跨区电力交易精品(七篇)

序论：写作是一种深度的自我表达。它要求我们深入探索自己的思想和情感，挖掘那些隐藏在内心深处的真相，好投稿为您带来了七篇跨区电力交易范文，愿它们成为您写作过程中的灵感催化剂，助力您的创作。

篇(1)

现货市场中的投资者也无法通过正常的渠道参与进行投资，所以在现货市场上资源的配置是无效率的。通过金融市场的改革后，投资者和公司内部的零散资金可以进行投资，而中小供电公司也可以进行融资，进而使市场资金趋向于高效配置，也扩大了投资者的投资种类和范围。同时衍生物合约又可以使投资者进行有效的风险控制。（3)扩大交易主体。传统的现货市场只有国家电网公司可以进入，而金融市场化后，丰富了交易主体，有利于电力市场从垄断到竞争。2009年改革后，我国目前形成东北，华北，华中，华东，西北和南方6大供电区域，形成从原来的小范围的省内供电到跨省，跨区域供电。这种跨区域供电模式依赖于各种衍生物的金融合约，其中包括用以长期对资源稀缺区域提供支持和补充的长期期权期货合约，用以短期补充资源需求的日前期权期货合约，通过这种合约的模式使资源达到合理配置。

二、对我国电力金融市场实现路径的分析

（一）交易主体传统电力现货交易的参与者只有国家电网公司，区域电网公司，发电企业等，普通的供电公司或者普通投资者根本无法进入市场交易。而传统模式下造成的垄断价格并不是基于众多的有效信息形成，而是由政府或者部分议价形成，这种模式造成的不完善的机制随着我国电力改革而有所改进。新型的电力金融市场交易主体种类丰富，既包括传统模式下的国家电网等部门，又包括小型供电公司，投资者，做市商，电力经纪人，电力兼营机构。这种金融市场模式打破了传统电力工业一体化模式，使电力市场开始从垄断市场走向竞争市场。严格管制、高度垄断、垂直管理等电力工业所具有的传统属性随着市场竞争机制的引入而逐步减弱。

（二）交易对象从传统实物交割到金融合约交割是一个飞跃的过程。金融市场下交易的对象是电力衍生物合约，该合约分为三种类型，即电力期货合约，电力期权合约和电力远期合约。正如期货本身的特点一样，交易双方基于最有价值，最全面的信息分析得到的结果可以很好的预测未来的合约价格和趋势，所以，电力期货合约有现货市场不具有的发现价格的功能。并且这种期货合约中，并不要求实物交割，而是在到期日之前平仓，这种交割手段大大减少了交易的风险，在锁定了风险范围的同时，可以经过套期保值使电力期货的风险价格在短时间内保持在同一水平。作为标准化的合约，交易所交易的特点使交易更加变得安全可靠，从而在此之上再次降低交易风险，这种内在的特点可以吸引广大投资者进行投资，丰富金融产品，稳定物价。由电力特殊的内在特点决定的其不适宜储存，所以电力不同于普通商品，这也就要求了电力销售的高度流动性。而金融市场吸收了众多参与者后，提高了产品的流动性，有利于电力市场高效公平的竞争。而电力期权合约则是在期货合约的基础上免除投资者的义务，投资者可以根据市场的价格和信息决定是否行使权力，通过期权费来相对减少风险。在电力这样一个价格不稳定且高度垄断的行业，这一创新无疑削弱了价格的波动，减轻了来自市场的各个方面的风险。结合电力金融合约北欧和美国等公司成功的案例，这种发展趋势推进中国电力市场改革的进程。

（三）交易机制电力金融市场交易机制主要包括了电力衍生品交易的结算机制、信息披露机制、风险控制机制、价格形成机制和价格稳定机制。衍生品交易结算诸如期货合约到期前平仓，而不是实物交割。这种结算方式方便了投资者，投资者不必实物持有不易储存的电力。而期权合约可以根据电力的市场价格决定是否执行期权。正是基于各种衍生品的特性，全面的信息，风险的控制，从而发现电力的真正价格，利用有效的价格预测未来的价格信息。一系列的新型交易机制使电力市场在原有的现货交易不稳定的状态下转为稳定，公平的竞争。

三、结束语

篇(2)

