英国新电力交易系统

英国新电力交易系统（通用4篇）

英国新电力交易系统 篇1

福建电网电力市场交易运营系统

使用协议书

系统提供方： 福建省电力有限公司 系统使用方：

编号：

福建电网电力市场交易运营系统使用协议书

系统提供方： 福建省电力有限公司 系统使用方：

为满足电力交易业务的需要，向交易各方提供更好的服务，系统提供方开发建设了福建电网电力市场交易运营系统，系统使用方申请使用福建电网电力市场交易运营系统。为明确系统服务有关事项，按照国家法律法规，经双方协商，本着诚实、守信的原则，签订本协议。

一、福建电网电力市场交易运营系统（以下简称：“运营系统”）可为系统使用方提供以下功能性服务：

1.提供电网运行、市场供需、交易计划和实际完成情况等市场信息。

2.通过系统直接参与系统提供方组织的电力交易。

3.通过系统参与交易计划的编制。

4.对交易结算情况进行核对，并进行交易电量结算。

二、系统提供方的服务承诺：

1.按照电力交易的实际需要以及相关规定，向系统使用方提供公开透明、良好的服务。

2.按照运营系统的使用条件，为系统使用方办理注册、退出手续。

3.按照运营系统使用指南规定的服务范围，向系统使用方提供相应的服务，方便运营系统的使用。

4.管理、维护运营系统，确保系统的正常运行。根据电力交易的实际需要，不断完善运营系统。

三、系统使用方接受服务，基于：

1.按照《福建电网电力市场交易运营系统运行维护管理办法（试 行）》（闽电交易„2009‟960号）（见附件），注册申请使用运营系统。

2.按照公平竞争的原则，规范参与电力交易，共同维护交易秩序。

3.按照运营系统要求提供注册及电力交易等有关信息，填写并提交附表1、2，并保证其正确性。

4.有申请数字证书的用户，请设专人妥善保管数字证书，及时更改注册密码，数字证书不得转借他人使用。

四、双方有责任对运营系统的电力交易有关非公开信息保密，确保电力交易的安全。

五、在出现以下情况时，系统提供方不承担责任。

1.系统使用方未正确运用系统而造成的损失。

2.如遇到自然灾害等不可抗力事件，或其他不可预见的非常情况发生，从而导致影响运营系统运行。

3.系统使用方遗失数字证书或遗忘注册密码时，在办理挂失前产生的后果。

六、如国家法律法规对本协议条款有新的规定时，按新规定执行。

七、本协议正本一式四份，协议双方各持两份。

八、本协议自双方签订之日起生效，至系统使用方办理退出手续之下一个工作日起终止。

系统提供方签字（盖章）：

年 月 日

系统使用方签字（盖章）：

年 月 日

附件

福建电网电力市场交易运营系统 运行维护管理办法（试行）

第一章 总 则

第一条 为规范福建电网电力市场交易运营系统（以下简称系统）运行维护管理工作，明确责任，提高运行维护时效性，确保系统安全稳定运行，有效支持和保障相关市场交易业务有序开展，依据国家电网交易„2008‟280号《国家电网公司电力市场交易运营系统运行维护管理办法（试行）》和闽电信息„2008‟964号《福建省电力有限公司业务应用系统管理规定》，制定本办法。

第二条 系统是实现福建电网电力市场交易服务的技术平台，是实现电力资源优化配臵的技术手段，是为系统用户提供市场服务的支撑平台之一。

第三条 系统是福建省电力有限公司（以下简称公司）信息系统的重要组成部分，是公司SG186工程的主要应用之一，按公司信息系统建设、安全防护和运行维护要求，与公司其他业务应用一起实施，统一部署，统一运行维护。

