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跨區電力交易范文1
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
跨區電力交易范文2
【宏觀新聞】
1、上海電力上網電價上調
上海電力（600021）10日晚間公告，自7月1日起，上海市統調燃煤發電上網電價每千瓦時上調1.07分錢，調整后上海市燃煤發電標桿上網電價為0.4155元。根據國家跨省跨區電能交易價格形成機制，公司位于安徽省燃煤電廠的“皖電東送”燃煤機組上網電價每千瓦時上調1.51分錢。
2、保監會：上半年原保險保費收入同比增長23.00%
據保監會網站8月10日消息，2017年1-6月保險統計數據報告出爐。1-6月，原保險保費收入23140.15億元，同比增長23.00%。
跨區電力交易范文3
關鍵詞：南方電網；西電東送；電量預測
Abstract: Guangdong power grid is an important part of South China power grid, and only by participating in the trans-provincial power trades, the gird can make full use the potential benefits of eastern and western resources. Based on the current situations of the trans-provincial power trade, the paper explores the problems to be solved and proposes the power forecasting trend and factors .It is believed that the paper can provide beneficial reference for power trade.
Keywords: South China power grid; west to east; power forecasting
中圖分類號：TU74文獻標識碼：A 文章編號：
0 引言
西電東送作為西部大開發的重大項目之一，其目的在于優化區域資源配置，促進東西部協調發展，實現雙方共贏。文獻[1]提出了跨區跨省電力交易的總體思路、交易機制、交易模式。文獻[2]探討了三峽電力市場的競爭模式，對交易的商品、方式和機構進行了分析，提出了適合三峽電力市場的批發交易模式。文獻[3]介紹了南方電力市場西電東送雙邊交易模式及電價形成機制。在此背景下，本文旨在分析 “十一五”西電東送交易現存問題、預測西電電量及其影響因素，保證“十二五”西電東送的順利開展。
1 南方電網西電東送跨省交易現狀
1.1 “十一五”南方電網發展現狀
南方五省區資源分布和經濟社會發展水平不均衡，83%的水電資源和95%以上的煤炭儲量集中分布在云南和貴州兩省，而東部廣東省經濟總量約占區域總量的70%，用電量約占區域總量的60%，成為資源匱乏區。
截止2010年底，南方電網西電東送通道已覆蓋廣東、廣西、云南、貴州及海南五省（區），并與香港、澳門相連，東西跨度近2000公里，電源裝機總容量已達到16943萬千瓦，500kV輸電線路29181km，現已形成“八交五直”13條500kV及以上的大通道，其最大輸送能力達到2415萬千瓦，為2002年底南方電網公司剛成立的6.6倍，輸送電量為1117 億千瓦時。
1.2“十一五”跨省交易現狀
目前，南方電網跨省交易的主要特征是余缺調劑，規模偏小，市場不穩定，以云南富余水電跨省消納為主，以短期、臨時交易為輔
“十一五”期間，西電送廣東電量年均增長18.2%，最大電力年均增長16.2%，均遠高于“十一五”期間全省全社會用電量年均增長約8%、用電最高負荷年均增長約10%的增長速度。
1.3 “十二五”交易機制
