跨区电力交易精选(九篇)
前言：一篇好文章的诞生，需要你不断地搜集资料、整理思路，本站小编为你收集了丰富的跨区电力交易主题范文，仅供参考，欢迎阅读并收藏。
第1篇：跨区电力交易范文
宁夏电力交易市场体系建设的实施路径
完善市场管理体系，提升市场运营效率全面升级电力交易机构为有效促进电力交易机构的规范化、标准化运作，宁夏电力机构采取以下措施开展交易机构运营升级。一是升级服务理念。面向市场主体，秉承公平化、标准化、专业化服务理念，简化电力交易业务流程，缩短办理时间；建立信息共享平台，实现交易信息公开共享。二是服务承诺。以客户为中心，从市场主体管理、交易组织、电费结算、信息、政策落实、信息安全保障等方面向市场主体服务承诺，通过践行承诺，推动服务能力和服务水平全面升级。三是升级业务协同。交易机构、调度、营销、财务等部门建立横向贯通管理机制，制定“输电能力-交易计划-安全校核-关口计量-月清月结”交易全过程管理流程，着力解决电能“上网”和“送出”的通道受阻问题。建立多维“安全网络”为提升市场化交易的安全管理水平，建立多维协同的监管网络。一是建立“纵向统一”工作体系。建立与北京电力交易中心、政府电力主管部门协同的工作体系，实现“业务全覆盖、业务颗粒度大小一致、业务唯一、业务四级分类”，确保政策统一落实、统一贯彻，有效提升电力市场交易在国家与省级电网协同通畅。二是是建立政企、网厂“多方联动”沟通体系。积极与政府电力主管部门及电力监管机构建立多方联动沟通机制，建立电力市场交易信息定期制度，确保电力市场准入及注册、电价疏导、市场化交易等工作满足国家和地方政策和监管要求。四是建立闭环管理机制。交易机构内部各职能专业之间通过建立电力消纳市场分析、交易计划编制、电能结算等业务服务流程闭环管理模式。
发挥电网结构优势，开发新能源交易模式
充分发挥宁夏地区清洁能源富集、特高压密集的特殊优势，围绕新能源消纳能力提升积极创新交易模式。实施“风火打捆”交易模式为促进区内新能源消纳，创新实施“风火打捆”交易模式，“风火共济”释放改革红利。通过交易机构新能源企业与火电企业开展大用户交易合同电量转让交易，鼓励和引导新能源企业通过“风火打捆”的形式参与区内直接交易，发挥火电运行稳定持续发电特点，推动风电和光伏的发电利用率双提升。扩大新能源省间交易规模为加大跨省区新能源外送规模，依托宁夏电网超、特高压直流外送电通道优势，以电网安全为首要原则开展新能源跨区跨省外送电交易组织，通过与山东、浙江等东部用电负荷大省建立长期外送电合作模式，努力扩大中长期外送电交易规模。开展新能源与火电发电权交易结合宁夏火电机组和新能源机组运转特性，通过创新开展省内新能源与火电发电权交易和跨区跨省发电权交易，力促发电成本高的燃煤火电机组将计划电量转让新能源发电企业，进一步拓宽宁夏新能源消纳途径和范围。开发多元交易品种结合现货市场和清洁能源配额机制的准备、建设，研究探索电力金融交易、绿色证书交易等交易品种，同时开展网上公开公示交易专项行动，做好交易组织前、过程中、执行后全流程的公开公示。优先购电挂牌交易为优先购电交易品种，年度双边交易、月度双边交易、月度挂牌交易、月度集中交易、跨区跨省交易为电力直接交易品种，合约转让交易、月度预挂牌交易、日平衡交易为平衡类交易品种，富裕新能源外送交易为现货交易品种，调峰辅助服务为辅助服务交易品种。
健全市场配套机制，助力市场有序运作
完善省间交易机制配合北京电力交易中心研究、编制《北京电力交易中心省间中长期交易实施细则》，完善省间中长期电力交易机制，推动建立科学合理的省间中长期电力交易实施细则，方便市场主体更好地参与省间交易。健全市场辅助机制以激发市场活力为核心，开发多种交易辅助机制，同时与当地电力主管部门、监管部门配合推进电能消纳的政策机制，试点开展调峰辅助服务市场建设，积极推动电能替代交易，激活电能消纳市场。建立偏差考核机制2017 年4 季度售电公司作为新的市场成员类别参加了电力市场交易，更多的市场主体对交易结果的刚性执行提出更高要求。目前合同偏差由签约双方线下处理，处理方式不规范，且随着合同的进一步严格执行，发用双方正负偏差电量均需进行偏差考核，需要为合同双方提供更多的偏差处理方式。
建立市场风控体系，提升市场风险防范
建立市场信用评价体系开展宁夏电力市场信用评价体系适用性研究，从评价范围、评价周期、评分标准、评价结果应用等多个方面进行论证分析，建立科学、适用的电力市场信用评价指标体系。市场主体信用评价分为场外评价和场内评价。场外评价使用场外指标，主要评价市场主体的财务状况和通过其他渠道获取的信用记录；场内评价使用场内指标，场内指标分为综合评价指标、惩罚指标、奖励指标以及预警指标。建立行业联合奖惩机制围绕建设公平、公正、公开的电力市场环境，完善行业联合奖惩机制。一是建立守信联合奖励机制，对信用评价结良好的市场主体，地方政府主管部门对其实施守信联合奖励机制。二是建立失信联合惩戒机制，对发生严重失信行为的市场主体，一律列入“黑名单”，执行联合惩戒。同时，视情况启动强制退出市场措施、注销其注册信息、依法依规追究其法律责任。
效果及展望
能够有效提升市场化交易规模
通过建立健全完善的市场化交易机制，主动搭建公开透明的市场化交易平台，积极服务参与市场改革的市场交易主体，能够不断提升市场服务水平，参与交易的市场主体和交易规模大幅提升。
能够探索出省级电力交易市场建设的新路
通过积极发挥大范围资源优化配置优势，创新开展跨区、跨省风光替代交易，实现政企、网厂、供用多方和谐共赢和经济发展、环境治理有机统一的目标，引导政府、火电企业、电力用户逐步认同并树立了打破省间壁垒、放开市场主体参与省间交易的购电选择权对激活市场竞争力、活跃市场、释放更多电改红利的观点。能够提升宁夏地区新能源消纳能力通过组织新能源参加跨区跨省交易，能够有效提高风、光、火打捆外送新能源电量占比，2018 年上半年，新能源参与各类市场化交易电量达到69.88 亿kW・h，占新能源上网电量的48.97%。同时，有效降低了新能源弃电量，2018 年上半年，新能源累计弃电量3.54 亿kW・h，弃电率2.42%，同比下降2.29 个百分点，新能源消纳均位居国内前列。
