前言：一篇好的文章需要精心雕琢，小编精选了8篇电力化市场交易范例，供您参考，期待您的阅读。
电力化市场交易范文1
［关键词］电力改革;售电公司;增值服务
1河南省电力改革进程
2015年3月15日，以《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(“中发9号文”)为标志，开启了我国新一轮电力体制改革。河南省发展改革委2015年12月19日印发了《关于做好我省电力直接交易工作的通知》，文中规定了“2016年度全省直接交易电量规模为180亿千瓦时，暂定双边协商方式电量规模130亿千瓦时，集中撮合方式电量规模50亿千瓦时。一种交易方式成交电量未达到的规模，剩余电量可以转入另一种交易方式电量规模”。这标志着河南省电改正式拉开了序幕。经过近四年的改革实践，河南省电力市场框架基本形成(如图1所示)。(1)交易机构组建基本完成。2016年5月4日河南省电力交易中心有限公司正式成立，这是国网河南省电力公司深入贯彻国家和省委、省政府电力体制改革工作部署，推动构建统一开放、竞争有序的电力市场体系的重大举措。(2)交易机制逐渐完善。四年来河南省电力交易规则不断修订，以准入、退出、结算、考核等为内容的交易机制逐步形成。中长期交易、合同电量转让、电能替代挂牌等交易机制逐步完善。(3)市场化交易规模不断扩大。2018年，河南省共开展电力直接交易17次，累计成交电量1093.3亿千瓦时。其中，年度直接交易2次、电量951.2亿千瓦时;月度直接交易11次、电量115.1亿千瓦时，电能替代交易4次，电量27.0亿千瓦时。(4)输配电价改革推进顺利。2017年7月5日河南省发展改革委印发了《关于合理调整电价结构有关事项的通知》(豫发改价管〔2017〕707号)，其中明确了河南省输配电价。(5)开放增量配电业务。全国增量配电业务试点已开展三批，共批复320个项目，其中河南省共批复22个项目。(6)加快开放售电业务。2017年6月河南省售电公司首次参与市场交易，全年共64家售电公司参与双边交易2次，月度集中撮合2次，总计成交电量140.39亿千瓦时，占比河南省2017年总交易电量的28.10%。截至2019年6月底，在河南省电力交易中心公示的售电公司366家。其中2018年，共有135家售电公司8191家电力用户参与交易，成交电量776.0亿千瓦时，占总成交量的70.97%。初步形成了多买多卖的市场竞争格局，激发了市场活力。
2河南省电力改革趋势
从河南省电力改革趋势来看，加速开放、市场化竞争是未来的主旋律，也是各市场主体必须直面和正式的挑战。
2.1市场化交易规模和比例不断提高
2016年，河南省累计开展电力直接交易11次，成交电量270亿千瓦时，其中集中撮合交易成交电量126亿千瓦时，双边协商交易成交电量144亿千瓦时，涉及发电企业36家，电力用户106家。2017年，河南省共开展电力直接交易8次(不包括洛阳中硅、林丰铝电直购电)，其中年度(多月)双边交易共4次，年度集中撮合交易1次，月度集中撮合交易3次。成交电量509.24亿千瓦时，其中双边交易成交电量446.93亿千瓦时，占比87.77%;集中撮合交易62.31亿千瓦时，占比12.23%。2018年，河南省共开展电力直接交易17次，累计成交电量1093.3亿千瓦时。当年全省用电量为3213.44亿千瓦时，直接交易电量占全省用电量的34.02%。新核准煤电机组不再安排发电量，投产后一律纳入市场化交易和市场定价。执行标杆电价的电量将逐年降低。
2.2跨省跨区交易规模不断扩大
跨省跨区交易对推动资源的大规模优化配置作用巨大，符合国家能源战略要求。我国首条1000千伏晋东南—南阳—荆门特高压试验示范工程纵贯全省，已投入商业化运行。通过4回500千伏线路与华中电网相连，1回500千伏线路与华北电网相连，通过灵宝背靠背换流站与西北电网直流相连。如今，河南电网500千伏网架已基本形成梯形网格状结构，220千伏电网基本覆盖全省各县。2018年8月8日，总投资约268.3亿元的青海—河南特高压直流输电工程正式启动，将有力推动两省的能源电力工业创新升级。随着全国跨区跨省电网建设，特别是特高压电网的发展，跨区跨省交易规模快速上升，将成为未来河南电力市场交易的主流之一。如图2所示。
2.3交易规模和交易品种趋向多元化
现有的直接交易、集中竞价交易、跨省跨区交易将进一步扩展，交易时间将覆盖年度、半年、季度、月度等多时间维度。计划电量、双边协商、竞价交易、挂牌交易、发电权交易、辅助服务交易、新能源与火电置换等多种交易模式相互影响、相互制约，交易模式和交易品种趋向多元化。
2.4电力多种市场并存时代即将到来
一是电力现货市场即将到来。广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为首批试点正在有序推进，广东现货市场已模拟运行，近期浙江等省现货市场将试运行。河南省虽未在第一批试点名单中，但随着青海—河南特高压直流工程的完工，河南电力市场亦将迅速进入现货交易中。二是辅助服务市场正在推进。2016年11月东北能监局下发《东北电力辅助服务市场专项改革试点方案》及《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》。这两个文件的出台，标志着东北电力辅助服务市场专项改革试点工作正式启动，同时标志着我国电力辅助服务向市场化迈出里程碑式的一步。近期，河南电力市场也将启动辅助服务市场。
3河南售电市场存在的主要问题
3.1发电背景售电公司市场意识不强
河南电力市场化改革已经4年，虽然发电企业的市场意识有所提高，但对新形势下电力市场的认识，还远远跟不上形势的发展与市场的变化。特别是目前还有一部分基础电量，虽然逐年基础电量在不断减少，但让发电企业感觉还有一定的保障，距离市场还比较远，危机意识、紧迫意识、竞争意识、市场意识还不够强，开拓市场的主动性不足。
3.2售电公司盈利模式单一化
河南售电公司从2017年6月正式进入市场，电改初期，售电公司利用电力用户和发电企业之间的信息不对称，通过自己所联系的电厂侧资源进行购电议价，利用河南火电装机容量过剩的现状，让作为买方的售电公司拥有一定的议价权，压低火电利润。大多数售电公司与用户签订长协合同，合同中约定了合同电量、合同电价或者分成模式。目前河南售电公司仅通过赚取差价作为盈利模式，盈利手段较为单一。
3.3售电公司专业化人才匮乏
河南省电力交易市场中售电公司用户数量和电量已初具规模，但大部分售电公司人员市场开拓能力不足，业务知识储备不充分。同时，售电人员培训培养机制尚未建立，现有售电人员不适应快速发展变化的市场营销环境。特别是现货市场的到来，售电工作更加复杂，对市场及交易规则研究人员、大客户维护人员、交易报价人员等的素质要求更高，未来河南售电市场将围绕电量规模、交易水平、偏差电量风险管控、服务水平、专业能力、增值服务等方面开展，售电市场将进一步洗牌分化。
3.4售电公司信息系统建设滞后
目前河南省交易中心要求所有新进入市场的售电公司必须提供拥有售电管理平台的支撑材料，但是多数售电公司仅初期开发或租赁售电平台，根本没有深入开发和利用其真正的价值。在缺少售电平台建设的情况下，大量的营销数据的统计分析工作需要人工开展，手动完成，工作效率无法满足市场快速变化分析需要，售电公司迫切需要建设与售电规模相适应的信息系统和客户服务平台。
3.5售电公司增值服务开展不充分
随着河南电力市场的逐步放开，将使售电公司仅通过购售电价差盈利的运营方式发生彻底性改变。在市场化环境下，各售电公司为了吸引更多的用户，将会提供与电力消费密切相关的各种增值服务。目前河南省内售电公司开展增值服务种类少，吸引力有限。由于独立售电公司大多是轻资产运作，几十个人就成立一个售电公司。没有发电资产，连保障供电稳定的能力都没有，增值服务更无从谈起。独立售电公司能力有限，拥有发电背景的售电公司也缺乏动力，综合能源服务的热度并没有想象中的高，用户侧对与类似用能咨询服务的认可程度也低于预期。
3.6偏差电量考核将成为售电公司核心竞争力
根据2019年年初发展改革委下发的《关于印发河南省电力市场交易规则(试行)的通知》(豫发改能源〔2019〕4号)中要求，“2019年1、2、3月先执行预偏差考核。预考核期间，只通知相关主体偏差考核结果，不征收费用”，由于多数售电公司没有售电平台及智能化信息采集系统的支撑，目前售电公司仅靠人工与用户进行沟通。
4售电公司应对当前市场的策略
4.1发售一体化公司应大力整合资源
