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[關鍵詞]輸電；跨區輸電工程；價格體系
中圖分類號：F426.61 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2015）45-0051-01
1989年，我國第一條跨區輸電線路――葛滬直流輸電線路的投運，拉開了我國跨區聯網的序幕。截止2015年底，我國已建成跨區輸電聯網工程9個，實現了東北――華北聯網工程、山西陽城電廠向江蘇送電工程、葛南直流工程、龍政直流工程、江城直流工程、三滬直流工程、華北――華中聯網工程、神木電廠向華北電網送電工程等區域電網的互聯，跨區輸電規模已經由2003年的7500MW左右增加到25000MW左右，年跨區輸電電量已經由2003年的38.7GWh增加到108GWh，跨區輸電為我國電力行業的發展做出了巨大貢獻。
目前，我國跨區輸電工程經營模式分為兩種：一種是點對網交易，指的是特定電源與電網間的交易，例如三峽松華中、華東電網的電力交易；二是網對網交易，指的是，電網和企業間的電力交易，如華中電網送華東電網的電力交易。而網對網的跨區交易，由于目前輸配電價沒有獨立的價格形式，為這種模式的經營管理帶來了很大困難。
一、我國目前跨區輸電經營管理中的問題
（一）跨區輸電經營中電力價格不合理。
目前， 跨區輸電價格體系主要包括送端電網送電價格、相應輸電線路的輸配電價和輸電損耗、受端電網的受電價格。主要的跨區定價方式，有計劃內交易和計劃外交易。計劃內交易指的是長期或年度交易，這種交易的定價方式主要由國家核定，實行定價單一制或者兩部制，但主要以單一制為主[1]。而計劃外交易的價格主要是由電廠、輸電方、受電方協商而定或者競爭形成。我國電網跨區輸電經營體系基本上采用單一制電量電價，單筆輸電費用較高，電網跟電網為了最大限度地獲取這些效益，有可能需要頻繁交換電量，而按照電量征收輸電費用的模式將在一定程度上減小雙方的收益，不利于聯網效益的充分發揮。
（二）跨區電網缺乏形成市場價格的環境
電量電價一般由電廠、輸電方、受電方等各方協商確定或競爭形成，輸電價定價機制為分層分段累加方式，對于經過多個網省公司的交易，累加的輸電價和受端落地價往往較高，影響交易的實現；缺乏形成市場價格的社會環境，使得競爭過程中存在的價格分歧比較大，影響經濟效益；同時還存在價格機制與體系也不完善不統一，不利于資源優化配置等等問題[2]。
（三）經營管理體制改革落后
我國電力行業已經進入了快速發展階段，許多地區的電網管理體制都比較落后，不能公平的對待區外電源，同時輸電價格制定與執行的透明度不夠，使用戶對輸電費用合理性產生疑慮，引起一些不必要的矛盾，也在一定程度上阻礙了輸電工程資源的優化配置，影響電力企業效益。
二、跨區輸電工程價格體制改革措施
跨區輸電工程的價格體制應該遵循《電力法》制定合理電價，按照“制定電價，應當合理補償成本，合理確定受益，依法計入稅金”的原則規定，保證輸電工程業主獲得收益的權利， 大限度地發揮送電及聯網效益。
（一）實行統一的跨區（?。┹旊妰r格機制。跨區輸電價統一執行以省為價區的輸電價與安全價，價格水平由政府按成本加收益方式核定價，形成合理的價格費用在各省級電網間的分攤[3]。
1、如果在某省區水、火、電基底開發建設大型發電站向省區外送電，雙方應該簽訂長期送電合同，建設相應的輸電工程，此輸電工程的成本費用以及運行費用由受電電網完全承擔。如果輸電工程與送電地區電網相連，那么輸電工程的費用應該由送電電網承擔一部分。
2、不同類型的輸電工程費用分攤方法
（1） 輸電工程費用的分擔應該按照公平負擔的原則，同時應該最大限度的發揮送電以及聯網效益。
（2） 以送電為主的輸電工程，由受電電網承擔全部費用，而以獲得送電跟聯網兩部分效益的輸電工程的費用則應該由這兩部分承擔。
（3） 聯網效益承擔費用的分攤辦法
聯網容量效益指的是，聯網后達到的滿足系統負荷需求，同時減少裝機容量所節約的容量成本的指標。根據輸電工程聯接的兩個電網各自電源的構成、運行成本、負荷特性及電網可靠性等基本數據，根據上述幾種效益的不同實現形式，計算跨區輸電工程帶來總效益及聯網雙方各自實現的效益，按比例分攤這部分費用。
（二）選用合理的電價模式。輸電電價的模式主要有一部制電量電價、一部制容量電價和兩部制輸電價。
1、一部制電量電價是指把輸電工程的成本分攤到預計通過輸電工程的每kWh電量中，形成具體的電量電價水平，然后按照實際電量收取輸電費用，一部電量電價違背了價格制定反映成本的基本原則，無法保證用戶間公平負擔。
2、兩部制輸電價是指把輸電工程成本的一部分分攤到預計通過輸電工程的每kWh電量中，而另一部分則按照輸電工程各用戶預計對工程使用的情況分攤，形成容量電價，然后分別按照計量到的電量和使用情況收取輸電費用。
3、一部制容量電價
一部制容量電價是指把輸電工程的成本費用按照輸電工程各用戶對其使用和受益的多少進行分攤，形成容量電價。各輸電工程的用戶按照分攤結果，按一定期限向輸電工程的經營者繳納固定費用，之后無需再為使用輸電工程送電或進行電力電量交換而支付費用[4]。一部制容量電價，符合“價格反映成本”的定價基本原則，能夠使得用戶公平負擔，同時由于各電網使用輸電工程送電或進行電力電量交換的邊際成本為零，將會極大地促進電網間聯網效益的發揮。