参考文献
第2篇：跨区电力交易范文
在电改方法论上，必须跳出简单地把国家电网拆分并私有化的狭隘思路，从中国国家基本经济制度和经济安全出发，走出一条法人所有权背景下，在保持国家电网整体化的基础上，通过市场化改革和资本化重组走上现代公司制度的创新之路，通过资本市场和公众公司的途径实现电力企业的凤凰涅，让电力这样的国家基础产业像大船掉头那样平稳地在市场化的海洋中实现转型。
在电改总体思路上，由于电力体制改革牵一发而动全身，其改革应该与政府机构改革、政府职能转变同时推进，要将电力体制改革与发电、输电、配电、售电等各个环节相结合，与规范市场秩序、培育市场主体、优化市场结构、改变管理方式、政府职能转变等各项改革工作统筹推进。
电力改革应坚持市场化的导向，从售电侧引入竞争则是电改市场化的重要抓手。下一步应推进配、售分开，构建多个购电主体，售电企业直接向终端用户放开购电选择权，促进市场充分竞争。从售电侧引入竞争，就要全面推进大用户和厂商直接见面，借国网“跑路”，国网只收过网费。用户和厂商直接见面有利于促进合理价格机制的形成、合理市场竞争机制的建立，促进电力市场建设的完善。
目前，电力交易试点仅在我国少数省份、少数企业之间开展，电量交易规模非常有限，仅占社会用电总量的千分之几，并且电力大用户向发电企业直接购电主要采用政府指导、自由协商的方式。下一步除了要增加电力直接交易的省，扩大大型重化工企业直接购电的数量外，还可以鼓励医院、社区、学校、政府部门等用电单位和发电厂商直接见面。
第3篇：跨区电力交易范文
意见，并参考亚洲金融危机期间电力运行走势，我们对今年供需形势做了初步预测和判断。
一、电力供需形势总体将呈供大于求局面
由于导致2008年用电增幅回落的因素仍然存在，预计今年全社会用电增幅将在3―4%之间，全年电力供需形势总体供大于求。但受水库来水、燃料供应等不确定因素影响，加之一些电网建设滞后，仍不排除局部地区在枯水期或夏季高峰时段出现供应紧张。
（一）2008年用电回落原因分析
主要受高耗能产品和外贸产品用电增幅回落影响，2008年全社会用电量增幅为5.23%，同比回落9.6个百分点。分产业看，一产、三产用电增幅略有回落，居民生活用电增幅略有上升，二产对增幅回落的影响度高达102%，其中重工业约为92%。分行业看，影响度超过4%的行业依次是电力（26%）、冶金（22%）、有色金属（19%）、化肥（10%）、纺织（5%）、建材（4.5%）、氯碱（4%）和交通运输、电气、电子设备制造业（4%），小计94.5%，超出其占全社会用电量的比重约47个百分点。其中电力行业用电下滑是因社会用电下降，电力生产、输送过程中的电能损耗相应减少。分地区看，影响度超过4%的地区依次是山西（11.2%）、广东（10.2%）、内蒙（9.9%）、江苏（9%）、河北（7.9%）、山东（7.9%）、浙江（6.2%）、河南（5.8%）、湖南（4%），合计72.3%，超出其占全社会用电量的比重16.5个百分点。综合来看，河南、河北、山西的用电下降主要源于冶金、有色用电比重高，而广东、江苏、浙江则主要是受轻工、纺织、机械等产品出口回落较多影响。
（二）影响2009年用电增长的不利因素仍然存在
据国际货币基金组织（IMF）预测，2009年世界经济增长率将由2007年的5%、2008年的3.7%进一步跌至2.2%；全球贸易增长率也由7.2%、4.6%进一步下滑到2.1%。因此，我国相关行业受影响的程度仍难以在短期内扭转，也有可能进一步加剧。从有关协会和地方经济运行部门最近反映的情况来看，轻工、纺织、机械行业今年的出口订单大幅下降，并且库存增加，资金周转困难。我国钢铁的消费构成中，建筑用钢占50%左右，出口占10%左右；铝的消费构成中，建筑用铝占33%左右，出口占13%左右。由于当前房价仍然超出大多数消费者的承受能力，交易量难以大幅回升，相应的投资和建材需求也难有较大起色。因此，上述行业的用电增幅仍将保持较低增长。而一产、三产、居民生活用电增幅的变化不显著，对全年电力消费影响相对较小。
（三）今年月度用电增幅可能前低后高
一方面，2008年上半年用电增幅为11.7%，下半年基本零增长，基数前高后低；另一方面，当前电解铝等行业库存仍较高，消化库存需要一段时间，轻工、纺织等行业新订单较少，从接受订单到形成生产也需要一定时间。此外，从历史数据看，从固定资产投资计划下达到形成用电需求通常有半年的传导期。因此，今年用电增幅将呈现前低后高的态势，一季度继续负增长的趋势尚难以扭转，二季度有望走出零增长，三、四季度可实现一定幅度的增长。
（四）预计2009年全社会用电量增幅为3―4%
从时间上看，2008年5月份用电开始受到影响，9月份起趋势明显，而今年全年用电都将显著受到国际金融危机影响，时间较长。再从历史经验看，受亚洲金融危机影响，1997年9月至1998年8月，约一年时间我国全社会用电量当月增幅在4%以下（月度用电同比下降仅有两个月，幅度不足-1%），而目前情况较之那时明显严重，恢复的时间需要更长一些。从有关方面的判断看，各地经济运行主管部门对今年用电预计增幅的加权平均值约为4%；电网企业初步预计增长3%，力争实现5%；中国电力企业联合会预计增长3%。综合上述各方面因素，我们认为2009年全社会用电量有望实现3―4%的增幅，用电量达到35400亿千瓦时左右。
二、电力生产情况预测
2008年，年底总发电装机容量为7.93亿千瓦，全国全口径发电量为34334亿千瓦时，全年发电设备利用小时数为4677小时，其中火电4911小时。考虑用电增幅不乐观，相关发电企业建设进度适当放缓因素，预计2009年全国新投产机组8000万千瓦。扣除关停机组后，年底装机容量约为8.6―8.7亿千瓦。预计2009年全国发电量35450亿千瓦时，其中火电发电量28900亿千瓦时；全国发电设备利用小时数将在2008年已回落337小时的基础上进一步降至4300小时左右，其中火电设备利用小时数约为4500小时，比改革开放以来发电设备利用小时数最低的1999年还将分别下降100和200小时。
三、面临的主要矛盾和问题
