發電量可以參與哪些交易

1. 老百姓家裡裝的光伏太陽能能賣碳排放嗎

全國碳排放交易市場的基本運行規則，納入全國碳排放權交易市場管理的主體為：年度溫室氣體排放量達到2.6萬噸二氧化碳當量及以上的企業或者其他經濟組織，全國碳排放權交易市場的交易產品為碳排放配額以及其他產品。

CCER抵消機制是碳排放權交易制度體系的重要組成部分。光伏和風電等減排項目可以將其產生的二氧化碳減排量，在全國碳市場出售，獲取經濟收益。光伏發電的能量回收周期僅為1.3年，而其使用壽命為25年，也就是說在約24年裡光伏發電都是零碳排放。根據測算，光伏發電的二氧化碳排放為33-50克/度，而煤電為796.7克/度。光伏發電的二氧化碳排放量只是化石能源的十分之一到二十分之一，所以光伏發電在降低碳排放方面擁有壓倒性的優勢。

從光伏項目開發CCER的經驗來看，100MW的光伏項目每年可以開發出11萬噸CCER，全生命周期內最多可以開發21年，全生命周期內最多可以開發出231萬噸CCER。根據當前北京CCER成交價20元/噸計算，100MW的光伏電站通過碳交易可以額外增加4620萬的收益，相當於1.5年的發電量收益，也相當於每度電可額外收益2.3分。這部分收益可以有效降低7%左右的LCOE（按年利用小時數1000小時，上網電價0.3元/kWh測算），可保障全國光伏電站實現平價上網，甚至低價上網，其經濟效益和環境效益顯著。

以一座1MW的工商業光伏電站為例，假設年發電量為120萬度：
每年節約標准煤量：
1200000KWh×0.328KG/KWh=393600KG=393.6噸
每年減少碳粉塵排風量：
1200000KWh×0.272KG/KWh=326400KG=326.4噸
每年減少二氧化硫排放量：
1200000KWh×0.03KG/KWh=36000KG=36噸
每年減少氮氧化物排放量：
1200000KWh×0.015KG/KWh=18000KG=18噸
每年減少二氧化碳減排量：
1200000KWh×0.997KG/KWh=1196400KG=1196.4噸

從以上數據可以看出，1MW光伏電站每年可以減少1196.4噸的二氧化碳減排量。通過中國碳交易網查看最近半年的價格走勢，看到北京的價格最高，每噸價格在74.34元-102.96元之間，福建的最低，每噸價格在9.1元-26.62元之間。
按20元成交價計算，這座1MW的光伏電站每年可獲得2.4萬元左右的收益。25年將獲得60萬左右收益，這還沒有算更高的發電收益。按現在的市場價格，一座1MW光伏電站的投入成本大概350萬左右，碳排放權交易給工商業光伏電站帶來的額外收益還是非常明顯的。

2. 什麼是發電量，什麼是工業用發電它們可以反映什麼經濟情況！

發電量就是所有電廠在一定計算周期內的發電總量。我們國家的電網對供電是分類供應，分類計價的，常見的有工業用電，農業用電，生活用電等。
你說的工業用發電可能是工業企業用電量。
工業企業用電量作為一個指標通常用來反映企業的開工率，因為大部分生產需要電力支持，所以工業企業用電量的增減可以反映出工業企業生產的擴大或萎縮，從而粗略的反映出社會需求的擴大或萎縮，由於企業的生產成本基本保持穩定，那麼生產擴大一般意味著企業利潤向好，從而顯示國家經濟活力增強。

3. 光伏電站--碳減排和碳交易 如何核算如何進行CCER開發

碳減排、 碳交易 、碳配額、 碳資產管理

全球二氧化碳的大量排放不僅造成嚴重的環境污染問題，也造成全球災害性天氣頻發，嚴重的威脅著人類和地球其它生命的生存。

碳達峰、碳中和目標的出台，為我國未來綠色低碳發展繪制了美好藍圖。但也要看到，我國處於工業化發展階段，工業技術和耗能、排放水平比發達國家仍有較大差距，我國要實現碳達峰和碳中和的目標面臨著巨大的壓力和挑戰。要實現這個目標，我國不僅要努力提高製造業技術水平，加大節能減排力度，更需要改變能源結構，減少高耗能。

我國碳達峰和碳中和的目標的確定，將進一步推進綠色經濟發展和城鎮化、工業化、電氣化改革，對新能源特別是電力清潔化發展有著重要意義。

近年來，碳排放交易已經逐漸成為一個熱門話題。今天我們來談談光伏發電站到底能減排多少二氧化碳溫室氣體。

我們以一個1MW的光伏發電站為例來做計算。首先需要說明的是我國地緣遼闊，各地的太陽能輻射資源不同，不同地區安裝的同容量的光伏發電站的發電量是有很大差異的。如果我們以江浙地區和甘肅河西走廊地區的光伏發電站為例來做分析。

▲工商業屋頂光伏電站

我們知道，江浙一帶的最佳傾角光伏陣列表面年太陽能輻射量通常在1300kWh/m²左右，而西北地區河西走廊一帶太陽能輻射資源比較豐富，大約是2000kWh/m²左右。

江浙一帶的1MW光伏發電站電站首年發電量可達100萬kWh。

河西走廊一帶的1MW光伏發電站電站首年發電量可達160萬kWh。

與常規煤熱發電站相比，1MW的光伏發電站每年分別可節省405-630噸標准煤, 減排1036-1600噸二氧化碳，9.7-15.0噸二氧化硫，2.8-4.4噸氮氧化物。

按照目前碳排放40元/噸左右的平均交易價格計算，1MW的光伏電站每年碳減排交易的收益約4.1-6.4萬元左右。

1997年，全球100多個國家簽署了《京都議定書》，碳排放權成為了一種商品，碳交易成為碳減排的核心手段之一。目前，全球有幾十個碳交易體系。2020年，全球碳市場交易規模達2290億歐元，同比上漲18%，碳交易總量達103億噸。碳排放價格從平均每噸25歐元翻倍至2021年5月初的每噸50歐元左右。

