跨区电力交易汇总十篇

序论：好文章的创作是一个不断探索和完善的过程，我们为您推荐十篇跨区电力交易范例，希望它们能助您一臂之力，提升您的阅读品质，带来更深刻的阅读感受。

篇（1）

二、对我国电力金融市场实现路径的分析

（一）交易主体传统电力现货交易的参与者只有国家电网公司，区域电网公司，发电企业等，普通的供电公司或者普通投资者根本无法进入市场交易。而传统模式下造成的垄断价格并不是基于众多的有效信息形成，而是由政府或者部分议价形成，这种模式造成的不完善的机制随着我国电力改革而有所改进。新型的电力金融市场交易主体种类丰富，既包括传统模式下的国家电网等部门，又包括小型供电公司，投资者，做市商，电力经纪人，电力兼营机构。这种金融市场模式打破了传统电力工业一体化模式，使电力市场开始从垄断市场走向竞争市场。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。

（二）交易对象从传统实物交割到金融合约交割是一个飞跃的过程。金融市场下交易的对象是电力衍生物合约，该合约分为三种类型，即电力期货合约，电力期权合约和电力远期合约。正如期货本身的特点一样，交易双方基于最有价值，最全面的信息分析得到的结果可以很好的预测未来的合约价格和趋势，所以，电力期货合约有现货市场不具有的发现价格的功能。并且这种期货合约中，并不要求实物交割，而是在到期日之前平仓，这种交割手段大大减少了交易的风险，在锁定了风险范围的同时，可以经过套期保值使电力期货的风险价格在短时间内保持在同一水平。作为标准化的合约，交易所交易的特点使交易更加变得安全可靠，从而在此之上再次降低交易风险，这种内在的特点可以吸引广大投资者进行投资，丰富金融产品，稳定物价。由电力特殊的内在特点决定的其不适宜储存，所以电力不同于普通商品，这也就要求了电力销售的高度流动性。而金融市场吸收了众多参与者后，提高了产品的流动性，有利于电力市场高效公平的竞争。而电力期权合约则是在期货合约的基础上免除投资者的义务，投资者可以根据市场的价格和信息决定是否行使权力，通过期权费来相对减少风险。在电力这样一个价格不稳定且高度垄断的行业，这一创新无疑削弱了价格的波动，减轻了来自市场的各个方面的风险。结合电力金融合约北欧和美国等公司成功的案例，这种发展趋势推进中国电力市场改革的进程。

（三）交易机制电力金融市场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。衍生品交易结算诸如期货合约到期前平仓，而不是实物交割。这种结算方式方便了投资者，投资者不必实物持有不易储存的电力。而期权合约可以根据电力的市场价格决定是否执行期权。正是基于各种衍生品的特性，全面的信息，风险的控制，从而发现电力的真正价格，利用有效的价格预测未来的价格信息。一系列的新型交易机制使电力市场在原有的现货交易不稳定的状态下转为稳定，公平的竞争。

篇（2）

典型国家电力双边交易模式对我国的启示

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

篇（3）

所谓省间壁垒，就是指省与省之间由于体制上或是其它方面的原因所引起的电力交易障碍。各省往往会通过各种方式最大程度的保护本省电力企业的利益，使电力工业“省为实体”的改革走向“省间壁垒”，导致各省以邻为壑，关闭电力市场。

2.系统可靠性问题

在竞争的电力市场中，投资商是否出资兴建电力设施，取决于项目的回报。因此，与发电系统有关的可靠性是由电能价格维持的；在电力市场的环境下，特别是如果在区域性的基础上建立电力市场，显然对系统的可靠性提出了考验。

3.输电阻塞问题

在电力市场的条件下，输电网络完全开放，由于电力传输的约束和限制（如输电的不确定性和不可任意性），加上竞价上网，电力自由交易的竞争性，当输电网络容量不足时，就会时常出现输电阻塞问题。

二.我国电力供需区域化改革内容

大部分省的发电量与用电量极不平衡，有些省的供需缺口非常大，可以通过相邻省的多余电量来补充，如果可以在全国形成几个电力区域，在几个区域内，省与省之间的电力可以内部消化，通过电力输送，实现区域内电力供需平衡。因此，需要借助电力的服务半径来划分电力供需区域。

比如辽宁电量需求较大，可以通过黑龙江、吉林、内蒙古的电力输送来满足电力需求，且在以后的发展趋势中也可以实现电力供需平衡，因此这些地区可以划分成东北电网区域，同理，北京、天津、河北、山东都是电力需求省，可通过山西省的电力供应，实现电力供需平衡，因此可形成华北电网区域，湖北、湖南、江西、河南、四川、重庆形成华中电网区域，上海、江苏、浙江、安徽和福建形成华东电网区域，陕西、甘肃、宁夏、青海、新疆、西藏可形成西北电网区域，广东、广西、云南、贵州和海南可形成南方电网区域。

