導語：如何才能寫好一篇電力化市場交易，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。

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論文關鍵詞:電力市場 課程功能 教學內容

論文摘要:隨著我國電力市場改革的逐步推進，培養既懂電力市場理論，又能參與電力市場競爭的實踐型人才，已成為“電力市場概穢課程教學的主要功能。本文就“電力市場概論”課程教學內容的深化改革進行探討，為進一步提升課程功能提供借鑒。

一、電力市場改革概述

20世紀80年代末，英國對本國的電力工業實施市場化改革。主要內容是對電力工業中的發電、輸電、供電業務進行分割，改革后的發電企業被重組為國家電力公司、國家發電公司和核電公司，除核電公司以外，其他電力公司都改組為私營股份制公司，實行獨立核算，自負盈虧。成立國家電網公司，專門經營275kV和400kV的高壓輸電系統，并且負責與法國電網和蘇格蘭地區電網的互聯工程。

為了展開市場交易，英國建立了電力聯合運營中心(即電力庫，Power Pool或P001)，由國家電網公司負責運行。另外，12個地區供電公司也實行私有化，在售電環節展開競爭。改革后，電力市場對大用戶(IMW及以上)開放，大用戶可以自由選擇供電方，即可從地區電力公司、電力聯合運營中心和發電廠中任意選擇供電方。

英國的電力市場改革迅速波及到世界許多國家，從而引起了一場全球性的電力市場改革。我國政府于2002年正式下發了5號文件，開始了我國電力工業“廠網分開、競價上網”的市場化改革。隨后便在我國的東北地區開展了“競價上網”的試行工作。

同世界各國一樣，由于電力工業長期以來實行的是垂直一體化的壟斷經營，因此，隨著電力市場改革的展開，電力企業普遍面臨改革所提出的許多挑戰。例如，電力企業需要學習掌握電力市場的相關理論，要自覺、盡快適應電力市場的環境，從而實現在電力市場的條件下形成企業新的管理模式;此外，電力企業如何在市場上展開價格競爭，如何吸引用電大戶，如何按市場規律進行投資、融資，如何規避市場風險，如何制定適合企業自身特點的競爭策略等等，這些問題成為市場環境下電力企業管理中急需解決的內容之一，并引起電力企業管理層的高度重視。

面對電力市場建設所帶來的大量全新課題，為促使電力企業盡快擺脫計劃經濟的影響，學習掌握市場經營、市場競爭的技能，培養和引進掌握了相關知識的人才是電力企業必然的選擇。華北電力大學(以下簡稱“我校”)為了順應我國電力市場改革的需要，以滿足電力企業的需要為目的，按照完善本科課程建設和實現按照社會需求辦學的宗旨，于2000年開始設立“電力市場概論”課程。

二、不斷深化課程教學內容

設立“電力市場概論”課程，其主要功能是為了適應電力市場改革和電力企業的實際需要，培養出基礎知識扎實，具有熟練實際操作能力，并能面臨難題勇于創新的人Zo然而，電--力市場改革是一項長期、艱巨的探索過程，無論是理論研究、實踐摸索等，都將是一個長期的過程。為了適應電力市場改革的發展變化，強化受教者的實踐能力，更好地達成“電力市場概論”課程的功能，我們從三個方面對課程的教學內容和方法進行了持續的深化改革。

1.跟蹤電力市場改革的步伐，不斷調整和充實課程內容

一方面，我國的電力市場改革是一項十分復雜、漫長的過程。其中的許多改革內容還需要較長時間的探索，完善，因此電力市場改革決不是一蹴而就、能夠快速完成的過程。另一方面，由于我國地域遼闊，經濟條件、資源分布、社會發展水平等都存在著明顯的不平衡性，因此，各個地區在實施電力市場改革時所選取的改革方案也存在差別。為了讓“電力市場概論”課程具有更強的實時性、針對性，使課程功能得到增強，主講教師利用與電力部門的聯系，先后收集了國內各個地區電力市場改革的方案，并且將這些第一手資料整理后融入課堂教學知識引入教學。主要有“東北區域電力市場試點工作理論與實踐探索”，“華東電力市場運營規則”，“華東電力市場試點工作文件選編”，“南方電力市場建設文件選編”，“我國電力市場監管和立法”，“臺灣電業自由化方案”等，從而使“電力市場概論”課程的內容更加貼近實際，使學生更準確地掌握電力市場改革的內容和動向。

2.參與電力市場研究，實行科研促教學

如前所述，我國電力市場的改革將十分復雜，如何構建起完善的電力市場還有許多問題需要解決。因此，課程主講教師采取了積極參與“電力市場改革”的研究工作，做到實時收集信息，跟蹤改革進程，并將有關研究成果和電力市場改革信息帶到課程中，以啟發學生研究電力市場改革問題的熱情，加深對電力市場改革的理解，并且能夠啟發和提高學生的創新能力。

近年來，“電力市場概論”課程的多位主講教師先后參加了由中電聯組織的大型課題:“電力市場改革研究”，申請了國家、省部級研究課程，通過課題研究，先后參與撰寫了《電力負荷預測技術及其應用》、《電力工業管制與電力市場監管》、《發電市場》、《多種經營管理》、《電力企業戰略管理》、《電力目標市場》等著作和大量論文。這些著作和論文不僅保障了“電力市場概論”課程所需要的教材和輔助材料，同時也使“電力市場概論”課程的內容更加生動和貼近實際，同時也給學生帶來了許多可以研究、思考的問題，極大地提升了課程的功能。

3.完善課程教學平臺

電力工業屬于技術密集型行業，由于受現代科學技術的限制，目前電能還不能大規模的存儲，因此，電能具有生產、傳輸、消費同時性，加上電力供應與消費需要保持協調，從而使電力工業的生產、調度、輸送和消費等方面，涉及到大量的技術問題。而電力市場改革不但不會降低這些技術的復雜性，而且還會引起某些技術的復雜化。因此，在“電力市場概論”的講解中，必然要涉及這些電力技術。為了讓學生能夠理解掌握這些技術內容，我們加大了對“電力市場概論”課程的平臺建設。一是為了讓課程教學緊密結合實際，增強學生理論聯系實際的能力，我們在河北邯鄲馬頭發電總廠天津市楊柳青發電廠河北省邢臺電廠建立了實習基地，在學生任職實習、畢業實習等階段。采取學校教師組織，現場技術人員講解，讓學生直接感受、了解電力企業生產經營的基本技術情況。二是通過軟件開發、實驗建設，實現電力市場、電力生產的一些關鍵技術的直觀化、模擬化，以便于學生掌握。目前已經重點圍繞電力負荷預測軟件開發和實驗建設、電力市場競價模擬和實驗進行了開發，并取得了良好效果。由于這些軟件和實驗同時與相關電教手段相結合，從而使課程教學的內容更加直觀，并具有可實操性，從而大大提高了學生的實操能力。

總之，“電力市場概論”作為一門發展中的課程，既是時代給予我們的要求，同時也面臨許多新的問題和挑戰。只要我們緊緊跟蹤電力市場改革的步伐，不斷深化教學內容，就能夠使“電力市場概論”課程的功能不斷得到強化。

參考文獻:

[1]王永干.等.電力市場概論[M].北京:中國電力出版社，2002.

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國外電力雙邊交易主體構成情況分析國外電力雙邊交易的主體包括:交易性主體和非交易性主體。國外典型國家電力雙邊交易的交易性主體一般包括:發電商、售電商(包括躉售商和零售商)、中間商(包括交易商和經紀商)、終端用戶;而國外電力雙邊交易的非交易性主體一般包括:輸配電服務提供商、交易管理機構與調度管理機構。在交易性主體方面，各國交易性主體的多樣性主要體現在電力雙邊交易的中間環節，即售電環節。在售電環節，各國參與主體主要包括:售電商和中間商。售電商主要是指通過與其他交易性主體簽訂雙邊合約，進行電力轉運的市場主體，售電商主要包括躉售商和零售商;中間商主要指為促成電力供需雙方雙邊交易的達成，從事電力轉買轉賣，或起居中撮合作用的市場主體，中間商包括交易商和經紀商。售電商與中間商最大的區別在于:售電商一般擁有自己的輸配電網絡，而中間商則沒有自己的輸配電網。在非交易性主體方面，各國非交易性主體的多樣性主要體現在調度管理機構與交易管理機構的設置方式以及交易管理機構的細分上。目前，各國電力雙邊交易調度管理與交易管理的機構設置方式主要分為兩種:一種是調度管理機構與交易管理機構分開設置;另一種是調度管理機構與交易管理機構統一設置。而部分國家對電力雙邊交易的管理機構又進行了細分，包括:電力金融交易管理機構、平衡交易管理機構等。國外電力雙邊交易的交易種類分析隨著各國電力工業市場化改革的逐漸深入，各國電力雙邊交易種類也日漸多樣化。總體來說，根據劃分規則的不同，各國電力雙邊交易的種類可以分為以下幾種:按交易的地域跨度劃分，各國電力雙邊交易可以分為:跨國雙邊交易、跨區(省)雙邊交易、區域(省)內雙邊交易;按交易的時間跨度來劃分，各國電力雙邊交易可以分為:遠期雙邊交易、日前雙邊交易;按交易的主體劃分，各國電力雙邊交易方式可以分為:發電企業與電網企業的雙邊交易、電網企業之間的雙邊交易、發電企業與用戶的雙邊交易、電網企業與用戶的雙邊交易，以及發電企業之間的雙邊交易;按交易標的劃分，各國電力雙邊交易可以分為:實物雙邊交易和金融雙邊交易、電量雙邊交易和容量雙邊交易;電能雙邊交易和服務雙邊交易(包括輸配電服務、輔助服務等)。國外電力雙邊交易的交易方式分析按照交易組織方式劃分，國外電力雙邊交易的交易方式可以分為:集中撮合(場內)交易和OTC(場外)交易;按照交易達成方式劃分，國外電力雙邊交易可分為:基于物理合約的雙邊交易和基于電子平臺的雙邊交易。集中撮合雙邊交易主要是指在交易場所內達成的，由交易管理機構“牽線搭橋”，受交易管理機構監管的雙邊交易，集中撮合交易一般都有標準化的合約。OTC雙邊交易主要是指在交易場所外，由雙方自由談判達成的雙邊交易，有標準式的合同也有根據雙方需要特別訂立的合同。在發達電力市場國家的電力雙邊交易中，OTC交易一般占比較大;而在電力市場尚未完全成熟，市場化程度不高的國家，OTC交易一般占比較大。國外典型國家OTC交易大致比例為:英國:65%;美國PJM:70%;美國德克薩斯:80%;澳大利亞:65%;俄羅斯:30%;北歐:60%。隨著各國信息技術的發展，基于電子平臺的電力雙邊交易越來越普遍，特別是對于短期電力雙邊交易，電子交易平臺的優越性更加凸顯。在英國，超過80%的年度內雙邊交易都是通過電子平臺達成的。2．4國外電力雙邊交易機制分析國外電力雙邊交易機制包括:組織機制、平衡機制、價格形成機制、風險防范機制。隨著各國電力工業市場化改革的不斷深入，各國分別從組織機制、平衡機制、價格形成機制、風險防范機制4個方面不斷完善電力雙邊交易機制。

