨省、跨区域送电的水电站，其外送电量上网电价按照受电地区落地价扣减输电价格（含线损）确定。目前实施落地端倒推电价机制的水电站仅有雅砻江水电的锦屏、官地电源组，以及金沙江水电的向家坝、溪洛渡电源组等。

落地端倒推电价机制作为电价市场化改革的重要手段未来可能会向全国范围内大力推广。尤其是可能取消时间的限制，对于跨省跨区的水电站都将适用电价倒推机制。

这样，长江电力（600900.SH）的三峡水电站等不适用落地端倒推电价机制条件的水电企业，会随着电改程度逐步加深、条件逐步放松、范围逐步扩展而最终实现水电电价的落地端倒推电价机制。

落地端倒推电价机制，将会产生一定程度的“水火同价”的效果，相关公司效益将会得以提升，也将对水电产业健康发展产生积极影响。

同时，水电基地送出通道配套的完善，也将助力水电电量消纳。

财务费用大幅节省 分红比例逐步提升

宽松货币政策带来利率进一步下降的空间。

根据申万宏源宏观研究观点，在未来的一段时间里，通货紧缩仍是主要矛盾，中国仍将坚持宽松货币政策，用更低的利率保障和刺激经济增长，因此，利率仍有下降的空间。预计未来的下行空间将在25-50个BP。

假定当前贷款利率水平维持至2015年底，则2016年长期借款利率相比2015年将下降1.25个百分点。据当前各企业长期借款水平，财务费用的节约将直接提升公司业绩，同时充沛企业现金流，利好企业发展。考虑所得税影响，降息效益对国投电力、长江电力、桂冠电力（600236.SH）、黔源电力（002039.SZ）和甘肃电投（000791.SZ）的净利润贡献将达到8.93亿、3.96亿、2.56亿、1.34亿、0.83亿元。

累计的降息效应将在2016年利润表中充分显现。按照2016年的业绩预期，我们测算出弹性最大的五家公司分别为甘肃电投、黔源电力、桂冠电力、国投电力、桂东电力，净利润增幅分别为41.07%、39.22%、19.35%、15.13%、10.37%。

高比例分红彰显公司的业绩信心。2014年，部分水电板块上市公司凭借良好的盈利状况和充沛现金流进行高比例现金分红，其中长江电力、桂冠电力、黔源电力、韶能股份（000601.SZ）和国投电力分别以52.88%、50.01%、41.52%、41.28%和35.00%大幅领先，形成类债券投资效果。

据经验数据表明，水电类公用事业公司的合理现金分红水平在30%-55%之间，适当提高现金分红比例可以提升投资者投资回报，吸引投资者关注。

从目前在建工程金额统计来看，我们认为未来两到三年内，水电建设增速放缓是趋势，所以未来分红比例有望明显提升。

依照最新股价、各公司2016年预期每股收益以及2014年现金分红比例，水电公司2016年股息率排名前五的公司分别为桂冠电力、国投电力、长江电力、黔源电力、川投能源（600674.SH），对应股息率分别为4.17%、3.54%、3.26%、2.64%、1.89%。

由于新股IPO重启采取的市值配售的规则会导致市场对大盘蓝筹和市场稳健型公司股票的配置比例，按照证监会公布的新股发行计划，IPO重启对市场资金的分流作用并不显著。因此，会对上述这类股票的股价产生一定的支撑作用。

水电板块作为大盘蓝筹股，由于其业绩稳定分红比例高，会对市场资金形成吸引，进而促进估值的提升。

水电行业将价值重估

落地端倒推电价机制，为大型水电公司带来业绩增长超预期的可能。按照落地端倒推电价机制，水电上网电价存在上调的可能，跨省跨区送电的大型水电公司业绩增长有望超预期。

长江电力的三峡电站和葛洲坝电站现在并未执行该方案，我们认为长江电力空间较大。

新一轮电改或使同一区域内偏低的水电上网电价上调成为可能。比照国外电力市场的思路，市场价将以最高成交价作为最终上网电价，水电和火电以同一价格成交是大趋势。我们认为，未来水电上网电价提高的可能性较大。

