電力化市場交易精選(九篇)

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第1篇：電力化市場交易范文

關鍵詞：電廠 干煤棚 網架 滑移腳手架 平臺 高空散裝法

一、工程概況

本干煤棚長162m，寬96m，有46個C30鋼筋混凝土獨立柱基礎及短柱組成，擋煤墻為370厚磚砌墻，室內地面為碎石墊層C20砼地面200厚硬化地面；網架結構安全等級二級，設計使用年限50年，結構型式為半封閉三心圓雙層柱面網殼，基本結構單元為螺栓球節點，網格形式為正放四角錐桿件體系；網架平面尺寸102m×165m，結構高度32.664m，覆蓋面積15812m2。

二、結構簡圖

干煤棚網殼平面布置圖

三、本工程施工關鍵技術

1.整體滑移腳手架平臺安裝精度要求。本工程的主要采用整體滑移腳手架平臺做為網架分片安裝的受力支撐點和空間安裝位置固定參照物，而整體滑移腳手架的整體穩定性和滑移精確度又是決定網架結構安裝是否順利的關鍵因素，因此整體滑移腳手架的搭設必須嚴格按照施工規范和經過承載力和穩定性驗算的搭設方案來進行作業，同時腳手架在滑移過程中要保持空間位置的相對穩定，不能出現局部或整體因為受力不均或震動引起的變形，否則會引起網架無法正確安裝，嚴重的還可能導致腳手架坍塌事故。

2.滑移腳手架導軌的選擇和搭設要求。滑移腳手架導軌的選擇既要考慮到安全可靠性，又要經濟合理便于采購，既要能夠承受腳手架和網架安裝的垂直荷載不出現整體沉降或不均勻沉降，也要能夠承受腳手架滑移時的水平荷載，不能出現平行或垂直于滑移方向的位移，各條平行的軌道之間保持固定的間距。同時導軌材料做為周轉性材料，其經濟性影響到整個施工方案的經濟性，因此在導軌的材料選擇上，既要便于采購運輸，還要價格合理，便于周轉。

3.滑移腳手架整體滑移牽引力均勻程度的控制。對于腳手架滑移過程中的速度、穩定性的控制，是決定腳手架滑移動作是否安全可靠的決定性因素。為保證腳手架在滑移過程中不出現因各點牽引力大小不一或作用時間不統一而引起的腳手架變形或異常移位甚至脫軌現象，對于牽引力的控制至關重要，而牽引力的大小，作用點和作用時間，將是牽引力控制的關鍵工作。因此從牽引力的來源選擇、牽引力作用點的布置到牽引力的同步控制將是需要解決的核心問題。

四、施工準備

1.現場施工布置。由于本工程網架施工時，網架內地面還未施工，原土為中強風化白云巖碎石地面，進場施工前需要對場地進行整平處理，而由于電廠干煤棚地面一般為煤矸石干鋪、碎石干鋪或混凝土地面，因此地面平整度和承載力均達到要求，因此建議對干煤棚地面進行施工后再安裝上部網架結構。

2.滑移腳手架及軌道準備。腳手架和軌道做為滑移腳手架平臺高空散裝法的關鍵部件，因此從材料的選擇上要重點關注，我們采用了電廠常用的型號Φ48×3.5mm腳手架鋼管和型號20a以上工字鋼，選材上符合《建筑施工扣件式鋼管腳手架安全技術規范》（JGJ130-2001、J84-2001）和《鋼結構工程施工質量驗收規范》（GB50205-2001）的要求。

3.網架構件準備

將網架結構構件運至施工現場后，檢驗出廠合格證及有關資料，按構件明細表核對進場構件的數量，把桿件及球運至指定位置編號并堆放整齊，便于由地面吊至腳手架操作平臺的順利進行。

五、主要施工方法

1.安裝前對基礎軸線、標高等進行驗收檢查，并進行基礎檢測和辦理交接驗收，做到符合設計要求和有關標準規定。

2.把桿件及球由地面吊至腳手架操作平臺，分散堆放。

3.網架主體結構開始安裝：1）為確保網架安裝時誤差的積累，網架的總體安裝順序從1軸―16軸逐步推行，由1軸―3軸、3軸―5軸、5軸―7軸、7軸―9軸、9軸―11軸。2）軸―13軸、13軸―16軸的方向進行安裝。3）先吊裝A、B軸線承臺支座上面四個下弦球和上弦球，使它們連接成一個網格，自然受力形成一個整體。

六、注意問題

1.鋼網架在安裝時前，安排好支點和支點的標高，臨時支點既要使網架受力均勻，桿件受力一致，還應注意臨時支點的基礎穩定性，一定要防止支點下沉。

2.鋼網架安裝完畢后，對成品網架保護，勿在網架上方集中堆放物件。

3.網架安裝必須把高強度螺栓擰緊到位，還應注意檢查網架的撓度，確保網架的撓度在允許偏差范圍內。

七、技術經濟分析

總的來說本工程的施工技術方面成本和安全措施方面投入是較低的。首先從施工材料及機械設備上來分析，本工程所用的腳手架、鋼軌和小型機工具都是電廠施工中簡單易得和通用的；而從施工進度上來講，整個網架結構施工總周期為120天，其中滑移腳手架搭設30天，網架結構安裝75天，腳手架拆除退場15天，總施工周期僅4個月左右，為電建企業節約了可觀的管理成本；而從技術的安全可靠性上來分析，本工程中采用的均是常規施工技術，不存在較高難度施工技術和安全隱患，給電建企業降低了安全投入。

八、結語

據了解干煤棚鋼網架工程采用滑移式腳手架平臺高空散裝法進行施工的，還有溫州電廠干煤棚網架、貴溪電廠干煤棚網架、淮南洛河發電廠干煤棚網架、華能淮陰電廠二期工程干煤棚網架工程、長興發電廠二期干煤棚網架工程等一大批工程實踐工程，結合該工藝在本工程中的成功運用，可見滑移腳手架平臺高空散裝法安裝工藝在電廠干煤棚網架工程中的施工是安全可靠、經濟合理和值得推廣應用的。

參考文獻：

[1]吳欣之:現代建筑鋼結構安裝技術。中國電力出版社，2009

第2篇：電力化市場交易范文

[關鍵詞] 電力市場日本電力交易所日前現貨市場單一價格競價

引言

2005年4月，日本的電力市場改革進入了一個新的階段。日本的電力零售競爭對象擴大到容量50kw、電壓等級6kv的用戶，用電量達占到了總用電量的63％，與此同時，日本電力交易所（JEPX）和電力系統利用協議會(ESCJ)正式開始運營，具備資格的會員用戶可以在交易所進行電力的買賣，本文即對日本的電力交易所成立的經緯、運營的狀況及存在的問題進行評述。

一、日本電力改革概要

日本的現代的電力體系始于1951年，到1995年電力自由化改革前全國按區域分為東京、關西、中部、九州、四國、北陸、北海道等九大私營垂直一體化的電力公司（未含沖繩），按區域壟斷該地方的電力供應，此外，還有國有控股的電源開發公司（EPDC）,以及核電開發公司(JAPS)，此外還有34家省市經營的發電公司、20家聯合投資性電廠和其他發電設施。

隨著1995年、1999年、2003年三次電氣事業法的修改，在電力市場化方面已經實現了如下的成績。

發電領域

開放電源建設市場，引入IPP制度；

對九大電力公司內部新增的電源建設（火電廠）進行公開招標；

放開電力躉售價格的管制。

輸配電方面

開放電網，對九大電力公司擁有的輸配電網絡進行會計分離，并建立專門的中立的輸送電監督機構；

取消原來的不同網之間電能傳輸的過網費，實施新的郵票法計算電能輸配費用。

允許九大電力公司外的電力企業投資建設自己的輸送電網，但要經過審批。

零售領域

創設特定規模電氣事業制度（特定規模電氣事業是指獨立發電商抑或沒有發電設備而從其他企業購買剩余電能，利用電力公司的送配電網直接向指定規模的消費者售電的制度）。

分階段開放零售市場的競爭,從2005年4月開始已經開放了電壓等級6kv以上,容量50kw以上的用戶,占日本總用電量的63％;而且預定2007年開放全部的零售市場。

正是在這樣的背景下成立的電力交易所有其重要的意義，而且在設計和運營上有其獨特的特點。

二、電力交易所

1.組織結構及職能

日本電力交易所2003年11月成立，2005年4月正式開始運營。JEPX為采用會員制的事業法人，到2006年6月現在包括電力公司、特定規模電力公司（PPS）、企業自備電廠在內共有29個會員。為保證其公正性，JEPX設置為非營利性質的事業法人，其組成的會員不論出資額多少每成員擁有同樣的投票權。