第四条 本办法适用于公司本部、直管电业局、相关二级供电局及参与电力市场交易相关业务的发电企业及其他市场主体的系统运行维护管 理工作。

第二章 职责分工

第五条 公司交易中心职责如下：

（一）负责系统建设和改造，制定系统功能规范，会同科技与信息中心制定系统运行管理办法；

（二）负责总体协调和处理系统应用过程中业务功能、业务管理方面的问题，规范统一业务流程及业务功能应用；

（三）负责系统的实用化工作，包括各模块功能应用、用户管理、数据真实性、完整性、唯一性的确认；

（四）负责组织开展系统应用培训和专业技术交流；

（五）经公司授权，与市场主体签订系统使用协议。第六条 公司科技与信息中心职责如下：

（一）负责制定本系统有关的通用技术标准和规范；

（二）负责系统的硬件采购、横向集成、纵向贯通等管理工作，并通过数据中心为系统提供横向数据；

（三）负责对系统运行中发生的跨部门（单位）的技术工作进行协调；

（四）会同交易中心对系统的硬件、网络的运行维护和数据备份进行监督和检查。

（五）会同交易中心指定系统的运维机构。第七条 公司信息运维机构职责如下：

（一）负责系统硬件和网络的日常运行维护，包括系统软、硬件平台、网络等运行状态监控以及系统版本升级、故障（问题）记录和处理；

（二）负责系统数据的备份与恢复，安全策略和应急处理预案的制定，软硬件平台的安全防护；

（三）协助完成系统开发及升级部署工作；

（四）对市场成员接入系统相关工作提供技术支持；

（五）按照公司交易中心、科技与信息中心要求，收集各类汇总资料。第八条 直管电业局、相关发电企业、相关二级供电局及其他市场主体责任如下：

（一）负责本单位应用工作，包括各模块功能应用、录入数据正确性确认等；

（二）负责本单位与系统配套的网络、桌面工作站、操作系统等软硬件平台的运行维护和管理（包括补丁更新、病毒防护、数字证书安装等）；

（三）负责收集本单位应用中的系统技术与功能缺陷、新的业务需求、功能和性能改进意见，并及时报送公司交易中心；

（四）协助处理系统异常和故障；

（五）办理系统注册和变更手续，签订系统使用协议。

第三章 用户管理

第九条 公司本部、直管电业局、相关二级供电局、相关发电企业及其他市场主体需使用系统，应向公司交易中心提交注册申请，办理相关注册手续，经审核通过后获得系统相应的人员帐户。第十条 运营系统的注册流程：

（一）填写系统用户使用申请书和注册表，并由系统用户的法定代表人或其授权代理人签名确认并盖单位公章后，提交公司交易中心；

（二）签订系统使用协议书；

（三）委托公司交易中心办理用户CFCA数字证书；

（四）通过帐号密码和CFCA数字证书登入系统运营系统，完善相关注册信息；

（五）完成注册，开始使用系统。

第十一条 公司交易中心作为电力交易数字证书认证服务的证书受理和管理机构，按照国家电网公司电力市场交易运营系统数字证书管理相关规定受理各市场主体的数字认证证书申请材料，核实市场主体的人员身份信息。交易中心委托国电信息中心办理数字认证证书，并负责数字认证证书的发放。数字认证证书的费用由各市场主体在收到数字认证证书之日起的一个月内自行支付给生产厂家――中国金融认证中心。

第十二条 用户数字证书与系统用户信息一一对应，申请的系统使用人员人数决定了需要的数字证书USB密钥的数量。

第十三条 系统用户遗失数字证书或遗忘注册密码，必须持本单位有效证明，向系统管理者提出申请，办理数字证书补办或注册密码重臵手续。

第十四条 市场主体可设立以下角色：

（一）系统管理员：负责市场主体的系统客户端运维，配合系统故障处理等；负责收集本单位相关设备或技术信息的收集，通过系统进行相关数据的注册和修改。

（二）交易员：负责代表市场成员参与竞争，进行相关运营数据、交易数据及统计数据的申报和查询；负责完成与电力市场交易相关的各类合同和协议的管理；

（三）结算员：负责在交易规则规定的期限内，提交结算抄见电量，对结算源数据和预结算结果进行校核，完成结算相关工作。第十五条 系统用户在本单位内应设臵1名系统管理员，至少设1名交易员或结算员，交易员和结算员可设为同1人，也可分别设臵。

第十六条 系统使用人员保持相对固定，并具备专用联系电话、电子邮箱等，人员名单及相关资料报公司交易中心备案。

第十七条 系统用户必须妥善保管本单位的数字证书、注册密码。数字证书的使用和存放要满足防火、防水、防盗等安全要求。

第十八条 特定权限的用户只能使用与其权限相符的界面和相应的功能；不同市场人员，只能浏览和使用特定于其角色的界面及功能。第十九条 系统使用人员应经过上岗培训，并确认业务人员具备熟练使用系统的能力。

第二十条 系统用户按照福建电网电力市场交易的有关规则通过系统参与市场交易业务，办理的交易运营所发生的电子信息记录均为该项交易业务的有效凭证。

第四章 应用管理 第二十一条 系统应用管理由公司交易中心负责，由其根据相关的业务管理办法设立系统应用角色，分配各角色的权限，配臵各项业务的处理流程及相应的功能模块。

第二十二条 按照“谁主管、谁负责”的原则确定数据源，保证数据源的唯一性。数据源责任部门（单位）应审查数据的准确性和完整性，并及时提供至数据中心。

第二十三条 直管电业局、相关二级供电局、相关发电企业及其他市场主体应明确专人负责系统应用，并负责注册、交易、运营、结算等信息的录入和维护，确保信息录入的及时性、完整性、准确性、规范性。直管电业局、相关二级供电局的科信部门应协助应用部门进行系统接入、通道贯通、终端安全防护等相关工作。

第二十四条 系统用户应按照系统相关说明和使用指南正确操作，避免出现操作不当而造成损失。

第二十五条 在系统的安全性受到威胁时，公司交易中心可中止系统的使用，同时通知系统用户。

第二十六条 其它业务应用经公司交易中心授权后，可通过数据中心使用系统相关数据。

第五章 软硬件运行维护及故障问题处理

第二十七条 根据系统运行维护需要，公司信息运维机构需做好以下系统日常维护工作：

（一）负责系统日常运行，监视系统运行环境及硬件平台和网络的运行状况；

（二）负责系统日常维护，进行系统常规检测，制定全量与增量的备份策略，需要时及时恢复系统；

（三）负责防火墙、入侵检测、病毒防护安全审计等安全防护策略的制定和日常维护。分析运行安全情况，进行相关的系统安全管理。第二十八条 公司交易中心统一受理本级系统运行中发生的各类问题（故障），并及时记录、处理。涉及系统应用的业务类问题由应用开发商处理；涉及系统软、硬件运行错误、市场成员接入等非业务类问题，交由公司信息运维机构进行处理。