我们认为，2016年水电行业的投资价值有望重估，在新一轮电改落地后，水电电价提升有望打开空间；在2015年连续降息的大趋势下，2016年水电公司的财务费用大幅节省负债率有望明显优化；在未来几年水电投资增速逐步趋缓的背景下，水电公司分红比例有望不断提升。我们重点推荐桂冠电力、长江电力、黔源电力、国投电力、川投能源、桂东电力（600310.SH），同时建议关注长江电力参股的广州发展（600098.SH）、福能股份（600483.SH）、上海电力（600021.SH）、湖北能源（000883.SZ）。

篇10

一、电力市场改革简介

新电改将发电企业进一步推到市场前沿，电量争取由原来的找政府向找市场、找用户转变，市场竞争的要素也由电量计划竞争向成本、环保和安全等要素的综合竞争转变。电力营销正从过去的量价分离逐步过渡到量价合一。

本轮电力改革主要从以下三个方面推进：

一是大用户直购电改革，建立多买多卖的电力市场，用电企业和发电企业绕过电网自主交易。打破省间壁垒，保障清洁能源优先上网。到2018年实现工业电量全部放开，2020年实现商用电量全部放开，电网公司承担公益性及居民生活用电的兜底业务。

二是放开增量配电网业务、成立独立的售电公司，引入社会资本参与投资，与电网公司共享售电环节利润。

三是推进发电权交易和省间电力交易，探索开展电力期货和衍生品等交易。通过发电权交易引导鼓励和促使发电成本高的机组将其计划合同电量的部分或全部出售给发电成本低的机组替代其发电。完善跨省电力交易，逐步探索和放开电力期货及衍生品等交易。

二、售电公司目前盈利模式概述

电力市场化交易主要采用双边协商、集中竞价和挂牌交易三种模式，以双边自主协商为主、集中竞价与挂牌交易为辅。国家电网区域售电公司以双边协议交易为主，广东区域售电公司更多通过竞价策略获得更多交易电量实现盈利。

双边协商模式是指电力大用户与发电企业根据交易平台提供的信息，自行协商匹配，经安全校核和交易中心确认后，由购电、售电、输电各方签订年度交易合同确定的直购电交易。协商交易市场中用户选择向发电公司直接购电，或者委托一家售电公司购电，两者只能选择一种方式。

集中竞价模式是指电力大用户与发电企业在指定时间内通过交易平台申报电量和价格，根据买方、卖方申报价差空间由大到小排序成交。申报价差相同时，综合煤耗低的发电企业优先成交。经安全校核和交易中心确认后，由交易中心对外成交结果确定的直购电交易。

挂牌交易是指市场主体按规定将电量和价格等交易信息通过电力交易平台对外挂牌，由满足需求的一方摘牌，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

广东售电改革走在全国前列，以2016年广东售电为例：

一是2016年售电公司利润主要来自于集中竞价部分。

二是售电公司议价能力较强，报价成功率较高。售电公司凭借其规模及专业优势抢占了市场中绝大部分份额，而单个用户由于掌握信息有限、缺乏专业竞价策略，与发电厂直接交易成交电量的比例较少。

三是发电厂参与竞价的意愿强烈，参与度高，让利空间较大。由于电力过剩，水火电矛盾突出，发电厂之间竞争激烈，倒逼发电企业通过降低成本、提高效率让利给用户。

四是用户侧主动购电意愿不足，尚没有充分认知发电侧的让利程度，对电价降幅的预期较低，而售电公司多与大用户签订了长期售电协议，价格粘性高，导致售电企业前期获取了超额利润。

据估算，如全国逐步开放售电公司竞价交易，售电公司凭借其专业性及增值服务可在竞价交易中取得 50%以上市场。预计售电公司 2018年总利润空间约1450亿元，2020年总利润空间约1340亿元。

三、大型发电企业售电平台业务/营销/盈利模式分析

发电企业需要从产品性能最大化的工程师思维转向产品性能价格比最大化经济师思维。大型发电企业由于长期电网趸售，客户资源较少，客户服务的意识和理念相对不足，同时体量巨大，老旧机组等历史包袱相对较重，在市场化的售电市场，面临市场压力，容易堵在中间，陷入夹心饼困境，既无法向客户提供差异化的服务，也无法提供低成本的产品。