JEPX的最高權力機構為社員（出資人）大會，執行機關為JEPX理事會，下設三個常設委員會、兩個特別委員會及負責日常行政的事務局，此外還有負責監督交易所運營的監事會。

常設委員會包括:

市場交易監督委員會:須由中立立場5人組成，監督所內交易情況，保證電力交易公平進行,以及防止價格操縱。

交易糾紛處理委員會:由5人組成（中立者須過半數），制定解決交易會員之間的糾紛的相關條款，調停交易糾紛。

運營委員會:由21名成員組成，交易所的運營、交易所章程的改訂及制度的執行及修改等相關問題的研討和對應。

特別委員會包括:

市場交易檢證特別委員會：須由中立者5人組成，在交易所運營初期，為保證市場的流動性對一般電氣事業者（指九大電力公司）在交易所投入量進行檢查。

課題處理特別委員會:由16人組成，研究處理交易所運營初期產生的各種課題。

組織結構見圖1：

2.交易規則

(1)交易方法及對象。JEPX的交易方法是通過互聯網在計算機系統上進行的電子交易，交易的對象是現貨的電能。所以交易的參加者為發電廠和向用戶進行零售的批發商或者受這些廠商委托的人。

(2)市場及商品。JEPX的市場目前分為日前現貨市場，遠期合約市場，自由合約市場三種。

①日前現貨市場。日前現貨市場為對第二天要交割的電量以每30分鐘為一個單位進行交易。每天可劃分為48個時間帶，也就是有48種商品進行交易。

規定的交易方法為單一價格競價的方式（single-price auction），單一價格競價方式是將每個賣家的競標曲線匯總，合成總的賣家競標曲線，同樣的將每個買家的招標曲線合成總的買家競標曲線，兩個曲線的交點決定了中標的價格和數量。此交點左側的競標（意味著比中標價格低的賣方和比中標價格高的買方）全部成交，交點的右側則都沒有成交。日前現貨市場的優點是能夠及時響應每天電力需求的波動，維持供需平衡。

②遠期合約市場。遠期合約市場為此后一年內的以月為單位的電能為交易對象的市場。

一個月單位的電能商品還分為“月內全時型”和“月內日間型”兩種，月內全時型是指某月一個月期間的不分日期時段的電量交易類型;月內日間型是指某月內除周六、日外8:00～22:00的電量交易類型。此兩種類型商品在一年的交易期間內形成24種電能交易品種。

交易方式為雙方議價的方式。賣方報價和買方報價按時間先后順序,賣方以報價低的優先,買方以報價高的優先進行撮合。例如,賣方和買方的報價情況如(表1a)所示,此時有新的買方加入(報價30MW 15.03日元/kwh）（表1b），結果以14.89日元/kwh價格成交20MW,交易后,買方剩下10MW沒有成交。(表1c）

遠期合約市場的優點是事先約定數個月后的交易價格和交易量，可以抑制價格劇烈波動，規避價格風險。

③自由合約市場。自由合約市場是指JEPX的交易成員通過互聯網可以在JEPX提供的電子公示板上自由的和獲取買賣信息，買賣雙方將交割日期、電量、價格等信息在電子公示板上，相應地看到這類信息并感興趣的交易者可以直接同信息方聯系。JEPX不對買賣方的談判進行干涉，只對公告牌上的信息進行管理。

自由合約市場就好比一個自由市場，實質上是對未來不確定類型的交易提供一個嘗試的市場，如果在公告牌市場上經常頻繁的出現某種類型的交易，在以后可以專門開設一個此種的交易市場。

(3)參加方法。JEPX的交易采用會員制，上場交易必須具有交易會員的資格，只要意愿進行電力現貨的交易，而且資本金在1000萬日元以上，經過申請都可以成為會員。除交易會員外還有不進行交易只收集相關信息的信息會員制度。

三、開所后運營的狀況

1.日前市場的交易量

JEPX成立后，交易量大大超出了當初的預計水平，到2006年2月為止日前市場的總交易量達到了877百萬千瓦小時，而遠期定型市場的交易量雖不如日前現貨市場，也達到了150百萬千瓦小時，約為日前現貨市場交易量的2成。

2.交易價格

日前市場的價格走勢圖如圖4所示，

因為日本分為南北兩個不同頻率的輸電網（東日本為50Hz西日本為60Hz），所以當兩個網間交換出現阻塞時價格會產生差異。

從此價格的走勢上可以明顯看出隨季節的變化電力量需求不同價格的起伏，7、8月用電高峰電價上揚，而4、5、10、11月用電淡季則電價下降，而從12月到1月價格的加速上漲則和同時期的石油價格的飛漲有密切關系。其走勢形狀與石油價格的走勢吻合。可以看出JEPX的價格指標能真實的反映市場的供需狀況，能夠反映企業的發電成本變動。

3.遠期合約市場的交易量和價格

4.對JEPX的評價

對每一個電力市場的改革，交易所的設立無疑是畫龍點睛的關鍵，其交易品種的設計、交易的活躍與否、交易量的的大小都事關市場改革的成否。JEPX一年多的運營無疑是成功的，以其中立的立場提供公平交易的平臺，降低交易成本，對市場交易進行監督，促進了市場的競爭;其形成的價格指標能正確的反應供需狀況，反應成本變動，對電能的消費及電源的投資給予正確的信號。但還存在一些問題。

（1）賣電方投入量不足。從市場活躍性的觀點看投入量的多少對活躍市場交易至關重要，目前的賣電競標量雖大大超出了當初的預計但和龐大的總用電量相比仍是微不足道，可以預計隨著市場競爭的進行和廣泛的宣傳這個問題會不斷改善。

（2）交易品種仍顯單一。商品的品種少自然會限制需求，應設計更多的商品品種以滿足更多的市場需求，從而擴大交易量。現在交易所已經著手引入周間型的電力商品。

（3）輸電線阻塞引起的市場分斷問題。東日本電網頻率為50Hz，用電需求量大;西日本電網頻率為60Hz，用電量少一些，兩電網通過兩個變頻站聯系。如果沒有阻塞時，JEPX為全國統一的價格，但事實上阻塞的情況發生的很多，尤其是往用電量大的東日本，此時會形成東、西兩個價格，如圖2所示。這個問題阻礙著電力交易的發展，須采取切實的措施。

五、結語

與歐美的電力改革不同，日本的電力市場化改革有其獨特的風格，既維持了一貫的九大電力公司的垂直一體化的供電體制，避免了激進的改革，同時又放開發電市場，逐步的開放零售市場，對九大電力公司的電網進行嚴密的監督，保證市場競爭的有序進行。日本電力交易所就是在這樣的背景下建立的。隨著我國的電力改革的推進，勢必要建立起我國的電力交易所，在制度設計上，在交易模式上，在商品品種上都可以吸收他國的經驗，保證我國的電力改革穩健、深入、卓有成效地推進，促進國民經濟的進一步發展。

參考文獻:

[1]法一:「日本卸力取引所の概要,學會、B、10號，2005

[2]日本卸力取引所:「日本卸力取引所の取引狀況および市の仕みについて,2006

[3]日本卸力取引所:「日本卸力取引所における取引の概要, 2005

[6]余炳雕井志忠:「透視日本電力市場化改革，現代日本經濟，2004，5

第3篇：電力化市場交易范文

關鍵詞：歐盟，電力市場，業務分拆

1歐盟電力市場化改革的總體進展情況

建立統一的歐盟大市場，是歐盟經濟一體化發展的必然結果和內在需求。歐盟在1985年提出了著名的以實施單一市場為目標的“白皮書報告”，并于1993年1月1日正式啟動了這個擁有10個國家、3.7億人口的大市場建設計劃，自2004年5月東歐等10國的加入，目前歐盟成員國已擴大到27國，人口達5億。

作為基礎服務性行業，電力行業在歐盟統一大市場建設的進程中啟動晚、推進難。1996年歐盟“電力市場化改革指令”，主要內容是要求各國實施電力市場化改革，開放用戶選擇權，推進歐盟統一市場的建立。2003年，歐盟總結了推行改革7年來的經驗和教訓，電力市場化改革第二號指令，加大推進歐盟統一電力市場的建設力度。該指令對成員國的電力市場化改革提出了硬性規定，并要求各國將這些規定體現在本國的電力法或能源法律的修改中。該指令主要包括以下內容：一是對市場開放設立了明確的時間表，要求各成員國必須執行，從2007年7月開始電力市場對全部用戶開放；二是對電網運行管理機構的獨立性做出明確要求，要求在2004年7月和2007年7月輸電運行機構和配電運行機構分別成為獨立法人，自然壟斷業務與其他競爭業務分離，但也要求各國建立保證電力供應安全和保證電力社會普遍服務的機制，以及建立市場化的跨國輸電容量分配機制等。

