售电公司研究

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星售电网讯:售电公司购电成本的多少决定其利润的大小，该文针对售电公司设计了分时电价盈利策略，以分时电价为手段， 鼓励顾客减小高峰时段负荷，降低售电公司的购电成本。使用核模糊聚类法及隶属度函数在客户典型负荷曲线上完成峰平谷时间段的划分，并通过负荷峰谷差最小和用电客户满意度最大目标来构建数学模型，采用 Angle-NNIA 算法对其完成求解，求解结果能显著缩小客户负荷曲线峰谷差，达到 售电公司降低购电价格、增加盈利的目的。（来源：《电网与清洁能源》作者：裴力耕，张欣，赵明，王永庆，赵彬，张靠社，张刚）2015年中国正式开启新一轮电价改革。售电业务在新电价改革的形势下逐步开放，各个地区的售电公司纷纷出现，他们的主要获利方式是代理客户买电从而获得价差利润。由于售电公司越来越多，导致竞争日益残酷，且其还须面对市场价格波动的风险。基于此种情况，售电公司获利策略的制定越来越受到重视。峰谷分时电价策略属于价格型需求响应的一种，其以分时电价为手段鼓励客户平移或减小负荷， 进而削减电网峰时段负荷或提高电网谷时段负荷， 达到降低发电成本与优化资源分配的目的。从售电公司角度出发，设计较优的分时电价方案，一方面能获得较好的客户配合，另一方面可增加售电公司的盈利并获得更多客户。国内外在分时电价制定方面的探索大多集中在峰谷时段的划分与电价的制定上。本文主要从售电公司入手，把拟订最优分时电价、减小购电费用，作为增加盈利的关键研究项目。如图 1 所示，峰谷差缩小使得电站发电成本减小，进而为售电公司得到较低的购电价格提供了可能，这就增加了收益空间。此外，通过把部分利益让于客户，降低了客户购电费用，使得售电公司笼络更多客户， 提高了其在市场交易中的角逐实力。怎样拟订最优分时电价对售电公司的获益十分重要。以峰谷差最小为出发点拟订分时电价时需顾及客户的响应水平，不能单单出于降低峰谷差的目的而不顾客户感受，否则将无法获得客户的响应。基于此，本文以提高客户用电满意度及降低峰谷差为出发点构建分时电价模型，为售电公司提供最优分时电价方案，以减少购电费用、增加售电公司的盈利。1 峰谷时段划分拟订分时电价策略的关键是时段划分与电价确定。不同的峰谷时间分割，最终获得的峰谷电价不同，客户的响应水平也将不一样。因此，欲最大程度缩减峰谷差，需首先得到最优的时段分割，然后以此为前提拟订峰平谷电价。一般时段划分的过程是相关管理部门以客户典型日负荷曲线为基础，考虑其特征把一天分割为 3种阶段。该划分过程具有较强的主观性，没有合理的理论依据。例如，当峰平负荷大小比较接近时，则会不利于客户用电操作。针对上述问题，本文首先基于时段划分原则，采用半梯形隶属度函数及核模糊聚类法完成时间的最优分割，基于隶属度函数得到的每个时间节点位于峰谷时段的隶属度，可更有效地展现出负荷曲线的特征，其次通过核模糊聚类方法实现隶属度的聚类，最后获得最优的时间分割方案。1.1峰、谷隶属函数隶属度计算负荷最大的时间节点一定位于峰值电价时段， 以该节点为中心的小区间很有可能也处于峰值电价时段。同样地，负荷最小的时间节点一定位于谷值电价时段，以该节点为中心的小区间很有可能也处于谷值电价时段。根据这个特性，就可以采取模糊隶属函数来解决问题，本文使用该函数来推算每一个时间节点对应的具体峰、谷隶属度。在这个过程中可以得到一个信息，当用户的用电负荷处于最大值时，其峰隶属度与用户的用电负荷处于最小值时的谷隶属度相等，均为 1。反之，当用户的用电负荷处于最小值时，其峰隶属度与用户的用电负荷处于最大值时的谷隶属度相等，均为 0。在一般情况下， 峰隶属和谷隶属会随着时间作类似半梯形函数的相应变化，主要体现在增大或者减小的线性递进从而求解得到这种变化。时刻 i 的峰谷隶属计算公式为免责声明：以上内容转载自北极星售电网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星售电网讯:摘要在国内现有的电价体系下,售电市场如果采用顺价模式,容易导致大量低谷电量难以入市,低目录价的低谷电由电网公司供电,从而使市场产生亏空。文章分析了当前国内售电市场的现状以及浙江顺价模式售电市场面临的挑战,梳理了关键市场要素,针对性地提出了促低谷交易方式,并分析了该方式对市场行为的积极影响。通过改进发电侧交易方式,优化交易品种设计,为低谷电量入市提供了较好的手段,为进一步完善顺价模式售电市场提供了新的实践方案,也为售电市场与现货市场的过渡衔接提供了新的设计思路。关键词 :顺价模式;市场规划峰谷占比;促低谷交易方式;（来源：电网技术 作者：李道强, 乔松博, 庄晓丹, 龚建荣, 孙瑜, 金骆松）浙江电力交易中心有限公司,浙江省 杭州市 310016李道强(1973),男,硕士,高级工程师,通信作者,研究方向为电力市场和电力系统运行乔松博(1985),男,博士,高级工程师,研究方向为电力市场及调度自动化0 引言2015年3月,中共中央国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号),标志着我国新一轮电力体制改革正式启动。9号文明确了“管住中间、放开两头”改革思路,即放开发电侧市场与售电侧市场,鼓励用户进入电力市场,形成多元化的发电、购电主体。后续印发的《关于有序放开发用电计划的实施意见》《关于推进售电侧改革的实施意见》等相关配套文件也进一步明确了国家在售电侧“培育多元化的售电主体,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”的改革目标。2018年,国家发展改革委、国家能源局印发了《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》(发改运行〔2018〕1027号),明确提出要完善市场化交易电量价格形成机制,探索建立高峰用电市场化机制。即从政策层面支持以顺价模式(即用户到户电价等于批发市场交易价格加上输配电价和政府基金及附加)、分峰谷时段开展售电交易。从已有的研究文献来看,针对售电市场交易(电力中长期交易)中如何解决顺价模式下低价用户难以入市问题的研究文献较少,大部分针对售电市场的研究集中于售电公司购售电途径、经营策略[1-5]以及售电侧改革对电网企业的影响[6],部分研究成果侧重偏差电量考核机制对售电公司经营情况等方面的影响[7-8]。文献[9]通过建立量化批发、零售市场相互作用模型,详细分析了不同类型输配电成本分摊方式的相互作用机理。文献[10]针对零售公司售电定价的策略开展了深入研究。文献[11]提出了电力直接交易中输配电价确定的3种方法,并认为近期宜采取目录用户购销差价法,未来可采取“成本加收益”的方式,逐步向具有激励机制的管制方式过渡。文献[12]提出通过在用户销售电价中征收交叉补贴附加费的方式实现由暗补向明补转变,条件成熟后,逐步减少或取消交叉补贴,建立合理的输配电价。文献[13]重点研究了直接交易中涉及的交叉补贴问题,提出在电力直接交易中探索独立收取与核算交叉补贴费用,建立交叉补贴基金,对需要补贴的用户进行补贴。在建立完善的输配电价以后,最终逐步减少或取消交叉补贴。文献[14]认为,实现大用户直购电交易的公平性关键在于如何分摊交易成本,即使大用户直购电交易自行定价,但仍然应承担居民和农业用电的交叉补贴。建议根据不同地点、不同时期的直接交易对电网资源的利用程度和产生的外在成本(网损)的大小,分摊电网的投资与运行成本,并逐步推进输电资源的市场化定价。文献[15]认为,开展售电市场中用户侧价格机制设计研究,一方面是为了能够遵循“管住中间、放开两头”的顶层设计,将国家输配电价改革政策落实到位;另一方面,能够进一步培育售电主体,尽快适应现货市场交易机制。综上可见,研究人员对顺价模式售电市场存在的核心问题有以下共识：当前我国用户侧采用分时电价体系,导致顺价模式下低价用户难以入市而产生市场亏空,这是在售电市场中推进顺价模式面临的主要问题。对于该问题,前述研究提出的主要解决方案是计算出交叉补贴,并分摊给市场主体。1 国内售电市场实践2015年11月28日,国家发改委、国家能源局批复同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点,电力市场中正式产生了全新的市场主体“售电公司”。此后,全国各省的中长期交易规则和售电侧市场交易规则也不断推出和完善,开始了建设售电市场的探索实践[16-19]。目前,大部分省(区)的售电市场交易以年度、月度中长期电量交易为主,按月进行偏差电量考核,尚未形成市场化销售侧分时价格机制;中长期价格也难以有效反映不同时间电力供需的实时变化[20];内蒙古、广东、四川、山东、重庆等大多数地区的售电市场交易规则中,广泛应用价差传导模式[21-22]。