华东区域电力市场的研究现状.docx

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华东区域电力市场的研究现状华东区域电力市场的研究现状华东区域电力市场的研究现状-作者：

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华东区域电力市场研究国电动力经济研究中心国家电力公司华东公司二三年二月华东区域电力市场前前言言1.项目背景改革开放以来，我国电力工业发展迅速，电力建设取得了巨大成就。

但现有电力工业存在着明显的政策性、结构性、体制性缺陷，由此带来行业生产效率低、电力价格不合理、资源优化配置受阻、环保政策难以实施等一系列问题，必须对电力工业实施市场化改革。

2000年我国在6个省（市）开展了“厂网分开、竞价上网”试点工作，在建立省级发电侧竞争性市场方面取得了一定的成绩，但是省级电力市场存在资源优化的局限性，应进一步研究开放省级电力市场、建立区域电力市场以促进更大围的资源优化。

华东电网建立区域电力市场具有良好的经济条件和市场基础。

华东地区是我国改革开放的前沿地区之一，也是电力市场化改革实践最早的地区之一。

区域省和市作为国家试点省（市）已经初步建立省（市）级发电实行竞价上网的试点，区域各省（市）之间的电力交易量和交易种类不断扩大，为建立区域电力市场奠定了基础。

2001年8月，在美国能源基金会的资助下，国电动力经济研究中心和国家电力公司华东公司对如何构建华东区域电力市场问题开展研究工作。

2002年国务院电力体制改革方案明确了电力市场化改革的总体目标，并提出了“十五”期间主要任务之一是实行竞价上网，建立市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制，为课题研究指明了方向。

2.研究思路和容本课题对华东电网电力管理体制、市场发展状况、电价形成机制、电力供需特点、环保形势等进行了全面分析，指出目前试点市场及省间交易存在的问题、建立区域电力市场的必要性以及可能存在的障碍。

在此基础上，研究华东电网建立区域电力市场的总体框架及分阶段实施方案，提出各阶段市场模式及相关交易机制可选择的几种方案；研究各方案的优缺点，通过对各方案的综合评比，选出推荐方案，并对推荐方案的实施条件进行分析。

输电网是区域电力市场的载体和通道。

输电价格是区域市场价格体系中的重要组成部分，对区域市场中的电力交易及电网公司的运营有着重要的影响，因此课题在进行华东区域电力市场框架设计的同时，对华东输电价格进行了配套的研究和设计。

为进一步分析推荐的区域电力市场设计和输电价格设计方案的可行性，课题对实施方案后的电价趋势进行了情景分析。

通过对上网电价、输电价格以及销售电价的模拟计算，分析不同竞价情况下，区域电力市场的建立对电价的影响，从而分析建立区域电力市场和输电价格体系给各省（市）用户和电力企业带来的影响。

电力市场不同于普通商品市场，有效监管是电力市场公平、稳定运行的重要保障，如何监管区域电力市场的运作是在建立区域电力市场过程中必须研究的问题。

课题根据国家电力体制改革精神，研究了华东区域电力监管机构作为国家电力监管委员会的分支机构，在华东区域电力市场的建立、发展和完善过程中应该承担的职能以及对区域电力市场监管应该采取的监管方式和主要措施。

促进可持续发展是建立区域电力市场应该遵循的基本原则之一。

电力市场往往以电力生产成本为基础进行竞争，在没有考虑环境成本、能源再利用价值等因素的情况下，竞争结果往往偏离可持续发展目标，需要在建立竞争市场的同时，研究如何促进可持续发展，包括如何提高能源效率，发展可再生能源、保护环境等。

本课题对建立华东区域电力市场下可持续发展的激励机制进行了配套研究。

根据以上研究思路，本课题研究共分为7个部分：

第一部分为华东电力市场现状研究，第二部分为华东区域电力市场框架设计，第三部分为华东区域电力市场输电价格设计，第四部分为近期模式的电价水平趋势分析，第五部分为区域电力市场监管，第六部分为促进可持续发展策略，第七部分为有关政策建议。

在项目研究过程中，得到了国家计委、国家经贸委、国家电监会等有关部门的关心和支持。

华东区域省（市）政府部门和电力公司、国其他研究机构、美国能源基金会及其国外专家及组织也给予了课题组大力支持和协助，使项目得以顺利完成，在此特别表示感。

摘摘要要一、华东地区电力工业发展状况一、华东地区电力工业发展状况华东三省一市（市、省、省、省、）位于我国东部沿海地区，是我国经济比较发达地区之一，在我国国民经济中占有重要地位。

改革开放以来，全地区经济呈现快速、持续、健康的发展，2001年全地区GDP为24456亿元（当年价），约为全国的1/4，人均GDP为12463元。

经济发展促进了用电需求的快速增长，2001年全区用电量2882亿千瓦时，占全国用电量的22.88%；统调最高负荷4231万千瓦；人均用电量1318.7千瓦时，高于全国1150千瓦时的平均水平。