一、组建股份制的贵州电力交易中心

去年初成立了贵州电力交易中心，属于南网贵州公司的全资子公司，并正式挂牌运行。今年初，按照电力体制改革精神和贵州省的试点方案要求，在开展跨界考察调研的基础上，经过省领导与南方电网公司主要领导和分管领导多次沟通协调，重新组建以南网贵州公司占80%、贵州产业投资集团有限公司占20%的股份制电力交易中心，目前已完成工商营业执照登记。下一步还将继续协调推进和不断完善，逐步实现电网公司相对控股、多方参股、相对独立、规范运行的市场交易机构。

成立了由南网贵州公司牵头，发电企业、售电企业、用户代表参与的市场管理委员会。管理委员会主任由电网公司推荐，办公室设在电力交易中心，贵州省发展改革委、经济和信息化委、能源局和贵州能源监管办等政府部门不参与管理委员会，但可参加管理委员相关会议，对不符合市场交易规则的行为可实行否决。为方便市场主体开展交易业务，贵州省对电力交易大厅进行重新选点改造，建设多功能、智能化、一条龙服务的电力交易大厅。目前已试运行，4月中旬投入使用。

二、开展电力市场化交易

制订了《2016年电力市场化交易实施方案》和《贵州省电力市场主体注册管理办法（试行）》，对贵州电力市场的总体设计、实施路径、主要任务、市场运行、信用体系建设等作了明确。2016年允许报装容量为1000千伏安以上的用电企业进入电力市场，全省已有913家用电企业与21家发电企业签订了年度合同，签约电量达到336.7亿千瓦时，放开的发用电计划比例达到近40%。同时通过优先购电制度，保障重要公用事业、公益行业、居民生活用电等；通过优先发电制度，保障风电、水电等清洁能源的全额消纳。

三、通过改革降低大用户电价

根据《国家发改委关于贵州电网2016―2018年输配电价的批复》，输电环节过网费每千瓦时下降1.66分，其中大工业用电过网费下降3.06分。结合供给侧结构性改革，通过火电企业与用户直接交易和水火电发电权交易，实现大工业用电价格由0.56元/千瓦时降至0.44元/千瓦时，降低企业成本64亿元，可带动大工业用电量增加87亿千瓦时。

贵州是全国大数据综合试验区，中国电信、中国移动、中国联通三大运行商先期落户在贵安新区。目前全省共有大数据企业6家。为扶持大数据等新兴产业发展，全省通过电改释放红利，大型数据中心用电价由0.56元/千瓦时降至0.35元/千瓦时，预计为企业降低用电成本1亿元；结合贵州实际，对化工、冶金等特色支柱产业降至0.4―0.45元/千瓦时，有色产业降至0.3元/千瓦时。通过降低用电成本，拉动工业经济发展，今年1―2月，全省全社会用电量188.59亿千瓦时，同比增长1.16%。其中2月份同比增长3.54%。

四、引导社会资本成立售电公司

开展了成立售电公司咨询服务，贵州省能源局明确专人对前来咨询的企业进行政策宣传解读引导，初步拟定了售电公司注册工作流程，根据企业意愿，企业自行先到当地工商行政部门注册成立售电公司，报省能源局备案，省能源局对其资质进行审核，对符合条件的列入目录，进行公示，到电力交易中心注册登记。目前全省已在工商部门注册的售电公司24家，其中国企售电公司9家，国企和民营混合售电公司2家，民企售电公司11家，省外售电公司2家。下一步将按照改革要求，积极探索售电公司相应准入条件，推动售电主体开展售电业务。

在售电侧改革中，结合贵州实际，选择在兴义市和贵安新区开展改革试点。目前南网贵州公司对兴义市地方电力公司的代管关系已解除，兴义市地方电网范围内实现了发、输、配、售的分开，由兴义市电力公司独立开展农网改造升级工程。贵安新区是全国第八个国家级新区，直管区按照南网贵州公司、贵安新区、社会资本4∶3∶3的股比构架组建配售电有限公司，选择5―7家发电集团和用户作为社会资本参股，目前已完成公司可行性研究报告，组建方案已报南方电网公司，拟于4月上旬正式挂牌成立。

篇(3)

调研纪要:

集团整体上市的情况:目前整体上市还没有时间表，同业竞争态势跟以前也不一样，目前智能变电站，调度自动化是国电南瑞主要利润来源，南瑞继保主要是用电安全，高压保护及监控。

关于电改:电改后会带来大量投资额，目前配电网薄弱的情况会发生巨大改变，如售电公司的设备投资，以及新增配网投资等，南瑞在设备领域有较大的优势，未来会重点关注新能源接入、电力预测、需求侧管理等带来的机遇。

