电力交易风险范例

电力交易风险范文1

[关键词]电子商务 校园C2C

2008年的金融危机使得大量的中小型企业破产,就业问题日趋严重,所以,在这种严峻的就业形势下,大学生自主创业是一条值得提倡的途径,各地也设立创业基金,大力扶助大学生创业。在综合研究分析各种创业方式后,不少大学生选择投入成本较低,耗费精力相对较少的网上开店形式。

一、电子商务中的交易风险

1.交易过程中的信息不对称。在现实生活C2C的交易中,有着很大程度上的信息不对称,卖家对产品很是了解,但不会完全真实的告诉买家商品的实际情况,总有夸大的嫌疑,买家只有通过其他购买者的评价和卖家的自我描述来判断商品的品质,由于买家对商品品质的怀疑,大大降低了成交率,这不利于卖家预测下期的售出量,容易导致库存和货源不足的情况出现。

此外,买家对卖家有一个基本信息情况上的了解,但是卖家却不能得知买家的任何信息,信息的不对称导致买卖双方对对方的不信任,难以促成交易。

2.客户认证和身份认证问题。客户认证技术是保证电子商务交易安全的一项重要技术,主要包括身份认证和通过认证机构所进行的信息认证。通常情况下,通过认证机构所进行的信息认证比信息保密更为重要。

以淘宝网为例,一个人想成为卖家必须申请认证,只有身份证通过了认证或者通过了支付宝上的实名认证才能开网店,另外淘宝利用“第二代安全稽查监控系统”对卖家商店进行“诚信稽查”,严禁打虚假广告和刷卖家信用。因为卖家信用的来之不易,所以大部分的商家都遵循着实事求是的原则卖商品。。由于大学生的运营资金比较少,他们往往是接到订单之后再去取货,这样一来就使得部分商品积压下来并占用了流动资金,对于买家信用问题目前在电子商务运营中还没能得以很好的解决。

3.物流问题。物流是电子商务活动中的一个重要环节,跟物流公司的良好合作关系会降低运营的成本。在现代电子商务交易中,通常采用第三方物流模式,近几年来,中国的物流行业日趋成熟,大量的民营物流企业的崛起也为从事电子商务的大学生提供了便利,大学生可以与更多的物流公司签订合同以求送货范围的广泛,而且民营物流企业的费用明显低于邮政等国营单位速度也快于邮政,从而提高卖家信用。但是通过物流公司邮递商品容易造成产品的损坏,生活中不免出现这样的情况,消费者自己无意损坏了商品也将责任归咎于卖家或物流公司,这无疑会加大大学生的运营成本!

二、校园C2C模式的发展

根据《第24次中国互联网络发展状况调查统计报告》显示,中国青少年网民规模为1.75亿人,半年增幅5%,目前这一人群在总体网民中占比51.8%,网民的最大群体仍是学生,占比31.7%,其中大学生是主体,占25.1%。由此可以看出,如今活跃在互联网中的依然是大学生,基于社会C2C模式中的交易风险,大学生可以利用校园C2C模式自主创业。

1.校园网的特点。(1)快速的网络连接。校园网络系统由于参与网络应用的师生数量众多,使用时间集中,所以要求具有较高的数据通信能力和较高的带宽。并且大部分的学校校园服务器24小时开放,方便了大学生买卖家之间的交流;(2)安全可靠性。。校园网针对不同的用户,如教师、学生、校外访问者设定的访问权限不同,保证了网络运行的安全;(3)监管强度大。校园网络有专业的网管对其进行监管和维护,保证其安全系统的可靠。

2.消费者需求单一,交易安全可靠。校园C2C的买家是在校大学生,大学生网上消费的主要是日常用品,极大的缩小了消费品的种类,由于消费者需求集中,购买偏好一致,喜欢团购以换取折扣,这极大的方便了卖家对商品的采购,降低了采购成本。此外依托校园C2C创业的大学生的消费群体是自己所在大学城的同学,可以提供送货上门的服务,方便买家确定商品质量,消除了买卖双方由于空间大造成的商品退货,信用支付纠纷。

3.宣传便利。。相对于社会C2C来说,校园C2C模式给卖家提供了免费宣传商品的机会。此外由于消费群体的集中,卖家还可以通过格子铺实物展览、好友介绍、增发宣传单来增加自己的顾客,提高商品信用。

三、解决问题的策略

1.加大电子商务交易安全保障。网络安全是从事电子商务交易的前提,我们应该加大对网络安全研究的力度,强化防火墙、信息加密存储通信、身份认证等技术,抵制网络病毒的侵犯,增强实时改变安全策略的能力以及普及安全教育。

2.加强道德建设。加强社会道德风尚建设,提高社会群体整体素质,从根本上消除买卖双方自身的道德问题,从而减少卖家提供伪劣商品、买家爽约的情况,增强了电子商务交易信用,营造“诚信至上”的网络购物氛围。

3.完善电子商务相关法律。电子商务合同有别于传统商务合同,完善电子商务法律,明确不同纠纷下的责任承担者,准确把握以非传统书面文件形式提供的信息的法律性质和有效性,制定对电传等通信技术的相关法律,为电子商务活动创建一个良好的法律环境。

四、结论

社会C2C模式增加了大学生利用电子商务自主创业的交易风险,所以,在大学生创业之初,可以利用安全保障高、消费群体集中以及消费者道德较高的校园C2C模式来缓解就业压力,熟悉电子商务交易过程,积累工作经验,储备创业启动金。

