跨區電力交易范文

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篇1

【關鍵字】電力交易 電網互聯輸送 運輸問題 經濟效益 合作博弈 魯棒性

一、引言

電力交易與運輸是運籌學中運輸問題的一種典型運用。應該說電力交易管理是公司生產經營工作中的重點，直接關系到公司業務的最終體現，設計公司的核心利益，具有重要的研究意義與價值。電力輸送指由發電廠或電源由某處輸送到另一處的一種方式，由于早期技術不成熟，電能輸送多采用直流輸電，而后期逐漸演變成交流傳送，相信以后技術成熟，會出現更加合適的電能傳輸方式。實質上，電力跨距離輸配是一類具有特殊約束的運輸問題，由此，文章從運輸問題角度對電力交易和輸送研究進行文獻梳理和總結與展望。具體從如下幾個方面進行闡述。

二、電力交易及電網輸送互聯商業化

1.國外的電力交易及電網輸送研究

20世紀90年代以來，在國外，PANTO(S) M 和 GUBINA F[1]研究了電力輸送分配因素對于電力交易服務定價的影響；KRASENBRINK B 和 PRIBICEVI C B[2]等就競爭激烈的市場中的綜合規劃發電和交易進行了研究；2002年，NGUYEN D H M 和 WONG K P[3]則研究了自然條件下的動態電力均衡狀況和多均衡的競爭力市場。

Rau N[4]指出想要提出一整套標準化的設計方案，在當前是不現實的，并列舉了許多暫時無法很好解決的問題，包括形成的區域輸電組織與原有價格體系的沖突問題，規劃統籌問題，輸電過程中費用分攤問題，阻塞管理問題等等，并分析了可能的實用性舉措。Ilic M[5]的研究描述了覆蓋多個電力市場的跨區域輸電組(IRTO)的組織設計構思。Khal Le[6]介紹了發電公司在區域輸電組織模式下，如何進行報價。Li Chaoan 、Fu Shuti和Yi Su[7]則介紹了區域輸電組織中實時平衡市場的優化和組織，用基于改進單純性的線性規劃算法來計劃市場出清價格。Erli G[8]基于非合作博弈模型，分析了多區域電力市場下定價和系統運行的模型。Yoon X、Collison K和Hie M[9]共同，描述了在考慮各個區域是獨立市場，且具有獨立的價格體系的情況下，如何在多區域互聯系統中確定電能傳輸服務價格。

總體來看，國外有關電力市場交易及輸送的文獻研究主要集中在如何將區域電價作為輸電系統阻塞管理的手段，認為市場的收益將不僅僅局限在解除阻塞這樣的問題上(KENT S、MARK H S、JORGE V，2004)[10]，而更需要依靠更多的基礎投資，比如STAMTSIS G C 和 ERLICH I[11]提出要通過合理的發電廠投資及運營來獲得收益。一個好的市場設計必須能避免傳輸約束之間的博弈，因為這個問題在管制系統里不會遇到。

目前，國外電力市場已發展到一定的成熟階段，研究的重點已放到轉運費用的分析計算上。

2. 國內的電力交易及電網輸送研究

1998年，鐘金[12]在其學位論文《電力市場條件下的交易分析與發電計劃》中闡明了要在結合國外電力市場實踐經驗和中國電網互聯初步商業化運營經驗的基礎上，研究探討電網商業化運營應遵循的一些基本原則及其實現方法。文章對電網運行從統一調度到分散調度的變化所引起的系統優化分析方法的改變進行了研究，分析了幾種典型交易分析方法，并提出了兩種可用于不同情況的交易分析與決策模型。同時，文章分析了中國互聯電網在向商業化運行方式轉變的過程中出現的一些問題，并針對這些問題提出了可能的解決辦法。

由于文章理論算法性較強而忽視了模型在現實中的具體應用實際情況，而體現出一定程度的不足。但是，文章在中國電網輸送的互聯商業化運營模型方面，仍帶給學術界和國家以巨大的理論意義與現實意義。

Wei guo Xing [13]介紹了中國第一個跨區域電力交易的市場――三峽市場的前景，討論了市場可能的組織結構，提出了未來中國電力市場主要為國家電力市場和區域電力市場的兩層市場結構。王芝茗和馮慶東[14]給出了一個解決區域電力市場有約束實時調度的實用方法――等值發電機成本增量曲線法，以應用于區域電力市場輸電服務決策。柏瑞，劉福斌，李燦等三人[15]提出了直接考慮網絡約束的交易計劃新方法，通過引入發電貢獻因子和負荷汲取因子解決多級電力市場中存在的協調問題，并針對雙邊交易的特點，采用交易矩陣的方式建立了區域電力市場中Broker系統制定交易計劃的數學模型。曾鳴和劉敏[16]針對我國目前的六大區域互聯電網在形成區域性電力市場過程中面臨的價格問題，通過借鑒國外經驗，尤其是發展中國家的經驗，并結合我國實際，分析研究促進我國區域電力市場形成的價格方案及調控機制。主要內容包括：躉售電價、包含轉供和開放輸電通道在內的輸電價格、電力庫運營模式、各類合同以及電力市場價格風險等方面。劉坤[17]則針對區域電網公司所擁有的調峰電廠在電網安全運營和平衡市場需求兩個方面的重要作用，運用委托一模型，對電網公司和調峰電廠間最優合同模型進行設計，證明在對稱信息條件下，當委托人是風險中性而人是風險規避型時，該最優合同能夠達到帕累托最優風險分擔和帕累托最優努力水平；電網公司可以在保證整個電網運營的安全性和穩定性的同時實現電網整體的利潤最大。

王紅蕾和魏一鳴（2007）[18]結合南方互聯電網的實際情況，在滿足電力撮合交易的條件下，運用貪心算法中的任務時間表方法分析了現行模擬電力市場中購售雙方存在”就近購買”的行為，指出經濟利益的分配是重要因素，并提出了具體的建議。這一點較之前的各類文獻已經有很大進步，然而在理論應用和經濟管理中的博弈思想體現的仍不明顯。

進一步地，他們對南方互聯電網從形成之初便開展商業化運營過程中，各主體行為進行了研究，認為只有對每一次電力交換所帶來的利益進行合理的分配，才能調動區域電網的積極性，但是如果不真正實現利益共享，互聯運行就難以實現（王紅蕾，魏一鳴，2007）[19]；并指出聯網效果不佳不是技術上的原因，而是由于在統一電力市場電能交易中存在著整體和局部利益的沖突。省間電力交易的價格應經過嚴格的經濟調度和交易計劃分析后確定，送電端所獲利潤應與受電端分享，依靠市場博弈來解決問題。而為了求出“購電整體最優”方案，文章運用了帶權擬陣的貪心算法。

曾鳴、孫昕和張啟平[20]考慮到我國電力系統管理和調度的實際情況，指出互聯電網效果不大的深層次原因是電力運輸在價格形成機制上和區域電力市場管理體制上的問題。在區域電力市場內省間電網的電力交易中，主要是由于管理體制的缺陷形成鏈式反應，引發一系列的矛盾和沖突，進而影響了各方參與跨省網交易的積極性。

由上述文獻看來，我國的電力市場交易和電網輸送研究還剛剛起步，國內確實有學者針對具有輸電網絡約束的電力市場模型進行了分析和研究，但是在輸配電市場的建立與完善還有許多工作要做。電力交易與電網互聯輸送中存在著巨大的經濟效益潛力，如何同時調動電網內供給者與接受者的積極性，充分發揮互聯電網的效益，實現運輸問題的最優，是目前的理論研究亟需解決的重要問題。

3. 中國的電力交易與跨區域電網輸送――西電東送

“全國聯網、西電東送、南北互供”是國家電力公司十五規劃的工作重點。

史連軍、韓放和張曉園[21]在2001年的《互聯電網電力市場運行模式的研究》一文中研究了建立以運輸問題理論為基礎的互聯電網電力交易的機制，促進東西部地區間的電力交換，優化資源配置，獲取聯網效益，迫在眉睫。他們針對互聯電網電力市場運行模式，分析了互聯電網的效益，提出了組織互聯電網電力交易的三種基本模式，并討論了電力交易類型和價格，研究出了互聯電網聯絡線的調頻與控制模式。這一文獻，對運輸問題在中國電力交易市場與跨區域電網輸送領域的理論研究和中國西電東送工程在現實中的運用具有重要意義。

隨著西電東送工程的推進，國內學者對區域電力市場的研究與實踐也在不斷深入，調度、定價、規劃、公平合理的費用分攤與利益分配等已成為跨區域電力市場化交易的主要問題。

2007年，馬文斌[22]在前人研究的基礎上，在其《跨區域電力市場電力交易及管理研究》的學位論文中通過分析比較國外電力市場化進程，借鑒國外電力市場構建的成功經驗，結合我國電力工業運營實際，系統地研究了我國跨區域電力市場的框架和運營的理論與方式，分析了在不增加電力需求側用電成本的前提下增加電力企業收益、進而加強電力行業管理、實現和諧電力輸送的一個重要思路。文章真正實現將運輸問題從理論到實際的運用，對我國的“西電東送”事業擁有重要意義。

針對以上文獻對中國西電東送工程研究的貢獻和尚存不足，專家和學者在今后還需要在優化資源配置、實現最大經濟效益、完善電力輸送調度方式和管理模式等方面加以重點研究。

4. 運輸問題在民營電力交易與輸送中的應用研究

在我國民營的電力交易與電力輸送網絡中，民營送變電工程企業是電力行業內電網基建的施工方。而運輸則是整個系統中具有增值效應的環節之一，在競爭激烈的行業背景下，提高運輸效益是該類企業發展的必然要求，也是我國民營電力交易發展和提高經濟效益的必然要求。從運籌學中運輸問題的角度出發進行統籌規劃，該類企業可考慮從以下幾方面進行相關改善：建立管理信息系統；制定合作博弈的合理運榆計劃；合理結合多種運榆方式和路線等。

基于上述實際經濟意義，韋琦和劉秋蘭[23]發表了論文《民營送變電施工企業的運輸問題研究――以廣東某送變電工程有限公司為例》，論文以廣東某送變電工程有限公司為例，用運籌學的理論與思想，對民營送變電工程企業的運輸問題進行了深入探究。其旨在探討從運輸問題方面提高該類企業經濟效益的途徑，從而提高整個民營電力交易網絡的經濟效益，為我國民營電力交易和輸送網絡整合出合理可行的運營方案。

總體而言，由于電力交易與輸送在民營企業中的應用實際較少，因而關于運輸在此類民營企業的電力輸送中的研究文獻也較少，盡管其運用可借鑒國家宏觀的跨區域電力交易與輸送，但是由于微觀個體的差異性與獨特性，不同民營企業中的電力交易與輸送仍存在差異?；诖?，學者在今后的研究中，應在對民營企業有個體獨特性的分析上，具體問題具體分析，為不同類型和規模的民營企業提供適合其發展的電力輸送方案。

三、電力輸送中的合作博弈

目前已有一些學者運用博弈論對區域間交易決策優化進行了研究，包括Jukka R 、Harri E、Raimo P H、Bai X 、Shahidehpour S M、Ramesh V C、Tan X和Lie T T的合作與不協作情況下雙邊電力交易決策的研究[24-26]。J.Cardell、C.hitt和W.Hogan[27]提出電力市場并不是一個能夠實現完全自由競爭的市場。發電廠和大用戶都具有一定市場力，如果放任市場成員在市場中自由交易，將導致市場交易秩序混亂，市場價格失控，嚴重影響區域經濟的協調發展。 Hirsch P、Lee S、Alvarado F 、Mares A Bolton Zammit、David J Hill和R John Kaye[28-30]等人則認為電力市場化的改革以及區域電力市場的建立應該結合現狀，在現有調度和交易機制的基礎上，利用市場的手段和方式，改進、完善和規范現有的調度和交易機制，而不是重新設計和建立一套全新的機制，使電力市場化改革給電力系統帶來的安全隱患降到最小。

在費用分攤方面，D．Chatttopadhyay[31]首次在國際上提出應用Shapley值來分攤聯網效益，隨后，J．W. Marangon Lima、M．V F．Pereira和J．L．R．Pereira[32]提出運用同樣的原理分析輸電費用，而Y Tsukamoto、I.Iyoda和 J．E F．Wu[33-34]則研究了輸電線路擴建成本的分攤原理。D．Chattopadhyay和 B．B．Chakrabarti[35]提出了無功網損的公理分攤方法，研究了輸電成本的公理分攤等。

隨著我國電力行業體制的改革，形成了利益主體多元化的分散管理格局。王先甲和李湘姣[36]提出，在這種格局下進行電網互聯，就可能產生決策主體與多利益主體之間的利益沖突。電力跨區域交易決策時的特點是相應聯絡線的傳輸極限必須計及，以及相應輸電費用必須計及，并應計算區域間交易帶來的各種效益的量化值，以確定最優交易量、價格及時間。

