电力交易的方式篇（1）

典型国家电力双边交易模式对我国的启示

提高电力双边交易的灵活性，促进电力双边交易的大规模开展国外经验已经证明仅仅依靠交易管理机构的“牵线搭桥”很难保证大规模电力双边交易情况下市场的运行效率。为此，各国纷纷在在电力双边交易的售电环节引入中间商从事“转买转卖”和“居中撮合”，降低了交易成本，提高了市场的流动性，从而促进了各国电力双边交易的大规模开展。目前，我国已开展的电力双边交易尚存在市场主体交易积极性不高，缺乏交易自主性等问题。适时引入中间商，对提高市场交易主体的积极性和自主性，进而促进我国电力双边交易的大规模开展具有重要意义。明确各参与主体的责权义务，有利于实现电力双边交易全面、规范的管理，提高管理效率国外电力双边交易中涉及主体较多，因此，各国电力市场对主体的准入、主体应承担的责权义务进行了明确的规定。各交易主体在交易过程中履行相应的义务，由此保证了市场的有序运行。我国开展电力双边交易的过程中，有必要借鉴国外电力交易主体的管理模式，设计符合我国实际国情的规定，有效约束交易主体的行为，确保市场的规范化运作。国外双边交易种类构成对我国的启示(1)大力推进跨区(省)电力双边交易的开展，实现资源大范围优化配置通过对国外典型国家的电力双边交易的分析可以看出，各国跨区(省)电力双边交易占双边交易的比例较大。英国主要有英格兰—威尔士跨区交易;澳大利亚则是通过更大范围内的双边交易建立起了国家电力市场;美国主要依托其区域电力市场，大力开展跨区电力双边交易;北欧四国则依靠统一的交易管理机构(NordPool)，积极开展跨国电力双边交易;欧盟则建立其统一电力双边交易市场。目前，我国已经开展的发电企业与电力用户双边交易主要局限于各省的地域范围内。以省为单位的电力双边交易既不利于各区域内资源的优化配置，也不利于“西电东输”“南电北送”等国家能源战略的贯彻落实。随着我国电力供需紧张状况的缓解，各发电企业为实现较高的发电设备利用小时，都希望在本省以外开拓市场，要求参与跨省、跨区电力交易;用电企业也希望打破地区界限，在更大范围采购电力，降低生产成本，规避经营风险。因此，我国应当借鉴国外经验，发展跨区(省)电力双边交易，实现我国电力资源更大范围内的优化配置。(2)积极开展不同时间跨度的电力双边交易，充分利用不同时间跨度下电力双边交易之间的套利关系，规避相应的市场风险通过对国外典型国家电力双边交易开展情况的分析，我们可以看出各国根据交易时间跨度的不同，建立了不同的电力双边交易。各国的电力双边交易按照时间跨度可以分为:中远期双边交易和日前双边交易。通过赋予各交易主体对于不同时间跨度下各类电力双边交易的选择权，市场中的各个交易主体可以充分利用不同时序下各类双边交易之间的经济套利关系，规避市场中价格风险。目前，我国的电力双边交易种类单一，主要以中长期交易为主，缺乏近期甚至是日前的双边交易，这使得我国电力双边交易市场流动性不足。因此，我国应当尽快完善电力双边交易的时序种类，提高市场流动性，规避市场价格风险。(3)适时开展电力金融双边交易，利用金融工具确保市场的稳定运行国外典型国家电力金融双边交易主要分为:期货交易、期权交易与差价合约交易。国外典型国家电力双边交易开展的情况可以看出，各国普遍建立起了电力金融衍生市场，广泛开展电力金融双边交易，电力金融双边交易量占总交易量的比例较大(以澳大利亚为例，该市场的期货交易量占NEM物理能量交易总量的22%)。期权、期货等金融产品的引入为市场参与者管理电力市场的风险提供了有价值的工具。目前，我国尚未开展电力金融双边交易，各市场交易主体缺乏规避市场风险相应的金融工具。随着我国电力工业市场化改革的深入，我国电力市场运行方式将更加灵活，市场参与者将面临更大的交易风险，因此我国应当借鉴国外经验，适时引入电力金融产品，开展电力金融双边交易，确保未来我国电力市场的稳定、高效运行。国外电力双边交易达成方式对我国的启示(1)在双边交易开展初期，应主要开展集中撮合的电力双边交易根据以上对各典型国家电力双边交易开展情况的分析可以看出，在英国、美国等发达电力市场国家，电力双边交易主要为OTC交易;而在俄罗斯等电力市场欠发达国家，主要开展集中撮合的电力双边交易。在电力双边交易开展初期，各项配套机制尚不完善，双边交易面临着信用风险等诸多风险，因此应当大力开展场内双边交易，充分发挥交易管理机构的监管作用和信用保证作用，确保电力双边交易的顺利达成。而在电力双边交易的成熟阶段，各项配套机制均已建立，各市场主体均已相互熟悉，此时应当鼓励场外双边交易，以提高交易的灵活性和市场的流动性。目前，我国尚处于电力双边交易大规模开展的酝酿期，各项政策法规与相应的配套机制亟待完善。因此，在交易方式的选择方面，应在现阶段开展以集中撮合为主的场内交易，而在电力市场成熟阶段适时开展OTC交易。(2)加强电力双边交易电子平台建设，提高电力双边交易的信息化水平电力双边交易的顺利进行，需要以大量的数据信息为支撑，电子平台中技术支持系统的建设是交易市场中不可或缺的环节。在电力双边交易市场成熟阶段，双边交易的类型将日趋多样化，更需要通过电子平台建设以提高双边交易效率。电力双边交易过程中所涉及的数据申报、负荷预测、合同管理、交易计划的编制、安全校核、计划执行、辅助服务、市场信息、考核与结算等环节均需要通过相应的技术支持系统完成。这些系统包括:能量管理系统、交易管理系统、电能量计量系统、电能量考核与结算系统、合同管理系统、报价处理系统、市场分析与预测系统、交易信息系统、报价辅助决策系统等。借鉴国外经验，我国在电力双边交易开展过程中应当高度重视电子平台建设，通过制定电力双边交易技术支持系统的实施方案、发展目标和运营规则要求，保证技术支持系统的实用性和适应性，提高电力双边交易的信息化水平。国外电力双边交易机制对我国的启示(1)优化交易管理机制，促进电力市场和电力系统健康发展国外电力双边交易的执行过程中，维护电网安全稳定运行，是电网企业、购售方、售电方共同的社会责任。北欧和英国的电力市场交易机构和电网调度机构在形式上相互独立，但由国家电网调度机构主导电力平衡市场。电网调度机构(系统运营商)主要负责平衡服务而不参与正常的市场交易，有效避免了电网作为自然垄断环节参与经营可能产生的不公平行为。借鉴国外经验，我国在开展电力双边交易过程中，应充分把握各相关主体的职责义务，做到分工清楚、权责明确，为市场参与者搭建公平合理的责任风险分配关系。(2)建立高效的平衡机制，确保各类双边交易的有序开展从国外典型国家电力双边交易开展的情况可以看出，电力双边交易过程中因供需形式变化、联络线约束等客观原因导致合约无法顺利执行，而出现交易不平衡的现象，需要引入平衡机制，处理双边交易达成与执行过程中出现的电力电量不平衡，包括由发电企业、用户或输配电服务等环节引起的不平衡问题，提高市场运行效率。我国目前虽然已经进行了发电侧的集中竞价试点，但真正意义上的基于市场的平衡机制尚未建立。因此，随着电力双边交易建设的提速，我国应适时建立电力现货交易市场(实时市场)，以之作为电力双边交易市场的补充，提高双边交易市场的运行效率。(3)明晰输配电价与辅助服务价格，保证电力双边交易的公平开展电力双边交易真实价格的发现有赖于明确、清晰的辅助服务与输配电价格。通过对国外典型国家经验分析可知，输配电价格与辅助服务价格是准确评估双边交易成本的关键。目前，我国尚未建立合理的价格机制。近年来，国家重点疏导了发电价格矛盾，但输配电价两头受挤的状况始终未得到合理的解决，电网建设的还本付息和资产经营效益缺乏必要的保障;此外，我国仍未实现辅助服务交易机制的市场化，辅助服务缺乏明确的价格。因此必须尽快推动我国的输配电价改革，形成市场化的辅助服务交易机制，为我国电力双边交易的开展创造条件。(4)充分发挥交易管理机构的平台作用，避免电力双边交易过程的潜在风险从国外典型国家经验可以看出，交易管理机构在电力双边交易过程中发挥重要的平台作用，如美国PJM市场针对电力实物交易建立了电力交易中心(PX)，针对电力金融交易建立了电力交易所，以此管理市场中的各类双边交易。电力双边交易的结算大多表现为信用结算，因此对交易双方信用有较高要求。因此，加强交易管理机构对结算过程的介入有助于提高整个交易的信用等级，有效控制结算风险。在PJM市场，电力交易管理机构不仅为场内双边交易提供结算平台，而且为场外非标准双边交易提供了交易、结算服务，并对此类交易的结算同样进行严格的信用管理。若发电商和负荷服务商签署大额、交割时间长的双边交易合同，则往往通过场外结算平台进行结算，减少交易风险和降低交易成本。电力双边交易往往存在较大的信用风险，因此，在我国电力双边交易市场建设中，应当充分发挥电力交易中心在双边交易、管理、结算等过程中的平台作用，在交易撮合、信息的基础上，做好信用管理工作，以保证我国电力双边交易结算的公正性，维护各市场交易主体的利益。

电力交易的方式篇（2）

1.引言

当前，我国能源开发利用面临两个方面的矛盾：一是传统能源日渐枯竭与能源利用效率低下的矛盾;二是以煤为主的能源结构与环境压力持续增大的矛盾。分布式发电具有高效、节能、环保、灵活等特点[1-3]，促进分布式发电的大规模投资建设，是有效化解以上两个方面矛盾的重要途径。当前，积极发展分布式发电，促进我国能源供应方式的调整和转变，已引起社会各界的广泛关注。

较之发达国家，我国分布式发电发展相对滞后[4]。我国尚未能提出接网费、电网备用费以及电价附加征收的实施细则。在一定程度上制约我分布式发电的大规模发展建设。基于上述考虑，本文研究并提出内蒙分布式能源交易模式，旨在辅助分布式能源大规模并网，从而有效和合理的促进分布式能源的发规模发展。研究总体思路如下：首先，对分布式能源交易模式要素进行分析。其次，研究分布式能源交易的价格机制，重点研究分布式发电上网电价机制、发电电价附加征收机制以及并网收费机制。最后，总结本文的主要内容，提出未来的研究方向。

2.分布式能源交易模式要素分析

针对分布式能源交易，需要分析交易主体、交易品种以及交易方式。

（1）交易主体

1）内蒙古电力（集团）有限责任公司

内蒙古电力（集团）有限责任公司（以下简称内蒙古电力公司）是市场购电主体，也是分布式能源交易的运营机构和电力系统运行机构，在市场中的主要职责为：以内蒙古电网安全稳定为前提，公平、无歧视开放电网，为市场成员提供输配电服务，执行政府审批的上网电价、输配电价和销售电价，不断提高服务质量;组织购销区内交易主体的电力电量，满足区内用电需要;组织网内电能参加网外电能交易，开拓网外市场;经营管理所属调峰、调频电厂，负责管理代管电厂。

2）内蒙古电力交易中心

电力交易中心的主要参与制订分布式能源交易市场建设方案和分布式能源交易市场运营规则，负责组织建设分布式能源交易技术支持系统;依据分布式能源交易市场运营规则建立市场主体准入机制、组织电力多边交易市场运营、披露电力交易信息、出具电力交易结算凭据、实施市场干预;建立分布式能源交易统计制度并定期向电力监管机构报告;定期向市场主体电力市场供需形势、市场结构情况等市场信息;法律法规规定的其他职责。

3）竞争发电企业（机组）

竞争发电企业（机组）是市场售电主体，增发电能消纳多边交易市场第一阶段暂定为分布式能源发电企业（机组）。

4）直接购电大用户

经核准的直接购电大用户是市场购电主体，一般是较高电压等级、较大用电量的大工业电力用户;符合国家产业政策、用电负荷相对稳定、单位产值能耗低、污染排放符合环保要求;具有法人资格、财务独力核算、能够独立承担民事责任的经济实体。

（2）交易品种

1）电力服务

分布式发电是指为满足终端用户特殊需求，接在用户侧附近的小型发电系统。是充分开发，因地制宜利用可再生能源的理想方式。分布式发电通过燃料燃烧驱动原动机发电或通过生物化学反应获得电能。前者有燃气轮机、内燃机、风力发电，后者包括光伏发电，燃料电池发电，生物质发电等。

2）供冷、供热服务

分布式燃气冷热电联供系统采用的燃气轮机和内燃机发电技术、余热回收技术以及制冷技术多为成熟技术，以小规模（几kW至数MW）分散布置的方式建在用户附近，配置灵活，便于按冷、热、电负荷的实际需要进行调节，不仅满足了区域内用户的用能需求，还节省了大量的城市供热管网建设和运行的费用，有助于电网和燃气供应的削峰填谷，减少碳化物及有害气体的排放，产生良好的社会效益，符合可持续发展战略，是未来能源技术发展的重要方向之一。

3）储能服务

分布式储能是指将分布式发电过程中多余的电能以机械能、化学能、重力势能等形式储存起来，当用户侧需要的时候再将储存的能量释放。分布式储能系统一般有三种方式实现用户的用电可靠：

