国外电力市场发展概况综述
摘要：本文在国外主要国家电力市场发展历程的基础上，总结了电力产业结构演变的一般路径和电力市场化改革的一般特征，对几种主要电力市场改革模式进行探讨分析，论述了国外配电侧电力市场经营模式、交易方式和市场监管等方面的特点。在此基础上，提出了我国深化电力体制改革的启示和建议。
关键词：电力市场发展改革配电侧
电力市场化改革是世界电力发展的共同趋势。国外电力市场建设已经走过30多年的历程，改革的脚步遍及五大洲，先后有50多个国家确定了建设竞争性电力市场的改革目标并进行了大胆的探索。自1997年国家电力公司成立，我国根据具体国情一直稳步推进电力体制改革。十八届三中全会之后，改革成为我国经济社会发展的普遍声音，市场在资源配置中的决定性作用得到强化，包括电力在内的能源体制改革加速推进。
纵观全球，实行电力市场化改革的既有发达国家，也有发展中国家，各国的国情不同，改革的背景也不尽相同，推进改革的方法也有所差异，选择的电力市场模式也各有特点。但却有着共同的方向，那就是按照市场经济和电力工业的一般规律，充分发挥市场在资源配置方面的决定性作用，不断提高电力行业的生产效率，实现电力与社会的协调发展。
电力市场改革涉及体制、机制、技术及利益分配等重大问题，是一项复杂的系统工程。他山之石，可以攻玉。国外电力市场化的改革经验是开展我国电力市场化改革的重要参考。本报告对国外主要国家电力市场建设情况、发展脉络、改革模式进行了梳理总结，并针对上海市电力公司的实际情况，对国外配电侧电力市场的改革模式进行了分析探讨。
一、国外主要国家电力市场发展概况
1.1 国外电力市场化改革发展概况
1.1.1 全球电力产业结构演变的一般路径
自1882年9月美国纽约出现第一座提供公共电力服务的发电厂以来,世界电力产业经历了三个明显的阶段。第一阶段是从19世纪末到20世纪30年代,主要特征是电力市场以城市或地区分割为一个个小的子市场,子市场里发电商进行垄断经营,政府开始引入竞争进行规制。第二阶段从20世纪40年代到20世纪80年代末,主要特征是世界各国大多对电力行业实行价格和市场准入等方面的规制、垂直一体化垄断经营，并由政府维持其垄断地位。第三阶段从20世纪90年代初到现在,主要特征是世界各国纷纷实行市场化改革,通过纵向、横向切割以引入市场竞争,认识到电力资源可以通过电力市场获得有效配置。
1.1.2 国外电力市场化改革的一般特征
从20世纪90年代开始的电力市场化改革的过程就是政府放松电力管制,引入自由竞争的过程。从世界范围看,各国的电力市场化改革都在探索和完善阶段,但还是有许多共性。世界各国都结合国情制定了符合本国在国际市场中战略定位的电力市场化改革目标，可以概括为：（1）保证可靠、长期而充足的能源供应以及合理的环境标准。（2）通过打破垄断和引入竞争机制促进电力工业提高效率、降低电价、改进管理和服务,使公众从中获益。（3）通过降低用电成本提高国家整体经济的效率,进而提高国际竞争力。
但是,由于发达国家和发展中国家发展阶段不同,电力改革的重点存在明显差异。发达国家在电力市场成熟、电力供大于求的前提条件下,改革重点是价格的激励性监管,以改进企业的经营绩效、提高行业运行效率、降低电价和提供多种服务；发展中国家却面临发展电力、推动经济发展、实现社会发展目标等任务,电力改革的重点是要保证电力系统的安全运行、吸引新投资以支持电力行业发展。
电力市场化改革一般包括四个方面:（1）交易模式的转换,对电力工业国有资本实行民营化,出售给股民或外国公司,核心是引入竞争机制。（2）电力行业组织结构的转换,从原来的垂直一体化,认为各个环节是一个不可分割的系统,到现在理论和实践上各环节都可以分开运行。（3）资源配置方式的转换,目的是建立
一个竞争性的市场结构,通过电力市场配置电力资源,即资源配置方式市场化。（4）监管内容和方式的转换,由以行政管理为主过渡到依法监管为主。
世界各国电力市场化改革主要受以下几个方面因素的影响:（1）一国的政治、经济制度和文化传统；（2）该国电力资产民营化后财务利益的处置和电力工业的所有制结构；（3）该国所处的电力工业发展阶段和投融资环境；（4）该国的人口、地理特征的差异和资源状况；（5）改革的体制转换成本；（6）一国的电力供求状况、电源结构、电网规模、负荷特性及电价水平等多重因素。
由于世界各国电力市场化改革的背景、驱动力和改革目标存在一定的差异,使其改革各具特色。
1.2 国外主要国家电力市场改革最新趋势
1.2.1 2009～2012年国外电力市场改革最新进展
随着全球气候变化问题的日益严峻和能源安全问题的不断凸显，发展可再生能源、促进节能减排已成为各国电力发展的重要任务，如何适应能源和电力工业低碳发展的需求已成为世界各国电力体制改革和电力市场建设的重点。总体来看，世界电力市场化改革已进入到以促进低碳发展和保障能源安全为重点的体制机制改革阶段。近年来，许多国家在市场模式、市场机制、市场监管等方面采取了一些新的举措。
（1）世界电力市场改革正面临能源安全、社会公平、保护环境的挑战
2013年10月，第二十二届世界能源大会发布了《世界能源的三重困境》报告，指出世界各国都在寻求能源安全、社会公平和保护环境之间的平衡。三种挑战的再平衡成为市场化改革关注的焦点。美国、欧盟等国家和地区提出了以发展清洁能源、提高能源效率和保障能源安全为目标的发展战略。2012年，美国、日本等国将维护国家能源安全纳入电力市场化改革的目标。英国为了实现碳减排目标，颁布了新的能源法案（草案），包括对低碳机组实行基于固定价格的长期合同以吸引低碳机组的投资、对新建机组支付一定的容量费用以鼓励备用机组建设应对间歇性可再生能源的增长等。
（2）电力行业结构在用户需求和市场推动下进行了适应性调整
为了促进市场竞争并为用户提供更加优质的电力服务，某些国家重新审视发、输、配、售四个环节的行业结构，并对某些环节重新进行了合并。2010年，新西兰发布了新的电力工业法，允许配电公司重新从事零售业务，目的是发挥配电公司熟悉当地能源和用户等的情况，具有较高信用度的天然优势。法国电力公
司（EDF）为了应对欧盟委员会提出的在法国电力市场中滥用市场支配地位的质疑，承诺开放法国电力市场，通过终止长期合同或给予顾客选择终止合同的权利，将每年供电总量40%的需求交由市场竞争来满足。
（3）电力市场机制进一步调整完善，探索建立发电容量市场机制，以保证电力供应安全和低碳发展目标的实现
由于电源项目建设周期长，电力市场的价格信号很难引导充裕的发电容量。同时，随着可再生能源的发展，如何保障充足的调峰容量也是电力市场化面临的难题之一。美国PJM电力市场已经建立了较为成熟的容量市场。2010年，英国为了实现2020年减排34%的目标，对现有电力工业制度进行了评估，提出了新一轮电力市场化改革方案，包括对低碳机组实行基于固定价格的长期合同以吸引低碳机组的投资、对新建机组支付一定的容量费用以鼓励备用机组建设应对间歇性可再生能源的增长等方面。2012年，英国发布新的能源法案（草案），计划全面建立容量市场机制，吸引发电基础设施投资。
（4）制定统一市场规则，促进大市场发展
在电力市场机制不断完善的过程中，通过扩大市场范围使得竞争更加充分，配置资源效率更高，成为欧美各国电力市场建设的共识和发展趋势。2011年，欧盟成立能源监管合作机构（ACER），起草了输电容量分配和阻塞管理、电网互联及电力系统运行的三个框架性导则，实现了欧盟各电力市场核心规则的统一，促进了欧盟统一电力市场的发展；美国联邦能源监管委员会（FERC）制定了需求侧资源参与和辅助服务交易规则，以指导各区域电力市场开展相关交易；澳大利亚通过《国家能源零售法》建立全国统一的能源零售法规。
（5）跨区和跨国电网发展加速，为大范围电力交易提供支撑
随着可再生能源的发展，大范围消纳和资源优化配置的需求进一步推动了交易范围的扩大。例如欧盟的负荷中心在中、西部，而可再生能源主要集中在欧洲北部和伊比利亚半岛（西班牙、葡萄牙），可再生能源（特别是海上风电）需要通过跨国交易进行消纳。
大范围统一、开放市场的建设和清洁能源的大规模开发利用促进了跨区域和跨国电网发展。欧盟加快了欧洲同步电网的建设步伐，计划建设四条贯通南北的输电走廊；美国正计划建设一系列风电外送工程，将西部大型风电基地的风电输送到东部负荷地区；南非计划未来十年投资217亿美元用于新建输电线路，重点实现煤电基地与负荷中心的联网；澳大利亚正在规划跨区互联电网，紧密连接各州的市场，促进各州天然气市场和电力市场的融合。
（6）创新市场机制与监管政策，吸引电力投资
世界各国正在加快能源结构的调整，清洁低碳能源加速发展，这在客观上要
求加大电力基础设施的投资力度。欧盟发达国家正在创新市场机制，同时将电网监管的重点从成本回收转向电网互联和效率的激励监管。2010年，英国天然气与电力监管委员会（OFGEM）出台新的价格管制体系，鼓励电网企业更加关注投资的经济性和持续性，在创新、安全可靠和低碳各方面表现突出且投资合理的情况下，允许其获得更高收益。2011年，英国能源部提出新一轮电力改革，计划通过制定碳价格下限、低碳发电固定电价机制、新发电厂排放绩效标准等，吸引低碳电源的投资。美国联邦能源监管委员会针对大西洋风电场接入工程实施激励性输电价格，并发布了公用电力公司的输电规划和成本分摊机制，以激励跨区输电网的投资。
（7）新兴国家坚持电力市场化改革方向，审慎制定改革措施
俄罗斯、南非、印度等新兴国家都已开始电力市场化改革或正在制定改革方案。各国在坚持市场化改革的同时，都结合本国国情，审慎制定改革方案与措施。俄罗斯已经完成了电力行业的结构拆分，但改革暴露了很多问题。2012年俄政府决定结束输配分开改革进程，重新合并输配电企业，实施输配电网统一管理。南非政府对电力改革方案进行了一年多的讨论和修改，后续的改革措施仍在讨论中。
（8）智能电网不断发展，需求侧响应机制逐渐成为电力市场建设的重点节能减排的国际大背景下，随着智能电网的发展，鼓励用户参与市场、充分利用需求侧资源逐渐成为国外电力市场机制建设的重点之一。国外电力市场逐渐加大需求侧资源参与市场机制的建设力度，力图基于智能电网技术的物理基础，通过市场手段激励用户侧参与市场的积极性，充分发挥用户侧灵活调整市场平衡的能力，从而提高市场运行的稳定性和经济性。
美国联邦能源管制委员会（FERC）已将建立完善需求侧响应机制作为美国电力市场建设的重点。美国区域电力市场中参与需求侧响应的负荷容量已从2007年的3GW上升到2012年的12GW。日本新一轮电改的思路是建立有效的市场激励机制，在电力供需紧张时期引导用户避峰、错峰用电，构建需求侧参与管理的下一代智能电力系统。