第二十九条 由于网络、服务器软硬件平台等原因导致系统访问出现异常或运行中断故障时，公司信息运维机构应进行分析，并及时进行故障排除，为系统各项业务的连续性提供保障。

第六章 需求变更

第三十条 在系统应用过程中，公司本部、直管电业局、相关二级供电 10 局、相关发电企业及其他各市场主体如有新增需求或需求变更，应向公司交易中心申请。

第三十一条 公司交易中心会同科技与信息中心提交的需求变更进行分析和甄别后处理。对涉及系统性的问题以及涉及三级电力市场协同运作的问题按规定上报国网公司总部信息化工作部和交易中心。总部交易中心会同信息化工作部定期组织有关厂商对系统进行统一升级和完善。对涉及业务实用化应用的问题由公司交易中心组织应用开发商进行改造完善。

第七章 运行评价

第三十二条 按国家电网公司电力市场交易运营系统运行维护管理办法规定，国家电网公司总部信息化工作部会同交易中心对系统的运行维护管理工作、运行成效进行检查、评价和考核。

第八章 附 则

第三十三条 本办法由公司交易中心负责解释和执行监督。第三十四条 本办法自印发之日起执行。

英国新电力交易系统 篇2

1 发电权交易产生的背景

在竞价上网的电力市场模式中, 大容量、高参数、高效率、低能耗机组将获得巨大的经济效益, 而小容量、低参数、低效率、高能耗机组是计划经济时代留下的产物, 在一定时期为国家的电力供应作出了贡献, 背负着巨大的人员包袱, 能否妥善处理这部分资产和职工去留直接关系社会稳定和众多家庭的切身生活, 强制小机组退出市场而得不到适当的经济补偿和自谋出路的缓冲期将激化矛盾。通过对发电电力市场的研究, 依据效率优先的原则, 引入期权交易的概念并演化为发电权交易, 通过置换合同电量, 主动采取市场营销策略, 降低生产成本, 谋取企业利益最大化和整体优化问题, 不仅可以使参与者回避不利情况的利益损失风险, 而且保留了有利情况下的获利机会。

在这种形势下, 改变按机组容量平均分配发电量计划的调度方式, 通过发电权交易, 将高耗能机组的电量通过市场交易的方式转让给高效率机组替代发电, 同时不改变小机组的营业收入, 可以迅速达到节能降耗和保护环境的目的, 显然这是一个优化配置电力资源, 建设资源节约型、环境友好型社会的有效举措, 也是对电力市场的有益补充。发电权交易必然对发电企业产生深远的影响, 促使发电企业积极思考如何应对发电权交易、如何在发电权交易中获得更好的收益。

为了确保我国电力系统稳定运行和电力建设有序发展, 国家发改委颁布了《节能发电调度办法》, 相比较而言, 节能发电调度在节能减排力度上更严格、更坚决一些, 但实施起来会有一定的难度或者掣肘, 因此需要一个能够平衡各方利益的过渡模式, 而实施发电权交易就可能达到这样的目的。发电权交易是切实可行的资源优化行为, 已逐步得到社会的认可, 在一些地方取得了不错的实践经验, 是处理电力行业历史遗留问题的过渡方式, 也为节能发电调度走出了一条新路。但从尊重历史, 正视现实两方面来看, 这种交易方式又是朝着建设全面电力市场不得不采取的方式。

2 发电权交易的电力市场属性分析

发电权交易是指产权独立的发电企业在拥有发电权份额的基础上, 由于一次能源供应不足, 或机组计划外检修, 或由于发电成本过高, 或环保要求等原因, 在同一发电公司内部或不同发电公司之间转让部分或全部合同电量的交易。通过不同类型和运行状态的机组优化组合, 以效率优先为原则, 动态调整发电状态, 提高发电企业之间发电相互补偿效益, 实现发电企业合作的“双赢”。由于国家对可再生能源的政策倾斜, 一般情况下风电、水电等绿色电力, 发电量是全额收购上网的, 因此, 主要涉及火电之间的发电权交易。

与传统电力市场不同, 发电权交易是基于合同电量 (基础电量) 的一种市场交易机制, 与我国当前所处的经济发展阶段相适应, 具有符合市场属性的特质, 是特殊的市场存在形式, 发电权交易市场主体均为发电企业 (或发电机组) , 市场客体是电量与电价。发电权交易实质是以高效机组和低效机组的能耗差作为交易的效益由二者分享, 阻力较小, 而且不会造成电网公司购电成本的增加。发电权交易的标的物不是普通的实物或服务, 而是能给发电企业带来一定利益的权利, 是对合同电量的再分配, 以市场手段达到了优化资源配置、降低污染物排放的效果, 既符合国家节能减排政策, 也维护了企业自身利益和社会稳定。从发展的角度来看, 发电权交易可以作为电力市场改革的突破口, 通过一系列的机制改革逐步走向更加开放、高效的电力市场, 这也为我国电力市场的发展提供了一条新思路。

3 实施发电权交易的必备条件

发电权交易对于实现国务院5号文件《电力体制改革方案》设定的电力体制改革目标具有重大意义。但是, 由于电力工业的特殊性要求, 发电权交易也必须具备一些基本条件才可以实施, 已具备这些条件的省级电力市场, 发电权交易势在必行, 也切实可行。