①在用电低谷期将多余电能储存，用电高峰期时释放，实现“消峰填谷”，保证电网电能动态稳定;

②在电网发生故障或遭受自然灾害时辅助供电或者传输电能;

③保证用户在强制停电或者供电中断的情况下用电需求。

（3）交易方式

从我国电力工业发展的历史、现状以及特点考虑，结合内蒙的实际情况，分布式能源交易采取集中提供的方式，即统一调配的方式。随着分布式能源交易市场的不断完善，市场规则、法律环境等因素进一步健全，可采取集中提供和市场化并存的模式。对现阶段的内蒙古电力市场来说，分布式能源基础服务应由负责市场调度运行的机构，也就是内蒙古电力公司集中提供。也就是说，在分布式能源交易市场起步阶段，各种市场机制还不完善的情况下，宜采用统一调配型交易方式;在电力市场初、中期阶段，在处于电力库的交易模式下，宜采用统一投标型交易方式;在电力市场中、高级阶段，则可采用双边合同或者几种模式混合的提供方式。

3.分布式能源投资模式的价格机制

（1）分布式发电上网电价机制

当前，分布式风电技术基本成熟，已经开始规模化发展，目前其成本基本不超过煤电的两倍，如果加上外部效益，其成本基本和煤电相当。其上网电价机制如下：根据标准成本法，依据风能资源情况，以采用固定价格政策为主，其他（如招标价格）为辅的方式，并配合强制上网政策，保障投资商的合理收益，规范市场，从而实现风电快速发展。也可以考虑电力产品的外部价值，参考内蒙古地区煤电的成本和价格，制定有差别的风电电价，以体现当地发电电量的经济价值和风电经济特性的地区差异。

（2）分布式发电用户售电电价机制

本部分将建立内蒙古地区分布式发电用户售电电价机制，一方面，针对接入电网并免除备用费缴纳责任的自发自用类分布式发电，建立大电网对其用户紧急供电电价机制，以反映电网备用成本;另一方面，制定内蒙古地区分布式发电向用户直接售电电价机制，以反映各类用户之间的交叉补贴责任，并与现行销售电价机制相衔接。

1）大电网紧急供电电价机制

内蒙古地区分布式发电主要为自发自用类，为避免电网企业对自发自用式分布式发电企业重复收费（多收）或者漏收，建议对于分布式发电企业内部的供电部分收取备用容量费，这部分不再收取基本电费;向电网企业的购电部分，按照大工业用电的标准收取基本电费，这部分不再收取备用容量费。分布式发电企业和电网企业没有协商约定备用容量的时候，建议以分布式发电厂的装机容量作为备用容量费的计收标准。这部分的容量不再计收基本电费，在变压器的容量中予以扣除。

2）分布式发电直接售电电价机制

销售电价一般分为：工业用户电价、商业用户电价和居民用户电价三类，同一大类中通过不同电压等级和用电负荷特性体现供电成本差异。内蒙古地区分布式发电的主要用户为工业用户，因此，应对其采取两部制销售电价，它包括基本电价和电度电价两部分。基本电价是以用户变压器容量或最大需用量作为依据计算的电价，电度电价是以用户消耗电度数作为依据计算的电价。基本电价按最大需量计费的用户应和电网企业签订合同，按合同确定值计收基本电费。

（3）分布式发电电价附加征收机制

我国销售电价附加主要包括5项政府性基金及附加，包括：1）农网还贷资金;2）国家重大水利工程建设基金;3）城市公用事业附加费（电力）;4）中央及地方库区移民后期扶持基金;5）可再生能源基金。附加费用大概占总电价的7.2%。根据不同类型的分布式发电用户特点，需制定差异化的分布式发电销售电价征收标准。

内蒙古地区分布式发电多服务于工业用户，具有容量较大、分布较为集中、调峰性能好等特点，因此，销售电价附加征收标准可设置如下：5MW以下：征收1）-5）项附加费，费率按照标准的50%征收;5MW-30MW：征收1）-5）项附加费，费率按照标准的70%征收;30MW以上：征收1）-5）项附加费，费率按照标准的100%征收。

上网电价附加免收标准为“符合环保要求，不产生二次污染”，分布式风能与光伏可以不征收上网附加费。

（4）分布式发电并网收费机制

未来随着我国电力体制改革的不断深入以及我国分布式发电相关技术、管理措施和政策的不断完善，内蒙古地区电力市场将处于良性竞争环境中，此时不需要电网公司和所有用户再为分布式发电支付相关成本，此时，可以可再生能源为主的分布式发电采用“混合型收费”方法，从而减小电网企业和用户的一部分压力。

当地区电力市场形成完全竞争性市场时，对所有的分布式发电可使用“深层次收费”方法，由分布式发电业主来承担接入电网的所有费用，包括与电网直接连接的线路，以及因接网而造成的电网设备改造费用，从而减少其他用户承担的相应成本，减少电网企业的压力。

4.结论

针对分布式能源未来良好的发展前景，本文提出了分布式能源交易模式，并结合相关分布式能源发展政策和运营实际提出了可行的交易模式。此外，随着分布式能源市场的扩张以及并网规模的逐步增长，未来分布式能源交易能否为交易主体――电力企业，分布式能源发电企业以及用户带来可观的收益，还需对不同交易模式下的分布式能源投资经济效益做进一步的分析与研究。

参考文献

[1]梁有伟，胡志坚，陈允平.分布式发电及其在电力系统中的应用研究综述[J].电网技术，2003（12）.

[2]钱科军，袁越.分布式发电技术及其对电力系统的影响[J].继电器，2007（13）.

电力交易的方式篇（3）

一．引言

电力市场化改革在国外已经经历了十年多的实践，在国内也进行了三年多的试点实践。目前，英国的电力市场在运行了八年之后，正在针对发电公司市场控制力太大而出现的投机报价问题，进行第二阶段的改革；美国加州电力市场因缺电导致电价急剧上扬，出现了二次世界大战后的第一次分区停电，美国联邦政府正在提出补救措施，并修改竞价模式和规则；我国是发展中国家，前十几年，为了解决严重缺电的局面，我国实行了“集资办电”的政策，从而形成了许多产权多元化的新电厂。由于新电厂还本付息的缘故，其电价远高于老电厂，且电网公司对这些电厂在还款期内承诺了发电利用小时数和上网电价。由于上述原因，我国的发电市场竞价规则绝不会向国外的那么简单。本文结合我国电力工业的现状，借鉴国外的电力市场运行经验，对我国电力市场竞价模式和规则设计的基本原则、发电侧电力市场价格机制、期货市场与风险管理、省级电力市场竞价模式、区域电力市场竞价模式、电力市场中的“期货交易市场、日前交易市场、实时交易市场、辅助服务交易市场”的协调问题、电力市场技术支持系统的建设问题等，进行了深入的分析与研究。提出了适合中国国情的电力市场建设的若干建议。

二、电力市场竞价模式和规则设计的基本原则

电力市场化改革的目标是：引入竞争机制，降低销售电价、优化资源配置、提供优质服务，促进电力工业的可持续发展。电力市场竞价模式和规则设计应满足这个目标，其基本原则如下：

1、 在设计电力市场的竞价模式和规则时，必须充分考虑如何保证电网的安全稳定运行。安全是最大的经济，一次电网大事故足以抵消搞电力市场所获得的效益。保证安全不仅仅体现在制定购电计划时要进行安全校核，更重要的是在设计电力市场竞价模式和规则时要充分考虑电网安全运行。

2、 在设计电价机制时不仅要考虑如何降低电价，还要促使电价机制有利于电源和电网的长期发展，有利于激励在电力行业投资。制定价格机制必须兼顾发电商和消费者的利益，一方面促进发电商之间的竞争以降低上网电价，另一方面降低消费者的用电电价。

3、 电力市场初期，以竞价上网所产生的部分效益补偿市场成员的“搁浅成本”，经批准后，部分用于电力市场技术支持系统的建设，部分用于电网建设，部分用于建立电价平稳基金，剩余部分用于降低销售电价。

4、 竞价模式和规则的设计要保护投资者的利益，要保证竞争的充分性，保证市场信息对所有市场成员的公开。防止市场成员之间的串通、倾销、哄抬电价等投机行为，真正将上网电价降下来，使消费者获得效益。

5、 为了确实有效地保护环境，在竞价上网的规则中，应考虑环保指标对发电排序次序的影响。

6、 为了保证电力市场运行的有序性、竞争的充分性、电价和电力供给的平稳性，必须扩大期货交易在电力市场中的份额的比例，制定期货市场的交易规则。

7、 为了让发电商和供电商共担风险，可引入金融上的差价和约模式规避发电与供电双方风险。

8、 在制定市场运营规则时，需要对电网辅助服务保持一定的政策倾向性，激励发电商为电网提供高质量的辅助服务。

9、 市场规则应包含对电力交易全过程公平性的监管。

三、发电侧电力市场价格机制

1、 买方市场中的电价机制：边际电价价格机制

在这种情况下，由于有充足的发电能力，发电商企图通过降价获得更多的市场份额。购电者将根据所有发电商在某一时段的报价进行由低到高的排队，按照这一次序逐步满足该时段需求电量，该时段的发电边际价格为最后满足该时段电量需求机组的报价。

必须强调的是：采用边际价格形成购电价格时，必须让发电商进行充分的竞争，才有可能使边际价格尽可能接近发电的社会平均成本，否则有可能导致边际价格过高，使发电商获得暴利。

2、 缺电市场中的价格机制：“按实际报价结算”价格机制

在缺电的电力市场中，由于电资源稀缺，如果不限价，发电商报多高的价格，用户都得承受。如果采用边际电价为统一的购电价格，购电价格将急剧上扬，对消费者将是雪上加霜。最近加州电力市场的危机充分证明了这一点。因此，在缺电的情况下，严格采用“按实际报价结算”价格机制。

3．在输电线路不出现阻塞的情况下，发电富裕的市场中采用全网一样的“边际电价”价格机制，缺电市场中采用“按实际报价结算”价格机制；

在输电线路出现阻塞的情况下，采用分区域竞价的电价机制。这样，有利于投资者向缺电的区域中建新电厂，电力富裕的区域中的高耗能、高污染、效益差的机组将逐渐被淘汰。

四、期货市场与风险管理

电力市场竞争具有一定的不确定性，因此，对于参与现货市场的发电商或中介商来说，存在较高的风险，不仅有可能造成电价波动过大，甚至造成电力供应不足。在激烈的市场竞争中，较难保证稳定的电力生产，从而使生产的计划性和成本的控制无法实施。为了便于市场各方进行风险管理，需要提供一定的风险规避手段。期货交易是有效的形式。期货交易的引入是为了防范风险，利用其套期保值，保证电力市场的运行的有序性、电力供应的电价的稳定性。在期货市场上，差价合约是非常重要的规避买卖双方风险的金融手段。

差价和约是交易双方为了回避现货交易风险而签订的一种中长期合同，其本质是纯粹的财务合同，而与商品的实际交割无关。在合同中双方商定一个交易价格，当现货市场价格低于合同电价时，购电方应将少于合同电价支付给售电方。如果现货市场高于合同电价，则售电方应将多于合同电价的电费退还给购电方。通常差价合约涉及的电量只是双方交易电量的一部分，交易双方都希望保留一部分交易电量进入现货市场，以获得更多的市场获利机会。在电力市场中，差价和约不仅仅是财务合同，同时也是实物合同。发电商必须完成承诺的发电量。如果未完成合同电量，其差额部分将要求发电商赔偿，赔偿额为现货价格与期货价格差价与未完成合同电量的乘积。只有这样才能保证电力市场的价格平稳。

从协议构成形式，差价合约可以分为授权差价合约、双边差价合约。所谓授权差价合约，是指合约电价和电量由授权部门负责制定的合约；所谓双边差价合约，是指合约电价和电量由交易双方商定的合约。在当前的单一购买者模式下，通常应用授权差价合约形式。

五、省级电力市场竞价模式

1．省级电力市场总的竞价模式

电力工业从一体化垄断模式向竞争的市场模式转变是一项艰巨复杂的任务，需要慎重而行。国际电力市场改革的经验告诉我们，电力工业打破垄断的改革必须根据本国电力发展已形成的特点选择适当的模式，经过研究论证，制定目标明确的计划，并在法律法规的支持下，逐步有序地实施。

中国的电力市场改革也应该借鉴这样一条原则。电力工业市场改革的最终目的是最大限度地利用市场手段来提高电力工业生产效率，降低电力生产和供应成本，实现资源的优化配置。

而就目前电力工业发展程度和相关社会经济环节来看，这一目标必须分阶段逐步来实现。通过在电力生产的不同环节逐步引入竞争，充分考虑已形成的电力供应特性和电力网络结构，结合电网未来发展格局，分级构筑市场结构，选择并制定适当的市场运行机制，建立健全市场管制体系，使电力市场改革平稳地向前发展。

省级电力市场化改革，比较稳妥的做法是：近期实施以现行体制为基础的有限竞争的电力市场，远期实施完善的电力市场。

有限竞争的电力市场是一种计划与市场结合的模式，这种模式仅开放发电市场。一般说来，开放发电市场，既有利于在发电市场中引进竞争，同时也较易管理，对电力公司的现有体制不需要作大的变动，是一种比较平稳的作法。

完善的电力市场是一种纯市场模式，这种模式中发电市场和用户市场同时开放，实现了供求的双向选择，特别扩大了用户的选择权。在这种模式下，电价起到调节支点的作用，市场中的发、用电方能够自觉遵守运营规则。

1）发电侧竞争的电力市场—模式Ⅰ

这一模式，可以看作是运用市场机制、开展商业化运营的最初级阶段，在技术设备、人员素质、运行管理尚未达到一定先进程度时，为尽快提高电力工业的综合水平，保障社会用电和国民经济的发展，可采用这一模式。

这一模式可分为以下两个阶段：

A．发电侧有限竞争的电力市场阶段

在这一阶段下，在省级行政辖区内，发电端均成为独立的发电公司，省级电力公司拥有省内220kV及以下电压等级的输配电网及所有变电设备和调度中心的资产经营权。?

