配电侧电力市场配电侧电力市场的概念

配电侧电力市场是与发电侧电力市场、输电网开放等电力工业市场化改革的宏观步骤相适应的，对传统配电侧(包括配电网运营、电力销售、用户等环节)的经营管理模式进行打破垄断、引入竞争的市场化改革和重组，建立新的市场竞争模式和完善的现代监管制度，从而实现配电侧提高效率、优化资源配置，并促进整个电力工业发展的市场化改革的重要阶段 。

配电侧电力市场包含的内容主要有配电公司参与市场竞争、配电网及配电设施实现开放、竞争的零售市场、适应市场化的配电规划和建设、配电侧市场监管机制。

只有实现配电侧的市场化改革才能建立完整的电力市场，带来更大的经济效益。

开放性、竞争性、网络性和协调性是电力市场的基本特征。与传统的垄断电力系统相比，电力市场具有开放性和竞争性。与普通的商品市场相比，电力市场具有网络性和协调性。

电力行业自身的技术经济特点就决定了电力市场有许多不同于一般市场的特点.

第一、电力市场是市场经济一般规律与电力特殊规律相结合的市场，不同于一般的竞争性市场。

第二、是国民经济中的基础性市场和先导型市场。电力能源的消费方式以及电力在国民经济中的地位和作用，决定了电力市场是一个国民经济中的基础性市场和先导型市场，对国民经济其他的商品市场起着基础性的作用。电力网络覆盖国民经济的各个领域，是现代社会国民经济其他市场赖以存在的物质基础和先决条件。由于电为商品本身不能大量储存，它的建设必须先于国民经济其他行业的建设，即所谓先行性。

第三、以电网为载体的网络型的市场，是一个规模垄断市场。电力市场，由于其商品的无形性和生产工艺的特殊性，决定了它是以电网为载体的网络型的市场。电网的规模，电网的技术及发育水平，甚至电网的区域层次划分，就决定了电力市场的规模、水平和层次。这是各国电力市场的共同特性。所不同的是我国电力市场的发育程度及市场模式反映着我国的地理、自然、社会环境的特殊性。由于电网的重要性、自然垄断性就决定了电网的垄断。发电、售电环节可以竞争，但电网是垄断的。

第四、是一个高度协调的市场。发、输、供同时完成、即时平衡、需求波动大、电网的复杂性决定了电力市场是一个高度协调的市场。

第五、是一个进、出壁垒非常高的市场。因为电力生产、传输、交易、消费的高度自动化、联动化，加之电能不能大量储存的特点，需要借助现代化的监视和控制手段，才能够保证其生产、传输的安全，因此电力市场的建设和维护需要大量的资金投入和高新技术的支持，这就决定了电力市场的进入和退出都要付出很高的代价。因此，它是一个进、出两难的市场。

第六、需要政府监管的市场。电力商品不仅具有一般商品的市场属性，同时还承担了一定的社会义务和市场责任的约束。因此电力市场的设计中，显然不能将其简单地视为一般性竞争市场。而且，电力市场的监管、保持发电装机容量适应国民经济的发展速度、维护电网的安全稳定运行方面，均需政府发挥作用。

第七、讲求安全的市场。电网本身需要安全、同时作为国民经济的基础也需要安全。没有一个安全有效的电网系统，电力市场将不复存在。就是所谓“皮之不存，毛将焉附”。

电力市场是电力的买方和卖方相互作用以决定其电价和电量的过程:更具体的来讲，电力市场是采用经济等手段，本着公平竞争、自愿互利的原则，对电力系统中发电、输电、配电、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。

根据以上定义，电力市场首先是一种管理机制:这种机制与传统的行政命令的机制不同，主要采用市场的手段进行管理。从而达到资源优化配置的目的。所以电力市场的基本原则是公平竞争、自愿互利。同时，电力市场还是体现这种管理机制的执行系统，包括交易场所、计量系统、计算机系统、通信系统等。

市场的本质是竞争，通过竞争来提高整个电力工业的资源优化:竞争的前提是公平，公平是市场机制的基本原则。电力市场机制的引入对经济条件提出更高的要求，需要在统一协调安全性和经济性的前提下，切实保证市场规则对所有成员公平、公正、公开。