1.2.2 美国电力市场化改革近年重大事件分析（2009～2012年）
美国众议院在2009年6月26日通过旨在推动新能源产业发展的《美国清洁能源安全法案》。随着新能源的大幅入网，为应对所带来的成本和可靠性等方面的挑战，相配套的智能电网建设也提上了日程，与此同时，市场建设相关的适应性调整也不断深化，需求侧响应作用进一步突出。
2011年，为了评价区域电力市场的运营效率和市场绩效，FERC组织开发了ISO和RTO市场绩效评价方法，并应用该方法评价了PJM、加州等六个区域市场2005-2009年市场绩效。FERC下一步将会把绩效评价逐步推广到非ISO/RTO运营的区域电力市场。
2012年，美国继续加强促进可再生能源消纳和区域市场之间协调的市场机制建设。FERC发布了促进可再生能源并网的输电运行新机制，同时还批准了多个区域市场之间的协调运作机制，提高批发电力市场的运行效率。
1.2.3 英国低碳经济战略及新一轮电力市场化改革（2011～2012年）
英国为了实现2050年减排80%（比1990年）的目标，转变能源生产和利用方式，2011年7月发布了《电力市场化改革白皮书（2011）》，改革的主要内容包括针对低碳电源引入固定电价和差价合同相结合的机制、对新建机组建立碳排放性能标准、构建容量市场机制等。
2012年，英国发布新的能源法案（草案），计划全面建立容量市场机制，吸引发电基础设施投资。
1.2.4 日本新一轮电力改革思路框架（2011～2013年）
2011年3月，日本大地震及海啸给日本电力系统造成了严重影响，使得日本政府决心对电力工业进行改革。2011年10月底成立由经济产业省大臣直接领导的电力改革小组，负责研究日本电力改革相关问题。该小组完成的改革报告中提出日本新一轮电力改革的思路框架，即进一步引入市场机制，促进需求侧响应和多元化供电的发展，将发电与电网业务分离，为市场竞争提供公平环境。
2013年4月，日本政府通过了新一轮电力改革方案，提出全面放开售电侧竞争、成立全国调度协调机构、电网与发电等业务实行法律分离等改革内容，明确了改革的时间节点。
1.2.5 俄罗斯电力改革成效及最新趋势（2011～2013年）
俄罗斯继续推进电力行业的私有化改革，但对战略性电力企业保持国有控股，意图在继续推进国有企业私有化的同时，避免国有企业被贱卖。俄罗斯政府建议对国有企业私有化纲要进行修改，将能源电力企业列入私有化“止步清单”，要求上述企业出售股份价格不低于首次公开募股（IPO）价格。
2013年，俄罗斯政府做出终止俄罗斯输配分开改革进程、重新合并输配电
网、组建“俄罗斯电网股份公司”的决定。合并后的俄罗斯输配电网将实现电网技术规范一体化、标准化，提高系统运行安全水平和供电可靠性，消除多重管理、提高生产效率和投资经营效率，改善服务质量，抑制电费上涨。
1.2.6 欧盟统一能源市场改革最新进展（2011～2013年）
欧盟明确提出2014年之前建成欧盟内部的统一能源市场的目标。为实现这一目标，2011年3月，欧盟成立了能源监管合作机构（Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER）,其主要职能是向欧盟议会提交相关意见和建议、起草框架性指导原则、设计跨国交易及监管机制等。ACER及欧盟区域电力市场行动组（ERI）联合制定了2011-2014年欧洲能源工作计划，指出欧盟各国电力市场融合的核心规则主要体现在容量计算与分配、日前市场整合、日内市场整合及长期输电权交易四个方面，并分别针对相关工作制定了跨区域发展路线图，明确了建成欧洲统一跨国交易机制的关键时间节点和相关方的职责。
截至2013年3月底，欧洲输电网运营商网络组织（ENTSO-E）已将容量分配与阻塞管理、发电机和负荷接入等五个电网运行规则提交欧盟委员会进行审议。此外，成员国电力市场进一步融合，北欧电力现货交易所（Nord Pool Spot）已将市场范围扩展到波罗的海地区。
二、国外电力市场的改革模式探讨
电力市场结构就是从发电、输电和配电之间纵向关系的角度来对电力市场垄断与竞争程度进行描述。电力市场结构类型的划分主要是以发电市场、输电市场和配电市场是否独立存在为依据的,这种分类方法类似于通常所说的电力市场运营模式的划分。按照这种分类方法可以把电力市场结构分为四种基本类型。
（1）垂直垄断型结构(垄断型运营模式)
（2）发电独立型结构(买电型运营模式)
（3）输电开放型结构(批发竞争型运营模式)
（4）输配电开放型结构(零售竞争型运营模式)
2.1 垂直垄断型结构(垄断型运营模式)
该结构的基木特点是整个电力产业是一个垂直的(发、输、配、售电环节)高度集中管理的系统。在任何一个区域，只有一家电力公司拥有和运营所有的发
电厂以及输配电系统，负责发电、输电、配电直至把电送给最终用户的全过程。电力公司对其服务区域内的电力生产和销售实行专营。如图1所示。
图1 垂直垄断型电力市场结构
垂直垄断型结构的利弊分析如下：
(1)贸易合同。发输配电部门之间不存在合同问题，而两个电力公司之间通过贸易合同来协调电力公司之间的运行关系。通过电力交易可以相互提供系统备用容量，增强运行的安全性，降低运行费用。
(2)发输配电服务及其作用。由一家电力公司拥有和控制所有的发电厂和输配电系统，通过建造越来越大的电厂和覆盖越来越大的供电区域来获得规模效益。也可以利用协调调度(自愿的统一调度)，特别是在发电厂之间进行经济协调调度（即发电厂可以按照“优先级表”从费用最低到费用最高依次运行）来降低发电成本。
(3)经济效率。电力公司拥有并经营发电厂。电厂的建设费用通过电费转移给用户。用户要为电力行业投资失误、负荷变化等几乎所有的失误承担风险。这就减少了本应由投资者承担的风险。不利于激励发电厂降低发电成本。
(4)承担社会义务的能力。具有较强的承担社会义务的能力。因为在这种模式下，电力公司对所有用户都是垄断的，电力公司能够从用户那里收取额外费用。因此这种结构受到政府严格控制。政府要求它承担许多社会义务。
(5)先进性。在电力市场出现之前，一直是电力企业惟一的运营模式。这种运营模式促进了大型发电厂以及大型输电网的建设，使电力产业得到了迅猛的发展。然而，由于其垄断经营，也出现了许多弊端。在西方发达国家，主要表现在:①对新技术进步反应不敏感；②在电厂建设方面，投资者对经济效益考虑不够；
③过于注重社会效益，忽略了经济效益。这些都造成了在许多西方国家，电价长期居高不下，用户反映非常强烈。而在发展中国家，则表现在:①电力产业长期被当作公用福利型事业单位对待，电价结构不合理，电力企业缺少足够的自我发
展资金；②电力产业长期投资短缺，缺电严重；③没有竞争机制，效率低下。
综上所述，该结构是电力产业改革之前国际上普遍采用的惟一的运营模式，也是我国2003年厂网分离之前采用的电力运营模式，在电力产业的发展过程中发挥了非常重要的作用。但它也存在缺乏竞争和市场在资源配置中不起作用等许多弊端，探索电力产业新的结构和运营模式是大势所趋。
2.2 发电独立型结构(买电型运营模式)
发电独立型结构又称买电型运营模式，该结构示意如图2所示。其特点为:一是允许建设多种产权形式的独立发电厂(IPP)。这将促进电力市场结构从垄断走向竞争。由发电厂独立承担经营风险；二是独立发电厂必须把电全部卖给输电网与管理机构，运营管理机构再把电卖给配电公司；运营管理机构既要负责电能交易的管理，又要负责整个电网的安全运行，成为整个电网的运行中枢；三是配电公司有两种运营模式，一种是北爱尔兰采用的模式，在同一个供电区域，允许有多家配电公司参与竞争，但这些配电公司只能从同一家卖电机构用相同的批发电价买电，竞争的手段只能是寻求零售电价的差价；另一种是美国在1980年制定的能源法案中确定，并在有些州采用的模式，其主要特点是每个供电区域只允许有一家配电公司，对区域供电垄断专营；四是电网之间可以进行电力交易，但只能在电网运营管理机构之间进行。不同电网的配电公司之间仍不能进行相互交易；五是为了保证不同产权结构的发电厂平等地参与竞争，必须引入投标机制，并制定相应的法律，使买电过程自始至终处于法律和政府监管部门的有效监督之下，以维护电力市场的顺利运作。
图2 发电独立性电力市场结构
发电独立型结构的利弊分析如下：
(1)贸易合同。要签订的贸易合同主要有两种:一是电网运营管理机构与发电
厂之间签订的买电合同；二是输电服务管理机构与配电公司之间签订的卖电合同。
(2)发输配电服务及其作用。发电厂通过竞价将电全部卖给输电服务管理机构。该机构不仅要确保电网安全经济运行，而且是电能的买卖机构，成为整个电网的商业运营中心，因此是电网的中枢环节。配(供)电部门从该机构买电给用户，并实行专营。激励发电费用最少的发电厂尽可能地多发电，以确保电网的经济效益最大。体现效率和公平。
(3)经济效率。对电能成本影响最大的发电领域引入了竞争机制。通过在电厂的基建和运行两个环节采用竞争投标的方法来实现发电成本降低。把独立发电厂和电网运营管理机构新技术的应用与伴随市场可能出现的风险隔离起来有助于整个电力产业的技术进步。
(4)承担社会义务的能力。该结构具有一定承担社会义务的能力。如果政府要求电网运营管理机构实现发电燃料多元化，就可以对新建电厂采取区别对待的政策。电网运营管理机构可以要求通过投标建设的电厂必须使用指定燃料，或者其它的非传统类型的电厂，并把成本打入电价。
(5)先进性。此结构有转向批发竞争型运营模式的内在动力。因为如果配电部门或大用户被允许与独立发电厂直接签订买电合同，双方都可以获得更多的选择机会和利益。
但是，在这种运营模式下，由于把发电厂的所有者与技术进步和市场竞争脱离，削弱了竞争的动态效益，把许多诸如何时建设及建设何种电厂的问题，留给了政府而不是企业。更重要的是，无法得到竞争的净效益。上述问题只有在充满竞争的结构中才能得到有效的解决。
2.3 输电开放型结构(批发竞争型运营模式)
输电开放型结构又叫批发竞争型运营模式，该模式是与零售竞争型模式相对而言的。如果买方是终端用户，那么这种交易就被定义为零售交易，允许零售交易存在的电力市场结构就称为零售竞争型运营模式；如果买主是零售商，那么这种交易就被定义为批发交易，允许批发交易存在的电力市场结构就称为批发竞争型运营模式。
与买电型结构相比，输电开放型结构的主要特点是在发电领域继续引入竞争机制的同时，允许配电公司选择供电伙伴，如图3所示。其特点:一是发电领域引入竞争机制。此时，发电厂所发电力不必全部卖给电网运营管理机构，可以通过与配电公司直接签订合同或者进入实时电力市场把电直接卖给配电公司；二是
