电力交易风险精选(九篇)
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第1篇：电力交易风险范文
【关键词】县级电大 社区教育 学习型社会
【中图分类号】G728.8 【文献标识码】A 【文章编号】1674－4810（2011）23－0027－03
一 前言
社区是城乡的基层，是社会的缩影。社区教育是构建学习型社会的前沿阵地和实践领域。社区教育是提高广大劳动者素质和技能水平、提高人力资源开发的深度和广度的重要手段，是实现终身教育体系和学习型社会的切入点和重要途径。可以说，终身教育的落实，有赖于社区教育作为其重要组成部分；学习化社会的建立，亦有赖于学习化社区作为其坚实的基础。
我国社区教育经过多年的发展，正逐步形成自己的特色和体系，并在经济和社会发展进程中扮演着越来越重要的角色。因此，探讨如何更有效地发挥社区教育在我国学习型社会建设中的作用，对于正在走向成熟的中国社区教育显得十分必要。社区教育要想得到进一步深入与提升，思路可以多种，模式可以多样，但其重要的一条途径就是充分利用现代远程教育的优势，构筑全民终身教育学习的组织网络、信息网体系。
社区教育与远程教育都是终身教育、学习型社会的重要形式和基本载体。实现社区教育与远程教育的联手与合作，既是各类教育资源的整合与优化，又是教育手段和路径的组合与搭配，两者相结合必将为构建终身教育体系和形成学习型社会发挥更大更好的作用。电大作为我国远程教育的主体之一和骨干力量，开展社区教育是今后发展的必然趋势。
奉化电大是宁波电大的分校，多年来，在开展社区教育的过程中，以电大开放教育理念为指引，创设了以网络学习为主导的数字化社区教育，为外来务工人员建立了学习支持服务基地，从而推动了奉化市全民学习的开展，使县级电大真正成为终身教育的主导，在学习型社会构建中发挥了积极的作用。
二 奉化电大参与社区教育的实践
1．项目的介绍
奉化电大于2010年6月被评为全国示范性基层电大，其后续建设项目为：“奉化电大力邦社区学习支持服务基地”，该建设项目目的是依托电大丰富的教学资源、优质的教学支持服务、有效的教学管理和良好的社会信誉，借助现代化远程教学手段，在外来务工人员（以下简称“新奉化人”）聚居地奉化市西坞街道力邦社区，建立奉化电大学习支持服务基地，创设一个良好的学习平台，送“学”上门，为“新奉化人”服务，提高“新奉化人”综合素质，使他们真正融入当地社会，促进奉化和谐社会的建设；为奉化电大办学探索新途径、增加新增长点。
2．项目建设的主要内容
第一，基地硬件建设：在力邦社区新建多媒体教室一个，配置30台电脑，具有上网及双向视频功能；多媒体教室以10兆带宽专线接入公网，保证在线学习的顺畅。
第二，基地教学资源建设：一是学历教育资源建设。主要是基地网络平台实现和“电大在线”平台链接，共享中央电大、宁波电大教学资源；二是非学历教育资源。着力整合适合“力邦村”学生实际的培训资源。
第三，基地服务指标：非学历培训。每年完成4期非学历教育培训，年培训1200人次；学历教育。开放教育每季招收“力邦村”村民30人以上，形成150人以上的在校生规模。
第四，基地运作方式：“五整合、三制度”。五整合指基地资源的整合，人力资源的整合，信息资源的整合、企业资源的整合和管理资源的整合。通过五整合，充分利用社会资源，为“新奉化人”提供学习支持服务；三制度指导师制度、上门帮学制度和网上互动制度。通过建立三个制度，帮助就读开放教育的力邦社区居民顺利完成学业。
3．建设项目实施以来取得的主要成效
第一，非学历培训工作成绩斐然。2010年以来，我们与力邦社区联合积极开展非学历培训活动，培训效果显著。
充实了培训内容。高中学历教育班是力邦社区的传统项目，以前是为“新奉化人”获得高中文凭而开设的。我们与力邦社区联合开展培训活动后，参照中央电大开放教育专科“双证制改造计划”的做法，把高中学历教育班更名为“双证制高中文化培训班”，使学生在获得高中文凭的同时，还可获得一种职业资格证书，如：家政服务证书、电脑初级证书（电脑培训辅导教师均由我校信息中心教师担任）等，增强“新奉化人”就业竞争力，深受社区居民欢迎，培训人数逐次递增。
创新了培训方式。为提高参加培训人员的兴趣，根据培训项目和培训对象的特点，我们不断创新培训方式，2010年采用了PLA（互动参与式）培训方式。特别是在“青春期健康教育”培训中，根据青年人特点，培训活动采用“游戏”方式，让每一个学员都参加“游戏”，从“游戏”活动中悟出青春期健康知识真谛，深受青年人欢迎，培训效果良好。
开发了培训项目。“新奉化人”刚到奉化，与奉化本地人交流存在语言障碍。针对这一情况，我们举办了“奉化方言”培训班，兼职教师杨优赞自编了15000余字的培训教材，其主要内容为：奉化方言特点；奉化方言发音、词、短语、谚语、俗语与普通话的关系。该培训班开设后深受“新奉化人”欢迎，报名者踊跃，第一期报名85人，通过培训解决了“新奉化人”与本地人的语言沟通问题，加快了“新奉化人”融入当地大社会的进度。
第二，学历教育规模逐年扩大。由于我们“送教上门”，为力邦社区就读电大的居民提供人本、贴心、周到的学习支持服务，这种教与学的模式受到了社区居民的欢迎；另一方面，每季开放教育招生工作得到了力邦社区的大力支持，在社区宣传栏张贴招生宣传广告，在社区网站招生信息，在社区广场设摊进行现场招生宣传活动，使开放教育这一品牌在力邦社区更响亮，报读开放教育人数逐年增加。
第三，形成了学习支持服务基地运作模式。经过一年多实践和研究，已初步形成了学习支持服务基地“五整合、一平台、三制度”的运作模式。五整合即基地资源的整合、人力资源的整合、信息资源的整合、企业资源的整合和管理资源的整合；一平台指网络平台；三制度指网上互动制度、上门帮学制度和导师制度。通过整合五种资源，建设一个平台，建立三个制度的运作，确保基地服务工作的有效实施。采用这一模式，基地学习支持服务工作就具有组织机构健全、人员落实、职责明确、思路清晰和条件保障等特点，支持服务活动实现了平台网络化、内容系列化、形式多样化、师资多元化、过程服务化的目标，极大地提高了支持服务的效率，为全体“新奉化人”服务提供了实践样式。
第四，提升了“新奉化人”的素质。我校历来重视对“新奉化人”的学习支持服务工作，力邦社区学习支持服务基地的建成，进一步促进了学习支持服务工作的有效实施，力邦社区居民的综合素质得到了较快提升。今年4月份统计，力邦社区居民中具有高中学历的人数占居民总数的51.5%，比2009年（2009年2月份统计）提高了4.5个百分点，具有大专及以上学历的占11.9%，比2009年提高了3.9个百分点。提高了居民就业（创业）竞争力。通过形式多样的培训，提高了居民的技能水平、交流能力、文明程度和团队合作意识，受到了用人单位的欢迎和重用，一部分居民的职务得到了提升，一部分居民由一线工人成功转型为管理人员，一部分居民创业成功。
三 依托县级电大进一步做好社区教育的思考
奉化电大在社区教育中具有某种创新性质的尝试与探索，为学习型社会建设提供了借鉴与参考，无疑有助于积累经验、发现问题、完善思路、凝聚力量、推动创新，同时充分说明电大远程教育作为一种社会化教育服务的提供方式和重要途径正在学习型社会建设中发挥着不可替代的重要作用。但我们更应清醒地认识到，县级电大开展社区教育，是一项社会系统工程，面临理念、体制、经费和机制沟通等问题，这些问题的存在严重地影响了县级电大参与社区教育的广度和深度，必须采取措施加以解决。
1．进一步电大参与社区教育的理顺管理体制
政府教育主管部门强化社区教育的政策指导和工作统筹。政府要加强管理、规范办学，使其形成有利于统筹规划、合理分工、优势互补、优化整合的管理模式。按照“党的领导有力、行政管理有序、各方广泛参与”的目标以及“党政合力、责任到位、上下配合、齐抓共管”的原则，建立由党委、政府的分管领导以及相关部门负责人组成的社区教育工作委员会，在相应的教育行政部门设立办公室，全面负责、协调推进本区域内社区教育工作的开展。同时，要按照相关部门的工作职责，明确各部门在发展社区教育中的职责。做到分工明确、职责清晰、工作到位、奖罚分明。要充分利用电大多年来形成的管理理念、管理模式，建立起一整套更加贴近社会成员的学习需求，为全民终身学习、自主学习提供支持服务的社区教育管理体系。建议成立中央电大社区教育咨询委员会等机构，为县级电大开展社区教育提供决策支持和业务指导。只有建立和完善一套有效的管理体制和社区教育运行机制，才能更好地规划统筹社区教育工作、协调各部门、整合社区内各类办学资源，进而形成社区内教育资源的良性互动，实现社区教育与社区建设、社会经济协调发展的目的。要着力解决教育管理体制方面的问题，通过管理创新促进电大教育与社区教育同步发展。形成高效率的工作责任机制，在当地市委市政府的领导和统筹下，全面承担起面向市民的社区教育任务。
2．发挥电大远程教育优势，进一步搭建数字化学习服务平台
县级电大参与社区教育，面临生源的多样性，必须改革教学内容，形成各有所需、各有所得的灵活的教学结构。可以发挥电大远程教育优势，争取将远程教育学习支持服务体系建设成一个能够兼容各种教育层次、各种教育形态、各种教育方式、各种教育机构的数字化学习平台。要加强社区教育课程资源的开发、整合、优化力度，建设社区教育课程资源库和信息库，为社区居民提供“学习超市”或“菜单点菜式”服务。例如：“新市民”要想在社会上有更好地发展，需要提高技术水平，如果一个新市民掌握了一流的数控操作技能或平面制作技能，就会有更广阔的生存空间，就能实现自己的人生价值；奉化市民营经济发达，绝大多数企业是中小企业，老板很多，这些人希望提高生活质量，希望活得更有意义，他们有养生、健身、书画等方面的需求；在奉化，很多企业面临着转型，企业的员工只有不断在学历、技能上提高自己，才能达到岗位的标准，所以工作上的学习需求也越来越旺盛。这些需求的存在要求县级电大借助于远程教育公共服务体系、数字化学习搭建的平台，平台的内容丰富多彩，可以让各类学习者根据自己的兴趣、爱好及生存发展需要自主选择学习内容，自主安排学习进程，自主调整学习方式，自主评估学习效果，从而最大限度地提高了学习者自身素质。在平台中最多的是非学历类的项目，其涵盖的学习项目可分为岗位技能、生活保健、娱乐休闲、天文地理、军事天地、婚姻家庭、图书资料、文化艺术、子女养育、婚姻家庭、个人理财等。数字化学习平台作为一种新型的智能化学习服务机构，其办学的低成本、教学的高质量、受众人群的普适性和学习内容的针对性特征，已进入公众的视野并正在获得人民群众的认同，它将成为全民终身学习社会建设发展过程中的一种途径选择。
3．构建并完善数字化服务体系
县级电大参与社区教育，应该贯穿电大系统办学的理念，使县级电大真正发挥统筹作用，县级电大应该寻求各级政府的支持，着力构建社区教育四级网络服务体系。这个体系的顶端是县级电大，中端是镇、街道社区教育中心，村民社区学校，尾端是家庭学习网吧，从而构成了“龙头、龙身、龙尾”的协调机制，形成了“十分钟社区教育服务圈”。依靠四级办学网络，分别建立起了不同规格、不同档次的电子阅览室、市民学习网吧、市民学习书吧等，并且全天候向城乡市民开放，使数字化的学习场所遍布城乡角角落落。县级电大不仅为当地的社区教育工作起示范带头作用，还应该积极发挥指导服务的功能，协调下属镇、街道社区教育中心开展社区教育工作，起到了纽带桥梁作用。根据目前的情况，还应该全面推进家庭学习网吧的建设，以彻底解决“数字化最后一公里的”问题，县级电大全力开展上网培训，解答诸如“QQ文件如何上传”、“博客、微博怎么操作”等具体问题，提升市民的数字化学习能力，从而引领奉化数字化社区教育、终身教育向纵深发展。
