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1989年，我国第一条跨区输电线路――葛沪直流输电线路的投运，拉开了我国跨区联网的序幕。截止2015年底，我国已建成跨区输电联网工程9个，实现了东北――华北联网工程、山西阳城电厂向江苏送电工程、葛南直流工程、龙政直流工程、江城直流工程、三沪直流工程、华北――华中联网工程、神木电厂向华北电网送电工程等区域电网的互联，跨区输电规模已经由2003年的7500MW左右增加到25000MW左右，年跨区输电电量已经由2003年的38.7GWh增加到108GWh，跨区输电为我国电力行业的发展做出了巨大贡献。
目前，我国跨区输电工程经营模式分为两种：一种是点对网交易，指的是特定电源与电网间的交易，例如三峡松华中、华东电网的电力交易；二是网对网交易，指的是，电网和企业间的电力交易，如华中电网送华东电网的电力交易。而网对网的跨区交易，由于目前输配电价没有独立的价格形式，为这种模式的经营管理带来了很大困难。
一、我国目前跨区输电经营管理中的问题
（一）跨区输电经营中电力价格不合理。
目前， 跨区输电价格体系主要包括送端电网送电价格、相应输电线路的输配电价和输电损耗、受端电网的受电价格。主要的跨区定价方式，有计划内交易和计划外交易。计划内交易指的是长期或年度交易，这种交易的定价方式主要由国家核定，实行定价单一制或者两部制，但主要以单一制为主[1]。而计划外交易的价格主要是由电厂、输电方、受电方协商而定或者竞争形成。我国电网跨区输电经营体系基本上采用单一制电量电价，单笔输电费用较高，电网跟电网为了最大限度地获取这些效益，有可能需要频繁交换电量，而按照电量征收输电费用的模式将在一定程度上减小双方的收益，不利于联网效益的充分发挥。
（二）跨区电网缺乏形成市场价格的环境
电量电价一般由电厂、输电方、受电方等各方协商确定或竞争形成，输电价定价机制为分层分段累加方式，对于经过多个网省公司的交易，累加的输电价和受端落地价往往较高，影响交易的实现；缺乏形成市场价格的社会环境，使得竞争过程中存在的价格分歧比较大，影响经济效益；同时还存在价格机制与体系也不完善不统一，不利于资源优化配置等等问题[2]。
（三）经营管理体制改革落后
我国电力行业已经进入了快速发展阶段，许多地区的电网管理体制都比较落后，不能公平的对待区外电源，同时输电价格制定与执行的透明度不够，使用户对输电费用合理性产生疑虑，引起一些不必要的矛盾，也在一定程度上阻碍了输电工程资源的优化配置，影响电力企业效益。
二、跨区输电工程价格体制改革措施
跨区输电工程的价格体制应该遵循《电力法》制定合理电价，按照“制定电价，应当合理补偿成本，合理确定受益，依法计入税金”的原则规定，保证输电工程业主获得收益的权利， 大限度地发挥送电及联网效益。
（一）实行统一的跨区（省）输电价格机制。跨区输电价统一执行以省为价区的输电价与安全价，价格水平由政府按成本加收益方式核定价，形成合理的价格费用在各省级电网间的分摊[3]。
1、如果在某省区水、火、电基底开发建设大型发电站向省区外送电，双方应该签订长期送电合同，建设相应的输电工程，此输电工程的成本费用以及运行费用由受电电网完全承担。如果输电工程与送电地区电网相连，那么输电工程的费用应该由送电电网承担一部分。
2、不同类型的输电工程费用分摊方法
（1） 输电工程费用的分担应该按照公平负担的原则，同时应该最大限度的发挥送电以及联网效益。
（2） 以送电为主的输电工程，由受电电网承担全部费用，而以获得送电跟联网两部分效益的输电工程的费用则应该由这两部分承担。
（3） 联网效益承担费用的分摊办法
联网容量效益指的是，联网后达到的满足系统负荷需求，同时减少装机容量所节约的容量成本的指标。根据输电工程联接的两个电网各自电源的构成、运行成本、负荷特性及电网可靠性等基本数据，根据上述几种效益的不同实现形式，计算跨区输电工程带来总效益及联网双方各自实现的效益，按比例分摊这部分费用。
（二）选用合理的电价模式。输电电价的模式主要有一部制电量电价、一部制容量电价和两部制输电价。
1、一部制电量电价是指把输电工程的成本分摊到预计通过输电工程的每kWh电量中，形成具体的电量电价水平，然后按照实际电量收取输电费用，一部电量电价违背了价格制定反映成本的基本原则，无法保证用户间公平负担。
2、两部制输电价是指把输电工程成本的一部分分摊到预计通过输电工程的每kWh电量中，而另一部分则按照输电工程各用户预计对工程使用的情况分摊，形成容量电价，然后分别按照计量到的电量和使用情况收取输电费用。
3、一部制容量电价
一部制容量电价是指把输电工程的成本费用按照输电工程各用户对其使用和受益的多少进行分摊，形成容量电价。各输电工程的用户按照分摊结果，按一定期限向输电工程的经营者缴纳固定费用，之后无需再为使用输电工程送电或进行电力电量交换而支付费用[4]。一部制容量电价，符合“价格反映成本”的定价基本原则，能够使得用户公平负担，同时由于各电网使用输电工程送电或进行电力电量交换的边际成本为零，将会极大地促进电网间联网效益的发挥。
（三）跨区电力交易中引入市场定价机制
1、可以在跨区计划外交易输电价格中引入拍卖定价机制。电力交易拍卖指的是，受电方将自己的发电量向交易中心报价，交易中心将报价依次排序，按照一个的拍卖规则达成一个均衡价格。当买方所需的电量小于输电电量，买方支付的拍卖价格就为零，如果买方需要的电量超过了输电电量，那么就按一定价格机制确定电价。
2、目前我国跨区电力交易价格主要是政府实行统一的价格形式，忽略了市场需求关系。建议政府应该按照市场的需求来制定不同的交易价格，实现经济效益优化的目的。
3、政府定价和市场定价相结合形成合理的跨区输电交易。政府定价简单易行，有利于回收成本并取得一定收益，但它的弊端就在于没有办法了解市场供求，因此需要加大市场形成价格的机制。
（四）合理收取电价费用，完善定价体制
跨区输电工程属于独家垄断经营，因此需要根据总费用以及相应的分摊方法，按照可靠的费用标准，计算出合理的收取费用。建议跨区输电工程总费用计算中采用较低水平的投资回报率，既保证输电工程业主获得收益的权利，又能够降低输电工程费用。
结束语
目前，我国电力工业已经进入大力发展的阶段，我国跨区输电工程也进入了一个新阶段，跨省区输电价格体系的改革，对促进资源优化配置，促进跨省区联网，发挥送电联网效益具有深远意义。首先需要完善跨区省电力网络输配电价体系，制定合理的输电价格，并且按照合理的费用分摊方法，运用合理的收费方式，提高跨区输电工程的经营效益。同时跨区电力交易价格体系改革，还需要引入市场规律，推进跨省区输电价格体制改革的进程。
参考文献：
[1] 王卿然，张粒子，谢国辉等.跨地区电力交易输电服务价格机制[J].电力系统自动化，2010，34（13）：11-15.