电力市场并不是说电力系统中所有部分都采用市场竞争的组织方式，而是发电部分采用市场竞争，输电和配电依然采用垄断组织的方式，但是由于输电和配电部分的生产与采用竞争方式组织生产的发电具有密切的联系，应该具有促进发电部分市场竞争的功能。所以说配电侧市场具有部分垄断经营模式。

配电网垄断经营模式在输、配电分开的前提下，由配电公司对配电网实行垄断经营，并根据地域或配电网连接的实际情况确定配电公司的经营范围，配电侧电力市场竞争通过各配电公司竞价购电实现，市场竞争的主体是各配电公司。

配电公司作为购电商在电力市场中的交易主要涉及到批发购电和零售卖电两个过程。

1.批发购电交易

各国电力市场的组织情况虽然不同，但批发购电的途径基本上可以按提出交易计划的时间分为长期交易、短期交易和实时平衡交易3种 :

(1)长期交易是根据购电商与发电商所签订的长期或期货合同进行交易，提出时间一般为交易前几周到几年。长期期货合同为双边合同形式，它虽然不能反应交易 发生时的实际生产成本，但签订合同的过程对双方都具有竞争性。

(2)短期交易一般指在交易前1d C24h)，购电商和发电商通过竞价投标的方式进行交易确定购电计划。交易由市场运行部门(交易中心)负责管理，运行部门根

据交易前24h市场中所有买方和卖方提供的发电报价曲线和购电报价曲线，确定成交量和市场电价。短期市场的电价能及时反应生产成本。

(3)实时平衡交易是运行部门为保证电网稳定运行，对发电和购电进行实时协调，在短时间内提出交易计划进行的交易。交易计划通常在交易前几小时到几分钟内提出。实时市场中的电能交易是调节性的，交易量不会很大;为避免发电商利用实时市场进行套利，实时市场也不应作为主要的竞价市场，交易电价通常以系统平衡时的交易电价为基础计算。

上述3种交易方式各自所占的比例并不确定。从目前英、美等国的电力市场看，为稳定市场电价，长期合同应该占较大比例(一般占整个市场交易的80%以上)。配电公司参与市场竞价的条件下，电力市场将变得更加复杂。如何稳定市场电价、合理分配各市场的比例等问题都还需要进一步研究。

2.零售交易

配电侧电力市场条件下，配电公司或零售公司向用户提供零售供电服务并收取零售电费。零售电价的制定以零售商为主受监管部门监督，应满足两方面的要求(一是反映竞价购电的结果，二是满足用户对电价波动的承受力。配电侧市场监管部门对配电公司或零售公司的电价上限或利润上限进行监管时，也主要考查以上2个方面。

我国配电侧电力市场的目标应该是与整个电力市场改革相适应，在配电侧实现打破垄断、引入竞争、提高效率、降低电价，促进配电侧电力工业的发展，满足各类配电用户对电能的需求。根据我国电力工业的实际情况，可以首先采取输配电分开，由配电公司参与竞价购电，再逐步过渡到配电与零售分开。

在实现输电和配电分开之前，建议首先进行大用，尤其是有条件的县供电公司 (包括地方电力公司)、夏售用户参与配电侧竞价的试点，通过试点可以为以下工作积累经验:

1.在省级以上电力市场运行部门建立相应的配电侧参与竞价的运行管理系统和技术支持系统;

2.配电网和配电设施的运行、管理和维护;

3.输电网与配电网及相关设施的划分;

4.零售电价的制定;

5.政府对配电企业放松管制后和再管制措施;

6.配电市场的风险及风险规避;

7.配电侧电力市场的社会宣传。

通过对以上各方面进行探索，在充分实践的基础上逐步进行配电侧电力市场改革。第一步实现输电和配电分开，成立独立的输电公司和配电公司(相应的改革措施包括):

1.将主要输电网络(如220v及以上的输电网络)及其附属设施交由输电公司经营，配电公司可以在原来的地区供电局基础上组建，负责配电网络(如220v以下的配电网络)及其附属设施的经营，管理业务和售电业务。输电网和配电网的划分可以依据电压等级或原有网省调度部门和地区调度部门的各自管辖范围划分。