发电厂所发电能可以直接卖给配电公司，但仍然必须通过输电网传送。这时，要求输电网必须向用户开放，并有偿地提供输电服务；三是配电公司有选择供电对象的权利。一般是通过签订合同或者在实时电力市场上进行选择。但对其运营区域的供电仍然实行供电专营，即配电网仍不开放；四是买卖双方共同承担市场风险。电价不再由电网运营管理机构，而由买卖双方根据电能供求变化情况协商确定。因而，市场风险由独立发电厂和配电公司共同承担；五是政府管制作用更加重要。因为电网运营管理机构对电网的运行管理仍然是垄断的，为了确保电网安全经济地运行更需要加强统一调度，且更需要对市场竞争主体加强监控。
图3 输电开放型电力市场结构
输电开放型结构的利弊分析如下：
(1)贸易合同。在电力期货市场上，交易双方通过签订双边合同的方式进行电力的中长期交易。在电力现货市场上，通过实时电力市场或者电能交易所，交易双方采用招投标形式确定电能的实时价格(以小时或半个小时为基础)。
(2)发输配电服务及其作用。该模式中配电网仍未开放。但输电网必须开放，因而要考虑输电服务定价问题，其基本原则是要为电网所有者、电网经营管理者提供一种保证整个系统安全运行并获得足够利润的机制。为了提高输电网的经济效益，输电网应该统一规划，统一建设，统一管理，统一调度。
(3)经济效率。这种结构为提高发电公司运营效率提供了很好的激励机制。实时市场的电价对用电单位也是一个很强烈的信号。当负荷需求较高时，可通过电价(可停电电价)来提高用电效率。
(4)承担社会义务的能力。发电厂已基本没有承担与发电有关的社会义务的能力，不经济的发电因素在竞争性的市场下是不能持续下去的，但可以通过政府给予补助的形式来让电力企业继续承担社会义务。
(5)先进性。通过规定哪些用户可以参与选择的方式来限制用户的选择权，如日本规定达到一定负荷水平(50kW)的用户可以选择供电方。
综上所述，输电开放型结构通过允许配电公司直接选择独立发电厂的方式扩大了竞争范围，提高了发电领域中的竞争效益。然而，由于要求签订市场和输电网络合同，增加了交易费用。目前，欧盟安尔巴尼亚、波黑、黑山共和国、塞尔维亚等国家采用这种模式，但对电压等级较高的工业用户开放了选择供电商的权利。
这种结构是一种过渡形式，其最终的发展方向是输配电开放型结构。其原因在于，允许一部分用户有选择权，而其它用户被剥夺了选择权，这本身不公平。因而，当批发竞争型运营模式发展到一定阶段以后，一定会向零售竞争型运营模式转移，这将是电力市场发展的必然趋势。
2.4 输配电开放型结构(零售竞争型运营模式)
输配电开放型结构也称零售竞争型运营模式，输配电开放型还可称为直购型运营模式。在这种结构中，所有终端用户都有选择供电方的权力，其具有以下特点:一是发电公司可以自由进入或者退出发电市场，但也要独立承担市场风险；二是所有的用户都获得了选择供电方的权力，配电公司不再对用户实行垄断专营，这是此结构的最大特点；三是发电领域和零售领域与输配电领域完个独立，配电网与输电网一样，都要向用户开放，提供输配电服务，但同时收取服务费；四是出现了电力零售商，这类公司不一定拥有配电网，它是通过向用户提供供电服务来获得利润的。当然具有配电网络的配电公司也可以作为零售商参与市场竞争；五是电网交易中心不再是买电机构，而变成了拍卖商或者经纪人。并负责对所有的交易进行计量和计费。它的另一项职能是负责管理实时市场。在实时市场上，通过投标机制确定发电厂的发电计划。这时它充当拍卖商的角色，负责双方交易的撮合，并以半个小时为时段公布不同时段的电价。
图4 输配电开放型电力市场结构
输配电开放型结构的利弊分析如下：
(1)贸易合同。在这种运营模式下，要求对输配电服务进行定价。这些价格必须能对发电厂所在位置及调度方式提供适当的经济激励机制，同时必须使电网的拥有者有足够的利润。当买卖双方通过第三方的电网进行合同交易时，必须要有实时市场，网络拥有者必须有商务合同，以实现对合同确定的交易量与实际交易量之间的不平衡量进行结算。如果电网属于不同所有者，还需要制定区域内部支付模式。
(2)发输配电服务及其作用。输配电网完全开放，用户可以选择发电公司，从发出电力到售给用户全过程应为一个整体，零售商买进大量电能，然后按照零售或者其它形式的合同将电卖给最终用户，而且要承担风险。零售作为一个单独的行业通常风险很高而利润很低。零售商可以与配电公司签订合同，向其供电区域内的终端用户供电。电费中包括输电、配电和电能本身的全部成本。另外一种办法是用户分别付输配电费用和电能本身费用。
(3)经济效率。这种机制迫使现有的发电公司不断地进行技术更新，以提高在市场的竞争能力。零售竞争机制的引入更加促进了发电、投资和消费方面效率的改善，以及供电服务水平的提升。
(4)承担社会义务的能力。几乎没有承担任何社会义务的能力。与发电有关的社会政策项目只能通过特殊的补助机制或者征收销售税的方式来实现。而且对补助的程度应加以限制，不能影响电力市场的正常运营。
(5)先进性。该模式被理论界和实业界认为是最先进的模式，但目前为止还
没有一个国家真正达到此模式水平。
该结构为终端用户提供了选择供电伙伴的机会，使市场竞争更加激烈。同时由于需要复杂的贸易合同和电量计费系统，因而也增加了交易成本。对于已经安装了计量仪表的用户，其交易成本与电能成本相比所占例较小，反之，这笔费用可能会远远超过它可能获得的效益。但零售竞争运营模式是电力市场发展的最高阶段。英美等发达国家已采用这种模式。
三、国外配电侧电力市场特点
配电侧电力市场是与发电侧电力市场、输电网开放等电力工业市场化改革的宏观步骤相适应的。旨在打破配电环节的垄断经营，建立与发电侧和输电侧电力市场运营体制相配合的配电新体制，建立新的市场竞争模式和完善的现代监管制度，从而实现配电侧提高效率、优化资源配置，促进整个电力工业健康发展。
配电侧电力市场包含的内容主要有配电公司参与市场竞争、配电网及配电设施实现开放、竞争的零售市场、适应市场化的配电规划和建设、配电侧市场监管机制。
英国配电侧电力市场改革进行得较早，1990年3月电力改革时就将12个地区供电局改为地区配电公司，同时成立3家发电公司和1家高压输电公司。供电商包括地方供电公司和二级供电商。首先允许用电量在1000kW以上的用户选择供电商。1998年7月以后所有用户都可以自由选择供电商。2001年3月取消强制性电力库，建立以双边合同为主导的电力市场。目前有若干个地区配电商DNO （Distribution Network Operations）和供电商在配售电业务上展开激烈竞争。
芬兰的配电侧电力市场改革始于1995年11月，配电网首先对用电量在500kW以上的用户开放，允许其选择供电商。1997年1月对全部装有远方分时抄表装置的用户开放。1998年11月用电量低于45kW的小用户均可以自由选择供电商。配电侧开放后2.2×106个用户中有3%重新选择了供电商，没有改变供电商的用户大都与原来的供电商重新签订了购电合同，引入竞争的结果是所有用户的电价都有所下降。
澳大利亚配电侧电力市场中，目前约占整个零售市场15%的大用户可以自由选择供电商，其余85%的中小用户仍然按政府批准的电价供电)。
日本为了促进竞争、实现电力自由化，于1999年制定了新电力法，规定：零售市场对高压用户（20kV，用电量2000kW以上的用户）开放。这些用户约占市场总量的30%，按规定他们可以自由选择供电商，直接参与电力零售。配电侧电力市场的新政策出台后约有2%～3%的用户重新选择了供电商。
拉丁美洲的多数国家都采用智利模式的电力市场，将输电与配电分开，在配电侧实行垄断经营。主管部门首先确定一个模型公司，再根据模型公司计算出各
种税费，配电侧的竞争就是通过各配电公司与模型公司进行效率比较实现的。
美国各地区的电力市场不同，只有部分地区开放了零售市场，如东部的宾夕法尼亚-新泽西-马里兰PJM电力市场在宾夕法尼亚州开放了零售市场。
世界各国进行配电侧电力市场改革的模式和具体步骤不尽相同，但改革发展的总趋势却基本一致，即打破原来由配电公司对配、售电业务的垄断，成立不拥有配电网络的电力零售公司负责电力销售并引入竞争，将配电网络交给配电公司经营并对电力市场的所有成员开放。改革的一般步骤是先将配电运行和零售分开，在零售侧首先允许大用户自由选择供电商，运行一段时间后再逐步允许一般用户自由选择供电商。
3.1 国外配电侧电力市场经营模式特点
根据参与竞争的主体不同可分为配电网垄断经营型、标尺竞争型和配电与零售分开型三类。
3.1.1 配电网垄断经营模式
配电网垄断经营模式在输、配电分开的前提下，由配电公司对配电网实行垄断经营，并根据地域或配电网连接的实际情况确定配电公司的经营范围。配电侧电力市场竞争通过各配电公司竞价购电实现，市场竞争的主体是各配电公司。
配电网垄断经营条件下用户电价仍然实行管制，电价高低取决于配电公司的运行成本和竞价购电成本。这种配电侧电力市场模式与传统电力工业自上而下的垂直管理模式比较接近，实现输、配电分开后可将原来的配电部门直接转变为配电公司。不足之处在于配电公司在其经营地区内由于缺乏竞争将使社会效率降低；配电网发展规划由配电公司负责，也不利于吸引投资。
3.1.2 标尺竞争模式
拉美各国普遍接受了标尺竞争模式（yardstick competition）。这种模式分为三步：第一步，由电力监管部门确定一个公司作为标尺，此公司具有效率较高的特点，称为模型公司，这样的公司并不一定是实际的公司；第二步，以模型公司运营情况的各项指标作为依据，计算出各种税费标准或补贴办法；第三步，由监管部门根据第二步计算出的税费标准，向各配电公司征收税费或进行经济补贴。配电侧的竞争实际上是通过配电公司与模型公司的绩效比较实现的，配电公司的效率如果比模型公司高，则在竞争中处于有利的地位。这种模式下配电侧仍
然实行管制，配电公司在其经营范围内处于垄断地位。拉美各国的实践经验表明：虽然确定模型公司还比较麻烦，甚至存在争议，但在这种竞争模式下却使用户电价明显下降了。
图5 配电网垄断经营模式和标尺竞争模式
3.1.3 配电与零售分开模式
配电与零售分开模式将原来配网供电部门的配电网服务和售电服务两种业务分开，分别由配电公司和零售公司承担。新的配电公司和零售公司分属不同的公司，或者至少在财务上实行独立核算。配电网实行与输电网基本相同的政策，即配电网对所有的市场参与者（包括零售公司、大用户等）开放，市场参与者只要向配电公司支付一定的配电网使用费就可以通过配电网向用户售电。配电公司成为非赢利性的机构，负责配电网的规划、维护和运行，配电网的使用费由配电公司与电力监管部门共同制定。零售公司则必须与其他零售公司展开竞争以争取更多的用户。这种模式下，由于市场上有众多零售公司参与竞争，促使用户电价下降，社会效率提高；同时还应有严格的监管和完备的市场法规以规范市场竞争。英国配电侧电力市场就是采用了这种配电与零售完全分开的模式。