典型國家電力雙邊交易模式對我國的啟示

提高電力雙邊交易的靈活性，促進電力雙邊交易的大規模開展國外經驗已經證明僅僅依靠交易管理機構的“牽線搭橋”很難保證大規模電力雙邊交易情況下市場的運行效率。為此，各國紛紛在在電力雙邊交易的售電環節引入中間商從事“轉買轉賣”和“居中撮合”，降低了交易成本，提高了市場的流動性，從而促進了各國電力雙邊交易的大規模開展。目前，我國已開展的電力雙邊交易尚存在市場主體交易積極性不高，缺乏交易自主性等問題。適時引入中間商，對提高市場交易主體的積極性和自主性，進而促進我國電力雙邊交易的大規模開展具有重要意義。明確各參與主體的責權義務，有利于實現電力雙邊交易全面、規范的管理，提高管理效率國外電力雙邊交易中涉及主體較多，因此，各國電力市場對主體的準入、主體應承擔的責權義務進行了明確的規定。各交易主體在交易過程中履行相應的義務，由此保證了市場的有序運行。我國開展電力雙邊交易的過程中，有必要借鑒國外電力交易主體的管理模式，設計符合我國實際國情的規定，有效約束交易主體的行為，確保市場的規范化運作。國外雙邊交易種類構成對我國的啟示(1)大力推進跨區(省)電力雙邊交易的開展，實現資源大范圍優化配置通過對國外典型國家的電力雙邊交易的分析可以看出，各國跨區(省)電力雙邊交易占雙邊交易的比例較大。英國主要有英格蘭—威爾士跨區交易;澳大利亞則是通過更大范圍內的雙邊交易建立起了國家電力市場;美國主要依托其區域電力市場，大力開展跨區電力雙邊交易;北歐四國則依靠統一的交易管理機構(NordPool)，積極開展跨國電力雙邊交易;歐盟則建立其統一電力雙邊交易市場。目前，我國已經開展的發電企業與電力用戶雙邊交易主要局限于各省的地域范圍內。以省為單位的電力雙邊交易既不利于各區域內資源的優化配置，也不利于“西電東輸”“南電北送”等國家能源戰略的貫徹落實。隨著我國電力供需緊張狀況的緩解，各發電企業為實現較高的發電設備利用小時，都希望在本省以外開拓市場，要求參與跨省、跨區電力交易;用電企業也希望打破地區界限，在更大范圍采購電力，降低生產成本，規避經營風險。因此，我國應當借鑒國外經驗，發展跨區(省)電力雙邊交易，實現我國電力資源更大范圍內的優化配置。(2)積極開展不同時間跨度的電力雙邊交易，充分利用不同時間跨度下電力雙邊交易之間的套利關系，規避相應的市場風險通過對國外典型國家電力雙邊交易開展情況的分析，我們可以看出各國根據交易時間跨度的不同，建立了不同的電力雙邊交易。各國的電力雙邊交易按照時間跨度可以分為:中遠期雙邊交易和日前雙邊交易。通過賦予各交易主體對于不同時間跨度下各類電力雙邊交易的選擇權，市場中的各個交易主體可以充分利用不同時序下各類雙邊交易之間的經濟套利關系，規避市場中價格風險。目前，我國的電力雙邊交易種類單一，主要以中長期交易為主，缺乏近期甚至是日前的雙邊交易，這使得我國電力雙邊交易市場流動性不足。因此，我國應當盡快完善電力雙邊交易的時序種類，提高市場流動性，規避市場價格風險。(3)適時開展電力金融雙邊交易，利用金融工具確保市場的穩定運行國外典型國家電力金融雙邊交易主要分為:期貨交易、期權交易與差價合約交易。國外典型國家電力雙邊交易開展的情況可以看出，各國普遍建立起了電力金融衍生市場，廣泛開展電力金融雙邊交易，電力金融雙邊交易量占總交易量的比例較大(以澳大利亞為例，該市場的期貨交易量占NEM物理能量交易總量的22%)。期權、期貨等金融產品的引入為市場參與者管理電力市場的風險提供了有價值的工具。目前，我國尚未開展電力金融雙邊交易，各市場交易主體缺乏規避市場風險相應的金融工具。隨著我國電力工業市場化改革的深入，我國電力市場運行方式將更加靈活，市場參與者將面臨更大的交易風險，因此我國應當借鑒國外經驗，適時引入電力金融產品，開展電力金融雙邊交易，確保未來我國電力市場的穩定、高效運行。國外電力雙邊交易達成方式對我國的啟示(1)在雙邊交易開展初期，應主要開展集中撮合的電力雙邊交易根據以上對各典型國家電力雙邊交易開展情況的分析可以看出，在英國、美國等發達電力市場國家，電力雙邊交易主要為OTC交易;而在俄羅斯等電力市場欠發達國家，主要開展集中撮合的電力雙邊交易。在電力雙邊交易開展初期，各項配套機制尚不完善，雙邊交易面臨著信用風險等諸多風險，因此應當大力開展場內雙邊交易，充分發揮交易管理機構的監管作用和信用保證作用，確保電力雙邊交易的順利達成。而在電力雙邊交易的成熟階段，各項配套機制均已建立，各市場主體均已相互熟悉，此時應當鼓勵場外雙邊交易，以提高交易的靈活性和市場的流動性。目前，我國尚處于電力雙邊交易大規模開展的醞釀期，各項政策法規與相應的配套機制亟待完善。因此，在交易方式的選擇方面，應在現階段開展以集中撮合為主的場內交易，而在電力市場成熟階段適時開展OTC交易。(2)加強電力雙邊交易電子平臺建設，提高電力雙邊交易的信息化水平電力雙邊交易的順利進行，需要以大量的數據信息為支撐，電子平臺中技術支持系統的建設是交易市場中不可或缺的環節。在電力雙邊交易市場成熟階段，雙邊交易的類型將日趨多樣化，更需要通過電子平臺建設以提高雙邊交易效率。電力雙邊交易過程中所涉及的數據申報、負荷預測、合同管理、交易計劃的編制、安全校核、計劃執行、輔助服務、市場信息、考核與結算等環節均需要通過相應的技術支持系統完成。這些系統包括:能量管理系統、交易管理系統、電能量計量系統、電能量考核與結算系統、合同管理系統、報價處理系統、市場分析與預測系統、交易信息系統、報價輔助決策系統等。借鑒國外經驗，我國在電力雙邊交易開展過程中應當高度重視電子平臺建設，通過制定電力雙邊交易技術支持系統的實施方案、發展目標和運營規則要求，保證技術支持系統的實用性和適應性，提高電力雙邊交易的信息化水平。國外電力雙邊交易機制對我國的啟示(1)優化交易管理機制，促進電力市場和電力系統健康發展國外電力雙邊交易的執行過程中，維護電網安全穩定運行，是電網企業、購售方、售電方共同的社會責任。北歐和英國的電力市場交易機構和電網調度機構在形式上相互獨立，但由國家電網調度機構主導電力平衡市場。電網調度機構(系統運營商)主要負責平衡服務而不參與正常的市場交易，有效避免了電網作為自然壟斷環節參與經營可能產生的不公平行為。借鑒國外經驗，我國在開展電力雙邊交易過程中，應充分把握各相關主體的職責義務，做到分工清楚、權責明確，為市場參與者搭建公平合理的責任風險分配關系。(2)建立高效的平衡機制，確保各類雙邊交易的有序開展從國外典型國家電力雙邊交易開展的情況可以看出，電力雙邊交易過程中因供需形式變化、聯絡線約束等客觀原因導致合約無法順利執行，而出現交易不平衡的現象，需要引入平衡機制，處理雙邊交易達成與執行過程中出現的電力電量不平衡，包括由發電企業、用戶或輸配電服務等環節引起的不平衡問題，提高市場運行效率。我國目前雖然已經進行了發電側的集中競價試點，但真正意義上的基于市場的平衡機制尚未建立。因此，隨著電力雙邊交易建設的提速，我國應適時建立電力現貨交易市場(實時市場)，以之作為電力雙邊交易市場的補充，提高雙邊交易市場的運行效率。(3)明晰輸配電價與輔助服務價格，保證電力雙邊交易的公平開展電力雙邊交易真實價格的發現有賴于明確、清晰的輔助服務與輸配電價格。通過對國外典型國家經驗分析可知，輸配電價格與輔助服務價格是準確評估雙邊交易成本的關鍵。目前，我國尚未建立合理的價格機制。近年來，國家重點疏導了發電價格矛盾，但輸配電價兩頭受擠的狀況始終未得到合理的解決，電網建設的還本付息和資產經營效益缺乏必要的保障;此外，我國仍未實現輔助服務交易機制的市場化，輔助服務缺乏明確的價格。因此必須盡快推動我國的輸配電價改革，形成市場化的輔助服務交易機制，為我國電力雙邊交易的開展創造條件。(4)充分發揮交易管理機構的平臺作用，避免電力雙邊交易過程的潛在風險從國外典型國家經驗可以看出，交易管理機構在電力雙邊交易過程中發揮重要的平臺作用，如美國PJM市場針對電力實物交易建立了電力交易中心(PX)，針對電力金融交易建立了電力交易所，以此管理市場中的各類雙邊交易。電力雙邊交易的結算大多表現為信用結算，因此對交易雙方信用有較高要求。因此，加強交易管理機構對結算過程的介入有助于提高整個交易的信用等級，有效控制結算風險。在PJM市場，電力交易管理機構不僅為場內雙邊交易提供結算平臺，而且為場外非標準雙邊交易提供了交易、結算服務，并對此類交易的結算同樣進行嚴格的信用管理。若發電商和負荷服務商簽署大額、交割時間長的雙邊交易合同，則往往通過場外結算平臺進行結算，減少交易風險和降低交易成本。電力雙邊交易往往存在較大的信用風險，因此，在我國電力雙邊交易市場建設中，應當充分發揮電力交易中心在雙邊交易、管理、結算等過程中的平臺作用，在交易撮合、信息的基礎上，做好信用管理工作，以保證我國電力雙邊交易結算的公正性，維護各市場交易主體的利益。

結語

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隨著電力市場的不斷完善，將從單邊開放的電力市場逐漸過渡到雙邊開放的電力市場。雙邊開放電力市場是在電力市場化改革發展到較為完善的成熟階段所采取的一種市場結構，將發電、輸電與配電相互分離，各發電公司根據“平等競爭、實力均衡”的原則組建成數家發電公司，發電公司、配電公司和大用戶競價上網；輸電網絡成為電力交易的載體，對發電公司、配電公司和大用戶開放；允許配電公司、大用戶直接從發電公司購買電能，通過輸電網絡予以輸送。即雙邊開放電力市場模式是在發電領域繼續引入競爭機制的同時，允許配電公司、大用戶選擇供電伙伴。在這種模式下，發電側、用電側均實現了開放和競爭，如圖1所示。

在雙邊開放的電力市場模式下，發電公司可以進入現貨電力市場售電，但其所發的電能不必全部在現貨市場上出售，也可以通過與配電公司、大用戶直接簽訂雙邊合同進行售電。配電公司和大用戶也具有同樣的選擇權。這種模式為提高發電公司運營效率提供了很好的激勵。

二、雙邊開放電力市場的交易方式

雙邊開放電力市場中同時存在現貨市場和雙邊合同兩種交易方式，各種交易方式適合于不同需求的用戶。現貨交易比較靈活，但是一般交易價格與成本較高，適合于非計劃性電力需求，具有較強的零售與調劑性質；雙邊合同交易比較穩定，但是規定也較為具體，適合特殊保障要求的大用戶以及配電公司與獨立發電集團之間的單獨協商交易。二者之間的關系是互為補充，相得益彰，片面地依賴其中一種交易方式都會造成不必要的損失。暢通充足的現貨交易市場是雙邊合同交易的有效緩沖。因此，在一個運作合理健全的電力市場中，必須是二種交易方式并重，缺一不可。

在雙邊開放的電力市場環境下，現貨市場的參與者主要包括賣方(發電公司)和買方(配電公司或大用戶，簡稱客戶或用戶)，市場組織者負責組織市場競價和交易，在固定的時間間隔內，收集買賣雙方的報價信息，確定競價成功的參與者及其交易數量，最后匹配成交并確定現貨交易，電網公司負責電力的輸送。與單邊開放電力市場不同，雙邊開放市場中用戶可以參加現貨競價，這樣發電公司和用戶同時雙向競價。

一般地，現貨市場中參與者擁有的信息是不對稱的，即每個參與人在報價時都不知道其他發電公司的邊際發電成本信息，以及其他用戶對電能的真實估價信息，并且這些估價和成本信息不受他人的影響。在信息不對稱的電力市場環境下，普遍采用的是密封報價的競價方式。電力現貨市場雙邊競價的過程如下：

1)競價準備

在競價準備階段，市場組織者按電力市場監管規則對報價的合法性進行檢查，初始化報價數據庫。

2)雙邊報價

在一個競價周期內，發電公司根據自己的邊際發電成本向市場組織者提交有效的報價曲線，用戶根據自己的單位用電價值提交報價曲線，所提交的報價曲線表示的是電量與價格之間的對應關系。