（三）跨區電力交易中引入市場定價機制
1、可以在跨區計劃外交易輸電價格中引入拍賣定價機制。電力交易拍賣指的是，受電方將自己的發電量向交易中心報價，交易中心將報價依次排序，按照一個的拍賣規則達成一個均衡價格。當買方所需的電量小于輸電電量，買方支付的拍賣價格就為零，如果買方需要的電量超過了輸電電量，那么就按一定價格機制確定電價。
2、目前我國跨區電力交易價格主要是政府實行統一的價格形式，忽略了市場需求關系。建議政府應該按照市場的需求來制定不同的交易價格，實現經濟效益優化的目的。
3、政府定價和市場定價相結合形成合理的跨區輸電交易。政府定價簡單易行，有利于回收成本并取得一定收益，但它的弊端就在于沒有辦法了解市場供求，因此需要加大市場形成價格的機制。
（四）合理收取電價費用，完善定價體制
跨區輸電工程屬于獨家壟斷經營，因此需要根據總費用以及相應的分攤方法，按照可靠的費用標準，計算出合理的收取費用。建議跨區輸電工程總費用計算中采用較低水平的投資回報率，既保證輸電工程業主獲得收益的權利，又能夠降低輸電工程費用。
結束語
目前，我國電力工業已經進入大力發展的階段，我國跨區輸電工程也進入了一個新階段，跨省區輸電價格體系的改革，對促進資源優化配置，促進跨省區聯網，發揮送電聯網效益具有深遠意義。首先需要完善跨區省電力網絡輸配電價體系，制定合理的輸電價格，并且按照合理的費用分攤方法，運用合理的收費方式，提高跨區輸電工程的經營效益。同時跨區電力交易價格體系改革，還需要引入市場規律，推進跨省區輸電價格體制改革的進程。
參考文獻：
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【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?；诖耍瑢W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。
參考文獻
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現貨市場中的投資者也無法通過正常的渠道參與進行投資，所以在現貨市場上資源的配置是無效率的。通過金融市場的改革后，投資者和公司內部的零散資金可以進行投資，而中小供電公司也可以進行融資，進而使市場資金趨向于高效配置，也擴大了投資者的投資種類和范圍。同時衍生物合約又可以使投資者進行有效的風險控制。（3)擴大交易主體。傳統的現貨市場只有國家電網公司可以進入，而金融市場化后，豐富了交易主體，有利于電力市場從壟斷到競爭。2009年改革后，我國目前形成東北，華北，華中，華東，西北和南方6大供電區域，形成從原來的小范圍的省內供電到跨省，跨區域供電。這種跨區域供電模式依賴于各種衍生物的金融合約，其中包括用以長期對資源稀缺區域提供支持和補充的長期期權期貨合約，用以短期補充資源需求的日前期權期貨合約，通過這種合約的模式使資源達到合理配置。
二、對我國電力金融市場實現路徑的分析
（一）交易主體傳統電力現貨交易的參與者只有國家電網公司，區域電網公司，發電企業等，普通的供電公司或者普通投資者根本無法進入市場交易。而傳統模式下造成的壟斷價格并不是基于眾多的有效信息形成，而是由政府或者部分議價形成，這種模式造成的不完善的機制隨著我國電力改革而有所改進。新型的電力金融市場交易主體種類豐富，既包括傳統模式下的國家電網等部門，又包括小型供電公司，投資者，做市商，電力經紀人，電力兼營機構。這種金融市場模式打破了傳統電力工業一體化模式，使電力市場開始從壟斷市場走向競爭市場。嚴格管制、高度壟斷、垂直管理等電力工業所具有的傳統屬性隨著市場競爭機制的引入而逐步減弱。
（二）交易對象從傳統實物交割到金融合約交割是一個飛躍的過程。金融市場下交易的對象是電力衍生物合約，該合約分為三種類型，即電力期貨合約，電力期權合約和電力遠期合約。正如期貨本身的特點一樣，交易雙方基于最有價值，最全面的信息分析得到的結果可以很好的預測未來的合約價格和趨勢，所以，電力期貨合約有現貨市場不具有的發現價格的功能。并且這種期貨合約中，并不要求實物交割，而是在到期日之前平倉，這種交割手段大大減少了交易的風險，在鎖定了風險范圍的同時，可以經過套期保值使電力期貨的風險價格在短時間內保持在同一水平。作為標準化的合約，交易所交易的特點使交易更加變得安全可靠，從而在此之上再次降低交易風險，這種內在的特點可以吸引廣大投資者進行投資，豐富金融產品，穩定物價。由電力特殊的內在特點決定的其不適宜儲存，所以電力不同于普通商品，這也就要求了電力銷售的高度流動性。而金融市場吸收了眾多參與者后，提高了產品的流動性，有利于電力市場高效公平的競爭。而電力期權合約則是在期貨合約的基礎上免除投資者的義務，投資者可以根據市場的價格和信息決定是否行使權力，通過期權費來相對減少風險。在電力這樣一個價格不穩定且高度壟斷的行業，這一創新無疑削弱了價格的波動，減輕了來自市場的各個方面的風險。結合電力金融合約北歐和美國等公司成功的案例，這種發展趨勢推進中國電力市場改革的進程。
