电力期货上海_上海国际能源期货

中国有多少期货市场

我国目前主要期货市场有6个，上海期货交易所、郑州商品交易所、大连商品交易所、上海国际能源交易中心、中国金融期货交易所、广州期货交易所。



大连商品交易所

成立于1993年2月，主要上市农产品期货、黑色系品种期货、部分化工品种，目前来看，大连商品交易所已开发上市交易的品种有：焦炭、焦煤、铁矿石、棕桐油、豆油、豆粕、黄豆一号、黄豆二号、淀粉、聚丙烯、胶合板、纤维板、鲜鸡蛋、PVC、聚乙烯、玉米、乙二醇、苯乙烯、生猪、液化石油气、粳米共计21个期货品种，以及豆粕、铁矿石、聚丙烯等8个期权工具。

郑州商品交易所

成立于1990年10月，主要上市化工产品，郑商所目前上市交易普通小麦、优质强筋小麦、早籼稻、晚籼稻、粳稻、棉花、棉纱、油菜籽、菜籽油、菜籽粕、白糖、苹果、红枣、动力煤、甲醇、精对苯二甲酸(PTA)、玻璃、硅铁、锰硅、尿素、纯碱、短纤、花生等23个期货品种，范围覆盖粮、棉、油、糖、果和能源、化工、纺织、冶金、建材等多个国民经济重要领域。

上海国际能源交易中心

成立于2013年11月，主要上市能源国际化品种，由上海期货交易所出资设立的面向全球投资者的国际 *** 易场所—上海国际能源交易中心上市的品种有：原油、国际铜、20号胶、低硫燃料油等4个品种的标准合约。

中国金融期货交易所

成立于2006年9月，主要上市股指期货、国债期货等，交易所的交易品种是：沪深300、上证50、中证500、中证1000股指期货;利率类包括：二年期、五年期、十年期国债期货。

广州期货交易所

2021年5月，广期所两年期品种计划获中国 *** 批准，明确将16个期货品种交由广期所研发上市：分别是碳排放权、电力、中证商品指数、能源、化工、饲料养殖、钢厂利润、工业硅、多晶硅、锂、稀土、铂、钯、咖啡、高粱、籼米。

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欧美天然气价格冰火两重天，美国便宜的可以“白送”，怎么回事？

随着天气越来越冷，欧洲的能源危机没有减弱的迹象，天然气上涨5%，超过每1000立方米1400美元。英国天然气期货价格也飙升逾10%，至每千卡325便士以上的日高，欧洲天然气价格风向标的荷兰天然气期货大涨逾11%，创下的117.9欧元的纪录高位。                      

天然气价格的上涨，欧洲的电价已经上涨，许多国家的电价都创下了历史新高。德国一个月电价上涨2.77%，至294.5欧元，一年期电价上涨2.32%，至历史高位207.7欧元，法国合约电价也升至330欧元的新高。针对能源价格飙升，上海石油天然气交易中心驻北京商报记者、高级主任曲新荣德国逐步退出核电，欧洲风电短缺，叠加货币宽松周期下工业经济带动需求复苏，造成德国电力期货价格紧张，电力碳期货上涨，天然气价格也随之上涨。                                  

欧洲天然气市场供应紧张，而美国供应充足，这为贸易商提供了绝佳的套利机会，他们可以在美国采购商品，并安排通往欧洲的航线。如果能找到一艘液化天然气运输船，套利交易将像印钞票一样有利可图。驶往亚洲的美国液化天然气船经常偏离原航线。一艘美国液化天然气船在印度附近掉头，准备向欧洲运送液化天然气。美国液化天然气船在马六甲海峡附近掉头，而一艘澳大利亚液化天然气船则开始了一次罕见的欧洲之，这是澳大利亚液化天然气首次进入欧洲。  