我國碳交易工作也已經開展了十餘年了，全國有北京、天津、上海、重慶、湖北、廣東、深圳、和福建等八個地區已經開展了碳交易試點，完成了近5億噸二氧化碳排放量的交易，成交額上百億元。同時各地科技廳等部門都有從事的清潔能源機制的機構或碳排放管理部門。

據了解，目前我國碳排放交易價是每噸20-52元，和國際市場比，碳排放價格還是比較低的，但是隨著國家「雙碳」目標和國際化的推進，碳排放價格上漲的趨勢是必然的。我國目前有裝機240GW的光伏發電站，年發電量1172億kWh減排二氧化碳11684.8萬噸。每年有價值約4000萬元-6000萬元的排放配額指標可用於市場交易。光伏發電不僅可以直接通過售電獲得經濟效益，同時還可以通過碳排放交易獲得額外的經濟收入。

我們認為，未來我國將進一步加大各地碳排放配額管理和發展碳排放市場交易，推動新能源的發展和「雙碳」目標的實現。

（註：計算公式：1 度電 = 0.39 kg 煤 = 0.997 kg 二氧化碳 = 0.00936 kg二氧化硫 = 0.00273 kg 氮氧化物）

那如何計算二氧化碳減排量的多少呢?

以發電廠為例，節約1度電或1公斤煤到底減排了多少「二氧化碳」?

根據專家統計：每節約1度(千瓦時)電，就相應節約了0.328千克標准煤，同時減少污染排放0.272千克碳粉塵、0.997千克二氧化碳、0.03千克二氧化硫、0.015千克氮氧化物。每使用光伏電站所發的一度電是同樣道理。

以1MWp光伏電站為例。

減少二氧化碳減排量：

近日，浙江省樂清市有序用電工作領導小組辦公室文件印發 樂有序用電辦[2021]4號《關於調整C級有序用電方案的通知》，文件中明確：輪到停用的企業當天0點到24點全部停止生產用電，但是企業屋頂光伏發電不在控制范圍！免受限電影響，能控制用電成本還想增加碳交易收入的各位企業可以盡快在屋頂安裝光伏電站了！

光伏電站碳交易額外創收計算案例

這里以上數據可以看出，1MW光伏電站每年可以減少1196.4噸的二氧化碳減排量。按20元/噸（23日碳市場收盤價43.85元/噸）成交價計算，這座1MW的光伏電站每年可獲得2.4萬元左右的收益。25年將獲得60萬左右收益，這還沒有算更高的發電收益。按市場價格（排除原料漲價因素），一座1MW光伏電站的投入成本大概350萬左右，碳排放權交易給工商業光伏電站帶來的額外收益還是非常明顯的！

一、年發電量是多少？

根據北京市太陽能資源情況，安裝角度為35°時，光伏年峰值利用小時數為1536.65h，考慮到79%的系統效率，等效年發電利用小時數為1213.95h，在25年的運營期，光伏組件的發電衰減率按20%計算。

根據分布式光伏發電量常用的簡化計算公式：L=W×H×η，其中L為年發電量，W為裝機容量，H為年峰值利用小時數，η為光伏電站的系統效率，H×η為年等效利用小時數。

計算可知，20kW光伏電站的首年發電量為：

20kW×1213.95h=24.28MWh

按照10年衰減10%，25年衰減20%計算，25年的發電量情況見下表：

表1 北京地區20kW分布式光伏電站發電量計算

二、碳減排量是多少？

根據《聯網的可再生能源發電》、《可再生能源並網發電方法學》、《廣東省安裝分布式光伏發電系統碳普惠方法學》等與分布式光伏發電相關的自願碳減排量核算方法學，分布式光伏碳減排量核算周期以自然年為計算單位，減排量即為基準線排放量，也就是不安裝使用分布式光伏發電系統，使用電網供電所產生的二氧化碳排放量。簡化的減排量計算公式：

式中：ERy為安裝並運行分布式光伏發電系統在第y年的減排量（tCO2/yr），BEy是第y年的基準線排放量（tCO2/yr），EGPJ,y是第y年由於安裝分布式光伏發電系統並運行所發電量（MWh/yr），EFgrid,CM,y是第y年區域電網組合邊際CO2排放因子（tCO2/MWh）。

根據《CM-001-V02可再生能源並網發電方法學》(第二版)，組合邊際CO2排放因子EFgrid,CM,y計算方法如下：

式中：EFgrid,OM,y和EFgrid,BM,y分別為第y年電量邊際排放因子和容量邊際排放因子，單位均為tCO2/MWh，採用國家發改委最新公布的區域電網基準線排放因子。WOM和WBM分別為電量邊際排放因子和容量邊際排放因子的權重。

根據方法學規定，對於太陽能發電項目，第一計入期和後續計入期，WOM=0.75，WBM=0.25。

查閱官方資料，最新公布的排放因子為生態環境部2020年12月29日發布的2019年度減排項目中國區域電網基準線排放因子。

北京市屬於華北區域電網，其2019年度的組合邊際CO2排放因子：

按照2019年度的電網基準線排放因子，北京地區20kW分布式光伏電站的首年碳減排量為：24.28×0.8269=20.08（tCO2）；

25年運營期的年均碳減排量為：21.62×0.8269=17.88（tCO2）；

25年的總減排量為：540.45×0.8269=446.9（tCO2）。

隨著清潔能源裝機比例的不斷提高，電網基準線排放因子也有逐年降低的趨勢，因此，實際核準的總碳減排量可能會比本文計算結果偏低。

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三、碳交易實現路徑？

上節計算得出了分布式光伏的碳減排量，怎樣才能在碳市場通過交易獲得收益呢？

財政部於2021年8月在對關於可再生能源補貼問題的回復中指出：「將進一步完善我國綠證核發交易管理機制和碳排放權交易機制，通過綠證和碳排放權交易合理補貼新能源環境效益，為新能源健康發展提供有力支撐」。以下分別從碳交易和綠證交易進行分析。

一、CCER碳交易是什麼?