发售一体化售电公司应以发电集团利益最大化为原则，增强集团内部资源全局配置与协同能力，统筹协调内部单位利益，整合内部资源，建设适应市场、资源协同、运行高效的市场营销组织体系与服务支撑体系。各发电集团应通过加强管理力量，重构管理链条，建立统一的省级售电公司，统一调度统筹协调地方公共关系、电力市场用户开发等事宜，发挥协同作用，使集团内部在一个省内只有一个声音，避免省内多家二级单位内部竞争和力量分散，实现集团利益最大化。
4.2积极打造售电专业人才
首先，售电公司应加强营销队伍管理，实现全员售电基础知识全覆盖，细分售电专业有针对性地进行培养。同时，树立全员营销理念，当任何员工与电力用户发生联系时，便产生了市场营销的机遇，在获得用户的关键信息后可以促成营销岗位人员进行对接，将其转化为购售电用户。其次，建立一套适应市场的市场化用人机制和激励机制来确保吸引人才、培养人才和留住人才，重点加强对市场研究、交易报价、调度交易协调、生产计划衔接、大客户维护、用户增值服务等岗位专项培训。把售电公司营销人员打造成熟悉交易规则、具备金融基础、了解电网运行和区域负荷特性的专业电力交易人才。
4.3加强售电信息系统开发与应用
随着河南电改进程的不断推进，电力交易规则越来越复杂，电力交易中心的规范和约束越来越细致，省内售电公司必须选择一套可靠的售电系统来协助业务的开展。售电信息系统应包括:客户档案、售电合约、购电交易、电价套餐、电费计算、收费管理、网上营业厅、移动应用、辅助决策、能效管理、需求响应、设备监控等业务模块，售电信息系统应可以帮助售电公司实现售电营销、数据采集、偏差管理、负荷预测、售电流程、财务结算、风险控制等需求，并且同时能帮助售电公司用户实现能效监测、能效分析、电能质量分析、节能分析、企业能效管理、数据管理等要求。
4.4不断创新增值服务
4.4.1节能效益分享型
对于用户节能替代、节能改造等项目，由售电公司提供资金和全过程服务，在用户配合下实施节能替代项目，在合同期间与用户按照约定比例分享节能收益;合同期满后，项目节能效益和节能改造等所有权归用户所有，用户的现金流始终为正的。这种模式的关键在于节能效益的确认以及收益年限是否合理。
4.4.2开发分布式能源增值服务
输配一体化的售电公司可以开展包括建设区域分布式能源网络，［1］租赁企业和住宅小区屋顶资源，投资建设分布式光伏电源，降低园区或社区配套投资成本;建设产业聚集区电动车充换电服务网络，提供电动车充换电服务，为用户制订最优充电计划。另外，可以开展能源二次回收利用，根据产业园区或企业所在地理位置和企业定位，选择匹配的热源站，综合利用水源、热源、空气源和企业生产热源，实现用户供热、冷服务，为企业提供能源利用率最高的用能组合策略。
4.4.3深挖用电数据提供节能增效服务
售电公司通过帮助用户安装智能电表，获取用户的用电数据，甚至是用户单个用电器的能耗数据形成用户用电行为的基础数据，通过售电公司的售电平台为用户提供定制化的用电数据查询和用电模式分析，并提出节能增效建议，为用户提供节能增效方案的咨询服务。
4.4.4利用自身优势为企业提供设备维护服务
售电公司应利用自身在电力行业的自身优势，为不同的用户提供免费或有偿的设备运维服务，提供变压器年度设备预防性试验、继电保护装置实验和安全隐患排查等技术服务。售电公司与用户免费维护期满后执行优惠价格，服务仅收取基本的成本费用。另外，发电企业背景的售电公司可为用户提供安全用电管理、倒闸操作、故障处理及应急演练等专业电气培训。
4.4.5深挖售电平台潜能实现
“物联网+”伴随着互联网环境下的电力消费模式的实施，售电公司的用户数量不断攀升，用户所在行业不断增加，用户通过所签售电公司的售电平台，将产生海量的数据和流量，依托庞大的用户群体将形成广告、搜索、生活、社区、培训、投资信息等传统互联网增值服务。
参考文献:
［1］国网河南省电力公司经济技术研究院.互联网+智慧能源［M］．北京:中国电力出版社，2017.
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电力化市场交易范文2
关键词:新能源;电力市场;应对策略
在新能源装机规模不断扩大、开发成本不断降低、电力市场化改革不断推进的形势下，新能源参与电力市场是必然趋势。2022年1月18日，国家发展改革委国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改［2022］118号)明确要求新能源应逐步参与电力市场。参与电力市场后，新能源发电企业生产经营方式将发生根本性转变，由过去保量保价消纳，逐步过渡到保量不保价，最终到不保量不保价，电量电价完全由市场竞争形成。电力市场化改革对新能源发电企业提出了更新更高的要求，如何更好地参与电力市场，保持自身竞争力，主动适应新形势下电力市场化改革的需要，成为其生产经营急需解决的问题。国内学者对火电、水电如何参与电力市场的探讨较多［1－4］，对新能源如何参与电力市场的研究较少。本文对新形势下四川新能源发电企业如何参与市场进行深入思考。
1四川电力市场基本情况
1.1四川电力系统主要特点
1)装机以水电为主，径流式电站占比高。截至2021年四川省调水电装机4385万kW，其中径流式电站装机约2893万kW，占比约66%。2)电力供应呈现“丰余枯缺”的特点。四川水电以径流式为主，调节性能差，丰枯期出力差异大，电力供应呈现“丰余枯缺”的特点。丰水期水电富余存在弃水，需要外送。枯水期电力供应不足，需大量外购。3)不同电源之间成本差异大。火电与水电之间，不同投产时期、不同调节性能，水电之间成本差异大。
4)网架结构薄弱。四川水电主要集中在凉山、甘孜、阿坝、攀枝花、雅安等西部地区，这些地区与主网的联系较为薄弱，送出受限，丰水期容易出现成都高负荷地区缺电、但水电仍在弃水的现象。
1.2四川电力市场结构
“中发9号文”下发后，四川积极推进电力市场建设，结合四川特点，经过近年来的探索，建立起以中长期交易为主、现货为辅的电力市场体系。四川电力市场包括省际市场和省内市场，具体结构如图1所示。省际间市场包括省际间中长期市场和省际间现货市场。主要在汛期开展，由水电企业参与。省内市场包括省内中长期电能量市场、省内现货电能量市场、省内辅助服务市场。其中，省内中长期电能量市场包括常规直供电、战略长协、富余电量、水电消纳示范区、电能替代、水火关停补偿交易等诸多交易品种。主要由水电企业参与，火电企业发电量按一定比例配给市场化用户，不直接参与交易。省内现货电能量市场包括日前电能量市场、实时电能量市场，非弃水期火电参与，弃水期水电参与;省内辅助服务市场交易品种包括火电短期备用辅助服务和AGC调频辅助服务市场。
1.3四川电力市场存在问题
1)交易品种繁多。四川电力交易品种包括常规直供电、战略长协、富余电量、水电消纳示范区、电能替代、水火关停补偿交易等诸多交易品种，各交易品种交易限价、交易方式、输配电价均不相同，使交易复杂。2)价格信号失真。由于水火并未同台竞价，交易最高限价过低，水电枯平期以不弃水为原则进行调度、超发结算价格偏低等原因，市场交易价格并未充分体现电力供求关系，价格信号失真，水电企业降价幅度过大，普遍亏损。3)政策变动大。近年来，四川电力市场规则每年均有较大变动，政策延续性较差，很难形成稳定的市场预期，增加了各市场主体参与交易的难度。
2四川新能源参与电力市场情况
2.1参与市场现状及趋势
市场化比例方面，截至2021年底，四川新能源装机约700万kW，占省调装机约10.6%，比重较小。2022年以前，新能源全额保障消纳，未参与市场，全部电量按批复上网电价结算。2022年，新能源部分电量参与市场。根据四川省2022年度总体交易方案，新能源超过保障利用小数以外的部分参与电力市场。其中，风电保障利用小数为1800h，光伏保障利用小数为1300h。为匹配新能源发电能力在年内的分布，又将保障利用小数按6.5∶3.5的比例在枯水期(1－4月，11－12月)和丰水期(5－10月)进行分配。按照2021年新能源实际发电量测算，新能源市场化比例约14%，随着新能源开发推进，其装机规模将越来越大，保障利用小时数将逐步降低，市场化比例将越来越高。交易主体及品种方面，根据四川电力市场交易规则，除分布式及扶贫项目外，其它新能源项目均应参加电力市场。与水电同台竞争，可参与除水电消纳示范区和水火关停补偿交易外的其它所有交易，各交易品种限价范围也与水电相同。交易组织方面，新能源可参与年度和月度交易。年度交易于每年年初组织，周期约两周，平台集中交易和双边协商同步开展。年度交易结束后，交易中心开展合规校核，校核掉的指标通过平台集中开展年度转让和拍卖交易。月度交易包括事前和事后交易。事前交易每月开展5－7次，交易方式为平台集中交易。