请远见卓识者谈一下高压直流产业前景如何？

从80年代末起，以英国为首，国际上许多国家进行了电力工业管理体制的改革，其目标都是开放电力市场，引入竞争机制，降低发电成本，合理利用资源，并最终使用户获利。从1998年开始，我国也确定在电力行业实行“厂网分开、竞价上网”的改革，并确定山东、上海、浙江及东北的辽宁、吉林、黑龙江6个电网为首批“厂网分开”的试点单位。2000年1月山东、上海、浙江发电侧电力市场正式投入商业化运行，东北三省电力市场将在2000年4月正式投运。通过各试点单位的市场化运作，以期在发电侧引入市场机制，竞价上网，并积累经验，逐步向完善的电力市场靠近。

1 中国电力市场的回顾

改革开放以后，中国国民经济开始腾飞，仅靠中央一家投资办电远不能满足国民经济发展的需要。在这种形势下，一系列集资办电和多渠道筹资办电政策的出台，促进了电力工业的发展和独立发电企业的形成，使我国电力工业的改革迈出了重要的一步，同时这也是我国电力市场的萌芽。

我国最早出现的集资电厂是山东龙口电厂，于1981年底开始建设，1984年投产发电。1988年，国务院明确了“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、集资办电”的20字方针，为独立电厂的发展提供了依据。同年，国务院批准了全国征收“2分钱”的电力建设基金后，各种形式的合资电厂纷纷建立。至此，我国电力行业首先在发电环节上逐渐开放。至1998年，总发电量达1 167 TW*h，其中国家电力公司全资及控股电厂的发电量为596.2 TW*h，占51.08％；全国装机容量达275 GW；发电量及装机容量均仅次于美国，居世界第2位。

进入1996年以后，由于经济结构的调整，用电量的增长逐年下降，发电机组的利用小时逐年降低，全国发电机组的设备平均利用小时从1994年的5 233 h下降到1998年的4 501 h，预计1999年的利用小时还会进一步下降。由于我国发展独立电厂的一系列改革都是为适应长期严重缺电的局面而形成的，因此在1996年后，当电力工业逐渐从“卖方市场”转向“买方市场”时，集资办电合同中的高发电利用小时数、高投资回报率、短折旧期和短还贷年限等现象，在电力供应逐步趋于缓和的情况下，负面影响较为明显。各种类型的发电机组争发电量的情况严重，同时电价上涨速度也过快。在这种形势下，如何实现“公平、公正、公开”调度，受到了 *** 、独立发电企业及社会各界的关注。

为加强内部管理和核算，并为进一步建立发电侧电力市场做好准备，用市场的机制来实行调度的“三公”，1997年11月，国家电力公司召开会议，正式启动建立内部模拟电力市场。所谓的模拟电力市场就是在电力企业内部，用市场的办法进行管理，将自己的发电厂、供电局变成一个相对独立的“企业”，并对其进行考核管理。

最早出现的省级内部模拟市场是浙江省。浙江电网从1995年1月开始进入模拟市场运行；安徽从1995年2月开始模拟电力市场的运作；1998年后，在大部分省、市电力公司都相继开展了内部模拟市场的运作。但内部模拟电力市场的建立，只是按市场方式进行运作的雏形，虽然为电力市场的真正运营打下了一定的基础，积累了一定的经验，但始终是一种内部管理的模式，仍不能真正实现“公正、公平、公开”地对待各个发电企业。因此，网厂分开，建立真正意义上的发电侧电力市场势在必行。

1998年6月，国家电力公司提出了“实行网厂分开，建立发电侧电力市场的实施方案框架”，明确了山东、上海、浙江3个省（市）为试点单位；同年11月，国务院转发了国家经贸委“关于深化电力工业体制改革有关问题的意见”，并将辽宁、吉林、黑龙江三省与山东、上海、浙江同时列为网厂分开、竞价上网的试点单位。这也标志着 *** 积极推进建立发电侧电力市场工作的正式启动和电力工业继续深化改革，以期打破垄断，形成统一、开放、有序的电力市场的开始。

