电吹风市场研究报告电吹风研究报告是报告大厅在对要从事电吹风行业或者要进入投资之前，对电吹风行业的相关因素以及具体的行情金星具体研究、分析、调查以及评估项目的可行性、效果效益等，从而提出建设性意见以及建议对策。为电吹风行业投资决策者或者是主管总结下研究性报告！ 电吹风研究报告主要是对分析电吹风行业需求、供给、经营特性、获取能力、产业链和价值链等多方面的内容，整合行业、市场、企业、用户等多层面数据和信息资源，为客户提供深度的电吹风行业市场研究报告，以专业的研究方法帮助客户深入的了解电吹风行业最新情况，发现投资价值和投资机会，规避经营风险，提高管理和运营能力。
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关键词：购电风险；电力市场环境；供电公司；对策
前言
与其他商品不同，供电公司参与市场竞争是以电力作为竞争对象的，由于电力无法储存，这就导致了电力供求关系与电价之间是相互影响的，任何一方波动变化都会给另一方造成影响，从而增加供电公司购电风险发生可能性。所以为了减少电价波动，稳定电力供求关系，采取有效的风险防控措施必不可少。
1电力市场环境下供电公司购电风险类型
1.1不确定性风险
负荷预测是供电公司购电活动中的一个重要环节，是合理确定购电量多少的重要参考依据。在电力市场环境中，由负荷预测给供电公司所带来的购电风险主要体现在不确定性方面。电网公司和发电企业是我国电力市场中的两大主体，电网公司是发电企业的主要买家，甚至可以说是唯一的客户对象，因为在我国电力市场体制和相关法律要求下，发电企业是不能随意将电力卖给一般用户的，两者之间不能直接进行电力交易。这就使得电网公司对电力负荷的预测难度大大增加，因为不同时期电力需求、电力用户数量不是固定不变的，因而负荷预测具有不确定性风险。
1.2价格波动风险
在电力市场环境下，供电公司购电主要是通过在电力金融市场中交易衍生品来实现的，这样的电力市场，交易环境使得电价的波动，电价的不确定性成为供电公司购电风险主要来源之一。电价的波动，尤其是大幅波动，将会给电力市场运行安全性与稳定性带来巨大影响，增大电力市场的不确定性风险。若在电价波动期间供电公司进行购电交易，由于电价不稳定，将可能会发生购电成本增加、购电购买力不足或供过于求等不良现象，降低电力市场运行健康性。
1.3市场分配风险
供电公司对于电力的购买可以有多种不同的购买方式，而为了实现利润的最大化，供电公司在购买前往往会制定一定的购电量市场分配策略。但电力市场环境下，激烈竞争的不断进行产生了许多不确定性因素，带来了各种不确定性风险，使得供电公司对于购电量市场分配策略的制定也面临着不确定性风险。若购电量供需不平衡，就会在实时市场与远期市场产生电价差，增加供电公司运营成本。
2加强供电公司购电风险管理的有效对策
2.1提高电力负荷预测准确性
降低负荷预测不确定性风险的最有效方法就是提高对电力负荷预测的准确性。而要想实现这一目标，供电公司需要做的是重视并加强电力市场需求分析，电力市场环境分析以及未来电力市场环境发展方向与发展态势的预测分析，实时掌握电力市场需求、电力市场环境及其变化，根据变化灵活调整购电方式，购电策略，改革电力负荷预测方法，运用科学、先进预测工具，提高电力负荷预测的准确性。在准确预测电力负荷前提下，合理确定购电量，而后进行购电交易，以尽可能缩小购买电量与实际需求电量之间的差距，保持购电功率平衡。电力负荷预测准确性的提高，不仅可以降低负荷预测不确定性风险，而且对购电量市场分配风险的控制也具有较好的积极效应。
2.2准确分析与评估购电风险
针对电价波动风险，供电公司首先应加强对电力市场的调研，了解电力市场发展动态与总体趋势，掌握电力用户需求变化和用电峰谷时段，适应电力市场环境。然后根据最近几年市场电价波动情况，结合自身购电需求，制定一套购电风险评估体系，建设一套完善的风险管理系统。对于风险评估体系要合理设定评估指标，结合定性定量评估方法对购电风险进行系统分析与科学预测，进行科学客观的评估，将风险评估结果融入到风险管理体系当中开展风险管控工作，加强对电价波动风险的预防和规避，保障供电公司购电活动正常进行，保障电力市场稳定健康发展。此外，为了避免因电价强烈波动而带来电力销售价格波动风险，供电公司还应建立销售价格联动机制，将用户侧电价引入其中，强化对用户用电量、电价的预测和管理。
2.3制定灵活、有效的购电分配策略
根据上文分析了解到供电公司所面临的购电量分配风险主要是由电力市场激烈的竞争及其所带来的不确定性因素所引起的。基于这一分析，供电公司应在提高电力负荷预测准确性，提升风险分析与评估能力基础上，针对动态变化的电力市场环境，制定灵活有效的购电量市场分配策略，选择恰当合理的购电方式。当电力市场电价出现波动，电力供求关系有所变化时，启动销售价格联动机制，及时调整购电量分配策略与购买方式，以适应电力市场电价的波动、电力需求的变化，降低购电风险发生概率。
