【浅析多主体的电力市场购电策略10000字（论文）】

多主体的电力市场购电策略研究目录TOC\o"1-3"\h\u6311绪论 1219811.1研究背景 1154621.2我国电价发展历程 1301591.2.1计划经济阶段：1949年至1978年 153741.2.2过渡阶段：1979年至2000年 2240331.2.3市场化阶段：2001年至今 2137801.2.4竞价准备阶段：2003年年2006年 2256821.2.5标杆电价阶段：2006年至今 328862电力市场交易机制概述 4160862.1长期合约市场交易 4112192.2期货与期权市场交易 428182.3日前市场交易 58782.4辅助服务市场交易 5324942.5电力市场交易机制 5107753多主体电力市场购电策略 7112153.1跨区交易类型确定 7185573.2跨区域交易的经验与教训 7191113.2.1西电东送发展概况 7170173.2.2跨区域西电东送电力交易 828803.2.3关于跨域交易问题 869963.3交易的风险及防范 10218423.3.1提高的市场准入门槛 1194113.3.2实行合同审核机制 11148153.3.3实行严格的惩处机制 11156633.3.4构建市场交易风险转移机制 11175393.3.5构建市场干预机制 11120793.4关注过渡期进程 114065结论 1325500参考文献 141绪论1.1研究背景中国经济体制转型算得上是世界经济史中最为成功的一个例子。从1978年以来，我国逐步实施的渐进式的市场化改革为经济注入了空前的活力,中国己经成为世界第三大经济体。过去三十年中,实际GDP年均增长率为9.8%,贫困人口比率从改革之初的50%上减少到10%以下。改革之初,规制改革（包括规制机构,方法及实践等的变革）在中国经济改革中的作用非常有限,相对落后的制度和司法体系与经济的高速增长极不相称。随着改革的推进,政府日益强调在整个改革进程中不断地制定、实施、调整维持市场经济高效运行所必需的法律法规。规制机构及规制实践领域的改革己经成为最近十年经济改革的关键主题。2003年开始的政府机构大幅调整,标志着中国正式决定采取基于市场的规制以代替经济计划，并着手将国内外经济政策纳入政府架构。政府规制层并不能对规制发展序列进行全面说明，它所反映的是规制范围。政府规制建设最根本的目标是处理好市场与政府关系，从而实现市场的归市场；政府的归政府。规制最初的含义这是政府制定的权威规则，以社会组织及群众绝对服从，从而发挥了政府微观经济的监控，因此政府规制从本质上看就是经济控制和社会控制的政治工具。1.2我国电价发展历程1.2.1计划经济阶段：1949年至1978年在新中国成立之后，国家就建设了电力行业管理局，明确了电力管理归属中央政府领导和地方政府领导，电力管理模式则是垂直体制。发展至1976年后水利部门颁布了《电热价格通知书》，自此全国对电价实施了统一定价方法，政府继续高度把控着电力产业，这与当时的技术、经济发展是直接关系的。计划经济时期电力作为核心国家产业，更是被政府紧紧把控，在国家宏观调控的基础上电价波动较小，通过定价机制能够环节供给之间的矛盾，但是在一时期中电价存在的问题也是较多的，如：计划手段让电价与内在价值分离，企业无法实现成本导向定价，电力企业生产力及创新力不足，电力行业发展缓慢，导致了电能供给中存在严重的不足。1.2.2过渡阶段：1979年至2000年在电价过渡发展阶段中，以1985年为分界点，可以将过渡阶段划分为前后两个过渡时期，从电力产业制度变化上看，在1985年之前过渡时期中，政府实施了分权管理，将电权管理下放给了地方政府，由分级地方管理、中央集中管理，这样缓解了电力供需矛盾。发展至1996年后电力工业管理迎来了里程碑式转型，国家电网公司正式成立，管理体制开始朝社会主义市场体制转型；从电价定价制度变化上看，早在1985年之前国家统一实施的则是单一定价，并在1985年颁布了《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，这也表示电力行业正式进入了分类定价中，发展至1985后中国经济发展进入了黄金发展时期，开发地区用电量较大，尤其是工业建设时期对电量需求日益增大，我国实施分时定价的战略。