这一阶段的基本特点是: 网厂分开，现有的发电企业、较大容量的地方发电企业逐步改造成为独立发电公司，分省网、地区网进行有条件的公开竞争，电量日清月结，市场法规法则及技术支持系统初步建立。这一阶段下，实现保证基数电量下的有限竞价上网，保证上网机组完成基数电量，基数电量以内的电量以核定电价结算，剩余电量实行竞价上网。

这一阶段考虑了历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等。

这一阶段下，省电力公司将负责省内电网(输配)的规划、建设、发展和运行，在政府行业监管部门的监督下进行电力电量的销售和传输。公司上游与接网的独立发电公司和经营省际电力电量交换的网级公司相连，下游直接面对用户。省电力公司的销售对象是电的消费者。公司要进行各种市场调查和长、中、短、实时负荷预测，并向上游环节支付购电费来购电。由于省电力公司处于垄断经营地位，其电量销售价格将受政府行业监管部门的控制，但售电价格中应合理的包含输电配电环节的相关费用，以保证公司资产的合理回报和自我发展需求。

B．发电侧完全竞争的电力市场阶段

这一阶段下，省级辖区内所有发电厂均已变为独立发电公司。独立发电公司公开完全竞争上网，半小时制报价；形成比较完备的市场法规、法则、及技术支持系统。在发电侧有限竞争的电力市场阶段实行一段时间后，必然要过渡到该阶段。在这一阶段，要解决一个省电力公司的购电市场问题。网厂分开以后，无论发电企业在性质、规模、所有制成分上有什么不同，为了保证省公司商业化运营秩序，省域内的任何电厂都要参加省公司的发电侧电力市场，取消基数电量，发电公司发电量实行完全竞争发电。在参与市场经济活动时一律平等。

2)输电网开放，多个购买者模式---模式Ⅱ

模式Ⅱ的目标是形成完全开放、竞争有序的电力市场。是在模式Ⅰ的基础上，进一步完善发电侧市场竞争，同时根据国家电力体制改革进程适时进行配电市场的相互竞争，使电价水平有明显降低。其特点是:

在模式Ⅰ的基础上，发电侧实行完全竞价上网，配电市场有序地放开，成立独立的地市供电公司。

如果国家政策允许，一部分大用户可在某区域内直接从独立发电公司购电，通过输电网和配电网进行输送，用户和独立发电公司向输电网和配电网交纳相关费用，如果条件成熟，可允许大用户跨区域选择供电公司，包括直接从独立发电公司购电或与其他供电公司交易。

这是在市场机制完善情况下采取的一种模式。在这种模式下省电力公司已完全转变为电网公司，独家垄断经营输电环节，供电企业和大用户向电力生产企业直接购电，电网公司负责网际功率交换、电网安全运行及电力市场运作，并负担电力的运输职能，收取过网费。其过网费的收取受国家相关公共事业管理机构的监管。

电网企业在转变为完全的输电公司、收取过网费以前，可进行一定时间的过渡，使部分电力由电网经营企业向发电企业收购后，转售给供电企业和大用户，另一部分电力由供电企业和大用户向发电企业直接购买，电网经营企业收取过网费。

3）零售竞争模式---模式Ⅲ

零售商向用户发出告示，用户根据电价及服务质量选择零售商，与零售商签订供用电合同；这一阶段，不仅在发电环节，而且在零售环节，都展开较完全的竞争；

2． 水、火电竞价模式：

1)所有火电厂均参与期货市场的交易。

2)省调度中心可直接调度的火电厂参与日前电力市场的交易。

3)自动化水平较高的火电厂（AGC机组，负荷跟踪能力强的机组）参与实时市场与辅助服务市场的交易。

4)在期货市场上，采用边际电价的结算规则，通过多次拍卖竞争形成成交电量和成交电价。对一年以上的期货市场根据年发电量的多少进行报价；对月期货市场则根据月增加多少发电量（相对年期货市场上已成交的电量）进行报价。

5)在日前市场上，将期货市场上的成交电量，分解到日，并将期货日电量按系统负荷曲线的归一化的标幺值分解到各调度时段，从而形成各时段的期货电量。负荷曲线与各时段的期货电量的差值为日前电力市场的竞价空间。在日前市场上，根据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，防止过高的边际电价使电厂获取过高的超额利润。

6)在实时市场上，只有负荷跟踪能力强，具备专用的数据通道的机组参与实时市场的竞争。实时市场的竞价空间为超短期负荷预测值与预购电计划发电出力的差值，根据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，组织竞价。

7)在辅助服务市场上，具有辅助服务能力的机组可参与竞价。在调频辅助服务市场上，交易中心公布所需调频容量，机组按容量与电量分别报价，交易中心将根据容量价格与电量价格之和，按控制的边际电价结算规则组织竞价，但调频服务的结算价格不得低于有功市场上机组的边际结算价格，以鼓励机组参与调频服务。在热备用辅助服务市场上，机组按容量与电量分别报价，但竞价排序指标为：电量报价与系统故障概率之积，加上机组容量报价。据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，组织竞价。

8)地区小火电竞价模式：由于小火电的数量较多且不具备专用的通讯通道，这些电厂仅参与年和月的期货竞价市场。每天的出力曲线为将根据分解到日的电量和负荷曲线的标幺值确定。值得强调的是：对于有条件的省级市场，小火电竞价上网应在省级期货市场上进行，而不是按地区组织竞价，实现更大范围内的资源优化配置；对于不具备一定条件的省级市场，在总的小火电电量一定的条件下，小火电分地区竞价上网。

9)供热机组竞价模式：在供热季节这类机组将根据“以热定电”的原则，不参与竞价，按固定出力曲线上网发电，其电价按物价局核定的价格进行结算。在其它季节，将与其他机组一样参与竞价。

10)水电竞价模式：对于水电厂较少的省市，建议水电不参与竞价上网，采用租赁的办法，由电网公司经营。水电调度经济原则是：利用有限的水电发电量降低日前市场、实时市场和辅助服务市场上火电系统的边际发电电价。

3． 机组分组（类）竞价上网的模式

在电力市场初期，考虑到我国电力工业的现状，特别是由于历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等，可将省电网内所有机组按成本差异分成几种类型，按照一定的市场运行规则，采用机组分组（类）竞价上网的模式。

4． 发电集团之间竞价上网的模式

在电力市场初期，考虑到我国电力工业的现状，特别是由于历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等，可将省电网内所有机组按成本差别进行均匀搭配，形成几个（最好10个左右）的发电集团（每个发电集团内，都要包括老机组、新机组、还贷机组等），按照一定的市场运行规则，在发电集团之间实行竞价上网。

5． 省级电网交易中心在大区电力市场中的作用

根据我国经济以省为实体的现状，以价格为基础的商机制应作为发展跨省电力市场竞价模式。在这一模式中，各省的电网交易中心不但是单一的购买者，而且还是本省发电商进行大区卖电的商。省电网交易中心将组织全省的发电厂的剩余电力到大区竞价。因此省电网交易中心将向大区申报卖电和买电的报价曲线。由此必须制定省电网交易中心作为商的交易规则。

六．区域电力市场竞价模式

大区电力市场可以采用三种基本的运营模式：双边交易模式、单一购买者模式；电力经纪人模式。

1） 双边交易模式

在初期，市场成员为各省电网公司。市场各方单独议价、签订合同；或者，由大区市场运行机构提供信息交换的场所（包括BBS）。

交易双方为各市场成员，而与大区市场运行机构无关。通常在合同中规定了违约条款，若未能履行合同，由违约方补偿对方的损失。这种模式适用于远期合同和提前电力市场。

为了方便双边合同市场，大区系统运行者应设立电子公告板(BBS)，各省可根据公告进行电量和容量买卖，这种公告板有助于各省间有效地交换信息。

在这种模式中，大区调度中心不参加双边交易，但必须保证交易过程中系统的安全性和可靠性。一般情况下，系统运行者不必关心合同价格，仅关心系统需要提供的交易及交易时间，应有一系列规则明确规定双边市场下各机构的责任。有时候，由于输电堵塞或发电输电设施突然发生故障，不得不减少或中断合同交易量。在这些情况下，大区调度中心必须将各类交易进行排序，确定相对重要性，通知各市场参与者减少或取消交易。通常，首先减少不确定的交易，然后是短期交易，最后是长期交易。

2） 单一购买者模式

在该模式中，要求各省分割一部分负荷电量集中到大区电力交易中心形成大区供电厂竞价的电量。所有市场成员参与报价，并由大区单一购买者按照优先采购低价电力的原则安排交易计划。

该模式的特点是：购售电交易必须在大区联营中心内进行，大区联营中心负责大区内交易额的平衡。市场交易不是完全“自由”的，而是受到调控。这一模式的核心是一个招、投、评标过程和最优决策模块。缺电的各省发电公司向大区交易中心报出其可以接受的最低售电价，电力有余的各省发电公司向大区交易中心报出其可以接受的最高购电价，大区交易中心进行价格的高低匹配，给出成交的统一电价，作为结算的基础。

实行该模式的基础是：各省电力公司与大区交易中心预先签订多边合同，并有独立机构对大区交易中心进行监督。

3）电力经纪人模式

根据我国经济以省为实体的现状，以价格为基础的商机制应作为发展跨省电力市场竞价模式。

在这一模式中，各省的交易中心不但是单一的购买者，而且还是本省发电商进行大区卖电的商。大区交易中心为经纪人，每小时通知各方潜在买家和卖家的价格，该模式主要应用于小时电力市场。

各市场成员申报其买卖电的报价，由经纪人系统按照高低匹配法对潜在的交易进行匹配，并决定交易价格、以及进行系统的安全校核。详细步骤如下：

第一步:收集报价资料。收集市场成员的报价情况，卖电报价代表一省提供额外电量的价格，买电报价代表一省降低生产可避免的成本。所有报价必须在交易前一小时提交大区经纪人。

第二步:价格排序。大区经纪人收到所有报价后，将其进行排序，售电报价从低到高排序，买电价格从高到低排序。

第三步:报价匹配。一旦收集到买方和卖方的报价，大区经纪人将进行排序，并对最低卖价的省与最高买价的省进行比较。然后，将次低的卖价与次高的买价进行比较，这一过程延续到无报价可比或最低卖价高于最高买价为止。这一过程称之为高低比较法。由此确定成交的双方。并不是所有高低配对后的经济交易都从技术角度是可行的。缺少输电线路、输电堵塞或系统运行者规定的稳定极限会使现货交易不能进行。当不能进行交易时，大区经纪人将比较余下的最高买价和最低卖价。

第四步:确定交易价格。对成交的双方，其交易价格为双方卖价和买价的平均值。为了能有收入回收输电投资，可以对这种平分利润的办法进行修改，卖方和买方各支付一部份收入给输电公司。

第五步:通知交易各方。找到交易并确定交易价格以后，中间机构在交易前的一定时段内将有关信息告知各方。

第六步:实施交易。各省确认其参与交易，并进行交易。至少应在交易前十分钟确认。

我们认为：区域电力市场将来可能采用第三种模式。这种方式有利于电网的安全运行，适合于各省采用不同的竞价模式和市场规则（这是因为各省的情况不同）

有一种观点认为：电力交易应在大区范围内进行，不需要省的交易中心，而由大区电力交易中心取而代之；在单一买主的情况下，这意味着在大区范围内，所有省的电价趋同。这对于经济发达且发电成本较高的省份，其电价是下降了，而对于经济不发达且发电成本较底的省份，其电价是上升了，这与我国以省为实体的经济可能发生矛盾。

七．电力市场中的“期货交易市场、现货交易市场、实时交易市场、辅助服务交易市场”的协调问题

通常按照提前时间的长短，在电力市场中设置期货交易市场、日前市场、实时市场，并将热备用、调频作为服务商品划分到辅助服务市场中。然而不同市场之间的协调的意义没有被人们所认识。事实上，年期货电量分配到各月和月所有期货电量分配到各日是否合理？关系到未来电价是否平稳？电力生产是否平稳？日交易计划的制定能否为实时市场提供更多的安全充裕度和竞价空间？基于上述理由，提出多级市场的协调方法，其中包括：

1）年度与月度市场之间的协调；

2）月度市场与日前市场之间的协调；

3）日前市场与实时交易市场的协调；

4）辅助服务市场和日前市场与实时交易市场的协调。

1．年度与月度市场之间的协调

为了保证年度期货合同与月度交易计划的良好衔接，在月度交易计划中应该考虑年度期货合同在月度市场上的分配。在交易管理系统中，年度与月度合同相互协调内涵是：根据全年的负荷曲线、机组检修安排情况，追求各月年期货电量与该月的总负荷电量的比值尽可能相等，以保证不同月份的电价尽可能平稳和供需之间的平衡。

