時間：2023-06-11 09:32:29
開篇：寫作不僅是一種記錄，更是一種創造，它讓我們能夠捕捉那些稍縱即逝的靈感，將它們永久地定格在紙上。下面是小編精心整理的12篇跨區電力交易，希望這些內容能成為您創作過程中的良師益友，陪伴您不斷探索和進步。
作為新電改的第四個配套文件，華北電力大學教授，能源與電力經濟研究咨詢中心主任曾鳴告訴《中國經濟信息》記者，“其明確了通過市場來確定電能交易的量和價，符合本次電改的總體思路，將鼓勵具備條件的省份在相關職能部門的指導下建立規范的跨省跨區電力市場交易機制。”標志著即深圳等地區電價向市場化邁進后，跨省區交易率先實現市場化。
跨省區輸電率先市場化
在中國，跨省區輸電的規模正日益擴大。“北電南送”和“西電東送”等工程已經是人們耳熟能詳的。僅去年一年，我國的跨省區送電量就已經達到1.12萬億千瓦時（俗稱“度”），是全年全社會用電總量的五分之一。隨著電能跨省區流動逐年增加，也暴露出我國送受電結構不合理、輸送費用標準不合理、需研究補償機制等問題。
市場化被認為是解決上述問題的有效途徑。《通知》要求，首先，送電與受電市場主體要通過協商或者市場化的交易方式確定電能交易的規模即電量，以及價格，并建立起相應的價格調整機制。同時，對于新建送電項目的業主和電價，鼓勵在競爭中形成。其次，鼓勵以中長期的合同形式確定送受電雙方的電量交易，并建立價格調整機制。最后，由于之前國家已經核定了部分跨省區電能交易的送電價格，此后可以由送受電雙方自行協商并重新確定價格，只需將協商結果報送國家發改委和國家能源局，如若無法達成一致，可以在有關部門協調下協商確定。
自2014年底起，我國在深圳開始了全國首個電價改革試點。為了推進這一改革，我國又相繼在蒙西、寧夏、安徽、云南、湖北等地進行試點，目的是讓更多的省區探索區域內的電價改革。而《通知》的，則促進了跨省區輸送電能的電價市場化，將改革延伸至區域之間的電力市場。
據曾鳴介紹：“總的來說，我國跨省跨區電力交易的總量還是比較大的。我國能源需求和供應在全國范圍內是‘逆向’分布的，尤其是未來大量新能源發電并網之后，西北地區的大量清潔能源將通過外送通道送到東部負荷中心，因此未來我國跨省區電力交易的規模還會進一步增加。”中電聯公布的數據顯示，去年，全國完成跨區送電量2740億千瓦時，同比增長13%；全國完成跨省送電量合計8500億千瓦時，同比增長10%。
在我國，長期以來各省間的電能交易一直是以計劃為主，具體到交易的電價和電量都是由地方政府確定。在眾多跨省區交易中，東北所有的跨省區交易、三峽外送、皖電東送和川電東送等都是由國家直接指令電量和電價并核準審批。南方區域的西電東送等主要由地方政府主導。
每年，國家電網都會在年初向各個省級公司下達年度跨區電能交易指導計劃，要求各省市電力公司將其計劃進入本年度的電力電量的安排。各個省級電網還會簽訂具有法律效力的購電合同，成為一種剛性的計劃指導。
而問題隨“計劃”的方式產生了。由于計劃的不靈活性導致了供電量失衡和電價分歧。2014年年中，在國家能源局的《電力交易秩序駐點華中監管報告》（下簡稱《報告》）中提及，2013年第一季度，華中地區電力供應雖然供大于求，但國家電網仍然按照計劃向其輸送了來自河南和山西的電力86億千瓦時，造成電力浪費。
除了供電量失衡，電價也有問題。上述能源局的《報告》中顯示，跨省區電量交易由于一直不能及時反映市場供需，違背了交易主體的意愿。以西北電力輸送華中的跨區交易為例，某些交易的電價和電量違背了一方意愿，價格高出購電方的訴求。
曾鳴說：“各省之間的‘壁壘’問題在跨省區電力交易中一直存在，是我國跨省區電力市場建設的一個難題，也在一定程度上阻礙了省間的資源優化配置。”隨著跨省區交易市場化，可以在一定程度上解決上述問題。他認為：“未來，應當繼續優化頂層設計，從全局角度出發，不僅省內要電力電量平衡，還要注意更廣范圍內的電力輸送、相關配套設施建設。”
再核定成本促“形成”電價
輸電成本核算一直是新電改成敗的關鍵。《通知》提出，國家發改委和國家能源局將組織對跨省跨區送電專項輸電工程進行成本監審，并根據成本監審結果重新核定輸電價格。輸電價格調整后，按照“利益共享、風險共擔”的原則將調整幅度在送電方、受電方之間按照1∶1比例分攤。
據曾鳴介紹：“跨省區電力交易是一個系統性工程，涉及的主體包括參數良好并且規模相對較大的發電站或發電基地，具備遠距離大規模輸送能力的電網，用電較為集中的負荷中心（包括大用戶及未來的售電公司等）。”其中，電網的輸電費過高、收費不合理等問題一直受到相關交易主體的抱怨。
跨省區電能交易的輸電成本包括：電網使用費、管理服務費、輔助設施費和網絡接入費等。而最終的售電價格是由送電價格、輸電價格、線損和管理服務費共同組成的。
國家相關主管部門也曾指出，輸電費存在收費不合理的問題。《報告》也曾提及，實際物理送電量才是收取輸電費的基礎，但在之前的調研中發現，某些區域跨省區電能交易輸電費是按照之前簽訂的合同雙向累加后得出的絕對值進行計算。得出的輸電費用高于關口表記錄的實際物理量。
早在三年前，原電監會就曾將云南貴州送廣東、西北送華中、四川送華東、東北送華北等跨省交易規模較大的電力通道作為樣本，核查電力輸送成本。形成的結論是，首先，電網公司收費環節過多、標準過高、存在多收費等問題。同時，電網公司網損的分攤不規范，網損費用過高。最后，輸電線綜合折舊率偏高。
此前，深圳等地的電價改革的一項重點工作就是重新核定本地區的輸電成本。現在又要重新核定跨省區輸電價格，擴大了核定輸電成本的范圍，這對于電網公司厘清成本，以后專注于輸電業務具有重要意義。
第二條開展發電權交易，應當遵循電網安全、節能減排、平等自愿、公開透明、效益共享的原則。
第三條開展發電權交易，應與電力市場建設工作統籌考慮，納入市場建設規劃，做好發電權交易與其它電力交易品種之間的協調與銜接。
第四條發電權交易是指以市場方式實現發電機組、發電廠之間電量替代的交易行為，也稱替電交易。
發電權交易的電量包括各類合約電量，目前主要參照省級人民政府下達的發電量指標。
第五條發電權交易原則上由高效環保機組替代低效、高污染火電機組發電，由水電、核電等清潔能源發電機組替代火電機組發電。
納入國家小火電機組關停規劃并按期或提前關停的機組在規定期限內可依據國家有關規定享受發電量指標并進行發電權交易。
第六條發電權交易可以在省級人民政府當年發電量指標的基礎上進行。在小水電比例較高的省份，原則上以多年平均發電量為基礎進行。
第七條發電權交易一般在省級電網范圍內進行，并創造條件跨省、跨區進行。
第八條發電權交易可以通過雙邊交易方式或集中交易方式進行交易。
雙邊交易是指發電企業交易雙方自主協商確定交易電量和交易價格；集中交易是指電力交易機構通過統一的交易平臺進行集中撮合交易。
第九條發電權交易應在滿足電網安全校核有關條件后實施。電網安全校核的相關參數條件應向市場主體公布并向電力監管機構備案。
第十條交易周期內，發電企業被替代的電量不得超過其所擁有的發電量指標或合約電量的分解電量，替代電量不得超過滿足安全約束的發電能力。
第十一條交易雙方按照電力交易機構確認后的成交結果簽訂發電權交易合同（或發電權交易確認單），明確交易周期、成交電量、成交價格、結算方式等。
第十二條發電權交易引起網損變化時，應當按照核定的網損率或交易各方協商的網損補償方式進行有關網損補償。
第十三條國家電力監管委員會及其派出機構依法對發電權交易實施監管。
第十四條發電權交易結果應報所在地電力監管機構和當地政府有關部門備案。
第十五條電力交易機構應按月、季、年匯總分析發電企業由于開展發電權交易產生的能耗和污染物排放變化情況，結合交易電量和價格、電費結算、網損補償等信息，及時報所在地電力監管機構，并定期向相關交易主體披露。
關鍵詞：電價制度；電價；改革
在市場經濟中，價格是生產和消費，電價作為電力市場的支點，在電力市場中對促進市場競爭、提高電力系統運行效率和實現資源優化配置起著十分重要的作用。因此，我國應該在吸收國內外電價改革經驗的基礎上，盡快實現我國電價的改革，以促進我國電力工業同社會、經濟、資源的協調發展行為的基本依據。
一、國外電價制度
1.英國的電價模式。英國電力市場中的電價形成主要基于發電方的報價及電力負荷預測，買電方(地區電力公司和大用戶)并沒有參與其過程。每天下午前，各發電廠將第二天每臺機組每半小時的運行數據報給電力庫。根據以上數據及電力庫對系統每半小時的負荷預測結果，由計算機對發電機組進行排序，并于下午3點公布。隨后，根據全網購電成本最低的原則，確定發電計劃，得出第二天48個時段的電價。該電價共分兩種：一種是由電力庫向發電商買電的電價，稱為電力庫的購買電價，另一種是用戶從電力庫購電的電價，稱為電力庫的銷售電價為實時電價。
2.法國的電價政策。法國的電價把用戶容量和電壓等級結合起來進行分類，分成藍色、黃色和綠色電價三大類：①藍色電價。適用于容量為3kVA-36kVA的低壓用戶，電價結構由年度電費和電量電費構成，并按居民與農業用戶、市政和小工業不同類別分類制訂不同的收費標準，包括簡單電價、分時電價、避峰日電價。②黃色電價。適用于預定負荷在36kVA-250kVA的低壓用戶，按用戶的用電時間分設電價，供用戶選擇。黃色電價在藍色電價與綠色電價之間起到較好的銜接作用。③綠色電價。適于容量大于250kVA的中壓、高壓和超高壓用戶，并由用戶預定需量，按照用電季節和用電時間分設電價：冬季實行嚴冬高峰、嚴冬正常、嚴冬低谷、冬季正常和冬季低谷電價，夏季實行夏季正常、夏季低谷和盛夏電價，其中，嚴冬高峰電價最高，盛夏電價最低。該電價結構采用的是利用小時數越高、基本電價越高，千瓦小時電價則越低的成本分攤原則。
3.日本的電價情況。日本的現行電價是以社會高福利和推進節能為出發點的。對照明用電施行三段電價制，對電力用戶采用了特別電價制。①三段電價制。第1段是生活必需用電；第2段電量電價約為第1、第3段電價的平均值；第3段用電，其電價最高。這一制度反映出用電越多，電費越高，這對節能和高消費有一定的調節作用。②特別電價制。特別電價可說是一種遞增電價，是參照歷史用電量確定各類用戶的電量基準，對合同電量和用電量未超過基準電量的部分采用低電價，對超過基準電量的部分則采用分段遞增的高電價，新增用戶則采用較高的電價。③季節電價制。為了滿足季節性高峰用電，需增加大量的發供電設備和線路，隨著季節變化，用電負荷減少時，設備利用率大幅度下降，使運行和維修成本增加，根據成本為主的原則，必然在電價上有所反映。此外，對于任何季節，都存在晝夜用電的峰谷差，因而還有白晝和夜間的峰谷電價制。④二部電價制。在各種電價中，除定額照明電價按二部電價制外，其余各類用電電價均為基本電價(即容量電價)加電量電價的兩部電價制。
分析國外的資料可以看出，利用價格手段促使用戶調整負荷方面有很多方法，幾個發達國家都是給出幾種電價供用戶選擇，這樣做的一個目的就是使用戶的用電安排有利于電力生產的安全和經濟。
由此對照中國的電價結構，不僅已出臺的電價政策大多存在缺陷，而且也不能有效覆蓋變化了的(廠、網分開)的火電企業。
二、目前上網電價現狀
煤、電價格聯動不能充分地反映電力的燃料成本變化，上網電價不能適應變化了的電力行業結構。銷售電價總水平監管尚未執行任何規范性方法，以河南省為例，2009年電價主要分為六大類：基數電價（非電熱聯產機組實行峰谷分時電價），優惠電價，大用戶直供電價，關停小火電替代，新機調試電價，跨省跨區送電電價，電價檢查后得以調整。
1.基數電價即標桿電價峰谷分時電價本身符合國家電價政策，問題是各地出臺的峰谷分時電價政策未按照國家確定的前提條件制定，由于電網企業負責調度，加之部分電網企業擁有調峰電廠，峰谷分時電價政策存在體制性的缺陷，發電企業無法自主選擇在高峰時段多發,低谷時段少發。
2.優惠電價是由地方政府出臺的、未經國家價格主管部門批準的對高耗能企業的一種變相補貼，導致發電企業上網電價降低，國家價格管理權限紊亂：國務院出臺《關于進一步加大工作力度確保實現“十一五”節能減排目標的通知》精神，嚴格落實對高耗能企業差別電價政策，堅決糾正地方越權實施優惠電價，凡是自行對高耗能企業（包括多晶硅）實行電價優惠，或未經批準以電力用戶與發電企業直接交易、雙邊交易等名義變相對高耗能企業實行優惠電價的，要立即停止執行。嚴肅查處電力企業不執行國家上網電價、脫硫電價政策的行為，有力促進經濟結構調整和經濟發展方式轉變。
3.大用戶直供電價國家明令禁止實行優惠電價后，地方政府假借大用戶直供電名義繼續對高耗能企業實行電價優惠，大用戶直供電價必須經國家有關部門批準，大用戶直供電價必須堅持自愿、平等協商的原則。凡是自行對高耗能企業（包括多晶硅）實行電價優惠，或未經批準以電力用戶與發電企業直接交易、雙邊交易等名義變相對高耗能企業實行優惠電價的，要立即停止執行。不得假借大用戶與發電企業直接交易等名義對高耗能企業實行優惠電價。未經國家批準，任何單位不得擅自進行試點。大用戶直接交易試點要堅持企業自主協商的原則，禁止以大用戶直接交易名義強制推行對特定企業的優惠電價政策。不得以政府名義制定交易價格，不得組織供需雙方強行交易。
4.新機調試電價新機調試電價嚴重低于標桿電價，電網企業并未因此而降低銷售電價。調試差額資金主要用于新建機組調試期間對新建機組提供服務（主要指備用服務）的補償”。資金使用方案由所在電網企業商發電企業提出，報相應電力監管機構和當地政府有關部門備案。
5.跨省跨區送電電價電網企業出臺跨區送電電價嚴重低于發電企業的標桿電價，受電地區并未因此而降低售電電價，實質是電網企業之間的內部關聯交易，發電企業無發言權和知情權,被迫參與交易。
6.關停小火電替代電價，按照河南省發改委文件，應當執行標桿電價，但是，在實際執行中脫硫機組未考慮脫硫電價增加。
我國現在的電力行業發電行業基本上形成了競爭性市場結構，電網公司則輸配售合一。而目前的上網電價結構并沒有相應系統的安排，不能適應變化了的電力行業結構。表現在：已實行的上網側峰谷電價并沒有促進合理的上網電價結構形成。
三、完善我國電價政策體系的建議
關鍵詞：電力改革，市場化，國際經驗
0、引言
在世界各國都在如火如荼地進行電力市場化改革的時候，日本從上世紀90年代開始探討電力放松管制和實施自由化。日本進行電力市場化改革除了受到國際電力市場化改革潮流的影響之外，國內各界對高電價的不滿以及通訊、金融等行業放松管制的成功也起到了重要的推動作用。日本電力市場化改革的目標是在確保國家能源安全、保證電力長期穩定供應的前提下，通過引入新的電力供應商(特定規模電力企業，PPS)、建立公平競爭機制、逐步開放零售市場，以降低電價及提高服務水平。
1、日本電力市場化改革的主要內容和特點
1.1 主要內容
1.1.1 發電環節引入獨立發電商