“十二五”期間，南方電網西電東送交易模式可分為政府主導框架協議及企業自主交易兩類；也可分為長期、中長期、短期及臨時交易4種類型。計劃交易分為政府框架協議、中長期協議（五年）和年度合同三個層次落實。購售電?。▍^）政府根據國家“西電東送”總體規劃及本?。▍^）電力發展規劃簽訂5年及以上政府框架協議，其中約定每年豐枯季節的最大電力、電量等內容。
1.4 電價結構
2002年以來，上網電價、輸電價格及線損標準統一由國家發改委制定。“十一五”期間，國家發改委多次提高西電送粵電價，截止2010年，廣東平均上網電價為52.9分/千瓦時，西電平均落地價格為45.7分/千瓦時（含輸電和線損電價），年可節約電力成本為7.55萬元，盡管西電送廣東的平均落地電價逐年提高，但仍低于廣東平均上網電價，西電平抑廣東電價的效果十分明顯，使廣東省受益。
圖12010年西部送電省份落地電價及其組成部分
2分析現存問題與建議
目前，西電東送主要通過各省政府與南方電網公司簽訂中長期框架協議和年度購售電合同以保障西電東送的順利實施。由于交易機制不完善、條款約束力度不夠及考核機制缺乏有效性等原因[6]，針對實施過程中存在的上述問題，提出建議如下：
1、發揮廣東省主導性，增強省間政府的協調力度
“十一五”期間，年度合同電量分解由南方電網公司執行，造成與政府協商被動及計劃變動的隨意性。為保障協議的有效落實，建議在框架協議中確定年度計劃分解機制。
2、合理控制西電送粵的增長規模
考慮到高比例的西電對廣東省電網安全的沖擊性，如電流諧波沖擊、聯絡線故障以及嚴重自然災害等，均影響廣東省電力供應的安全可靠性；西部經濟發展、能源供應等問題將制約西電東送的后期保障能力。因此建議“十二五”西電規模應嚴格控制在廣東省全社會用電量的一定比例內。
3、完善西電固定電量及浮動電量的比例
為進一步完善西電東送交易規則，建議以省間框架協議為基礎，做好“十二五”期間各省電力平衡及電源規劃，固定電量為長期框架協議簽訂電量，浮動電量用以確保電力需求、水情氣候等因素造成的預測偏差量。
3 西電電量預測分析
3.1 灰色預測
對西電電量的發展趨勢的研究很多，主要集中于兩種方式：一是利用現有的數據，結合自我知識背景和現實國情的主觀分析方法，是最常見、最廣泛的一種方法。二是利用相關數據序列，建立動態模型對西電送粵電量的趨勢進行預測。本文分別應用Verhulst模型對電量進行分析預測。
灰色系統預測模型對樣本數據分布無特殊要求，在解決“小樣本”、“貧信息”的不確定性問題時具有顯著優勢。因此，對于非單調的擺動發展序列或有飽和的S形序列，則考慮Verhulst模型。
圖2實際西電比重與Verhulst模型預測比重的對比圖
4 結論
利用灰色系統方法為電量預測提供了一種定量決策方法，此模型最大優點是可以用較少的數據量進行較為精確的預測。
從預測結果來看，隨著社會經濟的快速發展，西電電量比例已越來越成為廣東省經濟發展的戰略目標。因此，盡早開展西電電量預報業務體系，可為廣東省經濟發展以及資源的優化配置和可持續利用提供強有力的技術支撐和保障。
參考文獻:
張森林, 張堯, 陳皓勇等, 大用戶參與電力市場雙邊交易的一種新模式[J]. 華東電力, 2010, 38(1): 6-10.
張森林, 屈少青, 陳皓勇等. 大用戶直購電雙邊交易最新進展情況. 華東電力, 2010, 38(5): 651-654.
張森林, 張堯, 陳皓勇. 大用戶直購電國內外交易實踐及成功經驗[J]. 華東電力, 2009, 37(6):993-998.
跨區電力交易范文4
關鍵詞排放交易體系；全球排放市場；可計算一般均衡模型
中圖分類號F224文獻標識碼A文章編號1002-2104（2014）03-0019-06doi：103969/jissn1002-2104201403004