2.实行竞价购电，建立包括竞价购电和竞价上网的电力市场模式，允许配电公司直接进行包括合约交易、现货交易、期货交易等在内的各种交易。逐步允许大用户自由选择供电商。

3.零售电价由配电公司制定并须经监管部门批准，监管部门对其利润或价格进行管制;制定更加灵活的电价(包括实时电价、可中断电价、分时电价等)调节用户需求。

4.配电设施的规划由配电公司负责，鼓励第三方参与配电设施的投资建设并制定相应的回报政策。

第二步将原来配电公司的配电业务和零售业务分开，成立新的配电公司和零售公司，鼓励成立只进行电力销售的零售公司。第二步在前一步改革经验的基础上进行，主要内容包括:

1.新的配电公司只负责配电网络及其附属设施的运行管理。零售公司不拥有配电网络，只负责向用户售电和通过电力市场竞价购电。

2.建立配电侧电力市场许可证制度，规范竞价购电成员(配电公司、零售公司、大用户等)，鼓励更多的竞争者进入零售业务，以降低零售电价。

3.配电和零售分开的最终结果是实现配电网对用户开放，各类用户都有权自由选 择供电商。

4.配电公司和监管部门共同提供配电设施投资建设的长、短期经济信号(如长、 短期负荷预测，电价预测等)，指导配电设施的长期规划，鼓励对配电设施的投 资并制定相应的回报政策。

5.成立专门的配电侧电力市场监管机构，负责配电侧电力市场监督和规范。完善对用户零售电价的监管机制，建立与发电侧电力市场各部门的协调机制，防止 电价异常波动对社会生活造成重大影响。

配电侧电力市场改革涉及到广大的用户，对社会经济影响很大，不仅需要与发侧改革配合，还应根据国家的能源政策协调各方面关系。各国在进行配电侧电力市场改革时都很慎重，往往是放在发电侧改革之后，改革也不是一步到位，而是分阶段逐步进行，在改革进程中不断调整政策。我国在进行电力市场改革时也应该按照循序渐进的原则，逐步开放配电侧电力市场;并对相关政策作出评估，避免对电力工业和国民经济造成不利影响。

配电竞价与风险评估是配电侧电力市场要解决的问题，购电商通过签订长期合同、期货合同或差价合同实现在长期市场中的购电。通过提前若干时段向交易中心提出购电报价曲线实现在短期市场中购电。长、短期市场上都存在竞争和风险，尤其是在短期市场上电价波动十分明显，这容易造成配电公司或零售公司的亏损和用户零售电价的波动。建立配电侧的电力市场机制，打破配电侧垄断，实行购电竞价，要首先研究市场风险问题，包括长期市场和短期市场的风险。为防止过度投机行为，稳定零售电价，在实行配电侧开放的初期可以要求长期合同满足一定比例(如:大于当月购电量的80%)。开展竞价购电和风险评估方面的研究将有助于配电公司的经营，保证配电侧电力市场的稳步发展 。

配电公司与用户签订合同，根据合同向用户供电，己在发达国家十分普遍;配电侧引入竞争后，应向用户签订相应的供电合同。合同对电价、电能质量、配电公司的义务、用户的权利和义务都必须作明确的规定。配电公司应如何签订这样的合同，以实现增供促销，保证收回为提高电能质量新增的投资，需要进一步实践和研究。

那么，如果开展竞价购电和风险评估来帮助配电公司减少费用，规避风险。成为当今配电侧的重中之重。 随着电力市场的逐步发展，配电侧购电优化问题成为人们研究的热点。关于这方面的工作，有待于进一步研究。今后研究的方向主要包括 :

1.电力市场下市场间的联系很紧密，关系复杂，风险管理很重要，本文对风险的处理是用约束来表示，也就是一个概率的形式来表示，那么这个概率的取值针对不同的环境，它的取值是不同的，这方面的工作有待于继续深化。

2.配电侧市场开放后，套利的存在成为必然。本文购电优化模型中没有体现出套利的存在，模型的求解过程中对套利的处理进行了简化，没有很好的体现出套利对购电分配的影响，对于套利的在购电优化中的作用还需进一步研究。

3.本文中购电优化分配问题是针对单一时段的，关于多时段配合问题有待于进一步研 究，包括连续时间段上购电优化的模型的建立，连续时间上用户侧负荷不能看作确定量，购电分配需要分析不同时段如波峰、波谷的负荷变化情况等。