关于能源互联网:公司目前在能源互联网上的布局主要是特高压电网+新能源，特高压方面主要是设备保护与监控领域，新能源方面，公司在风电预测、逆变器、变流器等领域具有核心技术和独特优势，未来公司会加大研发力度并在商业模式上寻求创新。

篇(4)

（一）电力市场建设的指导思想是：从我国的国情出发，借鉴国外电力市场建设的经验，遵循社会主义市场经济规律和电力工业发展规律，以厂网分开、竞价上网为基础，以区域电力市场建设为重点，打破市场壁垒，充分发挥市场配置资源的基础性作用，优化电力资源配置，促进电力工业持续健康发展，满足国民经济发展和人民生活水平提高对电力的需要。

（二）电力市场建设的基本原则是：统筹规划，合理布局，总体设计，分步实施，因地因网制宜。电力市场建设要有利于电力系统安全稳定运行；有利于促进电力工业持续健康发展；有利于消除市场壁垒，实现电力资源的优化配置；有利于促进电力企业公平竞争，降低成本，提高效率。

（三）电力市场建设的任务是：到十五末期，初步形成华北、东北、华东、华中、西北、南方六大区域电力市场，基本建立电力市场运营的法规体系和电力监管组织体系，全国大部分地区大部分发电企业实行竞价上网，符合条件的大用户（含独立配售电企业，下同）直接向发电企业购电。

二、区域电力市场建设的基本目标和模式

（四）区域电力市场建设的目标是：构筑政府监管下的统一、开放、竞争、有序的电力市场体系。区域电力市场包括统一市场和共同市场两种基本模式。统一市场是指在一个区域内设置一个电力市场运营机构，电能交易（包括合约交易和现货交易）和交易价格均在一个市场运营机构内形成。区域电力市场内实行统一规划，统一规则，统一管理，统一运作。共同市场是指在一个区域内设置一个区域市场运营机构若干个市场运营分支机构，电能交易（包括合约交易和现货交易）和交易价格在市场运营机构内分层形成。区域电力市场内实行统一规划，统一规则，统一管理，协调运作。

（五）在区域电力市场建设初期，区域电力市场运营机构暂时不能覆盖或电网联系比较薄弱的地区，可设立相对独立的市场运营机构，实行与区域电力市场统一规划，统一规则，统一管理，在区域市场运营机构的指导下相对独立运作，条件成熟时，逐步向统一市场或共同市场过渡。

（六）选择区域电力市场模式，应根据区域内电力资源与用电负荷特点、电网技术条件、电力体制状况，结合当地社会经济的客观情况综合考虑确定。

（七）无论选择何种市场模式，在同一区域内均应统一制定电力市场建设方案，统一考虑市场布局，统一市场运营规则和竞争模式，统一市场技术标准，统筹规划，配套建设，协调推进。

三、区域电力市场的主要交易方式

（八）区域电力市场的电能交易按照“合约交易为主，现货交易为辅”的原则组织。合约交易是指市场主体通过签订电能买卖合同进行的电能交易，现货交易是由发电企业竞价形成的次日（或未来24小时）电能交易以及为保证电力供需的即时平衡而组织的实时电能交易。

（九）合约交易可以按周、月、季、年或一年以上时段组织，合约交易原则上通过竞争的方式形成，竞争电量的比例由电力监管机构确定。随着电力市场的发育和改革的深化，应逐步扩大参加竞争的电量比例。

（十）现货交易可以采用全电量竞价和部分电量竞价的方式。全电量竞价指参与竞价上网机组的全部电量均在现货市场中竞价，其中大部分电量由购售电双方签订差价合同；部分电量竞价指参与竞价上网的发电机组按规定安排一定比例的电量参加现货市场竞价，大部分电量由购售电双方签订物理合同。

（十一）各区域电力市场应合理确定电费结算方式，按规定报批后执行。在国家电价制度改革之前，竞争电量部分按市场竞争形成的价格结算，其余电量按国家批准的价格结算，或按购售电企业签订的差价合约结算。具备条件的可实行容量电价和电量电价两部制模式。在电力市场运行初期，为维护市场稳定，电力监管机构可以会同有关部门对竞争形成的电价实行最高和最低限价。

（十二）建立有利于促进电网健康发展的输配电价格机制。经核准的大用户向发电企业直接购电，其购售电价格由双方协商确定，输配电价格按国家规定执行。

（十三）辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务，辅助服务的具体分类由区域电力监管机构根据区域电网的实际情况研究确定。电力市场主体应按规定向系统提供基本辅助服务。有偿辅助服务原则上通过市场有偿获得。在电力市场建设初期有偿辅助服务可暂不纳入交易范围，随着市场发育，辅助服务逐步实行市场竞争。