并在全国尝试推行了分用户、分时段的定价方法，这一发展反映了我国定价开启了组合定价。在1997年国家又统一了销售电价的名录，并开启了指令定价和指导定价的合并发展。1.2.3市场化阶段：2001年至今在2002年国务院颁布了《电力体制改革方案》，中国电力行业正式脱离了政府定价的模式，开始朝市场化发展，在方案中对电力定价改革提出了“16字方针”并较电力行业纵向分割为四个环节，电力定价由传统的政府定价转化为了市场竞争定价。在2003年《电价改革方案》中对于生产四大环节中的定价分区设定为三类：上网定价、输配定价以及销售定价三类。并基于供应端上发电情况和电价销售情况开展了市场竞价。但是在中间配电环节依然以政府定价为主导。在2005年国家能源管理部门又相继出台了《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》、《销售电价管理暂行办法》这三项文件标志中国电力行业正是全面进入了市场化发展模式中。1.2.4竞价准备阶段：2003年年2006年实施了电力体制改革后，厂网开始分离发展，五大发电集团及电力装机得到快速发展，电力供求关系、市场结构等变化最快。一方面发电侧上形成了竞价策略，国家在发电配电环节还创建了适度竞价策略，通过组合竞价的方式推动了电力行业的全面发展，但是受到改革滞后的影响，在上网竞价改革中还是以失败结束。1.2.5标杆电价阶段：2006年至今成本定价致使电价存在复杂性，管理上存在较大漏洞。在2006年国家发改委制定了“标杆电价”的管理方法，并明确了新发电项目是可按照区域实施统一定价的，对于该定价方式实际上就是政府过渡性政策的体现，颠覆了传统的集中定价，实现了区域定价管理，这是一个新的突破和发展，具有一定的经济学意义（耿超，2010）。截止当前我国各级发电站电价制定都是经过国家层层审核后确定的，以成本定价为主。其中JhonBeirne（2012）表示政府参与了电力定价后，能够设置一定约束条件，从而维护公共利益最大化，甚至将电价亏损部分转移给企业，政府在给企业一定补助，在这样模式中不乏一些企业故意虚报电价成本，从而获得政府补助。终端消费者所面对的则是电价上涨的影响，在行业投资上级电力项目发展上，用户承受能力不同，电价结构复杂，导致了电力资源无法发挥最大效能。而在经济学视角研究看：电力产品是商品，它具有商品的基本属性，电能价值是由于市场决定的，通过市场协调实现了电力资源最大化配置。电力行业是垄断性强，国家对其价格实施监控，从而保证了定价效果能够满足最大的利益。故此国家必须通过规制手段逐步消除电力垄断影响，让电力定价能够推动电力行业的全面发展，促进社会福利最大化。综上内容可以看出：在2002年电力体制改革促使了发电侧分离经营，成为了独立运营的电力公司，但是这一改变依然没有撼动电网统购统销的问题，甚至还影响了电力行业无法市场化转型，电价最终还是政府调控，电价也不能客观反映出市场供需发展，对电力资源配置作用并不明显。电力产品定价推动了电力产品市场化交易，满足了公众需求，更实现产品价值属性管理，因此电价改革是当前电力改革的重要内容，也最为迫切实施改革的内容。2电力市场交易机制概述我国电力市场的主要交易类型包括中长期合约市场交易、期货与期权市场交易、日前市场交易、辅助服务市场交易、实时(平衡)市场交易。国外（以巴西为例）的主要包括管制交易市场、自由交易市场和短期交易市场。2.1长期合约市场交易因为电力生产的不确定性，导致当电力生产产生波动时，会影响到电价的稳定，甚至导致电力供应不足。组织合约市场的目的就是为了保证电力市场运行的稳定性。电力市场初期通常采用分组竞争的方式，最终目的是达到无差别的市场。长期合约市场交易方式非常具有特点，也属于现货交易，是根据与买方签订的合同来确定支付的方式，最后进行电量交易。