电力市场全面开放后，购电商面临在多个市场购电的问题，如何分配在各个市场的购电量，成为目前重要的研究课题之一。到目前为止，进行这方面的研究工作还较少，还没有出现十分精确的、合理的模型和方法，本文所作的工作只是浅尝，还有待于深入研究。2100433B

发电侧电力市场AGC机组调配电力市场前后的AGC车甫助服务

自动发电控制(AGC)是能量管理系统(EnergyManagement System，简称EMS )最重要的控制功能，也是电力市场辅助服务的一项重要内容，它在电力系统控制中的基本目标和任务是 :

(1)自动跟踪负荷的随机变化，调整机组出力，使系统发电与负荷相平衡;

2)控制频率偏差到零，维持系统频率在规定值(我国国家标准为50士0.1Hz):

(3)在各控制区域间分配系统发电功率，维持区域间联络线净交换功率为计划值;

(4)对周期性的负荷变化按发电计划调整机组发电功率，对偏离预测的负荷，实现在线经济负荷分配。

AGC自诞生之日起，至今已有40多年的历史，并且随着电力系统自动控制技术和计算机信息技术的发展而不断发展，现已成为一项较为成熟的综合技术，广泛应用于世界各大洲的国家电网甚至跨国电网中。AGC的应用大大提高了电力系统的自动化程度，把有功平衡控制由人工操作发展为自动运行，使电力系统的运行管理得到显著改善。

以前，在我国电力行业自上而下的一体化垄断模式下，电力系统辅助服务，包括AGC,通常都是由调度运行部门指定，或者是由发电厂自愿无偿提供的。

电力市场建立后，传统的集中管理被分散决策所代替，电网的安全性将会受到一定的影响，因此应该而且也只能采用经济手段，激励发电公司主动提供辅助服务。首先，AGC辅助服务作为一种商品，不再是无偿的，需要向提供该服务的发电公司购买;其次，发电公司必须参与AGC辅助服务市场竞争，以优质优价的服务赢得合同。也就是说，AGC在运行机制上发生了根本变化，已经从传统机制下的无偿服务转变成以经济补偿甚至直接价格竞争为核心的有偿服务。

于是，AGC在电力市场条件下的发展开始面临着许多新的鱼待解决的问题，如:电网AGC控制目标是否有所变化，控制算法该做怎样的改进，如何评价AGC辅助服务供应商的贡献，确定怎样的定价机制，才能既保证供应商的成本回收和合理利润，又使总的供电成本最小化，等等。

综上所述，AGC辅助服务本身并不是什么新的技术，并非随着电力市场出现才出现的，只是在传统的电力系统中，AGC辅助服务问题没有引起足够的重视。在电力市场下，市场机制起作用的同时，电力系统运行的安全性仍然是最重要的，原有EMS的大部分，尤其是硬件部分仍可沿用，但是某些运行思想和工作机制将会发生改变，使用的软件也相应地发生了变化。电力市场下发电竞争的引入和将来输电开放的实施，使AGC辅助服务面临着一系列新的诸如控制策略、考核结算方法以及具体的市场模式和交易方式等问题，吸引了越来越多的学者和电力公司投入到这些问题的研究上来，并在理论和实践上取得了一些成绩。

发电侧电力市场AGC机组调配我国电力市场AGC辅助服务现状

我国从1998年起，开始在电力行业实行“厂网分开、竞价上网”的改革，并确定浙江、上海、山东、辽宁、吉林、黑龙江等六省市电网为试点单位，标志着我国的电力工业正在逐步从计划经济下的垂直管理模式向市场经济下的竞争模式转变。但是，由于我国现有的电网结构比较薄弱，备用容量不太充足，具备AGC能力的发电机组数量有限，为保证电网的安全稳定运行，各个试点单位对AGC辅助服务的市场机制考虑得不多，没有建立起真正意义上直接价格竞争的AGC辅助服务市场。