交易执行方面，新能源月度发电指标由市场电量和优先电量两部分构成，优先电量即为保障性利用小数以内的电量。该部分电量在维持水期优先总量不变的前提下由新能源发电企业根据自身发电能力在月度间进行滚动平衡。市场电量即在年度和月度市场成交的该月电量。与水电枯水期不弃水、丰水期按发电指标进度一致安排发电不同，目前由于四川新能源占比较低，新能源虽参与了市场，但在调度执行层面，全年仍以不弃风不弃光原则安排发电。未来，随着占比不断提高，新能源调度方式将逐步过渡到按发电指标进度一致安排发电，竞争将更为激烈。考核结算方面，新能源按结算月(上月的26日至本月的25日)统计实际上网电量，进行电费结算。优先结算优先电量、结算价格为批复上网电价，后结算市场电量、结算价格为其该月市场化交易均价。实际上网电量超出月度发电指标部分为超发电量，少于月度发电指标则为欠发电量。超发电量在发电企业省内市场交易合同电量2%及以内部分，按其省内市场交易合同加权均价结算，且免于支付偏差考核费用。超发电量在2%以上的部分，丰水期(6－10月)不予结算、并按0.0211元/kWh支付偏差考核费用，平水期(5，11月)按0.1836元/kWh结算、枯水期(1－4，12月)按0.2771元/kWh结算。欠发电量在发电企业省内市场交易合同电量2%及以内的部分，免于支付偏差考核费用，欠发电量在2%以上的部分，丰水期按0.1057元/kWh、平水期按0.1669元/kWh、枯水期按0.2078元/kWh支付偏差考核费用。
2.2参与市场存在的问题
1)新能源参与市场机制有待进一步深入研究。目前，四川新能源占比较低，市场规则以水电为主体进行设计，新能源仅试探性地参与市场，还未参与现货和省间外送。随着新能源开发的不断推进，尤其随着水风光一体化项目的开发建设，新能源将成为重要的市场主体。与水电、火电等电源相比，新能源出力具有波动性和间歇性，必须就新能源大规模接入后其参与市场机制做深入研究，才能保证市场的健康稳定运行。2)营销体系不健全。新一轮电改已深入推进，四川已建立了较为完备的电力市场体系，但新能源之前一直全额保障消纳，进入电力市场时间较晚，与其他发电企业相比，不熟悉市场规则，市场意识淡薄。电力营销组织结构不健全，职责职能划分不清晰，不能很好满足市场化发展的需要;电力营销管理制度不健全，交易决策和电费结算等重要业务环节流程不规范;缺乏专业的电力营销人员，影响电力营销工作的高效开展;缺乏有效的激励机制，影响电力营销人员的积极性。3)专业能力不足。对新能源参与电力市场机制及规则研究不深，不能很好引导电力市场的健康有序发展;不能准确把握电力供需形势，发电功率预测不准，交易策略制定存在极大困难;市场开拓晚，缺乏优质用户;市场营销与电力生产之间的信息共享，不及时不充分，不能很好适应市场的快速变化。
3提升市场竞争力的思考
3.1增强市场意识
随着装机规模的不断增加，新能源进入电力市场已势不可挡。新形势下，一是要密切跟踪新能源相关政策变化，加强政策学习研究，加强政策宣贯，积极做好应对;二是要增强市场意识，将市场意识贯彻新能源的全生命周期，从开发、建设到生产经营，通过主动控制项目全生命周期的成本，打造企业核心竞争力。
3.2建立营销体系
根据企业实际，科学设立营销组织结构;做好工作界面划分，明确职责分工;在深入调研的基础上，制定企业营销决策流程，规范管理，提高市场决策的效率及风险管控能力;建立市场营销与电力生产环节之间的信息共享机制，及时交互生产和市场信息，实现对市场变化的快速反应;探索建立市场化的用人机制。
3.3打造营销队伍
采用多样化的手段，打造一支专业能力过硬的营销队伍。①多参加培训学习，掌握最新政策;②多对外调研交流，汲取先进经验;③多开展实际业务，不断积累实战经验;④多提炼总结，不断提升业务水平。同时，未来电力市场将越来越专业化，企业应尽早吸收和培养相关人才，为全面参与市场做好人才储备。
3.4提升专业能力
1)加强新能源参与电力市场机制和规则的研究，积极反映相关意见建议，引导电力市场健康有序发展。2)提高发电出力的可控性。新能源发电出力具有间歇性和波动性，增加了其参与电力市场的难度和风险，要密切跟踪新技术、新方法不断提高发电功率预测水平，同时合理配置储能，多措并举，提高发电出力的可控性，提升市场竞争力。3)加强交易策略的分析研究。密切跟踪供需形势变化，深入研究电力政策，与企业其他电源类型统筹协调，以企业利益最大化为目标，合理制定交易策略。4)加强客户管理，开拓电力市场。探索利用代理制、居间服务等方式和手段，开拓市场。利用新能源的绿色价值，争取用户。定期回访客户，增强用户粘性。5)创新营销思路，拓展业务范围。积极参与碳市场、绿证和绿电交易，充分发挥新能源的环境权益价值，最大化企业利益。
4结语
为不断提升市场竞争力，新能源企业必须要深刻认清面临的形势，牢固树立市场意识，加强电力营销体系建设，打造一支强有专业化的电力营销队伍，提升电力营销能力水平，开拓创新，主动适应新形势下电力市场化发展的需要。
参考文献:
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电力化市场交易范文3
关键词：低碳经济；碳排放；交易市场
0引言
2020年9月22日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上指出：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳(CO2)排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。同时，为落实党中央、国务院关于建设全国碳排放权交易市场的决策部署，根据国家有关温室气体排放控制的要求，2020年12月31日，生态环境部公布了《碳排放权交易管理办法(试行)》，自2021年2月1日起施行，这意味着我国按下了减碳的加速键、按下了碳排放市场建设的加速键。但受我国经济发展起步较晚的影响，与发达国家相比，目前我国的碳排放交易市场建设相对滞后，部分行业还需转型升级才能满足国家关于碳排放的控制要求。电力行业是我国国民经济最重要的能源供应行业。随着我国经济的不断发展，电力需求不断增长，如何解决发展与减排之间的矛盾，成为当前电力行业需要思考的重要问题。在全球气候变暖的背景下，发展以低能耗、低污染为基础的“低碳经济”已成为全球热点。通过借鉴国外发达国家的经验，建立碳排放交易市场有助于我国2030年碳中和目标的实现。电力行业作为我国CO2排放的第一大行业，2019年CO2排放量在我国碳排放总量中占比超过40%，因此其是碳排放市场的重要参与者，是控排方面的高度关注行业。2021年1月1日，全国碳市场发电行业第一个履约周期正式启动，首个履约周期到2021年12月31日截止，涉及2225家发电行业重点排放单位。火电企业如何在电力和碳排放交易双重市场竞争中实现高质量的发展，压力与挑战并存。
1低碳经济下我国的碳排放交易市场分析
历经了10年发展，我国的碳排放交易市场已建立了碳排放监测报告与核查制度、碳配额管理制度和市场交易制度3项核心制度和碳排放数据报送系统、碳排放权注册登记系统、碳排放权交易系统、碳排放权交易结算系统四大支撑系统，为在全国范围内开展碳排放市场交易奠定了基础。2020年，我国八省市试点碳市场共成交配额约5683万吨，总成交额约15.62亿元。广东碳市场配额交易量和交易额继续领跑试点碳市场，2020年共约成交3154.73万吨配额、占试点总成交量约56%；完成80377.74万元成交额、占试点总额的半数以上。2020年试点碳市场平均碳价最高的是北京为91.81元/吨，最低的是福建为17.34元/吨，而其余六省市的碳价则落在20～40元/吨[1]。
1.1拥有明确的政策体系。2010年10月10日，国务院下发《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》(国发〔2010〕32号)，文件中明确提出要“加快建立生产者责任延伸制度，建立和完善主要污染物和碳排放交易制度”。该文件对碳排放交易市场的建设提供了依据和政策支持。2011年10月29日，国家发展改革委办公厅下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准在北京、上海、天津、湖北、重庆、广东和深圳七个省(市)开展碳排放权交易试点工作，为后期“在全国建立统一的碳排放交易市场”做好准备。不同的地区根据自身的经济发展制定了更加明确的措施，对交易情况制订了相关的管理措施，结合地区的产业发展情况，对登记注册系统进行了优化，根据碳排放交易市场的相关要求，制订了相关的核查、管理规则，从地方出发推动碳排放市场的正常发展。在碳排放交易市场进行一段时间的试运行和发展后，各地区又结合实际的发展情况，对各项交易数据进行分析，优化分配方式和管理办法，维护碳排放交易市场的平稳运行[1]。生态环境部分别于2020年12月29日和30日下发关于印发《2019—2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业)》《纳入2019—2020年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》并做好发电行业配额预分配工作的通知、《碳排放权交易管理办法(试行)》，全国碳市场第一个履约周期正式启动。至此，我国已基本建立了碳排放交易市场完整政策体系[2]。
