电力市场的交易模式精选(十四篇)

序言：作为思想的载体和知识的探索者，写作是一种独特的艺术，我们为您准备了不同风格的14篇电力市场的交易模式，期待它们能激发您的灵感。

篇1

澳大利亚电力双边交易市场主体包括发电商、售电商、经纪商、终端用户以及国家电力市场管理公司等。电力双边交易过程中，独立市场管理机构将根据市场参与者的报价情况最终确定双边交易的价格。双边交易市场主体可利用金融合同市场降低交易风险。澳大利亚电力双边交易市场中存在平衡机制以调整双边合同仓位(contractpositions)的实时波动，确保交易的顺利进行。澳大利亚电力双边交易及其市场运行机制见图2。(1)交易主体澳大利亚电力双边市场中，交易主体可分为交易性主体、非交易性主体。交易性主体包括发电商，售电商，经纪商，以及终端用户。其中，经纪商只是为买方和买方牵线搭桥，并从中收取佣金。在双边交易过程中，经纪商的作用是撮合交易，并对电子交易平台进行操作，为交易双方提供交易数据及其他专业服务，在这个过程中，电子交易平台就是双边交易信息披露的平台，供需信息在这里。在澳大利亚电力双边交易中，银行可作为中间商承担发电商与零售商之间的业务或价格担保，按规定，充任中间商需要具有1000万澳元资产，并持有执照［3］。非交易性主体包括国家电力市场管理公司(NationalElectricityMarketManagementCompany，NEMMCO)、澳大利亚竞争和消费委员会(Austral-iaCompetitionandConsumerCommission，简称AC-CC)、独立市场运行管理机构(IndependentMarketOperatorandMarketAdminister)。其中，NEMMCO为中立的非盈利性组织，负责全国互联电网的调度和电力市场的交易管理。为市场成员提供诸如负荷预测、再调度数据(价格敏感性分析)、调度数据、供给场景分析或者系统充裕度的中期(7天)、长期(2年)预测等市场信息;ACCC主要负责实行政府的宏观指导和监督;独立市场运行管理机构负责长期发电充裕度的计划，支持备用容量机制。(2)交易类型按照交易标的划分，可将澳大利亚电力双边交易划分为期货交易、期权交易;按照交易时间跨度划分，可将澳大利亚双边交易划分为远期双边交易、短期双边交易。1)期货交易。在澳大利亚电力双边交易市场中，一部分电力商品将作为期货进行交易。期货合同到期时，合同一方需要支付补仓费用。期货交易具有如下特点:一是交易是完全匿名的，二是交易过程中补仓(margincall)的利用基本上消除了信用风险。D-cyphaTrade(为注册于新西兰的一个产业网络，包括能源公司、金融贸易专家，金融中介机构、行业协会和政府机构等，作用于设计、支持、构建交易能源市场。)在澳大利亚SFE市场中引入电力交易平台，该市场从2002年开始进行电力期货交易。2005年2月至2006年2月期间，该市场的期货交易量约等于NEM物理能量交易总量的22%，并呈现持续快速增长趋势。2)期权交易。期权交易是由双方直接协商的电力双边OTC交易的一种形式。期权交易合同条款及合同结构由合同双方谈判确定。期权交易所涉及的商品是标准的、由经纪商提供的。经纪商提供的电力衍生品有掉期合同、标准期权合同。这些商品的价格通过电子平成，交易商可以通过电子的方式达成协定。交易商可通过电子平台获得另一方交易者的信息，并通过双边协议完成合同。3)远期双边交易。在澳大利亚电力双边交易中，主要是发电商与零售商(或电力用户)之间的远期交易。但发电商之间或者其他中间商之间也可能存在双边交易。远期交易市场因远期合约是物理还是纯粹金融而不同。在物理合约中，发电商需要提供一定数量的电量。如果发电商在合约到期时，所供应电量不足以满足合同要求，则需要从现货市场中购买额外的电量。在该交易制度下，现货市场仅占实际电量交易的一部分。在金融合约下，交易方除了支付电量价格外，还要额外支付一笔费用，该费用与现货价格相关。在该合约的作用下，所有电量通过现货市场交易完成。大多数的双边合同为中期，期限不超过5年。多数为零售商与发电商之间的对冲合同。通常的做法是，零售商将不同的商业用户结合起来，制定一个能够涵盖所有需求量的合同，而不是签订多个独立的合同。4)短期双边交易。短期双边交易又称交易所内的双边交易(或场外交易)。交易双方在交易所内签订标准的时段合同(standardizedblocksofelectricity)，在未来一天的一段时间内交易一定数量的电量(MW•h)。短期双边市场为购售电双方提供了灵活购售电的机会，发电商、供电商以及电力用户可以根据接近运行时段的即时信息，如天气条件及发电机故障事件等调整交易，从而降低交易风险。澳大利亚电力双边交易中，存在经纪商之间的OTC交易。这些均为短期合同交易，期限小于3年。经纪商之间的OTC交易量超过交易总量的40%。经纪商之间的OTC交易市场，对澳大利亚电力市场的发展起着越来越重要的作用。在该市场中，市场参与者能获得更多的信息，并根据所掌握的信息调整合同交易量。(3)市场机制1)价格机制。澳大利亚电力双边交易过程中，独立市场管理机构将根据市场参与者的报价情况最终确定双边交易的价格。发电商在每个交易日之前，须向独立市场管理机构提交所有发电机组的供电量信息，而购电商须提交电能需求信息。独立市场运行机构将在此基础上，制定市场供给曲线以及市场需求曲线。最后，根据市场供给曲线以及市场需求曲线，以及市场参与者的双边合同仓位确定合同交易价格。其中，市场供给曲线所表示的供给量代表每个价格水平下市场所有参与者所愿意提供的发电量总和。若市场供给量中，XMW的供电量是来自非液体燃料(如天然气或者煤)发电，YMW是来自液体燃料(馏分油)发电，则针对前XMW的供给量，必须存在低于短期电能市场最高价格的价格(最初为150美元/(MW•h)，并定期调整)，最后YMW供给量中，必须存在低于第二种短期电能市场最高价格的价格(最初为385美元/(MW•h)，并依据石油价格变化情况每月调整)。所有的价格必须高于短期电能市场的最低价格。市场需求曲线表示每个价格水平下所有的市场参与者所能购买的电量总和。所有的需求价格均需高于短期电能市场的最低价格且低于第二种短期电能市场的最高价格，且随着价格的增加需求量不断下降。2)风险机制①价格风险防范机制。双边交易面临的一个难题是如何降低双边交易价格的波动问题。针对此类问题，2001年，新南威尔士州(NewSouthWales，简称NSW)政府成立电价均衡基金(ETEF)，为非竞争性负荷提供一种掉期合同，但是执行价格受NSW财政部监管。在这种协议下，不管现货价格是否低于为专营用户制定的价格，零售商均须向该基金缴纳资金。当实际情况与合同正好相反时，零售商可以从先前所缴纳的基金中获得一定的支付。当基金余额降到一定水平以下时，NSW的发电商需要按照其发电量占电量供给总量的比例，填补基金。零售业的竞争已经取消销售商的专营权，这使得ETEF的需求数量逐渐降低。昆士兰(Queensland)实行长期的能源采购协议，目的与ETEF相似，但是该协议没有涉及到发电商，因此起作用的方式不同。零售商必须执行政府规定的统一零售电价，并可因此从昆士兰财政部得到补偿。但当收入超过费用时，零售商需要向财政部缴纳一定的资金。②交易风险防范机制。澳大利亚电力双边交易中，金融合同市场是一个完全独立的市场，用于降低交易风险。金融合约不是实际的电力供应合同，受证券市场监管。发电商与零售商签订金融合同，主要用于交换资金流动。合约的类型主要有权益保护合约、双边套期保值合约、区域间的套期保值合约和期货合约等。大多数市场参与者同时进行“对冲合同”和“交易合同”。对冲合同的目的纯粹是为了抵消风险，交易合同为风险管理保留一定的空间，交易者可以试图通过该合同交易活动获得一定的收益。通常，交易合同比对冲合同受到更严格的监管，且交易合同所占的比例较小，主要取决于市场参与者对风险的偏好情况。3)平衡机制。澳大利亚电力双边交易中，存在平衡机制以调整双边合同仓位(contractposi-tions)的实时波动。在该机制下，系统管理机构通过调整电力市场中拥有最大发电容量的发电公司的出力以实现电力的实时供需平衡。在必要情况下，系统管理机构将发出通知令市场其他参与者调整其经济行为，使供给满足实时需求。市场参与者所需支付的平衡价格随着其合同仓位的变化而变化，但最终将趋近于短期双边交易市场的电价。此外，系统管理机构通过运营短期电能市场，使市场参与者在每个交易日之前，能够通过该市场调整合同仓位。系统管理机构还将调整合同仓位的实时偏差。

俄罗斯电力双边交易中，市场参与者包括批发市场及地方发电公司、地方供电商、FTC和大终端用户，以及系统运行机构等。双边交易价格由非赢利交易系统管理机构(ATS)进行管理。在双边交易过程中，通过改变发电商的出力以及用户的消费行为，实现电力的实时供需平衡。俄罗斯双边交易及其市场运行机制如图3所示。图3俄罗斯电力双边交易市场模式(1)市场主体俄罗斯电力双边交易中，交易性主体包括发电商、售电商、经纪商、终端用户以及应诺供应商(GuaranteeSupplier)。其中，经纪商只是为买方和卖方牵线搭桥，并从中收取佣金。应诺供应商，主要职责是与任何有意愿的消费者签订合同(只要消费者在其工作区域内)，同时作为非批发市场主体但满足一定规则的发电商的唯一购电商。非交易性主体包括:1)联邦输电公司(FederalTransmissionCom-pany，简称FTC)，负责所有220kV以上输电线路和变电站的运行、维护和建设。2)系统调度机构(SystemOperator，简称SO)公司。SO合并莫斯科的中央调度局和7个区域调度中心。国家将拥有SO的75%以上的股份。SO负责UES的安全供电和无歧视的接入系统。3)非赢利的交易系统管理机构(Administra-torofTradingSystem，简称ATS)，组织电力批发市场的交易活动、进行市场平衡结算、对管制交易以及自由双边合同交易进行管理，并充当监管机构。负责批发市场的设计和运营，记录双边交易的电量，确定现货市场上不同母线的电价，并监视批发市场上按协议应支付的电费。(2)交易类型按照交易时间长短划分，俄罗斯电力双边交易可分为远期、期货双边交易，短期双边交易。远期、期货双边交易中，供求双方通过签订双边合同约定在未来某一时间进行交易，双边合同中涉及价格与供电量。市场中达成的双边交易大部分是远期双边交易，购售电双方可以签订提前几天、几月、一年甚至若干年的电力合同。远期双边交易直至实际交割时点的前1h(又称关闸时间，GateClosure)才会关闭。短期双边交易又称交易所内的双边交易(或场外交易)。交易双方在交易所内签订标准的时段合同(standardizedblocksofelectricity)，在未来一天的一段时间内交易一定数量的电量(MW•h)。短期双边市场为购售电双方提供了灵活购售电的机会，发电商、供电商以及电力用户可以根据接近运行时段的即时信息，如天气条件及发电机故障事件等调整交易，从而降低交易风险。(3)市场机制1)价格机制［4，5］。俄罗斯电力双边交易中，非赢利交易系统管理机构(ATS)作为双边交易的中间商，确保交易的顺利进行。电力双边交易合同必须在ATS处登记，ATS将根据区域价格确定双边交易合同价格。在俄罗斯电力市场交易中，发电企业与供电企业之间的双边合同可以一年一订，电价的制定可根据燃料成本和通货膨胀变化进行调整。随着市场化改革的不断推进，俄罗斯逐步放开价格管制，适当提高居民电价，减少交叉补贴，由电力买卖双方自由定价、签署长期合同。以区域间的双边交易为例，说明双边交易价格的形成机制如下。交易双方将选定一个交割区域作为参考区域，以该区域的价格作为合同的交割价格。若所选参考区域为交易一方所在区域，则对该交易方而言，其所面临的合同交割价格是锁定的，即面临的价格风险较小，节点价格的波动将传导至交易另一方。在双边交易中，将双边合同与Hub锁定以增加双边交易价格的透明度，此时价格对所有的市场参与者而言公开、透明。Hub是依据一定的节点价格相关度而结合的一系列节点的集合。这意味着，Hub所包含的节点在日前市场所形成的节点价格可以偏离Hub指数，但不能超过一个确定值(至多不超过20%)。而区域价格则是依据发电成本加上不高于10%的收益率核定，并可根据燃料成本变化和通货膨胀情况进行调整。2)平衡机制。俄罗斯电力双边交易市场中，通过改变发电商的出力以及用户的消费行为，实现电力的实时供需平衡。当实际需求量与实时用电需求计划出现偏差时，系统运营机构将促使发电商及用户通过平衡市场进行电量平衡交易，以调整偏差量。若实际电量需求量超过日前市场的计划需求电量，则需要通过平衡体系弥补偏差电量。此时，可通过增加发电出力或者减少消费需求以实现电量平衡。参与平衡调节的用户可称之为可调整负荷用户(以下简称“CCL”)。发电商与CCL通过平衡市场进行平衡电量竞价。其中，发电商的水电及抽水蓄能发电量电价为给定价格，其余电能均按照日前市场报价。CCL根据(X－1)交易日5p．m．之后至X交易日之间的价格报价。此时，系统运营机构根据双方报价确定所需的平衡电量。在交割前一个小时，系统运营机构将确定包括实时调度电量(如平衡下一个小时的消费量所需的电量)在内的节点电量，以使社会福利最大化。系统运营机构通过社会福利最大化的计算模型，确定每个节点的调度电量以及相关的价格指标。系统运营机构通过对节点调度电量的调整发出增加或减少出力(或消费量)的信号，以实现电量的实时平衡。