一般來說，運輸問題只能解決一個可以控制調度的運輸系統，實現該系統中的運輸優化。運用于電力系統中，由于市場機制和自由競爭，一個較大的電網布局系統通常是由若干子系統所構成的，并且這些子系統相對于大系統來說通常是獨立的（不論從經濟上還是行政上來看都是如此）。因此，在一個大的電網布局系統中，例如地區或全國等，盡管可以建立運輸問題的優化模型并采用運籌學中的方法求得最佳調運方案，但是，這些最佳調運方案通常是無法實現的。因為全局最佳調運方案可能會損害一些在市場機制下具有優勢的子系統的利益，給一些弱勢的子系統帶來額外獲利。另一方面，全局最佳調運方案與市場機制下的自由競爭原則相違背，由于大系統不能控制子系統的調度，所以，必然會有一些子系統拒絕全局最佳調運方案。因此，在考慮運輸費用或營運盈利時，每個子系統都會為了自身利益而局部地優化本子系統的調運方案，當從而破壞整體的帕累托最優性。

針對這一問題，張建高，鄭乃偉[37]曾有所探究，他們在《合作博弈與運輸優化》（2002年7月）中從博弈論的角度分析了區域性大系統中的運輸問題，考慮了在這種運輸系統中，由于各個子運輸系統之間的相對獨立性和彼此之間的競爭，采用運籌學中通常的運輸問題模型是無法使這樣的一個運輸系統達到最優狀態的。

這一文獻從理論和實踐的分析中證明出，要在區域性運輸大系統中實現運輸問題的最優解，允許各子運輸系統之間結盟是必要的。遺憾的是，盡管此文已經初步闡明了博弈論在電力運輸中的重要應用價值極其應用方法，但是它仍然沒有擺脫理論算法的限制，也沒有將運輸問題與現實的管理問題、經濟問題所結合。具體來看，表現在仍然遺留了關于運輸合作博弈的兩個問題：

（1）如果公共銷地假設條件不成立，即至少有一個子系統壟斷某個銷地，運輸合作博弈的特征函數還滿足超可加性嗎？

（2）對于運輸合作博弈，是否存在一個線性規劃或某種較好的算法，能同時求解全局運輸問題最優解和運輸合作博弈的核心，或者最小核心，或者核仁。

馬文斌、唐德善和陸琳[38]分析了互聯電網的特點和問題，指出跨區域互聯電網合作的必要性，并結合運輸問題的思想，運用博弈論構建了基于多人合作對策的互聯電網合作對策模型，并采用核心法、Shapley值法和簡化的MCRS法等分配方式進行了算例分析，探討了不同計算結果的寓意。結果表明，博弈合作對策模型可以更好地體現各合作電網之間的相互影響，使得電力分配運輸結果較傳統方法更為合理，可以較好地應用于互聯電網電力交易的優化決策。據此，他們發表了《基于合作博弈的互聯電網電力交易優化分配模型》(2007)。

孔祥榮，韓伯棠[39]在其論文《基于合作博弈的運輸分配方法》(2010)中指出，要按照合作博弈規則劃分計算運輸網絡的夏普里值，提出了新型的運輸分配方法。而在對物資進行科學分配的同時，綜合考慮了運輸資源的合理利用和成本最優，便于利益相關者形成穩定的合作同盟。

綜合上述文獻來看，基于合作博弈的電力運輸分配方法超越了單純追求費用最小或時間最短的傳統原則，從管理角度合理利用各方資源，優化運輸成本，同時達到穩定和均衡，真正實現了以管理學與經濟學的完美結合。

四、魯棒性在電力交易與輸送中的體現

盧強、王仲鴻和韓英鐸[40]指出，在現有的電力系統魯棒控制策略中，有些是以單機無窮大系統為模型進行設計，但由于缺乏各個控制器之間的協調從而形成了“各自為政”的局面，達不到理想的控制效果。而另一些是以大系統整體模型為基礎，以預先選定各控制器的結構作為約束條件而得到。理論上按這種方法所設計出的各子系統控制規律可使得總體性能指標在給定控制結構條件下達到最優，但當系統較大時，計算量可能無法接受。

張文泉、董福貴、張世英和陳永權[41]進行了發電側引入競爭機制，使發電廠如何組合、發電資產如何重組成為電力市場的重要研究課題。研究敘述了近年來，在電源規劃過程中，負荷需求、發電成本等許多因素日益呈現不確定性，制定發電規劃必須考慮這些不確定性因素，從而使發電組合成為魯棒性組合，即為《電廠魯棒性組合研究》(2003)一文。他們的研究表明了，電廠魯棒性組合的發電成本對不確定因素變化不敏感或反應遲鈍，這不僅真正充分反映出電廠組合魯棒性的真實內涵，也充分說明電廠組合魯棒性研究的現實意義。

陳卓、李少波及郝正航[42]的《復雜電力系統魯棒性協調控制研究》(2008)針對現有的電力系統魯棒控制策略中存在的不足，提出了將關聯測量控制理論與魯棒控制相結合的控制策略。

魯棒性在運輸問題中的運用體現研究是一個比較新穎的課題，以往的研究大多強調系統內的控制策略和組合等，而對魯棒性與經濟效益的關系研究較少。專家和學者今后可就此方面進行進一步深入探析。

五、總結及展望

運輸問題在電力方面的運用已經得到國家和各類民營企業的普遍重視，如我國的西電東送工程就是最好的例證。此前國內外專家和學者也已經對電力交易及電網互聯輸送、電力輸送中的合作博弈理論和魯棒性在電力交易與輸送中的運用等各方面問題進行了研究。

對于運輸問題在跨區域電力市場交易中應用的研究，在國內外都屬于較新的課題。結合我國的特點，目前的研究和分析基本符合我國廣大區域電力交易和輸送的實際，對于建立和完善我國區域電力交易及電網輸送理論，和進行跨區域電力市場交易研究具有一定的指導意義。但是，從整理的文獻中，可以看到，當前的研究內容普遍比較零散，缺乏系統性和深度。主要表現在以下幾個方面：

1.未能提出系統、具體、實用的跨區域電力交易體系、價格機制和跨區域輸電費用分攤方法。

2.對于跨區域電力市場交易過程中的電力需求、尤其是長期需求的預測沒有相對比較精確的方法。

3.對于供電企業管理的研究較少，沒有在電力體制改革逐漸深化的情況下從供電企業內部管理上迸行深入分析研究，也沒有對直接參與電力市場的電力大用戶的管理機制進行深入研究。

由此可見，運輸問題在我國跨區域電力市場的研究還有待進一步的深入。尚需要進一步研究的內容有主要以下幾方面：

1.在跨區域電力市場運行過程中如何限制與消除地方保護主義和寡頭主義對跨區域電力交易的障礙與影響。

2.怎樣保證跨區域的電力市場交易規模與各個區域電網的發展相協調。

3.在根據適度超前及成本效益原則不斷擴大聯網規模的同時，怎樣保證跨區域聯網工程的整體經濟性。

另外，魯棒性在電力運輸中的體現是運輸問題在電力交易與輸送領域運用的另一個研究方向與要點。在當前學術界研究的基礎上，若能更加深入地對其進行實際運用上的探究，明晰系統魯棒性與經濟效益的深層關系，則能給中國的電力運輸界帶來更大的經濟效益。

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篇2

例如，上世紀年代開啟電力投資體制新時代的集資辦電，是在我國長期遭受缺電危機的情況下拉開大幕的。國家統一辦電的歷史由此結束，至上世紀年代末期終于扭轉了缺電局面。

又如，本世紀初以“廠網分開”為標志的新一輪大規模電力體制改革，是在獨立發電企業與垂直一體化管理的原電力系統發生利益沖突的情況下匆匆上馬的，形成的基本格局延續至今。

專家指出，在改革問題上，我國是危機驅動型的社會，沒有危機就沒有進步。電力工業雖然有其自身的物理特性，流通依靠自然壟斷的輸電網絡，發輸供用瞬間完成而不能儲存，然而在危機驅動型社會的大背景下，其改革不能獨免于危機驅動型似也能理解。

但問題在于，危機本身將產生負面影響。電力工業作為關系國計民生的基礎產業，能成為其改革動力的危機力量影響更為巨大。想想國家統一辦電時期的缺電影響以及電力垂直一體化管理后期獨立發電企業的損失，這一點就不言而喻。

“廠網分開”后，人們對進一步推進電力改革的期待十分強烈。國家其實也表達了這樣的愿望，《關于“十一五”深化電力體制改革的實施意見》（〔〕號）應是這種愿望最明確的表現。

但是，電力改革到底沒有能夠向深水區大步邁進，讓期待改革的人們大失所望。

雖然新一輪電力體制改革以來電力工業的成績可圈可點，但更讓人擔憂的是目前改革步伐的停滯，諸多矛盾和問題難以解決。

所以如此，難道是危機程度不夠，不足以推動改革向前邁步？當前，電力行業普遍經營困難，虧損面大，負債率高，煤電矛盾突出，已然危機四伏，還不足以成為進一步改革的充分條件？那么，要等到發生怎樣的危機，才能下決心將改革真正深化？

一位業內人士提出，應當系統分析電力行業長此以往的嚴重后果。這為解決問題提供了一種可資借鑒的思路，給我們以很好的啟發。

為什么一定要等到危機真正發生時才匆忙改革，而不是預見危機提前著手改革？為什么一定要在列車脫軌后才努力搶救，而不是此前做好準備不讓其脫軌？

目前，電力工業規模日益膨大，正如行進中的高速列車，已然不容許發生“事故”，因為“成本”非常高。危機驅動型改革模式必須謀變，提前做好改革工作，不要讓危機像雪球一樣越滾越大。

今年電力監管工作會議提出：推進電力體制改革，健全電力市場體系。但如果不改變危機驅動型改革模式，沒有來自更高層的決心，恐怕一切都很難突破。

當然，電力改革并不是完全獨立的，相關行業的改革需要堅持科學發展觀的根本方法——統籌兼顧。

年電力監管工作會提出“堅定不移地推進電力市場建設，推動電力體制改革”，具體包括四方面內容：

一是繼續推進大用戶直接交易試點。擴大已批復省份的直接交易范圍，完善交易制度。督促有關省份抓緊測算出臺輸配電價標準，指導各地研究制定大用戶直接交易試點方案。

二是繼續推進區域電力市場建設。推進競爭性電力交易市場建設，促進跨省跨區電能交易。探索跨省跨區開展水火替代等各類發電權交易實現形式。推進輔助服務市場化。

篇3

關鍵字：電改 售電側放開 電力交易

中圖分類號：TM- 9 文獻標識碼：A

一、引言

2015年3月15日，國務院下發了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》的9號文（簡稱“9號文”），明確了的新一輪電改將在“放開兩頭，管住中間”的思路下構建真正有效的電力市場機制。售電側改革被認為是本輪電改新方案的最大亮點，是“構建有效競爭的市場結構和市場體系”的重要環節。售電側改革作為“兩頭”之一，在整個電力體制改革中有著舉足輕重的地位，其是否成功將決定新一輪電力體制改革的成敗。而電力交易機構中心樞紐功能的發揮對于新型售電主體能否最終進入售電側市場、能否有效開展售電業務、能否真正形成競爭性市場等方面起著重要的作用。

二、實施背景分析

（一）新電改要求售電側放開

售電側放開對國家電網公司的影響較大，一是，企業的功能發生根本性轉變。二是，企業的盈利模式發生根本改變，電網企業運營模式不再以上網電價和銷售電價價差作為收入來源，而是按照政府核定的輸配電價收取過網費。三是，企業交易模式發生根本性變化，由電力企業承擔的交易業務與其他業務分開，實現交易機構的獨立運行，承擔交易平臺建設、運營和管理等。四是，業務重點發生根本性轉變，主要現在電網規劃更多由政府主導、電網運行的操作模式更為復雜、電力營銷競爭性加劇、電力交易主體增多等。五是，管理重心發生轉移，盈利導向轉為成本導向、降本增效成為重點。

（二）售電側放開對電力市場交易提出的新要求

售電側放開在對國家電網公司產生較大影響的同時，也對電力市場交易提出了更多新要求，如面對大量涌入的售電主體，必然改變原有的市場成員管理模式，需要重新設計優化電力交易業務，需要將由電力企業承擔的交易業務與其他業務分開，實現交易機構的獨立運行，共筑公平競爭和諧有序的交易局面。

三、研究內容

（一）電力交易業務的更新設計

1.電力交易業務變化重點分析

經過深入對比分析，新電改后電力交易機構的業務將發生較大變化。市場構成由原來的單一中長期市場轉變成中長期市場和現貨市場。市場模式由原來的分散式轉變成分散式和集中式兩種模式。市場體系由原來兩家大電網公司各自分級管理轉變成為區域和省（區、市）電力市場，市場之間不分級別。新業務需要支撐多種類型的市場成員及其多種交易需求；新業務需要支撐雙邊協商、集中競價、掛牌等多種交易方式；新業務需要支撐電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易、輔助服務交易等多種交易；新業務需要支撐多種交易計劃的編制（包括月度、日前、日內等）；新業務需要支撐多種交易合同的編制與簽訂；新業務需要支撐面向多元主體的交易結算；新業務需要支撐各類交易主體相關信息的。

