时间：2023-06-11 09:32:29
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇跨区电力交易，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
作为新电改的第四个配套文件，华北电力大学教授，能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣告诉《中国经济信息》记者，“其明确了通过市场来确定电能交易的量和价，符合本次电改的总体思路，将鼓励具备条件的省份在相关职能部门的指导下建立规范的跨省跨区电力市场交易机制。”标志着即深圳等地区电价向市场化迈进后，跨省区交易率先实现市场化。
跨省区输电率先市场化
在中国，跨省区输电的规模正日益扩大。“北电南送”和“西电东送”等工程已经是人们耳熟能详的。仅去年一年，我国的跨省区送电量就已经达到1.12万亿千瓦时（俗称“度”），是全年全社会用电总量的五分之一。随着电能跨省区流动逐年增加，也暴露出我国送受电结构不合理、输送费用标准不合理、需研究补偿机制等问题。
市场化被认为是解决上述问题的有效途径。《通知》要求，首先，送电与受电市场主体要通过协商或者市场化的交易方式确定电能交易的规模即电量，以及价格，并建立起相应的价格调整机制。同时，对于新建送电项目的业主和电价，鼓励在竞争中形成。其次，鼓励以中长期的合同形式确定送受电双方的电量交易，并建立价格调整机制。最后，由于之前国家已经核定了部分跨省区电能交易的送电价格，此后可以由送受电双方自行协商并重新确定价格，只需将协商结果报送国家发改委和国家能源局，如若无法达成一致，可以在有关部门协调下协商确定。
自2014年底起，我国在深圳开始了全国首个电价改革试点。为了推进这一改革，我国又相继在蒙西、宁夏、安徽、云南、湖北等地进行试点，目的是让更多的省区探索区域内的电价改革。而《通知》的，则促进了跨省区输送电能的电价市场化，将改革延伸至区域之间的电力市场。
据曾鸣介绍：“总的来说，我国跨省跨区电力交易的总量还是比较大的。我国能源需求和供应在全国范围内是‘逆向’分布的，尤其是未来大量新能源发电并网之后，西北地区的大量清洁能源将通过外送通道送到东部负荷中心，因此未来我国跨省区电力交易的规模还会进一步增加。”中电联公布的数据显示，去年，全国完成跨区送电量2740亿千瓦时，同比增长13%；全国完成跨省送电量合计8500亿千瓦时，同比增长10%。
在我国，长期以来各省间的电能交易一直是以计划为主，具体到交易的电价和电量都是由地方政府确定。在众多跨省区交易中，东北所有的跨省区交易、三峡外送、皖电东送和川电东送等都是由国家直接指令电量和电价并核准审批。南方区域的西电东送等主要由地方政府主导。
每年，国家电网都会在年初向各个省级公司下达年度跨区电能交易指导计划，要求各省市电力公司将其计划进入本年度的电力电量的安排。各个省级电网还会签订具有法律效力的购电合同，成为一种刚性的计划指导。
而问题随“计划”的方式产生了。由于计划的不灵活性导致了供电量失衡和电价分歧。2014年年中，在国家能源局的《电力交易秩序驻点华中监管报告》（下简称《报告》）中提及，2013年第一季度，华中地区电力供应虽然供大于求，但国家电网仍然按照计划向其输送了来自河南和山西的电力86亿千瓦时，造成电力浪费。
除了供电量失衡，电价也有问题。上述能源局的《报告》中显示，跨省区电量交易由于一直不能及时反映市场供需，违背了交易主体的意愿。以西北电力输送华中的跨区交易为例，某些交易的电价和电量违背了一方意愿，价格高出购电方的诉求。
曾鸣说：“各省之间的‘壁垒’问题在跨省区电力交易中一直存在，是我国跨省区电力市场建设的一个难题，也在一定程度上阻碍了省间的资源优化配置。”随着跨省区交易市场化，可以在一定程度上解决上述问题。他认为：“未来，应当继续优化顶层设计，从全局角度出发，不仅省内要电力电量平衡，还要注意更广范围内的电力输送、相关配套设施建设。”
再核定成本促“形成”电价
输电成本核算一直是新电改成败的关键。《通知》提出，国家发改委和国家能源局将组织对跨省跨区送电专项输电工程进行成本监审，并根据成本监审结果重新核定输电价格。输电价格调整后，按照“利益共享、风险共担”的原则将调整幅度在送电方、受电方之间按照1∶1比例分摊。
据曾鸣介绍：“跨省区电力交易是一个系统性工程，涉及的主体包括参数良好并且规模相对较大的发电站或发电基地，具备远距离大规模输送能力的电网，用电较为集中的负荷中心（包括大用户及未来的售电公司等）。”其中，电网的输电费过高、收费不合理等问题一直受到相关交易主体的抱怨。
跨省区电能交易的输电成本包括：电网使用费、管理服务费、辅助设施费和网络接入费等。而最终的售电价格是由送电价格、输电价格、线损和管理服务费共同组成的。
国家相关主管部门也曾指出，输电费存在收费不合理的问题。《报告》也曾提及，实际物理送电量才是收取输电费的基础，但在之前的调研中发现，某些区域跨省区电能交易输电费是按照之前签订的合同双向累加后得出的绝对值进行计算。得出的输电费用高于关口表记录的实际物理量。
早在三年前，原电监会就曾将云南贵州送广东、西北送华中、四川送华东、东北送华北等跨省交易规模较大的电力通道作为样本，核查电力输送成本。形成的结论是，首先，电网公司收费环节过多、标准过高、存在多收费等问题。同时，电网公司网损的分摊不规范，网损费用过高。最后，输电线综合折旧率偏高。
此前，深圳等地的电价改革的一项重点工作就是重新核定本地区的输电成本。现在又要重新核定跨省区输电价格，扩大了核定输电成本的范围，这对于电网公司厘清成本，以后专注于输电业务具有重要意义。
第二条开展发电权交易，应当遵循电网安全、节能减排、平等自愿、公开透明、效益共享的原则。
第三条开展发电权交易，应与电力市场建设工作统筹考虑，纳入市场建设规划，做好发电权交易与其它电力交易品种之间的协调与衔接。
第四条发电权交易是指以市场方式实现发电机组、发电厂之间电量替代的交易行为，也称替电交易。
发电权交易的电量包括各类合约电量，目前主要参照省级人民政府下达的发电量指标。
第五条发电权交易原则上由高效环保机组替代低效、高污染火电机组发电，由水电、核电等清洁能源发电机组替代火电机组发电。
纳入国家小火电机组关停规划并按期或提前关停的机组在规定期限内可依据国家有关规定享受发电量指标并进行发电权交易。
第六条发电权交易可以在省级人民政府当年发电量指标的基础上进行。在小水电比例较高的省份，原则上以多年平均发电量为基础进行。
第七条发电权交易一般在省级电网范围内进行，并创造条件跨省、跨区进行。
第八条发电权交易可以通过双边交易方式或集中交易方式进行交易。
双边交易是指发电企业交易双方自主协商确定交易电量和交易价格；集中交易是指电力交易机构通过统一的交易平台进行集中撮合交易。
第九条发电权交易应在满足电网安全校核有关条件后实施。电网安全校核的相关参数条件应向市场主体公布并向电力监管机构备案。
第十条交易周期内，发电企业被替代的电量不得超过其所拥有的发电量指标或合约电量的分解电量，替代电量不得超过满足安全约束的发电能力。
第十一条交易双方按照电力交易机构确认后的成交结果签订发电权交易合同（或发电权交易确认单），明确交易周期、成交电量、成交价格、结算方式等。
第十二条发电权交易引起网损变化时，应当按照核定的网损率或交易各方协商的网损补偿方式进行有关网损补偿。
第十三条国家电力监管委员会及其派出机构依法对发电权交易实施监管。
第十四条发电权交易结果应报所在地电力监管机构和当地政府有关部门备案。
第十五条电力交易机构应按月、季、年汇总分析发电企业由于开展发电权交易产生的能耗和污染物排放变化情况，结合交易电量和价格、电费结算、网损补偿等信息，及时报所在地电力监管机构，并定期向相关交易主体披露。
关键词：电价制度；电价；改革
在市场经济中，价格是生产和消费，电价作为电力市场的支点，在电力市场中对促进市场竞争、提高电力系统运行效率和实现资源优化配置起着十分重要的作用。因此，我国应该在吸收国内外电价改革经验的基础上，尽快实现我国电价的改革，以促进我国电力工业同社会、经济、资源的协调发展行为的基本依据。
一、国外电价制度
1.英国的电价模式。英国电力市场中的电价形成主要基于发电方的报价及电力负荷预测，买电方(地区电力公司和大用户)并没有参与其过程。每天下午前，各发电厂将第二天每台机组每半小时的运行数据报给电力库。根据以上数据及电力库对系统每半小时的负荷预测结果，由计算机对发电机组进行排序，并于下午3点公布。随后，根据全网购电成本最低的原则，确定发电计划，得出第二天48个时段的电价。该电价共分两种：一种是由电力库向发电商买电的电价，称为电力库的购买电价，另一种是用户从电力库购电的电价，称为电力库的销售电价为实时电价。
2.法国的电价政策。法国的电价把用户容量和电压等级结合起来进行分类，分成蓝色、黄色和绿色电价三大类：①蓝色电价。适用于容量为3kVA-36kVA的低压用户，电价结构由年度电费和电量电费构成，并按居民与农业用户、市政和小工业不同类别分类制订不同的收费标准，包括简单电价、分时电价、避峰日电价。②黄色电价。适用于预定负荷在36kVA-250kVA的低压用户，按用户的用电时间分设电价，供用户选择。黄色电价在蓝色电价与绿色电价之间起到较好的衔接作用。③绿色电价。适于容量大于250kVA的中压、高压和超高压用户，并由用户预定需量，按照用电季节和用电时间分设电价：冬季实行严冬高峰、严冬正常、严冬低谷、冬季正常和冬季低谷电价，夏季实行夏季正常、夏季低谷和盛夏电价，其中，严冬高峰电价最高，盛夏电价最低。该电价结构采用的是利用小时数越高、基本电价越高，千瓦小时电价则越低的成本分摊原则。
3.日本的电价情况。日本的现行电价是以社会高福利和推进节能为出发点的。对照明用电施行三段电价制，对电力用户采用了特别电价制。①三段电价制。第1段是生活必需用电；第2段电量电价约为第1、第3段电价的平均值；第3段用电，其电价最高。这一制度反映出用电越多，电费越高，这对节能和高消费有一定的调节作用。②特别电价制。特别电价可说是一种递增电价，是参照历史用电量确定各类用户的电量基准，对合同电量和用电量未超过基准电量的部分采用低电价，对超过基准电量的部分则采用分段递增的高电价，新增用户则采用较高的电价。③季节电价制。为了满足季节性高峰用电，需增加大量的发供电设备和线路，随着季节变化，用电负荷减少时，设备利用率大幅度下降，使运行和维修成本增加，根据成本为主的原则，必然在电价上有所反映。此外，对于任何季节，都存在昼夜用电的峰谷差，因而还有白昼和夜间的峰谷电价制。④二部电价制。在各种电价中，除定额照明电价按二部电价制外，其余各类用电电价均为基本电价(即容量电价)加电量电价的两部电价制。