具體而言，CCER是指國家核證自願減排量，排放企業需要按照減去自願減排量的排放量來進行生產經營活動，如果排放超額，就要受到處罰，如果不想受到處罰，則可以向擁有多餘配額的企業購買排放權。

在這一機制下，可以促進企業進行技術升級來減少碳排放量，從而達到節能減排的效果，同時也提高了生產經營效率。

目前我國的碳排放交易體系正在不斷的完善當中，國內首個碳排放交易市場於2013年6月18日在深圳啟動，目前國內共有7家碳排放交易所，碳排放交易第一階段涉及16個行業，包括鋼鐵、石化、有色、電力等10個工業行業，以及航空、港口、機場、賓館等6個非工業行業。

二、如何申請CCER

1、申請的過程

2、申請過程項目業主的工作

三、項目開發的前期評估

項目開發之前需要通過專業的咨詢機構或技術人員對項目進行評估，判斷該項目是否可以開發成為CCER項目，主要依據是評估該項目是否符合國家主管部門備案的CCER方法學的適用條件以及是否滿足額外性論證的要求。

方法學是指用於確定項目基準線、論證額外性、計算減排量、制定監測計劃等的方法指南。截止到目前，國家發改委已在信息平台分四批公布了178個備案的CCER方法學，其中由聯合國清潔發展機制（CDM）方法學轉化173個，新開發5個；含常規項目方法學96個，小型項目方法學78個，林業草原項目方法學4個。這些方法學已基本涵蓋了國內CCER項目開發的適用領域，為國內的業主企業開發自願減排項目提供了廣闊的選擇空間。

另外，《指南》也規定了國內CCER項目開發的16個專業領域，如下表所示。

額外性是指項目活動所帶來的減排量相對於基準線是額外的, 即這種項目及其減排量在沒有外來的CCER項目支持情況下, 存在財務效益指標、融資渠道、技術風險、市場普及和資源條件方面的障礙因素, 依靠項目業主的現有條件難以實現。

如果所評估項目符合方法學的適用條件並滿足額外性論證的要求，咨詢機構將依照方法學計算項目活動產生的減排量並參考碳交易市場的CCER價格，進一步估算項目開發的減排收益。CCER項目的開發成本，主要包括編制項目文件與監測計劃的咨詢費用以及出具審定報告與核證報告的第三方費用等。項目業主以此分析項目開發的成本及收益，決定是否將項目開發為CCER項目並確定每次核證的監測期長度。

2.項目開發流程

CCER項目的開發流程在很大程度上沿襲了清潔發展機制（CDM）項目的框架和思路，主要包括6個步驟，依次是：項目文件設計、項目審定、項目備案、項目實施與監測、減排量核查與核證、減排量簽發。

（1）設計項目文件

設計項目文件是CCER項目開發的起點。項目設計文件(PDD)是申請CCER項目的必要依據，是體現項目合格性並進一步計算與核證減排量的重要參考。項目設計文件的編寫需要依據從國家發改委網站上獲取的最新格式和填寫指南，審定機構同時對提交的項目設計文件的完整性進行審定。2014年2月底，國家發改委根據國內開發CCER項目的具體要求設計了項目設計文件模板（第1.1版）並在信息平台公布。項目文件可以由項目業主自行撰寫，也可由咨詢機構協助項目業主完成。

（2）項目審定程序

項目業主提交CCER項目的備案申請材料後，需經過審定程序才能夠在國家主管部門進行備案。審定程序主要包括准備、實施、報告三個階段，具體包括合同簽訂、審定準備、項目設計文件公示、文件評審、現場訪問、審定報告的編寫及內部評審、審定報告的交付並上傳至國家發改委網站等7個步驟。

另外，項目業主申請CCER項目備案須准備並提交的材料包括：

① 項目備案申請函和申請表；

② 項目概況說明；

③ 企業的營業執照；

④ 項目可研報告審批文件、項目核准文件或項目備案文件；

⑤ 項目環評審批文件；

⑥ 項目節能評估和審查意見；

⑦ 項目開工時間證明文件；

⑧ 採用經國家主管部門備案的方法學編制的項目設計文件；

⑨ 項目審定報告。

國家主管部門接到項目備案申請材料後，首先會委託專家進行評估，評估時間不超過30個工作日；然後主管部門對備案申請進行審查，審查時間不超過30個工作日（不含專家評估時間）。

（3）減排量核證程序

經備案的CCER項目產生減排量後，項目業主在向國家主管部門申請減排量簽發前，應由經國家主管部門備案的核證機構核證，並出具減排量核證報告。

核證程序主要包括准備、實施、報告三個階段，具體包括合同簽訂、核證准備、監測報告公示、文件評審、現場訪問、核證報告的編寫及內部評審、核證報告的交付並上傳至國家發改委網站等7個步驟。

項目業主申請減排量備案須提交以下材料：

① 減排量備案申請函；

② 監測報告；

③ 減排量核證報告。

監測報告是記錄減排項目數據管理、質量保證和控製程序的重要依據，是項目活動產生的減排量在事後可報告、可核證的重要保證。監測報告可由項目業主編制，或由項目業主委託的咨詢機構編制。

國家主管部門接到減排量簽發申請材料後，首先會委託專家進行技術評估，評估時間不超過30個工作日；然後主管部門對減排量備案申請進行審查，審查時間不超過30個工作日（不含專家評估時間）。

四、項目開發周期

如前所述的CCER項目備案申請的4類項目中，第一類項目為項目業主新開發項目，開發周期相對較長；第二類項目雖然獲得作為CDM項目的批准，但是在開發流程上與第一類項目相同，開發周期同樣較長；而第三、四類項目由於是在CDM項目開發基礎上轉化，開發周期相對較短。一個CCER項目的開發流程及周期如下圖所示。

據此估算，一個CCER的開發周期最少要有5個月。在整個項目開發過程中，還要考慮到不同類型項目的開發難易程度、項目業主與咨詢機構及第三方機構的溝通過程、審定及核證程序中的澄清不符合要求，以及編寫審定、核證報告及內部評審等環節的成本時間，通常情況下一個CCER項目開發時間周期都會超過5個月。

除上述項目開發流程，一個CCER項目成功備案並獲得減排量簽發，還需經過國家發改委的審核批准過程。由上述項目審定及減排量簽發程序，可以推算國家主管部門組織專家評估並進行審核批準的時間周期在60~120個工作日之間，即大約需要3~6個月時間。

