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摘要：在介绍当前我国售电侧市场开放，大用户直购电管理现状基础上，强调风险管理在大用户直购电项目实施中的重要性，分析了大用户直购电风险识别、风险衡量、风险控制、风险评估基本概念以及电网公司风险管理过程和方法。
关键词：大用户直购电；项目管理；风险研究
作者简介：陈智勇（1970-），男，河南商丘人，商丘供电公司夏邑县供电局，高级工程师，华北电力大学经济与管理学院硕士研究生，（北京 102206）；郭滨钊（1974-），男，河南夏邑人，夏邑县供电局信息中心，高级工程师。（河南 夏邑 476400）
中图分类号：F273 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2011）12-0040-01
“厂网分开、竞价上网”发电竞争模式开展后，售电侧市场一段时期以来依旧维持电网公司单一的购销模式。电网公司作为发电厂和用户之间的购买中介，在输电网和最终用户交易上具有绝对垄断权。为促进经济体制改革，打破电网企业独家买卖电力的垄断格局，有效引入竞争，国务院颁布相关文件，明确要求在具备条件的地区完善电力用户与发电企业直接交易的试点工作，使该项工作尽快落到实处。购销模式的转变使大用户有机会从多个渠道进行市场购电，输配电价形成机制更趋合理灵活，但同时由于售电侧市场开放，电网公司面临着前所未有的市场风险。如何开展大用户直购电项目风险管理工作成为眼下推行大用户直购电项目时电网公司必须面对和解决的问题。
一、大用户直购电项目应用管理现状
长期以来，世界各国电力行业均为垄断性行业，无一例外地实行发、输、配、售垂直一体化的垄断性管理模式。20世纪80年代后期以来，许多国家陆续解除了对电力工业的管制，电力改革的浪潮席卷全球，国际上数十个国家进行了电力市场改革，其中大部分国家开展了大用户直购电改革。最初英国针对大用户（1兆瓦及以上）实现了用电直供电，大用户可以自由选择供电方，紧接着美国、澳大利亚相继开放电力市场，按电压等级逐步实现了用户直购电，最终实现直供到户。
我国电力市场化改革相对较晚，国际金融危机爆发，国内用电负荷大幅下滑，部分发电厂机组几乎全部停运，用户用电积极性降低极大地影响了工业、农业生产以及日常生活用电需要。为扩大内需、优化调整产业结构、尽快走出经济低谷，我国逐步在电力市场引入竞争，增加电力用户选择权，促进合理的电价机制。国家发展改革委首次明确放开20%售电市场，对符合国家产业政策的用电电压等级在110千伏以上的大型工业用户，允许其向发电企业直接购电，鼓励供需双方协商定价。大用户直购电项目应用与管理工作受到各级部门重视，项目实施过程中存在的问题逐步得到解决，售电侧直购电工作日渐成熟和完善。
二、大用户直购电项目风险管理
大用户直购电工作是指发电企业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。电网公司变成独立于发电企业的经济实体，二者不再是共同利益下的协作关系。电网公司的经营活动存在许多风险因素，这些不确定的风险因素会潜在地影响我国电力工业的正常运营。有效开展风险管理工作可以及时解决、避免由实际工作中风险引发的诸多问题。
大用户直购电项目风险管理主要包括风险识别、风险衡量、风险控制、风险评估四方面内容。它们之间的关系如图1所示。
风险识别是管理人员在深入仔细的考察后，运用各种方法对潜在及存在的各种风险进行系统归类，识别风险的因素、性质及后果。因此，电网经营企业能够针对电能交易过程中存在的风险因素所引发的事故来制订相应的应急方案，使企业生产经营活动更加灵活，增强企业处理负荷变动、价差冲击等各种风险的能力。
风险衡量是对风险识别过程中收集到的资料和数据进行加工处理，计算损失发生概率及损失大小的相关信息，从而为正确选择风险处理方法、有效进行风险控制提供依据。
风险控制是在风险识别和风险衡量基础上进行的，主要包含两方面内容：规避和多样化管理。通过投资某种盈利模式来帮助电网企业规避其在特定资产中的风险。例如，在交易过程中，可以通过购买金融衍生品（如金融合同）来抵消商品所值资金流的风险。多样化是指通过多种不同的物理交易途径，例如涉及实际电能传输的交易方式可以实行现货市场和远期合同市场组合模式，以此来分配电能的交易数量，达到降低风险的目的。
