1.引言 2.市場法規與監管體系 3.市場架構 4.上網發電報價 5.有償輔助服務 6.市場預出清與發電安排 7.實時出清與發電調度 8.電量結算與審慎信用管理 9.跨州結余競價拍賣 10.結語 7.實時出清與發電調度 7.1實時市場出清 澳大利亞實時電力市場實質上是一個依照市場規則進行發電調度的過程，它兼顧電力的物理和商品雙重屬性，在保障電力系統安全可靠運行前提下，以最經濟的方式實現電力供需實時平衡，發現電力商品價格。從市場交易的角度來看，它是招標采購電力過程。從電力系統運行的角度來看，它是經濟發電調度過程。 實時電力市場是以五分鐘時段為周期的準實時電力供需平衡過程。在每個五分鐘時段開始時，技術支持系統立即匯集市場主體最新發電報價發案，采集實時信息數據，其中有氣溫、風力、日照、以及電網公司提供的電力系統設備的動態熱額定功率等。實時市場出清預測的在五分鐘時段結束時的負荷由兩部分相加而得，第一部分是五分鐘時段開始時，也是前五分鐘時段結束時的實際負荷，第二部分是應用神經網絡模型對負荷五分鐘之內變動的預測。描述電力系統狀態的變量使用的是由數據采集與監控系統（SCADA）五分鐘時段開始時獲取的實際數據。為了避免線路過載，保持系統穩定，防止供電中斷，市場運行中心根據網架結構和負載狀態，確定不同的動態潮流約束條件的啟用和撤銷。當所有準備工作都由技術支持系統完成后，運行計算機優化軟件進行電力市場與調頻輔助服務市場共同出清運算，產生發電機組（站）在五分鐘時段終止時達到的出力目標，確定有調頻能力的發電機組（站）五分鐘時段內可用調頻輔助服務，各個價區電力出清價格及調頻輔助服務價格。 7.2市場信息發布 各個價區電力出清價格及調頻輔助服務價格在市場出清時同步公布于市場。所有可調度的發電機組（站）及準調度的風電場和太陽能電站的實際出力記錄及州際聯通線的載流都在五分鐘時段結束時立即發布于全市場，最大限度地增加了市場透明度，促進公平競爭。在交易日結束后，所有市場主體的報價數據都上載到可供公眾查看的數據系統中。 7.3發電調度 調度指令使用自動發電控制（AGC）系統，或者在市場管理系統界面上發出。不具備遠程自動發電控制（AGC）的發電機組（站）不參加修正用調頻輔助服務。快速啟動機組通過市場管理系統界面接受開機與調度指令，快速啟動機組能夠在30分鐘之內實現同步并達到最低負荷，在60分鐘之內實現同步，達到最低負荷并關機。間歇性的準調度的風電場和太陽能電站在通過市場管理系統界面接收到受控指令時必須遵從調度指令，在接收到非受控指令時發電不由調度管控。非調頻輔助服務，即電網負載輔助服務，調壓輔助服務和系統重新啟動輔助服務的調度分三步進行，首先需要確認相關輔助服務是否可以調用，然后用電話通知服務提供方提供輔助服務，最后由市場管理系統界面發送調度指令。《國家電力規則》規定要求發電機組（站）的發電出力必須與調度指令保持一致，可能危害公共安全或損壞電力設備等特殊情況可例外。在某發電機組（站）發電出力與調度指令不符合的時間和幅度尚未超出規定的限制范圍情況下，市場運行中心確定該發電機組（站）為不符合機組（站），并廢除它的報價。如果與調度指令不符合持續時間超過合理的期限，市場運行中心須準備一份詳情報告，提供備份給能源監管局。在考慮了發電出力與調度指令不符合狀況發生的客觀條件及是否造成損失或損害后，能源監管局決定發電廠是否違規。如果判發電廠違規，能源監管局有權簽署2萬澳元罰款單或者申訴聯邦法院判以10萬澳元罰款。 本文的第6節和第7節分別地描述了澳大利亞電力市場的預出清和實時出清過程，這里我們把它們的基本特征在下面的專欄6中列表做一對照比較。 專欄6：市場預出清與實時出清對照比較 電力市場運營中心做為發電方與購電方的結算委托人是電力交易清算中心,承擔信用風險管理職能。市場運營中心交付給發電方的結算款只能來源于購電方的結算付款或銀行擔保資金。