3)市場出清

市場組織者根據報價信息形成一個市場出清規則，然后根據出清規則確定現貨競價成功的市場參與者，以及各參與者的現貨交易電量。

4)交易結算與匹配

按照交易規則對競價成功的參與者進行電量的匹配，并據此進行交易，進行結算。

雙邊競價過程的典型流程如圖2所示。

三、雙邊開放電力市場的基本特點

雙邊開放電力市場模式的主要特點是：

1)電力市場中既有現貨競價市場，又有雙邊合同交易，發電公司可以通過參與現貨市場競價出售電能，也可以通過雙邊合同直接將電能賣給配電公司或大用戶。

2)配電公司以及大用戶可以通過參與現貨市場競價購電，也可以通過雙邊合同直接從發電公司處購電，有了購電選擇權，承擔了買賣電能的風險。

3)輸電網向所有市場成員開放，電網公司負責電網的運行、控制和現貨市場的管理，對發電方以及用電方之間的交易，只起到監督和服務的作用，對交易方式的選擇以及交易內容不做過多干預。相對于單邊開放市場而言，此時的電網公司是一個起到交易中介作用的獨立操作機構，其風險減少。

上述特點表明，雙邊開放電力市場中各市場要素逐漸完善，競爭力度加大，發電環節已展開比較完全的競爭。該模式下雙邊合同交易與現貨市場之間的互動關系增強，進一步體現了在電力現貨市場競價機制設計中考慮兩種交易方式相互關系的重要性，也增加了電力現貨市場競價機制設計的難度。

四、雙邊開放電力市場中代表性參與者的決策

在雙邊開放電力市場環境下，存在電力現貨市場和雙邊合同兩種交易方式。發電公司要么參與電力現貨市場競價，要么與配電公司或大用戶達成雙邊合同，或者同時參加兩個市場。如果參加電力現貨市場的經濟效益高于雙邊合同產生的經濟效益，發電公司將會選擇參加電力現貨市場，反之亦然。

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6月20日，國家發改委下發《整頓規范電價秩序》的通知明確規定：“未經國家發改委、國家電監會、國家能源局批準，擅自開展大用戶直供電試點，或者以其他名義變相降低企業用電價格的，要立即停止執行。”

但此通知下發后近一個月，內蒙古電力多邊交易市場仍在運行。

內蒙古電力嚴重過剩，由于缺乏外送通道，每年有700億－900億度電因無處可銷而放棄生產，發電企業和電網公司均有降價促銷之意，地方政府和用電企業也樂助其成，加上電監會的鼎力支持，故而在國家發改委態度不明的情況下于2009年7月模擬運行、2010年5月正式啟動了多邊電力交易市場。

以2002年國務院電力體制改革方案的思路觀之，內蒙古的多邊電力交易市場引入了市場化定價機制，突破了政府審批電價、發電企業和用電企業互不見面，電網公司獨家購售電的傳統電力交易模式，是符合國務院電力改革思路的、建立電力市場的重要一步。

按多邊市場的交易規則，發電企業和大用戶直接交易，交易價格由雙方直接協商，通過交易電價與產品價格聯動實現雙方利益互動，電網公司收取的輸配電價仍然按照自治區政府規定的價格執行。同時，自治區政府負責對進入市場交易的發電機組和大用戶進行資質審批，并保留對市場進行臨時干預的權力。

但是，國家發改委認為，內蒙古多邊電力交易市場是地方政府為高耗能企業提供優惠電價的工具，不利于節能減排，也不符合審批程序，必須盡快停止運行。

2010年8月，在正式運行三個月后，內蒙古多邊電力交易市場第一次被叫停。今年3月1日，在經歷多次交涉后，該市場得以重啟，但始終籠罩著再次被叫停的陰影，其間之迂回曲折，從一個側面印證了近年來中國電力體制的改革步履維艱。

醞釀試點

自2002年中國電力體制改革大幕開啟之后，以廠網分離、競價上網、大用戶直購電等為內容的改革試點在全國陸續展開。

2004年4月，國家電監會、國家發改委聯合出臺《電力用戶向發電企業直接購電試點暫行辦法》。以此為發端，東北、廣東等地率先開展了大用戶直購電試點。

也就是在2004年，內蒙古電力公司開始派人到廣東考察，希望能借鑒當地搞大用戶直購電試點的經驗。然而，考察歸來，內蒙古方面頗感失望。

原來，廣東模式的特點是“點對點”，即一家電廠面對幾家用電企業，按照國家發改委事先批定的價格進行供電。不僅參與的企業過少，而且本質上仍然是行政主導。

內蒙古的省情完全不同。此時，這個以煤電為核心產業的能源大省剛剛邁上發展快車道。2002年至2009年間，內蒙古電力裝機容量從1034萬千瓦猛增到5542萬千瓦。

電力充裕，價格低廉，本是內蒙古吸引投資發展經濟的獨特優勢。如果借鑒“臺山模式”搞“點對點”的交易，這將意味著內蒙古的優勢完全得不到發揮。一方面將造成電力資源閑置，另一方面眾多用電大戶仍將高價買電。

“從2005年開始，我們有了搞電力多邊交易市場的想法。因為除了資源優勢，我們還有體制優勢。”內蒙古電力公司相關負責人對《財經》記者表示。

該負責人所說的體制優勢，是指由于歷史原因，在2002年的廠網分離改革中，內蒙古電力公司成為全國唯一一家獨立于國家電網和南方電網公司的省級電網公司，受政府獨立管轄，負責除蒙東四個盟市（赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市）之外自治區其余八個盟市的電網運營。這使內蒙古有了更大的自主行動空間。

煤電充裕和獨立電網，成為內蒙古電力市場建設先行一步的先決條件。

2006年3月全國“兩會”期間，代表團正式提出了“在內蒙古開展大用戶直接交易試點”的提案。隨即，政府又向國家電監會上報了《關于商請開展直接購電試點工作的函》，并得到電監會的積極回應。

2007年4月，隨著國務院《關于“十一五”深化電力體制改革的實施意見》的出臺，內蒙古電力多邊交易市場建設步入快車道。內蒙古電力公司委托華北電力大學研究制定了內蒙古電力市場建設方案，并在電監會華北電監局、經委等多部門的介入下形成了最終方案。該方案初步確立了發電、用戶和電網三方企業參與，在發電側和用戶側兩端引入競爭的市場模式，這種三方模式將打破電價由政府制定、再由電網公司獨家購售電的傳統，構建購售電雙向競爭的市場框架。

方案提出了計劃電量與市場電量并行、市場電量逐步取代計劃電量的發展目標。通過引入大用戶直接交易、區外電能交易、發電權交易等多項交易品種，引入中間商、經紀商等中介機構，形成雙向選擇、多買多賣、價差聯動、浮動電價的長期交易平臺。

同時，大用戶通過直購電獲得相對優惠的電價，降低生產成本，發電企業也相應地可以通過薄利多銷增加發電量和利用小時數。這種市場機制中的直購電電價將更好地反映電力供需關系，形成一種全新的電價機制。

這并不意味著多邊市場只能在電力供大于求的情況下運轉。“在正常的市場機制下，供不應求導致價格上漲是必然的，也符合市場規律。我們不會因為供應緊張就對市場運行的核心規則做出修改。而多邊市場也有嚴格的市場準入和退出機制，已經進入市場的大用戶不得隨意退出。”內蒙古電力市場多邊交易中心副主任王敏杰對《財經》記者說。

在他看來，雖然起步階段進入多邊市場交易的電量在整個電量盤子中的比例只占15％左右，但未來會逐漸升高。這樣一來，一旦電力供不應求，大用戶由于政府計劃電量不能滿足其用電需求量，仍然不得不從市場中買高價電。盡管在這種情況下電價上漲不利于電力下游用戶，但對整個行業來說仍然是健康的。因為市場交易電價的上升會給電源和電網建設提供加速動力，從而改變市場環境，實現下一輪的供需平衡。

2008年8月，歷經多次修改完善后的《內蒙古電力市場建設方案項目》，以政府的名義同時上報至國家電監會和國家發改委。同年10月，在國家發改委遲遲未有明確表態的情況下，電監會單方面下發了《關于推進內蒙古電力多邊交易市場建設意見的復函》，不僅原則同意了內蒙古方面提交的方案設想，時任電監會主席的王旭東還親自作出了“積極、探索、推進”的批示，國內首個電力多邊交易市場終于在內蒙古獲得準生證。

兩度啟動

2008年，席卷全球的金融危機突然來襲，使得剛獲準生證不久的內蒙古電力多邊交易市場被意外提速。

2008年10月，蒙西電網負荷低谷從1000萬千瓦驟降到680萬千瓦，冬季采暖來臨在即，內蒙古已推廣熱電聯產，如果這樣的負荷水平持續下去，那么自治區將有一半的供熱機組不能啟動。

而拉動電力需求最有效的辦法就是讓用電大戶恢復正常生產。2008年11月11日，副主席趙雙連主持專題會議，決定立即啟動電力多邊交易市場，以爭取恢復和啟動用電負荷200萬千瓦，保證自治區平穩過冬。

隨即，政府下發了《關于部分行業實行電力多邊交易電價的緊急通知》，決定自2008年11月17日起實施多邊交易電價，在全區范圍內對符合產業政策的鐵合金、多晶硅、單晶硅、工業硅、電石、氯堿化工、氟化工企業，每度電下浮0.08元，對黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉及深加工企業生產，每度電下浮0.04元，實施期限為三個月。

降價的效果可謂立竿見影。內蒙古電力公司總經理張福生接受《財經》記者采訪時透露，多邊市場啟動僅40多天，蒙西電網用電負荷就增加了300多萬千瓦，供熱機組得以順利啟動。

而發電和用電企業則獲得了雙贏。以同包頭鋁業公司簽訂了大用戶直購電協議的國華準格爾發電公司（下稱“國華公司”）為例，2009年“國華公司”的計劃發電小時數是3300小時，通過和包頭鋁業合作，獲得了約10億千瓦時的計劃外電量，扣除稅金、讓利金額和燃煤成本，“國華公司”增加收益5000萬元。

而包頭鋁業公司則更是依靠優惠電價渡過了危機。金融危機爆發后，國際鋁價從每噸近1.9萬元跌到了最低時的1.04萬元，國內多數鋁廠被迫停產，包頭鋁業公司也岌岌可危，降低占電解鋁成本40％的電價成本，成為公司最后一根救命稻草。

最后，通過電力多邊交易市場，包頭鋁業公司電價成本節省了2億多元，沒有停產一天，沒有一個工人下崗，而且還投產了一條新的生產線。

2009年7月1日，在總結前期各項經驗的基礎上，電力多邊交易市場開始模擬運行，包括神華、華電、大唐等18家電廠和14家用電企業被批準進入多邊市場。2010年5月6日，在時任國家電監會主席王旭東和主席巴特爾的共同見證下，醞釀六年之久的內蒙古電力多邊交易中心正式鳴鑼運行。

因何叫停

好景不長，發端于2010年下半年的全國性節能減排風暴，改變了內蒙古電力多邊交易市場的命運。

就在該市場鳴鑼運行后的幾天，國務院在北京召開了全國節能減排工作會議。2010年6月，國家發改委價格檢查組赴內蒙古檢查，2010年7月初，由國家發改委、電監會、監察部、工信部等六部委組成的更高規格的全國節能減排督察組再次赴內蒙古督察。

據一位參加向督察組匯報的內蒙古人士對《財經》記者回憶，在督察組起主導作用的是國家發改委。

在聽取匯報后，督察組提出了兩點意見。一是其他省的優惠電價都停了，內蒙古要是不停，其他省就會仿效，節能減排就沒法搞。二是參與多邊交易的用電企業多數都是高耗能企業，不能搞優惠用電。