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1 基于政策面落实节能减排思路
首先要将可再生能源的作用充分发挥出来，全面推行节能调度工作模式，提高水电厂来水预测的准确性，保证水电厂水库可以保持稳定高水位，提高水电机组运行的经济性与稳定性。其次，全面推行火电减排政策，遵循“上大压小”的原则，通过市场补偿机制、发电权置换交易等技术，按照既定计划关停小火电机组，提高机组的运行效率与效能。再次，提高电网系统运行的经济性，降低输电损耗，主要是对电网的运行电压进行合理调整，提高负荷功率等。最后，要对污染排放进行严格控制，与政府环保部门互相配合，做好电厂排污的监管工作，针对某些排污不达标的发电企业可以采取相应的惩治措施，比如降低其发电利用小时数等；如果电厂机组的排放总量大于其年度指标，则要坚决对其发电生产进行限制管理，必要时可以勒令停止。
2 电力节能减排技术的应用
2.1 发电权交易
2.1.1 发电权交易相关概念阐释。所谓发电权交易主要是针对一些无法执行合约发电量合同的发电机组而制定的一种多边协商交易或集中撮合交易。在电力生产过程中，某些发电机组可能由于某种原因无法继续执行其所签订的合约发电量合同，那么可以通过专门的电力调度交易组织的集中撮合交易或者多边协商等手段，购买节能环保机组一定的电量，将这些电量合同用于对冲自身无法执行的合约发电量合同，其目的是为了降低违约损失。而有些高效节能环保机组，其在完成所签订的电量合同后，可能还会剩余一些发电能力，这部分剩余的发电能力可以通过上述手段以合理的价格出售，从中获取利润。由此可见，通过发电权交易，可以实现买、卖双方的共赢，当然，前提条件是发电权出让机组的边际发电成本要高于受让机组的边际成本，其中燃料成本占机组边际发电成本的大部分比例。通过发电权交易，一些高耗、高排、高成本的机组可以被一些低耗、低排、低成本的机组取代，最终实现降低发电总能耗、总成本的节能减排目标。
2.1.2 发电权交易的种类。严格说来，发电权交易属于期货交易的范畴，其通过市场的方式实现发电机组之间的电量替代交易行为。相应的发电权交易的种类包括以下四种：首先，将小火电的全部发电权电量关停，以高效、大容量的火电机组取而代之；其次，以大代小交易及用高效、大容量的火电机组取代火电机组的部分发电权电量；再次，水火置换交易，即采用更加环保的水电机组取代火电机组的部分发电量；最后，利用不受电网约束的高效、节能、环保机组取代受电网约束的低效机组等。一般情况下，发电权电量转让属于二次交易，与初次取得的发电权电量有很大差别，所以在发电企业内部以及不同的发电企业之间可以进行发电权电量的转让。
2.1.3 发电权交易的影响。现阶段发电权交易在省内应用的相对较多，原因如下：跨省、跨区进行发电权交易，发电权电量出让省的税收就可能受到影响。通常省政府会将省内的发电指标做出明确规定，即确定发电权电量，如果电力装机有剩余，跨省、跨区转让发电权电量，则出让地区的发电利用小时数会受到影响而降低。在本省内进行发电权交易过程中，涉及到的相关单位部门相对较少，比如出让企业、受让企业及省电力公司，关系简单，协调过程相对容易；而跨省跨区进行发电权交易，则仅在输电过程中就需要调节出让企业、受让企业、区域电网公司等多家单位，增加了协调工作的难度。此外，受大环境体制的影响，跨省跨区进行发电权交易会对出让省电网企业的经济利益产生负面影响。不过，跨省跨区发电权交易也存在一定的积极影响，比如跨省跨区电力生产过程中，电煤供应、水电季节性来水影响等多个因素，可能会导致区域电网内各省电力供应出现季节性发电不足的问题，此时进行跨省发电权交易可以缓解这一问题；如果电煤供应普遍紧张，也可以借助外省政府及电力企业的支持，营造一个良好的外部环境。由此可见，如果跨省跨区发电权交易可以保证各方合理利益，同样可以将其积极性充分发挥出来，实现多方共赢。
2.2 大用户直购电交易
所谓大用户直购电交易是指电力企业的大用户向发电企业直接购电或者向售电商直接购电的行为。在购电过程中，用户与电力企业通过协商或市场竞争等形成具体的交易价格。可以预见，随着电力产业市场机制的不断形成与完善，大用户直购电交易将是大用户实施其选择权的重要方式，并且该方式还会促进电力市场形成良性竞争，提高电力市场资源配置的有效性。
一般情况下，大用户直购电交易是基于省电力市场交易平台来完成的，具体交易模式包括集中撮合交易、挂牌交易等，分年度、月度来进行。不过，现阶段我国大用户直购电交易模式还存在一定的问题，比如公平性问题。现行的电价机制中存在严重的交叉补贴现象，而且电力市场中未形成一套合理的输配电定价机制，因此现阶段的大用户直购电试点其实就是在回避交叉补贴问题的情况下进行的优惠电价，那么不同的用户、不同的发电企业就存在一个公平性的问题，并且会降低输配电价水平，损害电网企业的经济利益。因此，未来很长一段时间内，业界还需针对大用户直购电交易模式中的多个问题进行深入研究，比如市场准入问题、交叉补贴问题以及交易模式等等。
2.3 年度差别电量计划
所谓差别电量计划就是在进行机组省内年度发电利用小时数的安排过程中，不再延用传统的对各类机组平均分配发电利用小时数的“一刀切”的安排方式，而是充分考虑影响机组发电能力的各个因素后再进行计划安排。影响机组发电能力的因素包括机组类型、实际容量与能耗、环保、区域等等。在年度差别电量计划模式中，一些容量大、效率高、环保性好的机组的发电小时数会增加，而一些能耗高、排放大的小机组其发电小时数会减少，实现电力生产的节能减排。具体操作过程中，要针对机组类型、机组能耗、机组容量、环保差别、区域差别等五个因素，通过科学计算得出合理权重，以保证年度发电利用小时数计划安排的科学性与合理性，引导电源投资，优化电源
布局。
3 结语
总之，在环境能源问题日益突出的今天，电力产业实行节能减排、资源优化配置是必然趋势，而现阶段我国电力工业市场化程度还相对较低，因此，要逐步建立健全市场机制，采用各种节能减排与资源优化配置策略，比如发电权交易、跨省外送电交易、大用户直购电交易等方法，摸索出一条电力节能减排的新路子，增加大容量、高效率、环保机组的市场占有率，最终实现节能减排的社会效益与企业多方和谐共赢的经济效益。
参考文献
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[2] 杨春，王灵梅，刘丽娟.电力工业节能减排政策及现状分析[J].节能技术，2010，（3）：232-235.
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[5] 栾士岩，蒋传文，张焰，等.含风电场的电力系统节能减排优化调度研究[J].华东电力，2010，（1）：39-43.
[6] 张焱，高赐威，王磊.华东电力节能减排监管现状及措施分析[J].电力需求侧管理，2010，（4）：
5-10.