受日本國內要求解決電力高成本和縮小國內外電價差距的呼聲，以及受國際上電信、電力等壟斷行業放松規制改革潮流的影響，日本從20世紀90年代初開始正式討論電力行業自由化問題。1995年，日本修訂的電力法確立了獨立發電企業IPP)的法律地位，初步放開了發電側準入。
1.1.2 逐步實行售電側放開
1999年，日本修改電力法，開放大宗用戶的零售競爭。2000年3月允許容量2000kW及以上且供電電壓20kV以上的用戶自由選擇供電商，這部分用戶主要是大型工廠、商場和寫字樓，占總用戶比例的26%。2003年6月，日本又對電力法進行修訂2004年4月，允許合同容量500kW以上且供電電壓6kV以上的用戶自由選擇供電商。至此，可以自由選擇供電商的用戶的用電量占總用電量的比例達到40%。2005年4月，允許合同容量為50kW以上且供電電壓6kV以上的用戶自由選擇供電商，至此，可以自由選擇供電商的用戶的用電量占總用電量的比例達到63%。2007年4月日本政府對是否開放50kW以下的用戶和居民用戶進行討論。
1.1.3 廢除“調撥供電費制度”
2005年4月，日本政府為了促進跨區交易的發展，實現用戶可以不受供電服務區域的約束選擇供電公司，作為政策性措施，廢除了相當于我國過網送電費的“調撥供電費制度”。
如圖1所示，在A電力公司經營區域的PPS向在C電力公司經營區域內的用戶供電。在改革前，PPS需要向三家電力公司支付過網送電費：向A、B電力公司各支付0.3日元/(kW·h)，向C電力公司支付3日元/(kW·h)；而在改革后，PPS僅需要向C電力公司支付3日元/(kW·h)，原來需要分別向A、B電力公司支付的過網送電費，由C電力公司經營區域內的全體用戶分攤。
1.1.4 建立電力批發交易市場
根據2003年2月日本經濟產業省綜合資源能源調查會電力事業分會報告精神，日本電力批發交易所(JEPX)于2003年11月成立。JEPX主要開展現貨交易及長期合同交易，其成立的目的主要是形成并公布電力批發交易價格信號，建立有助于電力企業進行電源投資判斷的機制以及為各電力企業調劑余缺提供交易的平臺。
JEPX于2005年4月開始運行，截至2006年3月，市場交易電量合計為10.88億kW·h，占日本同期總售電量的0.13%。其中，現貨交易為9.38億kW·h，占86%；長期合同交易1.5億kW·h，占14%。參與交易必須首先成為JEPX的交易會員，截至2006年5月，JEPX共有交易會員29家。
1.1.5 成立輸配電中立監管機構
根據2003年6月修改后的電力法，日本電力系統利用協會(ESCJ)于2004年2月成立，并于2004年6月被政府指定為日本唯一的“輸配電等業務支援機構”，即中立監管機構。ESCJ由中立者(主要是教授、學者)、一般電力公司、PPS、電力批發公司、自備電廠等組成會員，以確保輸配電業務的公平性、透明性和中立性。ESCJ日常管理工作主要由來自9大電力公司輪流派往的人員擔當。
ESCJ主要開展5個方面的工作：負責制定電網擴建計劃、電網運營及阻塞管理等方面的指導性規則(相關的詳細規則由相關電力企業制定)；負責處理輸配電業務方面的糾紛和投訴；負責跨區聯絡線的剩余容量管理、阻塞管理；負責公布聯絡線剩余容量、潮流、故障等信息；負責制定并日本全國的電力供求狀況和電力可靠性評價報告書。
1.2 市場化改革后的日本電力工業結構
通過電力市場化改革，日本電力工業結構發生了較大變化。如圖2所示，在發電環節，獨立發電企業、躉售供電企業；電力公司和PPS通過參與電力批發交易市場，初步形成了發電側市場競爭；在輸配電環節，日本九大電力公司負責運行全國所有的輸配電網，負責提供公平、公開的電網準人和過網送電服務；在售電環節，九大電力公司負責向各自區域內部50kW以下的管制用戶供電，本地電力公司、其他地區電力公司、PPS均可對50kW以上的自由化用戶供電，形成了零售競爭格局。
1.3 日本電力市場化改革的特點
從日本電力市場化改革的主要內容和歷史進展來看，日本在維持九大電力公司發輸配售一體化體制的同時，在發電側和售電側引入了市場競爭，其改革頗具特色。主要包括：
1.3.1 先立法、后改革
由于能源資源匱乏，所以日本政府對待電力市場化改革的態度非常謹慎，在每次實行電力市場化改革之前均對電力法進行修改，隨后才實行相關的改革。在售電側市場放開過程中，日本于1999和2003年兩次修改電力法，于2000和2004年才開始實施相關的改革內容，確保了電力市場化改革的權威性、合法性。
1.3.2 維持九大電力公司垂直一體化體制
日本電力市場化改革的一個重要特點就是維持了九大電力公司的發輸配售垂直一體化體制。這主要出于以下幾個方面的考慮：一是確保能源安全。日本能源自給率較低，能源消費的80%依賴進口，因此，日本政府大力鼓勵核電建設。政府認為，保持垂直一體化體制有利于在保持供電穩定的前提下促進核電的大力發展。二是確保電力安全穩定供應。首先，日本電力負荷全天變化劇烈，政府認為，垂直一體化的電力供應更有能力應對這種負荷的急劇變化。其次，日本為串聯型電網系統，聯絡線上通過大電流時容易出現穩定問題，跨電力公司之間的大規模電力輸送受到很大限制，各電力公司需要各自保持供需平衡。再次，由于日本電廠和輸電線路建設周期長，缺電時無法立即追加供電能力，日本電力行業認為保持垂直一體化體制有利于確保安全穩定供電。三是協調廠網規劃，提高輸電線路利用效率。保持垂直一體化體制可以更好地協調電廠和電網建設規劃，有利于開展整體的、有計劃的發電和電網建設投資，也有利于有效利用昂貴的輸電線路。目前，日本輸電線的電流密度是其他國家的2—3倍。
1.3.3 進行了改革量化分析
日本是目前唯一對電力改革的各種模式做過量化分析的國家。在討論日本電力自由化改革的過程中，日本電力中央研究所對日本電力公司垂直一體化體制的經濟效益進行了定量分析。分析結果表明，相對于廠網分開體制，發輸配售垂直一體化體制可以節省4%-14%的費用(9家電力公司平均為9%)。這一量化分析結果在日本選擇電力改革方向時起到了一定的決策參考作用。
2、日本市場化改革的效果及政府評價
2.1 改革效果
2.1.1 電力公司與PPS的競爭日趨激烈
自2000年4月份以來，PPS售電量逐步增大，至2005年12月份，PPS售電量已接近10億kW·h。在九大電力公司經營區域內，PPS在東京電力公司經營區域的市場份額最高，為4.11%。從用戶電壓等級看，9大電力公司和PPS對20kV以上高壓用戶的爭奪尤其激烈，東京電力公司經營區域內8.27%的高壓用戶由PPS供電，其中主要是商業用戶。
電力市場化改革之后，日本九大電力公司正在面臨PPS較大的潛在競爭威脅。以東京電力公司為例，自售電側市場放開以來，脫離東京電力公司的用戶逐步增加，截至2006年9月1日，共有1500家用戶、240萬kW負荷脫離東京電力公司。目前，東京電力公司的30%的商業用戶改由PPS供電。
根據日本PPS公布的電源建設計劃，預計在2009年之前新建裝機容量398萬kW。其中，東京電力公司供電區域新建221萬kW，關西電力公司供電區域內新建111萬kW，東北電力公司供電區域內新建61萬kW，九州電力公司供電區域內新建5萬kW，其他電力公司經營區域內PPS沒有新建電廠計劃。隨著PPS新建電廠的投產，日本電力公司與PPS的競爭將更加激烈。
2.1.2 用戶電價逐步降低
日本實施電力市場化改革以來，雖然發電燃料成本及國際能源價格均大幅度上升，但日本的電價卻有較大幅度的下降。東京電力公司2005年的電價水平比1996年的電價水平下降了27%。同時，東京電力公司也采取措施積極降低過網送電費，與2000年3月相比，東京電力公司2005年的高壓用戶過網送電費下降了23.2%；中壓用戶過網送電費下降了13%。在售電側市場放開之前的1999年，日本工業電價為美國的3.7倍，英國的2.22倍，德國的2.5倍，意大利的1.66倍，韓國的3.12倍。而在電力市場化改革之后的2003年，日本工業電價僅為意大利的0.83，相對于其它國家，日本的工業電價也有很大幅度的降低。
2.1.3 供電可靠性維持在高水平
電力市場化改革以來，日本供電可靠性繼續保持較高水平。東京電力公司2005年的戶均平均停電時間為7min／a，停電次數為0.1次／a。電力市場化改革并沒有影響供電可靠性。
電力-[飛諾網FENO.CN]
2.1.4 客戶滿意度提高
根據九州電力公司的調查結果，2005年度，自由化電力用戶的滿意度為52.2%，受管制電力用戶的滿意度為47.7%，全體用戶的滿意度為50.6%。對比可知，售電側市場放開提高了客戶滿意度。
2.2 政府對改革的評價
2005年10月，日本經濟產業省綜合資源能源調查會電力事業分會編寫了日本電力自由化改革評價報告。評價報告主要結論包括：
(1)基于效率的評價。電力市場化后，日本出現明顯的電價下降。評價委員會通過基于計量經濟學的定量分析認為，日本電價下降的40%源自電力市場化改革。(2)基于穩定供電的評價。評價委員會認為，雖然日本九大電力公司的電力建設投資自1995年以來持續下滑，在日本電力供需基本平穩的情況下，電能質量并沒有受到影響。(3)基于環保的評價。電力市場化改革后，日本C02排放量并沒有大量增加。另外，為了削減電力行業的C02排放量，九大電力公司、日本電源開發公司、日本核能開發公司等12家公司還制定并公布了“電力事業的環保行動計劃”。評價委員會同時認為，在電力市場化改革后，由于PPS不負責電力供需的實時平衡，這將可能導致電力公司的備用不足。評價委員會認為，PPS應該和電力公司一起構筑能夠確保穩定供電的機制。評價委員會同時建議進一步討論目前陰向日本電力公司提供供需失衡補償的問題。
3、對中國電力改革的啟示
從日本電力市場化改革取得的實際效果來看，雖然看起來日本市場化改革措施非常保守和謹慎，維持了傳統的發輸配售一體化體制，僅從發電側和售電側引入競爭，但其市場化改革卻非常成功，取得了政府、電力用戶、電力行業內的企業、新進入電力行業的企業均比較滿意的效果。深入分析研究日本在電力市場化改革中的得與失，對中國電力體制改革進一步科學、穩步向前推進有著重要的借鑒意義。他山之石，可以攻玉，對照日本電力市場化改革的做法和思路，認為中國電力市場化改革在如下方面還可以進一步改進和加強。
3.1 改革要結合國情，穩步推進
雖然從技術上看，全球電力工業具有高度同質性，但由于各國所處的經濟發展階段和具體國情、文化傳統不同，各國的電力市場化改革所采取的模式差異甚大。
日本電力市場化改革就充分考慮到其能源短缺、國土狹小、環境保護和供電安全等具體國情，在經過深入探討，并與政府、公眾和電力企業達成共識，決定保持九大電力公司的發輸配售垂直一體化體制的同時逐步實行售電側放開。電力行業是關系國計民生的產業，電力行業改革必須在保證安全穩定的前提下穩步推進。中國的電力市場化改革要考慮中國經濟高速增長、區域經濟發展不平衡，要考慮跨區電網、城市電網和農村電網均急需大量投資、供電可靠性仍需大力提高的現狀，在確保滿足社會經濟發展的電力需求、有效促進電力工業發展和安全穩定供電的前提下，在結合我國具體國情充分論證、達成共識基礎上穩步推進電力改革。
3.2 改革應明確目標，立法先行
電力體制改革直接關系到行業的穩定健康發展，涉及千家萬戶的利益和社會經濟發展。中國可以借鑒日本的經驗，在每次實行重大改革之前，都首先制定新的法律或者修改法律，以法律的形式明確改革目標、步驟，隨后再穩步推進。目前我國電力行業法律法規建設滯后于電力市場化改革，我國應首先針對已經完成的改革內容，對相關法律進行修訂。隨后，明確下一步電力市場化改革的目標，并將改革目標、步驟等納入法律法規框架內。
3.3 改革應進行量化分析
在日本電力市場化改革過程中，量化分析起到了重要的作用。其中關于電力公司是否需要保持垂直一體化體制的量化分析結果表明，維持九大電力公司的垂直一體化體制可節省9%左右的費用；同時，在對電力市場化改革進行評價時，量化分析表明，日本電價降低的40%源自市場化改革。
構建電力批發市場是電力市場化改革最核心的制度安排。盡管國外在運行的電力市場間多有差別，但從電力供需平衡基本方式的角度看，只有“單邊交易”（也稱強制性電力庫）和“雙邊交易”兩種模式。所謂“單邊交易”模式，就是市場組織者強制代需方向供方招標采購，不允許場外實物交易，所有發電商均只能向市場組織者（非營利機構）售電，所有售電商和大的終端用戶也只能向市場組織者購電，市場組織者是唯一批發購電者和批發售電者，市場出清價格基于供方的競爭決定，需方是市場價格的被動接受者。“雙邊交易”模式的核心是“自由交易、自負其責”，允許場外實物交易，場內的有組織交易也屬自愿參加。需方參與價格形成，但也要為其購買承諾負經濟責任。從我國的國情出發“，單邊交易”的優點是易于和傳統體制接續，可控性強，較難解決的問題是市場操縱；“雙邊交易”模式的優點是市場效率高，但構架復雜，靠合同約束保障系統平衡對法制條件及配售側改革配套要求較高。我國電力批發市場構建的長期目標應確定為“雙邊”的跨省區域市場，但應先易后難、穩步推進。過渡期交易模式應以“單邊交易”模式為主，區域電力市場建設可走“由點及面”的漸進之路。
關鍵詞：
電力批發市場“強制庫”“雙邊交易”
電力市場有狹義和廣義之分。狹義的電力市場，是指電力交易的場所或范圍。廣義的電力市場，則是指電力交易關系的總和，是一種經濟制度。電力批發市場構建是電力市場化改革最核心的制度安排，我國新一輪的電力體制改革要真正向前推進，必須準確把握電力市場的設計原理，并以此為基礎設計適合國情的電力市場化之路。
一、電力市場的基本模式
電力是系統集成的產品，其大宗交易的方式與電力系統供需實時平衡特性相兼容，是電力市場區別于普通商品市場的本質特征。根據國際能源署、各國能源監管當局等公共政策機構對電力市場的總結或介紹，所謂電力市場模式，就是電力的交易方式，亦即實現電力系統供需平衡的基本方式①。進一步說，就是在電力供、需匹配的主體市場中，誰和誰交易，怎樣交易。所以，盡管各國在運行的電力市場之間多有不同，但從系統供需平衡的基本方式看，只有“單邊交易”（強制性電力庫）和“雙邊交易”兩種模式。