1.2根据地区实际情况确立范围。碳排放交易市场的发展对于推动低碳经济发展有着重要作用，而碳排放交易市场覆盖的范围决定着国家和城市在减碳方面的工作方向。不同的碳排放交易市场在设计过程中会结合城市的实际发展情况，对城市的发展行业进行包含，这将对碳排放交易市场的配额和整体交易情况产生直接的影响。2019年，我国7个试点区域的碳排放市场交易配额达到11.66亿吨，广东、上海和湖北是配额量最大的3个省市，且线上的配额量达到了2187万吨，平均成交价在35.39元/吨。在行业的覆盖中，各个碳排放交易市场都将能源生产行业和高碳结构的行业纳入了控制排放的监管范围。电力行业因CO2排放总量大，被列为全国碳市场第一个履约周期，率先在全国开展交易。同时，不同地区因在工业方面的发展具有一定的差距，城市的工业结构也有所不同，因此对碳排放交易市场覆盖的范围进行了进一步的优化，对建筑行业、服务行业、港口业等进行包含和覆盖，进一步优化了减排情况，推动了低碳经济的发展。
1.3免费分配为主要分配方式。碳排放交易市场的发展因碳排放总量的变化而变化，而碳排放总量的变化对碳配额总量的设置起着决定作用。不同城市的碳排放交易市场在设置配额总量时，会根据城市发展状况、经济发展方向以及不同行业发展过程中消耗的能源情况进行设置，从多个方面出发，对配额总量进行协调。目前我国碳排放交易市场主要采用的分配方式为免费分配，但配额分配方式共包含3种。除免费分配外还有拍卖分配和混合分配。免费分配需要不同地区根据实际情况，将碳核算作为基础制定相应的目标，在市场主体中进行免费分配配额。我国在排放配额的初期主要施行免费分配方式，在后期逐渐加大有偿分配的占比，以此促进国家在减碳方面的建设[2]。广东在碳排放交易市场中针对不同行业进行不同比例的配额有偿分配尝试，2020年度碳排放交易市场中电力企业免费配额比例为95%，钢铁、石化、水泥、造纸企业的免费配额比例为97%，而航空企业则100%免费分配，探索在同一碳排放交易市场下对不同行业的节能减排力度进行调整，以更好地发挥碳排放交易市场推动行业低碳转型目标达成的作用[3]。
1.4自主形成碳定价。我国在各地区的碳排放交易市场逐渐形成后，开始了相关的场内交易，并且根据交易的实际情况，形成了一定的碳定价。随着我国碳排放交易市场的不断发展，不同区域的市场之间有着一定的差距，但是自身都保持着有效性。通过对2018—2019年试点区域交易数据进行分析可以发现，2019年碳排放交易市场累计成交量和成交额较2018年同比分别增加了11%和24%，广东碳排放交易市场配额总成交量和总成交额位于试点区域首位，北京碳排放交易市场成交均价最高达到了83.27元/吨，广东和湖北碳排放交易市场较活跃。各地区因节能减排成本、市场供需关系、配额发放的宽松程度等一系列因素，结合区域特点自主形成了碳定价。
2碳排放交易市场对火电企业的影响
2021年，发电行业作为市场主体参与全国碳市场第一履约周期的正式启动。随着碳排放交易市场的不断发展，免费配额比例将逐步降低，有偿分配的占比将逐步提高，同时在“30/60目标”的推动下，碳排放交易市场的压力传导机制将逐步显现，碳价将趋于更加合理区间。火电企业将面临较大的压力，一是在火电减排潜力越来越小的情形下，碳排放交易市场将进一步提升火电机组的运营成本；二是将加速效率低、能耗高、落后的小机组的淘汰和关停；三是火电机组利用小时将进一步下滑，通过机组灵活性改造后，将更多地参与电力调峰市场；四火电机组要实现长期二氧化碳的深度减排，要积极探索研究碳捕获与封存(carboncaptureandstorage，CCS)技术应用，即探索研究在火电机组中加装CCS装置实现低碳化；五是碳排放权因其稀缺性而形成一定的市场价格，具有一定的财产属性，是继现金、实物和无形资产后又一新型资产类型。但目前，火电企业都暂无专业的碳资产财务人员来核算和管理碳资产[4]。
3火电企业在碳排放交易市场中应对策略
3.1加强政策研究，完善体制机制。一是火电企业作为同一市场主体参与电力市场和全国碳排放交易市场，要加强政策研究，紧盯区域及国家配额分配方案，积极开展碳盘查工作，掌握主动[5]；二是要健全和完善企业内部组织机构，明确细化职责分工，建立碳管理各项规章制度；三是要结合企业生产经营情况，准确评估碳排放情况，结合配额指标，制定企业利益最大化的碳排放市场交易策略。若企业当年获得的配额指标高于实际排放量，富裕的配额指标可以在碳排放交易市场进行出售，为企业创造效益；四是若企业当年获得的配额指标低于实际排放量，则应选择时机在市场中储备一定的CCER(中国核证自愿减排量)，降低企业的清缴成本。CCER是全国碳市场的补充机制，2021年2月1日起施行的《碳排放权交易管理办法(试行)》第二十九条规定：“重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%”。从试点区域碳排放交易市场交易价格分析，CCER价格总体上低于配额价格，因此可以降低企业成本。
3.2通过技术改造或掺烧生物质燃料。全国碳排放交易市场在运行初期，因配额分配总体充足，企业履约压力增加不明显，随着全国碳排放交易市场覆盖行业逐步增加和“30/60目标”的驱动，预计碳排放配额指标将会逐步收紧，火电企业的履约压力将逐步增加。火电机组要通过提升发电效率、参与深度调峰市场、掺烧生物质燃料等方式降低碳排放量。一是结合区域热力市场需求适时将纯凝机组改为热电联产机组，提升发电效率，降低碳排放量。若是供热机组，应积极开拓供热市场增加供热量，提升热电比，降低碳排放量。二是预计未来一段时间内，我国仍将存在大量高参数、大容量、低排放火电机组，其任务主要是承担基本负荷、满足电力市场调峰需求和供暖需求，因此需要对现有机组进行灵活性改造。大型、高效火电机组在进行灵活性改造后，作为主要调峰电源参与调峰辅助市场服务，其年度发电量会降低，尽而其排放量也会随之降低。三是火电机组要积极开展掺烧试验，通过掺烧生物质等燃料替代来降低碳排放量。生物质燃料源自生物质，其在生长过程中有效吸收了大气中的CO2，在作为燃料或工业原材料过程中，虽然一般会再次把CO2排放到大气中，但从生命周期的角度看能够实现CO2的净零排放，即所谓的“碳中性”。因此火电机组掺烧生物质燃料的比例越高，可实现碳排放总量大幅下降。
3.3通过CCS技术助力火电机组实现低碳化。CCS技术是指将CO2从工业或相关排放源中分离出来，输送到封存地点，并长期与大气隔绝的过程，这种技术被认为是未来大规模减少温室气体排放、减缓全球变暖最经济、可行 的方法。在“30/60目标”的驱动下，火电企业要想实现长期深度减排，CCS技术将发挥重要作用，CCS可以捕获90%的碳排放量，在燃煤电厂加装CCS装置将可实现煤电机组的低碳化。随着国华电力公司15万吨/年燃烧后碳捕集和封存全流程示范项目开工和我国首套1000吨/年相变型CO2捕集工业装置在华能长春热电厂已于2020年11月成功实现连续稳定运行，预计未来CCS技术将与火电产业实现深度融合，助力火电机组实现低碳化。
3.4加强培训和引导，提升员工应对碳排放交易市场能力。火电企业在碳排放交易方面需要聘请专业的培训机构对我国碳排放交易市场的发展历程、相关政策及对企业的影响开展全员培训，提升员工低碳意识，树立低碳生活理念。例如下班时关闭所有电源、减少使用传真打印机、夏季将空调温度设为26℃、尽可能少的使用塑料袋及一次性水杯等。同时因碳排放交易市场衍生的碳核查、碳交易、碳会计、碳审计、碳资产管理等工作专业性较强，需要安排涉及该工作的员工进行专项培训，培养碳市场的专业人才，提升企业应对碳排放交易市场的能力[6]。
4结语
电力化市场交易范文4
关键词：电改；发电企业；营销；应用措施
一、电改后发电侧市场简况