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2.系统可靠性问题
在竞争的电力市场中，投资商是否出资兴建电力设施，取决于项目的回报。因此，与发电系统有关的可靠性是由电能价格维持的；在电力市场的环境下，特别是如果在区域性的基础上建立电力市场，显然对系统的可靠性提出了考验。
3.输电阻塞问题
在电力市场的条件下，输电网络完全开放，由于电力传输的约束和限制（如输电的不确定性和不可任意性），加上竞价上网，电力自由交易的竞争性，当输电网络容量不足时，就会时常出现输电阻塞问题。
二.我国电力供需区域化改革内容
大部分省的发电量与用电量极不平衡，有些省的供需缺口非常大，可以通过相邻省的多余电量来补充，如果可以在全国形成几个电力区域，在几个区域内，省与省之间的电力可以内部消化，通过电力输送，实现区域内电力供需平衡。因此，需要借助电力的服务半径来划分电力供需区域。
比如辽宁电量需求较大，可以通过黑龙江、吉林、内蒙古的电力输送来满足电力需求，且在以后的发展趋势中也可以实现电力供需平衡，因此这些地区可以划分成东北电网区域，同理，北京、天津、河北、山东都是电力需求省，可通过山西省的电力供应，实现电力供需平衡，因此可形成华北电网区域，湖北、湖南、江西、河南、四川、重庆形成华中电网区域，上海、江苏、浙江、安徽和福建形成华东电网区域，陕西、甘肃、宁夏、青海、新疆、西藏可形成西北电网区域，广东、广西、云南、贵州和海南可形成南方电网区域。
三.电力供需区域化改革对发电企业的影响
四.基于我国电力供需区域化改革的华能发展策略分析
（一）积极参与输配电网的规划和投资平台
我国人均电力消费水平还比较低、能源分布不均衡、电源建设更多的向坑口电站集中、新能源大规模可开发区域集中在西北部等特征以及我国目前需要加大基础设施建设和电力工程和设备出口来拉动经济发展等因素决定了后续我国电网建设的进程有望进一步加快，特别是适合大规模、远距离输电的特高压建设。
（二）提高跨区供电稳定性，减少备用装机容量
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一、我国发电权置换交易现状
发电权置换交易起源于1999年四川推出的“水火置换”，主要是充分发挥水电优势，减少弃水。2003年在“水火置换”的基础上，从交易的效用（经济性）方面，提出了发电权交易的概念。近年来，随着风电和太阳能光伏发电等新能源产业的兴起，新能源与火力企业之间进行发电权交易也逐渐被尝试。
随着电力行业节能减排政策的实施，发电权交易相关研究已成为近年来电力市场领域理论研究的热点[1]。2002年电力体制改革以来，我国共开展了四项电力市场改革，即区域发电侧市场，直接交易市场，发电权置换交易市场和跨省跨区电力交易市场。前面两种市场国中央政府主导，从上而下地进行；后面两个市场由企业主导，从下而上地开展。事实上，企业主导的电力市场包括发电权置换交易显然出了强大的生命力。发电权交易已经在我国得到了广泛而深入开展，跨省跨区发电权交易也在东北、华北、华东、华中、西北和南方区域市场实施，取得了显著的经济和社会效益。
二、 发电权置换交易的体制基础与政策支持
发电权置换交易为什么能够从下而上地开展起来，有一定体制基础和政策原因。正确认识这些原因，对于准确分析发电权置换交易的实质与变化规律有重要意义。
（一）政府电力电量平衡计划制定办法及发电权界定
受计划经济体制的影响，也为了确保电力供应，长期以来，我国政府通过电力电量平衡方式，按照清洁能源优先，火电机组同比例等原则，对电力企业下达生产任务或指导性计划。
（二）国家节能减排政策
2007年8月2日，国务院办公厅以[2007]53号文转发了发展改革委、环保总局、电监会、能源办联合制定的《节能发电调度办法（试行）》。该办法按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，从而实现节能的目的。在这种背景下，全国各地开展了以大机组替代小机组的“以大压小”的发电权交易，增加了高效率发电机组的利用率，平稳有效的实现了节能降耗减排。
三、交易规则方面的主要经验
（一）准入条件
结合我国的发电权交易实践，准入条件可以分为以下三类：1）对发电权交易的出让方和购买方都设定准入条件；一般情况下都会对发电权交易的出售者和购买者的发电机组的容量设定限制，这也就决定着了发电权交易的方向只能由节能低排放的大容量机组替代耗能高排放的小容量机组发电。2）只对发电权交易的购买者设定条件限制；也就是发电权的购买方机组容量必须大于特定容量才能进行交易，这就意味着发电权交易不仅可以由节能高效低排放的机组代替耗能低效高排放的机组，而且发电权交易可以在高效低排放的机组间进行。3）对发电权交易的双方都不设定条件限制；任何机组都可以参与交易，发电权交易市场通过价格来调节进行交易。在这种条件下，耗能高排放机组可以替代节能高效机组发电，耗能低排放机组之间也可以进行发电权交易。显然，在新能源与火电跨省跨区发电权置换交易中，是新能源置换火电企业发电。
（二）交易方式
发电权的交易方式大体包括双边交易和集中交易两种基本方式。其中双边交易适用于交易成员较少、交易情况较为简单的情况；而集中交易则适用于市场成员较多，交易机制较为复杂的情况。此外，东北区域电力市场的发电权交易除上述两种交易方式外，有挂牌交易。
（三）价格机制
双边交易的交易价格由交易双方经协商确定，而集中交易由于交易成员较多则需要对交易模式和价格机制进行设计。其中价格机制主要有高低匹配和边际出清两种价格机制。在现实发电权交易中，集中交易普遍采取集中撮合交易模式和高低匹配价格机制。
（四）交易平台
区域发电权的交易平台包括区域统一市场和共同市场两类。区域统一市场是指在区域中建立一个电力交易中心，所有的发电权交易均在这个机构中进行；共同市场是指在区域中建立一个区域交易中心和多个分支交易机心，发电权交易在这个市场中分层进行。本质上讲，区域统一市场组织区域一级的发电权交易，而共同市场则组织区域和省两级发电权交易市场。目前我国区域发电权交易采用省级交易市场和区域交易市场共同存在的共同市场交易平台，交易顺序为先进行省级的发电权交易，再进行区域发电权交易。
（五）电价、电费结算
各省发电权交易实施办法及监管办法中都对电价结算，电量（电费）结算，输配电价和网损电价，甚至包括辅助服务补偿都做出了详细规定。
四、启示
（一）用市场机制补充和完善电力生产计划经济制度
发电权交易产生和发展的规律说明，发电权交易作为对电力工业中传统计划经济体制的补充和完善，具有简单易行，效果明显的特点，充分显示了市场经济制度的有效性。发电权来源于计划经济体制，可能会产生资源扭曲配置的结果，但是，引入市场竞争机制后，却能产生资源优化配置的结果，因此，是对计划经济体制的有效补充和完善。两种经济制度在发电权交易中得到了充分和有效的融合。
（二）利益共享是发电权交易的基础
发电权交易通过把资源优化配置产生的效益在参与的市场主体之间分享，在计划体制的基础上建立了一种市场化改革产生的搁浅成本的处理机制。与其它市场交易制度如直接交易不同，其它市场交易可能会造成某个市场主体利益受到损失的问题，这种市场的改革必然会产生阻力。发电权交易可能形成的利益分享机制很好地解决了这个问题，这是发电权交易能够迅速发展的深层次原因。
（三）有基本相同的交易规则
目前我国许多省都开展了发电权交易，有些地区还组织了跨省、跨区的发电权交易。总体上看，发电权交易有基本相同的交易模式和规则。如火电大小替代，水或新能源与火电替代等几种类型，双边协商交易与集中撮合交易等相同的交易价格形成机制等。
（四）有关风险管理规则设计不够
由于参与发电权置换交易中各方利益都有所增加，因此，发电权置换交易模式和规则中有关风险管理与控制的规则较少。事实上，不同发电企业参与的发电权交易并不完全都是没有风险的。比如“大小置换”就不会产生太大的风险，不同火电企业特别是同省的火电企业开展发电权交易，双方对对方成本信息等了解得非常清楚，所以在报价中，大家会对发电权交易产生的净收益的分配十分公平和准确。但是，对于水电、新能源与火电的发电权交易，情况可能有所不同。
（五）全部为物理交易
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一、可再生能源发电现状
我国可再生能源的应用形式以电力为主，近年来增长迅速，但由于传统电力结构倚重火电，可再生能源在整体电力结构中的比重仍显单薄。截至2014年，我国非化石能源占一次能源消费比重提升到11.1%，除去核电部分，可再生能源占比9.6%；从电力结构来看，可再生能源仅占全国发电装机容量的8.9%，火电比重仍为67.4%。人们广泛了解的可再生能源形式包括水电、风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电等。水电是可再生能源中最为成熟和广泛的应用形式，我国水电装机容量领先全球，总装机约300GW，年发电量约1万亿千瓦时，对我国华东、华中地区的工农业及民生电力需求贡献突出，三峡、砻滩、葛洲坝、三门峡等水利枢纽工程更是广为人知。风电和太阳能发电近年获得集中发展，主要以风光资源丰富地区（内蒙、甘肃、青海、新疆等西部省份）的集中式地面电站为主要模式，2014年风电装机90GW，年发电量1500亿千瓦时；太阳能发电装机30GW，年发电量250亿千瓦时。而近期，风电太阳能电站开发向中东部推进的趋势，以及分布式太阳能发电获得广泛关注，是由我国中东部地区突出的电力需求和较为稀缺的土地资源决定的，也是未来可再生能源发展的重要方向。