浙江自2016年开始的普通直接交易也采用价差传导模式,不同的是用户侧由电网公司免费代理,将发电侧降价空间完全传导至用户侧,推动实现供给侧降本增效。2017年,江苏中长期交易规则[16]中提出“江苏模式”,即根据批发侧交易电价、输配电价和政府基金及附加,计算出用电侧基准交易价格,用户目录平均电价减去用电侧基准交易价格形成“用户侧价差”,用户的尖峰、高峰、低谷目录电价减去用户侧价差,形成用户侧市场化的尖峰、高峰、低谷到户价格。可以看出,当前国内很多售电市场采用的是价差模式。价差模式的优点是规则简单、易于起步,但容易被诟病的是,该模式难以落实国家的输配电价改革要求;同时,价差模式使得电力中长期直接交易难以和现货市场规则的有效衔接,使现货市场设计非常复杂[23]。也可以看出,前面提到的在顺价模式售电市场中计算交叉补贴并分摊给市场主体的方式,在国内的售电市场实践中并没有得到广泛应用。2 当前浙江售电市场面临的挑战2019年底,浙江首次开展了2个月的售电市场交易,采用的是顺价模式,成交电量26.7亿kW·h。在顺价模式下,峰电占比高的用户(以下简称高价用户)容易成交;而谷电占比高的用户(以下简称低价用户)因平均购电电价低,难以成交,从而未能入市,由电网保底供电。对于电网企业而言,低价用户供电价格与发电企业购电价格倒挂,直接造成经营亏损,不利于售电市场可持续发展。2020年,浙江在保持顺价模式的基础上,将售电市场往现货方向做了进一步推进,结合浙江用户目录电价的尖峰、高峰和低谷时段的划分,推出了按尖峰、高峰和低谷分时段进行交易的售电市场。目前正在据此对2019年的规则进行完善。2019年浙江售电市场的实践已证明,对于顺价模式的售电市场,最大的挑战是如何用市场机制来解决低价用户难以入市的问题。3 浙江售电市场改进思路3.1 研究的前提条件本文基于以下条件开展分析：符合准入条件市场用户的整体用电是固定的,暂不考虑用电变化带来的影响;保持浙江售电市场顺价模式不变,保持按尖峰、高峰、低谷分时段开展交易的方式不变;浙江目前仅引入煤电机组参与售电市场;暂不考虑政府为促进交易而出台奖励电量等因素的影响。本文重点讨论批发市场的价格,不含输配电价和政府性基金;所涉及的用户批发侧目录电价是指折算至批发侧的价格,即用户目录电价减去输配电价和政府性基金后的价格。3.2 促低谷交易方式要避免顺价模式下低价用户难以入市而产生市场亏空的问题,关键是使得未入市用户用电量中,保持电网公司的平均购电成本与全电量由电网公司供电时一致;即所有未入市用户峰电量(含尖峰、高峰电量,下同,记为QpLT)和谷电量(记为QlLT)占比与符合入市条件所有用户总电量的峰谷比(以下简称市场规划峰谷占比,记为QpLT:QlLT=1:K)一致。这样,在未入市的电量上,就能保持电网公司的平均购电成本和平均销售收入基本不变,从而使电网公司不因多供低谷电量而产生损失。3.3 促低谷交易方式对市场行为的影响分析理性的发电企业在参与售电市场交易过程时,都有一个预期合同成交均价,记为PC。下面分析采用促低谷交易方式时,市场成员面对不同峰谷比的购电需求时的市场行为。3.3.1 入市低谷电量需求占比等于市场规划峰谷比免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星售电网讯:摘要∶运用效用理论，在秩和比法优化后的阶梯电价分档数模型基础上，分析了阶梯电价对居民电力需求和企业售电收益产生的影响。根据居民年均可支配收入情况，将居民用户划分为4个层次，并通过效用理论分析阶梯电价实施后居民电力需求变化情况，从而揭示了阶梯电价对居民电力需求的影响机理。售电公司的售电量与居民电力需求量密切相关，销售电价会影响居民用电需求。因此需要结合售电量的日变化趋势以及销售电价，从而确定居民的电力需求量，以及售电公司成本变化情况。通过对某市实施阶梯电价后的居民电力需求和售电公司收益进行分析得出，一是居民总体电力需求得到减少，二是保障了低收入群体的电力需求，三是售电公司售电收益也得到增加，兼顾了经济效益与社会保障。（来源：《电力需求侧管理》 作者：王 芳，李鹏涛，郭志峰，周开乐）引言：随着经济的不断发展，居民对电能的需求急剧增加，因此电力电量平衡、电能质量、调峰等问题也逐渐引起学者们的关注一。电价改革在供需双方互动中起到关键作用，对居民的电力需求有显著影响。合理的电价机制在优化用电结构的同时，能够有效提高能源利用率一。而阶梯电价是各国电价改革的一个重要措施，也是实现资源节约的有效方式之一。随着电力需求增多，超出部分电力单价逐渐升高的分档收费策略。居民电力需求在基本范围之内，按基准阶梯电价进行收费;随着居民电力需求的增长，电价逐级递增。这样不仅能够保障低收入群体电力需求，引导用户减少用电量，还能减缓供电线路压力，增加售电公司收益，兼顾社会服务公共效益与供电企业经济效益。当前，我国在居民电价方面主要采取交叉补贴以及低价策略，但随着电力成本上涨、资源短缺以及环境问题不断加剧，低价策略无法彰显电力能源价值，不能有效减少居民不合理电力需求，不利于社会公平"，因此需要根据用户电力需求差异实施阶梯电价方案。原标题:阶梯电价对居民电力需求和售电公司收益的影响研究免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】六月是丰水期的第一个月份，也是2020年升级后的月内集中交易新规则执行的首月，我们通过对六月月内集中交易过程数据的复盘与分析，来更好地认知新规则下的成交现象、交易策略，从而努力去探究市场的客观规律、了解参与者的交易偏好、发现及掌握随机因素及事件所带来的影响，以便在今后的交易中更科学地实现交易目标。六月月内集中交易一共进行了为期六轮6个工作日的交易，其中第一轮计划内（常规直购）和计划外品种合并交易，第二至六轮计划内和计划外品种分开交易，具体原因在之前推送的文章中有详细的阐述。接下来就让我们一起来回顾与分析六月月内集中交易情况：6月成交复盘及分析01总体成交量价情况六月月内集中交易常规直购共成交95016.788兆瓦时，成交均价为169.175元/兆瓦时；计划外品种共成交550362.859兆瓦时，成交均价为84.56元/兆瓦时。全月交易计划外成交量远远高于常规直购成交量。02按品种成交复盘及分析常规直购各轮次成交量价分析月度集中交易常规直购成交量主要出现在第一轮和最后一轮，且占本月常规直购交易总量的95.6%，其中第一轮占32.1%，第六轮占比63.5%；成交均价在预期之内依然是紧贴丰水期最低限价的169.15元/兆瓦时，因在第六轮“土豪”出现而导致成交均价稍有抬升。一般来讲，月内集中交易常规直购品种的用电侧需求一部分来自于年度交易采购策略的偏差预留，另一部分来自于用电侧超用电量。第一轮成交量较大可以理解为年度交易时确定的部份预留量，基于已经是“地板价”早晚都要买的考虑而成交。而第六轮的放量成交的主要原因是围绕以偏差管控为出发点，与抄表结算日、负荷预测的准确性和用电侧刚性需求增加为主要成因；虽然今年6月的总体来水情况并不理想且同比降幅较大，影响的发电侧主体数量较多，但本月前两轮交易发电侧就透露出在丰水期存在的刚性需求和交易策略显然是用电侧采用以上交易策略的前提和基础。计划外各轮次成交量价分析六轮计划外交易成交量逐次增加，自第三轮起成交量大幅增加，环比2轮增幅为121.9%；第四轮成交量稍有放大，环比增幅1.4%；第五轮再度放量，环比增幅27%；这三轮成交量占6月计划外总成交量约73.9%，其中第三、四、五轮分别占比22.4%、22.7%、28.8%；各轮成交价格和成交率情况计划外成交均价从第一轮开始持续走低，直到最后一轮，与首轮均价相比6轮降幅达20.5%；而成交率一路走高，最终以第六轮的100%成交率而收官。在六月第一轮交易中，由于计划内和计划外品种合并在一起，卖方整体报价较高，成交均价为94.81元/兆瓦时，而买方在观望试探阶段不愿加价摘牌成交，成交量是最低的一轮。第一轮成交均价远高于年度集中分月时的成交均价84.418元/兆瓦时，导致多数买家处于观望状态；第二轮价格下降（降幅5.4%）的过程中，成交量成倍增加、成交率大增8.9个百分点。尤其在第三轮价格接近年度均价附近时，成交量和成交率都出现大幅增加，成交量增幅12.4%、成交率增幅70.6%；第四轮价格继续下跌，环比跌幅4.4%，而成交量仍延续着第三轮的强势，成交率略有增加，增幅5.7%；第五轮价格继续下跌，创下了本月的最大跌幅，为6.7%，这也是年度分月同期交易的价格密集成交区，就在这一轮产生了本月交易最大的成交量，也因此导致最后一轮的采购需求和成交量的大幅减少。第六轮用电侧整体需求较少，虽然此时全网整体来水情况仍不理想，但在第六轮交易从集中竞价阶段开始后，四家发电能力较强的“主力”在供需比规则取消的政策背景下释放出了巨大的市场竞争力，果断“低价带货”，以“地板价”75元/兆瓦时带走所有买方的需求。