綜上累加上述項目開發及發改委審批的時間，正常情況下，一個CCER項目從著手開發到最終實現減排量簽發的最短時間周期要有8個月。

國內碳排放權交易試點的「兩省五市」碳交易體系已為CCER進入各自的碳交易市場開放通道，皆允許CCER作為抵消限制進入碳交易市場，使用比例為5%~10%。作為抵消機制的CCER進入「兩省五市」碳排放權交易市場，將會擴大市場參與並降低減排成本。

4. 新能源發電企業能不能參與電力直接交易

在市場化交易中，發電企業如何實現理智報價，從而獲取更高收益?「國能日新」的電力交易解決方案項目負責人給出三個建議：

1)通過中長期市場提前鎖定收益;

2)優化現貨交易策略實現整體利益最大化;

3)利用專業的交易輔助決策工具。

策略1：通過中長期市場提前鎖定收益

國家發改委日前發布了《關於做好2020年電力中長期合同簽訂工作的通知》，鼓勵市場主體高比例簽約中長期，並且未來的中長期交易採用帶電力負荷曲線交易機制。

當前電力直接交易、集中競價交易、跨區跨省交易為中長期主要交易品種，交易周期覆蓋年度、季度、月度、月內、日前多時間維度。其中，基礎電量、雙邊協商、競價交易、掛牌交易、發電權交易等多種交易模式相互交織、相互影響、相互制約，且每省、每種交易規則都不盡相同，交易模式和交易品種趨向多元化。

新能源發電企業一方面需要通過現貨價格信號，來指導中長期合約簽訂的價格，另一方面需要精準的中長期發電量預測，並核算簽訂中長期合約的比例。中長期合約的價格以及簽約多少電量至關重要，直接影響整體收益。

策略2：優化現貨交易策略實現整體利益最大化

現貨交易的本質是偏差結算，其體系基本顛覆了現有交易和結算模式。

對於新能源發電企業來說，對交易策略的精細化、日前、實時出力預測的准確性以及交易人員的綜合素質都帶來挑戰。

如何通過現貨市場的中長期分解機制、精準的出力預測、合理的報價策略，達到在現貨市場偏差結算中的收益最大化，需要發電企業統籌考慮中長期與現貨兩個市場交易，需要對中長期市場與現貨市場的價格趨勢、電量比例分配有精準的分析、預測與測算。

通過現貨市場的合理策略，能達到交易收益最大化。

策略3：利用交易輔助決策工具分析決策

市場化改革在快速推進，對新能源發電企業的快速響應能力、市場分析能力、決策能力、風險規避能力提出更高要求，大量的數據分析、統計、決策無法人工開展、手動完成，迫切需要專業化的分析工具。

目前大家普遍認為，中長期交易能提前鎖定收益。「並不是簽訂的中長電量量越多，收益越大」 國能日新電力交易項目負責人介紹，「如果價格過低，可以考慮把部分電量放到現貨市場上交易，通過現貨市場獲取更高的收益。」

因此，對於發電企業來說，中長期簽訂價格在多少范圍內，以及簽訂多少電量，需要考慮現貨的整體價格水平以及對自身中長期發電量的預測。新能源發電企業需要精準的交易輔助決策工具來分析市場，對現貨市場的風險進行評估，作出精準決策，達到中長期+現貨市場整體收益最大化。

結語

電力市場改革在不斷嘗試中前進，對於新能源發電企業來說，雖然現狀已打破了原有的計劃保障體制，但在帶來風險挑戰的同時，機遇也增加了。

隨著國家經濟的快速發展，能源已經成為支柱國民經濟的重要產業，而新能源更是未來主體能源，電力交易市場化機制的推行，勢必會刺激電力發電企業和用電企業的積極性。

我們期待著未來市場中會有更多的電量進入現貨交易，到那時，復雜的市場環境、各主體的利益訴求的不同會讓現貨交易更充分的發揮其價格信號，市場主體則可利用自動化、智能化的預測分析工具來更加精準的獲取預測報價方案，最終實現電力交易價值。國能日新電力交易決策支持平台即可為發電企業提供從中長期電量預測到「中長期+現貨」交易決策整體解決方案，實現智能、自動報價決策分析。

5. 產品經理如何理解電力交易市場化

北京疫情管控持續，端午節繼續居家宅著。讀完了《中國新基建》，發現中國新基建等同於數字經濟，也即數字經濟在全社會方方面面深化落地，推進雲計算、大數據、AI、5G、VR/AR、區塊鏈廣泛落地。其中重點介紹了能源、交通等重點領域，而提到能源就不得不提到雙碳和電力市場化改革，上一篇《 產品經理如何理解「雙碳」會帶來的深刻改變？ 》介紹了雙碳將帶來聯動的影響，本篇借著新基建的話題，談談對於電力交易市場化的理解。

市場化價值

電力行業由於物理特性限制，在世界各國普遍都是垂直壟斷部門，到了上世紀90年代，才開始出現一些市場化改革，並且發展至今。電力市場化改革目標是希望引入競爭，提升整個電力系統的效率，進而降低電價，從而提升全社會的福祉。

國內電力市場化改革首先是解決了廠網分離的問題，即發電廠和電網分開，在發電側引入競爭，實現競價上網，有效降低發電價格，同期用戶終端電價是固定的。但「發電側市場電與用電側計劃電」，在發電側發電成本上升時，不能很好地將價格信號傳導到終端用戶，造成發電側賠錢發電，發電意願不高，而終端用戶卻可以享受電價紅利，不能有效調節用電量。

為了解決以上問題，現階段的市場改革一個是引入分時電價，體現用電負荷與電價的相關性，引導用戶錯峰用電，一個是引入電力市場，引入售電公司和電力交易所的主體，開放工商業用戶直接參與電力交易，使得電力價格信號更有效的傳導，提升全社會資源配置效率。

當然這也代表著，傳統電網的職能的分離，電網需要做好電力輸送和電網安全保障。以往發電廠機組可以由電網調度部門管理，隨著電力市場化後，實現電力平衡和頻率/電壓穩定，就需要在電力市場上通過市場化的方式進行電力調度和輔助服務采購。