所以我们应大力发展完善校园C2C模式,为大学生创业提供平台,同时降低社会C2C模式中的交易风险,为从校园C2C模式转型到社会C2C模式寻求更多需求搭建桥梁。

参考文献:

[1]宋文官.电子商务概论.(第二版)[M].清华大学出版社,2007

电力交易风险范文2

澳大利亚电力双边交易市场主体包括发电商、售电商、经纪商、终端用户以及国家电力市场管理公司等。电力双边交易过程中，市场管理机构将根据市场参与者的报价情况最终确定双边交易的价格。双边交易市场主体可利用金融合同市场降低交易风险。澳大利亚电力双边交易市场中存在平衡机制以调整双边合同仓位(contractpositions)的实时波动，确保交易的顺利进行。澳大利亚电力双边交易及其市场运行机制见图2。(1)交易主体澳大利亚电力双边市场中，交易主体可分为交易性主体、非交易性主体。交易性主体包括发电商，售电商，经纪商，以及终端用户。其中，经纪商只是为买方和买方牵线搭桥，并从中收取佣金。在双边交易过程中，经纪商的作用是撮合交易，并对电子交易平台进行操作，为交易双方提供交易数据及其他专业服务，在这个过程中，电子交易平台就是双边交易信息披露的平台，供需信息在这里。在澳大利亚电力双边交易中，银行可作为中间商承担发电商与零售商之间的业务或价格担保，按规定，充任中间商需要具有1000万澳元资产，并持有执照［3］。非交易性主体包括国家电力市场管理公司(NationalElectricityMarketManagementCompany，NEMMCO)、澳大利亚竞争和消费委员会(Austral-iaCompetitionandConsumerCommission，简称AC-CC)、市场运行管理机构(IndependentMarketOperatorandMarketAdminister)。其中，NEMMCO为中立的非盈利性组织，负责全国互联电网的调度和电力市场的交易管理。为市场成员提供诸如负荷预测、再调度数据(价格敏感性分析)、调度数据、供给场景分析或者系统充裕度的中期(7天)、长期(2年)预测等市场信息;ACCC主要负责实行的宏观指导和监督;市场运行管理机构负责长期发电充裕度的计划，支持备用容量机制。(2)交易类型按照交易标的划分，可将澳大利亚电力双边交易划分为期货交易、期权交易;按照交易时间跨度划分，可将澳大利亚双边交易划分为远期双边交易、短期双边交易。1)期货交易。在澳大利亚电力双边交易市场中，一部分电力商品将作为期货进行交易。期货合同到期时，合同一方需要支付补仓费用。期货交易具有如下特点:一是交易是完全匿名的，二是交易过程中补仓(margincall)的利用基本上消除了信用风险。D-cyphaTrade(为注册于新西兰的一个产业网络，包括能源公司、金融贸易专家，金融中介机构、行业协会和机构等，作用于设计、支持、构建交易能源市场。)在澳大利亚SFE市场中引入电力交易平台，该市场从2002年开始进行电力期货交易。2005年2月至2006年2月期间，该市场的期货交易量约等于NEM物理能量交易总量的22%，并呈现持续快速增长趋势。2)期权交易。期权交易是由双方直接协商的电力双边OTC交易的一种形式。期权交易合同条款及合同结构由合同双方谈判确定。期权交易所涉及的商品是标准的、由经纪商提供的。经纪商提供的电力衍生品有掉期合同、标准期权合同。这些商品的价格通过电子平成，交易商可以通过电子的方式达成协定。交易商可通过电子平台获得另一方交易者的信息，并通过双边协议完成合同。3)远期双边交易。在澳大利亚电力双边交易中，主要是发电商与零售商(或电力用户)之间的远期交易。但发电商之间或者其他中间商之间也可能存在双边交易。远期交易市场因远期合约是物理还是纯粹金融而不同。在物理合约中，发电商需要提供一定数量的电量。如果发电商在合约到期时，所供应电量不足以满足合同要求，则需要从现货市场中购买额外的电量。在该交易制度下，现货市场仅占实际电量交易的一部分。在金融合约下，交易方除了支付电量价格外，还要额外支付一笔费用，该费用与现货价格相关。在该合约的作用下，所有电量通过现货市场交易完成。大多数的双边合同为中期，期限不超过5年。多数为零售商与发电商之间的对冲合同。通常的做法是，零售商将不同的商业用户结合起来，制定一个能够涵盖所有需求量的合同，而不是签订多个的合同。4)短期双边交易。短期双边交易又称交易所内的双边交易(或场外交易)。交易双方在交易所内签订标准的时段合同(standardizedblocksofelectricity)，在未来一天的一段时间内交易一定数量的电量(MW•h)。短期双边市场为购售电双方提供了灵活购售电的机会，发电商、供电商以及电力用户可以根据接近运行时段的即时信息，如天气条件及发电机故障事件等调整交易，从而降低交易风险。澳大利亚电力双边交易中，存在经纪商之间的OTC交易。这些均为短期合同交易，期限小于3年。经纪商之间的OTC交易量超过交易总量的40%。经纪商之间的OTC交易市场，对澳大利亚电力市场的发展起着越来越重要的作用。在该市场中，市场参与者能获得更多的信息，并根据所掌握的信息调整合同交易量。(3)市场机制1)价格机制。澳大利亚电力双边交易过程中，市场管理机构将根据市场参与者的报价情况最终确定双边交易的价格。发电商在每个交易日之前，须向市场管理机构提交所有发电机组的供电量信息，而购电商须提交电能需求信息。市场运行机构将在此基础上，制定市场供给曲线以及市场需求曲线。最后，根据市场供给曲线以及市场需求曲线，以及市场参与者的双边合同仓位确定合同交易价格。其中，市场供给曲线所表示的供给量代表每个价格水平下市场所有参与者所愿意提供的发电量总和。若市场供给量中，XMW的供电量是来自非液体燃料(如天然气或者煤)发电，YMW是来自液体燃料(馏分油)发电，则针对前XMW的供给量，必须存在低于短期电能市场最高价格的价格(最初为150美元/(MW•h)，并定期调整)，最后YMW供给量中，必须存在低于第二种短期电能市场最高价格的价格(最初为385美元/(MW•h)，并依据石油价格变化情况每月调整)。所有的价格必须高于短期电能市场的最低价格。市场需求曲线表示每个价格水平下所有的市场参与者所能购买的电量总和。所有的需求价格均需高于短期电能市场的最低价格且低于第二种短期电能市场的最高价格，且随着价格的增加需求量不断下降。2)风险机制①价格风险防范机制。双边交易面临的一个难题是如何降低双边交易价格的波动问题。针对此类问题，2001年，新南威尔士州(NewSouthWales，简称NSW)成立电价均衡基金(ETEF)，为非竞争性负荷提供一种掉期合同，但是执行价格受NSW财政部监管。在这种协议下，不管现货价格是否低于为专营用户制定的价格，零售商均须向该基金缴纳资金。当实际情况与合同正好相反时，零售商可以从先前所缴纳的基金中获得一定的支付。。零售业的竞争已经取消销售商的专营权，这使得ETEF的需求数量逐渐降低。昆士兰(Queensland)实行长期的能源采购协议，目的与ETEF相似，但是该协议没有涉及到发电商，因此起作用的方式不同。零售商必须执行规定的统一零售电价，并可因此从昆士兰财政部得到补偿。但当收入超过费用时，零售商需要向财政部缴纳一定的资金。②交易风险防范机制。澳大利亚电力双边交易中，金融合同市场是一个完全的市场，用于降低交易风险。金融合约不是实际的电力供应合同，受证券市场监管。发电商与零售商签订金融合同，主要用于交换资金流动。合约的类型主要有权益保护合约、双边套期保值合约、区域间的套期保值合约和期货合约等。大多数市场参与者同时进行“对冲合同”和“交易合同”。对冲合同的目的纯粹是为了抵消风险，交易合同为风险管理保留一定的空间，交易者可以试图通过该合同交易活动获得一定的收益。通常，交易合同比对冲合同受到更严格的监管，且交易合同所占的比例较小，主要取决于市场参与者对风险的偏好情况。3)平衡机制。澳大利亚电力双边交易中，存在平衡机制以调整双边合同仓位(contractposi-tions)的实时波动。在该机制下，系统管理机构通过调整电力市场中拥有最大发电容量的发电公司的出力以实现电力的实时供需平衡。在必要情况下，系统管理机构将发出通知令市场其他参与者调整其经济行为，使供给满足实时需求。市场参与者所需支付的平衡价格随着其合同仓位的变化而变化，但最终将趋近于短期双边交易市场的电价。此外，系统管理机构通过运营短期电能市场，使市场参与者在每个交易日之前，能够通过该市场调整合同仓位。系统管理机构还将调整合同仓位的实时偏差。