（三）交易機制電力金融市場交易機制主要包括了電力衍生品交易的結算機制、信息披露機制、風險控制機制、價格形成機制和價格穩定機制。衍生品交易結算諸如期貨合約到期前平倉，而不是實物交割。這種結算方式方便了投資者，投資者不必實物持有不易儲存的電力。而期權合約可以根據電力的市場價格決定是否執行期權。正是基于各種衍生品的特性，全面的信息，風險的控制，從而發現電力的真正價格，利用有效的價格預測未來的價格信息。一系列的新型交易機制使電力市場在原有的現貨交易不穩定的狀態下轉為穩定，公平的競爭。
三、結束語
作為新電改的第四個配套文件，華北電力大學教授，能源與電力經濟研究咨詢中心主任曾鳴告訴《中國經濟信息》記者，“其明確了通過市場來確定電能交易的量和價，符合本次電改的總體思路，將鼓勵具備條件的省份在相關職能部門的指導下建立規范的跨省跨區電力市場交易機制?！睒酥局瓷钲诘鹊貐^電價向市場化邁進后，跨省區交易率先實現市場化。
跨省區輸電率先市場化
在中國，跨省區輸電的規模正日益擴大?！氨彪娔纤汀焙汀拔麟姈|送”等工程已經是人們耳熟能詳的。僅去年一年，我國的跨省區送電量就已經達到1.12萬億千瓦時（俗稱“度”），是全年全社會用電總量的五分之一。隨著電能跨省區流動逐年增加，也暴露出我國送受電結構不合理、輸送費用標準不合理、需研究補償機制等問題。
市場化被認為是解決上述問題的有效途徑?！锻ㄖ芬?，首先，送電與受電市場主體要通過協商或者市場化的交易方式確定電能交易的規模即電量，以及價格，并建立起相應的價格調整機制。同時，對于新建送電項目的業主和電價，鼓勵在競爭中形成。其次，鼓勵以中長期的合同形式確定送受電雙方的電量交易，并建立價格調整機制。最后，由于之前國家已經核定了部分跨省區電能交易的送電價格，此后可以由送受電雙方自行協商并重新確定價格，只需將協商結果報送國家發改委和國家能源局，如若無法達成一致，可以在有關部門協調下協商確定。
自2014年底起，我國在深圳開始了全國首個電價改革試點。為了推進這一改革，我國又相繼在蒙西、寧夏、安徽、云南、湖北等地進行試點，目的是讓更多的省區探索區域內的電價改革。而《通知》的，則促進了跨省區輸送電能的電價市場化，將改革延伸至區域之間的電力市場。
據曾鳴介紹：“總的來說，我國跨省跨區電力交易的總量還是比較大的。我國能源需求和供應在全國范圍內是‘逆向’分布的，尤其是未來大量新能源發電并網之后，西北地區的大量清潔能源將通過外送通道送到東部負荷中心，因此未來我國跨省區電力交易的規模還會進一步增加?！敝须娐摴嫉臄祿@示，去年，全國完成跨區送電量2740億千瓦時，同比增長13%；全國完成跨省送電量合計8500億千瓦時，同比增長10%。
在我國，長期以來各省間的電能交易一直是以計劃為主，具體到交易的電價和電量都是由地方政府確定。在眾多跨省區交易中，東北所有的跨省區交易、三峽外送、皖電東送和川電東送等都是由國家直接指令電量和電價并核準審批。南方區域的西電東送等主要由地方政府主導。
每年，國家電網都會在年初向各個省級公司下達年度跨區電能交易指導計劃，要求各省市電力公司將其計劃進入本年度的電力電量的安排。各個省級電網還會簽訂具有法律效力的購電合同，成為一種剛性的計劃指導。
而問題隨“計劃”的方式產生了。由于計劃的不靈活性導致了供電量失衡和電價分歧。2014年年中，在國家能源局的《電力交易秩序駐點華中監管報告》（下簡稱《報告》）中提及，2013年第一季度，華中地區電力供應雖然供大于求，但國家電網仍然按照計劃向其輸送了來自河南和山西的電力86億千瓦時，造成電力浪費。
除了供電量失衡，電價也有問題。上述能源局的《報告》中顯示，跨省區電量交易由于一直不能及時反映市場供需，違背了交易主體的意愿。以西北電力輸送華中的跨區交易為例，某些交易的電價和電量違背了一方意愿，價格高出購電方的訴求。
曾鳴說：“各省之間的‘壁壘’問題在跨省區電力交易中一直存在，是我國跨省區電力市場建設的一個難題，也在一定程度上阻礙了省間的資源優化配置?！彪S著跨省區交易市場化，可以在一定程度上解決上述問題。他認為：“未來，應當繼續優化頂層設計，從全局角度出發，不僅省內要電力電量平衡，還要注意更廣范圍內的電力輸送、相關配套設施建設。”
再核定成本促“形成”電價
輸電成本核算一直是新電改成敗的關鍵?！锻ㄖ诽岢觯瑖野l改委和國家能源局將組織對跨省跨區送電專項輸電工程進行成本監審，并根據成本監審結果重新核定輸電價格。輸電價格調整后，按照“利益共享、風險共擔”的原則將調整幅度在送電方、受電方之間按照1∶1比例分攤。
據曾鳴介紹：“跨省區電力交易是一個系統性工程，涉及的主體包括參數良好并且規模相對較大的發電站或發電基地，具備遠距離大規模輸送能力的電網，用電較為集中的負荷中心（包括大用戶及未來的售電公司等）?！逼渲?，電網的輸電費過高、收費不合理等問題一直受到相關交易主體的抱怨。
跨省區電能交易的輸電成本包括：電網使用費、管理服務費、輔助設施費和網絡接入費等。而最終的售電價格是由送電價格、輸電價格、線損和管理服務費共同組成的。