分析国外的资料可以看出，利用价格手段促使用户调整负荷方面有很多方法，几个发达国家都是给出几种电价供用户选择，这样做的一个目的就是使用户的用电安排有利于电力生产的安全和经济。
由此对照中国的电价结构，不仅已出台的电价政策大多存在缺陷，而且也不能有效覆盖变化了的(厂、网分开)的火电企业。
二、目前上网电价现状
煤、电价格联动不能充分地反映电力的燃料成本变化，上网电价不能适应变化了的电力行业结构。销售电价总水平监管尚未执行任何规范性方法，以河南省为例，2009年电价主要分为六大类：基数电价（非电热联产机组实行峰谷分时电价），优惠电价，大用户直供电价，关停小火电替代，新机调试电价，跨省跨区送电电价，电价检查后得以调整。
1.基数电价即标杆电价峰谷分时电价本身符合国家电价政策，问题是各地出台的峰谷分时电价政策未按照国家确定的前提条件制定，由于电网企业负责调度，加之部分电网企业拥有调峰电厂，峰谷分时电价政策存在体制性的缺陷，发电企业无法自主选择在高峰时段多发,低谷时段少发。
2.优惠电价是由地方政府出台的、未经国家价格主管部门批准的对高耗能企业的一种变相补贴，导致发电企业上网电价降低，国家价格管理权限紊乱：国务院出台《关于进一步加大工作力度确保实现“十一五”节能减排目标的通知》精神，严格落实对高耗能企业差别电价政策，坚决纠正地方越权实施优惠电价，凡是自行对高耗能企业（包括多晶硅）实行电价优惠，或未经批准以电力用户与发电企业直接交易、双边交易等名义变相对高耗能企业实行优惠电价的，要立即停止执行。严肃查处电力企业不执行国家上网电价、脱硫电价政策的行为，有力促进经济结构调整和经济发展方式转变。
3.大用户直供电价国家明令禁止实行优惠电价后，地方政府假借大用户直供电名义继续对高耗能企业实行电价优惠，大用户直供电价必须经国家有关部门批准，大用户直供电价必须坚持自愿、平等协商的原则。凡是自行对高耗能企业（包括多晶硅）实行电价优惠，或未经批准以电力用户与发电企业直接交易、双边交易等名义变相对高耗能企业实行优惠电价的，要立即停止执行。不得假借大用户与发电企业直接交易等名义对高耗能企业实行优惠电价。未经国家批准，任何单位不得擅自进行试点。大用户直接交易试点要坚持企业自主协商的原则，禁止以大用户直接交易名义强制推行对特定企业的优惠电价政策。不得以政府名义制定交易价格，不得组织供需双方强行交易。
4.新机调试电价新机调试电价严重低于标杆电价，电网企业并未因此而降低销售电价。调试差额资金主要用于新建机组调试期间对新建机组提供服务（主要指备用服务）的补偿”。资金使用方案由所在电网企业商发电企业提出，报相应电力监管机构和当地政府有关部门备案。
5.跨省跨区送电电价电网企业出台跨区送电电价严重低于发电企业的标杆电价，受电地区并未因此而降低售电电价，实质是电网企业之间的内部关联交易，发电企业无发言权和知情权,被迫参与交易。
6.关停小火电替代电价，按照河南省发改委文件，应当执行标杆电价，但是，在实际执行中脱硫机组未考虑脱硫电价增加。
我国现在的电力行业发电行业基本上形成了竞争性市场结构，电网公司则输配售合一。而目前的上网电价结构并没有相应系统的安排，不能适应变化了的电力行业结构。表现在：已实行的上网侧峰谷电价并没有促进合理的上网电价结构形成。
三、完善我国电价政策体系的建议
关键词：电力改革，市场化，国际经验
0、引言
在世界各国都在如火如荼地进行电力市场化改革的时候，日本从上世纪90年代开始探讨电力放松管制和实施自由化。日本进行电力市场化改革除了受到国际电力市场化改革潮流的影响之外，国内各界对高电价的不满以及通讯、金融等行业放松管制的成功也起到了重要的推动作用。日本电力市场化改革的目标是在确保国家能源安全、保证电力长期稳定供应的前提下，通过引入新的电力供应商(特定规模电力企业，PPS)、建立公平竞争机制、逐步开放零售市场，以降低电价及提高服务水平。
1、日本电力市场化改革的主要内容和特点
1.1 主要内容
1.1.1 发电环节引入独立发电商
受日本国内要求解决电力高成本和缩小国内外电价差距的呼声，以及受国际上电信、电力等垄断行业放松规制改革潮流的影响，日本从20世纪90年代初开始正式讨论电力行业自由化问题。1995年，日本修订的电力法确立了独立发电企业IPP)的法律地位，初步放开了发电侧准入。
1.1.2 逐步实行售电侧放开
1999年，日本修改电力法，开放大宗用户的零售竞争。2000年3月允许容量2000kW及以上且供电电压20kV以上的用户自由选择供电商，这部分用户主要是大型工厂、商场和写字楼，占总用户比例的26%。2003年6月，日本又对电力法进行修订2004年4月，允许合同容量500kW以上且供电电压6kV以上的用户自由选择供电商。至此，可以自由选择供电商的用户的用电量占总用电量的比例达到40%。2005年4月，允许合同容量为50kW以上且供电电压6kV以上的用户自由选择供电商，至此，可以自由选择供电商的用户的用电量占总用电量的比例达到63%。2007年4月日本政府对是否开放50kW以下的用户和居民用户进行讨论。
1.1.3 废除“调拨供电费制度”
2005年4月，日本政府为了促进跨区交易的发展，实现用户可以不受供电服务区域的约束选择供电公司，作为政策性措施，废除了相当于我国过网送电费的“调拨供电费制度”。
如图1所示，在A电力公司经营区域的PPS向在C电力公司经营区域内的用户供电。在改革前，PPS需要向三家电力公司支付过网送电费：向A、B电力公司各支付0.3日元/(kW·h)，向C电力公司支付3日元/(kW·h)；而在改革后，PPS仅需要向C电力公司支付3日元/(kW·h)，原来需要分别向A、B电力公司支付的过网送电费，由C电力公司经营区域内的全体用户分摊。
1.1.4 建立电力批发交易市场
根据2003年2月日本经济产业省综合资源能源调查会电力事业分会报告精神，日本电力批发交易所(JEPX)于2003年11月成立。JEPX主要开展现货交易及长期合同交易，其成立的目的主要是形成并公布电力批发交易价格信号，建立有助于电力企业进行电源投资判断的机制以及为各电力企业调剂余缺提供交易的平台。
JEPX于2005年4月开始运行，截至2006年3月，市场交易电量合计为10.88亿kW·h，占日本同期总售电量的0.13%。其中，现货交易为9.38亿kW·h，占86%；长期合同交易1.5亿kW·h，占14%。参与交易必须首先成为JEPX的交易会员，截至2006年5月，JEPX共有交易会员29家。
1.1.5 成立输配电中立监管机构
根据2003年6月修改后的电力法，日本电力系统利用协会(ESCJ)于2004年2月成立，并于2004年6月被政府指定为日本唯一的“输配电等业务支援机构”，即中立监管机构。ESCJ由中立者(主要是教授、学者)、一般电力公司、PPS、电力批发公司、自备电厂等组成会员，以确保输配电业务的公平性、透明性和中立性。ESCJ日常管理工作主要由来自9大电力公司轮流派往的人员担当。
ESCJ主要开展5个方面的工作：负责制定电网扩建计划、电网运营及阻塞管理等方面的指导性规则(相关的详细规则由相关电力企业制定)；负责处理输配电业务方面的纠纷和投诉；负责跨区联络线的剩余容量管理、阻塞管理；负责公布联络线剩余容量、潮流、故障等信息；负责制定并日本全国的电力供求状况和电力可靠性评价报告书。
1.2 市场化改革后的日本电力工业结构
通过电力市场化改革，日本电力工业结构发生了较大变化。如图2所示，在发电环节，独立发电企业、趸售供电企业；电力公司和PPS通过参与电力批发交易市场，初步形成了发电侧市场竞争；在输配电环节，日本九大电力公司负责运行全国所有的输配电网，负责提供公平、公开的电网准人和过网送电服务；在售电环节，九大电力公司负责向各自区域内部50kW以下的管制用户供电，本地电力公司、其他地区电力公司、PPS均可对50kW以上的自由化用户供电，形成了零售竞争格局。
1.3 日本电力市场化改革的特点
从日本电力市场化改革的主要内容和历史进展来看，日本在维持九大电力公司发输配售一体化体制的同时，在发电侧和售电侧引入了市场竞争，其改革颇具特色。主要包括：
1.3.1 先立法、后改革
由于能源资源匮乏，所以日本政府对待电力市场化改革的态度非常谨慎，在每次实行电力市场化改革之前均对电力法进行修改，随后才实行相关的改革。在售电侧市场放开过程中，日本于1999和2003年两次修改电力法，于2000和2004年才开始实施相关的改革内容，确保了电力市场化改革的权威性、合法性。
1.3.2 维持九大电力公司垂直一体化体制
日本电力市场化改革的一个重要特点就是维持了九大电力公司的发输配售垂直一体化体制。这主要出于以下几个方面的考虑：一是确保能源安全。日本能源自给率较低，能源消费的80%依赖进口，因此，日本政府大力鼓励核电建设。政府认为，保持垂直一体化体制有利于在保持供电稳定的前提下促进核电的大力发展。二是确保电力安全稳定供应。首先，日本电力负荷全天变化剧烈，政府认为，垂直一体化的电力供应更有能力应对这种负荷的急剧变化。其次，日本为串联型电网系统，联络线上通过大电流时容易出现稳定问题，跨电力公司之间的大规模电力输送受到很大限制，各电力公司需要各自保持供需平衡。再次，由于日本电厂和输电线路建设周期长，缺电时无法立即追加供电能力，日本电力行业认为保持垂直一体化体制有利于确保安全稳定供电。三是协调厂网规划，提高输电线路利用效率。保持垂直一体化体制可以更好地协调电厂和电网建设规划，有利于开展整体的、有计划的发电和电网建设投资，也有利于有效利用昂贵的输电线路。目前，日本输电线的电流密度是其他国家的2—3倍。
1.3.3 进行了改革量化分析
日本是目前唯一对电力改革的各种模式做过量化分析的国家。在讨论日本电力自由化改革的过程中，日本电力中央研究所对日本电力公司垂直一体化体制的经济效益进行了定量分析。分析结果表明，相对于厂网分开体制，发输配售垂直一体化体制可以节省4%-14%的费用(9家电力公司平均为9%)。这一量化分析结果在日本选择电力改革方向时起到了一定的决策参考作用。
2、日本市场化改革的效果及政府评价
2.1 改革效果
2.1.1 电力公司与PPS的竞争日趋激烈
