节能减排与电力市场化运行机制

节能减排与电力市场化运行机制目前，我国的电力体制改革正在深入开展，其总体目标是“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系”。以市场化模式实现快速协调可持续发展已经成为我国电力工业建设的必然趋势。根据《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》精神，加快电力市场建设，着力构建符合国情的开放有序的电力市场体系，形成与市场经济相适应的电价机制，实行有利于节能环保的电价政策，是“十一五”深化电力体制改革的三项重要任务之一。为达到节能减排目标，实施节能发电调度是一项涉及面广且复杂的系统工程，将引起各方利益的重大调整。解决利益调整的最佳办法是采用市场机制。采用市场化手段实现节能减排的工作目标，既是宏观环境和形势的要求，也是市场经济规律的体现，更是电力工业节能减排工作的必然选择。另一方面，只有积极贯彻落实国家经济发展的大政方针和能源政策，才能保证电力市场建设目标的可靠实现。因此，将节能减排目标体现在电力市场体系建设中，建立满足节能减排目标要求的电力市场交易模式及协调配套机制，也是目前形势下我国电力市场建设以及重庆电力市场的必然和唯一选择。1国外电力市场建设中的节能减排考虑国外电力市场建设已有十多年的历史。从90年代初以英国为首建立的“单一购买式”的电力库模式，到目前大多数国家建立自愿参与竞价加双边交易的模式，国外电力市场经历了不断实践、不断完善的过程。国外电力市场建设对于促进节能减排的经验有许多可以借鉴的地方。国外电力市场的交易模式和交易品种多样化，能够针对实际存在的资源优化配置空间和能效差异开展品种丰富的市场交易，有利于实现经济性与环保性的统一，为市场成员提供了充足的选择机会。国外电力市场的发展趋势实现了从发电侧竞争到售电侧竞争的过渡，在售电侧开展电力零售交易，开展多种灵活的、基于节能减排的需求侧管理机制，实现了终端节能。国外的电力市场在市场机制设计中往往考虑了节能降耗的目标，如阿根廷早在上世纪90年代就开始实行以燃煤发电机组煤耗水平的排序作为竞争发电排序的方式，并取得了良好的效果。国外的电力市场一般都建立了健全的发电外在成本测算机制，衡量了各种能源消耗与环境污染的成本，并建立了健全的输配电价格机制，反映了电能的交易成本。但是，从各国研究和实践经验来看，电力市场建设必需立足实际，选择符合国情的改革模式和电力市场建设模式，并没有统一的标准，而且国外对于以促进节能环保为目的的电力市场建设的经验不够完整，主要集中于成本核算、价格机制和终端节能上。与其他国家相比，我国存在着地域广、资源匮乏且分布不均、经济发展不平衡、电力发展速度快的特点，这就决定了在我国电力建设中将面临包括节能减排等更多的实际问题，而这些问题在其他国家的研究和经验中难以找到直接的答案，必需结合实际深入研究。2国内电力市场建设中的节能减排考虑近20年来，世界各国对电力行业的市场化改革进行了不断的实践和探索，而从上世纪90年代后期以来，我国也开始了电力市场化改革的探索，并就建设竞争性电力市场，确保市场机制的有效运行积累了丰富的实践经验。从电力市场的建设历程上看，我国电力市场建设实践起始于1998年，在此之前国内已经有许多学者开始研究电力市场工作。1998年我国启动了六个省（市）电力市场建设试点工作，为电力市场建设奠定了坚实的基础。2002年，我国进一步深化了电力体制改革，实施了“厂网分开”，并于2003年开始探索建设区域电力市场。2004年东北和华东区域电力市场相继进入模拟运行。为了解决在我国电力市场建设过程中所存在的问题，2005年，国家电网公司提出了建立统一开放、竞争有序的三级电力市场体系，形成国家、区域和省三级电力市场的协调运作机制。这一机制的提出符合我国的社会经济体制，从资源的配置空间、市场的运作机制与设计上兼顾了市场竞争与节能减排。