4．在电大与社区教育之间建立有效沟通与衔接机制
电大涉足社区教育时，一定要考虑不同学习层次间有机衔接和学历教育与非学历教育沟通，以不断满足学习者多样化的学习需求和潜在的学习需要。同样，我国社区教育发展要想融入构建终身教育体系的大背景、大环境中，就必须在开放的理念指导下，与电大远程开放教育实现无缝衔接，推动教育培训“立交桥”的构建。就目前的情况而言，应该建立继续教育学分积累与转换制度，实现不同类型学习成果的互认和衔接，具体的做法可以建立市民学分银行，为破解电大教育与社区有效沟通与衔接的难题提供一条可资借鉴的新模式。学分银行以数字化存储、认证、消费为手段，通过网上建立个人学习账户，实现个人学习与终身学习的信息储存、学分认证、学分兑换、学分消费、学习信用管理。学分银行给市民的学习带来极大方便。以前市民在各个培训点参加学习，培训机构之间的学习成果不能互认，有时为了获得一张证书，不得不重复参加一些课程的学习，现在有了学分银行，遇到不同学习机构的相同培训课程，只要通过学习达到了该课程的学分，系统就会马上予以互认，不受机构限制。通过学分银行，社区教育实现了学历教育和非学历培训之间的互通。
5．建立稳定的人员、经费保障机制
数量充足、素质较高、结构合理、满足需要的专职、兼职、志愿者三者结合的社区教育教师队伍和社区教育工作者队伍，是开展社区教育和学习型社区建设的必备条件。电大在长期的办学实践过程中有着聘请、管理、整合教师队伍的经验和能力。电大可以结合现有师资队伍，与社区实践相结合，逐步建立起一支多功能、多学科、复合型的社区教育工作者队伍和志愿者队伍。
第2篇：电力交易风险范文
二十世纪八十年代，以英国为首的西方国家为提高资源利用效率，降低电力生产成本，提高服务水平，开始对电力工业进行市场化改革，打破了传统电力工业一体化管理模式，实行厂网分开，输配分离，竞价上网，电力工业开始从垄断经营走向市场竞争。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。新的市场交易机制的形成和运做提高了电力工业的效率，同时也给各个市场主体带来前所未有的市场风险，特别是价格波动的风险。2000年夏季美国加州电力危机的出现以及最近世界最大的电力和能源服务商安然能源公司的破产使人们对电力市场运营的复杂性有了一个新的认识。在满足全社会利益最优的条件下如何稳定现货市场，使电力市场的参与者能有效地防范和回避市场风险，已成为电力市场稳定发展的重要保证。
远期合约（Forward Contracts）、期货合约（Future Contracts）和期权（Option）等金融衍生产品的引入，不仅使市场参与者所面临的价格风险大大减少，而且有助于提高电能供应的安全性和可靠性。建立一个包含电力远期、电力期货和电力期权交易的电力金融市场，以稳定电价和规避风险，是电力市场发展的必然趋势。
我国竞争性电力市场的实践探索始于1998年。1998年底，国务院决定开展“厂网分开”和“竞价上网”试点，要求在上海、浙江、山东和辽宁、吉林、黑龙江6省市进行“厂网分开、竞价上网”的电力市场试点工作。其中，浙江电力市场包括实时交易、日前交易和长期交易，其余5个试点电力市场包括日前交易和长期交易。2002年《电力体制改革方案》出台后，电力市场化改革取得了实质性进展，五个独立发电集团、国家电网公司和南方电网公司相继成立。但2004年至今，东北区域电力市场曾经进入试运行，经历了暂停，重启的过程，目前已暂停运营，进入总结阶段；华东区域电力市场曾经进入试运行阶段，目前暂停运营：南方区域电力市场进入模拟运行阶段。尽管目前市场处于暂停状态，但电力交易仍然存在，特别是各级电力交易中心（包括国网和南网电力交易中心）成立后，电力交易相对活跃。
国内外研究现状
Kaye R J等最早分析了电力市场中以现货电价为基础的电力远期合约。
Green R等对英国电力合约市场的情况进行了研究。
Deng S J介绍了各类电力衍生产品及其在电力市场风险管理中的应用。
马歆，蒋传文等（2002）对远期合约、期货合约、期权合约等金融衍生工具在电力市场中的应用作了研究。认为电力金融合约市场的建立有助于电力现货市场稳定有序的发展，同时对电力金融合约市场中的风险控制问题进行了讨论。
王思宁（2005）对金融衍生工具风险体系中的市场风险进行了概述。
曹毅刚，沈如刚（2005）介绍了电力衍生产品的概念、原理和在国外的发展以及定价理论研究现状，对电力期货及期权合约进行了讨论，并对我国开展电力衍生产品交易提出了若干建议。
李道强，韩放（2008）指出日前市场、双边交易和电力金融产品等非实时电力交易是为适应电力商品的特殊性而提出的金融交易模式。
何川等（2008）介绍了北欧电力市场差价合约的设计方案、运行机制、市场功能等方面，并分析市场主体应用差价合约的套期保值策略。
刘美琪，王瑞庆（2009）指出了电力金融产品市场应包括股票、债券等长期资本市场和期货、期权等短期金融衍生产品市场，分析了电力远期、电力期货、电力期权等金融衍生工具的特点、作用及其不足，指出了我国电力资本市场中存在的问题，提出了相应的改革建议，对我国电力工业的市场化改革具有一定的参考价值。
黄仁辉（2010）建立电力金融市场的集合竞价交易模型、连续竞价交易模型、做市商交易模型和信息对市场价格的影响分析模型，通过交易模型和信息影响非必须模型展现电力金融市场的运行机理。并根据电力金融市场特点以及电力金融合约价格与电力现货价格之间的关系特性，提出点面结合的电力金融市场风险预警模型与方法，为电力金融市场风险预控提供一种思路。
吴忠群（2011）运用不确定性下的最优决策原理，证明了电力的不可存储性对电力期货交易的影响，论述了其形成机制，分析了其运行结果。在常规的金融期货交易规则下，电力期货市场对现货市场的价格发现功能将因投机者退出而丧失。
林钦梁（2011）证明了北欧电力市场运行的有效性，探讨了电力行业参与者如何套期保值，并对电力现货市场的价格进行预测。
孙红（2013）通过对几种主要的电力金融交易形式的探讨，总结了电力金融市场建设中需要注意的问题。
电力金融市场概要
电力金融市场架构。电力金融市场包含了交易主体、交易对象以及交易规则等三个方面内容，如图1所示。
交易主体为投资者、电力经纪人、电力自营机构和做市商等。电力兼营机构是指自己参与电力金融交易，而不能其他市场参与者进行交易的机构。
交易对象。目前常见的电力衍生品合约主要有电力期货合约、电力期权合约、电力差价合约、电力远期合约等。
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。
黄仁辉对电力金融市场微观结构进行了阐述，将电力金融市场微观结构分为五个关键组成部分：技术（technology）：各种支持电力金融市场交易的软硬件，包括各种硬件设备、信息系统和人才。规则（regulation）：与电力金融市场交易相关的各种交易规则，保证市场秩序和稳定。信息（information）：电力金融市场信息主要包含政策信息、供求信息、交易信息、市场参与者信用信息。市场参与者（participants）：电力金融市场的市场参与者由投资者、电力经纪人、电力自营机构、做市商、市场组织者/运营者、市场监管机构等组成，普通电力用户、个人投资者也有机会参与市场，但他们必须通过电力经纪人参与市场交易。金融工具（in-struments）：各种电力衍生品合约，如金融性电力远期合约、电力期货合约、电力期权合约、电力差价合约、金融输电权合约等等。
北欧电力金融市场。北欧电力交易市场建于1993年1月，是目前世界上第一个开展多国间电力交易的市场。电力市场的主体是挪威、瑞典、丹麦、芬兰四国在电力交易方面同时与俄罗斯、波兰、德国等有跨区域的能源交易。
北欧电力市场有四个组成部分：一是场外OTC市场：二是场外双边市场：三是场内交易市场，其中包括日前现货市场、日间平衡市场和电力金融市场：四是由各国TSO负责运营的北欧电力实时市场。电力金融衍生品交易存在于场内金融市场、场外OTC市场和双边市场，场内金融市场有期货合约、期权合约和差价合约交易，OTC市场有标准化的远期合约交易，双边市场则进行个性化的合约交易。
北欧电力金融市场。美国有多个独立的电力市场，由不同的运营商负责运营，其中最成熟的是PJM电力市场、纽约州电力市场和新英格兰电力市场，其市场模式大致相同，并以PJM电力市场的规模最大。在美国，从事电力金融产品交易和结算的交易所主要是纽约商业交易所（New York Mercantile Exchange，NYM-EX）和洲际交易所（Intercontinental Exchange，ICE）。
国际电力衍生品交易所。世界上先行进行电力市场化改革的国家在改革进程中相继引入了金融衍生品交易。最早引入电力期货交易的是美国的纽约商业交易所（NYMEX），1996年其针对加利弗尼亚——俄勒冈边界电力市场（COB）和保罗福德地区电力市场（PV）设计了两个电力期货合约并进行交易，2000年又针对PJM电力市场设计了PJM电力期货合约并进行交易：同年开展电力期货交易的还有芝加哥期货交易所（CBOT），针对Common Wealth Edison和田纳西峡谷地区推出两种电力期货合约：纽约ISO、PJM和新英格兰又推出过虚拟投标作为风险管理工具；金融输电权（FTR）这样的期权产品也得到了广泛应用。北欧电力市场（Nord Pool）是世界上第一家跨国的电力金融市场，1993年挪威最先建立了电力远期合约市场，第一个期货合约于1996年引入Nord Pool，继而又陆续引入期权和差价合约。北欧电力金融市场运营历史最长，市场机制相对完善，衍生工具品种较为齐全，市场的流通性很好，被认为是成功电力金融市场的典范。之后的数年时间里，荷兰、英国、德国、法国、波兰、澳大利亚、新西兰等国家也根据需要开展了电力金融衍生品交易。英国电力市场以场外远期合约的双边交易为主，2000年开始引入期货交易，但均为物理交割，相对于金融结算而言期货流通性差，2002年伦敦国际石油交易所曾因电力期货交易呆滞而取消了该期货，后随着电力交易体系的改进，2004年再次引入了金融结算方式的期货。澳大利亚电力市场以多形式的金融合约交易为主，逐步发展了双边套期合约、区域间的套期保值合约、权益保护合约等，后来又引入了季期货交易，采用现金结算。
先期从事电力金融衍生品交易的国家如下表所示：
电力金融衍生品
远期合约。远期合约是远期交易的法律协议，交易双方在合约中规定在某一确定的时间以约定价格购买或出售一定数量的某种资产。该种资产称为基础资产，该约定价格称为交割价格，该确定时间称为交割日。远期合约是最简单的一种金融衍生产品，是一种场外交易产品（Over the Counter）。远期合约中同意以约定价格购买基础资产的一方称为多头，同意以同样价格出售基础资产的一方称为空头。在合约到期时，双方必须进行交割，即空方付给多方合约规定数量的基础资产，多方付给空方按约定价格计算出来的现金。当然，还有其他的交割方式，如双方可就交割价格与到期时市场价格相比，进行净额交割。