3总结
在我国电力市场改革的不断推进下，电力市场环境和电力供求关系已发生了巨大的变化，电力市场逐渐由垄断式转向市场化，由卖方市场逐渐转向买方市场，电力竞争愈演愈烈，这样的市场环境要求供电公司必须要全面做好购电风险分析工作，做好风险预防措施，针对不同风险采取不同的控制策略，推动电力市场稳健发展。
参考文献
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关键词：电力市场；发电企业；风险管理；市场体制；市场风险
1T公司在电力市场中面临的主要风险和采取的措施
1.1市场政策风险
新加坡能源市场管理局（EMA）作为电力市场监管部门，在电力市场中拥有非常强势的地位，其出台的政策对发电商经营将造成深远影响。近年来，新加坡经济增速减缓，经济发展压力较大，为降低潜在投资者的投资成本，提高新加坡制造业的市场竞争力和投资吸引力，能源市场管理局推出了一系列的政策，最终目的都是要加强市场竞争，打压市场电价。近年来快速降低的固定合同比例，以及固定合同招标的政策，损害了发电商的利益。面对不利政策可能带来的影响，T公司积极与能源市场管理局沟通，通过各种渠道进行反映，同时进一步开拓零售市场，提高零售合同量，以应对逐渐降低的固定合同比例，锁定发电利润。
1.2市场竞争加剧
电力作为同质化商品，价格是最主要的竞争因素。所以对于零售市场（retail）和现货市场（Pool），激烈的价格竞争是其最大风险。当市场中出现激进的发电商低价竞争或者新发电商进入挤占市场份额时，市场整体价格将被压低，影响发电商的毛利水平。而且随着固定合同比例的降低、零售市场的扩大和市场竞争的加剧，零售市场价格与现货市场价格的关联性日渐提高，维持较高的现货市场价格成为零售合同取得高毛利的基础。面对竞争日益加剧的市场，T公司客观分析各发电商竞争力，根据自身具有竞争力的机组所占市场份额，制定与之相匹配的电量市场占有率目标，收集、分析其他发电商的市场信息，并通过对不同零售客户的取舍、电子竞标报价等市场行为向其他发电商释放市场信号，尽量达成共识，避免陷入恶性竞争。
1.3现货市场风险
现货市场出清电价和机组间电量分配由市场清算系统（MCE）根据各发电商每时段（半小时）报价计算得出，由市场供需关系和各发电商市场报价行为决定，事前无法准确预测。为降低现货市场价格波动带来的风险，T公司在与政府公营的零售商（MSSL）签订固定合同（vesting）的基础上，积极开拓零售业务，通过增大合同电量比例，抵消部分市场风险。
1.4零售合同风险
固定定价产品（fixed）根据当前燃料价格情况确定一个固定的电价，并与客户签订一定期限的合同，一般合同期为1～3年。合同确认后，根据合同预测电量对燃料、汇率做套期保值。商业客户一般用电量比较稳定，而中小企业客户由于客户分散，一般总用电量也比较稳定，所以风险较小。但是对于大工业客户，用电量随生产情况波动，且单个客户用电量大，如果油价上涨，同时客户用电量高于预测或者油价下跌，同时客户用电量低于预测，T公司的毛利就会低于预期。为应对该风险，T公司与大工业客户的固定价格零售合同中签订了客户每月的用电量，要求客户每月用电量在合同电量的±10%内，尽量降低固定价格合同的风险。
1.5客户信用风险
面对电改，我们要认真研读现有电改政策，积极参与电力市场政策制定，向对公司有利方向引导。尽量避免电网企业参与售电市场竞争，电网的参与将增加发电企业发展零售新客户的难度和成本。提高调度和交易机构的相对独立性，减少电网企业对市场交易的影响和干预，以利于信息公开、公平交易和市场监管。争取发电企业容量电价，以弥补部分固定成本，避免因发电企业以短期边际成本制定电价参与竞争而造成利益损失。
2国内电力市场化过程中可能面临的风险及建议
2.1市场政策风险
目前电力体制改革走向不明朗，电力市场建设、交易体制改革、发用电计划改革、输配电价改革和售电侧体制改革等相关配套文件尚未落地。售电市场开放程度、电力市场交易形式、电网公司是否参与售电、调度及交易机构独立程度等问题都将影响公司的竞争力。
2.2市场竞争风险
在目前电力供需总体供大于求的局面下，电力市场放开后，电价可能有较大幅度变动。发电成本高的机组市场竞争力将下降，各类型机组之间利用小时差距将进一步扩大。目前，国内部分区域在大用户直供和替电方面已呈现恶性竞争态势，若市场放开，竞争可能进一步加剧。同时特高压的建设进一步扩大了市场竞争的范围，使西南水电直接参与了上海、浙江、江苏、广东等公司传统利润中心区域的竞争。公司作为全球最大的发电企业，总装机容量在全国电力市场占有优势，但是在各省装机分布比较平均，在部分省市，地方发电企业在省内装机占比高，具有较强的市场力。为应对市场竞争，需要进一步加强电厂生产队伍建设，提高机组效率，降低边际成本，使机组在电能市场具有竞争力；提高设备可调性，使机组在辅助服务市场具有竞争力，尤其是燃气机组，要发挥性能优势，通过辅助服务市场赚取利润。同时，做好设备维护，提升设备稳定性和可靠性，降低非计划停运及降出力次数，尽量避免跳机引起的损失。同时，积极拓展供热、供汽等业务，最大化利用现有资产，通过多元化应对市场风险。在地方发电公司具有市场力的省份，建议政府制定限制市场力的政策。同时特高压输电容量一般较大，对电网安全性影响大，建议政府合理设计备用费用。