经验借鉴

(1)建立合理的价格机制是保障电力双边交易顺利进行的关键环节澳大利亚电力双边交易价格制定过程中，独立市场管理机构根据双边交易双方的供需情况，制定市场供给及需求曲线。电力市场供给曲线的制定，需要区分天然气、煤以及馏分油发电，确定相应的供给价格。在此基础上，结合市场参与者的双边合同仓位，最终确定双边交易合同的价格。目前，我国电力市场中电价机制仍存在很多不完善之处，存在如电网建设还本付息和资产经营效益缺乏合理的机制保障等问题。引入新的交易模式，对电网企业而言又是一轮新的考验，因此必须尽快建立能够反映真实成本，促进电力工业可持续发展的电价机制，保证电力双边交易价格的公平合理性，确保各相关主体的合理收益。(2)建立有效的风险防范机制是电力双边交易市场健康发展的保障电力双边交易市场的健康、有序发展，离不开一套有效的风险防范机制。澳大利亚电力双边交易市场中，具有一套相对较完善的风险防范机制。成立电价均衡基金、实行长期的能源采购协议，降低电力库中电价波动。此外，建立金融合同市场以降低交易风险，其中金融合同市场由证券市场监管，并不是实际的电力供应合同。发电商与零售商签订金融合同，主要用于交换资金流动。我国在开展双边交易市场过程中，可借鉴澳大利亚的经验，建立并逐步健全金融合同市场，降低双边交易风险。(3)制定合理的平衡机制是电力双边交易市场稳定运行的基石澳大利亚电力双边交易中，存在平衡机制以调整双边合同仓位(contractpositions)的实时波动。在该机制下，系统管理机构通过调整电力市场中拥有最大发电容量的发电公司的出力以实现电力的实时供需平衡。在必要情况下，系统管理机构将发出通知令市场其他参与者调整其经济行为，使供给满足实时需求。电力双边交易的开展，增加了电力系统调度的复杂性，增大电力供需实时平衡的难度。因此，我国在建立双边交易市场过程中，可借鉴澳大利亚的经验，制定合理的平衡机制，确保电力交易的稳定进行。(1)合理的价格机制是建立电力双边交易市场的保障在俄罗斯电力双边交易市场电价的制定过程中，可借鉴之处在于:发电企业与供电企业之间的双边合同可一年一订，虽然有政府的价格管制，但允许根据燃料成本和通货膨胀变化进行调整;随着市场化改革的不断推进，逐步放开价格管制，适当提高居民电价，减少交叉补贴，由电力买卖双方自由定价、签署长期合同，通过现货市场进行实时交易与平衡;以参考区域电价为基准，锁定价格风险。制定hub(即一系列节点的集合，选定节点的价格波动限制在一定范围内)，以hub的价格为依据，确定双边交易合同电价。(2)完善的平衡机制是电力双边交易市场稳定运行的前提俄罗斯电力双边交易中，系统运营机构通过改变发电商的出力以及用户的消费行为，实现电力的实时供需平衡。在实际需求量与用电需求计划出现偏差时，系统运营机构组织发电商及用户进行电量平衡交易，以调整偏差量。俄罗斯电力市场通过平衡机制，促使发电商增加发电出力或者减少用户的消费需求，以弥补实际电量需求量与日前市场的计划需求电量之间的偏差，实现电量平衡。制定完善的平衡机制，有助于双边交易的稳定运行。因此，在我国双边交易的开展过程中，可参考俄罗斯的经验，制定符合我国国情的双边交易平衡机制，确保双边交易的平稳进行。

篇2

【关键词】实时平衡；调度机制；安全校正机制；实时平衡；辅助服务

0.引言

就目前来说，我国的电力市场体系仍然是处在大力发展的建设状态，从世界当前的发展趋势和经验观察来看，无论是采用任何形式的市场体系，其中涉及到电力实时平衡调度方面的内容都必须要由国家、省级专业电力调度机构来进行全权负责，也就是说，电力的调度必须要保证与其他区域、省级之间的协调同步性。利用该系统，能够对不同层级的管理机构进行管理权赋予，这种形式的电力调度方式是目前确保电网能够稳定运行的一个有效措施。下文主要针对电力实时平衡调度交易市场运作的机制以及模型进行了全面深入的研究。

1.电力实时平衡调度机制

实时平衡交易主要是通过电网调度员来依据下一个时段的调度时刻的起始时间点中所存在的系统不平衡量多寡，来确定是否启用上调机组还是启用下调机组。同时，还要根据实时接收到的增减负荷报价，按照一定的规律对其进行排序，并且使得机组的负荷水平进行调整，直到其负荷水平在这一过程中完全满足不平衡量，即可以开始对下一个时段之内的电网供需不平衡量进行调度。

实时平衡辅助服务一般由调度员通过市场成员竞价或与市场成员进行双边洽谈签订合约，主要是平衡每个调度时段内的ACE（一般通过AGC机组实现），并使每个调度时段的电网频率及电压（一般通过调频、调压实现）维持在规定的范围内，保证电力系统运行的安全稳定性和电能质量。调度员首先启用在日前市场（或合约市场）购买的辅助服务（包括调峰、调频、调压、各种备用等），如果日前购买的辅助服务不能满足系统运行的可靠性和}？，能质量，调度员就必须在时前/实时平衡交易市场购买与备用、频率和电压控制相关的辅助服务。

2.电力实时平衡交易市场设计及运作流程

有关术语定义：该时段调度计划出力（或调度计划电量）定义为：年度合约市场交易合同分解到该时段的出力（电量）+月度合约市场交易合同分解到该时段的出力（或电量）+周合约市场交易合同分解到该时段的出力（或电量）十双边交易合同分解到该时段的出力（或电量）+日前市场交易计划在该时段的出力（或电量）十时前市场交易计划在该时段的出力（或电量）。该时段调度计划出力也称为：对应时段调度计划出力、该时段（或对应时段）的基准调度计划出力、机组在该时段（或对应时段、上调（或下调）出力的基准点。该时段调度计划奄.量也称为对应时段调度计划电量。

2.1电力实时平衡交易市场的设计

电力实时平衡交易市场进行建立的一个初衷就是能够能够让电力调度员按照接收的负荷增减要求报价来对电力出力、负荷等进行调节，从而使得整个电力系统网络中的能量能够维持在一个较好的平衡范围之内，达到安全运行的目的。

而发电商自身在进行发电的过程中，可以依据自身的发电出力状况、发电合同、报价策略等多个方面的因素来确定自身的电力发电机组是否需要加入到电力实时平衡调度交易市场中；如果说在有需要的情况下，要加入到实时平衡调度交易市场中去，就可以依据当前的市场规则不同，提前数个小时或者时间段向相应的实时平衡调度交易市场提出申报，其申报内容可以是出力范围的价格上调或者出力范围价格的下调。总之，实施调度交易中的计划制定和当前市场的单时段计划制定有着极大的相似性，而市场在运作的过程中，究竟采用怎样的报价方式和数据，这主要依据当前市场的变化和规则来进行制定；除此之外，在用户用电减少负荷报价之后，其性质就等于发电商自身必须要对出力报价进行提高，而用电方的负荷报价提高，那么就代表着发电生可以对出力报价进行降低。

2.2实时平衡交易市场运作流程

（1）发电厂必须要在规定的时间段内，利用当前的电力市场运营系统，对实施平衡交易市场上所规定出来的机组报价数据进行实施的申报。

（2）电力调度交易机构接收数据申报、校核报价数据是否有效。

（3）在实时平衡调度时，进行未来一个（或几个）调度时段的超短期负荷预测。

（4）制定实时调度交易计划并对交易计划进行安全校正。对于每个实时平衡调度时段，实时调度交易计划的调整都基于原有的调度计划，如北欧电力实时平衡交易市场是以市场成员日前的调度计划作为机组实时调整的基准出力点；英国是以实时平衡交易市场关闭前市场成员申报的出力计划作为机组实时调整的基准出力点。经过调整后的实时调度交易计划必须进行安全校正。

3.实时平衡交易市场中的结算机制

实时平衡交易中所涉及到的电量结算必须要和当前的合约市场、日前市场中所存在的电量结算是完全分开的。并且实时平衡交易市场在这一过程中的交易量与合约市场、日前市场的交易量相比较而言，其实时店家在运作过程中所产生的波动可能会远远其他市场波动。并且由于参与到下调出力的调度交易工作中，就会直接导致机组自身的收入减少，这促使绝大多数发电商都不愿意参与到下调出力的调度交易工作中。所以，为了能够让发电商积极的参与到下调出力中去，就应当在实时交易的结算规则中让下调交易对于机组来说具有更大的诱惑力。

3.1对被调度员接受的Bids和Offers的结算

在每一个实时的调度结算时间段之内，当上调机组在进行出力的过程中，应当严格按照机组自身的上调出力报价由低到高的选择顺序来对电力负荷进行调度，而在选择的过程中，要以上调机组所具有的最高报价来作为交易时段之内的一个统一价格，同时，对机组内部的电量进行实时的调整结算；当下调机组在进行出力的过程中，就应当依据机组的下调处理来按照报价由高到低的方式来选择性调度，并且选择的机组要使用最低报价来作为该机组的统一价格，同时对机组当前的实时电量进行调整结算。

总的来说，按机组在每个交易周期内被调度员接受的Bids/Offers进行结算，向提供Offers的机组付费，向提供Bids的机组收费。

3.2对不平衡，的结算

不平衡结算模块的主要功能是决定不平衡电价及不平衡电量的结算。机组在某调度时段内的不平衡电量等于其在该时段合同电量减去其实际上网电量。不平衡电量按分钟进行累加，其计算方法不平衡量结算采用2种电价：一是系统买电价格（SBP），即以成交电量为权重的加权Offer价格；二是系统卖电价格，即以成交电量为权重的加权Bid价格。

4.结语

总而言之，实时平衡调度交易主要就是通过市场化的方式来对电网内部所呈现出来的供需不平衡现象进行调节，以此来使得电网调度不仅能够充分的满足电力需求，还能够严格按照市场的发展规律来进行调度。而实时平衡调度交易市场还是当前用电市场中一个有效的补充，它不仅仅为市场的各个用电成员提供了一个良好的调度交易机会。还利用其自身对于电价实时平衡的能力，灵敏的反应出了当前市场经济的信号，这能够便于电力平衡调度进行市场价（下转第141页）（上接第98页）格平衡，良好的对整个经济市场进行把控。 [科]

【参考文献】

[1]尚金成，张兆峰，韩刚.区域电力市场竞价交易模型与交易机制的研究：（一）竞价交易模型及其机理、水电参与市场竞价的模式及电网安全校核机制.电力系统自动化，2005，29（12）：7-14.

篇3

关键词：旅游饭店业；利益相关者；低碳经济模式

Abstract: a low carbon economy trend across the world, all walks of life are in advocating the energy conservation and emissions reduction low carbon development model. The tourist hotels a low carbon economy model of constructing involves to many interests, the article in changsha city as an example, this paper analyzed the tourist hotels building a low carbon economy model, and the necessity of the enterprise, government and industry from association and consumers the four core stakeholders perspective, this the interests of all parties, construct the tourist hotels "enterprise-GAC" a low carbon economy mode.

Key words: the tourist hotels; Stakeholders; Low carbon economy model

中图分类号： F590.7 文献标识码：A 文章编号：

【基金】湖南省大学生研究性学习和创新性实验计划项目

【作者简介】1.蒋国国，男，湖南衡阳人，湖南商学院旅游管理学院会展经济与管理专业，主要研究方向为会展经济学；2.蔡梅良，女，湖南益阳人，湖南商学院旅游管理学院教授，主要研究方向为旅游经济学；3.郑佳平，女，湖南永州人，湖南商学院旅游管理学院会展经济与管理专业，主要研究方向为旅游经济学。

哥本哈根气候大会之后，低碳经济潮流席卷全世界，各行各业都在倡导节能减排的低碳发展模式。2009年底，《国务院关于加快发展旅游业的意见》颁布，其中肯定了旅游业作为服务产业的重要组成部分，具有碳排放少的突出优势，但是作为旅游业三大支柱之一的饭店业却是一个“高能耗、高排放、高污染”的行业。酒店是高消费场所，往往需要消耗许多的资源和能源，并排放大量空气污染物，成为城市碳排放的污染源。低碳时代，饭店业面临着前所未有的挑战与机遇，低碳经济模式的构筑势在必行。

一、长沙旅游饭店业构筑低碳经济模式的必要性分析

1.低碳经济模式是全球发展趋势，响应了国家的政策号召

发展低碳经济作为协调社会经济发展、保障能源安全与应对气候变化的基本途径，已得到世界各国普遍认同。我国从战略的高度重视低碳经济发展，积极借鉴发达国家经验，逐步建立起相关政策框架。长沙旅游饭店业低碳经济模式的构筑是对中央“十二五”规划的积极响应，在建设长株潭“两型社会”的过程中不仅可以带动地区转变经济发展方式，还能为其他区域提供经验,提升长沙在全国的地位,形成自己的“低碳”品牌。

2.构筑低碳经济模式能降低旅游饭店业运营成本，树立良好的行业形象

随着全球能源、资源价格不断上升，饭店在这方面的支出占营业费用的比例已达8%-15%，且呈上升趋势，因此，对于饭店来说，选择节能减排、低碳环保，不只是社会责任，更是为企业提供一种全新视角来审视流程、定位、行业、供应链、价值链，从而降低成本、增加效益、创造价值并形成自己的竞争优势。

3.旅游饭店业“三高”问题仍然突出要求加快构筑低碳经济模式

饭店使用的能源以电、液化石油气和柴油为主，消耗较大，而后两者是碳排放过高的罪魁祸首，据官方数据显示，长沙三星级饭店平均能耗指数为410kwa/，四星级为540kwa/,五星级为430kwa/。由于饭店的节约意识不强，管理不够规范，专业技术人员匮乏，设施配置的科学性、规划性欠缺等原因 ，导致多数饭店浪费现象比较严重，所提供的易耗客用品每年以惊人的数量递增。此外，主要消费品和饭店的经营管理模式也不够符合相应的低碳经济标准。

二、长沙旅游饭店业构筑低碳经济模式的利益相关者分析

旅游饭店业低碳经济模式的构筑涉及到多方利益，主要可分为内部利益相关者和外部利益相关者。

1.内部利益相关者

股东是饭店的投资者，对企业的决策影响很大，饭店要实行低碳化，必须征得股东的同意，他们能够促进资金的横向融通和经济的横向联系，提高资源配置的总体效益。管理人员是饭店的真正决策者，负责饭店的日常营运，控制着低碳经济模式的实现，只有他们做出合理决策，推动执行低碳行动，才可能实现低碳经济模式。要真正落实低碳经济模式，还必须依靠其实行者――员工，其虽然处于权力的较低层，但利益相关性却不容忽视，他们的工作直接影响到旅游饭店业低碳经济模式构筑的成功与否。

2.外部利益相关者

政府部门可以调控旅游饭店业的发展，如环保局、质监局等能够以干预、监督等形式影响饭店的经营模式,饭店则能以“低碳先行者”的身份响应政府“低碳政策”，并为政府提供税收。长沙旅游饭店业的相关行业协会包括湖南省餐饮行业协会、湖南省饭店行业协会和湖南饭店用品行业联谊会等，他们为长沙饭店业低碳经济模式的构筑提供规范指导，制定具体标准，评定相关等级。而饭店则可以通过行业协会随时察正自身的行为。游客（消费者）是旅游饭店业的“衣食父母”，是饭店经济利润的主要来源,低碳消费模式的构筑也必须充分考虑游客的需求。

3.核心利益相关者利益相关性分析

各利益相关者的利益诉求不同。饭店企业的目标主要是盈利，实现利润最大化，其往往会选择一种低成本的经营模式。政府重点考虑的是财政收入、经济增长及社会效益，并出台相关法规政策来保障社会、经济的可持续发展，个别地区由于对低碳经济的认识不够深入，偏重于追求经济的绝对增长，旅游饭店业节能减排工作浮于形式。作为旅游饭店业“引导者”的行业协会，既要维护好行业内各个企业的相关利益，保障行业声誉，也要通过制定行业内部规定来确保本行业健康快速发展，若其忽视对旅游饭店运营的规范以及低碳标准的制定和推广，放任企业各自为政，一味追求高利润，节能减排工作将停滞不前。消费者的利益诉求是企业的供应能满足他们的消费需求，他们通过选择消费对象和消费方式来不断追逐消费质量的提升，部分消费者低碳意识淡薄，过分追求个人享受，无视社会公共利益，肆意浪费饭店提供的一次性用品、水电和食物等，导致资源的浪费和环境的破坏。