三.电力供需区域化改革对发电企业的影响

四.基于我国电力供需区域化改革的华能发展策略分析

（一）积极参与输配电网的规划和投资平台

我国人均电力消费水平还比较低、能源分布不均衡、电源建设更多的向坑口电站集中、新能源大规模可开发区域集中在西北部等特征以及我国目前需要加大基础设施建设和电力工程和设备出口来拉动经济发展等因素决定了后续我国电网建设的进程有望进一步加快，特别是适合大规模、远距离输电的特高压建设。

（二）提高跨区供电稳定性，减少备用装机容量

篇（4）

去年初成立了贵州电力交易中心，属于南网贵州公司的全资子公司，并正式挂牌运行。今年初，按照电力体制改革精神和贵州省的试点方案要求，在开展跨界考察调研的基础上，经过省领导与南方电网公司主要领导和分管领导多次沟通协调，重新组建以南网贵州公司占80%、贵州产业投资集团有限公司占20%的股份制电力交易中心，目前已完成工商营业执照登记。下一步还将继续协调推进和不断完善，逐步实现电网公司相对控股、多方参股、相对独立、规范运行的市场交易机构。

成立了由南网贵州公司牵头，发电企业、售电企业、用户代表参与的市场管理委员会。管理委员会主任由电网公司推荐，办公室设在电力交易中心，贵州省发展改革委、经济和信息化委、能源局和贵州能源监管办等政府部门不参与管理委员会，但可参加管理委员相关会议，对不符合市场交易规则的行为可实行否决。为方便市场主体开展交易业务，贵州省对电力交易大厅进行重新选点改造，建设多功能、智能化、一条龙服务的电力交易大厅。目前已试运行，4月中旬投入使用。

二、开展电力市场化交易

制订了《2016年电力市场化交易实施方案》和《贵州省电力市场主体注册管理办法（试行）》，对贵州电力市场的总体设计、实施路径、主要任务、市场运行、信用体系建设等作了明确。2016年允许报装容量为1000千伏安以上的用电企业进入电力市场，全省已有913家用电企业与21家发电企业签订了年度合同，签约电量达到336.7亿千瓦时，放开的发用电计划比例达到近40%。同时通过优先购电制度，保障重要公用事业、公益行业、居民生活用电等；通过优先发电制度，保障风电、水电等清洁能源的全额消纳。

三、通过改革降低大用户电价

根据《国家发改委关于贵州电网2016―2018年输配电价的批复》，输电环节过网费每千瓦时下降1.66分，其中大工业用电过网费下降3.06分。结合供给侧结构性改革，通过火电企业与用户直接交易和水火电发电权交易，实现大工业用电价格由0.56元/千瓦时降至0.44元/千瓦时，降低企业成本64亿元，可带动大工业用电量增加87亿千瓦时。

贵州是全国大数据综合试验区，中国电信、中国移动、中国联通三大运行商先期落户在贵安新区。目前全省共有大数据企业6家。为扶持大数据等新兴产业发展，全省通过电改释放红利，大型数据中心用电价由0.56元/千瓦时降至0.35元/千瓦时，预计为企业降低用电成本1亿元；结合贵州实际，对化工、冶金等特色支柱产业降至0.4―0.45元/千瓦时，有色产业降至0.3元/千瓦时。通过降低用电成本，拉动工业经济发展，今年1―2月，全省全社会用电量188.59亿千瓦时，同比增长1.16%。其中2月份同比增长3.54%。

四、引导社会资本成立售电公司

开展了成立售电公司咨询服务，贵州省能源局明确专人对前来咨询的企业进行政策宣传解读引导，初步拟定了售电公司注册工作流程，根据企业意愿，企业自行先到当地工商行政部门注册成立售电公司，报省能源局备案，省能源局对其资质进行审核，对符合条件的列入目录，进行公示，到电力交易中心注册登记。目前全省已在工商部门注册的售电公司24家，其中国企售电公司9家，国企和民营混合售电公司2家，民企售电公司11家，省外售电公司2家。下一步将按照改革要求，积极探索售电公司相应准入条件，推动售电主体开展售电业务。

篇（5）

1、上海电力上网电价上调

上海电力（600021）10日晚间公告，自7月1日起，上海市统调燃煤发电上网电价每千瓦时上调1.07分钱，调整后上海市燃煤发电标杆上网电价为0.4155元。根据国家跨省跨区电能交易价格形成机制，公司位于安徽省燃煤电厂的“皖电东送”燃煤机组上网电价每千瓦时上调1.51分钱。

2、保监会：上半年原保险保费收入同比增长23.00%

篇（6）

文件从输配电价、交易机构、发用电计划、售电侧等重点领域进行了部署，这标志着新一轮电力体制改革进入全面实施阶段。《经济日报》记者围绕文件内容分别采访了国家能源局市场监管司、法制和体制改革司、电力司、新能源司等相关司局负责人，并就其中的重点内容进行了解读。

访国家能源局市场监管司负责人

变独买独卖为多买多卖

问：《关于推进电力市场建设的实施意见》的主要特点是什么?