自2000年4月份以来，PPS售电量逐步增大，至2005年12月份，PPS售电量已接近10亿kW·h。在九大电力公司经营区域内，PPS在东京电力公司经营区域的市场份额最高，为4.11%。从用户电压等级看，9大电力公司和PPS对20kV以上高压用户的争夺尤其激烈，东京电力公司经营区域内8.27%的高压用户由PPS供电，其中主要是商业用户。
电力市场化改革之后，日本九大电力公司正在面临PPS较大的潜在竞争威胁。以东京电力公司为例，自售电侧市场放开以来，脱离东京电力公司的用户逐步增加，截至2006年9月1日，共有1500家用户、240万kW负荷脱离东京电力公司。目前，东京电力公司的30%的商业用户改由PPS供电。
根据日本PPS公布的电源建设计划，预计在2009年之前新建装机容量398万kW。其中，东京电力公司供电区域新建221万kW，关西电力公司供电区域内新建111万kW，东北电力公司供电区域内新建61万kW，九州电力公司供电区域内新建5万kW，其他电力公司经营区域内PPS没有新建电厂计划。随着PPS新建电厂的投产，日本电力公司与PPS的竞争将更加激烈。
2.1.2 用户电价逐步降低
日本实施电力市场化改革以来，虽然发电燃料成本及国际能源价格均大幅度上升，但日本的电价却有较大幅度的下降。东京电力公司2005年的电价水平比1996年的电价水平下降了27%。同时，东京电力公司也采取措施积极降低过网送电费，与2000年3月相比，东京电力公司2005年的高压用户过网送电费下降了23.2%；中压用户过网送电费下降了13%。在售电侧市场放开之前的1999年，日本工业电价为美国的3.7倍，英国的2.22倍，德国的2.5倍，意大利的1.66倍，韩国的3.12倍。而在电力市场化改革之后的2003年，日本工业电价仅为意大利的0.83，相对于其它国家，日本的工业电价也有很大幅度的降低。
2.1.3 供电可靠性维持在高水平
电力市场化改革以来，日本供电可靠性继续保持较高水平。东京电力公司2005年的户均平均停电时间为7min／a，停电次数为0.1次／a。电力市场化改革并没有影响供电可靠性。
电力-[飞诺网FENO.CN]
2.1.4 客户满意度提高
根据九州电力公司的调查结果，2005年度，自由化电力用户的满意度为52.2%，受管制电力用户的满意度为47.7%，全体用户的满意度为50.6%。对比可知，售电侧市场放开提高了客户满意度。
2.2 政府对改革的评价
2005年10月，日本经济产业省综合资源能源调查会电力事业分会编写了日本电力自由化改革评价报告。评价报告主要结论包括：
(1)基于效率的评价。电力市场化后，日本出现明显的电价下降。评价委员会通过基于计量经济学的定量分析认为，日本电价下降的40%源自电力市场化改革。(2)基于稳定供电的评价。评价委员会认为，虽然日本九大电力公司的电力建设投资自1995年以来持续下滑，在日本电力供需基本平稳的情况下，电能质量并没有受到影响。(3)基于环保的评价。电力市场化改革后，日本C02排放量并没有大量增加。另外，为了削减电力行业的C02排放量，九大电力公司、日本电源开发公司、日本核能开发公司等12家公司还制定并公布了“电力事业的环保行动计划”。评价委员会同时认为，在电力市场化改革后，由于PPS不负责电力供需的实时平衡，这将可能导致电力公司的备用不足。评价委员会认为，PPS应该和电力公司一起构筑能够确保稳定供电的机制。评价委员会同时建议进一步讨论目前阴向日本电力公司提供供需失衡补偿的问题。
3、对中国电力改革的启示
从日本电力市场化改革取得的实际效果来看，虽然看起来日本市场化改革措施非常保守和谨慎，维持了传统的发输配售一体化体制，仅从发电侧和售电侧引入竞争，但其市场化改革却非常成功，取得了政府、电力用户、电力行业内的企业、新进入电力行业的企业均比较满意的效果。深入分析研究日本在电力市场化改革中的得与失，对中国电力体制改革进一步科学、稳步向前推进有着重要的借鉴意义。他山之石，可以攻玉，对照日本电力市场化改革的做法和思路，认为中国电力市场化改革在如下方面还可以进一步改进和加强。
3.1 改革要结合国情，稳步推进
虽然从技术上看，全球电力工业具有高度同质性，但由于各国所处的经济发展阶段和具体国情、文化传统不同，各国的电力市场化改革所采取的模式差异甚大。
日本电力市场化改革就充分考虑到其能源短缺、国土狭小、环境保护和供电安全等具体国情，在经过深入探讨，并与政府、公众和电力企业达成共识，决定保持九大电力公司的发输配售垂直一体化体制的同时逐步实行售电侧放开。电力行业是关系国计民生的产业，电力行业改革必须在保证安全稳定的前提下稳步推进。中国的电力市场化改革要考虑中国经济高速增长、区域经济发展不平衡，要考虑跨区电网、城市电网和农村电网均急需大量投资、供电可靠性仍需大力提高的现状，在确保满足社会经济发展的电力需求、有效促进电力工业发展和安全稳定供电的前提下，在结合我国具体国情充分论证、达成共识基础上稳步推进电力改革。
3.2 改革应明确目标，立法先行
电力体制改革直接关系到行业的稳定健康发展，涉及千家万户的利益和社会经济发展。中国可以借鉴日本的经验，在每次实行重大改革之前，都首先制定新的法律或者修改法律，以法律的形式明确改革目标、步骤，随后再稳步推进。目前我国电力行业法律法规建设滞后于电力市场化改革，我国应首先针对已经完成的改革内容，对相关法律进行修订。随后，明确下一步电力市场化改革的目标，并将改革目标、步骤等纳入法律法规框架内。
3.3 改革应进行量化分析
在日本电力市场化改革过程中，量化分析起到了重要的作用。其中关于电力公司是否需要保持垂直一体化体制的量化分析结果表明，维持九大电力公司的垂直一体化体制可节省9%左右的费用；同时，在对电力市场化改革进行评价时，量化分析表明，日本电价降低的40%源自市场化改革。
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。
关键词：风能 弃风 对策
1 前言
人类利用风能的历史比较久远，中国是世界上最早利用风能的国家之一。直至工业社会初期，人们仅仅利用风能提水、灌溉、磨面和舂米，主要服务于农业生产，风能并未被视为重要能源而引起人们足够的重视。现代社会，常规能源的大量消耗和生态环境的不断恶化，使得人们不得不探求一种可持续的、环保的、安全的和易驾驭的新能源用以代替常规能源的消耗和减少对环境的影响，此时，风能重新回到人们的视野，风能作为新能源的一部分才重新有了长足的发展。
2 中国风资源分布及弃风状况概览
弃风是指风力发电机组（以下简称“风机”）处于正常可用的状态下，由于当地电网接纳能力不足，导致风电场出力受限，致使的部分风机被迫暂停或降低出力，进而舍弃可用风能资源的现象。
我国幅员辽阔，风资源较为丰富。据估算，我国的风资源总量约为16亿千瓦，主要集中在三北地区（东北、西北和华北北部）和东部沿海地区。由于东部沿海地区经济发达，电能需求大，且生产和生活受季节影响的周期性变化小，因而风电场弃风现象较少发生。三北地区，尤其是欠发达的省份，经济相对落后，电能需求少且电能外送受电网结构和电能交易政策的影响，往往难以实现，加之季节变化对生产和生活的影响，使得三北地区（尤其是吉林省）成为风电场弃风的重灾区。
3 弃风原因分析
3.1 电能供给与需求的不平衡
电能供给与需求的不平衡，是导致弃风的最主要原因。
以吉林省为例，从局部和整体的不同视角分别来分析电能供给与需求的不平衡问题。
从整体看，受吉林省经济发展放缓影响，全省供电负荷增长率逐月下降。一季度供电量同比增长为4.45%，二季度为0.36%，6月、7月和8月均为负增长。预计全年累计增长率可能为0或负增长。但吉林省发电装机总容量仍在持续增加，预计今年新增装机167.5万千瓦，同比增长8.37%。电力供大于求问题将会更为突出，风电接纳也将面临更大的困难。
3.2 风电场电能输出特性与用电负荷变化的反向相关性
3.3 输电能力不足和跨地区电能交易的政策影响
解决电能供给与需求不平衡的最直接、最有效的措施就是将富余的电能向外输送至用电负荷中心区域。此措施主要是受技术和市场交易两方面的制约和限制。
在技术方面，区域电网间的联络能力水平较低、网际间运行调度要求高且难度大、超高压输电线路的建设滞后等等因素均制约着电能的外送容量。
在市场交易方面，目前国内的电力交易以省内发电企业和省级电网公司交易和结算为主，跨省和跨区域乃至全国性的电力交易在技术操作和政策层面还不完善，电能的跨区域自由市场贸易局面尚未形成。
3.4 供热期风电消纳的困难加大
供热期是北方地区特有的周期性阶段，一般期间为每年10月至次年4月左右。吉林省电源结构的显著特点是供热机组多，供热机组装机容量占火电总装机的88%。供热是涉及民计民生的重大事项，供热期要首先确保供热机组的运行方式满足热负荷的要求，因此增大了风电的消纳难度。以2011年供热期为例，按照冬季运行最小方式开机，低谷火电机组最小出力远大于供电负荷，即便在风电场风机全停的情况下，电源负荷仍难以平衡。随着省内热电联产机组容量及其承担的采暖供热面积的大幅增加，保供热与风电消纳的矛盾将日益加大。
4 弃风对策的探讨
4.1 宏观调控与产业布局规划层面的对策
自1986 年山东荣成第一个示范风电场至2004年期间，中国的风电产业以平稳的步伐向前迈进。然而自2005年开始，我国的风电产业便以电闪雷鸣的速度迅猛发展，仅仅数年，我国风电装机容量即位居全球第一。在迅猛发展的背后，暴露出的是各级政府无视地方经济发展水平，缺乏产业布局规划，盲目发展包括风电在内的电源项目的急切心理和各发电企业无序竞争、重规模轻效益的经营理念。这是导致电能供给与需求极度失衡的根本原因之一。其中，政府的宏观调控和产业布局规划是领导因素，应在这两方面寻找对策，解决因供需失衡引起的弃风现象。
在宏观调控方面，各级政府和行业主管部门应立足本地区经济发展水平，结合本地区电能需求水平和可外送容量，并坚持适当超前的原则，统筹规划当地的电源项目建设。在产业布局规划方面，要以相关政策吸引高耗能项目向风资源丰富地区转移，使得风能就地消纳，进而实现电力供需平衡和减少外送容量。
4.2 经济杠杆调节层面的对策
运用经济杠杆的调节作用，就是根据国家或经济组织的既定目标，通过价格、税收、利率、补贴等经济政策，从生产、交换、分配、消费等方面对从事经济活动的经济单位和当事人造成有利条件或不利条件，以影响、调节、控制它们的经济活动。为了解决风电弃风现象，可以从以下三个方面发挥经济杠杆的调节作用。
第一，从用电价格方面进行调节。