而令上述內蒙古人士深感委屈的是：“發改委自己批準的大用戶直購電試點一直在搞，如果說包頭鋁業公司是高耗能企業，可是發改委早前自己批準的大用戶直購電準入企業名單中就有包頭鋁業公司。同時電監會作為國務院授權的電力市場主管部門，知曉內蒙古多邊電力市場籌建和運行的全部過程，并下發了一系列的許可文件。”

根據內蒙古電力多邊交易市場的設計方案，初期進入市場交易的電量占全自治區發電量的10％－15％，以后逐年擴大比例。而且將來只有30萬千瓦以上高效節能的發電機組才能有資格進入大用戶名單，這意味著市場交易電量越大，大機組的發電量占整個發電量的比重也越大。由于大機組煤耗低，所以大機組發電比重越大，對節能減排就越有利。

國家電監會華北電監局的預測數據顯示，2010年，內蒙古電力公司統一調度的2473萬千瓦機組，煤耗比啟動多邊市場前的2009年減少了21.99萬噸，這相當于減少二氧化碳排放59.4萬噸，減少二氧化硫排放4400噸（見附表）。

但這些解釋并未奏效。2010年7月，國家發改委仍然以口頭通知的形式正式要求內蒙古暫停電力多邊交易市場。2010年7月26日，副主席趙雙連親自帶領自治區經委、發改委和電力公司成員，到北京拜會電監會副主席王禹民和國家發改委副主任彭森。這次會面，王禹民再次肯定了內蒙古電力多邊交易市場對深化中國電力市場化改革的示范意義，并重申電監會此前各項審批文件真實有效。

而彭森則重申，內蒙古電力多邊交易市場雖然符合電力改革的方向，但在節能減排壓力巨大的情況下，包括新疆、四川在內的全國22個省份出臺的優惠電價政策已經全部停止，內蒙古不能搞例外。以后可視節能減排工作的進展情況，走規定審批程序再行啟動。

趙雙連一行返回內蒙古后，向自治區主要領導提出建議：如果自治區能確保完成國家節能減排目標，可頂住壓力繼續電力多邊市場的運行，并可考慮向國務院進行專題匯報。否則，可考慮先行停止大用戶直購電交易，保留現存的電力多邊市場交易機制，根據節能減排目標完成進展情況逐步恢復，但必須明確自治區政府有權根據節能減排進展情況適時重啟電力多邊交易，而不再重新履行審批程序。

經過綜合權衡，2010年8月19日，以自治區經濟和信息化委員會的名義向內蒙古電力公司、各發電企業和電力用戶下發了《關于內蒙古電力多邊交易市場暫停安排大用戶直接交易的通知》。

今年3月1日，在經歷多次交涉后，內蒙古電力多邊交易市場得以重啟。然而很快電荒來襲，國家發改委于4月21日和6月20日分別下發《有序用電管理辦法》和《整頓規范電價秩序》兩份通知。

后一個明確規定，“未經國家發改委、國家電監會、國家能源局批準，擅自開展大用戶直供電試點，或者以其他名義變相降低企業用電價格的，要立即停止執行。” 重啟剛四個月的內蒙古電力多邊交易市場再次命懸一線。

《財經》記者獲悉，在此次關于整頓規范電價秩序的通知下發后，內蒙古方面緊急派出自治區常務副主席潘逸陽赴北京同國家發改委和電監會磋商。

發改委堅持認定：內蒙古電力多邊交易市場審批程序存在問題，必須經國家發改委、國家能源局和國家電監會聯合審批才能生效，而內蒙古電力多邊交易市場僅通過了國家電監會的審批，必須盡快叫停。

篇5

關鍵詞：電力市場；營銷模式；電價體系

電力營銷，主要指的是，在當前電力市場環境下，供電企業經電力需求客戶作為中心，進而發展周到服務，這屬于供電企業的核心業務。這一內容的發展，對供電企業未來發展具有重要影響。此外，科學制定電價，可以在一定程度上擴大營銷。因此，對電力企業市場營銷模式與新型電價體系分析意義深遠。

1 新形式下電力市場營銷模式

1.1 電網公司服務于大用戶直接交易

大用戶直接交易主要指的是電量較大的電力用戶，其和發電企業簽訂了雙邊電力交易合同，運行起來相對靈活多樣。大用戶直接交易的主要內涵，主要是對電力資源進行配置，從管制模式發展成市場模式，通過營銷模式引入競爭。在很多國家和地區，對大用戶直接交易市場進行培育，這一做法是推動電力市場改革的第一步。大用戶和發電企業之間直接交易，實現了供求雙方的直接互動，進而形成一種將需求作為導向電力電量交易過程，促使供求驅動下的需求平衡得以實現。對于電網公司而言，應當建立電力大用戶和發電企業之間的交易服務平臺，主要目的是提供相應市場服務，避免信息不對稱現象發生，導致市場交易不充分，導致資源的優化配置受到影響[1]。放大市場交易量，從而對電網進行充分利用，對于電網收益的提升具有重要意義。

1.2 電網公司服務于電力交易二級市場

大用戶直接交易市場主要針對未來中長期交易，采用這種交易形式具有較大的不確定性。建立相應交易二級市場，將所有成員提供規避風險的措施和帕累托改進機會，對電力市場制度中空缺部分進行完善。建立電力交易二級市場的背景下，一級市場上的發電企業以及用戶之間所簽訂的合同，被認為是一種發電企業發電權力和用電的權力。針對二級交易而言，提供相應的發電權力以及短期用電交易平臺。針對電網公司而言，需要建立二級市場營銷平臺。對這一平臺的而建立，并不是為了阻止交易，而是為其提供市場交易信息服務，通過這種方式[2]。通過相對及時和對稱的信息服務，促使二級市場交易被激發。這種信息服務有：電力需求變化情況、燃料價格的變動情況、棄水情況等。這些信息促使市場信息發現交易潛力，并進行理性報價，最終形成一種對電網安全有利，促使剩余和消費者剩余得到提升，電網價值得到充分發揮。

1.3 電網企業服務現貨電力交易市場

電力市場理論認為，現貨電力交易市場屬于電力市場環境的核心內容，逐漸建立相應的電力市場交易體系，從而使電力交易量被放大。此外，對輸電配電資產需求和利用率有所提升。在大用戶直接交易以及二級市場分散交易的基礎上，現貨電力交易往往具備一定的系統性和常態化。其中的發電企業以及售電企業將統一的交易規則作為基礎，在相對規范的時間框架上開展競爭。針對現貨市場而言，將社會福利最大化作為目標，對電力資源進行優化配置[3]。當下，電力公司針對現貨市場，建立相應的服務營銷平臺，確保現貨市場能夠有序、高效的提供信息服務。其中內容有：中長期市場和二級市場合同進行交換之后，電力市場電網阻塞情況、需求側響應的潛力與成本等。對這些信息進行使用，從而引導交易市場，促使分區的電力電量足夠平衡，幫助電網在實時電量和電力平衡中的價值得到充分提高。

2 新形式下，新型電價體系

2.1 差異化電價營銷

差異性電價，主要指的是在當下不斷被細分的電力企業市場環境當中，存在著至少兩個以上的子市場將其設定為市場目標，結合不同市場情況，電力企業針對不同用戶指定專門的營銷戰略以及產品服務。對不同子市場環境進行分析，企業所設計的產品形式和價格，或者促銷等營銷戰略也存在著不同之處，對于電力企業而言，需要為客戶提供源源不斷的資源服務，只有這樣才能保障電力市場營銷效果達到預期效果。因此，電力企業應當將用戶的實際使用電量、電費回收率等當中一種參考的依據，通過這種方式對售電市場進行細分，然后通過對大數據進行分析，對用戶進行科學分類，最后將最為優質的客戶挑選出來，并且能夠主動的為其提供相對優質的服務。

2.2 菜單電價

對于電價而言，其一直是電力企業市場營銷戰略當中的關鍵性因素，但在對電力體制進行改革的過程中，需要對電力市場營銷模式進行創新，并且對電價體系進行創新。在當前形勢下，政府不再對電價的制定進行統一管理，取而代之的是借助市場環境要求企業自主定價。針對電力企業而言，對電價進行科學合理的制定，能夠在一定程度上將電力企業交易額進行有效提升，同時在一定程度上提高用戶數量，這一情況對電力市場經濟效益具有積極影響。因此，對菜單電價進行推行，正好落實了電價體系的構建，除了一種相對普通的電價類型，菜單電價中還包含固定電價、實時電價以及極端峰時電價等。這一內容和新形式下的電力市場環境需求相適應，從較為簡單的角度對其進行分析，電力企業可以將上訴電價類型進行設計，使其通過菜單的形式展現出來，從而為用戶提供更多的選擇[4]。對于用戶而言，將自身實際用電量作為依據，選擇出與其相符合的電價模式。

2.3 制定菜單電價

在實際電力市場營銷環境下，菜單電價可以被不斷優化，在優化的過程中，菜單電價迭代過程一直處于相對統一的狀態下。針對可變峰時電價而言，應當結合現行售電電價，從相對較小的范圍對其進行調整。例如，將當下的固定電價和現行售電電價保持一致。將迭代思路作為依據，對電價菜單進行科學制定，當電價產生變化前后用戶用電量之間差異以及電價自身改變幅度比值，和用戶用電量和價格彈性之間差值進行等同。但是，針對價格彈性而言，除了代表相同類型的電價彈性，其中還存在不同類型的電價彈性。針對電力企業而言，為用戶推薦菜單電價模式中的新型模式，此后的一段時間，可以針對不同用戶所選擇的電價模式，對用電數據進行相對統一的整理。此外，對用戶用電量和價格之間的差值進行科學計算，將這一內容作為依據，針對可變電價合同做出相對科學的調整，為用戶用電生活提供方便的同時，促使用電企業營銷利益最大化的根本目標得以實現。

3 結束語

在我國對電力體制改革進行不斷深化的背景下，以往的電力營銷和當前市場環境不相適應，因此，需要對電力營銷模式進行適當的創新和改革。

在當前電力市場環境下，應當將服務方式作為依據，促使電力資源得到優化配置，通過服務的手段對市場交易進行科學促進，并且提高電網經濟效益。

電力企業大力拓寬營銷，這是電力市場營銷過程中，最主要的任務。電力銷售服務的核心內容是電價。電力市場環境要對電價機制進行適當的創新和改革。針對這一內容，文章將菜單電價作為核心內容，這一內容和電力市場環境相適應。

參考文獻

[1]郭臻.供電企業電力營銷管理總體策略研究[J].科技風，2016，16：54.

[2]劉迎春.新形勢下電力市場營銷模式與新型電價體系的構建研究[J].山東工業技術，2016，18：179.