2.3现货市场风险
电价根据市场供需情况和各发电商的报价，各时间段发生变化，电价水平很难预测。交易人员需要根据市场情况快速做出判断，任何操作失误都有可能使公司利益受到重大损失。而且现货市场对机组的稳定运行要求很高，非计划停运可能造成无法预测的损失。为应对现货市场可能带来的风险，建议成立风险管理相关组织机构，对交易部门和交易人员合理授权，并做好IT系统权限设置，在保证交易人员能及时应对市场变化的前提下，控制交易人员不理性操作或操作失误引发的风险。加强信息化建设，开发相关市场数据分析系统，通过IT系统对现货市场历史数据进行记录、管理和分析，为交易人员快速、准确地预测市场变化提供条件。同时，开拓电力零售市场，通过与客户签订售电合同，将合同电量提高到一定水平，降低电力现货市场价格变动带来的风险，保证稳定的收益。加快交易人员和市场人员的培养，适时引进市场营销方面的人才。
2.4燃料市场风险
目前公司装机容量煤机占比90%左右，而燃料成本是煤机发电成本中最大的部分。国内煤炭价格根据市场情况剧烈波动，燃料成本无法精确预测，给公司实现利润目标带来较大的风险。为应对燃料市场风险，建议公司签订根据指数结算的煤炭供应合约，研究国内动力煤期货市场，对冲燃料价格波动风险。
2.5客户信用风险
公司参与售电市场后，将直接与电力用户发生合同关系，与原来面对电网这个单一稳定客户不同，零售业务客户数量众多、行业广泛、参差不齐，客户信用风险将从电网公司转移到零售公司。部分企业和个人信用意识较差，可能会发生欠费、坏账等问题。对于零售客户，零售公司需要建立电费保证金制度，要求客户按照电费结算周期缴纳保证金，规避客户信用风险，也可以通过给予预付电费客户一定折扣的方式，引导客户预付电费。建议零售公司引入客户信用管理，事先收集客户信息，在此基础上进行整理和分析，对客户的财务状况、信用记录等各个方面进行了解。通过对零售客户的信用评估和信用分级，建立客户信用档案。
2.6思想转变风险
长期以来，电网是发电企业的唯一买方，发电企业不与电力终端用户直接接触。电力市场开放后，各发电企业的竞争除了价格竞争外就是服务的竞争，企业员工可能难以快速适应市场形势的需要，所以需要在公司内部加强电力市场化改革方面的宣传，使员工逐步了解电力体制改革的形势，强化员工市场意识。
作者:万常洪 单位:华能江西分公司市场营销部
参考文献：
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随着国家经济的飞速发展与群众生活质量的不断提升，电力市场也步入了发展的快车道，随着十三五规划的出台，电力市场未来也有着良好的发展趋势。在电力市场发展的过程中难免会遇到各方面的风险，其中金融风险就是其中最为显著的，如何规避电力市场中的金融风险便成为电力行业发展最核心的内容。
关键词:
电力市场；发展趋势；金融风险；防范
一、电力市场现状
现代科技的进步与市场经济的完善推动了电力市场的不断革新和发展，自从上世纪末我国启动电力体制改革以来已经形成了初步的市场格局。然而当前我国电力市场依旧存在着电力企业过于垄断、资源优化不足、电力市场供需不平衡、交易形式过于单调、竞价体系有所缺失等方面的问题。为了解决这些问题，在“十三五”中主要从以下几方面提出了解决方案：一是确立电力在能源系统当中的全新定位；二是有效解决电力相对过剩以及“三弃”（弃风、弃光、弃水）问题；三是处理好治煤电、气电发展与环境治理的矛盾；四是智能电网、能源互联网要有效与电力市场完成对接；五是低碳与电力相结合的发展战略。
二、电力市场发展趋势
(一)火电
火电也称之为火力发电，它主要指的是借助煤炭、石油、天然气等固体、液体燃料燃烧所产生的热能转换为动能以生产电能的方式。火力发电有着悠久的历史，当前仍旧是我国的主力电源，在电力工业中它也有着无可争议的主导地位。然而随着环保技术的进步、发电成本的降低，未来火力发电的清洁高效发展是必经之路，当前火电发展将面临十分严峻的形势。为此“十三五”要求未来火电发展应该更加注重合理调控煤电装机，控制新增火电装机的规模和数量，在不断满足未来新增电力需求的前提下优先发展非化石能源，这也是火电未来发展的主要趋势。
(二)水电
水电是可再生、无污染、花费少的清洁能源，它能有效实施电力调峰，并能解决当前我国传统能源资源日益紧张的局面。我国水能资源有着世界最大的蕴藏量，发展水电对我国能源发展有着十分重要的作用，也是可持续发展的基本要求。在“十三五”规划中，大型水电基地建设是水电发展的重中之重，依照十三大水电基地来划分，在2015年和2020年它们总体开发程度要分别达到55%和70%的水平，这意味着未来的水电建设任务将会异常繁重。