2 中国电力市场的现状及特点

目前，经过1年多的准备，山东、浙江、上海3个试点已投入试运行，辽宁、吉林、黑龙江3个试点单位正处于积极的筹备阶段。从几个试点单位的情况看，中国电力市场现阶段的发展有以下特点。

2.1 发电侧电力市场

目前我国电力市场的改革取向是“网厂分开、竞价上网”，即将电网经营企业拥有的发电厂与电网分开，建立规范的、具有独立法人地位的发电实体，市场也只对发电侧开放。发电侧电力市场的市场主体是各独立发电企业与电网经营企业，电网经营企业负责组织各发电公司间的竞争， *** 负责对电力市场进行监督管理。与英国、澳大利亚等国的电力市场不同，中国电力市场继续保持着输、配一体的管理模式，保留供电营业区，每个供电营业区只有一个指定的供电机构向终端用户供电。同时，根据“省为实体”的方针，我国的电力市场以省级电力市场为主，各省电力公司是其省内电力市场竞争的组织者。

从现有试点单位的运作情况看，在网厂分开的初期有3个特点：①将原电网经营企业拥有的发电厂变为独立的发电实体，只是一种经营权的转移，并不改变产权关系，电网经营企业仍根据其所占产权的多少享受投资者的权益及相应的回报；②电网经营企业可保留部分调峰、调频性能好的发电机组，以保证电网的运行安全；③水电、核电、新能源、热电联产及企业自备机组暂不参与市场竞争。

2.2 单一购买者模式

我国现行发电侧电力市场的模式是“1＋N”模式，“1”是指电力市场的单一购买者，即电网经营企业；“N”是指参与市场竞争的各个独立发电企业。用户不能与发电厂签订购电合同，只能由电网经营企业采用趸售或零售的方式供电。在这种模式下，电网经营企业必须每时每刻做到供需平衡，并收购所有电力，以保证对用户供电。这种管理方式与国外发、输、配完全分开的模式相比，电网经营企业责任较大。所以，为了防范供电不足或购电电价过高的风险，电网经营企业必须与发电公司签订一定数量的长期合同。

2.3 部分电量竞价上网

在市场建立的初期，几个试点单位全部采用了部分电量竞价上网的方式。一般安排当年市场需求的10%～20％作为竞争电量，其余作为基本电量（或合约电量）。对于后一部分电量的处理，采用了2种形式：一是必须首先保证这一部分电量的完成，然后再考虑竞价电量；二是在市场中安排全部电量参与竞价，但在结算时考虑对这一部分电量的补偿。

2.4 双轨制竞价体系

在开展竞价上网时遇到的更大问题是如何处理原有的购售电合同问题。由于前几年我国电力装机严重不足，为鼓励投资者建设电厂，出台了一系列包括保证机组年利用小时数和上网电价的优惠政策，这种合同一般有效期限较长。为解决这一关键问题，各试点单位在建立电力市场的探索中提出了包括“差价合约”、“履行合约，竞价超约”等在内的多种实施方案，其目的是既要考虑原有的还本付息政策的延续，又要引入竞争机制，推动电力市场的发展。这些方案的核心是双轨制竞价体系，即基本电量部分按国家批准的合同电价结算，竞争电量部分按竞价电价结算。这基本上解决了原有的合同问题。目前所有试点单位均准备采用该 *** 进行市场结算。

对于竞价电价，各试点单位大多采用了按满足负荷预测的最后一台机组出力对应的报价作为结算的竞价电价，这种 *** 具有简便易行、促进竞争、提供信息清晰的特点，比较适合刚刚起步的中国电力市场。同时，为规范市场行为，防止购电费用过高和恶性竞争，对发电公司的报价设置了更高限价和更低限价。但如何科学、合理地制订更高限价和更低限价，还需进一步研究。