歐盟定期對各國電力市場化改革進程和對歐盟電力市場化改革指令的執行情況進行評估。歐盟推進的統一電力市場化改革取得了成績，但由于歐盟各國在文化、傳統、法律以及電力工業結構等方面存在較大的差異，市場化改革也存在著一些問題。歐盟2005年11月的評估報告指出：

一是大部分國家已經在按照要求將歐盟指令規定的內容在本國的法律中明確，但是很多國家的實施時間都比規定的晚，而且至今還有希臘、西班牙、盧森堡和葡萄牙等4個國家未實施該指令。

二是歐盟電力市場化改革的重要標志是開放用戶選擇權。按照指令規定，2007年7月1日所有國家都必須對全部用戶開放選擇權，目前已經有11個國家實現了對全部用戶開放供電選擇權，其他國家的開放程度也達到了50%以上。但從反映市場實際競爭度的2個指標，即大用戶更換供電商的比例和市場集中度來看，市場并未達到有效運作。截至2005年11月，累計更換供電商的大用戶比例達到50%以上的僅有6個國家，大部分在30%以下。市場集中度用發電容量最大的3個電源公司所占市場份額總比例表示，僅有北歐5國和英國的市場集中度值低于50%，有一些國家的市場集中度在80%以上。

三是在業務拆分方面，大部分國家都按照要求從法律上將輸電運營公司分離出來，且其中有6個國家真正實現了產權上的分離，另有2個國家未按照要求實現分離。而就獨立的配電網運行機構而言，有50%的國家還需要按照歐盟指令要求進一步從法律上將其從競爭業務中分離出來。

四是在市場價格方面，盡管2002年后由于各種因素的影響，電價出現了不斷上升的趨勢，但總體來看，歐盟自推進統一市場以來所有用戶的價格都有一定程度的下降，即當前的價格低于1997年的實際價格。2005年哥本哈根經濟學院做了一項研究，通過電力價格和競爭開放度等統計數據，證明了歐盟電價的下降與市場競爭開放之間具有相關性。

2歐盟統一電力市場的推進情況

歐盟推進電力市場化改革的主要目標是要建立歐洲統一電力市場。歐盟2005年的電力市場評估報告指出，歐盟各國之間的跨國交易還不充分，2002年跨國交易量占歐盟用電量的8%，2005年這一數字為10.7%，僅增加了2個百分點。為了進一步擴大跨國電力交易，歐盟開展了3個方面的重點工作：一是加快泛歐洲輸電網建設進程；二是推行統一的輸電交易和阻塞管理機制；三是促進各國深化改革，推動各國電力市場之間的連接和融合，建設泛歐洲電力市場。

在泛歐洲輸電網建設方面，歐盟認為建立統一的歐盟電力市場，需要有相對統一、有利于協調的電網運行規則和交易政策，還要有足夠的基礎設施來保證電力的跨國傳輸。歐盟曾提出，到2005年各成員國擁有的跨國輸電容量應該達到該國總發電容量的10%，但由于受輸電網通道征地困難、缺乏投資激勵機制等因素影響，目前意大利、葡萄牙、西班牙、英國、愛爾蘭和波羅的海沿岸國家的跨國輸送能力還達不到要求。歐盟正在加緊推進泛歐洲跨國能源傳輸系統建設計劃的實施，該計劃1996年提出大綱，2003年6月歐盟從保證能源安全和促進統一電力市場的角度對計劃進行了修改，提出了一些優先考慮的電力聯網項目，2003年12月，又將新加入歐盟的10個國家的跨國聯網項目考慮進來。根據歐盟建議的跨國輸電和輸氣計劃的建設項目，2007—2013年期間將投資280億歐元。

在統一輸電阻塞管理機制、跨國輸電交易機制等方面，歐盟近兩年做了許多工作。對于輸電阻塞管理機制以及輸電定價機制，歐盟要求各系統調度機構加強協作，逐步采用市場化的輸電容量分配機制，包括采用明確的容量拍賣機制，或是在市場交易中采用隱含的容量拍賣機制，有關跨國輸電線路成本分攤以及相應價格制定機制也正在重點研究中。

在推進各國電力市場融合方面，歐盟提出“逐步建立區域電力市場作為向統一市場過渡的步驟，最終建設泛歐洲電力市場”。一是增加和擴大提前一天電力市場交易范圍和流動性，實現電力交易所的合并和市場連接，目前已經開始或計劃在一些區域內實施。目前在歐盟地區已經建成的主要電力交易所有9個，近幾年交易所之間已開始相互融合，包括：2002年，位于德國萊比錫的電力交易所(LPX)與位于德國法蘭克福的歐洲能源交易所(EEX)合并成為歐洲能源交易所；2004年6月，荷蘭電力交易所(APX)收購了英國電力交易所UKPX(更名為

APXUK)，兩個交易所分別在阿姆斯特丹和倫敦開展電力交易；2005年7月，比利時電力交易所成立，于2006年初開展提前一天的電力交易，同時該交易所開始籌備與荷蘭電力交易所和法國電力交易所中的提前一天市場交易連接；根據西班牙和葡萄牙建設伊比利亞區域電力市場的協議，葡萄牙將建立合約交易市場，并計劃在2007年與1998年建立的西班牙現貨交易市場合并，形成伊比利亞區域電力市場。二是已經開展了如何建立一天以內交易和平衡市場機制的連接，以更有效地促進跨國之間的交易。

3歐盟電力市場化改革面臨的挑戰

3.1統一電力市場的推進面臨挑戰

歐盟在2005年的年度電力市場評估中指出，各國市場之間還缺乏有效整合，表現在兩個方面：一是歐盟境內各國之間的電價差異很大，如南部的意大利現貨電力市場價格比北歐現貨市場價格高出一倍。二是跨國交易水平較低。

歐盟認為阻礙統一電力市場發展有三個主要原因：一是許多國家的電力市場仍呈現很高的集中度，市場準入存在壁壘；二是沒有建立起有效的市場化機制來合理安排跨國輸電容量的使用，使現有的一些基礎設施使用不足；三是各成員國之間電網互聯規模較小，成為統一電力市場發展的最大的障礙。

3.2市場價格風險增加

歐洲電力改革的一個重要目標就是降低電力價格，推行改革幾年后電價也確實有所下降。但是自2005年以來，歐洲批發電力市場的價格出現了大幅度上升，一年內上漲幅度高達60%以上。據專家分析，價格上漲主要有兩個方面的原因：一是燃料價格的上升，主要是天然氣價格隨著國際石油市場價格的攀升而大幅度攀升，而歐洲大部分現貨市場價格是由天然氣發電的價格決定的；二是歐洲C02排放權交易機制的建立，使排放配額的價值體現在電價中。然而，通過對個別國家電力市場價格與其占主導地位的燃料價格上漲曲線進行詳細分析，不難發現，燃料價格的上升并不能解釋歐洲大部分現貨市場電力價格的上升，如德國，理論上其發電成本主要受煤炭價格的影響，而煤炭價格2005年以來保持相對平穩。因此歐盟懷疑市場價格上升的另一個原因是市場沒有正常運轉。

歐盟于2005年6月展開了對能源行業的調查，主要調查影響電力批發市場價格的因素以及市場準入、聯網和業務分拆等問題。2006年2月歐盟發表了調查的初步報告，列出了影響市場正常運轉的5個關鍵方面：市場集中度問題、縱向一體化帶來的問題、市場整合問題、透明度問題以及價格形成機制問題。2006年5月歐盟對幾家一體化的大型能源公司，如德國的RWE和EON，展開了反壟斷突襲調查，最嚴厲的制裁可以是處以高達公司銷售收入10%的罰款。2007年歐盟委員會提出建議，要求對當前大型能源企業實施拆分。

3.3面臨新一輪的電力發展和投資的需要

歐盟推行電力市場化改革的一個重要基礎是有較為充足的備用容量。市場化改革后，隨著一些機組的退役，備用容量逐漸降低。根據劍橋能源咨詢公司的研究，如果僅考慮目前在建的發電項目，到2010年歐盟有15國的平均備用系數將從現在的22%降到10%左右，高峰期將缺電2600萬kW。