电价是引导合理用电的最佳经济手段。除采用“阶梯电价”以提高能源效率外，还可以采取分时段的“峰谷电价”、季节性电价等价格引导方式以优化用电方式，进而改变负荷曲线的分布规律，使之尽量与风电场电能输出特性曲线相匹配，克服时段性和季节性供需失衡的现象。
与此同时，还可以针对北方取暖期间，采用“电取暖单列电价”，对取暖用电单独计量并给予电价上的优惠，以引导人们改变传统的取暖习惯，逐步增加电取暖所占的比例，从而缓解因供暖期间而给风电带来的消纳压力。
另外，还可以利用价格手段引导人们改变用电习惯，提升电炊具、电动汽车等电能替代产品和技术在终端能源消费市场的比重，提高社会对电能的消纳能力。
第二，从扶持蓄电产业方面进行调整。
目前电力系统的主要产业集中在发电、输电和供电环节，蓄电始终没有被视为电力系统的一个重要的环节而得到足够的重视。国家为鼓励新能源事业，在风电上网电价上给予补贴政策，这无疑是经济杠杆在风电快速发展的过程中起到了重要的推动作用。然而，电网的蓄电能力建设是解决风电与负荷反向相关特性的有效手段之一，因此国家应该将蓄电产业视作新能源产业的互补产业，在蓄电技术研发、设备制造、蓄电站运营等方面给予经济政策上的大力推动，例如税收和补贴。
第三，从风电利益分配方面进行调整
利用功利主义原理进行分析，就电力系统而言，解决风电弃风现象的直接利益获得者仅仅局限于风力发电企业，电网企业和其他常规能源企业在无利可图的情况下，在解决风电消纳的问题上，往往持消极态度，或者至少可以说持不积极的态度。如果将解决弃风问题所带来的利益按照一定的方式给予分配，或许可以激发电力系统内部自身消纳风电的潜力。而这种利益的分配则必须由国家政策来完成。
另一方面，既然国家在风电发电企业上网电价上给予补贴，能否对电网吸纳风电的行为亦给予补贴，以激发电网企业在保证系统稳定运行的前提下，深度挖掘电网吸纳风电的潜能。
4.3 技术层面的对策
以上所提到的各种应对策略，或多或少的依赖于技术上的可实现性。其中最主要的是电网运行技术和储能蓄电技术。在电网运行技术上，主要是不断探索在高比例接纳风电的情况下，如何提高电力系统的运行稳定性和调度的科学性，例如风电机组低电压穿越能力的实现、电力系统稳控装置的应用、风功率预测系统和多时段智能调度系统的应用等。同时还要提高电网调度管理水平，加强发电计划管理，科学安排电网运行方式。在储能蓄电方面要在技术应用上有所突破，例如超级电容储能、电化学储能、飞轮储能等，降低储能设备制造成本，挺高单位工程造价储能容量。
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。
国外配额制
国外配额制是一种通过市场机制实现的可再生能源发展政策，是一个国家（或地区）用法律的形式对可再生能源发电量在电力生产总量或消费总量中所占的份额进行强制性规定的一项政策，也是一项支持可再生能源发展的重要政策工具，目标是通过市场机制以最低的成本引导企业开发和利用可再生能源。
美国是世界上最早实施可再生能源配额制的国家之一，截至2010 年底，全球已有超过14个国家在全国范围内实施了配额制政策，一些国家在部分地区实施了配额制政策。在全球可再生能源开发利用规模较大的国家中，美国是配额制政策实施较为成功的国家，已有37个州实施了可再生能源配额制。
国外可再生能源配额制的实质是通过市场机制以最低的成本引导企业开发和利用可再生能源，根本是要解决可再生能源开发利用成本过高的问题，其作用与可再生能源固定电价政策类似。配额制政策并不只是提出一个配额目标，而是包括配套运作机制的完整政策体系。国外配额制政策具有两个基本特征：
一是基于绿色证书交易。强制配额制是要求电力企业必须生产或销售规定比例的可再生能源电量，同时，政府对企业生产或销售的可再生能源电量核发绿色交易证书，并通过绿色证书交易市场实现交易。承担配额制的企业既可以通过自己生产可再生能源，也可以通过买入可再生能源证书，或者二者并举履行义务。
在绿色证书交易机制下，电力企业可根据可再生能源生产成本和绿色证书价格，灵活选择合适的可再生能源产量和证书买入数量，从而实现成本最小化；同时，绿色证书交易大幅降低政府可再生能源补贴的确定、调整、筹集和分配等的管理成本。
二是基于电力市场。电力市场在配额制政策体系承担重要作用，配额制一般不需要进行价格补贴，可再生能源开发利用高成本主要通过电力市场实现用户分摊。电力企业为生产或收购可再生能源电力或购买交易证书付出的高成本，最终通过电力市场在电力用户的销售电价中消化。
从国外配额制政策要素来看，主要涉及以下几个方面。
其一，配额制政策一定有一个明确的总量目标，同时需要有配套的针对配额义务主体的目标分配机制。不同国家总量目标及分配机制不同。如英国，主要根据欧盟可再生能源发展目标确定逐年配额总量目标，并根据地区经济发展水平确定不同地区的差异化的配额指标，但同一地区内电力企业承担相同配额指标。美国加州以2001年配额比例为基准，以每年递增1%的方式确定总量目标，电力企业采用“存量+增量”方式承担不同配额指标。日本在分配地区配额指标的时候，还会考虑各地区电网条件的差异，在配额指标上乘以一个电网系数。
其二，从国外配额制实践来看，配额制政策实施中承担责任的主体是电力企业。配额制政策中，供电企业（发电企业）承担的义务是其收购（销售）的电量中可再生能源电量必须达到规定的比例，电力企业不是可再生能源消纳的责任主体，并没有承担可再生能源开发利用高成本的义务。实施配额制获得的环境和其他社会效益，受益者是全社会和全体公民，其高成本通过电力市场以销售电价的形式由全体电力消费者承担，配额义务的最终承担者是电力消费者。
其三，国外配额制政策成功实施的经验表明，电力市场运行机制、绿色证书交易机制以及考核机制构成配额制政策实施的运作机制，电力市场运行机制解决了可再生能源开发利用的激励问题，通过放开终端销售电价定价权，可再生能源开发利用的高成本能够疏导到电力消费者；绿色证书交易机制可引导以最低成本开发可再生能源；考核机制确保配额目标的实现。
中国制度设计
由于政策目标不同，电力管理体制不同，可再生能源政策环境不同，我国配额制政策设计应与国外有很大差别。
配额制政策的本质与固定上网电价政策相同，都是一项推动可再生能源开发利用的激励政策，着力点在于解决可再生能源开发利用的高成本问题，因此，配额制政策一般不与固定电价政策混用。与国外不同，我国针对风电和地面光伏电站均出台固定上网电价政策，对于可再生能源的开发，固定电价政策已充分发挥其激励作用，我国出台配额制的政策目标不是解决通过竞争降低可再生能源开发成本的问题，而是要解决可再生能源的消纳问题，也就是可再生能源利用成本高的问题。
由于电力管理体制与国外不同，我国各地方发电计划由各地方政府能源主管部门核定，因此，在我国配额制政策设计中，地方政府必须承担起可再生能源配额制消纳义务主体的责任，而发电企业和电网企业应作为配额制的实施义务主体。
配额总量目标根据国家合理控制能源消费总量和调整能源消费结构的宏观目标确定。对于配额指标的地区分配综合考虑消纳责任、消纳能力、发展潜力、电网布局等因素,以省为单位进行可再生能源电力配额指标分配，不同资源条件的省份承担的配额指标不同；同类型的省份承担同等的配额指标。
基于中国国情及配额制政策目标，中国配额制政策的实施应主要通过行政方式实施。各地方政府应充分发挥其在配额制政策实施的主导和协调作用，负责提出并落实本地区完成配额义务的具体实施方案，协调督促发电企业及电网企业完成配额义务。发电企业应根据经济和技术最优的原则，合理确定各类非水可再生能源发电项目的投资规模和建设时序，确保其配额义务的完成。电网企业应根据可再生能源配额总目标及其分配情况，合理确定可再生能源电力输送规划，在国家能源主管部门和地方政府的指导和协助下编制并落实可再生能源电力消纳市场，确保配额指标的完成。
需要怎样的政策
可再生能源发展中遇到的问题归根结底还是经济性的问题。目前，对于风电等可再生能源发电的开发成本高已得到了广泛认识，现有固定政策也较好解决了这一问题，但对于其由于出力特性导致的利用成本高，社会普遍认识不足，缺乏量化研究，导致目前可再生能源发电消纳问题突出。
我国配额制政策设计的目标是要解决可再生能源发电上网和市场消纳问题，也就是可再生能源发电利用问题。电力系统发、输、用同时完成的特点，决定了可再生能源发电利用涉及发电、输电及用电等各环节。需要政府、发电企业、电网企业的共同努力，特别是政府对于发电企业和电网企业的责任义务、经济利益的协调，以及对于用户用电行为的引导。
本文阐述了电力企业经济运行的特征和标志，分析了电力企业经济发展现状，提出了电力企业经济发展的对策。
【关键词】
电力企业 经济发展 现状 对策
电力企业是从事电力生产经营活动的工业企业，它通过由发电、变电、输电、配电等子系统构成的电力系统，进行电能的生产和销售，它实行独立经济核算，是独立的工商界的经济单位。电力产业改革既关系到电力产业自身的发展，也关系到国民经济的平稳运行和发展。
1、电力企业经济运行的特征和标志
随着电力技术的突破和提高，电力大规模生产带来了电力生产效率和投资收益的提高。电力企业的发展历史充分证明：在电力需求导向下，随着电力生产规模从小到大，电力企业经历了规模收益递增、不变、递减三个阶段。可以说电力经济是一种较为典型的规模经济。电力是一种技术高度集成的基础能源，在现代社会里它是公共产品，因此电力市场需求弹性与其他产品有着很大不同。从价格弹性特征看，电力作为城乡居民家用电器的动力，富有弹性：当电力价格变化时，引起电力需求量变动比较大；电力价格升高时，大多数居民将减少对电热水、空调等耗电量大的电器的需求及其使用时间；电力价格下调时，大多数居民将增加对电热水、空调等耗电量大的电器的需求及其使用时间。以电为动力的工业完全无弹性。不论电力价格变动与否，它们的生产线不会因电力价格的变动而停止或新增，因此它们对电力的需求量都会相对固定不变。
2、电力企业经济发展现状
2.1 电源结构不断调整和技术升级受到重视。核电建设取得进展，经过20年的努力，建成以秦山、大亚湾/岭澳、田湾为代表的三个核电基地，总装机容量达到了870万千瓦。高参数、大容量机组比重有所增加，到2010年将有10台以上100万千瓦超超临界机组投产。燃气蒸汽联合循环发电技术引进取得成果，目前约有近70套9F级燃机机组正在建设或前期准备中，2005年5月大陆首台9FA重型燃气蒸汽联合循环机组投入运行，燃气轮机的装机容量不久将达到3000万千瓦以上。