月度与年度计划相互协调的关键是：在某月的运行结束后，应该根据市场目前的运行结果，调整剩余月份的年度合同电量的分配。详细算法叙述如下：

1）预测未来剩余月份的月度负荷需求；

2）计算各月的年期货电量对月总电量的比例；

3）选择年期货电量对月总电量的比例最小的月份，按照一定的步长，增加该月的年期货电量；

4）检验年期货电量是否分配完毕？是，则计算结束；否则，去[2]。

2．月度期货市场与日前电力市场之间的协调

由于各交易主体的合同电量与合同电价已经在年和月的期货交易决策中确定，就日合同电量的分配决策问题而言，不在于如何进一步降低购电费用，而是追求期货电量在空间和时间上的均匀性和现货市场价格的平稳性。期货电量时间上的均匀分布有利于机组连续开机，避免机组的频繁启动；空间上的均匀分布将使得潮流分布均匀，保证足够的输电容量裕度留给现货市场，这既有利于电网的安全运行，又为现货市场准备了更大的竞价空间。现货市场价格的平稳性体现在：对负荷大的交易日，分配的期货电量的数量也应该大，只有这样，才可能避免由于现货市场各日的竞价空间不平衡使得现货价格产生很大的波动。基于上述理由，我们建议：电力市场技术支持系统中增加日合同电量分配决策模块。

3．日前市场与实时市场的协调

为了保证系统安全可靠运行，必须协调好日前市场与实时市场之间的关系。在这两个市场之间，不仅考虑到本级市场的经济性和安全性，还必须为下级市场预留足够的调度控制空间。这样，在考虑主要的不确定性因素的基础上，日前交易计划与实时调度过程之间就能够自然衔接、平缓过渡、井然有序，从而全面提高经济效益和社会效益。

为了协调日前市场与实时市场，引入交易计划的调度流畅性以及调度流畅度指标。

调度流畅性是交易计划适应不确定性因素的情况下调度和控制空间大小的性能。调度流畅度是交易计划的调度流畅性的度量指标。

为了简单起见，调度流畅度指标采用以下评价标准：

调度流畅度用在各节点的负荷增长模式一定、考虑发电和输电约束的条件下，交易计划能够承受的系统总负荷增长的最大幅度来表征。在给出的交易计划基础上，若总负荷增长，按照固定比例将负荷增量分摊到各节点；若求得系统能够承受的最大负荷增长量，则流畅度指标用与系统总负荷的比率表示，即下式所示。

=/*100%

该标准下的流畅度指标与传统的负荷备用率在形式上相似，但是从特定意义上额外考虑了备用总量的分布特性，从而比传统的负荷备用率概念优越。流畅度指标越大，说明多级市场之间越能够平稳过渡。

在评价系统能够承受的负荷增长幅度时，规定各节点的负荷增长模式给定。这一假设是有代表性的，因为对于一个特定的系统而言，负荷增长模式具有相对固定的规律。为了简化起见，可以令负荷增长模式与各节点上的负荷成比例。

4． 辅助服务与实时交易市场和现货市场的关系

辅助服务市场将向现货市场和实时市场提供机组的调配范围、备用范围。实时和现货市场将根据这一范围所规定的约束条件，进行预调度计划的优化决策和实时计划的优化决策。换句话说，在决策预调度和实时购电计划时，应优先保证辅助服务市场计划的实施。

八．电力市场技术支持系统的建设

电力市场技术支持系统是基于计算机、网络通信、信息处理技术及安全管理模式，并融入电力系统及电力市场计算分析理论的综合信息系统。以技术手段为电力市场公平、公正、公开竞争和电网的安全、稳定、优质、经济的运营提供保证。

根据电力市场特点，电力市场技术支持系统设计要特别注重以下几条原则：

电力市场技术支持系统的建设应遵循总体详细设计（其中包括数据库、数据流程、各功能模块的详细设计），分步实施的方针。

系统的整体设计应紧密结合电力市场的实际情况，不但要满足于现时电力市场各种运营模式、竞价模式和结算模式变化的需要，具有良好的适应性。同时还要适应于将来华中区域性电力市场运营、电力体制深化改革和电力市场进一步发展（例如，供电侧开放的电力市场）的需要。

在设计中，应充分保证系统的开放性、可扩展性、可靠性、安全性、实用性，并充分考虑将来与大区电力市场技术支持系统的接口与协调，应充分考虑与地区（市）级电力市场的接口与协调。

电力市场技术支持系统应注重平台系统的建立，应有一个比较稳定的系统平台，应采用开放式、分布式体系结构，以利于系统的集成扩充和发展，适应技术发展和电力市场逐步完善的需要。

数据接口应采用最新国际标准（如IEC API标准），实现各功能模块间的数据交换和访问。在网络结构设计上应注意局域网和公用网之间的衔接和数据交换，考虑身份鉴定，密码设计等安全措施，保证系统的安全。同时，还应注重整个系统的数据流向及数据间相互关系的建立。

电力市场技术支持系统应采用国际标准、国家标准、行业标准及通用技术。

电力市场技术支持系统尽可能用电子商务的思想（技术）进行设计。

电力市场计算分析的高级应用软件应考虑：（1）期货交易市场与现货交易市场的协调，（2）现货交易市场与实时交易市场的协调，（3）辅助服务市场与现货交易市场和实时交易市场的协调。并能详细给出上述交易市场间的数据流向。

应考虑系统在线运行的监视与管理功能，考虑数据备份，考虑市场暂停或技术支持系统故障全停等意外情况下的应急措施和恢复措施。

电力交易的方式篇（4）

2015年“中发9号文”下发以来，我国电力市场快速发展，逐步建立了公平公正、有效竞争的市场格局。在电改政策“管住中间、放开两头”的要求下，发用电侧迎来在重大机遇，市场优化资源配置的能力得以充分体现，电力体制改革向纵深发展。售电侧市场作为电力体制改革的重要组成部分之一，其放开程度和参与模式对电力市场存在着较大影响。所以，探索建立一个适应售电侧市场放开环境下的电力交易市场，适时调整市场模式及运营机构职能，在当前电力体制改革进程中十分紧要。

1交易影响分析

1．1电力交易机构功能转变

首先是运作模式的改变，由“相对独立”的电力交易机构转变为“独立规范运作”，这就意味着电力交易机构不得再依附于电网企业，而是以股份制公司的模式运作。其次是机构职能出现了改变，售电市场放开，交易机构将承担更多的电力市场监督作用，负责实施售电市场风险管控、对售电企业的交易行为进行监督。最后，电力交易机构的业务模式发生改变，对于电力交易机构而言，由于售电公司的参与，批发零售市场出现鲜明的分界，业务流程、工作界面需要重新界定。

1．2分析电力市场的全新格局

一是具有售电资质企业在一定程度上不断增加，对以往的市场格局开始进行相应的打破，目前单边市场已经向双边市场进行逐渐的转变，同时电力交易存在着复杂化的特点。二是具有着显著的竞争，使其现货市场不断的加快。三是要对市场模式进行创新，通过对差价合同的新型集约化模式进行不断的创新，将会对原来市场模式带来一定的冲击，这个影响是比较大的。三是新电改的出现，对原来电力市场的限制因素进行打破，同时原来市场的机制也存在较大的变化。

2现阶段电力市场交易过程中更新路径探究

2．1不断创新管理比较关键的环节

通过融合售电市场的管理，其中不仅包括售电企业以及相关发电企业注册，还有电力市场在交易过程中的计量方式，同时也包含市场经营中的额主体以及相关用户等部分入市企业和组织等，还能在一定程度上从市场准入制度分析，结合注册等一系列方式促进所有环节之间的联系，建立相对来说比较系统化的制度方式。通过科学研究现阶段电力市场在经营中的主体，要求其书写相应的承诺书，之后进入到公示环节中，在达到相互认可之后，便可以将其直接的上传到电力市场的准入名单之中，并且还需要对其做出及时更新，保证其售电组织和用电大户之间交易的透明化。

2．2对电力市场交易过程中的管理进行不断提高

对于电力市场而言，交易组织部门主要负责的就是对电力实施相应的管理以及交易，其中还需要做到平台建设和市场交易监督管理等，交易管理则需要根据相关的规则进行，在交易平台的帮助下就能保证不同电力交易工作的有效实现，在交易管理的过程中应该对以下方面引起高度的重视，一是现货交易市场通常情况下是进行调度组织管理的，因为调度组织具有技术方面的优点，能够更好的去保证电力市场交易过程中的安全性。二是根据其具体的交易方式来对交易组织进行确定，交易方式主要是包括了双边和集中竞价交易等，双边交易可以充分的调动电力市场经营逐渐间存在的灵活性，在此基础上对其交易的价格作出最终的确定，完成共识前是需要经过电力交易机制作出最终的审批，从而得到电力市场的最终交易结果。对于集中竞价贸易而言，其方式可以在交易平台的帮助下，不仅能确定电量，同时还能确定其价格，其挂牌交易的形式也可以在电力交易平台上进行，这样能够及时的了解电力需求或者供电信息及时，通过市场交易机构来对其最终的结果进行确定。

2．3对电力市场交易合同要进行科学合理管理

电力交易的方式篇（5）

中图分类号：F062.9

文献标识码：A

文章编号：1000-176X(2009)10-0058-07

一、引言

煤电纵向交易关系是诸多重要纵向交易关系中具有代表性的一个。这种代表性一方面表现在煤电纵向交易关系涉及到的两种社会基础产品的特殊属性，另一方面表现在煤电冲突较为突出。国家曾经试图通过政府协调机制和出面组织，化解煤电冲突，但收效甚微。煤电纵向关系最重要的形式是煤电纵向合约关系。由于历史形成的“惯例”，煤电企业之间采取“一年一签订单的缔约方式”。虽然，国家不断改变协调机制，但这种缔约方式基本未变，延续至今。

煤电冲突的表现形式在于电煤价格的博弈，其本质在于煤电企业之间的利益冲突。如何化解煤电冲突、优化煤电纵向交易合约是许多学者试图解决的难题。林伯强分析了电煤“价格双轨制”、改革路径和“煤电联动”的影响。于立等运用“纵向价格双轨制”理论分析了“电荒”出现背后的根本原因，并提出改革的策略。于立宏研究了长期契约中的选择权契约形式和价格调整机制。克莱因构建了“敲竹杠”模型，分析了规范契约条款的成本和默认契约的自动实施问题。

我们认为，交易合约具有结构性特征，选择最优的合约形式就是根据成本最小化原则科学判定合适的合约结构变量。影响合约结构变量的主要成本因素是总交易费用、购置成本和不确定性风险损失。进一步，重要影响因素包括清晰界定产权和立约权竞争、不确定性和社会容忍度、运输半径和电煤紧张程度等因素。本文借助于杨小凯新型古典微观经济学模型，分析煤电纵向交易合约的结构变量的选择，并提出政策建议。

二、煤电纵向交易合约结构与煤电企业纵向交易合约选择分析框架

1．纵向交易合约的结构变量

合约即契约，是从万民法基础上的罗马法体系沿袭而来。从法律角度理解，合约是指两人或多人之间为在相互间设定合法义务而达成的具有法律强制力的协议，规定缔约当事人的权利、责任和义务。从经济学的角度理解，合约不仅仅是具有法律效力的合同文本，更是交易的微观制度，体现的是一种基于合意、自然秩序的契约精神和用以寻找、辨别和商讨交易机会的工具。克莱因认为，合约是“通过允许合作双方从事可信赖的联合生产的努力，以减少在一个长期的商业关系中出现的行为风险或‘敲竹杠’风险的设计装置”。张五常则认为合约是当事人在自愿的情况下的某些承诺。威廉姆森通过研究契约与交易的关系，把合约看成为交易的微观规制结构。在博弈论的框架下，合约代表一种合作博弈的内生均衡过程。

根据上述，从本质上讲，合约是一种“合意”，既规定了缔约当事人的具体权利和义务，同时又交易了缔约方当事人的微观制度。遵从合约本质，那么，合约的结构变量可以通过合约期限和合约关系衡量。进一步细分，合约期限变量又可分为长期合约和短期合约两种；合约关系变量又可分为普遍关系合约和特殊关系合约两种。普遍关系合约是指缔约过程主要借助于立约权竞争方式，通过市场竞争实现降低交易风险和实现交易目标的交易方式，缔约双方发展的是较为纯正的市场信用关系，合约权益规定较为明确，完全合约的特点更明显。相反，特殊关系合约更多的是通过缔约双方业已积累的友情和信任实现合约的缔约和履行，产权关系界定更复杂，交易合约更具不完全合约特征。与合约期限变量相联系，普遍关系合约与短期合约相伴生，特殊关系合约与长期合约相伴生。考虑到在中国环境下，纵向交易产业链中交易主体的类型差异可能影响交易合约的正常实施程度，所以，进一步引入合约对象结构变量，以完整地反映我国煤电纵向交易合约的现实选择问题。综上所述，煤电纵向交易合约的结构变量包括合约期限变量、合约关系变量和合约对象变量。合约对象变量又可分为大企业和小企业两类。

2．煤电企业纵向交易合约选择分析框架

基于分工合作的现代企业，实现企业功能完整化的方法只有一个，即采取产业链整合方式。也就是说，需要具备各自核心能力和产业功能环节的企业通过交易，实现最终产品制造。市场经济是契约经济，产业链的整合和衔接，企业功能的优势互补，是通过合约形式实现的。企业合约的目的，一方面可以形成较为稳定的市场预期和信任机制，依此降低交易成本；另一方面在一定程度上规避市场不确定性，降低交易的风险。