从市场运行的节能减排效果上看，华东区域电力市场实行部分电量竞争，市场成员按照变动成本报价，从而产生了明显的节能减排效益。华东区域电力市场第二次调电试验结果表明，大容量、高效率、低能耗的机组具有明显的竞争优势，60万及以上机组多发电量1.05亿千瓦时，30万以下机组少发电量1.12亿千瓦时，7天共节省约5000吨标准煤。这些数据充分证明了市场运行机制与节能环保目标的内在一致性。目前正在实施的“以大代小”、“水火置换”发电权交易、跨区跨省外送电交易，也是通过市场化手段开展节能减排工作的重要举措。3节能减排对电力市场化运行机制的要求电力市场化运行机制为电力工业提供了开放有序的竞争环境，实现了资源的综合优化配置。首先，电力市场化运行机制以市场交易平台为载体，形成了大量跨大区、跨流域的电力交易。其次，通过引入市场的竞争机制，发电企业在市场上进行基于发电成本的竞价交易，这为发电机组降低发电变动成本，提高管理效益，提高技术水平，从而从根本上降低发电能耗提供了有效激励。最后，通过建立综合考虑排污税、资源税等发电外在成本、考虑电能输送成本的市场价格机制，实现利用价格信号反映节能环保的社会成本，引导资源的合理流通，关停小火电，促进电力结构调整的目的。因此，电力市场化改革与节能减排存在着内在的一致性，科学合理的电力市场运行机制可以实现以市场机制引导能效资源、环保资源的合理、优化配置的目的，是促进电力工业节能减排的重要举措。但是，传统的市场化运行机制主要基于实现经济性最优，不能完全适应节能减排的要求。考虑节能减排的电力市场运行机制要求以安全可靠供电为前提，以环保为约束，以节能为目标，在最大范围内实现电力资源的优化配置，最大限度地减少化石能源消耗，避免一次能源与二次能源的倒流现象，强调了电力工业环保性与经济性的统一结合。这就对传统的电力市场化运行机制提出了新的要求，主要包括以下几个方面：需要分析以节能减排为目标的市场化运营机制对我国现有电力工业运行模式的深刻影响，从电网的安全运行、电力的科学生产与合理调度、电力交易的有序组织、购电成本的有效控制等方面展开深入研究，从而为电力市场运行机制的设计提供理论依据与技术支持；需要明确整体的市场体系框架及其发展路线，为促进节能减排的电力市场运行机制的设计与实施步骤的规划提供宏观引导；需要在现有的三级市场的市场结构下，建立节能减排相适应的各级市场的市场运行配套机制，实现市场运作机制与市场准入制度、电网开放制度、交易体系、价格机制等相关机制的同步改革、配套设计，提高电力市场的运行效率，更好地确保节能减排目标的实现。4市场交易模式与节能减排为了与我国的市场经济体系和现行的电力调度机制相适应，综合考虑能源和电力需求的布局、现行的行政管理、财税体制、电源结构、负荷特性、发电成本、用电效率差异等因素，以科学发展观为指导，以用最小的改革成本获得最大的改革效益为目标，尊重市场自然发展的客观规律，兼顾各个市场主体的利益，确保电力交易与电网安全校核的协同性，并根据客观存在的资源优化配置空间，通过深化电力体制改革，构建起分层、竞争有序、协调运作的省级、区域级和国家级三级电力市场体系。国家电力市场是实现全国范围内电力资源优化配置的交易平台。以区域电网公司、省电网公司和部分大型发电厂为交易主体，由国家电力市场负责组织跨区中长期合同的集中竞价交易、长中短期双边交易，区域间紧急情况及事故备用支援辅助服务；通过与周边国家联网，开展电力进出口贸易，实现电力资源利用的国际化。区域电力市场是实现区域内电力资源优化配置的交易平台。在区域电力市场中，建立区域年度和月度的撮合与双边交易市场；负责组织区域内直接参与区域竞价的机组和省电网公司进行购售电交易；建立以省为购售电主体的区域现货价格平衡市场，在满足省间输电容量的前提下，实现各省发电边际电价的趋同；区域调度交易中心负责省间联络线的安全校核。省级电力市场是国家和区域电力市场的基础，主要开展省内电厂非竞争电量年度合同的双边交易和现货的集中竞价交易。