受用电增幅下滑和新投运能力继续增加的影响，2009年我国电力运行的主要矛盾将由近几年的供不应求转化为供大于求，并由此引发一些问题和矛盾，需要及早研究采取相应的政策措施予以化解。
（一）发电生产组织难度增大
电力作为基础产业，具有准公共品性质，适度超前发展非常必要。长期来看，我国总装机容量仍有较大发展空间，当前电力供大于求只是阶段性的，如何满足经济发展对电力的需求仍是电力行业面临的首要问题。2009年，发电设备利用小时数进一步大幅下降已成定局，在此情况下，如何做到既充分利用水能、风能、核能等清洁一次能源，又不至于使火电企业经营状况雪上加霜；既尽可能发挥大型火电机组高效、环保的优势，又使一些担负调峰任务的中小火电机组顶峰发电能力得到维护，以确保电网安全和高峰时段的供需平衡，将是发电生产组织的主要难题和矛盾，需要统筹安排、综合协调。
（二）电力行业经营非常困难
主要受电煤价格较高，发电利用小时数大幅下降等因素影响，如没有相关调整政策出台，2009年火电企业将在2008年亏损数百亿的基础上，继续维持全行业亏损局面，资产负债率在超过80%的基础上进一步升高。受2008年8月调上网电价不调销售电价，替火电企业分担部分煤价上涨压力因素影响，电网企业经营也较为困难，如电价方面不能相应调整，也可能出现行业性亏损。
（三）跨区、跨省电能交易有待进一步规范
近年来，在各有关方面的共同努力下，跨省跨区交易电量持续高速增长，在余缺调剂、促进资源优化配置方面发挥了较好的作用，有力地缓解了部分地区、部分时段的用电紧张状况。但与此同时，一定程度上仍存在交易信息不够透明、变相压低上网电价等问题，预计2009年这方面的矛盾将更加突出。
四、有关建议和措施
（一）加强发电生产组织
各地电力运行部门应按照保障电网安全、服务于保持经济平稳较快增长、兼顾效率和公平的原则，做好发电生产的统筹组织和协调工作。全面推行差别电量计划。全额安排可再生能源并网发电项目的上网电量；优先安排大型水电、核电、热电联产、资源综合利用机组发电；低污染、高效燃煤发电机组的年利用小时数应明显高于高污染、低效机组的年利用小时数。按照交易各方自主协商确定交易电量和交易价格的原则，会同有关方面制定、完善清洁、高效机组替代中小火电机组的实施办法，并做好组织实施工作，推动节能减排，缓解一些发电企业经营压力，维护职工队伍的稳定。
（二）支持电力企业摆脱困境
有关方面应密切关注电力企业经营状况的变化趋势和出现的新情况、新问题，建议在必要的情况下，采取注资、减税和调整电价等措施，支持电力企业摆脱困境。
第4篇：跨区电力交易范文
雄关漫道真如铁。2007年12月24日，国家电网（下简称国电）647万千瓦发电资产相关八家电厂的控股方国网新源公司，与七家受让公司签署了安全生产责任及管理权转移协议。国电647项目发电资产变现任务的完成意味着自2002年启动的第一次电力体制改革的厂网分离工作终于艰难地接近收官。
继920项目转让后，647项目的收官是否意味着电力改革和国电的战略定位和布局至此进入了而今迈步从头越的境界？显然，厂网分离的收官只是一个休止符，国电真正的清晰的战略布局和内涵式改革将取决于输配分离和配售分离改革的有效推进。
厂网分离收官
2007年5月31日，国家电网通过协议向国电集团等转让了920万千瓦发电资产,转让价格为187亿元。该发电资产涉及到包括7家上市公司在内的38家企业,相对于119.7亿元的账面净资产,此次交易的溢价为56％。
2002年启动电力体制改革，当时允许国电保留920项目，主要是希望能用这部分资产支付国电公司主辅分离的改革成本，为下一步从电网中剥离电力修造、送变电施工和勘探设计等辅业单位做准备。据悉，国电解决主辅分离的员工问题耗费约187亿元，而920项目的出售正好填平了主辅分离的改革成本。
2007年12月14日，国电647项目资产的出售也达成了初步协议。根据电监会公告，国电647万千瓦发电资产的主要受让方为华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、中电投集团、神华集团和湘投控股等七家电力公司。此次双方签署的协议是安全生产责任、管理权和领导班子三项权限的移交，正式转让协议签署、资产交割、工商变更等实质性工作将在今年1月后进行。
据报道，647项目以资产评估价格为基础，同时参照可比市场交易价格，以溢价20％出售（资产溢价17％，另加因控股所产生的3％的溢价），也就是说溢价水平不到920项目的一半。相对于920项目的资产质量，647项目资产主要为老厂，人员负担较重，成本优势较差。根据2002年的改革，647万千瓦发电资产保留在国电公司的用途是补充国电的资本金。
显然，国电647项目资产的最终协议转让，意味着尾大不掉的厂网分离改革基本破题。这虽然比2002年提出的要求两年内变卖转让迟到了三年左右，但其意义则相当深远。
从某种程度上讲，647项目资产的最终转让表明，发电侧的市场化改革框架基本构造完毕，中国电力体制改革即将进入第二个环节――输配分离、配售分离阶段。下一步在发电侧的改革重点主要是清理国电公司旗下各省级和区域电网公司近年来新建的以各种形式存在的“三产”发电项目。
貌似左右为难
如果说厂网分离是发生在发电企业与国家电网、南方电网间的外部改革，那么以输配分离和配售分离为主的售电侧改革则是电网公司的一场脱胎换骨的革命。显然，在电网公司高度垄断的情况下，在售电侧推进改革的阻力将会大得多。
2006年9月1日，国家电网电力交易中心正式投入运行，并初步形成了国家、区域和省级三个层次的电力交易中心，满足省内、省间和跨区域、跨流域电量交易的需求。三级电力交易中心的搭建为国电公司总部、区域电网公司和省电力公司实施市场交易与电网调度职能的分离创造了条件。
接着，2007年10月26日国电宣布国家电网电力市场交易运营系统正式投入运营。国家电网电力市场交易平台具备电力市场运营完整业务流程所需的各项技术功能，不断为市场交易提供更好的服务。平台的搭建客观上为售电市场改革打下了基础。