从交易成本和交易风险两方面看，考虑到我国煤电纵向交易关系的现状，煤电纵向交易合约结构变量选择的核心影响因素有三个：交易费用系数、运输费用系数和不可靠性风险损失的社会容忍度系数。交易费用系数(k)表示为实现交易所必需的费用，这些费用取决于交易技术、制度安排等。现实中，实现成功交易和降低交易费用的交易技术包括产权界定和立约权竞争。前者通过深入协商、加深关系、清晰产权的方式订立交易合约，实现降低交易费用和规避交易风险的目的。后者通过增加潜在贸易伙伴，实现降低交易费用和规避交易风险的目的。两种交易技术的选择取决于社会制度安排，包括法律、法规等正式制度，也包括社会习俗、惯例、行规等非正式制度安排。也就是说，交易技术与制度安排的协调统一，才能保证交易费用的降低和交易风险的有效规避。

煤炭属大宗消耗物资，运输成本影响到最终煤炭的到厂价格，进而影响用户产品的生产成本。中国是一个运输能力供给与需求矛盾较为突出的国家，运输能力始终是制约经济发展的关键因素之一，同时也是影响中间商品成本的重要因素。在运力紧张、铁路运输企业拥有行政垄断和市场优势的情况下，煤炭运输费用系数自然也必将是影响煤电纵向交易合约选择的重要变量。由于煤炭赋存和需求分布的现状，决定了煤炭运输主要借助于公路运输和铁路运输。两种运输方式的运输成本存在差异，也决定了运输方式存在合理的运输半径。在合理的运输半径范围内，用煤企业有更大的选择空间和行为方式。也就是说，消费者的地理位置也是影响运输费用系数的变量之一。煤炭需求具有典型的经济周期特征，经济处于上涨期间，煤炭社会需求增加，反之下降。与之相伴，往往出现社会煤炭供需紧张程度的差异。当煤炭供需紧张时，合理运输半径可能被人为拉长，换句话讲，当人们不能得到更廉价运输成本的运输方式时，为了得到所需的煤炭，可能会接受相对更大的运输费用系数。

立约权竞争和产权界定合作方式都存在一定

的不可靠性，进而产生风险损失。这种风险损失除了企业自身的经济损失外，同时还将导致对社会的损害。特别对于电力这一特殊的商品，社会供给出现短缺将直接影响人们的生活。所以，煤电合约的确定和执行，还必须考虑合约不可靠性风险损失的社会容忍度系数。影响合约不可靠性风险损失的社会容忍度系数的变量包括不可靠性风险社会福利损失和企业类型。前者反映了人们对自身利益损失的容忍性，后者则反映了人们对不同企业类型承担社会责任的认同和宽容程度。一般认为，人们对中小企业和私营企业的不承担社会责任的认同度和宽容度较国有大企业高，也就是说，人们往往认为国有企业应承担更大的社会责任，而国有大企业应首当其冲。当然，合约不可靠性除了合约本身存在系统性风险外，还存在道德风险引发的不可靠性，这种不可靠性与企业行为取向有关，人们对不可靠性风险损失的社会容忍限度更多地出自此。

综上分析，煤电企业纵间交易合约选择分析框架如图1所示。

三、煤电企业纵向交易合约选择的决定因素

根据煤电企业纵向交易合约结构变量，煤电企业纵向交易合约选择需要解决的问题是：侧重于与大企业合作，还是与小企业合作；与合作企业签订长期合同，还是短期合同；合作双方倾向于建立紧密的合作关系，还是采取通过市场竞争获取谈判优势。由于涉及3个纵向交易合约结构变量和交易双方行为取向，煤电企业纵向交易合约形式会很繁杂，选择决策也很复杂。但从理论上讲，出于缔约行为人的经济人假设，煤电纵向交易合约选择的基本理论依据还是成本最小化原则。

煤电企业之间形成纵向交易关系的载体是电煤，电煤合同是构成煤电企业纵向交易合约的表现形式。从构成电煤合约完全成本的角度看，电煤合约的总成本包括总交易成本、完全购置成本、风险损失成本等。我们用如下公式表示电煤合约的总成本，即：

Cz=Cj+(p+Cy)+Cf

其中，Cz表示电煤合约总成本，Cj表示总交易费用，包括用于界定合约精确度的外生交易费用和选择制度自身决定的内生交易费用，p表示电煤购买价格，Cy表示包括装卸、堆储、转运费用在内的运输成本，Cf表示由于分工交易产生的不可靠性带来的风险损失成本。

1．煤电纵向交易合约选择的交易费用决定：合约精确度与立约权竞争的两相替代

交易费用大小影响煤电纵向交易合约的选择。煤电纵向交易合约是一种典型的产业链分工基础上的关系合约。这种合约必须通过一定的机制实现合约的订立、实施和监督。这类机制包括上述的清晰界定产权和立约权竞争两种方式。按照杨小凯的逻辑，假定一个现有或潜在供应者能履行交付用于生产产品的中间品xd的概率为r，而不能交付xd的概率是q=(1-r)，并且所有供应商不能交付概率是相互无关的。于是，x的买主当其现有供应者不能交付时，便能转由N-1位潜在供应商中之一供应，因而只有当N位现有和潜在供应商都不能交付时，购买者才得不到。N位供应商都不能交付xd的概率为(1-r)N。所以，x的买主得到xd概率是：P=1-(1-r)N。r定义为合约条款的精确性，从提高贸易履约概率的意义上来说，个人也能因改进合约条款而获益。令1s为花费在界定和履行合约上的时间，假设s是界定合约规定的产权的交易费用系数，则1s与r之间的关系可用1s=sr表示。这说明如果个人想要保留与N位供应者立约的权利，则必须为此权力付出成本。又令1c为x的买主与N位现有和潜在供应者保持潜在的贸易关系所花费的时间，c为界定立约权的交易费用系数，则1c=cN。

我们用界定合约规定的产权的交易费用系数s的倒数和界定立约权的交易费用系数c的倒数，即1／s和1／c，分别表示两种缔约方法各自的交易效率，则这两种交易效率都与法制、通讯技术以及其他社会技术和制度安排有关。对应于不同的法制、通讯技术和社会技术制度安排，两种缔约方法会产生不同的交易效率，进而影响不同缔约方法的选择。不难理解，在现实中，人们面临缔约过程中界定产权所需的交易费用与界定立约权(或拓展潜在机会)所需的交易费用之间的两难选择。正如杨一黄模型所示，这种两难选择和旨在降低合作失败风险的强化竞争与提高合约中产权界定的精确性之间的替代有关。上述两难选择通过P=1-(1-r)N和1s=sr、1c=cN很容易看出。不同交易方式交易效率的差异从某种程度上决定了缔约方式的选择，如果界定立约权比拟定合约条款有高得多的交易效率，则有效率的N可能很大，而有效率的r可能相当小。在这种情况下，x买主为实现交易可能选择界定产权的精确度低、但对劳动市场竞争的依赖程度高(N)的合约形式，放弃r大而N小的其他合约形式。反之亦然。

通过构建不同组态决策模型，借助于角点解求解方法，运用比较静态分析和计算机模拟，杨小凯等分析了专业化程度、交易效率对分工和自给自足组态的均衡选择问题。同时，从另一个侧面也证实了提高1／s和1／c的可相互替代性，这也说明了提高拟定合约条款的交易效率，将开创一个合约条款精确程度高、对现有和潜在供给者间竞争的依赖程度小的中间产品市场。反之，提高界定立约权的交易效率将使中间产品市场中的合约模糊程度升高，且对竞争的依赖程度增大。

2．煤电纵向交易合约选择的完全消费成本决定：完全购置成本和风险损失容忍度的权衡

假设煤电企业纵向交易合约的签订与执行需要花费电煤购买价格成本和负担运输成本，以及由于分工交易产生的不可靠性带来的风险损失成本，这三种成本综合起来，我们统称为完全消费成本，并称电煤购买成本和运输成本为全部购买成本。从纯经济学意义上讲，由于分工交易产生的不可靠性带来的风险损失成本表现为纯社会福利损失。某种事件引发的纯社会福利损失越大，则表明分工交易产生的不可靠性带来的风险损失成本越高。另外，总体来讲，在我国人们对国有企业的信任度和美誉度相对较高，同时也要求国有企业承担更多的社会责任。反过来讲，对国有企业造成社会福利损失的行为接受度相对较小，容纳性差，所以，企业类型也是影响由于分工交易产生的不可靠性带来的风险损失成本的重要变量。归纳起来，由于分工交易产生的不可靠性带来的风险损失成本的主要影响因素包括纯社会福利损失和企业类型，则cf=F(m，t)，其中，Cf表示由于

分工交易产生的不可靠性带来的风险损失成本，m表示由于分工交易产生的不可靠性带来的纯社会福利损失，t表示企业类型。降低由于分工交易产生的不可靠性带来的风险损失成本的方法是必须加大风险防范的物资储备。无疑，这势必增加全部购买成本，并且随产品价格和运输成本的上升而提高。考虑到分析问题的方便，用不可靠性风险损失社会容忍度系数与全部购置成本的乘积替换全部购置成本和由于分工交易产生的不可靠性带来的风险损失成本之和，即用(p+Cy)・ym替代(p+Cy)+Cf。与前同理，ym取决于纯社会福利损失和企业类型两个变量。综上所述，电煤合约的选择依据是实现最小化合约总成本，而电煤合约的总成本为Cz=Cj+(p+Cy)・ym。如果能降低电煤合约的每项成本，则电煤合约的总成本就能降低，进而带来好的经济或社会效益。

四、煤电纵向交易合约结构变量的选择分析

煤电纵向交易关系表征上看是电煤合约关系。借助于“电煤”载体，实现煤电产业的纵向交易连接。那么，表征上的煤电纵向交易关系是电煤价格、价格形成机制和合约实施具体方式问题。但我们认为，表征的煤电纵向交易关系只是煤电纵向交易关系的一个方面，这种关系更多的是一种产业间的纵向竞争关系。除此之外，煤电产业内竞争，如电力行业的发电和输配电竞争、煤炭行业的大小煤炭企业之间的竞争，直接影响该产业利益格局，也决定产业间纵向交易关系现状和冲突根源。从现实情况看，煤炭行业竞争性强，煤炭企业可能在区域内会表现出垄断特征，并随着国家和地方“资源整合”的深入，资源集中趋向日益明显，但整个行业的市场集中度较低，可竞争性格局较明显。而电力行业产业链相对较长，产业链各环节技术依赖明显，企业连接紧密，且输配电环节受国家规制，形成电力产业竞争性相对强的发电环节和规制性相对强的输配电环节并存的产业内竞争格局，再加上电力产业改革的相对不彻底，导致电力产业可竞争性较弱。也正是由于电力产业实施的部分规制特性和煤炭产业的竞争性特征，导致煤电产业间的冲突升级和反复博弈。

1．产权界定和立约权竞争与煤电纵向合约变量的选择

产权界定和立约权竞争都是降低纵向合约总交易费用的有效方法，也决定了纵向交易合约的外生交易费用和内生交易费用的存在赋值，进而影响合约关系类型的选择。假设配煤是可行的，发电机组对煤炭品种和内在质量不具有很强的技术依赖性，进而资产专用性不产生对煤电纵向交易合约的影响。

(1)当其他变量参数不变、界定合约规定的产权的交易费用系数(s)降低时，纵向交易合约变量的选择。界定合约规定的产权的交易费用系数(s)降低，意味着清晰界定产权的缔约方式的交易效率提高。造成该效率提高的原因可能是经验学习曲线的影响、缔约双方关系深化的结果、清晰界定产权技术的提高或产权识别技术的提高等。无论什么原因，s的降低将会导致清晰界定产权缔约方式的总交易费用下降。准确地讲，总交易费用的降低是由内生交易费用的下降而产生的，换句话说，在保持外生交易费用不变的情况下，通过降低内生的交易费用实现了总交易费用降低的目的。对应于不同的缔约方式，s的降低更有利于外生交易费用较低、内生交易费用较高的特殊关系合约的订立和发展，在这种情况下，加深合作伙伴之间的特殊关系，更有利于节约交易费用，实现对煤电纵向交易合约的最优选择。

(2)当其他变量参数不变、立约权竞争的交易费用系数(c)降低时，纵向交易合约变量的选择。立约权竞争的交易费用系数(c)降低，意味着立约权竞争的缔约方式的交易效率提高。造成该效率提高的原因可能是法律等正式制度的完善和执行力度的强化、信息和通讯等相关技术水平的提高、市场机制的完善和信用体系的建立、第三方治理的建立和功能的完善等。②同样，无论什么原因，c的降低将会导致立约权竞争缔约方式的总交易费用下降。准确地讲，总交易费用的降低是由单个交易的外生交易费用的下降，并延伸导致内生交易费用的降低而产生。也就是说，立约权竞争的交易费用系数(c)降低更具延伸效应和间接效应。基本的改变机理是：立约权竞争的交易效率的改进，导致单个交易的外生交易费用的降低，受益人把节约下的钱用于强化立约权竞争，寻找更多的符合企业需要的潜在供应商，扩大的供应商群体对保证供货的及时性和经济性产生良性影响，在市场机制的作用下，会进一步降低内生的交易费用，进而降低总交易费用。同理，对应于不同的缔约方式，c的降低有利于内生交易费用较低、外生交易费用较高的普遍关系合约的订立和发展，在这种情况下，拓展合作伙伴数量和强化市场竞争作用，更有利于节约交易费用，实现对煤电纵向交易合约的最优选择。