通过对四大核心利益相关者利益相关性的分析，我们发现在权衡利益诉求的基础上，协调各方共同参与旅游饭店业低碳经济模式的构筑，能更好地实现互利共赢。基于此，我们可以用下表来简述这几种利益相关者的利益诉求及其对应的行为策略：

表1 核心利益相关者利益诉求及其对应行为策略表

利益相关者 相关利益 策略

饭店企业 企业利润 经营模式选择

政府部门 财政收入

社会效益 政策、法规制定

行业协会 行业声誉

行业发展 行业规则制定

行业内部监管

消费者 消费质量 消费方式

对象选择

三、长沙旅游饭店业“企业―GAC”低碳经济模式的构筑

通过对旅游饭店业低碳经济模式构筑中的核心利益相关者进行分析，我们从三个重要利益相关者――政府部门、行业协会、消费者出发，以企业为核心，构筑旨在实现旅游饭店业节能减排、可持续发展的“企业―GAC” 新型旅游饭店业低碳经济模式。

图1 旅游饭店业“企业―GAC”低碳经济模式图

作为旅游饭店业“企业―GAC”低碳经济模式的核心，企业在该模式中扮演的是执行者。针对企业内部利益相关者我们提出了不同的具体措施。股东的支持力度与投资是能否实现低碳经济模式的前提，应当充分发挥其监督权和决策权，督促高层管理人员定时定量完成每季度的节能减排任务，争取达到行业协会规定的低碳指标。整个经营过程中，股东的投资及增资必须是以低碳经济模式为前提。企业管理人员应认识到只有不停地深入进行低碳消费产品和服务的研发,企业才能在未来获得更加长远的发展。同时，对于管理人员和普通员工，要强化他们的低碳意识。在政府的支持下可以集中力量建立企业工作人员的培训基地，要将低碳的理念贯穿饭店经营活动和管理工作之中。对外要塑造绿色环保，低碳节能，具有社会责任感的饭店业新形象，对内要制定有效的管制体系，评价体系，考核体系、奖罚体系。同时还应在企业内部开展多种形式的节能降耗活动。让管理人员和普通员工切身参与到低碳实践活动当中去。下表是低碳企业与非低碳企业的主要对比：

表2 低碳饭店企业与非低碳饭店企业主要特点对比

具体方面 低碳饭店企业 非低碳饭店企业

饭店业的建筑物 充分利用自然条件（采光或气候降温） 传统的二次材料

施工装修 使用木制家具，天然纤维、棉、麻制成品，抓好施工节能管理，节约原材料，科学合理编排施工流程，避免浪费和重复建设 使用价格性价比搞且耐久，外观性强的家具，铺张浪费，不注意科学建设。

燃料系统 新型的生物节能锅炉 传统的燃油锅炉

客房用品 提供环保电器。取消一次性用品的免费提供，减少窗帘，床单洗涤次数，将废旧的布单做成抹布拖把再利用 提供市场上普通的电器。免费提供一次性用品

洗换次数频繁

空调系统 热交换器，将中央空调余热回收。这样就可以节省企业的自身成本，获得额外利益 传统的中央空调系统，浪费严重，成本大

餐厅服务 减少一次性餐具，绿色饮食 一次性餐具，饮食不环保

政府部门作为低碳经济模式中的调控者，一方面，联合行业协会、饭店企业开展低碳理念的宣传普及工作，让企业、消费者直观感受饭店业低碳经济模式构筑的必要性，提高二者的低碳意识。另一方面，通过各类媒体登放公益广告，使该观念深入人心，让消费者把低碳消费变成一种自觉行为。此外政府还应颁布完善一些政策法规，例如已经颁发的《循环经济促进法》、《节约能源法》和《环境保护法》等，并引入相应的奖惩措施到饭店企业经营活动中。

行业协会掌握大量的信息资源，与各方联系密切，应当利用这个优势对独自摸索低碳之路的饭店进行必要的指引，充分发挥其职能，根据长沙市饭店发展情况制定合理的行业节能减排、绿色环保标准，然后依照各个饭店不同的经营状况督促其按照标准制定每季度的目标，并针对饭店不同的目标实现程度进行评级；组织专家进行全面的低碳经济规划和论证分析，制定出方案后提供给会员，在饭店实行的过程中提供一定技术指导；适当组织会员进行相关交流；配合政府积极推行低碳经济模式，加强与政府的沟通，为旅游饭店业构筑低碳经济模式争取切实的优惠政策，并督促政府加强对饭店低碳化的监管，将低碳作为一种硬性规定。此外，行业协会还要做好低碳理念的宣传工作，协调好各利益相关者之间的关系。

旅游饭店低碳经济模式要求消费者必须转变消费观念及消费方式。根据国家统计局统计年鉴显示, 目前中国居民生活的能耗（含衣、食、住、行、用、服务六项）占全国能源消费总量的40%以上。消费者低碳消费对旅游饭店业的节能减排至关重要，降低物质消耗的低碳化旅游消费、更加亲近自然的节俭化旅游消费可以获得更多精神体验，且符合世界环保运动和生态文明潮流，成为时尚甚至高品位的象征。消费者可以利用消费者权益对企业、政府、行业协会进行监督。对企业，消费者可以对其采取强硬的态度促使其转变，比如坚持低碳消费原则。对政府，可以通过人民代表提出加强制度的建设和内部的管理。对行业，消费者应该积极加入行业推进的各项活动，比如行业要采取等级措施对饭店进行评级，消费者应该监督它的公平、公正性。消费者亦可以通过自己的人脉对政府、行业、企业采取的低碳措施进行宣传。

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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。

篇5

关键词：电力市场竞价模式 辅助服务市场　风险管理　价格机制　市场规则

电力市场化改革在国外已经经历了十年多的实践，在国内也进行了三年多的试点实践。目前，英国的电力市场在运行了八年之后，正在针对发电公司市场控制力太大而出现的投机报价问题，进行第二阶段的改革；美国加州电力市场因缺电导致电价急剧上扬，出现了二次世界大战后的第一次分区停电，美国联邦政府正在提出补救措施，并修改竞价模式和规则；我国是发展中国家，前十几年，为了解决严重缺电的局面，我国实行了“集资办电”的政策，从而形成了许多产权多元化的新电厂。由于新电厂还本付息的缘故，其电价远高于老电厂，且电网公司对这些电厂在还款期内承诺了发电利用小时数和上网电价。由于上述原因，我国的发电市场竞价规则绝不会向国外的那么简单。本文结合我国电力工业的现状，借鉴国外的电力市场运行经验，对我国电力市场竞价模式和规则设计的基本原则、发电侧电力市场价格机制、期货市场与风险管理、省级电力市场竞价模式、区域电力市场竞价模式、电力市场中的“期货交易市场、日前交易市场、实时交易市场、辅助服务交易市场”的协调问题、电力市场技术支持系统的建设问题等，进行了深入的分析与研究。提出了适合中国国情的电力市场建设的若干建议。

电力市场化改革的目标是：引入竞争机制，降低销售电价、优化资源配置、提供优质服务，促进电力工业的可持续发展。电力市场竞价模式和规则设计应满足这个目标，其基本原则如下：

1、 买方市场中的电价机制：边际电价价格机制

在这种情况下，由于有充足的发电能力，发电商企图通过降价获得更多的市场份额。购电者将根据所有发电商在某一时段的报价进行由低到高的排队，按照这一次序逐步满足该时段需求电量，该时段的发电边际价格为最后满足该时段电量需求机组的报价。

必须强调的是：采用边际价格形成购电价格时，必须让发电商进行充分的竞争，才有可能使边际价格尽可能接近发电的社会平均成本，否则有可能导致边际价格过高，使发电商获得暴利。

2、 缺电市场中的价格机制：“按实际报价结算”价格机制

在缺电的电力市场中，由于电资源稀缺，如果不限价，发电商报多高的价格，用户都得承受。如果采用边际电价为统一的购电价格，购电价格将急剧上扬，对消费者将是雪上加霜。最近加州电力市场的危机充分证明了这一点。因此，在缺电的情况下，严格采用“按实际报价结算”价格机制。

3．在输电线路不出现阻塞的情况下，发电富裕的市场中采用全网一样的“边际电价”价格机制，缺电市场中采用“按实际报价结算”价格机制；

在输电线路出现阻塞的情况下，采用分区域竞价的电价机制。这样，有利于投资者向缺电的区域中建新电厂，电力富裕的区域中的高耗能、高污染、效益差的机组将逐渐被淘汰。

电力市场竞争具有一定的不确定性，因此，对于参与现货市场的发电商或中介商来说，存在较高的风险，不仅有可能造成电价波动过大，甚至造成电力供应不足。在激烈的市场竞争中，较难保证稳定的电力生产，从而使生产的计划性和成本的控制无法实施。为了便于市场各方进行风险管理，需要提供一定的风险规避手段。期货交易是有效的形式。期货交易的引入是为了防范风险，利用其套期保值，保证电力市场的运行的有序性、电力供应的电价的稳定性。在期货市场上，差价合约是非常重要的规避买卖双方风险的金融手段。

差价和约是交易双方为了回避现货交易风险而签订的一种中长期合同，其本质是纯粹的财务合同，而与商品的实际交割无关。在合同中双方商定一个交易价格，当现货市场价格低于合同电价时，购电方应将少于合同电价支付给售电方。如果现货市场高于合同电价，则售电方应将多于合同电价的电费退还给购电方。通常差价合约涉及的电量只是双方交易电量的一部分，交易双方都希望保留一部分交易电量进入现货市场，以获得更多的市场获利机会。在电力市场中，差价和约不仅仅是财务合同，同时也是实物合同。发电商必须完成承诺的发电量。如果未完成合同电量，其差额部分将要求发电商赔偿，赔偿额为现货价格与期货价格差价与未完成合同电量的乘积。只有这样才能保证电力市场的价格平稳。

从协议构成形式，差价合约可以分为授权差价合约、双边差价合约。所谓授权差价合约，是指合约电价和电量由授权部门负责制定的合约；所谓双边差价合约，是指合约电价和电量由交易双方商定的合约。在当前的单一购买者模式下，通常应用授权差价合约形式。

1．省级电力市场总的竞价模式

电力工业从一体化垄断模式向竞争的市场模式转变是一项艰巨复杂的任务，需要慎重而行。国际电力市场改革的经验告诉我们，电力工业打破垄断的改革必须根据本国电力发展已形成的特点选择适当的模式，经过研究论证，制定目标明确的计划，并在法律法规的支持下，逐步有序地实施。

中国的电力市场改革也应该借鉴这样一条原则。电力工业市场改革的最终目的是最大限度地利用市场手段来提高电力工业生产效率，降低电力生产和供应成本，实现资源的优化配置。

而就目前电力工业发展程度和相关社会经济环节来看，这一目标必须分阶段逐步来实现。通过在电力生产的不同环节逐步引入竞争，充分考虑已形成的电力供应特性和电力网络结构，结合电网未来发展格局，分级构筑市场结构，选择并制定适当的市场运行机制，建立健全市场管制体系，使电力市场改革平稳地向前发展。

有限竞争的电力市场是一种计划与市场结合的模式，这种模式仅开放发电市场。一般说来，开放发电市场，既有利于在发电市场中引进竞争，同时也较易管理，对电力公司的现有体制不需要作大的变动，是一种比较平稳的作法。

完善的电力市场是一种纯市场模式，这种模式中发电市场和用户市场同时开放，实现了供求的双向选择，特别扩大了用户的选择权。在这种模式下，电价起到调节支点的作用，市场中的发、用电方能够自觉遵守运营规则。

1）发电侧竞争的电力市场—模式Ⅰ

这一模式，可以看作是运用市场机制、开展商业化运营的最初级阶段，在技术设备、人员素质、运行管理尚未达到一定先进程度时，为尽快提高电力工业的综合水平，保障社会用电和国民经济的发展，可采用这一模式。

这一模式可分为以下两个阶段：

A．发电侧有限竞争的电力市场阶段

在这一阶段下，在省级行政辖区内，发电端均成为独立的发电公司，省级电力公司拥有省内220kV及以下电压等级的输配电网及所有变电设备和调度中心的资产经营权。

这一阶段的基本特点是: 网厂分开，现有的发电企业、较大容量的地方发电企业逐步改造成为独立发电公司，分省网、地区网进行有条件的公开竞争，电量日清月结，市场法规法则及技术支持系统初步建立。这一阶段下，实现保证基数电量下的有限竞价上网，保证上网机组完成基数电量，基数电量以内的电量以核定电价结算，剩余电量实行竞价上网。

这一阶段考虑了历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等。

这一阶段下，省电力公司将负责省内电网(输配)的规划、建设、发展和运行，在政府行业监管部门的监督下进行电力电量的销售和传输。公司上游与接网的独立发电公司和经营省际电力电量交换的网级公司相连，下游直接面对用户。省电力公司的销售对象是电的消费者。公司要进行各种市场调查和长、中、短、实时负荷预测，并向上游环节支付购电费来购电。由于省电力公司处于垄断经营地位，其电量销售价格将受政府行业监管部门的控制，但售电价格中应合理的包含输电配电环节的相关费用，以保证公司资产的合理回报和自我发展需求。

B．发电侧完全竞争的电力市场阶段

这一阶段下，省级辖区内所有发电厂均已变为独立发电公司。独立发电公司公开完全竞争上网，半小时制报价；形成比较完备的市场法规、法则、及技术支持系统。在发电侧有限竞争的电力市场阶段实行一段时间后，必然要过渡到该阶段。在这一阶段，要解决一个省电力公司的购电市场问题。网厂分开以后，无论发电企业在性质、规模、所有制成分上有什么不同，为了保证省公司商业化运营秩序，省域内的任何电厂都要参加省公司的发电侧电力市场，取消基数电量，发电公司发电量实行完全竞争发电。在参与市场经济活动时一律平等。

2)输电网开放，多个购买者模式---模式Ⅱ

模式Ⅱ的目标是形成完全开放、竞争有序的电力市场。是在模式Ⅰ的基础上，进一步完善发电侧市场竞争，同时根据国家电力体制改革进程适时进行配电市场的相互竞争，使电价水平有明显降低。其特点是:

在模式Ⅰ的基础上，发电侧实行完全竞价上网，配电市场有序地放开，成立独立的地市供电公司。

如果国家政策允许，一部分大用户可在某区域内直接从独立发电公司购电，通过输电网和配电网进行输送，用户和独立发电公司向输电网和配电网交纳相关费用，如果条件成熟，可允许大用户跨区域选择供电公司，包括直接从独立发电公司购电或与其他供电公司交易。

这是在市场机制完善情况下采取的一种模式。在这种模式下省电力公司已完全转变为电网公司，独家垄断经营输电环节，供电企业和大用户向电力生产企业直接购电，电网公司负责网际功率交换、电网安全运行及电力市场运作，并负担电力的运输职能，收取过网费。其过网费的收取受国家相关公共事业管理机构的监管。

电网企业在转变为完全的输电公司、收取过网费以前，可进行一定时间的过渡，使部分电力由电网经营企业向发电企业收购后，转售给供电企业和大用户，另一部分电力由供电企业和大用户向发电企业直接购买，电网经营企业收取过网费。