图6 配电与零售分开模式
3.2 国外配电侧电力市场交易方式特点
配电公司作为购电商在电力市场中的交易主要涉及到批发购电和零售卖电两个过程。配电与零售分开的模式下，配电网公司向零售公司提供配电服务，交易过程中还涉及到相应的配电费用。
3.2.1 批发购电交易
各国电力市场的组织情况虽然不同，但批发购电的途径基本上可以按提出交易计划的时间分为长期交易、短期交易和实时平衡交易3种。
（1）长期交易是根据购电商与发电商所签订的长期或期货合同进行交易，提出时间一般为交易前几周到几年。长期期货合同为双边合同形式，它虽然不能反应交易发生时的实际生产成本，但签订合同的过程对双方都具有竞争性。
（2）短期交易一般指在交易前1天（24小时），购电商和发电商通过竞价投标的方式进行交易确定购电计划。交易由市场运行部门（交易中心）负责管理，运行部门根据交易前24小时市场中所有买方和卖方提供的发电报价曲线和购电报价曲线，确定成交量和市场电价。短期市场的电价随行就市能及时反应生产成本。
（3）实时平衡交易是运行部门为保证电网稳定运行，对发电和购电进行实时协调，在短时间内提出交易计划进行的交易。交易计划通常在交易前几小时到几分钟内提出。实时市场中的电能交易是调节性的，交易量不会很大；为避免发电商利用实时市场进行套利，实时市场也不应作为主要的竞价市场，交易电价通常以系统平衡时的交易电价为基础计算。
上述3种交易方式各自所占的比例并不确定。从目前英、美等国的电力市场看，为稳定市场电价，长期合同应该占较大比例（一般占整个市场交易的85%以上）。配电公司参与市场竞价的条件下，电力市场将变得更加复杂。如何稳定市场电价、合理分配各市场的比例等问题都还需要进一步研究。
3.2.2 零售交易
配电侧电力市场条件下，配电公司或零售公司向用户提供零售供电服务并收取零售电费。零售电价的制定以零售商为主受监管部门监督，应满足两方面的要求：一是反映竞价购电的结果，二是满足用户对电价波动的承受力。配电侧市场监管部门对配电公司或零售公司的电价上限或利润上限进行监管时，也主要考查以上2个方面。
零售电价只有反映竞价的结果，才能实现通过市场手段促进企业提高效率，降低发、输、配电成本，最终实现社会效益的最大化。隔断零售电价和上网电价的联系，实际上限制了用户对电价的响应能力，让处于中间地位的零售商难于经营，冻结零售电价的做法已被实践证明是不可取的。放开零售电价的最大问题是零售电价的变化可能会导致用户的不满。用户对零售电价的变化是否接受取决于用户对电价的承受能力，这也是配电侧电力市场需要研究的一个新问题。
放开零售电价，同时又要让零售电价的变化比较平稳不超出用户的承受范围，可以采用以下一些措施：
（1）允许销售电价在一定的范围内变化，由市场监管部门负责制定销售电价允许波动范围，并定期（按月或按季度）公布销售电价浮动范围。
（2）发生电价激增时，运行部门和监管部门进行合作采取必要的管制措施平抑电价（如投入备用机组、规定发电报价的上限等）。
（3）扩大长期、期货合同在电力市场交易量中的比例，鼓励零售商与发电公司签订长期双边合同以稳定零售电价。
（4）加强市场监督防止发电公司和售电公司滥用市场力。
3.2.3 配电电价
配电侧竞争条件下，配电网收取单独的配电费用，即配电电价。与输电电价相对应，配电电价要实现获得投资回报和分摊投资、运行费用2个主要任务。配电网过网费用的制定原则与输电网有相同之处，基本可分为接网费、电网使用费、管理服务费和辅助设施费4部分。由于输、配电定价的方法基本相同，研究配电定价问题时可参考输电定价的方法。这些定价方法主要有邮票法、合同路径法、兆瓦-公里法、利润法、长期边际成本法和反映电网成本定价法等6种。
电力监管部门对配电电价进行审核防止不合理的电价，对配电业务进行必要的监管以维护市场的公平等即是管制功能的体现。
3.3 国外配电侧电力市场的监管
配电侧电力市场的监管对于维护市场竞争秩序，保证电力供应必不可少。英国电力市场主要通过政府监管部门OfGEM（Office of Gas and Electricity Markets）、电力协会EA（Electricity Association）和用户消费者组织（Energywatch）建立起比较完整的电力市场监管体系。OfGEM主要通过核发执照和对输配电公司进行价格控制监管电力行业；EA主要保护发、输、配、售电公司的利益，制定相关的行业标准；Energywatch的主要职能是接受用户投诉、
向有关部门提出建议，为用户选择能源供应商提供信息等。
3.4 配电网调度
配电侧电力市场条件下，配电网运行部门，即DNO应成为相对独立的机构，以确保配电市场的公平性。DNO的主要工作包括:
（1）根据已安排的交易计划（长期和短期交易计划），完成配电侧的交易。
（2）配电交易中的阻塞管理。
（3）保证配电网的电能质量，进行无功电压调节和有功实时平衡。
（4）负责处理配电事故，恢复对用户供电，对事故后配电网重构进行安全分析。配电网发生故障的概率较输电网更大，因此处理配电网的事故是DNO的一项重要任务。
（5）与独立系统运营商ISO（Independent System Operator）进行协调，确保整个系统的正常运行，必要时进行切负荷等。
四、启示及借鉴
能源安全和应对全球气候变化是能源发展面临的两大核心问题。发展清洁能源和智能电网已成为世界主要国家的共识和热点。能源发展目标的变化将对电力市场化改革产生深远的影响，可以看到，世界电力工业改革的目标、手段和重点正在发生变化。我国深化电力体制改革需要合理借鉴国外电力改革的经验和教训，从国情出发、从目标出发，科学选择改革路径，审慎确定不同阶段的目标和重点任务，积极稳妥地深入推进电力改革。
（1）理性判断我国深化电力体制改革的目标定位，选择合理的改革路径纵观20多年的世界电力市场化改革，不同国家实施电力改革的目的不同、方法路径不同，各阶段改革目标的侧重点也不相同。20世纪90年代初的电力改革是自由经济主张下的理想化改革，以大规模企业拆分和私有化为标志。但是，随着对电力市场的进一步认识，考虑到经济全球化下的能源安全和本国竞争力等多方面的目标，许多国家不再采取结构拆分模式，而是在一体化体制下实施业务独立，并积极推进市场机制建设。2007年欧盟能源“第三法案”曾提出彻底拆分一体化企业的要求，但遭到法国、德国等国家的极力反对，最终以“保留一体化、内部独立、加强监管”的折中方案结束。从实际效果来看，日本、法国和欧洲多数国家在保留一体化企业的情况下，通过建立和完善电力监管、规范电力市场交易机制，实现了改革的目标。
我国已实施厂网分开改革，但由于缺乏配套市场机制建设，改革成效并不理
想。我国进一步改革的路径选择需要综合考虑电力发展、能源安全、电力企业竞争力、区域城乡统筹发展等多方面的因素，避免盲目拆分企业，应重点加强法律、监管、价格、投融资等市场机制建设，在满足发展要求的同时促进市场环境的逐步成熟。
（2）加快全国统一电力市场建设，逐步让市场在能源配置中起决定性作用市场范围越大，越有利于资源的优化配置，这已经逐渐成为进行电力市场化改革的国家的共识。虽然欧盟27个成员国的国情、法律、经济发展各不相同，但欧盟已经提出要在2014年建成统一的能源市场，目的就是要使能源在欧盟内部无障碍流动，最终实现能源的优化配置；澳大利亚提出要通过监管和机制设计，最终建立国家能源市场；美国尽管各州的电力改革进度不同，但是电力批发市场（ISO/RTO）覆盖的范围逐年扩大。
我国能源资源分布与负荷分布不均衡的国情，决定了能源大范围流动的必然性，需要建立全国统一的电力市场，充分发挥市场在大范围能源资源配置中的基础作用。统一电力市场的核心是规则的统一。我国电力深化改革，需要明确全国统一电力市场的建设目标，统一制定电力市场的建设方案，加强不同阶段、不同电力市场之间核心规则的统一与协调，并建立相应的配套机制。当前，我国正在以大用户直购电试点为切入点推进市场化改革，随着各省试点的实施，亟需加强统一市场机制建设，将大用户直购电纳入市场平台管理，统一运营和监管规则，同时加强跨省区电力交易机制的建设，为建设全国统一市场奠定基础。
（3）探索建立电力基础设施投资的激励机制，满足电力工业可持续发展的要求
过去，欧美等国家实施电力改革，更关注于提高效率、降低成本，对电力基础设施的长期投资激励机制并没有深入的考虑。近年来，随着风电和光伏发电的大规模发展，欧美各国都迫切需要新建大量的电力基础设施，以满足可再生能源需求；同时，这些国家电力基础设施也已经进入了大规模退役期，需要大量投资用于基础设施的升级改造。但是，由于现有的市场设计和监管制度投资激励机制不足，一些国家已开始对市场机制和监管措施进行调整。美国和英国都通过容量招标制来提高对发电投资的激励，美国提高输电项目准许收益率促进电网投资，英国调整电网监管规则，通过拉长监管期、鼓励技术投入等方式激励未来现代化电网的建设。
我国电力工业发展，既要满足经济社会较快发展的需要，又要满足国家能源结构战略性调整的要求。在我国的电力市场化改革中，需要将保障电力基础设施合理投资作为重点，建立激励投资的市场机制，降低投资风险，确保电力长期供应安全。