答：《实施意见》着重突显以下九个主要特点。

一是明确了市场建设在具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制 的初期目标。

二是强调有序放开发用电计划、竞争性环节电价，与扩大直接交易主体范围、市场规模以及市场化跨省跨区交易机制协同推进。

三是提出分散式和集中式两类市场模式和一系列市场交易品种;对区域和省(区、市)电力市场范围和功能进行了界定。

四是明确规划内可再生能源在优先发电的基础上，优先发电合同可转让，解决当前大规模可再生能源消纳与系统调峰容量不足，以及跨省区消纳与受电省发电企业利益冲突的问题。

五是将各类发电企业纳入市场主体范围，以促进公平竞争和市场效率;将电力用户纳入市场主体范围，可充分利用市场机制促进电力供需平衡。

六是建立了与电力供需相对应的实时价格机制，可以更好地保障电力系统的实时平衡，从而彻底解决直接交易只考虑电量平衡、不考虑电力平衡的弊端。

七是允许试点地区结合本地区输电网架结构的实际情况，选择采用区域电价或节点边际电价。

八是针对市场化后系统发生紧急事故、重大自然灾害、突发事件等情况，明确了应急处置原则。

九是对市场信用体系制度建设提出了具体要求。

问：电力市场建设的实施路径是什么?

答：电力市场建设的实施路径是：有序放开发用电计划、竞争性环节电价，按照电压等级和用电容量不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，选择具备条件地区建设现货交易和中长期交易同步开展的电力市场试点，建立适应现货交易要求的优先发用电机制;电力市场试点运行一定时间后，总结试点经验、完善交易机制、丰富交易品种，视情况扩大试点范围，推动各电力市场的融合与联合运行。

非试点地区按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》以及《关于推进电力市场建设的实施意见》的有关内容开展市场化交易，在国家制定的中长期交易基本规则基础上，规范扩大电力直接交易，逐步过渡到适应现货交易要求的中长期交易机制，并在此基础上研究形成现货市场。各地零售市场按照《关于推进售电侧改革的实施意见》开展市场化交易。

问：推进电力市场改革能否降低电价?

答：现行电价体制下，用户终端价格主要包括发电上网价格、输配电价、政府基金和附加三部分。本次改革以核定输配电价为切入点，将电网企业购销差价作为主要收入方式转变为按照政府核定的输配电价收取过网费。市场建设重在理顺价格形成机制，构建反映供需变化、实现发电企业和电力用户间传导的价格信号，变独买独卖为多买多卖，其作用在于提高市场的竞争性，增强电力用户的用电选择权。从目前电力供需形势来看，在一段时间内电能量价格应该呈下降趋势。随着电力供需形势变化和市场机制的完善，电价将出现有升有降的局面。同时，监管机构将加大市场运行中市场力、串谋报价等问题的监管力度，避免市场平均价格大幅波动。

问：《实施意见》中为什么要突出建立现货市场?

答：这一次电力市场建设与2019年的市场化改革相比，一个鲜明的特点就是提出了电力市场建设应中长期交易和现货交易并举;逐步建立以中长期交易规避风险，以现货交易发现价格信号的电力市场。

过去我们推广开展的大用户直接交易，已经形成较为成熟的中长期电力交易机制，由于缺乏市场化的电力电量平衡机制，不能真实反映电力供需，价格信号存在失真情况，因此，需要建立现货市场。

交易机构收取手续费不会造成电价上涨

访国家能源局法制和体制改革司负责人

问：为什么要出台《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》?

答：建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台是贯彻落实中发〔2019〕9号文构建有效竞争的市场结构和市场体系要求的重要途径，是中发〔2019〕9号文明确的近期推进电力体制改革重点任务之一。组建和运行相对独立的交易机构具有较强的专业性，涉及主体众多，需要制定专门文件对交易机构设置、职能定位以及运行规则等内容作出规定，以便指导后续电力交易机构组建和规范运行工作。

问：从电力市场建设的实际看，对电力交易机构组建的总体考虑是怎样的?