四、加快区域电力市场建设的主要措施

（十四）深化厂网分开改革，培育和规范市场竞争主体。对集资建设或合作建设的发电企业，要抓紧明晰产权，完善法人治理结构，落实出资人权利，按现代企业制度组建独立发电公司；对跨省跨区经营的发电企业，要理顺发电企业参与电力市场的组织关系；在政府依法监管下，按照市场引导、企业自愿、优势互补、规模经营的原则，推动发电企业的联合、重组，并创造条件，逐步优化发电企业的产权结构。

（十五）按照国务院文件精神和电力改革的总体要求，重组电网经营企业。区域电网公司应按照区域电力市场建设的需要，理顺组织关系，完善功能，加强区域电网规划，加快电网建设，加强对区域电力市场运营机构的管理，保证电网安全稳定运行。

（十六）加快电力市场运营机构建设。在现有电力调度通信体系的基础上，建立和健全电力交易、计量、结算等功能，合理确定电力调度交易机构的功能分工，逐步建成与市场运作相适应、综合配套的电力市场运营机构。

（十七）健全电力市场法规体系。加强电力市场法规建设，制定电力市场运营的基本规则、区域电力市场运营规则和有关细则，加强市场准入和退出管理，保证电力市场运营规范、有序。

（十八）加快建立电力市场监管体系，加强电力市场培育和市场运营监管。电力监管机构要与电力市场整体设计、同步建设，具备条件的，可根据需要先行建立电力监管机构，以加快电力市场的培育。

（十九）加强电力市场技术支持系统建设。区域电力市场技术支持系统应按照统一规划、统一标准、统一管理的原则，由区域电网公司按规定商发电企业统一开发，各市场主体按规定配套建设。

五、推进电力市场建设的步骤及组织实施

（二十）电力市场建设要积极稳妥、因地制宜、试点先行、梯次推进。**年先选择部分地区进行区域电力市场建设的试点，加强对其他区域电力市场研究的组织协调，20**、20**年再按条件依次启动其他区域电力市场，用三年的时间初步形成六大区域电力市场。在此基础上，结合电力体制改革的总体进程，进一步推进电力市场的建设。

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关键词：电力；投资；政策

一、美国电力产业环境分析

（一）电力供给情况

1.电源建设

美国现有的电源结构仍然主要依赖于化石燃料。2010年，煤电占到美国总电力供应的44.9%，天然气发电占23.8%，核电占19.6。与2009年相比，天然气发电、煤电比例分别提高了0.5、0.4个百分点，核电比例下降了0.6个百分点，而包括水电和其他再生能源在内的发电比例则由2009年的10.4%提高到了2010年的10.7%。

由于发电商对电力需求增长的预期较低，美国新电厂建设速度放缓。2010-2011年期间，将有4600万kW新增机组投运，其中火电、天然气发电、核电和水电容量预计为3100万kW，其余为可再生能源机组。而在2012-2015年期间，新增装机容量涨幅骤降，在建容量仅达1300万kW。为确保能源供应安全、保护环境和应对气候变化，2010年美国继续大力推动风能和太阳能等可再生能源发展。2010年风电厂建设速度与过去两年相比有所放缓，2010-2015年间增速最快的可再生能源机组类型。

2.电网建设

美国继续加强跨区电网和智能电网建设，同时不断完善传统电网规划、输电费用分摊等机制，采用更灵活的政策促进输电网建设。FERC于2010年7月15日批准了西南电力库（SPP）的输电规划提案，SPP采用了统一的输电规划（ITP）方法，预测了近期、10年和20年的输电需求，更加关注高电压等级设备的长期规划，尤其对100～300kWV输电开展了10年规划，对300kV及以上高压输电开展了20年规划。PJM进行了区域输电扩建计划，增加18亿美元用于输电升级和改进，预计到2025年完成。

（二）电力消费水平分析

2009年，美国、中国、俄罗斯等十个国家中，各国电力消费占这十个国家消费总量的比重如图4-3所示。其中，美国的电力消费量占这十个国家消费总量的37.7%；中国次之，占36.9%；其他国家的占比均不超过10%。