俄罗斯电力双边交易中，市场参与者包括批发市场及地方发电公司、地方供电商、FTC和大终端用户，以及系统运行机构等。双边交易价格由非赢利交易系统管理机构(ATS)进行管理。在双边交易过程中，通过改变发电商的出力以及用户的消费行为，实现电力的实时供需平衡。俄罗斯双边交易及其市场运行机制如图3所示。图3俄罗斯电力双边交易市场模式(1)市场主体俄罗斯电力双边交易中，交易性主体包括发电商、售电商、经纪商、终端用户以及应诺供应商(GuaranteeSupplier)。其中，经纪商只是为买方和卖方牵线搭桥，并从中收取佣金。应诺供应商，主要职责是与任何有意愿的消费者签订合同(只要消费者在其工作区域内)，同时作为非批发市场主体但满足一定规则的发电商的唯一购电商。非交易性主体包括:1)联邦输电公司(FederalTransmissionCom-pany，简称FTC)，负责所有220kV以上输电线路和变电站的运行、维护和建设。2)系统调度机构(SystemOperator，简称SO)公司。SO合并莫斯科的调度局和7个区域调度中心。国家将拥有SO的75%以上的股份。SO负责UES的安全供电和无歧视的接入系统。3)非赢利的交易系统管理机构(Administra-torofTradingSystem，简称ATS)，组织电力批发市场的交易活动、进行市场平衡结算、对管制交易以及自由双边合同交易进行管理，并充当监管机构。负责批发市场的设计和运营，记录双边交易的电量，确定现货市场上不同母线的电价，并监视批发市场上按协议应支付的电费。(2)交易类型按照交易时间长短划分，俄罗斯电力双边交易可分为远期、期货双边交易，短期双边交易。远期、期货双边交易中，供求双方通过签订双边合同约定在未来某一时间进行交易，双边合同中涉及价格与供电量。市场中达成的双边交易大部分是远期双边交易，购售电双方可以签订提前几天、几月、一年甚至若干年的电力合同。远期双边交易直至实际交割时点的前1h(又称关闸时间，GateClosure)才会关闭。短期双边交易又称交易所内的双边交易(或场外交易)。交易双方在交易所内签订标准的时段合同(standardizedblocksofelectricity)，在未来一天的一段时间内交易一定数量的电量(MW•h)。短期双边市场为购售电双方提供了灵活购售电的机会，发电商、供电商以及电力用户可以根据接近运行时段的即时信息，如天气条件及发电机故障事件等调整交易，从而降低交易风险。(3)市场机制1)价格机制［4，5］。俄罗斯电力双边交易中，非赢利交易系统管理机构(ATS)作为双边交易的中间商，确保交易的顺利进行。电力双边交易合同必须在ATS处登记，ATS将根据区域价格确定双边交易合同价格。在俄罗斯电力市场交易中，发电企业与供电企业之间的双边合同可以一年一订，电价的制定可根据燃料成本和通货膨胀变化进行调整。随着市场化改革的不断推进，俄罗斯逐步放开价格管制，适当提高居民电价，减少交叉补贴，由电力买卖双方自由定价、签署长期合同。以区域间的双边交易为例，说明双边交易价格的形成机制如下。交易双方将选定一个交割区域作为参考区域，以该区域的价格作为合同的交割价格。若所选参考区域为交易一方所在区域，则对该交易方而言，其所面临的合同交割价格是锁定的，即面临的价格风险较小，节点价格的波动将传导至交易另一方。在双边交易中，将双边合同与Hub锁定以增加双边交易价格的透明度，此时价格对所有的市场参与者而言公开、透明。Hub是依据一定的节点价格相关度而结合的一系列节点的集合。这意味着，Hub所包含的节点在日前市场所形成的节点价格可以偏离Hub指数，但不能超过一个确定值(至多不超过20%)。而区域价格则是依据发电成本加上不高于10%的收益率核定，并可根据燃料成本变化和通货膨胀情况进行调整。2)平衡机制。俄罗斯电力双边交易市场中，通过改变发电商的出力以及用户的消费行为，实现电力的实时供需平衡。当实际需求量与实时用电需求计划出现偏差时，系统运营机构将促使发电商及用户通过平衡市场进行电量平衡交易，以调整偏差量。若实际电量需求量超过日前市场的计划需求电量，则需要通过平衡体系弥补偏差电量。此时，可通过增加发电出力或者减少消费需求以实现电量平衡。。发电商与CCL通过平衡市场进行平衡电量竞价。其中，发电商的水电及抽水蓄能发电量电价为给定价格，其余电能均按照日前市场报价。CCL根据(X－1)交易日5p．m．之后至X交易日之间的价格报价。此时，系统运营机构根据双方报价确定所需的平衡电量。在交割前一个小时，系统运营机构将确定包括实时调度电量(如平衡下一个小时的消费量所需的电量)在内的节点电量，以使社会福利最大化。系统运营机构通过社会福利最大化的计算模型，确定每个节点的调度电量以及相关的价格指标。系统运营机构通过对节点调度电量的调整发出增加或减少出力(或消费量)的信号，以实现电量的实时平衡。