这也让部份“持仓待涨”的发电侧主体措手不及，只能眼睁睁的看着他人“吃香喝辣”。成交量价与振幅分析6月计划外成交量基本上算是中间高，两边低的走势，而价格的波动振幅是由高到低的单调下降走势，上图可以看到成交量与价格的波动没有相关性。从价格走势可以看出，6月计划外价格与波动振幅出现正相关性，从走势来看，都出现了由高到低的过程。结合上游来水的基本规律来看，振幅的强弱大概率与来水和价格走势密切相关。月度增量与年度分月同期分析六月常规直购品种月度集中交易成交量远高于刚刚于5月结束的年度集中分月同期的成交量，为年度集中分月同期交易量约7.8倍；计划外品种月度集中交易成交量亦远大于年度集中分月同期的成交量，为年度集中分月同期交易量的10.6倍；成交均价方面，常规直购年度集中分月同期和月内集中交易持平，均为169.15元/兆瓦时；计划外品种月度集中交易均价低于该品种年度集中分月同期均价，价差为1.132元/兆瓦时。常规直购6月月度集中交易量高于年度集中分月交易量，一方面是基于偏差风险管控的原因，另外是因为常规直购在月度增量的交易中没有双边交易的方式造成；而计划外6月月度集中交易量高于年度集中分月成交量，除了具有常规直购可能的两点原因外，还可能是用电侧在年度交易时对6月份价格的预期较低造成较多预留所致，而最后6月全月实际月度集中交易的成交价和成交量也证明了月度交易对降低全月的采购成本起到了积极的正面作用。近三年同比分析常规直购常规直购成交数据表明，三年同期月度增量月均成交量约105831兆瓦时，受常规交易与富余交易政策面规则定义和年度交易策略所带来的影响，导致2018年常规月度增量合计成交量相对较多，而2020年受富余电量交易政策刚性要求所带来的影响，导致今年的常规刚性需求有所下降，为三年来的最低。成交价格2018年最高，而之后的2019年和2020年成交基本为政策下限的“地板价”，可见在丰水期的竞争过程中，发电侧对常规直购交易的“地板价”认可度较高，博弈的重点在于销量。计划外品种量价同比分析近三年的成交量走势呈现中间高两边较少的特点，2018年富余电量的总量与政策规则下该品种市场的总量有关，而2020年虽然丰水期品种增加，但计划外丰水期年度交易占比一半以上，导致月度交易的总量下降。而2019年的月度交易总量较多，则是用电侧市场主体月度交易量与年度集中相比占有绝对多的份额有关。三年售方参与家数与成交均价直线下降，在这个过程中除了发电侧部分主体通过“抱团营销”的方式参与交易导致数量减少外，丰水期发电主体巨大的需求和供需比的释放是导致近2年价格持续下降的主要因素。在月内集中交易新的供需形势下，面对卖方市场竞争加大的局面，如何更好的消纳自身的丰水期需求是发电侧共同的课题！交易展望任何交易的发生是由其环境、规则的内在因素，参与者的行为偏好，以及一系列的随机事件共同作用的结果。同样在四川电力市场化交易中，交易政策是买卖双方的准则与交易决策的内在逻辑，而交易策略正是发用两侧对来水情况、发电能力、设备检修、指标、通道能力、用电负荷、成本与风险管控等多种因素综合分析之后制定的战术打法，交易偏好则集中体现在参与每一次交易过程中的行为动作。而他们共同作用的结果就自然而然的充分体现在每一次交易的过程和结果之中！丰水期七月的集中交易即将开展，从近3年的交易历史来看7、8、9月的交易无论常规直购还是计划外品种无一例外都在集中竞价阶段就以“地板价”全部达成用电侧的全部需求。相信在2020年供需比全部放开之后，这一“传统”仍将延续，这一阶段的价格将不在是市场关注的重点，发用两侧主体在这期间在做好各自的“规定动作”外，正好可以利用这难得的时间总结年度交易以来的得失经验，从而更加充分的迎接后续交易的机会与挑战！免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】2020年是决胜全面建成小康社会、决战脱贫攻坚的收官之年，也是李克强总理主持国务院常务会议要求，把“六保”“六稳”作为工作着力点，稳住经济基本盘的关键年，同时也是“十四五”规划的开局之年。“十四五”时期是中国开启全面建设现代化强国“两个十五年”新征程的第一个五年规划期，是推进电力行业发展的关键时期。电力作为支持经济发展的重要支撑，在保障能源安全、降低用能成本、稳定就业等方面皆有重要作用。科学谋划电力“十四五”规划对推动能源转型升级，实现电力行业高质量发展，保障经济社会持续健康发展具有重要意义。笔者从电力发展总体形势分析、电力多维度发展、能源现代化治理着力点出发，分析电力“十四五”规划重点方向及相应举措，旨在为“十四五”电力规划研究工作提供借鉴。总体形势分析在当前长期贸易紧张和政策高度不确定的环境下，全球增长前景明显趋弱。过去一年，不仅全球经济增长普遍放缓，国际贸易流动和全球制造业活动也陷入了同样的困境。2020年我国经济受到新冠疫情的影响，经济增速放缓，大规模减税降费、优化营商环境等政策的推出，为疫情过后经济的复苏注入强心剂。电力“十四五”规划在“十二五”提出的“加快能源生产和利用方式变革，强化节能优先战略，全面提高能源开发转化和利用效率”、“十三五”充分吸收“十八大”以来党的系列理论成果和习近平总书记关于能源发展“四个革命、一个合作”的战略思想论述，对能源绿色发展提出更高要求的基础上，统筹考虑能源电力增长与经济增长的关系、中美经贸摩擦对我国电力需求影响，国际能源安全、新冠疫情对用电需求的影响等因素，在习近平新时代中国特色社会主义思想指引下，进一步丰富完善安全发展内涵，丰富完善协调发展和绿色发展内涵，科学审慎推进去产能，更加注重能源系统的整体发展，更加注重使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用，更加注重能源电力行业数字化与智能化转型，更加强调重大政策制定的科学性。电力多维度发展电力供需分析中美贸易摩擦、新冠疫情、全球经济增长缓慢等外在因素形成的连锁反应，使国内电力短期供给需求降低，将长期呈现螺旋上升趋势。中美贸易摩擦相关影响。由于中美经贸摩擦具有长期性，中美双方的磋商也会一直持续，未来将在什么时候、什么范围调整关税具有较大的不确定性，这将给量化中美经贸摩擦的影响以及准确预测电力需求走势带来很大困难。全球经济对电力供需的影响。从历史经验来看，电力消费增速的波动幅度往往要大于经济增速的波动幅度，因此,可以判断今后几年中美经贸摩擦对用电量增长的影响要大于对经济增长的影响。新冠疫情对工业企业用电影响。新冠肺炎疫情给我国能源行业带来一定冲击，但总体来看能源领域复产增产势头良好。截至目前，国内疫情已经得到基本控制，经济社会发展各项工作有序恢复，能源电力领域发展势头良好，从3月末开始，全国日发电量、电网日调度发受电量均开始超过去年同期水平，4月全国发电量已经转为正增长，电力需求逐步回升。预计今后疫情对我国电力产供销体系的影响将逐步降低，同时随着“两新一重”建设的推进，电力产业结构进一步优化，新模式新业态逐步发挥引领作用。相应重点：根据社会用电量、疫情对工业产业链影响、社会用电量与经济相关系数及联合国2020年世界经济与展望、中国经济2020~2025发展趋势，预计“十四五”期间电力消费需求达到9.5万亿千瓦时，比“十三五”期间有约2万亿千瓦时的增长空间，但电力消费需求增长率在2020~2022年相对放缓。电力负荷峰谷差持续加大，由于石油、天然气等相关资源限制及冬季采暖范围扩大等原因，导致冬季用电峰值上升较快，夏季及冬季日负荷双峰特征更加明显。受疫情影响，第二产业用电比重稳步下降，第三产业和居民用电占比随国内疫情趋于稳定将逐年提高，国家电网经营区域最大负荷增速将高于用电量。预计2025年电源装机27.6亿千瓦，其中水电4.87亿千瓦,核电0.89亿千瓦，风电3.5亿千瓦，太阳能发电3.4亿千瓦，气电1.79亿千瓦，煤电12.5亿千瓦，非化石能源发电装机占比达到48%。同时综合考虑环保及碳减排约束对煤电发展的影响、新能源大规模发展、水电和核电建设周期较长等因素，“十四五”期间我国东中部区域电力平衡面临较大压力。如果仅考虑已明确的“十四五”期间投产电源和跨区输电通道，2025年国家电网公司经营区东中部地区高峰时段电力供应能力明显不足，其中，华北受端、华东、华中等地区的电力缺口将分别达到2400万、3400万和2800万千瓦。因此需要多措并举，包括增加高保证出力电源、跨区调剂以及加大需求侧响应力度等手段，以满足电力供应。电力数字化转型分析电力行业数字化转型对内提升效率，对外加强企业市场竞争活力，数字化转型是发展能源互联网的关键环节之一。新一轮信息革命正在推动工业经济向数字经济转变，成为引领全球经济新一轮增长的全新动能。各行各业都在推进数字化与智能化转型，能源革命与数字革命深度融合是大势所趋。推进能源数字化、智慧化转型，创新发展能源互联网，为破解多维目标平衡挑战、挖掘更大绿色发展效益提供新路径。“十四五”是确立未来国家级工业互联网主平台的关键窗口期。