例如，风力发电就是我国解决我国能源和电力需求刚性增长的重要战略布局。风能是一种不产生任何污染物排放、可再生的、清洁的自然能源，风力发电具有建造发电场的费用低廉，不需火力发电所需的煤、油等燃料或核电站所需的核材料即可产生电力，除常规保养外，没有其他任何消耗，没有煤电、油电与核电所伴生的环境污染问题等优越性。这几年，我国也大力推动风电等新能源行业，风力发电领域获得了快速发展。截至2016年底，全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦，其中并网风电1.6亿千瓦，占比为9.9%；清洁能源装机容量达到5.93亿千瓦。占总装机比重36.2%。
二、电力市场化对风力发电的影响
1.电力市场化对风电可再生能源补贴的影响。十三五”能源规划对风力发电做了重点提及，到2020年风力发电的装机容量达到2亿千瓦以上。国家能源局表示，逐步取消可再生能源补贴，到2020年将不再提供风力发电补贴。可再生能源发电，将走向市场化运行。
能源被称为工业的血液，风能是能源的组成部分。在《关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》中，有关能源“十三五”规划的内容占据着重要位置。其中，风力发电的内容，在“十三五”能源规划中花了不少笔墨。
据“十三五”能源规划研究，通过构建西部、东部两个同步电网，到2020年，新能源跨区输送规模将可超过1.5亿千瓦，从而实现更大范围水火互济、风光互补、大规模输送和优化配置，弃风、弃光可以控制在5%的合理范围内，将从根本上解决西部地区清洁能源大规模开发和消纳难题，保障清洁能源高效利用。值得注意的是，“十三五”时期是全面建成小康社会决胜阶段，也是可再生能源非常重要的时期，可在再生能源发电也将走向市场化运行。
现在国家能源局已经提出了一个目标，到2020年风力发电实现平价上网，不再给予补贴。一旦可再生能源利用市场机制来发展就会走向更加广阔的天地，它的发展就会有更大的规模和更大的速度。
2.电力市场化对风电可再生能源上网电价的影响
在电力改革的大背景下，除分布式能源（分布式光伏、风电）以外，所有的电源项目都要参与竞价上网，即低电价的电量才能获得上网权，否则机组只能闲置。
3月1日，在北京电交中心完成了“银东直流跨区电力用户直接交易”的试点交易，陕西、甘肃、青海、宁夏的一些火电、风电、太阳能发电企业参与了竞价上网，售电给山东。风电、太阳能项目由于出力间歇性原因，单凭“常规电力属性”与火电竞争，显然不具竞争力，因此只能靠低电价进行竞争，很多企业报了“0电价”，虽说会有国家补贴，但项目收益会大幅下降。
3.电力市场化对风电并网和消纳的影响
随着新能源大规模开发，运行消纳矛盾也日益突出。我国风资源集中、规模大，远离负荷中心，难以就地消纳。新能源集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低。加之近两年经济增速放缓，电力增速减慢，多种因素共同作用下，新能源消纳矛盾更加突出。新增的用电市场却无法支撑各类电源的快速增长，导致新能源和火电、核电利用小时数均出现下降。
我国电源结构以火电为主，特别是“三北”地区，占比达到70%；全国抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%，“三北”地区不足4%。电源结构不合理，导致系统调峰能力严重不足。
国家早前颁布“十二五”风电、太阳能发电等专项规划，但“十二五”电网规划至今没有出台，新能源基地送出通道得不到落实。电网项目核准滞后于新能源项目，新能源富集地区不同程度都存在跨省跨区通道能力不足问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。
据了解，与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制已经严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点。由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。
三、可再生能源在电量市场化下的应对措施
1.“还原电力商品属性，形成主要由市场决定能源价格的机制”是近年电力体制改革的主要目标
可再生能源也是商品，因此由市场机制来引导其发展是必然趋势。可再生能源发将被纳入公益性调节性发用电计划，依照规划继续享受保障性收购。陆上风电是最接近自主市场竞争力的可再生能源。分析表明，延续当前风电政策，会面临保障性收购与市场机制的冲突、强制标杆电价与市场价格形成机制的冲突、不断扩大的补贴需求与可再生能源基金规模有限之间的现实矛盾，最终导致风电并网和利用效率低下难题难以得到根本解决。如此，清洁、可持续发展的能源战略目标很可能会落空。
根本的解决之道是市场化。让风电参与市场竞争，通过市场交易与用户达成长短期供电协议，调度机构在保证电网安全的前提下本着优先保障原则安排风电并网发电；变强制电价为基于市场交易电量的度电补贴，引入动态调整机制，根据风电的经济改善水平逐步降低、直至完全取消补贴。
2.建立以配额机制的绿色证书，鼓励碳减排交易和节能量交易
根据全国2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15%的要求，2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。各发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求。鼓励可再生能源电力绿色证书持有人按照相关规定参与碳减排交易和节能量交易。配额制度本身无法实现可再生能源发电的绿色价值部分，绿色证书为绿色价值部分的实现提供了市场化A解决方案和手段。
通过允许配额义务承担者之间交易使用可再生能源的义务，绿色证书可以像商品一样在绿色证书市场上进行买卖和交易。
绿色证书就是将基于配额形成的可再生能源发电量证券化，并借此构建基于市场的可再生能源电能供求机制和市场交易体系。绿色证书作为可交易的有价证券，其价格由可再生能源电价高于常规电价的“价差”决定，并随着市场供求状况的变化而波动。可再生能源发电企业通过销售绿色证书获取价外收益，实现可再生能源电能的绿色价值，并使得可再生能源配额借由绿色证书实现可交易，巧妙地解决了配额制度的市场化问题。
对于可再生能源电力生产者来说，实施配额制并允许绿色证书交易时清洁能源发电企业利润由两个方面构成：一个是通过电力上网价格出售可再生能源电力以获得销售利润，另一个则是通过在证书市场上出售绿色证书来获利。而建立可再生能源认证系统，证书的可交易性打破了可再生能源发电交易的地域限制，使得绿色可以销售到任何有需求的地域。
3.电网加快电网建设，保证新能源并网和输送
篇6
访国家能源局市场监管司负责人
变独买独卖为多买多卖
问：《关于推进电力市场建设的实施意见》的主要特点是什么?
答：《实施意见》着重突显以下九个主要特点。
一是明确了市场建设在具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制 的初期目标。
二是强调有序放开发用电计划、竞争性环节电价，与扩大直接交易主体范围、市场规模以及市场化跨省跨区交易机制协同推进。
三是提出分散式和集中式两类市场模式和一系列市场交易品种;对区域和省(区、市)电力市场范围和功能进行了界定。
四是明确规划内可再生能源在优先发电的基础上，优先发电合同可转让，解决当前大规模可再生能源消纳与系统调峰容量不足，以及跨省区消纳与受电省发电企业利益冲突的问题。
五是将各类发电企业纳入市场主体范围，以促进公平竞争和市场效率;将电力用户纳入市场主体范围，可充分利用市场机制促进电力供需平衡。
六是建立了与电力供需相对应的实时价格机制，可以更好地保障电力系统的实时平衡，从而彻底解决直接交易只考虑电量平衡、不考虑电力平衡的弊端。
七是允许试点地区结合本地区输电网架结构的实际情况，选择采用区域电价或节点边际电价。
八是针对市场化后系统发生紧急事故、重大自然灾害、突发事件等情况，明确了应急处置原则。
九是对市场信用体系制度建设提出了具体要求。
问：电力市场建设的实施路径是什么?
答：电力市场建设的实施路径是：有序放开发用电计划、竞争性环节电价，按照电压等级和用电容量不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，选择具备条件地区建设现货交易和中长期交易同步开展的电力市场试点，建立适应现货交易要求的优先发用电机制;电力市场试点运行一定时间后，总结试点经验、完善交易机制、丰富交易品种，视情况扩大试点范围，推动各电力市场的融合与联合运行。
非试点地区按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》以及《关于推进电力市场建设的实施意见》的有关内容开展市场化交易，在国家制定的中长期交易基本规则基础上，规范扩大电力直接交易，逐步过渡到适应现货交易要求的中长期交易机制，并在此基础上研究形成现货市场。各地零售市场按照《关于推进售电侧改革的实施意见》开展市场化交易。
问：推进电力市场改革能否降低电价?
答：现行电价体制下，用户终端价格主要包括发电上网价格、输配电价、政府基金和附加三部分。本次改革以核定输配电价为切入点，将电网企业购销差价作为主要收入方式转变为按照政府核定的输配电价收取过网费。市场建设重在理顺价格形成机制，构建反映供需变化、实现发电企业和电力用户间传导的价格信号，变独买独卖为多买多卖，其作用在于提高市场的竞争性，增强电力用户的用电选择权。从目前电力供需形势来看，在一段时间内电能量价格应该呈下降趋势。随着电力供需形势变化和市场机制的完善，电价将出现有升有降的局面。同时，监管机构将加大市场运行中市场力、串谋报价等问题的监管力度，避免市场平均价格大幅波动。
问：《实施意见》中为什么要突出建立现货市场?