答：电力交易机构不分级、互不隶属，同一地域内不重复设置开展现货交易的交易机构。考虑到我国电力市场建设的实际需要，对各类交易机构的设置及其职能总体考虑如下：一是北京电力交易中心、广州电力交易中心，主要职能是落实国家计划、地方政府协议。二是其他区域交易机构。主要职能是开展中长期交易、现货交易，在一定范围内实现资源优化配置。三是省(区、市)交易机构，主要职能是开展省内中长期交易，有条件的探索开展现货交易。

组建相对独立的电力交易机构，旨在搭建公开透明、功能完善的电力交易平台，不以营利为目的，依法依规提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务。

问：如何理解电力交易机构的相对性和独立性?

答：交易机构的独立性主要体现在：一是交易职能上，交易机构负责市场交易组织;二是组织形式上，按照政府批准的章程和规则组建交易机构，可以采取公司制和会员制;三是运营管理上，交易机构具有与履行交易职责相适应的人、财、物，可向市场主体合理收费，日常管理运营不受市场主体干预，接受政府监管;四是人员任命上，高级管理人员由市场管理委员会推荐，依法按组织程序聘任。

交易机构的相对性主要体现在：一是依托电网企业现有基础条件成立，交易机构人员可以电网企业现有人员为基础;二是可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制等组织形式;三是组建初期，可在交易机构出具结算凭证的基础上，保持电网企业提供电费结算服务的方式不变;四是交易机构和调度机构按照各自职责开展市场运营业务，共享网络拓扑结构、安全约束等电力系统运行基础信息。

问：电力交易机构收取交易手续费是否会造成电价上涨?

答：市场建设初期，交易规模处于起步阶段，电力交易机构原则上不收取交易手续费，日常运行所需资金由各股东或会员单位按出资比例进行分摊。条件成熟后，可收取交易手续费，具体标准由电力市场管理委员会议定，按程序批准或同意后执行。

电力交易机构收取交易手续费不会造成电价上涨。首先，现有模式下的交易成本隐藏在电网购销差价中，交易机构独立后只是将交易成本透明化，可考虑在核定电网企业输配电价时扣除该部分交易成本。其次，交易机构收费在市场主体电费中的比例较小，不至于造成电价上涨。根据国际经验，交易相关费用仅占电能单价的1 至2。建立市场化的交易机制和价格形成机制，将提高能源利用效率，减低成本，所降低的成本会远远大于为保障交易机构正常运转所收取的交易相关费用。最后，交易机构不以营利为目的，收取交易手续费形成的当期盈余会在下期返还市场交易主体。

有序向社会资本放开售电业务

访国家能源局电力司负责人

问：售电侧改革的主要内容及思路是什么?

答：售电侧改革是本次电力市场化改革的重点，也是亮点。中发〔2019〕9号文件提出要稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务。

一是鼓励社会资本投资配电业务。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。

二是建立市场主体准入和退出机制。根据开放售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体条件。电网企业应无歧视地向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务，按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力用户也有电可用。

三是多途径培育市场主体。允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电;鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售;允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易;鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务;允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。

四是赋予市场主体相应的权责。售电主体可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。

问：什么样的企业或个人能够成立售电公司?

答：售电公司以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。

根据中发〔2019〕9号文和《实施意见》，电网公司、发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。个人也可以投资成立售电公司，只要符合售电公司准入条件即可。

问：售电公司组建程序是什么?

答：按照简政放权的原则，《实施意见》对售电侧市场的准入和退出机制作了创新性安排，这是新一轮电力体制改革中的一个亮点。准入机制方面，将以注册认定代替行政许可的准入方式，以降低行政成本，实现有效监管，提升工作效率，重点是一承诺、一公示、一注册、两备案。

一承诺，就是符合准入条件的市场主体应向省级政府或省级政府授权的部门提出申请，按规定提交相关资料，并作出信用承诺。一公示，就是省级政府或省级政府授权的部门通过信用中国等政府指定网站将市场主体是否满足准入条件的信息、相关资料和信用承诺向社会公示。公示期满无异议的纳入年度公布的市场主体目录，并实行动态管理。

一注册，就是列入目录的市场主体可在组织交易的交易机构注册，获准参与交易。两备案，就是在能源监管机构和征信机构进行事后备案。

问：售电公司如何分类?

答：售电公司分为三类。包括电网企业的售电公司;社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司;不拥有配电网运营权的独立售电公司。同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。

问：电网公司参与竞争性售电业务，如何保证售电公司间公平竞争?

答：为确保售电市场的公平竞争，可采取以下应对措施：

一是交易机构应选择独立性相对较强的组织形式。在电网企业成立售电公司从事竞争性售电业务的省份，交易机构原则上采用相对控股的公司制或会员制，确保多方参与。

二是电网企业的售电公司也必须具有独立法人资格，独立运营。

三是电网企业应加强内部管理，设置 防火墙，从人员、资金、信息等方面确保市场化售电业务与输配电业务、调度业务、非市场化售电业务分开。

四是加强监管，将电网企业关联售电公司独立经营情况作为重点监管内容。

问：发电企业成立的售电公司是否可以拥有配电网经营权?