3.4業務拆分和企業并購的矛盾

歐盟要求各成員國對輸電業務和配電業務與其他競爭性業務實現法律上的拆分，但沒有要求產權上的分離。但在規模效益和協同效益的驅動下，自歐盟推行電力改革以來，企業并購活動日益頻繁。在英國，供電企業已經從原有的12家公司減少為6家公司，而一些仍保持一體化的能源公司不斷向國外擴展，在多個國家擁有電力業務，法國電力公司就是一個典型的例證。法國政府認為，法國電力公司的一體化已經證明了其經濟性，而從出現的并購現象來看，市場的選擇也要求企業達到經濟規模。

通過對電力市場的評估，歐盟認為業務拆分不徹底可能影響了市場的有效運作，正在研究是否需要進一步嚴格要求電力公司從產權上分離業務，然而這樣的考慮無論是大型能源企業還是擁有大型能源企業的成員國政府都是不愿意接受的。

3.5歐盟和成員國政府的意見沖突

實際上，歐盟電力市場化改革進一步推進的最大障礙是與成員國政府意愿之間的沖突。吸取2003年英國運營核電的英能公司近乎破產以及歐洲幾次停電事故的教訓，目前歐盟各成員國政府都將本國的能源供應安全問題放到最重要的位置，強調改革必須以電力供應安全為前提，包括短期電力供應安全和長期有足夠充足的電力供應。近兩年來現貨市場價格的上漲，以及未來電力發展新需求，使得一些成員國政府更傾向于建立本國龍頭電力企業來保護本國用戶的利益。這與歐盟要求降低市場集中度、提高市場運作效率的意愿是相違背的。

總體來看，歐盟電力市場改革的目標是進一步推行市場化，增加競爭度，提高效率；各國政府則更多關注能源供應安全，對市場作用缺乏足夠的信心，傾向于對市場進行必要的干預。

4對我國電力市場化改革的幾點啟示

歐盟在推進統一電力市場建設中的經驗和教訓，值得我國在開展電力市場化改革過程中深入思考：

4.1建設統一開放的電力市場體系是我國電力市場化改革方向

歐盟在推進經濟一體化的過程中啟動了統一電力市場的建設，盡管遇到各種困難，但促進電力在各國之間的自由流動和交易，給歐盟各國經濟發展帶來了積極作用。我國“十一五”國民經濟和社會發展規劃指出，要建立統一開放、競爭有序的現代化市場體系，統一開放的電力市場體系將是我國現代市場體系建設的重要組成部分。如何建設統一開放的電力市場?從歐盟經驗中可以看出，統一開放的電力市場其核心內涵是用戶具有選擇權，各電網經營區、各行政區域之間的電力市場相互開放。要達到這一目標，我國需要加強電網建設提高市場交易的物理支撐能力，需要建立公平開放的電網接人和價格機制，需要建立提供靈活交易手段的競爭平臺；為保證競爭的公平性，需要將電網業務和其他可競爭業務分離，并對電網業務實施有效監管。然而統一市場不是一蹴而就的事情，需要一個“明確目標、合理選擇路徑和手段、逐步推進”的過程。

4.2面對電力快速發展，我國改革中必須考慮促

進對電力長期投資的激勵機制

建立有效的長期投資激勵機制，這是許多西方國家實施市場化改革中沒有深入考慮的，也是我國推行市場化改革與其他西方國家推行市場化改革根本性的不同點。近年來，歐盟各成員國開始重視能源安全問題，原因之一就是歐盟許多國家的電力設備進入大規模退役期，市場機制是否能夠有效吸引投資，在歐盟的電力市場化改革中還沒有找到令人信服的答案，因此歐盟在第二項電力改革指令中允許政府在必要的時候對市場給予干預。我國正處于電力快速發展時期，在電力市場建設中必須考慮如何吸引電力長期投資。在電力發展規劃方面，由于我國未來的電力發展不僅要滿足用戶用電需求，還要滿足國家能源戰略的要求，而戰略問題是難以用市場機制來解決的，因此需要建立集中規劃和市場決策相結合的發展機制。

第4篇：電力化市場交易范文

【關鍵詞】實時平衡；調度機制；安全校正機制；實時平衡；輔助服務

0.引言

就目前來說，我國的電力市場體系仍然是處在大力發展的建設狀態，從世界當前的發展趨勢和經驗觀察來看，無論是采用任何形式的市場體系，其中涉及到電力實時平衡調度方面的內容都必須要由國家、省級專業電力調度機構來進行全權負責，也就是說，電力的調度必須要保證與其他區域、省級之間的協調同步性。利用該系統，能夠對不同層級的管理機構進行管理權賦予，這種形式的電力調度方式是目前確保電網能夠穩定運行的一個有效措施。下文主要針對電力實時平衡調度交易市場運作的機制以及模型進行了全面深入的研究。

1.電力實時平衡調度機制

實時平衡交易主要是通過電網調度員來依據下一個時段的調度時刻的起始時間點中所存在的系統不平衡量多寡，來確定是否啟用上調機組還是啟用下調機組。同時，還要根據實時接收到的增減負荷報價，按照一定的規律對其進行排序，并且使得機組的負荷水平進行調整，直到其負荷水平在這一過程中完全滿足不平衡量，即可以開始對下一個時段之內的電網供需不平衡量進行調度。

實時平衡輔助服務一般由調度員通過市場成員競價或與市場成員進行雙邊洽談簽訂合約，主要是平衡每個調度時段內的ACE（一般通過AGC機組實現），并使每個調度時段的電網頻率及電壓（一般通過調頻、調壓實現）維持在規定的范圍內，保證電力系統運行的安全穩定性和電能質量。調度員首先啟用在日前市場（或合約市場）購買的輔助服務（包括調峰、調頻、調壓、各種備用等），如果日前購買的輔助服務不能滿足系統運行的可靠性和}？，能質量，調度員就必須在時前/實時平衡交易市場購買與備用、頻率和電壓控制相關的輔助服務。

2.電力實時平衡交易市場設計及運作流程

有關術語定義：該時段調度計劃出力（或調度計劃電量）定義為：年度合約市場交易合同分解到該時段的出力（電量）+月度合約市場交易合同分解到該時段的出力（或電量）+周合約市場交易合同分解到該時段的出力（或電量）十雙邊交易合同分解到該時段的出力（或電量）+日前市場交易計劃在該時段的出力（或電量）十時前市場交易計劃在該時段的出力（或電量）。該時段調度計劃出力也稱為：對應時段調度計劃出力、該時段（或對應時段）的基準調度計劃出力、機組在該時段（或對應時段、上調（或下調）出力的基準點。該時段調度計劃奄.量也稱為對應時段調度計劃電量。

2.1電力實時平衡交易市場的設計

電力實時平衡交易市場進行建立的一個初衷就是能夠能夠讓電力調度員按照接收的負荷增減要求報價來對電力出力、負荷等進行調節，從而使得整個電力系統網絡中的能量能夠維持在一個較好的平衡范圍之內，達到安全運行的目的。

而發電商自身在進行發電的過程中，可以依據自身的發電出力狀況、發電合同、報價策略等多個方面的因素來確定自身的電力發電機組是否需要加入到電力實時平衡調度交易市場中；如果說在有需要的情況下，要加入到實時平衡調度交易市場中去，就可以依據當前的市場規則不同，提前數個小時或者時間段向相應的實時平衡調度交易市場提出申報，其申報內容可以是出力范圍的價格上調或者出力范圍價格的下調。總之，實施調度交易中的計劃制定和當前市場的單時段計劃制定有著極大的相似性，而市場在運作的過程中，究竟采用怎樣的報價方式和數據，這主要依據當前市場的變化和規則來進行制定；除此之外，在用戶用電減少負荷報價之后，其性質就等于發電商自身必須要對出力報價進行提高，而用電方的負荷報價提高，那么就代表著發電生可以對出力報價進行降低。

2.2實時平衡交易市場運作流程

（1）發電廠必須要在規定的時間段內，利用當前的電力市場運營系統，對實施平衡交易市場上所規定出來的機組報價數據進行實施的申報。

（2）電力調度交易機構接收數據申報、校核報價數據是否有效。

（3）在實時平衡調度時，進行未來一個（或幾個）調度時段的超短期負荷預測。

（4）制定實時調度交易計劃并對交易計劃進行安全校正。對于每個實時平衡調度時段，實時調度交易計劃的調整都基于原有的調度計劃，如北歐電力實時平衡交易市場是以市場成員日前的調度計劃作為機組實時調整的基準出力點；英國是以實時平衡交易市場關閉前市場成員申報的出力計劃作為機組實時調整的基準出力點。經過調整后的實時調度交易計劃必須進行安全校正。