风险评估是指对风险控制的适用性和效益性进行分析、检查、修正和评估。电网经营企业要针对企业面临的外部环境和自身业务活动条件的变化，及时了解原有风险因素的变化和新的风险因素的发生，定期评价风险处理的效果，及时完善风险处理方案，以最小的成本取得最大的安全保障。
大用户直购电给电网企业带来的风险是多方面的，通过宏观投入产出分析、损失清单列表、资产负债分析等多种方法进行分析，从风险类别及发生概率大小等方面考虑，发现主要风险类型包含政策风险、电网运行风险、经营风险。
我国部分矿产、深加工等大型企业建设有自备电厂，在某种经济利益驱动下，可能会出现部分自备电厂上网发电的情况，这将会导致电网公司电网结构出现薄弱环节，给潮流电压分布、系统供电可靠性造成很大风险。电网企业在投入一定资金改善网络结构时，增加投入使用资金，又有可能出现另外一种情况，自备电厂解列专供大用户使用，造成电网公司资金投入无法收回的后果。而现在专门针对直购电输配电定价的法规、准则还不完善，直购电过程中相关市场交易模式以及交易准则的制定对于电网公司影响很大，直购电给电网公司带来赢利尚存在不确定性，以上可以理解为政策风险。负荷预测与实际存在很大出入，可能造成购电无法卖出或购电不足无法满足市场需求，其中大用户直购电负荷占有相当比重，预测偏差太大不仅会造成输电阻塞问题，而且由于电网要同时承担为发电企业输电、为用户供电两方面重大责任，随着法制法规的健全，电网经营企业运行风险不断加大。因以上风险存在导致的实际运营中电网公司的利润减少或者交易不确定性增加即为运营风险。例如大用户直购电时考虑短期负荷平衡，通常会从实时现货市场采购少量平衡电能，计量点数据采集与日计划累计值存在数据出入将会给电网公司带来运营风险。同时，平衡电流大多为瞬间电流，电流变化幅度很大且不易被电能装置捕捉，造成电量流失给电网公司造成较大损失。针对以上存在的风险，制定以下措施。
（1）电网公司应与当地政府部门就大用户直购电问题经常进行沟通，在确保电网公司经济利益的前提下，积极响应地方政府号召，站在大局角度与政府保持协调一致。按照国务院方针政策做好该项工作，制定相关利益平衡方案，引导政府向有利于电网公司发展的角度确定电价机制，营造当地良好的用户环境与用电秩序。同时主动搞好电厂与大用户多方面的关系，逐步形成“政府主导、多方共赢”的良好局面。
（2）加强大用户直购电合同管理，明确电厂企业、电网企业、大用户三方的责权利关系，对负荷需求变动、电源故障、单方违约、输配电价、收费方式等方方面面细节都要全面考虑，并定期进行辅助合同签订，力争做到资源配置最优、电力市场稳定。
（3）确定购售电量及签订相关合同以后，电网公司应立足自身发展，加强内部管理，考虑最佳营销策略，从电力购置均价上面进行认真研究，制定符合市场规律、企业能够接受的电力购置组合方案。采用现代投资组合策略，利用现货市场购置电能、远期合同市场等方式有效规避风险。
判断风险控制是否在可控风险之内时，风险评估是风险管理过程中必不可少的环节。为了评估风险对电网公司造成的影响，应该按照财务、运行和声誉三方面的标准对风险产生的结果进行评估。最直接的风险体现在财务上是可量化的利润损失，合同签订却由于自身经营失误无法按合同执行，或由于法律、法规、政策变更导致的运行风险，以及对电网公司外部名誉造成的实际或潜在的影响是评估的具体内容。
对大用户直购电可能给电网公司带来的风险进行综合评估，一般情况下是基于总购电量成本费用而建立。采用方差或VaR作为风险计量工具，通过投资组合优化计算进行定量风险评估。风险值可以理解为风险程度与风险频率的乘积。假设风险值为F，那么F=C×P（C为风险程度、P为风险频率）。通过上述风险评估工具，采用概率论、数理统计方法，计算F值大小，帮助电网公司判断该风险规避策略的可行性，确定利润和风险平衡点是否在可容忍的范围内，以此来帮助电网公司最终确定市场交易策略。
三、结束语
电力市场环境下电网公司在面对传统的风险以外，还要面对市场化改革带来的风险。大用户直购电项目实施带来的风险是多方面的，有体制上的因素，也有运行上的因素。这就要求我国电网企业要摆正自身在电力市场中的位置，抛弃陈旧观念，树立危机意识，从企业战略管理的角度不断加强电网企业风险管理，实现风险损失最小化，企业利润最大化。