篇6

改革十年來，電力工業有效的激勵機制、約束機制和持續發展機制還沒有形成，電力壟斷經營的體制也沒有完全消除，電力市場秩序仍然比較混亂，電量計劃分配、項目行政審批、電價計劃管理方式仍然在起主導作用。同時在一些電力企業效益增長緩慢甚至滑坡的情況下，電力企業職工的收入和福利出現了不正常的超常增長。以上問題的確是客觀現實，但這主要是電力改革不到位、國有企業公司治理結構不健全以及政府監管不足造成的，需要通過深化改革和加強監管來解決。

因為上述問題而否定電力改革的市場化方向，幻想回到發、輸、配、送垂直一體化壟斷經營的舊體制，卻是值得警惕的。電改十年之際，重申國發5號文件確定的電力市場化改革方向，是深化電力體制改革的基礎，也是事關改革能否最終取得成功的原則問題。

電改基本邏輯

在電力市場化改革以前，全世界電力系統的運作模式幾乎一樣。

在所有權上，由國家所有或者私人所有，但都是一股獨大；在技術體系上，都采用集中發電、同步交流的技術模式；在組織結構上，采用垂直一體化的組織結構，享有經營區域內的特許壟斷；在價格制定上，電價按成本加成原則由政府制定；在運行方式上，使用一種標準的“經濟調度”方法調度機組發電，即電網調度機構根據發電廠運行成本的高低來決定投入哪臺發電機組。

傳統電力模式對各國電力工業發展有著十分積極的影響，不僅有效地控制了壟斷對消費者造成的利益損失，而且對電力工業長期發展起到積極作用。

在實行以私有電力為主的國家，穩定的監管政策保障了投資回收和合理的利潤率，降低了電力投資的風險，促進了電力工業的長期投資和電力技術的進步。實行電力“國有國營”的國家，政府對國有電力公司的投資、風險保障和長期發展政策保證了電力工業的發展和經濟社會對電力的需求。

盡管如此，傳統電力模式仍存在經濟效率上的不足。對以私營電力為主的國家，由于政府監管保護消費者利益，電力公司所取得的經濟效益提高和成本的降低，通常被監管機構通過降低電價的方式轉給了消費者，由此使得電力公司沒有任何動力去提高經營效率。

同時，由于保障投資回報和合理利潤，監管無形中促使電力公司在投資上大手筆，造成過度投資。與此類似，在實行國有電力的國家，由于政府對國有電力公司的要求主要在于滿足供電而非利潤指標，國有電力公司通常出現經理人員缺乏正確的激勵機制、公司冗員、投資不足和浪費等問題。

正是由于傳統電力模式的缺陷，導致自20世紀80年代以來世界范圍內的電力市場化改革浪潮。電力市場化改革的基本邏輯是：

第一，在能夠引入競爭的領域（發電側和用電側）引入競爭機制，讓市場在資源配置中能夠發揮作用。

第二，在不能引入競爭機制的輸配環節，提高政府監管的有效性。在組織體制上，成立專門的監管機構，加強監管的力量；在管理方式上，制定明確的規則，改進定價機制和價格管理方式，加強對壟斷企業的監督。

為了使監督更有效，防止“店大欺客”，往往在行業組織體制上進行一些改革，有的把調度機構從電網中獨立出來，有的把輸電和配電切開，有的輸配一體，但分成幾個公司進行運營（比較競爭）。

盡管國情獨特，中國電力體制改革依然秉承了以上基本邏輯。2002年國務院5號文件提出了“打破壟斷，引入競爭，提高效率，降低成本，健全電價機制，優化資源配置，促進電力發展，推進全國聯網，構建政府監管下的政企分開、公平競爭、開放有序、健康發展的電力市場體系”的改革目標，和實施廠網分開、競價上網、建立電力市場、成立監管機構、實行新的電價機制等改革任務。

電改成效多大？

電改實施十年來，對改革成效如何評估，各方認識很不一致。持極端批評意見的人士認為，“電力市場化改革搞得太早了”，十年前的電力改革是不成功的，是在一個錯誤的時間、以錯誤的方式、出現了錯誤的效果的“三錯”改革。對電力市場化改革的具體批評，則集中在“電荒”、電價上漲、企業職工收入超常增長等幾個方面。

2002年以來的電力市場化改革與過去20年開放發電市場的集資辦電改革明顯不同。在集資辦電時期，改革目標（增加電量）與電力企業目標（企業利潤和職工利益）基本一致，而電力市場化改革給電力企業帶來的主要是競爭壓力，電量的增加不一定增加企業的利潤和收入，利潤和收入更多地是需要靠內部挖潛和提高效率來解決。

因此，一些電力企業和個人對市場化改革的不滿，是可以理解的。但由此而否定電力改革的市場化方向，顯然是值得警惕的。

必須承認，盡管十年電改不盡如人意，改革也遠沒有完成，但電改仍取得了相當進展。廠網分開基本實現，發電側的競爭格局初步形成，電力工業長期垂直一體化經營的壟斷體制初步得到改變。由于廠網不分所帶來的調度、交易不公的狀況有了很大改進。電力國企改革和政府管理體制改革取得一定進展。在調動各方面積極性發展電源、電網方面也有新的成效。

應當承認，十年來，我國不時出現全國電力供應緊張的局面，最多時20多個省份出現拉閘限電，形成影響全國的“電荒”。關于“電荒”究竟是怎樣形成的，盡管各方意見有些分歧，但與電力市場化改革無關這一點則是業界比較一致的看法。

實際上，電力市場化改革進一步調動了各方面辦電的積極性，改革十年來，電力基本建設投資年均增長14.4%，電力裝機容量從2003年的35657萬千瓦增加到2011年的106253萬千瓦，增加了1.98倍，220千伏以上輸電線路長度增加了2.3倍，220千伏及以上變電設備容量增加了3.6倍，新增容量之多和電網建設速度之快是古今中外史無前例的。

改革也增強了電力企業競爭意識和活力。與改革前相比，每千瓦時供電煤耗下降54克，發電廠用電率降低12.4個百分點，輸電線損率降低13.3個百分點，火電工程項目單位造價平均從4800元/千瓦下降到3745元/千瓦，下降22%，由此導致發電領域節省投資上萬億元。供電可靠性有了較大提高，城市用戶供電平均停電時間從2003年的每年11.72小時下降到2011年的7.01小時，下降了40%。這在世界各國的電力市場化改革過程中都是罕見的。

至于電價，改革十年來，全國平均累計漲幅超過了每千瓦時17.54分錢，上漲了30%-40%。這其中不排除有不合理的因素，但漲價的主要因素是上游一次能源和運輸費用大幅度上漲所致（十年中，一次能源價格上漲了約2.5倍）。

的確，改革十年來，電力工業有效的激勵機制、約束機制和持續發展的機制還沒有形成，電力壟斷經營的體制也沒有完全消除，電力市場秩序仍然比較混亂，電量計劃分配、項目行政審批、電價計劃管理方式仍然在起主導作用。

特別是在一些電力企業效益增長緩慢甚至滑坡的情況下，電力企業職工的收入和福利出現了不正常的超常增長，這主要是電力改革不到位，國有企業公司治理結構不健全以及政府監管不足造成的，需要通過深化改革和加強監管來解決。

用市場經濟的辦法發展電力，是許多國家的成功經驗，也符合我國建立完善的社會主義市場經濟體制的總目標、總方向。幾十年來，中國電力發展的實踐表明，走垂直一體化壟斷經營的計劃體制老路，用計劃和行政的辦法配置電力資源，決定誰發電、誰配電、誰售電，決定上網電價和銷售電價的調整，決定發輸配售各個環節的利益分配，決定電廠和煤廠的討價還價，是代價高昂的，難以為繼的。

盡管進行電力市場化改革所必須具備的一些技術經濟條件還不完全具備，但是等條件完備了以后再進行改革，還是在改革中創造條件逐步完善，無疑應采取后一種辦法。

改革前景展望

站在新的起點，面對復雜的環境，未來十年的電力體制改革必將繼續按照國務院5號文件確立的電力市場化改革方向，以政企分開、有法可依、主體規范為基礎，以交易公平、價格合理為尺度，以市場競爭機制確立為目標，以電力工業持續健康發展為評判。

隨著改革的深化，中國的電力市場將逐步呈現出如下特征：

電網企業是電力市場發電方、購電方及所有電能利益相關者的輸送物理平臺，是在政府設定盈利模式下的電能輸送主體。發電側和用電側存在眾多賣方和買方，實行雙向交易，供需雙方均有價格響應能力，獨立于電網的透明且運作有效的電力交易平臺。嚴格監管下的電力調度機構。任何電源只要滿足并網技術標準就能夠平等接入電網。發電、輸配電、用電及其他電的利益相關者之間都能雙向互動，實時交流信息。

展望未來，電力體制改革的路線圖預計將沿著以下四條主線有序展開：

第一，電力市場交易模式將由“競價上網”向“廠網分開、用戶選擇、直接交易”模式轉化。

國發5號文件選擇的“競價上網”模式，由于要求的配套條件（電力供大于求、發達的電網等基礎設施、法規健全等）不具備，在現階段不具可行性，目前已被各國所拋棄。電力交易模式的轉換是電力體制改革的核心（電價改革內含于電力交易模式的設計之中），沒有可操作的電力交易模式的設計，其他方面的改革就都失去了根據和歸宿。

縱觀電力市場化改革先行國家，“競價上網”模式被拋棄后，電力引入市場競爭主要采取“廠網分開、用戶選擇、直接交易”模式。其特點是：電力交易由供需雙方簽訂經濟合同來實現。其中，發電是賣方，用戶是買方，電網是電能輸送者，調度交易機構是電力安全的保障者和電力交易的執行者，監管機構是規則制定者及安全責任和各類合同執行的監督者。

這樣的體制，可以帶來如下進步：

（1）發電側引入競爭機制帶來的好處可以傳導給最終消費者，電力用戶多樣化的電力需求也可通過市場得到滿足，供需矛盾均能通過市場得到調節，價格可以很好疏導出去，不至于累積價格矛盾，利于資源優化配置和節能減排；

（2）可以使長期投資得到保證，生產者、消費者都有穩定的預期，不太可能導致投資的巨大波動，從而有利于電力的長期穩定供應；

（3）可以使各方的責、權、利清晰，有利于實現依法管理。

第二，電網體制改革將由“統購統銷”模式向“網售分開”模式轉變。

改革措施和步驟大致如下：

1.逐步開放用戶市場，完善配套政策。（1）改革初期，重點選擇高新技術產業和能效水平全國領先、具有競爭優勢的大用戶直接與發電方洽談電量與電價。隨著改革的進展，出臺能耗調節政策，實施產業差別化電價，逐步放開其他用戶進入，最終過渡到完全用戶選擇模式。（2）逐步放開大用戶交易的電量和價格。改革初期，可將大用戶上年用電量作為基數電量，基數電量的購電價格仍執行原電價，超出基數電量部分由發電企業和大用戶協商確定。隨著改革的推進，改革政府計劃分配電量辦法，逐步取消基數電量，最終過渡到大用戶全部電量電價均由買賣雙方協商確定。

2.實行交易機構獨立、調度機構中立。以此，剝離電網企業占有的行政公權力，實現電力調度、交易的公開、公平、公正，為逐步放開大用戶減少技術壁壘。

第三，電價形成機制將最終實現“管住中間、放開兩頭”，即自然壟斷的電網環節價格由政府制定，發電和售電環節的價格由市場競爭決定。

電價改革的要點是：

（1）實施輸配電價改革，以成本核算為基礎、宏觀調控為基準，按照不同區域和不同電壓等級由政府核定獨立的輸配電價；

（2）放松對上網電價和銷售電價的計劃管理，上網電價實行國家基準價基礎上的市場競價。基準上網電價由中央政府負責核準，最終上網電價在政府基準價的基礎上，由買方和賣方通過雙邊協商或多邊競價形成。大用戶的購電價格由上網電價加過網費構成。最終售電價格實行國家指導價，允許省級政府在國家指導價基礎上適度調整；

（3）推行居民階梯電價，通過采取提取社會普遍服務基金等方式，逐步放開居民電價，變“暗補”為“明補”，消除銷售電價中的交叉補貼；

（4）部分工商業用戶實行直接交易后，原承擔的交叉補貼費用可作為“擱淺成本”，通過財政專項補貼或輸配電價附加的方式消化處理；

（5）對高耗能產業參與直接交易，為體現節能減排政策導向，采取“協商電價+差別電價”進行結算，其中差別電價部分按現行政策處理；

（6）取消重點合同煤計劃，實行電煤價格并軌，為理順煤電關系、推進煤炭市場化以及建立電煤長期合同奠定制度基礎。

第四，政府電力管理體制改革將以轉變政府職能為重點，實行依法監管。

按照責權一致的原則，進一步理順電力行業管理和市場監管職能，逐步實現一類職能由一個部門主要負責。

要進一步轉變政府職能，改革政府項目審批核準辦法，代之以市場準入；取消由政府實行電量分配的計劃管理方式，代之以供需合同；加強電力需求側管理，尤其是加強政府的規劃協調職能。