图1 2009年部分国家电力消费占比

资料来源：美国数据来自EIA；中国数据来自《2009年电力工业统计资料汇编》；其他国家数据来自CIA。

二、美国电力供需分析与市场展望

继2008年和2009年连续两年出现下降以后，2010年美国电力需求实现约4.3%的增长。由于经济衰退前市场对电力需求的预期较高，因此许多新电厂项目进入建设期，因而富裕供应量近年继续增加。因此，大多数地区在今后几年都将会保持充足的供应量。2010年6-9月的夏季高峰负荷时期，各区域备用率普遍高于北美电力可靠性委员会设定的备用水平参考值，并且除NPCC区域外各区域的备用水平均较2008年有所提高。

目前，美国只有区域电力市场，尚未形成全国范围内的国家电力市场，但逐步扩大市场范围已成主要趋势。一方面，美国政府已经意识到区域市场间的协调在电网规划建设、区域市场运营等方面的重要作用，因而不断推动批发市场和RTO范围的扩大。另一方面，各区域电力市场之间也在逐渐加强协调与合作。其中，宾夕法尼亚、新泽西和马里兰州互联系 统和中西部ISO建立了2个RTO共同解决问题的联合运行协议，实现机组停运协调、紧急事故协调、数据共享等。纽约 ISO 则与 PJM 建立协调机制，以消除跨区交易的壁垒，解决成本分摊问题，提高东北部市场的整体效率，同时还将与新英格兰ISO、加拿大的安大略、魁北克和滨海诸省建立合作。

三、美国电力产业监管环境与政策分析

（一）电力监管政策

美国法律授予了联邦能源管理委员会对洲际之间享有电力监管的权力。美国联邦能源管理委员会进行全国范围的电力市场的管理，代表美国政府对电力工业进行监管，其规则全部收录在公开发行的《联邦电力监管规定》中。

联邦能源管理委员会根据“1992年能源政策法”的相关规定，联邦能源监管委员会了“888号令”和“889号令”，要求所有电力公用事业公司向外地用户无歧视地开放洲际输电网络，客观上促进了电力批发市场的竞争；1999年通过的“2000号令”中提出成立区域输电组织，确立了区域输电组织可以从拥有自己发电厂的电力公司手中接过电网的运营权，以减少对独立发电商的不利影响。

（二）电价政策

在价格机制方面，美国联邦能源监管委员会（FERC）采用灵活的融资政策，通过增加回报率、调整输配电价、合理分摊风电接入引起的输电成本等来激励跨区输电投资，帮助公共事业公司回收智能电网投资，获得淘汰老旧设备的成本补贴。

参考文献：

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【关键词】电力市场；输电定价；理论探究

近年来，全国乃至全世界的电力工业电力系统都在正经历着一场全球范围的深刻变化，社会经济市场发展过程中在电力工业方面引入竞争机制，从而形成了电力市场，当然电力市场放松管制、引入竞争、实现电力工业市场化仍然是一种未来的趋势。输电网作为发电市场和用电市场的桥梁，在各个市场中需要为发电方提供一个稳定有序而公平的竞争市场环境，其中价格作为电力市场中的核心，起着至关重要的作用，与此同时输电定价对电力市场的资源优化整合也占据着主导地位。目前就我国的电力市场发展状态仍然会在很长一段时间处于探索和完善的过程中，为了提高电力生产效率，使用电企业和社会实现最大化的经济和社会效益，必须要有一套合理化机制，在电力市场环境下实现合理的输电定价模式提供高质量的电力产品，才能够促进我国电力工业的高效发展。

一、我国输电定价的原则

电力系统是整个民族工业的核心系统，在电力市场环境下发展电力工业也是当前的首要任务。因此,输电定价如果设计的合理势必会促进我国企业的发展和国民经济的进步。那么输电定价也有其原则，价格作为电力市场中的核心，起着至关重要的作用。电价的制定包括电价水平和电价制度两个方面。地区的发展水平不同电价也不同，电价水平的高低直接直接关系着社会企业和用户的根本利益。同时电价结构的合理与否涉及对用户的分类是否匹配。因此输电的定价还要考虑到这两个方面:一是供应侧应反映成本;二是在需求侧应能反映用电特性。也就是说,一方面,电价水平要反映其生产成本;另一方面电能成本的分摊要公平合理.供电成本在各用户中的分摊,除了根据各用户的最大需量和用电量外,在很大程度上决定于各用户的用电特性。