在这种情况下，双方可以通过竞价来确定交易的方式，也可以选择磋商，协调价格。这种交易方式一般占整个交易方式的绝大部分，有很多不可取代的优点，比如，稳定电力市场价格。电力市场合约分为年度合约和月度合约，合约电价应当至少包括合约电量，通过商定需要买入的电量，实时告知发电厂需要输出的电量；合约电价，根据所需电量进行合理的定价，根据用户所需电量的不同实行不同的价格；其中包括金额年度。为防止在引入竞争级之后发电公司提高报价，各分组应当设立最高电价。因为在电力市场中，电量的需求非常大，进行细化交易不符合实际情况，在长期市场中，买卖双方可以根据协商来进行双边交易。根据买方长年的用电需求，售电公司可以直接电能输送，要求买方缴纳过网费即可。在中期市场中，由于交易时间价格比较短，为了利益最大化，可以将交易时间细化到每小时，根据用户对产品的需求情况，确定是否以每个时间周期来确定交易方式，确保交易的可靠性。2.2期货与期权市场交易期货交易是一种类似于先收货后交钱的交易方式，买卖双方可以根据实际情况进行选择性交易，不必在交易初期进行支付。期权一般分为两种，即美式期权和欧式期权。期权合约是指在双方进行协商后，购买方向卖方支付一定的报酬后，在一定的时间期限内，卖方向期权买方给予相关的商品。电能的期权合同交易还没有得到广泛应用。目前电力市场的这种合同常常包括期权费用和行权价格，在交易方面与之比较相似。2.3日前市场交易日前市场交易主要用于落实中长期合同电量。与当前电价相比较，得到合适的一组电价，通过比较不同用户之间的市场价格，将得到的负荷情况反馈给电厂，使机组满足开停计划；基于日前负荷预测、电网线路状况、检修计划、联络线计划、机组报价、机组可用性等做出的最优决策方案。电力日前交易是相对于实时运行提前一天进行的第二日24h的电能交易。电力日前市场具有一定的约束性，在买卖双方签订合约后，无论什么情况，都需要在日前市场以竞价的方式来协商出可以满足要求的电力曲线，并且需要提前反馈到电力系统的相关部分，使生产调度达到统一，保证用电协调调配。因为发电厂在进行电力输送时，一般都是提前一天才能保证确定开机的台数，这样才能保证电力系统的安全稳定运行，使发电机合理使用，降低机器的损耗，电力系统的发配输用电同时完成的特性和电力需求随时间变化而变化的特性无法改变。2.4辅助服务市场交易与实时(平衡)市场交易在电力系统中，为了供电需求平衡，常常需要预留一些备用负荷；为了供电质量可靠，保证供电安全，需要实时观测调压资源是否充足；在保证这些的同时，还需要预防大电网的停机事故，所以，必须保存能够重新恢复大电网启动的电能。上述这些保障，在电力市场中都需要考虑到。同时，缺少电力系统的安全运行，电力市场的稳定也将不复存在。电力辅助服务能够给电网提供资金保障，电网能够给电力市场提供充足的能源供应。辅助服务是需要一定的资金支持的，在整个电网中，通过用户来进行电量的分摊。而电力辅助服务费用由电力交易中心负责组织核算由监管机构审定后交取。电力实时平衡市场，主要是为了使电网调度可以按照收到的增减出力进行报价，对发电出力做出科学调整，进而使系统能量平衡以及安全运行得到保障，在考虑发电问题时，可以将机组的输出功率与合同作为参考，衡量是否参与交易。电力市场的大环境下一样要为会随时出现的临时不平衡进行调整，对不平衡电价和不平衡电量进行相应的结算。2.5电力市场交易机制根据每个分组根据报价顺序，由最低报价的发电公司使用，当发电厂的输送电能与市场消耗达到平衡时，每组被使用的最后一个电量的价格可以作为这一组的市场清算价格。根据逐月基础电量总需求，可以采取分组竞价，这主要发生在电力市场初期，竞价单位根据发电企业各方面的因素综合考虑，将发电机组分成若干部分进行竞价。发电机组的竞价需要在电力市场监管委员对发电机组进行审核后进行竞价，同一时期的发电机组只能参与一个竞价组。各组的竞价点符合电力的比例与结算电价应成反比。