2.業務更新設計

根據售電側放開對省級電力市場交易的新要求和省級電力交易機構自身定位，勾勒國家電網公司省級電力交易機構業務藍圖。主要分為核心業務和支撐業務，其中核心業務包括市場成員管理、交易組織、交易合同、交易計劃、交易結算、信息；支撐業務包括電力交易平臺、電力電量平衡分析、市場評估分析、服務窗口管理、市場建設與規則編制、風險防控等業務。電力交易機構業務藍圖見圖1。

（二）構建相對獨立的電力交易機構

1.功能定位變化分析

改革后電力交易機構作為一個相對獨立的機構（國家電網子公司或分公司形式）不以營利為目的，在政府監管下為市場主體提供規范公開透明的電力交易服務。交易機構主要負責市場主體注冊和相應管理、市場交易平臺的建設、運營和管理，其中包括市場運營分析、披露和市場信息、提供結算依據和匯總電力用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同。

2.構建相對獨立的電力交易機構

（1）確定組織形式

《關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見》中明確電力交易機構組織形式為電網企業相對控股的公司制、電網企業子公司制、會員制等三種組織形式。電力商品的特殊屬性決定了交易機構與電網經營企業存在著天然的聯系，電力交易機構與調度中心之間須密切配合，因此建議采用電網企業子公司的組織形式。電網經營企業子公司的組織形式具有組建相對容易、運營成本較低、確保中立和降低交易成本，加快改革進程等諸多優勢。

（2）組織機構建設

交易機構的功能定位，決定其基本職能、機構、編制、財務等在第一時間應是完整而獨立的，同時政府賦予其行業公共機構的屬性，并擁有干部人事管理權。但是交易機構的相關業務專業性較強，一方面要求具備深厚的電力專業知識，另一方面要求具備現貨市場、期貨市場等市場交易的相關知識并擁有豐富的經驗，同時要求掌握一定的數理統計技能。該類人才目前市場上較少，主要集中在原有的電力交易中心，因此建議以電網企業現有人員為基礎，完成機構的組織建設工作。對于一般人員的短缺，可根據業務發展需要進行公開選聘，擇優錄?。粚τ诟呒壒芾砣藛T的短缺，則需要由市場管理委員會推薦，并按組織程序完成聘任流程，杜絕，以保證各方利益。

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展望2014年，我國經濟將延續平穩增長態勢，預計國內生產總值同比增長7.5%左右，相應全社會用電量同比增長7.0%左右，年底全國發電裝機13.4億千瓦左右。預計全國電力供需總體平衡，東北區域電力供應能力富余較多，西北區域電力供應能力有一定富余，華北區域電力供需平衡偏緊，華東、華中、南方區域電力供需總體平衡。

2013年全國電力供需情況分析

全社會用電量增速同比提高，季度增速前升后降

2013年全社會用電量5.32萬億千瓦時、同比增長7.5%，增速比上年提高1.9個百分點，人均用電量達到3911千瓦時。主要受宏觀經濟企穩回升、夏季持續高溫天氣、冬季氣溫偏暖等影響，前三季度用電增速逐季回升，第三季度最高達10.9%，第四季度增速回落，仍達到8.4%，高于全年及上年同期增速。

第三產業和城鄉居民用電延續高速增長。第三產業用電量同比增長10.3%，反映出第三產業市場消費需求持續活躍，占全社會用電比重同比提高0.3個百分點。城鄉居民用電量同比增長9.2%、占比提高0.19個百分點，其中三季度全國大部分地區遭遇持續高溫天氣，當季城鄉居民生活用電量同比增長17.6%，為近幾年來季度用電最高增速。

制造業用電增速逐季攀升，四大高耗能行業用電增速先降后升。第二產業用電量同比增長7.0%、同比提高2.8個百分點，對全社會用電增長的貢獻率上升為68.7%、同比提高13.6個百分點。制造業用電增長6.8%，分季增速依次為4.5%、5.0%、8.0%和9.3%，反映出下半年以來我國實體經濟生產呈現穩中有升的良好態勢?；?、建材、黑色金屬、有色金屬四大行業全年合計用電同比增長6.0%，分季增速依次為5.3%、3.3%、6.9%和8.6%，占全社會用電量比重同比降低0.43個百分點。

西部地區用電增速繼續明顯領先，各地區增速均高于上年。東部、中部、西部和東北地區全年用電增速分別為6.6%、6.9%、10.6%和4.2%，均高出上年增速。西部地區明顯領先于其他地區，占全國用電比重同比提高0.7個百分點。

全國發電裝機容量首次躍居世界第一，新能源發電繼續超高速增長

全年電網投資占電力工程投資比重為51.2%、同比提高1.6個百分點；電源投資中的非化石能源發電投資比重達到75.1%，同比提高1.7個百分點。全年非化石能源發電新增裝機5829萬千瓦、占總新增裝機比重提高至62%。2013年底全國發電裝機容量首次超越美國位居世界第一、達到12.5億千瓦，其中非化石能源發電3.9億千瓦，占總裝機比重達到31.6%、同比提高2.4個百分點。全年發電量5.35萬億千瓦時、同比增長7.5%，發電設備利用小時4511小時、同比降低68小時。全國火電機組供電標煤耗321克/千瓦時，提前實現國家節能減排“十二五”規劃目標（325克/千瓦時），煤電機組供電煤耗繼續居世界先進水平。

水電新投產容量創歷史新高。全年常規水電新增2873萬千瓦，年底裝機2.6億千瓦、同比增長12.9%；發電量同比增長4.7%，設備利用小時3592小時。全年抽水蓄能新增120萬千瓦，年底裝機容量2151萬千瓦。

并網太陽能發電新增裝機同比增長近十倍。2013年，國務院及各部門密集出臺了一系列扶持國內太陽能發電產業發展政策，極大地促進了我國太陽能發電發展。全年新增裝機1130萬千瓦、同比增長953.2%，年底裝機1479萬千瓦、同比增長335.1%；發電量87億千瓦時、同比增長143.0%。

風電延續高速增長，風電設備利用率明顯提高。全年并網風電新增1406萬千瓦，年底裝機7548萬千瓦、同比增長24.5%；發電量1401億千瓦時、同比增長36.3%，發電設備利用小時2080小時，為2008年以來的年度最高水平，同比再提高151小時，風電設備利用率連續兩年提高。

核電投資同比減少，全年投產兩臺核電機組。全年完成核電投資同比減少22.4%；新增兩臺機組共221萬千瓦，年底裝機1461萬千瓦、同比增長16.2%；發電量同比增長14.0%，設備利用小時7893小時、同比提高38小時。

煤電投資及其裝機比重連續下降，氣電裝機增長較快。全年完成煤電投資同比下降12.3%，占電源投資比重降至19.6%。年底裝機7.9億千瓦，占比降至63.0%、同比降低2.6個百分點。發電量同比增長6.7%，占比為73.8%、同比降低0.6個百分點，全年設備利用小時5128小時。2013年底，全國氣電裝機同比增長15.9%，發電量同比增長4.7%。

跨區送電保持快速增長。全年完成跨區送電量2379億千瓦時、同比增長17.9%，跨省輸出電量7853億千瓦時、同比增長9.1%，四川為消納富余水電，通過向上直流和錦蘇直流線路外送華東電量547億千瓦時、同比大幅增長185.8%。南方電網區域西電東送電量1314億千瓦時、同比增長5.8%。

電煤供應寬松，天然氣供應緊張。國內煤炭市場供應寬松，電煤價格先降后升。天然氣需求增長強勁，冬季用氣緊張，部分燃機發電供氣受限。2013年7月國家上調非居民用天然氣價格以來，部分燃機發電企業因地方補貼不到位出現持續虧損。

全國電力供需總體平衡，地區間電力富余與局部緊張并存

2013年，全國電力供需總體平衡。其中，東北和西北區域電力供應能力富余較多；華北、華中和南方區域電力供需總體平衡；華東區域電力供需偏緊，江蘇、浙江等地在年初、夏季用電高峰時段出現錯避峰。

2014年全國電力供需形勢預測

電力消費增速預計將比2013年小幅回落

總體判斷，2014年我國經濟將延續平穩增長態勢，預計國內生產總值同比增長7.5%左右。綜合考慮2014年經濟增長形勢、國家大氣污染防治與節能減排、化解鋼鐵等高耗能行業產能嚴重過剩矛盾以及2013年迎峰度夏期間持續高溫天氣導致用電基數偏高等因素，預計2014年我國全社會用電量同比增長6.5%-7.5%，推薦增長7.0%左右。

電力供應能力充足，非化石能源發電裝機比重繼續提高

預計全年新增發電裝機9600萬千瓦左右，其中非化石能源發電6000萬千瓦左右、煤電新增3000萬千瓦左右。預計年底全國發電裝機達到13.4億千瓦，其中煤電8.2億千瓦左右，非化石能源發電4.5億千瓦左右，非化石能源發電占比接近34%。非化石能源發電裝機中，常規水電2.8億千瓦、抽水蓄能發電2271萬千瓦、核電2109萬千瓦、并網風電9300萬千瓦、并網太陽能發電2900萬千瓦左右。

2014年全國電力供需總體平衡

預計2014年全國電力供需總體平衡。其中，東北區域電力供應能力富余較多，西北區域有一定富余；華北區域電力供需平衡偏緊；華東、華中、南方區域電力供需總體平衡。預計全年發電設備利用小時4430-4480小時，其中煤電設備利用小時超過5100小時。

有關建議

加快發展清潔能源發電

加快發展清潔能源發電已成為我國能源電力發展的重大戰略選擇，建議：一是深化總體戰略研究，統籌規劃清潔能源發電。增強水電、核電、天然氣發電以及新能源發電等清潔能源發電的規劃協調性，保障規劃與國家財政補貼額度、環境保護要求、經濟社會電價承受能力以及電力系統消納能力等相關因素相協調。二是健全完善相關管理制度和技術標準。完善相關技術標準，加強清潔能源發電設備制造、建筑安裝、生產運行、退役后處理等全過程環保標準完善與監督；加強清潔能源發電并網制度管理，嚴格執行并網技術規定；統籌規劃、逐步開展核電標準建設工作，逐步建立并完善與國際接軌的國內核電技術標準體系。三是加快完善并落實促進分布式發電發展相關政策措施。創新分布式發電商業模式，構建以電力購買協議為載體，由投資者、開發商和中小用戶參與的第三方融資/租賃合作平臺，進一步破除分布式發電融資障礙； 進一步制定和落實分布式光伏發電的電費結算、補貼資金申請及撥付的工作流程，確保光伏發電補貼及時足額到位；完善天然氣分布式發電電價及補貼政策。四是健全資金籌集機制和進一步完善財政稅收扶持政策。拓寬清潔能源發電發展基金來源渠道，適度增加政府財政撥款額度，建立完善捐贈機制，推廣綠色電力交易機制；加大財政資金對科技開發特別是基礎研究的投入；對清潔能源產業制定明確的稅收優惠政策；鼓勵金融機構對清潔能源發電特別是分布式清潔發電項目融資貸款，并給予多方面優惠。五是推行綠色電力交易。實施居民和企業自愿認購綠色電力機制，作為電價補貼機制的重要補充。六是鼓勵清潔能源發電科技創新，降低發電成本。為力爭2020年前實現風電上網電價與火電平價，2020年實現光伏發電用戶側平價上網，積極開展風電、光伏發電等領域的基礎研究、關鍵技術研發，進一步降低發電成本。

加快制定實施電能替代戰略規劃

為貫徹落實國務院《大氣污染防治行動計劃》，盡快解決我國嚴重霧霾天氣問題，需要加快實施電能替代工程。建議：一是國家盡快研究制定電能替代戰略規劃，出臺電能替代產業政策。以電能替代戰略規劃統籌指導實施“以電代煤”和“以電代油”工程，提高全社會電氣化水平，不斷提升電能占終端能源消費比重。二是加快在工業、交通運輸業、建筑業、農業、居民生活等主要領域實施電能替代工程。在工業和民用領域推廣“以電代煤”，降低散燒煤應用范圍，提高煤炭轉化為電力的比重。在城市交通領域，大力推動城市電動汽車、電氣化軌道交通的研發和應用，推廣新建小區建設電動汽車充電樁。三是加快調整電源結構和優化電源布局。積極有序發展新能源發電，在確保安全的前提下加快核準開工一批核電項目，加快西南水電基地開發以及西部、北部大型煤電基地規?；图s化開發，通過特高壓等通道向東中部負荷中心輸電、提高東中部接受外輸電比例，實現更大范圍的資源優化配置和環境質量的結構性改善。四是通過市場機制和經濟手段促進節能減排，深化電力需求側管理，推行合同能源管理，推進發電權交易和大氣污染物排污權交易。五是提高電力企業環保設施運行維護管理水平，發揮好現有環保設施的污染物控制能力。