二、我国输电定价面临的问题

（一）回收成本、获得收益的问题

目前我国正处于企业经济高速运转的形势，对于发展过慢的企业也在考虑经济转型，为适应我国刚进入的经济新常态，各个企业尤其是一些高耗能的产业也正在进行资源整合和生产结构的改造和升级，与此同时各个企业对电力的需求也在大幅度增长。由于核价电量是预测电量与实际电量之间存在偏差，电力需求无论是呈现增长的趋势还是负增长的趋势，采取同样的折旧率和收益率来核算准许收入是不合适的，应当在经济增长和电力需求增长的形势下，充分保证回收成本，获得合理收益。

（二）我国销售电价体系存在多方面的价交叉贴问题

一是不同电压等级电力用户之间的交叉补贴；二是同一电压等级不同电力用户之间的交叉补贴；三是同一省内不同地区用户之间的交叉补贴。复杂的交叉补贴对如何实现合理的分摊成本也造成了影响。公平合理的分摊的成本必然会带来各地区各电压等级和各类用户的电价水平调整，改革前后销售电价水平如何有效衔接，保障改革方案可行、落地。

三、优化电力市场环境下的输电定价

（一）合理核定区域电网和跨省跨区电网输电价格

要对核定区域电网和跨省跨区电网输电价格进行整合，对各地区的输配电价作一个初步测算的前提是要对电力系统的成本监审加强力度，电网系统作为企业和用户发电与用电的连接,其经济学理论是,在输电网上每一节点的实际电价等于在该节点所提供电能的边际成本。就目前我国的相关部门决议，明年将启动东北、西北、华中、华东四大地区电网的输配电价核定促进跨省区电力交易的发展，为有序向社会资本开放配售电业务，国家发展改革委要增加配电试点，对地方科学核定地方电网和新增配电网配电价格。与此同时我们的电力部门还将合理制定不同地区的电价制度，调整输电价格，实现企业发展的利益的最大化。

（二）研究建立常态化监管制度

为有序向社会资本开放配售电业务，国家发展改革委要增加配电试点，对地方科学核定地方电网和新增配电网配电价格。目前我国电力市场正处于初步建立和逐渐完善的阶段，有关电网的企业应当按规定上报日常运行的数据信息，并将以相关信息为基础构建电价监管的数据库，为完善电力监管制度提供保障。相关部门还应当定期对电网企业的运营情况进行调查，对设计的相关数据进行有效核查，不断提高价格监管的合理性有效性。

（三）积极推动电力市场化交易

一个合理的输电定价能既够保证社会商业和市场的有序竞争,还可以通过输电的定价充分的维护电力系统的合理平稳运行。输配电价改革在建立了电网系统基本制度框架的基础上，推进了电力市场化交易。作为用电人要加强对定价法则的基础的了解并积极与有关部门加强联系，积极推动电力市场化交易，共同推动建立一个合理健康的电力市场体系，构建主要由市场决定电力资源配置的合理体制机制。

四、对我国电力市场输电定价理论的思考

在电力市场中输电定价法则是其它电价形式的基础，也带有调节和优化电力系统运行的可靠性和经济性，站在社会角度看大众对电量的需求都是讲究一个平衡，无论是经济发展还是资源结构优化，电力企业的存在都必将使社会效益获得最优。与此同时电力系统的安全运行也为电力企业的经济运行给出了定量的标准。目前就我国的电力市场发展状态仍然会在很长一段时间处于探索和完善的过程中，为使社会实现最大化的经济和社会效益，必须要有一套合理化机制。

参考文献

[1]西部市场电力公司.发供电企业总工必读用电[M].北京:中国电力出版社，2012.

[2]赵连生.电力价格设计[M].北京:水利电力出版社，2015.[4]于尔铿，韩放，谢开等.电力市场[M].北京:中国电力出版社，2007.

[5]谢开，宋永华，于尔铿等.基于最优潮流的实时电价分解模型及其内点法实现[J].电力系统自动化，2014，22(2):5-10.