售电公司可将多种业务横向互补，如：基本供能、直供电、增值业务、新能源业务。售电公司未来的业务模式应可促进用户提高用电效率，优化用电模式，促进可再生能源使用。

可将电力市场改革划分为三个发展阶段。不同阶段有不同的业务和营销模式：

1.初期阶段

实际可开展的工作，主要是电力销售和配网投资。营销模式可采用产品导向型和渠道导向型。

产品导向型：改革初期，可采用低价策略的营销模式扩大市场份额。以低价策略参与市场竞争，管理简单，销售简单，且不用建立销售网络，无中间费用，但市场开拓能力不足，市场占有率不高。

渠道导向型：随着电力市场竞争加剧，应建立营销渠道，并通过价格和一般服务参与计划与市场并行的改革过渡阶段市场竞争。此阶段的盈利主要还是依靠低价。渠道优势可扩大市场份额，直销/分销与客户建立合作关系，提升整个集团的品牌和影响力。缺点是过多的供应链层级增加电能成本，且较难与代销商及客户建立稳定合作关系。

2.中期阶段

发电企业的售电平台应改变初期的传统销售策略，注重“创新驱动”，细致划分现有市场的电力用户，充分了解客户电力需求。通过分类，对不同价值水平、忠诚度的电力用户采取不同的营销策略，建立新的赢利点。通过开发增值服务而“创造电力需求并管理电力需求”。营销模式可采用客户导向型和资源导向型。

客户导向型：以价格、产品组合和增值服务锁定优质客户，与客户建立合作关系，企业的市场份额和盈利空间受价格影响会减弱。这种营销模式的总服务成本较高，企业要有较高管理能力。目前电力渠道受电网公司垄断，培养客户忠诚度需要时间。

3.后期阶段

用户将更期待差异化产品和高品质服务，售电公司应开展综合能源解决方案，业务范围应涵盖用户电力的使用、查询、测算、习惯、节能等。营销模式可采用客户导向型和资源导向型。

资源导向型：以客户为导向，整合发输配售四个环节资源，销售核心是建立营销服务增值体系。企业通过产权交易获取资产增值，发挥价值管理优势，获取较大的让渡价值，获取较高且稳定的市场占有率。这种营销模式要求企业有较高的综合管理能力和资源整合能力，投资成本大，资源整合的内部程序也较复杂。在实施细则不完善和未出台之际，目前市场环境不适宜推进这种营销模式。

实现盈利的四种途径：一是电力趸售，即售电平台从外部购电，赚取价差；二是自有电源供电销售，即通过自有电站售电赚取服务费；三是综合用能服务费，包括报价、配电、运维等服务；四是随着电力市场化的发展以及电力金融衍生品的逐渐引入，发电厂商和购电大户之?g会广泛采用差价合约交易方式。

四、大型发电企业未来转变为综合能源服务商的商业模式

大型发电企业突破单纯发电模式，改变过去重发电、轻经营模式。研究进入配售电、供冷供热供气领域，实现发（配）售一体、冷热电三联供、热力源网一体 。根据电力市场改革进程，大型发电企业需要研究并建立起一个有竞争力综合能源服务商的商业模式。

一是发售一体化运营模式：发电企业成立自己的售电公司，或收购其他售电公司。通过自建或并购，强化企业资产在市场的地位。研究终端客户的分类，终端客户更换售电公司和电力产品的频率，留住利润率最高的客户。

企业要吸引并维持住客户，同时也要降低成本或将成本保持在一个合理有效的水平。一个成功的发售一体化企业应拥有足够的市场知识，良好的燃料市场、运营限制和客户喜好的分析能力。加强在电力交易、产品开发、定价、获取客户、客户管理、需求控制、市场判断、项目开发与融资、资产管理、甚至未来套期保值等方面的能力。