加快解決“三北”基地不合理“棄風”問題

2012年以來全國并網風電設備利用率穩步提高，但“三北”基地“棄風”問題仍然存在。建議：一是堅持集中與分散開發相結合、近期以分散為主的風電開發方針。分散開發應該成為近中期風電開發的側重點，集中開發要以確定的消納市場和配套電網項目為前提，因地制宜穩妥開發海上風電。二是切實加強統籌規劃，健全科學有序發展機制。科學制定全國中長期總量目標，立足電力行業總體規劃來深化統籌風電專項開發規劃，堅持中央與地方規劃相統一，健全完善國家規劃剛性實施機制。三是切實加強綜合協調管理，提高政策規劃執行力?？茖W制定項目核準流程規范，強化規劃執行剛性；建立風電項目和配套電網、調峰調頻項目同步審批的聯席會議制度，建立項目審批與電價補貼資金直接掛鉤制度；加快跨區通道建設，加快核準和超前建設包括特高壓輸電工程在內的跨區跨省通道工程，盡早消納現有“三北”基地風電生產能力；盡早建立健全調峰調頻輔助服務電價機制；科學制定各類技術標準和相關管理細則。

加快解決東北區域發電裝機富裕問題

東北地區電力供應能力長期富余，隨著遼寧紅沿河核電廠等項目陸續投產，電力供應富余進一步增加，發電企業經營困難加劇。建議：一是國家對東北電力富余問題開展專題研究，提出消納東北電力富余電力的方案和措施；二是“十二五”期間應嚴格控制區域內包括煤電、風電在內的電源開工規模，以集中消化現有電力供應能力。

加快理順電價、熱價形成機制，促進解決云南等水電大省煤電企業及北方熱電聯產企業長期普遍虧損問題

我國已經進入電價上漲周期，要立足于電力市場化改革頂層設計，加快推進電價機制改革，更多采用市場機制調節電價，減少行政干預：一是加快發電環節兩部制電價改革。盡快研究云南等水電大省的煤電價格形成機制，解決這些地區煤電企業持續嚴重虧損、經營狀況持續惡化而面臨的企業生存問題；加快理順天然氣發電價格機制。二是加快形成獨立的輸配電價機制，穩妥推進電力用戶與發電企業直接交易。國家有關部門應加大市場監管力度，對地方政府行政指定直接交易對象、電量、電價以及降價優惠幅度等行為及時糾正和追責。三是針對華北、東北及西北地區熱電聯產企業供熱連年大面積虧損的實際困難，建議有關部門應出臺分區域供熱價格指導政策，對供熱虧損較大的地區按照成本加成原則重新核定熱價，并執行煤熱價格聯動機制；對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱企業予以政策支持和財稅補貼，以保障企業的正常經營生產，確保迎峰度冬期間安全穩定供熱。

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建立區域電網電力市場，將面臨許多問題需要研究解決。例如市場模式設計、市場交易方式；電價機制、及其調控；轉供，開設輸電通道；期貨和現貨合同等問題。本文僅就區域電網電力市場模式設計及其相關問題，予以探討。

一、建立區域電網市場已具備前期條件

1、電廠具備良好運行狀態

改革開放以來，電力系統的發電企業先后經過企業整頓、升級、雙達標、創一流等階段性重點性整治、改造、提高和創優工作，電廠的設備水平、安全環境、人員素質、科技手段、管理能力和效益實力，得到全方位總體提高，發電設備處于穩定可靠、環保效能的良好運行狀態，已能滿足區域市場的需要。地方投資主體的電廠，亦參照了上述做法。

2、電網基本框架已構筑

最近幾年，隨著西電東送戰略部署實施步伐的加快，以及首批電源、電網項目的順利進行和相繼投產；同時，各省市“城鄉兩網”改造的預期完成，更好地提高了電網輸、送、受電能的整體功能。至2000年底，全國220千伏及以上輸電線路總長度分別為：500千伏25910千米、330千伏8524千米、220千伏l22597千米。220千伏及以上主干網骨架已形成，提高了區域聯網能力。

3、五大集團資源配置相當

“五大”發電主體，同等參與市場“公平、公開、公正”競爭。5家發電集團公司的資產規模、質量大致相當，地域分布基本合理，在各區域電力市場中的份額均不超過20％，平均可控容量約為3200萬千瓦，權益容量在2000萬千瓦左右。為五大集團參與競爭，提供了“透明、公開”市場平臺。

4、有良好的區域網間輸送技術與市場條件

隨著西電東送項目實施，跨區聯絡線建設的加快，省市際交易和區域交換電力能力提高。尤在當前電力供應趨緊的形勢下，區域內和大區聯網效益作用更為顯著。同時，隨改革的深入，要求打破省際壁壘、開放市場等行政措施的配套，更為建立區域性市場奠定了市場基礎。

5、高峰負荷錯時性

各大電網根據發展形勢和用電需求預測，為保證用電站可靠和持續性，均作出高峰負荷錯時性按排。如華東電網，2003年高峰時段至少錯峰340萬千瓦。這種錯時性按排，不僅有效地緩和了高峰用電，還為區域電力市場中省際間負荷的互劑，提供了交易平臺。

6、有模擬或競價電力市場的經驗

早在區域電力市場建設前，不少省、市結合經濟責任制考核，就推出了以指標考核為主體的內部模擬電力市場，其實質內容除技術支持系統原因，不能實時交易結算外，其它基本具備市場要素雛型。1998年始，浙江、上海等試點省、市建立發電側電力市場，研究和制訂并實時運作，取得了成功經驗，為建立區域電力市場奠定了市場的硬件、軟件基礎；同時培訓了市場運作人員隊伍，增強了競價上網意識。

綜上所述，當前開展區域電力市場試點、建立工作，時機已基本成熟。

二、區域電網電力市場模式框架設計

1、區域電網電力市場主體：區域電網電力市場主體是區域電網公司、省網公司及直接準予進入區域電網的獨立發電公司。

2、區域電網電力市場結構：約束參與和自愿參與相結合的結構模式。省網公司必須參與，獨立發電公司自愿參與并取得準入資格。

3、區域電網電力市場特點：區域電網電力市場的運作和調度，由區域電網公司本級的電力市場交易中心負責操作。該中心應依據市場交易規則，按“公開、公平、公正”的原則，進行市場運作。

結算中心設在區域內各省、市電網公司所在地。

區域交易中心和省網結算中心，都接受同級電力監管機構的監管。

4、區域電網電力市場性質：主要表現為：它是有多個購買者市場，購買者可以是電網經營企業，也可以是準入的獨立發電公司（主要是處在區域接網處的電廠，購進電量作為轉供電量向鄰域市場上市）；它是一個批發市場，電量成交在多個購買者之間。市場初期，不直接向大用戶售電；市場后期，先采用省網公司集中購售、加收過網費的模式試點直供；后逐步開放，向大用戶直接購電。

5、區域電網電力市場競價模式：

5.1設計區域電網電力市場競價模式的指導思想：

從我國區域電網的現狀出發，引入競爭機制，在省網電力市場“競價上網”的基礎上，進一步加大交換電量的競爭力度，通過“公開、公平、公正”的市場競爭，激勵電網經營和發電企業強化管理，提高效率，降低上網電價。

借鑒我國建立省網級電力市場的運作經驗，區域電網電力市場競價模式為：多個購買者＋差價合約多個購買者：指代表所有電力用戶，統一收購市場競價上網電力的區域電網公司；指需要進行電力交換的區域內各省網公司和國家級獨立發電公司（如三峽發電總公司）。

同時，多個購買者自身，通過各自區域內同級電力市場，向發電企業競價購電。

區域市場組建初期，可以是區域電網公司統一上網電量的購售。

差價合約：指買賣雙方的一種期貨合同。用于抑制現貨市場價格波動、過大引起的金融風波。

5．2交易種類：現貨交易和合同交易。

5．3競價電量份額：建議采用全電量競價上網；部分電量按市場清算價結算，部分電量按合同價結算。市場初期，建議按市場清算價結算的電量比例不超過20％，以后視市場發育情況逐年遞增，直至全部。

5．4市場價格機制：與競價電量額度匹配。前期采取過渡電價：市場賣方報價，滿足需求的系統邊際價格為市場清算價；合同電量按合同價。同時根據區域市場規則要求，規定市場上限價格。市場后期，全電量完全競價，取消合同價后，以一部制電價結算。

5．5交易方式：

5．5．1現貨實時交易，指交易當日二十四小時內。

5．5．2期貨日前交易，指交易前一日二十四小時內。

5．5．3期貨合同交易，指合同期有效期內。

6、建立電價調節庫；

在上網電價與銷售電價形成聯動機制之前，上網機組競價產生的差價部分資金，由電力監管機構負責監用，用以規避電力市場價格波動、市場管制時段等產生的風險。該資金的使用，應以國家電監會規定規范、透明操作。

7、區域電力市場的輔助服務：

進入區域電力市場的所有發電機組，都有義務承擔電力系統的備用、調頻、無功、黑啟動等輔助服務。市場初期，對實施輔助服務的機組，建立合理的按上網電量計算的補償機制；中期，可對備用和調頻等輔助服務，初步建立競爭市場；市場遠期，則可進一步完善競爭市場。

8、區域電力市場的電力監管機構：

按照國家電力監管委員會的相關規定，設立區城電力市場的監管機構。

三、建立區域市場配套的相關措施

在建立電力市場的過程中，如何使得建立的電力市場，既促進電力工業高效率、高效益發展，又保證電網高度安全可靠，同時達到改革的預期目標。這個問題是至關重要的，矛盾的焦點在打破省際壁壘與統一調度上。

1、制定區域電力市場監管辦法、運營規則

在總結省級電網“廠網分開、競價上網”經驗基礎上，結合省級發電市場規則和監管辦法的實踐經驗，制訂《區域電力市場運營規則》、《區域電力市場監管辦法》等市場運作必須具備的約束性文件，確保區域電力市場的正常運營。

2、建立區域電力市場交易調度中心

具體負責區域電力市場交易運作與調度，市場信息，履行市場監管機構授予的其它職能。

3、建立和規范區域電網電力市場技術支持系統

電力市場技術支持系統是應用計算機、量測和通信技術，把市場規則的具體執行計算機化的支持系統。電力市場技術支持系統滿足“公開、公平、公正”的三公原則。在省級發電市場支持系統基礎上，研制和開發區域電力市場技術支持系統。

結合實踐，建議采用浙江省網“預調度＋實時調度的電力系統運作模式”，作為區域電力市場技術支持系統的雛型模式。按《區域電力市場運營規則》編排交易程序。

4、理順電價機制、促進電價改革

將電價劃分為上網電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價。發電、售電價格由市場競爭形成，輸配電價格由政府制定。同時盡快制訂發電排放的環保折價標準。

四、其他需同步研究的問題

建立區域電力市場后，現有的管理模式和管電職能隨之發生變化。在建立區域電力市場試點工作中，我們要加以重點研究。

1、網調與省調在市場中的功能定位

網調與省調進入市場電力交易平臺的主體，分別是區域公司電力市場交易中心、省網公司電力市場交易中心。兩個交易中心分別主持兩個交易平臺，同時分別向上一級電網或其它同級電網電力市場，歸口提交本網電力交易標的。

兩級調度的其它職能不變。

到進入完全競爭階段，上下級電網交易中心應是單純的供售電契約關系。

涉及電網系統安全等調度指令，仍需網、省兩級調度按規程嚴行。

根據電網統一調度的原則，在網廠分開后，為確保電網安全穩定運行，網調與省調，對電廠應繼續按電網現有規定和《區域電力市場運營規則》，加強調度運行管理。

2、缺電風險和歷史遺留問題的研究

2．1電力體制改革后，原網、省公司行政管電職能已分別移交同級經貿委，但區域、省網公司仍要協助政府主管部門“三做好”，即做好電力建設的規劃、發展建議工作；做好相應的技術咨詢服務工作；做好同級電網缺電預案，為政府主管部門提供決策服務。

2．2區域、省網公司有職責搜集電力市場信息，研究電能價格波動規律，及時根據市場供需關系的規律性變化，及早提出彌補缺電風險的建議，供政府主管部門提供決策參考。

2．3慎重、規范處理歷史遺留問題，針對“一機一價”、“一廠一價”等涉及歷史定價的狀況，要區別不同投資主體、機組經營期限、合同電價等情況，既慎重又規范地予以妥善處理。既要兌現承諾，又要結合電力市場建立和運作的實際，還要保護投資者的合法權益，分期分批解決此類問題。