2.5 交易类型

电力市场的交易，一般分为长期合同、现货交易、实时交易、辅助服务交易和输电权交易。现各试点单位主要采用了前3种交易方式。

在单一购买者模式下的发电侧电力市场，组织发电公司竞争的电网经营企业担负着保证向用户供电的义务。所以，电网经营企业为了防止严重缺电或电价急剧升高的风险，必须与发电公司签订一定数量的长期合同。目前，各发电公司保留原有合同80%左右的电量，作为电力市场的长期合同。这种长期合同是原先合同的延续，随着市场的发展与完善，其比例将逐渐减小，并最终由市场决定的长期交易合同所取代。

现货交易是指按照发电机组的报价，提前1天确定的第2天的发电计划。各试点单位的现货交易主要采用2种方式：一种方式是将长期合同看做是一个经济合同而非物理合同，在编制第2天的发电计划时，按照各发电厂的申报数据，编制交易计划，如果现货市场的发电计划与长期合同不一致，采用经济手段进行补偿；另一种方式是将长期合同看做是物理合同，长期合同确定的电量在现货市场首先安排，其余部分作为交易电量编制计划。

实时交易是指在交易日当天确定的发电计划。由于电力工业的特点，要求发电与负荷实时平衡。不管采用什么方式，由于存在负荷预测误差及系统运行状况的变化，提前1天编制的发电计划与实际的负荷需求间存?/td

：一是作为长期合同和现货交易的补充，在负荷预测与实际负荷出现偏差后，达到发电与负荷平衡的目的；另一方面，实时交易可以提高竞争的力度。目前英国电力市场正在进行的第2次改革，其中一项重要内容就是增加实时交易。在我国，由于处于由传统的管理方式向市场经济转变的初始阶段，同时受电力市场技术支持系统的约束，实时交易基本是作为长期合同和现货交易的补充。

辅助服务交易是电力市场中重要的交易方式之一。辅助服务的内容主要包括调频、调峰、无功与黑启动。目前，辅助服务指标的量化、辅助服务成本的计算以及付费等比较复杂，世界上各国电力市场的做法也不尽相同。在我国现有电网结构比较薄弱的条件下，为保证电网运行安全，各试点单位基本上未考虑辅助服务交易，均采用了由调度指定、无偿提供的方式。

目前省级电力市场内尚未出现输电权的交易。

2.6 生产调度与市场交易一体化

目前国际上电力市场的运行有2种方式：一种是美国加州ISO(independent system operator)与PX(power exchange)形式，即电网运行调度与市场交易分立；另一种是大多数电力市场所采用的调度与市场交易一体化的形式。我国由于电网本身的特点，各试点单位大多采用了后一种市场运行方式。在这种运行方式下，调度部门作为电网经营企业的核心，必须坚持“三公”，努力做到公正和透明。

2.7 技术支持系统尚处于初始阶段

电力市场的正常运行需要技术支持系统的支持，在这方面我们仍缺乏经验。尤其是在电力市场的条件下，如何进行电网安全约束的闭环校核、启停机费用及更佳机组组合的计算、更优潮流等，还有待进一步研究。

3 中国电力市场的前景展望

我国正在进行的电力市场改革是从原有的计划管理模式向完善的市场模式的过渡。在电力市场初期，要考虑可操作性和平稳过渡，如原有合同的化解、新老机组的还贷及电价问题、 *** 不发达情况下的系统安全等。发电侧电力市场、单一购买模式等特点，适应了中国电力市场初期的要求，但同时也是不完整和不成熟市场的体现。随着电力体制改革的深入，电力市场将不断完善，主要体现在以下几方面。

3.1 允许用户参与电力市场的竞争

依据国家电力公司的改革方案，2010年以后，将试行用户参与电力市场竞争的方式，允许用户自由购电。

电力市场向用户开放，将取消原有的供电营业区的概念，产生新的电力销售商。电力销售商不必拥有配电 *** ，可以直接从发电厂或市场中购电，并向用户或电网售电；用户也可以自由地选择向发电厂购电、向市场购电、向当地的供电部门购电或向电力销售商购电。