3）零售竞争模式---模式Ⅲ

零售商向用户发出告示，用户根据电价及服务质量选择零售商，与零售商签订供用电合同；这一阶段，不仅在发电环节，而且在零售环节，都展开较完全的竞争；

2． 水、火电竞价模式：

1)所有火电厂均参与期货市场的交易。

2)省调度中心可直接调度的火电厂参与日前电力市场的交易。

3)自动化水平较高的火电厂（AGC机组，负荷跟踪能力强的机组）参与实时市场与辅助服务市场的交易。

4)在期货市场上，采用边际电价的结算规则，通过多次拍卖竞争形成成交电量和成交电价。对一年以上的期货市场根据年发电量的多少进行报价；对月期货市场则根据月增加多少发电量（相对年期货市场上已成交的电量）进行报价。

5)在日前市场上，将期货市场上的成交电量，分解到日，并将期货日电量按系统负荷曲线的归一化的标幺值分解到各调度时段，从而形成各时段的期货电量。负荷曲线与各时段的期货电量的差值为日前电力市场的竞价空间。在日前市场上，根据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，防止过高的边际电价使电厂获取过高的超额利润。

6)在实时市场上，只有负荷跟踪能力强，具备专用的数据通道的机组参与实时市场的竞争。实时市场的竞价空间为超短期负荷预测值与预购电计划发电出力的差值，根据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，组织竞价。

7)在辅助服务市场上，具有辅助服务能力的机组可参与竞价。在调频辅助服务市场上，交易中心公布所需调频容量，机组按容量与电量分别报价，交易中心将根据容量价格与电量价格之和，按控制的边际电价结算规则组织竞价，但调频服务的结算价格不得低于有功市场上机组的边际结算价格，以鼓励机组参与调频服务。在热备用辅助服务市场上，机组按容量与电量分别报价，但竞价排序指标为：电量报价与系统故障概率之积，加上机组容量报价。据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，组织竞价。

8)地区小火电竞价模式：由于小火电的数量较多且不具备专用的通讯通道，这些电厂仅参与年和月的期货竞价市场。每天的出力曲线为将根据分解到日的电量和负荷曲线的标幺值确定。值得强调的是：对于有条件的省级市场，小火电竞价上网应在省级期货市场上进行，而不是按地区组织竞价，实现更大范围内的资源优化配置；对于不具备一定条件的省级市场，在总的小火电电量一定的条件下，小火电分地区竞价上网。

9)供热机组竞价模式：在供热季节这类机组将根据“以热定电”的原则，不参与竞价，按固定出力曲线上网发电，其电价按物价局核定的价格进行结算。在其它季节，将与其他机组一样参与竞价。

10)水电竞价模式：对于水电厂较少的省市，建议水电不参与竞价上网，采用租赁的办法，由电网公司经营。水电调度经济原则是：利用有限的水电发电量降低日前市场、实时市场和辅助服务市场上火电系统的边际发电电价。

3． 机组分组（类）竞价上网的模式

在电力市场初期，考虑到我国电力工业的现状，特别是由于历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等，可将省电网内所有机组按成本差异分成几种类型，按照一定的市场运行规则，采用机组分组（类）竞价上网的模式。

4． 发电集团之间竞价上网的模式

在电力市场初期，考虑到我国电力工业的现状，特别是由于历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等，可将省电网内所有机组按成本差别进行均匀搭配，形成几个（最好10个左右）的发电集团（每个发电集团内，都要包括老机组、新机组、还贷机组等），按照一定的市场运行规则，在发电集团之间实行竞价上网。

5． 省级电网交易中心在大区电力市场中的作用

根据我国经济以省为实体的现状，以价格为基础的商机制应作为发展跨省电力市场竞价模式。在这一模式中，各省的电网交易中心不但是单一的购买者，而且还是本省发电商进行大区卖电的商。省电网交易中心将组织全省的发电厂的剩余电力到大区竞价。因此省电网交易中心将向大区申报卖电和买电的报价曲线。由此必须制定省电网交易中心作为商的交易规则。

转贴于 大区电力市场可以采用三种基本的运营模式：双边交易模式、单一购买者模式；电力经纪人模式。

1） 双边交易模式

在初期，市场成员为各省电网公司。市场各方单独议价、签订合同；或者，由大区市场运行机构提供信息交换的场所（包括BBS）。

交易双方为各市场成员，而与大区市场运行机构无关。通常在合同中规定了违约条款，若未能履行合同，由违约方补偿对方的损失。这种模式适用于远期合同和提前电力市场。

为了方便双边合同市场，大区系统运行者应设立电子公告板(BBS)，各省可根据公告进行电量和容量买卖，这种公告板有助于各省间有效地交换信息。

在这种模式中，大区调度中心不参加双边交易，但必须保证交易过程中系统的安全性和可靠性。一般情况下，系统运行者不必关心合同价格，仅关心系统需要提供的交易及交易时间，应有一系列规则明确规定双边市场下各机构的责任。有时候，由于输电堵塞或发电输电设施突然发生故障，不得不减少或中断合同交易量。在这些情况下，大区调度中心必须将各类交易进行排序，确定相对重要性，通知各市场参与者减少或取消交易。通常，首先减少不确定的交易，然后是短期交易，最后是长期交易。

2） 单一购买者模式

在该模式中，要求各省分割一部分负荷电量集中到大区电力交易中心形成大区供电厂竞价的电量。所有市场成员参与报价，并由大区单一购买者按照优先采购低价电力的原则安排交易计划。

该模式的特点是：购售电交易必须在大区联营中心内进行，大区联营中心负责大区内交易额的平衡。市场交易不是完全“自由”的，而是受到调控。这一模式的核心是一个招、投、评标过程和最优决策模块。缺电的各省发电公司向大区交易中心报出其可以接受的最低售电价，电力有余的各省发电公司向大区交易中心报出其可以接受的最高购电价，大区交易中心进行价格的高低匹配，给出成交的统一电价，作为结算的基础。

实行该模式的基础是：各省电力公司与大区交易中心预先签订多边合同，并有独立机构对大区交易中心进行监督。

3）电力经纪人模式

根据我国经济以省为实体的现状，以价格为基础的商机制应作为发展跨省电力市场竞价模式。

在这一模式中，各省的交易中心不但是单一的购买者，而且还是本省发电商进行大区卖电的商。大区交易中心为经纪人，每小时通知各方潜在买家和卖家的价格，该模式主要应用于小时电力市场。

各市场成员申报其买卖电的报价，由经纪人系统按照高低匹配法对潜在的交易进行匹配，并决定交易价格、以及进行系统的安全校核。详细步骤如下：

第一步:收集报价资料。收集市场成员的报价情况，卖电报价代表一省提供额外电量的价格，买电报价代表一省降低生产可避免的成本。所有报价必须在交易前一小时提交大区经纪人。

第二步:价格排序。大区经纪人收到所有报价后，将其进行排序，售电报价从低到高排序，买电价格从高到低排序。

第三步:报价匹配。一旦收集到买方和卖方的报价，大区经纪人将进行排序，并对最低卖价的省与最高买价的省进行比较。然后，将次低的卖价与次高的买价进行比较，这一过程延续到无报价可比或最低卖价高于最高买价为止。这一过程称之为高低比较法。由此确定成交的双方。并不是所有高低配对后的经济交易都从技术角度是可行的。缺少输电线路、输电堵塞或系统运行者规定的稳定极限会使现货交易不能进行。当不能进行交易时，大区经纪人将比较余下的最高买价和最低卖价。

第四步:确定交易价格。对成交的双方，其交易价格为双方卖价和买价的平均值。为了能有收入回收输电投资，可以对这种平分利润的办法进行修改，卖方和买方各支付一部份收入给输电公司。

第五步:通知交易各方。找到交易并确定交易价格以后，中间机构在交易前的一定时段内将有关信息告知各方。

第六步:实施交易。各省确认其参与交易，并进行交易。至少应在交易前十分钟确认。

我们认为：区域电力市场将来可能采用第三种模式。这种方式有利于电网的安全运行，适合于各省采用不同的竞价模式和市场规则（这是因为各省的情况不同）

有一种观点认为：电力交易应在大区范围内进行，不需要省的交易中心，而由大区电力交易中心取而代之；在单一买主的情况下，这意味着在大区范围内，所有省的电价趋同。这对于经济发达且发电成本较高的省份，其电价是下降了，而对于经济不发达且发电成本较底的省份，其电价是上升了，这与我国以省为实体的经济可能发生矛盾。

七．电力市场中的“期货交易市场、现货交易市场、实时交易市场、辅助服务交易市场”的协调问题

通常按照提前时间的长短，在电力市场中设置期货交易市场、日前市场、实时市场，并将热备用、调频作为服务商品划分到辅助服务市场中。然而不同市场之间的协调的意义没有被人们所认识。事实上，年期货电量分配到各月和月所有期货电量分配到各日是否合理？关系到未来电价是否平稳？电力生产是否平稳？日交易计划的制定能否为实时市场提供更多的安全充裕度和竞价空间？基于上述理由，提出多级市场的协调方法，其中包括：

1）年度与月度市场之间的协调；

2）月度市场与日前市场之间的协调；

3）日前市场与实时交易市场的协调；

4）辅助服务市场和日前市场与实时交易市场的协调。

1．年度与月度市场之间的协调

为了保证年度期货合同与月度交易计划的良好衔接，在月度交易计划中应该考虑年度期货合同在月度市场上的分配。在交易管理系统中，年度与月度合同相互协调内涵是：根据全年的负荷曲线、机组检修安排情况，追求各月年期货电量与该月的总负荷电量的比值尽可能相等，以保证不同月份的电价尽可能平稳和供需之间的平衡。

月度与年度计划相互协调的关键是：在某月的运行结束后，应该根据市场目前的运行结果，调整剩余月份的年度合同电量的分配。详细算法叙述如下：

1）预测未来剩余月份的月度负荷需求；

2）计算各月的年期货电量对月总电量的比例；

3）选择年期货电量对月总电量的比例最小的月份，按照一定的步长，增加该月的年期货电量；

4）检验年期货电量是否分配完毕？是，则计算结束；否则，去[2]。

2．月度期货市场与日前电力市场之间的协调

由于各交易主体的合同电量与合同电价已经在年和月的期货交易决策中确定，就日合同电量的分配决策问题而言，不在于如何进一步降低购电费用，而是追求期货电量在空间和时间上的均匀性和现货市场价格的平稳性。期货电量时间上的均匀分布有利于机组连续开机，避免机组的频繁启动；空间上的均匀分布将使得潮流分布均匀，保证足够的输电容量裕度留给现货市场，这既有利于电网的安全运行，又为现货市场准备了更大的竞价空间。现货市场价格的平稳性体现在：对负荷大的交易日，分配的期货电量的数量也应该大，只有这样，才可能避免由于现货市场各日的竞价空间不平衡使得现货价格产生很大的波动。基于上述理由，我们建议：电力市场技术支持系统中增加日合同电量分配决策模块。

3．日前市场与实时市场的协调

为了保证系统安全可靠运行，必须协调好日前市场与实时市场之间的关系。在这两个市场之间，不仅考虑到本级市场的经济性和安全性，还必须为下级市场预留足够的调度控制空间。这样，在考虑主要的不确定性因素的基础上，日前交易计划与实时调度过程之间就能够自然衔接、平缓过渡、井然有序，从而全面提高经济效益和社会效益。

为了协调日前市场与实时市场，引入交易计划的调度流畅性以及调度流畅度指标。

调度流畅性是交易计划适应不确定性因素的情况下调度和控制空间大小的性能。调度流畅度是交易计划的调度流畅性的度量指标。

为了简单起见，调度流畅度指标采用以下评价标准：

调度流畅度用在各节点的负荷增长模式一定、考虑发电和输电约束的条件下，交易计划能够承受的系统总负荷增长的最大幅度来表征。在给出的交易计划基础上，若总负荷增长，按照固定比例将负荷增量分摊到各节点；若求得系统能够承受的最大负荷增长量，则流畅度指标用与系统总负荷的比率表示，即下式所示。

=/*100%

该标准下的流畅度指标与传统的负荷备用率在形式上相似，但是从特定意义上额外考虑了备用总量的分布特性，从而比传统的负荷备用率概念优越。流畅度指标越大，说明多级市场之间越能够平稳过渡。

在评价系统能够承受的负荷增长幅度时，规定各节点的负荷增长模式给定。这一假设是有代表性的，因为对于一个特定的系统而言，负荷增长模式具有相对固定的规律。为了简化起见，可以令负荷增长模式与各节点上的负荷成比例。

4． 辅助服务与实时交易市场和现货市场的关系

辅助服务市场将向现货市场和实时市场提供机组的调配范围、备用范围。实时和现货市场将根据这一范围所规定的约束条件，进行预调度计划的优化决策和实时计划的优化决策。换句话说，在决策预调度和实时购电计划时，应优先保证辅助服务市场计划的实施。

电力市场技术支持系统是基于计算机、网络通信、信息处理技术及安全管理模式，并融入电力系统及电力市场计算分析理论的综合信息系统。以技术手段为电力市场公平、公正、公开竞争和电网的安全、稳定、优质、经济的运营提供保证。

根据电力市场特点，电力市场技术支持系统设计要特别注重以下几条原则：

电力市场技术支持系统的建设应遵循总体详细设计（其中包括数据库、数据流程、各功能模块的详细设计），分步实施的方针。

系统的整体设计应紧密结合电力市场的实际情况，不但要满足于现时电力市场各种运营模式、竞价模式和结算模式变化的需要，具有良好的适应性。同时还要适应于将来华中区域性电力市场运营、电力体制深化改革和电力市场进一步发展（例如，供电侧开放的电力市场）的需要。

在设计中，应充分保证系统的开放性、可扩展性、可靠性、安全性、实用性，并充分考虑将来与大区电力市场技术支持系统的接口与协调，应充分考虑与地区（市）级电力市场的接口与协调。

电力市场技术支持系统应注重平台系统的建立，应有一个比较稳定的系统平台，应采用开放式、分布式体系结构，以利于系统的集成扩充和发展，适应技术发展和电力市场逐步完善的需要。

数据接口应采用最新国际标准（如IEC API标准），实现各功能模块间的数据交换和访问。在网络结构设计上应注意局域网和公用网之间的衔接和数据交换，考虑身份鉴定，密码设计等安全措施，保证系统的安全。同时，还应注重整个系统的数据流向及数据间相互关系的建立。

电力市场技术支持系统应采用国际标准、国家标准、行业标准及通用技术。

电力市场技术支持系统尽可能用电子商务的思想（技术）进行设计。

篇6

关键词：北欧电力交易所；电力交易；运营模式

北欧电力库成立于1993年，最开始作为挪威电力交易的场所，1996年其覆盖范围扩展到瑞典，到2000年芬兰和丹麦陆续加入，随后立陶宛，拉脱维亚，爱沙尼亚等也陆续加入，目前北欧电力库涉及十二个国家的电力交易，是北欧地区进行大宗电力买卖的主要场所，也是最大的跨国界电力交易市场。北欧的电力交易制度为分散化模式，即现货交易，辅助服务，平衡服务等在分散的市场完成。