電力交易的差異

電力交易跟其他商品交易類似，有其經濟特性，但也受電力本身物理特性所限制。

電力具有瞬時傳播特性，傳播速度等於光速，並且電力是不能大規模存儲的，電力生產和電力消費幾乎同時完成，這就需要電網需要滿足實時的電力平衡，即發電量等於用電量。同時電網需要滿足50HZ頻率，頻率偏離50HZ會導致電網和用戶用電器受損。最後就是電力在電網中傳播需要滿足串聯支路電流加總等於幹路電流，並聯各支路電壓相等，並且電流流經線路會發熱，這就決定了各線路最大容量的限制，不能無限制傳輸電量。

發電和用電實時平衡，決定了需要根據用戶負荷情況，對發電機組發電進行調度，而不同發電機組又受限於容量、備用和提供輔助服務、邊際發電價格等約束，調度需要解決最小經濟成本的問題，這是個線性規劃問題，因此求解最優解就是解決經濟調度的核心問題。

頻率和電壓穩定，需要輔助服務支持。傳統的方式是強制發電廠提供調頻和電壓服務，但這種方式會造成資源浪費。電力市場化形勢下，可以通過日前和中長期交易解決輔助服務采購的問題。當然更加理想的是終端用戶可以參與需求響應，滿足調壓調頻的需求。輔助服務屬於維護電網正常運行必要的開銷，成本會被參與電力交易的用戶分攤掉。

線路的容量限制問題決定了並不能隨心所欲的輸電，而是需要在容量限制之內進行輸電，電網部門需要對輸電各節點進行安全校核，避免越限出現電網安全問題。線路容量限制，也決定了並非每個電網節點的電價都相同。

電力交易通常分為集中式報價和雙邊報價。集中式報價即所有參與方報價完，由電力交易部門統一根據負荷預測確定出清價格，價格之下的全部出清。雙邊報價即發電與用電點對點進行交易，價格根據雙方商定確定。

一些實踐

全球主要國家電力交易市場化進程並不相同，甚至沒有一模一樣的情況。每個國家都需要結合自身的資源情況和社會發展階段決定適合自己的電力市場模式。

英國最初採用集中式交易，在日前發電廠提交發電量及功率信息，電力市場部門根據負荷預測曲線，確定出清的發電計劃。但此發電計劃並沒有考慮線路容量問題，同時實際執行過程中，也會遇到發電機組或線路故障檢修，發電廠未按照發電計劃發電等情況。同時市場上售電公司參與方也有限。逐步朝著更加體現實際情況和引入更多售電側競爭主體的方向改革。

國內電力交易則是在幾個試點省份逐步推進，對外披露的有甘肅電力現貨交易的一些實踐。甘肅新能源發電比較多，有日前、日內、中長期的省內和省間市場，採用集中式出清的方式進行電力交易，優先保護新能源發電消納。煤電逐步從發電主力，調整為輔助服務調峰的作用。

一些思考

在閱讀《電力市場概論》時，書中專門介紹了政府管制的內容，在目前電力系統中，輸配電具有天然壟斷特性，但電網財報利潤非常有限，恰恰是因為政府管制限制利潤，並且電網公司定位都是以服務民生為核心，並非盈利為目標，即電網是偏公益性質的公共服務部門。限制電網盈利的結果，是降低了整個社會的運行成本。電力系統的市場化是有限度的，這一點對於理解電力交易市場化應該算一個大前提。

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6. 發電市場競價模式是什麼

一、省級電力市場競價模式

1．省級電力市場總的競價模式

電力工業從一體化壟斷模式向競爭的市場模式轉變是一項艱巨復雜的任務，需要慎重而行。國際電力市場改革的經驗告訴我們，電力工業打破壟斷的改革必須根據本國電力發展已形成的特點選擇適當的模式，經過研究論證，制定目標明確的計劃，並在法律法規的支持下，逐步有序地實施。

中國的電力市場改革也應該借鑒這樣一條原則。電力工業市場改革的最終目的是最大限度地利用市場手段來提高電力工業生產效率，降低電力生產和供應成本，實現資源的優化配置。

而就目前電力工業發展程度和相關社會經濟環節來看，這一目標必須分階段逐步來實現。通過在電力生產的不同環節逐步引入競爭，充分考慮已形成的電力供應特性和電力網路結構，結合電網未來發展格局，分級構築市場結構，選擇並制定適當的市場運行機制，建立健全市場管制體系，使電力市場改革平穩地向前發展。

省級電力市場化改革，比較穩妥的做法是：近期實施以現行體制為基礎的有限競爭的電力市場，遠期實施完善的電力市場。

有限競爭的電力市場是一種計劃與市場結合的模式，這種模式僅開放發電市場。一般說來，開放發電市場，既有利於在發電市場中引進競爭，同時也較易管理，對電力公司的現有體制不需要作大的變動，是一種比較平穩的作法。

完善的電力市場是一種純市場模式，這種模式中發電市場和用戶市場同時開放，實現了供求的雙向選擇，特別擴大了用戶的選擇權。在這種模式下，電價起到調節支點的作用，市場中的發、用電方能夠自覺遵守運營規則。

1）發電側競爭的電力市場—模式Ⅰ

這一模式，可以看作是運用市場機制、開展商業化運營的最初級階段，在技術設備、人員素質、運行管理尚未達到一定先進程度時，為盡快提高電力工業的綜合水平，保障社會用電和國民經濟的發展，可採用這一模式。

這一模式可分為以下兩個階段：

A．發電側有限競爭的電力市場階段

在這一階段下，在省級行政轄區內，發電端均成為獨立的發電公司，省級電力公司擁有省內220kV及以下電壓等級的輸配電網及所有變電設備和調度中心的資產經營權。�

這一階段的基本特點是: 網廠分開，現有的發電企業、較大容量的地方發電企業逐步改造成為獨立發電公司，分省網、地區網進行有條件的公開競爭，電量日清月結，市場法規法則及技術支持系統初步建立。這一階段下，實現保證基數電量下的有限競價上網，保證上網機組完成基數電量，基數電量以內的電量以核定電價結算，剩餘電量實行競價上網。