2018年，全国发电量增速稳步提升，市场交易电量比例进一步加大，成交价格因煤价攀升较同期出现降幅收窄。全国热电协同成效显著，电网辅助服务收益持续向好。但部分区域火力发电企业受电网线路检修、备用时间长、非计划停运、环保排放等因素影响，出现不同程度的损失电量；新能源企业受区域装机过剩、消纳困难、外送通道受限等影响，弃风限电损失仍然较大。虽然电力体制改革已在全国范围内全面开展，但受区域市场准入进度迟缓影响，部分区域售电公司仍在交易中心和经信委备案公示阶段，未实质性参与市场交易。发电企业所属售电公司在市场拓展能力、内部协调能力方面还有待进一步提升，需在今后采取有效措施加以改进提高。2019年，从全国经济形势来看，供给侧结构性改革扎实推进，经济由高速增长转向高质量发展阶段。从电力行业来看，全社会用电量继续保持平稳较快增长，装机投产容量受国家调控政策影响，增速落后于用电量增速。随着可再生能源电力配额制实施，电力现货交易试点启动运行，市场交易规模持续扩大，清洁能源将打破地方垄断和区域分割，进一步优化资源配置，实现在更广更大范围内消纳。煤电机组利用小时企稳回升，受煤炭价格高位运行影响，火电企业经营依然困难。新能源企业受市场交易降价、政府附加补贴发放滞后影响，资金流依然紧张。
二、电改应对措施及建议
当前，我国能源行业进入了新旧动能转换阶段，电力市场改革深入推进，面临的形势更加严峻，任务更加艰巨。
（一）全员加强做好市场营销工作的紧迫感和责任感
随着电改的深入推进，交易规模的逐步放开，我国发电侧市场电量占比将很快超过售电量的40%，市场化程度进一步提高。由于发电企业单边降价让利，利润空间被压缩，市场竞争更加激烈。面对新形势、新任务、新要求，发电企业必须认真研究所在区域电力和热力市场形势，正确认识当前面临的矛盾和困难，抢抓机遇，担当作为，树立竞争意识，提升市场驾驭能力；树立协同意识，提升协调管控能力；树立创新意识，提升增收创效能力；树立风险意识，提升市场应变能力，以更加务实的作风，更加有效的举措，更加扎实的工作，开展效益营销、智慧营销、协同营销，全面提高市场营销管理水平。
（二）确保边际效益的前提下全力争取发电量计划
发电企业要在年初发电量计划目标下达前提前谋划，将电量争取作为年度营销工作的重点任务。火电企业要充分利用机组清洁高效、超低排放、供热、电网支撑等优势，加强与省经信委、电网公司的沟通联系，及时了解掌握区域年度发电量调控目标和平衡方案，争取更高的发电量计划指标，确保基数利用小时处于区域可比领先水平。新能源企业要抓住清洁能源消纳、可再生能源配额制实施的有利时机，用足用好政策，争取提高保障性收购利用小时数。水电企业要加强水情分析预测，推进流域梯级调度，合理调控水库水位，加强与电网调度、水利防汛等部门的汇报沟通，优化开机方式，争发电量，提高水能利用率，力争做到不弃水。要坚持量价协同，确保边际利润原则，确保市场电量占比高于参与容量占比，电价降幅低于区域平均降幅，全力提高发电综合效益。
（三）针对企业特征深入研究所在区域电改政策
发电企业要认真分析所在区域电力市场形势，深入研究市场交易规则，跟踪掌握规则调整变化情况，提高政策的敏感性和工作的敏锐性。要针对区域电改政策具体条款，采取有力措施，加强交易环节管理，争量控价，增收创效。选派精干力量，创新方式手段，在交易过程中，及时掌握市场信息，分析交易政策，制定竞争策略，关注对手动态，加强行业自律，掌握营销工作主动权。
（四）做好交易后评价管理工作
发电企业应在每批次市场交易后认真开展后评价工作，与竞争对手比分析不足，与同区域不同所属集团的其他发电企业查找差距，与区域形势比发电市场空间，总结经验，及时纠偏，不断提升市场交易管理水平。创新方式手段，拓展企业盈利空间。
（五）企业内部职能部门间加强内部协作
火力发电单位要加强营销、生产、燃料等部门的沟通协调，合理安排机组检修计划，加强机组运维管理，提升运行可靠性。要按照电网要求积极开展灵活性改造，提高机组调峰调频响应能力。营销部门应发挥龙头作用，加强对机组检修工期、调停备用、配煤掺烧、环保排放等事项的沟通协调，避免因内部原因造成机组出力受阻，减少电量违约考核，形成营销工作合力。
（六）高度关注电价下调风险
为了落实政府提出的一般工商业平均电价降低10%的工作目标，2018年各省区电网公司采取多项措施减税降费，有效降低用户的用电成本，促进地方经济发展。今年，部分省区政府正在着手研究调控发电企业上网电价的政策建议，发电企业需紧密加强与地方政府能源主管部门的沟通，及时了解掌握政策动向，在当前煤价持续高位运行的市场环境下，力争保持上网电价稳定，维护发电企业合法权益。
三、结束语
电力化市场交易范文5
关键词：电力市场；公共事业；服务平台；设计
2015年初，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》拉开了我国电力市场改革的序幕[1]。近年来，国内电力市场有序、健康发展，除中长期交易形式外，国家先后明确了两批共13家电力现货试点省份[2]，市场化购电权主要面向高电压等级的电力客户。2021年，煤电价格暴涨，导致大规模电力供应不足，成为电力市场改革的一针催化剂，根据国家政策要求，居民与农业外的用电侧将全部进入电力市场，随着市场主体数量的剧增，对电力公共事业服务提出了更高要求。
1电力市场服务现状分析
电能消纳的整个周期可以分为发电厂发电、电力网络输送、用户使用三个阶段[3]。未开展市场化售电之前，电源侧上网电价及用户侧目录电价由政府制定，用电价格稳定，电力营销服务主要由电网公司承担。开展市场化售电后，社会资本成立的售电公司通过售电套餐制定代理用户电价，发电企业也可以向直购电用户出售电能。电网公司和电力交易中心分别承担公共事业中的费用结算和入市审核工作[4]，电力公共事业服务面临以下三个方面的转变。
1.1须要提供更细致的量费查询服务
无论是发电企业、售电公司还是市场化的电力用户，电量、账单数据都是十分关注的数据[5]，尤其是开展电力现货交易后，每日的电量曲线及出清电价成为三类市场主体判断盈亏的关键，用电账单更为复杂，通过线下纸质清单传递信息的方式不再满足及时性的要求，急需一个实时、准确的线上数据查询平台。
1.2须要提供更完善的业务办理服务
参与市场化售电后，售电公司和电力用户新增合同签订、异议处理、电量申报等多种业务，发电企业须定期填报保障小时数及确认结算信息。新衍化出的业务更为频繁复杂，且耗费精力。公共事业服务职责更为分散，企业入市出市由交易中心管理，电量电费结算由电网公司负责，服务窗口无法统一。
1.3须要提供更准确的预测分析服务
电力的商品属性得到还原后，交易决策行为将直接影响各方收益发电企业须要进行收益的预测、确定入市比例及发电计划；售电公司开拓市场及制定售电套餐时，须要对负荷特性、价格波动进行充分分析；电力用户须制定自己的用电计划，合理安排负荷时间段，以节省电费。目前，各类主体通过已有的线上平台仅能查询简单的用电信息及交费，业务办理须经常跑腿，数据获取及分析渠道有限。公共事业服务并不能满足以上3个方面的要求，若打造一个功能全面的统一线上服务平台，将极大提高服务的便捷度，提升客户体验。
2电力市场统一线上服务平台设计
统一线上服务平台（以下简称服务平台）的最大特征是服务全部市场主体、功能全面。后台数据源统一，保证客户查询到的数据一致性，有助于减少客户投诉问题，建立客户黏性优势。基于网站和手机App建设支撑发电企业、售电公司、电力用户前端应用，如图1所示，业务服务分为企业主体管理、量费服务、业务办理、辅助分析4个主菜单。
2.1企业主体管理
企业主体管理菜单下的子功能包括：注册、企业绑定、企业档案管理、购售关系管理。客户通过手机号、身份证完成实名认证后可绑定所属企业，发电企业、售电公司、电力用户均属于可绑定的企业类型，绑定过程中须将客户实名信息与后台数据库中的企业联系人信息进行匹配，匹配成功并通过安全验证方可完成绑定。如图2所示，企业档案信息来自企业属地交易中心，服务平台数据库中的企业档案信息与交易中心数据保持同步。完成企业绑定后可针对本企业进行查询、业务办理等进一步操作，企业主体管理菜单下的功能简介如表1所示。
2.2量费服务