是否拥有工业互联网平台，决定着企业和行业能否进化到下一代的组织形态。能源领域必须走出一条具有自身独特赋能规律的工业互联网之路。数字技术的飞速发展使企业间的大规模协作成为可能。能源互联网将开创一种新产业，形成一种新的生态关系和治理体系。这表现为多方之间发展的不平衡不充分关系转化为共建共享共荣的协调一体关系，形成能源产业价值共创共享的合力，更有效地促进营商环境优化及投资、市场、规则等治理现代化，将以一种平台型的数字能源经济新业态，带动产业升级、促进能源革命。另一方面，工业互联网成为影响全球竞争格局的关键领域。相应重点：能源电力企业积累的海量行业领域专业数据将首先被应用于业务运营效率的提升；以数据挖掘推动运营决策精益化，通过数据感知网络采集上来的数据，需要通过分析挖掘来实现价值的释放；优化产品质量向提升消费体验转变。随着全球能源监管强度不断提升，仅依托能源供应将难以实现利润增加。同时，当今客户不只关注产品本身，而且越来越重视消费体验。在这样的趋势下，越来越多的能源电力企业开始依托数据驱动客户体验的改善；以能源数字化推动商业模式创新数据成为数字时代新模式、新业态创新的主要动能，能源电力企业也在不断探索新的商业模式。能源电力企业立足于传统业务，利用行业技术和数据的优势，拓展和培育新的业务领域。能源安全分析在国家能源“四个革命、一个合作”的战略和“六稳、六保”的中央工作指引下，传统电网安全需向更加智能、安全、高效、绿色转变。能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要，保障国家能源安全，积极面对能源发展新形势，服务经济社会发展，必须推动能源生产和消费革命。电网安全关系到国家能源安全，不同于石油、天然气对外依存度较高，电网的自给率较高。但现阶段我国包括特高压交直流在内的主网架发展依然处在过渡期，电网结构还不完善，随着渝鄂背靠背直流、华北和华中特高压交流环网等重点工程建设投产，主网结构将发生较大变化，系统安全稳定问题将呈现新特点。相应重点：新一代电力系统的建设从“源—网—荷”环节入手，依托更灵活友好的电源、更智能弹性的电网和更互动多元的用户，利用更先进的技术，推进新一代电力系统建设，实现绿色、安全、智能和高效；结构合理的特高压主干网架，依赖交流与直流、送端与受端电网、各电压等级的协调发展；充分利用先进控制理论和广域信息，依托二次系统的光纤化、网格化、信息化、智能化，建设电力调度自动化、安全控制及继电保护系统，实现“在线分析、安全预警、自动控制”，全面提升新一代电力系统的综合控制能力和安全稳定运行水平；需要依托能源和互联网技术的融合，尤其是人工智能、大云物移技术和电力物理系统的融合。新能源发展分析新能源大规模并网，但其保障性收购与市场化交易如何对接、新能源如何参与现货市场试点、如何设计火电参与市场交易电量比例促进新能源消纳？这些问题是“十四五”期间的研究重点。我国新能源发展迅速，应用规模不断扩大，成本持续降低，消纳矛盾明显缓解，清洁替代作用日益显著，但同时也面临一系列的问题需在“十四五”期间给予解决：一是新能源发电在时间维度上具有季节性、时段性波动和随机特点，在地域上又呈现能源资源和负荷的逆向分布等特点，需要多资源互补、跨地域互补，目前我国网源统筹协调规划还难以实现相关要求。二是我国电力市场建设刚刚起步，现货市场建设还处于试点阶段。调峰辅助服务市场机制不完善，火电机组调峰能力得不到充分调用。目前的电力市场设计还无法适应多元主体的不同利益诉求。三是合理弃风弃光有利于提高电力系统运行的整体经济性，新能源发展规模比较大的国家均存在不同程度的主动或被动弃风弃光现象，需要研究确定合理的弃风弃光率。相应重点：“十四五”期间，新能源的发展要完善可再生能源竞争性配置，进一步加强新能源项目管理，建立无补贴新能源项目管理机制，建立健全电力辅助服务市场机制，找到新能源保障性交易与市场化交易价格平衡点。根据合理的弃风弃光率，规范调整弃电统计原则。积极引导新能源高效利用、有序发展，完善能源产供销体系，提升能源储备能力。构建更安全清洁的能源供给体系，强化科技支撑和政策支持，进一步完善与新能源发电相配套的火电机组发电计划，实现电力安全稳定供应。能源现代化治理着力点在前文的分析基础上，为完成电力“十四五”能源治理体系和治理能力现代化任务，奠定能源安全新战略长远根基，还需考虑以下几点内容：一是深入推进电力体制改革，将增量配电改革试点企业的电力规划，纳入到省级及以下电力发展总体规划中，进一步减政放权，并在政府监管机构的统筹工作实施计划下，保障独立售电企业等市场主体正常参与市场交易和经营。二是响应政府工作报告，扩大有效投资，加快“两新一重”建设的号召，保持投资强度，优化投资布局，推进“两线”、“两化”战略，推动一体化大型清洁能源基地建设，加快绿色发展步伐，促进企业转型升级。三是统筹安全和经济，坚持“安全第一”，没有安全的节约是无效的，在保障万无一失的前提下，尽可能降低成本投入；考虑经济投入，调优存量、做优增量，避免设备和电网的投资浪费；关注技术的双刃剑，试点示范先行，不盲目推广应用。四是要大力推进科技创新，联合央企及国际国内上下游企业、高校、科研院所，建立联盟、研究机构等多种形式的能源电力创新共同体，支持开展项目柔性组织工作方式，不断强化关键环节、关键领域、关键产品保障能力，推动核心技术国产化替代，通过自主创新提升我国产业链供应链韧性，促进行业技术发展和学科进步。免责声明：以上内容转载自北极星火力发电网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

图片来源：摄图网2015年，政策层面放宽售电公司的准入门槛，带来了售电企业的成立热潮。据不完全统计,截至2017年12月底，全国各地已经成立的售电公司上万家，其中公示的有近3000家。数量众多竞争加剧的情况下，一批售电公司准备退出市场。特别是2018年以来，售电公司更是迎来一波注销潮。例如，6月18日，北京电力交易中心网站就公示了包括国能世新（北京）售电有限公司等3家的注销公告。曾经测算的售电市场规模每年达数万亿元，如此巨大的市场，为何一批售电公司却选择退场？对此，有业内人士指出，售电市场刚放开，很多进入市场的都是电网员工走出去创办的售电公司，他们拥有资源与人脉关系，所以也有一部分客户，套利空间较大。但是目前市场已经发生变化，过去的操作手法逐渐行不通。多数售电公司主要赚差价2015年3月，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，明确提出要“按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务”。售电环节放开后，也吸引了大量的社会资本竞相涌入，一批售电公司如雨后春笋般成立。赚取价差是许多售电公司的主要盈利方式之一，简单而言，即从发电企业买电，向用户卖电，完成电力交易，从中赚取价差利益。在7月11日普华永道《2017年中国清洁能源及技术行业投资研究报告》发布会上，普华永道思略特高级经理林骏达对《每日经济新闻》记者表示，电改之后，出现的第一波售电公司整体上是在做资源、政策以及信息套利，但是套利空间是有限的，所以市场发展也并不快。2016年3~5月广东的三次月度电力集中交易中，据机构测算，电厂向需求方让利5.3亿元，其中预计有近4.5亿元被售电公司获得。平均计算，售电公司一度电能获得0.13元的差价收益。但目前这样的情况已经发生变化。2018年6月，广东月度集中电力竞价中，统一出清价差为-39.30厘/千瓦时。意味着售电公司每售出一度电只能获得0.0393元的差价收益。林骏达指出，早期售电公司一度电就可以赚一毛钱，但是现在售电公司经常是零差价，全部让利给客户，售电公司想要的是用户流量入口，然后通过流量变现。但是由于流量变现需要技术、服务和管理作为支撑，这给很多售电公司带来挑战。在林骏达看来，由于偏差考核，那些尽管靠电网员工关系拥有客户资源，也可能出现亏损。“因为签的长协是一年一次，但月度的价格变化非常快，如果你的预测没有做好，也可能亏的。”他说。偏差考核指的是，售电公司实际执行的电量如果超出或不足合同电量达到一定的比例，将会被收取偏差考核费用。达不到考核标准就要被罚款，所以偏差考核直接影响着售电公司的收益。同时，普华永道思略特中国能源及公用事业管理咨询业务合伙人单小虎对《每日经济新闻》记者表示，售电市场刚放开，很多进入市场的都是电网员工走出去创办的售电公司，他们拥有资源与人脉关系，所以也有一部分客户，套利空间较大。但是目前市场的情况已经发生变化，过去的操作手法已经行不通。三类售电企业竞争力明显这种情况下，2018年也迎来了一波售电公司注销潮。例如，今年4月到6月，仅两个月时间内，新疆电力交易中心就多次发布公告，共注销40多家售电公司。此外，今年4月江苏省出现了首家退出电力交易市场的售电公司。5月，广东、山东也出现了首例售电公司退出事件。