這一階段考慮了歷史原因形成而非機組本身的固有特性所致的電廠之間的成本差別，如：新老電廠差異、投資來源渠道差異、還貸條件差異、投資回報方式差異等。

這一階段下，省電力公司將負責省內電網(輸配)的規劃、建設、發展和運行，在政府行業監管部門的監督下進行電力電量的銷售和傳輸。公司上游與接網的獨立發電公司和經營省際電力電量交換的網級公司相連，下游直接面對用戶。省電力公司的銷售對象是電的消費者。公司要進行各種市場調查和長、中、短、實時負荷預測，並向上游環節支付購電費來購電。由於省電力公司處於壟斷經營地位，其電量銷售價格將受政府行業監管部門的控制，但售電價格中應合理的包含輸電配電環節的相關費用，以保證公司資產的合理回報和自我發展需求。

B．發電側完全競爭的電力市場階段

這一階段下，省級轄區內所有發電廠均已變為獨立發電公司。獨立發電公司公開完全競爭上網，半小時制報價；形成比較完備的市場法規、法則、及技術支持系統。在發電側有限競爭的電力市場階段實行一段時間後，必然要過渡到該階段。在這一階段，要解決一個省電力公司的購電市場問題。網廠分開以後，無論發電企業在性質、規模、所有製成分上有什麼不同，為了保證省公司商業化運營秩序，省域內的任何電廠都要參加省公司的發電側電力市場，取消基數電量，發電公司發電量實行完全競爭發電。在參與市場經濟活動時一律平等。

2)輸電網開放，多個購買者模式---模式Ⅱ

模式Ⅱ的目標是形成完全開放、競爭有序的電力市場。是在模式Ⅰ的基礎上，進一步完善發電側市場競爭，同時根據國家電力體制改革進程適時進行配電市場的相互競爭，使電價水平有明顯降低。其特點是:
>在模式Ⅰ的基礎上，發電側實行完全競價上網，配電市場有序地放開，成立獨立的地市供電公司。

如果國家政策允許，一部分大用戶可在某區域內直接從獨立發電公司購電，通過輸電網和配電網進行輸送，用戶和獨立發電公司向輸電網和配電網交納相關費用，如果條件成熟，可允許大用戶跨區域選擇供電公司，包括直接從獨立發電公司購電或與其他供電公司交易。

這是在市場機制完善情況下採取的一種模式。在這種模式下省電力公司已完全轉變為電網公司，獨家壟斷經營輸電環節，供電企業和大用戶向電力生產企業直接購電，電網公司負責網際功率交換、電網安全運行及電力市場運作，並負擔電力的運輸職能，收取過網費。其過網費的收取受國家相關公共事業管理機構的監管。

電網企業在轉變為完全的輸電公司、收取過網費以前，可進行一定時間的過渡，使部分電力由電網經營企業向發電企業收購後，轉售給供電企業和大用戶，另一部分電力由供電企業和大用戶向發電企業直接購買，電網經營企業收取過網費。

3）零售競爭模式---模式Ⅲ

零售商向用戶發出告示，用戶根據電價及服務質量選擇零售商，與零售商簽訂供用電合同；這一階段，不僅在發電環節，而且在零售環節，都展開較完全的競爭；

2． 水、火電競價模式：

1)所有火電廠均參與期貨市場的交易。

2)省調度中心可直接調度的火電廠參與日前電力市場的交易。

3)自動化水平較高的火電廠（AGC機組，負荷跟蹤能力強的機組）參與實時市場與輔助服務市場的交易。

4)在期貨市場上，採用邊際電價的結算規則，通過多次拍賣競爭形成成交電量和成交電價。對一年以上的期貨市場根據年發電量的多少進行報價；對月期貨市場則根據月增加多少發電量（相對年期貨市場上已成交的電量）進行報價。

5)在日前市場上，將期貨市場上的成交電量，分解到日，並將期貨日電量按系統負荷曲線的歸一化的標幺值分解到各調度時段，從而形成各時段的期貨電量。負荷曲線與各時段的期貨電量的差值為日前電力市場的競價空間。在日前市場上，根據市場供求情況，採用相應的購電價格形成機制，防止過高的邊際電價使電廠獲取過高的超額利潤。

6)在實時市場上，只有負荷跟蹤能力強，具備專用的數據通道的機組參與實時市場的競爭。實時市場的競價空間為超短期負荷預測值與預購電計劃發電出力的差值，根據市場供求情況，採用相應的購電價格形成機制，組織競價。

7)在輔助服務市場上，具有輔助服務能力的機組可參與競價。在調頻輔助服務市場上，交易中心公布所需調頻容量，機組按容量與電量分別報價，交易中心將根據容量價格與電量價格之和，按控制的邊際電價結算規則組織競價，但調頻服務的結算價格不得低於有功市場上機組的邊際結算價格，以鼓勵機組參與調頻服務。在熱備用輔助服務市場上，機組按容量與電量分別報價，但競價排序指標為：電量報價與系統故障概率之積，加上機組容量報價。據市場供求情況，採用相應的購電價格形成機制，組織競價。

8)地區小火電競價模式：由於小火電的數量較多且不具備專用的通訊通道，這些電廠僅參與年和月的期貨競價市場。每天的出力曲線為將根據分解到日的電量和負荷曲線的標幺值確定。值得強調的是：對於有條件的省級市場，小火電競價上網應在省級期貨市場上進行，而不是按地區組織競價，實現更大范圍內的資源優化配置；對於不具備一定條件的省級市場，在總的小火電電量一定的條件下，小火電分地區競價上網。

9)供熱機組競價模式：在供熱季節這類機組將根據「以熱定電」的原則，不參與競價，按固定出力曲線上網發電，其電價按物價局核定的價格進行結算。在其它季節，將與其他機組一樣參與競價。

10)水電競價模式：對於水電廠較少的省市，建議水電不參與競價上網，採用租賃的辦法，由電網公司經營。水電調度經濟原則是：利用有限的水電發電量降低日前市場、實時市場和輔助服務市場上火電系統的邊際發電電價。