(三)风电
风电是把风的动能转为电能的一种发电方式，它也是一种清洁的可再生能源，有着巨大的蕴量。我国有着丰富的风能资源，随着技术的不断进步及风电运营经验的丰富，我国风电市场发展逐渐呈现出风电大型化、海上风电以及风电技术的进步三大特征。在“十三五”期间，风电将淡化装机目标，着重调整政策，解决补贴资金、弃风限电等方面的问题。“十三五”风电将进一步推动风电技术的进步，不断降低风电成本，简化风电市场的准入门槛。
(四)其他新能源
此外我国在太阳能、生物质能、新型核能等方面新能源开发利用方面也取得了重大进展，但是我国新能源发展也面临着规划建设不同步、建立消纳困难以及补贴资金到位难等问题。“十三五”对于新能源发展也做出了全新的规划：新能源汽车要更加注重产业化的发展，核电要逐步在内陆实现破冰发展，光伏要注重降补贴、降成本的双降标准，节能环保则应该更加注重约束性指标的强化。此外大力发展绿色金融、绿色信贷、绿色保险则等则是未来新能源未来发展的趋势之一，对于我国电力市场发展起到了关键的作用。
三、电力市场中的金融风险
(一)贷款风险
在电力市场发展中难免会遇到各方面的金融风险，当中贷款风险是最为显著的，特别是新建项目的项目贷款或已经建成项目的营运期贷款更是常见的贷款风险。我国电力企业为了完成相关的电力项目指标不惜向银行贷款融资，但由于电力企业主要领导者对贷款风险和有效商账管理认识不足，高销售额往往是电力企业项目运营的主要追求目标。由于我国信用评级体制的缺失和对客户资信评估的不重视导致电力企业在收款环节面临较大的困难，这让它们面临着沉重的债务风险。因此如何规避贷款风险已经成为我国电力企业的核心问题之一，以便能够更好解决电力企业的融资问题。
(二)发债风险
电力市场发展过程中大型电力集团公开发债是另一种常见的融资方式，随着规模扩大、设备维护以及技术改造等方面资金的需要，不少大型电力企业都需要借助加大债务融资力度来完成相关项目的建设，但是这些企业内控功能与内部审计功能的弱化使得其面临着显著的发债风险。随着电力体制改革的深化和“十三五”规划的出台，未来相关监管政策的变化将会是电力企业公开发展主要面临的风险。
四、电力市场中的金融风险防范
(一)发展电力期货市场，规避电力市场风险
电力市场化运作是我国电力体制改革的主要目标，发展电力期货市场以规避规避电力市场风险则是完成这一目标的主要措施。通过电力期货交易能够规避电力市场的风险，电子现货与期货的结合不仅能够平抑电力价格的波动，也能促使电力企业不断提升生产效率。电力期货市场可以使得市场参与者不断调整策略，促使电力企业对电力的供应趋于稳定。
(二)合理控制电价，严格控制电力市场中的市场力
要让电力市场更好规避金融风险，合理控制电价是必不可少的措施，严格控制电力市场中的市场力能够防范电力市场出现电价波动风险以及电力短缺风险。借助发电商和供电商之间的合同协议来确立电价，电力企业得到事先出售相关产品的同时也减少了其操纵现货市场电价的可能性和积极性。保证电价的稳定既能够很好规避金融风险，还能够让电力企业的融资能力和还债能力维持在稳定的水平，从而使得电力企业的负债压力得到进一步的降低。
五、结束语
综上所述，随着电力市场发展趋势的进一步明确，我国电力企业在应对金融风险方面需要采取更加有效的措施和方案，在加强金融风险管理意识和不断完善相关金融风险管理工具的同时，还应该借助发展电力期货市场和合理控制电价的方法来有效规避电力企业的金融风险。
参考文献:
[1]盖兆军.基于低碳经济的我国电力行业可持续发展研究[D].吉林大学,2015
[2]郭兴磊.电力市场风险规避及对市场力影响研究[D].重庆大学,2011
关键词：海上风电场；并网模式；高压交流输电；高压直流输电
Abstract: the research reference to domestic and international experience in the development of offshore wind power technology, respectively, according to the Tianjin offshore wind farm planning and layout of the development of offshore wind power technology, the total installed capacity of wind farms, wind farms and network mode, the wind farm grid voltage level analysis, combined with the topographical features of the of Tianjin coastal and