经验借鉴

(1)建立合理的价格机制是保障电力双边交易顺利进行的关键环节澳大利亚电力双边交易价格制定过程中，市场管理机构根据双边交易双方的供需情况，制定市场供给及需求曲线。电力市场供给曲线的制定，需要区分天然气、煤以及馏分油发电，确定相应的供给价格。在此基础上，结合市场参与者的双边合同仓位，最终确定双边交易合同的价格。目前，我国电力市场中电价机制仍存在很多不完善之处，存在如电网建设还本付息和资产经营效益缺乏合理的机制保障等问题。引入新的交易模式，对电网企业而言又是一轮新的考验，因此必须尽快建立能够反映真实成本，促进电力工业可持续发展的电价机制，保证电力双边交易价格的公平合理性，确保各相关主体的合理收益。(2)建立有效的风险防范机制是电力双边交易市场健康发展的保障电力双边交易市场的健康、有序发展，离不开一套有效的风险防范机制。澳大利亚电力双边交易市场中，具有一套相对较完善的风险防范机制。成立电价均衡基金、实行长期的能源采购协议，降低电力库中电价波动。此外，建立金融合同市场以降低交易风险，其中金融合同市场由证券市场监管，并不是实际的电力供应合同。发电商与零售商签订金融合同，主要用于交换资金流动。我国在开展双边交易市场过程中，可借鉴澳大利亚的经验，建立并逐步健全金融合同市场，降低双边交易风险。(3)制定合理的平衡机制是电力双边交易市场稳定运行的基石澳大利亚电力双边交易中，存在平衡机制以调整双边合同仓位(contractpositions)的实时波动。在该机制下，系统管理机构通过调整电力市场中拥有最大发电容量的发电公司的出力以实现电力的实时供需平衡。在必要情况下，系统管理机构将发出通知令市场其他参与者调整其经济行为，使供给满足实时需求。电力双边交易的开展，增加了电力系统调度的复杂性，增大电力供需实时平衡的难度。因此，我国在建立双边交易市场过程中，可借鉴澳大利亚的经验，制定合理的平衡机制，确保电力交易的稳定进行。(1)合理的价格机制是建立电力双边交易市场的保障在俄罗斯电力双边交易市场电价的制定过程中，可借鉴之处在于:发电企业与供电企业之间的双边合同可一年一订，虽然有的价格管制，但允许根据燃料成本和通货膨胀变化进行调整;随着市场化改革的不断推进，逐步放开价格管制，适当提高居民电价，减少交叉补贴，由电力买卖双方自由定价、签署长期合同，通过现货市场进行实时交易与平衡;以参考区域电价为基准，锁定价格风险。制定hub(即一系列节点的集合，选定节点的价格波动在一定范围内)，以hub的价格为依据，确定双边交易合同电价。(2)完善的平衡机制是电力双边交易市场稳定运行的前提俄罗斯电力双边交易中，系统运营机构通过改变发电商的出力以及用户的消费行为，实现电力的实时供需平衡。在实际需求量与用电需求计划出现偏差时，系统运营机构组织发电商及用户进行电量平衡交易，以调整偏差量。俄罗斯电力市场通过平衡机制，促使发电商增加发电出力或者减少用户的消费需求，以弥补实际电量需求量与日前市场的计划需求电量之间的偏差，实现电量平衡。制定完善的平衡机制，有助于双边交易的稳定运行。因此，在我国双边交易的开展过程中，可参考俄罗斯的经验，制定符合我国国情的双边交易平衡机制，确保双边交易的平稳进行。