省级电力市场可同时作为售电主体（以委托代理的方式组织省内剩余发电资源）与购电主体，自由选择参与国家月度合同市场或区域年、月度合同市场的交易；并直接参与国家现货市场的双边交易。对于省间联络线薄弱、区域内经济发展和电价水平差别较大的省份，可独立组织竞价机组的合同市场竞价与现货市场。目前国家、区域、省级三级电力交易市场架构已经完成，各种相关电力品种交易活跃，促进了能源在全国范围内的优化配置，有效缓解了部分地区电力供应紧张形势，取得了节能减排和保护环境的实效。省级电力市场中已广泛开展的交易品种为发电权交易以及跨区跨省电能交易，吉林、广东台山、四川等地实施了大用户直购电试点工作。跨省发电权交易、辅助服务交易、排污权交易已被提出，将随着电力市场建设适时逐步开展。4.1发电权交易4.1.1概述发电权是指政府下发的各类发电机组当年的年度发电量计划(或年度差别电量计划，包括在役机组的年度发电量计划和关停机组的补偿发电量指标)和发电商在合约市场、日前市场等市场中通过竞争获得的发电许可份额。发电权交易是发电商将部分或全部发电权电量有偿转让给有剩余发电能力的高效率、大容量火电机组或水电机组，是中长期合约的补充，作为现阶段电力市场的重要交易品种之一，也是通过市场方式实现电力工业节能减排目标的一项重要手段。发电权交易种类包括：关停小火电的全部发电权电量与高效率大容量火电机组的替代发电交易；火电机组(包括非关停小火电、大机组)的部分或全部发电权电量与高效率、大容量火电机组的替代发电交易；火电机组与水电机组之间的水火置换交易；受电网约束区域的机组的部分或全部发电权电量与不受电网约束区域高效率大机组的转让交易。发电权交易的机理是：对于一些发电机组，如果由于某种原因无法执行其已签订的、在有效期内的全部或部分合约发电量合同，可以通过双边、多边交易或交易中心组织的集中撮合交易，以自己认可的价格向高效、环保、节能机组(如水电机组、高效、大容量火电机组等)购买相应数量的电量合同，与自己无法执行的合约发电量合同进行对冲，减少可能的违约损失。对于高效、环保、节能机组，如果有剩余发电能力(在能够完成其己签订的各类电量合同后的剩余发电能力)，只要有利润就可以通过双边、多边交易或交易中心组织的集中撮合交易，以合适的价格卖电(出售一定数量的电量)。这样，发电生产成本较高的电厂可将其发电权份额部份或全部让出，由发电运行成本较低的电厂代替其完成这部分发电权。发电成本较低的电厂因获得了发电权而得到相应的发电效益，减少了因系统负荷需求水平有限而造成的类似弃水等电能资源不合理浪费，同时满足了系统负荷的需求，并节约了能源；而发电成本较高电厂虽然少发了电量,但因其出让了发电权期权，而得到一定的期权权利金，同时通过交易的执行价格得到一定程度的补偿，而且不承担实现该发电权所必需的变动成本(燃料费用等)，所以发电成本较高的电厂仍然可以得到一定的收益。4.1.2存在的问题目前发电权交易主要在省级电网统调机组(电厂)之间进行，而大部分小火电机组为市县级非统调机组，这些机组单机容量更小、煤耗更高、污染排放更为严重，实施发电权交易的意义将更为显著。因此应扩大交易范围到非统调小火电机组，以取得更为明显的降耗减排效果。发电煤耗不能体现煤炭运输中的能耗损失。有些坑口电厂的机组较小，虽然发电煤耗较高，但其煤炭运输损耗很低，总体的煤耗并不高。在目前“以大代小”发电权交易的价格以及电量置换优化模型中没有考虑该因素。在以往进行“水火置换”时，小水电的电价被压得极低，也是导致运行中的小水电厂的收益低于停产的火电厂的重要原因。另外，水电启动后没有调峰能力，带来了调峰、调频、备用等辅助服务的问题，如果处理不当将影响电网安全稳定运行。4.1.3节能减排分析发电权转让是一种经济行为，发电权的买家和卖家都应当从发电权转让中受益。而发电权转让的最终受益人是全社会，通过发电权转让的目的是减少高耗机组的发电量，减少对煤炭等非可再生资源的消耗与对环境的污染程度。1）实施发电权交易，可以优化资源配置。