“市场上有几千家售电公司肯定是不太现实的，我们也看到市场在逐渐开始整合，有一些小售电公司会出局，特别是一些没有核心竞争力的，对下游的电力消费预测、管理不到位的话就会出局了。”单小虎表示，售电市场经过2017年的高速发展，相互之间的竞争从原来纯粹靠关系赢得的一部分客户，转向靠核心竞争力了，包括公司的服务水平、构建能源互联网的能力等。林骏达认为目前的洗牌是“第一步”。他表示，2018年开始，已经看到售电行业第一步洗牌，并且这轮洗牌已经发生并且很快就会完成。“预测未来一年基本上会完成第一步的洗牌。”他说。基于上述判断，他认为接下来市场上会出现三种类型的售电公司，用户的分层、分级情况也将随着市场竞争而更为明显。在林骏达看来，第一类是轻资产民营售电公司，通过“小步快跑”叠加技术和服务同步提升。“能源行业本质是一个比较‘笨重’的行业，有大量的资产。而实际上做重服务、轻资产的话，是比较适合民企的。例如，广东很多的售电公司的特点是整体上没什么资产体量，但服务功能极强。用户如果出现问题，他可以快速响应甚至超过电网的速度。”他说。林骏达表示，随着民企手中拥有的用户数据体量的上升，数据价值会进一步放大。“曾经去广东调研时发现，一些售电公司会进行负荷预测，很多公司都是通过打电话或者微信来了解用户下月用电预期，这实际上不是一个技术手段。但今年开始，已经有一些企业有了一些比较好的负荷预测技术手段，甚至部分用到人工智能去解决这个问题。”林骏达表示，随着市场竞争加剧，数据分析能力的重要性将进一步体现。一些民营售电公司服务水平较高，用户也愿意去选择他们，相应也会促进技术能力会提升。第二类则是传统重资产能源企业。林骏达指出，这类企业基本能够实现多能互补，也拥有较好的工业用户和商业用户流量，且有较好的政府背景以及较强资产管理方式，能够获得较低的资金成本优势。尽管这类企业在体制机制上存在一些限制，很难和民企去拼服务，但是他们凭资金优势控制一些优势资产。在他看来，第三类是潜在的进入者——外资企业。尽管目前外资还未进入，但是国外有大量丰富数据分析经验、服务经验的能源公司和售电公司。“过去两年大量的外资企业找到我们做评估，是因为他们把售电市场开放当作是中国能源市场市场化的一个信号，也当成他们进入中国能源市场的一张船票。”他说。实习生王碧璇对本文亦有贡献

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星输配电网讯:配电网发展趋势配电网存在的问题1、基础薄弱。配电网是电网的重要组成部分。是联接电网和用户的最关键结点，其安全和可靠性与主网相比配电网仍显薄弱和发展相对滞后；2、自动化面少。配电自动化目前仍集中在城市中心区，规模化、系统化尚未实现，实用化水平有待进一步提升；3、外部环境复杂。用户侧分布式新能源规模并网,配电网缺乏与外部环境的互动,新能源消纳与电网安全稳定运行之间的矛盾日益突出。（来源：微信公众号“EPTC”ID：chinaeptc 作者：赵晨旭）企业经营遇到瓶颈1、电力市场化改革。市场竞争主体剧增。9号文放开售电侧和增量配网业务，数千家售电公司出现；2、连续降电价。政府降低输配电价要求，企业经营收入形式严峻；3、新技术的冲击。直流配电网与储能电池的突破，将给传统配电网带来冲击。社会经济形态发生变化1、互联网经济。“互联网+”吸引行业外公司采用互联网的创新方式开展跨界经营,带来大量资本；2、数字经济提高了社会劳动生产率，客户要求日益多样化和精益化，给配电网企业经营效益提出了更高要求。5G技术特征5G趋势据中国信通院预测2020-2025年中国5G将直接带动经济总产出10.6万亿元，直接创造经济增长3.3万亿，创造直接就业岗位超过300万个。中国电信运营商5G主要频段MassiveMIMO（大规模天线）5G网络切片面向应用定义“网络即服务”5G技术赋能配电网1、瓦特、比特融合，配电网末端连接是瓶颈（1）连接痛点：点多、面广智能终端和用户终端连接困难、连接匮乏、无线通信质量低；（2）智能配网需要5G连接：新能源新业务亿级大连接、毫秒级业务、高精度授时、高带宽业务；配网连接提升-高在线、易运维、全覆盖、安全可靠；基于5G的新智能技术应用-无人机机器人、高清智能视频；（3）配电网特点：点多面广，海量设备实时监控，信息双向交互频繁，且光纤敷设成本高、运维难度大技术选型：有线是“干”，无线是“支”，无线是有线的拓展和补充，尤其在解决配电网业务“最后一公里”接入方面，无线是快速、灵活部署的最佳选择。（4）5G是配、用电泛在连接的重要选项。（5）无线“安全、可靠、经济、灵活、泛在”，赋能全联接电网。（6）联接数从万到亿，覆盖从干线到全覆盖，无线是关键。2、配电网典型业务场景可分为控制、采集两大类（1）控制类：分布式配电自动化、用电负荷需求侧响应、分布式能源调控等。随着精准负控、分布式能源接入等业务发展,主站系统逐步下沉,更多地本地就近控制，与主网需要控制联动,时延需求将达到毫秒级；（2）采集类：低压集抄、站所内外场景的智能电网大视频应用等。未来采集对象将趋于多媒体化、深入用户行为分析;采集内容将趋于视频化、高清化;采集频次将趋于准实时,且从单向采集向双向互动演进。（3）应用场景关键通信指标3、5G网络为配电网业务无线接入提供了一种更优化解决方案各类电网设备、电力终端、用电客户的通信需求爆发式增长，迫切需要构建安全可信、接入灵活、双向实时互动的"泛在化、全覆盖”配电通信接入网，并采用先进、可靠、稳定、高效的新兴通信技术及系统予以支撑。4、5G多场景适配为智能电网不同业务提供差异化的网络服务能力智能电网业务需求广泛，同时包含了eMBB(如巡检机器人、无人机巡检、应急通信等智能电网大视频应用)、uRLLC(智能分布式配电自动化)、mMTC(低压集抄、分布式能源等)三大场景。多场景适配可同时满足海量连接、大带宽、低时延、授时等多样化需求,更有针对性地解决智能电网不同业务的通信需求。5、5G网络切片为电网不同分区业务提供高可靠的安全隔离能力5G网络切片技术可为电网不同分区业务提供物理资源、虚拟逻辑资源等不同层次的安全隔离能力，为智能电网的业务承载提供更好的安全保障。6、5G能力开放为海量接入终端提供高效灵活的运营管理能力电力企业可利用公网运营商提供的各种能力开放，实现电力通信终端的连接管理、设备管理、业务管理、网络切片管理等创新业务,满足电力终端通信的可管可控要求。5G赋能配电网思考未来在配电网的应用1、配电房、开闭站集中监控。在城市中心配电房与开闭站.运维班组所辖区域部署5G网络，实现对配电房、开闭电站控制系统、视频和状态监测数据、机器人巡检的实时远程监视和控制，同步实现移动操作和AR巡检，通过5G网络实时回传移动终端现场巡检数据和远程会诊。网络要求：带宽50M，时延100ms。2、线路保护隔离。配电线路中环网柜、柱上开关、隔离开关等设备启用5G网络通道后，线路保护功能将发挥更大作用，通过预设设备的定值，实现自动分段隔离，停电范围将大大减少。其网络要求：带宽1M，时延10ms。3、配电线路立体巡检。在配电线实现无人机和可视化监拍装置(杆塔摄像头)，完成移动作业（PAD）的立体巡检，通过5G无线通道实时回传巡检图像，确保输电线路和通道安全。网络要求：带宽50M，时延100ms。展望1、5G技术将给电力配电网发展带来深刻变革。推动大量智能微型传感器在配电设备中的应用，5G通信技术应用，促进电网“智能化”、“透明化”、“可感知、可互动”，助力电网向智慧能源运营商、能源产业价值链整合商、能源生态系统服务商转型发展；2、5G+配电的应用将在配电网全寿命周期中发挥不可估量的作用。“规划、设计、建设、运维”全链条；3、电网行业与通信运营商的合作模式将发生变革。“B to C普遍性服务”向“B to B差异化服务”过渡；推动共享式、深度嵌入式的双赢、高质量发展。后续工作展望如下：终端研发：研发电力定制化5G通信终端和标准化，切片的定制。大数据与区块链的技术全面应用。唯一性、可保密、安全、可追溯，中心化的；业务适配：研究、测试与试点验证5G新特性及其与配电网各类业务的适配性。从自愈到智能，从单向到双向的设备控制；合作模式：探索电网与电信运营商新型业务合作管理模式、运营模式、资费模式；产业链：上下游、网络侧、业务侧共同研发；发展5G智能配电网应用生态圈和产业链。作者：赵晨旭，硕士，高级工程师，现任内蒙古电力经济技术研究院计划经营处处长，内蒙古电力公司“蒙电英才“，配电网专家，从事配电网专业研究二十余年，多次参与起草国家、行业标准，多年来发表论文60多篇，获得专利12项，取得科技成果奖30多项。长期从事配电网规划，设计，建设，生产管理，长年受聘于中国电力企业联合会、全国输配电协作网专家委员会委员、全国配电网设计联盟、智能配电与物联网创新联盟成员。