3、管理模式與市場模式的協調

進入區域市場運營后，網、省兩級電力（網）公司的職能與其相應的企業管理模式，亦將隨市場模式重新整合。但管理職責界面的劃定應與建立區域電力市場相適應。建議在市場過渡階段，在管理模式與市場模式的協調上，尚需協調和磨合。參照浙江電網電力市場的作法，大致有以下幾方面：

3．1關于市場運營機構問題。區域電力市場進入試運后，要明確市場運營機構。在現“網公司電力調度通訊中心”上加掛“某某區域電力市場交易調度中心”名稱，增加承擔市場交易職能。

3．2關于年度合約電量的預測、計算、分解與調整職能。此項工作由區域電網公司計劃與規劃部門履行適宜。

3．3關于購電合同的準備、修改、簽約及發電市場的實時與合同的財務結算職能。此項工作由區域電網公司財務與產權部門履行適宜。

3．4關于電力市場的前期培訓工作。此項工作涉及到市場運作機構和各有關職能部門，建議由網公司總經理工作部牽頭為宜。

篇6

關鍵詞：電力市場；改革；體制；營銷

引言

法律、經濟等手段是電力市場的主導，本著公平競爭、自愿互利的原則，對電力系統中發、輸、供、用等各成員組織協調運行的管理機制和執行系統的總和。電力市場具有開放性、競爭性、計劃性和協調性的特點，與普通的商品市場相比，電力市場具有計劃性和協調性；與傳統的壟斷的電力系統相比，電力市場具有開放性和競爭性。目前，我國還未建立完善的電力市場機制。

基于我國電力市場的實際狀況，文章重點討論以下幾點內容：（1）我國電力體制改革；（2）我國電力市場改革；（3）我國電力市場模式展望。

1 我國電力體制改革

回顧我國的電力體制改革軌跡，大體可分為六個階段：

1.1 政企合一、壟斷經營（1949-1985）

這一階段，政府是電力行業的管理者，具有雙重的職能，既制定政策與規約，也參與行業管理。在這個階段，電力行業唯一的生產經營者是國家，有“政企合一、國家壟斷經營”的特點。

1.2 政企合一、發電市場逐步放開（1985-1997）

在這個時期，國家調整了相關管制政策，放開了發電市場，允許新的投資者進入，發電市場不再是獨家經營，大批的地方政府和外資進入發電市場，有效推動了電力市場的發展。此階段，政府的管理體制本質沒有改變，仍然存在著明顯矛盾。

1.3 政企分離（1998-2000）

在這個時期，電力體制改革有了更深層次的推進，重點要解決政企不分的詬病，在我國部分省市推行了“廠網分開、競價上網”的改革試點，并且撤銷了電力部，成立了國家電力公司。此階段，政企不分在一定程度上有了改善，但電力市場仍然是計劃與壟斷占主導。

1.4 廠網分開（2000-2002）

這一階段，以“廠網分開”為標志進行電力體制改革，將國家電力公司按業務分為兩大塊：電網與發電，并進行了重組。2002年底，在電網方面，成立國家電網公司和中國南方電網公司；在發電方面，成立了中國華電集團公司、中國大唐集團公司、中國國電集團公司、中國華能集團公司、中國電力投資集團公司五大發電集團公司。此階段，發電與輸電實現了分離，發電市場呈現了多元化發展，我國的電力供應基本充足，但是電力輸配以及電力營銷的壟斷性并沒有解決。

1.5 主輔分離（2003-2011）

這一階段的改革由于阻力較大，歷經時間較長，除去送變電施工的電力修造、勘探、設計等輔業資產被分離出電網公司。2011年9月，組建中國電力建設集團有限公司與中國能源建設集團有限公司。這兩大電力建設公司的成立標志著我國“主輔分離”電力體制改革的完成。

1.6 輸配分開（2012-至今）

現階段，我國的發電機裝機容量以及電網規模都有了成倍增長，廠網分開的改革后，發電市場進一步放開，五大發電集團以及地方發電廠之間的競爭加劇，發電側的市場化改革有了成效，但政府依然占主導地位，上網電價與銷售電價未形成市場化。

2 我國電力市場改革

對于電力市場改革，應該分析能源行業、電力體制現在出現了哪些問題，這些問題是不是妨礙了實現大的目標。我國的電力市場應該更加深化的科學改革，應該逐步放開用戶選擇權和議價權，實現電能買賣從管制壟斷型向競爭服務型轉變。

第一，同步放開110kV及以上專變用戶，同時確定開放其他用戶的時間表。其中，行使選擇權的用戶須按比例承擔可再生能源補貼。

第二，在國家電網與南方電網公司的基礎上成立各級購售電公司，購售電服務公司負責在過渡期為無選擇權和不行使選擇權用戶提供購電服務，承擔普遍服務職責。以直接補貼取代交叉補貼。

第三，在多個層次成立電力交易中心，這一中心是獨立的，包括國家層面、區域層面與省級層面，同時賦予交易中心自，自由進行培育各種交易品種，實現互動交易的形式多樣化。

3 我國電力市場模式展望

從1987年起，英國進行了大規模的電力體制改革，用戶市場發生了巨大變化，大用戶購電有了更大的靈活性，可以自由選擇供電方，自主的選擇電力公司或者發電廠。

阿根廷自1991年開始進行電力改革，將發電系統、輸電系統與配電系統進行私有化改革，形成了圖1所示的電力市場。

圖1 阿根廷電力市場

在接受電力調控中心調控的前提下，發電公司可以進行自主的電能輸出。以阿根廷模式為例，其同時開放了發電、輸電與大用戶市場另外，用戶也可支付一定的輸送費從第三方（非本地電力供應方）購買電能。發電市場與用戶市場的開放，有利于阿根廷電力市場競爭機制的形成，這種電力市場形成后，不僅可以吸引外資，而且可以形成多家辦電的局面。

我國電力體制經歷了幾個階段的改革，電力市場具有中國特色，依據我國的具體國情，針對電力市場提出幾點改革建議，如圖2所示。

發電側：我國發電側實現了多元化發展，發電企業包括國有企業投資的獨立發電廠以及電網公司下屬發電廠。目前，電廠的投資、建設與經營尚未向民營企業開放，電廠的上網電價還受政府的調控，民營電廠的投入將會使發電市場的競爭更加激烈，以純市場的手段激發營銷模式的改革。在發電側，供應商可包括：國有獨立電廠、電力公司電廠、民營獨立電廠以及境外購電，此模式的形成，勢必會對費用較高、環境危害較大的火電廠產生沖擊，可能會導致小機組火電廠的虧本運營。

輸電側：輸電網絡承擔著跨省、跨區的高電壓、大容量的電力傳輸，關系到整個電力系統的安全、穩定運行，輸電側不向民營企業開放，成立全國范圍的國有輸電公司，負責運營500kV、750kV、800kV、1000kV超（特）高壓交、直流輸電網絡。輸電網絡的作用類似于高速公路，輸電公司只負責電能的轉運，不參與電力營銷，由政府制定出臺相應的電力轉送價格。

配電側：配電側是電力市場的關鍵環節，負責電力營銷。完全開放配電銷售市場，可成立多個配電公司，包括國有配電公司與民營配電公司，各個配電公司可依據發電側電廠的上網電價來決定購買，也可通過輸電公司來購買跨省、跨區電廠的電能，而且各個配電公司之間也可以進行電力交易。配電側的靈活性、多元性會極大的刺激電力市場的競爭性。

用戶側：依據用戶年用電量將用戶分為大用戶與一般用戶。大用戶對電力的購買具有較大的選擇權與主動權，可選擇從各個配電公司購電，也可從各個電廠直接購電，也可通過輸電公司進行異地購電，與目前相比，一般用戶的購電自也有所提升。

圖2所示的我國電力市場營銷模式展望可以有效推進我國的電力改革，可以實現“打破壟斷、引入競爭、提高效率、降低成本、健全電價機制、優化資源配置”的改革目標，使用戶擁有自主的選擇權和議價權，實現電力買賣由管制壟斷型轉變為競爭服務型。

4 結束語

電力市場改革需要長期推進，目前已實現了政企分開、廠網分開、主輔分離，輸配分開與競價上網是下一階段的努力方向，打破電力壟斷專營體制與賦予用戶購電選擇權等是最終目的。

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作者簡介：李璨（1989-），男，碩士，主要從事二次檢修的工作。

郭銘（1987-），女，本科，主要從事資產運營方面的工作。

篇7

關鍵詞：電網；安全穩定；系統；特點；管理

中圖分類號： U665 文獻標識碼： A 文章編號：

區域安全穩定控制裝置指的是在電力系統發生大擾動時，按照特定的控制策略，通過發電廠或變電站的控制設備，實現切機、切負荷、快速減出力、直流功率緊急提升或回降等功能，使系統恢復到正常運行狀態。在電力系統裝設安全穩定緊急控制裝置，是提高電力系統安全穩定性、防范電網穩定事故、防止發生大面積停電事故的有效措施。

一、電網穩控系統的特點

在穩控系統發展初期，穩控系統在增強電網薄弱環節、提高電網輸電能力、防止電網嚴重故障下的暫態穩定問題等方面發揮了巨大的作用。隨著我國電網建設的飛速發展和特高壓交流/ 直流輸電系統的引入，各區域電網的主網結構不斷加強，相應地穩控系統也出現了一些新的特點：

1、主要穩定問題反映為熱穩問題

許多地區電網500kV 主網架已基本形成雙環網結構，尤其是在大電源送出地區電網不斷加強，電網穩控系統解決的主要穩定問題已不再反映為暫態穩定問題，而是局部地區的熱穩問題。

2、穩控系統控制功能主要是解決局部地區的電源送出問題

電網一般在局部電網送出通道上的大型電廠及樞紐變電站裝設安全穩定控制子站和切機/ 切負荷執行站，以解決電源送出通道較為薄弱的問題。

3、穩控系統的基本配置原則由原有的“分層分布、相互協調”轉變為“簡單可靠、就地為主”

隨著穩控系統日益復雜和龐大，穩控裝置及通信通道的故障風險和穩控策略的誤動風險也不斷提高。因此，為了更好地規避以上風險，應該更合理科學地實現分布式穩定控制，穩控系統應多考慮以簡單和就地的配置模式。

4、穩控系統的策略整定思路也有一些新的變化

（1）在保證穩控功能的前提下簡化穩控策略，弱化不同區域穩控子站之間的聯系。

（2） 穩控子站應以解決就地控制功能為主，防止穩定問題擴大化；同時增強穩控執行裝置的就地判據功能，減少穩控裝置對通信通道的依賴性。

（3）對于極端條件的故障情況，如500kV 站的主變N- 2 故障情況，不考慮加以穩控措施而是以緊急調度方式作為控制措施。

可見，隨著區域電網主網環型網架的加強，穩定問題主要集中為局部送出斷面或獨立供電分區中，基本不存在跨區域性的大范圍穩定問題，因此，針對網絡結構和主要穩定問題的變化，應該進一步加強穩控系統的分布式控制，對原有主網穩控裝置的控制功能進行簡化整合。怎樣以更簡單可靠的穩定控制策略形成整個電網安全穩定防線，這是一個值得深入研究的問題。

二、電力市場環境下的電網安全穩定校核

1、 N- 1 靜態校核考慮

在傳統的電力工業中，電力系統靜態安全分析是保證電網安全穩定運行的一個重要方面，是電力系統安全穩定評估的重要指標。所謂電力系統靜態安全分析，是指應用N- 1 原則，逐個模擬斷開線路、變壓器等元件，檢查其他元件是否因此過負荷和電網低電壓，用以檢查電網結構強度和運行方式是否滿足安全運行要求。

一般情況下，為了提高電網的整體安全穩定水平，電網應該滿足N- 1 靜態校核，但是，N- 1 標準的執行會導致系統在正常情況下非優化運行。然而，在電力市場環境下，N- 1 標準的實施與否，實施到什么程度，關鍵還是要看是否獲得最大的經濟效益而定。如果不實施N- 1 標準所獲取的經濟效益較實施N- 1 標準要大，電網公司有可能會選擇不實施N- 1 標準的方案。在這種情況下，電網的安全運行將失去保障，一旦發生異常情況，出現單一線路或設備故障，將導致連鎖反應，擴大停電損失，對電力部門的社會效益造成嚴重影響。

2、 暫態穩定校核的考慮

在傳統的電力工業中，電網的暫態穩定校核是衡量系統安全穩定的關鍵。電力系統的安全穩定水平如何主要在于系統能不能承受某一故障所帶來的后果。暫態穩定是指電力系統受到大擾動后，各同步電機保持同步運行并過渡到新的或恢復到原來穩態運行方式的能力，通常指保持第一或第二個振蕩周期不失步的功角穩定。暫態穩定計算分析的目的是在規定運行方式和故障狀態下，對系統穩定性進行校驗，并對繼電保護和自動裝置以及各種措施提出相應的要求。