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一、发达国家可再生能源配额制

1.澳大利亚的可再生能源配额制澳大利亚也是较早实施配额制的国家之一。2000年澳大利亚《可再生能源法案》规定了强制可再生能源目标，2001年可再生能源证书系统在全国范围内正式运行，2009年通过立法确立了到2020年年增45000GWh发电量、其中20%电力来自可再生能源的目标，2010年则对目标再次修订，将目标分为大规模可再生能源目标和小规模可再生能源计划两部分［6］。在澳大利亚的配额制实施过程中，并非将所有可再生能源种类均划入目标范围之内，而是确定了技术与资源均合格的可再生能源的种类，包括太阳能、风能、海洋能、水力、地热能、生物质(沼气等)能。为充分利用市场来加速发展可再生能源，澳大利亚引进了可再生能源绿色交易证书系统，该系统是专为绿色证书进行买卖而营造的市场，而绿色证书作为一个易于被公众确认的标志，代表某发电商生产一定量的可再生电力。各地区在完成可再生能源发电配额目标的前提下，对于超额部分的可再生能源电力，由专门的管理机构发给绿色证书。证书持有者能够将绿色证书在交易市场出售，证书需求者也可以在交易市场上购买绿色证书。当某地区不能完成自己的可再生能源发电配额目标时，他们能够在绿色证书交易市场上通过购买绿色证书的形式完成自身的配额目标。澳大利亚实施配额制政策的特殊之处在于:由确定的可再生能源种类所确定的合格的可再生能源厂商每生产1kWh的电量就得到一份绿色证书，并将这种证书分为两类，即大规模发电证书(LGCs)和小规模技术证书(STCs)，通过这种多样化证书的交易来实现可再生能源技术的多样化发展。义务人即承担可再生能源发电量的义务主体(在澳大利亚主要指电力生产商)，法律规定其每年应分别购买并提交一定的LGCs和STCs，任何证书拥有者都可以通过网络在线直接进行交易，义务人提交后的证书不能再交易，没有提交规定数量证书的义务人则须支付每证书65澳元的差额费，如果在以后的3个季度内补齐配额则可退回罚金。另外，澳大利亚规定的可再生能源义务比例是由可再生能源管理办公室根据当年发电目标义务人的发电量、上一年度证书的提交量和差额量等来的。通过对这些证书的创造和交易及可再生能源管理办公室的管理，澳大利亚保证了可再生能源的发展，也体现了配额制运行的关键，即以市场分配手段降低成本，实现高效率的可再生能源发展。

2.日本的可再生能源配额制2001年，日本自然资源与能源咨询委员会的新能源部门公布了一份报告，决定引入可再生能源配额制度，以充分利用市场来加速发展可再生能源。2003年4月，日本开始实施《日本电力事业者新能源利用特别措施法》(又称《可再生能源配额标准法》)，配额制度正式生效。该法规定，电力供应商每年至少要提供1.35%的可再生能源电力，并且政府每隔4年重新评估并调整比例。由于由可再生能源所产生的电力产生污染较小，通常简称为绿色电力，日本规定这种绿电必须售于电网，并实施绿色电力证书机制，制定了绿电5.2美元/kWh的价格上限以及风能和生物质能大约3.6美元/kWh的发电价格。为了最大限度地保证经济效益，法律还规定采取“代为履行”等措施，即不承担配额的新能源发电者可以代为履行其他承担配额的电力事业者的配额义务。

3.英国的可再生能源配额制对于可再生能源问题，英国采用的是非化石燃料公约，其实质就是配额制的思想。该政策的主要内容是，地区电力公司有义务和责任保证其所供应的电力要有一部分来自于非化石燃料资源。其特点是由政府，通过招标和投标选择可再生能源项目开发者，竞标成功者将与项目所在地主管电力公司按中标价格签订购电合同，合同期限在每次非化石燃料公约中都有明确规定，电力公司所承受的附加成本由政府通过征收“化石燃料税”来提供补贴。这项法令规定了合格的可再生能源电力范围和指标要求，并配套建立了可再生能源电力交易制度，确立了以市场每1MWh合格的可再生能源电力作为1个计量单位在市场上进行交易，由天然气及电力监管局进行监督管理的模式［7］。综上所述，各发达国家实施的可再生能源配额制中配额制义务人、证书交易方式及处罚力度不尽相同，可再生能源的结构比例、范围和具体实施方式也不相同。