电力远期合约交易的合约内容，除规定交易双方的权利和义务外，一般还包括供电时间、供电量、价格和违约时的惩罚量等主要参数，合约中也应说明将总交易电量分摊到实际供电小时的原则和方法，以便于操作。远期合约签订的方式主要有双边协商、竞价拍卖和指令性计划3种。双边协商方式是由买卖双方通过双边协商谈判而直接达成年、月或星期的远期合约。竞价拍卖方式要求电力市场参与者在规定时间提出未来一段时间内买卖的电量及其价格，由电力市场运营者按照总购电成本最小及系统无阻塞为原则，来确定远期合约的买卖方及远期合约交易的电量和价格。电力市场环境下的指令性计划方式则由主管部门按计划实施，通常应用在有特殊要求的电力需求或者紧急调度情况下。
电力期货合约。期货合约是指交易双方签订的在确定的将来时间按确定的价格购买或出售某项资产的协议。电力期货明确规定了电力期货的交割时间、交割地点以及交割速率。此外，物理交割期货必须在期货到期前数日停止交易，使系统调度有足够的时间制定包括期货交割的调度计划。
根据电力期货交割期的长短，可分为日期货、周期货、月期货、季期货和年期货。根据期货的交割方式可分为金融结算期货和物理交割期货。物理交割是指按照期货规定的交易时间和交易速率进行电力的物理交割，该交割方式由于涉及电力系统调度，需要在期货到期前数日停止交易，并将交割计划通知调度，以保证按时交割。金融结算方式则不需交割电力，而是以现货价格为参考进行现金结算，该方式下电力期货可交易到到期前最后一个交易日。根据期货交割的时段可分为峰荷期货和基荷期货。峰荷期货是指期货规定的交割时间为负荷较高时段的期货，而基荷期货则是指交割时段为全天的期货。
曹毅刚，沈如刚论述了主要交易所电力期货合约的概况。如表2所示。
各国电力期货的应用情况如表3所示。
以下列举了具有代表性的美国纽约商业交易所（NYMEX）针对PJM电力市场电力期货合约，共有42种PJM电力期货产品，为月期货。
电力期权。电力期权是指在未来一定时期可以买卖电力商品的权利，是买方向卖方支付一定数量的权利金后，拥有在未来一段时间内或未来某一特定时期内以特定价格向卖方购买或出售电力商品的权利。电力期权合约不一定要交割，可以放弃，买方有选择执行与否的权利。
根据电力期权标的物的流向，可分为看涨期权和看跌期权。看涨期权的持有者有权在某一确定的时间以某一确定的价格购买电力相关标的物，看跌期权的持有者则有权在某一确定的时间以某一确定的价格出售电力相关标的物。
根据期权执行期的特点，可分为欧式期权和美式期权。欧式期权只能在期权的到期日执行，而美式期权的执行期相对灵活，可在期权有效期内的任何时间执行期权。此外，比标准欧式或美式期权的盈亏状况更复杂的衍生期权可称为新型期权，如亚式期权和障碍期权等。
根据电力期权的标的物，可分为基于电力期货或电力远期合同的期权即电力期货期权，以及基于电力现货的期权即电力现货期权。电力期货期权的交易对象为电力期货、电力远期合同等可存储的电力有价证券，而电力现货期权的交易对象为不可存储的电力。
电力期权合约具有更大的灵活性，它存在四交易方式：买进看跌期权、卖出看涨期权、买进看涨期权、卖出看跌期仪，提供给那些刚做完卖出或买入交易在发现电力现货市场价格变动不利于自己时做反向交易来弥补损失的一方。
以下列举了美国纽约商业交易所（NYMEX）针对PJM电力市场的电力期权合约，共有3种PJM电力期权产品。
差价合同。差价合约，实质上是一种以现货市场的分区电价和系统电价之间的差价作为参考电价的远期合约。由于远期合约和期货合约的参考价格都是系统电价，但在现货市场中发电商和购电商都以各自区域的电价进行买卖，不同区域之间有可能会因线路阻塞导致电价差别较大，可能会给交易者带来巨大的金融风险。北欧电交所于2000年11月17日引入了差价合约。
差价合约的成交价格反映了人们对这种差价的预期值，其可能是正值，也可能是负值，还可能是零。当市场预测现货市场中某个区域的分区电价可能高于系统电价时，差价合约的成交价格为正。反之，成交价格为负。预期相等时，成交价格为零。
第3篇：电力交易风险范文
【关键词】汽包；焊接缺陷；应力计算；变形；位移
1、研究背景及意义
本文以马电公司DG670/13.7—8型锅炉汽包角焊缝原始缺陷修复作为研究对象，针对修复过程中的关键技术问题，限于篇幅限制，仅研究了汽包防变形计算，受力计算，集中下降管受力计算及固定技术，汽包位移、变形量的监控测量技术，分析了施工过程当中的难点和关键点，为锅炉汽包角焊缝修复提供了重要的指导意义。
2、汽包角焊缝缺陷修复总体介绍
本次汽包角焊缝修复工程对与汽包连接的125根大管角焊缝（16根φ159×16的给水管、72根φ133×13汽水管道和20根φ159×16的汽水联接管、16根φ108×10的饱和汽引出管和1根φ133×10的事故放水管共125根大管管接头）进行了更换管座、重新焊接，对电站锅炉汽包进行如此大规模的现场修复在国内还属首例，修复工作技术难度大、标准要求高，没有现成的经验可供借鉴。
3、汽包预防变形应力强度计算、校核
汽包受力体系是锅炉所有受力当中最为复杂的体系，其连接着锅炉省煤器来水管、下降管、上升管、饱和汽引出管、事故放水管等大直径管道，受力计算不准确将会严重影响到锅炉的安全运行[1]。
3.1汽包及相连管道、附件的基本状况
汽包本体材料：BHW35，外径：1790mm，内径：1600mm，壁厚：95mm； 重量：95t；全长：21808mm。
集中下降管：材料：20G，规格：φ377mm×36mm，与汽包连接补强处规格：φ467mm×90mm，每根重量（含保温）：约10.0t。分散下降管：材料：20G，规格：φ159mm×16mm，每根重量（含保温）：约0.9t。汽包吊架：材料：SA675-70。规格：φ170mm；吊架中心距：14650mm。
3.2汽包吊杆受力
不考虑下降管重量时，吊杆受力：σ=15.5MPa。考虑下降管重量时，吊杆受力：σ=18.5MPa。
SA675-70强度等级接近于SA210C，高于我国的20G。以20G性能数据进行校核是倾于保守的。
20G钢在480℃时许用应力[σ]=38.0MPa，500℃时的最小σs=105MPa，σb=228MPa，600℃时的σs=100MPa，σb=127MPa。
在480℃温度下，吊杆受力σ≤[σ]；在600℃温度下，吊杆受力σ≤σs。因此在480℃温度及以下，吊杆是安全的，且不会产生塑性变形。
3.3集中下降管受力计算
汽包热处理过程中，下降管管座补强处温度600℃，规格：φ467mm×90mm。下降管规格φ377mm×36mm。下降管管座补强处（φ467mm×90mm）受力；下降管（φ377mm×36mm）受力20G材料600℃时的σs=100MPa，σb=127MPa。因此下降管的自重不会导致下降管产生塑性变形。
3.4汽包挠度计算
本汽包采用悬吊结构，两组吊架。因此将汽包作为简支梁计算其挠度。最大挠度位于汽包中心。
汽包重量F=9.5×105N；两吊架间距L=14.65m；600℃时BHW35钢的弹性模量E=1.66×1011Pa。根据以上条件计算得出，当不考虑下降管重量时，汽包中心挠度f=2.03mm；当考虑下降管重量时，汽包中心挠度f=3.59mm。
以上计算结果是在没有考虑汽包两端封头的影响，如果加上这方面的影响，则计算的挠度还会小一些。
4、汽包变形与位移的分析和控制措施
4.1汽包变形与位移分析
汽包修复过程中受焊接应力及热处理温度的影响，可能产生如下变形与位移：（1）纵向：由于膨胀，汽包将沿纵向伸长，根据计算，汽包端部将纵向伸长79mm；（2）垂向：汽包修复前的原始挠度为11.5mm，在600℃下汽包弹性模量降低，汽包原有部分弹性变形将会回复；吊杆受热后会伸长，汽包可能产生整体向下位移；焊接和热处理的不均匀温度场，会使汽包上曲或下挠；汽包周向膨胀也会使汽包产生垂直方向的位移；（3）横向：主要由于汽包的膨胀产生横向位移，联接管割除后与焊接中，由于汽包受力发生变化，汽包也会产生横向位移；（4）挠度变形：如果汽包在垂向方向上的变形不一致，汽包可能挠曲变形；（5）侧弯变形：在焊接应力的作用下，汽包可能会发生侧弯；（6）平移：受管接头割除和新管接头焊接的影响，汽包可能产生平移。
4.2控制汽包变形与位移的措施
导致汽包过大塑性变形的原因有：汽包膨胀受阻产生的拘束应力；汽包温差产生的温差应力；吊杆温度过高导致吊杆伸长产生塑性变形；焊接应力导致汽包横向弯曲。
修复中采取了以下措施：
（1）汽包附属管道加固
①为了减轻集中降水管的重量对汽包下挠的影响，设计了集中降水管加固装置。用砂轮机将加固装置和支撑梁两者的接触面打磨去除铁锈并涂上黄油，以减少集降管随汽包移动时的摩擦力。将加固装置搁置于的支撑梁上，每侧距支撑梁100mm。在加固装置不受力的情况下将腹板焊接于降水管管壁上。②汽包其它联接管加固。汽包其它管道固定型式采用多根管连锁固定，用倒链连接于炉顶钢梁上。
（2）清除汽包膨胀障碍；
①清除分散降水管与锅炉钢架之间的保温；②切断与汽包相连的热工管道；③割除水位计、安全阀管道膨胀方向上的固定卡。
（3）控制吊杆温度，加强吊杆冷却；
①汽包吊杆温度控制方法。热处理过程中，为控制吊杆温度不超过400℃，采取了以下技术措施：吊杆和垫板区域不保温，以加强散热；用锉刀、钢丝刷等清除吊杆、垫板上的杂物加强散热；加装冷却装置，对吊杆强制冷却。冷却管与吊杆采用管卡用螺栓固定，严禁在吊杆上焊接。运行时通过1台空压机提供压缩空气作为冷却介质。空压机与冷却装置连接的管路上设有调节阀，热处理时根据垫板与吊杆的温度，调节压缩空气流量，以控制吊杆的温度。压缩空气压力保持为0.4-0.6MPa。②热处理过程中汽包吊杆与垫板温度。为了监测热处理过程中吊杆与垫板的温度，左右侧吊杆与垫板上各装设了1只热电偶。吊杆热电偶位于汽包后侧5-6点钟位置，塞入与垫板的缝隙中。垫板热电偶位于垫板外弧面5-6点钟位置，用氩弧焊焊于垫板上。吊杆与垫板的温度设定曲线，观测得到的左右侧吊杆的最高温度分别为330℃、380℃，左右侧垫板的最高温度分别为370℃、350℃。
（4）合理安排焊接顺序。以汽包前后两个区间对称进行；每一排管接头焊接时，从汽包中间向汽包两端对称进行。
（5）控制热处理时的升降温速度，减小汽包内外壁温差、周向与纵向温差。
4.3对汽包变形与位移的监测和测量
（1）变形与位移的监测。为达到汽包变形与位移的监测的准确性，应装设多组位移监测装置，并且能够三向指示，相同位置监测装置不少于2点以备校核[2]。
本次汽包变形与位移的监测设置了10组汽包变形与位移监测点。在汽包炉前侧刚性梁上安装刻度牌，将刻度指针焊于汽包壁上。安装时，拉线使刻度牌零点位于同一水平线上，指针焊接点位于同一水平线上。
监测结果显示汽包变形、位移最大位移、残余变形分别为19mm、10mm，满足要求。
（2）汽包挠度、圆度及水平度测量
①汽包挠度测量方法。清除汽包表面杂物，将拉力螺杆焊于汽包两端刚性梁上，调整拉力螺杆，拉紧测量用钢丝绳；用简易水平仪、钢板尺测量钢丝绳两端及中部的高度差，计算出钢丝绳挠度；根据测量结果，计算出汽包挠度。②汽包水平度测量。简易水平仪调平，并标记；测量离基准点同一高度的水平差，即为汽包水平度。③汽包圆度测量。在汽包筒体内，用测量绳分别测量汽包上下、左右长度，然后用钢卷尺测量测量绳的长度；测量时，由同一组人完成，以保证测量绳的张紧度基本一致；同一截面的差值，即为汽包不圆度。④测量结果分析。汽包修复前后测量圆度差值最大4mm，挠度差值最大0.8mm，水平度差值最大2.3mm，均小于JB1609-93要求。汽包控制汽包变形与位移控制措施的设计、施工都很合理，从而保证了汽包修复后变形和位移都在允许范围之内。