发电侧电力市场AGC机组调配我国电力市场AGC辅助服务发展趋势

电力市场下AGC辅助服务的组织有两种思路:一种是签订长期AGC辅助服务合同，并在系统有需求时调用;另一种是建立AGC辅助服务市场，进行AGC服务竞标。从世界范围看，以竞标方式组织AGC辅助服务的情况居多。以美国加州电力市场和北美新英格兰电力市场为代表，已将AGC辅助服务从电能市场中分离出来，建立了独立的AGC辅助服务市场，以保证电网AGC的顺利实施。 美国加州电力市场由ISO(独立系统操作员)统一运营, ISO必须采用一定的方式，保证有足够的AGC机组可以调度，以维持系统的安全稳定运行。方式之一就是建立AGC辅助服务市场，由AGC机组提供AGC调节服务。AGC机组首先通过市场竞价获取参调资格，然后在实际运行中根据需要改变其发电负荷。这也就意味着ISO支付的AGC辅助服务费用包括两部分:一是辅助容量费用，二是实际运行中的出力调节费用。对AGC辅助服务的管理也有两种方式，第一种是将AGC辅助服和电能统一竞价，另一种是AGC辅助服务单独竞价。

北美新英格兰电力市场的AGC辅助服务是从10min旋转备用中分离出来的市场规则要求AGC能够连续、自动地响应ISO的指令，动态地平衡控制区域内的电力供应与需求，满足北美电力可靠性委员会(NERC)和东北电力协调委员会(NPCC)的技术标准。在新英格兰电力联营体模式下，联邦能源管制委员会(FERC)要求建立辅助服务分类计价的电力市场，这就使得AGC辅助服务和电能一样，由新英格兰ISO统一调度，采用竞价方式，要求事先定价，辅助服务的模式为投标型。新英格兰电力市场从AGC辅助服务的投标要求、成本分析、清算价格的确定到事后结算，建立起了一套较为完整的市场规则。

目前，我国大部分电网AGC资源还比较缺乏，因此，通过市场机制、利用市场提供的经济信号，引导市场成员积极提供AGC服务显得尤为重要。加强电网建设，提高AGC技术水平，建立合理竞争的AGC辅助服务市场，是我国AGC辅助服务发展的必然。我国电力市场AGC辅助服务的市场模式和运行机制可以借鉴国外电力市场的先进经验。

(1)市场模式

AGC辅助服务从主电能市场中分离出来，引入竞争机制，进行单独考核和结算，提供直观的经济信号，引导发电企业提供AGC辅助服务。从世界各国电力市场来看，以投标型提供辅助服务的情况居多，如新英格兰、加州、波兰、阿根廷等电力市场，建议我国电力市场也采用投标型的AGC辅助服务模式。

我国AGC辅助服务的市场组织有以下几种形式可供选择:远期合约市场(Long-termContract Market )、日前市场(Day-aheadMarket )和实时市场(Real-time Market )。比较而言，在日前市场中组织AGC交易更为合理，理由如下:

1)由于系统各时段AGC需求波动较大，远期购买很可能造成过量或不足。因此，在远期合约市场组织AGC交易不够灵活，只适合决定某几台必开AGC机组。

2)针对各时段AGC需求，在日前市场组织AGC交易比较合理，可以比较准确地购买AGC服务，减少冗余购买，还可以同预调度发电计划相结合，充分考虑机组的带负荷情况。

3)尽管在实时阶段可以更精确地判断系统AGC需求，但在实时市场中，机组可调整出力范围很小，可参与AGC市场的机组较少，结算问题也较复杂。所以，不适合在实时市场组织AGC交易。

(2)运作流程

我国AGC辅助服务市场的运作流程可以参照北美新英格兰电力市场，具体如下:

1)发电厂投标

各发电厂投标内容不仅含有投标价格，还含有机组的技术指标，如自动调节上、下限，AGC负荷调节速率等。

2)投标评价和确认

电网公司对各发电厂的AGC服务投标进行评价和确认，根据系统总需求确定AGC市场清算价格。

3)服务费用量化和结算

电网公司需要对发电机组的AGC设备进行评估，得到设备的投资费用。不同发电机组的AGC调节范围和调节能力各不相同，应该获得不同的补偿费用。另外，在电网实际运行中，由于负荷的随机波动或其它一些不可预测、不可控因素迫使机组逆序开机或调停，造成AGC服务的机会费用。在服务费用结算周期上可以参考相应电能市场的情况。目前，辽宁发电市场的电能交易每30min结算一次，而上海发电市场电能交易的结算己经做到每15min一次。由于我国电力市场没有开放用电侧，AGC服务费用的来源不同于