國家相關主管部門也曾指出，輸電費存在收費不合理的問題?！秷蟾妗芬苍峒埃瑢嶋H物理送電量才是收取輸電費的基礎，但在之前的調研中發現，某些區域跨省區電能交易輸電費是按照之前簽訂的合同雙向累加后得出的絕對值進行計算。得出的輸電費用高于關口表記錄的實際物理量。
早在三年前，原電監會就曾將云南貴州送廣東、西北送華中、四川送華東、東北送華北等跨省交易規模較大的電力通道作為樣本，核查電力輸送成本。形成的結論是，首先，電網公司收費環節過多、標準過高、存在多收費等問題。同時，電網公司網損的分攤不規范，網損費用過高。最后，輸電線綜合折舊率偏高。
此前，深圳等地的電價改革的一項重點工作就是重新核定本地區的輸電成本?，F在又要重新核定跨省區輸電價格，擴大了核定輸電成本的范圍，這對于電網公司厘清成本，以后專注于輸電業務具有重要意義。
關鍵詞：電力工業；節能減排；資源優化配置；發電權交易
中圖分類號：F123 文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2013）23-0070-03
1 基于政策面落實節能減排思路
首先要將可再生能源的作用充分發揮出來，全面推行節能調度工作模式，提高水電廠來水預測的準確性，保證水電廠水庫可以保持穩定高水位，提高水電機組運行的經濟性與穩定性。其次，全面推行火電減排政策，遵循“上大壓小”的原則，通過市場補償機制、發電權置換交易等技術，按照既定計劃關停小火電機組，提高機組的運行效率與效能。再次，提高電網系統運行的經濟性，降低輸電損耗，主要是對電網的運行電壓進行合理調整，提高負荷功率等。最后，要對污染排放進行嚴格控制，與政府環保部門互相配合，做好電廠排污的監管工作，針對某些排污不達標的發電企業可以采取相應的懲治措施，比如降低其發電利用小時數等；如果電廠機組的排放總量大于其年度指標，則要堅決對其發電生產進行限制管理，必要時可以勒令停止。
2 電力節能減排技術的應用
2.1 發電權交易
2.1.1 發電權交易相關概念闡釋。所謂發電權交易主要是針對一些無法執行合約發電量合同的發電機組而制定的一種多邊協商交易或集中撮合交易。在電力生產過程中，某些發電機組可能由于某種原因無法繼續執行其所簽訂的合約發電量合同，那么可以通過專門的電力調度交易組織的集中撮合交易或者多邊協商等手段，購買節能環保機組一定的電量，將這些電量合同用于對沖自身無法執行的合約發電量合同，其目的是為了降低違約損失。而有些高效節能環保機組，其在完成所簽訂的電量合同后，可能還會剩余一些發電能力，這部分剩余的發電能力可以通過上述手段以合理的價格出售，從中獲取利潤。由此可見，通過發電權交易，可以實現買、賣雙方的共贏，當然，前提條件是發電權出讓機組的邊際發電成本要高于受讓機組的邊際成本，其中燃料成本占機組邊際發電成本的大部分比例。通過發電權交易，一些高耗、高排、高成本的機組可以被一些低耗、低排、低成本的機組取代，最終實現降低發電總能耗、總成本的節能減排目標。
2.1.2 發電權交易的種類。嚴格說來，發電權交易屬于期貨交易的范疇，其通過市場的方式實現發電機組之間的電量替代交易行為。相應的發電權交易的種類包括以下四種：首先，將小火電的全部發電權電量關停，以高效、大容量的火電機組取而代之；其次，以大代小交易及用高效、大容量的火電機組取代火電機組的部分發電權電量；再次，水火置換交易，即采用更加環保的水電機組取代火電機組的部分發電量；最后，利用不受電網約束的高效、節能、環保機組取代受電網約束的低效機組等。一般情況下，發電權電量轉讓屬于二次交易，與初次取得的發電權電量有很大差別，所以在發電企業內部以及不同的發電企業之間可以進行發電權電量的轉讓。
2.1.3 發電權交易的影響?，F階段發電權交易在省內應用的相對較多，原因如下：跨省、跨區進行發電權交易，發電權電量出讓省的稅收就可能受到影響。通常省政府會將省內的發電指標做出明確規定，即確定發電權電量，如果電力裝機有剩余，跨省、跨區轉讓發電權電量，則出讓地區的發電利用小時數會受到影響而降低。在本省內進行發電權交易過程中，涉及到的相關單位部門相對較少，比如出讓企業、受讓企業及省電力公司，關系簡單，協調過程相對容易；而跨省跨區進行發電權交易，則僅在輸電過程中就需要調節出讓企業、受讓企業、區域電網公司等多家單位，增加了協調工作的難度。此外，受大環境體制的影響，跨省跨區進行發電權交易會對出讓省電網企業的經濟利益產生負面影響。不過，跨省跨區發電權交易也存在一定的積極影響，比如跨省跨區電力生產過程中，電煤供應、水電季節性來水影響等多個因素，可能會導致區域電網內各省電力供應出現季節性發電不足的問題，此時進行跨省發電權交易可以緩解這一問題；如果電煤供應普遍緊張，也可以借助外省政府及電力企業的支持，營造一個良好的外部環境。由此可見，如果跨省跨區發電權交易可以保證各方合理利益，同樣可以將其積極性充分發揮出來，實現多方共贏。
2.2 大用戶直購電交易