发电权的转移，能够促进大火电和小火电之间、大水电和小水电之间、水电和火电之间、一次性能源和可再生能源之间、不同流域水电之间的相互补偿和优化配置；能够充分发挥大火电成本低、污染小、效率高的优势和水电等可再生资源的经济效益和社会效益，防止水电较丰富的省或者区域电力市场出现“弃水”不发电现象，实现大电网的水火互补、调峰错峰、互为备用等优势。2）实施发电权交易，可以促进节能降耗。以发电权为标准，能够调整电源结构，促进高效、清洁发电和可再生能源建设，不断提高火电机组技术参数和容量等级，减少电力生产过程中自身的能源消耗，提高机组运行的可靠性和技术经济水平，加大煤耗高的小火电机组的关停力度。目前，我国13.5万千瓦及以下的中小型发电机组的装机容量高达1.5亿千瓦，其平均煤耗超过390克/千瓦时，而国内30万千瓦亚临界机组的平均煤耗仅为330克/千瓦时。如果中小型机组的发电能力转由高效节能型机组承担，按2005年燃煤发电量计算，每年可节约煤炭3）实施发电权交易，有利于保护环境。电力工业的不断发展，也带来了一系列环境问题，其中尤以燃煤电厂的大气污染最为突出。小火电每发1千瓦时的电，二氧化硫排放量一般为4～7克，而大机组脱硫后的排放量只有0.4～0.7克。如果对全国13.5万千瓦及以下的火电机组实施发电权转让，则意味着可减少1.2亿吨煤炭的开采、运输和燃烧，二氧化碳的排放量亦可相应减少3亿吨。如果考虑与可再生能源的发电权转让，则4）实施发电权交易，有利于推进小火电的关停。小火电不仅耗能高、污染大、效率低，而且随着我国电力建设的快速发展，电力供需已基本平衡，部分区域的电力供应已呈富余态势，小火电退出电力市场已成为必然趋势。目前，小火电容量小、人员多、效率低，如不尽快采取稳妥措施，容易引发社会矛盾。而采取大容量、高参数机组电量置换小火电电量的方式，开展发电计划指标有偿转让工作，可以实现小火电机组平稳退出市场，逐步实现人员分流、转产、转型，在保证社会稳定的同时，又提高了大容量、高效率、环保机组的发电利用小时数，这是一项多赢的举措。优化发电资源配置，提高电力系统商业化运营的可靠性和经济性是电力工业改革的重要目标之一，发电权交易是实现目标的一种可行手段。江苏、河南、四川等地区的实践证明，在发电企业内部、在不同的发电企业之间开展自主自愿的发电权交易，不改变现行的电价及电量管理体制，不影响企业经营自主权，不引发小机组关停的社会问题，但能收到明显而巨大的成效。这样可通过市场机制促进节能减排目标的实现。4.2跨区跨省电能交易4.2.1概述从交易组织形式上划分，跨区跨省电能交易可以分为外购电交易、外送电交易和跨区发电权交易。外购电交易是指，省电力交易中心作为省内电厂的委托代理，在区域电力市场平台或国家电力市场平台上，通过双边交易或参加集中撮合交易的方式，从外省、外区域购得电量，实现省间电量交换，以填补本省的电量不足或实现省间“水火置换”。外送电交易是指，省电力交易中心作为省内电厂的委托代理，采用挂牌交易或集中竞争的方式，组织省内高效环保的富余电量参与跨区、跨省电能外送交易，促进更大范围内的资源优化配置。跨省发电权交易是指，省电力交易中心作为省内电厂的委托代理，采用挂牌交易的方式，组织省内小容量、低效率、不环保的小火电机组参与跨区、跨省电能外购交易，逐步减少省内小火电的发电利用小时，外购跨区、跨省高效能、环保火电或丰水期富裕水电的电能，减少省内能源消耗，实现省间的“水火置换”或“以大代小”的发电权交易。4.2.2存在的问题(1)输电能力问题跨区跨省电能交易需要通过省间及跨区交易通道实现，教以通道是否具备输送能力，输电容量是否满足交易需求是交易能否实现的直接约束条件。(2)价格问题跨区跨省交易是否能够实现的另一个约束条件就是省间或区域间的电能价格差。同时，跨省交易整个过程中涉及的交易主体包括省内发电企业、省电网企业、外省电网企业、外省发电企业四方，各方利益都需要顾及，必定引起整个费用增加。因此省间电能价格差别不大的情况下将难以实现交易。(3)能源消耗分摊问题跨区跨省电能交易是电量的省间交换，售电省份必定承担着发电引起的能源消耗，能耗如何分摊是不可避免需要面临的问题。