省经济和电力发展明显低于其他两省一市，2001年人均GDP5200元，人均用电量566.2千瓦时，均明显低于全国平均水平。

华东地区资源相对贫乏，电力供应以火电为主，主要依靠外区煤炭输入，2001年全网总装机容量达5932万千瓦，其中火电装机容量占总装机容量的90.3%。

目前华东地区已经形成500kV区域电网主网架；各省（市）也已经形成比较完整的220kV网架，并以至少2回500kV线路接入区域主网架。

十多年来，华东地区电力工业管理体制发生了巨大变化。

通过逐步推进发电领域投资主体多元化、实行电力工业政企分开、以及2002年国务院电力体制改革方案的实施，华东地区电力工业原有的垂直垄断体制已经逐渐被打破，目前形成了发电公司独立、开放，输电、配电、售电一体化垄断经营的管理体制：

发电公司负责发电业务，按照政府批准的上网电价或协商的上网电价向电网公司卖电；电网公司负责输配电业务，按照政府制定的目录电价向终端用户供电。

市和省根据国家要求，2000年起开始了“厂网分开、竞价上网”试点改革，目前已经初步形成有限竞争的发电市场。

区域省间交易在过去几年中发展很快，主要特点是：

省间交易主体为华东公司、各省（市）电力公司以及区外来电；交易种类包括统配电量交易、代发电量竞价、省（市）电量竞价以及双边交易等多种；交易量不断扩大，2001年总交易量约132亿千瓦时（包括区外来电）；交易以各省（市）之间电量调剂为主要形式，交易结果基本体现了各省（市）的电力供需形势，省是输出省、省和市是受入省、省供需基本平衡。

分析华东电力工业管理现状，可以看出目前的管理体制许多方面已经不适应电力工业的健康发展，尤其是缺乏公平的市场环境和促进区域电力资源优化的市场机制，需要建立竞争开放的区域电力市场，以促进电力工业健康发展。

建立竞争区域电力市场的主要障碍有：

（1）现行规划计划管理体制限制了区域电力市场的发展；

（2）输电网架存在薄弱环节影响公平竞争；（3）已建立的两个试点省级市场交易机制不协调，影响统一区域电力市场的建立；（4）国家税收等政策缺乏促进省间交易的机制；（5）电价结构不合理、电网没有合理发展的电价空间；（6）电源发展面临巨大的环保压力等问题等。

二、华东区域电力市场框架设计二、华东区域电力市场框架设计从华东区域省间交易发展和区域省（市）试点发电市场运行状况来看，有必要建立区域电力市场，实行省（市）间市场开放，为华东地区电力发展提供公平竞争的市场环境，促进电力工业提高效率，促进区域资源优化。

（一）华东区域电力市场应分阶段建设根据国家电力体制改革的总体要求：

我国电力市场化改革将从厂网分开、竞价上网开始，配套开展大用户和配电网直接供电的试点工作，并在试点工作基础上，逐步推进输配分开、售电环节引入竞争机制的改革。

华东区域电力市场的建设应分两个阶段来考虑，近期模式是建立发电竞争市场为主、逐步开放大用户直接购电试点的区域市场，远期是输配分开，形成多买方多卖方的区域批发竞争市场。

根据华东区域的实际情况，对近期华东区域电力市场提出4种可选模式：

模式一：

自愿参与的区域电力市场。

建立自愿参与的区域电力市场，通过事先定义省（市）间交易的种类以及相关规则，为各省（市）网公司提供更加灵活的电力电量交易平台；同时建立和完善区域各省（市）之间的备用共享机制，加强区域电网的联网运行。

模式二：

协调运作的两级市场。

建立区域和省（市）两级市场，省（市）电力调度交易中心既是省级市场的组织管理机构，又代理本省（市）市场上的发电公司和省（市）电网公司参与区域电力调度交易中心组织的区域电力市场交易。

区域和省两级现货市场协调运作，省（市）电力调度交易中心必须按照规则向区域电力市场报价，由区域电力调度交易中心以充分利用省间联络线输送限额为原则先确定省间交易，再由省（市）电力调度交易中心确定省交易。

模式三：

新增电量交易的统一区域市场。

维持现有电量的交易模式，针对新增电量的交易建立统一的区域电力市场，要求各省（市）电网公司新增电量的买卖必须通过区域电力市场，新建电厂也必须参加区域电力市场的竞争。

模式四：

份额电量竞价的区域市场。

在对华东电网目前省（市）间交易方式发展的基础上建立区域电力市场。

要求各省（市）开放一定比例的市场份额，组成区域电力市场的竞价空间，由各省（市）电网公司在市场上竞价卖电，同时省（市）电网公司负责从本省（市）发电厂购电。

通过分析比较，课题组推荐近期华东区域电力市场易采用协调运作的两级市场的模式。

该模式的优点是：

有利于消除省间壁垒，促进区域资源优化配置；保留省级市场运作，较适应华东电网调度运行和市场管理现状；通过两级市场的运作一定程度上避免了建立统一区域市场初期对发电成本低地区价格的不利影响。