電力系統在正常運行時有可能由于某種原因發生故障，系統一旦發生故障，如果不能維持穩定而發生停電事故甚至系統崩潰，將會給電網公司造成巨大損失，因此，電網公司為了維持自己的經濟效益，必然要保證電網的安全穩定運行，也就必然要考慮電網的暫態穩定校核。

傳統意義上，電力系統的安全穩定水平越高越好，但在市場環境下，由于是以經濟效益最大化為最終目的，電網公司為了維持自己的利益，對于那些發生幾率很小的故障可能不予考慮，這使得電力市場環境下的電網安全穩定考慮可能沒有傳統電力系統考慮得全面，除非政府予以行政干預。

三、 電力市場環境下的阻塞管理

1、電網阻塞的產生

作為發電商和用戶間的電能輸送通道，輸電網絡一直處于核心地位。對電網而言，大多存在著由于經濟、環境的制約以及歷史因素造成的一些網絡上的薄弱環節，主要體現在其輸送潮流的能力受穩定校核計算結果的限制，不得超過某一數值，稱之為電網阻塞。在開放的電力市場環境下，隨著發電與輸配電分開，各發電公司之間的競爭將加劇，更加使得輸電網絡成為資源競爭的瓶頸。輸電網絡的管理者為了保證輸電網絡的安全可靠運行，必須對相關環節的潮流加以約束和限制，以防止線路潮流超過穩定極限要求，危及系統安全。

2、電網阻塞問題的解決

在電力市場環境下，電能的主要交易模式有期貨、現貨及實時交易三種方式。對于不同的交易方式，應采用不同的方法管理阻塞問題?；驹瓌t應是期貨交易優于現貨交易，現貨交易優于實時交易。對于雙邊交易的阻塞管理，系統調度員根據約定的優先性原則取消或消減一個或多個造成擁擠的交易，而交易被調整的參與者必須服從調度員的安排。理論上說，在可以預見的范圍內，期貨交易與現貨交易不應受網絡阻塞的影響。換言之，只有在兩種情況下才能發生阻塞：a. 通過網絡的實時交易量過大；b. 網絡中有設備發生非計劃停運。如發生第二種情況，電網公司作為輸電網絡的擁有者和提供者，有義務向受到影響的網絡使用者做出補償。電力調度中心不承擔由于阻塞管理而對有關交易的參與者可能造成的經濟損失。

總之，安穩系統通過對區域性大電網的最高電壓等級的輸電單元進行監控，從而維持電網運行在一個良性的負荷范內。相對以往單一性的小區域負荷監控手段，安穩系統的控制范圍擴大到了區域性大電網的范疇。同時，未來安穩裝置采用了動態策略之后，不僅能夠嚴格劃分電力負荷等級，而且可以通過不斷的更新相關指標，以達到讓用戶負荷等級與用電發展掛鉤的目的，改變了以往系統人為制定的一成不變的負荷等級劃分制度。

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篇8

關鍵詞：風力發電；政策支持體系；清潔能源；基于價格；基于數量

中圖分類號：P754.1 文獻識別碼：A 文章編號：1001-828X（2016）031-000-02

一、引言

在地球能源日趨緊張的背景下，風能作為一種取之不盡、用之不竭的可再生能源，受到各國能源制定者的廣泛關注。各國政府都把風力發電項目作櫓匾的清潔能源，大力推動和扶持。雖然風力發電項目成本是火力發電項目成本的將近兩倍，我但中國積極的政策促使風力發電在中國取得了突飛猛進的發展。我國政府基于可持續發展的動力，強力推進可再生的清潔能源的在我國的發展。其中風力發電成為國內外首推可再生的替代清潔能源之一，被廣泛認為是最有發展前途的能源。風力發電將是未來最具有潛力可持續發展的能源項目。

我國政府的新能源政策目標是追求環保、健康可持續發展國民經濟和促進國家多元化能源體系的建立， 通過可再生能源的產業政策，在保證穩定的能源供應前提下，通過能源結構的改變促成國家環保體系的改進進而減少溫室氣體排放。為了實現這一目標，政府通過相關的政策、法律促進工業和基礎設施建設推廣和提高可再生能源的利用率。

二、風力發電現狀

全球風電產業2015年新增裝機63.013GW，其中，中國風電新增裝機30.5GM，占到了全球風電新增裝機的半壁江山。美國市場得益于第四季度的強勁增長、全年達到8.6GW，德國新增6GW超過預期，其中包括2.3GW的海上項目。到2015年年底，全球風電累計裝機容量達到432，419MW，累計年增長率達到17%。

由于其年新增市場的卓越表現，中國也在累計裝機容量上超越了歐盟，成為全球裝機容量最多的國家。中國累計裝機容量達到145.1GW，歐盟141.6GW。在中國新能源政策背景和持續政策改善的支持下，中國大力發展以風電為代表的清潔能源，主要考慮到以下兩點：煤炭是中國眾多城市空氣嚴重污染的主要原因，需要盡快減少對煤炭的依賴；更加關注如何應對氣候變化。

風電正在引領全球從化石能源轉向的轉型，風電正在價格、表現和可靠性上更具競爭力。同時我們也看到在非洲、亞洲和拉丁美洲等很多國家有很多風電市場開放，這些市場將成為下一個十年風電市場的領導力量。風電在歐洲和美國都是年新增電力裝機的領導者，新機型的出現已經使得風電具備能源市場競爭力的地區數量在急劇增加。

三、基于價格或數量的可再生能源政策

世界各國的政府為了人類未來的生存環境和人類健康大力發展清潔的可再生能源，雖然現在風力發電項目成本任然較高，但在全球任然持續增長。風電項目雖然得到蓬勃發展，但風電市場并不是一個充分競爭的市場，而是由于各國政府政策措施的激勵。各國政府從各個方面對風力發電項目進行政策扶持：投入研發資金，提高企業生產稅收抵免，降低關稅和稅收。各國對風力發電項目的政策扶持系統主要以下面兩個方面為主：

以固定并網電價的價格為基礎的政策扶持系統，政府確定一個固定的風電并網電價，政府以此電價收購所有風電項目的電力。

以風電項目數量為基礎的政策扶持系統。政府確定某個時期的風力發電總量，政府以向有關需要能源的企業頒發“綠色能源許可證書”的方式，各個企業通過競爭購買風力發電項目發電指標。

以價格為基礎的政策扶持系統類似于對可再生能源的稅收減免，而基于數量的政策扶持系統像碳排放交易類似，通過碳排放交易模式來限制能源企業對污染物的排放。

以價格為基礎的政策扶持系統在各國風力發電項目早期對推動風力發電項目的發展奠定了堅實的基礎。以價格為基礎的政策扶持系統需要國家財政的大力支持，隨著風力發電項目規模的擴大，政府存在巨大的財政壓力。包括歐洲的很多國家都開始有基于價格的政策扶持系統轉向以數量為基礎的政策扶持系統。

但是一個完備的以數量為基礎的政策扶持系統不是一蹴而就的，需要具備以下條件：

（1）強大的政策支持和完備的監管系統；（2）可預測的長期購買義務；（3）可信和自動執行；（4）建立“互聯網+”的交易平臺；（5）具有“綠色能源許可證書”的交易市場；（6）可執行的流程； （7）相關的稅收減免政策。

四、中國對風力發電項目的政策政策系統

中國在風里發電的起步階段應用的是基于價格的政策支持系統。上世紀九十年代，為了鼓勵風力發電項目的發展，政府規定國有電力公司已某一固定的價格全額收購風里發電項目說產生的電力，風力發電項目的所有者就不用為電力的銷售而發愁。然而由于風里發電在技術上存在缺陷，國有電力公司并不愿意大規模的收購風電電力。

隨著我國風力發電突飛猛進的發展，這種矛盾更加激烈。政府為了減輕財政補貼壓力，急需改變基于價格的政策支持系統。近幾年我國風力發電的上網價格有降低的趨勢，但任然不能解決所有的問題。

作為最重要的減排內部化手段，基于數量的政策支持系統交易制度因其能夠有效地利用市場機制實現減排目標而倍受國際社會關注。目前，歐盟正在推進第三階段碳排放交易制度變革，中國積極在北京、天津、上海、湖北、廣東、深圳等省市開展碳排權交易試點工作，黨的十報告也首次單篇論述了“生態文明”。雖然我國在國際上承諾以“碳排放強度”參與國際碳排放協議。但在國內市場可以采取以“碳排放總量”為原則的數量政策政策系統。

外部性進行有效補償。當企業擁有規模收益不變的生產函數時，企業對產出和排放密度的邊際調整使得在碳排放強度原則下的碳排放權價格高于總量交易原則下的碳排放價格，即未能實現減排目標的企業承擔了更大的減排成本，而超額實現減排目標的企業可以獲得更多的收益。如果企業有能力調整產出能力，碳排放強度原則下的碳排放交易市場價格的波動幅度大于總量交易原則下的碳排放價格。

五、未來風電在中國的發展政策轉型策略

1.調整以價格為基礎的政策支持系統，提高風電項目的競爭力。風電項目的競爭力體現在更低的運行成本，更小的環境污染。為體現風電項目的競爭力，應注重通過市場機制本身促進風電發展。在歐洲，西班牙政府針對風電的雙軌制定價實施較為成功，導致了西班牙風電項目的快速崛起。p軌制定價又稱溢價機制或浮動電價，即以固定電價與市場電價相結合的定價方式。該種定價方式既可以使發電側參與市場競爭，同時又納入了固定電價機制的穩定性和可預測性的優點。

2.完善風電補貼機制，并逐步降低對風電的補貼力度針對風電現有補貼機制存在的問題，需要在多方面對補貼機制進行完善。在補貼資金來源問題上，可參照西歐等國做法，對火電等常規發電方式征收化石燃料稅，納入可再生能源基金用于風電等可再生能源的發展。

3.完善基于數量為基準的政策扶持體系，促進風電跨區消納

應用互聯網+技術，積極發展跨?。▍^）電力交易模式，以風電基地發電企業長期送出合約為主，各類電力（水電、火電、風電等）形成增量電量庫，統一打捆送出。區域電網間的電力交易模式應由國家電網公司會同南方電網公司統一制定；省間的電力交易模式可由區域電網公司制定，同時報國家電網公司等上級單位核準，以保證各省間的電力交易模式基本一致。

4.利用碳稅等市場手段提高風電的競爭力由于電力價格核算并未將風電給社會帶來的環境效益和火電等高污染常規電源帶來的環境污染效應考慮在內，導致了競爭的不公平性。因此在積極籌建碳交易市場的同時，應對火電等常規能源征收化石燃料稅，將所征收款項用于發展可再生能源。

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篇9

2015年以來，水電板塊表現出了較好的防御性。2015年前三季度，水電板塊實現毛利率55%，凈利率35%，均遠高于公用事業板塊其他細分行業。水電上市公司的較低運營成本和穩定現金流對股價提供良好支撐。

水電行業的發展仍處于上升通道

根據“十三五”水電規劃，相比2014年水電裝機，預計未來5年中國常規水電裝機將有25%的增長，抽水蓄能將增長126%；預計未來15年中國常規水電裝機將有約71%的增長，抽水蓄能將增長358%。

根據水力部2004年完成的第二次水利資源普查資料：中國水力資源理論蘊藏量6.9億kW；技術可開發量5.4億kW，年發電量24740億kWh；經濟可開發量4億kW，年發電量17534億kWh。中國當前已開發量3億kW，未開發水利資源已經比較稀缺，主要流域的分配已經基本完成，其他公司介入的壁壘已經筑高。

2020年前重點開發雅礱江、大渡河、金沙江、瀾滄江等河流。

其中雅礱江錦官電源組、金沙江流域的溪洛渡、向家壩電站已在2014-2015年陸續投產；此外，金沙江魯地拉、觀音巖、大渡河枕頭壩、沙坪電廠也將陸續投產，預計2020年投產裝機規模達6160萬千瓦。其中，長江流域上游金沙江的烏東德電站1600萬千瓦和白鶴灘電站1020萬千瓦，共計2620萬千瓦將2020年左右建成發電。

電價改革預期提升水電行業估值

目前大多數地區，水電價格基本沿用成本加成、水電標桿價格的定價方式，由此形成了水電平均上網電價約為火電的70%，水電價格普遍低于火電約0.12-0.13元。

隨著以落地倒推機制為代表的水電電價市場化改革的推進，水電競爭優勢和盈利能力將繼續得到釋放，水電價格有上揚的空間。

新一輪電改或使水火同網同價不再是夢。

比照國外電力市場的思路，我們認為，同一區域內，水電和火電共同存在（暫不考慮水電足夠多的極端情況，因水電之間也會存在競價上網）的情況下，市場價將以最高成交價作為最終上網電價。那么，水電將和火電以同一價格成交，這樣，水電未來的上網電價提高的可能性較大。