5、结论
第4篇：电力交易风险范文
（一）电力市场需求分析
电力市场在改革后，由传统的垄断行业逐渐向竞争机制转变，形成电力买方市场，改变了过去电力供应短缺，或阶段性供需关系差异较大等问题。但是，我国现在电力资源分布不够均匀，有的地方电力建设比较落后，地区不平衡现象屡屡存在，从总体平均水平看，电力供应水平远远没有达到社会需求，我国电力消费占一次能源消费的比例仅仅为百分之三十四，这与世界发达国家相比差距还是较大的。
（二）电力市场环境分析
电力市场环境是由供电公司、市场营销辅助机构、电力市场、能源竞争参与者以及社会公众共同组成的。供电公司负责对配电所、维修系统等职能部门进行管理，市场营销辅助机构包括电力供应商、辅助设备供应商、拥有权限的各级售电、供电企业等。电力市场又分为消费电力市场和生产电力市场，消费电力市场通常指个人消费，生产电力市场是指购买电力的目的是为了用于工业、农业、建筑、制造、交通、通信、金融等等方面的运转，另外，还有一种售电供电企业，是为了通过购买电力再转售给其他客户，以获取利润差价，本文主要就是阐述这种购电所需承担的风险。总体来说，电力环境随着体制改革的稳定发展，电网主辅分开已经到位，但是电网垄断体制还尚未打破，电力市场的权益机制和习惯思维仍在发挥强大的影响作用。
（三）未来电力市场环境发展分析
由于我国城镇化和工业化的发展，未来社会用电增速将会提高，那么电力工业规模投资也会加大，在电源投资、电网投资等方面，都会考虑资源结构进一步优化，如电源投资向西部欠发达地区倾斜，电网投资向主网架和配电网倾斜等。未来随着电力市场的发展，电力体制改革也将进一步深化，如电价改革、深化资源性产品价格体制改革、实施居民阶梯电价改革、开展竞价上网和输电配电价格改革、完善水电、核电及可再生能源的发电定价机制、促进节能减排项目发展、发展清洁能源发电技术、开发太阳能、生物质能、地热能等其他新能源，这些都是未来电力市场环境的发展趋势。
二、电力市场环境下供电公司的购电风险分析
当前的电力市场环境下，垂直垄断被彻底打破，供电企业作为独立的经济实体，参与到电力市场的竞争中来，面临的风险也是很多的。电力系统中，由于自身的特点，各部分的相互影响非常复杂，存在不可避免的网络制约和输电损耗，其面临的风险也具有特殊性。做好对风险的有效控制，减少风险给供电企业带来的经济损失，使供电公司和发电企业成为利益协作共赢的局面，从而创造更多的经济效益和社会效益。
（一）电力价格波动给供电公司带来的购电风险
供电公司购电是基于电力金融市场中的衍生品交易，对于供电公司来说，购电所面临的风险，主要是由于购电电价的波动，即不确定性。电价波动给电力市场的安全和稳定运营带来很大影响，因此需要对电力市场的风险进行正确的度量和评估，使供电公司的购电风险建立在一个有效的管理体系之中，以确保电力市场的健康发展。当购买电力的方式和电力价格的波动剧烈，销售价格联动机制没有建立相应的用户侧电价，那么供电公司就会承担相应的风险。当上网电价上升，销售电价下降时，购电公司的利润就会减少，上网电价同时也受到燃料价格等外部因素的影响，这就需要购电企业有一定的交易策略，以此来应对市场风险。
（二）购电量的市场分配风险
在电力市场环境下，供电公司可以在市场上通过不同的方式购买电力，同时，公司制订一定的购电分配策略，以实现利润最大的预期。然而，市场竞争带来诸多不确定因素的风险，供电公司如果对购电量的购买计划预测失误，将会带来巨大的经济损失。供电公司在市场购买所需电量，一个是实时市场，一个是远期市场，两个市场的价格波动是不一样的，由于市场中多方参与电力买卖，那么公司的购电策略就显得尤为重要。
（三）负荷预测的不确定性风险
我国的电力市场中，发电企业和电网公司是市场购电的两个主体，各个发电公司只能将电力卖给电网公司，一般用户是不能与发电企业直接进行电力交易的。因此电网公司必须对电力负荷进行较为准确的预测，然后再跟发电企业购买电力，这样才能保持电网供需功率的平衡。如果负荷预测不准，就会出现差额电量，那么差额电量无法储存，必须在实时市场进行交易，而实时市场的电价比远期合同市场电价要高，这样供电公司就会付出更高的成本，产生一定的购电风险。
三、总结
第5篇：电力交易风险范文
关键词 电力市场；金融风险；VaR；历史模拟方法
中图分类号 F123.9； 文献标识码：A
一、引入
电价的异常波动带来了巨大的金融风险，近年由于用电高峰的出现，拉闸限电情况日益加剧，对电力市场金融风险进行评估具有重要的现实意义。本文拟采用VaR分析中的历史模拟法方法，对电力市场风险进行分析，以更好的规避和防范市场风险,促进电力市场的稳定发展。
VaR的含义为(市场正常波动条件下)，在一定的概率水平(置信度)下，某一金融资产或证券组合在未来特定的一段时间内的最大可能损失。可表示为：Prob(P>PVaR)=1-c。公式中，P为金融资产或证券组合在持有期t内的损失；PVaR为置信水平c下处于风险中的价值。
VaR计算主要涉及两个因素：目标时段和置信水平。目标时段是指我们计算的是未来多长时间内组合的VaR，它的确定主要依赖于投资组合中资产的流动性而定，一般取为1天，1周，10天或1月；置信水平的确定主要取决于风险管理者的风险态度，一般取90％一99.9％。
二、VaR方法下研究电力市场金融风险
1．历史模拟法的含义
历史模拟法是假定采样周期中收益率的分布不变, 借助于计算过去一段时间内的资产组合风险收益的频率分布, 通过找到历史上一段时间内的平均收益, 以及既定置信水平下的最低收益水平, 推算VaR的值, 其隐含的假定是历史变化在未来可以重现。
考虑一个证券组合VP，其市场因子为F(i)(i=1,2,…,n),计算95％置信度下的日VaR值。首先预测市场因子的日波动性，选取市场因子过去101个交易日的历史价格序列，得到市场因子的100个日变化：
F(i)的历史价格水平向量 观测到的变化向量
假定这100个变化在未来的一天都可能出现。对于每一个市场因子，将其当前值F(i)和观测的变化向量相加。得到市场因子的未来可能价格水平，以向量AF(i)n表示：（见图2）根据相关定价公式，可以计算出市场因子当前价值和未来的可能价值。于是，可求出组合的未来损益：
将损益从大到小排列，得到组合的未来收益分布，根据95％的置信度下的分为数，可以求出PVaR的值。
历史模拟法直观、计算简单、容易接受。他是一种非参数方法，不需要假定市场因子变化的统计分布，无须估计波动性、相关性等各种参数，避免了模型风险。可以选取101个交易日的日平均清算电价，由此求得100个波动值，那么下一日产生的波动值也应该处于这100个价格波动值的范围内，且该波动值服从一定的概率分布。分别选取电价向上、向下波动率不超过5％的波动值作为电价波动的上、下极值。从而算出次日的日平均清算电价的上、下极值。结合电力公司的毛利润，算出电力公司的电费支出上、下限。在将计算结果进行验证。达到电力风险的规避作用。
2．数据分析与实证过程
历史模拟方法在电力市场金融风险评估中首先假定考察日期为2006年9月20日，当日某省整个电力市场平均清算电价（按电量加权平均计算得到）为275.23元/（MW.h），希望分析得到次日（即2006年9月21日）电价在某一置信度（95%）下可能出现的上限 和下限值，并估算相应的电费支出和毛利润的上限和下限值。其中电价上限是指次日电价超过该上限的概率为5%的电价值，电价下限是指次日电价超过该下限的概率为95%的电价值。
确定电价的样本区间为2006年6月12日-2006年9月20日的101个交易日，得到这101个交易日的日平均清算电价。计算可能产生的电价波动值:利用所选取得101个交易日的日平均电价序列，可得2006年月12日-2006年9月20日的平均清算电价的100个波动值。那么，在通长情况下可以认为，2006年月20日-2006年月21日电力市场的日平均清算电价所产生的波动值应该处于这100个价格波动值的范围内，该价格波动值服从一定的概率分布。将市场日平均清算电价波动值按大小排序。得到从日下跌289.67元/（MW.h）的电价负波动到日上升249.72元/（MW.h）的电价正波动的排序。
3．用历史模拟方法计算VaR值
A.波动上极限Pup：
选取电价向上波动概率不超过5%（95%置信度下），的波动值作为电价波动上限值，即认为次日日平均清算电价波动一般不会超过该值。可知，电价波动上限值为自小到大第95个波动值，即157.93元/（MW.h）。
B.波动下极限Pdown：:
选取电价向下波动概率不超过5%（95%置信度下），的波动值作为电价波动下限值，即认为次日日平均清算电价波动一般不会低于该值。从表可知，电价波动下限值为自大到小第95个波动值，即-162.46元/（MW.h）。
C.次日的日平均清算电价上限值
PU=P07.9.20+Pup
=275.23元/（MW.h）+159.93元/（MW.h）
=435.16元/（MW.h）
D.次日的日平均清算电价下限值
PL=P07.9.20+ Pdown
=275.23元/（MW.h）+[-162.46元/（MW.h）]
=112.77元/（MW.h）
可知，2007年9月21日的电价处于上、下限[435.16元/（MW.h），112.77元/（MW.h）]
之间的概率为90%
4．利润模型
某市电力市场中，市电力公司起到了单一购买者的作用，假设它的购电来源主要包括三部分:电力市场内的竞价机组，某地区(这里假定为华中地区)售电，市场外的非竞价机组[36,37]。竞价机组的购电电价P1由市场清除电价决定。华中售电和非竞价机组的购电价格则是由市电力公司与对方商定后，以合同形式按某一确定的价格P2 购买，电力公司从电力市场购买电能，然后把所有电量以国家规定的价格约595元/（MW.h）统一向所有用户售电。在忽略网络损耗的情况下，由此，电力公司的毛利润为: M = P0・Q - [(1-k) P1・Q1+k Pc・Q1 +P2・Q2]（1）其中: P0为电力公司的售电价格，目前，该市对工业、商业和居民用户采用不同的电价，将各种电价平均后得到的总体平均电价，本文计算中统一取售电价格P0为595元/（MW.h）；Q为电力公司通过电力市场购入的总电量，也等于售电量；P1为竞价机组部分电量的市场清除电价(按电量加权平均计算得到)；Q1为电力公司通过电力市场购入的竞价部分的电量;P2为非竞价机组和华中售电部分电量的平均电价，一般是每年商定一次，因此可以认为是固定值，这里统一近似取平均电价400元/（MW.h）；Pc为竞价机组平均合约电价（近似取350元/（MW.h））；Q2为通过非竞价机组和华中售电部分购入的总电量。上式（1）中的项目有关系: Q = Q1 +Q2 （2）