美国加州电力体制改革和电力供求现状 2001-12-19 编者按：电力行业由发电、输电和配电三个环节组成。过去，各国电力行业基本上实行的是电厂、电网和配电三家合一。电网和配电是一个被称为具有巨大规模经济性和沉淀成本性而天然就具有垄断性的行业,一个发电厂通过电网向一定X围的用户供电，不可能再有第二个电网进入竞争。经济学的理论分析证明，对于缺乏竞争的垄断行业，价格不能由唯利是图的企业单方面决定，而必须由政府管制。但接下来的问题是政府如何确定价格。经济学的分析告诉我们，对自然垄断行业的价格管制有两种定价法：一是让自然垄断企业按边际成本定价法，但这种定价法会让企业亏损；一是让垄断企业按包含了合理利润的平均成本定价法；可是如果肯定了平均成本定价法的合理性，电厂就失去了改善经营以降低成本的积极性，把各种不合理的开销也打入成本，问题在于：由于十年前投资新建的大批电厂十年后市场需求低于十年前的估计而没有投入运营，投资建电厂的建设费用能否计入成本？如果允许计入成本，此例一开，以后发电行业将不顾市场需求、毫无顾忌扩大投资（因为只要资金投入该行业，不顾消费者需不需要，投资都可以获得合理回报）。如果不允许计入成本，今后电力行业将拒绝投资，造成电力供不应求。 对该行业的规制一直以来都是各国政府的一项重要任务。电力行业中，电网和配电有很强的垄断性，但发电企业之间则存在较大的竞争性。近年来，各国政府尝试实行“厂网分离、实竞价上网”的方式对电力行业进行改革。但问题仍未解决：市场需求旺盛，电力短缺的时候，各种成本的电均可上网并获利，这会鼓励厂商投资建发电厂；但电力过剩时，电网厂商则通过择优录取只允许发电成本低的电厂的电上网，这让那些成本高的电厂无法运营，这会打击发电厂商的积极性。一旦出现市场需求异常变化，电力行业将拒绝投资，造成电力供不应求。2000年，美国加州的电力危机就是如此。（编者） 2000年夏天以来，美国加州出现了电力供应和电力企业的财务危机。加州已于2001年1月开始在全州X围内实行轮流停电；太平洋天然气和电力公司、南加州爱迪逊两家大型电力企业亏损约90亿美元，股票大跌，频临破产，造成该地区政治、经济和社会的不稳定。针对目前加州这场电力危机，美国国内存在着两种不同看法。一种观点认为，这一危机是因为电力改革的失误。其理由是，在开放的批发市场上，加州的电力供应企业利用异常气候引起需求增加的机会，操纵电价，从中牟取暴利。因此，呼吁重新管制电力市场，以保护消费者利益。另一种观点认为，这场危机是由加州电力规制的弊端造成的，呼吁进一步推动改革，用市场经济杠杆来调节电力供求之间的不平衡。我国正处在电力改革的方案设计阶段，认真分析和总结加州电力危机的经验教训，将有利于提高我们的改革效率。90年代初开始，美国能源管制委员会决定对电力系统进行改革。1996年，加州作为第一批试点，开始了电力体制改革。(一) 放松规制和重组措施加州的电力改革主要采取了以下措施。一是限制垄断企业的市场力量，实行输电、发电和销售功能分离。根据美国的法律，电力企业被分为两类：公共事业企业（Utility）和非公共事业企业（Nonutility）。公共事业企业是指从事发电、输电或批发电力和配电业务的企业。非公共事业企业主要是指利用工业废气和小规模的独立发电企业。为了限制企业的市场垄断力量，加州电力改革重点对三家一体化经营的投资者所有的公共事业电力企业（简称IOUs）—太平洋天然气和电力公司、南加州爱迪逊公司、圣地亚哥天然气和电力公司实行功能分离。主要步骤是，电网所有权与经营权分离，要求三家IOUs将电网交由电网调度员（CAISO）运营管理，保留其对电网资产的所有权；要求IOUs出售部分发电资产，加州公共事业电力企业的发电量占市场的比例由1996
土耳其电力市场土耳其电力市场概况概况 一一、土耳其电力市场发展现状土耳其电力市场发展现状 随着土耳其经济的高速发展，土耳其电力市场正成为土耳其经济发展最快的领域之一。自1980年起，土耳其的电力需求就开始快速增长，2009年达到了194兆瓦特-小时（TWh）（图1）。目前土耳其的人均用电量低于2200千瓦时，远低于欧盟6602千瓦时的平均水平。根据土耳其能源部最近的调查显示，土耳其的电力需求将从2008年的198 TWh 增加到2017年的363TWh。 图1 19801 1980--2009年土耳其电力需求年土耳其电力需求（（TWh TWh）） 数据来源：TEDA ?，E üA ?。 注：7.8%、3.6%是复合年均增长率（CAGR）。 电力产业可分为四个垂直分工的部门：发电、传输、分配和零售。在土耳其，目前除了传输环节仍完全由国有公司TEIA ?控制外，其他环节均引入了私营企业（图2）。
数据来源：EüA?，TE?A?，TEDA?。 土耳其电力市场自由化时间表 二、土耳其电力市场自由化时间表 在土耳其电力工业的发展初期，曾有外国企业参与，之后由地方公共团体承担。1950年以后，私营企业逐渐参与。1970年10月，根据国家第1312号法令，设立土耳其电力局(TEK)，垄断性的经营发电、输电、配电业务。根据土耳其3096号法令，从1984年开始，允许私营部门进入电力市场，但只有极少数的民营企业参与经营电力。1994 年，一贯垄断经营发电、输电、配电的TEK被分割成发电、输电公司TEA?和配电公司TEDA?。2001年 TEA?解体为EüA?、TE?A?和TEDA?，这三家公司的主营业务分别是发电、输电和零售。2005-2010年，土耳其配电领域的私有化开始，预计在2005-2010的5年中TEDA?将被21个私营配电公司所取代。2007年，土耳其发电领域开始了私有化进程。2008年，拥有总装机容量141MW的ADüA?公司成功完成了私有化，这是土耳其政府私有化管理局（Privatisation Administration）
第1 页共 3 页 中国电力报/2005 年/11 月/15 日/第008 版 世界能源 英国电力市场（上） 第一次改革（POOL 模式） 国家电监会市场部供稿 开栏的话 自上世纪80 年代开始的电力市场化改革，深刻地改变了电力工业传统的运营和管理方式，开启了电力工业新的一页。20 多年来，各国在电力市场化改革的过程中，积累了丰富经验，也出现了一些值得总结的教训。总体来看，电力市场还是一个新生事物，需要不断探索完善，但不容置疑的是电力市场化改革的方向是正确的，它本质上是一场多赢的改革，最终会使全体社会成员受益。为帮助读者了解国外的电力市场化改革，推进我国电力市场建设，本报与国家电监会市场部共同在本刊开辟专栏，陆续介绍国外近年来电力改革的相关情况。读者在阅读相关文章的过程中，有何问题、建议，欢迎与本报联系。 英国是较早进行电力市场化改革的国家。以1988 年发布的《电力市场民营化》自皮书为标志，英国电力工业的第一次改革开始。2001 年3 月，英国实行了新的市场模式NETA，标志着第二次改革的开始。“2004 年能源法”通过后，英国又启动了对电力工业的第三次改革。在第一次改革中，实现了电力公司的结构重组，以及股份制和私有化的改造，采用的是强制型电力库模式。在第二次改革中，采用的是以合约交易为主，辅以不平衡电量交易的NETA模式。第三次改革以实施英国电力贸易和传输协议（BETTA）为标志，以全英国的电力系统归一家公司统一经营为特征。第一次改革所采用的模式为强制型电力库（POOL）。POOL 是一个日前市场，它的核心是一个被称为《联营和结算协议》（PSA）的法律文件。该文件由发电商和供电商共同签署，它为电力批发市场提供了市场交易规则，并且规定了发电机组所必须遵守的竞价规则。此外，该协议还规定了POOL 中电力交易的结算规则。POOL 由电力库执行委员会（Pool ExecutiveCommittee）代表所有的POOL 成员进行管理。在英格兰和威尔士，几乎所有电力交易都是通过POOL 进行的。参与电力市场的发电商和供电商必须持有经营许可证。为了克服由于批发电价波动所带来的不确定性，POOL 中的电能交易一般都附带一个经济合同，最常见便是差价合同（CFD）。 一、日前市场交易 由于POOL 是日前市场，因此，批发电价总是在目前确定的。根据机组的竞价信息，所有机组将按照竞价的高低进行排队。然后，根据负荷预测信息，并考虑到系统备用要求，进行机组组合。 1.机组提交的数据。 所有的发电商（包括苏格兰电力公司和法国电力公司，EdF），要求在每天早上十点提交第二天每半个小时交易时段的竞价，同时还要提交每个发电机组的可用性和动态参数。机组所提交的数据包括机组特性参数、机组可用容量、机组竞价参数几类。 2.无约束计划 英国国家电网公司代表POOL 运行一个名为GOAL（Generator Ordering 二月and Loading）的发电计划软件包，并根据机组的竞价生成一个最低成本发电计划，同时计算支付给发电商的费用。由于该发电计划并不考虑电网的输电约束，因此，被称为无约束发电计划。一般来说，对于每半个小时交易时段，为满足其预测负荷而被组合所有发电机组中最贵
借鉴美国电改经验，深化电力市场化改革 电力是国民经济的支柱，经济的发展与电力供需关系、与电力体制的矛盾逐渐使电力市场化改革成为无法回避的共同趋势。中国电力体制改革始于20世纪80-90年代，朝着政企分开、政监分开、厂网分离、主辅分离的方向逐步深化，新电改正努力进一步促进电力市场化改革。处于大洋彼岸的美国，在电改方面起步得更早，作为紧跟其后第二大经济体的中国，考察美国的经验，对中国有更多的借鉴意义。 标签：借鉴美国电改经验；深化电力市场化改革 一、美国电力改革的背景 自然垄断理论认为，电力等基础设施以及能源产业具有自然垄断的性质。传统的电力市场格局都是单一的，每个地区的电力的产供销和系统的运行调度都由一个大的电力公司进行控制。出于规模经济效益的考虑，大型电力企业实现与输电和配电的结合，被认为会降低运营成本，提升运营效率，在一定时期内是符合时代发展的。 美国在电力改革前，电力市场主要就是由民营企业形成电力行业的垄断，缺乏市场竞争，未能实现优胜劣汰以及生产要素的优化配置，所以电力市场原有垄断地位受到广泛的质疑。20世纪70年代，由于石油危机等原因，美国能源安全问题凸显，电力行业的运行成本也迅速上升，从客观上需要发展更灵活的机制，允许非垄断企业拥有的低成本发电厂进入发电市场，来降低电力系统的运行成本，允许掌握可再生能源发电技术的公司参与发电市场，这就直接导致了发电市场的开放。 二、美国电力改革措施 美国在电改方面，在发电侧使用了大量的新能源发电，售电环节则以开放市场、第三方监管的形式，实现供需侧的价格平衡。 1.新能源发电 由于公众对全球气候变暖的关注、石油价格持续上升、电力供应缺口增加、清洁能源产业规模不断扩展等因素，以及对于核能发电危险性的恐惧，促使新能源发电走上了快速发展的道路。 美国加州具有丰富的清洁能源资源，水力发电潜力在美国仅次于华盛顿州排名第二，沿太平洋海岸山脉有丰富的地热和风能资源，东南部沙漠地带太阳能发电潜力巨大。在加州能源构成中，天然气发电占44%，核電占9%，大型水电占8%，燃煤发电占8%，可再生能源占19%，其他能源占12%，其中清洁能源主要包括：风能、太阳能、生物能、地热、小水电等。