答：这一次电力市场建设与2019年的市场化改革相比，一个鲜明的特点就是提出了电力市场建设应中长期交易和现货交易并举;逐步建立以中长期交易规避风险，以现货交易发现价格信号的电力市场。
过去我们推广开展的大用户直接交易，已经形成较为成熟的中长期电力交易机制，由于缺乏市场化的电力电量平衡机制，不能真实反映电力供需，价格信号存在失真情况，因此，需要建立现货市场。
交易机构收取手续费不会造成电价上涨
访国家能源局法制和体制改革司负责人
问：为什么要出台《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》?
答：建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台是贯彻落实中发〔2019〕9号文构建有效竞争的市场结构和市场体系要求的重要途径，是中发〔2019〕9号文明确的近期推进电力体制改革重点任务之一。组建和运行相对独立的交易机构具有较强的专业性，涉及主体众多，需要制定专门文件对交易机构设置、职能定位以及运行规则等内容作出规定，以便指导后续电力交易机构组建和规范运行工作。
问：从电力市场建设的实际看，对电力交易机构组建的总体考虑是怎样的?
答：电力交易机构不分级、互不隶属，同一地域内不重复设置开展现货交易的交易机构。考虑到我国电力市场建设的实际需要，对各类交易机构的设置及其职能总体考虑如下：一是北京电力交易中心、广州电力交易中心，主要职能是落实国家计划、地方政府协议。二是其他区域交易机构。主要职能是开展中长期交易、现货交易，在一定范围内实现资源优化配置。三是省(区、市)交易机构，主要职能是开展省内中长期交易，有条件的探索开展现货交易。
组建相对独立的电力交易机构，旨在搭建公开透明、功能完善的电力交易平台，不以营利为目的，依法依规提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务。
问：如何理解电力交易机构的相对性和独立性?
答：交易机构的独立性主要体现在：一是交易职能上，交易机构负责市场交易组织;二是组织形式上，按照政府批准的章程和规则组建交易机构，可以采取公司制和会员制;三是运营管理上，交易机构具有与履行交易职责相适应的人、财、物，可向市场主体合理收费，日常管理运营不受市场主体干预，接受政府监管;四是人员任命上，高级管理人员由市场管理委员会推荐，依法按组织程序聘任。
交易机构的相对性主要体现在：一是依托电网企业现有基础条件成立，交易机构人员可以电网企业现有人员为基础;二是可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制等组织形式;三是组建初期，可在交易机构出具结算凭证的基础上，保持电网企业提供电费结算服务的方式不变;四是交易机构和调度机构按照各自职责开展市场运营业务，共享网络拓扑结构、安全约束等电力系统运行基础信息。
问：电力交易机构收取交易手续费是否会造成电价上涨?
答：市场建设初期，交易规模处于起步阶段，电力交易机构原则上不收取交易手续费，日常运行所需资金由各股东或会员单位按出资比例进行分摊。条件成熟后，可收取交易手续费，具体标准由电力市场管理委员会议定，按程序批准或同意后执行。
电力交易机构收取交易手续费不会造成电价上涨。首先，现有模式下的交易成本隐藏在电网购销差价中，交易机构独立后只是将交易成本透明化，可考虑在核定电网企业输配电价时扣除该部分交易成本。其次，交易机构收费在市场主体电费中的比例较小，不至于造成电价上涨。根据国际经验，交易相关费用仅占电能单价的1 至2。建立市场化的交易机制和价格形成机制，将提高能源利用效率，减低成本，所降低的成本会远远大于为保障交易机构正常运转所收取的交易相关费用。最后，交易机构不以营利为目的，收取交易手续费形成的当期盈余会在下期返还市场交易主体。
有序向社会资本放开售电业务
访国家能源局电力司负责人
问：售电侧改革的主要内容及思路是什么?
答：售电侧改革是本次电力市场化改革的重点，也是亮点。中发〔2019〕9号文件提出要稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务。
一是鼓励社会资本投资配电业务。按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。
二是建立市场主体准入和退出机制。根据开放售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体条件。电网企业应无歧视地向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务，按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力用户也有电可用。
三是多途径培育市场主体。允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电;鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售;允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易;鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务;允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。
四是赋予市场主体相应的权责。售电主体可以采取多种方式通过电力市场购电，包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。
问：什么样的企业或个人能够成立售电公司?
答：售电公司以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。
根据中发〔2019〕9号文和《实施意见》，电网公司、发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。个人也可以投资成立售电公司，只要符合售电公司准入条件即可。
问：售电公司组建程序是什么?
答：按照简政放权的原则，《实施意见》对售电侧市场的准入和退出机制作了创新性安排，这是新一轮电力体制改革中的一个亮点。准入机制方面，将以注册认定代替行政许可的准入方式，以降低行政成本，实现有效监管，提升工作效率，重点是一承诺、一公示、一注册、两备案。
一承诺，就是符合准入条件的市场主体应向省级政府或省级政府授权的部门提出申请，按规定提交相关资料，并作出信用承诺。一公示，就是省级政府或省级政府授权的部门通过信用中国等政府指定网站将市场主体是否满足准入条件的信息、相关资料和信用承诺向社会公示。公示期满无异议的纳入年度公布的市场主体目录，并实行动态管理。
一注册，就是列入目录的市场主体可在组织交易的交易机构注册，获准参与交易。两备案，就是在能源监管机构和征信机构进行事后备案。
问：售电公司如何分类?
答：售电公司分为三类。包括电网企业的售电公司;社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司;不拥有配电网运营权的独立售电公司。同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。
问：电网公司参与竞争性售电业务，如何保证售电公司间公平竞争?
答：为确保售电市场的公平竞争，可采取以下应对措施：
一是交易机构应选择独立性相对较强的组织形式。在电网企业成立售电公司从事竞争性售电业务的省份，交易机构原则上采用相对控股的公司制或会员制，确保多方参与。
二是电网企业的售电公司也必须具有独立法人资格，独立运营。
三是电网企业应加强内部管理，设置 防火墙，从人员、资金、信息等方面确保市场化售电业务与输配电业务、调度业务、非市场化售电业务分开。
四是加强监管，将电网企业关联售电公司独立经营情况作为重点监管内容。
问：发电企业成立的售电公司是否可以拥有配电网经营权?
答：为了调动发电企业参与售电的积极性，也不至造成新的厂网不分，《实施意见》对发电企业的售电公司拥有绝对控股增量配电网(不包括公共配电网)，并未专门限制。而是通过试点，逐步探索社会资本(包括发电企业)投资增量配电网的有效途径，经营区内的发电企业也可以有多个选择。
推进自备电厂与公用电厂公平竞争
访国家能源局电力司负责人
问：本次出台《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》的目的意义是什么?
答：自备电厂是我国火电行业的重要组成部分。按照中发〔2019〕9号文改革任务要求，进一步加强和规范自备电厂监督管理，逐步推进自备电厂与公用电厂同等管理，有利于加强电力统筹规划，推动自备电厂有序发展;有利于促进清洁能源消纳，提升电力系统安全运行水平;有利于提高能源利用效率，降低大气污染物排放;有利于维护市场公平竞争，实现资源优化配置。
问：如何统筹各地自备电厂的规划建设?
答：未来新(扩)建燃煤自备电厂项目(除背压机组和余热、余压、余气利用机组外)要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划，由地方政府依据《政府核准的投资项目目录》核准，禁止以各种名义在总量控制规模外核准。
问：对并网自备电厂运行管理有哪些要求?
答：按《指导意见》要求，并网自备电厂：一是要严格执行调度纪律，服从电力调度机构的运行安排，合理组织设备检修和机组启停。二是要按照两个细则参与电网辅助服务考核与补偿，根据自身负荷和机组特性提供调峰等辅助服务，并按照相关规定参与分摊，获得收益。三是要全面落实电力行业相关规章和标准，进一步加强设备维护，做好人员培训，主动承担维护电力系统安全稳定运行的责任和义务。
问：自备电厂在环保方面应满足哪些要求?