原标题:「技术交流」5G技术在电力配电网领域的思考与探索免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星储能网讯:北极星储能网获悉，7月2日，国家能源局编制印发了《国家能源局2020年度能源软科学研究选题指南》，其中包含“促进储能产业发展政策研究”、“电力系统储能技术发展路径和实施方案研究”、“电动汽车充电基础设施发展规划研究”、“抽水蓄能电站中长期发展规模及政策研究”、“氢能产业商业模式和体制机制研究”等储能领域研究课题，另外还有“清洁能源消纳长效机制研究”、“市场化条件下电力需求侧响应政策措施研究”、“核电/电力/能源领域科研设施开放共享机制研究”、“跨省跨区电力辅助服务市场机制研究”、“深化输配电价改革研究”、“平价时期新能源高质量发展政策和管理机制研究”等电力能源课题，合计81项。国家能源局公告(2020年第2号)为加强能源重大问题研究，国家能源局编制了《国家能源局2020年度能源软科学研究选题指南》（以下简称《选题指南》），现予公布。国家能源局鼓励社会研究机构参考《选题指南》开展能源领域相关研究。我们将于2021年5月组织开展研究成果的专家评议、成果筛选等工作。对有价值的研究成果，商研究单位同意后推荐给我局有关部门（单位）参考，并编入《国家能源局2020年度能源软科学研究成果汇编》。请研究单位于2021年4月30日前将研究成果脱密后以摘要（不超过3000字）形式发送至联系邮箱。相关事宜可与我局法制和体制改革司联系。联系邮箱：fagaisi@nea.gov.cn附件：国家能源局2020年度能源软科学研究选题指南国家能源局2020年6月24日附件国家能源局2020年度能源软科学研究选题指南一、综合类选题1.现代化能源体系结构、模式与路径研究2.疫情后能源产业链、供应链变化与对策研究3.促进储能产业发展政策研究4.清洁能源消纳长效机制研究5.清洁取暖成本特性和支持政策研究6.能源行业节能管理体制机制研究7.我国建筑节能的重要意义及相关政策措施建议8.我国能源资源综合规划相关体制机制研究9.能源领域制度型开放重点问题研究10.能源法法律制度及实施机制研究11.能源储备与应急法制建设问题研究12.电力市场化改革条件下《电力法》修订问题研究13.能源领域新型标准体系研究14.能源科技研发创新体制机制研究15.能源领域关键技术创新路线研究16.5G、人工智能、区块链、“互联网+”等新技术在能源领域的应用研究17.能源领域各类数据系统和信息平台的对接整合与能源数据中心建设研究18.能源技术国际合作模式研究19.中欧能源合作的前景与方向20.“一带一路”沿线国家能源可及性研究21.重大突发事件对海外能源合作的影响及防范措施研究22.国际能源监管发展趋势及合作路径研究23.落实“放管服”改革部署强化能源监管研究24.能源规划评估与监管体制机制研究25.以信用为基础的新型能源监管机制研究26.政府监管领域公益性热线工作成效指标体系研究27.能源行业行政执法工作面临的法律风险及防控策略研究28.能源行业行政处罚与刑事司法衔接问题研究二、电力类选题29.市场化条件下电力需求侧响应政策措施研究30.电网主网架发展思路研究31.电力系统调节能力提升规划和路径研究32.西电东送可持续性研究33.“十四五”农村电力发展思路研究34.煤电未来定位及清洁高效发展路径研究35.电力系统储能技术发展路径和实施方案研究36.基于配电网的综合能源发展模式研究37.核电/电力/能源领域科研设施开放共享机制研究38.电动汽车充电基础设施发展规划研究39.未来我国电力市场格局和目标模式研究40.跨省跨区电力辅助服务市场机制研究41.深化输配电价改革研究42.电力市场建设成效阶段性评估和监管措施研究43.电力安全生产相关重大问题研究44.提高电力安全监管效能研究45.电网结构性风险及电力设备风险管控研究46.电力应急管理体系和能力现代化研究47.基于安全性、充裕性管理的大电力系统可靠性管理模式研究48.电力新型业态组织（包括具有配电网经营权的售电公司、微电网、局域电网等）应急能力建设研究49.基于电力建设工程施工安全管理的“智慧工地”研究三、煤炭类50.煤炭绿色开发政策措施研究51.煤矿合理服务年限标准研究52.资源枯竭煤矿退出机制研究53.优化煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用政策环境研究54.煤与各类共伴生资源协调开发模式研究55.煤炭清洁高效利用政策研究56.煤炭深加工产业发展路径及对策措施研究57.煤矿建设项目现场和非现场综合监管研究58.全球煤炭国际贸易展望四、油气类选题59.我国油气田能源综合利用体制机制研究60.新形势下天然气利用政策体系研究61.油气管道保护政策机制研究62.油气管网设施容量配置及调度监管规则等关键问题研究63.储气调峰设施运营机制和储气库价格政策研究64.国内外炼油发展形势分析及对策研究65.推进我国石油天然气交易平台发展研究66.区域天然气市场建设研究67.燃料乙醇监管体系研究五、新能源与可再生能源类选题68.我国中长期高比例可再生能源系统优化研究69.平价时期新能源高质量发展政策和管理机制研究70.西南地区重点水电工程开发建设时序及经济性分析71.抽水蓄能电站中长期发展规模及政策研究72.流域水风光资源开发利用互补特性分析研究73.深远海海上风电发展政策和机制研究74.风电、光伏电站设备回收利用技术研究75.光热发电发展路径研究76.分布式光伏可持续发展研究77.生物质清洁供暖供热政策研究78.生物质发电长效发展机制及经济性提升路径研究79.生物天然气商业发展模式和产业政策研究80.氢能产业商业模式和体制机制研究81.地热能多元化规模利用制约性关键问题研究免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星售电网讯:当前电网企业大数据价值变现交易需要解决的主要问题2019年5月国家电网公司成立大数据中心后，加大了数据价值变现交易工作力度，已发布数据资源目录、数据服务目录，推出“数经e-电力经济指数”等9项可变现交易的数据服务产品。但是，根据上面对大数据交易的特征分析，电网企业大数据价值变现交易是一个系统工程，与电力交易相比更加复杂和具有挑战性，简单地就一个产品或者应用场景进行变现交易是容易的，但要充分挖掘数据价值，建立交易平台并进行大规模交易，甚至建立泛在电力物联网的价格机制，则还有许多问题亟待解决。（来源：微信公众号“中国电力企业管理” ID:zgdlqygl 作者：叶泽等）缺乏大数据变现交易方案的顶层设计目前电网企业大数据变现交易工作整体上沿袭了我国电力市场特别是早期的直接交易和碳交易等市场建设的思路，先设计出交易产品，选择个别应用场景，极少数量的买卖双方在非常特殊的条件下象征性地完成交易，从而表明这项工作已经开展，甚至这个市场已经建立。这种市场交易方案成本高，市场主体交易意愿不能独立和充分表达，市场交易数量与可交易规模差距大，资源配置效果不确定，用市场交易游戏定义并不过分。目前电网企业大数据变现交易方案在顶层设计上要考虑以下几个问题：第一电力大数据的获得成本及其补偿机制。任何数据都有成本，如果没有成本，数据也就不需要产权界定，也就没有价值。从这个意义上看，泛在电力物联网建设实际上就是支付成本获得数据的过程。按照“谁受益，谁付费”的原则，电力大数据的受益者无非是电网企业自身和包括发电企业、政府和用户的其它利益主体。由于不同主体适用的成本补偿机制不同，电网企业首先要在自己和其它利益主体之间分配数据成本。原则上，自己承担的成本通过输配电价回收，本文所提的“变现”主要针对这种情形；其它主体承担成本则通过市场交易回收。如果不把这两者界定清楚，电网企业就向其它主体销售数据商品，必然会产生矛盾。第二，电网企业向其它主体提供的数据商品的种类和性质问题。泛在电力物联网建设后，电网企业向其它主体提供的数据商品越来越多，但也不是所有的数据商品都要通过交易完成。电网企业是公用事业，有些数据服务如为用户提供用电账单属于公用事业服务的范围，这类数据服务只能包括在输配和供电服务管制性业务中，不能商品化和市场化；只有不包括在公用事业服务范围内的数据增值服务，如基于电费最小的用户用电方案建议报告等，才能市场化和商品化，通过大数据交易实现。因此，电网企业必须对可以提供的数据服务或商品进行界定，并且得到政府的认可。第三，电网企业开展大数据经营的基本战略。电力大数据交易本身是一个技术性问题，本身并不难，电网企业大数据交易其实难在电力大数据经营的战略选择。除了以上两个具体问题外，还包括泛在电力物联网与电力大数据经营的关系，泛在电力物联网投资成本与所产生的大数据价值匹配程度，电网企业从事大数据经营的SWOT分析及具体方式等。这些都需要有认真的分析和策略安排，然后才有可能把数据交易做好。目前来看，这些基础性的工作做得很不够。