北欧电力交易所分成三个独立的机构实体：①NP负责金融交易。由电交所全资拥有。②北欧电力清算所（NECH：Nordic Electricity clearing House）。由于电力交易法案规定同一个公司不能既负责交易又负责清算，所以单独成立电力清算所负责北欧电力市场的清算工作。为电交所中的电力交易和所外的标准合同（如欧洲市场的二氧化碳排放指标）提供清算服务。③北欧现货市场。北欧电力现货交易所有限公司（Nord Pool Spot AS），负责组织现货交易，并受到银行保险及证券委员会的监督。电交所拥有20%股份（挪威国家电网公司、瑞典国家电网公司和芬兰国家电网公司各拥有20%，丹麦的2家电网公司Eltra和Elkraft各拥有10%的股份）。

除此之外，北欧电力交易所还成立了北欧电力市场咨询公司（Nord Pool Consulting AS）提供市场战略与管理服务，为政府公共当局、监管机构等提供咨询服务，由电交所全资拥有。北欧电力芬兰公司（Nord Pool Finland Oy）负责北欧电力平衡市场，为北欧电现所全资拥有。

截止2014年底，北欧电力库的成员已由2000年的278个上升到385个，北欧电力交易所的成员大部分来自北欧国家，但近几年由于交易范围的扩张，非北欧国家成员的数量有了大幅度增加。同时还增加了来自美国、英国、德国、瑞士等国家的金融市场参与者。电力交易所的核心责任是：①给电力市场提供价格参考：②运营现货市场和期货市场；③作为中立、可靠的电力合约机构参与市场；④利用现货市场的价格机制优化使用可用容量以缓解电网阻塞；⑤向输电运营者报告区域电力交易交货情况和输送计划。

北欧电力交易所涵盖了两大市场：第一种是现货市场，大都用于物理合同交易（Elspot：Electric spot market），现货市场还包括它的补充调节市场（Elbas：Electric balance market）也就是平衡市场，目前平衡市场仅对在芬兰和瑞典两个国家开放。第二种是期货市场（Eltermin：Financial market），大都用于期权期货合约交易。电力期货交易的发展为电力相关企业提供了规避价格风险的有效工具。

当合同电量高于可用的电网容量时，现货市场会形成多个投标区域以形成分离的价格区，根据实际划分的投标区域可得出多个现货区域电价，然后根据新的电价和电量就能够预测发电量。通常丹麦东部和西部丹麦被视为两个不同的招投标领域，芬兰、爱沙尼亚、立陶宛和拉脱维亚各构成一个招标区域，瑞典被分为四个招标区域。但招标区域的划分也是常常变化的。变化后的区域划分将至少持续3一4个月。

现货市场主要为第二天经物理传输的电力提供服务，现货市场的价格由每小时的双边拍卖交易决定。即分为24个时段。现货交易的具体流程是在上午11点以前北欧电力交易所从各国电网公司获取网络运行信息。上午12点以前，由电力公司通过发送电子邮件向电力交易所申报第二天24个时段的交易数据。14点以前，北欧电力交易所公布交易计划。14点30分之前各电力公司可对电力交易计划提出修改。14点30分由北欧电力交易所向电网公司传送交易计划。

平衡市场是现货市场的补充，是由欧洲电力交易所管理，用于电能交易的盘中实时市场。由于现货市场的电力交割时间跨度有36小时，平衡市场作为这一时段的补充市场能更好的实现电力平衡，在平衡市场，每小时的合同可以在交货前的1h以内进行持续的调节交易，它使实时交易在一年中的任何一个时刻都可以进行。平衡电力市场的实现主要借助计算机技术，其中包括电子交易系统和帮助服务平台，除此之外市场参与者也可以通过电话下单。目前平衡市场覆盖北欧和波罗的海地区以及德国，最近扩大到包括英国，用于确保北欧电力现货市场供应和需求之间的必要的平衡。

在现货交易运行的前一天，电力公司对自己能够承受的提高发电量或降低发电量的价格进行申报（用于平衡市场）。市场运行的当天，北欧各参与的电网公司对本地区电力需求负荷进行预测，并结合北欧电力交易所的交易计划确定平衡市场需要的调节电量。在实时市场中，若预测负荷有可能超过交易计划，则电网公司则按照申报的数据让增加发电量成本最低的电力公司增加发电，反之则让减少发电量成本最低的电力公司减少发电。

在北欧电力期货市场，产品主要包含期货合同（Futures）、远期合同（Forwards）、期权（Option）和差价合同（CfD）。期货市场的合同价格来源于整个北欧现货市场的系统价格。交易的最长期限是4年。电力合同的交易不需要物理交割，只需要在交易期限内进行现金结算。期货合同分为天，周，块（即大于一周小于一季度的交易期限）合同。远期合同分为季合同和年合同。差价合同是为了克服系统价格与实际区域价格的价差风险而产生的，当输电网发生阻塞，电力价格分区时，差价合同是更有效的套期保值手段。

期货市场的交易时间是工作日的上午8点到下午3点半，交易地点是北欧电力交易所，所有交易都通过电子系统进行。一天交易结束后向交易对象发送交易确认书。各种期货合同收盘价格的时限在交易日的最后10分钟，根据参与交易的发电商的数量，计算后确定，并在下午3点半后向市场和电力交易所。（作者单位：长沙理工大学经济与管理学院）

参考文献：

[1] 张志刚，王涛.北欧电力市场交易研究[J].天津电力技术，2005，S1：16-21.

[2] 孙建平，戴铁潮.北欧电力市场发展概况[J].华东电力，2006，12：60-65.

篇7

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。

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宁夏电力交易市场体系建设的实施路径

完善市场管理体系，提升市场运营效率全面升级电力交易机构为有效促进电力交易机构的规范化、标准化运作，宁夏电力机构采取以下措施开展交易机构运营升级。一是升级服务理念。面向市场主体，秉承公平化、标准化、专业化服务理念，简化电力交易业务流程，缩短办理时间；建立信息共享平台，实现交易信息公开共享。二是服务承诺。以客户为中心，从市场主体管理、交易组织、电费结算、信息、政策落实、信息安全保障等方面向市场主体服务承诺，通过践行承诺，推动服务能力和服务水平全面升级。三是升级业务协同。交易机构、调度、营销、财务等部门建立横向贯通管理机制，制定“输电能力-交易计划-安全校核-关口计量-月清月结”交易全过程管理流程，着力解决电能“上网”和“送出”的通道受阻问题。建立多维“安全网络”为提升市场化交易的安全管理水平，建立多维协同的监管网络。一是建立“纵向统一”工作体系。建立与北京电力交易中心、政府电力主管部门协同的工作体系，实现“业务全覆盖、业务颗粒度大小一致、业务唯一、业务四级分类”，确保政策统一落实、统一贯彻，有效提升电力市场交易在国家与省级电网协同通畅。二是是建立政企、网厂“多方联动”沟通体系。积极与政府电力主管部门及电力监管机构建立多方联动沟通机制，建立电力市场交易信息定期制度，确保电力市场准入及注册、电价疏导、市场化交易等工作满足国家和地方政策和监管要求。四是建立闭环管理机制。交易机构内部各职能专业之间通过建立电力消纳市场分析、交易计划编制、电能结算等业务服务流程闭环管理模式。

发挥电网结构优势，开发新能源交易模式

充分发挥宁夏地区清洁能源富集、特高压密集的特殊优势，围绕新能源消纳能力提升积极创新交易模式。实施“风火打捆”交易模式为促进区内新能源消纳，创新实施“风火打捆”交易模式，“风火共济”释放改革红利。通过交易机构新能源企业与火电企业开展大用户交易合同电量转让交易，鼓励和引导新能源企业通过“风火打捆”的形式参与区内直接交易，发挥火电运行稳定持续发电特点，推动风电和光伏的发电利用率双提升。扩大新能源省间交易规模为加大跨省区新能源外送规模，依托宁夏电网超、特高压直流外送电通道优势，以电网安全为首要原则开展新能源跨区跨省外送电交易组织，通过与山东、浙江等东部用电负荷大省建立长期外送电合作模式，努力扩大中长期外送电交易规模。开展新能源与火电发电权交易结合宁夏火电机组和新能源机组运转特性，通过创新开展省内新能源与火电发电权交易和跨区跨省发电权交易，力促发电成本高的燃煤火电机组将计划电量转让新能源发电企业，进一步拓宽宁夏新能源消纳途径和范围。开发多元交易品种结合现货市场和清洁能源配额机制的准备、建设，研究探索电力金融交易、绿色证书交易等交易品种，同时开展网上公开公示交易专项行动，做好交易组织前、过程中、执行后全流程的公开公示。优先购电挂牌交易为优先购电交易品种，年度双边交易、月度双边交易、月度挂牌交易、月度集中交易、跨区跨省交易为电力直接交易品种，合约转让交易、月度预挂牌交易、日平衡交易为平衡类交易品种，富裕新能源外送交易为现货交易品种，调峰辅助服务为辅助服务交易品种。

健全市场配套机制，助力市场有序运作

完善省间交易机制配合北京电力交易中心研究、编制《北京电力交易中心省间中长期交易实施细则》，完善省间中长期电力交易机制，推动建立科学合理的省间中长期电力交易实施细则，方便市场主体更好地参与省间交易。健全市场辅助机制以激发市场活力为核心，开发多种交易辅助机制，同时与当地电力主管部门、监管部门配合推进电能消纳的政策机制，试点开展调峰辅助服务市场建设，积极推动电能替代交易，激活电能消纳市场。建立偏差考核机制2017 年4 季度售电公司作为新的市场成员类别参加了电力市场交易，更多的市场主体对交易结果的刚性执行提出更高要求。目前合同偏差由签约双方线下处理，处理方式不规范，且随着合同的进一步严格执行，发用双方正负偏差电量均需进行偏差考核，需要为合同双方提供更多的偏差处理方式。

建立市场风控体系，提升市场风险防范

建立市场信用评价体系开展宁夏电力市场信用评价体系适用性研究，从评价范围、评价周期、评分标准、评价结果应用等多个方面进行论证分析，建立科学、适用的电力市场信用评价指标体系。市场主体信用评价分为场外评价和场内评价。场外评价使用场外指标，主要评价市场主体的财务状况和通过其他渠道获取的信用记录；场内评价使用场内指标，场内指标分为综合评价指标、惩罚指标、奖励指标以及预警指标。建立行业联合奖惩机制围绕建设公平、公正、公开的电力市场环境，完善行业联合奖惩机制。一是建立守信联合奖励机制，对信用评价结良好的市场主体，地方政府主管部门对其实施守信联合奖励机制。二是建立失信联合惩戒机制，对发生严重失信行为的市场主体，一律列入“黑名单”，执行联合惩戒。同时，视情况启动强制退出市场措施、注销其注册信息、依法依规追究其法律责任。

效果及展望

能够有效提升市场化交易规模

通过建立健全完善的市场化交易机制，主动搭建公开透明的市场化交易平台，积极服务参与市场改革的市场交易主体，能够不断提升市场服务水平，参与交易的市场主体和交易规模大幅提升。

能够探索出省级电力交易市场建设的新路

通过积极发挥大范围资源优化配置优势，创新开展跨区、跨省风光替代交易，实现政企、网厂、供用多方和谐共赢和经济发展、环境治理有机统一的目标，引导政府、火电企业、电力用户逐步认同并树立了打破省间壁垒、放开市场主体参与省间交易的购电选择权对激活市场竞争力、活跃市场、释放更多电改红利的观点。能够提升宁夏地区新能源消纳能力通过组织新能源参加跨区跨省交易，能够有效提高风、光、火打捆外送新能源电量占比，2018 年上半年，新能源参与各类市场化交易电量达到69.88 亿kW・h，占新能源上网电量的48.97%。同时，有效降低了新能源弃电量，2018 年上半年，新能源累计弃电量3.54 亿kW・h，弃电率2.42%，同比下降2.29 个百分点，新能源消纳均位居国内前列。

参考文献

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【关键词】分布式能源;交易模式;内蒙

1.引言

当前，我国能源开发利用面临两个方面的矛盾：一是传统能源日渐枯竭与能源利用效率低下的矛盾;二是以煤为主的能源结构与环境压力持续增大的矛盾。分布式发电具有高效、节能、环保、灵活等特点[1-3]，促进分布式发电的大规模投资建设，是有效化解以上两个方面矛盾的重要途径。当前，积极发展分布式发电，促进我国能源供应方式的调整和转变，已引起社会各界的广泛关注。

较之发达国家，我国分布式发电发展相对滞后[4]。我国尚未能提出接网费、电网备用费以及电价附加征收的实施细则。在一定程度上制约我分布式发电的大规模发展建设。基于上述考虑，本文研究并提出内蒙分布式能源交易模式，旨在辅助分布式能源大规模并网，从而有效和合理的促进分布式能源的发规模发展。研究总体思路如下：首先，对分布式能源交易模式要素进行分析。其次，研究分布式能源交易的价格机制，重点研究分布式发电上网电价机制、发电电价附加征收机制以及并网收费机制。最后，总结本文的主要内容，提出未来的研究方向。

2.分布式能源交易模式要素分析

针对分布式能源交易，需要分析交易主体、交易品种以及交易方式。

（1）交易主体

1）内蒙古电力（集团）有限责任公司

内蒙古电力（集团）有限责任公司（以下简称内蒙古电力公司）是市场购电主体，也是分布式能源交易的运营机构和电力系统运行机构，在市场中的主要职责为：以内蒙古电网安全稳定为前提，公平、无歧视开放电网，为市场成员提供输配电服务，执行政府审批的上网电价、输配电价和销售电价，不断提高服务质量;组织购销区内交易主体的电力电量，满足区内用电需要;组织网内电能参加网外电能交易，开拓网外市场;经营管理所属调峰、调频电厂，负责管理代管电厂。

2）内蒙古电力交易中心

电力交易中心的主要参与制订分布式能源交易市场建设方案和分布式能源交易市场运营规则，负责组织建设分布式能源交易技术支持系统;依据分布式能源交易市场运营规则建立市场主体准入机制、组织电力多边交易市场运营、披露电力交易信息、出具电力交易结算凭据、实施市场干预;建立分布式能源交易统计制度并定期向电力监管机构报告;定期向市场主体电力市场供需形势、市场结构情况等市场信息;法律法规规定的其他职责。

3）竞争发电企业（机组）

竞争发电企业（机组）是市场售电主体，增发电能消纳多边交易市场第一阶段暂定为分布式能源发电企业（机组）。

4）直接购电大用户

经核准的直接购电大用户是市场购电主体，一般是较高电压等级、较大用电量的大工业电力用户;符合国家产业政策、用电负荷相对稳定、单位产值能耗低、污染排放符合环保要求;具有法人资格、财务独力核算、能够独立承担民事责任的经济实体。

（2）交易品种

1）电力服务

分布式发电是指为满足终端用户特殊需求，接在用户侧附近的小型发电系统。是充分开发，因地制宜利用可再生能源的理想方式。分布式发电通过燃料燃烧驱动原动机发电或通过生物化学反应获得电能。前者有燃气轮机、内燃机、风力发电，后者包括光伏发电，燃料电池发电，生物质发电等。