(1) 电力市场已出现供大于求的局面, 发电装机容量增长较快, 电力电量平衡富余, 设备利用小时长期徘徊甚至低于5000小时, 发电设备没有充分利用, 这是开展发电权交易的先决条件。当电力供不应求时, 发电权交易将受到影响甚至停止, 不管哪类机组都将投入运行, 此时, 发电权交易的前提将不复存在, 也无法继续实施。

(2) 电力市场成员中各类机组生产成本、批复电价差异较大, 为发电权交易奠定了基础和操作的空间。从机组的容量、效率、技术水平以及煤炭价格、排污政策等方面考虑, 区域内机组之间发电成本差距很大, 使得低能耗、低成本的机组替代高能耗、高成本机组发电成为可能。

(3) 电力市场各机组能源消耗和污染物排放水平的差异使得发电权交易势在必行。由于大参数、高效率机组效率高, 消耗资源较少, 除尘脱硫效果较好, 而一些老、小机组, 往往资源利用率不高, 环境污染严重, 进行发电权交易已不仅仅是发电企业的要求, 更是全社会的迫切要求。特别是当前“节能减排”已成为国家强制性工作目标的形势下, 发电权交易可以有效地降低能源消耗, 减少污染排放。

(4) 发电权份额是发电权交易的基础。目前各发电企业主要通过政府主管部门按发电容量平均分配获得发电权份额, 均可通过履行发电权获得企业效益, 发电权份额的多寡直接影响企业的利益, 这为发电企业进行发电权交易奠定了基础。即使在市场条件下, 发电企业通过市场竞争获得了发电权, 由于种种原因而不能履行发电合约, 也可以通过发电权交易降低企业损失, 因此发电权交易具有广阔的市场前景。

(5) 输电网络的健全和交易平台的建设为发电权交易提供技术支撑。

4 发电权交易的目标

4.1 节约有限资源

以火电机组为主的电力市场区域内, 各火电机组类型、运行状态各不相同, 600MW机组与中小火电机组煤耗率差异很大甚至相差100g/kWh, 如果各类机组都按相同发电利用小时进行发电, 必然造成煤炭资源的巨大浪费, 因此, 对发电企业来说, 采取办法提高资源利用率, 降低消耗, 节约资源是义不容辞的责任。发电权交易正是有效解决高耗能机组转让发电权、高效率机组受让发电权, 双方共同受益的市场机制, 且这种机制必然会取得节约有限资源的良好效果。

4.2 减少环境污染

在市场成员中存在大量的小火电, 不仅能耗较高, 而且往往设备老化, 装备水平较低, 没有脱除污染物的设备, 或者脱除效率不高, 而大机组, 特别是近几年投产的大容量、低能耗机组, 都装备了高效率的脱除污染物设备。发电权交易遵循效率优先原则, 即将高能耗、高污染机组的发电权通过市场交易转让给低污染、低能耗机组而大大减排二氧化硫、二氧化碳、氮氧化物等有害气体、粉尘和灰渣等污染物, 对环境保护起到重大作用。

4.3 优化产业结构

由于低能耗、低污染的火电机组通过发电权交易可以获得更多的市场份额和更大企业利益, 必然给资本市场发出明显信号, 有利于资金向高效低耗环保的电力企业转移, 而转让发电权的小火电, 也可以在不发电或少发电的情况下, 获得一定的收益, 有利于企业升级转型, 平稳过渡。

4.4 平衡各方利益

电力企业是一个资金密集、技术密集行业, 投资多元化, 如果强行进行产业结构调整, 如关停小火电, 必然会影响到各方面的利益, 也不符合市场经济规律, 而发电权交易可以有效平衡各方利益关系, 保护投资者利益, 保证电力体制改革顺利进行。

4.5 降低企业风险

发电企业面临煤炭价格不断攀升的压力, 上网电价不能按照市场供需状况进行市场调节, 而电力行业事关国计民生, 不可能自由选择生产方式, 政府实施的煤电价格联动往往滞后于市场, 使发电企业效益受到严重损失。同时, 发电企业也可能因为自然、市场、机组本身等原因无法履行发电计划, 必然蒙受无法履约的损失。在这种情况下, 可以通过发电权交易, 达到趋利避害的目的, 降低企业风险。

4.6 缓解电网阻塞

由于电源布局和用电负荷中心的不均衡, 电网依然存在一些输电阻塞情况, 通过发电权交易可以将非负荷中心发电企业的电量转移到负荷中心的发电企业替代发电, 可以有效缓解电网阻塞, 而不影响非负荷中心的发电企业利益。

4.7 促进电力改革

发电权交易能有效促进资源优化配置, 提高资源利用效率, 降低污染物排放, 提高效率, 非常符合国家能源政策, 且交易主体基于平等、自愿的原则进行发电权的有偿转让, 有效地维护了企业自身利益, 对促进电力改革和电力行业可持续发展能起到积极作用。

5 发电权交易双方的竞争策略

本文讨论的转让方主要是一些高能耗、高污染的小火电, 其变动成本也较高, 小火电参与发电权交易是十分必要的, 也是政府所倡导的。通过发电权交易可以提高发电企业在电力市场中的自主权, 提高市场对资源的优化配置作用。