没有形成可交易的数据资产目录目前国网大数据中心已梳理出四个层级的企业级数据资源目录，一二层为业务层，含10个业务域和85个业务功能，三四层是数据层，含4668个数据实体和13.7万个数据项。这些层级和数据目录是最基础的数据分类和原始数据，还没有形成可交易的数据资产清单。首先，没有按交易要求对数据进行预处理，包括清洗和脱敏处理。数据清洗和脱敏原理上相对简单，但是，要根据可交易条件针对每类数据设计相应的清洗和脱敏规则，按照这个规则完成全部工作，不仅有相当的技术要求，而且工作量非常巨大，需要投入大量的人财物资源。其次，没有确定数据的初始价值和产权并做标签化处理。资产化要求对每类每项数据象管理固定资产一样，确定初始价值和产权，贴上资产标签并在系统中记录。一般意义上，数据价值与数据质量、应用场景和买方等都有直接关系，很难得出一个客观值，电力大数据更是这样。另外，电力大数据价值可能在较大的范围内变化，部分纯粹生产性和时间性的数据很容易判断，没有太大的变现价值，在这个过程中可以剔除掉，以免造成资源浪费。数据产权可以简单地界定给电网企业，但是，从更深层面上看也有挑战，电力用户也可能对自己的电表数据提出产权诉求，这涉及政策法规和私有产权保护，比数据价值更有挑战。第三，没有按交易要求对资产目录及其数据进行结构化处理。电力大数据来源包括电力行业内部各环节数据集，智能电表读数、设备图像数据、设备运行检测历史数据、客户用电信息、电力相关动态事件记录（结构化数据、音频、视频）、用户情感信息（行为特征、偏好、评论）、用户服务数据（文本、语音）、地理空间信息、电网拓扑数据和气象、气候、地图、工商、经济、能源等专业领域的外部数据，现有的数据目录是从生产经营的角度编排的，如业务层面上按电网运行与设备检测数据、电力企业营销数据、电力企业管理数据等进行分类。从数据交易和数据需求的角度，就要按用户需求的整体性和数据价值相关性等标准进行编排，用户需求的整体性指特定用户可能购买的若干数据的组合。价值相关性与整体性有关，指某几项数据在价值上能够形成互补，或者具有某种内在的逻辑关系。按照数据整体性、互补性和逻辑性对数据资产目录进行编排，能够有利于用户识别和购买。缺乏交易功能、交易场景和交易产品的系统设计与数据交易的第一个特征相对应，电力大数据变现交易也存在交易规模潜力大和买方市场特点。交易功能首先要解决电力大数据的价值以及在社会资源配置中的作用问题。与传统的三要素价值都非常直接和容易评价相比，数据的价值却很难确定，相同的数据由不同的使用者运用可能得到完全不同的结果。电力大数据变现交易首先应该把功能说清楚，把数据价值真正挖掘出来。其次，由于电力数据量大和变化快等特征，简单地分析其价值根本不可能，只能结合应用场景进行价值分析和挖掘。首先应该分内部应用和外部应用场景。目前来看，由于电力生产经营具有技术资本密集性，内部应用的价值更直接和更大。如果集中分析外部应用，谁是电力大数据价值的受益者？这是场景分析的逻辑起点。显然，电力设备制造商、政府、售电公司、电力用户、商业和地产投资商、银行、居民等是电力数据的主要受益者。以上的受益主体是按身份确定的，比如银行也是电力用户，但是，在电力用户的身份中，主要利用数据提高用电效率；在银行身份中，主要利用数据对贷款对象进行信用评估。在明确受益主体后，还需要根据受益主体的需要做进一步的数据价值挖掘。目前，电网企业大数据价值变现的应用场景分析还刚开始起步。最后是应用产品设计。在应用场景分析的基础上，才能设计满足买方需要的数据产品。电力大数据变现交易产品一定要站在买方需要的角度设计。2019年12月“数智国网”发布的5个数据产品中有2个是服务外部应用的，即服务社会环保的“‘低碳入住计划’——基于移动服务平台的酒店行业能效管理新业务”，服务政府决策的“智慧电眼—行业动能发展指数”，这两个产品就特别强调买方价值。但是，在5月份发布的9项产品中，外部应用中的数经e-电力经济指数、数融e-供应链金融、用电营商环境分析、企业多维信用画像、清洁能源补贴融资分析、电力信贷等5个产品考虑用户需求和价值就不够充分和直接。缺乏交易平台在2019年的电力大数据协同创新高峰论坛暨电力大数据产品发布会上，中国电力大数据创新联盟、国网大数据中心、国网电商公司、国网信通产业集团联合发布了“数智国网”共享服务平台，平台集合了展现、共享、交易、赋能和生态多种功能，拥有应用产品、数据资源、成果交流、需求征集、学习园地、算法工具六大板块；其中，上架了57家单位792个算法模型、数字产品和应用成果，发布了5款可交易的数据产品，其中既包括服务电网企业和发电企业的，也包括服务政府、社会的产品。但是，并没明确这些产品和算法模型等是否可以在“数智国网”平台上交易，或者通过其它方式交易。显然，“数智国网”可以促成个别交易主体协商交易，但不适合于大规模现代市场交易。数据交易平台需要国家相关部门批准，“数智国网”目前只是电力大数据联盟的共享平台，并没有在工商局正式注册为数据交易平台。这其中涉及到国家对电网企业经营许可范围，电力大数据交易制度与交易规则等许多政策、条件和制度问题，目前电网企业在这个方面准备还不是十分充分。缺乏数据交易的相关专业人才电力生产经营是融入了现代元素的传统生产制造行业，而数据交易涉及最现代的知识经济、数字经济、信息技术、人工智能等。如同中国互联网公司三巨头BAT（百度、阿里巴巴、腾讯）所展现的一样，这个行业在商业模式和盈利模式上与电力生产经营完全不同，其核心差异在于电力生产经营基于大量的物理资产，而数字经济则基于虚拟的互联网、物联网和创意。在电力生产中，物的作用更大；在数字经济中，人起决定性作用。因此，相对比电网企业从事其它相关行业，开拓数据交易业务面临的主要挑战是人才缺乏。面对海量的数据，如何在短时间内确定分析维度，建立合适的模型，没有专门知识及经验的积累，很难开启这扇大门。相关政策问题电网企业开展电力大数据变现交易面临的主要政策问题有三个：第一，电力大数据交易的经营范围问题。电力大数据交易符合经济发展规律，有利于提高社会资源效益，但是，由于电网企业主要从事输配电和供售电等政府管制业务，是否可以从事数据交易业务？获得收入是否可以不纳入输配电价核定的准许收入范围？需要在政策上有明确的规定。第二，数据资产的产权问题。来源于电力用户电表的数据产权是属于用户还是电网企业？这是影响电力大数据变现交易规模和市场发展的一个根本性问题。因为从价值的角度，电力大数据中有价值的数据主要来源于电力用户。如果用户用电信息被交易给银行做信用评估，导致银行不给用户贷款，由此引起的矛盾在法律上应该处理？这些问题如果事先得不到解决，会从根本上影响电力大数据交易。第三，数据隐私保护问题。来自于电力用户电表的用电数据是否是用户个人隐私和商业机密，这个政策和法律界限也应该明确。目前没有专门的法律法规界定这个问题，不仅针对电力大数据没有，针对其它数据如政府数据也没有。电网企业大数据变现交易的主要对策电网企业大数据变现交易目前处在探索初期，面临的关键问题主要还是基本思路和经营策略选择等问题，而不是交易产品和场景设计等具体措施。大数据经营以内部应用变现为主，外部交易为辅首先在大数据的内部应用与外部应用的比较和选择上，由于电力生产经营的专业化等原因，电力大数据的专业化特征也十分明显，在电力大数据经营的战略选择上，电网企业要更加重视内部应用。比如“洛杉矶电力地图”通过将各个街区信息、用户个人信息、用户用电信息、地理信息、气象信息以及当地的经济信息等汇聚分析得出用户用电行为规律，为电网负荷预测提供重要依据；还可以辅助能源决策与投资旧线路检修，根据环境、日期等因素对用户用电需求进行周预测，利用用户感知模型对其用电需求曲线进行修正，扫描2周内用户感知最小的时间段安排检修计划。其次，大数据内部应用存在价值变现的问题，只不过没有通过市场交易的方式，目前的政策反映还不充分，需要电网企业去争取。从满足国网公司“三型两网”战略需要的角度，内部应用及争取相应的价值变现配套政策可能比外部应用的价值变现交易更加重要。因为外部应用涉及许多政策性问题，而且市场规模具有不确定性，价值变现交易所获得的补偿与回报的不确定性难以满足泛在电力物联网建设所需要的资金支持。因此，在加强内部应用的同时，必须要立足于内部应用的价值变现。进一步分析，内部应用变现与外部交易变现其实不是孤立的，可以也应该相互配合。比如向政府提供更多更高质量的外部数据服务后，国家会受益，这样可能导致政府在意愿和财务能力上对电网企业采取更加宽松的管制政策。根据有关资料，欧洲国家把大数据运用到公共领域，政府每年可以减少1000亿欧元的开支，每年支出降低15%~20%，效率提高0.5%，政府则通过宽松的管制政策让企业分享收益。按照目前的政策背景，电网企业主要有两重角色，一个是为市场主体提供输配电服务的中间商，另一个是满足终端用户用电需要的供电企业。随着电力工业的市场化、信息化和智能化，市场主体[梁4]除了需要传统的、物理意义上的输、变、配和供电外，还需要与之相关的更多的技术和商业服务，以满足其主体地位的心理需要和基于经济利益目标的自由选择需要，电力大数据服务就是满足这种需要的附加在输配电和供电技术服务上的新产品。