2）供冷、供热服务

分布式燃气冷热电联供系统采用的燃气轮机和内燃机发电技术、余热回收技术以及制冷技术多为成熟技术，以小规模（几kW至数MW）分散布置的方式建在用户附近，配置灵活，便于按冷、热、电负荷的实际需要进行调节，不仅满足了区域内用户的用能需求，还节省了大量的城市供热管网建设和运行的费用，有助于电网和燃气供应的削峰填谷，减少碳化物及有害气体的排放，产生良好的社会效益，符合可持续发展战略，是未来能源技术发展的重要方向之一。

3）储能服务

分布式储能是指将分布式发电过程中多余的电能以机械能、化学能、重力势能等形式储存起来，当用户侧需要的时候再将储存的能量释放。分布式储能系统一般有三种方式实现用户的用电可靠：

①在用电低谷期将多余电能储存，用电高峰期时释放，实现“消峰填谷”，保证电网电能动态稳定;

②在电网发生故障或遭受自然灾害时辅助供电或者传输电能;

③保证用户在强制停电或者供电中断的情况下用电需求。

（3）交易方式

从我国电力工业发展的历史、现状以及特点考虑，结合内蒙的实际情况，分布式能源交易采取集中提供的方式，即统一调配的方式。随着分布式能源交易市场的不断完善，市场规则、法律环境等因素进一步健全，可采取集中提供和市场化并存的模式。对现阶段的内蒙古电力市场来说，分布式能源基础服务应由负责市场调度运行的机构，也就是内蒙古电力公司集中提供。也就是说，在分布式能源交易市场起步阶段，各种市场机制还不完善的情况下，宜采用统一调配型交易方式;在电力市场初、中期阶段，在处于电力库的交易模式下，宜采用统一投标型交易方式;在电力市场中、高级阶段，则可采用双边合同或者几种模式混合的提供方式。

3.分布式能源投资模式的价格机制

（1）分布式发电上网电价机制

当前，分布式风电技术基本成熟，已经开始规模化发展，目前其成本基本不超过煤电的两倍，如果加上外部效益，其成本基本和煤电相当。其上网电价机制如下：根据标准成本法，依据风能资源情况，以采用固定价格政策为主，其他（如招标价格）为辅的方式，并配合强制上网政策，保障投资商的合理收益，规范市场，从而实现风电快速发展。也可以考虑电力产品的外部价值，参考内蒙古地区煤电的成本和价格，制定有差别的风电电价，以体现当地发电电量的经济价值和风电经济特性的地区差异。

（2）分布式发电用户售电电价机制

本部分将建立内蒙古地区分布式发电用户售电电价机制，一方面，针对接入电网并免除备用费缴纳责任的自发自用类分布式发电，建立大电网对其用户紧急供电电价机制，以反映电网备用成本;另一方面，制定内蒙古地区分布式发电向用户直接售电电价机制，以反映各类用户之间的交叉补贴责任，并与现行销售电价机制相衔接。

1）大电网紧急供电电价机制

内蒙古地区分布式发电主要为自发自用类，为避免电网企业对自发自用式分布式发电企业重复收费（多收）或者漏收，建议对于分布式发电企业内部的供电部分收取备用容量费，这部分不再收取基本电费;向电网企业的购电部分，按照大工业用电的标准收取基本电费，这部分不再收取备用容量费。分布式发电企业和电网企业没有协商约定备用容量的时候，建议以分布式发电厂的装机容量作为备用容量费的计收标准。这部分的容量不再计收基本电费，在变压器的容量中予以扣除。

2）分布式发电直接售电电价机制

销售电价一般分为：工业用户电价、商业用户电价和居民用户电价三类，同一大类中通过不同电压等级和用电负荷特性体现供电成本差异。内蒙古地区分布式发电的主要用户为工业用户，因此，应对其采取两部制销售电价，它包括基本电价和电度电价两部分。基本电价是以用户变压器容量或最大需用量作为依据计算的电价，电度电价是以用户消耗电度数作为依据计算的电价。基本电价按最大需量计费的用户应和电网企业签订合同，按合同确定值计收基本电费。

（3）分布式发电电价附加征收机制

我国销售电价附加主要包括5项政府性基金及附加，包括：1）农网还贷资金;2）国家重大水利工程建设基金;3）城市公用事业附加费（电力）;4）中央及地方库区移民后期扶持基金;5）可再生能源基金。附加费用大概占总电价的7.2%。根据不同类型的分布式发电用户特点，需制定差异化的分布式发电销售电价征收标准。

内蒙古地区分布式发电多服务于工业用户，具有容量较大、分布较为集中、调峰性能好等特点，因此，销售电价附加征收标准可设置如下：5MW以下：征收1）-5）项附加费，费率按照标准的50%征收;5MW-30MW：征收1）-5）项附加费，费率按照标准的70%征收;30MW以上：征收1）-5）项附加费，费率按照标准的100%征收。

上网电价附加免收标准为“符合环保要求，不产生二次污染”，分布式风能与光伏可以不征收上网附加费。

（4）分布式发电并网收费机制

未来随着我国电力体制改革的不断深入以及我国分布式发电相关技术、管理措施和政策的不断完善，内蒙古地区电力市场将处于良性竞争环境中，此时不需要电网公司和所有用户再为分布式发电支付相关成本，此时，可以可再生能源为主的分布式发电采用“混合型收费”方法，从而减小电网企业和用户的一部分压力。

当地区电力市场形成完全竞争性市场时，对所有的分布式发电可使用“深层次收费”方法，由分布式发电业主来承担接入电网的所有费用，包括与电网直接连接的线路，以及因接网而造成的电网设备改造费用，从而减少其他用户承担的相应成本，减少电网企业的压力。

4.结论

针对分布式能源未来良好的发展前景，本文提出了分布式能源交易模式，并结合相关分布式能源发展政策和运营实际提出了可行的交易模式。此外，随着分布式能源市场的扩张以及并网规模的逐步增长，未来分布式能源交易能否为交易主体――电力企业，分布式能源发电企业以及用户带来可观的收益，还需对不同交易模式下的分布式能源投资经济效益做进一步的分析与研究。

参考文献

[1]梁有伟，胡志坚，陈允平.分布式发电及其在电力系统中的应用研究综述[J].电网技术，2003（12）.

[2]钱科军，袁越.分布式发电技术及其对电力系统的影响[J].继电器，2007（13）.

[3]李斌，刘天琪，李兴源.分布式电源接入对系统电压稳定性的影响[J].电网技术，2009（3）.

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二十世纪八十年代，以英国为首的西方国家为提高资源利用效率，降低电力生产成本，提高服务水平，开始对电力工业进行市场化改革，打破了传统电力工业一体化管理模式，实行厂网分开，输配分离，竞价上网，电力工业开始从垄断经营走向市场竞争。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。新的市场交易机制的形成和运做提高了电力工业的效率，同时也给各个市场主体带来前所未有的市场风险，特别是价格波动的风险。2000年夏季美国加州电力危机的出现以及最近世界最大的电力和能源服务商安然能源公司的破产使人们对电力市场运营的复杂性有了一个新的认识。在满足全社会利益最优的条件下如何稳定现货市场，使电力市场的参与者能有效地防范和回避市场风险，已成为电力市场稳定发展的重要保证。

远期合约（Forward Contracts）、期货合约（Future Contracts）和期权（Option）等金融衍生产品的引入，不仅使市场参与者所面临的价格风险大大减少，而且有助于提高电能供应的安全性和可靠性。建立一个包含电力远期、电力期货和电力期权交易的电力金融市场，以稳定电价和规避风险，是电力市场发展的必然趋势。

我国竞争性电力市场的实践探索始于1998年。1998年底，国务院决定开展“厂网分开”和“竞价上网”试点，要求在上海、浙江、山东和辽宁、吉林、黑龙江6省市进行“厂网分开、竞价上网”的电力市场试点工作。其中，浙江电力市场包括实时交易、日前交易和长期交易，其余5个试点电力市场包括日前交易和长期交易。2002年《电力体制改革方案》出台后，电力市场化改革取得了实质性进展，五个独立发电集团、国家电网公司和南方电网公司相继成立。但2004年至今，东北区域电力市场曾经进入试运行，经历了暂停，重启的过程，目前已暂停运营，进入总结阶段；华东区域电力市场曾经进入试运行阶段，目前暂停运营：南方区域电力市场进入模拟运行阶段。尽管目前市场处于暂停状态，但电力交易仍然存在，特别是各级电力交易中心（包括国网和南网电力交易中心）成立后，电力交易相对活跃。

国内外研究现状

Kaye R J等最早分析了电力市场中以现货电价为基础的电力远期合约。

Green R等对英国电力合约市场的情况进行了研究。

Deng S J介绍了各类电力衍生产品及其在电力市场风险管理中的应用。

马歆，蒋传文等（2002）对远期合约、期货合约、期权合约等金融衍生工具在电力市场中的应用作了研究。认为电力金融合约市场的建立有助于电力现货市场稳定有序的发展，同时对电力金融合约市场中的风险控制问题进行了讨论。

王思宁（2005）对金融衍生工具风险体系中的市场风险进行了概述。

曹毅刚，沈如刚（2005）介绍了电力衍生产品的概念、原理和在国外的发展以及定价理论研究现状，对电力期货及期权合约进行了讨论，并对我国开展电力衍生产品交易提出了若干建议。

李道强，韩放（2008）指出日前市场、双边交易和电力金融产品等非实时电力交易是为适应电力商品的特殊性而提出的金融交易模式。

何川等（2008）介绍了北欧电力市场差价合约的设计方案、运行机制、市场功能等方面，并分析市场主体应用差价合约的套期保值策略。

刘美琪，王瑞庆（2009）指出了电力金融产品市场应包括股票、债券等长期资本市场和期货、期权等短期金融衍生产品市场，分析了电力远期、电力期货、电力期权等金融衍生工具的特点、作用及其不足，指出了我国电力资本市场中存在的问题，提出了相应的改革建议，对我国电力工业的市场化改革具有一定的参考价值。

黄仁辉（2010）建立电力金融市场的集合竞价交易模型、连续竞价交易模型、做市商交易模型和信息对市场价格的影响分析模型，通过交易模型和信息影响非必须模型展现电力金融市场的运行机理。并根据电力金融市场特点以及电力金融合约价格与电力现货价格之间的关系特性，提出点面结合的电力金融市场风险预警模型与方法，为电力金融市场风险预控提供一种思路。

吴忠群（2011）运用不确定性下的最优决策原理，证明了电力的不可存储性对电力期货交易的影响，论述了其形成机制，分析了其运行结果。在常规的金融期货交易规则下，电力期货市场对现货市场的价格发现功能将因投机者退出而丧失。

林钦梁（2011）证明了北欧电力市场运行的有效性，探讨了电力行业参与者如何套期保值，并对电力现货市场的价格进行预测。

孙红（2013）通过对几种主要的电力金融交易形式的探讨，总结了电力金融市场建设中需要注意的问题。

电力金融市场概要

电力金融市场架构。电力金融市场包含了交易主体、交易对象以及交易规则等三个方面内容，如图1所示。

交易主体为投资者、电力经纪人、电力自营机构和做市商等。电力兼营机构是指自己参与电力金融交易，而不能其他市场参与者进行交易的机构。

交易对象。目前常见的电力衍生品合约主要有电力期货合约、电力期权合约、电力差价合约、电力远期合约等。

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。

黄仁辉对电力金融市场微观结构进行了阐述，将电力金融市场微观结构分为五个关键组成部分：技术（technology）：各种支持电力金融市场交易的软硬件，包括各种硬件设备、信息系统和人才。规则（regulation）：与电力金融市场交易相关的各种交易规则，保证市场秩序和稳定。信息（information）：电力金融市场信息主要包含政策信息、供求信息、交易信息、市场参与者信用信息。市场参与者（participants）：电力金融市场的市场参与者由投资者、电力经纪人、电力自营机构、做市商、市场组织者/运营者、市场监管机构等组成，普通电力用户、个人投资者也有机会参与市场，但他们必须通过电力经纪人参与市场交易。金融工具（in-struments）：各种电力衍生品合约，如金融性电力远期合约、电力期货合约、电力期权合约、电力差价合约、金融输电权合约等等。

北欧电力金融市场。北欧电力交易市场建于1993年1月，是目前世界上第一个开展多国间电力交易的市场。电力市场的主体是挪威、瑞典、丹麦、芬兰四国在电力交易方面同时与俄罗斯、波兰、德国等有跨区域的能源交易。

北欧电力市场有四个组成部分：一是场外OTC市场：二是场外双边市场：三是场内交易市场，其中包括日前现货市场、日间平衡市场和电力金融市场：四是由各国TSO负责运营的北欧电力实时市场。电力金融衍生品交易存在于场内金融市场、场外OTC市场和双边市场，场内金融市场有期货合约、期权合约和差价合约交易，OTC市场有标准化的远期合约交易，双边市场则进行个性化的合约交易。

北欧电力金融市场。美国有多个独立的电力市场，由不同的运营商负责运营，其中最成熟的是PJM电力市场、纽约州电力市场和新英格兰电力市场，其市场模式大致相同，并以PJM电力市场的规模最大。在美国，从事电力金融产品交易和结算的交易所主要是纽约商业交易所（New York Mercantile Exchange，NYM-EX）和洲际交易所（Intercontinental Exchange，ICE）。

国际电力衍生品交易所。世界上先行进行电力市场化改革的国家在改革进程中相继引入了金融衍生品交易。最早引入电力期货交易的是美国的纽约商业交易所（NYMEX），1996年其针对加利弗尼亚——俄勒冈边界电力市场（COB）和保罗福德地区电力市场（PV）设计了两个电力期货合约并进行交易，2000年又针对PJM电力市场设计了PJM电力期货合约并进行交易：同年开展电力期货交易的还有芝加哥期货交易所（CBOT），针对Common Wealth Edison和田纳西峡谷地区推出两种电力期货合约：纽约ISO、PJM和新英格兰又推出过虚拟投标作为风险管理工具；金融输电权（FTR）这样的期权产品也得到了广泛应用。北欧电力市场（Nord Pool）是世界上第一家跨国的电力金融市场，1993年挪威最先建立了电力远期合约市场，第一个期货合约于1996年引入Nord Pool，继而又陆续引入期权和差价合约。北欧电力金融市场运营历史最长，市场机制相对完善，衍生工具品种较为齐全，市场的流通性很好，被认为是成功电力金融市场的典范。之后的数年时间里，荷兰、英国、德国、法国、波兰、澳大利亚、新西兰等国家也根据需要开展了电力金融衍生品交易。英国电力市场以场外远期合约的双边交易为主，2000年开始引入期货交易，但均为物理交割，相对于金融结算而言期货流通性差，2002年伦敦国际石油交易所曾因电力期货交易呆滞而取消了该期货，后随着电力交易体系的改进，2004年再次引入了金融结算方式的期货。澳大利亚电力市场以多形式的金融合约交易为主，逐步发展了双边套期合约、区域间的套期保值合约、权益保护合约等，后来又引入了季期货交易，采用现金结算。