但是，不排除國家會通過行政手段收取可再生能源一部分費用，用于補貼火電廠的可能。

部分大型外送水電站實行落地端倒推電價機制，有助于提升企業上網電價。實際上在一定程度上實現了“水火同價”，使得跨省、跨區域送電的水電公司盈利能力優于執行較低的標桿電價的水電站，也優于執行“成本加成”電價的水電站。

以國投電力（600886.SH）控股的雅礱江錦官電源組為例，根據落地端倒推電價機制，按照江蘇省火電上網電價0.445元/度為基礎，扣除特高壓輸電成本后最終定價0.3205元/度，高于四川省的水電標桿電價0.288元/度，約0.0325元，較當地上網電價溢價11%。由此可以看出，落地端倒推電價機制事實上提高了當地水電企業的上網電價，增加了經營業績和投資回報。

落地端倒推電價機制有可能成為未來跨區域水電站電價改革的主流模式。根據發改委的《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》，落地端倒推電價機制，主要適用于2014年2月1日后新建的跨省、跨區域送電的水電站，其外送電量上網電價按照受電地區落地價扣減輸電價格（含線損）確定。目前實施落地端倒推電價機制的水電站僅有雅礱江水電的錦屏、官地電源組，以及金沙江水電的向家壩、溪洛渡電源組等。

落地端倒推電價機制作為電價市場化改革的重要手段未來可能會向全國范圍內大力推廣。尤其是可能取消時間的限制，對于跨省跨區的水電站都將適用電價倒推機制。

這樣，長江電力（600900.SH）的三峽水電站等不適用落地端倒推電價機制條件的水電企業，會隨著電改程度逐步加深、條件逐步放松、范圍逐步擴展而最終實現水電電價的落地端倒推電價機制。

落地端倒推電價機制，將會產生一定程度的“水火同價”的效果，相關公司效益將會得以提升，也將對水電產業健康發展產生積極影響。

同時，水電基地送出通道配套的完善，也將助力水電電量消納。

財務費用大幅節省 分紅比例逐步提升

寬松貨幣政策帶來利率進一步下降的空間。

根據申萬宏源宏觀研究觀點，在未來的一段時間里，通貨緊縮仍是主要矛盾，中國仍將堅持寬松貨幣政策，用更低的利率保障和刺激經濟增長，因此，利率仍有下降的空間。預計未來的下行空間將在25-50個BP。

假定當前貸款利率水平維持至2015年底，則2016年長期借款利率相比2015年將下降1.25個百分點。據當前各企業長期借款水平，財務費用的節約將直接提升公司業績，同時充沛企業現金流，利好企業發展?？紤]所得稅影響，降息效益對國投電力、長江電力、桂冠電力（600236.SH）、黔源電力（002039.SZ）和甘肅電投（000791.SZ）的凈利潤貢獻將達到8.93億、3.96億、2.56億、1.34億、0.83億元。

累計的降息效應將在2016年利潤表中充分顯現。按照2016年的業績預期，我們測算出彈性最大的五家公司分別為甘肅電投、黔源電力、桂冠電力、國投電力、桂東電力，凈利潤增幅分別為41.07%、39.22%、19.35%、15.13%、10.37%。

高比例分紅彰顯公司的業績信心。2014年，部分水電板塊上市公司憑借良好的盈利狀況和充沛現金流進行高比例現金分紅，其中長江電力、桂冠電力、黔源電力、韶能股份（000601.SZ）和國投電力分別以52.88%、50.01%、41.52%、41.28%和35.00%大幅領先，形成類債券投資效果。

據經驗數據表明，水電類公用事業公司的合理現金分紅水平在30%-55%之間，適當提高現金分紅比例可以提升投資者投資回報，吸引投資者關注。

從目前在建工程金額統計來看，我們認為未來兩到三年內，水電建設增速放緩是趨勢，所以未來分紅比例有望明顯提升。

依照最新股價、各公司2016年預期每股收益以及2014年現金分紅比例，水電公司2016年股息率排名前五的公司分別為桂冠電力、國投電力、長江電力、黔源電力、川投能源（600674.SH），對應股息率分別為4.17%、3.54%、3.26%、2.64%、1.89%。

由于新股IPO重啟采取的市值配售的規則會導致市場對大盤藍籌和市場穩健型公司股票的配置比例，按照證監會公布的新股發行計劃，IPO重啟對市場資金的分流作用并不顯著。因此，會對上述這類股票的股價產生一定的支撐作用。

水電板塊作為大盤藍籌股，由于其業績穩定分紅比例高，會對市場資金形成吸引，進而促進估值的提升。

水電行業將價值重估

落地端倒推電價機制，為大型水電公司帶來業績增長超預期的可能。按照落地端倒推電價機制，水電上網電價存在上調的可能，跨省跨區送電的大型水電公司業績增長有望超預期。

長江電力的三峽電站和葛洲壩電站現在并未執行該方案，我們認為長江電力空間較大。

新一輪電改或使同一區域內偏低的水電上網電價上調成為可能。比照國外電力市場的思路，市場價將以最高成交價作為最終上網電價，水電和火電以同一價格成交是大趨勢。我們認為，未來水電上網電價提高的可能性較大。

我們認為，2016年水電行業的投資價值有望重估，在新一輪電改落地后，水電電價提升有望打開空間；在2015年連續降息的大趨勢下，2016年水電公司的財務費用大幅節省負債率有望明顯優化；在未來幾年水電投資增速逐步趨緩的背景下，水電公司分紅比例有望不斷提升。我們重點推薦桂冠電力、長江電力、黔源電力、國投電力、川投能源、桂東電力（600310.SH），同時建議關注長江電力參股的廣州發展（600098.SH）、福能股份（600483.SH）、上海電力（600021.SH）、湖北能源（000883.SZ）。

篇10

一、電力市場改革簡介

新電改將發電企業進一步推到市場前沿，電量爭取由原來的找政府向找市場、找用戶轉變，市場競爭的要素也由電量計劃競爭向成本、環保和安全等要素的綜合競爭轉變。電力營銷正從過去的量價分離逐步過渡到量價合一。

本輪電力改革主要從以下三個方面推進：

一是大用戶直購電改革，建立多買多賣的電力市場，用電企業和發電企業繞過電網自主交易。打破省間壁壘，保障清潔能源優先上網。到2018年實現工業電量全部放開，2020年實現商用電量全部放開，電網公司承擔公益性及居民生活用電的兜底業務。

二是放開增量配電網業務、成立獨立的售電公司，引入社會資本參與投資，與電網公司共享售電環節利潤。

三是推進發電權交易和省間電力交易，探索開展電力期貨和衍生品等交易。通過發電權交易引導鼓勵和促使發電成本高的機組將其計劃合同電量的部分或全部出售給發電成本低的機組替代其發電。完善跨省電力交易，逐步探索和放開電力期貨及衍生品等交易。

二、售電公司目前盈利模式概述

電力市場化交易主要采用雙邊協商、集中競價和掛牌交易三種模式，以雙邊自主協商為主、集中競價與掛牌交易為輔。國家電網區域售電公司以雙邊協議交易為主，廣東區域售電公司更多通過競價策略獲得更多交易電量實現盈利。

雙邊協商模式是指電力大用戶與發電企業根據交易平臺提供的信息，自行協商匹配，經安全校核和交易中心確認后，由購電、售電、輸電各方簽訂年度交易合同確定的直購電交易。協商交易市場中用戶選擇向發電公司直接購電，或者委托一家售電公司購電，兩者只能選擇一種方式。

集中競價模式是指電力大用戶與發電企業在指定時間內通過交易平臺申報電量和價格，根據買方、賣方申報價差空間由大到小排序成交。申報價差相同時，綜合煤耗低的發電企業優先成交。經安全校核和交易中心確認后，由交易中心對外成交結果確定的直購電交易。

掛牌交易是指市場主體按規定將電量和價格等交易信息通過電力交易平臺對外掛牌，由滿足需求的一方摘牌，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。

廣東售電改革走在全國前列，以2016年廣東售電為例：

一是2016年售電公司利潤主要來自于集中競價部分。

二是售電公司議價能力較強，報價成功率較高。售電公司憑借其規模及專業優勢搶占了市場中絕大部分份額，而單個用戶由于掌握信息有限、缺乏專業競價策略，與發電廠直接交易成交電量的比例較少。

三是發電廠參與競價的意愿強烈，參與度高，讓利空間較大。由于電力過剩，水火電矛盾突出，發電廠之間競爭激烈，倒逼發電企業通過降低成本、提高效率讓利給用戶。

四是用戶側主動購電意愿不足，尚沒有充分認知發電側的讓利程度，對電價降幅的預期較低，而售電公司多與大用戶簽訂了長期售電協議，價格粘性高，導致售電企業前期獲取了超額利潤。

據估算，如全國逐步開放售電公司競價交易，售電公司憑借其專業性及增值服務可在競價交易中取得 50%以上市場。預計售電公司 2018年總利潤空間約1450億元，2020年總利潤空間約1340億元。

三、大型發電企業售電平臺業務/營銷/盈利模式分析

發電企業需要從產品性能最大化的工程師思維轉向產品性能價格比最大化經濟師思維。大型發電企業由于長期電網躉售，客戶資源較少，客戶服務的意識和理念相對不足，同時體量巨大，老舊機組等歷史包袱相對較重，在市場化的售電市場，面臨市場壓力，容易堵在中間，陷入夾心餅困境，既無法向客戶提供差異化的服務，也無法提供低成本的產品。

售電公司可將多種業務橫向互補，如：基本供能、直供電、增值業務、新能源業務。售電公司未來的業務模式應可促進用戶提高用電效率，優化用電模式，促進可再生能源使用。

可將電力市場改革劃分為三個發展階段。不同階段有不同的業務和營銷模式：

1.初期階段

實際可開展的工作，主要是電力銷售和配網投資。營銷模式可采用產品導向型和渠道導向型。

產品導向型：改革初期，可采用低價策略的營銷模式擴大市場份額。以低價策略參與市場競爭，管理簡單，銷售簡單，且不用建立銷售網絡，無中間費用，但市場開拓能力不足，市場占有率不高。

渠道導向型：隨著電力市場競爭加劇，應建立營銷渠道，并通過價格和一般服務參與計劃與市場并行的改革過渡階段市場競爭。此階段的盈利主要還是依靠低價。渠道優勢可擴大市場份額，直銷/分銷與客戶建立合作關系，提升整個集團的品牌和影響力。缺點是過多的供應鏈層級增加電能成本，且較難與代銷商及客戶建立穩定合作關系。

2.中期階段

發電企業的售電平臺應改變初期的傳統銷售策略，注重“創新驅動”，細致劃分現有市場的電力用戶，充分了解客戶電力需求。通過分類，對不同價值水平、忠誠度的電力用戶采取不同的營銷策略，建立新的贏利點。通過開發增值服務而“創造電力需求并管理電力需求”。營銷模式可采用客戶導向型和資源導向型。

客戶導向型：以價格、產品組合和增值服務鎖定優質客戶，與客戶建立合作關系，企業的市場份額和盈利空間受價格影響會減弱。這種營銷模式的總服務成本較高，企業要有較高管理能力。目前電力渠道受電網公司壟斷，培養客戶忠誠度需要時間。

3.后期階段

用戶將更期待差異化產品和高品質服務，售電公司應開展綜合能源解決方案，業務范圍應涵蓋用戶電力的使用、查詢、測算、習慣、節能等。營銷模式可采用客戶導向型和資源導向型。

資源導向型：以客戶為導向，整合發輸配售四個環節資源，銷售核心是建立營銷服務增值體系。企業通過產權交易獲取資產增值，發揮價值管理優勢，獲取較大的讓渡價值，獲取較高且穩定的市場占有率。這種營銷模式要求企業有較高的綜合管理能力和資源整合能力，投資成本大，資源整合的內部程序也較復雜。在實施細則不完善和未出臺之際，目前市場環境不適宜推進這種營銷模式。

實現盈利的四種途徑：一是電力躉售，即售電平臺從外部購電，賺取價差；二是自有電源供電銷售，即通過自有電站售電賺取服務費；三是綜合用能服務費，包括報價、配電、運維等服務；四是隨著電力市場化的發展以及電力金融衍生品的逐漸引入，發電廠商和購電大戶之?g會廣泛采用差價合約交易方式。

四、大型發電企業未來轉變為綜合能源服務商的商業模式

大型發電企業突破單純發電模式，改變過去重發電、輕經營模式。研究進入配售電、供冷供熱供氣領域，實現發（配）售一體、冷熱電三聯供、熱力源網一體 。根據電力市場改革進程，大型發電企業需要研究并建立起一個有競爭力綜合能源服務商的商業模式。

一是發售一體化運營模式：發電企業成立自己的售電公司，或收購其他售電公司。通過自建或并購，強化企業資產在市場的地位。研究終端客戶的分類，終端客戶更換售電公司和電力產品的頻率，留住利潤率最高的客戶。