电力交易风险范文3

1.1风险的特征

风险的客观性。风险具有客观性。风险的发生时间、地点及其后果都是不以人的主观意志为转移的。诱发和产生企业风险的原因存在很多种,主要包括社会政治经济背景、市场环境和竞争对手策略的不确定性,企业生产经营活动及其资金运动规律的复杂性,市场经济参与主体的认识及其他方面能力的局限性等各方面原因,但必须说明的是形成企业风险原因的客观性和必然性决定了企业风险的客观性和必然性。风险的偶然性。抽象性和不确定性是企业风险客观存在的两种特性。风险的发生无论是范围、程度、频度,还是时间、区间、现代企业风险管理过程分析及对策研究等方面都可以表现出各种不同形态,并以各自独特的方式显示其存在,因此风险具有具体性和差异性的表现形式。风险的复杂性。导致企业风险发生的原因、其表现形式、影响力和作用力,以及风险形成的过程都是非常复杂的,这就决定了企业风险具备复杂性的特征。人们对企业经营过程中各个环节所产生的风险无法完全了解或全面掌握。

1.2风险的分类

1.2.1按风险的性质分类:

(1)纯粹风险：不能给企业带来机会、企业无获得利益可能的风险。纯粹风险只有两种可能的后果造成损失和不造成损失。而纯粹风险所造成损失是绝对的损失。

(2)投机风险:既可能给企业带来机会、利益,有可能给企业带来威胁、造成损失的风险。投机风险有三种可能的后果:造成损失、不造成损失和获得利益。投机风险如果是活动主体蒙受了损失,但全社会并不一定也跟着受损失,相反,其他人则有可能因此而获得利益。

2、电网企业电力营销经营风险管理

为了合理发电商的市场力,从而规避上网电价波动为电网企业电力营销业务所带来的经营风险,较为成功的方法是将成熟的金融衍生工具引入电力市场当中,采用对冲的方式对电力营销的经营风险进行规避"根据交易时间的不同,电力市场可以分为期货市场、年度合约市场、季度合约市场、月度合约市场、日前市场、实时市场和辅助服务市场,电网企业根据负荷要求在不同的市场制定不同的策略进行购电,再将电能以夏售和零售的方式出售给电力用户。电力企业参与合约市场交易是为了保持电价稳定,规避市场经营风险。电网企业购买合约电力是以未来的实时电价和负荷的预测值为依据的,由于不能准确预测实时电价和负荷,市场经营风险对电网企业的电力营销业务利益威胁很大,因此电网企业必须协调优化好合约交易和现货交易,并利用电力期货进行对冲(套期保值)来规避。

3、电网企业电力营销客户信用风险管理

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（一）电力市场需求分析电力市场在改革后，由传统的垄断行业逐渐向竞争机制转变，形成电力买方市场，改变了过去电力供应短缺，或阶段性供需关系差异较大等问题。但是，我国现在电力资源分布不够均匀，有的地方电力建设比较落后，地区不平衡现象屡屡存在，从总体平均水平看，电力供应水平远远没有达到社会需求，我国电力消费占一次能源消费的比例仅仅为百分之三十四，这与世界发达国家相比差距还是较大的。

（二）电力市场环境分析电力市场环境是由供电公司、市场营销辅助机构、电力市场、能源竞争参与者以及社会公众共同组成的。供电公司负责对配电所、维修系统等职能部门进行管理，市场营销辅助机构包括电力供应商、辅助设备供应商、拥有权限的各级售电、供电企业等。电力市场又分为消费电力市场和生产电力市场，消费电力市场通常指个人消费，生产电力市场是指购买电力的目的是为了用于工业、农业、建筑、制造、交通、通信、金融等等方面的运转，另外，还有一种售电供电企业，是为了通过购买电力再转售给其他客户，以获取利润差价，本文主要就是阐述这种购电所需承担的风险。总体来说，电力环境随着改革的稳定发展，电网主辅分开已经到位，但是电网垄断还尚未打破，电力市场的权益机制和习惯思维仍在发挥强大的影响作用。

（三）未来电力市场环境发展分析由于我国城镇化和工业化的发展，未来社会用电增速将会提高，那么电力工业规模投资也会加大，在电源投资、电网投资等方面，都会考虑资源结构进一步优化，如电源投资向西部欠发达地区倾斜，电网投资向主网架和配电网倾斜等。未来随着电力市场的发展，电力改革也将进一步深化，如电价改革、深化资源性产品价格改革、实施居民阶梯电价改革、开展竞价上网和输电配电价格改革、完善水电、核电及可再生能源的发电定价机制、促进节能减排项目发展、发展清洁能源发电技术、开发太阳能、生物质能、地热能等其他新能源，这些都是未来电力市场环境的发展趋势。