先期从事电力金融衍生品交易的国家如下表所示：

电力金融衍生品

远期合约。远期合约是远期交易的法律协议，交易双方在合约中规定在某一确定的时间以约定价格购买或出售一定数量的某种资产。该种资产称为基础资产，该约定价格称为交割价格，该确定时间称为交割日。远期合约是最简单的一种金融衍生产品，是一种场外交易产品（Over the Counter）。远期合约中同意以约定价格购买基础资产的一方称为多头，同意以同样价格出售基础资产的一方称为空头。在合约到期时，双方必须进行交割，即空方付给多方合约规定数量的基础资产，多方付给空方按约定价格计算出来的现金。当然，还有其他的交割方式，如双方可就交割价格与到期时市场价格相比，进行净额交割。

电力远期合约交易的合约内容，除规定交易双方的权利和义务外，一般还包括供电时间、供电量、价格和违约时的惩罚量等主要参数，合约中也应说明将总交易电量分摊到实际供电小时的原则和方法，以便于操作。远期合约签订的方式主要有双边协商、竞价拍卖和指令性计划3种。双边协商方式是由买卖双方通过双边协商谈判而直接达成年、月或星期的远期合约。竞价拍卖方式要求电力市场参与者在规定时间提出未来一段时间内买卖的电量及其价格，由电力市场运营者按照总购电成本最小及系统无阻塞为原则，来确定远期合约的买卖方及远期合约交易的电量和价格。电力市场环境下的指令性计划方式则由主管部门按计划实施，通常应用在有特殊要求的电力需求或者紧急调度情况下。

电力期货合约。期货合约是指交易双方签订的在确定的将来时间按确定的价格购买或出售某项资产的协议。电力期货明确规定了电力期货的交割时间、交割地点以及交割速率。此外，物理交割期货必须在期货到期前数日停止交易，使系统调度有足够的时间制定包括期货交割的调度计划。

根据电力期货交割期的长短，可分为日期货、周期货、月期货、季期货和年期货。根据期货的交割方式可分为金融结算期货和物理交割期货。物理交割是指按照期货规定的交易时间和交易速率进行电力的物理交割，该交割方式由于涉及电力系统调度，需要在期货到期前数日停止交易，并将交割计划通知调度，以保证按时交割。金融结算方式则不需交割电力，而是以现货价格为参考进行现金结算，该方式下电力期货可交易到到期前最后一个交易日。根据期货交割的时段可分为峰荷期货和基荷期货。峰荷期货是指期货规定的交割时间为负荷较高时段的期货，而基荷期货则是指交割时段为全天的期货。

曹毅刚，沈如刚论述了主要交易所电力期货合约的概况。如表2所示。

各国电力期货的应用情况如表3所示。

以下列举了具有代表性的美国纽约商业交易所（NYMEX）针对PJM电力市场电力期货合约，共有42种PJM电力期货产品，为月期货。

电力期权。电力期权是指在未来一定时期可以买卖电力商品的权利，是买方向卖方支付一定数量的权利金后，拥有在未来一段时间内或未来某一特定时期内以特定价格向卖方购买或出售电力商品的权利。电力期权合约不一定要交割，可以放弃，买方有选择执行与否的权利。

根据电力期权标的物的流向，可分为看涨期权和看跌期权。看涨期权的持有者有权在某一确定的时间以某一确定的价格购买电力相关标的物，看跌期权的持有者则有权在某一确定的时间以某一确定的价格出售电力相关标的物。

根据期权执行期的特点，可分为欧式期权和美式期权。欧式期权只能在期权的到期日执行，而美式期权的执行期相对灵活，可在期权有效期内的任何时间执行期权。此外，比标准欧式或美式期权的盈亏状况更复杂的衍生期权可称为新型期权，如亚式期权和障碍期权等。

根据电力期权的标的物，可分为基于电力期货或电力远期合同的期权即电力期货期权，以及基于电力现货的期权即电力现货期权。电力期货期权的交易对象为电力期货、电力远期合同等可存储的电力有价证券，而电力现货期权的交易对象为不可存储的电力。

电力期权合约具有更大的灵活性，它存在四交易方式：买进看跌期权、卖出看涨期权、买进看涨期权、卖出看跌期仪，提供给那些刚做完卖出或买入交易在发现电力现货市场价格变动不利于自己时做反向交易来弥补损失的一方。

以下列举了美国纽约商业交易所（NYMEX）针对PJM电力市场的电力期权合约，共有3种PJM电力期权产品。

差价合同。差价合约，实质上是一种以现货市场的分区电价和系统电价之间的差价作为参考电价的远期合约。由于远期合约和期货合约的参考价格都是系统电价，但在现货市场中发电商和购电商都以各自区域的电价进行买卖，不同区域之间有可能会因线路阻塞导致电价差别较大，可能会给交易者带来巨大的金融风险。北欧电交所于2000年11月17日引入了差价合约。

差价合约的成交价格反映了人们对这种差价的预期值，其可能是正值，也可能是负值，还可能是零。当市场预测现货市场中某个区域的分区电价可能高于系统电价时，差价合约的成交价格为正。反之，成交价格为负。预期相等时，成交价格为零。

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Abstract： With the development of national economy， the power industry also has a rapid development， the auxiliary service market management is closely related with the safe operation of power grid. This article mainly analyzes the theory and practical application of the auxiliary service market and the grid frequency control under the power marketing environment.

关键词： 电力市场环境；辅助服务市场；电网频率控制；分析

Key words： the power marketing environment；ancillary services market；the grid frequency control；analysis

中图分类号：F407.6 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）28-0063-02

0 引言

近年来，随着科技水平的进步，电力行业的竞争越来越大，我国已经开始实施电力工业的市场化改革，在改革过程中，也取得了一些成效。在目前的大环境下，必须要使用科学有效的措施保证电网的安全运行，就电力系统而言，电网控制频率、各类辅助服务、无功电压支持是保证电网安全运行的必要措施。下面就以此为基础，对电力市场环境中的辅助服务市场理论进行深入的分析。

1 电网安全运行条件下辅助服务市场的交易模式

基于经济学的理论，为了将竞争机制引入电力行业，提升整个电力企业的运行效益，需要根据现货的理论建立好电力现货市场，对于这一问题，国内已经有了初步的研究，但是这类研究大多集中在电力市场结构、模式与电价之中，对于其他问题的很少，对于辅助服务市场的研究很十分的匮乏。辅助服务即在引入竞争机制后保证电力企业供电质量与电网安全运行的措施，辅助服务包括整个发电机组的调频、调度以及电压支持等等，辅助服务市场的管理成效与电网的安全运行息息相关。

2 辅助服务市场的框架设计

辅助服务市场运作的前提条件就是电网的安全运行，根据有关文献的记载，需要对电网运行的紧急状态进行科学的排序，考虑到紧急状态反应需要一定的时间，必须要实现确定好决策机制，一般情况下，辅助服务市场的运作包括准备阶段，评估阶段以及实施阶段三个阶段。在准备市场之中，管理机构需要科学的预测到风险的发生情况，考虑到运营的各项成本，并根据实际的运行原则进行招标。招标完成之后，即进入评估阶段，在评估阶段之中，管理机构需要对整个电网进行科学有效的评估，找出其中的不安定因素。评估完成后，管理机构即可对电网运行的不安定因素进行分析，并采取针对性的措施提升电网运行的安全性，在这一阶段之中，必须要制定好完善的协调战略，减少运行成本，提升电网运行的效益。

3 电力市场中负荷频率控制模式与实施方案

将竞争机制引入电力行业中，必须的条件就是电网的公平开放，这不仅要求具有工频的辅助服务价格以及输电价格，也要有负荷频率的控制模式和实施方案。与传统运营模式相比而言，辅助运营模式出现的负荷频率控制问题较多。在过去阶段，大所属国家大多实施电力的发、输、配、售的一体化服务，每个环节均由政府进行掌控和管制。就现阶段来看，我国电力市场一直在进行改革，改革的最终模式尚未确定，但是竞价上网的模式已经被接受。

就目前来看，我国不同区域之间均存在着电力交易，即电力的交易会通过两个或者两个以上的输电网络，若电网仅仅只有一个网络，那么辅助服务的问题便很好解决，但是在情况复杂时，则需要根据用户的实际需求量、功率因素以及负荷特性参数进行确定。此外，还要考虑到几种类型的合同：

可变功率合同：可变功率合同即用户可以在合同的规定下改变供电功率，但是也可以将功率购买与负荷需求进行匹配。

固定功率合同：固定功率合同较为简单，即固定时间的固定功率，但是在实际的运行过程中，这种情况很少存在。

负荷匹配合同：该种运行模式能够为用户提供负荷跟踪服务，负荷跟踪是辅助服务的义务，不需要用户来付费，在新型的运行环境下，负荷匹配合同的运行较为困难。

4 电力市场环境下自动发电控制（AGC）模拟分析

在未来电力市场之中，负荷跟随是辅助服务之一，与其他发达国家类似，我国电力市场化改革使用的也是发电与其辅助服务引入竞争机制的方式来进行交易，在电力市场的变化之下，市场主体也会由配电公司、发电公司、输电公司与电网运营管理机构组成，电网运营管理机构是一种由不同类型参与者共同构成的一种机构，该机构需要对电网运行的可靠性进行协调，并采取科学的方式来检验电网合同交易的有效性。

AGC运作的基本框架。实施AGC的目标就是为了维护不同控制区域功率的交换值、保证系统拼合的合格、并保证发电机组运行的经济性，在传统模式下，AGC常常由集中机构来控制，这种集中机构能够实时的监测到电网的不同信息，再将任务传递至发电机组进行实施，这样即可满足控制目标。

在电力市场环境之下，必须要根据负荷合同的实际情况来实现AGC的运行，在实施AGC运行时，需要控制好区域误差，为此，必须要设计好科学的运行机制与AGC市场结构，在该种结构下模拟与分析AGC需要的信息，再根据度量值与合同数据进行计算，如果有参与者违背运行原则，必须要接受相应的惩罚，此外，电力企业也可以通过DSM技术来调整区域的负荷。与传统的运行模式相比而言，新形势下负荷点与控制区的交易数量较多，因此，需要建立好完善的合同数据通讯标准，度量市场参与者与ICA之间传递的数据，在交易量的增加下，结算工作也会不断的增加，为了解决这类技术问题，必须要建立好完善的技术标准，这样才能够实现市场交易的公平性。就现阶段来看，AGC市场包括以下几种类型的交易：

电力库交易：电力库交易即将报价单提供至ICA，ICA在根据合同价值进行投标，在投标的过程中要严格的遵照匹配机制。

双边合同交易：配电公司与发电公司需要进行谈判，并在制定好双边合同，市场参与者则负责进行通讯通道的建设与负荷跟随的实现，在整个过程中，配电公司需要对负荷进行连续监测，保证负荷能够满足合同的需求。

区域调控合同：在电力系统运行的过程中，可能会出现实际发电情况与计划偏离的情况，为此，必须要全面的进行区域调控，负荷的变化会导致频率出现变化，实际的变化情况则取决与系统频率与调速机的特性，调速机与频率的变化时同步的，具体的调控成本则需要根据交易量的实际情况进行分配。

参考文献：

[1]IEEE Bibliography Taskforce on Engineering Issues Associated with Transmission Access，“Second Bibliography on Transmission Access Issues，” IEEE Trans. on Power Systems， vol.12，no.4， pp. 165， November 2007.

[2]M.A.B.Zammit， D.J.Hill， and R.J.Kaye， “Designing Ancillary Service Markets for Power System Security，” Systems and Control， School of Electrical and Information Engineering， The U niversity of Syd ney， Technical Report EE-98007， June 2008.

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关键词：发电权；置换交易；电力体制改革

我国发电权交易1999年就已经开始，目前全国有22个省开展了省内发电权置换交易。通过梳理国内发电权交易的基本经验，有利于更准确地把握和运用发电权交易制度。

一、我国发电权置换交易现状

发电权置换交易起源于1999年四川推出的“水火置换”，主要是充分发挥水电优势，减少弃水。2003年在“水火置换”的基础上，从交易的效用（经济性）方面，提出了发电权交易的概念。近年来，随着风电和太阳能光伏发电等新能源产业的兴起，新能源与火力企业之间进行发电权交易也逐渐被尝试。

随着电力行业节能减排政策的实施，发电权交易相关研究已成为近年来电力市场领域理论研究的热点[1]。2002年电力体制改革以来，我国共开展了四项电力市场改革，即区域发电侧市场，直接交易市场，发电权置换交易市场和跨省跨区电力交易市场。前面两种市场国中央政府主导，从上而下地进行；后面两个市场由企业主导，从下而上地开展。事实上，企业主导的电力市场包括发电权置换交易显然出了强大的生命力。发电权交易已经在我国得到了广泛而深入开展，跨省跨区发电权交易也在东北、华北、华东、华中、西北和南方区域市场实施，取得了显著的经济和社会效益。

二、 发电权置换交易的体制基础与政策支持

发电权置换交易为什么能够从下而上地开展起来，有一定体制基础和政策原因。正确认识这些原因，对于准确分析发电权置换交易的实质与变化规律有重要意义。

（一）政府电力电量平衡计划制定办法及发电权界定

受计划经济体制的影响，也为了确保电力供应，长期以来，我国政府通过电力电量平衡方式，按照清洁能源优先，火电机组同比例等原则，对电力企业下达生产任务或指导性计划。

（二）国家节能减排政策

2007年8月2日，国务院办公厅以[2007]53号文转发了发展改革委、环保总局、电监会、能源办联合制定的《节能发电调度办法（试行）》。该办法按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，从而实现节能的目的。在这种背景下，全国各地开展了以大机组替代小机组的“以大压小”的发电权交易，增加了高效率发电机组的利用率，平稳有效的实现了节能降耗减排。

三、交易规则方面的主要经验

（一）准入条件

结合我国的发电权交易实践，准入条件可以分为以下三类：1）对发电权交易的出让方和购买方都设定准入条件；一般情况下都会对发电权交易的出售者和购买者的发电机组的容量设定限制，这也就决定着了发电权交易的方向只能由节能低排放的大容量机组替代耗能高排放的小容量机组发电。2）只对发电权交易的购买者设定条件限制；也就是发电权的购买方机组容量必须大于特定容量才能进行交易，这就意味着发电权交易不仅可以由节能高效低排放的机组代替耗能低效高排放的机组，而且发电权交易可以在高效低排放的机组间进行。3）对发电权交易的双方都不设定条件限制；任何机组都可以参与交易，发电权交易市场通过价格来调节进行交易。在这种条件下，耗能高排放机组可以替代节能高效机组发电，耗能低排放机组之间也可以进行发电权交易。显然，在新能源与火电跨省跨区发电权置换交易中，是新能源置换火电企业发电。

（二）交易方式

发电权的交易方式大体包括双边交易和集中交易两种基本方式。其中双边交易适用于交易成员较少、交易情况较为简单的情况；而集中交易则适用于市场成员较多，交易机制较为复杂的情况。此外，东北区域电力市场的发电权交易除上述两种交易方式外，有挂牌交易。

（三）价格机制

双边交易的交易价格由交易双方经协商确定，而集中交易由于交易成员较多则需要对交易模式和价格机制进行设计。其中价格机制主要有高低匹配和边际出清两种价格机制。在现实发电权交易中，集中交易普遍采取集中撮合交易模式和高低匹配价格机制。