考虑到目前短期负荷预测的精度较高，式（1）中的总用电量Q可以通过负荷预测得到。由于该预测值与次日的实际用电量不会相差太大(一般不大于5%，通常在1%～3%)，故公式中的总用电量可以用预测值Q0来表示，设为一固定值。故式（2）表达为: M = P0・Q - [(1-0.8) P1・Q1+0.8・350Q1 +400・Q2]（3）式中，Q2是由省电力调度中心统一安排，为某一固定值，于是购入的竞价机组部分电量Q1也是一固定值。通过华中售电和非竞价机组购入的两部分电量，其价格和电量都是固定的，所以它们对于毛利润的影响是相同的。在这里可以将它们合并，均看成通过市场外部购入的电量，其购电总量为Q2，购电平均价格取400元/(MW・h)。 故式（1）又可竞价机组电费支出描述为: M1 = (1-k) P1・Q1+k Pc・Q1（4）竞价机组、非竞价机组和华中售电总电量的电费支出为: M2 = (1-k) P1・Q1+k Pc・Q1 + P2・Q2（5）上式（4）可以计算电力公司的毛利润，将上式中的P1替换为Pup， Pdown 可以计算出相应的毛利润的上、下限预测值（在95%置信度下）。同理，由（4），（5）计算出电力公司的电费支出及其上、下限。表1给出2006年9月21日相应的计算结果。
表1预测数据
5．返回检验
为了验证历史模拟方法模型的有效性，需要对结果进行返回检验。以2006年1月1日的数据为例，当日毛利润的上限、下限分别为4381.07万元和3788.11万元，由当日的电价实际值算得的毛利润的实际值为4047.41万元，这个值落在预测值的上、下限之间。上述预测是在95%的置信度下，所以理想的情况应该是，实际值超过预测值上限和低于预测值下限的比例各为5%（即为风险出现的概率）。只要风险分析的方法正确，且数据样本足够多，最后的计算统计结果应该与理想情况比较接近。我们取2006年的市场运行数据作为初始历史样本数据，对2006年1月1日-2006年9月20日（共262天）的市场数据进行风险统计校验。由于历史数据还不够多，为了充分利用已有的历史数据资源，在校验完一组数据后，就把它也纳入历史数据，计算得到2006年1月1日至2006年9月20日共262天的VaR预测值，它们和实际值的校验结果如表2所示。
表2的结果显示，采用上述计算方法得到的2002年1月1日2002年9月21日的预测值，与该电力市场实际运行数据比较一致。在262天中，实际值大于预测值上限的天数为11天，实际值小于预测值下限的天数为13天，所以最后得到的实际值大于上限的天数所占比例为4.20%，实际值小于下限的天数所占比例均为4.96%，很接近理想值5%。由此可见，VaR历史模拟法预测电力市场金融风险是可行的。由此可见，VaR历史模拟法可以实现对电力市场金融风险的定量分析，且具有较好的预测结果。
表2结果校验
三、总结
金融市场中的VaR方法可以很好地分析股票市场中的股票价格波动风险，由于电力市场中的金融风险主要源于电价的波动，因此也可以将VaR方法引入电力市场的电价波动分析中，从而实现对电力市场金融风险的分析计算。
历史模拟法概念直观、计算简单、实施方便，容易被风险管理者和监管当局接受。另外，它是一种非参数方法，不需要假定市场因子变化的统计分布，无须估计波动性、相关性等各种参数。因此，它没有参数估计的风险，从而避免了模型风险。
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第6篇：电力交易风险范文
要构建以风险管理为核心的内部控制，首先就要明白风险的含义。对于企业而言，风险就是指在某一特定环境下的某一特定时间段会对企业的利益造成不利影响的可能性。这种可能性的来源可以是企业的外部，包括社会环境、市场环境、国际环境、法律制度、竞争对手、供应商和客户，也可能来源于企业内部的技术、人员、财务和管理。无论这种可能性来源于企业的内部还是外部，都可能对企业的持续经营带来负面的影响。
风险导向的内部控制就是以风险识别和评估为基础，继而建立和实施内部控制的过程，以降低企业的经营风险实现企业的战略目标。风险导向的内部控制要求企业的所有者和经营者将企业的主要精力放在应该重点关注的风险环节上，而不是关注企业管理的所有细节。
2、为什么要建立以风险管理为核心的内部控制体系
在讨论为什么要建立风险管理为核心内部控制体系前，我们先来看两个小案例。
案例一：巴林银行事件
英国巴林银行曾是全球最早的商业银行之一。但是1992年到1994年期间，其新加坡分行的一位期货交易员在对冲交易中形成了巨额的亏损。但是由于这位交易员同时是巴林银行新加坡分行的结算员，这使他有机会伪造相关财务文件隐瞒了交易损失。同时巴林银行的高层不重视财务报告，连续几年时间都没有发现资产负债表中的损失记录，最终导致这家拥有超过200年历史的银行于1995年被收购。
案例二：中航油事件
2003年中航油新加坡公司总裁擅自从事母公司明令禁止的石油衍生品期货交易，在发生损失后，又欺瞒母公司，最终导致5.5亿美元的巨额损失，公司也不得不申请破产。虽然中航油新加坡公司有着完善的公司治理结构和风险防范体系，但是在高管越权和舞弊发生的情况下，公司也只能是轰然倒塌。
通过这两个小案例我们可以发现为什么要在企业中建立风险管理为核心内部控制体系：
第一、风险意识对于企业实现经营目标有着至关重要的作用。对于企业来说，其经营活动始终处于一个面临各种威胁的外部环境中，这个外部环境包括：市场、法律、技术、竞争对手、供应商、客户等，任何一个外部环境因素的变化都有可能对企业的经营带来风险，影响企业经营目标的实现。因此企业不仅要对风险进行科学的评估和控制，还应该提高公司上下特别是公司高层管理人员的风险意识。使公司上下员工都能积极主动地为公司识别面临的主要风险，认真地思考自身负责领域的风险和可能产生的后果，并上传下达发现的风险，引起相关人员的注意和重视。在企业面临的风险面前，任何疏忽大意都有可能导致企业遭受巨大的损失。就如中航油事件，如果其新加坡公司的高管人员有足够的风险意识，那么也就不会擅自越权进行母公司禁止的交易。
第二、内部控制必须以风险为导向。在巴林银行的案例中，如果其高层能提前从财务报表中发现风险信号，那么也就有可能为公司挽回损失。内部控制体系作为企业应对风险的重要工具，在企业架构中的作用日益明显。但是企业在经营过程中面对的各种事项复杂多变，针对各种事项采取的应对措施也各不相同，如果是一些高风险的事项，却采用一般性的控制措施，那么也就无法起到加强控制降低风险的目的。因此企业内部控制体系在建立和实施的过程中必须以风险为导向，通过识别风险、评估风险的过程找到合理的风险应对措施，从而达到有效的内部控制。
第三、风险管理为核心的内部控制体系对于企业是不可或缺的。前面的两个小案例究其根源都与其内部控制的缺失有着根本性的联系。如巴林银行，其权责划分机制有着重大问题，导致交易员兼任结算员，使其有机会进行舞弊。而中航油高层的越权行为使其越过了公司的内部控制体系，导致高风险的业务得不到及时的控制，最终造成了巨大的损失。对于企业来说，内部控制的缺失有两个层面。一个层面是企业在经营管理过程中缺少相应的规章制度，造成经营活动的随意性和松散的控制环境，整个企业处于“无法可依”的局面。另一个层面则是企业拥有完善的内部控制制度，但是却执行不到位，导致内控制度形同虚设，企业上下形成了对规章制度的漠视，出现“有法不依”的情况。无论是哪种层面的内部控制缺失，其对于企业的危害都远远超过了单一环节上的内部控制失效。因此为了避免内部控制的缺失，就必须在企业内部建立健全风险导向的内部控制体系，在内控的实施过程中也要加强执行，保证内部制度的有效实施，使内部控制能贯穿于企业的所有业务活动中。
3、电力企业的风险识别
对于很多企业建立风险管理为核心的内控控制，具有很大的共同点。但是对于我们电力企业而言，特殊性就凸显出来。首先我们电力企业整个生产经营涵盖建设、生产和运营等多个环节，涉及的范围广，各种风险之间相互关联、错综复杂。分别是：
第一、自然环境风险
主要指气候条件、自然灾害以及其他自然环境变化等因素对电力企业的影响。如气候冷暖变化可以直接影响电网负荷和用电量；地震、雪灾、洪水等自然灾害可能造成电网输电线路中断。
第二、经济财务风险
从外部来说，经济发展形势、国民经济增长速度、金融市场利率波动以及国家对电力企业的投资贷款变动等等诸多因素都可能影响电力需求发生变化，从而影响电力企业的生产。从内部来说，电力企业的资金结构是否合理、企业的盈利能力、资金流动情况和利润分配方式等等都可能给电力企业带来经济财务风险。
第三、政策法规风险
国家对电力企业建设、生产、发展、运营、环保等方面的宏观法律和政策的制定都会直接影响电力企业的发展。
第四、科学技术风险
由于新能源、新技术的开发应用，如核技术、风力、水力可再生能源技术研发、施工及设备的技术解决，技术指标和技术规程研究制定等等诸多问题都会形成技术风险。
第五、用户需求风险
用户的用电需求影响电力企业的成本投入，决定电源和电网建设项目的投资建设。
第六、电价风险
电力是一种特殊的商品，价格直接关系到电网企业的经济效益。电力行业开放 竞争性的发电市场，电网企业面对的发电企业的购电价格是由市场决定的，而面对用户的销售电价是由政府决定的，这样会给电网企业带来电力价格上的风险。用户的用电性质和需求也会给电网公司的供电成本带来风险，执行多种电价类型等等都会给电网企业的运营带来风险。
4、电力企业内部控制与风险管理的现状
第一、企业内部内控意识不强，全员参与风险管理积极性太低
很多企业的管理人员在对内部控制的认识上存在很大的偏差，总是简单的认为企业内部控制就只是简单的企业内部的各种规章制度，把内部控制的作用理解成在日常工作中对员工的管理，没有认识到风险管理的重要性。另外，大部分企业没有形成全员共同参与风险管理的观念，错误的把风险管理当作是管理层所需要做的事情，而和基层职工没有关系。在这样的错误观念引导下，企业的一线员工没有机会参与到企业的风险管理当中，导致的直接后果就是在风险管理的过程中不能及时发现一些薄弱环节，更难以做到防患于未然。
第二、企业的风险管理和内部控制联系太少
在实际情况中，企业由于风险问题而导致严重损失的现象时有发生，造成这一现象的原因不是企业没有相应的内部控制体系以及风险控制制度，而是企业根本就没有将这些制度执行好。另外，企业从业人员的职业素质参差不齐，某些管理者无视企业制度等等，这些问题都需要通过不断改进公司治理结构以及不断强化外部监管来予以解决。
第三、风险控制人才匮乏
电力企业风险控制工作，人才是坚强防线。一切工作安排，最终都要由个人去执行落实。电力企业风险控制有很强的专业性和技术性，负责人要有丰富的风险控制知识及经验技能，对企业管理具备一套整体认识，又不缺乏对各个细小环节的了解。专业人才的养成周期较长，所以培养人才也是电力企业以后管理的重点。
第四、突发事件应急管理体系不健全
风险是客观存在的，难以预知，健全的应急机制很关键。然而部分企业风险防范措施规范缺乏，预防策划也得不到认真落实。再者，已有的应急管理体系或许已经不适应现有改革的发展方向，亟待待改进。如预警状态标准不明确，应急状态下各单位职责分工混乱，应急预案的可操作性也有待加强。
5、电力企业要建立以风险管理为核心的内部控制措施
第一、建立有效的经营风险控制机制
经营风险控制机制是指在经营风险管理中所形成的互相联系、互相制约的功能体系。构建完善的经营控制机制是防范经营风险的关键所在。首先，建立起经营风险的全过程控制机制。其次，实行全员风险管理，健全风险控制的动力机制。实行全员风险管理，将风险，将风险机制引入企业内部，使管理者、职工、企业共同承担风险责任，做到权、责、利三位一体。最后建立和完善经营风险预警机制。规避资本营运和资金管理风险最为有效的是建立经营预警系统，加强经营危机管理。