答：为了调动发电企业参与售电的积极性，也不至造成新的厂网不分，《实施意见》对发电企业的售电公司拥有绝对控股增量配电网(不包括公共配电网)，并未专门限制。而是通过试点，逐步探索社会资本(包括发电企业)投资增量配电网的有效途径，经营区内的发电企业也可以有多个选择。

推进自备电厂与公用电厂公平竞争

访国家能源局电力司负责人

问：本次出台《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的目的意义是什么?

答：自备电厂是我国火电行业的重要组成部分。按照中发〔2019〕9号文改革任务要求，进一步加强和规范自备电厂监督管理，逐步推进自备电厂与公用电厂同等管理，有利于加强电力统筹规划，推动自备电厂有序发展;有利于促进清洁能源消纳，提升电力系统安全运行水平;有利于提高能源利用效率，降低大气污染物排放;有利于维护市场公平竞争，实现资源优化配置。

问：如何统筹各地自备电厂的规划建设?

答：未来新(扩)建燃煤自备电厂项目(除背压机组和余热、余压、余气利用机组外)要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划，由地方政府依据《政府核准的投资项目目录》核准，禁止以各种名义在总量控制规模外核准。

问：对并网自备电厂运行管理有哪些要求?

答：按《指导意见》要求，并网自备电厂：一是要严格执行调度纪律，服从电力调度机构的运行安排，合理组织设备检修和机组启停。二是要按照两个细则参与电网辅助服务考核与补偿，根据自身负荷和机组特性提供调峰等辅助服务，并按照相关规定参与分摊，获得收益。三是要全面落实电力行业相关规章和标准，进一步加强设备维护，做好人员培训，主动承担维护电力系统安全稳定运行的责任和义务。

问：自备电厂在环保方面应满足哪些要求?

答：《指导意见》明确，自备电厂应安装脱硫、脱硝、除尘等环保设施，确保满足大气污染物排放标准和总量控制要求，并安装污染物自动监控设备，与当地环保、监管和电网企业等部门联网。污染物排放不符合国家和地方最新环保要求的自备电厂要采取限制生产、停产改造等措施，限期完成环保设施升级改造;拒不改造或不具备改造条件的由地方政府逐步淘汰关停。对于国家要求实施超低排放改造的自备燃煤机组，要在规定期限内完成相关改造工作。鼓励其他有条件的自备电厂实施超低排放改造。

为解决弃风弃光弃水问题提供政策基础

访国家能源局新能源司负责人

问：此轮电改对于促进新能源和可再生能源开发利用有何意义?

答：近年来，并网消纳问题始终是制约我国可再生能源发展的主要障碍。今年以来新能源消纳形势更加严峻，新能源与常规能源之间的运行矛盾不断加剧。大量的弃风、弃光现象既造成了可再生能源资源的巨大浪费，削弱新能源行业发展动力和后劲，也严重影响国家加快生态文明建设战略的实施和能源结构的调整步伐。在目前情况来看，除了技术因素外，出现并网消纳问题更多是体制机制原因。

中发9号文明确提出解决可再生能源保障性收购、新能源和可再生能源发电无歧视无障碍上网问题是当前电力体制改革的重要任务。从一定程度上讲，是否能够有效解决弃风弃光弃水问题将是考量本次电改成效的重要目标之一。近期出台的6个电力体制改革配套文件也将落实可再生能源全额保障性收购放到了一个比较重要的位置，为从根本上解决弃风弃光弃水问题提供了政策基础，是保障今后可再生能源产业持续健康发展的重要措施。

问：此次电改配套文件具体是如何考虑新能源和可再生能源并网消纳问题的?

答：一是建立清洁能源优先发电制度。《关于有序放开发用电计划的实施意见》提出建立优先发电制度。优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电，优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障。在发电计划和调度中将优先安排可再生能源发电，逐步放开常规火电等传统化石能源的发电计划，并将加强可再生能源电力外送消纳，提高跨省跨区送受电中可再生能源电量比例。

二是建立适应可再生能源大规模发展、促进可再生能源消纳的市场机制。《关于推进电力市场建设的实施意见》提出形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，提高可再生能源消纳能力。同时，将建立电力用户参与的辅助服务分担机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易，提高可再生能源消纳能力。

三是加强和规范燃煤自备电厂管理，提高系统运行灵活性。《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》要求自备电厂参与提供调峰等辅助服务，并推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电。四是在售电侧改革中促进分布式可再生能源的发展。允许拥有分布式可再生能源电源的用户和企业从事市场化售电业务。