二、发达国家可再生能源配额制实践经验对我国的启示

1.可再生能源配额制的设计(1)目标的确定。由美国德克萨斯州实施配额目标的经验来看，配额制的目标制定应该适当。首先，配额目标要制定得足够高，只有制定得足够高才能达到促进可再生能源发展的目的，可再生能源的市场需求才能得到保证。制定可再生能源的总量目标也是有必要的。其次，配额目标应长短期相结合。德克萨斯州制定的配额目标是阶段性的，而加州则是笼统地制定一个长远的目标，这样会造成义务人对成本不确定性的担忧。并且，目标最好以可再生电量为标准，装机容量可以通过一定系数转化成可再生电量，可再生能源证书也应以可再生电量为面值，因为对配额制有意义的指标是发电量。再次，依照我国的国情，各省市地理位置和自然条件有很大差异，配额制的目标也应分种类、分区域制定，依照经济与技术的可行性建立多种类的目标并实施相应证书制度，可以避免对某些高新技术发展的限制。此外，不能只建立国家总体目标，而应在国家目标的基础上建立适当的各省市分目标，使各省市协调发展。(2)义务人的选择。从发达国家的实施经验来看，义务人基本上分为电力零售商、电力消费者和电力生产商。从政策执行的便利性考虑，电力生产商作为义务人是最佳的，而以电力消费者作为义务人的优点则是能够使得配额义务更加广泛。根据国家发改委和电监会的意见，依据我国的电力市场结构，以电网企业作为义务人是适合的，这样有利于解决电力上网问题。但是，自备电和直购电不负担配额是有失公平的，所以在设计制度时应综合考虑各个方面的因素。(3)配额对象的确定。当前，符合配额对象的可再生能源不应仅限于电力，非电力的可再生能源也应包括在内，从而确保可再生能源供应的多样化。日本在这一点上的做法比较突出，规定了风电及生物质能的多种发电价格上限。不同种类的能源成本不同，所以应对符合条件的可再生能源种类进行分级，确定其配额百分比，对成本相对较高的不成熟的生物质能和太阳能制定相对较低的配额，而对水电及风能等制定相对较高的配额。

2.明确各机构职责就美国加利福尼亚州的经验来看，在配额制的实施中明确各机构职责是十分重要的。加州负责证书认证的机构是加州能源委员会，但交易监管机构加州公共事业委员会并未使用加州能源委员会的认证号，而是采用合同号追踪配额制的实施情况，使加州能源委员会的认证在一定程度上失去了法律效力，降低了配额制监管效果。就英国的经验来看，配额制实施中的配套政策也要有相应部门进行有效监管，政府部门、管理机构以及电力公司都要明确自己的职责。例如，政府部门要明确配额制的持续时间、符合条件的能源种类及配额比例、证书最高价格的制定以及管理机构职责的分配，而管理机构应负责制定实现目标的认证规定、奖惩条例、定期汇报配额制实施情况等，电力公司的责任则为完成配额、完成证书交易［12］。需要注意的是，政府制定的各项政策以及监管机构制定的各项条例既要实现协调统一，也要照顾到电力公司的利益诉求。只有各机构之间相互协同作用，不忽视任何一方的职责，才能更好地完成配额制。

3.深入研究证书交易机制的运行国家有关部门组织开展《可再生能源电力配额管理办法》的研究工作时指出，在“十二五”规划期间，各省份之间暂不可进行可再生能源交易。可再生能源证书交易本身作为一种配额制的配套机制，旨在通过市场为可再生能源产业提供激励资金，以更低的成本提供更灵活的义务完成方式，降低财政补贴压力。我国各省之间能源禀赋差异大，研究可再生能源证书交易机制对于完成配额指标、平衡地区间发展、提高资源利用效率来说是非常重要的［13］。具体来说，首先应按照国家总体配额公平地分配到各省或各地区;超额完成的省或地区可以在有关部门获得超额完成配额部分的证书，从而可以在证书市场进行交易;不能完成配额的省或地区可以通过证书交易完成配额［14］。澳大利亚在证书交易机制中引入太阳能乘数方法达到资源多样化目的的方法值得借鉴，这种方法为成本较高的可再生能源电力提供多倍于实物量的证书，可以在一定程度上推动高成本的高新可再生能源技术发展。但值得注意的是，在证书交易运行机制中，切忌将认证机构与监管机构分开，使得认证失去效力，美国加州的失败案例充分证实了这一点。

4.完善相关配套机制为保证配额制顺利实施，其他的配套机制也是不可或缺的。例如证书储蓄机制，可再生能源证书储蓄是指当年发行且未使用的可再生能源证书在未来一定年度内仍然有效［16］。在发达国家的证书交易机制中，证书储蓄往往是不可或缺的，它是证书交易机制顺利实施的保障。再如，宽限期是指如果配额制义务人当年未能履行义务，其将有机会在规定的额外时间内补足差额。另外，监管处罚的具体措施、配额制的补偿机制、责任人份额标准的确定、跨区域输送电力方式的确定等都仍需完善［17］。配额制的相关配套机制有很多，大部分我国尚未涉猎，借鉴发达国家的数据建立模型进行数据分析，找出规律，结合我国实际制定政策，才能更好地服务于配额制的实施。

三、结语