(3)两种缔约方式交易费用系数同时改变时，纵向交易合约变量的选择。假定现有缔约方式处于均衡状态，即现有缔约方式处于完美、双方认同的状态。当1／s>1／c时，说明界定合约规定的产权的交易效率的提高快于立约权竞争的交易效率的提高，根据成本最小化原则，提高合约的精确度更有利于降低总交易费用，那么，采取特殊关系合约形式是最优选择。相反，当1／s

2．不确定性和社会容忍度与纵向交易合约变量的选择

任何交易都处于不确定性环境下，并会产生不确定性结果，进而给企业带来不确定性危害。奎特较早认识到不确定性对决策的影响，他认为任何有效的判断或决策都承担相应程度的不确定性。加林・库普曼斯更是把不确定性区分为初次和次级不确定性两类，并认为社会经济组织中的核心问题其实就是如何面对、如何解决不确定性的问题。库氏的两类不确定性的区别只是决定因素的区别，前者更多地依赖于环境变化差异变量，后者更多地依赖于“沟通缺失”产生的信息不对称性变量。但两者的共同点也是明显的，即库氏的两类不确定性都具有非策略性特征。威廉姆森进一步拓展了不确定性类型，他认为：“当交易各方都处于一种双边依赖的状态时，这种策略性特征就会不可避免地显现出来。这样，认识第三类不确定性即行为(或者二元)不确定性，就有用了”。

三种不确定性中，又以由于机会主义形成的行为不确定性对缔约双方合约选择和执行的危害最大。现实中，也常常出现诸如以次充好、人为违约现象的发生，特别是在煤炭供应紧张的时候出现频率更多。煤电双边贸易中，行为不确定性在大小企业都存在，但尤以小企业更甚。这势必给双边贸易对方带来风险，造成不可靠性风险损失，

比如增加公关费用和停产损失。前者会给企业带来经济上的损失，后者既给企业带来经济损失，又造成社会福利损失。那么，企业必须综合考虑包括电煤价格和不确定性风险损失在内的全部购买成本。

从社会学角度讲，人们对社会的非正常状态有一定的可接纳容忍度，超过社会容忍度阈值，会出现怨气、牢骚、冲突，甚至动荡。不同类型企业对社会福利损失的影响程度存在差异，相比较而言，大企业比小企业影响程度更高。另外，社会舆论对大小企业的行为准则和履行社会责任的要求和认同感也不同，一般而言，社会对大企业的要求会更高些。那么，大企业无论从满足社会要求还是履行社会责任的角度，都必须提高企业行为的可靠性。结合中国工业传统和实际状况，煤电企业的“大大结合”，即大型电力企业与大型煤炭企业的双边贸易结构可以降低行为不确定性的社会福利损失。相反，电力企业和煤炭企业的“大小结合”可能在某些情况下(如煤炭短缺时，造成不确定性风险增大)出现超出社会容忍度阈值范畴的状况，整个社会出现较大程度的社会福利损失。在出现较大社会福利损失的情况下，强大的社会压力和政府干预，借助于社会“修正机制”和政府调节机制，会使煤电企业纵向交易关系回归“大大结合”状态。电力企业与煤炭企业的“小大结合”会使电力企业成本增加，企业经营压力增大，在市场“修正机制”的作用下，会使煤电企业纵向交易合约关系改变为“小小结合”状态。

3．运输半径和电煤紧张程度与纵向交易合约变量的选择

电煤属大宗货物，需要运力保障，运输成本占电煤全部购买成本的比重也不小，运输距离和运输方式的可得性影响煤电纵向交易合约变量的选择。从产区到用户，电煤运输方式无外乎铁路运输和公路运输两种。相对而言，铁路运输成本较低，国有大型煤炭企业较易得到国家铁路运输计划的支持。在正常的市场环境和供需状态下，市场集中度相对较高的电力企业具有较强的市场势力和谈判能力，采取单纯性的特殊关系合约，无法获得由于市场竞争带来的成本节约。本着成本最小化原则，在满足生产技术要求的情况下，“就近、低价、竞争性替代”成为电力企业的优化选择。那么，采取短期缔约、价格一年一谈、普遍关系合约成为煤电纵向交易合约的主要特征。随着电煤供需紧张程度上升，成本领先、兼顾安全的决策原则开始出现，则在坚持采取短期缔约、价格一年一谈、普遍关系合约的原则基础上，出现部分相对期限较长、固定定价机制、特殊关系合约，形成部分普遍关系合约、部分特殊关系合约的市场合约结构格局。再进一步，电煤出现供需紧张状况，保障煤炭供应的可靠度成为关键因素之一，电力企业希望签订特殊关系合约，但拥有市场竞争地位的煤炭企业却会提出提高电煤价格的要求。由于国有煤炭企业的合同履约率较高，合同期内的煤炭供应不成问题，但下一个订货周期的电煤价格的博弈不可避免。从长期发展角度看，面对市场势力强大的电力企业，与电力企业相比，煤炭企业更愿意签订基于特殊关系的合约。

电煤供需紧张程度决定着煤电纵向交易合约的复杂程度。电煤供应紧张就会使得原本均衡、复杂的交易合约关系更加复杂。电煤供应不紧张时，煤炭产区内小煤矿的存在，使得煤炭产区内的电力企业拥有更大的机动性和可选择性，供应商的替代费用低，运输成本可控，在小煤矿的价格较低时，往往选择小煤矿的煤。但小煤矿具有强烈的逐利特征，行为不确定性大，可靠性差，在电煤供应紧张时，会不遵守供货合同，造成电力企业的供货断档，严重影响电力生产。

总之，电煤供应紧张程度和公路运输合理半径是决定煤电纵向合约的重要变量。一般认为，在电煤供应不紧张时，公路运输合理半径内，均衡的煤电纵向交易合约形式是“小煤矿+普遍关系合约”；公路运输合理半径外，均衡的煤电纵向交易合约形式是“大煤矿+普遍关系合约”。在电煤供应相对均衡时，公路运输合理半径内，均衡的煤电纵向交易合约形式是“小煤矿+普遍关系合约”；公路运输合理半径外，均衡的煤电纵向交易合约形式是“部分特殊关系合约+部分普遍关系合约”。在电煤供应紧张时，出于供货可靠性考虑，均衡的煤电纵向交易合约形式是特殊关系合约，特别是“大煤矿+特殊关系合约”。

五、结论

煤电纵向交易合约具有结构化的变量特征，结构变量包括合约期限、合约关系和合约对象等。煤电纵向交易合约选择就是如何决定合约的结构化变量，进而构成多重交易合约形式。从根本上讲，煤电纵向交易合约形式的选择还是遵循成本最小化原则。考虑到电煤产品的特殊性和下游电力产品的社会基础产品属性，煤电纵向交易合约的总成本构成包括总交易费用、全部购买成本和不可靠性风险损失成本等，煤电纵向交易合约的选择必须权衡三者的关系。总交易费用受制于交易方式和社会技术及制度影响，人们需要在采取清晰界定产权交易方式和立约权竞争交易方式中进行取舍。不同的交易方式形成了差异化了的外生交易费用和内生交易费用，进而决定了合约关系变量的选择。同样，电煤供需紧张程度和运输半径也影响煤电纵向交易合约关系变量的选择。交易会带来不确定性，而不确定性，特别是行为不确定性，会造成社会福利的损失，考虑社会容忍度和不同企业类型的社会认同度，虽然现实中可能出现各种结合形式，但电力企业和煤炭企业的“大大结合”和“小小结合”会成为均态。

与其他纵向交易合约一样，煤电纵向交易合约选择的核心还是利益问题。煤电冲突的表面现象电力产业与煤炭产业间的利益分配，集中于电煤价格的博弈，实质上煤电冲突的关键是产业内竞争和规制问题。现实中，一年一次的价格协商模式必然导致电力企业和煤炭企业的重复零和博弈。虽然电煤供需紧张程度存在周期性变化和煤炭企业区域性集中程度的不断提高，导致电力企业和煤炭企业的市场势力也发生相应变化，但是从长远看，在我国电力企业还是处于较有利的市场竞争位置，与煤炭企业相比，电力企业没有更大的积极性签订基于特殊关系的长期交易合约，并试图在电煤供应紧张的时候借助于电力产品的社会基础产品的属性和业已形成的行业特殊的影响政府的能力，“捆绑”政府，形成有利于自己的规制格局。解决煤电冲突和优化煤电纵向交易合约的途径包括：放开电力管制，实行纯市场化竞争改革方案；通过换股，实现电力产业和煤炭产业的利益融合；发展电煤期货市场，编制电煤市场价格指数，制定新的电煤定价机制，改变电煤订货模式，形成复合合约结构。

参考文献：

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电力交易的方式篇（6）

中图分类号：TM411 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）06-0167-04

2015年3月16日，中共中央、国务院下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称中发9号文），标志着新一轮电改开启。

根据各国电力市场化改革经验，在一套完整的市场交易体系中，结算业务是其核心组成部分之一，与市场交易主体的经济利益紧密相关，直接影响到电力市场的平稳运营。各国电力市场化改革进程中，在不断引入新的市场交易方式的同时，也在不断优化市场交易结算方式。

随着我国新一轮电改的推进，电力交易将呈现多类型、多模式、多层次的特点，市场主体日益丰富，交易模式更为灵活多样，各个市场主体之间的利益关系更加错综复杂，从而对电力市场交易结算业务提出了新的挑战。因此，亟需系统深入研究国外成熟电力市场的结算业务，为开展我国新形势下的结算业务提供重要借鉴和参考，确保电力市场的稳定、高效运行。

1 我国电力市场交易结算业务现状

1.1 我国电力交易结算业务现状

电力结算业务模式与市场主体、交易品种、价格形成机制、计量数据归集方式等都密切相关。

1.1.1 计量数据管理方式

大部分地区发电企业上网关口表由相应电网企业调度部门归口管理，用户接装关口表计由相应电网企业归口管理，具体信息如表1所示。

1.1.2 差电量处理方式

目前偏差电量考核主要针对通过购售电交易合约明确限定了交易电量规模的市场化交易。目前针对偏差电量的处理包括偏差电量的核算、偏差电量对应电价的确定两大重点工作。

（1）偏差电量的核算。省间交易中出现的偏差电量都在电网间结算过程中处理，以月为周期，计量电量为基础，结合合同电量和调度计划得出结算电量。如上图所示，计量电量关口选择A网出网关口，合同电量也以A网计划输出电量为准，为了在电网B中处理偏差电量，计量电量与合同电量按一定联络线线损折算至电网B侧。

目前针对省内交易偏差电量的处理以滚动调整方法为主，不管用户多用或少用，当月均按照用户的实际用电量结算，偏差滚动到次月来解决，不同省份按月、按季度、按年度等处理周期不同。这种办法的本质是用计划的手段来解决市场问题。其优点是与现行电力电量平衡机制衔接较为顺畅，而且在各地试运行已经取得一定的经验。缺点是由于是用计划来调市场，直接交易规模的规模严重受限，只适用于开展年度交易的地区，且交易机构人工工作量较大。

（2）偏差电量电价。针对电力用户和发电企业的偏差电量电价，根据多用、少用的不同情形有不同的价格机制。

①针对用户：实际用电量超过总合同电量的，首先根据月度交易计划结算当月合同电量。对于超出部分，如果用户存在尚未执行完毕且各月合同电价相同的年度（多月）合同，则按照该年度（多月）合同结算，同时滚动调减该年度（多月）合同的次月电量；如果用户不存在尚未执行完毕且各月合同电价相同的年度（多月）合同，则3%（含）以内的偏差电量按照其同类型用户目录电价结算，3%以上的偏差电量按照其同类型用户目录电价的110%结算。

实际用电量少于总合同电量的，首先结算月度交易合同电量，然后结算尚未执行完毕且各月电价相同的年度（多月）合同分月电量，相应滚动调增该年度（多月）合同的次月电量，并不再计算月度偏差电量。如果用户实际用电量少于月度交易合同电量，或不存在尚未执行完毕且各月电价相同的年度（多月）合同，超出-3%部分按其同类型用户目录电价的10%缴纳违约金。

②针对发电企业：当其上网电量超过总合同电量时，首先结算市场交易合同电量，然后按照政府批复的上网电价结算优先发电合同电量，其中，优先发电合同电量和各月电价相同的年度（多月）市场交易合同电量允许在合同周期内滚动结算。没有合同的超发电量按照同类型机组标杆电价的90%结算。

当其上网电量少于市场交易总合同电量时，上网电量按照其各类市场交易合同的加权平均价结算，并收取违约金。

1.1.3 网损和补偿的处理

公平、合理地分摊交易网损，有效地进行网损补偿关系到电力市场是否能有效发挥配置资源的作用。电力系统潮流是一个大规模非线性问题，电网上的网损是电源、负荷的非线性函数。功率流动服从电路定律，合同路径与实际物理路径不一致，使网损精确计算与分摊变得十分困难。

目前我国省间交易网损没有统一的处理方式，由送受端区域电网协商确定，多按照“谁受电谁承担线损”的原则执行。

针对省间交易网损，多按照“谁受电谁承担线损”的原则，由受入省按照一定比例网损率承担，或将省间网损打包在跨省输电费中。

目前省内执行的输配电价大多包含省内线损和交叉补贴。线损作为一项重要的技术经济指标，是电力企业规划设计、生产运行、经营管理等各方面工作管理水平的综合体现，其好坏直接影响到省公司的整体经济效益。近年来随着电力企业市场化进程的逐步推进，线损工作更是受到各级电力企业的高度重视，各省从线损指标计划和降损措施等方面都进行严格管控。