在實際操作上，為了保證準時，不可撤銷及透明地掌管巨額資金支付往來，市場運行中心使用“澳大利亞證券交易所的清算系統”進行交易清算業務。市場主體須在證券交易所的清算系統注冊后方可在電力市場運行中心注冊，用于交付交易結算資金必須是清算資金，可以直接提款。上節講到澳洲電力市場以5分鐘節點為出清周期，可發電與購電的電量交易和結算是30分鐘時段為時間單元，這樣設計的技術原因是澳洲大多數分時電表的讀表周期是30分鐘。電力市場的交易日是從每日凌晨4:00點到次日凌晨4:00點，而市場結算日是從每日午夜0:00點到次日午夜0:00點，每周結算一次。從每周結束后起計，電力市場運行中心在第五個工作日向市場主體發送初步結算單，第十八個工作日發送最終結算單。過兩個工作日后，售電公司向市場清算中心一次性付清應付購電款，市場清算中心支付發電企業應收款。 8.1結算價格與電量 市場交易30分鐘單元的結算價格是30分鐘時段所包含的6個5分鐘節點上實時出清電力價格的算數平均值。各個價區（州）內的用電及發電使用在輸電網接入點上計量的電量結算。另一方面，市場分區定價產生的每個價區（州）出清價是定義在價區（州）參照點上的價格，輸電網接入點上的結算電價需要再乘以相應的（靜態）網損因子。因而即使在同一價區，處在電網不同點的發電廠結算價格也是不同的。電力市場運營中心逐年決定并公布靜態網損因子，計入網損后產生的市場結算剩余返給電網公司，用于減少用戶的電網費用。 電廠結算的發電量是在電廠的輸電網接入點處計量的電量，是扣除電廠自用電后的電量。少數工業用電大戶直接參加發電市場交易，它們的結算電量也在輸電網接入點處計量。除此之外，其它用戶都由零售電商代理在電力市場購電，而且用電戶可以自主選擇或變換零售電商。市場運營中心分步驟地進行零售電商代理的購電結算。首先市場運營中心每日把變換零售電商的用戶劃歸到新的零售電商賬戶上。對于安裝分時電表的工商用戶和智能電表的居民用戶，市場運營中心直接把它們的用電計入代理零售電商的結算電量。可是，澳洲大多數居民生活和小型商業戶用電的讀表周期是兩三個月，顯然無法直接應用于市場價格波動變化的30分鐘結算時段。市場營運中心使用確定的方法確定居民生活用電和小型商業戶負荷形狀曲線，把讀表期間內用戶的累積電量分解成30分鐘時段結算電量。配電營業區內居民生活用電和小型商業戶負荷形狀曲線是根據配電網與輸電網連接點以內的總用電量減去所有分時電表計量之和后的余量來計算的。用電負荷形狀曲線一旦得出，不隨以后讀表數據的修正而改動。市場運營中心按周公開發表居民生活和小型商業戶用電負荷形狀曲線。因為結算時使用同一用電負荷形狀曲線代表一個配電營業區內所有居民和小型商業用戶分時用電量，這與他們的實際用電負荷是有差異的，因此不可避免地導致用戶與用戶之間的交叉補貼。 8.2審慎信用管理 市場運營中心要求購電方的零售電商在一個星期實時購電二十天后一次付清全部代購電款，這給市場運營中心帶來信用風險。而在一個星期內出現電力供需緊張，實時電力價格攀高時，零售電商必須準備充足現金支付巨額購電款。例如，在夏季用電高峰時，某個30分鐘時段實時電價達到市場最高限價每兆瓦時13,800澳元，某售電商的用戶總負荷為2,000兆瓦，那么它僅在這半小時的購電金額就達1,380萬澳元，約合人民幣6,600萬元。在澳大利亞市場運行中，這樣的狀況在每個州每年都有發生，對零售電商造成極大的資金周轉壓力，也增加了市場運營中心經營風險。因此，《國家電力規則》考慮到市場主體的支付信用對電力市場的運行與決定電力價格至關重要，設有專門條款要求市場運營中心審慎地監督管理零售電商信用風險，避免信用風險溢出影響發電報價，甚至扭曲電力市場價格。市場運營中心因此制定并實施了一整套動態的，基于定量分析的，多重手段的信用風險監控與管理措施。