目前输配分离改革争议的焦点是在国电内部实行配电业务的独立，并维系输配调度的全国性统一，还是从国电中完全独立出配电业务，使得国电成为一个相对单一的电网资源建设和提供商。
如果把配电业务独立出来，那么国电的售电业务也将受到影响。这一方案意味着国电公司将变为电网资源供应商，主要从事输电业务，而这一方案的不利之处是影响电网和电力调度的有机统一，可能会影响电力调度效率。
如果配电业务只是在国电内部实现独立，虽然解决了电网与电力调度的有机统一性，但不利于售电环节市场化改革的有效推进。即不论是发电侧市场竞争，还是售电侧电力市场竞争，国电这只看得见的手始终影响着市场运作效率，甚至可能制约市场机制的有效发挥。
因此，输配分离改革决定着电力配置和调度的有效性。如果输配业务难以科学厘定，下一阶段的配售分离改革就难以有效推进。
谁为谁服务？
根据2002年电力体制改革的整体战略规划，厂网分离、输配分离和配售分离三个递进层次的改革充分体现了权力分配的相互制约、相互依存和相互促进的关系，是电力市场根据不同职能分工协作的改革方略。即在发电侧和售电侧引入充分的市场分离，在电力输配（主要指电网资源和电力、电量等调配）领域通过引入不同的市场主体进行输配功能分离，从而防止电力市场中由于过度的资源和功能垄断而导致市场效率下降。而具体到电网资源，通过设置国家电网、区域电网和省级电网三个层次的电网资源和电力交易系统细分出多层次的电力交易市场。
目前，对于要不要进行输配分离和配售分离改革基本没有争议，争议的焦点是如何市场化的问题。对于电网公司来讲，更乐意接受的方案是在国家电网和南方电网的现有框架下引导售电侧的市场化改革，目的是不过度破坏当前电网公司的利益格局。如在电网公司内部独立出一个独立核算的配电实体，从而实现输配分离，然后在最终售电侧实现多卖家的市场竞争格局。
这一方案实际上是基于电网现有地位和功能不发生变化的情况下实行售电侧的市场化改革，它的好处是保证了输配环节的有机统一。
然而，这实际上会使得电网公司在电力市场中占据了绝对的优势地位，不论是发电侧的多卖家竞争主体，还是售电侧的多卖家竞争主体，在电力市场中必然处于与电网公司的不对等的劣势地位。
如电厂向实际买家或电力交易市场服务商销售电力资源，必须通过电网公司输电并进行电力调度，否则很难卖出去;而将来形成的多卖方电力销售服务商和电力交易市场，如果要向用户销售电力，需要通过电网公司的输配协调，否则将面临无米出售的局面。
笔者不禁要质疑，以这种方案为基础的电力市场改革，究竟是电力市场化在为电网公司服务？还是电网公司为市场化服务？
一场利益的博弈
按照现有政策，一旦区域电网成熟，国网将与区网“分家”，而国家电网公司能够调配的输配电资产、电能交易将受到挤压。
目前，国家电网公司着力推进的“一特三大”战略（即特高压输电、大核电、大水电和大煤电），在系统内推出电力交易中心和电力市场交易系统等，都在一定程度上强化了国家电网公司在电改中的博弈筹码。如特高压输电将在一定程度上弱化了区域电网的现有功能。显然，这种局面是电力体制改革小组和发电企业、售电服务商和最终用户都不愿意看到的。
输配分离如何摆脱明显的利益纠葛，如何真正实现独立，将成为电力体制改革进一步有效推进的关键。输配是否只有统一到电网公司旗下才能体现其有机统一性和更富有效率。笔者认为，未然。
首先实现彻底的输配分离。一方面，可以通过把电网公司定位为专业的电网资源运营和租赁商，并在条件成熟的条件下，将国网、区域电网打造成相互独立核算的经营实体。为打破省级行政区域对电力市场的干预，应将省级电力公司作为区域电网公司的子公司。区域电网间的输电通畅问题让独立于区域电网公司的利益第三方国家电网公司承担。
另一方面，通过与不同的层次的电网公司签署电网资源租赁合同使用电网资源，把电力调配功能从电网公司中彻底独立出来。通过在电力调配公司领域引入多元竞争，将完全可以通过市场机制发挥作用来增强输配功能的有机统一，提高电力调配效率。
第5篇：跨区电力交易范文
关键词 电力调度；风电运行；可靠性
中图分类号 TM73 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-（2012）112-0226-02
风能是一种清洁的可再生能源，也是目前可再生能源中技术相对成熟并具规模化开发条件和商业化发展前景的一种能源。在各种可再生能源发电形式中，风电最具规模开发前景，但其弱点也很明显，即可变性大而可预测性差。当风电所占比例不大时，风电出力的变化可由互联电网的相邻电网提供支持，但风电装机超过一定限度后，就只能靠传统的煤电、水电机组补偿其出力的变化。
电力系统经济调度是电力系统经济运行的重要课题，其目标是实时调度发电机组出力，以较少的发电成本保证机组发电与用电负荷之间的平衡。由于风力发电不消耗化石燃料，中国政府制定了可再生能源法限定电网公司必须全数收购所有可再生能源发电。因此，风力发电占全系统装机容量的上升将对我国电力系统的的经济、稳定运行造成重大的影响。本文重点讨论电力调度在风电并网后对提高电网运行可靠性的作用。
1 风电机并网对电力系统的影响
风电产业之所以得到迅速发展，是因为大规模风电机并网具有良好的环境效益和社会效益。具体来说，风电机并网带来的效益主要有：大量减少污染气体的排放；使能源供应多元化，减少对煤炭、石油等化石燃料的依赖；为社会提供绿色、充足的电力支持；风能为可再生能演、永不枯竭；等等。但是，由于风能具有随机性强等特点，因此风电机并网也对电力系统造成了一些影响：
1）风速的波动会引起风电机吸收无功的变化，当系统电压由于风电波动而下降时，机端无功补偿量也会下降，造成无功缺额的增大，进一步恶化电压水平，造成电网崩溃。同时当风电机停机后，风电场的有功输出减少，无功需求也相应减少，系统会失去这部分无功负荷而导致电压水平偏高。为了解决这个问题，目前的变速风电机都能实现无功控制功能，从而提高系统电压的稳定性。
2）当风电场容量在系统中所占比例较大时，其输出功率的随机波动会对电网的频率产生很大的影响。当常规火电机组或调频机组的可调容量较小时，可能会出现备用不足的情况，从而造成较大的频率变化。