全球氣候變化給人類生存和社會可持續發展帶來了嚴峻挑戰，世界各國意識到在實現經濟發展的同時，需要降低經濟增長所帶來的碳排放。碳排放交易體系（Emission Trading Schemes， ETS）作為基于市場機制下的政策工具一直被認為是成本有效的減排手段，正在被越來越多的國家所采用。目前已開展排放權交易體系的國家和區域包括歐盟、美國加州、澳大利亞、新西蘭、哈薩克斯坦、西部氣候倡議（Western Climate Initiative，包括美國、加拿大、墨西哥部分州/?。┮约爸袊纳钲诘鹊?，另有中國的部分省市以及韓國已經明確公布即將開展碳市場的計劃及實施方案。據世界銀行的統計，2011年全球碳市場總交易量達103億t CO2e[1]。
伴隨碳排放權交易體系在全球各國的日漸推廣，建立全球跨區域的國際性碳市場，以實現在更大范圍內匹配減排資源、降低減排成本的方案正在被人們廣泛討論[2-3]，但實際進展十分緩慢。這主要一方面是由于當前國際社會尚未形成統一而明確的減排目標，各國減排權責不明，同時也缺乏具有實際約束力的“自頂向下”的協調機構及機制來推進全球共同減排行動的開展；另一方面由于各國碳市場機制與實施細則存在較大差異，實現各區域自發的“自底向上”式的碳市場整合并形成一致性的交易平臺存在諸多機制障礙，具有巨大挑戰。此外，全球主要排放國家及區域只有歐盟已經實施了碳市場政策，盡管中國與美國已開始為建立本國碳市場做出準備，但是實際建立時間尚有很大不確定性。同時，全球還有諸如印度、俄羅斯等主要排放國尚沒有建立碳市場的行動計劃。因此，從目前來看，短期內建立全球框架下包含世界主要區域的全球碳市場具有很大的困難。
盡管困難重重，國際社會已經開始從區域層面與產業層面為建立全球碳市場做出努力。即將開展的歐盟與澳大利亞兩個跨區域碳市場鏈接就是一次重要的嘗試。澳大利亞政府已明確表示計劃在2015年左右建立本國碳市場并與歐盟碳市場實現交易對接[4]。如果該鏈接市場得以建立，將使歐盟與澳大利亞成為全球第一個建立在兩個獨立區域基礎上的國際性碳市場。除了與歐盟合作以外，澳大利亞也在尋求與包括中國在內的其他國家合作建立跨區域碳市場。對此中國也表現出較大興趣[5]，并已經在多個場合表示愿意在本國碳市場完善以后加入全球碳市場的意向[6]。當前中國已經著手在國內建立區域碳市場試點，為全國碳市場的建立做好準備。中國第一個地方性碳市場試點已經開始在深圳運行[7]，同時關于中國參與全球碳市場影響的相關研究也在逐步開展[8-9]。
本研究基于歐盟與澳大利亞碳市場，考慮中國未來加入全球碳市場后對全球碳市場交易規模及全球碳價的影響，以及國際碳排放權交易體系下對各國能源與經濟系統的影響。
齊天宇等：國際跨區碳市場及其能源經濟影響評估中國人口?資源與環境2014年第3期1模型工具
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二十世紀八十年代，以英國為首的西方國家為提高資源利用效率，降低電力生產成本，提高服務水平，開始對電力工業進行市場化改革，打破了傳統電力工業一體化管理模式，實行廠網分開，輸配分離，競價上網，電力工業開始從壟斷經營走向市場競爭。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。新的市場交易機制的形成和運做提高了電力工業的效率，同時也給各個市場主體帶來前所未有的市場風險，特別是價格波動的風險。2000年夏季美國加州電力危機的出現以及最近世界最大的電力和能源服務商安然能源公司的破產使人們對電力市場運營的復雜性有了一個新的認識。在滿足全社會利益最優的條件下如何穩定現貨市場，使電力市場的參與者能有效地防范和回避市場風險，已成為電力市場穩定發展的重要保證。
遠期合約（Forward Contracts）、期貨合約（Future Contracts）和期權（Option）等金融衍生產品的引入，不僅使市場參與者所面臨的價格風險大大減少，而且有助于提高電能供應的安全性和可靠性。建立一個包含電力遠期、電力期貨和電力期權交易的電力金融市場，以穩定電價和規避風險，是電力市場發展的必然趨勢。