3.2 双边交易成为电力交易的主要形式

允许用户参与市场，电网经营企业不再是单一购买者，电网经营企业与发电厂间的购销合同将大为减少，取而代之的是大量的用户（包括电力销售商）与发电厂的双边合同。

3.3 实时交易的份额增加

实时交易不再是长期合同和现货交易中供需不平衡量的补充。随着技术支持系统的发展，在交易日内提前较短的时间（如2 h～4 h）进行交易匹配，编制发电计划将成为可能。

3.4 出现期货交易

当电力长期合同可以买卖、 *** 、交换时，就变成了期货交易。期货交易市场的出现，将使得发电商和用户开展电力交易的方式更加灵活，同时也会出现电力期货的经纪人，交易的风险和获利可能性同时并存。

3.5 调度的作用和地位进一步提高

完善的电力市场对运行调度提出了更高的要求。电力市场要求尽量减少安全约束对电力交易的影响和更加实时、灵活的交易方式。这就要求调度部门在保证电网安全和供电可靠性的前提下，使各种形式的电力交易变为可能。

3.6 辅助服务和转运费、阻塞管理

为体现发电厂间的公平竞争，应量化辅助服务的指标，核算成本，并合理付费。但其前提必须是完善电价体系，购电价格与售电价格联动。

由于允许用户直接向发电商购电，电网经营企业必须公开转运费的收费标准，同时，输电权的交易及线路实时可用传输容量的交易也将成为现实。

输电阻塞是电力系统运行不可避免出现的情况。电网经营企业在制订转运费收费标准时，不仅要考虑网损、输电网的投资回收等费用，还应考虑输电阻塞问题。

3.7 全国联网及全国电力市场的形成

随着全国联网工程的筹备和逐步开展，将出现更多的跨区电网。三峡电站的建成，将形成连接八省两市的中部互联电网。由于跨区电网空间跨度较大，电网内不同地区间的能源分布、负荷密集程度、劳动力价格、负荷高峰出现时间等差别较大，电力交易将带来更大的社会效益和经济效益。传统的依靠行政指令安排电力交换的计划方式，将不能适应市场的要求。采用经济手段，促进跨区（省）电网间的电力交换，达到更大范围内的资源优化配置，并降低成本，是建立全国电力市场的最终目的。

3.8 用户电价结构更加合理，用户销售价格与发电厂上网电价联动

改善用户电价结构，鼓励用户优化用电方式，将大大降低供电成本。如不同供电可靠性电价(包括可中断电价)，使得用户能够为电力系统提供备用容量；实时变化的用户电价，使得部分用户得到明确的用电信号，避开用电高峰，从而使得负荷曲线趋于平缓。同时，由于电网经营企业不再是电力的单一购买者，用户可以参与电力市场，这样，当用户直接到电力市场购电时，用户电价将取决于电力市场中发电厂的上网电价。

4 结语

我国电力市场的发展尚处于初始阶段，有许多内部因素和外部条件尚不具备，还需进一步完善。从国际上看，各国的电力市场也正处于发展阶段，并各具特色。相信通过我们的不断摸索，必将会走出一条适合于中国电网实际情况的电力市场化之路。■

什么是节点电价?

基于更优潮流的节点电价计算法研究

本文首先介绍了国外电力市场节点电价理论的研究和应用情况，根据我国区域电力市场建设进程，有针对性的分析了采用节点电价体制的优点。本文介绍了交流更优潮流和直流更优潮流在一般电力市场节点电价计算中的应用，并对基于两种电价算法建立相应数学模型，推导出节点电价数学公式。以IEEE-14母线系统算例证明，节点电价能够有效反映电力资源稀缺程度，提高电力资源的使用效率，同时可为投资者提供可靠的经济信号。 本文进一步介绍了传统的考虑节点边际输电损耗的节点电价计算法，并提出一种改进的节点电价模型，并以简单的3节点母线系统进行算例分析说明。此外本文提出一种考虑 *** 损耗的节点电价近似算法，并以IEEE-14母线系统算例表明，考虑网损成本的节点电价不仅保持了原有节点电价的优点，而且可进一步激励电源和电网投资，引导经济合理的运行方式，完善电力市场电价体系，促进电力市场的建设。