二、电力市场环境下供电公司的购电风险分析

当前的电力市场环境下，垂直垄断被彻底打破，供电企业作为的经济实体，参与到电力市场的竞争中来，面临的风险也是很多的。电力系统中，由于自身的特点，各部分的相互影响非常复杂，存在不可避免的网络制约和输电损耗，其面临的风险也具有特殊性。做好对风险的有效控制，减少风险给供电企业带来的经济损失，使供电公司和发电企业成为利益协作共赢的局面，从而创造更多的经济效益和社会效益。

（一）电力价格波动给供电公司带来的购电风险供电公司购电是基于电力金融市场中的衍生品交易，对于供电公司来说，购电所面临的风险，主要是由于购电电价的波动，即不确定性。电价波动给电力市场的安全和稳定运营带来很大影响，因此需要对电力市场的风险进行正确的度量和评估，使供电公司的购电风险建立在一个有效的管理体系之中，以确保电力市场的健康发展。当购买电力的方式和电力价格的波动剧烈，销售价格联动机制没有建立相应的用户侧电价，那么供电公司就会承担相应的风险。当上网电价上升，销售电价下降时，购电公司的利润就会减少，上网电价同时也受到燃料价格等外部因素的影响，这就需要购电企业有一定的交易策略，以此来应对市场风险。

（二）购电量的市场分配风险在电力市场环境下，供电公司可以在市场上通过不同的方式购买电力，同时，公司制订一定的购电分配策略，以实现利润最大的预期。然而，市场竞争带来诸多不确定因素的风险，供电公司如果对购电量的购买计划预测失误，将会带来巨大的经济损失。供电公司在市场购买所需电量，一个是实时市场，一个是远期市场，两个市场的价格波动是不一样的，由于市场中多方参与电力买卖，那么公司的购电策略就显得尤为重要。

（三）负荷预测的不确定性风险我国的电力市场中，发电企业和电网公司是市场购电的两个主体，各个发电公司只能将电力卖给电网公司，一般用户是不能与发电企业直接进行电力交易的。因此电网公司必须对电力负荷进行较为准确的预测，然后再跟发电企业购买电力，这样才能保持电网供需功率的平衡。如果负荷预测不准，就会出现差额电量，那么差额电量无法储存，必须在实时市场进行交易，而实时市场的电价比远期合同市场电价要高，这样供电公司就会付出更高的成本，产生一定的购电风险。

三、总结

电力交易风险范文5

1．1计及煤耗和网损的发电权交易发电权交易是指拥有一定发电许可份额的发电厂商之间进行电量的买卖与置换，这必然会使潮流分布发生改变，也必然引起网损的变化。作为设计案例可让学生仿真分析以节能降耗为目标的发电权交易，考虑交易前后煤耗的变化情况，以及系统网损的变化情况;当系统由于发电权交易发生阻塞，需要削减交易对时，综合考虑系统网损和煤耗的因素，有效指导发电权交易的实施，确保交易发生后系统节能量最优。

1．2基于节点边际电价的输电权交易分析学生通过本设计案例仿真分析输电网络对电能交易的影响，理解物理输电权和金融输电权的概念及其存在的问题;输电网络损耗和阻塞对电能交易价格的影响，理解阻塞盈余的概念;在阻塞盈余分析的基础上，设计案例还让学生仿真分析金融输电权交易，理解金融输电权交易对规避输电网络引起的交易与价格波动风险的作用机理。

1．3输配电成本分摊分析结合学生潮流计算的学习基础，本设计案例仿真分析不同的市场交易对输配电网络资源使用程度;考虑输配电定价对交易的影响，并基于输配电固定成本合理分摊原则，仿真分析输配电固定成本在不同交易主体上的分摊责任;设计案例分析不同交易产生的网损成本的差异，仿真分析输配电网损成本在不同交易主体上的分摊责任。

2PWS简介

。它能够有效地计算高达100，000个节点的电力网络。它基本的工具包里包含了经济调度、区域功率经济分配分析、功率传输分配因子计算(PTDF)、短路分析以及事故分析等功能的工具。该软件包与其它商业潮流计算软件包不同，可以让用户通过生动详细的全景图来观察电力系统。。。

3金融输电权交易教学案例展示

3．1基本原理(1)金融输电权(FinancialTransmissionRight)为市场交易者规避价格波动风险而设立的金融工具，它是一个金融支付合同，这个合同的支付取决于电力现货市场的成交结果。当电力网络在输配电过程中发生阻塞时，金融输电权的拥有者获得经济补偿，以保持输配电价格的长期稳定性。(2)节点边际电价(LocationalMarginalPrice)是当前系统运行状态下某节点增加一单位有功，同时保证电力系统安全运行所需的最小购电费用。节点边际电价既是衡量电能价值的一种定价方式，同时也是缓解阻塞的一种方法。如果不同区域之间不存在阻塞，各区域边际电价相同，就是系统边际电价。(3)阻塞盈余(CongestionSurplus)是阻塞情况下，按照节点边际电价结算，市场交易实现的社会总福利。本实验模块采用节点边际电价作为电能量交易市场定价的方法。分析输电网络阻塞对电能交易价格的影响，以及金融输电权交易对规避输电网络引起的交易与价格波动风险的作用机理。

3．2实验案例一个4节点系统如图1所示。节点1、2、3、4分别接有发电机G1、G2、G3、G4和负荷X、Y、Z、W。发电机的参数详见表1。4个节点由4条线路连接形成一个完整的系统，系统路的参数详见表2。假设各节点电压均为138kV，且仅考虑线路阻抗而忽略电阻等其它参数的影响。我们要求学生能在不同的负荷情况下，利用PWS计算系统中各节点的节点边际电价;并分析系统中是否会发生阻塞?如果存在阻塞，分析系统的阻塞程度，并求系统的阻塞盈余。