offshore, Hanau the waters and Dagan waters six wind farms comprehensive comparative analysis and network programs, proposed space requirements grid lines and facilities, set aside for the future, Tianjin offshore wind energy resource development and utilization space conditions.Keywords: offshore wind farms; grid mode; high voltage AC transmission; HVDC
中图分类号：P319.1+1 文献标识码： A 文章编码：
1 引言
近海地区风电场建设与传统风电场建设主要区别之一就是受地理条件影响，风机不能就近接入邻近电网且并网线路需要穿越部分近海海域，对风电并网造成一定困难，而风电场并网发电又是风能资源利用的重点，没有并网的风电无法提供稳定可靠的电力供应，因此探索研究适合我市的海上风电场并网模式对我市开发利用风能资源有着极其深远的意义。
2 海上风电场并网模式研究
2.1风电场接入系统电压等级的选择
海上风电场的装机容量一般都在100MW以上。风电场接入系统的电压等级一般根据风电场的规模、地理位置、周边地区电网的现状、发展规划等因素综合考虑选择。
容量在100MW左右的海上风电场，其电力电量主要考虑就地平衡、消纳，在满足并网技术条件的前提下，可选择以110kV或220kV电压等级直接接入地区220kV变电站。一定规模的海上风电场(例如容量在500MW左右)，可根据中心升压站位置，以220kV电压等级接入500kV或220kV枢纽变电站。大规模集中开发的海上风电场(例如容量在1000MW以上)，可考虑采用500kV电压等级直接接入主干电网。
2.2风电场升压变压器
目前国际市场上的风电机组出口电压大部分是0.69kV或0.4kV，为减少输电系统的电力损耗，一般一台风电机组配备一台变压器，先升压至35kV，再根据海上风电场的规划考虑设置不同规模的海上升压站。
2.3海上风电场的主要并网方式
2.3.1交流输电并网方式
当海上风电场的规模相对较小且风场离海岸离较近时，风电机组一般采用交流电缆的输电方式接入陆上电网。采用交流输电并网的特点主要是电力传输系统结构简单，成本低，但传输容量和传输距离受到限制。
2.3.2基于LCC技术的传统HVDC（直流）并网方式
随着海上风电场规模和风电场离岸距离的增大，有必要采用HVDC技术连接风电场和陆上电网，尤其是风电场额定容量为500MW以上的系统。虽然采用直流传输线路时，线路两端换流站的建造费用比较昂贵，但考虑到直流电缆成本比交流电缆低等各种因素，与交流传输方式相比，采用这种输电方式所增加的费用并不那么突出。
2.3.3基于VSC技术的HVDC（直流）并网方式
基于VSC的HVDC输电技术是20世纪90年展起来的新型HVDC输电技术，与基于LCC的HVDC输电技术不同，它解决了基于LCC的传统HVDC输电需要吸收大量无功功率和换相失败等问题。基于VSC技术的HVDC输电特别适用于风电场与交流主网的接入系统。即使在发电和负荷变化极快的情况下，也能给交流电网增加很大的稳定裕度，还可以消除湍流风和塔影引起的电压闪变[1]。
2.3.4 海上风电场的主要并网方式比较
选择何种方式进行海上风电场并网，需要考虑各种风电并网方式的特点。总的来讲，交流传输并网方式结构简单，成本低，但是传输距离和容量受限，适合小容量、近距离的海上风电场并网；LCC-HVDC的传输并网方式不受传输距离的限制，但换流站成本较高，一般用于特大型海上风电场并网；VSC-HVDC的传输并网方式优点最多，非常适合于海上风力发电场与岸上电网的并网连接，但VSC-HVDC输电系统的最大传输容量目前只能达到几百兆瓦，且换流站成本较高，因此比较适合于中大型海上风电场的并网[2]。
三种并网方式的经济选择范围如图1所示。一般风电场额定容量在180MW以内，离岸距离在120km之内，采用交流并网比较合适；当额定容量在350MW以内时，采用基于VSC技术的HVDC输电系统并网比较合适；更大容量的风电场则需要采用基于LCC技术的传统HVDC输电技术。
图1 并网经济方式中装机规模与距岸距离的关系
2.4海上风电场输电线路的经济比较
换流站的造价和系统设计的电压等级、电流水平等关系并不明显，基本和传输容量有关，价格一般在900元/kW 左右。对于柔性直流工程，由于它刚刚起步，并且仅仅在欧美少数国家投产，因此，目前还很难为其做出适合中国国情的报价预测，但不会低于900元/kW 的水平。对于交流输电系统， 其变电站建设和其他设备费用成本基本为 300 元/kW[3]。轻型直流输电系统的工程造价约为交流系统的2.35倍，但是系统损耗仅为交流系统的2/3。从长远看，随着轻型直流输电技术的成熟，系统及电气设备造价的进一步降低，轻型直流输电系统运营经济性将会更好，综合优势更加明显，更具有推广应用价值[4]。