在发电权交易中, 发电公司都是基于得益最大化, 不断优化竞争策略, 如果市场价格高于自己的变动成本, 购买方希望购买发电权, 但转让方会惜售发电权;如果市场价格低于自己的变动成本, 转让方希望转让自己的发电权, 但购买方不愿意购买发电权;如果转让价格远远低于购买价格, 转让方将存在不能将电量转让出去的风险, 发电权交易失败;如果转让方和购买方的变动成本相等, 发电权交易将无法实施。因此, 实践过程中确定转让价格务必综合分析本供电区域内各时段负荷特点、燃料供应价格波动周期及煤炭企业生产经营变化情况, 同时考虑发电权购买方自身的生产能力、经营策略、市场变化等情况。

转让方竞价行为研究。在发电权交易中, 由于转让方的数量较多, 很难形成一个合作性组织, 每个交易主体都以自己的利益为前提, 为使自己的利益损失降到最低, 转让方之间就形成了一个典型的“囚徒困境”非合作博弈, 所以都会选择高价出售, 而这个结果也有利于提高购买方的积极性, 有利于发电权交易的实施。假设有A、B两个公司在转让发电权, C公司购买发电权, 转让方中报高价者优先与购买方成交, 成交电量也较多, 报价低者成交量很小甚至没有交易电量。如果考虑到市场上购买力足够全部购买A、B公司转让的所有发电权, 此时, 转让方会考虑使用低价策略, 但是存在它的低价与购买方高价进行撮合的危险, 其交易价格不一定比采用高价策略和购买方的低价进行撮合的平均价低, 所以在报价中, 转让方依然会采用高价策略, 才不至于出现发电权交易失败的风险。

购买方竞价行为研究。发电权购买方通常都是大容量、高效率、低污染低排放的大火电, 大容量机组的设备利用小时偏低, 对于发电权交易有着强烈的愿望, 通过发电权交易, 可提高机组负荷率, 降低供电煤耗率, 单位变动成本下降, 增加企业收益。如果购买方较多, 每个购买方都试图降低其报价以实现发电权交易的成功并多购买发电权以便获利更多, 购买方之间也很难形成合作性博弈。

发电权交易双方博弈行为研究。在平均分配发电权的情况下, 大火电的变动成本远远低于小火电的变动成本, 合适的交易价格, 对交易双方都可获利, 因此, 发电权交易对双方来说都是乐意接受的。发电权交易实践证明, 在近似相同的发电环境下, 博弈双方比较清楚各自发电成本情况, 交易双方更愿意通过协商决定转让价格, 只要转让电量确定, 交易双方各自的收益都基本上确定, 这是一个合作性博弈。

6 发电权交易的节能效益实例分析

对于河北电力市场而言, 火电企业比重占总装机的95%以上, 小火电与大火电之间的发电权交易是主要方式, 各火电企业可以根据自身机组能耗、检修计划、燃料供应主动参与市场交易, 不再只接受调度命令被动发电, 从而实现自身利益最大化。另外, 在确保电网安全的前提下, 积极参与交易中心组织的中标火电的调度, 优化配置网内各类型火电机组, 节能减排, 最终达到全社会整体优化的效果。

以大唐集团马头电厂为例, 一个具有50多年历史的老企业, 机组概况为2×110MW、2×200MW的老小机组, 积极响应国家“上大压小”政策, 主动关停机组容量620MW, 每年发电权份额为39.55亿千瓦时, 平均供电煤耗为395g/kWh, 厂用电率9.6%, 标煤单价800元/吨, 低位发热量18500 kJ/kg, 无脱硫设备;替代方机组容量为600MW机组 (煤电一体化企业) , 厂用电率4.7%, 供电煤耗为310 g/kWh, 原煤含硫量1%, 脱硫效率96%, 低位发热量21000kJ/kg, 标煤单价640元/吨。仅从节能和减排SO2两方面来粗略考察2010年发电权交易的效果。

从上表中可看出, 开展发电权交易节省了原煤24.38万吨, 减少燃料成本17757.11万元, 因减少SO2排放量24580吨, 减少排污费3104.45万元;节省厂用电量19380万千瓦时, 按照标杆电价计算可增加收入6407万元, 发电权交易产生了边际收益27268.56万元, 这还不包含少耗用煤炭而少排氮氧化物、粉尘等污染物少缴的排污费。而39.55亿千瓦时电量对于8×600MW机组来说, 发电利用小时增加824小时是完全可行的, 发电权交易效果非常明显, 提高了发电企业效益, 而全社会获得了环境保护。

摘要：实现电力改革目标的手段有多种, 电力市场竞争是其中一种, 发电权交易又是电力市场众多交易方式的一种, 各交易主体基于平等、自愿的原则进行发电权的有偿转让, 各类发电企业通过适当的竞争策略提高了经济效益, 也有效提高了发电行业整体的能源使用效率, 以市场手段达到了资源优化配置、降低污染物排放的效果。从发展的角度来看, 发电权交易可以作为电力市场改革的突破口, 为我国电力市场的发展提供一条新思路。