3．3实验过程(1)当负荷X、Y、Z、W分别为300、200、180、200MW时，计算结果如图2所示。由图2可以清晰地看出，此时的系统中不存在阻塞。4个节点的节点边际电价均为400．00￥/MWh，即该4节电系统的系统边际电价为400．00￥/MWh。此外，图2中显示线路12输送有功潮流295MW，占线路容量的98%;线路13输送有功潮流285MW，占线路容量的95%。两条线路均已接近饱和。而线路34和24输送有功潮流分别为105MW、95MW，远远低于其线路的输送容量。(2)当负荷X、Y、Z、W分别为300MW、500MW、450MW、400MW时，计算结果如图3所示。如图4节点系统中，线路12方向发生阻塞，4个节点的节点边际电价分别为400．00￥/MWh，475．00￥/MWh，450．00￥/MWh和425．00￥/MWh。可以计算此时的系统阻塞盈余。阻塞盈余=各节点用户支出之和－各节点的生产者收入之和=(300×400+500×475+450×425+400×450)－(875×400+775×450)=30000元。其中，节点用户支出为节点负荷量与该节点的节点边际电价的乘积，节点生产者收入为节点发电量与该节点发电机报价的乘积。(3)若在交易前机组G1用￥1000购买了线路12的金融输电权50MW。当阻塞发生时，G1不能将便宜的电能900MW全部卖出，只售出875MW，但其可以从输电权市场中获利=50×(475－400)－1000=2750元

3．4实验结论在本实验案例和实验过程中，系统中阻塞的发生，使得各节点的节点边际电价发生了变化。以节点2为例，节点2的节点边际电价由系统未发生阻塞时的400．00￥/MWh增长到系统发生阻塞时的475．00￥/MWh。在存在阻塞的系统中，机组G1通过购买50MW的金融输电权，虽然增加了成本1000元，却规避了由系统阻塞带来的交易风险，同时在输电权市场中获利2750元。通过金融输电权交易教学案例，设计案例仿真，使学生了解了阻塞对电能交易价格的影响，掌握了阻塞盈余的概念，透彻理解了金融输电权交易对规避网络阻塞所引起的交易，以及规避市场价格波动风险的作用机理。

4结语

电力交易风险范文6

当前，电力需求增速放缓，煤电利用小时数不断下降，煤电产能持续扩张，煤电行业面临着严峻的形势。要结合电力改革方向，积极运用市场手段，严格执行决策部署，全面做好现阶段煤电控产能工作，有效防范和化解产能过剩的风险。

煤电行业形势严峻

近几年来，受经济增速放缓和产业结构调整升级的影响，我国用电需求增速总体回落，作为发电主力军的煤电设备利用率持续下降，但在煤炭价格走低、上网电价调整滞后、企业注重规模扩张及地方政绩考量等多重因素的影响下，煤电装机仍持续扩张，煤电装机增速明显快于煤电发电量增速。根据中国电力企业联合会数据，2016年我国煤电装机为9.43亿千瓦，比2014年增长了12.1%；而煤电发电量为3.9万亿千瓦时，比2014年下降了3.0%。2014～2016年我国煤电装机年均增速约为5.8%，约合年均新增4900万千瓦，同期来自煤电的发电量年均增速仅为0.63%。2016年以煤电为主的火电设备平均利用小时数已降至4165小时，为上世纪六十年代以来的最低水平。这些情况说明了煤电供应能力与实际用电需求之间已出现明显失衡。

从各省来看，部分省份煤电产能相对过剩明显。2016年火电装机排名前十位的省份中，除河北省外其余省份火电设备年平均利用小时数均呈不同程度的下降。其中，火电设备年平均利用小时数在4000小时左右的省份有广东、山西、河南和浙江，产能过剩问题较为突出。在水电、核电等清洁电力供应增加的挤压下，火电装机容量全国排名第三的广东省2016年火电利用小时数为3698小时，同比减少268小时，同期水电、风电设备平均利用小时分别为3550小时和1848小时，同比分别增加754小时和83小时。

在这种形势下，如果此前全国已经纳入规划、核准及在建的3.5亿千瓦左右煤电项目全部投产，根据我们相关模型测算，全国总装机容量规模将足以满足十年以后的发电装机规模需求。即使不投产任何新的煤电机组，在保障单位GDP能耗、碳排放及非化石能源消费比重达到国家约束目标的前提下，以现有煤电发电能力并通过灵活性改造，加上清洁能源装机的增长也足以满足未来五年内的发电装机规模需求。

以煤电为主的火电设备利用率过度下降是产能相对过剩的重要表现，这会压减火电投资回报水平，拉长投资回收周期。如果继续大量增加投资扩大产能，将会造成行业效率进一步下滑，带来更大的资源浪费，同时也将挤压部分可再生能源发展空间。在电力市场改革推进不到位、煤电投资决策缺少市场约束机制的情况下，还需要部门加强宏观和引导，避免煤电产能^剩愈演愈烈。