1.2 我国电力交易结算工作存在的问题（图1）

1.2.1 结算方法有待完善，以符合多种交易机制

目前对理论线损率的研究还不够成熟，在结算时用准许输电损耗率进行计划安排和电量分摊。由于准许输电损耗率比实际输电损耗率大，导致结算电量出现偏差。

大部分电量采用传统年度合同方式签订，由政府定r、定量，小部分电量由市场竞争定价、定量。同时，交易主体与日俱增，交易类型也日益丰富，如发电权交易和双边交易等。目前，只是按照电量分割的思路进行多个主体之间的结算。当一个电厂与两个以上市场主体发生交易时，按照合同电量比例，对电厂实际上网电量进行分割，然后进行结算。结算方法单一，不能同时与多种交易机制兼容。

1.2.2 并网运行管理考核结算工作亟待改进和加强

各地方政府相关部门出台并网发电厂运行的考核办法存在一定差异，奖罚的力度、方式也不统一，亟需加以统一规范。有的地方考核工作不够规范，考核及奖罚情况没有定期公布，考核奖罚资金（电量）没有落实；个别地方在具体操作中，采取扣减实际发电量而奖励计划发电量指标的方式进行奖罚考核。有的地方对并网运行情况没有进行考核，部分单位考核资金（电量）未落实。

1.2.3 网损和补偿处理方式有待完善

随着远距离省间电力交易规模的扩大，长距离输电的线损由受入电网承担的压力越来越大，可由部分送出端电厂承担一部分网损，体现交易主体的真实成本，反映正确的价格信号；网损计算模型、测算依据应更透明，针对非市场交易的省间输电，计划网损的制定需要更加科学、合理、透明，并定期调整。

1.2.4 考核机制有待完善

每月按照计量结果结算，通常不涉及电量考核问题。电厂与电网公司签订的购售电合同中，只明确年电量和上网电价（有的省只约定上网电价），并没有严格界定每月发电量。在每月结算时，依据电厂上网关口计量电量结算，未完成（或者多发）电量，滚动调整后续月份的电量计划。现行考核机制工作量大、效率还不够高。未来应积极探索通过市场机制，疏解电量考核和偏差电量调整问题。

2 改革新形势对结算业务的影响

2.1 售电侧改革

根据售电侧改革相关政策，随着多元售电主体的成立及实质性开展业务，增量配电投资的放开，考虑到运用电网企业结算体系、降低改革成本、减少购售双方电费结算风险等因素，相关电改文件要求仍由电网公司负责统一结算。但改革后，结算的复杂度和风险加大：

（1）结算资金的安全压力增加。

（2）市场主体对结算效率和资金到账及时性要求提高。

（3）交易类型和市场主体的增加，可能导致产生较多结算争议。

2.2 交易机构相对独立

中发9号文提出“组建和规范运行电力交易机构，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行。”目前我国相继成立了相对独立的交易机构，具体有以下变化：

（1）信息披露对象呈现多元化特点，结算信息获取的渠道发生变化，要求依法依规使用相关信息和数据。

（2）结算信息获取、流转及的时限要求进一步明确，结算工作压力增加。

2.3 发用电计划放开

电改文件要求通过直接交易等市场化方式，逐步放开发用电计划，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主，平稳过渡到以市场手段为主。发用电计划的放开，将对偏差电量调整方式产生重大影响，主要包括：

（1）通过计划电量调整市场交易偏差电量的压力会越来越大。

（2）市场交易规模的扩大将显著增加结算工作复杂性和工作量。

2.4 两级电力市场结构

随着国家、省级电力市场体系的建立，发电企业、售电公司和部分用户将同时参加国家和省级电力市场，电力交易模式发生改变，进而影响结算业务，主要体现在以下方面：

（1）发电企业、售电公司和部分用户直接参与省间交易，交易关系复杂，结算工作量大大增加。

（2）未来合同条款更加细致，执行情况受到严格监督，对结算工作的精确性和规范性提出更高要求。

（3）省间交易的频繁开展，将使电量偏差责任更加难以界定，进一步增加结算的复杂程度。

3 新一轮电改对结算业务提出的新要求

从国际经验来看，结算业务的开展必须能够兼容多种交易机制，理清各项交易费用，明确交易双方的责任和权利，从而实现不同层面、不同区域的交易主体之间利益的合理分配，促进多买多卖、充分竞争的市场平台的形成以及资源的有效配置；具有完善的考核机制和科学合理的结算流程，使结算具有稳定性和灵活性；实现对结算过程的实时监管，使得结算过程透明化、明晰化；不断强化结算技术手段，借助信息系统，完善对结算合同和结算相关数据的管理，从而促进结算效率。

结合新一轮电改对结算业务的影响，未来结算业务面临以下新要求，如图2所示。

（1）增强结算业务和市场进程的协调性，能够满足市场运行需求、支撑市场发展。结算业务中的偏差电量和网损处理方式、结算类型（如电量结算、辅助服务费用结算、罚金结算等）与电力市场交易标的、市场交易规则等都紧密相关，要求既能满足不同发展阶段市场运行的需求，又要保障结算效率和电费资金安全，支撑电力市场的发展。

（2）完善结算信息功能，满足市场主体对公开性和透明性的诉求。结算信息涉及各市场主体各类交易的成交电量及成交价格、各市场主体申报电量和申报价格等信息，大多是私有信息。未来应规范结算信息内容，对于交易双方关注的电量计算方式、电价确定方式，依法依规在规定时间向规定主体及时，促进与结算相关的信息披露、计量数据管理等各项工作主动加强规范性，满足市场主体对公开性和透明性的诉求，增强市场主体在改革中的获得感。

（3）增强计量数据管理的规范性，保障结算效率。交易机构相对独立运行后，结算更多的工作量集中在市场交易部分，交易机构通过在交易平台备案的购售电合同能够获取市场交易价格数据。但是，相关表计数据需要与电网企业调度部门进行衔接，计量数据的准确性和及时性将直接影响整个结算工作效率。交易机构相对独立运行后，物理电量结算和财务结算会越来越清晰，一致性越来越高。因而对计量数据管理的规范性提出了更高要求，必须保障结算的准确性和及时性，减少市场主体争议，保障结算效率。

（4）通过技术手段缓解结算工作量增大的压力。交易主体、交易标的的增加，省间交易的频繁，不同时间尺度、不同交易标的的合同数量和合同N类的增加，偏差电量计算的增大，都将使结算工作量大为增加，这就需要不断完善结算系统，通过与电能量计量系统、交易管理系统和EMS系统的数据交换，对合同进行全面、系统、连续、综合地核算和监督，并在此基础上完成电力市场中各种合同、交易与服务的经济结算，完成市场成员之间各类费用的结算审核，为结算提供强大的技术支撑。

4 新形势下的我国电力市场交易结算业务思考

随着各国电力市场化改革进程的不断深入，积累了大量可以借鉴的宝贵经验。自2002年电力市场化改革以来，推进电力市场交易结算业务，保证市场交易各方的利益，一直是我国电力市场建设的一项重点工作。因此，在深入认识我国现实国情的情况下，充分借鉴国外经验，开展电力市场交易结算业务，对促进我国电力市场化改革具有重要意义。

根据电改文件，将以不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模为主；交易机构相对独立运行，出具结算依据；电网企业负责收费、结算，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。新形势下的我国电力市场交易结算业务重点对以下内容进行完善和调整：

4.1 保证减少各个环节的电价波动，保证给市场成员提供充分的投资信号

各国电力市场交易结算业务的开展都是以保障电力市场稳定运行为最终目标。电力市场能否稳定运行，是衡量电力交易结算业务成败与否的关键。电力市场稳定运行主要表现在两个方面：一是系统运行稳定，二是电价稳定。系统运行稳定是整个电力市场运营的物理基础，而电价稳定则是整个电力市场运营的经济基础。为了保证系统与电价稳定，需要在电力市场交易结算业务流程设计中，建立有效的市场风险防范机制，减少各个环节电价的波动；并在此基础上，通过厘清各结算主体之间的利益关系，保证各主体获得合理的经济回报，进而为市场成员提供充分的投资信号，激励各个环节的电力投资，不断提高系统备用水平，保证系统可靠运行。

4.2 以价格机制改革为先导

科学合理的价格机制是市场交易顺利进行的前提，也是电力交易结算业务开展的根本保障。国外先进的电力市场交易结算业务都是建立在完善的市场价格机制的基础上，因而在结算过程中才能准确地核定结算费用，协调各方的利益关系。

4.3 充分发挥交易管理机构在结算过程中的信用管理作用

一般来说，电力交易管理机构指的是电力交易中心或电力交易所。国外的发达电力市场都十分重视发挥交易管理机构在电力交易结算过程中的平台作用，如PJM市场分别建立了针对电力实物交易的电力交易中心和电力金融交易的电力交易所，主导整个市场的交易和结算。

电力市场交易结算大多表现为信用结算，因此对交易双方的信用有较高的要求。在电力市场交易结算过程中，加强交易管理机构对结算过程的介入，有助于提高整个交易的信用等级，防范结算风险的发生。因此，在未来我国电力市场建设中，应当充分发挥电网企业在结算过程中的信用担保作用，在交易撮合、信息的基础上，做好信用管理工作，确保我国电力交易结算的公正性，维护各市场交易主体的利益。

4.4 以统一的结算规则的建立为先导

目前，在我国电力交易结算的实践工作中，各交易主体权责不清，相关利益关系难以界定，其中的重要原因就是缺少统一的、完善的结算规则，不同地域、不同环节的结算规则不能较好地兼容。因此，我国应当在借鉴国外经验的基础上，充分考虑我国的现实国情，建立起一套能够涵盖我国各种交易种类和交易环节、统一的结算规则，以规范我国电力市场运行过程中各个方面的结算行为。

4.5 引入结算后调整机制

在电力市场交易结算的实际操作中，由多个系统、多个过程导致的数据误差要求建立一套结算后调整机制，这种机制可以对发现的数据误差进行修正。加拿大阿尔伯特电力市场就是通过建立结算后调整机制，保证电量结算结果的准确可信。为了保证我国电力市场交易结算结果的准确可信，我国有必要引入结算后调整机制。

4.6 通过结算电子信息系统自动生成结算单据

各国负责结算的机构，如美国PJM OI、英国Elexon、澳大利亚国家电力市场管理公司NEMMCO等，普遍通过完善的电子信息系统，完成结算数据的自动收集和汇总，直接生成结算单据，供相关市场主体核对。避免了大量的人工基础性工作，提高了结算数据的准确性、缩短了结算工作的时间，提高了工作效率。

综上所述，新形势下的我国电力市场交易结算业务开展如图3所示。

5 结语

通过分析我国电力市场交易结算业务现状，研究改革新形势对结算业务的影响，结合新一轮电改对结算业务开展提出的新要求及需要完善的问题，为确定兼顾各方利益和市场效率、灵活便捷的结算方法提供借鉴和决策参考，从而降低结算风险，提高结算效率，保障电力市场有序、高效运行。

参考文献

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电力交易的方式篇（7）

电力市场基本模式

当前世界各国的市场交易模式大致分为:联营体模式、双边交易模式和存在双边合同的联营体模式。电力联营体模式电力联营体模式也称为总量市场化模型。在这种模式下,一切电力交易必须在联营体内运行。该模式最大的特点是将电网看作电能交易的中心,所有发电商以及所有用户与电网运营中心发生经济关系。所以发电商必须向联营体卖电,而用户必须从联营体买电。电力交易中心的操作员每半个小时或一个小时从发电商接受各发电机的发电报价与可用容量。按照报价从低到高的顺序对发电机组进行排序直到此时间段内系统负荷均被满足为止。独立操作系统操作员控制全系统发电机组的调度运行,维护系统运行的可靠性和安全性。联营体模式的优点在于采用中心控制的手段使得市场成员都能享用同等机会参与市场竞争。美国PJM电力市场、智利、阿根廷、澳大利亚的Victoria电力市场都属于这一类市场模式。其中美国最大的东部PJM&127电网根据实际情况选择了纵向整合电力改革模式,获得了成功。具体做法是:1)将各电力公司发电、输电、配电、供电进行功能性分离,财务分开核算。将输电分离交给系统独立运行者管理,不要求强制出售发电厂,引入竞争机制,逐步放开供电,用户有权选择供电商。2)PJM&127;负责输电系统经营,进行职能管理,提出输电计划对发电厂进行调度,不拥有输电资产,公平为市场参与者提供输电服务和电力交易市场。3)电力公司及供电商分别对用户供电负责,供电负荷要有发电容量保证并有必要的备用容量,不足将受处罚。4)发电容量来源由三部分组成:(1)本公司电厂;(2)双边交易合同;(3)现货市场和一天期货市场。电力市场交易容量约占15%左右。5)为反映电网内部能力限制和拥堵,电力市场实行分区边际定价机制。双边交易模型双边模式下,发电商与用户之间不通过电力交易中心进行电能交易,而是直接签订合同进行彼此电量及价格的交易。独立系统操作员收到合同所规定的电量信息后,确保全网存在足够的输电使该合同得以实施。如果发现合同中的电能交易不能满足网络安全,则独立系统操作员将信息反馈给合同双方,要求修改合同内容。如果满足网络安全约束条件,独立系统操作员进行调度运行。该交易模式的优点在于能够按照交易双方的意愿,满易双方对于价格以及电量稳定性的要求。存在双边合同的联营体模式双边交易模式一般不单独存在,而是与联营体模式共存,组成存在双边合同的联营体模式。这种模式被认为能有效地运用前述两种模式地优点,避免存在的问题,是各国电力市场运营模式的趋势。在双边合同的联营体模式下,用户与发电商可自由选择是通过电力交易中心进行电能交易,或直接签订双边合同进行交易。实际市场的运行调度分两个步骤完成;首先,系统在不考虑双边合同影响,特别是双边合同对于阻塞和网损的影响下,得到全网的运行调度计划;而后考虑双边合同的影响,由独立系统操作员判断安全可靠性是否得到满足,若不被满足,独立系统管理员要求电力交易中心或合同双方对交易进行修改。参与双边合同的发电机组或用户按照合同规定的价格进行结算,而参与电力交易中心交易的机组或用户则按照结算价格进行结算。世界上,比较成功的例子是英国实行的新电力交易规则NETA是一个由双边合同形式主导的市场,合约双方包括发电、供电及交易商和用户;供电商和发电商可就将来任何时候买卖电力订立合同;允许电力合同的时间跨度从当天到几年以后,合同需要实物交割;国家电网公司作为系统运营商,接受电力的买卖出价,以平衡1．5小时以内合同交割中出现的供给和需求的差额,并解决输电网的堵塞问题;系统运营商调度电力直到满足需求,市场价格为系统平衡时最后一个发电单位电价;对合约电量和实际电量不符的市场参与方,将按系统平衡时接受的电力买卖的价格支付费用,并且支付系统运营商使系统平衡的成本。.供电公司购买发电商,实现发电和售电的自我平衡,目前英国五个最大的供电公司,发电和售电是基本平衡的。.供电公司之间将出现相互兼并,平均每个供电公司的用户规模将由300万户提高到500万户,实现规模效益。