我國競爭性電力市場的實踐探索始于1998年。1998年底，國務院決定開展“廠網分開”和“競價上網”試點，要求在上海、浙江、山東和遼寧、吉林、黑龍江6省市進行“廠網分開、競價上網”的電力市場試點工作。其中，浙江電力市場包括實時交易、日前交易和長期交易，其余5個試點電力市場包括日前交易和長期交易。2002年《電力體制改革方案》出臺后，電力市場化改革取得了實質性進展，五個獨立發電集團、國家電網公司和南方電網公司相繼成立。但2004年至今，東北區域電力市場曾經進入試運行，經歷了暫停，重啟的過程，目前已暫停運營，進入總結階段；華東區域電力市場曾經進入試運行階段，目前暫停運營：南方區域電力市場進入模擬運行階段。盡管目前市場處于暫停狀態，但電力交易仍然存在，特別是各級電力交易中心（包括國網和南網電力交易中心）成立后，電力交易相對活躍。
國內外研究現狀
Kaye R J等最早分析了電力市場中以現貨電價為基礎的電力遠期合約。
Green R等對英國電力合約市場的情況進行了研究。
Deng S J介紹了各類電力衍生產品及其在電力市場風險管理中的應用。
馬歆，蔣傳文等（2002）對遠期合約、期貨合約、期權合約等金融衍生工具在電力市場中的應用作了研究。認為電力金融合約市場的建立有助于電力現貨市場穩定有序的發展，同時對電力金融合約市場中的風險控制問題進行了討論。
王思寧（2005）對金融衍生工具風險體系中的市場風險進行了概述。
曹毅剛，沈如剛（2005）介紹了電力衍生產品的概念、原理和在國外的發展以及定價理論研究現狀，對電力期貨及期權合約進行了討論，并對我國開展電力衍生產品交易提出了若干建議。
李道強，韓放（2008）指出日前市場、雙邊交易和電力金融產品等非實時電力交易是為適應電力商品的特殊性而提出的金融交易模式。
何川等（2008）介紹了北歐電力市場差價合約的設計方案、運行機制、市場功能等方面，并分析市場主體應用差價合約的套期保值策略。
劉美琪，王瑞慶（2009）指出了電力金融產品市場應包括股票、債券等長期資本市場和期貨、期權等短期金融衍生產品市場，分析了電力遠期、電力期貨、電力期權等金融衍生工具的特點、作用及其不足，指出了我國電力資本市場中存在的問題，提出了相應的改革建議，對我國電力工業的市場化改革具有一定的參考價值。
黃仁輝（2010）建立電力金融市場的集合競價交易模型、連續競價交易模型、做市商交易模型和信息對市場價格的影響分析模型，通過交易模型和信息影響非必須模型展現電力金融市場的運行機理。并根據電力金融市場特點以及電力金融合約價格與電力現貨價格之間的關系特性，提出點面結合的電力金融市場風險預警模型與方法，為電力金融市場風險預控提供一種思路。
吳忠群（2011）運用不確定性下的最優決策原理，證明了電力的不可存儲性對電力期貨交易的影響，論述了其形成機制，分析了其運行結果。在常規的金融期貨交易規則下，電力期貨市場對現貨市場的價格發現功能將因投機者退出而喪失。
林欽梁（2011）證明了北歐電力市場運行的有效性，探討了電力行業參與者如何套期保值，并對電力現貨市場的價格進行預測。
孫紅（2013）通過對幾種主要的電力金融交易形式的探討，總結了電力金融市場建設中需要注意的問題。
電力金融市場概要
電力金融市場架構。電力金融市場包含了交易主體、交易對象以及交易規則等三個方面內容，如圖1所示。
交易主體為投資者、電力經紀人、電力自營機構和做市商等。電力兼營機構是指自己參與電力金融交易，而不能其他市場參與者進行交易的機構。
交易對象。目前常見的電力衍生品合約主要有電力期貨合約、電力期權合約、電力差價合約、電力遠期合約等。
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。