力度逐渐加码

自2015年下半年以来，相关部门对控制煤电产能的态度逐渐明确，力度不断加强。2015年10月，国家和国家能源局《关于做好电力项目核准权限下放后规划建设有关工作的通知》，提出燃煤电站要明确划分年度总量控制目标和结构调整目标。。2016年8月至10月，国家能源局先后《关于进一步规范电力项目开工建设秩序的通知》《关于取消一批不具备核准建设条件煤电项目的通知》和《关于进一步煤电规划建设的通知》，以全面落实《通知》中提出的关于有序推进煤电建设的各项要求。2017年1月，国家能源局《关于进一步做好火电项目核准建设工作的通知》，提出严格规范火电项目核准和开工秩序，责令违规建设项目立即停工整顿，并要求红色预警省份2016年开工建设的自用煤电项目（不含民生热电）停止建设。上述一系列表明现阶段化解煤电产能过剩风险的主要手段是以缓建、晚建、尽量少建或者不建，淘汰落后机组为主，而不是关闭机组。2017年3月，总理在工作报告中提出今年“要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上，以防范化解煤电产能过剩风险”。

上述一系列煤电从“明确分年度总量控制目标”到“严控煤电总量规模”，再到“取消一批、缓核一批、缓建一批”措施的具体落实，最终到明确煤电去产能规模，体现出相关部门对煤电产能过剩问题的重视程度提高，这也意味着接下来煤电去产能工作将向纵深进一步推进。受这些的影响，煤电有序发展成效正逐渐显现。2016年全国共取消1240万千瓦不具备核准建设条件的项目，关停落后机组约500万千瓦，26个风险预警等级为红色省份的自用煤电项目受到严控，煤电基地配套煤电项目规划建设按需推进。

多管齐下化解煤电产能过剩风险

就目前煤电控产能和去产能的实际情况而言，一方面以行政手段控制煤电项目确实能够取得立竿见影的效果，但强制性管控办法也会有副作用，从长远来看也不符合电力市场建设以及角色和定位转变的要求；另一方面，当前电力改革进程中还存在一些深层次矛盾有待解决，单纯依靠市场手段无法有效调节煤电产能，将煤电的优胜劣汰全部交给市场也不太现实，难以达到预期目的。因此，在制定煤电控产能防风险时，应当以深入推进电力市场改革为依托，将行政手段与市场手段有机结合起来，积极运用市场手段，既要有效防范和化解煤电产能过剩风险，又要为下一步改革打下良好基础。

一是明确新增煤电项目不再分配发电计划。“放开两头，管住中间”是电力改革的基本思路，在保证电力供需平衡、保障清洁能源发电优先上网的前提下，加快放开其他发用电计划，加快电力电量平衡从以计划手段为主向以市场手段为主过渡的步伐。控制煤电产能也要和这个思路结合起来，对于新增煤电项目，应一律不再纳入年度发电计划，全部采用与用户直接交易、电力市场交易等方式，业主自行寻找合格的消纳主体，减少企业对煤电项目的投资冲动。

二是强化电力调度的性和程序规范。深化电力调度系统改革，以制度性方式保障电力调度系立运行，不接受利益相关方、地方有关部门对调度提出的不合理、不公正和非正常要求。电力调度执行严格的运行程序规范，优先保障清洁电力上网，优先保障现有合规煤电机组上网。

三是确保跨地区清洁电力优先消纳。在当前电力供需整体宽松的形势下，电力输送省际壁垒的问题日益突出。部分省份基于税收、GDP、就业等地方利益考虑并受审批权下放的影响，一方面抵制外省清洁电力，另一方面又兴建本地煤电项目，使部分地区煤电产能过剩突出，同时也导致清洁电力消纳受限，加剧弃水、弃风、弃光甚至弃核现象。因此要强化清洁电力的全国性统筹消纳，打破区域壁垒和省级壁垒，破除地方保护主义，扩大省际市场化交易规模，采取电力直接交易、发电权交易等多种形式，通过市场竞争形成交易电量和交易价格；加快研究制定省际和省内电力中长期交易实施机制细则，建立全国统一市场规则体系；完善考核机制，将清洁电力利用程度作为重要指标纳入考核体系中。

四是鼓励现有煤电企业兼并重组。在产业结构调整、转型升级的新常态下，兼并重组既是化解过剩产能的一种手段，又是优化资源配置能力、提升发展质量效益的重要举措。在遵循市场经济规律和企业发展规律，适应行业、产业发展要求的基础上，以市场为导向，鼓励现有煤电企业采取各种有效方式来推进兼并重组，实现集约发展、产能重构，提高运行效率。加大对国有电力企业的效益考核，减少规模考核。

五是完善煤电规划建设风险预警和监管协调机制。和各省加强配合，跟踪全国和区域电力供需变化趋势，及时风险预警提示。国土、环保、水利等不同部门以及银行业等金融机构在为煤电项目办理核准及开工建设所需支持性文件、发放贷款时，根据风险预警提示采取有针对性的措施。进一步加大各相关部门沟通协调力度，有针对性的开展联合检查和重点督查，严厉查处违规建设项目。

六是特定时期内的煤电项目投产规模。考虑到短期内煤电产能冗余度较大，应延后审批新煤电项目申请，延后开工已批未建煤电项目，放缓在建项目投产进度。严格以热电联产、余热余压余气利用、多能互补示范项目等名义获得批准而实质上是按煤电项目进行规划和经营的项目，对热负荷不落实的项目不批准，对达不到设计热负荷的项目采取惩罚措施。落实国家《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。

七是严格煤电项目准入及淘汰标准。防范煤产能过剩风险重在控制新增产能，但也要提升既有机组的适应性。要制定更为严格、科学的新增煤电机组能耗、排放和安全等标准，逐步提高对既有煤电机组的要求，坚决淘汰不达标的煤电机组，依法加强环保监管。