【关键词】风力发电机；理性；控制策略
1、引言
随着科技的不断进步，社会的不断发展，能源问题将会成为未来人类必须解决的问题之一，同时可再生能源结构会成为未来能源的倾向之一。现如今风能作为一种无污染的可再生能源备受人们的关注，在一定程度上，风力发电将会成为未来最具潜力的新能源之一。国家的科技人员都一直着力于风电技术的研究与开发，国家发改委更是制定了《乘风计划》与《光明工程》计划。全球的风能约为2.74×109MW，其中可利用的风能为2×107MW，比地球上可开发利用的水能总量还要大10倍。
我国风能资源总量约42亿千瓦，技术可开发量约3亿千瓦。目前东南沿海是最大风能资源区，风能密度为200W/M2～300W/M2，大于6m/s的风速时间全年3000h以上就可取得较大经济效益。
2、风力发电在中国现状
2005年以后，我国风电企业数量实现了逐年翻番式的猛增，风机制造商瞬间由二三十家增至百余家，结果这种过度的发展导致了众多问题，乱象丛生。此种情况一直延续到2011年8月，国家能源局宣布收紧此前归属地方核准的“5万千瓦以下风电项目”审批权，目的是通过限制项目审批来遏制地方政府冲动，缓解风电产能过剩的风险。此后，国内风电产业步入深度调整期。经过这两年的洗礼，风电行业，尤其是风机制造业，进行了全行业大洗牌，小企业纷纷倒闭，大企业也开始关注自主研发，打造自己的主力机型，利用高原风机和海上风机等战略找准定位，部分企业开始趋于成熟。风电行业在度过前两年的调整期后，目前已经得到了较好的调整。目前地方经济亟须项目拉动，有业内人士担心会出现“一放就乱”，一些地方为了完成考核突击上项目，一些部门因为权力加大后滋生腐败，出现权力寻租等情况。
更多的业内专家则指出，经过近两年的调整，弃风、技术成熟度不高、产能过剩等问题，至今尚未完全解决。在此背景下，风电场开发投资收益预期始终不明朗，直接影响到风电开发商上马新项目的热情。国家能源局公布的数据显示，2012年全国弃风电量约200亿千瓦时，是2011年弃风量100亿千瓦时的一倍。为缓解弃风限电问题，国家能源局去年底至今年初连发数份文件，以期进一步加强风电并网和消纳的相关工作。国家电网也在这方面做出了努力。总投资超过94亿元的国家风光储输工程，正是为解决并网消纳难题而建设的新能源接纳工程，它能让风电、光伏发电与储能发电相结合，搭配成像火电一样稳定的电源，再并入主网。系统运行一年半以来，已经累计接纳新能源发电近4亿度。
3、风力发电的困难重重
风电三大巨头先后公布了第三季度财报。与两年前的赫赫战绩不同，三季度的惨淡财报使三巨头全部陷入尴尬的境地。华锐风电第三季度单季营收仅有5.48亿元，单季亏损高达2.8亿元，创造了最新的单季营收和净利润新低；金风科技第三季度营收24.6亿元，净利润为负3243.88万元，为2008年以来的首次单季度首亏；明阳风电营业收入同比下降58.6%至7.878亿元人民币，净利润下降94.4%至502.98万元。而就在两年前，风电三大巨头连续上市曾一度创造了风电产业的神话。
“难”似乎成了最近风电行业的唯一的话题，近期公布的中报显示，华锐风电2011年上半年实现营业收入53.25亿元，较上年同期下滑29.45%；净利润为4.91亿元，同比下降幅度超过60%。金风科技2011年上半年营业收入51.94亿元，同比下降17.61%；报告期公司综合毛利率21.24%，同比下降约3.4%。除了这些刺眼的数字之外，2011年以来不断发生的风机脱网、倒塌、起火等生产事故更是成为了行业不景气最直观的注脚。
然而，这一切似乎只是刚开始，上半年发生多起风电脱网事故，电监会因此要求风电机组必须具备低电压穿越能力，这使得整机企业不得不在每台风机上增加十几万至几十万不等的改造成本。更麻烦的是，这些事故也使得风电项目审批核准难度加大。按照之前的核准制度，我国5万千瓦以下的风电场项目由省发改委核准即可，无需上报国家能源局，结果地方大量上马5万千瓦以内的风电场项目，或将大项目化整为零规避审批，从而导致地方风电场项目与国家新能源开发整体规划冲突。中长期发展目标竟然在几年内就全部完成，同时也造成与电网整体规划不协调，进而造成大量风电机组无法接入电网的浪费现象。
终于在年中之时，能源局收回了地方省级政府的风电核准权。能源局第一批拟核准风电项目为2883万千瓦，而当初申报上去的项目却超过5000万千瓦，约一半的项目被能源局砍掉。如果按照以前的核准制度，那些被砍掉的项目有很多会被地方发改委放行。
4、发展风电需要理性
中国的风电装机容量位列世界第一，但上网电量却不足总发电量的2%。在无法短时间内解决风电并网问题的情况下，北方地区的风电大省开始尝试用风电来提供冬季供暖能源，从而加大风电在生产地的消费量。