（责任编辑：麻剑飞）
关键词：大用户直购电；项目管理；风险研究
作者简介：陈智勇（1970-），男，河南商丘人，商丘供电公司夏邑县供电局，高级工程师，华北电力大学经济与管理学院硕士研究生，（北京 102206）；郭滨钊（1974-），男，河南夏邑人，夏邑县供电局信息中心，高级工程师。（河南 夏邑 476400）
中图分类号：F273 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2011）12-0040-01
“厂网分开、竞价上网”发电竞争模式开展后，售电侧市场一段时期以来依旧维持电网公司单一的购销模式。电网公司作为发电厂和用户之间的购买中介，在输电网和最终用户交易上具有绝对垄断权。为促进经济体制改革，打破电网企业独家买卖电力的垄断格局，有效引入竞争，国务院颁布相关文件，明确要求在具备条件的地区完善电力用户与发电企业直接交易的试点工作，使该项工作尽快落到实处。购销模式的转变使大用户有机会从多个渠道进行市场购电，输配电价形成机制更趋合理灵活，但同时由于售电侧市场开放，电网公司面临着前所未有的市场风险。如何开展大用户直购电项目风险管理工作成为眼下推行大用户直购电项目时电网公司必须面对和解决的问题。
一、大用户直购电项目应用管理现状
长期以来，世界各国电力行业均为垄断性行业，无一例外地实行发、输、配、售垂直一体化的垄断性管理模式。20世纪80年代后期以来，许多国家陆续解除了对电力工业的管制，电力改革的浪潮席卷全球，国际上数十个国家进行了电力市场改革，其中大部分国家开展了大用户直购电改革。最初英国针对大用户（1兆瓦及以上）实现了用电直供电，大用户可以自由选择供电方，紧接着美国、澳大利亚相继开放电力市场，按电压等级逐步实现了用户直购电，最终实现直供到户。
我国电力市场化改革相对较晚，国际金融危机爆发，国内用电负荷大幅下滑，部分发电厂机组几乎全部停运，用户用电积极性降低极大地影响了工业、农业生产以及日常生活用电需要。为扩大内需、优化调整产业结构、尽快走出经济低谷，我国逐步在电力市场引入竞争，增加电力用户选择权，促进合理的电价机制。国家发展改革委首次明确放开20%售电市场，对符合国家产业政策的用电电压等级在110千伏以上的大型工业用户，允许其向发电企业直接购电，鼓励供需双方协商定价。大用户直购电项目应用与管理工作受到各级部门重视，项目实施过程中存在的问题逐步得到解决，售电侧直购电工作日渐成熟和完善。
二、大用户直购电项目风险管理
大用户直购电工作是指发电企业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。电网公司变成独立于发电企业的经济实体，二者不再是共同利益下的协作关系。电网公司的经营活动存在许多风险因素，这些不确定的风险因素会潜在地影响我国电力工业的正常运营。有效开展风险管理工作可以及时解决、避免由实际工作中风险引发的诸多问题。
大用户直购电项目风险管理主要包括风险识别、风险衡量、风险控制、风险评估四方面内容。它们之间的关系如图1所示。
风险识别是管理人员在深入仔细的考察后，运用各种方法对潜在及存在的各种风险进行系统归类，识别风险的因素、性质及后果。因此，电网经营企业能够针对电能交易过程中存在的风险因素所引发的事故来制订相应的应急方案，使企业生产经营活动更加灵活，增强企业处理负荷变动、价差冲击等各种风险的能力。
风险衡量是对风险识别过程中收集到的资料和数据进行加工处理，计算损失发生概率及损失大小的相关信息，从而为正确选择风险处理方法、有效进行风险控制提供依据。
风险控制是在风险识别和风险衡量基础上进行的，主要包含两方面内容：规避和多样化管理。通过投资某种盈利模式来帮助电网企业规避其在特定资产中的风险。例如，在交易过程中，可以通过购买金融衍生品（如金融合同）来抵消商品所值资金流的风险。多样化是指通过多种不同的物理交易途径，例如涉及实际电能传输的交易方式可以实行现货市场和远期合同市场组合模式，以此来分配电能的交易数量，达到降低风险的目的。