黃仁輝對電力金融市場微觀結構進行了闡述，將電力金融市場微觀結構分為五個關鍵組成部分：技術（technology）：各種支持電力金融市場交易的軟硬件，包括各種硬件設備、信息系統和人才。規則（regulation）：與電力金融市場交易相關的各種交易規則，保證市場秩序和穩定。信息（information）：電力金融市場信息主要包含政策信息、供求信息、交易信息、市場參與者信用信息。市場參與者（participants）：電力金融市場的市場參與者由投資者、電力經紀人、電力自營機構、做市商、市場組織者/運營者、市場監管機構等組成，普通電力用戶、個人投資者也有機會參與市場，但他們必須通過電力經紀人參與市場交易。金融工具（in-struments）：各種電力衍生品合約，如金融性電力遠期合約、電力期貨合約、電力期權合約、電力差價合約、金融輸電權合約等等。
北歐電力金融市場。北歐電力交易市場建于1993年1月，是目前世界上第一個開展多國間電力交易的市場。電力市場的主體是挪威、瑞典、丹麥、芬蘭四國在電力交易方面同時與俄羅斯、波蘭、德國等有跨區域的能源交易。
北歐電力市場有四個組成部分：一是場外OTC市場：二是場外雙邊市場：三是場內交易市場，其中包括日前現貨市場、日間平衡市場和電力金融市場：四是由各國TSO負責運營的北歐電力實時市場。電力金融衍生品交易存在于場內金融市場、場外OTC市場和雙邊市場，場內金融市場有期貨合約、期權合約和差價合約交易，OTC市場有標準化的遠期合約交易，雙邊市場則進行個性化的合約交易。
北歐電力金融市場。美國有多個獨立的電力市場，由不同的運營商負責運營，其中最成熟的是PJM電力市場、紐約州電力市場和新英格蘭電力市場，其市場模式大致相同，并以PJM電力市場的規模最大。在美國，從事電力金融產品交易和結算的交易所主要是紐約商業交易所（New York Mercantile Exchange，NYM-EX）和洲際交易所（Intercontinental Exchange，ICE）。
國際電力衍生品交易所。世界上先行進行電力市場化改革的國家在改革進程中相繼引入了金融衍生品交易。最早引入電力期貨交易的是美國的紐約商業交易所（NYMEX），1996年其針對加利弗尼亞——俄勒岡邊界電力市場（COB）和保羅福德地區電力市場（PV）設計了兩個電力期貨合約并進行交易，2000年又針對PJM電力市場設計了PJM電力期貨合約并進行交易：同年開展電力期貨交易的還有芝加哥期貨交易所（CBOT），針對Common Wealth Edison和田納西峽谷地區推出兩種電力期貨合約：紐約ISO、PJM和新英格蘭又推出過虛擬投標作為風險管理工具；金融輸電權（FTR）這樣的期權產品也得到了廣泛應用。北歐電力市場（Nord Pool）是世界上第一家跨國的電力金融市場，1993年挪威最先建立了電力遠期合約市場，第一個期貨合約于1996年引入Nord Pool，繼而又陸續引入期權和差價合約。北歐電力金融市場運營歷史最長，市場機制相對完善，衍生工具品種較為齊全，市場的流通性很好，被認為是成功電力金融市場的典范。之后的數年時間里，荷蘭、英國、德國、法國、波蘭、澳大利亞、新西蘭等國家也根據需要開展了電力金融衍生品交易。英國電力市場以場外遠期合約的雙邊交易為主，2000年開始引入期貨交易，但均為物理交割，相對于金融結算而言期貨流通性差，2002年倫敦國際石油交易所曾因電力期貨交易呆滯而取消了該期貨，后隨著電力交易體系的改進，2004年再次引入了金融結算方式的期貨。澳大利亞電力市場以多形式的金融合約交易為主，逐步發展了雙邊套期合約、區域間的套期保值合約、權益保護合約等，后來又引入了季期貨交易，采用現金結算。
先期從事電力金融衍生品交易的國家如下表所示：
電力金融衍生品
遠期合約。遠期合約是遠期交易的法律協議，交易雙方在合約中規定在某一確定的時間以約定價格購買或出售一定數量的某種資產。該種資產稱為基礎資產，該約定價格稱為交割價格，該確定時間稱為交割日。遠期合約是最簡單的一種金融衍生產品，是一種場外交易產品（Over the Counter）。遠期合約中同意以約定價格購買基礎資產的一方稱為多頭，同意以同樣價格出售基礎資產的一方稱為空頭。在合約到期時，雙方必須進行交割，即空方付給多方合約規定數量的基礎資產，多方付給空方按約定價格計算出來的現金。當然，還有其他的交割方式，如雙方可就交割價格與到期時市場價格相比，進行凈額交割。