《國家電力規則》還要求市場運營中心每年組織分析研究審慎信用管理措施的執行的有效性，評估可能的改進措施，發表年報進行總結。 市場運營中心審慎信用管理的目標是把每個零售電商違約的可能性概率控制在2%以內，遺留2%的零售電商違約欠款風險由市場主體各自承擔與管理。審慎信用管理的首要任務是使用零售電商目前的代購用電負荷結合實際市場價格歷史數據估算它在各種市場形勢下的可能購電成本，根據估算的購電成本決定每個零售電商最大授信額度。市場運營中心要求零售電商由金融機構如銀行擔保提供信用支持，交遞由有資質的信用擔保機構簽署的，無附加條件的保函，擔保金額不少于最大授信額度。信用擔保機構不能是其他的電力市場主體。目前，市場運營中心通常掌控占年度總營業額15%～30%的擔保金額。如果零售電商未能在規定時間內按時付款，市場運營中心可以從擔保賬戶直接提取保金。 審慎信用管理一個重要措施是為每個零售電商設定購電賒款限額，要求零售電商的未付款總數不得超過賒款限額。市場運營中心每日監控所有零售電商的未付款，每個零售電商也能夠查看自己的未付款。當未付款超出賒款限額時，市場運營中心向零售電商發出追加指定數目保證金的通知，要求零售電商在次日上午10以前通過增加擔保金額，交付抵押保證金，注冊與其他市場主體結算事后劃撥（細節見下面8.3節）等方式補償保證金賬戶。 如果零售電商未能在指定時間內按要求補充保證金賬戶，市場運營中心發出違約通告，要求采取行動糾正違約行為，同時向零售電商所在州的政府通告準備實施的措施，預計出現的結果及可能實行的替代方案。如果零售電商糾正違約的行動達不到要求，澳大利亞能源市場運營中心董事會開會決定是否對其采取停牌措施，其中會考慮州政府延緩停牌建議。如果不采取停牌措施，那么市場運營中心重新核算零售電商的信用狀況。如果采取停牌措施，市場運營中心向違約零售商發送停牌通知，也轉送所在州的政府部門，能監局以及受牽連的其它市場主體，并向市場公告停牌決定，停牌時間和日期（通常是次日午夜零時），按程序落實安排違約零售電商退市。零售電商退市后，它的居民與小型商業用戶由預先選擇安排的承接零售電商接收，如果存在未付款，發電方按比例分攤欠款造成的損失。鑒于市場違約停牌的影響面很大，市場運營中心必須及時果斷地處理違約行為，保護其它市場主體的商業利益，維護電力市場正常有效地運行。 8.3結算后劃撥機制 在電力市場價格激烈動蕩時，零售電商面臨籌資交付購電費用的問題。即使零售電商最終能夠利用電力差價合約抵消購電成本（細節見本節附錄），可巨額的現金周轉循環和準備高額的信用保證金都增加了企業經營成本，降低市場效率。零售電商可以利用市場清算過程中的結算后劃撥機制來減緩資金壓力。 澳洲電力市場清算過程中的結算后劃撥是發電方和購電方與市場營運機構在雙方賬戶上的財務約定。市場主體雙方須向市場營運中心提出注冊結算后劃撥的請求，核準后方能生效。市場清算機構在按交易時段執行結算后劃撥時，在一方的賬戶借方記入一定數目金額，同時在另一方的賬戶貸方記入同樣數目金額。結算后劃撥是單向執行的，借方和貸方賬戶固定不變，反向執行的結算后劃撥需要重新請求注冊。結算后劃撥分體量補償和金額補償兩種方式，體量補償使用雙方同意的負荷曲線與電力市場價格決定入賬金額，而金額補償直接指定入賬金額。市場主體通過市場營運中心的結算后劃撥服務網頁在規定時間期限內提交提供注冊結算后劃撥請求，貸方或借方一方提交請求即可，但在核準時需要另一方授權。市場主體可以在實時電力市場交易之前提出注冊結算后劃撥請求（事先劃撥安排），也可以在實時電力市場交易發生之后提出（事后劃撥安排）。如果請求的結算后劃撥屬于事先結算安排，結算將在未來執行，那么市場營運中心要確認貸借雙方已經簽定了相應的中長期合同或者具有其它形式契約關系。 結算后劃撥機制也適用于發售一體公司發電與用電財務撥劃。發售一體公司的發電廠與售電公司是兩個分別注冊的市場主體，市場清算中心有各自的市場結算賬單。