(4)对省内GDP增长的影响跨省发电权交易是在省内有小火电企业发电能力的前提下，主动向外省转让发电权，即购买电量。这样致使省内电力增值税收入大幅减少，发电量指标反映的省内工业产值也将转移到外省的工业产值中，进而影响本省GDP增长。因此政府可能出于保护地方税收，保证地方ＧＤＰ增长不受影响的目的，为跨省发电权交易设置门槛。4.2.3节能减排分析(1)西部地区资源丰富，但是经济欠发达，东部沿海经济发达，能源相对短缺，能源储量和用电量在空间上不匹配，有的地方电力过剩无法输出，某些水电厂发生“弃水”现象，而有的地方却出现“电荒”的局面，跨区跨省电能交易实现大电网的水火互补、调峰错峰、互为备用等优势，显然是区域之间资源配置优化的有力手段。(2)由于区域和省间存在一定的煤耗差，尤其是西部煤耗较大，东部煤耗较少，同时同一区域内煤耗也存在较大差别，如华中区域内河南煤耗较大，湖北湖南则煤耗较小，因此区域内跨省交易对于节能减排也将起很大作用，对于资源的优化和配置也显得更为重要。根据国网公司管辖区域统计数据，2007年区域内跨省交易电量1653.58亿千瓦时，同比增长7.21%，节约煤量大约为826万吨。参照2006年的各省发电量和煤耗情况，假设高于平均煤耗的省份被平均煤耗替代发电，可以估计算出通过跨省交易，节煤量最大可达到1345万吨左右，减少SO2排放3363吨。(3)跨区跨省电能交易有助于更好的开放市场，形成竞争，淘汰低效高耗能机组。跨区跨省电能交易有利于可再生资源的发展，能使它们获得一个更大的市场发展空间，提高其资源利用率，吸引更多的商家投资，有利于解决可再生能源发展的资金问题。4.3大用户直购电交易4.3.1概述在单纯的买电市场模式中，发电企业与用户不能直接交易，限制了大用户自主选择发电商的权利，也影响了发电企业间的有效竞争，因此大用户与发电方有进行双边交易的愿望和要求。所谓大用户直购电工作，是指电厂和终端购电大用户之间通过直接交易的形式协定购电量和购电价格，然后委托电网企业将协议电量由发电企业输配终端购电大用户，并另支付电网企业所承担的输配服务。大用户与发电企业的交易价格通过协商或市场竞争等方式形成。交易采用集中撮合交易、挂牌交易或双边协商等交易模式，分年度、月度分别开展大用户直购电交易。大用户直购电交易是对现有电力销售机制的一种改革尝试，将成为大用户实施选择权的一个主要方式。其目的在于，打破电网企业独家买卖电力的格局，在发电和售电侧引入竞争机制；同时有利于探索建立合理的输配电价形成机制，促进电网输配分开，使终端用户进入电力市场；对构建多买方–多卖方市场竞争格局，发展和完善电力市场竞争机制，构建有效竞争的市场格局，丰富电力市场交易品种具有重要的促进作用。大用户直购电作为一种新兴的商业经营模式，在很多发达国家的电力企业中得到广泛采用并证明是成功的。我国“十五”、“十一五”电力体制改革方案中明确提出要开展大用户直购电试点。该工作目前已经在广东台山、吉林和四川等地实施了试点。4.3.2存在的问题开展大用户直购电必须确保对各方的公平性。由于合理的输配电定价机制尚未出台以及电价机制中存在着较为严重的交叉补贴情况，目前大用户直购电试点的实质是搞优惠电价(回避了交叉补贴问题)，存在着各种用户之间、发电企业之间的公平问题，以及输配电价水平降低、电网企业利益受损等问题。(1)输配电价机制不健全，电网企业的经营和发展受到影响在国外,许多国家电价构成中输配电价一般占到40%～50%,而目前我国输配电价的比重只占到22%左右,远没有到位。《输配电价管理暂行办法》中制定的共用网络输配电价机制不足以保证电网的简单再生产和扩大再生产，因此必须制定一种新的输配电价机制以保障电网自我发展的能力。但是目前由于输配电价机制还没有形成，售电价与购电价之间的差价就构成了电网公司的收入。在这种情况下,一旦电网开放允许大用户直购电,而独立的输变电电价又未及时出台的话,电网公司的收入将受到影响。