风险评估是指对风险控制的适用性和效益性进行分析、检查、修正和评估。电网经营企业要针对企业面临的外部环境和自身业务活动条件的变化，及时了解原有风险因素的变化和新的风险因素的发生，定期评价风险处理的效果，及时完善风险处理方案，以最小的成本取得最大的安全保障。
大用户直购电给电网企业带来的风险是多方面的，通过宏观投入产出分析、损失清单列表、资产负债分析等多种方法进行分析，从风险类别及发生概率大小等方面考虑，发现主要风险类型包含政策风险、电网运行风险、经营风险。
我国部分矿产、深加工等大型企业建设有自备电厂，在某种经济利益驱动下，可能会出现部分自备电厂上网发电的情况，这将会导致电网公司电网结构出现薄弱环节，给潮流电压分布、系统供电可靠性造成很大风险。电网企业在投入一定资金改善网络结构时，增加投入使用资金，又有可能出现另外一种情况，自备电厂解列专供大用户使用，造成电网公司资金投入无法收回的后果。而现在专门针对直购电输配电定价的法规、准则还不完善，直购电过程中相关市场交易模式以及交易准则的制定对于电网公司影响很大，直购电给电网公司带来赢利尚存在不确定性，以上可以理解为政策风险。负荷预测与实际存在很大出入，可能造成购电无法卖出或购电不足无法满足市场需求，其中大用户直购电负荷占有相当比重，预测偏差太大不仅会造成输电阻塞问题，而且由于电网要同时承担为发电企业输电、为用户供电两方面重大责任，随着法制法规的健全，电网经营企业运行风险不断加大。因以上风险存在导致的实际运营中电网公司的利润减少或者交易不确定性增加即为运营风险。例如大用户直购电时考虑短期负荷平衡，通常会从实时现货市场采购少量平衡电能，计量点数据采集与日计划累计值存在数据出入将会给电网公司带来运营风险。同时，平衡电流大多为瞬间电流，电流变化幅度很大且不易被电能装置捕捉，造成电量流失给电网公司造成较大损失。针对以上存在的风险，制定以下措施。
（1）电网公司应与当地政府部门就大用户直购电问题经常进行沟通，在确保电网公司经济利益的前提下，积极响应地方政府号召，站在大局角度与政府保持协调一致。按照国务院方针政策做好该项工作，制定相关利益平衡方案，引导政府向有利于电网公司发展的角度确定电价机制，营造当地良好的用户环境与用电秩序。同时主动搞好电厂与大用户多方面的关系，逐步形成“政府主导、多方共赢”的良好局面。
（2）加强大用户直购电合同管理，明确电厂企业、电网企业、大用户三方的责权利关系，对负荷需求变动、电源故障、单方违约、输配电价、收费方式等方方面面细节都要全面考虑，并定期进行辅助合同签订，力争做到资源配置最优、电力市场稳定。
（3）确定购售电量及签订相关合同以后，电网公司应立足自身发展，加强内部管理，考虑最佳营销策略，从电力购置均价上面进行认真研究，制定符合市场规律、企业能够接受的电力购置组合方案。采用现代投资组合策略，利用现货市场购置电能、远期合同市场等方式有效规避风险。
判断风险控制是否在可控风险之内时，风险评估是风险管理过程中必不可少的环节。为了评估风险对电网公司造成的影响，应该按照财务、运行和声誉三方面的标准对风险产生的结果进行评估。最直接的风险体现在财务上是可量化的利润损失，合同签订却由于自身经营失误无法按合同执行，或由于法律、法规、政策变更导致的运行风险，以及对电网公司外部名誉造成的实际或潜在的影响是评估的具体内容。
对大用户直购电可能给电网公司带来的风险进行综合评估，一般情况下是基于总购电量成本费用而建立。采用方差或VaR作为风险计量工具，通过投资组合优化计算进行定量风险评估。风险值可以理解为风险程度与风险频率的乘积。假设风险值为F，那么F=C×P（C为风险程度、P为风险频率）。通过上述风险评估工具，采用概率论、数理统计方法，计算F值大小，帮助电网公司判断该风险规避策略的可行性，确定利润和风险平衡点是否在可容忍的范围内，以此来帮助电网公司最终确定市场交易策略。
三、结束语
电力市场环境下电网公司在面对传统的风险以外，还要面对市场化改革带来的风险。大用户直购电项目实施带来的风险是多方面的，有体制上的因素，也有运行上的因素。这就要求我国电网企业要摆正自身在电力市场中的位置，抛弃陈旧观念，树立危机意识，从企业战略管理的角度不断加强电网企业风险管理，实现风险损失最小化，企业利润最大化。
（责任编辑：麻剑飞）