安排結算后劃撥為總公司的資金周轉和降低準備信用保證金費用都提供了極大幫助。 我們通過8.2節中的舉例可以看到零售電商在電力供需緊張時面臨著巨大的市場風險。在另一方面，發電企業在電力市場價格低迷期間會陷于無法回收發電成本的困境。電力差價補償合約為發電企業和零售電商都提供了規避市場風險的手段，專欄7介紹澳洲最常見的兩種電力差價補償合約。 專欄7：電力差價合約簡介-差價互補合約與高價補償合約 差價互補合約交易時由發電方和用電方事先協議一個固定的合約價格，例如每兆瓦時40澳元與以兆瓦（不是兆瓦時）為單位的合約體量，例如10兆瓦。合約期限一般是未來的一個季度或一年。在合約期限包含的時間內，當實時電力市場價格高于合約價格時，發電方按差價補償用電方。當實時電力市場價格低于合約價格時，用電方反過來按差價補償給發電方。這樣的雙向交替補償機制為合約雙方規避了實時電力市場價格波動風險。我們舉例來進一步解釋差價互補合約。假設合約價格是每兆瓦時40澳元，合約體量是10兆瓦。如果在某個30分鐘時段的實時電力市場價格是每兆瓦時70澳元，那么發電方10兆瓦出力的收入為70澳元/兆瓦時×10兆瓦×0.5小時=350澳元，它也是用電方10兆瓦負荷的購電成本。因為發電方和用電方已經交易了差價互補合約，而且實時電力市場價格高出合約價格每兆瓦時30澳元，所以發電方要補償給用電方30澳元/兆瓦時×10兆瓦×0.5小時=150澳元，實際收入降成200澳元，等同于電力價格是合約價格每兆瓦時40澳元的收入。用電方在計入來自發電方要補償后實際購電成本減少至200澳元，也是等同于按合約價格計算的成本。我們考慮相反的情形，如果在某個30分鐘時段的實時電力市場價格是每兆瓦時32澳元，即低于合約價格每兆瓦時8澳元，那么發電方這10兆瓦出力的收入為32澳元/兆瓦時×10兆瓦×0.5小時=160澳元，它也是用電方10兆瓦負荷的購電成本。現在執行差價互補合約的結果是用電方要補償給發電方8澳元/兆瓦時×10兆瓦×0.5小時=40澳元，實際成本變成200澳元，還是等同于電力價格是合約價格每兆瓦時40澳元。而發電方在計入來自發電方要補償后實際收入增加至200澳元，也是等同于按合約價格計算的收入。從這個例子我們看到差價互補合約為發電方和用電方提供了規避了實時電力市場價格波動風險的手段，即無論實時電力市場價格高于或低于合約價格，發電方（用電方）出力（負荷）的實際收入（成本）都等同于按合約價格計算的。 差價互補合約不僅事后補償發電企業低電價時的收入，也事先影響它們的報價策略。在發電企業購買了與發電能力相當的差價互補合約后，它必須用發電量來保證穩定收入的實現，因而選擇盡可能地報低價來爭取多發滿發。這樣的市場邏輯在澳大利亞電力市場實踐中已經得到反復地驗證。我們可以毫不夸張地說，差價互補合約是抑制市場力的有效手段。 高價補償合約交易是發電方向用電方提供電力市場價格“保險”業務，合約體量也是以兆瓦為單位的。高價補償合約的高價位普遍約定地定在每兆瓦時300澳元（相當于柴油發電的燃料成本），合約只是在實時電力市場價格高于約定的高價位的時執行，發電方將高出的部分補償給用電方，使其實際成本降至每兆瓦時300澳元。為了獲得補償，用電方須在合約期限內定期向發電方繳納合約交易時商定的“保險金”。高價補償合約是電力系統備用容量在電力金融市場的“替身”，它的交易價格反應了備用容量的市場價值。在澳大利亞，擁有備用容量的發電企業通過出售高價補償合約獲得穩定收入。 在跨州輸電線路阻塞時，受電州與送電州出現實時電力價格高低不同的情況，電能從低價州輸往高價州。即便如此，市場運營中心仍然對輸送電量在受電州以高電價與用電方結算而同時在送電州以低電價與發電方結算，這樣產生的差額即是跨州結余。我們用如下圖所示的簡單例子來做進一步說明。圖左 邊淺灰色圓形代表送電州，實時電價是每兆瓦時40澳元。