3． 機組分組（類）競價上網的模式

在電力市場初期，考慮到我國電力工業的現狀，特別是由於歷史原因形成而非機組本身的固有特性所致的電廠之間的成本差別，如：新老電廠差異、投資來源渠道差異、還貸條件差異、投資回報方式差異等，可將省電網內所有機組按成本差異分成幾種類型，按照一定的市場運行規則，採用機組分組（類）競價上網的模式。

4． 發電集團之間競價上網的模式

在電力市場初期，考慮到我國電力工業的現狀，特別是由於歷史原因形成而非機組本身的固有特性所致的電廠之間的成本差別，如：新老電廠差異、投資來源渠道差異、還貸條件差異、投資回報方式差異等，可將省電網內所有機組按成本差別進行均勻搭配，形成幾個（最好10個左右）的發電集團（每個發電集團內，都要包括老機組、新機組、還貸機組等），按照一定的市場運行規則，在發電集團之間實行競價上網。

5． 省級電網交易中心在大區電力市場中的作用

根據我國經濟以省為實體的現狀，以價格為基礎的代理商機制應作為發展跨省電力市場競價模式。在這一模式中，各省的電網交易中心不但是單一的購買者，而且還是本省發電商進行大區賣電的代理商。省電網交易中心將組織全省的發電廠的剩餘電力到大區競價。因此省電網交易中心將向大區申報賣電和買電的報價曲線。由此必須制定省電網交易中心作為代理商的交易規則。

二、區域電力市場競價模式

大區電力市場可以採用三種基本的運營模式：雙邊交易模式、單一購買者模式；電力經紀人模式。

1） 雙邊交易模式

在初期，市場成員為各省電網公司。市場各方單獨議價、簽訂合同；或者，由大區市場運行機構提供信息交換的場所（包括BBS）。

交易雙方為各市場成員，而與大區市場運行機構無關。通常在合同中規定了違約條款，若未能履行合同，由違約方補償對方的損失。這種模式適用於遠期合同和提前電力市場。

為了方便雙邊合同市場，大區系統運行者應設立電子公告板(BBS)，各省可根據公告進行電量和容量買賣，這種公告板有助於各省間有效地交換信息。

在這種模式中，大區調度中心不參加雙邊交易，但必須保證交易過程中系統的安全性和可靠性。一般情況下，系統運行者不必關心合同價格，僅關心系統需要提供的交易及交易時間，應有一系列規則明確規定雙邊市場下各機構的責任。有時候，由於輸電堵塞或發電輸電設施突然發生故障，不得不減少或中斷合同交易量。在這些情況下，大區調度中心必須將各類交易進行排序，確定相對重要性，通知各市場參與者減少或取消交易。通常，首先減少不確定的交易，然後是短期交易，最後是長期交易。

2） 單一購買者模式

在該模式中，要求各省分割一部分負荷電量集中到大區電力交易中心形成大區供電廠競價的電量。所有市場成員參與報價，並由大區單一購買者按照優先採購低價電力的原則安排交易計劃。

該模式的特點是：購售電交易必須在大區聯營中心內進行，大區聯營中心負責大區內交易額的平衡。市場交易不是完全「自由」的，而是受到調控。這一模式的核心是一個招、投、評標過程和最優決策模塊。缺電的各省發電公司向大區交易中心報出其可以接受的最低售電價，電力有餘的各省發電公司向大區交易中心報出其可以接受的最高購電價，大區交易中心進行價格的高低匹配，給出成交的統一電價，作為結算的基礎。

實行該模式的基礎是：各省電力公司與大區交易中心預先簽訂多邊合同，並有獨立機構對大區交易中心進行監督。

3）電力經紀人模式

根據我國經濟以省為實體的現狀，以價格為基礎的代理商機制應作為發展跨省電力市場競價模式。

在這一模式中，各省的交易中心不但是單一的購買者，而且還是本省發電商進行大區賣電的代理商。大區交易中心為經紀人，每小時通知各方潛在買家和賣家的價格，該模式主要應用於小時電力市場。

各市場成員申報其買賣電的報價，由經紀人系統按照高低匹配法對潛在的交易進行匹配，並決定交易價格、以及進行系統的安全校核。詳細步驟如下：

第一步:收集報價資料。收集市場成員的報價情況，賣電報價代表一省提供額外電量的價格，買電報價代表一省降低生產可避免的成本。所有報價必須在交易前一小時提交大區經紀人。

第二步:價格排序。大區經紀人收到所有報價後，將其進行排序，售電報價從低到高排序，買電價格從高到低排序。

第三步:報價匹配。一旦收集到買方和賣方的報價，大區經紀人將進行排序，並對最低賣價的省與最高買價的省進行比較。然後，將次低的賣價與次高的買價進行比較，這一過程延續到無報價可比或最低賣價高於最高買價為止。這一過程稱之為高低比較法。由此確定成交的雙方。並不是所有高低配對後的經濟交易都從技術角度是可行的。缺少輸電線路、輸電堵塞或系統運行者規定的穩定極限會使現貨交易不能進行。當不能進行交易時，大區經紀人將比較餘下的最高買價和最低賣價。

第四步:確定交易價格。對成交的雙方，其交易價格為雙方賣價和買價的平均值。為了能有收入回收輸電投資，可以對這種平分利潤的辦法進行修改，賣方和買方各支付一部份收入給輸電公司。

第五步:通知交易各方。找到交易並確定交易價格以後，中間代理機構在交易前的一定時段內將有關信息告知各方。

第六步:實施交易。各省確認其參與交易，並進行交易。至少應在交易前十分鍾確認。

我們認為：區域電力市場將來可能採用第三種模式。這種方式有利於電網的安全運行，適合於各省採用不同的競價模式和市場規則（這是因為各省的情況不同）

有一種觀點認為：電力交易應在大區范圍內進行，不需要省的交易中心，而由大區電力交易中心取而代之；在單一買主的情況下，這意味著在大區范圍內，所有省的電價趨同。這對於經濟發達且發電成本較高的省份，其電價是下降了，而對於經濟不發達且發電成本較底的省份，其電價是上升了，這與我國以省為實體的經濟可能發生矛盾。