国际各类型电力市场比较 江思和 清华大学电机系 引言[1] 电力行业是一个典型的“自然垄断”的产业，具有“集中生产，集中运输，集中零售” 的特点，所以最初的时候电力市场基本都是垄断的计划经济，由政府制定发电以及用电计划，政府根据发输配用电的整个过程制定电价。可是由于自然垄断有一些先天缺点：没有动因鼓励生产者提高工作效率以及发展新技术，所以随着科技的发展，电网更加坚强和灵活了，这样就给电力市场的改革创造了条件。所以，世界各国都开始结合自己的国情适度改革本国的电力市场，使其达到发电效率更高、总体能耗更少、经济利益更高、电价制定更合理等不同的目的。本文将简略介绍英国、北欧、西欧、美国、新加坡、俄罗斯、印度、日本、澳大利亚及新西兰等国的电力市场运行制度，并比较分析其优劣，得出一般性结论。 英国[2][3][4] 从1989 年开始，英国着手电力体制改革，当年颁布了电力工业白皮书，全国实行电力库（POO）L 模式，进行电力市场自由竞争的尝试，厂网分开，竞价上网，并且成立了国家电力公司，实行电力工业的私有化。后来，政府不仅解散了中央发电局，而且拍卖了电厂的股份，朝着私有化更近了一步。在2001年，英国实施新电力交易协议（NETA,引进了新的双边合同分散交易模式，进一步推进市场化进程。在这种模式下，电力市场以双边交易为基础，不再由国家调度，并且有长期、中期、短期等多个市场，使这种方式更加稳定。此次改革取得了很大的成功，不仅扩大了用户范围，而且提高了市场效率，促进了生产者的良性竞争。2005年，英国政府又建立了英国交易输电协议（BETTA，解决了苏格兰地区市场被垄断的 问题，并将英格兰和苏格兰连成了一个大的电网，市场更大更开放了。最近，在2013年， 英国又开始了以低碳电力为核心的新一轮改革，将差价合约和容量市场纳入已有的电力市场范畴，并且致力于降低用户的用电支出。 差价合约的制度是由供电商和发电商提前以某一固定的价格签订合约，当实际电价高于 此合约时，发电商需要向用户返还差价；当实际电价低于此合约价时，政府向发电商补偿差价。在这种制度下，既一定程度上保证了发电商的收入较为稳定，也防止了用户的电价波动，并且政府的补贴也更有针对性，减少了一些支出。而容量市场采用拍卖的形式，在两级市场上提前四年拍卖系统所需要的发电容量。容量市场需要考虑的最大问题就是系统的可靠性，只有在拍卖中合理分配份额，才能保证满足每天最大负荷时期的用电供应。所以，政府的有效监管是很重要的，一旦把电力产业完全投放到市场中自由竞争，那么不确定性因素必然增加，所以需要更加高效有力的监管，才能保证电网不出问题，运行稳定。 整体上讲，英国电力市场从日前电力池集中交易模式演变成分散交易模式，日前交易模式有一些缺点：发电侧竞争不充分，发电商存在一定的市场操控力，电力供应紧张时发电商反而会减少发电机组来提高电价。分散交易模式下，发用双方直接交易，中长期和日前交易量占比很大，可以维持电价的稳定，而实时平衡交易虽然自愿竞价波动大，但由于占总用电量比例很小，所以对总体价格影响较小。
电力市场分析与预测 一、电力市场分析与预测的概述 （一）定义 要给电力市场分析与预测一个定义，首先要搞清什么是“电力市场”：广义的讲，电力市场是采用法律、经济等手段，本着公平竞争、自愿互利的原则，对电力系统中的发电、输电、供电、客户等主体协调运行的管理机制和执行系统的总和，它包括市场主体（电力生产商、电力供应商、消费者等）、市场客体（电力商品）、市场载体（电力网络）、商品价格、市场运行规则、市场监管者六个方面。狭义的讲，今天要讲的电力市场分析与预测中的“电力市场”主要是电力销售市场（包括量、价、费）、电力供应市场以及供需平衡关系。 电力市场分析与预测是供电企业为了实现经营目标，进行电力市场营销、规划、生产和销售决策，运用先进的技术手段和方法，采用一定的程序，有组织、有计划的收集电力市场信息。在调研的基础上、对调研信息及数据进行科学分析，对经营环境及电力需求的变化特点进行预测，为改进经营管理，实行正确决策提供依据。供电企业能否有效的把握市场变化趋势，选择新的目标市场，这是搞好营销活动的核心和关键。 （二）作用 （一）掌握社会各行业的各类用电基本情况，分析用电结构及各类用电升降幅度的变化规律，为国家制定有关用电政策提供依据。（如为国家制定电价政策，制定宏观调控政策（行业用电量反映行业发展情况）等） （二）改善电力企业经营管理，促进企业制定合理生产计划和有关经济技术指标，调整经营策略，改进电网发展规划，提高企业经营效益。（如对售电量、电价进行动态分析，揭示行业用电潜力，用户用电特点，区域发展态势，经营经营效益，为企业经营决策人员提供决策依据。售电量已成为国民经济发展的晴雨表，“十五以来”经济增长速度保持较快水平，用电增长也较快，九十年代末，受亚洲金融危机影响，国民经济发展减慢，电量增长减缓甚至下降） （三）可以促进客户中分利用电价的经济杠杆作用。如更合理安排生产，减少高峰用电，适时投切无功补偿设备，减少电费开支，降低生产成本。（对执行峰谷电价的用户，可以建议避峰生产，对负荷低的用户，减少变压器容量，可以节约基本电费）。 （三）特点 （一）时效性。应根据形势变化及时提交分析报告，以便领导决策。 （二）准确性。分析中的数据和事例力求正确真实。
电力市场需求、分析、预测 姓名：白旭光 【摘要】：今年年初，国家电力公司成立了需求侧管理指导中心，可见需求侧管理已成为国家电力 公司的一项主要工作内容。如何做好需求侧管理，这方面的研究在我国起步时间很短，希望通过本期话题， 加深对电力市场需求分析与预测的认识，提高科学决策水平。 【关键词】：电力市场需求电力需求分析与预测需求分析 一、管理信息系统开发中常见的一些问题 （1）管理信息系统开发人员对需求的理解出现偏差 系统分析员必须要对用户的需求比较了解才能够很好的展开工作，系统分析员能够顺利的展开工作这就要看他们能否理解用户并且要具有较为充足的工作经验，系统的分析结果也对系统设计工作非常重要；分析员如果在分析过程中出现偏差，就会导致在工作中产生问题，最后使得开发出来的系统不能够满足用户的需要而成为一个失败的产品。 （2）“堆栈”现象 管理信息系统是有多个阶段进行开发并最终完成的，所以在不同的阶段如果出现了问题都会导致系统开发失败，并且不同的阶段出现的错误其错误的“潜伏期”是不一样的，错误越早发生就好导致越晚发现，类似堆栈规律。 （3）重编程，轻规划，轻分析 管理信息系统的发展有其独特的发展规律，最开始的计算机被用于电力企业中，主要是处理简单的信息，是单项目系统，这种小型的计算机系统比较简单且功能单一。如果需要将多个不同的单项系统进行整合，并发挥其整体的优势时，就会让整个系统无法正常的运行，系统无法将各个单项进行很好的整合并协调好不同单项之间的关系。 （4）过低估计信息系统的投资而使开发工作夭折
在投资管理信息系统的时候，有些投资是能够立马看到成效的，例如投资软件和硬件等等，就能够较快的看到效果。但是还有一些投资是不能够马上看到效果的，例如在对信息系统进行开发的过程中，由于某些需要，必须要对系统进行修改，并且由于市场的不断变化，对系统的一些维护费用等，这些改变所带来的费用是不能够马上见到效果的。 二、电力需求预测管理系统的设计技术 （1）年度电量预测。全社会口径、本企业口径、统调口径电量，各产业电量，行业分类电量等。 （2）年度电力预测。最大用电负荷、年平均最大用电负荷、最小用电负荷、年代表峰谷差/负荷率/最小负荷率等）。 （3）年负荷曲线预测。 （4）月度参数的预测或结果获取。月最高温度、月平均最高温度、月最低温度、月平均最低气味和降水量的大小以及进行拉闸限电的情况等。 （5）月度电力的预测。月最大的用电负荷、月平均最大的用电负荷、在工作日内平均最大的用电负荷、最小用电负荷、工作日最小用电负荷、月代表峰谷差/负荷率/最小负荷率等。 （6）电力负荷在不同的地区其发展规律也是不一样的。每一种预测的规律方式都是一个地区的发展规律。如果预测的方法越多，那么预测的选择性就会越大，也就会更加精确。软件有一个预测方法库，里面有大约50种预测的方法。在这些预测方法中，大部分都是被经常使用的预测方法，并且还加入了一些比较特别的预测方法，如灰色系统法、人工神经网络法等。 三、电力市场预测策略 综合预测模型的技术。对序列号进行预测，在进行预测之前可以选择多种不同的预测方式进行。其中用数字模型进行预测的方法是最合适的，在负载发展的过程中，其自然的规律不是简单的数字模型可以进行描述的，一般情况下，单一的预测模型不能够进行精准的预测。所以，之前的预测理论不够完善就是这个原因。农业生产和农业排灌用电市场近年来，农村电网进行“两改一同价”、农业产业的电网结构发生变化、农村城镇化水平的加快促使农村的农业生产水平和农业排灌的用电量增长速度也加快了步伐。非居民生活用电市场非居民生活用电市场由县内行政单位、事业单位组成，用电量稳定，总体趋势稳中有升，也具有一定市场发展潜力。1.3商业用电市场商业用电市场由商业用电户组成，其用电量
四川2019年前三季度电力生产及市场运营信息披露报告
主网最高用电负荷创历史新高。1-9月，四川电网电力供需总体平衡，累计网供用电量1533亿千瓦时，同比增加9.4%。日最高网供用电负荷4154万千瓦，同比增加463万千瓦，增幅12.6%；日最大网供用电量7.71亿千瓦时，同比增加0.67亿千瓦时，增幅9.5%，均发生在8月26日，创历史新高。日均网供用电负荷率79.66%，同比降低0.49%。
电源装机 电源发展趋缓，发电能力富余。截至2019年9月底，四川全省装机容量9894.15万千瓦，较年初增长0.63%。省调直调机组总装机容量5884.0万千瓦,其中：水电4186.5万千瓦，占71.1%；火电1251.1万千瓦，占21.3%；风电277.4万千瓦，占4.7%；光伏169.0万千瓦，占2.9%。1-9月，省
调直调机组新增装机容量44.3万千瓦，其中水电3万千瓦，火电12.8万千瓦，风电24.6万千瓦，光伏4万千瓦。 电煤及来水
各流域平均来水较去年有所减少。1-9月，四川全网平均来水较去年同期减少9.8%，较多年同期增加16.2％。 电煤供应总体平稳。1-9月，全网累计进煤量1300万吨，日均进煤量4.76万吨，同比增长20.8%；累计耗煤量1232万吨，日均耗煤量4.51万吨，同比增长11.0%。截至9月底，全网存煤377万吨，同比增加147万吨，全网存煤可用天数约为58天（按单机计算）。
发电情况 发电量、上网电量增速较快。1-9月，四川全口径发电量2932.42亿千瓦时，同比增长5.17%。