答：《指导意见》明确，自备电厂应安装脱硫、脱硝、除尘等环保设施，确保满足大气污染物排放标准和总量控制要求，并安装污染物自动监控设备，与当地环保、监管和电网企业等部门联网。污染物排放不符合国家和地方最新环保要求的自备电厂要采取限制生产、停产改造等措施，限期完成环保设施升级改造;拒不改造或不具备改造条件的由地方政府逐步淘汰关停。对于国家要求实施超低排放改造的自备燃煤机组，要在规定期限内完成相关改造工作。鼓励其他有条件的自备电厂实施超低排放改造。
为解决弃风弃光弃水问题提供政策基础
访国家能源局新能源司负责人
问：此轮电改对于促进新能源和可再生能源开发利用有何意义?
答：近年来，并网消纳问题始终是制约我国可再生能源发展的主要障碍。今年以来新能源消纳形势更加严峻，新能源与常规能源之间的运行矛盾不断加剧。大量的弃风、弃光现象既造成了可再生能源资源的巨大浪费，削弱新能源行业发展动力和后劲，也严重影响国家加快生态文明建设战略的实施和能源结构的调整步伐。在目前情况来看，除了技术因素外，出现并网消纳问题更多是体制机制原因。
中发9号文明确提出解决可再生能源保障性收购、新能源和可再生能源发电无歧视无障碍上网问题是当前电力体制改革的重要任务。从一定程度上讲，是否能够有效解决弃风弃光弃水问题将是考量本次电改成效的重要目标之一。近期出台的6个电力体制改革配套文件也将落实可再生能源全额保障性收购放到了一个比较重要的位置，为从根本上解决弃风弃光弃水问题提供了政策基础，是保障今后可再生能源产业持续健康发展的重要措施。
问：此次电改配套文件具体是如何考虑新能源和可再生能源并网消纳问题的?
答：一是建立清洁能源优先发电制度。《关于有序放开发用电计划的实施意见》提出建立优先发电制度。优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电，优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障。在发电计划和调度中将优先安排可再生能源发电，逐步放开常规火电等传统化石能源的发电计划，并将加强可再生能源电力外送消纳，提高跨省跨区送受电中可再生能源电量比例。
二是建立适应可再生能源大规模发展、促进可再生能源消纳的市场机制。《关于推进电力市场建设的实施意见》提出形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，提高可再生能源消纳能力。同时，将建立电力用户参与的辅助服务分担机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易，提高可再生能源消纳能力。
三是加强和规范燃煤自备电厂管理，提高系统运行灵活性。《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》要求自备电厂参与提供调峰等辅助服务，并推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电。四是在售电侧改革中促进分布式可再生能源的发展。允许拥有分布式可再生能源电源的用户和企业从事市场化售电业务。
篇7
关于电改：电改后会带来大量投资额，目前配电网薄弱的情况会发生巨大改变，如售电公司的设备投资，以及新增配网投资等，南瑞在设备领域有较大的优势，未来会重点关注新能源接入、电力预测、需求侧管理等带来的机遇。
篇8
亮点二：电力交易机制改革促进市场规范运行与公平竞争。《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出，在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，市场主体包括各类发电企业、供电企业、售电企业和电力用户，各类市场主体在清晰明确的市场规则下公平竞争和购买电力服务。《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》进一步明确，交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。多种电力交易机构的组建形式和齐备的制度安排，有利于促进电力交易的公开透明，有利于形成公平的市场竞争格局，整体提高电力系统的运营效率。
亮点三：向社会资本开放竞争性电力业务迈出实质步伐。《关于推进售电侧改革的实施意见》，核心是放开竞争性售电业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。应该说，这是迅速贯彻2015年9月下旬国务院的《关于国有企业发展混合所有制经济的意见》的一个案例。社会资本成立售电公司，无须行政审批，只要符合资产总额、依法工商注册、通过社会公示、履行信用承诺制度即可，充分体现了电力体制改革的简政放权决心。
亮点四：售电侧改革引导技术创新提升用户体验。对不直接参与电力交易市场的普通电力用户，对本轮电力体制改革感受最直观、利益最直接的莫过于售电侧改革。未来售电公司包括电网企业的售电公司、社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司和不拥有配电网运营权的独立售电公司，且同一供电区域可以有多个售电公司。这一竞争格局将彻底改变一网独大的市场生态，售电公司为争取客户，将更多在面向终端客户的技术创新和服务提升上做文章，普通电力用户不仅将获得更高质量的电力服务，也将直接享受整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术所带来的利益。
亮点五：综合性改革措施促进环境保护与节能减排。配套文件形成一系列的综合性改革措施，如建立优先发电制度、形成可再生能源参与市场竞争的新机制、跨省跨区送受电逐步放开、逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，共同保证风电、太阳能发电、生物质发电、水电、核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组按照优先顺序发电，促进清洁能源多发满发。这些旨在鼓励清洁能源发展、提高能源利用效率、建设全国性统一开放的电力市场的改革措施，将以电力市场法规的形式破除地区壁垒，减少弃水、弃风、弃光现象，提高电力系统的清洁能源比重，大幅促进环境保护和节能减排。
亮点六：优先购电和政府监管等制度安排确保民生用。电力是经济社会运行与发展的基础性资源，社会大众还关心的是，市场化改革后效率提高了，但是电力系统的安全和民生用电如何保障？对此，六个配套文件用优先购电制度、保底供电制度、应急处置制度和一系列政府监管制度来确保电力安全高效运行和可靠性供应水平。如：优先购电制度，是切实保障无议价能力用户优先用电的制度安排；保底供电制度，是指拥有区域配电网运营权的售电公司承担营业区内保底供电服务责任，当社会资本投资的配电公司无法履行责任时，政府指定其他电网企业代为履行的一种制度安排。
综上所述，电力体制改革配套文件实施到位后，将彻底打破电网垄断，无歧视开放电网，并以全国性开放统一的电力市场高效配置资源，各类市场主体公平参与竞争，社会用户获取更多选择、更加优质、更有保障的电力服务，社会资本得以进入竞争性电力业务，共同繁荣和促进我国电力工业的清洁、高效、安全、可持续发展。
二、电力体制改革配套文件对电力行业发展趋势的影响
新一轮电力体制改革，是本世纪初电力体制改革的继续和深化。深水区的电力体制改革，着重在提高资源利用效率、理顺价格关系、健全发展机制、转变政府职能、加强电力市场的法制建设等关键领域和薄弱环节发力，促进电力工业的可持续发展，提升对经济社会发展的能源支撑保障能力和电力普遍服务水平。具体而言，将多方面对电力行业发展趋势产生深远影响。
一是电网建设将出现投资与创新。开放社会资本投资增量配电网对整个电网建设有三重意义：第一，社会资本成为电网建设的有益补充；第二，社会资本带来配网市场的有序竞争，将掀起新一轮技术创新热潮，进一步提高配网智能化水平；第三，电网企业的投资能力与技术创新将专注于坚强电网的建设。尽管处于国计民生关键领域的电力市场对社会资本的开放仍属局部，但达到了四两拨千斤的效果。可以预计，输配电网将出现一轮投资与创新的。更坚强的电网，更智能的配网，将破除行业发展的壁垒，为调整电力结构和提高资源利用效率带来突破性的发展机遇。
篇9
《办法》暂定湖北境内符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证的，单机容量30万千瓦及以上的，且机组供电煤耗不高于全国同类型机组平均水平的火力发电企业，和单机容量10万千瓦及以上的水电企业可参与直接交易（国家统一分配电量的跨省跨区供电项目暂不参加试点）。