，国外输配电价一般由接网费、网络使用费和商业服务费组成，其中的商业服务费就包括了提供数据信息的内容。面向终端用户的销售电价中也可以提供数据服务，比如可靠性电价间接地为用户提供了数据服务，电网企业在支付用户更高电价的同时也通过改善供电质量降低供电成本间接地获得了提供数据信息服务的补偿。“三型两网”战略整体上更多地瞄准提高输配电和供电的技术质量和服务质量，由此所产生的质量成本和服务成本应该体现到输配电价和销售电价中。因此，电网企业应该在加强电力大数据内部应用的同时，通过引导政府建立基于服务质量的输配电价和销售电价，建立大数据内部应用的价值变现机制。外部交易中主要提供面向政府和企业提供数据分析产品在目前电力大数据价值变现交易的初期，主要的需求方应该设定为政府和企业，而不宜瞄准居民用户，因为居民收费实在太敏感。英国著名政经杂志《经济学人》提出的“克强指数”用三种经济指标评估中国GDP增长的真实性和合理性，克强指数=工业用电量增速×40% + 中长期贷款余额增速×35% + 铁路货运量增速×25%，其中工业用电量增速权重最大，由此可以看到政府对电力大数据的需求。目前国家电网公司也提出了相应的指标，各省大数据应用场景中也都考虑了这个指标。虽然政府可以购买社会服务，但要求政府直接用现金购买或出大笔资金购买与经济相关的电力大数据产品，目前可能性不大。但是，政府有输配电价和销售电价决策权，如果电网企业能够很好地服务于地方经济发展，相信政府也会给予电网公司政策支持。在服务于政府的电力大数据价值变现交易中，电网企业要看到间接变现的价值并有意识地运用这种策略。企业是当前电力大数据价值变现交易的潜在用户。电力企业技术资本密集，自然会形成相关企业的关注，这是电力大数据面向企业交易的物理基础。电网企业可以研究这些企业的数据需求，在场景设计的基础上，通过建立数学模型和计算方法，研究满足这些企业需要的数据产品，通过数据产品价值变现交易实现电网企业与相关企业的供应链价值最大化。为什么提出要特别强调提供和交易数据分析和算法类产品，主要有三点理由：第一，数据分析和算法类产品可以最大限度地避免数据隐私和产权问题。用户用电数据客观地讲是组织和个人行为结果，属于隐私范围，其产权原则上也属于组织或个人，直接交易容易引起争议。在对数据进行预处理，甚至通过模型和计算方法加工处理后，不仅个人隐私问题完全解决了，随着预处理和分析工具运用的程度增加，原始数据提供者的所有权也相对淡薄，预处理和加工机构的使用权同时更有意义，这样，就在一定程度上回避了产权问题。第二，如上所述，分析类数据产品由于有专业智慧的参与显得更有价值，是目前所有交易的数据产品中最有附加值的产品。第三，分析和算法类数据产品也有利于回避管制业务的范围问题。目前电网企业在生产经营过程中产生的大数据都是依托输配电、供售电和调度、交易等管制性业务获得的，对于管制性业务，政府和社会公众认为已经通过输配电价和销售电价支付了成本和收益，如果将其产生的数据用来交易获得收入，应该相应扣减管制收入。如果对原始数据进行专业性开发和利用，其开发成本不在管制业务范围，就可以理所当然地获得相应的收入。积极与专业数据公司合作大数据经营与电力生产经营另一个区别是社会用电量需求是确定的，而大数据市场需求规模却在一个很大的范围内变化，很多潜在需求只有经过挖掘后才能变成现实的有效需求。由于数据变现交易非常复杂和特殊，电网企业技术人员对此并不熟悉，特别是在市场开拓的初期，无论从拓展市场的角度，还是从风险分担机制的角度，电网企业应该与外部专业数据公司合作，共同开发电力大数据价值变现这个蓝海。国内电信行业较早开展大数据经营，其经验可以借鉴。中国电信和中国联通在数据变现方面缺乏具体行业的经验，不能构建大数据模型，也缺乏直接在大数据服务上拓展客户的能力。2016年中国联通与艾媒咨询联合发布了“一起沃北极星”大数据系统，上海电信与客户市场研究公司尼尔森联合推出了“流量优拓”业务。中国联通与中国电信引入专业的数据分析公司和咨询公司，借助外部的专业数据运营能力来弥补自己的不足。当然，在具体合作的方式上可以做战略选择，以上两项合作都是电信公司直接将数据卖给合作伙伴，其核心竞争力是电信企业的数据质量，，关键在于如何为数据定价。2015年中国联通和西班牙电信公司共同成立智慧足迹数据科技有限公司，中国联通和西班牙电信分别持有合资公司55% 和45%的股权，以控股方式把国外成功的运营商大数据产品“智慧足迹”引入国内生产和交易。2019年，中国联通又以混改名义，吸收京东数字科技增资入股智慧足迹数据科技有限公司，共建产业生态，推进产业的数字化、网络化和智能化。因此，电网企业应该积极吸收国内外专业性数据公司参与电力大数据资源开发利用。具体方式可以以省级电网公司为单位，采用直接交易，合资经营等多种模式。有合作经营模式作为基础，上面讲的数据资产目录，数据交易产品和交易场景等具体问题都可以较好地解决。另外，合作经营模式还可以间接地解决目前电网企业竞争性业务经营的体制机制缺陷问题。目前国家电网公司内没有严格区别管制性业务和竞争性业务，两类不同业务的经营体制机制基本上差不多，这种制度安排尤其不适用于不确定性大，创新多的大数据经营。电网企业大数据经营应该采用科技创新型企业的体制机制，比如多元化的投资，基于业绩的高激励性的经营者报酬制度等。成立电力行业数据交易所目前电网企业有限的数据价值变现交易主要通过一对一协商完成，对电力大数据交易工作的意义不大。从交易平台建设的角度，电网企业有三种选择：第一，在现有交易平台上交易。比如注册成为贵阳大数据交易所的会员，然后将数据提供给该所，由该所进行产权确认，根据用户需求进行相应的数据处理，提交到交易平台上交易，电网企业按确认的产权产值或事先确定的收入方式获得收入。南方电网公司就是贵阳大数据交易所的注册会员。第二，成立自己独立的交易平台公司，允许行业内的企业和相关政府机构、企事业单位、个人注册成为会员，形成行业性的电力大数据交易所。其中又有两种路径：一是在产业联盟的“数智国网”的基础上成立数据交易所。产业联盟性质的大数据交易平台很少，中关村数海大数据交易平台最初由中关村大数据交易产业联盟运营，目前也已经转为政府主导的大数据交易平台“重庆大数据交易市场”。因此，产业联盟性质的大数据交易平台并不是大数据交易平台未来的发展方向。二是由电网企业独立申请成立电力大数据交易所。目前行业性的数据交易所几乎没有，电力大数据交易所将是第一家行业性数据交易所。第三种，与现有大数据交易机构合作，成立合作、合资的行业性交易平台，完成行业性或延伸到大能源范围的数据产品交易。具体选择哪种方式建立交易平台，笔者认为，与现有数据交易所合作、合资成立行业性交易交易所是最优选择。至少有三个理由：第一，数据交易所需要专业技能。数据交易不是电力交易，比电力交易更复杂，目前电网企业还缺乏这样的专业人才，特别是在发现潜在需求和设计数据产品方面，能够很好地弥补当前电网企业的不足。与现有的大数据交易所合作，能够有效地解决这个问题，使电力大数据交易尽快走上规范化、规模化经营的轨道。第二，电力行业是政府管制的自然垄断经营行业，独立开展大数据经营相对比较敏感，容易引起其它一些问题，与其它大数据交易所合作合资，可以相对减缓社会对这个问题的过度关注和解读。合作合资具体方式有较大的灵活性，电网企业可以通过程度和范围的把控实现自己的目标，比如通过控股把握电力大数据交易所的总体走向等。第三，大数据的价值在于汇聚和融通，目前我国大数据交易所都是综合性的，有限制交易主体的，如贵阳大数据交易所目前暂时不允许私人会员注册，但是，并不限定数据产品的范围，而且按照汇聚的原则，范围越大越好，目前贵阳大数据交易所的数据产品的范围很广，目前有会员2000余家，已接入225家优质数据源，可交易数据产品4000余个，涵盖三十多个领域，成为综合类、全品类数据交易平台。本文提出与现有的数据交易所合作成立成立行业性的大数据交易所，首先考虑的就是这样可以兼顾数据的专业性和汇聚和融通功能，行业性可能也是优势和特色，这样能够与现在的大数据交易所形成差异。其次，考虑到所有单位和个人都是电力用户，市场主体的范围其实也很大，。当然，由于电力与其它能源产品的相关性，可以适时将大数据交易范围从电力扩大到能源。最后，在行业性大数据交易所布局设计上，在成立全国统一电力大数据交易所同时，可以参照贵阳大数据交易所“一个交易所+多个服务中心”的模式，分省成立服务中心。本文刊载于《中国电力企业管理》2020年3期，作者叶泽供职于长沙理工大学，梁朝仪、雷振华供职于国网湖南省电力公司经济技术研究院，谢东林供职于国网湖南省电力公司原标题:电网企业大数据价值变现交易工作思路探讨(下)免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社