3多主体电力市场购电策略3.1跨区交易类型确定我国跨区域电力交易是指不同地区的电网络间交易，主要包括点对网和网对网交易（张森林、陈皓勇）跨区域点对网交易主要包括三峡、阳城、秦山等大水电、大煤电、大核电单个电站的交付，由发电站直接出售给电网企业；网对网交易主要是指云南、贵州等地区电网之间的电力交易，如西向东送电、四川向东送电以及国家电网与国家电网之间的电力交易。南方电网之间的交易。由于我们的区域间交易，除了主要的客户交易会垄断电力供应，大多数区域间交易是在政府的主导下进行的，政府推动的是中期和长期协议的交易。电力供应和产生的相关的电力公司（网公司）每年都签订合同，以购买和销售电力，根据政府商定的电力量和成本，然后根据协议分配负荷。我是一个主要的双边电力交易模式。此外，根据企业和企业之间的临时电力交换协议，通常，缺电方电网公司与电力资源丰富的省份电网公司协商签订临时交易协议。根据国家电力贸易数据，2008年至2011年我国实现了2.2万亿千瓦时的区域间电力贸易。2011年，地方政府计划组织区域间能源贸易49.99亿千瓦时，2010年至2020年期间的电力供应提供1亿千瓦时的援助。如表6-1所示，区域间能源贸易占贸易总额的88%，在优化国家能源资源分配方面发挥了重要作用。根据国家能源管理局的数据，2001年，全国各省的电力贸易达到8842亿美元。规划安排和地方政府间协定仍然是建立运输（区域）电子商务的主要形式。这意味着在我国的区域间交易不是一个真正的电力市场，而是一个真正的市场体系，这是满足两个条约，主要原因是政府的过度干预和电力公司的市场行为。3.2跨区域交易的经验与教训我国跨区域电力贸易的存在，主要是由于电力成本差异、能源分配不平等以及工业发展不平衡所造成的电力需求。跨界电力贸易主要由我国政府管理着。在跨国界交易中，东部至西部电力供应项目，南部电网是主要的电力分配市场。3.2.1西电东送发展概况在我国，最大的电力项目乃是西电东送，其作用是利用东西方之间的能源和经济不平衡，深入开发西部省丰富的水电资源，把西方的资源变成东西方的共享资源，有助于区域经济的和谐发展和共同发展，为改造我们的能源结构、优化资源分配、改善环境作出相当大的贡献。根据规划报告，西部输电工程将形成三个主要走廊：北、南、中。北通道：陕西、新疆、内蒙古等省至华北的输电通道，目的是向唐山、北京、天津地区输送大型燃煤发电。南通道：从云南、贵州、广西到华南的输电线路，旨在将这些省份的水电资源输送到广东。中央通道：指从湖北、四川等地向华东地区输送水电的通道。根据公布的数据，从2001年到2013年年中，我国启动了48个西电东送项目，其中，西电东送工程总投资8100多亿元，新增输电能力1.33亿千瓦时，累计输电能力241万亿千瓦时。随着西方国家的快速发展，西电东送无疑将持续增加，这将成为我国经济发展的战略动力。西电东输项目不仅牵引了西部的能源发展，也为电网的建设和未来发展带来了很大的机遇。据相关资料显示，从2002年底到2009年，南方电网建设累计实现3049亿元的投资和220千伏以上的输电线，西电东输电累计达到4970亿千瓦时，年平均增长率保持在30%左右。3.2.2跨区域西电东送电力交易从电力监管委员会所提供的数据可以看出，西电东送主要有两种类型，一种是计划交易，也即是由国家和政府主导的市场化交易，另一种是电网公司主导的二次交易。通常，后者是以统购统销这种模式来具体进行的。通过区域平台竞争或双边谈判的电网仅占20-50亿千瓦时。从2008-2011年所实现的跨区域交易来看，在整个交易量当中，计划交易约占78%至88%之间。从贸易方式层面来讲，一般有三种主要的交易类型：其一，国家监督交易，也就是说国家建设电站以确定输电量和输电价格，通常可以认作是政府内部的双边交易。其二，电网内部的双边交易。从客观层面来看，我国电网一般都采取统购统销这种方式来进行交易，这种模式唯一的主体就是电网，用户与发电企业根本没有权利参与其中；其三，现阶段，一些大客户能够借助电网以及区域平台与发电企业之间进行良好的沟通交流，在双边协商的基础上达成双边交易。