作 者: 王永强

学科专业: 电力系统及其自动化

授予学位: 硕士

学位授予单位: 上海交通大学

导师姓名: 侯志俭

学位年度: 2007

研究方向:

语 种 : chi

分类号:

关键词: 节点电价计算法

电力市场

输电损耗

机标分类号: TM728.3

机标关键词：

基于输电市场长期效率的节点电价研究

中国贵阳 *** 门户网站 | 更新时间：2009-02-03 | 来源：中经专网

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[摘要]国外电力市场普遍实的节点电价制度对我国电力市场的改革具有重要的借鉴意义。本文从输电市场的长期效率出发，对节点电价内涵、特征及作用进行了深入的分析。通过研究发现，节点电价可以引导输电容量的合理投资，促进发电公司和电力用户有效使用输电网，从而实现输电市场的长期效率。

（中经评论·北京）输电市场是输电企业向发电企业、配电企业或用户提供电能输送服务的市场。输电企业的成本以固定成本为主，其运营特点是投资周期长，沉没成本高。输电市场长期效率主要来自于电网企业的长期投资效率、发电企业和用电企业对电网的长期使用效率。

节点电价是电力批发市场价格制定的重要 *** ，已经被广泛应用在美国几个主要的电力市场，如PJM、加州、纽约电力市场。对于节点较为密集的网格状输电网，节点电价法是非常科学的电价制定 *** ，可以给出丰富的区域或节点价格信号，引导用户合理进行电力消费和投资。节点电价可以引导发电企业和电力用户合理使用电网，而根据节点电价之差确定的输电阻塞价格也是引导输电有效投资的经济信号。另外，以阻塞价格为基础确定的金融输电权（FTR）作为一种长期的产权安排，可以对输电容量的扩展产生有效的激励。

当前，我国的输电网建设进入了高速增长期，很多区域电网公司要在“十一五”期间将电网的规模翻一番。在这样的背景下，如何保证电网的投资效率就变得非常重要。所以，关于节点电价和输电投资效率的研究对于我国电力市场的改革与电力行业的健康发展具有重要的意义。

一、节点电价的形成机制

节点电价是～种市场定价机制，电力批发市场的买卖双方在提供报价的基础上形成了市场出清价格和交易量。所谓节点，就是输电网中发电厂、电力用户或变电所在某输电网中的位置。节点电价，是指随着节点或位置的不同而不统一的电能价格。节点电价是发电厂卖电的电量电价，比如一度电0.30元。节点电价也是供电商或大用户购买电能的价格，其水平的确定是根据各个节点供电短期边际成本。具体来说，在电网某一运行状态下，该节点增加单位电能消费导致电网和发电厂总体增加的成本。节点电价的形成是基于各发电商的卖方报价、各供电商和大用户的需求报价、对未进行需求报价的电力消费预测、电网运行状态和阻塞情况等因素，是市场定价和电网技术约束共同作用的结果。

节点电价主要是竞争性电力批发市场上的电能交易价格。在竞争性的电力批发市场中，多个发电公司直接将电能卖给多个电力大用户和地方供电商（供电公司或配电商），而输电网提供 *** 输送服务。这个市场主要是一种集中交易市场。目前，我国电力批发市场比较特殊，多个发电公司将电能卖给唯一的、地域垄断的电网公司（输电公司和配电公司），再由该电网公司将电能卖给多个电力用户。这是一个电网公司双边垄断的市场。竞争性批发市场的基础是输电、配电分离和独立输电价格机制形成，配电公司与输电公司分离以后成为批发市场的买方。由于目前我国电力批发市场的实体一般为省或区域，而一个省或区域包含多个地区及相应的地区配电商，所以，只要实现了输院分离，即使没有电力用户直接进入批发市场，由于有多个地区配电商的存在，电力批发市场买方也能形成竞争关系。独立输电价格是电能交易时输电网提供输电网服务的价格。当输电公司有了独立的输电价格，就可以退出批发市场，不参与电力批发市场的交易，而只是作为基础设施运营商，提供 *** 服务。