英国电力体制改革历程与启示 篇3

北极星智能电网在线2014-1-24

●英国“破碎化”电改的国情背景是：撒切尔政府推崇私有制、市场化和自由化，迷信“市场万能”，这与我国坚持公有制主体地位的国情截然不同。

●“破碎化”改革后，英国电力市场主体从“各环节独立”演变为“一体化重组”：厂网分开时的12家供电企业整合为6家发输配售一体的集团公司，占据大部分市场。

●本土电力企业丧失市场主导地位，德、法企业成为英国电力市场上主力军，占据60%份额。

●电价持续上涨，工业和居民电价9年间分别上涨47.1%和31.6%，居民电价涨幅比法国高28.7个百分点，比欧洲平均水平高13.1个百分点。

●2014年英国将实施的新一轮电改方案不再以“促竞争、提效率”为目标，而以保障安全供电、促进低碳发展和用户负担最小为目标。

●电改没有统一成熟的模式，各国电改须立足国情、因地制宜地探索改革路径，决不能照抄照搬，还应根据形势变化和改革实施情况进行调整。

英国电力改革的背景及历程

上世纪90年代初，电力工业改革作为撒切尔政府推行的整体经济体制变革的一部分，伴随着这一阶段英国国有行业的私有化步伐拉开序幕。

改革前，英国由国有化的中央发电局统管英格兰和威尔士的发、输、配电业务，实行垄断经营，下属12个地方电力局，按照所划分的区域进行供电。另有一个协调组织——电气委员会负责电力政策和法规的制定以及相关事务的处理。在苏格兰和北爱尔兰，也有类似的垄断机构，如苏格兰发电局。

1989年，英国对原有中央发电局资产实施厂网分开和私有化重组，同时建立了竞争市场，并在后续的20多年中不断总结和调整改革模式。市场模式经历了从集中竞价到双边交易的转变；市场主体经历了从各环节独立到发、配、售电环节一体化重组的过程。

改革第一阶段是行业结构重组、私有化和电力库模式建立。1989年，英国议会通过了《1989年电力法》，在英格兰和威尔士，原中央发电局拆分为3个发电公司（国家电力公司、电能公司和核电公司）和一个输电公司（国家电网公司），然后，将分拆后的公司和原有的12个地方电力局逐步实施私有化。在苏格兰，南苏格兰发电局和北苏格兰水电局在民营化后股份全部售出，成立了苏格兰电力公司和苏格兰水电公司，统一经营发、输、配、售电业务，各部门独立核算。北爱尔兰电气服务部在1992年私有化中将所属4个发电厂售出，同时成立了北爱尔兰电网公司，经营输电、配电和零售业务，并于1993年转变为股份制公司。

在进行电力重组的同时，英国电力工业开始引入市场机制，建立了竞争性的电力库。在这种模式下，电力输出超过5万千瓦的电厂必须持有发电许可证，通过电力库进行公开交易（直供除外）。供电公司、批发商、零售商及用户（除直供用户之外）也必须通过电力库来购买电力。一个名为电力联合运营中心电力市场交易机构成立，由国家电网公司负责运营。

改革第二阶段是建立新电力交易制度。由于强制电力库存在定价机制不合理、市场操纵力等问题，英国议会于2000年7月28日批准了新的公用事业法案，对电力市场的框架和行业结构进行了调整，设立了新的管理机构OFGEM和新的用户组织Energywatch。在英格兰和威尔士地区，以双边合同为主的新的电力交易机制完全取代了电力库模式，建立了新的经营执照标准，重新规定了所有市场参与者的责任、权利和义务。

改革第三阶段：BETTA模式建立。1990年以来的改革，主要是在英格兰和威尔士地区，苏格兰和北爱尔兰地区没有建立竞争性的电力市场。2005年4月开始，英国政府决定将NETA模式推广到苏格兰地区乃至全国，称BETTA计划。

其主要特点是：第一，在全国范围内建立统一的竞争性电力市场，统一电力贸易、平衡和结算系统。第二，实现全国电力系统的统一运营，由英国国家电网公司负责全国电力系统的平衡，保障供电质量和系统安全。苏格兰原有两个电力公司保持输电资产所有权。

英国电力行业结构演变及现状

耐人寻味的是，在拆分中央发电局和私有化电企后，受市场利益驱动，英国电改初期“破碎化”的电力行业结构竟然重新出现了一体化并购趋势。

厂网彻底分开初期产生的12家供电企业逐渐整合为6家同时拥有发电、（输）配电、售电或发电、售电一体化集团公司，占据英国市场大部分份额。经过20多年的不断重组、并购和改革，目前英国电力行业呈现以下结构：

发（售）电环节：6家同时拥有发配售（或发售、发输配售）垂直一体化集团公司，占据英国发电市场65%和售电市场87%的市场份额，其余市场份额由独立发电或售电公司占有。

输电环节：英格兰和威尔士地区输电资产归属于英国国家电网公司；苏格兰地区输电资产归属发输配售垂直一体化的苏格兰电力公司以及苏格兰和南方能源集团公司。输电网在英格兰和威尔士地区以及苏格兰地区实行全国统一调度，调度机构隶属于英国国家电网公司。

配电环节：英国有7个主要的配电网运营机构拥有并运营配电网资产。此外，英国特定地区还有一些独立配网运营机构，主要拥有和运营部分接入既有电力配送网络的电网扩展项目。

政府监管机构体系：英国的政府监管机构主要包括4个部门：一是能源气候部，是能源宏观政策的制定部门；二是天然气与电力市场监管办公室，是英国电力监管部门，独立于政府，受议会监督，同时监管天然气和电力两个市场，主要监管手段是价格监控；三是公平交易办公室，主要依据反垄断法、竞争法及公平交易法对操纵市场、企业并购等行为进行监管；四是竞争委员会，主要应前两者的要求对纠纷处理进行详细的调查、仲裁。