同时，实行大用户直购电以后,大用户必然会选择发电成本较低的发电商签订双边合同,而将发电成本较高的发电商留给电网公司,这样一来,整个电网的平均购电电价势必会上涨,而销售电价却要受到国家管制的影响,不能上升。因此电网公司的整体收益将进一步下降，这就削弱了电网的再投资能力，对我国电力市场的长远发展十分不利。(2)辅助服务市场机制不完善大用户对电能的需求量通常都很大,同时对供电的可靠性也有较高的要求,当供电中断时,大用户将要承受经济损失。因此大用户和发电公司签订直供合同后,为了保证获得充足和稳定的电能供应,必须依靠供电公司提供辅助服务。但由于在过去我国电价确定与调整机制中很少考虑辅助服务的市场价值,因此还没有辅助服务定价机制。(3)交叉补贴问题没有解决我国许多地区在现阶段的电价都存在着一定程度的交叉补贴问题,长期以来一直用工业、商业电价补贴居民、农业电价等。如果现阶段实行大用户直购电,那么接受直供的大工业用户势必利用自身的优势,通过向部分发电企业直接购电,享受较低的电价,逃避承担交叉补贴的责任。但是由于终端销售电价是封死的,所以这部分补贴费用只能转嫁到电网公司的身上,这就必然会增大电网公司的经营风险。(4)搁浅成本仍然存在我国目前仍有一些电厂还处于还本付息阶段，存在着搁浅成本。在厂网分开后有很大一部分搁浅成本留给了电网公司。根据国际经验,厂网分开后留给电网公司的搁浅成本一是由国家财政补偿,二是由用户分摊。如果在这个时期推行大用户直购电,大用户必然选择没有搁浅成本的发电商,不再分摊留在电网公司的搁浅成本,这同样会加大电网公司的经营风险,进而加大销售电价的上涨压力。因此，需要对大用户直购电中的输配电价、交叉补贴、交易模式、市场准入(大用户、电厂)、交易电量（存量或增量）等问题进行深入研究。4.3.3节能减排分析大用户直购电是优化资源配置、提高资源利用效率、促进企业降低成本的有效途径和办法，也是缓解电力供需矛盾的有效途径和办法。大用户直购电可以缓解电力过剩与高耗能用电大户建设自备电厂的矛盾，能有效降低高耗能用电大户的电价，使它们扩大生产规模，降低企业成本，提高国际竞争力，同时有利于提高电厂机组利用小时数，带动电力市场的增长，达到大用户、发电企业、电网公司多赢的目的。大用户直购电用市场手段实现需求侧管理，调节用户负荷特性。通过用户的主动性策略，提高整体发电和用电效率，实现节能降耗。4.4辅助服务交易4.4.1概述“电力市场辅助服务”是指为了维护电力系统安全稳定运行和电力商品质量(包括频率、电压和可靠性)，发电企业提供的正常电能生产以外的服务，如调频服务、无功及电压控制、运行备用和黑启动等。发电企业既是辅助服务的提供者，同时也是辅助服务的受益者。电厂提供的辅助服务又可分为基本服务和有偿服务。基本服务是电厂必须具备的辅助服务，无偿提供。对于基本服务包括的内容国际上也无定论，一般认为机组的一次调频和在规定功率因数范围内的无功调整为基本服务。有偿服务包括机组的二次调频、备用、在规定功率因数范围以外(或影响有功出力)的无功和黑启动等。(一)有偿辅助服务具体内容备用容量服务作为有偿辅助服务的主要组成部分，是指为保证可靠供电和电能质量，发电企业预留的机组容量。发电备用容量分为冷备用和旋转备用。冷备用机组是指任何交易时段中所有参与市场竞价而未能中标运行和电网调度中心安排停机备用的机组。旋转备用可进一步划分为电网正旋转备用和电网负旋转备用。正旋转备用容量是指发电机申报的最高出力与计划出力之差，负旋转备用容量是指机组计划出力与申报的最低出力之差；所有投运机组正旋转备用容量之和构成电网的正旋转备用容量，负旋转备用容量之和构成电网的负旋转备用容量。有偿无功支持是指发电机组按电网要求提供的超出基本功率因数范围的无功调整服务。黑启动是指在失去外部电源的情况下，由具备自启动能力的发电机组在一定时间内向系统提供电力。(二)辅助服务价格从理论上看，在远期电力市场中，频率控制和备用服务建立竞争性辅助服务市场，其价格由市场竞争决定；无功和黑启动服务可按统一费用标准，由调度交易中心和发电企业签订辅助服务合同。