服务平台数据库与各省供电公司营销系统直连，通过营销系统间接打通用电采集系统、电费结算系统数据通道，高效获取电量、电费数据相关数据，如图3所示。数据同步以日为周期，实现了最短的T+1延迟，当日用电数据次日可查，保证了数据的及时性。电量服务主要包括：月电量查询、日电量查询、分时电量查询3个子功能。电量服务对于3类客户的区别是：售电公司查询到的是已授权的电力用户电量，电力用户查询到的是自身的用电量，发电企业查询到的是自身上网电量。其中，分时电量是针对现货市场中响应国家信息披露要求，必须提供给客户的一类数据，分时电量精度根据各省采集精度的不同分为：每日96点（15min采集一次电量）、每日48点（30min采集一次电量）、每日24点（60min采集一次电量）3种情况。通过分析历史分时电量数据，为优质用户筛选、现货市场套利、优化用电规律、日前电量预测等提供了可能。电费服务主要包括：账单查询、账单分析、结算单确认、保障小时数填报、结算方案申报及确认等功能，实现各种表单数据线上流转，切实减少客户跑腿。账单分析只对电力用户开放，对交易电价进行还原分析，向用户提供参与市场前后的用电成本对比分析。结算单确认功能对售电公司和发电企业开放，结算单有误，可进行退回操作，确认无误后方可生成最终的账单，账单支持下载及打印。量费服务菜单下的功能简介详见表2。
2.3业务办理
业务办理菜单下的子功能包括：异议处理、签约、解约、电量授权。当售电公司、发电企业或电力用户发现电量或结算账单计算错误时，可申请发起异议处理流程。签约和解约是指售电公司、电力用户、电网公司三方合同的签订和解除，合同签订完成后即代表电网公司将售电权限转移给了售电公司，签约过程采用电子签章，生效后留档。电量授权功能是指由于用电量是电力用户隐私数据，售电公司要查询代理客户的用电数据，须先向电力用户发出授权申请，售电公司可在授权期限内查看代理用户电量，此功能为售电公司获取用户电量提供了合法途径。业务办理菜单下的功能简介详见表3。
2.4辅助分析
辅助分析菜单下的子功能包括：电量预测、负荷特性分析、套餐收益测算、申报偏差分析等功能。目前，我国电力市场仍处于初步发展阶段，交易规则较为复杂，辅助分析功能为客户提供拓展分析结论，降低电力市场参与门槛，间接促进电力市场繁荣。电量预测是最基础的辅助分析功能，结合工作日、节假日等不同基础数据，对未来日、月、季度、年度电量分行业和地区进行预测，为售电公司年度交易合同签订和现货市场日前电量申报提供决策依据，为发电企业制定发电计划及转让发电权属提供参考。平台提供移动平均、指数平滑两类基础算法以及递归神经网络人工智能算法供选择，客户可比对得到最准确的预测结果。其他辅助决策功能简介请见表4。
3效益分析鉴于
目前电力市场公共服务职责拆分，暂未有统一的服务平台，通过该规划设计，将数据查询、业务办理等基础服务与预测分析类拓展服务在同一渠道提供，为客户提供便利，同时占据市场优势。
3.1市场前景
2020年国家电网公司范围内市场交易电量占公司总售电量比重首次超过一半，相比2016年增长2.8倍，累计注册的各类市场主体已突破52万家，随着工商业用户允许进入市场，潜在客户基数更为可观。通过对山东、河北、山西、江苏售电公司及参与市场化交易的电力用户抽样调研发现，90%的售电公司对该平台规划表示认可，超过50%的售电公司愿意作为试点种子客户，几乎全部电力用户表示对该平台设计认可，上线后愿意进行使用测评。
3.2经济效益
服务平台可拓展会员服务费、增值服务费、广告收益费等盈利模式，根据2020年公开招投标统计信息，约60%的市场主体愿意付费购买交易核心服务，平台建设成熟后即可考虑进行市场化转型。
3.3社会效益
电力化市场交易范文6
关键词：发电厂；市场改革；营销管理
近几年来，受到多种因素的影响，电力紧缺现象日益凸显，对发电厂效益提升产生严重的制约。同时，电力营销工作也逐渐受到发电厂的关注和重视。为了保证发电的稳定性，国家出台了具体的发电调度办法，为发电厂进行营销管理提供了稳定的基础。在电力市场改革背景下，加强营销管理已经成为发电厂的主要工作内容。
一、发电厂电力营销管理现状
电力营销简单来说就是电力企业通过生产、输送等多种不同的方式实现电力产品价值的组织和交换，已获得电力企业需求的一种社会服务过程。电力营销包括多方面的含义，首先电力营销具有交换功能，兼具社会与管理属性，可以满足发电厂的需求和欲望。电力营销在社会发展中，最为主要的作用就是缓解生产与消费之间的矛盾，满足社会成员对于电能的需求。随着社会经济的不断发展，我国对于电力的需求逐渐增加，为发电厂带来了巨大化的经济效益，以往的发电系统已经难以满足人们的实际需要，所以为了充分适应时展变化，发电厂必须全面进行改革。改革不仅包括技术，还需要对管理进行合理的改革，而电力营销则是改革的重点内容。我国在发电厂发展过程中给予了最大化的支持，使发电厂改革拥有了稳定的基础，而电厂也逐渐意识到只有加强电力营销管理，才能满足电力发展需要。
二、电力市场改革背景下电力营销管理存在的问题
在电力企业改革背景下，发电厂需要对电力营销中存在的问题进行全面的总结和分析，制定科学的营销策略。
（一）没有专业能力强的电力营销人员。发电厂在进行电力营销时，营销人员是最为主要的因素，并且受到市场经济体制的影响，人才成为发电厂参与竞争的核心竞争力。但是在发电厂中，营销人员并不具备良好的营销素质，甚至许多营销人员并没有进行过任何的培训，对电力营销没有正确的了解和认识，无法应用先进的思想开展营销业务，导致发电厂电力营销始终没有取得良好的效果，而且并没有结合实际发现需要调整营销策略。另外，发电厂还需要完善设备管理、用户开发等方面的细节管理内容。
（二）电力营销管理信息化程度不高。目前，信息化已经成为推动企业改革的重要方式，对于发电厂也同样如此，只有充分应用信息化技术进行电力营销管理，才能满足现实发展需要，但是在一些发电厂中，电力营销管理信息化程度有待提升。一方面，对于电力营销信息化管理没有进行深入的研究，导致信息化管理始终没有落实到实处；另一方面，发电厂对现状过于满意，盲目追随他人的脚步采用信息化管理，导致电力营销信息化管理水平始终无法得到显著的提升，没能发挥信息化产生的作用和价值，比如依托信息技术和大数据技术，可以建立完善的电力营销信息化管理系统，在为发电厂提供数据便利的同时，也会产生一定的安全隐患，导致数据信息完整性难以得到保证。在调查方式、渠道等基本的电力营销管理工作中，并没有采用多元化的方式进行管理，管理范围相对比较狭窄，对数据收集效率提升产生严重的制约。
（三）竞争意识不强。现阶段我国电力市场正处于改革时期，加之受到多种因素的影响，发电厂如果想要在电力市场中取得绝对性的优势，必须不断提高核心竞争力，而电力营销业务是发电厂运行的重要内容，可以准确体现企业竞争力。因此，必须不断加强发电厂电力营销业务管理，但是从目前的发电厂发展现状中可以明确，其并没有树立良好的竞争意识，盲目的认为自身发展已经非常完善，在电力营销管理模式中也没有对管理模式进行合理的创新，所以发电厂发展速度始终无法得到有效的提升，对于电力市场改革的推进产生了严重的阻碍。
（四）没有规范性管理发电厂。对于发电厂来说，财务管理工作非常重要，直接影响着发电厂的生存和发展。而财务管理工作不仅需要负责发电厂日常事务，同时还需要为发电厂作出正确的决策提供准确的依据，所以财务管理是发电厂管理工作的重要组成。然而，许多发电厂都面临着无法规范性管理财务的问题，使财务管理效率逐渐降低，导致发电厂无法准确判断市场，进而对发电厂的投资决策产生不利的影响。（五）电力市场分布不均匀针对于我国的电力市场来说始终存在无法均匀分布电力的问题，这主要是应为人们在日常生活中对电力的需求逐渐增加，经常出现用电量高峰，这就在一定程度上增加了用电不足问题的发生几率，进而破坏变压器，出现停电断电的情况，对人们的日常生活产生严重的影响。针对这一问题，发电厂必须引起重视，制定针对性的措施，促进供电量的提高，但是，仅仅只是提高部分地区的供电量产生的效果非常微弱，对于经济水平有待提升的地区来说，停电断电问题才最严重，一旦发生这些问题，将会使人们的正常生活无法开展。
三、基于电力市场改革的电力营销管理方法
（一）促进电力营销管理工作人员素质提升。首先，电力营销管理人员必须拥有专业的能力，不断加强学习，明确电力营销管理工作责任，强化工作意识，从根本促进建立营销管理工作人员整体素质的提升，并结合实际建立完善的激励机制，使营销管理人员可以主动参与营销管理；其次，电力营销管理人员需要对自身的思想观念进行积极的转变，主动参与电力营销管理培训，拥有长久的工作热情和信心，促进发电厂的发展和完善；最后，电力营销管理者需要对市场竞争环境有及时的了解，提高市场竞争意识，树立正确的服务观念，不断强化自身的营销意识，对思想观念进行有效的创新，建立一支整体素质较强的电力营销管理队伍。
（二）借助信息技术，建立电力数据库。在电力企业电力营销管理过程中，必须对数据库进行完善，特别是在在电力市场改革背景下，只有通过信息化的方式开展电力营销，才能强化电力营销的效果，满足电力发展需要。所以，发电厂必须发挥信息技术的优势，建立完善的数据库，为数据使用查询提供方便，从根本促进电力营销业务效率的提升。另外，还需要配备专门的人员，全面监督和管理数据库信息，避免数据库信息受到影响，保证信息的安全性和完整性。