3.實時平衡交易市場中的結算機制

實時平衡交易中所涉及到的電量結算必須要和當前的合約市場、日前市場中所存在的電量結算是完全分開的。并且實時平衡交易市場在這一過程中的交易量與合約市場、日前市場的交易量相比較而言，其實時店家在運作過程中所產生的波動可能會遠遠其他市場波動。并且由于參與到下調出力的調度交易工作中，就會直接導致機組自身的收入減少，這促使絕大多數發電商都不愿意參與到下調出力的調度交易工作中。所以，為了能夠讓發電商積極的參與到下調出力中去，就應當在實時交易的結算規則中讓下調交易對于機組來說具有更大的誘惑力。

3.1對被調度員接受的Bids和Offers的結算

在每一個實時的調度結算時間段之內，當上調機組在進行出力的過程中，應當嚴格按照機組自身的上調出力報價由低到高的選擇順序來對電力負荷進行調度，而在選擇的過程中，要以上調機組所具有的最高報價來作為交易時段之內的一個統一價格，同時，對機組內部的電量進行實時的調整結算；當下調機組在進行出力的過程中，就應當依據機組的下調處理來按照報價由高到低的方式來選擇性調度，并且選擇的機組要使用最低報價來作為該機組的統一價格，同時對機組當前的實時電量進行調整結算。

總的來說，按機組在每個交易周期內被調度員接受的Bids/Offers進行結算，向提供Offers的機組付費，向提供Bids的機組收費。

3.2對不平衡，的結算

不平衡結算模塊的主要功能是決定不平衡電價及不平衡電量的結算。機組在某調度時段內的不平衡電量等于其在該時段合同電量減去其實際上網電量。不平衡電量按分鐘進行累加，其計算方法不平衡量結算采用2種電價：一是系統買電價格（SBP），即以成交電量為權重的加權Offer價格；二是系統賣電價格，即以成交電量為權重的加權Bid價格。

4.結語

總而言之，實時平衡調度交易主要就是通過市場化的方式來對電網內部所呈現出來的供需不平衡現象進行調節，以此來使得電網調度不僅能夠充分的滿足電力需求，還能夠嚴格按照市場的發展規律來進行調度。而實時平衡調度交易市場還是當前用電市場中一個有效的補充，它不僅僅為市場的各個用電成員提供了一個良好的調度交易機會。還利用其自身對于電價實時平衡的能力，靈敏的反應出了當前市場經濟的信號，這能夠便于電力平衡調度進行市場價（下轉第141頁）（上接第98頁）格平衡，良好的對整個經濟市場進行把控。 [科]

【參考文獻】

[1]尚金成，張兆峰，韓剛.區域電力市場競價交易模型與交易機制的研究：（一）競價交易模型及其機理、水電參與市場競價的模式及電網安全校核機制.電力系統自動化，2005，29（12）：7-14.

第5篇：電力化市場交易范文

發電側電力市場的交易按時間可分為期貨交易、現貨交易、實時交易（實時電力電量平衡）3種模式。期貨交易是一個過程，指在未來相當長的一段時間后交割的電網企業與大容量的發電企業的合同。事實上，電力交易包括期貨合約和長期合約，期貨市場與商品期貨合約的流通代表著高度完善的市場形態，為建立規范的電力期貨市場需要投入大量的人力和物力；與此相反，長期合約并不需要規范電力期貨市場［2］，只要有當事人簽署的合同，簡單而實用，這是目前電力期貨市場的主要途徑。在未來，隨著電力市場的發展和完善，長期合約的比例將逐步減少最終由期貨合約取代。現貨交易更接近于實際運行時間（1天或1h后），發電企業可以根據負荷預測和電網運行實現更加準確的交易［3］。在現貨交易市場中，各發電機組采取競價上網的方式，每臺發電機組向電力交易中心提供線性、非降現貨電量競價函數。由于現貨交易市場的結算電價為系統邊際電價，因此發電機組參與現貨電量競價的電價應低于或等于系統邊際電價λs（t）。對于成功競價的發電機組i，其對應時段的現貨交易上網電量表達式如下。

2發電成本分析

發電成本包括燃料費、管理費、檢修費和發展費。參與競價的單位可以是機組、發電廠或發電公司，競價的周期可以是年、月、日或小時。下面先研究單時段發電成本曲線，包括二次成本曲線和線性成本兩種情況。通常認為發電成本是發電功率的二次函數，即對發電公司（或發電廠、發電機組）i，設發電功率P在短時間（如1h）內恒定不變，則1h內該發電公司的發電成本Ci與發電功率Pi間有如下的二次函數關系。

3競爭性報價策略及其最優算法

發電廠進行競爭性報價的策略主要可以分為以下3種［4］。1）基于預測市場出清價（MCP）的競爭性報價方法如果一個發電廠可以準確預測MCP，那么只要報出稍微低于MCP的價格即可獲利。由于在大多數電力市場中可供查詢的公開數據十分有限，因而十分精確地預測MCP比較困難。2）基于預測其他競爭對手報價行為的方法這種方法需要對整個市場中所有競爭對手的報價策略和費用函數的各項參數進行預測，然后利用概率論或者模糊數學的方法得到報價方案。3）基于遺傳算法（GA）的競爭性報價方法這是目前最為先進的報價方法。電力市場不是一個完全意義上的競爭市場，而是一個典型的寡頭壟斷市場。遺傳算法是經濟學上研究寡頭壟斷市場常用的工具之一，是專門研究兩個及兩個以上有利益沖突的個體，在有相互作用的情況下，如何進行各自優化決策的理論。因此，用遺傳算法來研究電力市場主體的行為應該是很合適的。

4遺傳算法在競價策略分析中的應用

近年來，新出現的人工智能技術（如神經網絡、遺傳算法等）已越來越多地應用于電力工業領域。遺傳算法是一種基于自然選擇和群體遺傳學的隨機、迭代、進化和并行搜索的算法。與傳統方法相比，具有可并行性、全局最優性、不依賴問題模型的特性，以及計算簡單等優點。遺傳算法應用在競價策略中，是允許發電企業直接測試市場報價策略的一般假設，但要基于一定的前提條件。例如，先假設機組容量和系統結算價格相關的拍賣利潤，并進一步假設前者是同時與表單關聯，并測試了大量可能的交易規則，從中搜索出有利的投標策略。遺傳算法僅需要很少的信息，其高效、靈活的特性對競價策略的分析將是非常有效的。

4.1利潤函數主要研究的對象是基于利潤最大化的火力發電企業競價決策模型，其目標函數是單個報價時段單個機組利潤的最大化。

4.2算法尋優遺傳算法的優化過程可以理解為：在正常工作條件下的電力企業，根據市場出清價格預測未來期間的接收或釋放電能最優化，同時要滿足約束條件的限制，通過對目標函數評價其優劣的市場信息。第一步：參數編碼讓該單元的運行周期為24h，每1周期被分成48個時隙。考慮到實際需要和減少計算時間，可以合并幾個小時的時隙。據市場交易規則，相應地每個周期產生4～10個報價，即初始報價程序。第二步：生成初始報價方案基于模糊神經網絡的系統邊際價格預測區間來控制其誤差范圍，以滿足渦輪機技術條件下的限制。可以將基礎報價員的報價心理分為冒險型、中性型和保守型三種類型，構建了初始報價方案。第三步：適應度函數在投標約束時，引入懲罰函數的影響。如果目標函數值較大時，如果少量的違反約束，那么解決方案是好的，需要相應的程序應給予大量引用的適應值。第四步：遺傳操作選擇算子，采用排序適應函數的方法，將同一代群體小的M個染色體按適應度函數值從小到大排列，記為1至m。直接取分布概率為。

5結語

第6篇：電力化市場交易范文

反觀創業板指數，近期也是反彈力度比較大，最高點1531點，直逼前期高點1571點，而且上周四的成交量481億也是創出了1210點反彈以來的最高量，天量之后必然是天價，天價已經不遠了。那么，調整之時，我們應該做什么防守型品種呢？

上周，廣東省電力直接交易深度試點工作開始啟動。經廣東省人民政府同意，國家能源局南方監管局與廣東省有關部門聯合印發了《廣東電力大用戶與發電企業直接交易深化試點工作方案》。《方案》提出，建立健全公平開放、規則透明、競爭有序、監管有效的直接交易市場機制。