2.2 电源结构有待优化。一是煤电比重很高，近几年又增长较快，所占比重进一步提高，水电开发率较低，清洁发电装机总容量所占比例较小；二是20万千瓦及以下机组超过1亿千瓦（4403台），其中10万千瓦及以下有6570万千瓦（3993台），加之目前各地小机组关停步伐明显放缓、企业自备燃油机组增多，燃煤和燃油小机组仍占有过高比重，投入运行的60万千瓦及以上火电机组仅55台，大型机组为数较少；三是在运行空冷机组容量约500万千瓦，与三北缺水地区装机容量相比，所占比例低，其节水优势没有体现出来；四是热电联产机组少，城市集中供热普及率为27%；五是电源调峰能力不足，主要依靠燃煤火电机组降负荷运行，调峰经济性较差。
2.3 电网建设不断加强。随着电源容量的日益增长，我国电网规模不断扩大，电网建设得到了不断加强，特别是近十年来，电网建设得到了迅速发展，输变电容量逐年增加。并且，截至2005年7月，除海南外已经初步实现了全国联网，初步实现了跨区域资源的优化配置，区域电网间的电力电量交换更加频繁，交易类型出现了中长期、短期、超短期、可中断交易等多种模式，呈现多样化的良好局面，由于跨区跨省电力交易比较活跃，部分联网输电通道长期保持大功率送电。西电东送、全国联网工程对调剂电力余缺、缓解电力供应紧张和促进资源优化配置起到重要作用。
2.4 电力需求旺盛，发展潜力巨大。国民经济持续快速增长，对电力的拉动作用巨大。上世纪70年代起，我国基本处于长期严重缺电的局面，电力供应短缺是制约经济发展的主要瓶颈。随着电力工业快速发展，1997年开始实现了电力供需的基本平衡，部分地区供大于求。进入新世纪，随着我国实施西部大开发战略，实行积极财政政策和扩大内需的经济方针，国民经济持续发展，电力需求增长也屡创新高。
3、电力企业经济发展的对策
3.1 采取学习型管理模式完善经济理论。以组织学习作为学习型管理的基础，是企业经济与技术发展成功与否的关键因素。电力企业对于员工学习环境与学习型组织的引导创建，可通过对于学习平台进行有效地知识管理，从而达到员工与企业知识的积累与提高，达到强化学习的目的。电力企业必须首要制定全员学习任务的固定制度，同时用完善与严格的规程来保证与规范，通过学习型组织的创建来建立起网络化的组织结构。
3.2 加强合同管理。首先，电力企业领导要在思想上给予高度重视，紧抓施工合同管理同企业的计划管理、生产管理、组织管理。其次，要完善相关制度，建立合同实施保证体系，把合同责任制落实到具体的工程和人员。然后需要配备专人，对招标文件、投标文件、合同草案及合同风险进行全面分析与管理。并且，要健全合同的文档管理系统，除施工合同外还要对招标文件、投标文件、合同变更、预付款保函、工程保险等资料进行统一的收集、整理与存档，形成专业、系统的工作。
3.3 重视客户服务工作，实现供电资源调配机制。实现以客户服务为中心的供电资源调配机制。客户服务效率与品质的提升，需要指挥中心进行监控调度来实现，就此解决电力企业部门之间以及分县局间存在的沟通协调不便的问题，并且有利于为市场分析、预测提供信息数据支持。客户停电管理是指通过监控，减少供电方出现超时、重复性以及临时性的停电几率，避免客户由于停电时间造成的不便与经济损失，电力企业可以开展停电低压统计的到户工作。
3.4 电力企业的营销管理疏导电力价格矛盾。规范内部管理流程，实施过程控制是营销管理的核心，通过制定工作流程、明确员工岗位职责、实行营销员工绩效考核，开展营销业务稽查都营销管理工作必不可少的手段。我国应该抓住目前物价上涨趋缓、煤价有所回落的有利时机，抓紧研究和建立基于成本、能够充分反映供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的资源要素价格形成机制，加快电力市场化建设步伐，理顺煤电价格关系，促进电力和煤炭市场的规范发展。
3.5 优化电力结构，提高发展质量。国际金融危机的不断蔓延，使我国电力工业遭遇了寒冷的冬天，同时也给我国的电力工业结构调整带来了难得的机遇。我国应抓住机遇，大力发展核能、风能等清洁能源，逐步提高可再生能源比重。同时，还应不断优化发展火电，努力推进小火电关停工作，切实提高能源利用效率。
4、结束语
电力工业是国民经济的基础产业，为国民经济的发展提供动力支持。电力企业在我国社会经济发展中占据着十分重要的基础性地位，企业的竞争也随着信息化的高速发展和企业管理体系的不断健全而日益激烈。电力企业需要具备完善的经济理论与实践经验，要摆脱环境与资源约束，实现经济效益的跨越式发展。
作者简介：
李玲，女，汉族，大学本科，1973年出生，中级会计师，从事电力企业财务管理工作。
参考文献：
中图分类号： U469.72 文献标识码： A
1 引言
随着世界工业水平加速发展以及群众生活水平的不断提高，社会对汽车的需求量逐年增加；随着汽车产量和使用量的增加，社会对石油能源的依赖变得越来越严重。石油等不可再生能源的不断开采，将会带来能源枯竭，造成能源危机，与此同时，石油、煤炭等一次能源的消耗会增加碳的排放量，给环境保护带来挑战。为了减少石油等能源消耗，提高环境质量，汽车行业推出使用电池作为动力的电动汽车。随着电动汽车的发展，需要建设电动汽车的充换电服务网络为其提供电池充换电服务，这满足电动汽车运营的需求，为电动汽车发展提供基础保障。本文介绍了电动汽车充换电网络的整体架构，每一层的设计与实现，最后通过实际项目进行应用验证。
2 整体架构
电动汽车充换电服务网络通过智能电网、物联网和交通网的“三网”技术融合，实施信息化、自动化和网络化的“三化”管理，实现对电动汽车用户跨区域全覆盖的同网、同质和同价的充换电服务。电动汽车充换电服务网络按照分层设计方法将其分为终端层、网络层、系统层。
2.1 系统层
系统层主要有电动汽车运营管理系统，为电动汽车充换电服务提供全面业务管理和技术支持的软件系统，是实现电动汽车运营的必备要件。
2.2 网络层
网络层是连接终端层与系统层的纽带，其主要功能是实现电动汽车服务网络中各类站点（终端）与电动汽车运营管理系统的互联互通。
2.3 终端层
终端层是电动汽车实现运营的基础支撑，主要是指构成电动汽车充换电服务网络的基础设施及设备，包括电动汽车各类充换电站（集中充电站、电池配送站、电池更换站）、交流充电桩、电动汽车及其车载终端等设备。下文将重点阐述系统层、网络层及终端层中车载终端的设计与实现。
3 系统层设计
系统层的运营管理系统依托一体化数据交换平台和数据中心，完成国网总部、省之间的信息和数据交互，涵盖总部、省、地市和充换电站等四级应用，充分实现充换电服务网络运营的智能化管理，保障充换电服务网络运行高效、可靠、安全，为电动汽车提供智能、方便快捷的充换电服务。
3.1 系统物理部署架构
运营管理系统采用总部、省两级部署模式，能够符合总部、省、地市、站点不同层次运营管理的特点，满足统一建设、分步实施的要求，其物理部署架构设计如图 2 所示。
运营管理主要是监控和管理经营区域内电动汽车充换电服务网络的运营，汇集所辖区域的结算信息、运行信息以及客户信息等，并对这些信息提供海量存储。在深度分析的基础上，负责区域内全局性业务的决策和调度。同时，与营销业务应用系统、95598 供电服务系统、总部容灾系统以及 GIS 空间服务平台等进行信息交互的统一数据接口，并实现与英大智能支付卡系统的业务交互。
3.2 系统功能设计
运营管理系统，通过综合利用传感网、智能标签、全球定位系统（GPS）、地理信息系统（GIS）和无线宽带移动通信等先进技术，实现对电动汽车、动力电池、充电设施网络等资产的在线监控和全寿命周期管理，提供包括客户管理等各项功能，提升电动汽车运营管理的智能化水平，优化资源配置，确保电动汽车充换电服务等相关业务高效运行。
根据电动汽车充换电的管理需求，并考虑系统相应的扩展功能，该系统将功能分成了15个模块，每个模块则由若干个子模块组成，其中的主要关键模块功能如下所述。
3.3 数据采集管理
数据采集管理主要负责换电站、充电站和充电桩的数据采集。数据采集的方式主要分为主站主动采集和充换电站（桩）主动上报两种。支持GPRS、CDMA或网络的通讯方式，使充换电站（桩）实现与主站通讯，进行数据采集。
（1）换电站数据采集。①采集充电机的工作状态、温度、故障信号、功率、电压、电流等；②采集电池组温度、SOC、端电压、电流、电池故障信号等；③采集电池更换站供电系统的开关状态、保护信号、电压、电流、有功功率、无功功率、功率因素、电能计量信息等；④采集电池更换设备的位置、工作状态信息。
（2）充电站数据采集。可以采集充电站站内充电机电能量数据及充电交易记录、站内充电桩电能量数据及充电交易记录、充电电池状态信息、站内配电设备状态、有源滤波器数据、站内电表电能量等实时数据，采集视频、门禁、烟感等设备的数据。
（3）充电桩。可采集停车场等社会单位的每个充电桩的电压、电流、工作状态、充电交易记录等。
3.4 实时监控
结合GIS平台，在地图中为用户直观展现充电站、换电站、充电桩和GPS的实时监控信息。
（1）充电桩实时监控。系统提供充电桩实时监控数据的展示和召测功能，方便用户直观了解充电桩最近的运行情况。可监测和查看充电桩的电压、电流、充电状态、充电交易记录等。
（2）充电站实时监控。可查看充电站内充电机、有源滤波器、视频、安防等设备的实时监控信息，主要功能包括：充电站计量信息、充电机信息、充电桩信息、配电监测信息、谐波监测信息、视频监控信息。
（3）换电监控。可查看充换电站内充电机、电池箱、有源滤波器、视频、安防等设备的实时监控信息。
（4）GPS监测。系统预留GPS接口功能，通过电动汽车或电池上加装的GPS和物联网模块，对车辆进行自动识别和行驶状态实施监测，对电池进行定位和动态监测，既实现里程计算的功能，又能够确保车辆和电池安全。
（5）实时报警。可实现充电设备的实时告警，可根据不同类型按级别进行报警处理。
3.5车载GPS监测
为实现“里程计费”的运营模式，在电动汽车（和电池）上加装了GPS和物联网功能模块，对车辆进行自动识别和行驶状态实施监测，对电池进行定位和动态监测，既实现里程计算的功能，又能够确保车辆和电池安全。
电动汽车运管理运营中心可通过GPRS网络，实时接收车载GPS或物联网通信模块发送的数据，实现数据的采集、处理、存储、显示、查询、告警等功能；同时实现对车辆和电池的GPS定位，在GIS地图上实现对车辆的跟踪、查询等功能。
3.6 计量计费管理