有能力提供更多个性化、甚至更高利润的服务，比如节能服务、合同能源管理；有能力提供综合能源解决方案，降低客户用电、制冷、供热、甚至用水、用气的总体能源消耗，帮助客户提高能源使用效率；有能力执行各种复杂买卖合同（如：衍生品）。

二是配电网开发商模式：发电企业建设和运营配电网，连接输电网和负荷中心/分布式能源微电网系统。在有配电缺陷的地方，建设新的配电基础设施。发电企业要加快项目选址和获得相关许可。在日趋市场化的电力批发市场，具有协调电力实时需求和供应的能力，培养与各种重要利益相关者打交道的能力，比如土地所有者，社区，地方和中央政府官员，客户和设备供应商。发电企业要检查目前的签约和采购流程，这些流程是否反映了管理规定、是否体现了资金与风险分担的最大价值。与地区输电网运营商结成联盟，实现规模经济和提供新的投资范围。

三是产品创新模式：与传统电力销售业务相比，创新型发电企业提供了更多的甚至超出客户预期的产品和服务。能够提高客户能源使用效率和降低客户能源使用成本，同时又可帮助电网更好地掌握用户能源消费方式，保障电网稳定性。

以恰当价格，提供客户认可的产品组合：在相对成熟的电力区域市场，提供需求侧响应管理服务，降低能耗成本及对环境的影响。比如根据分时电价、阶梯电价、尖峰电价、实时电价、用电高峰等情况，提供不同种类产品套餐。为居民住宅提供定制的屋顶太阳能发电设备和运行监控工作；为居民提供24小时的管道、电力、供热和空调维修、保养和安装服务；提供绿色能源选项、电动汽车充电业务、自动调温器、燃料电池等业务；

研究用户需要：用户会为什么样的产品/服务买单。发电企业应重新评估自身品牌价值和企业定位。重视客户关系管理部门，高效发现和维护客户多种需求，交叉销售更多种类的产品/服务。重视渠道管理、产品开发、产品定价和产品捆绑销售等方面的能力。重视大数据分析能力，通过消费数据分析用户购买倾向，有针对性提供用户需要的产品/服务。

四是与客户建立长期合作伙伴关系的运营模式：知名发电企业将电力供应与相关服务捆绑在一起，更容易取得市场认可。许多客户想简化工作方式和流程，提高效率，降低运营成本，同时又不想加大前期投入风险。比如：以BOOT模式（建设-拥有-经营-转让）运营燃气热电联供微电网系统、分布式能源、事故备用水电站/调峰水电站、市政电动汽车充电基础设施、合同能源管理等。

要树立一种在全部工作节点上满足客户需求的企业使命： 良好的客户洞察力，客户认可的优质服务，并与客户建立长期合作伙伴关系。

要做好自身市场定位：重新评估发电企业的品牌认可度。与拥有互补技术和客户管理产品的企业合作，共同研究开发新产品/服务，帮助客户完成利润和长期增长目标，从而影响客户对能源合作伙伴的选择。

五是大数据增值服务模式：发电企业要善于从系统运行与客户负荷这2个渠道收集、管理和分析大量数据信息，了解客户能源使用方式，并指导客户能源决策与行为。这种基于大数据的能源管理增值服务，在市场范围和深度上，远远超过传统上的能效计划和工业领域的能源管理工作。比如：三菱电机的电力需求监控系统通过收集和分析目前和历史的用电数据，监控每一个用电设施的用电趋势，预测用电需求量，当预测数值接近目标数值时，系统立即自动警报，避免用电设施过度消耗电力，实现宏观能源节约。GOOGLE NEST自动调温器，可自动记录并学习住户的使用习惯，调节室内温度。在屋内无人时，自动调节至合适室温，降低能耗。GOOGLE NEST利用巨大的数据中心，可以提供实时和预测性的能源消耗数据。

六是虚拟电厂模式：德国1/3电力供应来自核电厂，计划到2020年关闭全部17个核反应堆，将全部采用可再生资源发电机组取代这部分核电厂。德国应对的方式就是大力发展虚拟电厂。