3.2.3关于跨域交易问题（1）现行的交易模式目前，尽管我国在进行体制改革时施行了厂网分离模式，但是，从实质上来看，迄今为止，该模式还未在整个国内市场中得到普及，也就是说，并未构建能够满足广大客户供电需求的交易平台，这就意味着电网仍旧在垄断整个电力市场，用户和发电企业并不具备实质上的选择权。故而，要想实现西电东送，只能借助电网以及政府的力量。另外，由于我国的电力体制改革并不是全面，为实现自身的利益诉求，政府往往非常乐意投资西电东送这样的项目，这样一来，不但增加了自身的财政收入，加速了资源的开采效率，而且满足了东南各省在供电方面的需求，为国民经济的发展提供了有力的物质支撑。（2）面临的问题第一，从客观层面上来将，阻挠西电东送交易的最大因素就是相关方的利益诉求有所不同。着眼于实践层面，可以发现在交易过程中，用户并没有与发电企业进行直接交易，政府与电网在其中依旧处于主体地位，此时，供电商与需求用户间的信息被屏蔽掉，无法将价格与需求间的关系准确的展现出来，也就相当于没办法体现资源和电价的相互影响机制。于用户和发电企业而言，其注重的是企业利益，而政府注重的则是财政收益，电网则注重其中间收益，由此可知，不同利益方的关注点也有所不同，所以不管是南方电网与国网间的合作交易，还是其内部交易，都无法将发电企业与用户的利益如实的凸显出来。另外，若是西电东送的发电企业有多个，那么在实践交易过程中，电网定然可以借助其垄断优势来控制上网电价，从而牟取一定的利益，这将导致东西部之间供电成本支出与贡献收入不在一个领域的状况。第二，就现行的定价机制而言，西部地区的送电价格明显要比东部地区低一些，这里的送电价格为网损价、省间输电以及上网电价的和，也称之为落地电价。通常情况下，电价与质量无法达到同步，也就无法通过西电东送来反映出节能减排的效益。可以非常明显的发现，事实上，各区域的电力价格依旧等于售价与购价之间的差价，这表明电力贸易依旧是按照原先的统购统销模式在具体执行，换句话来说，电网在整个电力市场中依旧占据垄断优势，双边交易体制并没有彻底形成。就云贵川地区的电力现状来看，配电价要明显高于购售差价，这说明这些区域中，发电企业的利益受到电网的侵占。着眼于广东地区，对其西电东送这一情况进行研究，可以发现该地的上网电价要比西部高一些，而电价差异最为明显的乃是云南，四川紧随其后，对造成这一差异的原因进行分析，可以发现，较低的水电价格是致使这种情况产生的主因。东部在西部电力支持下得到了长足发展，这不但大幅度的减少了东部地区的能源消耗，与此同时，还对该地区的环境起到了一定的改善作用。然而，虽然说东部地区的经济效益得到了很大的提高，但作为贡献者的西部并未能够分享到该效益，而且其环境还遭受到了破坏。如此这般付出与回报不对等的利益情况定然会降低西电东送的积极性，与此同时，还极有可能会造成资源的浪费。另外，电网公司往往利用垄断优势，为牟取利益而对跨省输电费用加以干预。在2010年，我国电力监管委员会就交易秩序以及整个电力市场的监管问题发表了相关的报告，明确表示电网公司在西电东送这种跨区域交易模式中仍存在诸多问题，就比方说发电企业与电网公司之间没有进行有效的沟通、方案未得以落实以及在具体安排上存在不合理状况等等。在一些跨区域交易中，人为调控输电费用，并设置较高的定价，从而使得一些交易中有对冲与接力问题存在。与此同时，电网经常借助自身的垄断优势来提高电力输出成本，用以从中获取收益。2010年的相关数据报告明确指出，就当前这种形势来看，我国的电力企业依旧面临着严峻的挑战，而且在东西送电方面存在大量亟待解决的问题，比方说，发电企业与用户以及电网三者之间的直接联系异常薄弱，甚至在一些跨域业务方面还存在输电费用多收的情况。从某种程度上来讲，不一致的利益主体，扭曲的电价机制以及缺乏社会效益分享以及成本传递的功能，都定然是阻挠市场机制改革的一大阻力。3.3交易的风险及防范所谓的双边交易机制就是在市场调节作用下，发电商和用户在电价上达成一致的一种价格机制。我国很多研究学者针对双边交易模式展开研究，因为双边交易机制运行过程中涉及到的交易对象较多，并且交易对象的地位和交易因素存在很大的差异，所以在竞争者选择以及利益上存在着双方博弈的局面，在这个过程中很可能会因为一些不确定因素的影响最终导致交易失败。