第二、建立完善的内部控制体系
电力企业应该根据自身的实际情况，建立完善的内部控制体系。首先，建立有效的监督防范机制。电力企业应本着“未雨绸缪，防范于未然”的态度，逐步建立涵盖企业投资、运营全过程的监督防范机制，重点监控企业财务管理容易出现问题的环节；其次，严格进行事中监督。严格按照电力企业内部控制的相关规定进行常规性会计核算，在此基础上采用定期核查和随机抽查相结合的方式，对电力企业会计部门的各项业务和各部门进行监督，并将监督结果反馈给财务部门留档，以便以后核查；最后，完善事后检查机制。电力企业应该成立管理委员会，由企业管理者牵头，挑选一批专业素质过硬、责任心强、职业道德高尚、客观公正的人员定期对内部控制制度的执行情况进行考核，保证内部控制工作质量。
第三、内部控制与风险管理统筹兼顾
风险管理和内部控制作为企业管理的两大工具。内部控制可以将企业发展战略、管理理念、控制要求融入公司治理、企业文化、岗位授权、制度规范和业务流程，通过风险评估、风险预警、信息沟通、流程监控、有效性评价、缺陷改进等控制活动，推动企业管理从单一制度管理向体系化管理转变、从传统管理向风险管理转变、从事后监督向过程监督转变、从职能条块化管理向全流程管理转变，实现企业管理水平全面提升。
第四、培养电力企业风险管控人才
企业风险管控的工作繁琐困难，但对企业的长远发展意义重大。扎实的专业基础，丰富的工作经验，良好的心理素质以及一定的奉献精神是企业风险管控人才的必要条件。电力企业应结合时代特点和企业需要培养或招聘专向型人才，在企业内普及风险防控教育，增强全体员工的风险防控意识，充分发挥风险防控人才在企业风险控制实践中的作用。此外，企业还要革新薪资激励机制，引进优秀人才，壮大团队力量；健全选拔制度，提拔公司内部有责任心、有上进心、有实力、有业绩的员工，培养企业自己的骨干力量。内外一起抓，打造电力企业风险控制的中坚力量。
第六、完善电网突发事件应急管理体系
首先，加强系统规划建设。电网建设与电源建设密不可分，协调发展。从电源规划、建设、运行和管理等各个环节着手，加强本地电网与大电网的联系，优化电源布局，保证供电安全。其次，建设强大的监控、调度系统。充分利用各种信息渠道，及时掌握各种灾害数据，做好灾前准备，实现对灾害的预警和恢复控制。再次，应急预案必须具备可操作性、差异性和标准化三个要求，提高突发事件处理、应变的能力。
第7篇：电力交易风险范文
文章编号：1004-4914（2015）07-246-05
2002年我国电力行业打破了原来的垄断模式，进行了“厂网分开，竞价上网”的改革，将竞争引入发电环节，上网竞价成为了发电企业竞争的重要因素。由于电力商品的特殊性和电力生产的复杂性，电力市场条件的不稳定和信息的不对称，加大了发电企业竞价的难度。因此，结合电力市场实际现状，对发电企业的竞价策略研究成为现阶段电力市场的重点工程。
一、发电企业竞价环境分析
电力市场是电力的买方和卖方相互作用以决定其电量和电价的过程。更具体的来讲，电力市场是采用法律、经济等手段，本着公平竞争、自愿互利的原则，对电力系统中发电、输电、供电、用户等各成员组织、协调运行的管理机制和执行系统的总和。电力市场的基本特征是开放性、竞争性、网络性和协调性。电力市场是指电力生产、输送、配用和销售关系的总和。其中包括市场主体、市场客体、市场载体、市场价格、市场运行规则和市场监管等要素。这些要素相辅相成，缺一不可。
（一）市场信息和交易规则
发电企业上网竞价主要针对剩余未平衡或政府扶持行业的电量竞价，并不影响合同电量的交易方式。发电企业以机组为单位，电量为机组所能达到的最小出力点进行竞价，国家电网通过对发电企业的报价进行网损修正，最终以市场购电费用最低为目标进行的竞价交易。
整个电力市场的竞价运行过程分四步走，见表1。
（二）山西省电力市场竞价现况分析
2014年山西省组织了第一次电力市场竞价。主要针对第三季度的剩余电量，总电量为12个亿。最终只成交了5亿，剩余电量由双边撮合达成交易。2015年2月10日国家电网山西地区组织了山西省第二次电力交易，本次交易主要针对大用户进行交易，参与的用户是电解铝行业，其中四个电解铝企业总申报电量为58个亿。参与的发电企业限定为30万千瓦时以上的火力发电企业，大约30个发电企业。，2月10日上午开展了竞价指导会议，于当日14时至16时开放交易平台，整个报价和竞价过程在电力交易平台上实施，17时电力交易平台自动生成交易结果。主要采取竞价撮合的竞价方式。
每个发电企业只允许一台机组参与（即30万或60万机组），核算电量按照一台机组的发电量上限作为核算依据；对发电企业有最高限价，最高限价为0.3772元/千瓦时；用户有最低限价，其价格为0.3022元/千瓦时；买方价格按照由高到低排列，卖方价格按照由低到高排列，最终买价不低于卖价，交易方能成交，最终成交价格为买方报价和卖方报价的平均值。若卖方报价相同时，按照发电量大的发电企业优先；发电量一致时按照南区优先，除此之外，可按照联合交易的优先或环保平均分高的优先等原则；卖方不支持阶梯报价，支持成交后两个买方，最终交易结算分别按照各自成交价格进行结算。
现阶段山西省电力市场竞价仍处于起步阶段，第二次的58亿电量全部交易成功。根据竞价结果分析可得：
1.竞价规则中对用户（买方）限制最低报价，其价格为0.3022元/千瓦时（即302.2元/MWH），最终交易价格为买方价格和卖方价格的算术平均值，由最终交易价格可得出最高的成交价格为238元/MWH，最低的成交价格为194.8元/MWH，假定用户（买方）均报最低价，则可得到中标的发电企业（卖方）的报价中最高的价格为173.8元/MWH，最低价格为87.4元/MWH。发电企业为了得到中标电量，而采取盲目的报低价，很有可能导致利润的负增长。
2.整个竞价过程参与竞价的发电企业至少有30多个，然而竞价成功的发电企业主要集中于华能和漳电。其中漳电的各个电厂报价均很低，甚至只是发电企业的基本发电成本，对于发电企业而言，增发的电量对利润影响不大。如果在竞价体制中存在着这样的合谋报价的现象，会导致不公平竞争，长此以往下去，不利于市场的正常发展。
3.本次竞价主要针对的电解铝产业，其最终成交价格均低于合同电量的合同价格和大用户的协商价格，为电解铝产业用户在电价方面得到了很大的经济让利，但是这样的行业保护行为，并不利于整个市场的发展。
综上所述，我国在政策上逐步推行电力市场的竞价上网，发电企业竞价现状并不成熟，如何竞价成为电力行业的焦点问题。
二、最优反应动态机制模型构建
通过博弈各方对信息的了解情况和博弈各方的行动顺序不同两个角度，对博弈进行分类。其中只要有一方对其他博弈方的信息不完全了解均属于不完全博弈，只有对信息全部知情才属于完全信息博弈。静态博弈通常指决策者同时行动或者彼此间并不知情行动的先后顺序，动态博弈通常指决策者的行动有先后顺序，且后决策者可通过观测先决策者的行为结果制定相应的行动。
（一）最优反应动态机制原理
最优反应动态属于进化博弈理论中较为典型的动态机制，主要适用于少数有限理性博弈方之间的重复博弈，且博弈方具有快速学习的能力和策略进化。在此理论机制下，一次博弈结束之后，博弈方会对本期博弈的结果进行分析和总结，对自身的策略进行相应调整。经过博弈方多次不断地调整策略的过程，最终根据“进化稳定策略”（Evolutionary Stable Strategy，ESS）给出博弈的均衡解。在这种理论机制中，最终并不能得到博弈各方的最优策略，而是体现出博弈各方策略调整的趋势。
（二）主观判断因素的引入
由上述理论可知ESS的定义如下：假设x是博弈U的一个竞价策略组合，如果存在任意的ε，则对于任意的y≠x和ε∈（0，1），均满足：
u[x，εy+1-εx]>u[y，εx+1-εx] （2.2.1）
则称x是一个进化稳定策略，其中u（策略1，策略2）表示博弈方在双方策略为（策略1，策略2）时的收益。ESS表示整个博弈各方抵抗其他因素侵袭的一种稳定状态。
本文的研究主要基于以下假定条件：
假定在电力市场中有n个火力发电企业，即说明有有限个发电企业，由于发电企业有着行业壁垒，发电企业的个数不会发生大幅度的变动。实际竞价过程中，发电企业主要通过报价和电量来进行竞争。
发电成本主要有固定成本和变动成本，与发电量有着密切关系，因此本文假定成本函数为二次函数，形式如下公式2.2.2所示。
发电企业的成本函数为：
Cm（Pm）=am2Pm+bmPm+cm （2.2.2）
其中，am、bm、cm为成本参数，Pm表示发电企业m的竞标电量（即最大供电量），假定电力市场电量的总需求为Q，各竞价的发电企业可以提供的最大供电量为Pm，max。
所有发电企业能够提供的最大供电量之和为Pmax=■Pm，max。同时考虑整个电力市场的供需平衡和各个发电企业的最大供电量情况，各发电企业的中标电量符合以下条件：
■Pm=QPm≤Pm，max m=1，2，...n （2.2.3）
电力市场开始竞价时，各个发电企业向电力交易中心提交各自的报价情况。Fm=Fm（Xm，Pm），其中Xm为报价曲线的参数。交易平台结合各个发电企业的报价和竞标电量，将报价按照由低到高的顺序进行排列，直到竞标电量总和满足电力市场的总需求为止，最终由交易平台公布各个发电企业的中标电量。
各个发电企业仅通过对自身的情况和预测的市场供需情况进行报价，假定不存在各个发电企业之间的联合报价。竞价的发电企业的收益函数为：
Vm=FmPm-Cm（Pm）=（Fm-am）Pm-bmPm2-cm （2.2.4）
发电企业竞价时不仅考虑其发电的成本、竞价收益，在做出竞价决策时，个人的主观判断往往也会对最终竞价策略有很大的影响。其中，本文参考期望效用理论和累积前景理论，结合现实中发电企业的主观判断的影响因素对原有的最优反应动态理论模型进行改进。
收益效用函数为：
πm=Vm+rmax{E（Vm）-Wm，0}+δmax{Wm-E（Vm），0}
式中：r和δ分别表示收益部分和损失部分价值函数的敏感程度，本文为了简化研究，假定r=-δ，则收益效用函数为：
πm=Vm+r？?WE（VM）-Wm
其中，Wm为收益的参考点，假定参考收益等于发电企业m的中标电量Qm与发电企业以往成交电量的电价平均价格Ft，即Wm=FtQm。
假设每个发电企业只有两种策略选择：高价策略和低价策略，假设发电企业采取高价策略且竞价成功的概率为y，采取低价策略且竞价成功的概率为z，市场中采取高价策略的发电企业个数为d，则可得知采取低价策略的企业个数为n-d。整个电力市场中全部电量中采取高价策略的发电量为P2=■p■，采取低价策略的那部分发电量为P1=■p■。
下面分别对电力市场不同的供需情况进行讨论。
1.电力供不应求或供求平衡时，即p■≤Q，则发电企业采取高价策略一定可以成功。此时y=1，所有的发电企业将采取报高价的策略。当Q>p■时，发电企业所报高价会不断趋近于市场最高限价。
2.当电力市场中电力供过于求，且当0≤PL≤Q，可得到z=1时，发电企业采取低价策略一定竞价成功，即z=1，市场中除了采取低价策略的发电企业的发电总量外，剩余的发电电量（Q-PL）将留给了采取高价策略的发电企业。
3.当电力市场中发电量供过于求，且当时Q≤PL≤p■，即 时，发电企业采取高价策略一定失败，即y=0。此时采取低价策略的发电企业将竞争市场所需电量Q，此时
y=1-■ z=■