深化試點工作主要內容包括：一是不斷擴大交易電量規模：2014年度直接交易電量規模約150億千瓦時，達到上一年省內發電量的4%；2015年度直接交易電量規模約227億千瓦時，達到上一年省內發電量的6%；2016年度直接交易電量規模約306億千瓦時，達到上一年省內發電量的8%。

二是組建電力交易機構，搭建交易平臺：廣東電網公司在2014年9月底前組建廣東電力交易中心，承擔電力市場交易管理職能并接受能源監管機構的監管。廣東電力交易中心負責信息化交易平臺建設工作，2015年6月底前投入試運行。

三是逐步開放用戶購電權。根據直接交易規模，逐年降低用戶年用電量的準入門檻，適時納入商業電力大用戶，保持市場的適度競爭活力。廣東省大用戶直購電試點自2006年啟動，2013年廣東省又啟動電力直接交易擴大試點，初步搭建了交易制度框架。國家能源局表示，廣東省電力直接交易深度試點工作將為其他地區開展電力直接交易深度試點起到引導和探索作用，國家能源局將密切跟蹤指導，并適時總結推廣。

大用戶直購電被稱為新一輪電力改革的突破口。此次廣東率先啟動電力直接交易深度試點，并成立電力交易中心及信息化平臺，或為新一輪電改探路。

那么，我們看看在整個電力板塊，哪些個股有機會呢？

粵電力A（000539）：公司是廣東省內最大的電力上市公司，也是華南地區最大的獨立發電企業之一。電除了燃煤項目外，公司還擁有LNG發電、風力發電和水利發電等清潔能源項目。2014年上半年公司完成發電量354.8億千瓦時，同比增長4.52%，完成上網電量334.22億千瓦時，同比增長4.7%。

從技術面上來分析，該股在近一個半月時間里連續放量整理，建議積極關注，止損價：4.70元。

第7篇：電力化市場交易范文

建立區域電力市場是實現電力資源優化配置的一次重要嘗試，也是2002年國務院推進電力市場化改革的主要目標。2004年，我國第一個試點的區域電力市場——東北區域電力市場在遼寧沈陽鳴鑼開市，經歷11個月的模擬運行、4個月的試運行之后，最終折戟沉沙。當時的東北區域電力市場是如何設計的？為何會成為一場“失敗”的試驗？

戴俊良于2003年加入電監會，甫一加入便具體經手負責東北區域電力市場的試點工作，從而幾乎全程參與了這件電力市場化改革的標志性事件。他歷任電監會供電監管部處長，東北電監局籌備組副組長、華北電監局副局長，去年9月份再次調任至東北電監局任副局長。東北區域電力市場之后，戴俊良還參與了內蒙古多邊交易市場的建立，吸取東北區域市場的很多經驗。對東北區域電力市場，戴俊良有自己的觀察和認識，本刊記者為此專門赴沈陽對其進行專訪，試圖還原和思考那一段歷史。

去電監會之前，我在國家經貿委分管投資。2003年3月10日國家經貿委撤銷的時候，面臨幾個去向，我選擇了電監會。

到現在還有一些老同志不理解我的選擇。我是沖著電力市場化改革去的，在這方面我有一些自己的認識，我認為建立有中國特色的社會主義市場經濟，要把市場配置資源放在首位，而不是僅僅依靠行政審批，這樣中國的經濟才能真正實現可持續的、健康的發展，能夠到電監會參與到這一進程，我覺得很有意義。

當時國家電監會決定在東北和華東開展區域電力市場試點，東北電力市場電量充裕，供大于求，而華東正好相反。時任電監會副主席宋密帶隊，供電監管部具體負責東北區域電力市場。華東區域電力市場由副主席史玉波帶隊，市場部具體負責。

我到電監會的時候，在供電監管部任處長，所以我從一開始就介入到東北區域電力市場的建設中去。

政策出臺前夜

2003年國家電監會指導建立東北區域電力市場下發的《關于建立東北區域電力市場的意見》（簡稱《意見》）是由我最終執筆的，我在家里加了三天班，那是在5月中旬，正式要到6月了。

當時，電監會供電監管部才剛剛設立不久，具體負責東北區域電力市場試點工作。從3月底開始，我們才組織專家研究制訂《意見》，到東北各地組織座談會，在充分吸取了各方的意見后，才由我執筆，形成最后的《意見》。

確立試點東北區域市場要追溯到2002年底。宋密副主席帶隊在2002年底赴東北進行一次調研，目的是研究建立區域電力市場對東北地區經濟工作的影響，此次調研之后形成了報告，探討了在東北建立區域電力市場的可能性，到了次年2月份，電監會黨組就討論決定在東北試點區域電力市場。

這次調研我沒有參加，但是結論大家都是知道的。2002年，電力體制的特點是“省為實體”，這為跨省資源的合理流動造成嚴重的阻礙。

東北電網供電區域包括遼寧省、吉林省、黑龍江省和內蒙古東部地區。遼寧是東北的負荷中心，用電量占到50%，高于自身裝機所占比例。黑龍江省、吉林省則恰恰相反。按照資源優化配置的規律，黑龍江、吉林的富余電力應被輸送至遼寧省，東北電網理應形成“西電東送、北電南送”的局面。

但是在2002年1-11月，黑龍江省電力非但沒有外送，反而凈輸入1.44億度。在發電設備利用小時數上，省間壁壘體現得更為明顯：2001年蒙東地區發電設備平均利用小時為4867小時、遼寧4339小時，黑龍江4109小時、吉林3503小時，最高與最低之間相差1364小時之多。

而且那時候東北還存在著調度不公的現象。由于廠網關系不清，電力公司直屬的電廠獲得的發電指標要高于獨立電廠。此外，由于國家電力公司東北公司（國家電力公司到2003年年中才最終分拆完畢）掌握跨區送電的調度權，其直接經營電廠發電設備利用小時數遠超其他電廠。

因而，建立一個競爭的、公平的、統一的區域市場就顯得十分必要。此外，在東北建立區域電力市場還有不少有利的條件。

2002年，東北電網全區最大負荷2403萬千瓦，僅為全網裝機的61.7%，是當時全國幾大電網中電力供需環境最為寬松的地區，供大于求有利于規避電價上漲的風險，很適合引入競爭機制。

東北電網還是我國最早形成的跨省統一電網，長期實行統一規劃、統一建設、統一調度、統一核算和統一管理，跨省主網架比較完善。此外，東北三省綜合銷售電價水平比較接近，有利于新電價機制的形成。

這一次調研基本確立了要在東北試點區域電力市場。2003年4月1日，供電監管部邀請國家電網公司、國家電力東北公司代表及國內部分從事電力市場研究的專家在北京召開座談會，討論東北電力市場初步框架和市場模式思路。有一些同志提出了不同意見，他們認為，東北電網網架較為薄弱，而省內電網網架相對堅實，有利于省內市場平衡。

在國務院五號文重組電力資產時，要求發電資產在各電力市場中的份額原則上不能超過20%。但具體到東北區域下屬省份，這一平衡被打破。華電集團在黑龍江省內擁有全資和控股電廠573萬千瓦，占到黑龍江省總裝機規模52%；大唐集團在吉林省內裝機規模所占比例也超過了20%。在這樣一種發電商結構下，設立以省為界的電力市場很難進行競價。

4月1日的座談會大家最后形成了兩個共識：一是建立東北區域電力市場利大于弊，不僅必要，而且可行；二是有必要起草一個《意見》，以統一各方認識明確目標，指導推進區域電力市場工作。

2003年4月6日到12日，宋密副主席再次帶隊赴東北調研，組成人員主要是供電監管部和計財部同志，我也在其中。

這一次調研的重點是東北區域電力市場中涉及的市場框架模式、區域及省級電力監管機構設置等問題，同時也征求地方政府和電力企業對電力體制改革的意見和建議。

地方政府、電力集團、發電公司對區域電力市場都有自己的看法。其中的一個焦點是調度問題。

國家電網公司認為，調度與交易統一有利于保障電網安全，堅持“短期或長期，都應實行調度與交易一體化”。東北三省地方政府及各省電力公司則希望設立省級電力調度交易機構。各發電集團則認為，調度、交易和結算機構都依附于電網，不利于電力資源的公平配置，建議成立獨立于電網之外的交易結算中心。

我們內部經過反復討論，認為調度交易機構的改革需要一個過程，不可能一步到位，最終在《意見》中決定設立區域電力調度交易中心，不設省級電力交易市場，但可設結算中心。考慮到各省的利益，《意見》同意在東北電力市場初期，允許未參與區域電力市場競爭的非競價機組，在省級電力監管機構和區域電力調度中心的指導下，與省電網公司簽訂購售電合同。