（三）强化竞争意识、建立完善的电力营销管理体系。如果想要更好地参与市场竞争，发电厂必须树立良好的竞争意识，只有通过竞争才能促进发电厂的发展，从根本提高市场竞争力。因此，基于电力市场改革背景，首先，发电厂需要深刻意识到电力市场改革为发电厂带来的重要机遇，明确以往的电力营销模式已经与目前的时展需要存在差异，必须对电力营销管理方式进行有效的创新，才能充分适应电力改革需要；其次，需要对现有的电力营销管理体系进行完善，在拥有良好的竞争意识后，发电厂必须拥有完善的电力营销管理体系，使营销管理工作可以朝着规范化的方向发展。另外，各部门必须保持实时的沟通，共同探讨和解决问题，使电力营销过程更加完善，促进管理水平的提高。
（四）分时段现货交易。随着电力市场改革的不断推进，分时段现货交易成为电力营销的主要方式。在现货环境下，交易数量和类型逐渐增加，交易的时间逐渐缩短，对电厂企业、交易员工作开展增加了一定的困难。交易员操作会对企业发展和效益提升产生直接的影响。发电企业需要结合实际需要制定合理的发电计划，根据成本和市场自行制定开停机方案，为了保证清价高于成本。需要对现货市场交易规则有清晰的了解，了解每个交易品种特性，培养专业性的交易团队，熟练应用交易技巧展开交易。如果某一地区电价差异比较大，需要增加投入力度建设输电设施，使高价地区可以获取低价地区的电能，由此产生的边际价值等于地区电价的差值。通过比较边际价值和投资成本，明确输电建设具体投资金额。积极鼓励电力消费者减少高电价地区的电能使用量，保持负荷的均匀分布，从而全面提高电网设施利用效率。
（五）制定符合发电厂实际情况的营销战略。对于发电厂来说，制定合理的电力营销策略非常重要，其直接影响着发电厂的且未来发展，所以发电厂需要结合实际制定科学的电力营销对策。在电力营销中决策层是其非常关键的组成，主要就是负责监督和管理其他部门，从而为发电厂营造稳定的工作氛围。此外，决策层还需要制定完善的措施，保证发电厂可以与外部市场保持密切的联系，从而及时了解市场环境变化。各个职能部分在发电厂也占据非常重要的位置，需要承担复杂的工作责任，既需要与决策层保持紧密的联系，又需要进一步了解发电厂的营销策略，以便依据市场环境变化调整电力营销策略，保证电力营销可以满足市场环境需要。除此之外，还需要促进企业营销水平的提升，督促电力营销人员总结工作经验，使其可以更好地完成电力营销任务，减少时间浪费，系统化管理发电厂电力营销工作。
（六）完善全国电力市场。我国不同地区的资源存在较大地差异性，对于这种差异必须引起发电厂的关注和重视，依据实际制定完善的措施缓解这种矛盾，发电厂不仅需要关注经济发达地区的经济情况，也需要对经济水平有待提升地区的用电需求有准确的了解，针对不同用户制定合理的营销策略，以高效利用资源，避免浪费资源，使每一地区的人都能拥有充足的资源保障，为社会创造和谐的用电环境，使市场范围逐渐延伸，完善电力市场，以期获得最大化的经济效益。
四、结论
综上所述，在电力市场改革背景下，发电厂也逐渐发展和完善，其中电力营销管理对发电厂产生最为重要的影响，然而在目前的发电厂营销管理中还存在许多的问题需要完善，只有全面总结和分析这些问题，并通过科学、完善的策略加强管理，才能促进发电厂营销管理水平的提升。因此，在电力市场改革背景下，需要更加重视电力营销管理，并制定完善的营销策略，使发电厂的经济效益可以得到进一步的提升，实现发电厂的持续发展。
参考文献：
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[4]李俊，刘欣彤.基于电力市场改革的电力营销管理探究[J].山东工业技术,2017(24):243.
电力化市场交易范文7
关键词：电力营销；企业管理；发展策略
一、供电企业营销管理现状
目前，电力企业电力营销管理中依然存在很多的问题和不足，如管理模式单一、管理体制落后、管理水平及工作效率低下等问题成为供电企业稳定、健康、长远发展的阻碍。
1.电力企业内外部环境问题
在大数据时代背景之下，电力企业内外部环境在不断的发生变化，从而对其运营、生产管理方式等都带来了一定影响，电力企业在该情况下若要保持不断发展，必须认清时代背景下的内外部环境与形势，必须努力适应当前社会电力发展的新形势。从电力企业外部环境来看，矛盾与问题交织：一是电力市场形势复杂严峻，电力市场供需矛盾依旧突出。另外，随着电力市场改革进度的推进，水电参与市场竞争的形势已不可避免，意味着公司将面临电量、电价，负荷率、利用小时率“双降双低”的风险，将给公司经营效益带来诸多不利因素。
2.电力企业设备体系以及人员体系问题
对于电力企业而言，先进完备的电力设备体系对企业发展是十分重要的。但是，当前的电力设备体系存在诸多问题，难以助力电力企业健康长远发展。随着科学技术的发展，电力企业需要推动企业的数字化、智能化、自动化发展，改善企业的抗风险能力[1]。电力企业的营销人员素质决定了供电企业的服务质量[2]。当前，供电企业都面临着人员素质高低不一，专业技能有限，难以提供高效高质的服务。另一方面，电力企业营销人员的学历水平和专业水平参差不齐，团队协作能力有限，不利于电力企业的发展。
二、解决供电企业电力营销管理问题的对策
为有效应对以上复杂电力市场环境，下一步公司将从以下几个方面开展营销工作：
1.完善制度意识，规范工作标准，强化内部协同，加强队伍建设
坚持制度为上，突出理念引导，明确职责分工，以制度规范营销工作。强化内部协同，继续巩固营销调度专题会议制度，围绕经济运行和抢发电量，牵头组织召开研究水情、营销、发电及维护检修工作，突出问题导向，建立影响发电计划完成的联动响应机制。优化激励方案，根据上级文件要求及时修编电量奖励办法，加强员工营销意识，提高员工“争发”热情，巩固三级营销体系建设。
2.总结经验，查找不足，深挖水电经济运行潜力
在客观预测全年来水情况的情况下，精准营销，加强与电网公司沟通联系，做好电网运行等外部环境的研究分析，科学的进行市场预判，根据负荷预判及时调整营销策略，安排专人分析电力市场环境，及时获取、电网实时负荷信息，提供数据支撑来提高水库优化调度的精确性。依据来水预测及水位控制目标，足额争取月度电量交易计划，加强日前发电负荷的计划管理，实时跟踪月度电量完成情况，做到“日保周，周保月，月保年”，及时纠偏。
3.深入研究电力改革政策，开发增量市场
随着电力改革的不断深入推进，水电将不能继续依靠维持计划电量的现状，参与市场化交易已经不可避免，当前应适当的接触市场，根据前期收集的直供电大用户档案进行细致走访，了解用户需求，提升服务质量，增强企业市场认可度。
4.加强与政府沟通减缓水电参与市场化程度
定期向电网公司汇报、沟通，及时了解电改动向，掌握水电参与市场试点的信息。通过不断地交流，查摆数据，客观分析来水季节性变化、通道送出能力、投资回收率长等因素，突出水电对电网系统调频调峰、安全稳定运行及地区防洪抗旱的不可替代的作用，在一定程度上减缓水电参与市场化竞争的程度。
5.全面加强市场营销
继续加强与地方政府、自治区经信委、能监办、电网调控中心等相关部门的沟通协调。更好的发挥各部门的协同作用，积极落实电网运行方式、检修计划及负荷信息的反馈，客观合理的指导各站经济运行工作。继续强化、巩固流域梯级AGC联合调度的优势作用，继续优化各站负荷分配比例，在保障民生和电网安全运行的前提下，进一步提高经济运营水平。
6.加强电改政策研究，积极应对市场化交易
一方面积极跟踪电力改革进展，加强政策研究学习，促进相关部门制定有利于水电消纳的政策，继续力争减缓水电参与市场化交易进程。另一方面，做好营销人员培训，掌握交易规则，提前熟悉市场竞争的方法。注重培育优质大用电客户并定期走访大用户，做好客户储备工作，建立良好的沟通机制，积极应对市场化交易。
三、结语
供电企业的电力营销管理不仅对电力企业的发展和社会发展等产生深远影响，同时与用户的切身经济利益息息相关，因此必须提高营销人员服务理念，管理意识，提高客户满意度与忠诚度。加强思想教育，大力推进新时代新型营销管理体系的建立。供电企业必须加强对营销管理问题的原因剖析，提出针对性的改进措施，力争快速建立完善的营销管理体系，以求快速为企业长期稳定发展提供坚实的支撑力量。同时，在大数据时代下，电力企业内外部环境也不断发生着变化，从而对其运营、生产管理方式等都带来了一定影响，电力企业必须努力适应当前社会发展的新形势。
参考文献：
[1]姜凤鸣,寇军,王婷.供电企业电力营销管理的现状分析及策略[J].环球市场,2017(23).