虚拟电厂原理是利用网络信息和通信技术，集成多个分散的不同类型的发电机组，如风力发电机、太阳能电池、水力发电站、生物质发电厂以及燃气发电机等。对这些发电机组集中管理、合理选择组合发电机，弥补不同类型可再生能源电力发电自身的不稳定缺陷，使虚拟电厂可以和传统电厂一样输出稳定的电力。

虚拟电厂好处是，一不需要消耗化石能源发电，不会产生环境污染，而是整合利用现有的可再生能源和富余能源，产生更大更稳定的收益。二不需要占地，工厂建立在虚拟世界里，却把真实的电力带到现实世界中。

虚拟电厂是网络信息、通信技术、大数据、电力管理各种技术相结合的产品，可能是能源互联网时代最大的变革。虚拟电厂的出现将电力行业从重点强调发电，转移到电力管理。未来中国电力市场，会出现整合千万家不同类型小型发电机组的虚拟电厂，提供更清洁、更稳定电力，更好电价。

一个成功的虚拟电厂可以提供可持续、稳定的、比传统电力更加可靠和实惠的备用电源。发电企业要跟踪创新技术的发展，与合作伙伴一起?榈缌?供需平衡和未来的电力批发市场开发解决方案，比如：电力开发商、能源服务公司、节能公司、软件公司、技术厂商、在线能源市场等。发电企业应高效执行能源采购、能源管理、与地方配电公司深入合作。

五、大型发电企业建立集团营销公司与省级售电公司相结合的市场营销体系

1.集团营销公司

电力企业从争取计划电转向市场电扩大市场份额。传统的组织、结构和方式也应做出调整，适应新的业务。

建立集团营销公司与省级售电公司的关键是获取协同效应。协同效应是指通过战略指导，使集团的整体经营表现优于原先各个企业独立运营表现之和。协同包括品牌协同、客户协同、业务协同、战略协同。

德国莱茵集团和意昂集团均采用了集团营销公司与区域售电公司相结合的市场营销体系。集团营销公司主要负责电力批发市场的电力及衍生品交易，制定集团营销策略与战略规划。区域售电公司负责各自区域内电力销售，包括协议用户和区域批发市场，同时接受集团营销公司部署、调度等业务指导，建立同一品牌，形成集团电力营销一盘棋的格局。

目前，大型发电企业组建的售电公司均隶属于各区域发电公司。区域售电公司主要按地区买电和售电，各自为战，一定程度上减弱了集团企业与大客户和电厂议价能力和提供优质产品组合的能力，经营中也存在信息不对称和奖惩机制不合理等潜在风险问题。

大型发电企业一般均在全国拥有体量庞大的电源资产，具有全国网络优势。组建集团专业营销公司，实现管理上的专业化与规模化优势，发挥全国网络优势，有利于在全国范围内争取购电大客户，减弱地方政府对购电用户与地方电厂的影响。

集团营销公司的主要业务内容可包括：

一是负责集团电力市场批发交易以及未来的电力期货等金融衍生品交易。

二是以高耗能企业、大型工业园区、以及全国性工商大企业为重点客户，主要参与跨区域电力交易市场，并通过区域统筹统调获取市场竞争力。

三是商业模式创新中心。研究并适当投资优质能源服务与资产，如：产品套餐、合同能源管理、大数据增值，适当的燃气热电联供的微电网系统、分布式能源、市政的电动汽车充电基础设施等。

四是推广虚拟电厂，成为中国绿色能源供应的领头羊。

2.省级售电平台

省级售电平台涵盖发电企业、集控中心、现有市场部门和售电公司。市场部门负责计划电，售电公司负责市场电。省级售电公司一般业务以省内为主，主要投资人是所在省省公司，归省公司管理。集团营销公司可研究与各省发电公司以参股形式合组区域售电公司。