风电并网问题由来已久，由于风电的经济性难与煤炭等常规能源抗衡，且跨区输电能力不足，因此，在远离负荷中心的风能资源丰富的三北地区，风电场普遍存在不能按照设计能力发电的问题，也就是被称为“弃风”问题，而这个问题在最近两年变得十分严重，大量的风能资源被浪费。
为解决该问题，除了加大跨地区输送电力的办法，近年来，各方还尝试各种途径加大风电场当地消纳风电的能力，但成效甚微。而风电供暖则是最近获得管理层和企业较大认可的一种方式，在经过两年的试点示范之后，国家能源局和地方政府、风电企业开始推动扩大这一模式的尝试。风电产业要全面健康可持续发展，需要解决的问题很多，但依靠科技进步来推动风电产业是摆在我们面前的现实课题。
首先，需建立以企业为主体、市场为导向、产学研技术结合的创新体系。对开展试点的企业应对其研发机构，研发人员，研发资金，研发项目，专利申请，产品品牌，能力建设等方面提出具体要求和量化的指标。
第二，正确处理技术引进和技术创新的关系。采用自主研究开发和引进消化国外技术相结合的方式，是实现提高竞争能力的较好途径。、
第三，加强风电创新能力建设，建立风电公共技术服务平台，共同对资源进行整合、共享、完善和提高，通过建立共享机制和管理程序逐步做到资源有效利用。
第四，加速风电技术人才培养。中国风电行业发展比较迅速，但与国际风电行业的发展水平还有很大差距，国内的风电设备主要依靠进口，对外依赖性强，虽然风电成本已下降很多，但相比火电成本的优势在短期内并不会明显突出，风电行业的发展还有很多的阻碍因素。现在，随着技术进步和环保事业的发展，风能发电在商业上将完全可以与燃煤发电竞争。
【参考文献】
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关键词：电力运营；风险管控；电源电网协调；市场环境；电网结构 文献标识码：A
中图分类号：TM73 文章编号：1009-2374（2016）14-0149-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.14.075
1 概述
随着常规化石类能源日益枯竭，环境问题的日趋严重，开发多种绿色能源已广泛受到世界各国（特别是发达国家）的高度重视。当前，风力、太阳能发电等多种电源的装机容量每年都在大幅增加。在社会与环保的需求下，电力运营管理有三个目标：（1）以优先调度使用可再生能源为前提，保证火电和水电为主的电网经济和安全运行；（2）着眼于国家产业和能源政策的指导，在国民经济综合平衡的基础下，进行全局性、长期性的电力运营风险监控；（3）积极建设电网交易平台，开展电力市场改革，充分利用市场机制应对多种电源的电网运营风险。
2 影响电网企业运营管理的风险因素
多种电源电网运营风险主要有以下不确定风险因素：上网电价、燃料价格波动、负荷动态需求变化（负荷预测的不确定性）、风力与太阳能发电的随机性、智能电网条件下用户的用电模式变化等。这些因素均可导致电网运营主体的收益变化，从而导致多种电源电网运营风险的产生。
2.1 燃料价格波动的运营风险
大型火力发电机组可变成本主要包含燃料费、水费、排污费、销售税金及附加员工工资，其中燃料费所占比80%。我国发电侧装机容量中75%的机组是大型火力发电机组。火力发电机组的燃料价格直接受国际国内电煤市场的影响，政府没有任何补贴。近年来，国际国内电煤价格受市场的供求平衡而不断波动，并且波动巨大，对发电侧火力发电机组的发电成本及发电运营主体获利产生深刻的影响。因燃煤价的剧烈波动带来不确定性已日益成为发电侧火力发电企业运营管理中最大的风险。在电价不变而煤价上涨的情况下，火力发电企业的收益必然会大幅下降，甚至亏损；反之，同理。
2.2 负荷预测的不确定性导致的运营风险
在电网运行中，用电负荷随时都在波动，因此作为电能的提供方（发电侧）需要事先对所供电的区域的负荷进行预测，再制定安全的发电计划。然而电力负荷变化是受经济、社会、气候等多种不确定因素的作用，因而在多重因素的叠加作用下，传统模式难以准确描述电力负荷的实际变化规律（传统的单一固定式模型的预测方法只考虑一种变化趋势或单一因素的影响）。随着技术和科技的革新，负荷预测方法不断改进和完善，负荷预测的精度和符合度不断提高，但是从某种意义上说，负荷预测仍然存在一定的不确定性因素，这就对发电侧运营管理造成一定的风险。例如在发电企业生产期间，对所供电区域电网负荷预测的准确与否，直接关系到发电机组的经济调度和运行可靠性。由于各个发电机组结构组成不同、发电原理不同、机组容量不同，因此每个机组发电的边际成本不同，机组的启停机时间也不同，一般来说，电网运行中宜选用边际成本低、启停时间小的机组承担基荷；同理，承担峰荷应是边际成本高、启停时间长的机组。发电侧的发电企业原则上应根据负荷预测来综合调度机组进行有序发电的，负荷预测不准确就会造成综合调度模型失真，从而造成电网调度机组