（一）“單邊交易”（強制性電力庫）模式“單邊交易”模式也稱“強制性電力庫”，是一種由市場組織者代用戶向發電商招標采購來實現能量平衡的交易方式。在“單邊交易”模式中，系統內每臺發電機組都必須向市場組織者（通常由系統運行機構代行職能）投標，并按系統運行機構統一安排的發電計劃上網運行。一般的組織方式是：發電商前一天或更短時期內向市場組織者提交實時運行時每臺機組的供給曲線（價格與機組出力的對應關系），市場組織者基于對系統負荷的預測，按報價從低到高的原則對各投標發電機組進行排序，在滿足輸電容量限制等技術條件前提下，統一安排各臺機組的發電計劃，并將滿足系統需求的最后一臺機組報價定為市場出清價格。市場組織者按該市場出清價格對發電商進行支付，并按照非盈利原則將電力轉售給售電商（包括配電公司、獨立的售電公司）和大型終端用戶。因此，所謂“單邊交易”模式，簡單說，就是“強制進場，單邊交易”。或者說，是“單邊交易現貨市場”模式。“單邊交易”模式的主要特征有三點：1.交易是單邊的。不允許場外實物交易，所有發電商都必須到現貨市場（庫）內向市場組織者投標售電，所有售電商、大用戶也只能向市場組織者購電，市場組織者是批發市場中唯一的買主和賣主。2.需方不參與批發市場定價。由于是由市場組織者強制代用戶向發電商招標采購，“單邊交易”模式出清價格是基于發電商間的競爭決定，需方對批發電價沒有直接影響（參見圖5）。3.系統能量平衡靠集中控制，平衡成本由市場成員共擔。市場組織者代用戶招標采購的依據是系統負荷預測，帶有主觀性。由此安排的發電計劃，肯定與客觀的市場需求不相匹配，須繼續統一安排發電計劃以保障系統平衡。進而，這種由集中控制產生的系統平衡成本就具有公共成本屬性，應該由所有市場成員共同負擔。
（二）“雙邊交易”模式所謂“雙邊交易”模式，簡單說，就是“交易自由，責任自負”的電力交易制度。在“雙邊交易”模式中，能量平衡的基本方式是雙邊交易，亦即在其能量供需平衡主體市場（場外雙邊合同及日前市場）交易中，供、需雙方均可自愿參加，交易數量和價格由供、需雙方共同決定。“雙邊交易”模式的市場構架是：場外雙邊合同+自愿參加的日前市場和日內市場+（實時）平衡市場。“雙邊交易”通常分為場外雙邊交易和場內雙邊交易（日前市場和日內市場）兩部分。場外（即OTC合同）雙邊交易也被稱為“無組織的市場”，由供、需雙方自由選擇交易對象，以中遠期或其他個性化合約交易為主（亦即國內的“長協”交易）。場內雙邊交易（日前市場和日內市場）市場也被稱為“有組織的市場”或“自愿庫（VoluntaryPool）”，以現貨及其他標準化合約交易為主，由電力交易所等市場組織者對各個買者和賣者的交易要求進行集中撮合。（實時）平衡市場盡管不是能量供需匹配的主體市場，但卻是所有“雙邊交易”模式中的標準配置。因為電力的自由交易使系統運行機構不再有統一安排發電計劃的能力，若供方或需方中任一成員未履行交易合同，就會使系統主能量的實時平衡遭到破壞。為此“，雙邊交易”必須由配有“平衡機制”，以約束交易者履行承諾，并使系統運行機構具備消除不平衡的經濟能力。這個平衡機制的市場化實現形式就是（實時）平衡市場。具體說，所有市場成員均須與系統運行機構簽訂平衡責任合同，承諾對不平衡電量承擔財務責任。無論是“長協”交易還是現貨交易，也無論是場外交易還是場內交易，實物交割（實時傳輸）必須以供方機組出力曲線和需方負荷曲線形式執行。一般是在交割前一天或前若干小時，市場成員將各自基于場內、外交易結果形成的發、用電計劃送系統運行機構，并同時對該發、用電計劃做出財務綁定的承諾（Financial-lyBindingCommitment）。如因市場成員未履行合同而導致系統能量不能實時平衡，系統運行機構就要在平衡市場招標采購平衡電量，該平衡費用由不平衡責任者承擔。“雙邊”模式的主要特征可概括為三點：1.交易自由。市場成員可自愿選擇場外交易或場內交易（有些地區還可在多個交易場所間進行選擇），按交易合同自行安排發電或用電計劃。英國、北歐的有組織市場（電力交易所）與系統運行機構是分開運作的，市場成員可根據日前市場或場外的遠期交易合約，自行安排次日發、用電計劃。該計劃可通過日內市場進行調整，在日內市場關閉后，將未來一小時或更短時間的發、用電計劃提交給系統運行機構。在美國的PJM、加州、德州、紐約等電力批發市場中，除一個集中組織的現貨市場（主體是日前市場）外，也允許場外實物雙邊交易。與英國、北歐等地日前市場不同，美國的日前市場還引入了虛擬交易（但虛擬交易合同須在實時市場買回），用以提高日前市場的競爭強度，縮小日前市場價格與實時平衡市場價格的差距，抑制發電商在日前市場和實時平衡市場間的套利行為，保障現貨市場價格作為期貨市場交割依據的可靠性。根據美國聯邦能源管制委員會對美國區域批發電力市場介紹“，新英格蘭、紐約、加州、PJM、中部（MISO）、西南（SPP）區域市場售電商的電量來自集中現貨市場、雙邊合同或自己的發電廠”。德州行政法規中關于系統運行機構（ERCOT）設計電力批發市場的原則規定：,美國德州電力可靠性委員會應運行一個自愿的日前主能量市場，在不影響可靠性的前提下，應允許市場成員自發自供或簽訂雙邊合同。”根據PJM2014年電力市場報告，該區域實際用電量來自現貨市場、雙邊合同和自發電的比例分別為26.7%、10.6%和62.7%。2.供、需雙方共同決定價格。“雙邊交易”作為一種交易制度，當然包括供、需雙方直接見面或直接簽訂合同，但這并非“雙邊”的本質特性。“雙邊”的本質是成交價格、成交數量等交易決策由交易者自主決定，而非市場組織者“越俎代庖”。在“雙邊”模式中，無論是場外雙邊合同價格，還是場內集中撮合成交的統一出清價格，都是供、需雙方博弈的結果（參見圖6）。后者與前者的區別，不過是市場組織者對多個賣方申報的供給曲線和多個買方申報的需求曲線進行了整合，其依據仍是買、賣雙方的交易要約，出清價格由供、需雙方決定的本質并未改變。3.系統主能量平衡靠合同約束和自負其責。作為交易自由的代價或約束條件，“雙邊交易”中買、賣雙方均須為自己的行為負責。即使是場內集中撮合的現貨交易，買、賣雙方也均要綁定財務承諾，承擔違約導致的系統不平衡責任。在歐洲如英國、北歐的雙邊市場中，系統能量平衡所需的發電機增減出力或用戶增減負荷，由系統運行機構在一個單邊的平衡市場中招標采購，市場成員發、用電計劃與實際執行的偏差，按該采購價格付費。美國的做法也是建立一個單邊的實時平衡市場，市場成員未執行日前發、用電承諾須承擔的電量不平衡責任，按實時平衡市場價格與執行的電量偏差計算。
（三）“單邊交易”模式與“雙邊交易”模式的區別“單邊交易”模式與“雙邊交易”模式主要有以下五點不同：1.交易關系的性質不同：強制、單邊/自愿、雙邊。“單邊交易”模式的供方和需方（售電商和大用戶）都必須且只能同市場運行者交易，這種交易關系是強制的、單邊的；“雙邊交易”再無市場組織者代購代銷，供、需雙方均可自主決策，其交易關系是自愿的、雙邊的。2.市場構架不同。“單邊交易”模式的市場構架為單一現貨市場。所謂同時存在的中長期交易，是“差價和約”一類的金融交易，為市場成員規避風險之用，與電力系統的供需平衡無關。“雙邊交易”的市場構架是場外雙邊合同+自愿參加的日前市場和日內市場+（實時）平衡市場，允許場外的實物交易。3.價格形成機理不同：賣方決定/買、賣雙方決定。在“單邊交易”模式中，市場出清價格由市場組織者基于發電商的競爭確定，需方是批發價格的被動接受者（參見圖5）。而在“雙邊交易”中，需方也參與批發市場競價，無論是場外的供、需直接交易，還是場內的集中撮合交易，市場價格都是由買、賣雙方共同決定的。4.系統能量平衡的手段和成本負擔方式不同：集中調度、成本共擔/合同約束、成本自擔。“單邊交易”系統能量平衡靠集中調度。由此而導致的平衡成本由市場成員共同負擔。“雙邊交易”系統能量平衡靠合同約束，違約導致的系統能量平衡成本由違約者自擔。5.市場設計理念不同：集中決策/分散決策。雖然“單邊交易”和“雙邊交易”均試圖用市場機制解決電力資源優化配置問題，但背后的理念仍有差別。“單邊交易”模式更強調電力產品的特殊性，認為“交易基于系統需求預測”的集中決策體制，對電力系統的安全可靠仍然重要，制度“成本———收益”的關系較好；而“雙邊交易”更強調電力與其它大宗商品的共性，認為“自由交易、自負其責”的分散決策體制，也可與電力系統可靠性要求相兼容，而市場運行的效率更高。
二、兩種市場模式的國際分布及適用性分析
（一）“單邊交易”與“雙邊交易”的國際分布1“.雙邊交易”是國際主流。國際能源署在2001年的一份電力市場總結報告中②指出：“關于電力批發市場組織的第一個爭論，是選擇強制的還是自愿的電力庫。競爭的雙邊電力交易為一個高效率的現代電力市場中所必需，已獲得越來越多的認可。自愿庫或電力交易所正逐步成為主流，而強制庫正在消退。”目前國外在運行的電力市場，大多實行“雙邊交易”模式。北歐電力市場開“雙邊交易”模式先河。其他歐洲國家如德、法等也大都效仿北歐建立了“雙邊交易”市場。美國的PJM、德州、紐約、加州、新英格蘭等主要競爭性電力市場也實行“雙邊交易”模式。英國作為電力市場化改革的先驅，于上世紀90年代初首創“單邊交易”模式，但經過10年的實踐后，也于2001年將“單邊交易”改為“雙邊交易”模式。英國所以改“單邊交易”為“雙邊交易”，主要原因是市場操控問題難以解決。英國電力市場化后新建電源均為天然氣機組，而天然氣機組因“照付不議”的購氣合同而皆“不可調”，加之核電的“不可調”，大部分機組都采取了“0-0報價”的跟從策略，導致市場出清價格為少數“可調”的燃煤機組所控制。2“.單邊交易”也有長期運行的實例。澳大利亞國家電力市場被認為是“單邊交易”模式成功的范例。1998年開始實施，至今一直平穩運行。除設計合理外，一個可能的原因，是該市場所在的東南部各州電源與負荷分布均衡，而且燃煤機組比重大，不易形成市場操縱。除澳大利亞外，加拿大安大略省和阿爾伯塔省、希臘、新加坡及一些欠發達國家，也存在“單邊交易”模式的電力市場。
（二）兩種市場模式在我國的適用性分析從我國的國情出發，二者的適用性似可作如下結論：1“.單邊交易”模式較易控制但市場效率較低。由于“單邊交易”模式是市場組織者代售電商向發電商招標采購，競爭的范圍、強度具有可控性。由此，“單邊交易”模式與“輸配一體化”體制的相容度也較高，對于重視所謂“最大公約數”、“平穩過渡”的我國決策當局，較易接受。但“單邊交易”市場出清價格的形成缺乏需求側響應，一般認為其市場效率會低于“雙邊交易”模式。此外，“單邊交易”模式對市場結構的競爭度要求較高，而目前我國發電側以“五大集團”為主體，其市場布局基于2002年提出的跨省區域電力市場規劃，這一區域市場布局在過去的十多年并未得到電網建設的支持。加之無跨省的區域政府，“單邊交易”模式的跨省區域電力市場也缺少政府依托。如“單邊交易”模式建于省內，電網構架和政府依托方面的條件大多具備，但須改變目前普遍存在的“一家獨大”局面，否則市場操縱問題很難解決。2“.雙邊交易”模式較先進但也較難控制。如前所述，“雙邊交易”模式被認為更接近普通商品市場屬性，市場出清有需求約束，價格不易扭曲，加之有中長期交易與現貨交易的配合，可有效提高市場的流動性和資源配置效率。但這需要復雜的規則設計，而且對誠信和法治的條件要求較高。此外，國際經驗證明，“雙邊交易”模式中的買方主要是售電商及其機構而非終端用戶，初期的售電商又以配電企業為主，而目前我國獨立配電公司極少，未來電網企業輸、配關系也不明晰，“雙邊交易”模式或可在“網對網”、“點對網”交易中試行，但若普遍推行，則要有配售側產業組織的深度改革相配合，而后者的可控性就更為困難。
三、我國電力批發市場構建的路徑選擇
如前所述，沒有電力批發市場的構建，新一輪電力市場化改革仍將淪為空談。因此，必須在遵循電力市場基本原理的基礎上，探索中國特有約束條件下的電力市場建設之路。
（一）長期目標應是“雙邊交易”的跨省區域市場如前所述，“雙邊交易”市場效率較高，也不易形成市場操縱，因而長期看，我國電力市場的主流模式也應是“雙邊交易”。我國地域遼闊、地區間資源稟賦和產業結構差異大，能源供需格局呈逆向分布，加之“三峽”、“西電”等大容量、遠距離的跨區送電，已經形成電力資源跨省配置的格局，市場布局顯然應突破省級行政區劃。因此，我國電力市場建設的長期目標，應是“雙邊交易”的跨省區域市場（可簡稱“雙邊區域市場”）。
（二）初期過渡模式應以“單邊交易”模式為主盡管“單邊交易”模式與“雙邊交易”不能兼容，但只要“單邊交易”的實踐足夠，隨著經驗的積累及其他相關改革的推進，也可順利地改“單邊交易”模式為“雙邊交易”模式。本世紀初英國成功地將“單邊交易”改為“雙邊交易”，已為此在實踐上提供了有力的佐證。因此，我國的電力批發市場的建設，應先易后難，穩步推進，不僅要有階段性目標，還應有階段性模式。目前各地普遍推行“直接交易”，以降電價為預期目標，在發電能力嚴重供大于求的背景下，短期內容易操作。而若以促進電源結構優化，提高系統效率為目標，則必須配套建立現貨市場和“平衡機制”，否則不可持續。但如前所述，“雙邊交易”模式以市場成員履行合同為依托，對誠信、法治及配售側改革配套的條件要求較高，以我國現有的制度基礎，初期的可控性不容樂觀。而“單邊交易”模式這種市場組織者代售電商向發電商招標采購的方式，與現行調度體制較易銜接，市場范圍、競爭強度均具有可控性。如再考慮到可再生能源發電政策尚未調整、電力的政府間合同及所謂的國家指令性計劃未相應取消、配售側改革（電網組織結構、用戶電價交叉補貼）無法配套等如此多的限制條件，近期選擇“單邊交易”模式較為穩妥。上世紀90年代末，澳大利亞專家幫浙江設計的“全電量競爭、部分電量按市場價結算”單邊現貨市場模式，非常適用于當下的國情，“進可攻，退可守”，應該作為過渡階段的主流模式之一。
（三）區域電力市場建設走“由點及面”的漸進之路我國幅員廣闊且各地區網架結構、電源結構及負荷結構各異，加之無跨省政權支撐，多數地區先建省級市場可能是較為現實的選擇。但也不應排斥構建跨省區域市場的努力。對于省級市場和區域市場的關系，應破除“非此即彼”思維模式。從國際經驗看，被廣為效仿的北歐電力市場，就不是北歐諸國同時行動的結果，而是先從挪威、瑞典開始，逐個國家擴展開來的。因此，我國的區域電力市場建設，也應走“由點及面”的漸進式發展之路。如在南方電網區域內，區域市場可先從廣東做起，再逐步將廣西、貴州、云南納入，再后也可考慮接納湖南和江西。在華北電網區域內，區域市場可先從京津唐電網覆蓋區做起。其他如華中、西北區域，初期也可先建省級市場和基于省級市場的區域聯合市場，待條件成熟后，再將省內交易統一到區域的交易平臺。
關鍵詞：風能 棄風 對策
1 前言
人類利用風能的歷史比較久遠，中國是世界上最早利用風能的國家之一。直至工業社會初期，人們僅僅利用風能提水、灌溉、磨面和舂米，主要服務于農業生產，風能并未被視為重要能源而引起人們足夠的重視。現代社會，常規能源的大量消耗和生態環境的不斷惡化，使得人們不得不探求一種可持續的、環保的、安全的和易駕馭的新能源用以代替常規能源的消耗和減少對環境的影響，此時，風能重新回到人們的視野，風能作為新能源的一部分才重新有了長足的發展。
2 中國風資源分布及棄風狀況概覽