3）风电机的一些固有特性，例如风剪切、叶片重力偏差和风速的波动等，会造成风电场的电压波动，进而可以引发电压闪变；当风电机中的电力电子装置设计控制不当时，将会向电网中注入谐波电流，引起电压波形的畸变，对电能质量产生严重的影响。
虽然风电机并网对电力系统有一定的影响，但是随着电力调度的自动化技术以及风电技术的不断完善，各种问题正在逐步得到解决。
2 电力调度自动化的主要功能
电力调度自动化系统采用成熟的计算机技术、网络技术及通讯技术等，符合相关的国际和工业标准。电力调度自动化系统的主要功能包括： 数据采集、信息处理、统计计算、遥控、报警处理、安全管理、实时数据库管理、历史库管理、历史趋势、报表生成与打印、画面编辑与显示、Web浏览、多媒体语音报警、事件顺序记录、事故追忆、调度员培训模拟等。重要节点采用双机热备用，提高系统的可靠性和稳定性。当任一台服务器出现问题时，所有运行在该服务器上的数据自动平滑地切换到另一台服务器上，保证系统正常运行。系统有健全的权限管理功能。能快速、平稳地自动或人工切除系统本身的故障，切除故障时不会影响系统其他正常节点的运行。调度主站是整个调度自动化监控和管理系统的核心，从整体上实现调度自动化的监视和控制，分析电网的运行状态，协调变电站内RTU之间的关系，对整个网络进行有效的管理使整个系统处于最优的运行状态。电力调度自动化系统是监控电网运行的实时系统，具有很高的实时性、安全性和可靠性。
3 电力调度对风电运行可靠性的重要意义
加快开发绿色可再生能源是解决能源与环境问题的重要手段，其中风能是目前最具有开发利用前景和技术最为成熟的一种新型可再生能源。随着风电技术的不断成熟，目前风力发电已经成为世界上发展速度最快的能源类型，正在向着大规模、大容量、产业化的方向发展。中国电力科学研究院通过大量的研究指出，在风电穿透功率不超过8%时，我国电网一般情况下不会出现较大的技术问题，而目前我国能源产业结构中风电的比例还很低，远远低于 1%，因此还有相当大的发展空间。
风电出力的间歇性和波动性特点是导致风电并网及消纳困难的根本原因。要有效解决这一难题，需要从电源结构、电网结构和电网调度运行等方面着手。
我国风电资源主要集中在“三北”（东北、西北、华北北部）地区，其风电并网装机容量占全国风电总装机容量的90%，但该地区以火电为主，且多为供热机组，电源结构单一，互补能力不强，系统调峰、调频资源不足，难以实现大规模风电就地
消纳。
我国生产力水平与包括风电在内的一次能源资源呈逆向分布，这客观上决定了我国能源发展必须走集中开发、大范围资源优化配置的道路。加快建设以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网，有利于在更大范围内实现大规模风电
消纳。
电网集电能传输、市场交易、优化配置等功能于一体，具有典型的网络特性和显著的规模经济性，且发电、输电和用电必须瞬时平衡，在客观上就要求电网实行统一调度、统一管理、全国联网。风电的大规模接入使得这一要求变得更为迫切。充分发挥我国电网统一调度和管理的优势，实现电网调度一体化，一方面有利于保证电网安全与经济运行，预防类似印度大停电事故的发生；另一方面，也是加快风能等新能源的开发利用、提高电网消纳新能源能力、保障我国新能源产业持续健康快速发展的重要
举措。
综上所述，随着我国风电的不断发展，风电运行的可靠性对风电调度的优化提出了更高的要求。
4 提高电网调度能力的手段
如前文所述，电网调度能力不足是当前约束电网接纳风电的主要瓶颈之一。因此，当前，对如何提高电网的调峰能力正逐步受到关注，主要手段包括：
1）优化电源结构，加大调峰电源建设。我国电源结构以煤电为主且将长期难以改变，“三北”地区的供热机组也占有较大的比重，系统调峰困难；未来我国核电（出于安全等考虑，一般不参与系统调峰）将进入大发展时期，预计2020年将达到8000万kW左右。因此，要促进中国风电大规模发展，提供电网接纳空间，必须优化电源结构，增加调峰电源容量。
2）发展风电储能技术，平滑风电调峰特性。在风电场端口接入大规模分布式储能系统，将低谷风电转化为高峰电能，平滑风电入网曲线，在一定程度上可提高系统的调峰能力。然而，由于我国当前采用电网无条件全额收购风电的政策，各风电场尚无动机对输出进行平滑控制。因此，消纳政策的调整，是大规模发展风电储能技术的一个前提。
3）改进调度模式，实现跨省、跨区平衡。前文所述表明，当前我国的分省平衡的调度模式不利于在区域范围内对风电进行调节。因此，通过改进调度模式，完善联络线指定、调整及考核制度，协调风电和调节电厂之间的利益关系，实现在区域范围内平衡风电，充分利用省间电源结构的互补性，即可提高电网的风电接纳能力。
在跨省乃至跨区通道上平衡的风电调度模式，会引发跨省、跨区间产生较为频繁的实时电力电量交易，将对现行的电网调度及市场交易模式产生较大变化，特别是在目前市场体制尚不健全的情况下，操作实施和电量结算上还有一些具体困难。因此需要认真研究风电在省际间乃至区域间消纳的市场机制和配套的补偿政策，积极引导区域内和区域外市场介入到对风电的平衡与消纳之中。
5 结论
为有效解决我国大规模风电的并网和消纳问题，国家电网公司确立了“建设大基地、融入大电网”的工作思路，加快坚强智能电网建设，加强统一调度和统一管理，充分利用现有的跨省、跨区输送通道，通过全局优化调度，增强系统调峰、调频能力，在大范围内实现风电的并网和消纳，有力支撑风电基地的大规模建设和风电资源的高效利用。因此，电力调度在提高风电运行可靠性上有重大作用。
参考文献
[1]周玮，孙辉，顾宏，马千，陈晓东.计及风险备用约束的含风电场电力系统动态经济调度[J].中国电机工程学报，2012，01.
[2]周任军，姚龙华，童小娇，彭莎，李斯.采用条件风险方法的含风电系统安全经济调度[J].中国电机工程学报，2012，01.
第6篇：跨区电力交易范文
【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
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.