電力遠期合約交易的合約內容，除規定交易雙方的權利和義務外，一般還包括供電時間、供電量、價格和違約時的懲罰量等主要參數，合約中也應說明將總交易電量分攤到實際供電小時的原則和方法，以便于操作。遠期合約簽訂的方式主要有雙邊協商、競價拍賣和指令性計劃3種。雙邊協商方式是由買賣雙方通過雙邊協商談判而直接達成年、月或星期的遠期合約。競價拍賣方式要求電力市場參與者在規定時間提出未來一段時間內買賣的電量及其價格，由電力市場運營者按照總購電成本最小及系統無阻塞為原則，來確定遠期合約的買賣方及遠期合約交易的電量和價格。電力市場環境下的指令性計劃方式則由主管部門按計劃實施，通常應用在有特殊要求的電力需求或者緊急調度情況下。
電力期貨合約。期貨合約是指交易雙方簽訂的在確定的將來時間按確定的價格購買或出售某項資產的協議。電力期貨明確規定了電力期貨的交割時間、交割地點以及交割速率。此外，物理交割期貨必須在期貨到期前數日停止交易，使系統調度有足夠的時間制定包括期貨交割的調度計劃。
根據電力期貨交割期的長短，可分為日期貨、周期貨、月期貨、季期貨和年期貨。根據期貨的交割方式可分為金融結算期貨和物理交割期貨。物理交割是指按照期貨規定的交易時間和交易速率進行電力的物理交割，該交割方式由于涉及電力系統調度，需要在期貨到期前數日停止交易，并將交割計劃通知調度，以保證按時交割。金融結算方式則不需交割電力，而是以現貨價格為參考進行現金結算，該方式下電力期貨可交易到到期前最后一個交易日。根據期貨交割的時段可分為峰荷期貨和基荷期貨。峰荷期貨是指期貨規定的交割時間為負荷較高時段的期貨，而基荷期貨則是指交割時段為全天的期貨。
曹毅剛，沈如剛論述了主要交易所電力期貨合約的概況。如表2所示。
各國電力期貨的應用情況如表3所示。
以下列舉了具有代表性的美國紐約商業交易所（NYMEX）針對PJM電力市場電力期貨合約，共有42種PJM電力期貨產品，為月期貨。
電力期權。電力期權是指在未來一定時期可以買賣電力商品的權利，是買方向賣方支付一定數量的權利金后，擁有在未來一段時間內或未來某一特定時期內以特定價格向賣方購買或出售電力商品的權利。電力期權合約不一定要交割，可以放棄，買方有選擇執行與否的權利。
根據電力期權標的物的流向，可分為看漲期權和看跌期權?？礉q期權的持有者有權在某一確定的時間以某一確定的價格購買電力相關標的物，看跌期權的持有者則有權在某一確定的時間以某一確定的價格出售電力相關標的物。
根據期權執行期的特點，可分為歐式期權和美式期權。歐式期權只能在期權的到期日執行，而美式期權的執行期相對靈活，可在期權有效期內的任何時間執行期權。此外，比標準歐式或美式期權的盈虧狀況更復雜的衍生期權可稱為新型期權，如亞式期權和障礙期權等。
根據電力期權的標的物，可分為基于電力期貨或電力遠期合同的期權即電力期貨期權，以及基于電力現貨的期權即電力現貨期權。電力期貨期權的交易對象為電力期貨、電力遠期合同等可存儲的電力有價證券，而電力現貨期權的交易對象為不可存儲的電力。
電力期權合約具有更大的靈活性，它存在四交易方式：買進看跌期權、賣出看漲期權、買進看漲期權、賣出看跌期儀，提供給那些剛做完賣出或買入交易在發現電力現貨市場價格變動不利于自己時做反向交易來彌補損失的一方。
以下列舉了美國紐約商業交易所（NYMEX）針對PJM電力市場的電力期權合約，共有3種PJM電力期權產品。
差價合同。差價合約，實質上是一種以現貨市場的分區電價和系統電價之間的差價作為參考電價的遠期合約。由于遠期合約和期貨合約的參考價格都是系統電價，但在現貨市場中發電商和購電商都以各自區域的電價進行買賣，不同區域之間有可能會因線路阻塞導致電價差別較大，可能會給交易者帶來巨大的金融風險。北歐電交所于2000年11月17日引入了差價合約。
差價合約的成交價格反映了人們對這種差價的預期值，其可能是正值，也可能是負值，還可能是零。當市場預測現貨市場中某個區域的分區電價可能高于系統電價時，差價合約的成交價格為正。反之，成交價格為負。預期相等時，成交價格為零。