篇（7）

集团整体上市的情况:目前整体上市还没有时间表，同业竞争态势跟以前也不一样，目前智能变电站，调度自动化是国电南瑞主要利润来源，南瑞继保主要是用电安全，高压保护及监控。

关于电改:电改后会带来大量投资额，目前配电网薄弱的情况会发生巨大改变，如售电公司的设备投资，以及新增配网投资等，南瑞在设备领域有较大的优势，未来会重点关注新能源接入、电力预测、需求侧管理等带来的机遇。

篇（8）

Abstract: Guangdong power grid is an important part of South China power grid, and only by participating in the trans-provincial power trades, the gird can make full use the potential benefits of eastern and western resources. Based on the current situations of the trans-provincial power trade, the paper explores the problems to be solved and proposes the power forecasting trend and factors .It is believed that the paper can provide beneficial reference for power trade.

Keywords: South China power grid; west to east; power forecasting

中图分类号：TU74文献标识码：A 文章编号：

0 引言

西电东送作为西部大开发的重大项目之一，其目的在于优化区域资源配置，促进东西部协调发展，实现双方共赢。文献[1]提出了跨区跨省电力交易的总体思路、交易机制、交易模式。文献[2]探讨了三峡电力市场的竞争模式，对交易的商品、方式和机构进行了分析，提出了适合三峡电力市场的批发交易模式。文献[3]介绍了南方电力市场西电东送双边交易模式及电价形成机制。在此背景下，本文旨在分析 “十一五”西电东送交易现存问题、预测西电电量及其影响因素，保证“十二五”西电东送的顺利开展。

1 南方电网西电东送跨省交易现状

1.1 “十一五”南方电网发展现状

南方五省区资源分布和经济社会发展水平不均衡，83%的水电资源和95%以上的煤炭储量集中分布在云南和贵州两省，而东部广东省经济总量约占区域总量的70%，用电量约占区域总量的60%，成为资源匮乏区。

截止2010年底，南方电网西电东送通道已覆盖广东、广西、云南、贵州及海南五省（区），并与香港、澳门相连，东西跨度近2000公里，电源装机总容量已达到16943万千瓦，500kV输电线路29181km，现已形成“八交五直”13条500kV及以上的大通道，其最大输送能力达到2415万千瓦，为2002年底南方电网公司刚成立的6.6倍，输送电量为1117 亿千瓦时。

1.2“十一五”跨省交易现状

目前，南方电网跨省交易的主要特征是余缺调剂，规模偏小，市场不稳定，以云南富余水电跨省消纳为主，以短期、临时交易为辅

“十一五”期间，西电送广东电量年均增长18.2%，最大电力年均增长16.2%，均远高于“十一五”期间全省全社会用电量年均增长约8%、用电最高负荷年均增长约10%的增长速度。

1.3 “十二五”交易机制

“十二五”期间，南方电网西电东送交易模式可分为政府主导框架协议及企业自主交易两类；也可分为长期、中长期、短期及临时交易4种类型。计划交易分为政府框架协议、中长期协议（五年）和年度合同三个层次落实。购售电省（区）政府根据国家“西电东送”总体规划及本省（区）电力发展规划签订5年及以上政府框架协议，其中约定每年丰枯季节的最大电力、电量等内容。

1.4 电价结构

2002年以来，上网电价、输电价格及线损标准统一由国家发改委制定。“十一五”期间，国家发改委多次提高西电送粤电价，截止2010年，广东平均上网电价为52.9分/千瓦时，西电平均落地价格为45.7分/千瓦时（含输电和线损电价），年可节约电力成本为7.55万元，尽管西电送广东的平均落地电价逐年提高，但仍低于广东平均上网电价，西电平抑广东电价的效果十分明显，使广东省受益。

图12010年西部送电省份落地电价及其组成部分

2分析现存问题与建议

目前，西电东送主要通过各省政府与南方电网公司签订中长期框架协议和年度购售电合同以保障西电东送的顺利实施。由于交易机制不完善、条款约束力度不够及考核机制缺乏有效性等原因[6]，针对实施过程中存在的上述问题，提出建议如下：

1、发挥广东省主导性，增强省间政府的协调力度

“十一五”期间，年度合同电量分解由南方电网公司执行，造成与政府协商被动及计划变动的随意性。为保障协议的有效落实，建议在框架协议中确定年度计划分解机制。

2、合理控制西电送粤的增长规模

考虑到高比例的西电对广东省电网安全的冲击性，如电流谐波冲击、联络线故障以及严重自然灾害等，均影响广东省电力供应的安全可靠性；西部经济发展、能源供应等问题将制约西电东送的后期保障能力。因此建议“十二五”西电规模应严格控制在广东省全社会用电量的一定比例内。