棄風是指風力發電機組（以下簡稱“風機”）處于正常可用的狀態下，由于當地電網接納能力不足，導致風電場出力受限，致使的部分風機被迫暫停或降低出力，進而舍棄可用風能資源的現象。
我國幅員遼闊，風資源較為豐富。據估算，我國的風資源總量約為16億千瓦，主要集中在三北地區（東北、西北和華北北部）和東部沿海地區。由于東部沿海地區經濟發達，電能需求大，且生產和生活受季節影響的周期性變化小，因而風電場棄風現象較少發生。三北地區，尤其是欠發達的省份，經濟相對落后，電能需求少且電能外送受電網結構和電能交易政策的影響，往往難以實現，加之季節變化對生產和生活的影響，使得三北地區（尤其是吉林省）成為風電場棄風的重災區。
3 棄風原因分析
3.1 電能供給與需求的不平衡
電能供給與需求的不平衡，是導致棄風的最主要原因。
以吉林省為例，從局部和整體的不同視角分別來分析電能供給與需求的不平衡問題。
從整體看，受吉林省經濟發展放緩影響，全省供電負荷增長率逐月下降。一季度供電量同比增長為4.45%，二季度為0.36%，6月、7月和8月均為負增長。預計全年累計增長率可能為0或負增長。但吉林省發電裝機總容量仍在持續增加，預計今年新增裝機167.5萬千瓦，同比增長8.37%。電力供大于求問題將會更為突出，風電接納也將面臨更大的困難。
3.2 風電場電能輸出特性與用電負荷變化的反向相關性
3.3 輸電能力不足和跨地區電能交易的政策影響
解決電能供給與需求不平衡的最直接、最有效的措施就是將富余的電能向外輸送至用電負荷中心區域。此措施主要是受技術和市場交易兩方面的制約和限制。
在技術方面，區域電網間的聯絡能力水平較低、網際間運行調度要求高且難度大、超高壓輸電線路的建設滯后等等因素均制約著電能的外送容量。
在市場交易方面，目前國內的電力交易以省內發電企業和省級電網公司交易和結算為主，跨省和跨區域乃至全國性的電力交易在技術操作和政策層面還不完善，電能的跨區域自由市場貿易局面尚未形成。
3.4 供熱期風電消納的困難加大
供熱期是北方地區特有的周期性階段，一般期間為每年10月至次年4月左右。吉林省電源結構的顯著特點是供熱機組多，供熱機組裝機容量占火電總裝機的88%。供熱是涉及民計民生的重大事項，供熱期要首先確保供熱機組的運行方式滿足熱負荷的要求，因此增大了風電的消納難度。以2011年供熱期為例，按照冬季運行最小方式開機，低谷火電機組最小出力遠大于供電負荷，即便在風電場風機全停的情況下，電源負荷仍難以平衡。隨著省內熱電聯產機組容量及其承擔的采暖供熱面積的大幅增加，保供熱與風電消納的矛盾將日益加大。
4 棄風對策的探討
4.1 宏觀調控與產業布局規劃層面的對策
自1986 年山東榮成第一個示范風電場至2004年期間，中國的風電產業以平穩的步伐向前邁進。然而自2005年開始，我國的風電產業便以電閃雷鳴的速度迅猛發展，僅僅數年，我國風電裝機容量即位居全球第一。在迅猛發展的背后，暴露出的是各級政府無視地方經濟發展水平，缺乏產業布局規劃，盲目發展包括風電在內的電源項目的急切心理和各發電企業無序競爭、重規模輕效益的經營理念。這是導致電能供給與需求極度失衡的根本原因之一。其中，政府的宏觀調控和產業布局規劃是領導因素，應在這兩方面尋找對策，解決因供需失衡引起的棄風現象。
在宏觀調控方面，各級政府和行業主管部門應立足本地區經濟發展水平，結合本地區電能需求水平和可外送容量，并堅持適當超前的原則，統籌規劃當地的電源項目建設。在產業布局規劃方面，要以相關政策吸引高耗能項目向風資源豐富地區轉移，使得風能就地消納，進而實現電力供需平衡和減少外送容量。
4.2 經濟杠桿調節層面的對策
運用經濟杠桿的調節作用，就是根據國家或經濟組織的既定目標，通過價格、稅收、利率、補貼等經濟政策，從生產、交換、分配、消費等方面對從事經濟活動的經濟單位和當事人造成有利條件或不利條件，以影響、調節、控制它們的經濟活動。為了解決風電棄風現象，可以從以下三個方面發揮經濟杠桿的調節作用。
第一，從用電價格方面進行調節。
電價是引導合理用電的最佳經濟手段。除采用“階梯電價”以提高能源效率外，還可以采取分時段的“峰谷電價”、季節性電價等價格引導方式以優化用電方式，進而改變負荷曲線的分布規律，使之盡量與風電場電能輸出特性曲線相匹配，克服時段性和季節性供需失衡的現象。
與此同時，還可以針對北方取暖期間，采用“電取暖單列電價”，對取暖用電單獨計量并給予電價上的優惠，以引導人們改變傳統的取暖習慣，逐步增加電取暖所占的比例，從而緩解因供暖期間而給風電帶來的消納壓力。
另外，還可以利用價格手段引導人們改變用電習慣，提升電炊具、電動汽車等電能替代產品和技術在終端能源消費市場的比重，提高社會對電能的消納能力。
第二，從扶持蓄電產業方面進行調整。
目前電力系統的主要產業集中在發電、輸電和供電環節，蓄電始終沒有被視為電力系統的一個重要的環節而得到足夠的重視。國家為鼓勵新能源事業，在風電上網電價上給予補貼政策，這無疑是經濟杠桿在風電快速發展的過程中起到了重要的推動作用。然而，電網的蓄電能力建設是解決風電與負荷反向相關特性的有效手段之一，因此國家應該將蓄電產業視作新能源產業的互補產業，在蓄電技術研發、設備制造、蓄電站運營等方面給予經濟政策上的大力推動，例如稅收和補貼。
第三，從風電利益分配方面進行調整
利用功利主義原理進行分析，就電力系統而言，解決風電棄風現象的直接利益獲得者僅僅局限于風力發電企業，電網企業和其他常規能源企業在無利可圖的情況下，在解決風電消納的問題上，往往持消極態度，或者至少可以說持不積極的態度。如果將解決棄風問題所帶來的利益按照一定的方式給予分配，或許可以激發電力系統內部自身消納風電的潛力。而這種利益的分配則必須由國家政策來完成。
另一方面，既然國家在風電發電企業上網電價上給予補貼，能否對電網吸納風電的行為亦給予補貼，以激發電網企業在保證系統穩定運行的前提下，深度挖掘電網吸納風電的潛能。
4.3 技術層面的對策
以上所提到的各種應對策略，或多或少的依賴于技術上的可實現性。其中最主要的是電網運行技術和儲能蓄電技術。在電網運行技術上，主要是不斷探索在高比例接納風電的情況下，如何提高電力系統的運行穩定性和調度的科學性，例如風電機組低電壓穿越能力的實現、電力系統穩控裝置的應用、風功率預測系統和多時段智能調度系統的應用等。同時還要提高電網調度管理水平，加強發電計劃管理，科學安排電網運行方式。在儲能蓄電方面要在技術應用上有所突破，例如超級電容儲能、電化學儲能、飛輪儲能等，降低儲能設備制造成本，挺高單位工程造價儲能容量。
關鍵詞：電力市場競價模式 輔助服務市場 風險管理 價格機制 市場規則
電力市場化改革在國外已經經歷了十年多的實踐，在國內也進行了三年多的試點實踐。目前，英國的電力市場在運行了八年之后，正在針對發電公司市場控制力太大而出現的投機報價問題，進行第二階段的改革；美國加州電力市場因缺電導致電價急劇上揚，出現了二次世界大戰后的第一次分區停電，美國聯邦政府正在提出補救措施，并修改競價模式和規則；我國是發展中國家，前十幾年，為了解決嚴重缺電的局面，我國實行了“集資辦電”的政策，從而形成了許多產權多元化的新電廠。由于新電廠還本付息的緣故，其電價遠高于老電廠，且電網公司對這些電廠在還款期內承諾了發電利用小時數和上網電價。由于上述原因，我國的發電市場競價規則絕不會向國外的那么簡單。本文結合我國電力工業的現狀，借鑒國外的電力市場運行經驗，對我國電力市場競價模式和規則設計的基本原則、發電側電力市場價格機制、期貨市場與風險管理、省級電力市場競價模式、區域電力市場競價模式、電力市場中的“期貨交易市場、日前交易市場、實時交易市場、輔助服務交易市場”的協調問題、電力市場技術支持系統的建設問題等，進行了深入的分析與研究。提出了適合中國國情的電力市場建設的若干建議。
電力市場化改革的目標是：引入競爭機制，降低銷售電價、優化資源配置、提供優質服務，促進電力工業的可持續發展。電力市場競價模式和規則設計應滿足這個目標，其基本原則如下：
1、 買方市場中的電價機制：邊際電價價格機制
在這種情況下，由于有充足的發電能力，發電商企圖通過降價獲得更多的市場份額。購電者將根據所有發電商在某一時段的報價進行由低到高的排隊，按照這一次序逐步滿足該時段需求電量，該時段的發電邊際價格為最后滿足該時段電量需求機組的報價。
必須強調的是：采用邊際價格形成購電價格時，必須讓發電商進行充分的競爭，才有可能使邊際價格盡可能接近發電的社會平均成本，否則有可能導致邊際價格過高，使發電商獲得暴利。
2、 缺電市場中的價格機制：“按實際報價結算”價格機制
在缺電的電力市場中，由于電資源稀缺，如果不限價，發電商報多高的價格，用戶都得承受。如果采用邊際電價為統一的購電價格，購電價格將急劇上揚，對消費者將是雪上加霜。最近加州電力市場的危機充分證明了這一點。因此，在缺電的情況下，嚴格采用“按實際報價結算”價格機制。
3．在輸電線路不出現阻塞的情況下，發電富裕的市場中采用全網一樣的“邊際電價”價格機制，缺電市場中采用“按實際報價結算”價格機制；
在輸電線路出現阻塞的情況下，采用分區域競價的電價機制。這樣，有利于投資者向缺電的區域中建新電廠，電力富裕的區域中的高耗能、高污染、效益差的機組將逐漸被淘汰。
電力市場競爭具有一定的不確定性，因此，對于參與現貨市場的發電商或中介商來說，存在較高的風險，不僅有可能造成電價波動過大，甚至造成電力供應不足。在激烈的市場競爭中，較難保證穩定的電力生產，從而使生產的計劃性和成本的控制無法實施。為了便于市場各方進行風險管理，需要提供一定的風險規避手段。期貨交易是有效的形式。期貨交易的引入是為了防范風險，利用其套期保值，保證電力市場的運行的有序性、電力供應的電價的穩定性。在期貨市場上，差價合約是非常重要的規避買賣雙方風險的金融手段。
差價和約是交易雙方為了回避現貨交易風險而簽訂的一種中長期合同，其本質是純粹的財務合同，而與商品的實際交割無關。在合同中雙方商定一個交易價格，當現貨市場價格低于合同電價時，購電方應將少于合同電價支付給售電方。如果現貨市場高于合同電價，則售電方應將多于合同電價的電費退還給購電方。通常差價合約涉及的電量只是雙方交易電量的一部分，交易雙方都希望保留一部分交易電量進入現貨市場，以獲得更多的市場獲利機會。在電力市場中，差價和約不僅僅是財務合同，同時也是實物合同。發電商必須完成承諾的發電量。如果未完成合同電量，其差額部分將要求發電商賠償，賠償額為現貨價格與期貨價格差價與未完成合同電量的乘積。只有這樣才能保證電力市場的價格平穩。
從協議構成形式，差價合約可以分為授權差價合約、雙邊差價合約。所謂授權差價合約，是指合約電價和電量由授權部門負責制定的合約；所謂雙邊差價合約，是指合約電價和電量由交易雙方商定的合約。在當前的單一購買者模式下，通常應用授權差價合約形式。
1．省級電力市場總的競價模式
電力工業從一體化壟斷模式向競爭的市場模式轉變是一項艱巨復雜的任務，需要慎重而行。國際電力市場改革的經驗告訴我們，電力工業打破壟斷的改革必須根據本國電力發展已形成的特點選擇適當的模式，經過研究論證，制定目標明確的計劃，并在法律法規的支持下，逐步有序地實施。
中國的電力市場改革也應該借鑒這樣一條原則。電力工業市場改革的最終目的是最大限度地利用市場手段來提高電力工業生產效率，降低電力生產和供應成本，實現資源的優化配置。
而就目前電力工業發展程度和相關社會經濟環節來看，這一目標必須分階段逐步來實現。通過在電力生產的不同環節逐步引入競爭，充分考慮已形成的電力供應特性和電力網絡結構，結合電網未來發展格局，分級構筑市場結構，選擇并制定適當的市場運行機制，建立健全市場管制體系，使電力市場改革平穩地向前發展。
有限競爭的電力市場是一種計劃與市場結合的模式，這種模式僅開放發電市場。一般說來，開放發電市場，既有利于在發電市場中引進競爭，同時也較易管理，對電力公司的現有體制不需要作大的變動，是一種比較平穩的作法。
完善的電力市場是一種純市場模式，這種模式中發電市場和用戶市場同時開放，實現了供求的雙向選擇，特別擴大了用戶的選擇權。在這種模式下，電價起到調節支點的作用，市場中的發、用電方能夠自覺遵守運營規則。
1）發電側競爭的電力市場—模式Ⅰ
這一模式，可以看作是運用市場機制、開展商業化運營的最初級階段，在技術設備、人員素質、運行管理尚未達到一定先進程度時，為盡快提高電力工業的綜合水平，保障社會用電和國民經濟的發展，可采用這一模式。
這一模式可分為以下兩個階段：
A．發電側有限競爭的電力市場階段
在這一階段下，在省級行政轄區內，發電端均成為獨立的發電公司，省級電力公司擁有省內220kV及以下電壓等級的輸配電網及所有變電設備和調度中心的資產經營權。
這一階段的基本特點是: 網廠分開，現有的發電企業、較大容量的地方發電企業逐步改造成為獨立發電公司，分省網、地區網進行有條件的公開競爭，電量日清月結，市場法規法則及技術支持系統初步建立。這一階段下，實現保證基數電量下的有限競價上網，保證上網機組完成基數電量，基數電量以內的電量以核定電價結算，剩余電量實行競價上網。
這一階段考慮了歷史原因形成而非機組本身的固有特性所致的電廠之間的成本差別，如：新老電廠差異、投資來源渠道差異、還貸條件差異、投資回報方式差異等。
這一階段下，省電力公司將負責省內電網(輸配)的規劃、建設、發展和運行，在政府行業監管部門的監督下進行電力電量的銷售和傳輸。公司上游與接網的獨立發電公司和經營省際電力電量交換的網級公司相連，下游直接面對用戶。省電力公司的銷售對象是電的消費者。公司要進行各種市場調查和長、中、短、實時負荷預測，并向上游環節支付購電費來購電。由于省電力公司處于壟斷經營地位，其電量銷售價格將受政府行業監管部門的控制，但售電價格中應合理的包含輸電配電環節的相關費用，以保證公司資產的合理回報和自我發展需求。
B．發電側完全競爭的電力市場階段
這一階段下，省級轄區內所有發電廠均已變為獨立發電公司。獨立發電公司公開完全競爭上網，半小時制報價；形成比較完備的市場法規、法則、及技術支持系統。在發電側有限競爭的電力市場階段實行一段時間后，必然要過渡到該階段。在這一階段，要解決一個省電力公司的購電市場問題。網廠分開以后，無論發電企業在性質、規模、所有制成分上有什么不同，為了保證省公司商業化運營秩序，省域內的任何電廠都要參加省公司的發電側電力市場，取消基數電量，發電公司發電量實行完全競爭發電。在參與市場經濟活動時一律平等。
2)輸電網開放，多個購買者模式---模式Ⅱ
模式Ⅱ的目標是形成完全開放、競爭有序的電力市場。是在模式Ⅰ的基礎上，進一步完善發電側市場競爭，同時根據國家電力體制改革進程適時進行配電市場的相互競爭，使電價水平有明顯降低。其特點是:
在模式Ⅰ的基礎上，發電側實行完全競價上網，配電市場有序地放開，成立獨立的地市供電公司。
如果國家政策允許，一部分大用戶可在某區域內直接從獨立發電公司購電，通過輸電網和配電網進行輸送，用戶和獨立發電公司向輸電網和配電網交納相關費用，如果條件成熟，可允許大用戶跨區域選擇供電公司，包括直接從獨立發電公司購電或與其他供電公司交易。
這是在市場機制完善情況下采取的一種模式。在這種模式下省電力公司已完全轉變為電網公司，獨家壟斷經營輸電環節，供電企業和大用戶向電力生產企業直接購電，電網公司負責網際功率交換、電網安全運行及電力市場運作，并負擔電力的運輸職能，收取過網費。其過網費的收取受國家相關公共事業管理機構的監管。
電網企業在轉變為完全的輸電公司、收取過網費以前，可進行一定時間的過渡，使部分電力由電網經營企業向發電企業收購后，轉售給供電企業和大用戶，另一部分電力由供電企業和大用戶向發電企業直接購買，電網經營企業收取過網費。
3）零售競爭模式---模式Ⅲ
零售商向用戶發出告示，用戶根據電價及服務質量選擇零售商，與零售商簽訂供用電合同；這一階段，不僅在發電環節，而且在零售環節，都展開較完全的競爭；
2． 水、火電競價模式：
1)所有火電廠均參與期貨市場的交易。
2)省調度中心可直接調度的火電廠參與日前電力市場的交易。
3)自動化水平較高的火電廠（AGC機組，負荷跟蹤能力強的機組）參與實時市場與輔助服務市場的交易。
4)在期貨市場上，采用邊際電價的結算規則，通過多次拍賣競爭形成成交電量和成交電價。對一年以上的期貨市場根據年發電量的多少進行報價；對月期貨市場則根據月增加多少發電量（相對年期貨市場上已成交的電量）進行報價。
5)在日前市場上，將期貨市場上的成交電量，分解到日，并將期貨日電量按系統負荷曲線的歸一化的標幺值分解到各調度時段，從而形成各時段的期貨電量。負荷曲線與各時段的期貨電量的差值為日前電力市場的競價空間。在日前市場上，根據市場供求情況，采用相應的購電價格形成機制，防止過高的邊際電價使電廠獲取過高的超額利潤。
6)在實時市場上，只有負荷跟蹤能力強，具備專用的數據通道的機組參與實時市場的競爭。實時市場的競價空間為超短期負荷預測值與預購電計劃發電出力的差值，根據市場供求情況，采用相應的購電價格形成機制，組織競價。
7)在輔助服務市場上，具有輔助服務能力的機組可參與競價。在調頻輔助服務市場上，交易中心公布所需調頻容量，機組按容量與電量分別報價，交易中心將根據容量價格與電量價格之和，按控制的邊際電價結算規則組織競價，但調頻服務的結算價格不得低于有功市場上機組的邊際結算價格，以鼓勵機組參與調頻服務。在熱備用輔助服務市場上，機組按容量與電量分別報價，但競價排序指標為：電量報價與系統故障概率之積，加上機組容量報價。據市場供求情況，采用相應的購電價格形成機制，組織競價。
8)地區小火電競價模式：由于小火電的數量較多且不具備專用的通訊通道，這些電廠僅參與年和月的期貨競價市場。每天的出力曲線為將根據分解到日的電量和負荷曲線的標幺值確定。值得強調的是：對于有條件的省級市場，小火電競價上網應在省級期貨市場上進行，而不是按地區組織競價，實現更大范圍內的資源優化配置；對于不具備一定條件的省級市場，在總的小火電電量一定的條件下，小火電分地區競價上網。
9)供熱機組競價模式：在供熱季節這類機組將根據“以熱定電”的原則，不參與競價，按固定出力曲線上網發電，其電價按物價局核定的價格進行結算。在其它季節，將與其他機組一樣參與競價。
10)水電競價模式：對于水電廠較少的省市，建議水電不參與競價上網，采用租賃的辦法，由電網公司經營。水電調度經濟原則是：利用有限的水電發電量降低日前市場、實時市場和輔助服務市場上火電系統的邊際發電電價。
3． 機組分組（類）競價上網的模式
在電力市場初期，考慮到我國電力工業的現狀，特別是由于歷史原因形成而非機組本身的固有特性所致的電廠之間的成本差別，如：新老電廠差異、投資來源渠道差異、還貸條件差異、投資回報方式差異等，可將省電網內所有機組按成本差異分成幾種類型，按照一定的市場運行規則，采用機組分組（類）競價上網的模式。
4． 發電集團之間競價上網的模式
在電力市場初期，考慮到我國電力工業的現狀，特別是由于歷史原因形成而非機組本身的固有特性所致的電廠之間的成本差別，如：新老電廠差異、投資來源渠道差異、還貸條件差異、投資回報方式差異等，可將省電網內所有機組按成本差別進行均勻搭配，形成幾個（最好10個左右）的發電集團（每個發電集團內，都要包括老機組、新機組、還貸機組等），按照一定的市場運行規則，在發電集團之間實行競價上網。
5． 省級電網交易中心在大區電力市場中的作用
根據我國經濟以省為實體的現狀，以價格為基礎的商機制應作為發展跨省電力市場競價模式。在這一模式中，各省的電網交易中心不但是單一的購買者，而且還是本省發電商進行大區賣電的商。省電網交易中心將組織全省的發電廠的剩余電力到大區競價。因此省電網交易中心將向大區申報賣電和買電的報價曲線。由此必須制定省電網交易中心作為商的交易規則。
轉貼于 大區電力市場可以采用三種基本的運營模式：雙邊交易模式、單一購買者模式；電力經紀人模式。
1） 雙邊交易模式
在初期，市場成員為各省電網公司。市場各方單獨議價、簽訂合同；或者，由大區市場運行機構提供信息交換的場所（包括BBS）。
交易雙方為各市場成員，而與大區市場運行機構無關。通常在合同中規定了違約條款，若未能履行合同，由違約方補償對方的損失。這種模式適用于遠期合同和提前電力市場。
為了方便雙邊合同市場，大區系統運行者應設立電子公告板(BBS)，各省可根據公告進行電量和容量買賣，這種公告板有助于各省間有效地交換信息。
在這種模式中，大區調度中心不參加雙邊交易，但必須保證交易過程中系統的安全性和可靠性。一般情況下，系統運行者不必關心合同價格，僅關心系統需要提供的交易及交易時間，應有一系列規則明確規定雙邊市場下各機構的責任。有時候，由于輸電堵塞或發電輸電設施突然發生故障，不得不減少或中斷合同交易量。在這些情況下，大區調度中心必須將各類交易進行排序，確定相對重要性，通知各市場參與者減少或取消交易。通常，首先減少不確定的交易，然后是短期交易，最后是長期交易。
2） 單一購買者模式
在該模式中，要求各省分割一部分負荷電量集中到大區電力交易中心形成大區供電廠競價的電量。所有市場成員參與報價，并由大區單一購買者按照優先采購低價電力的原則安排交易計劃。
該模式的特點是：購售電交易必須在大區聯營中心內進行，大區聯營中心負責大區內交易額的平衡。市場交易不是完全“自由”的，而是受到調控。這一模式的核心是一個招、投、評標過程和最優決策模塊。缺電的各省發電公司向大區交易中心報出其可以接受的最低售電價，電力有余的各省發電公司向大區交易中心報出其可以接受的最高購電價，大區交易中心進行價格的高低匹配，給出成交的統一電價，作為結算的基礎。
實行該模式的基礎是：各省電力公司與大區交易中心預先簽訂多邊合同，并有獨立機構對大區交易中心進行監督。
3）電力經紀人模式
根據我國經濟以省為實體的現狀，以價格為基礎的商機制應作為發展跨省電力市場競價模式。
在這一模式中，各省的交易中心不但是單一的購買者，而且還是本省發電商進行大區賣電的商。大區交易中心為經紀人，每小時通知各方潛在買家和賣家的價格，該模式主要應用于小時電力市場。
各市場成員申報其買賣電的報價，由經紀人系統按照高低匹配法對潛在的交易進行匹配，并決定交易價格、以及進行系統的安全校核。詳細步驟如下：
第一步:收集報價資料。收集市場成員的報價情況，賣電報價代表一省提供額外電量的價格，買電報價代表一省降低生產可避免的成本。所有報價必須在交易前一小時提交大區經紀人。
第二步:價格排序。大區經紀人收到所有報價后，將其進行排序，售電報價從低到高排序，買電價格從高到低排序。
第三步:報價匹配。一旦收集到買方和賣方的報價，大區經紀人將進行排序，并對最低賣價的省與最高買價的省進行比較。然后，將次低的賣價與次高的買價進行比較，這一過程延續到無報價可比或最低賣價高于最高買價為止。這一過程稱之為高低比較法。由此確定成交的雙方。并不是所有高低配對后的經濟交易都從技術角度是可行的。缺少輸電線路、輸電堵塞或系統運行者規定的穩定極限會使現貨交易不能進行。當不能進行交易時，大區經紀人將比較余下的最高買價和最低賣價。
第四步:確定交易價格。對成交的雙方，其交易價格為雙方賣價和買價的平均值。為了能有收入回收輸電投資，可以對這種平分利潤的辦法進行修改，賣方和買方各支付一部份收入給輸電公司。
第五步:通知交易各方。找到交易并確定交易價格以后，中間機構在交易前的一定時段內將有關信息告知各方。
第六步:實施交易。各省確認其參與交易，并進行交易。至少應在交易前十分鐘確認。
我們認為：區域電力市場將來可能采用第三種模式。這種方式有利于電網的安全運行，適合于各省采用不同的競價模式和市場規則（這是因為各省的情況不同）
有一種觀點認為：電力交易應在大區范圍內進行，不需要省的交易中心，而由大區電力交易中心取而代之；在單一買主的情況下，這意味著在大區范圍內，所有省的電價趨同。這對于經濟發達且發電成本較高的省份，其電價是下降了，而對于經濟不發達且發電成本較底的省份，其電價是上升了，這與我國以省為實體的經濟可能發生矛盾。
七．電力市場中的“期貨交易市場、現貨交易市場、實時交易市場、輔助服務交易市場”的協調問題
通常按照提前時間的長短，在電力市場中設置期貨交易市場、日前市場、實時市場，并將熱備用、調頻作為服務商品劃分到輔助服務市場中。然而不同市場之間的協調的意義沒有被人們所認識。事實上，年期貨電量分配到各月和月所有期貨電量分配到各日是否合理？關系到未來電價是否平穩？電力生產是否平穩？日交易計劃的制定能否為實時市場提供更多的安全充裕度和競價空間？基于上述理由，提出多級市場的協調方法，其中包括：
1）年度與月度市場之間的協調；
2）月度市場與日前市場之間的協調；
3）日前市場與實時交易市場的協調；
4）輔助服務市場和日前市場與實時交易市場的協調。
1．年度與月度市場之間的協調
為了保證年度期貨合同與月度交易計劃的良好銜接，在月度交易計劃中應該考慮年度期貨合同在月度市場上的分配。在交易管理系統中，年度與月度合同相互協調內涵是：根據全年的負荷曲線、機組檢修安排情況，追求各月年期貨電量與該月的總負荷電量的比值盡可能相等，以保證不同月份的電價盡可能平穩和供需之間的平衡。
月度與年度計劃相互協調的關鍵是：在某月的運行結束后，應該根據市場目前的運行結果，調整剩余月份的年度合同電量的分配。詳細算法敘述如下：
1）預測未來剩余月份的月度負荷需求；
2）計算各月的年期貨電量對月總電量的比例；
3）選擇年期貨電量對月總電量的比例最小的月份，按照一定的步長，增加該月的年期貨電量；
4）檢驗年期貨電量是否分配完畢？是，則計算結束；否則，去[2]。
2．月度期貨市場與日前電力市場之間的協調
由于各交易主體的合同電量與合同電價已經在年和月的期貨交易決策中確定，就日合同電量的分配決策問題而言，不在于如何進一步降低購電費用，而是追求期貨電量在空間和時間上的均勻性和現貨市場價格的平穩性。期貨電量時間上的均勻分布有利于機組連續開機，避免機組的頻繁啟動；空間上的均勻分布將使得潮流分布均勻，保證足夠的輸電容量裕度留給現貨市場，這既有利于電網的安全運行，又為現貨市場準備了更大的競價空間。現貨市場價格的平穩性體現在：對負荷大的交易日，分配的期貨電量的數量也應該大，只有這樣，才可能避免由于現貨市場各日的競價空間不平衡使得現貨價格產生很大的波動。基于上述理由，我們建議：電力市場技術支持系統中增加日合同電量分配決策模塊。
3．日前市場與實時市場的協調
為了保證系統安全可靠運行，必須協調好日前市場與實時市場之間的關系。在這兩個市場之間，不僅考慮到本級市場的經濟性和安全性，還必須為下級市場預留足夠的調度控制空間。這樣，在考慮主要的不確定性因素的基礎上，日前交易計劃與實時調度過程之間就能夠自然銜接、平緩過渡、井然有序，從而全面提高經濟效益和社會效益。
為了協調日前市場與實時市場，引入交易計劃的調度流暢性以及調度流暢度指標。
調度流暢性是交易計劃適應不確定性因素的情況下調度和控制空間大小的性能。調度流暢度是交易計劃的調度流暢性的度量指標。
為了簡單起見，調度流暢度指標采用以下評價標準：
調度流暢度用在各節點的負荷增長模式一定、考慮發電和輸電約束的條件下，交易計劃能夠承受的系統總負荷增長的最大幅度來表征。在給出的交易計劃基礎上，若總負荷增長，按照固定比例將負荷增量分攤到各節點；若求得系統能夠承受的最大負荷增長量，則流暢度指標用與系統總負荷的比率表示，即下式所示。
=/*100%
該標準下的流暢度指標與傳統的負荷備用率在形式上相似，但是從特定意義上額外考慮了備用總量的分布特性，從而比傳統的負荷備用率概念優越。流暢度指標越大，說明多級市場之間越能夠平穩過渡。
在評價系統能夠承受的負荷增長幅度時，規定各節點的負荷增長模式給定。這一假設是有代表性的，因為對于一個特定的系統而言，負荷增長模式具有相對固定的規律。為了簡化起見，可以令負荷增長模式與各節點上的負荷成比例。
4． 輔助服務與實時交易市場和現貨市場的關系
輔助服務市場將向現貨市場和實時市場提供機組的調配范圍、備用范圍。實時和現貨市場將根據這一范圍所規定的約束條件，進行預調度計劃的優化決策和實時計劃的優化決策。換句話說，在決策預調度和實時購電計劃時，應優先保證輔助服務市場計劃的實施。
電力市場技術支持系統是基于計算機、網絡通信、信息處理技術及安全管理模式，并融入電力系統及電力市場計算分析理論的綜合信息系統。以技術手段為電力市場公平、公正、公開競爭和電網的安全、穩定、優質、經濟的運營提供保證。
根據電力市場特點，電力市場技術支持系統設計要特別注重以下幾條原則：
電力市場技術支持系統的建設應遵循總體詳細設計（其中包括數據庫、數據流程、各功能模塊的詳細設計），分步實施的方針。
系統的整體設計應緊密結合電力市場的實際情況，不但要滿足于現時電力市場各種運營模式、競價模式和結算模式變化的需要，具有良好的適應性。同時還要適應于將來華中區域性電力市場運營、電力體制深化改革和電力市場進一步發展（例如，供電側開放的電力市場）的需要。
在設計中，應充分保證系統的開放性、可擴展性、可靠性、安全性、實用性，并充分考慮將來與大區電力市場技術支持系統的接口與協調，應充分考慮與地區（市）級電力市場的接口與協調。
電力市場技術支持系統應注重平臺系統的建立，應有一個比較穩定的系統平臺，應采用開放式、分布式體系結構，以利于系統的集成擴充和發展，適應技術發展和電力市場逐步完善的需要。