右邊淺褐色圓形代表受電州，實時電價是每兆瓦時45澳元。受電州與送電州電力價格差別是每兆瓦時5澳元。如果假設這個時段是半小時，跨州輸電是400兆瓦，那么在不計電量損耗情況下市場運營中心結算時產生的跨州結余則為1000澳元。在實際電力系統運行中，造成跨州輸電線路阻塞的原因是多重復雜的，阻塞發生與否有很大的不確定性。即使發生，受送電兩州的價差、跨州輸電量以及阻塞持續時間的不同都會產生不同的跨州結余。《國家電力法》明確規定市場運營中心是非營利機構。因此，《國家電力規則》設有專門條款要求市場運營中心將跨州結余返還市場主體，其返還機制是由市場運營中心組織的跨州結余競價拍賣。在拍賣中，市場主體竟價購買未來三年內每個季度跨州結余分配額度。市場運營中心將拍賣所得付給經營跨州輸電線路的公司。 雖然跨州結余拍賣也由市場運營中心組織實施，可是它的設置與實時電力市場不同。《國家電力規則》確定跨州結余拍賣的原則并授權市場運營中心制定拍賣的實施細則。市場運營中心單設結余拍賣管理委員會負責決定有關拍賣的重大議題。管理委員會主任由市場運營中心選派，政府主管部門、發電商、售電商、交易商、電網公司各有一名委員代表，能源市場委員會選派一位委員代表電力消費者。參與拍賣的市場主體除了發電商與售電商外，還有銀行、基金等交易商，交易商的市場活動僅限于跨州結余拍賣，不涉及發電側實時電力市場。 跨州結余分跨州截面及潮流方向進行拍賣，計價單位是點數。市場運營中心為每個跨截面的雙向潮流分別設定各自的總點數。它們的數值是截面的標定輸電兆瓦數，即一個點數對應標定輸電能力中的一兆瓦。在輸電線路擴容或增建新線路后，跨州結余總點數會隨之增加。在實際電力系統運行時，截面的實際輸電能力受熱額定輸電能力，電壓調控及電力系統穩定性限制，要低于標定輸電能力，而且變化無常。一個點數即不代表實際輸電一兆瓦，也不是固定不變的兆瓦數。市場主體通過競價成功購得某跨州截面某潮流方向的點數與其總點數之比是將來跨州結余分配份額。 市場運營中心每季度進行一次跨州結余競價拍賣，結余計算周期也是季度，拍賣的時間范圍為未來三年。每個季度每個跨州截面及每個潮流方向可能的結余收益分十二批次拍賣，每次十二分之一。拍賣以電子商務方式進行，報價期限為十個工作日。市場運營中心匯總市場主體報價，按季度，跨州截面及潮流方向確定出清價格，即購買跨州結余點數的價格。 市場主體購買跨州結余分配份額后，在財務上相當于在送電州購電，而同時在受電州售電。我們就前面圖示的簡化情形以送電州的發電企業為例做進一步說明。在機組正常出力情況下，發電價格是送電州電價每兆瓦時40澳元。假設發電企業在競價拍賣上成功購買25%的跨州結余份額，即50兆瓦時電量的差價收益。從財務上看，發電企業在送電州即發電又購電，50兆瓦時收入與支出抵消。與此同時，在受電州50兆瓦時電量以每兆瓦時45澳元的價格出售。這個例子表明送電州的發電企業只有通過買跨州結余分配份額，才能在財務上實現在受電州售電。 為了幫助讀者進一步了解跨州結余拍賣，下面的專欄8陳述了澳大利亞維多利亞州與南澳洲2015年9月跨州結余拍賣的實際案例，供有興趣的讀者參考。 專欄8：跨州結余拍賣案例 澳大利亞維多利亞州與南澳洲之間有兩條輸電線路相連。維多利亞州流往南澳洲方向的跨州結余總點數在2017年第4季度之前是700點，然后由于線路擴容增加至880點。相反方向，即南澳洲流往維多利亞州方向的跨州結余總點數在擴容前是400點，擴容后增加至770點。澳大利亞能源市場運營中心于2015年9月15日公布從2015年第4季度到2018年第3季度共12個季度的跨州結余競價拍賣結果(見下表)。2015年第4季度跨州結余是最后批次拍賣，其它批次已在以前的拍賣出售，而2018年第3季度則是第一批次拍賣。表右側兩列分別是維多利亞州流往南澳洲方向與南澳洲流往維多利亞州方向的每個季度跨州結余單位點數價格（澳元）。