在这个过程中，交易方受到利益趋势选择毁约、取消交易等方式来维护自身利益，那么就会导致另一方的利益在交易中受到损害，形成一系列风险，这就需要电力市场监管部门强化监管，不仅要对市场运行规则和相关制度进行有效调整，还需要把监管工作落实到位，实行较为严厉的处罚机制，以此来规范交易者的行为，确保电力交易的正常运行。3.3.1提高的市场准入门槛为了减少电力市场交易主体的违规违法操作，电力中心需要提高市场准入机制，加强对发电商、用户等主体资质的审核，确保交易主体的合法性，以此来促进电力交易市场良好顺利运行。3.3.2实行合同审核机制构建合同审核机制，利用合同对交易双方义务和责任进行明确确立，监管主体需要对双方签订的合同进行严格审查，减少一些的虚假交易损害交易主体利益行为的发生。确保合同制定的规范性，实行统一的合同制定标准。3.3.3实行严格的惩处机制因为电力有着其自身的特殊性，不能够进行储存，一旦发电就代表着合同交易达成，如果出现电力合同的违约行为，不仅会对交易双方带来较大的经济损失，还会对整个电网安全造成较大的危害。所以，电力监管部门需要实行严格的惩处机制，对于那些违法操作行为进行处罚。3.3.4构建市场交易风险转移机制在实际交易过程中，很容易出现交易时间和合同时间不一致的情况，这样会使得合同电价和实时电价之间存在着较大的区别，可能会交易某一方带带来严重的损失，所以需要构建市场交易风险转移机制，对风险进行有效转移，减少交易主体的损失。3.3.5构建市场干预机制因为电力市场调节作用存在着一定的局限性，所以需要利用行政部门的调节和干预来保障整个电力市场的良好运行。3.4关注过渡期进程双边交易是一种新型的交易模式，涉及到更多参与主体，是对各方利益重新权衡。在这种改革背景环境下，发电商会直接面临市场，电力产品会逐渐趋同化，而定价机制也发生了改变，主要是由市场机制调节来确定。在改革过程中生成了两个新问题：第一，新能源电价和传统能源电价处在不同级别。在当前发展阶段中，电力定价中一些新能源价格远远高于传统能源的价格，主要是因为这些新能源在成本和开发上存在着较大的变动，并且国家依据能源对国家贡献程度来针对性的进行电价补贴，这个问题需要严肃对待处理，如果处理不善就会导致新能源产业处在不利边缘境地之中。第二，传统能源机组当前使用的电价很容易引发利益冲突，同种类型机组在建设过程中，在成本上存在着很大的差异，在这种情况下，制定较高定价的机组在竞争中会处在被动地位，严重影响其长久持续发展。从电网的角度来分析，在改革转变运行模式的过程中，电网的盈利模式也相应的发生转变，从差价获益转变为输电费获益，在这样的情况下，怎样确定电网成本，权衡各方利益，解决沉没成本是当前电力改革所需要面临的重要问题，需要重点解决。为了更好的解决以上电力改革过渡期所面临的问题，可以从以下几个方面来制定保护措施：一是建立营销人员人工成本，新能源电价保护措施主要实行的目的就是为了促进新能源的发展，政府部门可以适当的提供一些财政支持，减少电力竞价成本。二是需要构建电量保护机制，实现新能源的全电量上网。从市场电力分布情况上来看，新能源在电力市场中所占的比例并不大，电力管理部门要依据实际情况来制定一些保护措施对一些非竞争力新能源进行保护。在这个过程中形成了电价差额可以利用的政府补贴或者其他方式来进行弥补。而在水火电力发展上，可以引入市场竞争机制，通过市场调节来实现电力结构的优化调整。但是从比例上来看，火电在我国所占比例较大，如果实行市场化竞争机制可能会严重影响发电者的利益，产生一些不确定因素，影响火电企业的发展。所以需要借助电网服务来对大火电进行管理，实行小时计划，以此来解决火电生存的所面临的问题，进一步提高火电利用效率。结论电力改革对于国家经济发展有着的极其重要的影响，电力改革的首要任务就是要构建科学合理的电价机制。通过分析国外电力行业发展情况来看，电力行业想要提升其自身核心竞争实力，就需要用于突破传统发展模式的限制，积极创新，突破垄断的约束和限制，进一步放宽对电力行业的管制。为了促进我国电力市场的发展，我国的电力行业进行了大