跨區電力交易范文6
業內極為關注的2009年“煤炭產運需銜接會”(下稱銜接會)以破裂收場,表明“計劃電價”所導致的矛盾和問題,已到了難以調和的地步。從1998年到2008年,電力和煤炭產業經歷了兩個輪回,而“市場煤”(煤炭市場定價)和“計劃電”(電價計劃管制)的體制格局依然如故?！懊弘娒堋钡牟粩嗌?造成價格信號的嚴重扭曲,已對中國的經濟運行產生了嚴重影響。
2008年上半年,中國經濟已現下滑征兆,出口、工業增速和企業利潤增速均出現下滑;規模以上工業增加值和企業實現利潤的增速雙雙下滑。然而,由于價格信號的扭曲,電煤價格出現一輪逆勢飆升的行情。國家有關部門此時正忙于“限價”,這直接影響了中央對經濟形勢的判斷。
在銜接會上,冶金、工業用煤的價格已隨行就市做了調整,合同簽訂相當順利;但占“半壁江山”的電煤談判由于煤企的加價要求而破裂。其中最大的原因在于,“市場煤、計劃電”的體制,導致電煤價格脫離了供需關系,煤炭企業已經習慣了到時加價,通過“煤電聯動”將提高的價格傳導給下游――有多高的煤價,根據“成本定價、煤電聯動”的原則,電價都會相應“順出去”。實際上,同時期,以內蒙古為代表的很多地方,電力已供過于求,大量閑置。
談判破裂,再次凸顯進行電價改革和電力體制改革的必要性。電價改革,本應是中國電力體制改革的核心任務。這在2002年中央和國務院批準的電力體制改革方案中,已有明確表述。令人遺憾的是,近年來,電力體制改革陷于停滯,電價改革亦裹足不前。由于“煤電聯動”政策的實施,倒逼電價逐年把煤價“順出去”,導致電價政策在計劃的道路上越走越遠?！懊弘娐搫印睓C制,實質上成了煤炭和電力輪番漲價的機制,成為消費者不斷為之“兜底埋單”的機制。
在上網電價方面,中國近年采取的是平均成本定價。2004年,中國按價區分別確定了各地水火電統一的上網電價水平,并事先向社會公布。新建發電項目實行按區域或省平均成本統一定價,即“標桿電價”(“標桿”是指參照的標準)?！皹藯U電價”政策的出臺,摒棄了2004年以前按照補償個別成本的原則定價的模式,開始按照區域社會平均成本實行統一定價,不再實行一機一價。不過,下一步“競價上網”的改革試點,近年進展并不順利。
電網輸配電價方面,輸配電成本費用不清晰,未能建立有效的電網輸配電成本約束機制,從而導致獨立和合理的輸配電價機制和水平難以確立。其中一個現象是,電網企業降低或變相降低上網電價。某發電集團的統計數據顯示,上網電價每度電比國家確定的“標桿電價”低0.03元左右。而國家電監會的調研情況也表明,電網在銷售電價方面也存在提高、變相提高銷售電價的行為。此外,還存在對自立項目提高標準收費等問題。
雖然國家有關部門近期出臺了“輸配電價標準”,不過,上述問題使得實際執行中,輸配環節所收取的費用要遠高于標準。而跨地區(跨省、跨區域)電能交易價格和峰谷、豐(水)枯(水)電價政策,是電網“盤剝”發電企業的又一途徑。
有關方面的調查表明,跨省的交易規定不明確、不合理,交易中存在著上網電價偏低、電網收取費用偏高的問題;峰谷、豐枯電價政策不盡完善、合理,不同程度地降低了發電企業上網電價水平;新建發電機組試運營期間上網電價較低,不足以彌補變動成本,而且試運行時間普遍較長;此外,可再生能源發電價格、接入工程價格及電價附加補貼支付等政策也還有待研究完善。在銷售環節,銷售電價偏于僵化。這種基于計劃定價的方式,難以有效調節電力供求關系。
近日,國家發改委副主任、能源局局長張國寶撰文指出,金融危機使能源供需矛盾得到緩和,為能源行業“休養生息”、解決一些深層次矛盾提供了重要機遇。事實上,電價的改革也是如此。未來一兩年,將是一個難得的改革契機。
從上網電價看,應當用市場的辦法和力量來解決煤、電價格矛盾,而不是繼續“順出去”;應當加快電力定價機制的改革,讓市場去發現價格,而不是政府人為地確定價格。簡單地說,應用市場倒逼機制來約束煤炭和電力企業加強管理,降低成本,減少對價格調整的預期,這也可以減輕政府的壓力和矛盾。