第7篇：跨区电力交易范文
1997—2002年，国家实施政企分开改革，国家电力公司成立，负责电力行业商业运行的管理，《电力法》的颁布实施赋予电力企业作为商业实体的法律地位；电力行业的行政监管和监管职能移交给国家发展计划委员会和国家经济贸易委员会。上述电力体制改革的举措，初步确立了国家电力公司、煤炭企业、下游用户等相关利益相关方的关系运作模式。2003—2005年，电力体制改革打破了原有国家电力公司集发、输、配、售为一体，垂直运营、高度集中的体制，实行了厂网分开，成立国家电网公司、南方电网公司两大电网公司，发电侧形成了五大发电集团与神华集团、华润集团等中央发电企业以及众多地方、外资、民营发电企业多家办电、多种所有制办电的竞争格局。根据企业生态系统理论，国家电网公司生态系统可以定义为：公司生态系统由电力供应链成员（包括发电燃料供应企业、发电企业、电网企业、用户等）、直接利益相关方（包括政府、电力规划设计建设企业、装备制造企业等）、间接利益相关方（包括行业协会、媒体、科研机构、金融机构、战略伙伴等）构成，通过能量流、物质流、信息流和价值流的交互，形成彼此相互影响、相互依赖、共同作用的共赢共生的价值体系公司生态系统既受经济、能源、环境、技术等外部因素影响，同时系统成员行为也将影响和改变外部因素。公司生态系统与外部因素之间存在相互影响、相互依存的关系。在国家电网公司生态系统中，政府制定能源战略与规划、核准重大项目、核定电力价格，直接决定系统的生产力布局和利益分配机制；公司是价值平台的建设者，承担骨干型成员角色；发电企业和用户通过价值平台实现价值流、能量流和信息流的交互；规划设计建设企业提供工程项目规划、评审、设计、施工等全环节基础设施建设服务；装备制造企业、行业协会和科研机构为系统提供设备和政策技术指导，媒体是社会舆论的传播者和企业行为的监督者。国家电网公司生态系统作为重要的战略思想，其内涵是指公司以电网为载体，搭建综合价值平台（电力调度运行平台、能源环境资源优化配置平台和社会公共服务平台），推进利益相关方的协调互动，促进各方达成价值共识（“一识”），追求系统价值创造最大化和价值分享最优化（“两化”），实现系统成员的共生、共赢和共享（“三共”）。其中，共生是指系统成员共同发展；共赢是指尊重各方的利益诉求；共享是系统成员的价值分享应该得到优化。
二、国家电网公司生态系统特征
一是公司生态系统正处于并将长期处于动态演进调整阶段，随着能源技术的不断发展和体制机制改革的逐步深化，系统成员将面临更多的创新挑战与生态位调整的压力。二是行业规划决策严重影响系统运行效率的提升和价值创造能力。电力行业固定资产存续周期长，政府、发电企业、电网企业等利益相关方需要统一战略思想、统一规划、协调系统运行。三是公司生态系统的演进与发展直接关系多方利益主体。系统覆盖社会经济各主体，产业链长，具有种群数量庞大等特点。四是政府在公司生态系统中处于主导地位，直接影响公司生态系统成员的利益关系，影响整个生态系统的基本格局和发展演进。五是公司具有显著的市场优势地位，同时承担维护生态系统健康发展的重要责任。相对其他利益方，公司是发电企业、用户之间赖以生存的价值平台构建者。
三、国家电网公司生态系统健康评价
第一，价格制定与传导等政策机制不完善且执行不到位，影响了系统成员间的利益平衡。受政府管制的能源电力价格未能及时反映市场供需关系，严重影响了公司生态系统各企业成员间的利益平衡，“煤炭-发电-电网”产业链上的系统成员经营业绩起伏不定，影响系统成员的可持续发展。第二，规划机制不完善，系统成员缺乏明确的发展指引方向，影响公司生态系统的协调发展。电力与电网规划至今尚未出台，电力投资缺乏科学引导，加剧了电源与电网发展不协调、电力建设与需求增长不协调、电力发展与能源环境经济不协调等问题。第三，系统成员对于坚强智能电网带来的综合价值缺乏共识。中央政府、地方政府、发电企业等利益相关方对跨区电力输送和煤电布局等问题认识的分歧，导致系统跨区域资源配置能力明显不足，影响公司生态系统价值创造平台的功能和运行效率提升，影响系统的健康发展。第四，公司生态系统对于环境、技术等外部因素的适应力有待提高。系统成员需要提高环保管理与技术水平以适应外部因素的发展与变化，开拓国内外市场以适应经济增速放缓，提高电力技术水平以适应新能源等技术的快速发展。
四、国家电网公司生态系统建设与维护重点
为建设与维护功能性强、适应性优、协调性好的公司生态系统，实现生态系统成员的共赢、共生与共享，公司一方面要加强同各利益相关方的沟通与协调，完善利益平衡协调机制，缓解成员间利益冲突；另一方面要加大电网发展方式和公司发展方式的转变力度，构建有活力的价值创造平台。
（一）与利益相关方的协调策略
1.促请政府制定行业统一规划，形成指导利益相关方发展的一致行动纲领。
促请政府打破条块分割、地区分割、上下游分割、新能源与传统化石能源分割、近期与中远期分割的电力发展模式，借助各方丰富的信息资源和专业的研究力量，及时制订科学统一的发展规划，形成全国和各省的协调配置格局。
2.与利益相关方共同提升电力系统协调运行水平，创造生态系统的共同价值。
未来跨省跨区的电力交易和运行要求各利益相关方高效协调互动，突破以往的省际交换模式，在全国范围内实现跨区电力平衡，减少弃风、弃水、弃光，解决清洁能源消纳难题，疏导生态系统成员间的利益平衡矛盾。
3.协同各利益相关方促请政府完善价格机制，缓解成员间的利益冲突。
完善火电上网电价与利用小时数的联动机制，弥补火电为清洁能源发电调节出力、减少发电量后所产生的经济损失。
4.深化对电力市场改革的研究，配合市场化改革试点，推动政府形成科学的改革决策，推进全国电力市场建设。
公司促请政府建立与大用户直接交易试点相配套的输配电价机制，输配电价的确定应保障公司的合理收益。
5.加强内部管理，适应未来政府监督管理方式的转变，提高系统成员间协调关系。
通过加强公司的经营管理，进一步完善管理方式，从严要求，依法治企，适应政府放权与监管并重、事前放权、事中与事后加强监管的监督管理模式。
（二）增强公司核心能力的举措
1.牢固树立“安全第一”的意识和思路，加快构建坚强的电网安全管控体系。
公司加强对电网安全管理的组织领导，通过强化事故发生前安全风险的防范和控制、事故过程中的应急处置以及事故发生后的调查处理，增强安全风险预防与应急处置能力，切实保障当前和中长期电网安全。
2.加强公司人才队伍建设与管理，加快形成结构合理、素质优良的人才队伍，提高公司劳动效率。
加快特高压电网、智能电网等前沿领域的高精尖人才和专项人才的引进和培养工作，提升关键部门、关键岗位的员工业务水平，加强人才跨地区、跨领域的合理流动，逐步缩小地区之间人才素质的差距。
3.加大技术创新力度，积极参与新技术的研发和示范。
加快特高压、配电网等领域关键新技术的研发和完善，积极推动成熟适用技术的规模化应用，带动装备制造企业的技术水平和市场竞争力的提升。对尚未完全成熟的技术，积极推动研发示范。