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關鍵詞：電量市場化 可再生能源 現狀 影響 措施

中圖分類號：TM61 文獻標識碼：A 文章編號：1003-9082（2016）12-0290-02

一、可再生能源發電現狀

我國可再生能源的應用形式以電力為主，近年來增長迅速，但由于傳統電力結構倚重火電，可再生能源在整體電力結構中的比重仍顯單薄。截至2014年，我國非化石能源占一次能源消費比重提升到11.1%，除去核電部分，可再生能源占比9.6%；從電力結構來看，可再生能源僅占全國發電裝機容量的8.9%，火電比重仍為67.4%。人們廣泛了解的可再生能源形式包括水電、風電、太陽能發電、生物質發電、地熱能發電等。水電是可再生能源中最為成熟和廣泛的應用形式，我國水電裝機容量領先全球，總裝機約300GW，年發電量約1萬億千瓦時，對我國華東、華中地區的工農業及民生電力需求貢獻突出，三峽、礱灘、葛洲壩、三門峽等水利樞紐工程更是廣為人知。風電和太陽能發電近年獲得集中發展，主要以風光資源豐富地區（內蒙、甘肅、青海、新疆等西部省份）的集中式地面電站為主要模式，2014年風電裝機90GW，年發電量1500億千瓦時；太陽能發電裝機30GW，年發電量250億千瓦時。而近期，風電太陽能電站開發向中東部推進的趨勢，以及分布式太陽能發電獲得廣泛關注，是由我國中東部地區突出的電力需求和較為稀缺的土地資源決定的，也是未來可再生能源發展的重要方向。

例如，風力發電就是我國解決我國能源和電力需求剛性增長的重要戰略布局。風能是一種不產生任何污染物排放、可再生的、清潔的自然能源，風力發電具有建造發電場的費用低廉，不需火力發電所需的煤、油等燃料或核電站所需的核材料即可產生電力，除常規保養外，沒有其他任何消耗，沒有煤電、油電與核電所伴生的環境污染問題等優越性。這幾年，我國也大力推動風電等新能源行業，風力發電領域獲得了快速發展。截至2016年底，全國發電裝機容量將達到16.4億千瓦，其中并網風電1.6億千瓦，占比為9.9%；清潔能源裝機容量達到5.93億千瓦。占總裝機比重36.2%。

二、電力市場化對風力發電的影響

1.電力市場化對風電可再生能源補貼的影響。十三五”能源規劃對風力發電做了重點提及，到2020年風力發電的裝機容量達到2億千瓦以上。國家能源局表示，逐步取消可再生能源補貼，到2020年將不再提供風力發電補貼。可再生能源發電，將走向市場化運行。

能源被稱為工業的血液，風能是能源的組成部分。在《關于制定國民經濟和社會發展第十三個五年規劃的建議》中，有關能源“十三五”規劃的內容占據著重要位置。其中，風力發電的內容，在“十三五”能源規劃中花了不少筆墨。

據“十三五”能源規劃研究，通過構建西部、東部兩個同步電網，到2020年，新能源跨區輸送規模將可超過1.5億千瓦，從而實現更大范圍水火互濟、風光互補、大規模輸送和優化配置，棄風、棄光可以控制在5%的合理范圍內，將從根本上解決西部地區清潔能源大規模開發和消納難題，保障清潔能源高效利用。值得注意的是，“十三五”時期是全面建成小康社會決勝階段，也是可再生能源非常重要的時期，可在再生能源發電也將走向市場化運行。

現在國家能源局已經提出了一個目標，到2020年風力發電實現平價上網，不再給予補貼。一旦可再生能源利用市場機制來發展就會走向更加廣闊的天地，它的發展就會有更大的規模和更大的速度。

2.電力市場化對風電可再生能源上網電價的影響

在電力改革的大背景下，除分布式能源（分布式光伏、風電）以外，所有的電源項目都要參與競價上網，即低電價的電量才能獲得上網權，否則機組只能閑置。

3月1日，在北京電交中心完成了“銀東直流跨區電力用戶直接交易”的試點交易，陜西、甘肅、青海、寧夏的一些火電、風電、太陽能發電企業參與了競價上網，售電給山東。風電、太陽能項目由于出力間歇性原因，單憑“常規電力屬性”與火電競爭，顯然不具競爭力，因此只能靠低電價進行競爭，很多企業報了“0電價”，雖說會有國家補貼，但項目收益會大幅下降。

3.電力市場化對風電并網和消納的影響

隨著新能源大規模開發，運行消納矛盾也日益突出。我國風資源集中、規模大，遠離負荷中心，難以就地消納。新能源集中的“三北”地區電源結構單一，抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源比重低。加之近兩年經濟增速放緩，電力增速減慢，多種因素共同作用下，新能源消納矛盾更加突出。新增的用電市場卻無法支撐各類電源的快速增長，導致新能源和火電、核電利用小時數均出現下降。

我國電源結構以火電為主，特別是“三北”地區，占比達到70%；全國抽水蓄能、燃氣等靈活調節電源比重僅為6%，“三北”地區不足4%。電源結構不合理，導致系統調峰能力嚴重不足。

國家早前頒布“十二五”風電、太陽能發電等專項規劃，但“十二五”電網規劃至今沒有出臺，新能源基地送出通道得不到落實。電網項目核準滯后于新能源項目，新能源富集地區不同程度都存在跨省跨區通道能力不足問題，已成為制約新能源消納的剛性約束。

據了解，與國外相比，我國促進新能源消納的市場化機制已經嚴重滯后，僅局部地區開展了風火發電權交易、輔助服務交易等試點。由于缺乏常規電源提供輔助服務補償機制，火電企業普遍沒有為新能源調峰的積極性。

三、可再生能源在電量市場化下的應對措施

1.“還原電力商品屬性，形成主要由市場決定能源價格的機制”是近年電力體制改革的主要目標

可再生能源也是商品，因此由市場機制來引導其發展是必然趨勢。可再生能源發將被納入公益性調節性發用電計劃，依照規劃繼續享受保障性收購。陸上風電是最接近自主市場競爭力的可再生能源。分析表明，延續當前風電政策，會面臨保障性收購與市場機制的沖突、強制標桿電價與市場價格形成機制的沖突、不斷擴大的補貼需求與可再生能源基金規模有限之間的現實矛盾，最終導致風電并網和利用效率低下難題難以得到根本解決。如此，清潔、可持續發展的能源戰略目標很可能會落空。

根本的解決之道是市場化。讓風電參與市場競爭，通過市場交易與用戶達成長短期供電協議，調度機構在保證電網安全的前提下本著優先保障原則安排風電并網發電；變強制電價為基于市場交易電量的度電補貼，引入動態調整機制，根據風電的經濟改善水平逐步降低、直至完全取消補貼。

2.建立以配額機制的綠色證書，鼓勵碳減排交易和節能量交易

根據全國2020年非化石能源占一次能源消費總量比重達到15%的要求，2020年，除專門的非化石能源生產企業外，各發電企業非水電可再生能源發電量應達到全部發電量的9%以上。各發電企業可以通過證書交易完成非水可再生能源占比目標的要求。鼓勵可再生能源電力綠色證書持有人按照相關規定參與碳減排交易和節能量交易。配額制度本身無法實現可再生能源發電的綠色價值部分，綠色證書為綠色價值部分的實現提供了市場化A解決方案和手段。

通過允許配額義務承擔者之間交易使用可再生能源的義務，綠色證書可以像商品一樣在綠色證書市場上進行買賣和交易。

綠色證書就是將基于配額形成的可再生能源發電量證券化，并借此構建基于市場的可再生能源電能供求機制和市場交易體系。綠色證書作為可交易的有價證券，其價格由可再生能源電價高于常規電價的“價差”決定，并隨著市場供求狀況的變化而波動。可再生能源發電企業通過銷售綠色證書獲取價外收益，實現可再生能源電能的綠色價值，并使得可再生能源配額借由綠色證書實現可交易，巧妙地解決了配額制度的市場化問題。

對于可再生能源電力生產者來說，實施配額制并允許綠色證書交易時清潔能源發電企業利潤由兩個方面構成：一個是通過電力上網價格出售可再生能源電力以獲得銷售利潤，另一個則是通過在證書市場上出售綠色證書來獲利。而建立可再生能源認證系統，證書的可交易性打破了可再生能源發電交易的地域限制，使得綠色可以銷售到任何有需求的地域。

3.電網加快電網建設，保證新能源并網和輸送

2015年，政府有關部門出臺了“改善電力運行調節促進清潔能源多發滿發的指導意見”“開展可再生能源就近消納試點”“開展風電清潔供暖工作”等一系列政策，促進清潔能源持續健康發展。

篇8

作為新電改的第四個配套文件，華北電力大學教授，能源與電力經濟研究咨詢中心主任曾鳴告訴《中國經濟信息》記者，“其明確了通過市場來確定電能交易的量和價，符合本次電改的總體思路，將鼓勵具備條件的省份在相關職能部門的指導下建立規范的跨省跨區電力市場交易機制。”標志著即深圳等地區電價向市場化邁進后，跨省區交易率先實現市場化。

跨省區輸電率先市場化

在中國，跨省區輸電的規模正日益擴大。“北電南送”和“西電東送”等工程已經是人們耳熟能詳的。僅去年一年，我國的跨省區送電量就已經達到1.12萬億千瓦時（俗稱“度”），是全年全社會用電總量的五分之一。隨著電能跨省區流動逐年增加，也暴露出我國送受電結構不合理、輸送費用標準不合理、需研究補償機制等問題。

市場化被認為是解決上述問題的有效途徑。《通知》要求，首先，送電與受電市場主體要通過協商或者市場化的交易方式確定電能交易的規模即電量，以及價格，并建立起相應的價格調整機制。同時，對于新建送電項目的業主和電價，鼓勵在競爭中形成。其次，鼓勵以中長期的合同形式確定送受電雙方的電量交易，并建立價格調整機制。最后，由于之前國家已經核定了部分跨省區電能交易的送電價格，此后可以由送受電雙方自行協商并重新確定價格，只需將協商結果報送國家發改委和國家能源局，如若無法達成一致，可以在有關部門協調下協商確定。

自2014年底起，我國在深圳開始了全國首個電價改革試點。為了推進這一改革，我國又相繼在蒙西、寧夏、安徽、云南、湖北等地進行試點，目的是讓更多的省區探索區域內的電價改革。而《通知》的，則促進了跨省區輸送電能的電價市場化，將改革延伸至區域之間的電力市場。

據曾鳴介紹：“總的來說，我國跨省跨區電力交易的總量還是比較大的。我國能源需求和供應在全國范圍內是‘逆向’分布的，尤其是未來大量新能源發電并網之后，西北地區的大量清潔能源將通過外送通道送到東部負荷中心，因此未來我國跨省區電力交易的規模還會進一步增加。”中電聯公布的數據顯示，去年，全國完成跨區送電量2740億千瓦時，同比增長13%；全國完成跨省送電量合計8500億千瓦時，同比增長10%。

在我國，長期以來各省間的電能交易一直是以計劃為主，具體到交易的電價和電量都是由地方政府確定。在眾多跨省區交易中，東北所有的跨省區交易、三峽外送、皖電東送和川電東送等都是由國家直接指令電量和電價并核準審批。南方區域的西電東送等主要由地方政府主導。

每年，國家電網都會在年初向各個省級公司下達年度跨區電能交易指導計劃，要求各省市電力公司將其計劃進入本年度的電力電量的安排。各個省級電網還會簽訂具有法律效力的購電合同，成為一種剛性的計劃指導。

而問題隨“計劃”的方式產生了。由于計劃的不靈活性導致了供電量失衡和電價分歧。2014年年中，在國家能源局的《電力交易秩序駐點華中監管報告》（下簡稱《報告》）中提及，2013年第一季度，華中地區電力供應雖然供大于求，但國家電網仍然按照計劃向其輸送了來自河南和山西的電力86億千瓦時，造成電力浪費。

除了供電量失衡，電價也有問題。上述能源局的《報告》中顯示，跨省區電量交易由于一直不能及時反映市場供需，違背了交易主體的意愿。以西北電力輸送華中的跨區交易為例，某些交易的電價和電量違背了一方意愿，價格高出購電方的訴求。

曾鳴說：“各省之間的‘壁壘’問題在跨省區電力交易中一直存在，是我國跨省區電力市場建設的一個難題，也在一定程度上阻礙了省間的資源優化配置。”隨著跨省區交易市場化，可以在一定程度上解決上述問題。他認為：“未來，應當繼續優化頂層設計，從全局角度出發，不僅省內要電力電量平衡，還要注意更廣范圍內的電力輸送、相關配套設施建設。”

