在電力市場環境下，電廠現在還有合約交易量嗎?考慮電網的購電費用時，電廠的電價是怎么制定的？

一般地區都是峰平谷三種時段電價。某些地方執行尖峰平谷四種時段電價。
高峰在8小時：上午9:00至12:00和17:00至22:00，平段7個小時：早上8:00-至9：00,12:00至17:00,22:00至23:00;低谷的時間：23:00至次日8:00。
高峰期價格平段部分的基礎上，電力價格的60％，谷段減少50％的電力價格。
每個地方的區域電價不相同，但計算方式都差不多，只要知道平段電價，就可以知道其他時段的電價

為什么 生物質發電 綠色電力證書

生物質能屬于可再生能源，生物質發電屬于綠色電力，屬于國家政策扶持的能源

發電市場競價模式是什么

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，并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絡結構，結合電網未來發展格局，分級構筑市場結構，選擇并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，既有利于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，可采用這一模式。

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，剩余電量實行競價上網。

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，并向上游環節支付購電費來購電。由于省電力公司處于壟斷經營地位，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后，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。網廠分開以后，無論發電企業在性質、規模、所有制成分上有什么不同，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采取的一種模式。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，并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后，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，采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，并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，采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，采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于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，采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：由于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：對于有條件的省級市場，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；對于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：對于水電廠較少的省市，建議水電不參與競價上網，采用租賃的辦法，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，特別是由于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，采用機組分組（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，特別是由于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余電力到大區競價。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

大區電力市場可以采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。這種模式適用于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，這種公告板有助于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，由于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，然后是短期交易，最后是長期交易。

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，并由大區單一購買者按照優先采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，電力有余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，并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，該模式主要應用于小時電力市場。

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，并決定交易價格、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后，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，并對最低賣價的省與最高買價的省進行比較。然后，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于最高買價為止。這一過程稱之為高低比較法。由此確定成交的雙方。并不是所有高低配對后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，大區經紀人將比較余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。找到交易并確定交易價格以后，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，并進行交易。至少應在交易前十分鐘確認。

我們認為：區域電力市場將來可能采用第三種模式。這種方式有利于電網的安全運行，適合于各省采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。這對于經濟發達且發電成本較高的省份，其電價是下降了，而對于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，并將熱備用、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？關系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？基于上述理由，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：在某月的運行結束后，應該根據市場目前的運行結果，調整剩余月份的年度合同電量的分配。詳細算法敘述如下：

1）預測未來剩余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

由于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，不在于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于機組連續開機，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，這既有利于電網的安全運行，又為現貨市場準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，才可能避免由于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?；谏鲜隼碛?，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，調度流暢度指標采用以下評價標準：

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征。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%

該標準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，因為對于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。