用户电动汽车充电、换电池等业务都会产生用电费用。同样，换电站、充电站、充电桩对于供电企业来说，是一个用电用户，也会产生用电费用。计量计费管理就是为了把各种用电用户所产生的费用进行集中管理、集中计费。汇总和分析各种收费数据，为用户提供各种费用综合报表。计量计费管理根据计费类型不同提供各种类型的计费方法，以满足不用用户的需求。
（1）充电计费。主要是进行整车充电时提供的一种计费方式，系统可查询充电机、充电桩或每张充电卡每次充电所产生的费用。系统可为汽车充电提供多种充电方式，如汽车充电时间、充电电量、充电金额等。系统将以当次充电电量以及当前充电电度单价来计算充电费用。
（2）换电计费。换电计费是为电动汽车提供换电服务的的计费方式。计费实现是在电动汽车行驶过程中，通过车载电池GPS模块的处理，记录电动汽车行驶的里程，在汽车进行电池更换时，系统将通过读取车载电池GPS模块的里程数，根据里程数进行用电费用计算。
（3）账务管理。以充电交易计费记录、换电交易计费录为数据基础，提供各种收费数据的查询、统计和分析。可提供按用户为单位、按充电机为单位、或按充换电站为单位进行交易费用汇总，生成各种交易报表。以便用户分析全局运营账务情况。
3.7 换电管理
换电管理是为确保客户换电过程的有序进行，换电过程不但需要换电站内相关工作员操作系统，还需要车主的配合。其中主要的是对电池的查询和状态修改、新增详细的换电记录、实时更新电池状态。
换电过程管理主要是能及时的监控到电池的状态变化，可以监控到电池在使用还是在库存，如果在使用也可以监控到给谁或者给哪辆车在使用，如果是在库存，也能及时了解电池充电是否完成，是充满状态还是充电未完成状态，能全局监控电池和充电情况。
4 网络层设计
根据各类站点（终端）的实际情况，网络层采用符合站点（终端）实际需求的通信方式，为充换电服务网络中信息数据交互提供通道。
4.1 通信网络架构
通信网络能够为用户提供城市区域、省内城际和省际城际区域无缝的电动汽车服务，覆盖总部数据中心、省级数据中心以及各类站点（终端）。
4.2 通信通道设计
对各类站点（终端）的部署位置、通信需求进行综合分析，设计集中充电站、电池更换站、电池配送站、充电桩等的通信通道。
（1）集中充电站通信通道。集中充电站一般在 110/220 kV 变电站附近，该类站点作为电池集中充电和供应站点，数量较少，对安全性和实时性要求较高，采用自建光纤网络方式就近接入电源引入的 110/220kV 变电站传输网络节点。
（2）电池更换站通信通道。电池更换站分为城区和高速公路两种，城区电池更换站一般在交通枢纽、公共服务设施附近，高速公路电池更换站一般在服务区。电池更换站对安全性和实时性要求高，应采用自建电力光纤通信网络方式接入具备通信资源的 110/220 kV 变电站、35 kV 变电站和 10 kV 开闭所节点。对确实不具备自建网络条件的站点，可临时租用公网专线进行组网，在省级数据中心实现接入。
（3）电池配送站通信通道。电池配送站是电动汽车运营的末端服务站点，数量较多，分布在社区的公共停车场、公共设施附近，对安全性和实时性要求较高，可充分利用城区 10kV 配网光纤网络资源实现接入。可采用自建光纤网络就近接入城区 10kV 配电光纤网络；在不具备接入光纤网络的条件下，可以采用租用公网专线进行组网，并在省级数据中心实现接入。
（4）充电桩通信通道。充电桩是电动汽车运营网络的末端充电设施，数量多，位置分散，分布在社区停车场、公共设施停车场等位置，对安全性要求较高，实时性要求一般。在充电桩区域不具备电力 0.4kV终端通信接入网络（如电力光纤到户网络）或 TD-LTE 电力宽带无线专网资源时，租用公网无线方式进行组网；在具备相关资源时，采用自建专网接入 0.4kV 终端通信网络。
5 车载终端设计
5.1 工作原理
电动汽车车载终端部署在电动汽车内部，需要与车内整车控制系统及后台管理中心的运营管理系统进行信息交互。电动汽车内部网络使用 CAN 总线作为基本通信总线，采用总线型与星型相结合的网络拓扑结构连接传感器，通过车载网络可进行汽车控制以及实现车内数据交换和信息共享。车载终端可以接入整车的 CAN 网络，与整车控制系统互连，实时获取车及电池等相关信息；通过内置的 GPRS/3G 通信模块实现与运营后台系统的信息交互。
6 应用实例
电动汽车充换电服务网络已在苏沪杭城际互联示范工程得到应用，通过验收已正式投运上线。在苏沪杭互联示范工程建设中，依托苏沪杭之间高速公路配套基础设施，建成 9 座智能充换电站，其中浙江 4 座，江苏 3 座，上海 2 座。工程所涉及的上海、苏州和杭州 9 个智能充换电站全部通过验收，标志着我国第一个跨省区电动汽车城际互联工程竣工，并具备投运条件。苏沪杭城际互联示范工程实现了华东地区和苏沪杭三地的电动汽车充换电服务网络互联互通，形成融合运营与管理的信息通信网。工程分别在苏州和上海、杭州部署总部级、省级运营管理系统，涉及 3 个省市充换电业务的互联运营与清分结算。该电动汽车充换电服务网络应用满足了电动汽车运营的跨城际、跨区域要求，为充换电服务网络的运营提供强力支撑，作为国家电网公司打造的电动汽车智能充换电网络的精品工程，为电动汽车在苏沪杭地区的跨城际交通创造条件，并将推动苏沪杭地区电动汽车产业的发展。
7 结论
本文给出基于分层设计方法的电动汽车充换电网络整体架构，对电动汽车充换电网络的系统层、网络层和终端层做了详细设计说明。最后介绍了国网公司电动汽车智能充换电网络试点工程项目，该项目采用本文所述的架构和设计方法，实现了电动汽车跨区、跨城际的运营功能，目前运行稳定，为电动汽车在全国范围内推广奠定了良好的基础，促进了电动汽车产业的发展。 参考文献
智能电网是推动新产业革命的核心力量
目前，全球已进入由新能源引领的能源革命时期，即第四次产业革命。智能电网的建设将会拉动相关工业产业的发展，推动全社会的产业升级，是推动新一轮产业革命的核心力量。智能电网的本质就是能源替代、兼容利用和互动经济，是最先进的通讯、IT、能源、新材料、传感器等产业的集成，也是配电网技术、网络技术、通信技术、传感器技术、电力电子技术、储能技术的合成，对于推动新产业革命具有直接的综合效果。
智能电网已被我国列入“十二五”新兴能源产业重点扶持的十大领域之一。智能电网的建设将直接推动信息、通讯、芯片制造、自动化控制设备以及电子仪器仪表等高科技产业的发展，同时将拉动电动汽车、汽车充电电池、轨道交通设备等行业的发展。此外，还将推动相关的服务和金融产业发展，如智能技术交易服务、工程设计咨询服务、工程融资和碳交易等现代服务产业。
智能电网是发展低碳经济的核心环节
低碳的电力服务是低碳经济的基础，具备坚强、自愈、兼容、经济、集成、优化等要素的智能电网，是实现低碳电力的核心环节。
传统电网存在不支持大规模间歇性电源与分布式电源接入、输电损失巨大且用户间无法互动等问题，因而无法满足新能源发展的要求，智能电网应运而生。风电、太阳能发电等新能源的应用，近年来在国内日益受到重视，但由于风力的强弱随时可能变化、太阳的光照强度也会随天气而改变，这两种发电方式产生的电能时强时弱，故而不能保证其联网输电的稳定性。可以说，智能电网与新能源是相辅相成、缺一不可的，没有新能源的发展，就没有发展智能电网的必要；没有智能电网，新能源的规模利用也是不可能的。
智能电网是电力系统发展变革的最新动向
随着经济的发展、社会的进步、科技和信息化水平的提高以及全球资源和环境问题的日益突出，电网发展面临新课题和新挑战。依靠现代信息、通信和控制技术，积极发展智能电网，适应未来可持续发展的要求，已成为国际电力工业积极应对未来挑战的共同选择。
智能电网将发电厂、高压输电网、中低压配电网、用户等传统电网中层级清晰的个体，无缝的整合在一起，使用新一代的智能控制系统、决策支持系统，将实现电力流、信息流的受控双向流动。实质上，智能电网也是利用网络效用，实现最低的成本和最可靠、最高效的电力服务。
智能电网是我国应对能源环境问题的重要手段
我国能源问题严峻
我国能源环境问题较为严峻，能源紧缺、分布不均、能耗过大和温室气体排放过量对可持续发展构成威胁，主要包括以下几个方面：1)能耗大，能效低。2009年，我国一次能源消费量高居世界第二，同时是过去10年里能源消耗增长最快的国家；2)人均资源匮乏。作为一个制造业大国人均能源消费仅为世界平均水平的73％；3)温室气体和有害物排放量大。目前我国已是世界第一大温室气体排放国，同时也是二氧化硫排放第一大国；4)能源分布不均。清洁能源是未来开发的重点，但我国未来可开发的水力资源主要分布在西南；陆上风能资源则集中在三北地区；核电站由于冷却技术限制，当前我国已建和在建核电均在东南沿海。主要负荷中心却是华北、华东和华中，距主要能源基地大约为800-3000km。富集风能、太阳能、水能资源于一体的到主要负荷区的距离更是超过3000km。
智能电网是应对能源环境问题的有力措施
智能电网的建设可以提高能源传输效率，接纳更多的清洁能源，从时间和空间上优化能源配置，对于节能减排作用重大。
1、推动能源结构调整、提高清洁能源比重。清洁能源存在固有的缺陷，如水电受季节和来水量影响较大；核电调峰能力差；风、光具有不确定性和间歇性的特点，同时电能质量较差。这些问题造成当前电网无法大规模接纳新能源，因此需要更加灵活稳定的智能电网。
2、优化能源传输体系。坚强智能电网构建了特高压和直流输电的电力高速公路网，减轻铁路、公路运输压力，同时使得风、光、水等难以运输的一次能源能够跨区优化配置。
3、提高能源使用效率。智能电网可从各个环节来降低损耗，尤其是输变电环节和配电环节的线路和变压器损耗。改善手段主要包括特高压输电、直流输电和柔性输电、配电网优化布局、智能无功补偿、节能变压器和非晶合金变压器的应用等。
我国智能电网建设现状
智能电网进行时，规划标准相继出台。《智能电网技术标准体系规划》和《智能电网关键设备(系统)研制规划》已于今年6月正式。其中《智能电网技术标准体系规划》是用于指导国家电网公司智能电网企业标准编制工作的纲领性文件和技术指南。该规划在中国首次系统地提出了包括8个专业分支、26个技术领域、92个标准系列的智能电网技术标准体系；《智能电网关键设备(系统)研制规划》在中国首次系统地提出了包括7个技术领域、28个技术专题和137项关键设备的研制规划。
当前我国的智能电网还处于研究和实验阶段，智能化投资主要体现在前后两批25个试点工程以及智能电表、充电桩等基础设施上。而试点工程建成后需要有至少1-的观察期和反馈期才可能投入实用。因此大规模智能化建设在2012年以后会逐步启动，技术难度较大和投入成本较高的项目则要等到2016年以后，我国智能电网将沿着由坚强到智能的路线逐步推进。