二、节点电价包含的输电成本信息

输电电价是输电公司的输电服务价格。一般由电网服务费用、网损费用、辅助服务费用和阻塞费用等几部分组成。电网服务费用主要是弥补电网的投资成本、管理成本等固定成本。辅助服务费用主要是电网为了电力系统运行的安全性、可靠性和电能质量保证提供的辅助服务所消耗的成本。网损费用是电能在输电网中传输发生的电能损耗形成的成本。阻塞费用是由于电网输送容量限制导致的电网阻塞形成的成本，它可以是直接进行阻塞管理发生的费用，也可以是电网稀缺容量租金。电网服务费用和辅助服务费用都有独立的价格，但网损费用和阻塞费用可能都包含在节点电价中，没有独立的价格。

输电服务是电能从电网某个节点的输入和从电网另外一个节点的输出，而电网是跨地域的基础设施，所以由电能的输入节点和输出节点确定的交易路径就非常重要。由于节点电价是某个电能输入节点卖方的售电价格和电能输出节点买方的购电价格，由此可以推出买方的购电电价中包含电能价格和输电价格，电能价格就是电能输入节点的卖方售电价格，而输电价格就是电能输出节点价格与电能输入节点价格之差。这个输电价格只是输电阻塞价格与网损价格，是输电服务价格中的一部分。

三、节点电价与输电市场效率

节点电价是通过更优潮流程序计算出来的，该程序的目标是社会福利更大化。如果电力批发市场的需求为刚性需求，这个目标就等价于发电费用最小化；如果电力批发市场的需求为弹性需求，这个目标就等价于发电公司的生产剩余和电力用户的消费剩余。更优潮流程序根据发电厂的卖方报价和用户、供电公司的买方报价，在电网容量约束满足的前提下安排各方的交易量并确定节点电价。如果在某线路上输电阻塞发生，该线路作为稀缺资源就具有了市场价值（阻塞租金）。当从某一输电路径传输电能时，部分电能会流过该阻塞线路，占用部分线路容量的机会成本就包含在节点电价之中。如果不考虑电网损耗，两个节点的节点电价之差就是输电阻塞价格，它等于这两个节点之间传输电能导致的所有阻塞线路上的机会成本。所以，阻塞线路的阻塞租金、节点电价和输电阻塞价格之间有密切的关系。

节点电价包含的阻塞租金信息是有效输电容量判定的重要依据，因而成为引导输电有效投资的重要的价格信号。某一条输电线路的阻塞租金是是指通过增加该线路的单位输电容量导致的电力批发交易中发电成本的减少量，或者是交易中消费者剩余、发电商生产剩余的增加量。这是输电线路容量增加带来的边际容量收益，体现了输电线路容量的真实市场价值。随着线路容量的增加，其阻塞租金会下降。若假设输电边际容量成本不变，可以推断，当增加某一线路单位输电容量带来的收益与由此增加的输电容量成本相等时，也就是边际容量收益等于边际容量成本时，此时该线路输电容量达到更优。

电力批发市场的交易时段很短，往往是半个小时或15分钟一个时段。然而，电网投资周期都比较长，一个电网投资周期包含了非常多的交易时段，而某一条输电线路的市场价值取决于在一个投资周期内该线路在所有的阻塞时段或高峰时段的累积阻塞租金。