初期电力用户为用电电压等级在110千伏及以上，年用电量不小于1亿千瓦时，且符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策和环保要求，能耗指标先进的工业用户。条件成熟时，经国家认定的高新技术企业和省重点扶持的战略性新兴企业，用电电压等级可放宽至35千伏。
电价怎么确定
用户支付的终端电价，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。直接交易价由电力用户与发电企业自主协商确定。政府性基金及附加和其他电力用户一样按照国家规定标准交纳。电网输配电价，按国家发改委核定的标准执行。经省物价局请示国家发改委，湖北省电力用户与发电企业直接交易试点执行两部制电价，电量电价（不含线损）为每千瓦时0.104元，其中110千伏用户为每千瓦时0.084元，220千伏用户为每千瓦时0.065元。基本电价执行湖北省电网现行销售电价表中的大工业用电的基本电价标准。损耗率由湖北省物价局参照近三年电网实际损耗率确定，将于近期出台。
双边交易为主、
撮合竞价交易为辅
每年的12月在次年度一般电量计划下达前，省联合工作小组组织发电企业和用户集中时间、集中地点首先进行双边交易，若双边交易未超过年度控制总量的电量且发电、用电企业仍有需求，可实行撮合竞价交易。撮合竞价交易实行价格优先的原则，即发电企业以上网电价低者优先，用电企业以终端到户价高者优先；当价格相同时，按节能减排优先原则对发、用双方予以排序。未能达成直接交易的用电企业的用电量执行目录电价；未超出直接交易电量控制总额的发电量纳入次年度全省一般电量平衡，执行国家批复的上网电价。
篇10
继2008年和2009年连续两年出现下降以后，2010年美国电力需求实现约4.3%的增长。由于经济衰退前市场对电力需求的预期较高，因此许多新电厂项目进入建设期，因而富裕供应量近年继续增加。因此，大多数地区在今后几年都将会保持充足的供应量。2010年6-9月的夏季高峰负荷时期，各区域备用率普遍高于北美电力可靠性委员会设定的备用水平参考值，并且除NPCC区域外各区域的备用水平均较2008年有所提高。目前，美国只有区域电力市场，尚未形成全国范围内的国家电力市场，但逐步扩大市场范围已成主要趋势。一方面，美国政府已经意识到区域市场间的协调在电网规划建设、区域市场运营等方面的重要作用，因而不断推动批发市场和RTO范围的扩大。另一方面，各区域电力市场之间也在逐渐加强协调与合作。其中，宾夕法尼亚、新泽西和马里兰州互联系统和中西部ISO建立了2个RTO共同解决问题的联合运行协议，实现机组停运协调、紧急事故协调、数据共享等。纽约ISO则与PJM建立协调机制，以消除跨区交易的壁垒，解决成本分摊问题，提高东北部市场的整体效率，同时还将与新英格兰ISO、加拿大的安大略、魁北克和滨海诸省建立合作。
三、美国电力产业监管环境与政策分析
（一）电力监管政策
美国法律授予了联邦能源管理委员会对洲际之间享有电力监管的权力。美国联邦能源管理委员会进行全国范围的电力市场的管理，代表美国政府对电力工业进行监管，其规则全部收录在公开发行的《联邦电力监管规定》中。联邦能源管理委员会根据“1992年能源政策法”的相关规定，联邦能源监管委员会了“888号令”和“889号令”，要求所有电力公用事业公司向外地用户无歧视地开放洲际输电网络，客观上促进了电力批发市场的竞争；1999年通过的“2000号令”中提出成立区域输电组织，确立了区域输电组织可以从拥有自己发电厂的电力公司手中接过电网的运营权，以减少对独立发电商的不利影响。
篇11
目前的我国东部地区缺电具有局部性、季节性、时段性特点。近几年缺电是大面积、长期性的全国性缺电。既要高度重视当前的缺电形势，积极主动采取相应措施缓解供需矛盾，同时也要充分认识当前缺电的性质和特点。
据统计，迎峰度夏（6～8月份）期间2012年华东电力缺口1500万千瓦，华北、华中、南方缺口均在500万千瓦左右；而东北、西北电力富余较多。如果气候、来水、电煤供应等不确定因素叠加，高峰电力缺口还可能进一步扩大。而内蒙古西部地区由于没有远距离、大能力的电力外送通道，“窝电”现象严重。
一、内蒙古“窝电”现象原因分析
截至2012年底，内蒙古电力装机7828万千瓦，发电量3341亿千瓦时，在我国分别居第一和第三位。但是，外送电量只有1337亿千瓦时，占全国跨省送电量的18.5%。
与之相比，去年内蒙古煤炭产量10.6亿吨，占全国煤炭产量的29%，外运却达到6.6亿吨，占全国外运量的40%左右。外送电量折算为煤炭约8000万吨，仅占煤炭外运的12%，正因为煤炭外运多，电力外输少，才会造成公路铁路的长期拥堵。
要解决这一问题，除了就地增加电力供应方式外，还要加快电力输送通道建设，将西部大煤电、水电、风电基地丰富的电力输送到东部负荷中心，实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变，即实现“西电东送”。而内蒙能源的突出问题就是电力外送通道建设滞后，“十一五”期间内蒙电力装机增速超过用电负荷增速，新增装机2100万千瓦，年均增长25%，而规划建设的蒙西电网第三、四外送通道没有实施，造成蒙西电网装机盈余。
而500千伏超高压线路的送电距离是有限的，目前，内蒙古西部电网只有2条外送华北电网的通道，都是5年前建成的，输电能力430万千瓦，实际高峰段送电390万千瓦，低谷段送电300万千瓦左右，只能送到京津唐地区，不能满足内蒙古电力大规模外送的要求。
二、加快内蒙古外送通道建设的措施
内蒙古特高压外送通道的建设已经迫在眉睫，国家电网规划的“十二五”“三纵三横”特高压交流网架结构和15条直流输电工程中，“三纵一横”交流和三条直流工程起点就在内蒙古，“三纵”是指锡盟-南京、乌兰察布-南昌、包头-长沙，“一横”是指蒙西-潍坊，而三条直流工程是指锡盟-江苏、蒙西-江苏、呼伦贝尔-山西。这些通道总输送能力6250万千瓦，相当于外送标煤约2亿吨，且规划中明确实行‘风火打捆外送’，风电比例20%以上，可外送内蒙风电1250万千瓦，折算风电装机3600万千瓦。加快推进锡盟至南京特高压线，争取早日开工建设，同时配套开工建设锡盟电源项目和煤炭项目是外送通道建设的当务之急。
一是要对特高压外送通道建设开展科学论证，深度调研，对市场需求做出合理分析。当前我国特高压输电技术已经成熟，建设远距离的电力外送通道已不存在技术上的问题，目前，已有湖北、山东、江苏、浙江、天津、河北等省市政府与内蒙古签订了送电协议。鄂尔多斯、锡盟、呼伦贝尔三大煤电基地开展前期工作电源规模达1亿千瓦以上。这些大型基地距离华北、华中、华东等负荷中心约600～1500公里，火电成本低，电力输送到江苏地区落地电价低于当地火电上网电价4～5分/度，市场需求大，加快特高压外送通道建设有明显经济优势。
二是积极争取国家政策支持，内蒙古电力外送通道的建设，关系着未来自治区作为国家综合能源基地的整体开发，需要和国家能源总体规划相协调，需要和国家电网协商，尽快解决内蒙古电力外送的瓶颈问题，尽快建设蒙西电网第三条超高压送电通道，既可以尽快解决蒙西电网当前送出问题，也可以有效保证明后两年华北负荷中心的电力供应。
三是尽快满足风电大规模接入及送出，积极开拓蒙古国供电市场。
四是在详细调查自治区近期规划建设的重点企业用电情况的基础上，进一步加大内部网架建设力度，进一步向边远地区延伸500千伏电网。
五是加快坚强智能电网规划和建设准备工作，建设好配电网络，提高供电可靠性，鼓励大容量消纳风电，有利于优化配置资源，有利于化解内蒙古风电“弃风”和“窝电的烦恼”，有利于化解南方多省煤炭匮乏和“缺电的困扰”，更有利于我国的节能减排。
六是积极开展特高压、坚强智能电网等先进技术的学习，做好人才储备工作。
七是做好新能源大规模接入的安全控制和运行调节，强化直流系统运维管理。结合电网结构和稳定特性的重大变化，滚动开展电网运行方式研究，全力做好电力交易组织运营工作，确保完成交易计划，全面推进财务集约化深化应用，积极争取建立跨区跨省电价传导机制，全面推进信息系统深化应用等。
三、结语
总之，内蒙古建设一流省级电网、建设大型送端电网、建设坚强智能电网，必须坚持电网发展与自治区经济社会发展相适应，坚持电网发展与自治区绿色清洁能源基地建设相适应，统筹实施“西电东送”、“北电南送”战略，加快内蒙古电力外送通道建设，需要科学的决策、统筹科学的规划、周密的部署。
参考文献
[1]陈颖晖 《21世纪经济报道》， 国网、内蒙古求解“卖电”难题，2010年.