英国电改四大问题不容忽视

总体来看，英国电力改革一定程度上促进了电力市场的良性竞争，通过市场竞争配置资源，发展了大量联合循环天然气机组来替代燃煤机组，促进了电力工业生产效率的提高，2009年天然气发电量占44.1％，而改革前不足2%。

但英国改革也出现了一些问题值得关注和思考。

首先，改革后市场机制未能有效吸引投资，造成系统备用裕度下降，2006年英国发电容量备用系数已经从改革之初的35%降到22%。

其次，改革导致英国本土电力企业失去了电力市场中的主导地位，德国E.ON、RWE，法国EDF、GDF-Suez等企业逐渐成为英国电力市场上的主力军，占据约60%的市场份额。

再次，受到电网监管方式的约束，电力企业的研发投入连续多年逐步降低，英国电网公司研发投入占销售收入比例从改革前的2%下降到2011年的0.1％。

最后，进入21世纪后，随着供应冗余度降低和一次能源价格的增长，英国电价持续上涨，2000～2008年，英国工业和居民电价分别上升了47.1%和31.6%，升幅高于同期法国（法国工业和居民电价涨幅为11.7%和2.9%）和大部分欧洲国家水平（欧盟15国工业和居民用户电价平均涨幅为37.7%和18.5%）。

值得关注的英国电改新趋势

近年来，随着北海油气资源的逐渐消耗，从2004年起，英国结束了能源自给自足的局面，开始成为能源净进口国（2011年能源对外依存度为36%），保持能源供应安全的压力开始显现。

此外，碳排放目标的压力使得英国需要在未来的20年中将其碳强度快速下降。《大型火电机组法令》和《工业排放法令》的实施，意味着大量燃煤和燃油机组都将关闭，取而代之的是可再生能源机组和其他运行灵活的低碳机组。这些低碳技术都将是高成本或者具有明显的出力间歇性（例如可再生能源），需要通过充足的电网备用、先进的需求侧管理机制、储能以及电网基础设施的升级改造支撑其发展。英国原有的市场机制不能满足未来发展需要，需要对市场模式或机制进行变革。

为了应对这些挑战，英国能源部制定了低碳减排路径，提出需要建立与低碳发展相适应的电力市场机制。2011年7月，英国能源部正式发布了《电力市场化改革白皮书（2011）》，开始酝酿以促进低碳电力发展为核心的新一轮电力市场化改革。英国新一轮改革将以保障供电安全、实现能源脱碳化以及电力用户负担成本最小为目标，改革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、建立容量市场促进电源投资等。2013年10月10日，英国能源气候变化部发布了《电力体制改革实施草案》，针对差价合同和容量市场两项政策提出实施草案，计划将于2014年正式实施。

英国电改对我国电改的启示

电力改革没有统一成熟的模式，深化我国电力体制改革必须立足国情，因地制宜探索改革路径。

英国电改具有特殊的时代背景和国情特点：撒切尔政府推崇私有制、市场化和自由化，迷信“市场万能”，对电力行业推行拆分式改革，走“破碎化”的道路，很大程度是为了私有化电力资产。此外，英国改革初期能源自给率高（90%以上）、天然气供应充足，还具有经济增长缓慢、电力工业发展成熟、生产力水平较高等特点。而且，英国本身在实施了最初的行业拆分后，在市场经济利益的驱动下，也重新出现了整合趋势，形成了如今多元化的市场主体格局，由6大同时拥有发配售（或发售、发输配售）的垂直一体化集团公司主导市场。

我国以公有制为主体的基本经济制度、能源资源与能源需求逆向分布的格局和电力工业处于较快发展期等基本国情，都决定了我国电力体制改革不能简单照搬西方模式，只能从我国能源电力工业的实际出发，探索出一条具有中国特色的改革发展道路，促进电力工业的科学发展。

英国新电力交易系统 篇4

1大用户直接交易模式概述

1.1大用户直购电

大用户直购电是指符合条件的高耗能用电大户直接与发电厂签订供电合同供电，电流经过电网传输或经过发电厂与用户间架设的专线进行传输。大用户直购电是与传统供电模式不同的一种供电模式，电力直接在发电厂和大用户之间售卖，不再经过电网公司的转卖。电网公司此时的作用就相当于一个公共的交易平台。大用户直购电的实施购电的行为虽然是涉及到发电厂和大用户直接的交易合同，但是仍然会需要电网公司的调度协调，需要电网公司提供管理服务。如果用到电网公司的输电线路，还需要电网公司提供的输电服务。这时，发电企业和大用户需要针对电网公司提供的服务缴纳相应的服务费用。但是，电网公司己经不再参与电力产品的售卖活动。发电厂也将直购电合同卖给电网公司，电网公司代替发电厂销售直购电合同，大用户从电网公司手中买到直购电合同。此时，电网公司相当于一个电力交易的代理商，电网公司收取代理服务费。当电力市场充分引入竞争，电力市场体制更加规范，电力资源能够更好地实现优化配置，直购电大用户的门槛也会越来越低，直购电的范围也越来越大。在我国，现阶段对大用户的界定是指用电的电压等级高、年用电量大或者变电容量超过一定水平的大工业用户。由于各地区的电力建设状况和电力需求水平都不相同，各个地区可以根据自己的经济发展需要，根据自己的实际情况作出相应的界定大用户的标准。供电企业按用电变压器容量在315kVA及以上的用户划为大用户;按用电电压等级的，多把用电电压在10kV以上的划分为大用户。