新英格兰电力市场向用户单独收取，只能隐含在电能费用中，然后由电网公司补偿给提供AGC服务的发电厂。

电力工业从一体化垄断模式向竞争型市场模式的转变是一项艰巨复杂的任务，需要慎重而行。世界各国电力工业改革的经验和教训告诉我们，电力市场的建立和发展必须根据本国电力工业己经形成的特点选择适当的模式，经过严格的论证，制定明确的目标，并在法律法规的支持下有序进。我国的电力市场改革也应该遵循这样的原则，从发电侧到用电侧，市场开放程度逐步扩大，竞争力度逐步增强，改革的最终目的是最大限度地利用市场手段提高电力工业生产效率，实现资源的优化配置 。

我国从1998年起，开始实行“厂网分开、竞价上网”的电力工业改革，并确定浙江上海、山东、辽宁、吉林、黑龙江等六省市电网为试点单位，建立发电侧开放的电力市场。发电侧电力市场模式可以看作是运用市场机制、开展电力商业化运营的初级阶段，在技术设备、人员素质和运行管理尚未达到较高水平时，为尽快加快电力工业的发展，可以采用这一模式。现阶段我国发电侧电力市场的主要特点是:

(1)仅发电侧开放。在发电侧引入竞争机制，厂网分离，各发电厂成为独立的经济实体，成为自主经营、自负盈亏的竞争主体，按照一定的市场规则竞价上网，而用户只能从电网经营企业购电，不能直接与发电厂签订购电合同。

(2)单一购买者。实行“1 N”模式，作为单一购买者的电网经营企业，在经营管理电网的同时担任市场操作员，而各独立发电厂以优质优价参与市场竞争。

(3)有限电量竞价上网。首先保证各机组完成基本电量(或合约电量)，剩余电量实行竞价上网。

(4)双轨制竞价体系。基本电量按核定电价结算，竞价电量按竞争性电价结算。 在现阶段我国各省市发电市场中，虽然AGC机组达到了一定比重，但是AGC资源还不是很充裕，总的AGC调整能力相对于系统需求来说没有处于明显过剩状态。

1、电力市场供需模型

在我国试行的基于电力库(交易中心) 的电力市场运行机制中,发电商、交易中心(电网公司) 、用户构成了一个特殊的交易市场。在发电侧市场作为供给者的发电商面对的是作为购买者的交易中心;而在配电侧市场交易中心又作为电能供给者面对终端电力用户。

图1表示在某一时刻的2 个市场的供求均衡。

图1(a) : P为价格; Q为电量; P₀为均衡价格;Q₀为均衡电量; S 为发电商的供给; D′为交易中心的需求; P_cap为市场交易最高限价; Q_max为最大可供电量。在发电侧电力市场中,电力公司在预测到某一时刻的负荷水平后,必须在交易市场中购进同样数值的电量以满足系统出力与负荷的实时平衡约束,所以需求线D′在图中表现为一价格弹性为0 的垂线。

图1(b) : P, Q , P0 , Q₀ 意义同(a) , D 为用户需求;S′为交易中心的供给; Qmax为通过辅助服务所能提供的最大电量。无论是按照MCP 结算还是按照机组实际申报价格结算,对于某一时刻用户的电价都是固定不变的,所以供给线S′在图中表现为一条水平线。

2、社会剩余分析

上述通过对博弈模型的分析,得出了在按照机组实际报价结算中机组会提高报价的结论。

表示在按照机组实际申报价格结算下发电商提高报价, 将使得原来在按照MCP 结算下的供给线S 垂直上移Δb_ca(c) ,变为在按照机组实际申报价格结算的S′,结果使均衡点E 变为E′, 均衡价格变为Pd ,均衡量变为Q0′,

P_d-P_s =Δb_ca(c)。此时消费者获得部分的生产者剩余:即消费者剩余为ΔDE′P_d ΔPd E′S′,生产者剩余为S′E′GS ,而社会总剩余从在MCP 结算方式下的ΔDES减为DE′GS ,使ΔE′EG 成为无谓损失(Dead WeightLoss) 。因此按照机组实际报价结算不仅是剩余在生产者与消费者之间转换,重要的是结算方式的改变会造成社会总剩余(即社会福利) 的减少。