所謂大用戶直購電交易是指電力企業的大用戶向發電企業直接購電或者向售電商直接購電的行為。在購電過程中，用戶與電力企業通過協商或市場競爭等形成具體的交易價格?？梢灶A見，隨著電力產業市場機制的不斷形成與完善，大用戶直購電交易將是大用戶實施其選擇權的重要方式，并且該方式還會促進電力市場形成良性競爭，提高電力市場資源配置的有效性。
一般情況下，大用戶直購電交易是基于省電力市場交易平臺來完成的，具體交易模式包括集中撮合交易、掛牌交易等，分年度、月度來進行。不過，現階段我國大用戶直購電交易模式還存在一定的問題，比如公平性問題?，F行的電價機制中存在嚴重的交叉補貼現象，而且電力市場中未形成一套合理的輸配電定價機制，因此現階段的大用戶直購電試點其實就是在回避交叉補貼問題的情況下進行的優惠電價，那么不同的用戶、不同的發電企業就存在一個公平性的問題，并且會降低輸配電價水平，損害電網企業的經濟利益。因此，未來很長一段時間內，業界還需針對大用戶直購電交易模式中的多個問題進行深入研究，比如市場準入問題、交叉補貼問題以及交易模式等等。
2.3 年度差別電量計劃
所謂差別電量計劃就是在進行機組省內年度發電利用小時數的安排過程中，不再延用傳統的對各類機組平均分配發電利用小時數的“一刀切”的安排方式，而是充分考慮影響機組發電能力的各個因素后再進行計劃安排。影響機組發電能力的因素包括機組類型、實際容量與能耗、環保、區域等等。在年度差別電量計劃模式中，一些容量大、效率高、環保性好的機組的發電小時數會增加，而一些能耗高、排放大的小機組其發電小時數會減少，實現電力生產的節能減排。具體操作過程中，要針對機組類型、機組能耗、機組容量、環保差別、區域差別等五個因素，通過科學計算得出合理權重，以保證年度發電利用小時數計劃安排的科學性與合理性，引導電源投資，優化電源
布局。
3 結語
總之，在環境能源問題日益突出的今天，電力產業實行節能減排、資源優化配置是必然趨勢，而現階段我國電力工業市場化程度還相對較低，因此，要逐步建立健全市場機制，采用各種節能減排與資源優化配置策略，比如發電權交易、跨省外送電交易、大用戶直購電交易等方法，摸索出一條電力節能減排的新路子，增加大容量、高效率、環保機組的市場占有率，最終實現節能減排的社會效益與企業多方和諧共贏的經濟效益。
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國外電力雙邊交易主體構成情況分析國外電力雙邊交易的主體包括:交易性主體和非交易性主體。國外典型國家電力雙邊交易的交易性主體一般包括:發電商、售電商(包括躉售商和零售商)、中間商(包括交易商和經紀商)、終端用戶;而國外電力雙邊交易的非交易性主體一般包括:輸配電服務提供商、交易管理機構與調度管理機構。在交易性主體方面，各國交易性主體的多樣性主要體現在電力雙邊交易的中間環節，即售電環節。在售電環節，各國參與主體主要包括:售電商和中間商。售電商主要是指通過與其他交易性主體簽訂雙邊合約，進行電力轉運的市場主體，售電商主要包括躉售商和零售商;中間商主要指為促成電力供需雙方雙邊交易的達成，從事電力轉買轉賣，或起居中撮合作用的市場主體，中間商包括交易商和經紀商。售電商與中間商最大的區別在于:售電商一般擁有自己的輸配電網絡，而中間商則沒有自己的輸配電網。在非交易性主體方面，各國非交易性主體的多樣性主要體現在調度管理機構與交易管理機構的設置方式以及交易管理機構的細分上。目前，各國電力雙邊交易調度管理與交易管理的機構設置方式主要分為兩種:一種是調度管理機構與交易管理機構分開設置;另一種是調度管理機構與交易管理機構統一設置。而部分國家對電力雙邊交易的管理機構又進行了細分，包括:電力金融交易管理機構、平衡交易管理機構等。國外電力雙邊交易的交易種類分析隨著各國電力工業市場化改革的逐漸深入，各國電力雙邊交易種類也日漸多樣化?？傮w來說，根據劃分規則的不同，各國電力雙邊交易的種類可以分為以下幾種:按交易的地域跨度劃分，各國電力雙邊交易可以分為:跨國雙邊交易、跨區(省)雙邊交易、區域(省)內雙邊交易;按交易的時間跨度來劃分，各國電力雙邊交易可以分為:遠期雙邊交易、日前雙邊交易;按交易的主體劃分，各國電力雙邊交易方式可以分為:發電企業與電網企業的雙邊交易、電網企業之間的雙邊交易、發電企業與用戶的雙邊交易、電網企業與用戶的雙邊交易，以及發電企業之間的雙邊交易;按交易標的劃分，各國電力雙邊交易可以分為:實物雙邊交易和金融雙邊交易、電量雙邊交易和容量雙邊交易;電能雙邊交易和服務雙邊交易(包括輸配電服務、輔助服務等)。國外電力雙邊交易的交易方式分析按照交易組織方式劃分，國外電力雙邊交易的交易方式可以分為:集中撮合(場內)交易和OTC(場外)交易;按照交易達成方式劃分，國外電力雙邊交易可分為:基于物理合約的雙邊交易和基于電子平臺的雙邊交易。集中撮合雙邊交易主要是指在交易場所內達成的，由交易管理機構“牽線搭橋”，受交易管理機構監管的雙邊交易，集中撮合交易一般都有標準化的合約。OTC雙邊交易主要是指在交易場所外，由雙方自由談判達成的雙邊交易，有標準式的合同也有根據雙方需要特別訂立的合同。在發達電力市場國家的電力雙邊交易中，OTC交易一般占比較大;而在電力市場尚未完全成熟，市場化程度不高的國家，OTC交易一般占比較大。國外典型國家OTC交易大致比例為:英國:65%;美國PJM:70%;美國德克薩斯:80%;澳大利亞:65%;俄羅斯:30%;北歐:60%。隨著各國信息技術的發展，基于電子平臺的電力雙邊交易越來越普遍，特別是對于短期電力雙邊交易，電子交易平臺的優越性更加凸顯。在英國，超過80%的年度內雙邊交易都是通過電子平臺達成的。2．4國外電力雙邊交易機制分析國外電力雙邊交易機制包括:組織機制、平衡機制、價格形成機制、風險防范機制。隨著各國電力工業市場化改革的不斷深入，各國分別從組織機制、平衡機制、價格形成機制、風險防范機制4個方面不斷完善電力雙邊交易機制。