數據接口應采用最新國際標準（如IEC API標準），實現各功能模塊間的數據交換和訪問。在網絡結構設計上應注意局域網和公用網之間的銜接和數據交換，考慮身份鑒定，密碼設計等安全措施，保證系統的安全。同時，還應注重整個系統的數據流向及數據間相互關系的建立。
電力市場技術支持系統應采用國際標準、國家標準、行業標準及通用技術。
電力市場技術支持系統盡可能用電子商務的思想（技術）進行設計。
國外配額制
國外配額制是一種通過市場機制實現的可再生能源發展政策，是一個國家（或地區）用法律的形式對可再生能源發電量在電力生產總量或消費總量中所占的份額進行強制性規定的一項政策，也是一項支持可再生能源發展的重要政策工具，目標是通過市場機制以最低的成本引導企業開發和利用可再生能源。
美國是世界上最早實施可再生能源配額制的國家之一，截至2010 年底，全球已有超過14個國家在全國范圍內實施了配額制政策，一些國家在部分地區實施了配額制政策。在全球可再生能源開發利用規模較大的國家中，美國是配額制政策實施較為成功的國家，已有37個州實施了可再生能源配額制。
國外可再生能源配額制的實質是通過市場機制以最低的成本引導企業開發和利用可再生能源，根本是要解決可再生能源開發利用成本過高的問題，其作用與可再生能源固定電價政策類似。配額制政策并不只是提出一個配額目標，而是包括配套運作機制的完整政策體系。國外配額制政策具有兩個基本特征：
一是基于綠色證書交易。強制配額制是要求電力企業必須生產或銷售規定比例的可再生能源電量，同時，政府對企業生產或銷售的可再生能源電量核發綠色交易證書，并通過綠色證書交易市場實現交易。承擔配額制的企業既可以通過自己生產可再生能源，也可以通過買入可再生能源證書，或者二者并舉履行義務。
在綠色證書交易機制下，電力企業可根據可再生能源生產成本和綠色證書價格，靈活選擇合適的可再生能源產量和證書買入數量，從而實現成本最小化；同時，綠色證書交易大幅降低政府可再生能源補貼的確定、調整、籌集和分配等的管理成本。
二是基于電力市場。電力市場在配額制政策體系承擔重要作用，配額制一般不需要進行價格補貼，可再生能源開發利用高成本主要通過電力市場實現用戶分攤。電力企業為生產或收購可再生能源電力或購買交易證書付出的高成本，最終通過電力市場在電力用戶的銷售電價中消化。
從國外配額制政策要素來看，主要涉及以下幾個方面。
其一，配額制政策一定有一個明確的總量目標，同時需要有配套的針對配額義務主體的目標分配機制。不同國家總量目標及分配機制不同。如英國，主要根據歐盟可再生能源發展目標確定逐年配額總量目標，并根據地區經濟發展水平確定不同地區的差異化的配額指標，但同一地區內電力企業承擔相同配額指標。美國加州以2001年配額比例為基準，以每年遞增1%的方式確定總量目標，電力企業采用“存量+增量”方式承擔不同配額指標。日本在分配地區配額指標的時候，還會考慮各地區電網條件的差異，在配額指標上乘以一個電網系數。
其二，從國外配額制實踐來看，配額制政策實施中承擔責任的主體是電力企業。配額制政策中，供電企業（發電企業）承擔的義務是其收購（銷售）的電量中可再生能源電量必須達到規定的比例，電力企業不是可再生能源消納的責任主體，并沒有承擔可再生能源開發利用高成本的義務。實施配額制獲得的環境和其他社會效益，受益者是全社會和全體公民，其高成本通過電力市場以銷售電價的形式由全體電力消費者承擔，配額義務的最終承擔者是電力消費者。
其三，國外配額制政策成功實施的經驗表明，電力市場運行機制、綠色證書交易機制以及考核機制構成配額制政策實施的運作機制，電力市場運行機制解決了可再生能源開發利用的激勵問題，通過放開終端銷售電價定價權，可再生能源開發利用的高成本能夠疏導到電力消費者；綠色證書交易機制可引導以最低成本開發可再生能源；考核機制確保配額目標的實現。
中國制度設計
由于政策目標不同，電力管理體制不同，可再生能源政策環境不同，我國配額制政策設計應與國外有很大差別。
配額制政策的本質與固定上網電價政策相同，都是一項推動可再生能源開發利用的激勵政策，著力點在于解決可再生能源開發利用的高成本問題，因此，配額制政策一般不與固定電價政策混用。與國外不同，我國針對風電和地面光伏電站均出臺固定上網電價政策，對于可再生能源的開發，固定電價政策已充分發揮其激勵作用，我國出臺配額制的政策目標不是解決通過競爭降低可再生能源開發成本的問題，而是要解決可再生能源的消納問題，也就是可再生能源利用成本高的問題。
由于電力管理體制與國外不同，我國各地方發電計劃由各地方政府能源主管部門核定，因此，在我國配額制政策設計中，地方政府必須承擔起可再生能源配額制消納義務主體的責任，而發電企業和電網企業應作為配額制的實施義務主體。
配額總量目標根據國家合理控制能源消費總量和調整能源消費結構的宏觀目標確定。對于配額指標的地區分配綜合考慮消納責任、消納能力、發展潛力、電網布局等因素,以省為單位進行可再生能源電力配額指標分配，不同資源條件的省份承擔的配額指標不同；同類型的省份承擔同等的配額指標。
基于中國國情及配額制政策目標，中國配額制政策的實施應主要通過行政方式實施。各地方政府應充分發揮其在配額制政策實施的主導和協調作用，負責提出并落實本地區完成配額義務的具體實施方案，協調督促發電企業及電網企業完成配額義務。發電企業應根據經濟和技術最優的原則，合理確定各類非水可再生能源發電項目的投資規模和建設時序，確保其配額義務的完成。電網企業應根據可再生能源配額總目標及其分配情況，合理確定可再生能源電力輸送規劃，在國家能源主管部門和地方政府的指導和協助下編制并落實可再生能源電力消納市場，確保配額指標的完成。
需要怎樣的政策
可再生能源發展中遇到的問題歸根結底還是經濟性的問題。目前，對于風電等可再生能源發電的開發成本高已得到了廣泛認識，現有固定政策也較好解決了這一問題，但對于其由于出力特性導致的利用成本高，社會普遍認識不足，缺乏量化研究，導致目前可再生能源發電消納問題突出。
我國配額制政策設計的目標是要解決可再生能源發電上網和市場消納問題，也就是可再生能源發電利用問題。電力系統發、輸、用同時完成的特點，決定了可再生能源發電利用涉及發電、輸電及用電等各環節。需要政府、發電企業、電網企業的共同努力，特別是政府對于發電企業和電網企業的責任義務、經濟利益的協調，以及對于用戶用電行為的引導。
本文闡述了電力企業經濟運行的特征和標志，分析了電力企業經濟發展現狀，提出了電力企業經濟發展的對策。
【關鍵詞】
電力企業 經濟發展 現狀 對策
電力企業是從事電力生產經營活動的工業企業，它通過由發電、變電、輸電、配電等子系統構成的電力系統，進行電能的生產和銷售，它實行獨立經濟核算，是獨立的工商界的經濟單位。電力產業改革既關系到電力產業自身的發展，也關系到國民經濟的平穩運行和發展。
1、電力企業經濟運行的特征和標志
隨著電力技術的突破和提高，電力大規模生產帶來了電力生產效率和投資收益的提高。電力企業的發展歷史充分證明：在電力需求導向下，隨著電力生產規模從小到大，電力企業經歷了規模收益遞增、不變、遞減三個階段。可以說電力經濟是一種較為典型的規模經濟。電力是一種技術高度集成的基礎能源，在現代社會里它是公共產品，因此電力市場需求彈性與其他產品有著很大不同。從價格彈性特征看，電力作為城鄉居民家用電器的動力，富有彈性：當電力價格變化時，引起電力需求量變動比較大；電力價格升高時，大多數居民將減少對電熱水、空調等耗電量大的電器的需求及其使用時間；電力價格下調時，大多數居民將增加對電熱水、空調等耗電量大的電器的需求及其使用時間。以電為動力的工業完全無彈性。不論電力價格變動與否，它們的生產線不會因電力價格的變動而停止或新增，因此它們對電力的需求量都會相對固定不變。
2、電力企業經濟發展現狀
2.1 電源結構不斷調整和技術升級受到重視。核電建設取得進展，經過20年的努力，建成以秦山、大亞灣/嶺澳、田灣為代表的三個核電基地，總裝機容量達到了870萬千瓦。高參數、大容量機組比重有所增加，到2010年將有10臺以上100萬千瓦超超臨界機組投產。燃氣蒸汽聯合循環發電技術引進取得成果，目前約有近70套9F級燃機機組正在建設或前期準備中，2005年5月大陸首臺9FA重型燃氣蒸汽聯合循環機組投入運行，燃氣輪機的裝機容量不久將達到3000萬千瓦以上。
2.2 電源結構有待優化。一是煤電比重很高，近幾年又增長較快，所占比重進一步提高，水電開發率較低，清潔發電裝機總容量所占比例較小；二是20萬千瓦及以下機組超過1億千瓦（4403臺），其中10萬千瓦及以下有6570萬千瓦（3993臺），加之目前各地小機組關停步伐明顯放緩、企業自備燃油機組增多，燃煤和燃油小機組仍占有過高比重，投入運行的60萬千瓦及以上火電機組僅55臺，大型機組為數較少；三是在運行空冷機組容量約500萬千瓦，與三北缺水地區裝機容量相比，所占比例低，其節水優勢沒有體現出來；四是熱電聯產機組少，城市集中供熱普及率為27%；五是電源調峰能力不足，主要依靠燃煤火電機組降負荷運行，調峰經濟性較差。
2.3 電網建設不斷加強。隨著電源容量的日益增長，我國電網規模不斷擴大，電網建設得到了不斷加強，特別是近十年來，電網建設得到了迅速發展，輸變電容量逐年增加。并且，截至2005年7月，除海南外已經初步實現了全國聯網，初步實現了跨區域資源的優化配置，區域電網間的電力電量交換更加頻繁，交易類型出現了中長期、短期、超短期、可中斷交易等多種模式，呈現多樣化的良好局面，由于跨區跨省電力交易比較活躍，部分聯網輸電通道長期保持大功率送電。西電東送、全國聯網工程對調劑電力余缺、緩解電力供應緊張和促進資源優化配置起到重要作用。
2.4 電力需求旺盛，發展潛力巨大。國民經濟持續快速增長，對電力的拉動作用巨大。上世紀70年代起，我國基本處于長期嚴重缺電的局面，電力供應短缺是制約經濟發展的主要瓶頸。隨著電力工業快速發展，1997年開始實現了電力供需的基本平衡，部分地區供大于求。進入新世紀，隨著我國實施西部大開發戰略，實行積極財政政策和擴大內需的經濟方針，國民經濟持續發展，電力需求增長也屢創新高。
3、電力企業經濟發展的對策
3.1 采取學習型管理模式完善經濟理論。以組織學習作為學習型管理的基礎，是企業經濟與技術發展成功與否的關鍵因素。電力企業對于員工學習環境與學習型組織的引導創建，可通過對于學習平臺進行有效地知識管理，從而達到員工與企業知識的積累與提高，達到強化學習的目的。電力企業必須首要制定全員學習任務的固定制度，同時用完善與嚴格的規程來保證與規范，通過學習型組織的創建來建立起網絡化的組織結構。
3.2 加強合同管理。首先，電力企業領導要在思想上給予高度重視，緊抓施工合同管理同企業的計劃管理、生產管理、組織管理。其次，要完善相關制度，建立合同實施保證體系，把合同責任制落實到具體的工程和人員。然后需要配備專人，對招標文件、投標文件、合同草案及合同風險進行全面分析與管理。并且，要健全合同的文檔管理系統，除施工合同外還要對招標文件、投標文件、合同變更、預付款保函、工程保險等資料進行統一的收集、整理與存檔，形成專業、系統的工作。
3.3 重視客戶服務工作，實現供電資源調配機制。實現以客戶服務為中心的供電資源調配機制。客戶服務效率與品質的提升，需要指揮中心進行監控調度來實現，就此解決電力企業部門之間以及分縣局間存在的溝通協調不便的問題，并且有利于為市場分析、預測提供信息數據支持。客戶停電管理是指通過監控，減少供電方出現超時、重復性以及臨時性的停電幾率，避免客戶由于停電時間造成的不便與經濟損失，電力企業可以開展停電低壓統計的到戶工作。
3.4 電力企業的營銷管理疏導電力價格矛盾。規范內部管理流程，實施過程控制是營銷管理的核心，通過制定工作流程、明確員工崗位職責、實行營銷員工績效考核，開展營銷業務稽查都營銷管理工作必不可少的手段。我國應該抓住目前物價上漲趨緩、煤價有所回落的有利時機，抓緊研究和建立基于成本、能夠充分反映供求關系、資源稀缺程度和環境損害成本的資源要素價格形成機制，加快電力市場化建設步伐，理順煤電價格關系，促進電力和煤炭市場的規范發展。
3.5 優化電力結構，提高發展質量。國際金融危機的不斷蔓延，使我國電力工業遭遇了寒冷的冬天，同時也給我國的電力工業結構調整帶來了難得的機遇。我國應抓住機遇，大力發展核能、風能等清潔能源，逐步提高可再生能源比重。同時，還應不斷優化發展火電，努力推進小火電關停工作，切實提高能源利用效率。
4、結束語
電力工業是國民經濟的基礎產業，為國民經濟的發展提供動力支持。電力企業在我國社會經濟發展中占據著十分重要的基礎性地位，企業的競爭也隨著信息化的高速發展和企業管理體系的不斷健全而日益激烈。電力企業需要具備完善的經濟理論與實踐經驗，要擺脫環境與資源約束，實現經濟效益的跨越式發展。
作者簡介：
李玲，女，漢族，大學本科，1973年出生，中級會計師，從事電力企業財務管理工作。
參考文獻：
中圖分類號： U469.72 文獻標識碼： A
1 引言
隨著世界工業水平加速發展以及群眾生活水平的不斷提高，社會對汽車的需求量逐年增加；隨著汽車產量和使用量的增加，社會對石油能源的依賴變得越來越嚴重。石油等不可再生能源的不斷開采，將會帶來能源枯竭，造成能源危機，與此同時，石油、煤炭等一次能源的消耗會增加碳的排放量，給環境保護帶來挑戰。為了減少石油等能源消耗，提高環境質量，汽車行業推出使用電池作為動力的電動汽車。隨著電動汽車的發展，需要建設電動汽車的充換電服務網絡為其提供電池充換電服務，這滿足電動汽車運營的需求，為電動汽車發展提供基礎保障。本文介紹了電動汽車充換電網絡的整體架構，每一層的設計與實現，最后通過實際項目進行應用驗證。
2 整體架構
電動汽車充換電服務網絡通過智能電網、物聯網和交通網的“三網”技術融合，實施信息化、自動化和網絡化的“三化”管理，實現對電動汽車用戶跨區域全覆蓋的同網、同質和同價的充換電服務。電動汽車充換電服務網絡按照分層設計方法將其分為終端層、網絡層、系統層。
2.1 系統層
系統層主要有電動汽車運營管理系統，為電動汽車充換電服務提供全面業務管理和技術支持的軟件系統，是實現電動汽車運營的必備要件。
2.2 網絡層
網絡層是連接終端層與系統層的紐帶，其主要功能是實現電動汽車服務網絡中各類站點（終端）與電動汽車運營管理系統的互聯互通。
2.3 終端層
終端層是電動汽車實現運營的基礎支撐，主要是指構成電動汽車充換電服務網絡的基礎設施及設備，包括電動汽車各類充換電站（集中充電站、電池配送站、電池更換站）、交流充電樁、電動汽車及其車載終端等設備。下文將重點闡述系統層、網絡層及終端層中車載終端的設計與實現。
3 系統層設計
系統層的運營管理系統依托一體化數據交換平臺和數據中心，完成國網總部、省之間的信息和數據交互，涵蓋總部、省、地市和充換電站等四級應用，充分實現充換電服務網絡運營的智能化管理，保障充換電服務網絡運行高效、可靠、安全，為電動汽車提供智能、方便快捷的充換電服務。