4月下旬，當時北京正處于“非典”期間，在京人員不得外出，原來我們計劃在北京內外召開幾個座談會，最后因為“非典”都改成了書面征求意見。

在吸取了各方面的意見之后，我們又組織了專家起草《意見》相關名詞解釋，這個工作做完之后，我們還走訪和征求了電監會內部各部門的意見，這樣到5月中旬，不止十易其稿之后，才最終確定《意見》。

“實際沒有正式運行”

2004年1月15日，經過了一年的籌備時間，東北區域電力市場在沈陽東北電網公司二樓交易大廳啟動模擬運行，柴松岳主席來到沈陽，親自按下了宣告運行開始的回車鍵，東北區域三省一區分管工業的副省長（副主席）都在現場見證了這一歷史時刻。

根據一開始的設計，東北區域市場經過模擬運行、試運行后才正式運行。但后來東北區域市場實際上并沒有實際運行。模擬運行階段是從2004年1月到當年11月。因為當時在東北區域市場的電價政策上還存在不同觀點，所以我們將模擬運行期分成兩個時間段，2004年1月到4月份，東北區域市場模擬運行采用的是“單一過渡式電價、有限電量競爭”，6月之后，則采用“兩部制電價，全電量交易”。

對比出來的結論是兩部制電價更適合東北的情況。但是到了2005年試運行階段，電煤市場化之后開始漲價，抬高了上網電價，但銷售電價傳導不出去，中間出現虧空，就中止了一段時間。后來大家認為還有必要再試驗一把，結果出現了東北電網北部發電高價上網，南部用電低價銷售的情況，以致東北電網公司16天虧損了32億人民幣。于是到了2006年5月，上級主管部門下發文件，東北區域電力市場就進入了學結階段。

有人把東北區域電力市場的原因歸于煤價上漲，這個觀點我不同意。煤價的上漲只是一個誘因。在當時東北區域電力市場單一購買的競價市場條件下，上網電價和銷售電價不能聯動才是主要原因。

其實在方案之初，我們就考慮過這個問題。我們設置了一個“蓄水池”，當東北電力市場供大于求，形成競爭，上網電價應該會下降，由于銷售電價仍維持國家規定標準不變，其中就會多出一部分“盈利”，這部分錢將會放置在“蓄水池”中，等到到達一定規模再補貼到電網公司，使其面向用戶可以降低銷售電價。

反過來，當東北電力市場供不應求，上網電價上漲，而銷售電價維持不變，其中就會出現“虧損”，同樣達到一定量之后，再傳導到最終的銷售電價，由電網公司收取，彌補損失。

這是在電網公司是唯一購買方，而電價又需要審批，無法實時變動的情況下，設計出的一個有中國特色的功能。當時發改委已經下文，同意東北電價可以六個月一聯動，上下幅度不超過1分錢。

然而，這個資金由誰先出是有爭議的，一開始考慮由財政部出資，最后沒有落實。其實這個資金由電網公司墊付也是可以的，因為“蓄水池”里的資金最終會通過銷售電價的聯動來得到平衡。

但是在東北區域電力市場到了要漲電價的時候，出現了各省意見不統一的情況。黑龍江省和吉林省電力過剩，輸往遼寧，認為遼寧省有責任多漲電價，黑龍江省和吉林省不漲或少漲一點。而遼寧省并不同意，認為依靠本省市場消納其他兩省多余電力，不應承擔更多責任。

這就需要大量說服和溝通的工作，也需要一個人最終拍板，形成文件向上匯報。可惜的是最后并沒有人來做決定，后來就不了了之，又回到原來通過計劃分配電量的老路上去了。

應該來說，在短暫的試運行階段，東北區域電力市場還是體現了市場配置資源的基礎性作用。東北地區煤炭資源主要分布內蒙古東部和黑龍江地區，負荷主要集中在中部和南部地區，2005年東北電力市場試運行后，黑龍江省送出的電量同比增長了112%，蒙東地區送出電量同比增長了54%，這從整體上促進了“北電南送”和“西電東送”格局的形成，有利于資源的優化配置。

后來我們在內蒙做多邊交易市場，就吸取了東北的經驗，保持上網電價和銷售電價之間的差額不變，同時規定競價形成的價格浮動限定在上下20%，這樣最終的風險就可控。現在內蒙古多邊交易市場發展得非常好，是我國現在唯一還在運行的電力市場。

如果說東北區域電力市場是根，那么開花結果就在內蒙古多邊交易市場。內蒙古的電網是地方電網，由于當地政府希望降低電價來吸引大工業進入，它就要求電網公司必須支持內蒙古多邊交易市場，事實上我們在方案設計中考慮到電網公司的利益，維持它上網電價和銷售電價的那塊差價部分，而且由于電價下降，用電量增加，電網公司的收入反而增長了。

第8篇：電力化市場交易范文

一、2015年上半年全社會用電量

山西省全社會用電量完成854.04億千瓦時，同比降低5.04%，增速較去年同期回落6.43個百分點，低于全國平均水平6.34個百分點，第一、二、三產業和居民用電量比重分別為2.23∶78.7∶9.7∶9.38，第二產業用電量仍占主導地位，但所占比重同比下降1.9個百分點，而第三產業和居民用電所占比重同比分別上升0.92、0.84個百分點，第三產業用電量增長4.96%，低于全國平均水平3.14個百分點。第二產業用電量672.1億千瓦時，同比增長－7.28%，低于全國增長平均水平（－0.5%），仍占6.78個百分點。工業用電量664.02億千瓦時，同比增長－7.21%。除煤炭用電量持平外，其他均呈現下降，黑色、有色行業大面積停產減產，用電量同比下降超過10%，分別下降11.5%和14.2%，也影響到其上游選礦及鐵粉加工的小型企業全面停產。

二、2015年上半年全省發電情況

（一）裝機結構截至上半年，山西省電網總裝機容量6412萬千瓦，其中水電244萬千瓦、火電5592萬千瓦、風電520萬千瓦，光伏56萬千瓦。按調度類型可分為國調330萬千瓦、華北網調592萬千瓦、山西省調5114萬千瓦、地調376萬千瓦；按機組類型分為熱電聯產、純凝機組、資源綜合利用機組、新能源機組四種。

（二）上半年省調機組發電完成情況上半年，燃煤機組完成發電量820.99億千瓦時，機組平均利用小時1976小時，同比下降413小時；水電廠發電量12.5億千瓦時，平均利用小時1149小時；風電機組發電量54.81億千瓦時，同比增長51.2%，利用小時1057小時；光伏電站發電量3.1億千瓦時，同比增長143.4%，利用小時766小時；天然氣機組發電量12.51億千瓦時，利用小時1733小時。

三、山西省電力市場存在的主要問題

山西省電力市場主要就是省內用電需求增長乏力，同時外送通道建設滯后、發電競爭激烈等方面問題較為嚴重，市場經濟下應結合供電公司市場營銷特征評估供電企業戰略性定位，這樣才能有效滿足于用電客戶對電力企業所提出的要求，以便提升用戶用電滿意度。同時，隨著信息化技術水平不斷提升，供電企業及地方性政府和社會各界均應結合起來科學劃分山西省電力市場行政區域，這樣企業可及時得到大量經濟信息及產業信息，有助于自身發展及形象樹立。電力市場急需轉變經營理念，同時深入管理，務必規范化、科學化、市場化，利用市場推進山西省電力市場發展，實現市場效益最優化。山西省某些地區對電網改造不完善，設備情況及結構等現狀都嚴重阻礙了電力市場發展，同時電力市場需盡快進行詳細調研，及時做出微調，充分擴展電力市場。另外就是加大設備維護費用支付途徑，掌握好投資方向。