典型國家電力雙邊交易模式對我國的啟示
提高電力雙邊交易的靈活性，促進電力雙邊交易的大規模開展國外經驗已經證明僅僅依靠交易管理機構的“牽線搭橋”很難保證大規模電力雙邊交易情況下市場的運行效率。為此，各國紛紛在在電力雙邊交易的售電環節引入中間商從事“轉買轉賣”和“居中撮合”，降低了交易成本，提高了市場的流動性，從而促進了各國電力雙邊交易的大規模開展。目前，我國已開展的電力雙邊交易尚存在市場主體交易積極性不高，缺乏交易自主性等問題。適時引入中間商，對提高市場交易主體的積極性和自主性，進而促進我國電力雙邊交易的大規模開展具有重要意義。明確各參與主體的責權義務，有利于實現電力雙邊交易全面、規范的管理，提高管理效率國外電力雙邊交易中涉及主體較多，因此，各國電力市場對主體的準入、主體應承擔的責權義務進行了明確的規定。各交易主體在交易過程中履行相應的義務，由此保證了市場的有序運行。我國開展電力雙邊交易的過程中，有必要借鑒國外電力交易主體的管理模式，設計符合我國實際國情的規定，有效約束交易主體的行為，確保市場的規范化運作。國外雙邊交易種類構成對我國的啟示(1)大力推進跨區(省)電力雙邊交易的開展，實現資源大范圍優化配置通過對國外典型國家的電力雙邊交易的分析可以看出，各國跨區(省)電力雙邊交易占雙邊交易的比例較大。英國主要有英格蘭—威爾士跨區交易;澳大利亞則是通過更大范圍內的雙邊交易建立起了國家電力市場;美國主要依托其區域電力市場，大力開展跨區電力雙邊交易;北歐四國則依靠統一的交易管理機構(NordPool)，積極開展跨國電力雙邊交易;歐盟則建立其統一電力雙邊交易市場。目前，我國已經開展的發電企業與電力用戶雙邊交易主要局限于各省的地域范圍內。以省為單位的電力雙邊交易既不利于各區域內資源的優化配置，也不利于“西電東輸”“南電北送”等國家能源戰略的貫徹落實。隨著我國電力供需緊張狀況的緩解，各發電企業為實現較高的發電設備利用小時，都希望在本省以外開拓市場，要求參與跨省、跨區電力交易;用電企業也希望打破地區界限，在更大范圍采購電力，降低生產成本，規避經營風險。因此，我國應當借鑒國外經驗，發展跨區(省)電力雙邊交易，實現我國電力資源更大范圍內的優化配置。(2)積極開展不同時間跨度的電力雙邊交易，充分利用不同時間跨度下電力雙邊交易之間的套利關系，規避相應的市場風險通過對國外典型國家電力雙邊交易開展情況的分析，我們可以看出各國根據交易時間跨度的不同，建立了不同的電力雙邊交易。各國的電力雙邊交易按照時間跨度可以分為:中遠期雙邊交易和日前雙邊交易。通過賦予各交易主體對于不同時間跨度下各類電力雙邊交易的選擇權，市場中的各個交易主體可以充分利用不同時序下各類雙邊交易之間的經濟套利關系，規避市場中價格風險。目前，我國的電力雙邊交易種類單一，主要以中長期交易為主，缺乏近期甚至是日前的雙邊交易，這使得我國電力雙邊交易市場流動性不足。因此，我國應當盡快完善電力雙邊交易的時序種類，提高市場流動性，規避市場價格風險。(3)適時開展電力金融雙邊交易，利用金融工具確保市場的穩定運行國外典型國家電力金融雙邊交易主要分為:期貨交易、期權交易與差價合約交易。國外典型國家電力雙邊交易開展的情況可以看出，各國普遍建立起了電力金融衍生市場，廣泛開展電力金融雙邊交易，電力金融雙邊交易量占總交易量的比例較大(以澳大利亞為例，該市場的期貨交易量占NEM物理能量交易總量的22%)。期權、期貨等金融產品的引入為市場參與者管理電力市場的風險提供了有價值的工具。目前，我國尚未開展電力金融雙邊交易，各市場交易主體缺乏規避市場風險相應的金融工具。隨著我國電力工業市場化改革的深入，我國電力市場運行方式將更加靈活，市場參與者將面臨更大的交易風險，因此我國應當借鑒國外經驗，適時引入電力金融產品，開展電力金融雙邊交易，確保未來我國電力市場的穩定、高效運行。國外電力雙邊交易達成方式對我國的啟示(1)在雙邊交易開展初期，應主要開展集中撮合的電力雙邊交易根據以上對各典型國家電力雙邊交易開展情況的分析可以看出，在英國、美國等發達電力市場國家，電力雙邊交易主要為OTC交易;而在俄羅斯等電力市場欠發達國家，主要開展集中撮合的電力雙邊交易。在電力雙邊交易開展初期，各項配套機制尚不完善，雙邊交易面臨著信用風險等諸多風險，因此應當大力開展場內雙邊交易，充分發揮交易管理機構的監管作用和信用保證作用，確保電力雙邊交易的順利達成。而在電力雙邊交易的成熟階段，各項配套機制均已建立，各市場主體均已相互熟悉，此時應當鼓勵場外雙邊交易，以提高交易的靈活性和市場的流動性。