售电侧放开后电力市场交易面临的风险及对策研究

发布时间：2020-08-01 21:48

【摘要】：按照《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发[2015]9号)》的文件精神,根据《关于推进售电侧体制改革的实施意见》配套文件的改革思路,推进售电侧放开,激发市场活力,将成为电力改革的重点任务和亮点之一。售电侧放开后,售电市场将重构,原先的电网的统购统销被打破。售电市场鼓励社会资本进入,赋予用户自由选择权,这将催生多交易主体,使得售电环节具有完全可竞争的市场属性。在这种市场竞争环境下,电力市场交易状况将变得更为随机和复杂,市场中不确定的因素也越来越多。因此,需要迫切进行售电侧放开后的电力市场中电力交易风险及其对策研究,以便及早采取必要的预防措施和规避措施,尽量避免和减少交易市场上的干扰对各个交易主体带来的各种压力和风险。本文的主要研究内容分为以下两个方面:(1)总结售电侧放开后国外电力交易推行情况和国内交易试点动态,分析售电侧放开后竞争性电力市场交易特点,并以大规模电力集中交易和园区微平衡电力交易这两种竞争性电力市场典型交易模式进行了深入的分析。(2)从发电企业、售电企业、电力用户三个方面对售电侧放开后电力市场交易主体面临的主要风险进行分析,并提出基于大数据交易平台的风险防控预警、电力市场信息增值服务、电力市场交易风险管理机制三大对策适应售电侧放开后电力市场交易风险。本文的主要创新点如下:(1)总结国外售电侧放开后的成功经验,结合国内售电侧改革的试点情况,归纳了我国售电侧放开后竞争性电力市场交易机制和运营特点。(2)结合时代背景,对售电侧放开后的电力市场交易风险进行了初步的探讨,为市场交易主体分析自身所面临的风险行为提供了参考。(3)依托信息化和平台化的技术背景,提出了针对售电侧放开后的电力市场交易风险的三大解决对策,辅助市场交易主体切实提高风险管理水平。
【学位授予单位】：华北电力大学(北京)
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2017
【分类号】：F426.61
【图文】：

电力电量,交易模式,电量,能源

开输配环节以外的竞争性环节电价，“在保证电力供需前的计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，实现电划，将引导开展发电和用户多方直接参与交易[45]。而短易机构实现，“发电企业、售电主体和用电用户将拥有定交易对象、交易电量和成交价格，直接洽谈合同按照支付相应的过网费”[46]。划的放开和用户选择权的放开，将推动电能购销商和代慧园区的开展交易总体类似于大用户直购电交易，是通购电交易的准入门槛。这使得具备一定发电能力却不容和分布式燃机、光伏可以直接参与市场交易。同样，在间歇性和随机性较强的能源供应，由于其弱可控性，也方式，实现能源供给和需求侧信息的对接[46]。统一交易平台，用户可以通过代理商选择能源供应商或。传统的电网则负责交易电量的安全传输以及计划合约-2 显示了随着微平衡交易的展开，电力电量安排的情

分布式发电,效益,来源,电能

利益分摊；③进行环境交易，在碳排放交易市场挂牌出厂空调冷水和生活热水供应价格由政府、能源服务公司，前后电能效益对比如下：原发电商电能效益=余量上商电能效益=微平衡电价×微平衡电量，见图 2-4。

主干电网,电量平衡,微网,交易模式

2-5 主干电网与区域微网电量平衡交易模式效类资源和负荷类资源。能效类资源可则是用户在系统高峰用电紧张时自愿时间从而达到降低用电数量及负荷水平交易，而且可以参与到需求侧响应中，原用户侧支出=目录电价×计划电量；新价×（用电总量－微平衡电量）。能源综合互补，它的落地将会促进能源，其中提出的创新能源服务模式，可电源结构、电网结构、负荷结构，适应

【引证文献】