四、關于電力市場發展的幾點思考

（1）省內以能源基礎為根，發展高耗能經濟，通過省內工業經濟增長提高第二產業用電需求，緩解部分發電盈余；（2）省外通過特高壓、外送河北、京津唐地區，配合國家環保要求，提高外送份額，與周圍外送電省份競爭，通過電價杠桿作用，擴大外送市場；（3）管理上通過各發電集團內部縱向對標及全國行業橫向對標相結合，提高發電企業管理水平，優化能耗指標，控制企業發電成本，提高市場競爭力。在結構布局上，圍繞煤炭基地和外送電源支撐建設，綜合考慮環保要求，推行上大壓小，熱電聯產，優化產業結構，提高企業效益；（4）落實電改政策，提動發電、輸電、配電市場化競爭，以大用戶直購電、發電權交易等措施，將電力市場化改革進一步深入，利用資源優勢，變輸煤為輸電，推進煤炭、電力下游產業深加工，提高內需、帶動經濟；（5）開創我省競價外送電交易機制，山西直調裝機容量快速攀升，省內供大于求的矛盾持續加深，迫切需要擴大外送電規模來緩解供熱、清潔能源消納等各種矛盾。省電力公司高度重視，組織多次專題會議研究對策，在省經信委、能監辦和物價局的大力支持下，擬采取競價外送方式來擴大外送電規模，并將此作為公司督辦工作積極推動，爭取到國網交易中心、華北分部和河北公司的鼎力支持，在交易組織的規范性、通道承載能力測算、市場空間預留等方面給予了指導，保證了交易規范、順利完成；（6）充分挖掘發電權交易潛力促進節能減排，省電力公司以“市場、節能、環保”為原則，積極推進在役機組發電權交易，以此手段來優化發電企業電量計劃進而優化機組運行方式，實現發電機組經濟運行和集團利用最大化的目標。為提高發電權交易組織效率，發揮電力市場交易平臺功能，完善月度發電權交易市場工作機制。

五、結束語

第9篇：電力化市場交易范文

關鍵字：三公、問題、企業、建立、考核

中圖分類號： F407.61文獻標識碼：A 文章編號：

電力“三公”交易制度是指電力調度機構遵循國家法律法規，在滿足電力系統穩定、安全、經濟運行的前提下，按照透明、公平的交易原則，在調度運行管理、信息披露等條件下，平等對待電力各方交易主體。電力交易的基本原則以及基本目標是電力“三公”交易制度，他在現實電力交易過程中具有保障發電企業經濟利益、降低人民消費、穩定市場方面具有非常重要的現實意義。目前電力“三公原則”交易面臨什么樣的問題，以及通過什么樣的措施可以解決這樣問題？下面就以上問題加以闡述。

一、電力“三公”交易目前還存在五個方面的主要問題：

1.1、調度交易信息公開工作有待進一步加強。雖然調度交易信息公開工作取得了長足進步，但仍不能滿足電力市場環境下市場主體的信息需求。部分地區跨省交易結算信息、發電企業峰谷分時電量劃分情況、輔助服務提供及補償情況、并網運行管理考核及考核資金使用情況等尚未納入電力“三公”調度交易信息公開的范疇。

1.2、合同電量調整體現公平原則不夠。對比部分地區發電企業的年度實際發電量與年合同電量，發現這些地區不同發電企業發電量增加比例相差較大。其中有機組投產推遲、檢修增加、電網約束、供需形勢變化的原因，也有地方政策影響和年度電量調整不夠公平等原因。

1.3、輔助服務提供及補償機制尚未建立。目前，輔助服務普遍維持廠網不分時的調用和提供方式，不能適應廠網分開新形勢的需要。

1.4、并網運行管理考核工作亟待改進和加強。各地考核辦法存在一定差異，獎罰的力度、方式也不統一，亟須加以統一規范。個別電力調度交易機構考核工作不夠規范，考核及獎罰情況沒有定期公布，考核獎罰資金（電量）沒有落實；個別地區在具體操作中，采取扣減實際發電量而獎勵計劃發電量指標的方式進行獎罰考核；部分電力調度交易機構對并網運行情況沒有進行考核。

1.5、部分電力企業沒有嚴格執行購售電合同備案制度。大部分地區年度購售電合同備案情況較好，但也有少數地區備案情況仍然較差，其他交易形成的購售電合同尚未向電力監管機構備案。此外，少數省份年度購售電合同簽訂不夠及時。

二、鑒于目前電力交易存在的以上問題，筆者認為可以通過以下措施達到電力交易的“三公原則”：

2.1、建立公平、合理的輔助服務補償機制

為了規范電力“三公”交易制度，電監會已經制定《輔助服務補償》和《電廠并網管理細則》并按照以上規定實際結算。然而，早在廠網分開改革之初，由于相應的關于明細輔助服務的范圍和補償措施的相關政策未能夠及時出臺，而補償服務的提供者發電企業與電網企業已經成為獨立的市場主體，作為電力系統安全運行的基本保障，輔助服務補償機制的缺失，影響著市場主體提供輔助服務的積極性，進而危及電網的安全運行。電監會出臺的《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》、《發電廠并網運行管理規定》，劃定了并網發電廠所提供的輔助服務范疇，并對輔助服務進行了有償和無償的劃分。

事實上，“兩個細則”第一次較為系統地對發電企業提供輔助服務的成本予以補償，不僅維護了電力企業的合法權益，其實施對建立公平、公正的電力市場環境具有重要意義。就此，在我國電力監管實踐中，輔助服務逐步成為商品。各區域的運行結果已經證明了“兩個細則”的科學性和合理性。“兩個細則”的實施，可以規范市場主體的運營行為，進一步促進廠網和諧；此外，發電企業提供輔助服務的積極性被充分調動起來；電力系統的安全運行指標得到改善，促進了電力系統安全穩定運行和電能質量提高。輔助服務補償由分省平衡變成區域平衡，補償和考核力度得到加大，發電企業提供輔助服務的積極性能夠被充分調動；通過建立公開、公平的經濟考核補償機制，在同一平臺上、用統一的規則來衡量機組為電網安全所作的貢獻，可以進一步提高電力“三公”調度水平。隨著新能源大規模接入電網，電網安全對電能質量的要求逐漸變高，對輔助服務的需求也越來越大，完善輔助服務補償機制，推進輔助服務市場化已成為趨勢。

為了規范電力公平、公開、公正的交易，電監會以及各區域電力監管機構應結合區域電網實際情況，對“兩個細則”進行細化并修訂。作為電力交易監管的重要內容，輔助服務經濟補償機制深化試點工作要提上日程。電力監管機構也要完善發電廠輔助服務補償和并網運行管理考核機制，積極探索輔助服務市場化交易機制，加大“兩個細則”補償力度，擴大覆蓋范圍等方面積極努力。

2.2、加大信息公開力度，使電力交易透明化

為使電力交易透明化以及公開化，相關電力部門應該規范相關規章制度的簽訂與執行工作，堅持公開、公平、公正調度交易，依法維護電網運行秩序，為并網發電企業提供一個良好的運營環境。 電力部門應該按照相關規定、按照時間向政府監管部門報送調度交易信息，同時也要向發電企業和社會公眾披露調度交易的信息，規范服務行為，公開服務流程。為了解決客戶的對電力交易的疑問， 電力部門應該健全公眾問詢答復制度，對客戶提出的問詢能夠當場答復的，應當場予以答復；不能當場答復的，應當自接到問詢之日起在規定時間向客戶如實、客觀、詳細的解決疑問，并致以抱歉。如果實在不能解決客戶疑問，電力部門應該向客戶說明，并及時組織內部研討以及溝通，盡早給客戶做出客觀、詳細的回復。電力部門要充分尊重市場主體意愿，嚴格遵守政策規則，公開透明組織各類電力交易，按時準確完成電量結算以及審核工作，并報送相關電力監管部門進行核實、備案。電力部門還需健全并完善與客戶的溝通協調機制，定期召開相關會議，在會議中要了解客戶的需求，會后要及時協調相關人員給予客戶最大的支持。電力部門還應該嚴格執行電力調度機構工作人員的“五不準”規定和電力交易機構服務準則，聘請國家電力“三公”調度交易監督員，監督電力部門交易的交易程序、交易內容，電力交易監督員應該及時、準確的把監督結果報給電力監察部門并備案。在交易過程中，電力交易監督員發現問題，要及時阻止并上報上級，做到發現問題及時解決問題，不能出現任何紕漏，不能給黑暗操作留下一絲機會。

2.3、加強電力交易的考核管理機制

為使電力交易達到“三公原則”，電力部門應該建立有效的激勵和約束機制，調動所屬單位全體干部職工的工作積極性，全面落實績效考核工作。電力部門要對所屬單位進行管理并強化其責任意識、約束其經營行為的管理方式。考核機制的建立，也要根據所屬單位的經營范圍和業務特點，來制定各個單位的業績考核指標以及考核指標目標值。電力交易的考核內容應該包括資產經營指標、安全指標、精神文明和黨風廉政建設工作指標、優質服務等。每次考核的結果要與所屬單位的工資總額相掛鉤，也要與考核相關額度掛鉤，并作為電力部門考核評價各個單位領導班子年度工作以及評選年度工作先進單位的依據。