辅助服务费用的制定应遵循公平公正、补偿成本、平衡过渡的原则。合理制订电力市场辅助服务价格体系对于促进电力市场健康发展、保证电网安全稳定运行具有重要意义。由于现阶段辅助服务费用没有电价空间，建议在购售电价联动机制形成和辅配电价落实到位后，实现电力市场中远期的竞争性辅助服务市场。初期辅助服务可采取“取之于电厂，用之于电厂”的方式，从电厂按一定比例收取备用金，然后按对辅助服务的贡献大小返还发电企业的方法，其收费标准可按补偿机会成本的原则确定。4.4.2存在的问题辅助服务计量、定价、技术支持系统细则的建立和消化是个渐进的过程，这是由辅助服务本身的复杂性所决定的。无论从辅助服务收费的机理上还是其定价的量化操作上，都存在一些矛盾和困难需要解决。4.4.3节能减排分析大机组优先发电后，中小机组较多地承担备用、调峰调频等辅助服务功能。建立并完善辅助服务市场，通过使承担辅助服务的机组得到经济上的补偿，便于节能调度的实施。辅助服务市场的完善有助于大用户直购电交易的开展，提高整体发电和用电效率，实现节能减排。4.5排污权交易4.5.1概述排污权交易是指在满足环境要求的条件下，建立合法的污染物排放权利（简称“排污权”），并允许这种权利象商品一样被买入和卖出，以此来控制污染物的排放，实现环境容量的优化配置。排污权交易体现了环境管理思想，它通过为排污者确立排污权（这种权利通常以排污许可证的形式表现），建立起排污权的市场，利用价格机制引导排污者的决策，实现污染治理责任以及相应的环境容量权利的分配。这种市场理念的排污权交易比传统的政府管理模式更能有效地减少污染排放。排污权交易之所以能够起到降低减排成本的作用，原理十分简单：不同行业或者企业，降低单位污染物排放的成本是不同的；如果把排放额度看成可交易商品，成本不同就会产生相应的交易供应和需求。当减少排放成本高于排污权市场价格时，企业会少减少一些排放而通过购买排污权加以补偿。反之，如果减排成本低于排污权市场价格，企业则倾向于通过减排“生产”更多的排污权并在市场出售。假定其他条件不变，每个企业的这一类行为将导致排污权交易市场的均衡价格，而价格是资源优化配置的关键。因而，在一个完善的市场上，减排效率最高的企业就会成为最主要的“供应者”，从而降低了全社会的污染治理成本。排污权交易最早由美国联邦环保局应用于大气以及河流污染的治理。在长达10年的广泛深入的酸雨研究计划基础上，美国国会在1990年通过了《清洁空气法》修正案并开始实施酸雨计划。酸雨计划的核心就是建立在市场机制上的二氧化硫总量控制和排放权交易，具体来说就是规定在10年之内削减一半的二氧化硫排放量；同时国会批准可以用排污权交易作为实现削减的手段。随后，德国、澳大利亚、英国都相继进行了排污权交易的实践。现在排污权交易制度已成为发达国家控制排污总量的重要措施。1999年，排污权交易由美国环保协会引入中国，开展“运用市场机制减少二氧化硫排放的研究”,江苏南通和辽宁本溪两地成为最早的试点基地。2002年3月,国家环保总局和美国环保协会在中国实施排污权交易项目的第二阶段实验，选取了江苏省、山东省、河南省、山西省、上海市、天津市、柳州市、华能发电集团作为试点，简称为4+3+1项目。目前，这项实验已进入第三阶段，试点由第二阶段试点地区的点状分布转向江苏、上海、浙江三个地区的长三角区域合作实验。在“4+3+1”项目中，至少有10笔交易，涉及4万多吨二氧化硫的排放量和70004.5.2存在的问题排污权交易是我国实行污染物总量控制的新途径，是被国内外实践证明了可以解决环境问题的一项有效办法。但排污权交易制度也不是整治环境问题的“灵丹妙药”，即使在广泛应用的美国，也仍然存在很多争议。我国环境意识比较落后、环保手段比较欠缺，只有充分认识其存在的问题并以加以克服，才能更好地将其应用。现阶段我国推广排污权交易制度存在如下的障碍:(1)排污权交易过程难以实现准确监测排污权交易实施的前提是对企业排污量的准确监测，它涉及到两个方面:一是科学监测，二是公平