七．電力市場中的「期貨交易市場、現貨交易市場、實時交易市場、輔助服務交易市場」的協調問題

通常按照提前時間的長短，在電力市場中設置期貨交易市場、日前市場、實時市場，並將熱備用、調頻作為服務商品劃分到輔助服務市場中。然而不同市場之間的協調的意義沒有被人們所認識。事實上，年期貨電量分配到各月和月所有期貨電量分配到各日是否合理？關繫到未來電價是否平穩？電力生產是否平穩？日交易計劃的制定能否為實時市場提供更多的安全充裕度和競價空間？基於上述理由，提出多級市場的協調方法，其中包括：

1）年度與月度市場之間的協調；

2）月度市場與日前市場之間的協調；

3）日前市場與實時交易市場的協調；

4）輔助服務市場和日前市場與實時交易市場的協調。

1．年度與月度市場之間的協調

為了保證年度期貨合同與月度交易計劃的良好銜接，在月度交易計劃中應該考慮年度期貨合同在月度市場上的分配。在交易管理系統中，年度與月度合同相互協調內涵是：根據全年的負荷曲線、機組檢修安排情況，追求各月年期貨電量與該月的總負荷電量的比值盡可能相等，以保證不同月份的電價盡可能平穩和供需之間的平衡。

月度與年度計劃相互協調的關鍵是：在某月的運行結束後，應該根據市場目前的運行結果，調整剩餘月份的年度合同電量的分配。詳細演算法敘述如下：

1）預測未來剩餘月份的月度負荷需求；
2）計算各月的年期貨電量對月總電量的比例；

3）選擇年期貨電量對月總電量的比例最小的月份，按照一定的步長，增加該月的年期貨電量；

4）檢驗年期貨電量是否分配完畢？是，則計算結束；否則，去[2]。

2．月度期貨市場與日前電力市場之間的協調

由於各交易主體的合同電量與合同電價已經在年和月的期貨交易決策中確定，就日合同電量的分配決策問題而言，不在於如何進一步降低購電費用，而是追求期貨電量在空間和時間上的均勻性和現貨市場價格的平穩性。期貨電量時間上的均勻分布有利於機組連續開機，避免機組的頻繁啟動；空間上的均勻分布將使得潮流分布均勻，保證足夠的輸電容量裕度留給現貨市場，這既有利於電網的安全運行，又為現貨市場准備了更大的競價空間。現貨市場價格的平穩性體現在：對負荷大的交易日，分配的期貨電量的數量也應該大，只有這樣，才可能避免由於現貨市場各日的競價空間不平衡使得現貨價格產生很大的波動。基於上述理由，我們建議：電力市場技術支持系統中增加日合同電量分配決策模塊。

3．日前市場與實時市場的協調

為了保證系統安全可靠運行，必須協調好日前市場與實時市場之間的關系。在這兩個市場之間，不僅考慮到本級市場的經濟性和安全性，還必須為下級市場預留足夠的調度控制空間。這樣，在考慮主要的不確定性因素的基礎上，日前交易計劃與實時調度過程之間就能夠自然銜接、平緩過渡、井然有序，從而全面提高經濟效益和社會效益。

為了協調日前市場與實時市場，引入交易計劃的調度流暢性以及調度流暢度指標。

調度流暢性是交易計劃適應不確定性因素的情況下調度和控制空間大小的性能。調度流暢度是交易計劃的調度流暢性的度量指標。

為了簡單起見，調度流暢度指標採用以下評價標准：

調度流暢度用在各節點的負荷增長模式一定、考慮發電和輸電約束的條件下，交易計劃能夠承受的系統總負荷增長的最大幅度來表徵。在給出的交易計劃基礎上，若總負荷增長，按照固定比例將負荷增量分攤到各節點；若求得系統能夠承受的最大負荷增長量，則流暢度指標用與系統總負荷的比率表示，即下式所示。

=/*100%

該標准下的流暢度指標與傳統的負荷備用率在形式上相似，但是從特定意義上額外考慮了備用總量的分布特性，從而比傳統的負荷備用率概念優越。流暢度指標越大，說明多級市場之間越能夠平穩過渡。

在評價系統能夠承受的負荷增長幅度時，規定各節點的負荷增長模式給定。這一假設是有代表性的，因為對於一個特定的系統而言，負荷增長模式具有相對固定的規律。為了簡化起見，可以令負荷增長模式與各節點上的負荷成比例。

4． 輔助服務與實時交易市場和現貨市場的關系

輔助服務市場將向現貨市場和實時市場提供機組的調配范圍、備用范圍。實時和現貨市場將根據這一范圍所規定的約束條件，進行預調度計劃的優化決策和實時計劃的優化決策。換句話說，在決策預調度和實時購電計劃時，應優先保證輔助服務市場計劃的實施。

7. 國家能源局：支持分布式發電就近參與市場交易，能起到哪些作用

國家能源局：支持分布式發電就近參與市場交易，能起到哪些作用首先就是可以保證電力的合理分配，其次就是健全經濟市場的交易制度，再者就是帶動經濟市場的增長，另外就是可以使得中國城市的優勢經濟市場的分布更加分散，需要從以下四方面來闡述分析國家能源局：支持分布式發電就近參與市場交易，能起到哪些作用。

一、可以保證電力的合理分配

首先就是可以保證電力的合理分配 ，對於電力資源的供應而言很多時候都是可以通過這種有利的政策來保證這些電力資源被分配的足夠充分，這對於地區的發展還是非常有利的。

中國應該做到的注意事項：

應該加強多渠道的經濟建設發展，這樣子對於經濟市場的一個長期發展動力產生了積極的作用，這是非常有利的。

8. 我想知道什麼是電力市場交易

在電改前，大部分用戶都是從國家電網買電，支付的是目錄電價。2016年電改後，允許電力用戶直接與發電廠購電，或者通過售電公司統一代買的形式。電量變成商品，可以在電力交易中心這個市場進行交易。 通過電力交易中心組織中長期交易和現貨交易來完成的。通常包含雙邊交易、零售交易、掛牌交易等形式。

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9. 發電量指標交易收入是電費收入嗎

是。電站運營的收入來自電費收入，也就是上網電量乘上網電價，其中上網電量又是由發電量決定的。