3.1 系統物理部署架構
運營管理系統采用總部、省兩級部署模式，能夠符合總部、省、地市、站點不同層次運營管理的特點，滿足統一建設、分步實施的要求，其物理部署架構設計如圖 2 所示。
運營管理主要是監控和管理經營區域內電動汽車充換電服務網絡的運營，匯集所轄區域的結算信息、運行信息以及客戶信息等，并對這些信息提供海量存儲。在深度分析的基礎上，負責區域內全局性業務的決策和調度。同時，與營銷業務應用系統、95598 供電服務系統、總部容災系統以及 GIS 空間服務平臺等進行信息交互的統一數據接口，并實現與英大智能支付卡系統的業務交互。
3.2 系統功能設計
運營管理系統，通過綜合利用傳感網、智能標簽、全球定位系統（GPS）、地理信息系統（GIS）和無線寬帶移動通信等先進技術，實現對電動汽車、動力電池、充電設施網絡等資產的在線監控和全壽命周期管理，提供包括客戶管理等各項功能，提升電動汽車運營管理的智能化水平，優化資源配置，確保電動汽車充換電服務等相關業務高效運行。
根據電動汽車充換電的管理需求，并考慮系統相應的擴展功能，該系統將功能分成了15個模塊，每個模塊則由若干個子模塊組成，其中的主要關鍵模塊功能如下所述。
3.3 數據采集管理
數據采集管理主要負責換電站、充電站和充電樁的數據采集。數據采集的方式主要分為主站主動采集和充換電站（樁）主動上報兩種。支持GPRS、CDMA或網絡的通訊方式，使充換電站（樁）實現與主站通訊，進行數據采集。
（1）換電站數據采集。①采集充電機的工作狀態、溫度、故障信號、功率、電壓、電流等；②采集電池組溫度、SOC、端電壓、電流、電池故障信號等；③采集電池更換站供電系統的開關狀態、保護信號、電壓、電流、有功功率、無功功率、功率因素、電能計量信息等；④采集電池更換設備的位置、工作狀態信息。
（2）充電站數據采集。可以采集充電站站內充電機電能量數據及充電交易記錄、站內充電樁電能量數據及充電交易記錄、充電電池狀態信息、站內配電設備狀態、有源濾波器數據、站內電表電能量等實時數據，采集視頻、門禁、煙感等設備的數據。
（3）充電樁。可采集停車場等社會單位的每個充電樁的電壓、電流、工作狀態、充電交易記錄等。
3.4 實時監控
結合GIS平臺，在地圖中為用戶直觀展現充電站、換電站、充電樁和GPS的實時監控信息。
（1）充電樁實時監控。系統提供充電樁實時監控數據的展示和召測功能，方便用戶直觀了解充電樁最近的運行情況。可監測和查看充電樁的電壓、電流、充電狀態、充電交易記錄等。
（2）充電站實時監控。可查看充電站內充電機、有源濾波器、視頻、安防等設備的實時監控信息，主要功能包括：充電站計量信息、充電機信息、充電樁信息、配電監測信息、諧波監測信息、視頻監控信息。
（3）換電監控。可查看充換電站內充電機、電池箱、有源濾波器、視頻、安防等設備的實時監控信息。
（4）GPS監測。系統預留GPS接口功能，通過電動汽車或電池上加裝的GPS和物聯網模塊，對車輛進行自動識別和行駛狀態實施監測，對電池進行定位和動態監測，既實現里程計算的功能，又能夠確保車輛和電池安全。
（5）實時報警。可實現充電設備的實時告警，可根據不同類型按級別進行報警處理。
3.5車載GPS監測
為實現“里程計費”的運營模式，在電動汽車（和電池）上加裝了GPS和物聯網功能模塊，對車輛進行自動識別和行駛狀態實施監測，對電池進行定位和動態監測，既實現里程計算的功能，又能夠確保車輛和電池安全。
電動汽車運管理運營中心可通過GPRS網絡，實時接收車載GPS或物聯網通信模塊發送的數據，實現數據的采集、處理、存儲、顯示、查詢、告警等功能；同時實現對車輛和電池的GPS定位，在GIS地圖上實現對車輛的跟蹤、查詢等功能。
3.6 計量計費管理
用戶電動汽車充電、換電池等業務都會產生用電費用。同樣，換電站、充電站、充電樁對于供電企業來說，是一個用電用戶，也會產生用電費用。計量計費管理就是為了把各種用電用戶所產生的費用進行集中管理、集中計費。匯總和分析各種收費數據，為用戶提供各種費用綜合報表。計量計費管理根據計費類型不同提供各種類型的計費方法，以滿足不用用戶的需求。
（1）充電計費。主要是進行整車充電時提供的一種計費方式，系統可查詢充電機、充電樁或每張充電卡每次充電所產生的費用。系統可為汽車充電提供多種充電方式，如汽車充電時間、充電電量、充電金額等。系統將以當次充電電量以及當前充電電度單價來計算充電費用。
（2）換電計費。換電計費是為電動汽車提供換電服務的的計費方式。計費實現是在電動汽車行駛過程中，通過車載電池GPS模塊的處理，記錄電動汽車行駛的里程，在汽車進行電池更換時，系統將通過讀取車載電池GPS模塊的里程數，根據里程數進行用電費用計算。
（3）賬務管理。以充電交易計費記錄、換電交易計費錄為數據基礎，提供各種收費數據的查詢、統計和分析。可提供按用戶為單位、按充電機為單位、或按充換電站為單位進行交易費用匯總，生成各種交易報表。以便用戶分析全局運營賬務情況。
3.7 換電管理
換電管理是為確保客戶換電過程的有序進行，換電過程不但需要換電站內相關工作員操作系統，還需要車主的配合。其中主要的是對電池的查詢和狀態修改、新增詳細的換電記錄、實時更新電池狀態。
換電過程管理主要是能及時的監控到電池的狀態變化，可以監控到電池在使用還是在庫存，如果在使用也可以監控到給誰或者給哪輛車在使用，如果是在庫存，也能及時了解電池充電是否完成，是充滿狀態還是充電未完成狀態，能全局監控電池和充電情況。
4 網絡層設計
根據各類站點（終端）的實際情況，網絡層采用符合站點（終端）實際需求的通信方式，為充換電服務網絡中信息數據交互提供通道。
4.1 通信網絡架構
通信網絡能夠為用戶提供城市區域、省內城際和省際城際區域無縫的電動汽車服務，覆蓋總部數據中心、省級數據中心以及各類站點（終端）。
4.2 通信通道設計
對各類站點（終端）的部署位置、通信需求進行綜合分析，設計集中充電站、電池更換站、電池配送站、充電樁等的通信通道。
（1）集中充電站通信通道。集中充電站一般在 110/220 kV 變電站附近，該類站點作為電池集中充電和供應站點，數量較少，對安全性和實時性要求較高，采用自建光纖網絡方式就近接入電源引入的 110/220kV 變電站傳輸網絡節點。
（2）電池更換站通信通道。電池更換站分為城區和高速公路兩種，城區電池更換站一般在交通樞紐、公共服務設施附近，高速公路電池更換站一般在服務區。電池更換站對安全性和實時性要求高，應采用自建電力光纖通信網絡方式接入具備通信資源的 110/220 kV 變電站、35 kV 變電站和 10 kV 開閉所節點。對確實不具備自建網絡條件的站點，可臨時租用公網專線進行組網，在省級數據中心實現接入。
（3）電池配送站通信通道。電池配送站是電動汽車運營的末端服務站點，數量較多，分布在社區的公共停車場、公共設施附近，對安全性和實時性要求較高，可充分利用城區 10kV 配網光纖網絡資源實現接入。可采用自建光纖網絡就近接入城區 10kV 配電光纖網絡；在不具備接入光纖網絡的條件下，可以采用租用公網專線進行組網，并在省級數據中心實現接入。
（4）充電樁通信通道。充電樁是電動汽車運營網絡的末端充電設施，數量多，位置分散，分布在社區停車場、公共設施停車場等位置，對安全性要求較高，實時性要求一般。在充電樁區域不具備電力 0.4kV終端通信接入網絡（如電力光纖到戶網絡）或 TD-LTE 電力寬帶無線專網資源時，租用公網無線方式進行組網；在具備相關資源時，采用自建專網接入 0.4kV 終端通信網絡。
5 車載終端設計
5.1 工作原理
電動汽車車載終端部署在電動汽車內部，需要與車內整車控制系統及后臺管理中心的運營管理系統進行信息交互。電動汽車內部網絡使用 CAN 總線作為基本通信總線，采用總線型與星型相結合的網絡拓撲結構連接傳感器，通過車載網絡可進行汽車控制以及實現車內數據交換和信息共享。車載終端可以接入整車的 CAN 網絡，與整車控制系統互連，實時獲取車及電池等相關信息；通過內置的 GPRS/3G 通信模塊實現與運營后臺系統的信息交互。
6 應用實例
電動汽車充換電服務網絡已在蘇滬杭城際互聯示范工程得到應用，通過驗收已正式投運上線。在蘇滬杭互聯示范工程建設中，依托蘇滬杭之間高速公路配套基礎設施，建成 9 座智能充換電站，其中浙江 4 座，江蘇 3 座，上海 2 座。工程所涉及的上海、蘇州和杭州 9 個智能充換電站全部通過驗收，標志著我國第一個跨省區電動汽車城際互聯工程竣工，并具備投運條件。蘇滬杭城際互聯示范工程實現了華東地區和蘇滬杭三地的電動汽車充換電服務網絡互聯互通，形成融合運營與管理的信息通信網。工程分別在蘇州和上海、杭州部署總部級、省級運營管理系統，涉及 3 個省市充換電業務的互聯運營與清分結算。該電動汽車充換電服務網絡應用滿足了電動汽車運營的跨城際、跨區域要求，為充換電服務網絡的運營提供強力支撐，作為國家電網公司打造的電動汽車智能充換電網絡的精品工程，為電動汽車在蘇滬杭地區的跨城際交通創造條件，并將推動蘇滬杭地區電動汽車產業的發展。
7 結論
本文給出基于分層設計方法的電動汽車充換電網絡整體架構，對電動汽車充換電網絡的系統層、網絡層和終端層做了詳細設計說明。最后介紹了國網公司電動汽車智能充換電網絡試點工程項目，該項目采用本文所述的架構和設計方法，實現了電動汽車跨區、跨城際的運營功能，目前運行穩定，為電動汽車在全國范圍內推廣奠定了良好的基礎，促進了電動汽車產業的發展。 參考文獻
智能電網是推動新產業革命的核心力量
目前，全球已進入由新能源引領的能源革命時期，即第四次產業革命。智能電網的建設將會拉動相關工業產業的發展，推動全社會的產業升級，是推動新一輪產業革命的核心力量。智能電網的本質就是能源替代、兼容利用和互動經濟，是最先進的通訊、IT、能源、新材料、傳感器等產業的集成，也是配電網技術、網絡技術、通信技術、傳感器技術、電力電子技術、儲能技術的合成，對于推動新產業革命具有直接的綜合效果。
智能電網已被我國列入“十二五”新興能源產業重點扶持的十大領域之一。智能電網的建設將直接推動信息、通訊、芯片制造、自動化控制設備以及電子儀器儀表等高科技產業的發展，同時將拉動電動汽車、汽車充電電池、軌道交通設備等行業的發展。此外，還將推動相關的服務和金融產業發展，如智能技術交易服務、工程設計咨詢服務、工程融資和碳交易等現代服務產業。
智能電網是發展低碳經濟的核心環節
低碳的電力服務是低碳經濟的基礎，具備堅強、自愈、兼容、經濟、集成、優化等要素的智能電網，是實現低碳電力的核心環節。
傳統電網存在不支持大規模間歇性電源與分布式電源接入、輸電損失巨大且用戶間無法互動等問題，因而無法滿足新能源發展的要求，智能電網應運而生。風電、太陽能發電等新能源的應用，近年來在國內日益受到重視，但由于風力的強弱隨時可能變化、太陽的光照強度也會隨天氣而改變，這兩種發電方式產生的電能時強時弱，故而不能保證其聯網輸電的穩定性。可以說，智能電網與新能源是相輔相成、缺一不可的，沒有新能源的發展，就沒有發展智能電網的必要；沒有智能電網，新能源的規模利用也是不可能的。
智能電網是電力系統發展變革的最新動向
隨著經濟的發展、社會的進步、科技和信息化水平的提高以及全球資源和環境問題的日益突出，電網發展面臨新課題和新挑戰。依靠現代信息、通信和控制技術，積極發展智能電網，適應未來可持續發展的要求，已成為國際電力工業積極應對未來挑戰的共同選擇。
智能電網將發電廠、高壓輸電網、中低壓配電網、用戶等傳統電網中層級清晰的個體，無縫的整合在一起，使用新一代的智能控制系統、決策支持系統，將實現電力流、信息流的受控雙向流動。實質上，智能電網也是利用網絡效用，實現最低的成本和最可靠、最高效的電力服務。
智能電網是我國應對能源環境問題的重要手段
我國能源問題嚴峻
我國能源環境問題較為嚴峻，能源緊缺、分布不均、能耗過大和溫室氣體排放過量對可持續發展構成威脅，主要包括以下幾個方面：1)能耗大，能效低。2009年，我國一次能源消費量高居世界第二，同時是過去10年里能源消耗增長最快的國家；2)人均資源匱乏。作為一個制造業大國人均能源消費僅為世界平均水平的73％；3)溫室氣體和有害物排放量大。目前我國已是世界第一大溫室氣體排放國，同時也是二氧化硫排放第一大國；4)能源分布不均。清潔能源是未來開發的重點，但我國未來可開發的水力資源主要分布在西南；陸上風能資源則集中在三北地區；核電站由于冷卻技術限制，當前我國已建和在建核電均在東南沿海。主要負荷中心卻是華北、華東和華中，距主要能源基地大約為800-3000km。富集風能、太陽能、水能資源于一體的到主要負荷區的距離更是超過3000km。
智能電網是應對能源環境問題的有力措施
智能電網的建設可以提高能源傳輸效率，接納更多的清潔能源，從時間和空間上優化能源配置，對于節能減排作用重大。
1、推動能源結構調整、提高清潔能源比重。清潔能源存在固有的缺陷，如水電受季節和來水量影響較大；核電調峰能力差；風、光具有不確定性和間歇性的特點，同時電能質量較差。這些問題造成當前電網無法大規模接納新能源，因此需要更加靈活穩定的智能電網。
2、優化能源傳輸體系。堅強智能電網構建了特高壓和直流輸電的電力高速公路網，減輕鐵路、公路運輸壓力，同時使得風、光、水等難以運輸的一次能源能夠跨區優化配置。
3、提高能源使用效率。智能電網可從各個環節來降低損耗，尤其是輸變電環節和配電環節的線路和變壓器損耗。改善手段主要包括特高壓輸電、直流輸電和柔性輸電、配電網優化布局、智能無功補償、節能變壓器和非晶合金變壓器的應用等。
我國智能電網建設現狀
智能電網進行時，規劃標準相繼出臺。《智能電網技術標準體系規劃》和《智能電網關鍵設備(系統)研制規劃》已于今年6月正式。其中《智能電網技術標準體系規劃》是用于指導國家電網公司智能電網企業標準編制工作的綱領性文件和技術指南。該規劃在中國首次系統地提出了包括8個專業分支、26個技術領域、92個標準系列的智能電網技術標準體系；《智能電網關鍵設備(系統)研制規劃》在中國首次系統地提出了包括7個技術領域、28個技術專題和137項關鍵設備的研制規劃。
當前我國的智能電網還處于研究和實驗階段，智能化投資主要體現在前后兩批25個試點工程以及智能電表、充電樁等基礎設施上。而試點工程建成后需要有至少1-的觀察期和反饋期才可能投入實用。因此大規模智能化建設在2012年以后會逐步啟動，技術難度較大和投入成本較高的項目則要等到2016年以后，我國智能電網將沿著由堅強到智能的路線逐步推進。
智網細分行業的投資機會
特高壓建設是基礎