综上所述，当市场竞价电量为Q，参与竞价的全部可发电量p■和采取高价策略的发电商的个数d三个因素共同作用下，发电企业采取高价或低价策略竞价成功的概率函数如下：
z=■，y=0 0≤d≤■z=1，y=1-■ ■≤d≤n （2.2.5）
发电企业采取高价策略是可以成功竞价得到的发电量为
pm，H=ypm，max，采取低价策略竞价得到的发电量为pm，L=zpm，max。
采取高价策略收益为：Vm，H=Fm，Hpm，H-Cm（pm，H）=（Fm，H-am）
ypm，max-bmy2pm，max2-cm （2.2.6）
采取低价策略收益为：Vm，L=Fm，Lpm，L-Cm（pm，L）=（Fm，L-am）
zpm，max-bmy2pm，max2-cm （2.2.7）
由于收益效用为，πm=Vm+r？?WE（Vm）-Wm=（1+r）Vm-rFtQm则分别讨论采取高价和采取低价策略的收益效用函数：
采取高价策略的收益效用函数为：
πm，H=（1+r）？?W（Fm，H-am）ypm，max-bmy2pm，max2-cm-rfQm （2.2.8）
采取低价策略的收益效用函数为：
πm，L=（1+r）？?W（Fm，L-am）ypm，max-bmz2pm，max2-cm-rfQm （2.2.9）
在每一个离散的时刻t=1，2…，每个发电商选择高价或者低价策略中的将作为本次竞价的策略，根据最优反应动态的定义，最优反应动态方程：
zt+1=b（2t）=n，当πm，H>πm，L时z■，当πm，H>πm，L时0，当πm，H>πm，L时 （2.2.10）
发电企业采取高价策略的收益小于采取低价策略的收益时，下一次竞价时，各个发电企业不会再采取高价策略；当采取低价策略时，收益低于高价策略时，发电企业继续调整报价策略，通过这样不断结合收益情况来改变报价策略，最终达到一个相对稳定的均衡状态。即达到最优状态。在公式2.2.5带入公式2.2.6和2.2.7，在代入公式2.2.8和2.2.9再次得到各个发电企业的竞价均衡点，博弈各方通过对均衡点进行分析，得出下一次竞价的策略。
三、案例分析
（一）假定条件
本文假定有5家发电企业参与竞争，发电企业A的竞争对手分别为B、C、D和E。每个发电企业均有一台燃煤火电机组，并以最大的可供电量参与电力市场的竞价。且这些发电企业有着相同的成本函数和机组容量。发电企业竞价容量段为[300MW，600MW]，发电企业成本函数为C（Pi）=0.158Pi2+116.7Pi+19770，其中C（Pi）表示发电企业的成本函数，单位为CNY/（KWh）；Pi表示发电企业的实际出力，单位为MW。
假设某一时段的市场电量总需求Q为2000MW?H，且在短时期内保持不变。假定电力市场的最高报价为Fmax=377.2元MW?h，最低报价为Fmix=150.8元/MW?h。用户的最低报价为302.2元/千瓦时，假定各个发电企业能够提供的最大出力即最大发电量为pm，max=600MW?h。
（二）风险厌恶因子的确定
累积前景理论可知，决策者在面对收益时表现为风险厌恶，而面对损失时表现为风险偏好；文中r即为决策者面对收益时表现出的风险厌恶的程度，本文用风险厌恶因子来描述发电商面对收益时敏感的程度。
风险厌恶表示在收益情况未知时，个人或组织对承受风险情况的偏好程度。即用来测量人们为降低所面临的风险而进行支付的意愿。在同样的风险收益情况下，每个竞价者表现出的风险厌恶程度不同。厌恶风险程度高的人往往在做出决策时，为逃避风险而选择利益回报率低一点的策略。对于发电企业的竞价过程而言，竞价者参与竞价会产生一定的风险，中标或不中标的概率都不测，中标与否直接关系着发电企业的收益情况。风险厌恶因子r，其中0
影响发电企业对风险厌恶程度的因素很多，通过对兴能发电企业的深度调查，并结合相关文献的梳理，将影响厌恶因子的关键因素概括，如表2所示。
由于这些因素不能进行很好的量化，而且面对不同的企业有着不同的预估，因而对这些因素进行评估具有很大的模糊性，本文将通过建立模糊综合评价模型对这些因素的影响进行权重分析，通过量化风险厌恶程度来确定出风险厌恶因子的大小。
首先，确定影响厌恶因子的关键因素。确定影响因素的指标权重系数有很多种方法，如专家打分法（Delphi）、层次分析法（AHP）、主成分分析法、最大熵法、Delphi-AHP法。本文采用专家打分法来确定权重。
设因素集U={ui|i=1，2，…n}，模糊集M∈F（U）。由于各影响因素的重要性有差异，在对厌恶因子进行分析时必须判断影响因素的权重。利用二元对比排序方法来得到关键因素的权重，设模糊集M为各影响因素在厌恶因子确定中的相对重要性，权重即为该影响因素在模糊集M的隶属度。
令专家组成评判组，对各个影响因素进行二元对比评估得到模糊优先关系矩阵A（[aij]n*n），令aij满足以下条件：
aii=0，0≤aij≤1，i≠j
aij+aji=1
上述条件表明：
（1）ui和uj相比较而言，重要程度上没有什么优越性，则记作aij=0。
（2）ui和uj相比较而言，重要程度不好确认，两者的优越成分加在一起等于1，也即aij+aji=1；
（3）ui和uj相比较而言，重要程度不相上下，则认为aij=aji=0.5。
其次，本文采用平均法来得到模糊集M的隶属函数：
？渍i=M（ui）=■■■■aij，？坌I
最后，对M中的各个影响因素的隶属度进行归一化处理，进而得到各个影响因素的权重。
假设本文确定的影响因素为四个，因此可以建立因素集U={u1，u2，u3，u4}={成本的高低、企业的综合情况、电力市场的大环境、其他竞价企业的行为}，对于各个影响因素进行专家打分，结合李克特的五度量表，根据对各个影响因素的评分进行分析，设打分集B={b1，b2，b3，b4，b5}，其中b1表示低，b2表示较低，b3表示中等，b4表示显著，b5表示高。通过各个专家对影响因素进行评判，得到模糊子集D，其D={di1，di2，di3，di4，di5}，i=1，2，3，4。
得到评判矩阵为：
D=d■ d■ d■ d■ d■d■ d■ d■ d■ d■d■ d■ d■ d■ d■d■ d■ d■ d■ d■
通过模糊变换得到，E=DB。
对E进行归一化处理得到F，其中F={f1，f2，f3，f4}。
则厌恶因子r可以表示为：r=？渍1f1+？渍2f2+？渍3f3+？渍4f4。
决策者面对收益时，对风险的厌恶程度不尽相同，影响其厌恶程度的因素和各因素的影响程度存在着很大的差异。发电企业必须根据自身的实际情况，提出合理的影响因素，并对其进行真实的评判，才能得到较为正确的厌恶因子。本文通过模糊综合评价法得到的厌恶因子，客观地给企业提供了一个衡量指标。与此同时，企业通过对自身企业的不断完善，增强企业的综合竞争力，来影响其面对收益时的风险厌恶程度。
（三）报价分析
此模型中假定发电企业上网报价最多允许报1段，中标的发电企业按照其报价价格和买方价格的算术平均数进行结算。本文假定用户的最低报价为302.2元/千瓦时。5个发电企业风险厌恶因子对应的策略系数，见表3（见下页）。
发电商在首次竞价时没有可以参考的报价信息，假设各发电商认为各个竞价策略系数下中标电量均匀分布，结算价格即为发电企业报价和用户报价的算术平均值。根据最优反应动态机制的竞价策略的不断调整过程。假定从第13轮开始，这五个发电企业经过短暂的竞价调整后，迅速达到稳定状态，找到各自的最优报价策略系数，并对竞价策略系数不再进行大幅度改变。
整个竞价过程，假定每个发电企业在竞价结束后，结合自身中标电量和结算价格对自身报价策略系数进行调整，体现了发电企业是参照其他竞价的发电企业竞价策略不断选择的过程，这种调整的行为过程即为决策者相互学习的过程，属于最优反应动态机制的研究范围。
（四）结果分析
由于每个发电企业的成本情况、发电能力等方面的不同，各个发电企业对于不同的竞价结果会采取不同的竞价策略系数。同时发电企业面对风险的程度也不同，进行选择不同的竞价策略系数。当发电企业的成本水平较低，在竞价过程中易获得收益，通常在面对风险时用体现出风险厌恶，发电企业会通过报低价来争取强的更多的竞标电量，进而提高自身的利润。而当发电企业与其他发电企业比较自身发电成本水平较高时，竞价策略选择会尽可能的避开低报价，往往会选择高报价来以求得更高的结算价格，进而获得更高的收益。
四、发电企业竞价策略建议
（一）发电成本进行控制和科学评估
1.有效控制自身发电成本。对于发电企业而言，发电量、单位发电成本和成交价格均决定着发电企业的利润。市场竞争中，价格是市场竞争的核心因素。自身发电成本偏低，就有着很大的浮动余地，增加竞价成功的概率。
2.对成本进行科学评估。有效分析自身发电的成本情况，分析发电的固定成本与可变成本，科学评估发电成本的最高估价和最低股价，其估价的差值也直接影响着决策者的最终估价。
3.充分了解同行的电量成本。由于发电机组的类型主要是30万和60万机组，与容量小的机组相比，容量大的机组有着较强的成本优势。因此在竞价过程中，根据自身机组的电量成本，判断别的发电企业的发电机组类型，进而估算其他发电企业的电量成本，在竞价过程中一定要充分考虑自身和同行业的电量成本。
4.以往成交电量电价的平均价格与最终报价成正比，因此要对以往成交电价的科学评估。
（二）科学调整发电计划
1.保证机组的稳定运行。电力市场竞价的初期，每个发电企业对竞价机制和竞价环境不熟悉，导致缺乏一个较为完善的报价体系。有些发电企业不考虑自身机组运行现状，盲目抬高报价，以至于不能够充分利用发电容量，频繁地启动和暂停机组不仅会对设备造成不良的影响，而且会带来一系列的经济问题。因此要结合自身机组的状况，充分考虑机组的负荷和维修计划等因素，合理安排报价，以免带来不必要的损失。
2.考虑年度电量目标。对于火力发电企业而言，首先要满足合同电量，保证拿到合同电量带来的基本利润；其次，在尽可能的通过协议撮合或大用户交易来争取更多的电量；最后再通过竞价得到增发电量的机会。每个发电企业都有各自的年度电量目标，尽可能在不亏本的前提下，以求得更多的电量，进而完成年度电量目标。中标电量的增加直接影响着发电企业的利润，与此同时，发电量的增加同时降低了单位发电成本，间接影响着发电企业的利润。
3.积极调整计划，捕捉获利商机。电能不同于别的商品，不可以被大量储存。由于一些发电企业会存在机组维修或者报停等特殊情况，而电力市场的需求是刚性的，此时对于发电企业而言，需要及时掌握市场动态，迅速调整现有调度运行规则，积极争取增发更多的电量来求得利润最大化。
（三）科学地调控风险承受能力
影响发电企业对风险厌恶程度的因素很多，通过分析可得知，发电成本的高低、电力市场的大环境、机组的运行状况等因素，直接影响着决策者面对竞价时的风险厌恶程度。除此之外，还与决策者自身的心理作用和个人习惯因素有很大的关系。过于风险厌恶和风险偏好都将影响竞价的成败，因此需对决策者的风险偏好程度进行科学的调控。
（四）建立科学的报价体系
第8篇：电力交易风险范文
关键词：风险管理；不确定性；机会主义；有限理性
作者简介：崔文亮（1973-），男，辽宁辽阳人，国网内蒙古东部电力有限公司企协分会企业管理处处长，经济师。（内蒙古 呼和浩特
010020）
中图分类号：F274 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）36-0186-01