企業要吸引并維持住客戶，同時也要降低成本或將成本保持在一個合理有效的水平。一個成功的發售一體化企業應擁有足夠的市場知識，良好的燃料市場、運營限制和客戶喜好的分析能力。加強在電力交易、產品開發、定價、獲取客戶、客戶管理、需求控制、市場判斷、項目開發與融資、資產管理、甚至未來套期保值等方面的能力。

有能力提供更多個性化、甚至更高利潤的服務，比如節能服務、合同能源管理；有能力提供綜合能源解決方案，降低客戶用電、制冷、供熱、甚至用水、用氣的總體能源消耗，幫助客戶提高能源使用效率；有能力執行各種復雜買賣合同（如：衍生品）。

二是配電網開發商模式：發電企業建設和運營配電網，連接輸電網和負荷中心/分布式能源微電網系統。在有配電缺陷的地方，建設新的配電基礎設施。發電企業要加快項目選址和獲得相關許可。在日趨市場化的電力批發市場，具有協調電力實時需求和供應的能力，培養與各種重要利益相關者打交道的能力，比如土地所有者，社區，地方和中央政府官員，客戶和設備供應商。發電企業要檢查目前的簽約和采購流程，這些流程是否反映了管理規定、是否體現了資金與風險分擔的最大價值。與地區輸電網運營商結成聯盟，實現規模經濟和提供新的投資范圍。

三是產品創新模式：與傳統電力銷售業務相比，創新型發電企業提供了更多的甚至超出客戶預期的產品和服務。能夠提高客戶能源使用效率和降低客戶能源使用成本，同時又可幫助電網更好地掌握用戶能源消費方式，保障電網穩定性。

以恰當價格，提供客戶認可的產品組合：在相對成熟的電力區域市場，提供需求側響應管理服務，降低能耗成本及對環境的影響。比如根據分時電價、階梯電價、尖峰電價、實時電價、用電高峰等情況，提供不同種類產品套餐。為居民住宅提供定制的屋頂太陽能發電設備和運行監控工作；為居民提供24小時的管道、電力、供熱和空調維修、保養和安裝服務；提供綠色能源選項、電動汽車充電業務、自動調溫器、燃料電池等業務；

研究用戶需要：用戶會為什么樣的產品/服務買單。發電企業應重新評估自身品牌價值和企業定位。重視客戶關系管理部門，高效發現和維護客戶多種需求，交叉銷售更多種類的產品/服務。重視渠道管理、產品開發、產品定價和產品捆綁銷售等方面的能力。重視大數據分析能力，通過消費數據分析用戶購買傾向，有針對性提供用戶需要的產品/服務。

四是與客戶建立長期合作伙伴關系的運營模式：知名發電企業將電力供應與相關服務捆綁在一起，更容易取得市場認可。許多客戶想簡化工作方式和流程，提高效率，降低運營成本，同時又不想加大前期投入風險。比如：以BOOT模式（建設-擁有-經營-轉讓）運營燃氣熱電聯供微電網系統、分布式能源、事故備用水電站/調峰水電站、市政電動汽車充電基礎設施、合同能源管理等。

要樹立一種在全部工作節點上滿足客戶需求的企業使命： 良好的客戶洞察力，客戶認可的優質服務，并與客戶建立長期合作伙伴關系。

要做好自身市場定位：重新評估發電企業的品牌認可度。與擁有互補技術和客戶管理產品的企業合作，共同研究開發新產品/服務，幫助客戶完成利潤和長期增長目標，從而影響客戶對能源合作伙伴的選擇。

五是大數據增值服務模式：發電企業要善于從系統運行與客戶負荷這2個渠道收集、管理和分析大量數據信息，了解客戶能源使用方式，并指導客戶能源決策與行為。這種基于大數據的能源管理增值服務，在市場范圍和深度上，遠遠超過傳統上的能效計劃和工業領域的能源管理工作。比如：三菱電機的電力需求監控系統通過收集和分析目前和歷史的用電數據，監控每一個用電設施的用電趨勢，預測用電需求量，當預測數值接近目標數值時，系統立即自動警報，避免用電設施過度消耗電力，實現宏觀能源節約。GOOGLE NEST自動調溫器，可自動記錄并學習住戶的使用習慣，調節室內溫度。在屋內無人時，自動調節至合適室溫，降低能耗。GOOGLE NEST利用巨大的數據中心，可以提供實時和預測性的能源消耗數據。

六是虛擬電廠模式：德國1/3電力供應來自核電廠，計劃到2020年關閉全部17個核反應堆，將全部采用可再生資源發電機組取代這部分核電廠。德國應對的方式就是大力發展虛擬電廠。

虛擬電廠原理是利用網絡信息和通信技術，集成多個分散的不同類型的發電機組，如風力發電機、太陽能電池、水力發電站、生物質發電廠以及燃氣發電機等。對這些發電機組集中管理、合理選擇組合發電機，彌補不同類型可再生能源電力發電自身的不穩定缺陷，使虛擬電廠可以和傳統電廠一樣輸出穩定的電力。

虛擬電廠好處是，一不需要消耗化石能源發電，不會產生環境污染，而是整合利用現有的可再生能源和富余能源，產生更大更穩定的收益。二不需要占地，工廠建立在虛擬世界里，卻把真實的電力帶到現實世界中。

虛擬電廠是網絡信息、通信技術、大數據、電力管理各種技術相結合的產品，可能是能源互聯網時代最大的變革。虛擬電廠的出現將電力行業從重點強調發電，轉移到電力管理。未來中國電力市場，會出現整合千萬家不同類型小型發電機組的虛擬電廠，提供更清潔、更穩定電力，更好電價。

一個成功的虛擬電廠可以提供可持續、穩定的、比傳統電力更加可靠和實惠的備用電源。發電企業要跟蹤創新技術的發展，與合作伙伴一起?櫚緦?供需平衡和未來的電力批發市場開發解決方案，比如：電力開發商、能源服務公司、節能公司、軟件公司、技術廠商、在線能源市場等。發電企業應高效執行能源采購、能源管理、與地方配電公司深入合作。

五、大型發電企業建立集團營銷公司與省級售電公司相結合的市場營銷體系

1.集團營銷公司

電力企業從爭取計劃電轉向市場電擴大市場份額。傳統的組織、結構和方式也應做出調整，適應新的業務。

建立集團營銷公司與省級售電公司的關鍵是獲取協同效應。協同效應是指通過戰略指導，使集團的整體經營表現優于原先各個企業獨立運營表現之和。協同包括品牌協同、客戶協同、業務協同、戰略協同。

德國萊茵集團和意昂集團均采用了集團營銷公司與區域售電公司相結合的市場營銷體系。集團營銷公司主要負責電力批發市場的電力及衍生品交易，制定集團營銷策略與戰略規劃。區域售電公司負責各自區域內電力銷售，包括協議用戶和區域批發市場，同時接受集團營銷公司部署、調度等業務指導，建立同一品牌，形成集團電力營銷一盤棋的格局。

目前，大型發電企業組建的售電公司均隸屬于各區域發電公司。區域售電公司主要按地區買電和售電，各自為戰，一定程度上減弱了集團企業與大客戶和電廠議價能力和提供優質產品組合的能力，經營中也存在信息不對稱和獎懲機制不合理等潛在風險問題。

大型發電企業一般均在全國擁有體量龐大的電源資產，具有全國網絡優勢。組建集團專業營銷公司，實現管理上的專業化與規?；瘍瀯荩l揮全國網絡優勢，有利于在全國范圍內爭取購電大客戶，減弱地方政府對購電用戶與地方電廠的影響。

集團營銷公司的主要業務內容可包括：

一是負責集團電力市場批發交易以及未來的電力期貨等金融衍生品交易。

二是以高耗能企業、大型工業園區、以及全國性工商大企業為重點客戶，主要參與跨區域電力交易市場，并通過區域統籌統調獲取市場競爭力。

三是商業模式創新中心。研究并適當投資優質能源服務與資產，如：產品套餐、合同能源管理、大數據增值，適當的燃氣熱電聯供的微電網系統、分布式能源、市政的電動汽車充電基礎設施等。

四是推廣虛擬電廠，成為中國綠色能源供應的領頭羊。

2.省級售電平臺

省級售電平臺涵蓋發電企業、集控中心、現有市場部門和售電公司。市場部門負責計劃電，售電公司負責市場電。省級售電公司一般業務以省內為主，主要投資人是所在省省公司，歸省公司管理。集團營銷公司可研究與各省發電公司以參股形式合組區域售電公司。

省級售電平臺作為重要資源整合平臺，應完全致力于電力銷售、配電投資與管理、電力需求側管理、綜合節能及用能咨詢服務、用戶側分布式電源投資與管理以及儲能技術等業務。

省級售電平臺的構建需要在省公司原有的組織結構和職能劃分重新調整，規劃好發電企業、售電公司、市場部門和集控中心的具體權責。

一是市場部門與新成立售電公司需要明確職責關系和業務關系?？刹扇　耙惶兹笋R、兩塊牌子”的方式解決內部協調問題。

二是售電公司與內部電廠需要建立合作關系。有兩種合作模式，模式一是售電公司主要負責中長期售電合同，發電廠作為售電主體開展現貨、輔助服務等電力交易；模式二是發電廠僅作為電力生產車間，電力銷售工作完全由售電公司承擔。同時發電廠可通過參股售電公司，減少兩者利益的矛盾沖突。

三是售電公司與集控中心需要明確權責問題。鑒于電力屬于特殊商品，具有即時性、不可儲存等特點，需要明確供電保障的責任承擔。

四是合理認識交易中心和調度中心對電力購售的必要性和重要作用。交易中心提供電力交易平臺，調度中心管理電力經濟調度，均對售電公司的購售業務起到重要的保障作用。

建立對集團營銷公司和省級售電公司的風險管控和內部監督體系。借鑒國際通行的風險管控和內部監督的理論體系（COSO），逐步建立起覆蓋各種業務的風險管控和內部監督體系，識別、評估和管理業務活動中面對的各類風險。

六、大型發電企業建設混合所有制營銷公司

2013年11月，黨的十八屆三中全會明確提出，要“積極發展混合所有制經濟”，“允許更多國有經濟和其他所有制經濟發展成為混合所有制經濟”；同時，要“推動國有企業完善現代企業制度”，并“準確界定不同國有企業功能”，深化國有企業改革。此番改革，旨在通過發展混合所有制，優化國有企業的股權結構，改善治理機制，提升國有企業效率，做大做強國有資本。

發展混合所有制目的是引入多種所有制資本，建立現代公司治理的新國有企業，促進國企效率提升，同時防止國有資產流失和由此帶來的分配不公及兩極分化。

能源銷售是一個精細化管理的行業。全國有體制一定程度影響經營效率的提升，經營者缺少不斷創新產品組合、縮減成本的動力。中石化和國家電投集團分別在各自行業率先成立了混合所有制的能源銷售公司。中國石化持有中石化銷售公司70.01%的股權，全體社會投資者共計持有銷售公司29.99%的股權。國家電投集團資本控股公司牽頭聯合華能碳資產、北京京運通科技、遠光軟件、北京瑞明晟源四家單位，共同出資設立全國性售電公司―北京融和晟源售電有限公司。根據協議，售電公司注冊資本20160萬元人民幣，國家電投資本控股持股30%，華能碳資產持股20%，北京京運通科技持股15%，遠光軟件持股15%，北京瑞明晟源作為員工持股平臺持股20%。

大型發電企業應以支撐國企發展戰略為基本出發點；以自主創新、原始創新為戰略突破點；以人才隊伍建設為核心關鍵點；以協同創新為首要切入點；以市場化配置資源為改革著力點，建立高效率和高收益的營銷組織。

一是引資伙伴：鑒于售電公司的大數據與金融屬性，可吸引互聯網與金融領域資本。如， 京東、阿里、騰訊等具有大數據與零售整合能力和B2C接口的全國性互聯網公司，實現售電公司客戶與金融產業客戶資源共享，售電業務與金融業務、互?網金融融合發展，為客戶提供“電力+金融”的差異化增值服務。

二是股權結構：大型發電企業資本占有主導地位，引入國資、民資、外資多種形式資本，實現股權多元化。在國有資本為主，多種所有制經濟共存的新公有制經濟下建立現代股份制企業制度，優化資本配置，提高運營效率。

三是盈利空間：未來的盈利空間是吸引合作方開展混改業務的必備條件。從這方面看，建立遠期盈利空間大和清晰可控的業務模式是混合所有制改革的發展前景。

四是員工持股平臺：2015年國資委的《關于實行員工持股試點的意見》，將混合所有制下的員工持股平臺提上日程。中石化銷售公司正在完善有關員工持股具體方案，國電投集團旗下的北京融和晟源售電有限公司按相關行業慣例，員工持股平臺持股20%。能源企業根據所處行業及自身特點，按照國家規定，制定相應的員工平臺持股計劃，目的是形成有效的激勵機制與競爭機制，充分調動企業管理層及員工的積極性。