“堅強”和“智能”是堅強智能電網的基本內涵，只有形成堅強網架結構，構建“堅強”的基礎，才能實現互動化的“智能”技術特征，因此特高壓輸電網是建設我國智能電網的基礎。我國主要能源基地分布、負荷中心分布于國土的西部、東部，之間距離長達800-3000km，長距離低損耗送電是我國電網必須解決的問題，特高壓作為骨干電網正解決了這個問題。
2010-2020年特高壓輸電網總投資將超過6000億元。按照國網的規劃，到2020年，中國將形成以“三華”(華北、華中、華東)特高壓同步電網為受端，東北特高壓電網、西北750千伏電網為送端，聯接各大煤電基地、大水電基地、大核電基地、大型可再生能源基地
的“一特四大”堅強電網結構，跨區、跨國輸電能力達到4.2億千瓦，其高壓承載部分達到3.5億千瓦。
配電自動化是重中之重
配電自動化是提高供電可靠性和供電質量、擴大供電能力、實現配電網高效經濟運行的重要手段。智能電網的投資構成中(不考慮大規模儲能裝置)，配網自動化和用戶側系統將占40％，智能變電站占20％、智能調度占15％、柔性輸電系統(含清潔能源接入側設備)占10％，其他投資占15％，可見配電網自動化將是智能電網建設的重中之重。
我國配網自動化處于初級階段。國內城市配網饋線自動化率不足10％，而國外配網自動化的比例達到60-70％，未來市場空間廣闊。配網自動化建設即將進入高峰期，預計有接近10個城市進入試點。從長期看，一旦大城市試點成功，勢必向二、三級城市推廣，未來可能進一步深入到縣的級別。每個城市配網自動化總投資在4.5億元之間，保守按照年均10個城市進行改造，預計年均市場容量在45億元左右，未來5年將是配網自動化投資的高峰期。
柔性輸電提升效率與可靠性
輸電環節的智能化主要是指柔性輸電的應用和發展。柔性輸電技術將電力電子技術廣泛應用于輸電環節，實現對輸電系統的主要參數進行靈活快速的適時控制，進而實現電能的合理分配，降低功率損耗和發電成本，大幅度提高系統穩定和可靠性。
新能源發電的發展、電力市場改革構成柔性輸電設備市場的雙重推動因素。一方面，新能源發電的不穩定性直接導致未來電網電能質量和安全受到極大挑戰；另一方面，電力市場改革導致發電、輸電分離，輸電運行和投資風險和不確定性等級的顯著增加。應對這兩方面挑戰，電網企業需要在輸電系統引入更大的靈活性，即要引入柔性輸電系統。
智能變電站是堅強節點
從數字化變電站走向智能變電站，標志著智能電網的全面建設。智能變電站具有更廣的適用范圍及更好的發展前景，將取代常規變電站和數字化變電站，構成智能電網的最關鍵節點單元，最終和其他電網智能化設備一起，構成整張智能電網。
2010-2020年智能變電站建設將帶來1500億元以上的市場需求。目前全國共有110kv以上變電站超過23000座，按5％的保守增長率假設，到2020年，全國110kv以上變電站將達到32000座以上。預計到2020年，全部重點變電站將實現智能化改造，帶來總計1500億元以上的市場需求。
智能用電：外延市場更為樂觀
智能用電擁有豐富的外延市場，如汽車充電站建設將在2015年之后迎來，再如節能減排政策帶來的合同能源管理，再如基于Web的電力服務、智能用電軟件，外延市場的總容量將遠遠高于智能電表、用電信息采集系統等基礎智能用電設備的市場容量。
我國政府出臺了明確的產業政策支持發展電動汽車。預計到2020年，電動汽車保有量占汽車保有總量的10-15％，將達到1500萬輛以上。按照國網及其他建設主體(中石油、中石化等)規劃，未來10年充電站直接相關的電力設備市場需求就將超過120億元。隨著未來電動汽車的普及，未來3 5年充電站市場的年均增速可達到50-100％，汽車充電站的建設將在2015年之后。
智能調度：從信息化走向智能化
關鍵詞：碳排放系數；碳排放權；配額分配；Cournot模型
DOI：10.13956/j.ss.1001-8409.2017.01.17
中圖分類號：F1245；F224 文獻標識碼：A 文章編號：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
近年來，溫室氣體排放導致的全球變暖問題已經在世界范圍內引起高度重視。《京都協議》的簽訂是各國政府努力保護地球以實現可持續發展的標志。為了達到《京都協議》中的減排目標，各國政府紛紛設計和實施碳減排機制，努力減少溫室氣體排放，緩解大氣壓力。發達國家所推行的“總量管制與排放交易”則被認為是減少CO2排放，實現低碳發展的有效措施。而碳排放權配額的初始分配是推行該方案的重要前提[1～3]。對于我國而言，電力行業作為國民經濟和社會發展過程中最重要的基礎能源產業，是主要的碳排放部門，也是碳排放權交易的市場主體。低碳發展已經對電力系統運行和規劃的各個方面產生了顯著影響。因此，在低碳經濟的背景下，電力行業內部如何將初始碳排放權在各發電機組之間進行合理分配顯得尤為重要。
目前，已有不少專家和學者針對電力行業的初始碳排放權分配問題進行研究。曾鳴等以傳統碳排放權初始分配模型為基礎，結合我國電力行業的特點，考慮公平性因素的同時，提出了一種碳排放權可調分配機制，最大限度地削減了市場的作用[4]。而Xie等應用最小二乘法，研究多準則情況下電力行業碳排放權的初始分配問題[5]。Zhou等研究了不同初始碳排放權分配規則下，碳排放權交易所帶來的潛在效益和補償對發電企業的影響情況[6]。李保衛等針對電力跨區輸送的碳排放產權界定問題，從公平性角度出發，結合電力系統的傳輸特性，建立了電力排放區域分攤的碳流追蹤模型，算例分析驗證了上述方法的正確性和可行性[7]。宋旭東等基于區域比較的初始碳排放權分配機制，構建了低碳電源規劃模型，并從低碳政策、低碳技術和低碳市場三個方面分析了低碳因素對電源規劃的影響[8]。宋旭東、袁博、Paul等從公平性和效率的角度出發，去探究電力行業的初始碳排放權分配問題[9～11]。齊紹洲等對比分析了目前實踐中主要采用的初始碳排放權分配模式的優缺點[12]。王敬敏等利用數據包絡分析模型對現有的基于發電績效的電力行業初始碳排放權分配模式進行評價，并認為該分配方式兼具公平性和有效性[13]。譚忠富等通過構建不同優化目標下的機組組合模型探究初始碳排放權分配對發電權交易的影響程度，并認為適當向高能效機組傾斜的初始碳排放嚳峙浞絞澆有利于推動發電權交易的進行，同時能夠提高大容量機組的利用效率[14]。駱躍軍等在對電力行業幾種初始碳排放權分配方法進行系統探究的基礎上，提出了歷史分配法與基準分配法的加權平均分配法，用于保證初始碳排放權分配的相對公平[15]。陳勇等在考慮效益原則、優化電源結構原則以及有利于國家政策實施的基礎上，構建了包括機組分配與電廠集團分配的兩步驟電力碳排放權初始模型[16]。梅天華等基于加總原理和投票選舉機制建立了電力行業的初始碳排放權分配模型，并通過程序公平機制和迭代機制解決了分配的公平性和有效性問題，最后通過算例分析驗證了所建模型的正確性[17]。此外，梅天華等又根據“基本共識基礎上的折中”理念，將歷史排放赤字分攤和總量削減因素納入到當前初始碳排放權的分配體系，并通過一致性約束建立了考慮歷史排放的電力行業初始碳排放權分配模型[18]。上述文獻對電力行業的初始碳排放權分配問題做了大量研究，并取得了一定的成果。但是，現有研究并沒有考慮到初始碳排放權分配對具有不同碳排放系數的發電機組生產決策的影響情況，更沒有考慮到初始配額分配對于降低機組碳排放系數的激勵作用。
基于以上分析，本文以減排和激勵發電機組降低碳排放系數為目的，考慮在電力市場中僅存在兩個競爭的發電機組：發電機組1和發電機組2，并假定發電機組1為高排機組，發電機組2為低排機組。針對具有不同碳排放系數的兩個發電機組，引入差異化的碳排放權配額分配策略，構建了基于差異化分配的Cournot博弈模型。
1問題假設與描述
11基本假設
考慮在一個相對獨立的電力市場區域中，有兩個碳排放系數不同的發電機組同時生產無差異、可替代的電能。假定在該市場區域內，市場出清電價受供需關系的影響，并且隨著社會總供給量的不斷增加，市場出清價格將逐漸降低，即：
p=α-βQ（1）
其中p表示市場出清電價；α、β分別為逆需求函數的截距和斜率且均大于0；Q為社會總供給量，Q=q1+q2，其中qi（i=1，2）表示第i個機組的發電量。
假設兩個發電機組有足夠的生產能力，但是單位電能的生產成本和碳排放系數（生產單位電能所產生的碳排放量）不同，碳排放系數大的發電機組稱為高排機組，碳排放系數小的發電機組稱為低排機組。一般情況下認為，單位電能的生產成本與碳排放系數之間存在負相關性，假設發電機組1為高排機組，單位電能生產成本為c1，碳排放系數為k1；發電機組2為低排機組，單位電能生產成本為c2，碳排放系數為k2，則有c1k2。
此外，由于針對碳減排問題進行技術改造需要一定的時間成本，因此假設在該博弈周期內兩個發電機組的單位生產成本和碳排放系數均保持不變。
12初始碳排放權分配
目前，電力行業的初始碳排放權配額分配方式主要有固定價格出售、競價拍賣和免費分配等[19]。其中免費分配方式又包括歷史法和基準法。由于發電機組在正常生產過程中需要排放一定量的CO2，如果在碳排放權交易制度建立初期直接要求發電機組為其碳排放量買單，將導致發電機組生產成本突然增加，從而引起發電機組對碳排放權交易制度的抵制情緒，影響碳排放權交易政策的實施。因此，在碳排放權交易制度建立初期大都采用基于歷史碳排放量的免費分配方式。針對當前我國碳排放權交易市場正處于試點階段，本文主要探討基于歷史碳排放量的電力行業初始碳排放權免費分配方案，并將發電機組在無碳排放權配額約束下的Cournot均衡結果作為基準碳排放量。
在具體分配上采用差異化的初始碳排放權配額分配方案，對于碳排放系數不同的發電機組具有不同的減排要求。碳排放權配額分配量小于基準碳排放量時稱為嚴格配額分配方案；碳排放權配額分配量大于基準碳排放量時稱為寬松配額分配方案。發電機組在根據競爭對手的當前發電量，單方面不考慮碳排放權配額約束時基于Cournot模型的最優發電量稱為即時均衡產量。此外，假設各發電機組的碳排放權配額是公共信息。
2無碳排放權配額約束時的Cournot模型
在發電機組沒有受到碳排放權配額約束時，記為基準策略，用上標N表示。此時，兩個發電機組的碳排放量不受約束，發電機組只需要根據自身的成本信息及市場情況進行生產決策，兩個發電機組的利潤最優化問題可以描述為：
是說當發電機組不受碳排放權配額約束時，高排機組由于具有先天的生產成本優勢，其發電量和利潤都大于低排機組，而碳排放量也相對較大。這種情況下將導致低排機組的碳減排成本無法有效分攤，進而影響其進行低碳生產的積極性，同時也使高排機組缺乏降低碳排放系數的積極性。
3碳排放權配額約束下的Cournot模型
本節中分析差異化初始碳排放權配額分配策略下雙寡頭競爭的Cournot均衡情況。當存在初始碳排放權配額約束時，用上標Y表示。此時，兩個發電機組的生產決策都將受到初始碳排放權配額的影響，用Gi（i=1，2）表示第i個發電機組的初始碳排放權配額，則兩個發電機組的最優決策為：
由此可知，在策略2的配額約束下，高排機組將在基準發電量的基礎上通過減少發電量來降低碳排放量，用完所有的碳排放權配額；而低排機組將在基準發電量的基礎上通過增加發電量來使自身利潤達到最大化，同時碳排放量也會隨著發電量的增加而增加，兩者的變化率為-12，過多的碳排放權配額將不會用于生產。
比較策略2和基準策略下的均衡結果可知，當針對低排機組實施寬松配額約束，針對高排機組實施嚴格配額約束時，社會總的發電量和總的碳排放量將減少，市場出清電價將增加。因此，在策略2的配額約束下，國家和政府實施的碳減排控制機制將發揮作用，達到減排的目的。同時給與低排機組寬松的碳排放權配額，以此作為“共同但有區別的責任”的體現以激勵低排機組進行低碳生產，同時促進高排機組通過減排技術改造向低排機組轉移。
（3）當λ1=0，λ2>0時，記為策略3，用上標Y3表示。此時發電機組1的碳排放量榭硭膳潿鈐際，發電機組2的碳排放量為嚴格配額約束，這意味著發電機組1的初始碳排放權配額大于其即時均衡碳排放量，而發電機組2的初始碳排放權配額小于其基準碳排放量，因此有G1≥k1qY11，0≤G2
由此可知，在策略3的配額約束下，低排機組將在基準發電量的基礎上通過減少發電量來降低碳排放量，用完所有的碳排放權配額；而高排機組將在基準發電量的基礎上通過增加發電量來提高自身利潤，同時碳排放量也會隨著發電量的增加而增加，兩個機組發電量的變化率為-12。
當針對高排機組實施寬松配額約束，針對低排機組實施嚴格配額約束時，社會總的發電量將有所減少，市場出清電價將逐漸增加；總的碳排放量情況受碳排放系數的影響，在k1≥2k2時，總的碳排放量將超過未實施碳排放權配額約束時的碳排放量，碳減排控制機制失效，無法達到減排目的；而在k1
在策略3的碳配額約束下，雖然在k1
由此可知，當兩個發電機組的碳排放量都為嚴格配額約束時，兩個發電機組都將按給定的初始碳排放權配額進行發電生產，總的發電量減少，市場出清電價上升，市場總的碳排放量為初始碳排放權配額之和。情形1中，在嚴格控制高排機組碳排放權配額的基礎上，要求低排機組承擔較小的減排工作，可以達到減少社會總碳排放量的目的。同時，將進一步激發兩類發電機組進行低碳改造和低碳生產的積極性。情形2中，在嚴格控制低排機組碳排放權配額的基礎上，要求高排機組承擔較小的減排工作，社會總的碳排放量不一定減少，反而將進一步損害低排機組的利潤，使低排機組具有向高排機組轉移的內在動力，形成反向激勵。情形3中，嚴格控制兩個發電機組的碳排放權配額小于其基準碳排量，此時，兩個發電機組的發電量和碳排放量都會減少，能夠達到減排目的。但是均等比例的配額要求無法體現低排機組的優勢，同時由于低排機組的單位發電成本較高，更不利于低排機組的生產發展，因此，無法實現對高排機組的激勵作用。
4結論
本文對電力行業初始碳排放權分配策略的研究結果表明，在高排機組嚴格控制配額分配的基礎上，對低排機組寬松的配額分配策略具有更強的減排激勵作用，能夠在減少總的碳排放量的同時激發低排機組進行低碳生產的積極性，促進高排機組通過減排技術改造向低排機組轉移。
上述結論對今后我國電力行業初始碳排放權分配策略的制定及國家碳減排政策的實施具有一定的指導作用。政府在制定碳排放權分配機制時，適當側重低排機組的差異化初始碳排放權分配策略，在降低碳排放量的同時，更好地激發機組進行減排技術改造的積極性。另外，需要指出的是，本文的研究結論是在假設電力市場中僅存在兩個競爭發電機組的情況下得出的；當電力市場環境中存在多個競爭發電機組時，很可能會得到不一樣的結論。所以多個競爭發電機組共存情況下的初始碳排放權分配問題將作為后續進一步的研究方向。
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