3、完善西电固定电量及浮动电量的比例

为进一步完善西电东送交易规则，建议以省间框架协议为基础，做好“十二五”期间各省电力平衡及电源规划，固定电量为长期框架协议签订电量，浮动电量用以确保电力需求、水情气候等因素造成的预测偏差量。

3 西电电量预测分析

3.1 灰色预测

对西电电量的发展趋势的研究很多，主要集中于两种方式：一是利用现有的数据，结合自我知识背景和现实国情的主观分析方法，是最常见、最广泛的一种方法。二是利用相关数据序列，建立动态模型对西电送粤电量的趋势进行预测。本文分别应用Verhulst模型对电量进行分析预测。

灰色系统预测模型对样本数据分布无特殊要求，在解决“小样本”、“贫信息”的不确定性问题时具有显著优势。因此，对于非单调的摆动发展序列或有饱和的S形序列，则考虑Verhulst模型。

图2实际西电比重与Verhulst模型预测比重的对比图

4 结论

利用灰色系统方法为电量预测提供了一种定量决策方法，此模型最大优点是可以用较少的数据量进行较为精确的预测。

从预测结果来看，随着社会经济的快速发展，西电电量比例已越来越成为广东省经济发展的战略目标。因此，尽早开展西电电量预报业务体系，可为广东省经济发展以及资源的优化配置和可持续利用提供强有力的技术支撑和保障。

参考文献:

张森林, 张尧, 陈皓勇等, 大用户参与电力市场双边交易的一种新模式[J]. 华东电力, 2010, 38(1): 6-10.

张森林, 屈少青, 陈皓勇等. 大用户直购电双边交易最新进展情况. 华东电力, 2010, 38(5): 651-654.

篇（9）

可参与试点

《办法》暂定湖北境内符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证的，单机容量30万千瓦及以上的，且机组供电煤耗不高于全国同类型机组平均水平的火力发电企业，和单机容量10万千瓦及以上的水电企业可参与直接交易（国家统一分配电量的跨省跨区供电项目暂不参加试点）。

初期电力用户为用电电压等级在110千伏及以上，年用电量不小于1亿千瓦时，且符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策和环保要求，能耗指标先进的工业用户。条件成熟时，经国家认定的高新技术企业和省重点扶持的战略性新兴企业，用电电压等级可放宽至35千伏。

电价怎么确定

用户支付的终端电价，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。直接交易价由电力用户与发电企业自主协商确定。政府性基金及附加和其他电力用户一样按照国家规定标准交纳。电网输配电价，按国家发改委核定的标准执行。经省物价局请示国家发改委，湖北省电力用户与发电企业直接交易试点执行两部制电价，电量电价（不含线损）为每千瓦时0.104元，其中110千伏用户为每千瓦时0.084元，220千伏用户为每千瓦时0.065元。基本电价执行湖北省电网现行销售电价表中的大工业用电的基本电价标准。损耗率由湖北省物价局参照近三年电网实际损耗率确定，将于近期出台。

双边交易为主、

撮合竞价交易为辅

每年的12月在次年度一般电量计划下达前，省联合工作小组组织发电企业和用户集中时间、集中地点首先进行双边交易，若双边交易未超过年度控制总量的电量且发电、用电企业仍有需求，可实行撮合竞价交易。撮合竞价交易实行价格优先的原则，即发电企业以上网电价低者优先，用电企业以终端到户价高者优先；当价格相同时，按节能减排优先原则对发、用双方予以排序。未能达成直接交易的用电企业的用电量执行目录电价；未超出直接交易电量控制总额的发电量纳入次年度全省一般电量平衡，执行国家批复的上网电价。

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（二）电力市场建设的基本原则是：统筹规划，合理布局，总体设计，分步实施，因地因网制宜。电力市场建设要有利于电力系统安全稳定运行；有利于促进电力工业持续健康发展；有利于消除市场壁垒，实现电力资源的优化配置；有利于促进电力企业公平竞争，降低成本，提高效率。

（三）电力市场建设的任务是：到十五末期，初步形成华北、东北、华东、华中、西北、南方六大区域电力市场，基本建立电力市场运营的法规体系和电力监管组织体系，全国大部分地区大部分发电企业实行竞价上网，符合条件的大用户（含独立配售电企业，下同）直接向发电企业购电。

二、区域电力市场建设的基本目标和模式

（四）区域电力市场建设的目标是：构筑政府监管下的统一、开放、竞争、有序的电力市场体系。区域电力市场包括统一市场和共同市场两种基本模式。统一市场是指在一个区域内设置一个电力市场运营机构，电能交易（包括合约交易和现货交易）和交易价格均在一个市场运营机构内形成。区域电力市场内实行统一规划，统一规则，统一管理，统一运作。共同市场是指在一个区域内设置一个区域市场运营机构若干个市场运营分支机构，电能交易（包括合约交易和现货交易）和交易价格在市场运营机构内分层形成。区域电力市场内实行统一规划，统一规则，统一管理，协调运作。