再核定成本促“形成”電價

輸電成本核算一直是新電改成敗的關鍵。《通知》提出，國家發改委和國家能源局將組織對跨省跨區送電專項輸電工程進行成本監審，并根據成本監審結果重新核定輸電價格。輸電價格調整后，按照“利益共享、風險共擔”的原則將調整幅度在送電方、受電方之間按照1∶1比例分攤。

據曾鳴介紹：“跨省區電力交易是一個系統性工程，涉及的主體包括參數良好并且規模相對較大的發電站或發電基地，具備遠距離大規模輸送能力的電網，用電較為集中的負荷中心（包括大用戶及未來的售電公司等）。”其中，電網的輸電費過高、收費不合理等問題一直受到相關交易主體的抱怨。

跨省區電能交易的輸電成本包括：電網使用費、管理服務費、輔助設施費和網絡接入費等。而最終的售電價格是由送電價格、輸電價格、線損和管理服務費共同組成的。

國家相關主管部門也曾指出，輸電費存在收費不合理的問題。《報告》也曾提及，實際物理送電量才是收取輸電費的基礎，但在之前的調研中發現，某些區域跨省區電能交易輸電費是按照之前簽訂的合同雙向累加后得出的絕對值進行計算。得出的輸電費用高于關口表記錄的實際物理量。

早在三年前，原電監會就曾將云南貴州送廣東、西北送華中、四川送華東、東北送華北等跨省交易規模較大的電力通道作為樣本，核查電力輸送成本。形成的結論是，首先，電網公司收費環節過多、標準過高、存在多收費等問題。同時，電網公司網損的分攤不規范，網損費用過高。最后，輸電線綜合折舊率偏高。

此前，深圳等地的電價改革的一項重點工作就是重新核定本地區的輸電成本。現在又要重新核定跨省區輸電價格，擴大了核定輸電成本的范圍，這對于電網公司厘清成本，以后專注于輸電業務具有重要意義。

篇9

關鍵詞：電力調度；渠道策略；電力營銷；供電質量

作者簡介：蘇龍（1963-），男，江蘇張家港人，江蘇張家港市供電公司，工程師。（江蘇 張家港 215600）

中圖分類號：TM73 文獻標識碼：A 文章編號：1007-0079（2013）27-0199-02

電力調度是保證電網安全穩定運行、對外可靠供電和促進電力生產工作有序進行的必要管理手段。近年來，隨著我國電力市場化改革的不斷深入，電力企業傳統的市場壟斷狀態正漸漸被打破，初步形成一個基于競爭的新的電力市場格局，尤其是隨著我國電力生產水平的提升，電力市場已經從賣方市場轉向買方市場，在這種情況下，如何為用戶提供更好的供電服務成為電力企業必須考慮的問題。從目前來看，未來電力市場將會不向營銷渠道方向發展，這對電力調度提出了更高的要求。傳統的電力調度是基于壟斷經營體制下的調度策略，主要著眼點為一般意義下的運行費用的最小化，但這種調度策略明顯已經不符合當前電力市場的發展，必須對電力調度策略進行優化，立足于客戶需要來進行電力調度。本文從電力市場營銷渠道入手，就渠道策略的電力調度應當注意的問題進行探討。

一、基于渠道策略的電力調度同傳統電力調度的區別

1.渠道策略下電力調度的目標

電力市場迅速由賣方市場轉向買方市場是從2006年全國發電機組大量并入電網開始的，在電力市場轉變為買方市場的背景下，電力調度的目標已經被賦予了新的內涵。電力調度必須立足于電力市場是買方市場這一現實，改變傳統電力調度思想，采用市場經濟條件下的競爭策略，立足于為用戶提供更安全更優質的供電服務。傳統電力調度的目的是為了減小運行費用和網損，是從整個系統優化的角度來降低電力成本。但在渠道策略下的電力調度，發電成本已經獨立出來，電力調度的成本目標更多的是在購電費用、網絡損耗和輸電能力上，調度的目標由多個目標共同組成，包括運行費用、供電安全、環境污染、輸電損耗、供電穩定性等等，以此作為參考因素來確定提高資源配置的優化策略。

2.渠道策略下電力調度的制約因素

基于渠道策略下的電力調度的制約因素越來越多，包括地域上的關聯、時域上的影響、耦合問題的優化等等，在進行電力調度時必須綜合考慮這些制約因素來尋找優化策略。如系統電力受限因素包括水電廠發電能力、抽水蓄能電廠蓄電能力、環境污染限制電廠發電能力等，這些因素對電力系統的運行有極大影響，在進行電力調度時必須考慮進地域、時域、耦合之中。再如火電機組的停時域關聯制約因素，就需要考慮機組最大最小功率、變壓器分接頭調整上下限等等。此外，還包括電力系統被動制約條件，如網絡安全約束、負荷電壓約束等。基于渠道策略下的電力調度必須充分考慮發電廠、用戶、電網地域和時域關系，考慮電網的最小輸電能力、最大影響范圍等等。

3.渠道策略下電力調度的市場交易性

當前電力市場已經形成一種新的交易機制，目前我國電力市場整體可以分為能量市場和輔助市場兩大部分。在當前電力市場下，所有的市場參與者包括發電廠、電網等都存在著風險性，風險系數的大小同輸電能力、輸電安全、服務質量等有著緊密的關系。整個市場存在著發電隨機性、用戶用電隨機性等問題。電力調度中包含了對可變費用與不可變費用的考慮。實際上，最為理想的電力市場是買方與賣方完全放開，形成一種基于電力商品的生產、銷售、使用有機組合的多各交易共存的市場，電力的供給、需求變化將完全由市場來決定，市場參與者將成為電力市場交易中的決策主體。

二、渠道策略下電力調度的運作需要

1.渠道策略下電力調度依然受電網統一影響

雖然電力市場改革后，我國電力市場正由賣方市場轉向買方市場，競爭機制開始引入電力市場之中，但由于電力生產的特點，電網依然是一個不可分割除的整體，在進行電力調度時必須考慮電網統一問題進行統一調度。新的市場體制下，電網的統一調度和傳統壟斷體制下的統一調度完全不同。傳統壟斷體制下的電力調度中，電力并不被認為是商品，而是完全按行政手段所確定的計劃來執行，不存在等價交換和固等協商，完全是由調度部門以命令的方式強制進行。在市場體制下，電網是聯合電網，電力成為了聯合電網中的商品，因此必須同其他商品一樣服從價值規律，在等價交換的原則下公平、公正、公開進行，實行“三公調度”，電網主管單位、電力經營單位等都將以電力交易者的身份參與到電力市場之中。如果再依靠行政手段強制調度，將很難兼顧聯合電網內各方的利益，很難達到統一調度的目標，并可能造成利益分配不公而使得電力調度協作失敗，影響整個電網的安全穩定運行。因此，在新的市場體系下，電力調度機構不能再隸屬于電力市場的某一利益主體，而應當成為一個相對獨立的權益實體，這樣才能保證電力調度“公開、公平、公正”地進行，保證各利益主體的公平競爭。

2.渠道策略下電力調度不再只是運行指揮，還是交易實體

電力調度是電網運營的一個重要組成部分，在進行電力調度時要遵循電網運行的客觀規律，圍繞電網的安全、穩定運行進行，著眼于為用戶提供優質可靠的供電服務，正確組織和指揮電能的生產、流通和銷售，以整個電網為主體力爭獲取最大的經濟效益。通過電力調度，要有效協調電網內各利益主體之間的利益關系，不能只局限于某一利益主體，而應當綜合考慮整個電網的安全性與經濟效益。可見，在新的電力市場體系中，電力調度起著十分關鍵的作用，不僅組織和協調電網運行，還承擔著電力交易場所的作用。因此，考慮到渠道運作的需要，電力調度必須調整自身的定位，建立起基于電力交易的調度機制，充分發揮電力商業化運營中的特有作用。電力調度員不再只是電力調度策略的制定和執行者，還是電網的一線經營者，必須隨時把握電網運營狀況，抓準提高電網運營效益的時機，以此獲取更大的利益。就目前來看，首先要放棄行政調度的手段，建立起以運營為主體的調度觀念，打造生產經營型電力調度機制，這樣才能滿足電力市場商業化運營的需要。

3.渠道策略下電力調度的經濟性需要

在聯合電網中，有著不同產權、不同利益的多個主體，聯合電網的經濟效益影響著所有利益主體的根本利益，因此電力調度必須保證所有利益主體能公正、公平、公開地分享利益。基于渠道策略下的電力調度必須考慮經濟性的需要，以獲取聯合電網整體最大經濟效益為目標進行調度，而不是以某一個利益主體的經濟效益為目標。雖然聯合電網與統一電網在物理結構上沒有太大的區別，但在利益結構上卻有著很大的差異，多個利益主體所構成的聯合電網物理結構極為復雜，運營成本區別較大。在進行聯合電網的電力調度時，必須考慮好各主體之間的交易利益，這是渠道策略下電力調度的重要內容。要實行經濟調度策略，維護各利益主體的利益。這就不同于統一電網下利益主體單一性的特點，多元化的利益主體必須按照經濟調度法則進行。

三、渠道策略下的電力調度要考慮市場營銷問題

渠道策略下的電力調度，電力作為一種商品從生產者轉變為消費者，從電力的生產到輸送構成了一個電力營銷渠道，要以最為有效的方式將電能產品送到用戶手中，因此在進行電力調度時要考慮到電網特點、電能產品特點、用戶多少、輸送路徑長短等因素。如電能產品的特點決定了電力銷售的分銷渠道，由發電廠將電能產品上網、區域電網進行電力調度交易、省級配電公司進行配送電、地區供電公司進行電能的分銷，最終將電能銷售給廣大用戶。在競爭性的電力銷售市場中，銷售環節將會逐步減少，生產與銷售都將會形成競爭機制。我國電力體制改革的總體目標是放開發、售兩端，輸配分開核算，形成區域市場，政府依法監管。隨著電力體制改革的深化，電力銷售終端市場最終將會被嚴格分割開來，市場分割的壓力和能源競爭壓力將會給供電企業帶來新的挑戰。

四、結束語

隨著電力體制改革的不斷深化，我國電力市場正迅速從賣方市場向買方市場轉變，傳統的基于計劃體制下的電力調度策略已經不能適應市場競爭體制的需要，必須制定基于市場體制下的電力調度策略。這就需要轉變電力調度觀念，拋棄傳統的單純考慮成本的電力調度策略，著眼于電網中多元化的利益主體，采用公平、公正、公開的原則，保障各利益主體的根本利益，將電力調度作為電力交易的重要環節，采用經濟性調度策略，理順各利益主體在電力調度之間的關系，這樣才能保障市場競爭下電網的安全穩定運行。

參考文獻：

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篇10

在4月19日至5月2日的十幾天時間里，由公司營銷部牽頭，呼供等8家企業主管營銷工作的負責人分別對歐洲部分國家的電力市場運營、電力設備制造及電價機制等問題進行了考察。此次考察的幾個國家不僅在經濟上屬世界發達國家之列，在電力技術發展方面也具有權威性。考察團不僅帶回了先進的技術和經驗，同時看到并了解了今后電力工業發展趨勢和方向。

這份考察報告對歐洲電力市場及用電營銷方面進行了較為詳實的介紹，并從專業的角度進行了客觀的分析，對促進內蒙古電力營銷工作具有重要啟迪作用。2006年4月19日至5月2日，公司組成由市場營銷部劉萬福副部長帶隊，呼和浩特供電局××*副局長、烏海電業局××*副局長、薛家灣供電局××副局長、阿拉善電業局××*副局長、錫林郭勒電業局梁××副局長、公司市場營銷部××科長、調通中心××*科長、鄂爾多斯電業局××部長為成員的市場營銷赴歐洲考察團一行9人對北歐瑞典、芬蘭以及南歐的西班牙、葡萄牙等國家的電力市場運營、電力設備制造及電價機制等相關問題進行了考察。通過考察與交流，加深了對電力市場運營及電力系統高壓電器設備的認識。結合目前國內電力市場建設及運營的情況，考察團針對自治區電力體制改革和公司發展的實際，提出了相應的建設性意見。