目前，我國尚處于電力雙邊交易大規模開展的醞釀期，各項政策法規與相應的配套機制亟待完善。因此，在交易方式的選擇方面，應在現階段開展以集中撮合為主的場內交易，而在電力市場成熟階段適時開展OTC交易。(2)加強電力雙邊交易電子平臺建設，提高電力雙邊交易的信息化水平電力雙邊交易的順利進行，需要以大量的數據信息為支撐，電子平臺中技術支持系統的建設是交易市場中不可或缺的環節。在電力雙邊交易市場成熟階段，雙邊交易的類型將日趨多樣化，更需要通過電子平臺建設以提高雙邊交易效率。電力雙邊交易過程中所涉及的數據申報、負荷預測、合同管理、交易計劃的編制、安全校核、計劃執行、輔助服務、市場信息、考核與結算等環節均需要通過相應的技術支持系統完成。這些系統包括:能量管理系統、交易管理系統、電能量計量系統、電能量考核與結算系統、合同管理系統、報價處理系統、市場分析與預測系統、交易信息系統、報價輔助決策系統等。借鑒國外經驗，我國在電力雙邊交易開展過程中應當高度重視電子平臺建設，通過制定電力雙邊交易技術支持系統的實施方案、發展目標和運營規則要求，保證技術支持系統的實用性和適應性，提高電力雙邊交易的信息化水平。國外電力雙邊交易機制對我國的啟示(1)優化交易管理機制，促進電力市場和電力系統健康發展國外電力雙邊交易的執行過程中，維護電網安全穩定運行，是電網企業、購售方、售電方共同的社會責任。北歐和英國的電力市場交易機構和電網調度機構在形式上相互獨立，但由國家電網調度機構主導電力平衡市場。電網調度機構(系統運營商)主要負責平衡服務而不參與正常的市場交易，有效避免了電網作為自然壟斷環節參與經營可能產生的不公平行為。借鑒國外經驗，我國在開展電力雙邊交易過程中，應充分把握各相關主體的職責義務，做到分工清楚、權責明確，為市場參與者搭建公平合理的責任風險分配關系。(2)建立高效的平衡機制，確保各類雙邊交易的有序開展從國外典型國家電力雙邊交易開展的情況可以看出，電力雙邊交易過程中因供需形式變化、聯絡線約束等客觀原因導致合約無法順利執行，而出現交易不平衡的現象，需要引入平衡機制，處理雙邊交易達成與執行過程中出現的電力電量不平衡，包括由發電企業、用戶或輸配電服務等環節引起的不平衡問題，提高市場運行效率。我國目前雖然已經進行了發電側的集中競價試點，但真正意義上的基于市場的平衡機制尚未建立。因此，隨著電力雙邊交易建設的提速，我國應適時建立電力現貨交易市場(實時市場)，以之作為電力雙邊交易市場的補充，提高雙邊交易市場的運行效率。(3)明晰輸配電價與輔助服務價格，保證電力雙邊交易的公平開展電力雙邊交易真實價格的發現有賴于明確、清晰的輔助服務與輸配電價格。通過對國外典型國家經驗分析可知，輸配電價格與輔助服務價格是準確評估雙邊交易成本的關鍵。目前，我國尚未建立合理的價格機制。近年來，國家重點疏導了發電價格矛盾，但輸配電價兩頭受擠的狀況始終未得到合理的解決，電網建設的還本付息和資產經營效益缺乏必要的保障;此外，我國仍未實現輔助服務交易機制的市場化，輔助服務缺乏明確的價格。因此必須盡快推動我國的輸配電價改革，形成市場化的輔助服務交易機制，為我國電力雙邊交易的開展創造條件。(4)充分發揮交易管理機構的平臺作用，避免電力雙邊交易過程的潛在風險從國外典型國家經驗可以看出，交易管理機構在電力雙邊交易過程中發揮重要的平臺作用，如美國PJM市場針對電力實物交易建立了電力交易中心(PX)，針對電力金融交易建立了電力交易所，以此管理市場中的各類雙邊交易。電力雙邊交易的結算大多表現為信用結算，因此對交易雙方信用有較高要求。因此，加強交易管理機構對結算過程的介入有助于提高整個交易的信用等級，有效控制結算風險。在PJM市場，電力交易管理機構不僅為場內雙邊交易提供結算平臺，而且為場外非標準雙邊交易提供了交易、結算服務，并對此類交易的結算同樣進行嚴格的信用管理。若發電商和負荷服務商簽署大額、交割時間長的雙邊交易合同，則往往通過場外結算平臺進行結算，減少交易風險和降低交易成本。電力雙邊交易往往存在較大的信用風險，因此，在我國電力雙邊交易市場建設中，應當充分發揮電力交易中心在雙邊交易、管理、結算等過程中的平臺作用，在交易撮合、信息的基礎上，做好信用管理工作，以保證我國電力雙邊交易結算的公正性，維護各市場交易主體的利益。
結語
寧夏電力交易市場體系建設的實施路徑
完善市場管理體系，提升市場運營效率全面升級電力交易機構為有效促進電力交易機構的規范化、標準化運作，寧夏電力機構采取以下措施開展交易機構運營升級。一是升級服務理念。面向市場主體，秉承公平化、標準化、專業化服務理念，簡化電力交易業務流程，縮短辦理時間；建立信息共享平臺，實現交易信息公開共享。二是服務承諾。以客戶為中心，從市場主體管理、交易組織、電費結算、信息、政策落實、信息安全保障等方面向市場主體服務承諾，通過踐行承諾，推動服務能力和服務水平全面升級。三是升級業務協同。交易機構、調度、營銷、財務等部門建立橫向貫通管理機制，制定“輸電能力-交易計劃-安全校核-關口計量-月清月結”交易全過程管理流程，著力解決電能“上網”和“送出”的通道受阻問題。建立多維“安全網絡”為提升市場化交易的安全管理水平，建立多維協同的監管網絡。一是建立“縱向統一”工作體系。建立與北京電力交易中心、政府電力主管部門協同的工作體系，實現“業務全覆蓋、業務顆粒度大小一致、業務唯一、業務四級分類”，確保政策統一落實、統一貫徹，有效提升電力市場交易在國家與省級電網協同通暢。二是是建立政企、網廠“多方聯動”溝通體系。積極與政府電力主管部門及電力監管機構建立多方聯動溝通機制，建立電力市場交易信息定期制度，確保電力市場準入及注冊、電價疏導、市場化交易等工作滿足國家和地方政策和監管要求。四是建立閉環管理機制。交易機構內部各職能專業之間通過建立電力消納市場分析、交易計劃編制、電能結算等業務服務流程閉環管理模式。