（五）在区域电力市场建设初期，区域电力市场运营机构暂时不能覆盖或电网联系比较薄弱的地区，可设立相对独立的市场运营机构，实行与区域电力市场统一规划，统一规则，统一管理，在区域市场运营机构的指导下相对独立运作，条件成熟时，逐步向统一市场或共同市场过渡。

（六）选择区域电力市场模式，应根据区域内电力资源与用电负荷特点、电网技术条件、电力体制状况，结合当地社会经济的客观情况综合考虑确定。

（七）无论选择何种市场模式，在同一区域内均应统一制定电力市场建设方案，统一考虑市场布局，统一市场运营规则和竞争模式，统一市场技术标准，统筹规划，配套建设，协调推进。

三、区域电力市场的主要交易方式

（八）区域电力市场的电能交易按照“合约交易为主，现货交易为辅”的原则组织。合约交易是指市场主体通过签订电能买卖合同进行的电能交易，现货交易是由发电企业竞价形成的次日（或未来24小时）电能交易以及为保证电力供需的即时平衡而组织的实时电能交易。

（九）合约交易可以按周、月、季、年或一年以上时段组织，合约交易原则上通过竞争的方式形成，竞争电量的比例由电力监管机构确定。随着电力市场的发育和改革的深化，应逐步扩大参加竞争的电量比例。

（十）现货交易可以采用全电量竞价和部分电量竞价的方式。全电量竞价指参与竞价上网机组的全部电量均在现货市场中竞价，其中大部分电量由购售电双方签订差价合同；部分电量竞价指参与竞价上网的发电机组按规定安排一定比例的电量参加现货市场竞价，大部分电量由购售电双方签订物理合同。

（十一）各区域电力市场应合理确定电费结算方式，按规定报批后执行。在国家电价制度改革之前，竞争电量部分按市场竞争形成的价格结算，其余电量按国家批准的价格结算，或按购售电企业签订的差价合约结算。具备条件的可实行容量电价和电量电价两部制模式。在电力市场运行初期，为维护市场稳定，电力监管机构可以会同有关部门对竞争形成的电价实行最高和最低限价。

（十二）建立有利于促进电网健康发展的输配电价格机制。经核准的大用户向发电企业直接购电，其购售电价格由双方协商确定，输配电价格按国家规定执行。

（十三）辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务，辅助服务的具体分类由区域电力监管机构根据区域电网的实际情况研究确定。电力市场主体应按规定向系统提供基本辅助服务。有偿辅助服务原则上通过市场有偿获得。在电力市场建设初期有偿辅助服务可暂不纳入交易范围，随着市场发育，辅助服务逐步实行市场竞争。

四、加快区域电力市场建设的主要措施

（十四）深化厂网分开改革，培育和规范市场竞争主体。对集资建设或合作建设的发电企业，要抓紧明晰产权，完善法人治理结构，落实出资人权利，按现代企业制度组建独立发电公司；对跨省跨区经营的发电企业，要理顺发电企业参与电力市场的组织关系；在政府依法监管下，按照市场引导、企业自愿、优势互补、规模经营的原则，推动发电企业的联合、重组，并创造条件，逐步优化发电企业的产权结构。

（十五）按照国务院文件精神和电力改革的总体要求，重组电网经营企业。区域电网公司应按照区域电力市场建设的需要，理顺组织关系，完善功能，加强区域电网规划，加快电网建设，加强对区域电力市场运营机构的管理，保证电网安全稳定运行。

（十六）加快电力市场运营机构建设。在现有电力调度通信体系的基础上，建立和健全电力交易、计量、结算等功能，合理确定电力调度交易机构的功能分工，逐步建成与市场运作相适应、综合配套的电力市场运营机构。

（十七）健全电力市场法规体系。加强电力市场法规建设，制定电力市场运营的基本规则、区域电力市场运营规则和有关细则，加强市场准入和退出管理，保证电力市场运营规范、有序。

（十八）加快建立电力市场监管体系，加强电力市场培育和市场运营监管。电力监管机构要与电力市场整体设计、同步建设，具备条件的，可根据需要先行建立电力监管机构，以加快电力市场的培育。

（十九）加强电力市场技术支持系统建设。区域电力市场技术支持系统应按照统一规划、统一标准、统一管理的原则，由区域电网公司按规定商发电企业统一开发，各市场主体按规定配套建设。

五、推进电力市场建设的步骤及组织实施