電力系統建設及市場運營

北歐包括挪威、瑞典、丹麥、芬蘭和冰島五國，在世界上屬經濟發達地區。北歐地區電網非常發達，除了冰島外，其他四國均實現了電網互聯，故北歐電網常指挪威、瑞典、丹麥和芬蘭。此外，北歐四國與歐洲其他相鄰國家也實現了聯網，挪威、芬蘭與俄羅斯，丹麥與德國，瑞典與德國、波蘭之間均有直流和交流聯系。北歐國家的輸電網電壓等級從110－400千伏，有110千伏，132千伏，150千伏，220千伏，300千伏，400千伏多個電壓等級。本次主要考察了瑞典和芬蘭兩個有代表性的國家。

北歐電力交易市場是目前世界上唯一一個開展多國間電力交易的市場。北歐電力市場化改革源于挪威，歷經十年。1991年挪威建立了國家電力市場，1996年瑞典率先加入，1998年6月芬蘭加入，最后，丹麥于2000年10月加入。北歐電網的裝機構成以水電和核電為主。其中：水電占總裝機容量的50％以上，核電約占30％，火電為15％，其他可再生能源約為5％。北歐四國內部有資源互補的優勢和需要，國家間的電力構成具有很大的互補性。北歐四國的水電主要集中在其地理版圖的北部，這些地區人口較少，負荷較低；火電則主要集中在南部地區，這些地區相對人口稠密，負荷較大。在豐水季節，北歐北部地區大量成本較低的富裕水電憑借價格優勢流入南部地區，導致市場實時電價較低；在枯水季節則相反，南部的火電流入北部地區，市場實時價格則較高。北歐四國除內部進行資源優化外，和俄羅斯、德國、波蘭也有電能交易，國際間電力交易非常頻繁，北歐地區在用電高峰時期，需要從鄰國俄羅斯、德國、波蘭進口電能，國際聯絡線為這種電力交易提供了保障。

北歐國家的電力部門非常注重環境保護，輸變電設備基本上沿公路建設，盡量減少樹木的砍伐；大部分火電廠均安裝了脫硫、脫氮裝置。由于國際天然氣價格上漲較快，大部分燃氣－蒸汽聯合循環機組均處于停運狀態或迎峰運行。

北歐電力市場的交易類型是一個逐步發展的過程。北歐電力交易市場的業務可分為以下三個大項：一是組織期貨交易，確定長期合同管理；二是組織現貨交易市場，確定現貨交易市場的價格和電力交換量；三是資金結算。現貨市場價格還成為簽訂長期合同的價格參考。北歐電力交易市場的期貨合同市場包括套頭價格、風險管理、期貨交易、長期合同等。交易期最長為3年，以周為最小單位，可按時段、季或年簽訂合同，對通過北歐電力市場的電力交易進行結算，努力降低結算風險。目前電力公司參加北歐電力交易所需要繳納以下費用：參加市場的注冊費、年費以及采用經紀人方式參加市場運行的費用。

北歐的電力市場運作是非常獨特的，其特點可歸納為：一是各國的期貨交易和現貨交易都是委托在北歐電力交易所完成，各國沒有另外建立自己的電力交易所。可以說，北歐建立了一個統一的跨國電力交易市場；二是北歐電力交易中的期貨、現貨交易與實時交易服務分別由不同的機構完成。三是在發電側未實行網廠分開，電力公司可以同時擁有配電網絡和發電廠及客戶。但客戶(包括居民客戶)可以自由選擇供電商。電力公司的競爭壓力非常大，如果自己的電廠發電成本很高，或者外購電價較貴時，對客戶的供電成本就會很高，從而會失去客戶。客戶將選擇價格低廉、服務質量高的供電商，因此各供電公司努力提高服務質量，如制定靈活的電價政策、承諾可靠性、定期回訪等。

南歐西班牙電網與西歐電網相連，統一參加西歐電網的電力市場運營，運營模式與北歐電網類似。由于西班牙地處高原，風力資源豐富，加之環保意識及電價水平較高，因此西班牙風電裝機容量較大。西班牙的城市供電基本實現了電纜化，采用220千伏架空輸電線路在城郊直接入地的方式，實現向市區供電，供電可靠性較高。

北歐由于水電較多，電價相對便宜，大約為0.4－0.6歐元/千瓦時；南歐由于以火電和核電為主，電價相對較高，最高可達1歐元/千瓦時。電價成本中，輸配電成本約占50％。

高壓電器設備的制造

本次對瑞典abb公司高壓電氣設備制造分部進行了訪問，參觀了高壓電氣制造車間，了解了現階段高壓電器的制造工藝和性能。abb公司已能生產800千伏的高壓斷路器（用于巴西伊泰普水電站），三峽左岸電廠采用了abb公司生產的500千伏高壓斷路器。

abb公司的主要產品包括：高壓斷路器、隔離開關、互感器、避雷器等，適用于各電壓等級的輸電系統。其中220千伏的斷路器單斷口最大開斷電流63千安，是現今世界開斷能力最大的斷路器。該公司開發的新式產品包括：干式電容器、開關驅動馬達、各電壓等級線路用避雷器和組合電器，其中新開發的電壓互感器（em-fc）采用磁力技術，測量精度高，運行可靠，適用于170千伏及以下系統；新型斷路器采用智能式吹氣技術，提高了斷路器的滅弧能力，滿足在攝氏零下40度環境下可靠工作。

新型組合電器是一種將斷路器、隔離開關、互感器、避雷器等設備組合在一起的新開發研制的變電站用設備，使用新型組合電器的變電站可節約土地面積約63％，工程造價增加不超過10％，特別適用于大中型城市的變電站建設。但由于這種組合電器在設備斷開時無法形成明顯斷口，不滿足國內運行規程的要求，因此暫無法在國內使用。根據abb公司人員介紹，新型組合電器裝設有多種自動閉鎖裝置，可以絕對保證安全，現已成為瑞典的國標產品。

abb公司生產的線路用避雷器性能先進，過壓動作可靠，能滿足500千伏及以下輸電線路的運行要求，特別是運行電壓較高的系統，對線路設施的保護作用非常明顯；線路用串補的最大容量可達300兆乏，提高了線路的輸送容量。

abb公司高壓設備年產值達到3億美元，產品以出口為主。日本東京電力公司使用的abb產品在東京大地震期間未出現損壞，說明產品質量非常高。

通過與abb公司管理人員的座談，對其生產的各類型設備進行了詳細的了解，并與內蒙古電網使用的設備做了詳細的對比。

本次考察的主要收獲

通過對歐洲部分國家的考察，結合內蒙古電網建設、運行及電力市場的實際情況，本次考察組主要有以下幾方面收獲：

（一）在歐洲考察期間，我們深深體會到中國在世界上的地位越來越不容忽視，經濟的快速發展使得中國與歐洲的差距越來越小，外向引力也正在逐步消失。接觸的華人留學生都表現出學成后回國的愿望，所接觸的外國人也對中國的快速發展驚嘆不已。在電力方面，隨著中國經濟的快速發展，電力工業作為基礎產業也得到了快速發展。電源和電網建設的速度遠遠大于歐洲，電網裝備的技術水平已經接近國際先進水平，中國的電力市場已經被abb這樣的世界跨國電氣設備制造企業所關注。通過在國外的短暫停留，大家進一步加深了對祖國的熱愛，加深了對總書記所提出的“八榮八恥”的理解，更加堅定了加快發展，把中國建設成社會主義強國的信念，增強了做好工作，實現公司持續、快速、健康發展的決心。我們感到出國考察，不僅是業務方面的學習，而且在思想方面也得到了教育和提高。

（二）歐洲市場經濟已有近四百年的歷史，企業和客戶的市場觀念較強，配套的法律制度也較為完善，發電公司、電網公司、配電公司、電力銷售商及客戶均遵循市場誠信和運營規則，加之，歐共體大的市場環境，電力市場化進程較為順利，電力市場運作相對成功。國內的市場經濟剛剛建立，電力體制改革和電力市場化正處于起步階段，市場觀念尚未完全建立起來，市場監管體制尚不健全，電力供需矛盾還沒有完全得到解決。因此，電力市場工作必須在試點的基礎上，逐步、穩妥地推進。

（三）歐洲地區電價相對比較合理，輸配電價格基本上占電價的50％，因此電網公司和配電公司有較充沛的資金進行城市供電網的改造，城市一般采用電纜地下供電。歐洲城市大量采用500千伏、220千伏電纜直接接入城市變電站，既可降低日常運行維護費用，同時擴展了供電范圍，但也存在電纜供電造價相對較高的問題。由于歐洲國家城市規劃較好，城建施工不會對供電電纜造成破壞，影響正常供電，供電可靠性較高。隨著自治區城鎮化進程的推進，高電壓等級電纜深入城市中心已經成為必然。輸電線路與電纜連接技術對自治區電網重要城市配網改造有值得借鑒的作用。同時，abb等電氣設備制造公司的生產、安裝非常規范，設備制造精度較高，且實現了制造工藝的自動化，因此生產的高壓電器設備可靠性較高，且科研力量雄厚，基本上代表了世界高壓電器設備制造的最高水平。尤其是斷路器的開斷能力較強，適用于自治區電網短路電流較大地區的斷路器更換。

內蒙古電力發展的啟示及建議

內蒙古電網現處于快速發展時期，歐洲電網運行及電力市場運營的一些成功經驗具有一定的啟示和借鑒作用。結合公司目前所面臨的市場環境，特提出如下幾方面建議：

（一）電力市場建設方面

內蒙古電網的電力市場建設應逐漸由追求數量擴張向追求質量、提高資源利用效率轉變，即按照公司提出的“由全力以赴確保電力供應，調整到構建電力市場上來。加快建設自治區電力市場，積極參與區域電力市場，主動配合好國家電力市場，努力開拓國際市場，促進客戶端、發電側、供電側和諧發展，實現公司市場戰略轉型”的要求建設電力市場。隨著自治區電力供需形勢的轉變，內蒙古電網已經具備按購電成本實現電網優化調度的條件。為此，公司一是應通過整合公司各部門的職能，建立營銷、財務、調通相互協調、相互制約的管理機制，建立對購電成本的考核獎懲體系。二是公司應著手開展自治區級電力市場的研究工作，構建起發電廠競價上網的機制，以便在條件成熟時能夠及時實施。同時，在認真總結國內其他電網市場運營經驗教訓的基礎上，通過開展模擬運營，摸索市場運營的規律。三是要加強對自備電廠的管理，建立起自備電廠的考核管理辦法。四是制定購售電合同的管理規則，通過合同形式來保證公司的利益。五是加強對市場條件下的電價問題進行認真的研究，特別是與市場運營有關的上網電價、輸電電價、配電電價、輔助服務價格等。六是加大市場運營人員的培訓力度，建議公司選派營銷、調度有關技術人員赴華東、東北、南方電網進行一定時間的電力市場方面的培訓、學習，加大人才的儲備力度，以適應電力市場建設和運營的要求，否則難以實現電廠與電網間的協調、健康發展，無法達到實現資源的優化配置和降低社會能源消耗，提高資源利用效率的目的。

（二）關于電網建設問題

建設強大自治區電網的關鍵是做好電網的規劃工作。在公司實現“由高速度、大規模電網建設，調整到盡快完善電網結構，提升輸送能力上來，實現公司發展戰略轉型”的期間，實現電網堅強、運行方式靈活是保證電力市場順利交易的基石，因此合理規劃500千伏網架，加快外送通道建設，逐步實現220千伏系統解環運行，是內蒙古電網建設的方針，也是自治區電力市場建設、發展和融入區域、國家電力市場的需要。對呼和浩特、包頭、鄂爾多斯等城市，在實施城市電網改造時，應考慮實現高電壓等級深入市區，逐步實現市區供電電纜化，提高供電可靠性，減少運行維護工作量，可考慮在一些重要城市終端站采用組合電器，既不違反規則，又能夠減少土地占用量；對斷路容量較大的變電站，可考慮采用一些開端能力強的進口設備。

（三）新能源利用問題