（四）交易平台

区域发电权的交易平台包括区域统一市场和共同市场两类。区域统一市场是指在区域中建立一个电力交易中心，所有的发电权交易均在这个机构中进行；共同市场是指在区域中建立一个区域交易中心和多个分支交易机心，发电权交易在这个市场中分层进行。本质上讲，区域统一市场组织区域一级的发电权交易，而共同市场则组织区域和省两级发电权交易市场。目前我国区域发电权交易采用省级交易市场和区域交易市场共同存在的共同市场交易平台，交易顺序为先进行省级的发电权交易，再进行区域发电权交易。

（五）电价、电费结算

各省发电权交易实施办法及监管办法中都对电价结算，电量（电费）结算，输配电价和网损电价，甚至包括辅助服务补偿都做出了详细规定。

四、启示

（一）用市场机制补充和完善电力生产计划经济制度

发电权交易产生和发展的规律说明，发电权交易作为对电力工业中传统计划经济体制的补充和完善，具有简单易行，效果明显的特点，充分显示了市场经济制度的有效性。发电权来源于计划经济体制，可能会产生资源扭曲配置的结果，但是，引入市场竞争机制后，却能产生资源优化配置的结果，因此，是对计划经济体制的有效补充和完善。两种经济制度在发电权交易中得到了充分和有效的融合。

（二）利益共享是发电权交易的基础

发电权交易通过把资源优化配置产生的效益在参与的市场主体之间分享，在计划体制的基础上建立了一种市场化改革产生的搁浅成本的处理机制。与其它市场交易制度如直接交易不同，其它市场交易可能会造成某个市场主体利益受到损失的问题，这种市场的改革必然会产生阻力。发电权交易可能形成的利益分享机制很好地解决了这个问题，这是发电权交易能够迅速发展的深层次原因。

（三）有基本相同的交易规则

目前我国许多省都开展了发电权交易，有些地区还组织了跨省、跨区的发电权交易。总体上看，发电权交易有基本相同的交易模式和规则。如火电大小替代，水或新能源与火电替代等几种类型，双边协商交易与集中撮合交易等相同的交易价格形成机制等。

（四）有关风险管理规则设计不够

由于参与发电权置换交易中各方利益都有所增加，因此，发电权置换交易模式和规则中有关风险管理与控制的规则较少。事实上，不同发电企业参与的发电权交易并不完全都是没有风险的。比如“大小置换”就不会产生太大的风险，不同火电企业特别是同省的火电企业开展发电权交易，双方对对方成本信息等了解得非常清楚，所以在报价中，大家会对发电权交易产生的净收益的分配十分公平和准确。但是，对于水电、新能源与火电的发电权交易，情况可能有所不同。

（五）全部为物理交易

目前我国发电权置换交易都采用了物理交易，而发电权置换交易更适合采用金融市场交易方式。因此，如何从发电权交易开始，提出和设计以发电权置换交易为基础的发电权合约交易市场。吸引包括投机商在内的交易主体参与，增加市场流动性和交易规模，形成相对规范和完整的市场。（作者单位：长沙理工大学经济与管理学院）

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20世纪40、50年代，随着佛罗里达工业的迅速发展，电力需求高速增长，基于供电相互支援和提高可靠性的需要，电力公司间建立了联络线，以便在紧急情况下提供功率交换，从而开始了电力公司间的市场交易。

美国电力高层的特有结构和发展过程与美国电力产业的历史状况以及美国政府的产业政策有关。由于美国电力产业中的75%为私人所有，因此尽管美国政府意识到对发电、输电、配电和供电实行垂直一体化的市场结构会阻碍竞争，但也不能象英国对待国有电力产业那样实行市场结构重组政策，而只能主要通过放松进入管制，以更大程序地发挥市场机制的作用。1978年，美国颁布了新的《能源政策法》，进一步促进了发电市场自由化。1995年联邦能源管理委员会（FERC）了Mega-NOPR提案以促进输电服务的开放。1996年，美国又颁布了两项法律，详细规定了电网开放式输送电力及其收费标准。输电线路由电网经营企业运营，向发电企业提供输电服务，电力趸售用户可以通过电网向发电企业直接购电。这样，继发电领域市场化后，又形成了输电线路公用化，电力趸售市场全面和公平竞争。

加州是美国电力市场化的先锋，加州模式可以称为美国电力市场化的现代版本，具有相当的典型性。1998年3月31日，加州电力市场正式运行，成为美国第一个允许电力用户选择发电商的州。在加州电力市场化模式中，电力用户可以直接与发电商签定购电合同，电网向发电商开放并为用户提供输电服务。电力市场的运营通过新成立的两个机构：加利福尼亚电力交易所（PX）和加利福尼亚独立系统运营者（ISO）来进行。ISO管理着三个关键市场：竞争性的辅助服务采购市场、实时能源市场和拥护管理市场。PX经营着三个能源市场：对次日每小时进行的每日拍卖、当天市场和批量期货市场。ISO控制输电网络和电力调度，PX制定并向ISO提交交易计划，该交易计划成为ISO协调电网运行的基础。

与英国相比，美国的电力市场化比较超前和彻底，走的是另外一条路径。但由于美国地域广阔，拥有世界上最庞大的电力系统，电力监管通常以州为界，因而美国的电力市场化也比较复杂，形式各异。综合起来，大致有以下特点。

1、产业组织结构与运营管理。美国的电力产业组织结构和生产运营是随着电力市场化的溶化百不断发生变化的。在一个较大的联合电网中，通常存在若干独立的发电企业和几个或十几、几十个独立的电网经营企业，这些企业有着大体相同的联合运行规则。在市场化的模式下，电网的运营由独立系统运营者（ISO）进行控制和调度，电力交易所（PX）则负责制定交易计划。

2、市场结构、竞争与交易模式。从总的方向来看，美国的电力市场化模式是发电领域和售电领域市场化，输电领域公用化。即发电企业通过电力市场自由竞争，输电网由众多的电网经营企业垄断经营，电网经营企业通常不拥有发电容量，只向发电商和电力趸售商提供无歧视性输送服务，输电价格由政府法律确定。电力趸售用户可以通过电网向发电企业直接购电。因而电务市场的参与者主要是发电商、输电商、系统运营者和消费者。

美国电力市场化模式的竞争显得比较充分，交易模式也较为复杂。竞争不仅体现在实时能源市场的采购领域，即发电商通过竞争向大用户和电力趸售商提供电能上，而且体现在辅的服务市场采购方面，甚至体现在输电通道使用权的出售和拍卖上。电力交易中心PX是市场运作过程中的重要环节，它经营着对次日每小时进行的每日拍卖、当天市场和批量期货市场，根据上述三个市场确定的全约制定关向系统操作者ISO提交交易计划，作为ISO协调电网运行的基础。系统运营者ISO则在PX提供的交易计划的基础上，制定系统的运行计划，并在辅助服务市场提前一天和提前一小时的拍卖中购买平衡服务，以确保运行计划的实现；同时，系统运营者ISO还利用市场参与者提交的“调节”招投标，进行提前一天和提前一小时的区域之间的拥挤管理，并进行实时的区域内拥护管理，如果预测会出现区域间的输电能力制约，ISO就将可用的输电容量按照“调节”招投标的排序进行分配，如果区域内发生拥挤，ISO将通过经济补偿手段，即向已进入排序的发电商支付补偿费用使其退出运行，并值钱给别处其他价格较高、未进入排序的发电商，令其启动而改变运行计划，从而解决输电拥挤的问题。此外，ISO还管理着实时能源市场，并通过价格信号来平衡供求。

与这种比较充分的竞争相适应，美国电力产品不同环节的价格大部分通过竞争确定。在发电领域，发电商的售电价格通常取决于实时能源市场和辅助市场上的电力采购价格、与趸售商及大用户签定的合约价格、输电费用以及输电拥挤价格等；输电价格由政府严格管制，并有有关法律确定相应的收费标准；售给终端用户的电力价格随着发电商售电价格、输电拥挤程度和供电成本的变化而上下波动。

3、监管机构与监管方式。美国的电力市场化过程是与政府放松管制的过程联系在一起的。美国对电力产业的监管，大多是以州为单位进行的。由于美国地域广阔，在联邦政府层面，只有美国联邦能源管理委员会FERC代表美国政府对电力产业进行监管，其监管的形式主要是通过制定有关政策法律和规则，以确保竞争的实施。具体对电力产业的管制，各州因具体情况不同，在管制的范围、管制的程序、管制的方式等方面均有所不同。但大体说来，在发电领域，除了环保管制的因素以外，几乎不存在电力产业进入的任何障碍；在输电领域，依然存在着严格的政府管制，政府的法律严格规定了输电费用收取标准及无歧视性地向发电商和趸售商提供输电服务的义务；在配电业务方面政府通过发放经营许可证的方式特许某些电力公司在某一区域内垄断经营。同时这种管制还体现在销售价格上，在美国，禁止公用企业随意提高电价，通常各州都有对零售电价进行限制的管制措施。

4、电力市场化的成效与问题。美国的电力市场化实践对于美国电力产业的发展起到了一定的促进作用。通过电力市场化，使电力产业特别是发电行业获得了充分而有效的竞争，市场机制在配置电力资源方面发挥了重要作用，有效地提高了美国电力产业的运营效率，使得电力终端销售价格多年来都保持在某些方面较低的水平上，电力企业的服务质量也得到了明显的改善。应当说，美国电力市场化模式是与英国模式一样具有典型意义的模式，它带给人们许多大胆而双富有创意的启示。

美国电力市场化模式的突出问题是对市场的过分领带和放松管制超出了电力产业特殊性所容许的程序，因此造成了其在电力供应和安全方面存在着难以克服的缺欠。具体表现在以下几个方面。

第一，较为充分和独特的市场竞争模式迟滞了市场价格信号的变化，加之日益苛刻的环保管制以及缺乏有力的规划引导和市场调控，造成了发电市场的备用容量不足。

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近期，北京、天津、上海、重庆、湖北和广州等六省市将开展碳交易试点工作。选择特定行业，主要是根据碳市场形成的三个基本条件，即满足“可测量、可报告、可核实”。从国际经验看，欧盟（EUETS）、美国（RGGI）等碳交易体系也都是从电力行业开始的。因此，无论从国际经验还是实际条件出发，电力因为其行业特性相对统一、数据基础良好、碳排放量大且集中、易于计量和检测等优势，被公认为是行业试点的首选。

碳交易试点建立的目的

碳交易试点可谓是我国建立碳排放机制的第一步，为什么先从这里入手呢？国网能源研究院企业战略研究所副所长马莉称：“建立碳交易试点的目的主要有三个，一是通过碳交易试点，探索建立基于市场并适合国情的碳减排机制，以此作为落实“十二五”碳强度指标以及2020年温室气体减排目标的重要手段之一。二是碳交易是未来发展趋势，作为经济快速发展的大国，我国推行碳交易试点也是顺应潮流并争取主动的行为。目前，我国的CDM项目约占全球的44.63%，但因处于国际产业链底端，缺乏定价权。因此，应吸取我国在石油市场丧失话语权的教训，争取在碳市场形成全球化稳定市场之前，为我国争取碳市场的话语权。三是从国际政治环境角度看，通过开展碳交易试点，可进一步展现中国致力于应对全球气候变化的大国风范，并可在国际谈判中保持有利位置。”

以电力行业为试点需要考虑的因素

之所以选择电力行业作为试点行业，主要考虑的是电力行业整个计量系统非常完善，建立碳交易试点可以节省很多成本。碳交易强调可核证和可计量，这个问题在电力行业也相对比较容易解决。马所长在这里特别强调了一个问题：“与发达国家不同的是，目前我国正处在经济快速增长阶段，这个过程用电负荷增加是具有历史必然性的。用电负荷总量增加的必然性和碳排放总量下降的要求之间存在矛盾，如何调解这对矛盾，是设置碳排放机制需要考虑的问题。这点与发达国家是完全不同的，因为西方发达国家的经济发展状态已经进入一个相对平稳的阶段，它们的减排目标设置和我们这种经济高速发展期的减排机制设置必然存在差异。碳交易市场机制及规则设计，要充分考虑电力市场空间扩展性与碳排放权市场空间收缩性的两个不同的趋势，不能对电力工业发展产生制约。这也是建设电力行业碳减排试点需要考虑的第一个问题。”“其次需要考虑的是碳排放指标的初始分配要与电源结构挂钩，在大力促进清洁能源发展的同时，也要充分考虑由我国资源禀赋决定的以煤炭为主的电源结构，要体现碳交易的客观性、均衡性和公平性。”马所长举例说：“在确定碳排放总量减少的大前提下，为发电厂分配碳指标的时候，就要考虑到发电量的增加而去设定减排指标，而不能用一个静态的、固定的指标去一刀切。但是同时也要考虑到电力结构转型的因素，如该发电厂有多少负荷是使用清洁能源发电的，这也可以当成其规定碳指标时的考虑因素。”也有专家分析可以按照电力和石油化工行业等行业分解碳减排指标，然后在行业间或者行政区域间建立一种交易模式，竞争性行业则可以安排过渡方案，减排指标从向地方分解转化为向行业分解。

“第三个需要考虑的是电力行业开展碳交易，要有利于能源布局优化。”我国能源资源分布不均衡，主要集中在西部和北部地区。碳排放指标的分配要考虑到区域能源资源禀赋的差异性，从全国资源优化配置的角度来看，合理分配碳减排指标，适当向西北部能源资源富集地区倾斜，以引导电源向西部布局。

马所长说最后要考虑的是：“现有的体制和机制。中国国情、电情与国外不同，电力价格没有放开，电量指标主要是由政府分配，碳排放指标的分配要考虑与电量指标的结合。电力市场化改革正在逐步推进，碳交易市场的发展要与电力市场化进程衔接。”

电力企业在碳交易及低碳经济中扮演重要角色

电力行业是碳排放的重要领域，根据中国电力企业联合会的数据统计，2010年电力碳排放量约占全国排放量的50%，但同时也是实施碳减排的重要行业。“十一五”前四年，电力行业累计实现减排量约为9.51亿吨。就这种情况，马所长分析：“未来，中国电力工业还处于快速发展阶段，以煤为主的电源结构将长期存在，因此电力行业的减排成效将对碳交易及低碳经济发展起到至关重要的作用。电力企业通过开展碳交易，可以充分利用市场手段有效降低企业的减排成本，激发电力企业减排及参与市场的积极性，使之成为碳交易市场的主体之一。而相关资料也显示，电力企业已经开发很多CDM项目，对碳交易市场规则和运作机制有比较深入的了解，一旦碳交易试点建立，这些企业能很容易地参与进来。”电力企业在发展低碳经济中的作用也是不容小觑的，一方面，发电企业是承担直接减排责任的重要主体，通过绿色发电技术的研发和应用，促进绿色清洁能源的开发和利用，为用户提供安全可靠、清洁环保的电力。另一方面，电网是连结各发电企业和广大用户的枢纽，电网企业在能源生产、运输和消费等环节的低碳化中发挥着重要的作用。电网企业通过采取一系列措施降低网损，积极实现输电环节的直接减排。

碳交易试点的建设对电力企业的影响