發揮電網結構優勢，開發新能源交易模式
充分發揮寧夏地區清潔能源富集、特高壓密集的特殊優勢，圍繞新能源消納能力提升積極創新交易模式。實施“風火打捆”交易模式為促進區內新能源消納，創新實施“風火打捆”交易模式，“風火共濟”釋放改革紅利。通過交易機構新能源企業與火電企業開展大用戶交易合同電量轉讓交易，鼓勵和引導新能源企業通過“風火打捆”的形式參與區內直接交易，發揮火電運行穩定持續發電特點，推動風電和光伏的發電利用率雙提升。擴大新能源省間交易規模為加大跨省區新能源外送規模，依托寧夏電網超、特高壓直流外送電通道優勢，以電網安全為首要原則開展新能源跨區跨省外送電交易組織，通過與山東、浙江等東部用電負荷大省建立長期外送電合作模式，努力擴大中長期外送電交易規模。開展新能源與火電發電權交易結合寧夏火電機組和新能源機組運轉特性，通過創新開展省內新能源與火電發電權交易和跨區跨省發電權交易，力促發電成本高的燃煤火電機組將計劃電量轉讓新能源發電企業，進一步拓寬寧夏新能源消納途徑和范圍。開發多元交易品種結合現貨市場和清潔能源配額機制的準備、建設，研究探索電力金融交易、綠色證書交易等交易品種，同時開展網上公開公示交易專項行動，做好交易組織前、過程中、執行后全流程的公開公示。優先購電掛牌交易為優先購電交易品種，年度雙邊交易、月度雙邊交易、月度掛牌交易、月度集中交易、跨區跨省交易為電力直接交易品種，合約轉讓交易、月度預掛牌交易、日平衡交易為平衡類交易品種，富裕新能源外送交易為現貨交易品種，調峰輔助服務為輔助服務交易品種。
健全市場配套機制，助力市場有序運作
完善省間交易機制配合北京電力交易中心研究、編制《北京電力交易中心省間中長期交易實施細則》，完善省間中長期電力交易機制，推動建立科學合理的省間中長期電力交易實施細則，方便市場主體更好地參與省間交易。健全市場輔助機制以激發市場活力為核心，開發多種交易輔助機制，同時與當地電力主管部門、監管部門配合推進電能消納的政策機制，試點開展調峰輔助服務市場建設，積極推動電能替代交易，激活電能消納市場。建立偏差考核機制2017 年4 季度售電公司作為新的市場成員類別參加了電力市場交易，更多的市場主體對交易結果的剛性執行提出更高要求。目前合同偏差由簽約雙方線下處理，處理方式不規范，且隨著合同的進一步嚴格執行，發用雙方正負偏差電量均需進行偏差考核，需要為合同雙方提供更多的偏差處理方式。
建立市場風控體系，提升市場風險防范
建立市場信用評價體系開展寧夏電力市場信用評價體系適用性研究，從評價范圍、評價周期、評分標準、評價結果應用等多個方面進行論證分析，建立科學、適用的電力市場信用評價指標體系。市場主體信用評價分為場外評價和場內評價。場外評價使用場外指標，主要評價市場主體的財務狀況和通過其他渠道獲取的信用記錄；場內評價使用場內指標，場內指標分為綜合評價指標、懲罰指標、獎勵指標以及預警指標。建立行業聯合獎懲機制圍繞建設公平、公正、公開的電力市場環境，完善行業聯合獎懲機制。一是建立守信聯合獎勵機制，對信用評價結良好的市場主體，地方政府主管部門對其實施守信聯合獎勵機制。二是建立失信聯合懲戒機制，對發生嚴重失信行為的市場主體，一律列入“黑名單”，執行聯合懲戒。同時，視情況啟動強制退出市場措施、注銷其注冊信息、依法依規追究其法律責任。
效果及展望
能夠有效提升市場化交易規模
通過建立健全完善的市場化交易機制，主動搭建公開透明的市場化交易平臺，積極服務參與市場改革的市場交易主體，能夠不斷提升市場服務水平，參與交易的市場主體和交易規模大幅提升。
能夠探索出省級電力交易市場建設的新路
通過積極發揮大范圍資源優化配置優勢，創新開展跨區、跨省風光替代交易，實現政企、網廠、供用多方和諧共贏和經濟發展、環境治理有機統一的目標，引導政府、火電企業、電力用戶逐步認同并樹立了打破省間壁壘、放開市場主體參與省間交易的購電選擇權對激活市場競爭力、活躍市場、釋放更多電改紅利的觀點。能夠提升寧夏地區新能源消納能力通過組織新能源參加跨區跨省交易，能夠有效提高風、光、火打捆外送新能源電量占比，2018 年上半年，新能源參與各類市場化交易電量達到69.88 億kW?h，占新能源上網電量的48.97%。同時，有效降低了新能源棄電量，2018 年上半年，新能源累計棄電量3.54 億kW?h，棄電率2.42%，同比下降2.29 個百分點，新能源消納均位居國內前列。
參考文獻