4.加强管理创新，全面建设“三集五大”体系，实现公司资源的统一高效运作。
加强公司总部资源配置能力，增加资源整合能力，改变核心资源在各专业、各层级的条块分割和封闭运行现象。统一各省公司的管理标准、技术标准和工作标准，缩小不同地区企业管理能力和运营水平的不平衡差距。
5.积极实施国际化战略，提高公司生态系统的国际市场拓展能力。
加强与国际一流能源、电力企业的合作，拓展公司盈利空间和水平，提升公司可持续发展能力，同时带动国内装备制造产业的发展。
五、结语
第8篇：跨区电力交易范文
论文摘要:电力工业解除管制进行市场化改革是大势所趋，在我国已经开展了很多年，取得了大量的经验和成就。由于电力工业的重要性和特殊性，保证电力系统高效、经济、安全、可靠地实时有效运行，成为电力市场成功运营的目标。在电力市场改革突飞猛进的今天，理顺电力需求侧的市场化运营已成为电力市场健康发展的必然趋势和必要保证。
1. 电力市场理论介绍
1.1 我国电力市场的形成
90年代以来，电力体制多元化的潮流遍及世界许多国家，目标是要从一体化转为竞争化，彻底打破垄断，实现商业化运营。一百多年以来，一直被认为是一体化的发电、输电、配电、用电等电力工业环节，相继被分离，公平竞争的机制逐步引入。我国自80年代以来从集资办电开始，电力体制多元化的格局逐渐形成，独立电厂大量涌现，竞价发电、公平竞争的呼声日益高涨。随着我国改革的不断深入，特别是中国加入WTO后逐步通国际惯例接轨，市场对外开放，电力市场全面开放的格局已经形成。2002年3月，国务院正式批准了《电力体制改革方案》。紧接着，国家计委公布电力体制改革方案内容。国家电力体制改革的总目标是，打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系
中国的电力体制改革
根据国务院公布的电力体制改革方案，电力体制改革将包括以下主要内容:一是实行“厂网分开”。即:将国家电力公司的电厂资产拆分、重组成四家全国性的、跨区域的大发电集团公司;将全国的电网拆分成南方电网公司和国家电网公司。此外还组建了区域电网公司，区域电网公司的主要职责是经营管理电网，保证供电安全，规划区域电网发展，培育区域电力市场，管理电力调度交易中心，按市场规则进行电力调度。各区域内的现省级电力公司改组为区域电网公司的分公司或子公司，负责经营当地相应的输配电业务。
随着改革的深入全国的发电、输电、配电、供电四个环节最终可能被全面拆分成四个独立的运营机构，这是电力改革的必然方向。首先是实行"竞价上网" 。在区域电网公司经营范围内，设置一个或数个电力交易中心，在发电领域全面引入市场竞争机制，根据各地不同情况，建立相应的市场竞争规则和市场交易制度，最终实现谁的发电质量高，谁的环保条件好，谁的价格低，谁的上网电量就多;其次是建立科学的电价形成机制。将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价。上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成，输、配电价由政府确定定价原则，终端销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动机制。在具备条件的地区，发电企业可以通过协商方式向大用户直接供电，并执行国家规定的输配电价。
综上所述，厂网分开、竞价上网、建立科学合理的电价形成机制和建立一个国家级的电力监督委员会，构成了电力改革方案的四个核心内容。
2.电力需求侧管理的概念、特点及其手段
2.1 电力需求侧管理的概念
电力需求侧管理(简称 DSM)是指电力行业采取行政、经济手段和技术措施激励电力用户(需求侧)采用各种有效的节能技术改变需求方式，在保证能源服务水平的情况下，降低能源消耗和用电负荷，实现减少新建电厂投资及一次能源对大气环境的污染，从而取得明显的经济效益和社会效益。
2.2 电力需求侧管理的特点
需求侧管理与电力部门传统的用电管理相比本质上不是一码事，而是管理方式的一种演进和变革。1、需求侧管理非常强调在提高用电效率的基础上取得直接的经济效益。需求侧管理是一种运营活动，它既求效率，更追求效益。任何一种节电措施，都要给社会、电力公司和用户带来效益，使电力公司和用户都有利可图。2、需求侧管理也非常强调建立电力公司和用户之间的伙伴关系。改变过去用户对电能使用无选择余地的求助地位。3、需求侧管理还非常强调基于用户利益基础上的能源服务。电力公司必须树立能源服务观点，不能不顾用户承受能力和经济利益强行限电等做法去减少用电需求。更多的是鼓励采用科学的管理方法和先进的技术手段，促使用户主动改变消费行为和用电方式。 转贴于
2.3 需求侧管理的常用手段
目前，电力需求侧管理常用的有技术、财政、诱导、行政四种手段。
技术手段。指对具体终端用户的用电特点和工艺，采用先进成熟的节电和管理技术，以及相适应的设备来提高终端用电效率或用电方式。
财政手段。指刺激和鼓励用户主动改变消费行为和用电方式，减少电量消耗和电力需求，是需求侧管理在运营策略方面的重点。主要措施有:电价鼓励、折让鼓励、免费安装鼓励、借贷优惠鼓励、节电设备租赁鼓励等。
诱导手段。为了消除用户在认识、经济、技术上的心理障碍，提高对DSM的响应能力，从而调到他们的积极性，必须使用诱导手段，这是DSM的先行措施。
行政手段。行政手段指政府及其职能部门，通过法律标准政策制度等来规范电力消费的市场行为，以政府特有的力量来推行节能、约束浪费、保护环境的一种管理活动。
3. 构建电力需求侧管理指标体系的原则
电力需求侧管理指标体系作为一个有机整体，不但应从各个不同的角度反映出被评价系统的主要特征变化，还要能体现出系统的发展潜力和趋势。结合DSM的特点，本文认为建立DSM综合评价指标体系的基本原则有:可比性、科学性、综合性、简明性、可操作性和系统性六个要求。从理论上讲，我们希望设计一个理想的指标体系来描述DSM的状况，但在实际中，我们能够得到的数据资料却极其有限，甚至收集不到对我们的研究起到关键作用的指标数值。如果有的指标极其重要，却无数据来源，可以先保留在指标体系中，今后再搜集这方面的资料。但总的来说，我们还是应该在保证指标反映内容全面的基础上尽量采用各类可供查阅的资料上能够提供的指标。
4. 结论
本文在电力市场改革的基础上，研究了电力需求侧管理的相关理论和方法，具有一定的现实意义。在当今电力市场改革的大环境下，电力需求侧管理已从原来的计划用电、节约用电节到负荷管理制定了一整套较完善的措施，我们总结经验的同时，应该在着重构建电力需求侧管理长效机制方面进行积极的探索。
参考文献
第9篇：跨区电力交易范文
清洁、安全、可再生的风电行业曾一度被寄予厚望，在经过连续多年的快速扩张之后，产能过剩的风电产业正经历一场质变。
产能过剩
尽管起步晚，但我国已是一个风电大国。
有关资料显示，我国风电用5年多时间走过了发达国家15年的发展历程，实现了从200万千瓦到5000万千瓦的跨越。截至今年6月底，全国并网风电达到5258万千瓦，超过美国，跃居世界第一。