电力市场化成功的条件

电力市场化必须将把电力规律和市场原则结合起来现代社会经济发展、技术进步和人民生活都离不开电,对电力系统供电可靠性的要求也越来越高,对电的需求越来越大,电力工业必须快速增长,这对于经济快速发展的中国尤为重要。电力体制改革必须把电力工业的客观规律与市场原则结合起来,以确保电力工业的健康发展。电力改革中必须紧密结合电力系统运行的两大特征电力系统的主要物理规律是即时平衡和整体互动性。前者是指在庞大的互联电网中,电力的生产和消费必须保持实时平衡,任何背离都将引起频率波动,导致设备破坏直至整个系统瓦解。后者是指电力系统中所有部分的复杂的相互影响,连接在一起的电厂、电网和用电器,可以被视为世界上最大的机器,任何单一部件的变化都会对整个系统产生影响。电力系统的特点是产、供、销、用电同时完成,产品不能储藏。发电、输电、配电、供电在生产上是一个有机联系的整体,是电力系统中不可缺少的重要组成部分。每天不同时间用电量变化很大,为了保证电力系统安全正常供电,必须连续不断地保持发、输、配、供电之间的平衡。为了适应用电负荷变化,在电力系统中要有必要的备用容量(一般约8%左右),输电网要留有适当的裕度。电力系统运营调度部门要随时监视系统运行情况,发生问题及时处理,以确保电力系统供电安全。保持电力系统在生产、发展中的整体一致性,是电力系统的客观规律,也是电力工业的一个主要特点。必须考虑电网的电力潮流分配和传输容量的规律电网中各输电线之间的电力潮流(输电容量)分配是根据物理学的克希霍夫定律确定的,输电线的传输容量是根据物理学欧姆定律、电磁感应定律确定的。这是不可改变的客观规律,电力市场交易必须服从这些规律,根据上述规律确定电网各个环节允许的输电容量进行交易。有的国家在电力改革过程中发生电网拥堵现象,是由于设想的容量与电网允许通过的容量不一致。发生电网拥堵若是局部的、小范围的,一般比较容易解决。如果电网拥堵发生范围很广,线路较长,为解决拥堵而需要建设的送变电工程较多,投资较大,会影响电力交易的经济合理性。是解决电网拥堵,还是修改电力交易合同或改变电源布局更合理,这就需要作全面的经济分析论证。

本文作者：张宏源工作单位：宁夏电力公司银川供电局

电力交易的方式篇（8）

电力市场包括电力现货市场以及电力金融市场两个部分，因为大规模的存储电能是不太现实的，又加上实时平衡的电能供需要求，导致电力的价格波动很大，给电力现货市场的参与者带来了很大的风险。这就要求我们找到新的交易模式来有效的规避风险，电力金融市场便应运而生。

一、电力金融市场的架构

电力金融市场的主要服务对象是短期的市场活动，市场参与者可以通过期货和远期等金融衍生品来进行电力的储备以及价格的调控，能够有效的减少风险。电力金融市场的有效运行能够减少电力市场的价格波动，确保电力系统运行的安全和稳定，对于电力产业的发展也有着重要的意义。电力金融市场的实现离不开电力合约的实行，不同电力合约的合理使用，能够促进电力产业的市场化发展。

（一）电力远期合约市场

所谓电力远期合约，就是在未来的特定时间以合约规定的方式和价格来进行一定数量的电力商品的交易，合约主要包含交易数量、交易时间以及交易价格和地点。远期合约属于场外交易的产品，对于规避现货市场的交易风险有重要作用，在电力市场中是一种比较稳定和直接的贸易方式，尤其是对电力需求较大或者有特殊需求的工业用户来说，具有十分重要的意义。因为远期合约具有形式简单和操作容易的特点，应用也是比较广泛的。

（二）电力期货合约市场

期货交易作为电力合约型交易的一种，其发生地点是在指定的交易所内，按照规定的时间和价格来进行指定数量的电力交易。这种交易方式在欧美等很多国家的应用非常广泛。通过电力期货交易能够使电力价格在一定时间内锁定在同一价格水准，有效平衡电力价格的波动。交易所将买卖双方聚集到一起，由人将实时的供求关系和变化趋势的信息集中起来，通过公开叫价的方式完成交易，不仅给买卖双方提供平等的交易机会，还能够促进市场自由竞争的开展。电力期货交易能够对供求状况以及价格形势进行及时的反应。

（三）电力期权合约市场

电力作为一种特殊的商品，使得定价很难进行。电力期权合约在风险管理方面的作用，使它在电力市场中的应用非常广泛。与其他的合约交易双方享有的义务和权利相当的处理方式不同，期权合约给予持有合约的一方特别的权利的同时，规定其具有不履行合约的权利。也就是说投资者在进行期货和远期交易时没有额外的成本支出，但是如果是期权交易就要支付一定的期权费，电力的期权交易可以应用到现货、期货以及远期的交易中。期权合约是进行电力价格管理的有效工具。电力系统的运行中存在阻塞是一个客观的情况，期权交易能够对阻塞的情况起到缓解的作用。

二、电力金融市场建设中的注意事项

通过对电力金融市场中主要的交易形式的了解，我们知道了各自的特点和作用，要想建立起一个更加规范和科学的金融市场，就要思考如何把存量资本盘活，怎样才能通过更多渠道吸引投资让电力产业得到更好的发展。在充分考量了我国电力金融市场的现状，并借鉴国外先进经验的基础上，电力金融市场应该走上一条具有我国特色的科学的发展道路。

目前，我国的电力企业分为电力公司、发电厂以及供电公司等几个主要的类型，它们的在性质、经营范围等方面都是不同的，这也决定了它们在进行投资改造时采用不同的方式。例如，县级供电公司就可以采用股东多元化的办法，通过收购和兼并来进行独立公司的组建，而省级电力公司或者是电力集团还是应该保持国有的形式。随着经济的不断发展，经济的全球化对电力企业来说，是挑战也是机遇，应该充分的借助国际资本市场的力量，通过上市来进行外资的引入，这样就能够在电力系统的建设中拥有更多的技术研究资金，不断提升技术资本的分量。同时要针对公司重大行为建设干涉机制，从外部对公司的决策进行规范，保证公司的顺利发展。

电力财务公司作为电力企业的融资中心，要对企业的闲置资金进行充分的利用，通过引进资金、调节闲散资金以及进行联合集资和信贷支持等方式，来实现财务公司规模的扩大，进而使金融资本与电力产业进一步的结合。投资者的培养也很重要，操作规范并且头脑清醒的投资者能够促进电力金融事业的发展。在进行投资的过程中，一定要健全风险管理机制，其中投资决策时风险的管理最关键，健全的投资风险管理制度的核心是良好的项目评审，通过对还款能力以及经济效益的分析，来进行投资的可行性分析，决策进行后还要注意进行网上协议以及筹资成本的管理工作，通过良好的制度最大程度的降低投资的风险，让投资的收益达到最高。

对企业的资本进行良好的管理离不开基本金制度的建设，对于老企业来说，基本金建设就是修正资本的缺位，对于新企业来说，则是督促资金的到位。通过对投资比例的分析，进行享有权利的划分，还要通过书面文件对所有者的出资比例进行说明，对所有者的资本情况进行明确。需要注意的是，国有资本作为我国电力企业的重要组成部分，同时也是国家对于电力产业掌控情况的象征。很多企业在进行改组时，单纯追求股份制建设的速度，为了刺激更多的资本入股，盲目的低估国有资产的意义，将国有资产进行转让。因此，企业一定要进行国有资产的核算和重估，特别是很多无形资产一定要充分考虑，杜绝任何对国有资产进行侵蚀的行为。

三、小结

综上所述，要想实现电力金融市场的良好建设，首先要对电力企业进行资本组成以及经营方式的优化和完善，良好的电力企业发展是市场建设的前提。其次，电力金融市场的实现，离不开各种合约方式的良好运用，这就要求我们，在了解我国电力金融市场现状的基础上，积极吸收国外的建设经验，不断完善电力金融市场的管理模式以及投资机制，让电力金融和现货市场共同为电力产业的发展保驾护航。

参考文献：

电力交易的方式篇（9）

在双边开放的电力市场模式下，发电公司可以进入现货电力市场售电，但其所发的电能不必全部在现货市场上出售，也可以通过与配电公司、大用户直接签订双边合同进行售电。配电公司和大用户也具有同样的选择权。这种模式为提高发电公司运营效率提供了很好的激励。

二、双边开放电力市场的交易方式

双边开放电力市场中同时存在现货市场和双边合同两种交易方式，各种交易方式适合于不同需求的用户。现货交易比较灵活，但是一般交易价格与成本较高，适合于非计划性电力需求，具有较强的零售与调剂性质；双边合同交易比较稳定，但是规定也较为具体，适合特殊保障要求的大用户以及配电公司与独立发电集团之间的单独协商交易。二者之间的关系是互为补充，相得益彰，片面地依赖其中一种交易方式都会造成不必要的损失。畅通充足的现货交易市场是双边合同交易的有效缓冲。因此，在一个运作合理健全的电力市场中，必须是二种交易方式并重，缺一不可。

在双边开放的电力市场环境下，现货市场的参与者主要包括卖方(发电公司)和买方(配电公司或大用户，简称客户或用户)，市场组织者负责组织市场竞价和交易，在固定的时间间隔内，收集买卖双方的报价信息，确定竞价成功的参与者及其交易数量，最后匹配成交并确定现货交易，电网公司负责电力的输送。与单边开放电力市场不同，双边开放市场中用户可以参加现货竞价，这样发电公司和用户同时双向竞价。

一般地，现货市场中参与者拥有的信息是不对称的，即每个参与人在报价时都不知道其他发电公司的边际发电成本信息，以及其他用户对电能的真实估价信息，并且这些估价和成本信息不受他人的影响。在信息不对称的电力市场环境下，普遍采用的是密封报价的竞价方式。电力现货市场双边竞价的过程如下：

1)竞价准备

在竞价准备阶段，市场组织者按电力市场监管规则对报价的合法性进行检查，初始化报价数据库。

2)双边报价

在一个竞价周期内，发电公司根据自己的边际发电成本向市场组织者提交有效的报价曲线，用户根据自己的单位用电价值提交报价曲线，所提交的报价曲线表示的是电量与价格之间的对应关系。

3)市场出清

市场组织者根据报价信息形成一个市场出清规则，然后根据出清规则确定现货竞价成功的市场参与者，以及各参与者的现货交易电量。

4)交易结算与匹配

按照交易规则对竞价成功的参与者进行电量的匹配，并据此进行交易，进行结算。

双边竞价过程的典型流程如图2所示。

三、双边开放电力市场的基本特点

双边开放电力市场模式的主要特点是：

1)电力市场中既有现货竞价市场，又有双边合同交易，发电公司可以通过参与现货市场竞价出售电能，也可以通过双边合同直接将电能卖给配电公司或大用户。

2)配电公司以及大用户可以通过参与现货市场竞价购电，也可以通过双边合同直接从发电公司处购电，有了购电选择权，承担了买卖电能的风险。

3)输电网向所有市场成员开放，电网公司负责电网的运行、控制和现货市场的管理，对发电方以及用电方之间的交易，只起到监督和服务的作用，对交易方式的选择以及交易内容不做过多干预。相对于单边开放市场而言，此时的电网公司是一个起到交易中介作用的独立操作机构，其风险减少。

上述特点表明，双边开放电力市场中各市场要素逐渐完善，竞争力度加大，发电环节已展开比较完全的竞争。该模式下双边合同交易与现货市场之间的互动关系增强，进一步体现了在电力现货市场竞价机制设计中考虑两种交易方式相互关系的重要性，也增加了电力现货市场竞价机制设计的难度。

四、双边开放电力市场中代表性参与者的决策

电力交易的方式篇（10）

我国发电权交易1999年就已经开始，目前全国有22个省开展了省内发电权置换交易。通过梳理国内发电权交易的基本经验，有利于更准确地把握和运用发电权交易制度。

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