1.2大用户直购电运营模式

根据直购电运营方式区别，一般可以将大用户直购电模式分成两种：①过网直购方式，这种方式电流的传输需要用到电网公司的网络，经过电网的转供;②专线直购的方式，直购电的发电厂和大用户之间直接架设输电线路，不经过电网公司的转供。

1.2.1专线直购模式

在这种方式下，发电厂与大用户签订直购电合同后，发电厂或者大用户自建电流专用输送线路，发电厂传输到大用户的电流经过专用输电线路传输，不再上网经过电网的转输。建设专用供电线路的资金由发电厂和大用户自行协商解决，专用线路的维护管理费用也由双方合理分摊，不需要经过电网，电网公司也就不再对其收取管理服务费用和输电费用等过网费用。

1.2.2过网直购模式

直购电的另一种模式是过网直购模式，也是较常用的一种模式。在这种模式下，发电厂与大用户签订了直购电的合同，但是电流的传输是通过电网公司提供的网络进行输送的。由于要租用电网公司提供的网络，一方面发电厂要与电网公司签订接入电力网络的合同，发电厂支付电网公司网络使用服务费;另一方面，大用户也要使用电网进行接收电流，大用户也要支付电网公司电网使用服务费用。电网企业充当的是一个网络提供者的角色，电网企业对直购电发电企业和大用户收取的费用统称为过网费。

2如何应用大用户模式促进电力营销-以我国某区域为例

2.1开放跨省区电力直接交易权

从试点情况来看，除东北三省曾开展过跨省区的电力直接交易外，其余电力直接交易基本都局限在省区内。该电网区域中，西部省区水电资源丰富，开放大用户的跨省区交易权一方面有助于消纳西部富余水电，推动西电东送的可持续发展;另一方面可以进一步促进西电东送输配电价体系的改革。合理的输配电价除了能够保障送电通道的投资回收，还能保证本地电源的竞争力。考虑到当前西电东送中东西部水火矛盾突出，在试点初期，为了便于与当前计划电量方式衔接过渡，跨省区直接交易的电量宜安排在省间购售电协议计划电量之外。

2.2电价风险的规避

电价风险的规避需要通过建立成本传递机制来实现。一方面，供电企业在电力大用户遇到产品销售问题时，可以在电费结算期内对上网电价进行适当调整，这样既可以帮助电力大用户缓解压力，又有利于供电企业组织生产。另一方面，如果供电企业的燃料成本上涨，使得发电成本增加，供电企业也可以通过适当调整上网电价来规避风险，如以联动定价方式，与电力大用户实行利润平分和风险共担，这样使得大用户直购电的长期合约灵活性更强，可以及时反映供电企业和电力大用户成本与承受能力的变化，从而实现电价风险的规避。

2.3合理安排交易电源结构

在同一输配电价水平下，交易电源结构对电网企业的收益影响程度不同。其中低上网电价的电源比重越大，对电网企业收益的影响越大。因此，大用户电力直接交易中输配电价的制订除了要考虑测算方法外，还要考虑到参与交易的电源结构。该电网区域中省区间电源结构差异较大，不同省区应结合本地区实际情况来确定输配电价制定方案。为维护电网企业的合理收益，宜考虑在统一输配电价水平下合理安排交易电源结构。

2.4设置合理的交易准入机制

该电网区域东西部用电特性不同。西部三省用电以高耗能用户为主，东部地区主要大用户的`能耗相对较低，且不同省区同一产业的能耗水平也不相同。因此，在各省区开展电力直接交易时需考虑当地产业发展的特点。同时，各省区的工业用户电压等级差异也较大，如西部三省110kV及以上电压等级工业用电比重超过50%，为推进电力直接交易的实施，可进一步放宽参与交易的用户的电压等级范围。当前，国家正加大产业结构调整力度，大用户直接交易应结合各省区实际设置合理的准入条件，既符合国家节能减排政策，又符合省区的产业发展特点，以促进直接交易的顺利开展。

2.5保证电网的统一调度

西部省区水电资源丰富，部分用户期望通过建立专用通道与发电企业直接签定购电协议，从而规避缴纳电网输配电服务费用。从社会公平角度看，这类用户将逃避交叉补贴、政府性基金及附加费用等应尽义务，造成对其他用户的不公平;从资源效益的角度看也将造成电网重复建设;从前期试点经验看，出于用电可靠性和安全因素，所有省份的直接交易均保证了电网的统一调度。因此，建议在电力直接交易推进和执行的过程中加强交易双方准入情况、信息批露等内容的监管，保证电网的统一调度，有效维护电网的安全稳定。

2.6交叉补贴问题的处理

为了解决交叉补贴问题，相关部门在近些年不断开展工作，例如，在相同地域内，相同电网的价格相同，这就使得区域直接所产生的交叉补贴现象得以改善;而针对工商用电对居民用电的交叉补贴现象则通过并价的方式进行解决，从而使得不同类别的用电交叉补贴现象得以改善。另外在此基础上，严格管制居民用电以及农业用电和生产用电。在电价的调整过程中，对农业和居民生活生产用电调整幅度进行限制，从而限制物价涨速过快，减轻民众的生活压力，稳定社会。

3结束语