智网细分行业的投资机会
特高压建设是基础
“坚强”和“智能”是坚强智能电网的基本内涵，只有形成坚强网架结构，构建“坚强”的基础，才能实现互动化的“智能”技术特征，因此特高压输电网是建设我国智能电网的基础。我国主要能源基地分布、负荷中心分布于国土的西部、东部，之间距离长达800-3000km，长距离低损耗送电是我国电网必须解决的问题，特高压作为骨干电网正解决了这个问题。
2010-2020年特高压输电网总投资将超过6000亿元。按照国网的规划，到2020年，中国将形成以“三华”(华北、华中、华东)特高压同步电网为受端，东北特高压电网、西北750千伏电网为送端，联接各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大型可再生能源基地
的“一特四大”坚强电网结构，跨区、跨国输电能力达到4.2亿千瓦，其高压承载部分达到3.5亿千瓦。
配电自动化是重中之重
配电自动化是提高供电可靠性和供电质量、扩大供电能力、实现配电网高效经济运行的重要手段。智能电网的投资构成中(不考虑大规模储能装置)，配网自动化和用户侧系统将占40％，智能变电站占20％、智能调度占15％、柔性输电系统(含清洁能源接入侧设备)占10％，其他投资占15％，可见配电网自动化将是智能电网建设的重中之重。
我国配网自动化处于初级阶段。国内城市配网馈线自动化率不足10％，而国外配网自动化的比例达到60-70％，未来市场空间广阔。配网自动化建设即将进入高峰期，预计有接近10个城市进入试点。从长期看，一旦大城市试点成功，势必向二、三级城市推广，未来可能进一步深入到县的级别。每个城市配网自动化总投资在4.5亿元之间，保守按照年均10个城市进行改造，预计年均市场容量在45亿元左右，未来5年将是配网自动化投资的高峰期。
柔性输电提升效率与可靠性
输电环节的智能化主要是指柔性输电的应用和发展。柔性输电技术将电力电子技术广泛应用于输电环节，实现对输电系统的主要参数进行灵活快速的适时控制，进而实现电能的合理分配，降低功率损耗和发电成本，大幅度提高系统稳定和可靠性。
新能源发电的发展、电力市场改革构成柔性输电设备市场的双重推动因素。一方面，新能源发电的不稳定性直接导致未来电网电能质量和安全受到极大挑战；另一方面，电力市场改革导致发电、输电分离，输电运行和投资风险和不确定性等级的显著增加。应对这两方面挑战，电网企业需要在输电系统引入更大的灵活性，即要引入柔性输电系统。
智能变电站是坚强节点
从数字化变电站走向智能变电站，标志着智能电网的全面建设。智能变电站具有更广的适用范围及更好的发展前景，将取代常规变电站和数字化变电站，构成智能电网的最关键节点单元，最终和其他电网智能化设备一起，构成整张智能电网。
2010-2020年智能变电站建设将带来1500亿元以上的市场需求。目前全国共有110kv以上变电站超过23000座，按5％的保守增长率假设，到2020年，全国110kv以上变电站将达到32000座以上。预计到2020年，全部重点变电站将实现智能化改造，带来总计1500亿元以上的市场需求。
智能用电：外延市场更为乐观
智能用电拥有丰富的外延市场，如汽车充电站建设将在2015年之后迎来，再如节能减排政策带来的合同能源管理，再如基于Web的电力服务、智能用电软件，外延市场的总容量将远远高于智能电表、用电信息采集系统等基础智能用电设备的市场容量。
我国政府出台了明确的产业政策支持发展电动汽车。预计到2020年，电动汽车保有量占汽车保有总量的10-15％，将达到1500万辆以上。按照国网及其他建设主体(中石油、中石化等)规划，未来10年充电站直接相关的电力设备市场需求就将超过120亿元。随着未来电动汽车的普及，未来3 5年充电站市场的年均增速可达到50-100％，汽车充电站的建设将在2015年之后。
智能调度：从信息化走向智能化
关键词：碳排放系数；碳排放权；配额分配；Cournot模型
DOI：10.13956/j.ss.1001-8409.2017.01.17
中图分类号：F1245；F224 文献标识码：A 文章编号：1001-8409（2017）01-0076-05
Abstract： According to the carbon emissions factors， this paper classifies generator units into two categories， these are high and low emission units. And then， it establishes the Cournot game model based on the allocation policy and gives its analytical solution. Based on these， it analyzes the influence of electricity generation， carbon emissions and market price about different carbon emissions factors. Model analysis results show that， the quota allocation policy focusing on the low emission units has a stronger incentive utility， it would be better to protect low emission units in the promise of reducing emissions and promote the units to carry out low carbon technology transformation.
Key words：carbon emissions factor； carbon emission permit； quota allocation； Cournot model
近年来，温室气体排放导致的全球变暖问题已经在世界范围内引起高度重视。《京都协议》的签订是各国政府努力保护地球以实现可持续发展的标志。为了达到《京都协议》中的减排目标，各国政府纷纷设计和实施碳减排机制，努力减少温室气体排放，缓解大气压力。发达国家所推行的“总量管制与排放交易”则被认为是减少CO2排放，实现低碳发展的有效措施。而碳排放权配额的初始分配是推行该方案的重要前提[1～3]。对于我国而言，电力行业作为国民经济和社会发展过程中最重要的基础能源产业，是主要的碳排放部门，也是碳排放权交易的市场主体。低碳发展已经对电力系统运行和规划的各个方面产生了显著影响。因此，在低碳经济的背景下，电力行业内部如何将初始碳排放权在各发电机组之间进行合理分配显得尤为重要。
目前，已有不少专家和学者针对电力行业的初始碳排放权分配问题进行研究。曾鸣等以传统碳排放权初始分配模型为基础，结合我国电力行业的特点，考虑公平性因素的同时，提出了一种碳排放权可调分配机制，最大限度地削减了市场的作用[4]。而Xie等应用最小二乘法，研究多准则情况下电力行业碳排放权的初始分配问题[5]。Zhou等研究了不同初始碳排放权分配规则下，碳排放权交易所带来的潜在效益和补偿对发电企业的影响情况[6]。李保卫等针对电力跨区输送的碳排放产权界定问题，从公平性角度出发，结合电力系统的传输特性，建立了电力排放区域分摊的碳流追踪模型，算例分析验证了上述方法的正确性和可行性[7]。宋旭东等基于区域比较的初始碳排放权分配机制，构建了低碳电源规划模型，并从低碳政策、低碳技术和低碳市场三个方面分析了低碳因素对电源规划的影响[8]。宋旭东、袁博、Paul等从公平性和效率的角度出发，去探究电力行业的初始碳排放权分配问题[9～11]。齐绍洲等对比分析了目前实践中主要采用的初始碳排放权分配模式的优缺点[12]。王敬敏等利用数据包络分析模型对现有的基于发电绩效的电力行业初始碳排放权分配模式进行评价，并认为该分配方式兼具公平性和有效性[13]。谭忠富等通过构建不同优化目标下的机组组合模型探究初始碳排放权分配对发电权交易的影响程度，并认为适当向高能效机组倾斜的初始碳排放喾峙浞绞浇有利于推动发电权交易的进行，同时能够提高大容量机组的利用效率[14]。骆跃军等在对电力行业几种初始碳排放权分配方法进行系统探究的基础上，提出了历史分配法与基准分配法的加权平均分配法，用于保证初始碳排放权分配的相对公平[15]。陈勇等在考虑效益原则、优化电源结构原则以及有利于国家政策实施的基础上，构建了包括机组分配与电厂集团分配的两步骤电力碳排放权初始模型[16]。梅天华等基于加总原理和投票选举机制建立了电力行业的初始碳排放权分配模型，并通过程序公平机制和迭代机制解决了分配的公平性和有效性问题，最后通过算例分析验证了所建模型的正确性[17]。此外，梅天华等又根据“基本共识基础上的折中”理念，将历史排放赤字分摊和总量削减因素纳入到当前初始碳排放权的分配体系，并通过一致性约束建立了考虑历史排放的电力行业初始碳排放权分配模型[18]。上述文献对电力行业的初始碳排放权分配问题做了大量研究，并取得了一定的成果。但是，现有研究并没有考虑到初始碳排放权分配对具有不同碳排放系数的发电机组生产决策的影响情况，更没有考虑到初始配额分配对于降低机组碳排放系数的激励作用。
基于以上分析，本文以减排和激励发电机组降低碳排放系数为目的，考虑在电力市场中仅存在两个竞争的发电机组：发电机组1和发电机组2，并假定发电机组1为高排机组，发电机组2为低排机组。针对具有不同碳排放系数的两个发电机组，引入差异化的碳排放权配额分配策略，构建了基于差异化分配的Cournot博弈模型。
1问题假设与描述
11基本假设
考虑在一个相对独立的电力市场区域中，有两个碳排放系数不同的发电机组同时生产无差异、可替代的电能。假定在该市场区域内，市场出清电价受供需关系的影响，并且随着社会总供给量的不断增加，市场出清价格将逐渐降低，即：
p=α-βQ（1）
其中p表示市场出清电价；α、β分别为逆需求函数的截距和斜率且均大于0；Q为社会总供给量，Q=q1+q2，其中qi（i=1，2）表示第i个机组的发电量。