失误。
2.3 上网电价变化带来的运营风险
对于发电侧（各类的电力企业）运营管理来讲，上网电价是主营产品销售价格，因此，上网电价的变化将直接影响到发电侧（各类的电力企业）的发电量和收益。由于我国电力市场的存在，上网电价会随着电力市场的交易情况实时变化，因此上网电价的波动变化会给发电侧的运营管理带来一定量的经济风险。在发电侧与需求侧竞价的电力市场环境下，市场出清价是由完全市场竞争得出的，所以具有明显的波动性和随机性。
2.4 市场环境下用户的用电行为模式变化
随着电力改革的深入，电力销售在市场环境下，用户的用电行为模式会向更利于自身优惠的方向变化，其中一个显著的变化就是用户可以根据实时电价调整其用电时间和用电量。然而每个用户对实时电价调整的敏感度是不同的，因而每个用户行为变化程度也不同，这一变化因以往从未实施过，其导致的用户负荷变化目前还没较合理的模型预测。新的电力负荷预测就需要迎合当前新电力市场的特性，更多关注相关实施环境的变更，并更具自适应性，此外随着分布式发电、充电墙（桩）普通用户的推广，更多的公众用户可以实现与智能电网及时互动供电。在电力市场条件下，影响负荷预测准确性的因素除了传统的天气、季节、类型等，实时电价是一个非常重要的影响因子，绝不能忽略此影响因素，忽略此影响因素做出负荷预测的结果将会产生重大偏差，基本失去应用价值。
2.5 智能电网带来负荷变化
未来智能电网需要容纳较大比例的主动负荷（可储能负荷），例如电动汽车、储能墙（设施）。主动负荷（可储能负荷）与传统的负荷相比，其主要特点有三点：（1）主动负荷具有双向性，即可以充电时视为负荷，也可以在放电时视为电源。例如电动汽车、储能墙（设施）；（2）因为电动汽车、储能墙（设施）充放电时间是随机的，电动汽车更是连充放电地点也是随机的、不确定的，造成主动负荷在时间上、空间上的不确定性；（3）从某种程度上来说，传统负荷是不可控的，可以采用一定的经济、政策、技术措施控制主动负荷的随机性，进而使得主动负荷具有一定可控性，这将减少负荷剧烈变化对电网稳定性、供电可靠性的
影响。
2.6 风力、太阳能等新技术非常规能源带来的新挑战
多种电源电网将要接纳相当大比例的新技术非常规能源。风力、太阳能等新技术非常规能源发电的特点有如下两点：（1）新技术非常规能源具有随机波动性或间歇性，例如光照强度的变化、风速的变化等；（2）新技术非常规能源的不完全可控性，例如太阳能要遵循季节更替、白昼黑夜的自然规律，风电则随着天气变化，白天可能风轻云淡、晚上却风声大作。海洋能、生物质发电、地热发电这些新技术非常规能源作为新电源都有其自身特点的间歇性与不可控性，对智能电网的供给和负荷需求之间的平衡带来调频、调峰以及稳定性显著影响，也对发电侧运营管理带来不确定性。
面对数量、比例不断增加的新技术非常规能源，混合多种电源的电网运营管理就应对电网结构提出了更高的要求，完善新能源的接入方式，开发新能源发电技术与先进技术、先进设备的开发和应用。只有对建立起的电网新结构要求新技术非常规能源的发电侧运营做出相对应的调整，才能保证供智能电力网络的稳定性增加。例如：风电场和光伏电站接入电网，针对其出力的间歇性与随机性，对其启动、停机、有功功率控制、无功/电压调节、低压穿越能力提出要求；电网为了减少稳定运行的潜在风险，必须要具备足够的存储容量和调度措施、控制手段来对其进行修正，用户侧容纳主动负荷来承担。随着多种电源进入电网、电网的智能化水平的提高，电网运营管理除了面对传统的风险因素的作用外，还要遭受来自智能电网方面、多种可再生能源发电带来的新型不稳定、干扰因素的挑战。
3 应对多种电源的电网运营风险的策略
应对多种电源的电网运营风险控制措施应注重以下五点：（1）电网在制定电网规划时应考虑运营风险因素。企业通过优化供电电网规划设计，增强电网网架结构，调整多种可再生能源，对电源电网的规划项目实施次序，提高电网系统抵御风险能力；（2）多种电源发电企业在制定自身生产计划安排时就应将运营风险因素考虑在内，合理安排检修计划和夏（冬）高峰、丰（枯）水期、重要保电、配合大型工程建设等特殊时期方式时，应同时考虑可再生能源发电间歇性与随机性、智能电网主动负荷带风险管控措施；（3）多种电源发电企业应将物资储备和管理相结合，通过加强电力设备物资采购管理，加强生产设备调控，提升电网输配变电设备整体负荷的适应性水平、电能质量水平；（4）加强多种电源发电企业应急管理工作，通过完善各个发电企业、输配电网络的应急预案和体系，建立健全电网的应急联动机制，加强应急演练，形成机构多元化应急物资储备方式，同时加强及时和长期电网稳定控制和减少电网事故造成的损失和影响范围；（5）将多种电源电网的运营风险控制纳入技改检修项目计划、管理制度和标准、日常生产工作计划、培训教育计划中。
参考文献
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