高歌猛进的背后，是触目惊心的“弃风”现象。
我国风力资源的地理分布与电力负载并不匹配，因为“三北”地区（东北、华北、西北）有丰富的风力资源，而电力负荷主要集中在沿海。近年来，高度集中在“三北”地区的风电开发开始面临越来越严重的风电就地消纳能力有限、电网送出能力与发电量无法平衡等问题，“弃风”现象开始凸显。今年9月的《中国风电发展报告2012》显示，2011年全国弃风超过100亿千瓦时（KWh），弃风比例超过12%，相当于330万吨标准煤的损失。
中国能源网CEO、能源问题专家韩小平告诉《新财经》记者，风电并网及消纳困难是一个世界性难题，技术层面上主要是因为风力发电的间歇性和波动性。他同时也指出，中国风电产能过剩的关键原因是过去几年风电企业受高额利润的吸引，大肆“跑马圈地”，地方政府也追求大规模，盲目批准项目，最终导致市场无序竞争。
政府正在试图动用行政力量，解决风电行业的问题。国家能源局在近期先后出台了多项政策，推进风电并网，并收紧对风电场项目的批复。依据9月国家能源局下发的通知，风电利用小时数明显偏低的地区不得进一步扩大建设规模，并要求确保风电特许权项目的并网运行和所发电量的全额收购。此外，对于风电“弃风”超过20%的地区，原则上不得安排新的风电项目建设。
国家政策并不能迅速解决风电行业的问题。韩小平认为，风电消纳是一个长期过程，在出台并网具体标准和扩大配电网络前，系统调峰能力和风电跨区输送能力不足的问题仍将存在。中国龙源电力集团总经理谢长军曾估算：“为将富余电能从遥远的西北输送到东南主要消耗市场，政府已经规划了七八条超高压输电线路。建设这些线路至少要花2～3年，完全解决传输问题则要花3～5年时间。”
利益分配
如何平衡风电和火电的利益，是风电面临的另一个重要矛盾。
在有限的用电负荷下，风电多了必然会挤占火电的上网。为了保证风电并网的安全，火电机组需要为风电深度调峰，火电企业面临成本增加的问题。
在当前的电力管理体制下，火电是更占优势的一方。早在今年7月，电监会在《重点区域风电消纳监管报告》中就提出，“建立风电厂与深度调峰火电企业的补偿机制”、“推进风火互补发电权交易”，试图用市场机制实现风电、火电的资源优化配置。
东北电监局的测算则印证了这一做法的巨大效益。实施后每开展1亿千瓦时的交易即可节约标煤3.3万吨，减排二氧化硫440吨，交易主体可获得的整体经济效益在2000万元以上，风、火替代交易的节能减排效果及经济效益均十分显著。
韩晓平则指出，风电、火电的所谓补偿机制和替代交易实际上很不合理。2010年修订的《可再生能源法》已经明确提出，对风电、太阳能等可再生能源电力要“全额保障性”收购，对火电机组按照煤耗水平调度发电，煤耗低的多发、满发，煤耗高的机组少发或不发。按照《可再生能源法》，风电企业不应该也不需要花钱买来自火电的电权。
但风火替代交易已经在蒙东地区开始试点。其具体思路是：当电网由于调峰或网架约束等原因被迫弃风时，参与交易的火电企业在最小方式基础上进一步减少发电，为风电让路，由风电企业替代火电发电，同时给予火电企业一定经济补偿，补偿价格由风火双方自行商定。由于风力发电的边际成本大大低于火电，所以风火替代交易能够增加交易双方整体效益。在经济效益基础上，由于风电多发、火电少发，减少了烧煤和污染物排放，还起到了促进节能减排的作用。有国家能源局人士表示，“这个试点不涉及建设电力外送通道，只是在政策上进行一些尝试，推动电力体制的改革。”
有内蒙古电力人士表示，所谓的“替代交易”让风电、火电都很受伤，面临亏损的风电需交钱上网，火电企业要被迫降低利用率。要根本解决这一问题，最重要的还需通过国家政策，确认风电“主力电源”的地位。
风电、火电博弈未决，另一个令人忧心的趋势则是今年两大电网全部介入风电开发。根据南方电网综合能源有限公司网站披露的信息，今年6月新成立的南方海上风电联合开发有限公司由包括大唐电信、国电在内的9家企业共同出资，专注于海上风电。从股东背景来看，这一全明星阵营集合了风电的各个产业链条，从上游的风机制造企业、中游的风电开发商，到下游的电网，产业链非常完整、清晰。
尽管电网参与风电开发项目，可降低并网消纳的风险，降低成本，但这一做法明显违背了电改“厂网分离”的主旨，一旦产业链条形成，将严重破坏各环节的公平竞争，这些既是业主又是生产商的国企很可能彻底垄断这个行业。对于处于深度调整期的风电产业，这或许意味着二次洗牌的加速到来。
内外交困
风力发电的形成需要研发、设备、利用三个步骤。在风电跑马圈地时代，研发和风电利用两个环节因为资本和技术壁垒，少有企业问津；而设备方面由于门槛低、成效快，在国家大力发展清洁能源的政策号召下，企业蜂拥而至，最终导致了产能过剩、无序竞争的局面。
行业的惨淡从风电设备制造龙头——华锐风电（601558.SH）的2012年上半年业绩报告就可窥见一斑。10月9日，这家在A股上市的企业业绩修正预告称，公司2012年1～9月的净利润将出现亏损，亏损额度不超过2.6亿元。此前的2012年上半年业绩显示，华锐风电实现收入30.86亿元，同比减少42.0%；公司实现净利润2500万元，同比下滑96.0%，而每股红利仅为0.01元。
华泰联合证券电力及新能源行业首席分析师王海生认为，风电行业的整合还在后面，远没有见底，企业生存也会越来越艰难。
在国内受挫的风电企业开始纷纷到海外觅食，以消化国内过剩的产能。华锐风电董事长韩俊良在接受媒体采访时曾表示，公司未来5年海外市场的营业额要超过该公司总收入的30%，力争达到50%。今年9月18日召开的德国胡苏姆国际风能展上，多家中国风电企业均透露将加大力度开拓海外市场。
海外市场中欧洲有着巨大的市场潜力，由于民众普遍担心核能的安全隐患，目前欧洲各国都逐渐将能源政策向风电领域倾斜。据欧洲风能协会统计，今年上半年欧洲新增海上风力发电机组523.2兆瓦（MW），同比增长50%。
不过，“走出去”的巨大风险也不容小觑。三一集团在美国Butter Creek风场的风电项目，日前就因涉嫌危害美国国家安全而被美国政府征收，损失超过2000万美元。此外，今年7月，美国商务部就中国风电塔初步裁定将征收约为20.85%～72.69%的反倾销关税。与光伏行业类似，贸易保护主义很可能中止中国风电企业海外觅食的美梦。
丹麦如何解决风电消纳
丹麦是全球风电行业的翘楚，该国风电比例非常高，风电的装机容量大概占总装机容量的30%，风电的发电量占到总发电量的28%左右。当丹麦的风电出力大的时候，是由丹麦向挪威送电；当丹麦的风电出力很小的时候，挪威的水电就送到丹麦。
丹麦国家电网公司每年耗费数亿克朗，用于扩展和加强丹麦电网的建设以及与其他国家电网间的联系。丹麦拥有一个覆盖全国并与北欧邻国相联的强大电网，这使得它能够将风电自如地输送到全国以及邻国。丹麦跨国交换输电容量500万千瓦，最大负荷约630万千瓦，跨国交换输电容量占最大负荷的80%，跨国联网有力地推动了丹麦风电大规模的接入和高效率的利用。