由于节点电价和线路阻塞租金反映了输电投资价值，可以作为有效的投资信号。如果输电线路的边际容量收益高于边际容量成本，说明该线路容量投资不足，可以增加投资；如果线路边际容量收益低于边际容量成本，则说明投资过度，应该减少投资。无论是对电网总体的评价，还是对于某一输电项目的评价，输电容量阻塞租金都可以作为基本的价值评价标准。输电阻塞价值是未来电网投资的收益，可以凭借过去实际发生的线路阻塞价值来预测，也可以通过电力期货市场来对未来的电力交易和输电阻塞价值进行预测。

金融输电权是一种输电市场上采用的金融衍生工具，它是将输电阻塞价值产权化的一种安排。在电网的投资市场，电网投资商通过对某条线路容量的投资来获得金融输电权.通过输电权，输电的投资收益权可以被分解、流动，这提高了输电投资市场的效率。而对于输电市场的需求方，考虑到电力市场运行的随机性和不确定性，发电公司和用户的双边交易可以通过购买金融输电权来规避未来可能发生的阻塞收入风险。金融输电权的交易可以通过定期拍卖来实现交易效率。另外，输电权可以分为长期输电权和短期输电权。对于电网投资商来说，出售金融输电权可以套现未来的收益，规避了，电力市场的经营风险。所以，长期输电权比短期输电权更具有吸引力。从国外电力市场的实践来看，短期输电权对电网商业投资的激励效果并不理想。所以，基于电力期货市场的长期输电权将是大势所趋。

输电阻塞发生以后，一般是发电容量集中的区域的节点电价低，用电和负荷集中的区域的节点电价高。所以，节点电价的分布会鼓励发电公司在负荷集中的区域投资发电厂，或在这一区域原有发电厂增加发电容量；节点电价的分布也会鼓励用电企业在节点电价便宜的发电集中区域落户，或扩大生产。这将导致发电容量充裕的地区用电增加，节点电价水平下降；而发电容量短缺的地区发电容量的增加，节点电价上升，最终各个地区的节点电价水平差异减小。而对于用电成本在总成本40%以上的高耗能企业来说，这种节点电价的引导作用会非常明显。从总体来看，高水平节点电价地区的用户会减少用电，低水平节点电价地区的用户会多用电，而且长期弹性大于短期弹性，这有利于提高电力市场的效率。

四、节点电价的应用价值

目前，在我国的各省电力市场并没有独立的输电电价，由自然垄断的省电网公司运营输电网和配电网。省电网公司的收入来自于向电力用户售电的收入与向发电公司买电的费用之差，这就是实际的输配电价，它不包含任何的区域或阻塞信号。

从电网用扇来看，发电企业和用电企业面临的价格也是如此。各个发电公司的上网电价都是 *** 制定的管制价格。是按照发电公司平均成本制定的价格，并没有包括区域信号。在2004年国家发改委颁布的电价改革方案中，发电公司在未来将采取两部制电价，容量电价由 *** 控制，电量电价在市场中竞价形成。无论是现在的管制价格，还是将来的市场竞价，都未考虑区域信号。各省电力市场的各类电力用户都面临的是由 *** 制定的用户电价，这个价格对全省的用户是统一的，也没有包括区域信号。

电网是跨地区的基础设施，如果没有包含区域信息的市场价格去引导的电力的投资和消费，也就不能通过市场机制去实现输电市场的长期效率。从这个角度来看，在条件成熟时，在我国的电力市场引入节点电价制度将有利于电力行业的健康发展。

五、结论

本文从输电市场长期效率的视角，分析了节点电价的内涵、市场形成机制和价格引导作用。节点电价是电力批发市场的价格，包含了输电成本信息。节点电价之差反映了输电容量租金或输电阻塞价格，是输电容量作为稀缺资源的市场价值，是引导输电容量合理投资的重要信号。由于节点电价包含丰富的经济信号，电力市场中的各个主体行为可以被有效引导，有利于实现资源的优化配置，这对电力市场的健康发展具有重要的意义。

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