电力化市场交易范文8
关键词:内部模拟市场;收入核算;成本核算;电力科研企业
内部模拟市场(简称“内模市场”)的主要内涵是按照市场体系的要求，在企业内部建立起必要的市场，把内部各基层单位作为市场主体和经营实体推向市场，使企业和企业内部各基层单位之间、基层单位与基层单位之间形成相互供应、交换的关系，在市场机制的作用下，让各基层单位达到相对独立经营、自负盈亏、自我约束、自我管理，使整个企业在市场的自我调控下，构建起新的运行机制，从而实现企业优化生产要素配置、降低生产成本、提高生产效率和经济效益的目的［1－2］。电力公司为实现经营机制变革、经营效益提升、资源配置优化，引导公司内部各单位进一步树立经营意识、市场意识、效益意识和竞争意识，开展了以经营电网理念为指引、以价值为核心、以市场化为要求的内模市场建设［3－4］。内模市场在电力公司内部按照市场原则设计了交易主体，并按市场机制细分交易要素，按市场规律核定价格标准，按市场规则确认价值贡献，按市场运行要求调整预算管理，按市场方式开展绩效考核，充分发挥市场对供求、价格、竞争等的调节机制，构建以价值和市场为核心的内模市场体系，促进各交易主体优化资源配置、改善经营活动、积极参与竞争、提高投入产出。电力公司将所属各发供电单位、支撑保障单位、市场化单位全部纳入内模市场，按三种不同类型单位的市场化特性设计运行机制，通过市场定价、有偿服务、业绩考核及有效激励，发挥市场功能，引导各单位优化资源配置、提升运作效率。本文对某省电科院内模市场体系建立及收入成本核算方法进行探讨。
1内模市场核算体系的建立
核算体系建设的主要内容是交易主体、交易对象、交易价格和交易规则等四类市场要素的建立。
1.1明确交易主体
分为支撑主体、管理主体两类市场交易主体。1)支撑主体:包括设备状态评价中心、电网技术中心、电源技术中心三大生产部门。主要交易活动为向公司各业务管理部门和公司内部单位提供支撑保障服务，部分业务对外提供市场化服务(主要包括发电企业和电网基建项目)，向外部供应商采购各类物资与服务。2)管理主体:包括发展安监部、科技部、财务部、党建部、组织部、审计部和办公室七个管理部门，管理主体不直接参与内部交易，根据提质增效要求设计、测算增量效益，纳入部门绩效评价。
1.2确定交易对象
交易对象是指各交易主体提供的产品和服务，既包括对外销售的产品和服务，也包括对内提供的支撑服务(也称为业务活动)。交易对象按照“四可”原则确定:①可交易，即内部市场交易主体之间提供的服务或产品是可以进行交易的;②可量化，即可以用固定单位计量业务活动;③可定价，即可以明确人天投入水平和直接成本，按照一定规则核定价格;④可结算，即可依据佐证材料开展交易结算。按照内模市场要求，梳理各中心和管理部门的业务分类、业务活动、计量方式、分摊动因、佐证材料等，制定了各中心和管理部门的交易对象。经梳理，省电科院支撑主体交易对象划分为试验检测类、技术支撑类、技术监督类、状态评价类、专题研究类、科学研究类、质量监督类、教育培训类、项目管理类、系统运维类、科技情报类、期刊编辑类、管理支撑类和人员借用类14个大类。佐证材料是确定交易对象真实性的凭证，根据交易对象不同，主要包括报告类、材料类、合同类、通知类、工单类和记录类等。报告类是指内部交易事项完成的正式报告，分为专业分析报告和技术报告。材料类是指内部交易事项的完成产出或过程材料，分为方案、制度、会议纪要等。合同类是指内部交易事项确定及完成的协议或合同。通知类是指内部交易事项发起的证明，分为正式通知和内部邮件通知等。工单类是指内部交易事项工作任务传达的依据，包括各专业检修、运维、服务工单等。记录类是指内部交易事项完成情况的信息存储，分为原始记录单和记录汇总表等。
1.3核定业务价格
1)直接取用市场交易价格。对于外部市场业务，由于已经定价对外销售或有合同约定，直接取用该业务当前对外销售价格或合同约定价格为外部业务的价格。2)参考外部市场定价核定。对于内部市场业务，可直接获取外部竞争市场环境下定价标准的业务活动，直接引用外部价格作为业务定价依据，真实量化市场化价值贡献水平。外部价格的获取途径包括:外部市场报价、国家物价部门相关价格规定、电力行业相关价格标准、国网公司相关价格标准等。3)比照成本定价方式测算核定。针对无法取得相关外部参考价格的业务活动，可根据历史业务量、资源投入总量，确认单位业务量的资源投入水平，作为内部定价依据。
2内模市场收入核算
2.1内模市场收入预算编制
1)内部收入:结合历史年度实际收入情况及次年度工作要求，预测业务工作量，匹配业务价格，计算次年内部收入。2)外部收入:预估次年可能取得的外部收入。
2.2内模市场收入结算
内模市场收入结算按月度进行结算。各支撑主体统计上月实际发生的业务量，填制结算单，上报至公司业务管理部门审核，确定后提报至财务部进行匹配价格，计算模拟收入。各管理主体根据财务科目数进行月度结算。
3内模市场成本核算
3.1内模市场成本预算编制
3.1.1支撑主体成本预算编制
1)业务直接成本:根据业务计划工作量，编制业务直接成本预算。2)标准固定成本:在业务直接成本预算编制基础上，根据本单位的人员规模、资产规模等测算标准固定成本。3)专项成本:编制专项费用成本。4)成本费用:汇总标准固定成本预算、业务直接成本预算、专项成本预算，编制成本费用预算。
3.1.2管理主体成本预算编制
按照财务科目数，编制成本费用预算。
3.2内模市场成本结算
内模市场成本结算按月度进行结算。支撑主体按业务活动确定成本核算对象，按照财务科目数进行成本月度结算。管理主体按财务科目数进行成本月度结算。
4经营分析
财务部门按月度根据各中心(部门)收入和成本核算，计算出模拟利润、人均模拟利润和模拟利润增长率，向各中心和部门通报内模市场运行情况，按季度组织开展经营分析评价，促进经营管理水平的提升。对支撑主体，重点分析人均模拟利润进度完成情况和同比增减情况，根据业务活动分析完成资源投入产出情况，分析价值提升空间和提升方式。对管理主体，主要分析成本完成进度和同比增减情况，分析提升空间和提升措施。
5工作展望
该电科院构建了以价值和市场为核心的“三大体系”(内模市场核算体系、考核体系和保障体系)和“两项机制”(内模市场激励机制和提升机制)的内模市场体系，激发了各级员工增利创效的主动性，提升了企业精益高效运营驱动力，促进了各交易主体主动优化资源配置、改善了经营活动。结合目前取得的成效，后续工作展望如下。1)开展内模市场信息系统建设。特别是区块链技术的研究和应用，利用区块链的电子存证、智能合约等技术手段，逐步实现业务活动自动抓取、业务定价公开透明、业务价值自动计算等功能，减轻困扰基层单位的业务量准确核定、审核流程繁琐、业务合理定价及佐证材料收集等难点问题。2)合理优化内模市场业务活动颗粒度。目前内模市场部分业务活动颗粒度过细，在没有信息系统支持的情况下，一定程度上增加了成本分摊及核价的难度与工作量，导致建设重点有所偏离。宜在确保业务活动可计量可价值化的基础上适当合理优化业务活动颗粒度。3)持续深入开展业务活动直接成本梳理及核价工作，合理分摊各项成本费用，为业务核价提供可信可用的基础数据。4)持续开展内模市场考核指标体系修订。结合各中心和管理部门自身绩效管理实施方案开展内模指标体系设计，确定考核指标与权重。
参考文献
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