江思和 清华大学电机系 引言[1] 电力行业是一个典型的“自然垄断”的产业，具有“集中生产，集中运输，集中零售”的特点，所以最初的时候电力市场基本都是垄断的计划经济，由政府制定发电以及用电计划，政府根据发输配用电的整个过程制定电价。可是由于自然垄断有一些先天缺点：没有动因鼓励生产者提高工作效率以及发展新技术，所以随着科技的发展，电网更加坚强和灵活了，这样就给电力市场的改革创造了条件。所以，世界各国都开始结合自己的国情适度改革本国的电力市场，使其达到发电效率更高、总体能耗更少、经济利益更高、电价制定更合理等不同的目的。本文将简略介绍英国、北欧、西欧、美国、新加坡、俄罗斯、印度、日本、澳大利亚及新西兰等国的电力市场运行制度，并比较分析其优劣，得出一般性结论。 英国[2][3][4] 从1989年开始，英国着手电力体制改革，当年颁布了电力工业白皮书，全国实行电力库（POOL）模式，进行电力市场自由竞争的尝试，厂网分开，竞价上网，并且成立了国家电力公司，实行电力工业的私有化。后来，政府不仅解散了中央发电局，而且拍卖了电厂的股份，朝着私有化更近了一步。在2001年，英国实施新电力交易协议（NETA），引进了新的双边合同分散交易模式，进一步推进市场化进程。在这种模式下，电力市场以双边交易为基础，不再由国家调度，并且有长期、中期、短期等多个市场，使这种方式更加稳定。此次改革取得了很大的成功，不仅扩大了用户范围，而且提高了市场效率，促进了生产者的良性竞争。2005年，英国政府又建立了英国交易输电协议（BETTA），解决了苏格兰地区市场被垄断的问题，并将英格兰和苏格兰连成了一个大的电网，市场更大更开放了。最近，在2013年，英国又开始了以低碳电力为核心的新一轮改革，将差价合约和容量市场纳入已有的电力市场范畴，并且致力于降低用户的用电支出。 差价合约的制度是由供电商和发电商提前以某一固定的价格签订合约，当实际电价高于此合约时，发电商需要向用户返还差价；当实际电价低于此合约价时，政府向发电商补偿差价。在这种制度下，既一定程度上保证了发电商的收入较为稳定，也防止了用户的电价波动，并且政府的补贴也更有针对性，减少了一些支出。而容量市场采用拍卖的形式，在两级市场上提前四年拍卖系统所需要的发电容量。容量市场需要考虑的最大问题就是系统的可靠性，只有在拍卖中合理分配份额，才能保证满足每天最大负荷时期的用电供应。所以，政府的有效监管是很重要的，一旦把电力产业完全投放到市场中自由竞争，那么不确定性因素必然增加，所以需要更加高效有力的监管，才能保证电网不出问题，运行稳定。 整体上讲，英国电力市场从日前电力池集中交易模式演变成分散交易模式，日前交易模式有一些缺点：发电侧竞争不充分，发电商存在一定的市场操控力，电力供应紧张时发电商反而会减少发电机组来提高电价。分散交易模式下，发用双方直接交易，中长期和日前交易
供给分析及预测 一、装机容量：装机容量增速小幅下降，清洁能源比重上升 2004年我国电荒蔓延，主要原因是电源建设不足，因此我国加大了电源建设的投入，2007年-2010年我国电力行业装机容量一直保持在10%以上的高速增长，随着我国电力行业装机容量的不断发展，2011年我国电力行业装机容量为105576万千瓦，电源建设基本满足我国电力供应的需求，装机容量增速呈逐渐小幅下降趋势。 数据来源：中电联 图1 2007年-2011年发电装机容量情况 2011年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量105576万千瓦，同比增长9.25%。其中，水电23051万千瓦，同比增长6.69%，占总发电设备容量的比重为21.83%；火电76546万千瓦，同比增长7.86%，占总发电设备容量的比重为72.5%；核电1257万千瓦，同比增长16.15%，占总发电设备容量的比重为1.19%；风电4505万千瓦，同比增长52.33%，占总发电设备容量的比重为1.27%。
数据来源：中电联 图2 2011年发电设备容量结构情况 总体来看，随着电源投资持续向清洁能源倾斜，全国发电设备装机容量结构也有所改善，清洁能源装机比重上升。2011年，水电、核电、风电、太阳能等清洁能源比重达到27.5%，比2010年提高0.9个百分点。 火电水电核电风电其他 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2007年2008年2009年2010年2011年数据来源：BBIC整理 图3 2007年-2011年分类型装机容量占比情况 二、发电量：发电量增速趋缓，水电出力不足，火力发电占比提高 电力行业发电量保持增长，2011年发电量47217亿千瓦时。2011年发电量增速趋缓，增速为11.74%，比2010年低3.11个百分点。2008年金融危机，我国出台四万亿投资计划，家电下乡等积极的财政政策，使得我国工业需求并没有大幅度打滑，主要耗能产业产能大幅提高，电力需求旺盛，2010年电力发电量
(此文档为word格式，可任意修改编辑！） 2017年6月
正文目录 1. 印度经济高速发展，但电力配套发展滞后 (5) 1.1 印度GDP进入增长快车道 (5) 1.2 印度人均用电量长期低于世界平均水平 (6) 1.3 政府高度重视经济发展中的缺电问题 (7) 2. 印度电力系统整体发展滞后 (8) 2.1 发电侧：火电贡献八成发电量，可再生能源得到重视 (8) 2.2 输配电侧：基础设施落后，体制制约电网发展 (13) 3. 电力投资加速，可再生能源和输配电是重点 (14) 3.1 电力投资速度加快，外商直接投资稳定上升 (14) 3.2 政策保障风电发展，投资进一步扩大 (16) 3.3光伏有望成为新能源装机主力 (18) 3.4 布局跨区输电，特高压发展加速 (20) 3.5 高线损率倒逼智能电网发展 (23) 4．印度电力设备市场 (26) 4.1印度市场电力设备企业构成 (26) 4.2印度主要电力设备企业介绍 (27) 4.3中国电力企业在印度优势明显 (29) 4.4 电力市场广阔，中国企业大有可为 (30) 5. 中国电力设备企业在印度发展情况 (31) 5.1 特变电工 (31) 5.2 许继电气 (33) 5.3 平高电气 (34) 5.4 海兴电力 (35) 5.5 中国西电 (36) 5.6 思源电气 (37) 5.7 科达洁能 (38) 图目录
图1：印度GDP（单位：亿美元）稳步增长 (5) 图2：印度人均GDP（单位：美元）稳步增长 (5) 图3：2000-2016印度人口快速增长（单位：亿人） (6) 图4：用电人口比例（单位：%） (7) 图5：人均用电量（单位：千瓦时） (7) 图6：2012-2017装机容量（单位：GW）逐年增加 (9) 图7：发电量增速远落后于装机容量增速（%） (9) 图8：2012-2017装机容量结构（%） (10) 图9：2012-2016发电量不同类型占比变化 (11) 图10：2012-2017可再生能源装机容量及同比增长（GW） (11) 图11：2012-2017可再生能源发电结构 (12) 图12：2012-2017邦企、央企、私企装机容量（单位：GW） (12) 图13：2011-2016邦企、央企、私企发电量（单位：TWh） (13) 图14：2016-2040各国/地区对可再生能源计划投资额（单位：十亿美元）15 图15：2001-2015印度外商直接投资（单位：十亿美元） (15) 图16：印度风能资源分布图 (16) 图17：近年来印度风电装机容量增长（单位：万千瓦） (18) 图18：印度太阳能资源分布图 (19) 图19：印度光伏累计装机容量（单位：GW） (20) 图20：印度光伏发电成本呈下降趋势 (20) 图21：印度电力输送简图（2008年） (21) 图22：不同电压等级输电线占比变化（单位：Ckm） (23) 图23：不同电压等级变电站占比变化（单位：MVA） (23) 图24：2015年不同国家线损率比较 (24) 图25：印度电力市场构成情况 (26) 图26：BHEL电力装机情况（单位：MW） (28) 图27：一带一路国家投资流量（单位：亿美元） (30) 图28：海兴电力的组织架构 (35) 图29：海外业务营业收入（单位：百万元）及同比增长 (38) 图30：海外业务毛利（单位：百万元）及同比增长 (38)
国外电力市场化改革的经验及其对我国电力市场体系 建设的启示 一、国外电力市场化改革的经验 90年代首先在西欧开始了电力市场化改革，很快被推广到了美国、大洋洲一些电力公司。但是电力市场的运营模式及其改革历程各异，各国的电力公司在开发自己的电力市场时都根据自己的特点而有所不同。在我国积极探索电力市场建设方案时，研究一些典型国家电力市场化改革的经验，分析哪些经验适合于我国国情和电网特点，哪些经验需要改造，具有非常重要的意义。另一方面，电力市场的运作对于电力系统的运行、调度、规划、管理和自动化系统的设计有深刻的影响，了解实现电力市场正常运营所需要的技术准备也是非常必要的。 （一）英国电力市场化改革的经验 1、分阶段逐步改革完善，形成一个高效的电力市场交易平台 在1990年以前，英国的电力工业全部属于国营的中央发电局(CEGB)。自1990年开始，英国电力进行的电力市场化改革（私有化）可分为三个时期：第一个时期以电力库（POOL）运行模式为特征。称为电力库时期，国家电网公司主要经营输电系统，是电网的系统调度机构，并负责电网的调度和运行，起独立系统调度员(ISO)的作用。所有电厂都需要投标，竞价上网；第二时期是
以实施新电力交易协议（NETA）为标志，称作NETA时期，主要的目的是克服电力库（POOL）运营模式存在的缺点。经过三年的开发，在2001年3月正式投运；第三时期以实施英国电力贸易和传输协议（BETTA）为标志，称作BETTA时期，在苏格兰、英格兰和威尔士三大地区（统称Great Britain，以下简称GB）建立以英格兰－威尔士模式为基础的统一电力贸易、平衡和结算系统，建立以英格兰－威尔士模式为基础的统一传输定价法和电网使用合同体系，建立一个独立于发电和供电的输电系统运营机构（GB System Operator 简称GBSO）。 2、以逐步完善的立法推进电力市场建设的不断完善 英国电力市场三阶段建设是以政府三个重要立法稳步推进的：1989年的“电力法”、2000年的“基础实施法”和2004年的“能源法”构成了英国电力工业的法律框架，在电力市场建设的每一阶段，这些法律主要构建在该阶段适用的、包含相应修改的电力法的基础上，并随着其每次修改而发展。 3、电网逐步形成全国互联 1990年开始的英国电力市场化改革的前两个时期主要在英格兰和威尔士展开，苏格兰由于地区法律、行业结构和市场机制等各方面与英格兰和威尔士相差较大，在此期间苏格兰电力公司依然保持纵向一体化结构。然而到了本世纪初，市场环境在发生着变化，苏格兰地区发电装机冗余有了明显的滑落，而且在不远的将来苏格兰－英格兰及苏格兰－北爱尔兰联网线路的增建扩容，