风险管理作为一种企业管理活动，起源于20世纪50年代的美国。当时美国一些大公司发生了重大损失使公司高层决策者开始认识到风险管理的重要性。此后，随着经济、社会和技术的迅速发展，人类开始面临越来越多、越来越严重的风险。如1980年前后发生的几起诸如美国核电站爆炸、印度毒气泄漏、俄罗斯切尔诺贝利核泄漏等重大安全事故大大推动了风险管理在世界范围内的发展。
一、企业风险管理的概念
企业风险管理（Enterprise Risk Management，简称ERM）是指当企业面临市场开放、法规解禁、产品创新等变化时，对这一过程中可能产生的风险进行管理，从而降低决策错误几率，最大程度的避免损失，使企业获得更好的效益。
要有针对性的开展和完善企业风险管理，就要对企业面临的主要风险及风险的源头进行理性分析，从而提出有效的风险管控和应对策略。
二、企业风险的主要来源分析
企业风险的来源主要有以下三方面：
1.企业风险和危机来自内部交易的不确定性
（1）利益关系。由于一系列利益关系的不确定性，给契约的风险及其存在留下了根基与可能。由于企业在与外部企业或员工签订合作契约时，未能完善的制定面对未来可能出现的各种情况或者虽然制定了完善的契约，而相关方未能履约，导致双方利益关系不一致，引发企业危机。
（2）治理结构的不完整性。公司的治理结构决定着公司日常运作中流程的完善可靠性。当公司治理者和管理者之间出现矛盾而未能妥善处理时，公司将面临风险。对于电力企业而言，由于受到地方政府与上级公司的双重领导，对一些问题如果没有及时沟通解决，将会出现风险。
（3）价值观念。价值理念是内部交易的一个重要组成部分，价值理念可以给企业留存危机的缺口。电力企业作为国有大型公用事业单位，本身有着服务社会的责任，但作为企业也有着盈利的要求，如何协调两者之间的管理，需要电力企业制定一套符合各方价值的方案。
（4）道德因素。道德是一个非常恒久的因素，任何一个企业都是靠道德来支撑的。2008年河北三鹿奶粉事件直接导致一家奶粉业巨头轰然倒塌。电力企业要紧守底线，做有道德的企业。
2.来自外部的机会主义
（1）经营环境变化的影响。市场经济下，大多数企业的经营规则是由外部决定的。电网企业作为具有垄断地位的国企，仍不免受此影响。当电力建设过于超前而经济却由于各种原因萎靡时，电力企业的偿债压力将使企业不堪重负。
（2）生产要素的流动及生产配置的复杂性。市场经济下，各种资源已实现了全球化配置。当前电力企业购电定价受政府指导，然而就趋势而言，煤电联动的实行将把电力企业推向市场。
3.企业风险来自人的有限理性
人们的知识和能力是有限的。经营企业需要预见力、判断力、决策力，还需要行动力。但是由于人们的知识水平以及能力的限制，有些问题根本无法认识到。电力企业风险的主要表现形式包括以下几种：
（1）安全生产风险。电力行业是高危行业，所以安全生产是一切工作的重中之重。电力生产的内在特点决定了电力生产必须有极高的可靠性和连续性，任何一个环节发生事故，都可能带来连锁反应，造成人身伤亡、主设备损坏或大面积停电，甚至造成全网崩溃的灾难性事故。
（2）市场风险。企业的市场占有率突然间大幅度降低，定单急剧减少，纷纷退货，市场危机的冲击对企业的影响是致命的、巨大的，特别是那些资金链条脆弱的企业。电力企业由于其垄断地位，受市场影响较小，但仍须严防市场环境的剧烈变化，如经济危机等。
（3）财务风险。企业财务现金流量急剧减少、流动资金严重不足、发出的商品不能按时结算、供应商突然提高供应价格等原因都会导致财务危机。电力企业作为一家以电为商品的企业，须严防这类风险的发生。
（4）劳动关系风险。一件事情的发生不可避免的会引起一部分人的不满，尤其是一家大型电力企业。在生产管理过程中，不免有些人会有想法，如果不及时沟通、解决，会出现罢工、上访等。
三、结论
目前中国经济处于快速发展和转型阶段，企业内外部面临很多不确定的潜在风险。企业风险主要来源于上述三个因素，当然，这些因素在不同的行业和不同的企业中，存在的形式和出现的概率不尽相同。企业管理者应该根据实际情况，从以上三个角度入手，分析本企业的风险源头和应对策略，从而达到事半功倍的效果。
参考文献：
[1]胡杰武.企业风险管理[M].北京：清华大学大学出版社，2009.
[2]Barton Thomas.企业风险管理[M].王剑锋，译.北京：中国人民大学出版社，2004.
第9篇：电力交易风险范文
关键词： 电力调度；运行；安全风险；防范策略
中图分类号：TM734文献标识码： A
前言
电力调度机构作为电力系统中的一个至关重要的单位，不仅仅只是负责电网运行以及管理等日常工作，更是整个电网安全稳定运行的重要保障。尤其对于电力调度人员，因为他们是电力系统调度方案的最后执行者，所以在保证调度正常运行方面作用非常关键。因此，在电力调度安全管理中，在强化调度人员安全意识的同时，还必须对电力调度人员进行反事故演习，以提高调度人员的事故处理能力。
一、运用电力技术对调度运行进行分析和控制
1 变电站综合自动化技术。变电站综合自动化技术以计算机技术为基础，以数据通信为手段，以信息共享为目标。它可以实现如下功能：电度采集、保护和重合闸、四遥、五防、故障录波，同时可以实现专家系统。现在应用较广泛的是分层分布式综合自动化系统。它是以新型的面向间隔的设计代替传统的面向功能的设计，其对电力调度的安全控制体现在如下几点：
（1）数据共享：将数据采集装置（IED）安装在开关设备上或离开关设备较近的地方，再通过专用的通讯网相连，实现数据共享。并将数据传输至监控机和工程师站，在整个变电站的层次上实现数据共享。这样大大减少了控制信号屏及二次系统的设置，系统的实时性、可靠性高，灵活性好，可以在很大程度上提高自动化水平和管理水平，实现实时安全控制。
（2）建立实时数据库：以MSEXCEL 为界面和VB 为内核，实现操作票计算机数据生成和数据存储功能。调度员可利用该库提供的权限和存档操作票调用功能，在已有操作票基础上进行修改和组合，进而生成所需操作票，并利用计算机打印，避免了手工写票的诸多不便和人为错误而威胁电力调度安全运行。
2 建立完善的AEMS 系统（先进的能量管理系统）。AEMS系统是建立在WAMS 的基础上的。WAMS 主要由动态测量系统、同步定时系统、通信系统和中央处理机组成。它可以测出同步定时各母线电压和发电机内电势的正序分量等的空间矢量族。因此可以实现动态状态估计，监测发电机的动态行为或其他振荡现象，对电力调度运行进行实时监控。其应用体现在以下几个方面：
（1）实现对事故连锁发展的预防性自动控制：应用AEMS系统可以加强对紧急状况下的统一调度和集中控制，对连锁性事故进行集中式的自动控制。
（2）实现动态调度：应用AEMS 系统可以分析控制系统负荷连续、动态的变化，从而消除原有的EMS 系统只能对某一时间断面进行分析控制的缺陷，可以更好地实行优化调度。并将这些小电网与并网电厂同等对待进行涉网安全性评价。对在安全性评价中，如发现影响电网安全的重大安全隐患，在限期内整改。
（3）进行全网范围的运行分析：应用AEMS系统可以对全网范围内的运行状态进行估计。在负荷预测的基础上，对重要输电断面同时失去两条线路，或联络线跳闸导致负荷转移进行分析。并通过对最不利运行方式的分析，如网架变化以及严重故障时对电网安全运行的影响提出对策建议。有组织、有重点、有针对性地开展事故预想和反事故演习，制定反事故预案，细化防范措施，防止电网事故于未然，使得全网的运行分析可更好实现在线监控。
二、电力调度运行的安全风险
由于系统扰动的发生是随机的，是属于一种类型的风险，因而电力调度运行的安全问题也就是电力调度运行不安全的风险问题。因此必须从风险管理的角度研究整个电力调度系统的安全问题。要管理风险，首先要识别风险。电力调度运行的风险体现在：
1 备用风险：近年来，电力需求快速增长，而发电装机速度受前些年国家宏观调控的影响明显放缓，电力供需形势日趋紧张，电网运行缺乏必要的发电备用容量，电网负载过重，输送能力已达极限，缺乏必要的安全裕度。为了最大限度地满足电力需求，电力调度运行单位采取提高线路稳定极限运行，使得设备普遍重载和满载，整个电网绷得很紧，电力调度稳定运行压力很大，安全性受到威胁。
2 在电力市场的风险；即由于负荷大幅波动或电厂达成价格联盟等原因引发的风险。电力市场交易很少考虑电力系统的安全因素，其市场交易势必增加电力潮流，可能出现线路或主变过载问题，使得电力调度安全稳定运行更为困难。
三、电力调度运行的风险控制
1事前控制：计划调度系统中一周需要的燃料和其他资源，以满足一周的负荷需求。同时要对新的电力系统设备进行计划，包括输电系统的可用性、传输备用容量等。
2实时控制：调度管理人员必须时刻满足负荷需要，并随时准备对突发事件做出反映。该任务包括输电备用责任和分配、输电网电压和潮流控制、输电系统稳定性和安全性监视、反映市场交易的变化情况和输电控制的继电保护协调等。
3事后控制：强化通信功能，在所用市场参与者与控制中心间增加数据交换，快速、实时的安全分析；同时建立用于分析交易路径的大区电网模型，以管理实际的输电路径；最后进行事后费用分析，如费用或能量交易偏差的定义和补偿、网损补偿和输电容量利用等。对于备用风险控制，有功调度中备用的决策应该清晰，即参与者风险水平清晰、承担量清晰、责任清晰，对可能发生的事故准备事故预案，留足备用容量。同时，备用共享具有包容性和重叠性，应按临界责任者配置明确的备用容量，分摊应该以引起风险水平变化大小来度量。
四、强化调度员安全意识和操作规范，增强责任感
在控制电力调度安全运行工作中，除进一步加强和完善现场，防止误操作的措施和制度外，更应重视预防调度员的责任感。调度人员一旦发生误下令、误调整等误操作，后果往往更为严重，会造成电力系统大面积停电和不良社会影响。主要从以下几个方面采取控制措施：
1 严格执行调度规程，杜绝习惯性违章：调度员在受理工作票时，必须严格把关，对工作票所列任务、安全措施及要求逐项审核，不合格的工作票必须重新办理；认真填写和审查调度指令票。仔细核对设备编号、停电范围以及相关措施的落实情况，严格执行工作票“三审”制度，由操作人填写操作票，进行初审并签名，再由监护人审核并签名，最后并经调度值长复审后并签名方可执行。同时，可加大考核力度，建立相应制度，真正提高工作票、调度指令票的合格率。
2 运行值班的质量：合理安排值班力量，明确值内分工，及时沟通，加强监护。同时在值班时做好历史数据的收集与归档，建立详实、完整的设备台帐。同时要对电网运行方式、电网主设备的运行状况和当值检修工作，做到心中有数，并针对当时天气和运行方式，提前做好事故预案。
3 下达倒闸操作命令时，必须使用调度术语：调度员命令时，必须互报单位、姓名，使用统一规范的调度用语，严格执行发令、复诵、录音记录和汇报等制度，下令时，思想集中，声音清晰，确保由调度下达的指令正确无误。
五、结束语
电网的安全稳定运行对我国的经济建设至关重要。对于调度自动化系统及数据网络的安全防护措施，应在安全防护体系、规范化运行、监督管理方面采取有效措施，确保电力调度系统的整体性安全措施能够真正落实。这就要求调度人员在完成日常工作的同时，加强工作责任心，及时查找安全隐患，采用积极措施，保证电力系统的安全稳定运行。
参考文献：
[1] 邓晓青,周璇.如何做好电力调度运行的工作要点[J]. 科技风. 2012(14)
[2] 王皓.电力调度中事故的分析和处理[J]. 科技风. 2012(18)