維多利亞州流往南澳洲方向跨州結余價格遠高于其反方向的價格。這是因為在多數用電高峰時，南澳洲是受電州，維多利亞州是送電州。第一季度的跨州結余價格高于其它季度，反映南半球夏季電力供需緊張局面。值得注意的是2016年第2季度的價格明顯高于第1季度的價格，這是因為南澳洲的一個520兆瓦火電廠將在第1季度結束后退役，電力供應進一步趨緊。由于能源市場運營中心調高了跨州結余總點數，導致單位點數價格下降，從2017年第4季度往后的跨州結余價格都低于前一年相同季度的價格。 數據來源：澳大利亞能源市場運營中心 本文分別地概述了覆蓋澳洲東南部五個行政州的澳大利亞國家電力市場的各個環節。在最后結語時，我們著重地強調幾個要點。 首先，澳大利亞實時電力市場實質上是一個依照市場規則進行發電調度的過程，它的核心功能是兼顧電力的物理和商品雙重屬性，在保障電力系統安全可靠運行前提下，以最經濟的方式實現電力供需實時平衡，發現電力商品價格。從市場交易的角度來看，它是招標采購電力過程。從電力系統運行的角度來看，它是經濟發電調度過程。澳大利亞國家電力市場的市場交易只有全電網、全電量的實時交易及分區定價，需要特別地指出的是澳大利亞并沒有“日前市場”。盡管如此，市場的核心功能是在多個相互關聯和相互影響的市場環節，相互作用下實現的，其中第6節介紹的市場預出清和第8.3節描述的結算時落實的市場主體賬戶之間結算后撥劃這兩個環節對實時市場的平穩運行尤為重要。預出清一直滾動地預示市場可能出現的情況，市場主體動態地做出相應的反應。結算后撥劃極大地減輕了市場主體資金周轉的壓力。電力市場的各個環節有機地形成由獨立運營機構集中、統一管理與運營的，集交易、調度與結算為一體的市場體系。 另外，在澳大利亞，市場主體之間合同主要是交易現金交割的電力差價合約，而不是目前國內常見的供電合同。雖然從形式上看，澳大利亞國家電力市場的運行與這些雙邊合約無直接關系，市場運行中心既不要求市場主體上報有關中長期合同數據，也不物理執行中長期合同，但是差價補償合約的避險功能是實現實時電力市場有序運行的必要保證。為了幫助讀者厘清澳大利亞國家電力市場架構，下表列出了電力市場的各個環節，簡要地說明它們之間聯系。 澳洲發電側電力市場是經過二十年演化逐步地達到的現在的成熟程度。在這二十年里《國家電力規則》都已經經過了近八十次修改，其它條例的修訂和運行程序的改變更是不計其數。本文是根據作者個人在電力市場十五年的工作經驗，在比較短的時間內成稿的。隨著時間推移，作者對市場的了解會有或是過時，或是記憶不準的情況。雖然作者盡了最大努力核查諸多細節，可因時間限制很難想象沒有遺留疏漏之處。如果讀者對文中所述存有疑問之點，歡迎與作者直接聯系，討論交流（liu0dongsheng@gmail.com）。 蘭國芹女士為本文做了文字編輯工作，在此作者由衷地向她表示感謝。 作者簡介 劉東勝博士目前就任于澳大利亞AGL能源有限公司能源市場部主任分析師（近九年）。他從事能源電力市場分析長達十五年，實際工作經驗涉及水電系統計算機模擬、水庫儲水機會成本計算與儲水定價、電力負荷預測和居民用電分析、電力市場和管道天然氣市場建模仿真分析、能源電力市場及價格預測、集團公司戰略規劃設想建模研究、電力交易策略評估與電力金融產品定價、零售電價制定方法研究及應用、可再生能源市場和碳稅政策分析等方面。在實際分析工作的實踐中，他不僅為公司市場與商務決策提供了多方面卓有成效的支持，并獲得公司獎勵，而且為公司政策法規部門在向國家能源電力市場建設與發展建言方面做了大量的能源電力分析工作。在轉入能源電力市場領域之前，劉東勝博士一直從事基本粒子物理學與理論高能物理研究。他擁有中國科學院理論物理研究所授予的理學博士學位和清華大學授予的理學碩士學位。劉東勝博士還專修了澳大利亞證券學會開設的應用金融學與投資學位課程并獲得學位證書。