省级售电平台作为重要资源整合平台，应完全致力于电力销售、配电投资与管理、电力需求侧管理、综合节能及用能咨询服务、用户侧分布式电源投资与管理以及储能技术等业务。

省级售电平台的构建需要在省公司原有的组织结构和职能划分重新调整，规划好发电企业、售电公司、市场部门和集控中心的具体权责。

一是市场部门与新成立售电公司需要明确职责关系和业务关系。可采取“一套人马、两块牌子”的方式解决内部协调问题。

二是售电公司与内部电厂需要建立合作关系。有两种合作模式，模式一是售电公司主要负责中长期售电合同，发电厂作为售电主体开展现货、辅助服务等电力交易；模式二是发电厂仅作为电力生产车间，电力销售工作完全由售电公司承担。同时发电厂可通过参股售电公司，减少两者利益的矛盾冲突。

三是售电公司与集控中心需要明确权责问题。鉴于电力属于特殊商品，具有即时性、不可储存等特点，需要明确供电保障的责任承担。

四是合理认识交易中心和调度中心对电力购售的必要性和重要作用。交易中心提供电力交易平台，调度中心管理电力经济调度，均对售电公司的购售业务起到重要的保障作用。

建立对集团营销公司和省级售电公司的风险管控和内部监督体系。借鉴国际通行的风险管控和内部监督的理论体系（COSO），逐步建立起覆盖各种业务的风险管控和内部监督体系，识别、评估和管理业务活动中面对的各类风险。

六、大型发电企业建设混合所有制营销公司

2013年11月，党的十八届三中全会明确提出，要“积极发展混合所有制经济”，“允许更多国有经济和其他所有制经济发展成为混合所有制经济”；同时，要“推动国有企业完善现代企业制度”，并“准确界定不同国有企业功能”，深化国有企业改革。此番改革，旨在通过发展混合所有制，优化国有企业的股权结构，改善治理机制，提升国有企业效率，做大做强国有资本。

发展混合所有制目的是引入多种所有制资本，建立现代公司治理的新国有企业，促进国企效率提升，同时防止国有资产流失和由此带来的分配不公及两极分化。

能源销售是一个精细化管理的行业。全国有体制一定程度影响经营效率的提升，经营者缺少不断创新产品组合、缩减成本的动力。中石化和国家电投集团分别在各自行业率先成立了混合所有制的能源销售公司。中国石化持有中石化销售公司70.01%的股权，全体社会投资者共计持有销售公司29.99%的股权。国家电投集团资本控股公司牵头联合华能碳资产、北京京运通科技、远光软件、北京瑞明晟源四家单位，共同出资设立全国性售电公司―北京融和晟源售电有限公司。根据协议，售电公司注册资本20160万元人民币，国家电投资本控股持股30%，华能碳资产持股20%，北京京运通科技持股15%，远光软件持股15%，北京瑞明晟源作为员工持股平台持股20%。

大型发电企业应以支撑国企发展战略为基本出发点；以自主创新、原始创新为战略突破点；以人才队伍建设为核心关键点；以协同创新为首要切入点；以市场化配置资源为改革着力点，建立高效率和高收益的营销组织。

一是引资伙伴：鉴于售电公司的大数据与金融属性，可吸引互联网与金融领域资本。如， 京东、阿里、腾讯等具有大数据与零售整合能力和B2C接口的全国性互联网公司，实现售电公司客户与金融产业客户资源共享，售电业务与金融业务、互?网金融融合发展，为客户提供“电力+金融”的差异化增值服务。

二是股权结构：大型发电企业资本占有主导地位，引入国资、民资、外资多种形式资本，实现股权多元化。在国有资本为主，多种所有制经济共存的新公有制经济下建立现代股份制企业制度，优化资本配置，提高运营效率。

三是盈利空间：未来的盈利空间是吸引合作方开展混改业务的必备条件。从这方面看，建立远期盈利空间大和清晰可控的业务模式是混合所有制改革的发展前景。

四是员工持股平台：2015年国资委的《关于实行员工持股试点的意见》，将混合所有制下的员工持股平台提上日程。中石化销售公司正在完善有关员工持股具体方案，国电投集团旗下的北京融和晟源售电有限公司按相关行业惯例，员工持股平台持股20%。能源企业根据所处行业及自身特点，按照国家规定，制定相应的员工平台持股计划，目的是形成有效的激励机制与竞争机制，充分调动企业管理层及员工的积极性。