[2]王轶擘 蔚国红《内蒙古科技与经济》， 对电力行业未来发展的思考，2012.
[3]中研华泰研究院，2012-2016年内蒙古电力工业市场发展趋势及投资规划研究报告，14606.
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煤炭资源优势:西北地区煤炭资源非常丰富,远景预测量为29420亿吨,占全国的一半以上;保有储量为3081亿吨,约占全国的30%。西北地区煤炭资源主要分布在陕西的陕北和关中地区、宁夏的宁东地区、甘肃中部的华亭地区以及新疆的乌昌吐哈地区。西北地区煤质好,价格低,高发热量的优质动力煤的价格远低于中东部地区的平均煤价。
水电资源优势:西北地区水力资源较为丰富,水力资源理论蕴藏量达8982万千瓦,约占全国的13%,主要分布在黄河中上游、黄河北干流、长江支流汉江上游河段和新疆伊犁河流域。西北地区水电工程开发条件好,具有淹没损失小、移民搬迁少、工程投资省、上网电价低、调节性能好、综合效益大等特点和优势,因此其上网电价相对较低,具有较强的市场竞争力。
风力发电资源的优势:西北地区的风能资源丰富,可开发利用率高,西北地区的风能资源总储量达15.7亿千瓦,其中技术可开发量超过1.7亿千瓦,主要集中分布在甘肃河西走廊和新疆的“九大风区”。目前,国家已经规划在甘肃、新疆建设千万千瓦级的风电基地。
(二)西北地区电力外送的市场空间优势
1、受端市场的经济发展扩大了电力需求空间
由于受端地区(中东部地区)经济基础雄厚,发展势头良好,其国民经济增长速度维持在较高水平。预计2011―2020年京津冀鲁地区、华中地区(含川渝)、华东四省一市的GDP年均增长约为8.3―9.0%;从长期来看,中东部受端地区对能源的需求仍将不断增加。但是受端市场当地能源资源较为匮乏,同时受铁路、海运的运输能力限制,部分地区在用电高峰期仍会拉闸限电。因此,受端市场将需要更大范围地优化配置资源,加大区外受电规模,满足该区域对电力的需求。
2、西北地区的电价在受端市场的价格优势
西北地区平均电能开发成本较低,虽然在不同省之间、不同送电电源之间的上网电价和发电利用小时存在差异,但相对于华中、华东区域的电价来说,整体仍具备竞争优势。西北区域内的火电平均标杆电价为0.288元/千瓦时,而华中区域火电平均标杆电价0.4101元/千瓦时。0.1221元/千瓦时的价格空间,是西北电力外送市场有力的价格竞争优势。
二、西北地区电力外送的发展趋势
(一)西北电力外送将促进西北区域内高电压等级输电网的扩建
我国未来煤电基地主要布局在西部和北部地区,西北新疆煤电基地和陕北煤电基地距离东部负荷中心在2000―3000km以上,如此远距离大规模的电力输送,远远超出了常规电压等级电网的承受能力,只有采用特高压输电技术,才能满足未来我国能源基地远距离大规模送电的需要,保证电网运行的安全性和可靠性。此外,煤电、水电基地通过特高压送电至中东部负荷中心地区,研究表明经济性优于输煤.输电落地电价较受端地区上网电价低约0.03―0.10元/千瓦时。因此,为集约化开发西部能源基地,将西北的电力远距离送到华中、华东等受端市场,必将加快发展特高压输电电网的扩建,以缓解中东部的电力需求。
(二)西北电力外送将促进外送通道多方位建设
为了确保西北地区向受端地区安全可靠供电,构建长期稳定的电量购销关系,落实国家能源资源战略流向,有序扩大电力外送市场容量,电力外送通道的建设也将逐步扩大,形成多通道、多方位和多联网形式的发展趋势。根据西北区域通道建设规划,至2020年西北地区将形成向华北、华中、华东、等地区的电力外送通道,主要规划通道有:宁夏宁东至山东青岛通道、宁夏太阳山至浙江绍兴、陕西彬长至江苏、新疆哈密至河南郑州、甘肃酒泉至江苏、陕西至山西等通道。
(三)西北电力外送将促进西北电力交易市场的发展完善
随着电力外送市场的扩大,结合目前电力市场建设的实践,西北电力外送市场交易也将从初步阶段向成熟阶段逐步发展完善。
西北电力交易市场的初步阶段:市场交易从完善和规范跨省、跨区电能交易起步,建立统一开放的西北区域电力交易平台,开展发电企业直接参与的跨地区供电竞价交易;按照节能发电调度的原则,规范发电企业与电网企业间的年度合约交易;推进“以大代小”的发电权交易和水、火电置换交易;在具备条件的省(区)试点大用户与发电企业间的直接交易,在区域电力交易平台开展大用户与发电企业间的高低匹配交易,推进电能辅助服务的市场化进程。
电力交易市场的成熟阶段:在西北区域电能交易平台建立健全后,建立以中长期合约交易为主、现货竞价为辅的电能交易体系。开放西北区域电能交易平台,建立规模型电力外送市场。形成统一开放、竞争有序、公平高效的西北电力市场。
(四)西北电力外送将促进清洁能源在外送电量中的比例不断上升
西北地区风电的大规模开发,对扩大我国节能减排及环境生态压力,带动我国风电设备制造业技术进步和产业升级、促进西部地区经济发展都有重要意义。但是,西北地区风电主要集中在河西走廊,风力发电不同于欧洲的分布式发电,需要集中上网。其次,风电具有随机性、间隙性等特点,必须搭配建设一定比例的火电电源或水电电源为风电调峰,这样就会同比例增加火电、水电电源的上网电量,进而增加西北地区总的发电量,使得增发电量通过外送通道输送到受端市场消纳。因此,随着西北清洁能源的发展,以风电、太阳能等可再生能源为主的清洁能源也将随外送市场的扩大而不断增加外送电量比例。
三、结论与建议
(一)坚持科学规划、统筹发展,为电力外送奠定坚实的送端场基础
按照“保证区域内电力需求,加大外送”的原则,统筹电网规划和电源规划。针对局部电网结均的现状,突出强化电网规划与电力外送的衔接。坚持基本建设与更新改造并举,实现为扩大电力外送将各级电网有机衔接、协调发展。以电网规划引导电源发展,确保电源规划与电网规划有机衔接。进一步深化西北电力外送规划研究,寻找多个外送通道,扩大外送规模,做好规划的科学修订。
(二)消除省间壁垒,加快建设竞争、有序、开放的电力外送市场
目前,我国电力市场的省际分隔,形成了市场壁垒,主要原因是由于区域垄断造成的,虽然国家通过电力改革,实现了政企分开,但电网还是垄断经营和管理,这种区域性的电力垄断,必然导致区域性的市场壁垒,加重了电力外送的阻力。随着西北区域内多种电源的不断建设,这就为跨省区域内实行厂网分开、竞价上网,建立区域电力市场创造了条件。同时,电力外送也需各级地方政府要加大支持力度,消除省间市场壁垒,支持建立区域电力市场,是实现“西电东送”、扩大外送市场的体制条件。
(三)鼓励发展清洁能源,淘汰小火电
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去年业绩表现欠佳的原因及XX年业绩目标：营收下滑的原因主要是公司调整业务结构，适度控制盈利能力较弱的新能源集成总包业务量所致，主营业利润下滑的主要原因是电网自动化部分高端软件市场需求下滑及相应软件退税收入减少。XX年目标要实现500亿订单，保持10-20%左右增长。
集团整体上市的情况：目前整体上市还没有时间表，同业竞争态势跟以前也不一样，目前智能变电站，调度自动化是国电南瑞主要利润来源，南瑞继保主要是用电安全，高压保护及监控。
关于电改：电改后会带来大量投资额，目前配电网薄弱的情况会发生巨大改变，如售电公司的设备投资，以及新增配网投资等，南瑞在设备领域有较大的优势，未来会重点关注新能源接入、电力预测、需求侧管理等带来的机遇。