美国PJM电力市场 海外前沿 1997年4月1日，该区域输电网正式开放，PJM开始运营美国第一个基于投标方式的区域电力市场。经过4年多运营，PJM市场已成为美国运转最流畅、最具活力的电力市场，它保证市场成员自由买卖电力、确定双边交易、申请输电服务等，同时为上述交易提供付款结算服务。 2电力市场的划分 次日电力市场：市场成员在每天8∶00～12∶00向PJM-OI提交第二天的投标计划。PJM-OI在每天12∶00～14∶00结合系统有关信息对各成员的投标计划进行评估，系统信息包括预期用户需求、气候条件、输电线路、发电机组等，评估完成后，选择最有效、最经济的运行方式。PJM-OI在每天14∶00～16∶00之间，向各成员通报评估结果，在16∶00至第二天8∶00，PJM还可根据系统经济性、可靠性等方面的要求做一些调整。 期货市场 期货市场分长、中、短期。一年或一年以上为长期，一个月至一年以内为中期，一天至一个月以内为短期。事实上，次日市场也属于短期期货市场。中长期期货市场以协议来规范约束市场成员的交易行为，特别要强调的是，期货交易是按实时节点边际电价（LMP)结算。PJM期货市场的生命力在于其输电服务的费率随交易形式的不同而存在较大差异，中长期期权可转让。 实时市场 实时市场实际上是一个平衡市场，它是为解决系统突发事故、网络阻塞、市场结算困难而设立的。市场清算价每5分钟计算一次。 零售市场：目前只对宾夕法尼亚州5%的用户开放零售市场，在PJM控制区中的其他地区还没有开放零售市场。
3输电服务及阻塞管理 输电服务 在PJM市场中，输电网络属功能性分享，即原来的输电网络所有权没有变更，只是将输电经营权移交给PJM，而输电网所有者作为市场成员参与到PJM市场中。PJM市场输电服务类型有网络服务和点对点服务两大类，其中点对点服务有固定和非固定、长期和短期之分。PJM市场主要是采取协议的形式管理输电服务。 输电价格采用一部制容量电价，输电服务费率由PJM-OI事先按输电网络所有者的网络覆盖区域制定，经董事会批准，并公布在《输电网开放服务费率表》（OATT）上。点对点输电服务按输电网所有者的网络覆盖划分区域，并按每年、每月、每周及每天（分峰谷时段）分别制定容量费率（美元/MW); 网络输电服务按输电网所有者的网络覆盖划分区域，并给出年度输电容量费率[美元/(MW·年）]。 输电阻塞管理 各种输电服务事项都公布在PJM制定的《输电网开放服务费率表》（OATT）上，用户可根据自己的需要向PJM联络办公室提出输电服务申请，PJM联络办公室根据系统安全情况对每一项输电服务申请进行审核，所有与输电服务有关的信息必须送往PJM联络办公室用户信息部。 PJM利用节点边际价格（LMP）对输电阻塞进行管理，管理措施为：①发电机组以其发电母线处的LMP结算；②负荷方以其负荷母线处的LMP支付；③负荷需求方要支付阻塞成本，阻塞成本等于负荷需求方与发电供给方两地的LMP差值。 为避免阻塞成本费用导致市场价格不稳定，PJM采用固定输电权利（FTR-fixed transmission right）的管理方法平抑价格的波动，FTR实际上是一种金融手段，它允许网络输电用户和固定的点对点输电服务用户事先向PJM联络办公室申请，经批准后获得FTR，它可保护该输电用户不会因发生输电阻塞而使自己支付的费用上升。FTR本质上是一种金融权利，它并不表示有实质上的能量传输，只要求在发生输电阻塞时获得经济补偿。通常，如果系统发生阻塞，FTR拥有者将按其预约容量和预约线路上的节点边际价格获得补偿。 当不发生输电阻塞时，FTR能保证输电服务的履行，当FTR所确定的容量超过持有者实际所需容量时，就有可能造成输电容量浪费，而其他用户又有可能需要而又不能得到输电服务。在这种背景下，PJM允许FTR拍卖。PJM每月组织一次FTR买卖交易活动，这种买卖交易一般只允许网络输电服务和固定点对点输电服务的用户参与。 PJM市场的运营成效
引言 本文致力于通过分析市场结构、市场特点、电价形成机制，市场主体的构成、市场交易和运行模式、市场交易策略，并进行科学预测市场需求，分析研究发电集团交易竞价策略，在此基础上，建议发电集团在当前电力市场竞争条件下，积极主动并有选择性地采取交易策略参与市场竞争，以最优的报价策略获取最大化利润。本文还分析国内外电力市场结构、运行方式、特点、模式和存在的问题，在掌握大量基础性市场信息基础上预测未来电力需求，比较分析区域电力总供给和需求的状况，并对未来区域电力市场竞争趋势进行科学预测和判断;本文在对电力市场理论分析、实际运行情况以及实证论述基础上，提出发电集团参与电力市场交易策略的竞价基本原则和方法，并具体总结提出基于成本分析、基于市场出清价格预测的博弈论模型等多种交易竞价策略方法。最后，通过对市场规则、竞争形势和发电集团内部降耗等方面进行研究，认为交易前充分做好战略设计和规划，做好内部挖潜、降本增效等基础工作对发电集团竞价具有十分重要的战略意义，并建议发电集团及时调整竞价策略，改善管理方式，积极寻求战略合作，为未来在电力市场中交易成功奠定基础。
第一章：概述 第一节课题研究目的和意义 20世纪80年代以前，电力产业被普遍认为是典型的自然垄断产业，世界各国对电力产业发电、输电、配电、售电等环节实行严格管制。80年代以后，电力产业的自然垄断边界发生了显著变化，全球范围掀起了电力体制市场化改革浪潮。随着我国电力产业的发展，“打破垄断、引入竞争”成为当前电力行业改革和理论研究的主流思想，建立科学、合理、完善的电力市场成为各级政府和各类学者研究和探讨的重要课题之一。作为电力市场参与者的发电集团，其利益最终必须通过电能的生产和交易来实现，在交易过程中提前获悉尽可能多的电价和电力需求信息，就可以在电力市场的交易中占得先机，求得更大的利益回报。发电集团的报价决定了其自身在发电市场中可以占有的市场份额，直接影响到其自身的利润。因此，对竞争对手报价策略以及电力市场未来运行趋势进行准确预测，并在此分析判断基础上，结合自身情况做出最合理、最理性、最优化的策略选择，就成为当前发电集团迫切需要解决的重要课题。 从国际、国内电力改革的历程以及未来发展趋势看，传统的电力产业垄断经营体制已经难以为继，电力市场化改革已是大势所趋。电力市场开放，就是要将电力工业纳入到市场经济的框架中，通过市场竞争，达到资源的最优配置和合理利用。传统的基于粗放管理和行政手段的一系列规制、调度和控制方式，势必无法适应竞争环境下的市场实际情况，因此，必须用全新的视角重新审视电力系统运行控制及规划工作的各个环节，相应改变市场调节手段。作为最先被推向市场的发电集团，必须高度关注电力市场信息、市场特点、市场建设和规划。我们知道，市场经济的特点就是放开规制、引入竞争、市场定价。而其中电价是电力市场的杠杆和核心内容，电价的形成机制直接决定了市场的开放程度，因而改革电价形成机制是电力体制改革的核心内容。当前我国电力市场改革的主要方向是，在厂网分开的基础上，逐渐放宽市场准入，尝试建立区域电力市场，建立完善的监管机制，制定电力市场法律，制定市场交易规则，使价格在竞争中形成，使电价真正反映电力生产成本水平和市场对电力产品的供需状况。 建立科学、健全、有序的市场，要求所有的市场主体能够认清形势，按照市场规则进行规范的竞争，要求市场主体宏观上找准定位，调整成本控制策略，确
美国加州电力市场及其危机 一、联邦能源管理委员会在电力改革中的作用 1.美国电力改革的历史渊源 美国电力行业在20世纪70年代末仍是传统的公用事业，由于电价基本上是依照成本加毛利率核定的，传统的电力公司很难有积极性去改善电厂的运营效率，新建电厂的成本一直居高不下。为了提高电力企业生产和运营效率，降低新建电厂的建设成本，各州陆续出台法规，鼓励独立发电厂商兴建电厂。由于独立发电厂商往往没有附属的电网，必须将电力出售给公用事业公司。各州又规定允许公用事业公司按照市场价格向独立发电厂商购电。对于公用事业公司而言，购入的电价成本越高，按照固定毛利率计算能够获得的利润也就越大。另一方面，相对历史悠久的公用事业公司而言，独立发电厂商的折旧成本很高，其成本电价也就较高，这又为公用事业公司维持一个较高的销售价格提供了一个理由。因此，很多公用事业公司与独立发电厂签订了长达30年以上的供电合约，合约电价也往往比公用事业公司自己的发电成本高出很多。 80年代以后，美国煤炭、天然气、石油行业的改革进展迅速，作为电厂主要发电燃料的天然气、煤炭的市场价格一路下滑，而电力改革进展比较缓慢，电力定价机制的僵化受到普遍的批评。联邦和各州政府考虑逐步放松对电力行业的管制，通过有效的竞争使电价下降，为电力消费者带来更多福利。1996年4月29日，联邦能源署宣布在全美各大供电区放开电价管制；此后，全美大约有123的电力交易通过市场竞价来进行，其他份额的电力生产和销售仍然通过政府管制的公用事业公司进行，价格也仍然是受到管制的。 在市场组织上，也从原先生产、输电、配电、售电垂直一体化的企业演变为厂网分离。公用事业公司在保留能够输送自身电力的输电网络的基础上，将多余的输电网络资源转交给独立系统运营商运营，这一非盈利机构掌握的输电网对所有的电力市场参与者平等开放。目前由独立系统运营商掌握的输电网约占全美电网的20%左右。由独立发电厂商和从公用事业公司分离出来的子公司演变为商业电力机构，专门针对电价放开的电力市场进行投资和运营。在电力市场环节另一端，配电企业和电力批发商、零售商也逐步脱离。电力的生产、输送、配送以及销售环节分别独立，电力生产和销售环节上强化了竞争的引入，与之相伴随，各种复杂电力交易在竞价现货市场，以及双边或多边的远期合约市场上也迅速发展起来。2000年以前，美国市场上存在1000家以上的电力交易商，进行电力交易的自营和委托代理业务，其中，安然公司推出的安然在线交易平台，高峰时期每天电力交易达5000多笔，每日的合约交易量超过10亿美元，安然也成为电力交易市场上的主要造市商。 2.联邦能源管理委员会的作用 美国电力改革是在美国复杂司法制度的大背景下进行的，电力政策的制定。管理和监督权力主要属于各州政府，联邦能源管理委员会的作用主要表现在对跨州电力生产和交易的管理上，相对于各州政府享有的权力而言，是十分有限的，这一点，从目前联邦能源管理委员会不足百人的机构设置上就可见一斑。 在各州内部，州政府有专门的公用事业管理机构对有关电力生产。投资。电价核准等重要事宜进行管理，由于改革的权力是分散的，没有集中在联邦能源管理委员会的手中，因此，美国电力市场改革的推进状况在各地区也都不大相同（目前尚有多州尚未启动电力改革，仍旧维持传统的公用事业公司经营电力的市场架构）。 除法律框架的复杂性所带来的电力改革政策制定权。市场监管权的分散化外，联邦能源