假设两个发电机组有足够的生产能力，但是单位电能的生产成本和碳排放系数（生产单位电能所产生的碳排放量）不同，碳排放系数大的发电机组称为高排机组，碳排放系数小的发电机组称为低排机组。一般情况下认为，单位电能的生产成本与碳排放系数之间存在负相关性，假设发电机组1为高排机组，单位电能生产成本为c1，碳排放系数为k1；发电机组2为低排机组，单位电能生产成本为c2，碳排放系数为k2，则有c1k2。
此外，由于针对碳减排问题进行技术改造需要一定的时间成本，因此假设在该博弈周期内两个发电机组的单位生产成本和碳排放系数均保持不变。
12初始碳排放权分配
目前，电力行业的初始碳排放权配额分配方式主要有固定价格出售、竞价拍卖和免费分配等[19]。其中免费分配方式又包括历史法和基准法。由于发电机组在正常生产过程中需要排放一定量的CO2，如果在碳排放权交易制度建立初期直接要求发电机组为其碳排放量买单，将导致发电机组生产成本突然增加，从而引起发电机组对碳排放权交易制度的抵制情绪，影响碳排放权交易政策的实施。因此，在碳排放权交易制度建立初期大都采用基于历史碳排放量的免费分配方式。针对当前我国碳排放权交易市场正处于试点阶段，本文主要探讨基于历史碳排放量的电力行业初始碳排放权免费分配方案，并将发电机组在无碳排放权配额约束下的Cournot均衡结果作为基准碳排放量。
在具体分配上采用差异化的初始碳排放权配额分配方案，对于碳排放系数不同的发电机组具有不同的减排要求。碳排放权配额分配量小于基准碳排放量时称为严格配额分配方案；碳排放权配额分配量大于基准碳排放量时称为宽松配额分配方案。发电机组在根据竞争对手的当前发电量，单方面不考虑碳排放权配额约束时基于Cournot模型的最优发电量称为即时均衡产量。此外，假设各发电机组的碳排放权配额是公共信息。
2无碳排放权配额约束时的Cournot模型
在发电机组没有受到碳排放权配额约束时，记为基准策略，用上标N表示。此时，两个发电机组的碳排放量不受约束，发电机组只需要根据自身的成本信息及市场情况进行生产决策，两个发电机组的利润最优化问题可以描述为：
是说当发电机组不受碳排放权配额约束时，高排机组由于具有先天的生产成本优势，其发电量和利润都大于低排机组，而碳排放量也相对较大。这种情况下将导致低排机组的碳减排成本无法有效分摊，进而影响其进行低碳生产的积极性，同时也使高排机组缺乏降低碳排放系数的积极性。
3碳排放权配额约束下的Cournot模型
本节中分析差异化初始碳排放权配额分配策略下双寡头竞争的Cournot均衡情况。当存在初始碳排放权配额约束时，用上标Y表示。此时，两个发电机组的生产决策都将受到初始碳排放权配额的影响，用Gi（i=1，2）表示第i个发电机组的初始碳排放权配额，则两个发电机组的最优决策为：
由此可知，在策略2的配额约束下，高排机组将在基准发电量的基础上通过减少发电量来降低碳排放量，用完所有的碳排放权配额；而低排机组将在基准发电量的基础上通过增加发电量来使自身利润达到最大化，同时碳排放量也会随着发电量的增加而增加，两者的变化率为-12，过多的碳排放权配额将不会用于生产。
比较策略2和基准策略下的均衡结果可知，当针对低排机组实施宽松配额约束，针对高排机组实施严格配额约束时，社会总的发电量和总的碳排放量将减少，市场出清电价将增加。因此，在策略2的配额约束下，国家和政府实施的碳减排控制机制将发挥作用，达到减排的目的。同时给与低排机组宽松的碳排放权配额，以此作为“共同但有区别的责任”的体现以激励低排机组进行低碳生产，同时促进高排机组通过减排技术改造向低排机组转移。
（3）当λ1=0，λ2>0时，记为策略3，用上标Y3表示。此时发电机组1的碳排放量榭硭膳涠钤际，发电机组2的碳排放量为严格配额约束，这意味着发电机组1的初始碳排放权配额大于其即时均衡碳排放量，而发电机组2的初始碳排放权配额小于其基准碳排放量，因此有G1≥k1qY11，0≤G2
由此可知，在策略3的配额约束下，低排机组将在基准发电量的基础上通过减少发电量来降低碳排放量，用完所有的碳排放权配额；而高排机组将在基准发电量的基础上通过增加发电量来提高自身利润，同时碳排放量也会随着发电量的增加而增加，两个机组发电量的变化率为-12。
当针对高排机组实施宽松配额约束，针对低排机组实施严格配额约束时，社会总的发电量将有所减少，市场出清电价将逐渐增加；总的碳排放量情况受碳排放系数的影响，在k1≥2k2时，总的碳排放量将超过未实施碳排放权配额约束时的碳排放量，碳减排控制机制失效，无法达到减排目的；而在k1
在策略3的碳配额约束下，虽然在k1
由此可知，当两个发电机组的碳排放量都为严格配额约束时，两个发电机组都将按给定的初始碳排放权配额进行发电生产，总的发电量减少，市场出清电价上升，市场总的碳排放量为初始碳排放权配额之和。情形1中，在严格控制高排机组碳排放权配额的基础上，要求低排机组承担较小的减排工作，可以达到减少社会总碳排放量的目的。同时，将进一步激发两类发电机组进行低碳改造和低碳生产的积极性。情形2中，在严格控制低排机组碳排放权配额的基础上，要求高排机组承担较小的减排工作，社会总的碳排放量不一定减少，反而将进一步损害低排机组的利润，使低排机组具有向高排机组转移的内在动力，形成反向激励。情形3中，严格控制两个发电机组的碳排放权配额小于其基准碳排量，此时，两个发电机组的发电量和碳排放量都会减少，能够达到减排目的。但是均等比例的配额要求无法体现低排机组的优势，同时由于低排机组的单位发电成本较高，更不利于低排机组的生产发展，因此，无法实现对高排机组的激励作用。
4结论
本文对电力行业初始碳排放权分配策略的研究结果表明，在高排机组严格控制配额分配的基础上，对低排机组宽松的配额分配策略具有更强的减排激励作用，能够在减少总的碳排放量的同时激发低排机组进行低碳生产的积极性，促进高排机组通过减排技术改造向低排机组转移。
上述结论对今后我国电力行业初始碳排放权分配策略的制定及国家碳减排政策的实施具有一定的指导作用。政府在制定碳排放权分配机制时，适当侧重低排机组的差异化初始碳排放权分配策略，在降低碳排放量的同时，更好地激发机组进行减排技术改造的积极性。另外，需要指出的是，本文的研究结论是在假设电力市场中仅存在两个竞争发电机组的情况下得出的；当电力市场环境中存在多个竞争发电机组时，很可能会得到不一样的结论。所以多个竞争发电机组共存情况下的初始碳排放权分配问题将作为后续进一步的研究方向。
参考文献：
[1]Toblas A P， Christian A， Kristian L. Allocation of CO2 Emission Permits-economic Incentives for Emission Reductions in Developing Countries[J]. Energy Policy， 2006， 34（14）： 1889-1899.
[2]Hu Zhaoguang， Zhou Jinghong， Tan Xiaodong， et al. A Loe-carbon Electricity Model： Integrated Resource Strategic Planning and its Application[C].2010 IEEE Power and Energy Society General Meeting. Minneapolis， MN， USA， 2010.1-7.
[3]Raymond R T， Dominic C Y F. Pinch Analysis Approach to Carbon-constrained Energy Sector Planning[J]. Energy， 2007， 32（8）：1422-1429.
[4]曾鸣，马向春，杨玲玲.电力市场碳排放权可调分配机制设计与分析[J].电网技术，2010，34（5）：141-145.
[5]Xie J， Wei X， Lu Y， et al. Emission-constrained Optimal Generation Scheduling Incorporating Equity Principles[J]. IET Generation， Transmission & Distribution， 2010， 4（2）：201-210.
[6]Zhou Xun， Geoff J， Ariel L， et al. Partial Carbon Permits Allocation of Potential Emission Trading Scheme in Australian Electricity Market[J]. IEEE Trans on Power Systems， 2010， 25（1）：543-553.
[7]李保卫，胡泽春，宋永华，王广辉.电力碳排放区域分摊的原则与模型[J].电网技术，2012，36（7）：12-18.
[8]宋旭东，向铁元，熊虎，徐智.考虑碳排放权分配的低碳电源规划[J].电力系统自动化， 2012，36（19）：47-52.
[9]宋旭东，莫娟，向铁元.电力行业碳排放权的初始分配机制[J].电力自动化设备，2013，33（1）44-49.
[10]袁溥，李宽强.碳排放交易制度下我国初始排放权分配方式研究[J].国际经贸探索，2011，27（3）：78-82.
[11]Paul G H， Alice S Y C， Rasmus K. China and Climate Justice： Moving beyond Statism[J]. International Environmental Agreements， 2013（13）：291-305.
[12]齐绍洲，王班班.碳交易初始配额分配模式与方法的比较分析[J].武汉大学学报哲学社会科学版，2013，66（5）： 19-28.
[13]王敬敏，薛雨田.基于数据包络分析的电力行业碳排放权配额初始分配效率研究[J].中国电力，2013，46（10）： 146-150.
[14]谭忠富，宋艺航，何楠，张会娟.碳排放权初始分配对发电权交易的影响分析模型[J].华东电力，2013，41（11）： 2360-2364.
[15]骆跃军，骆志刚，赵黛青.电力行业的碳排放权交易机制研究[J].环境科学与技术，2014，37（6）：329-333.
[16]陈勇，王济干，张婕.区域电力碳排放权初始分配模型[J].科技管理研究，2016（1）：229-234.
[17]梅天华，谢俊，甘德强.基于求偿权的电力碳排放权多准则分配机制[J].电网技术，2016，40（2）：419-424.