远期，随着配电公司的独立，华东地区将形成统一的区域电力市场。

区域电力市场为区域独立发电公司、供电公司以及区外交易主体提供了自由交易的平台。

同时建立省级平衡机制，即以省为电力电量平衡控制区，省级电力调度交易中心为实现系统实时电力平衡从区域市场购买平衡电量并负责对省的不平衡电量进行平衡结算。

（二）近期推荐的协调运作两级市场的主要规则1.建立区域、省（市）两级市场，区域电力调度交易中心负责区域市场运作，省（市）电力调度交易中心负责省（市）市场运作，是区域电力调度交易中心的分中心。

2.市场交易以合同交易为主、提前一天的现货市场交易为辅。

合同交易实现省间开放，现货交易两级市场协调运作，规则基本一致。

3.现货市场中：

省（市）级现货市场的交易主体是省（市）电网公司和发电厂；区域现货市场的交易主体是省（市）电力调度交易中心（代理省（市）电网公司和发电公司参与交易），区外交易主体和准入的大用户。

省（市）交易中心根据发电厂的报价、省负荷需求、省间联络线可用容量，形成与省间送受电容量相对应的系统边际价格曲线，向区域电力调度交易中心申报。

区域电力调度交易中心根据省间联络线的安全可用容量，按照供需匹配原则，确定省间交易计划和省间交易价格，省电力调度交易中心在此基础上再确定省交易量和省交易价格。

两级市场均可采用边际价格结算。

4.采用招标方式选择新建电厂，由省电力调度交易中心组织，中标的电厂与省（市）电网公司签订长期购电合同，该合同能够保证电厂正常收入的一定比例，由市场规则规定，电厂的剩余电量可以参与现货市场竞争。

5在试点基础上，逐步开放大用户和配电公司选择权；大用户和配电公司直接与发电厂签定购售电合同的同时，需要与电网公司签订输电服务、辅助服务和平衡服务合同。

（三）华东区域电力市场应考虑建立需求侧响应机制借鉴国外经验，在市场中建立需求侧响应机制有利于电力系统可靠性的提高和竞争市场的有效运行。

根据华东区域电力市场的建设步骤，初期市场以发电竞争为主，需求侧直接参与市场的能力很小，在此阶段发展需求侧响应的重点应该是省电网公司作为实施主体，在用户中推广峰谷电价、开展可中断电价和直接负荷控制试点等工作。

随着华东区域电力市场逐渐向多买方和多卖方市场发展，可以开展系统紧急状态需求侧响应计划，逐步允许大用户和配电公司直接参与市场报价，同时在配电公司部开展实时电价计划。

三、华东区域电力市场输电价格三、华东区域电力市场输电价格华东区域电力市场的运作是以华东电网的输电网架为物理基础实现的。

区域电力市场形成后，其有效的运作将会改变各省市对输电网的使用方式，因此，有必要根据华东区域电力市场的框架设计，研究相应的区域电力市场输电价。

同时，根据电力体制改革安排，在“厂网分开”后，也要求为电网企业的输电服务制定相应的输电价。

（一）输电服务华东输电网分为500kV和220kV两个电压等级，其中500kV输电网是华东输电网的主网架，主要负责省间电力输送和联网功能；220kV输电网主要承担向省市电网的配电网送电功能。

电网公司为接入输电网的发电厂和用户提供三类服务：

一是利用专用设施为接入输电网的电网和接出输电网的大用户提供接入、接出系统服务。

服务对象分别是接入输电网的电厂和接出输电网的大用户。

二是利用共用输电网为发电厂和220kV网提供电力输送服务。

500kV共用输电网的服务对象是各省市220kV输电网和接入500kV输电网的发电厂。

220kV共用输电网的服务对象接入/接出220kV输电网的发电厂/大用户，以及配电网和大用户。

三是为保证电网安全稳定运行，提供辅助服务。

（二）近期市场模式的输电价管制方式。

采用成本加成管制方式确定收入需求，由折旧、运行维护费、资产回报和税金构成。

其中资产回报等于有效资产额乘以国家核定的加权平均资金成本（WACC）。

有效资产额根据电网经营企业提供的输配电网设施固定资产计算，通常包括固定资产净值、流动资产和无形资产（包括土地使用权价值、专利和非专利技术价值）三部分；WACC由债务资金成本和权益资金成本确定。

价格体系及价区。

包括接网价和输电价。

接网价是电网经营企业为接入和接出输电网的电厂、配电网和大用户提供专用设施所制定的价格，向接入和接出输电网的电厂和大用户收取；输电价是电网经营企业为回收提供共用输电网和辅助服务费用所制定的价格。

华东500kV共用电网制定统一的输电价（一个价区），向省市220kV电网收取；各省市220kV共用输电网分别制定输电价（各省市分别为一个价区），向各自区域的配电网和大用户收取。

计价形式。

接网价实行单一制容量电价，单位是元/kW月；输电价可采用单一制容量电价或两部制输电容量电价和输电电量电价。

推荐采用后者。

定价方法。

接网价直接根据每个用户的接网资产使用情况分别确定；输电价以邮票法为基础，分别计算500kV共用电网的统一输电价和各省市220kV共用输电网的输电价。

（三）远期市场模式的输电价管制方式。

采用价格上限或收入上限管制方式，仍以有效资产和加权平均资金成本为基础确定资产回报。

价格体系及价区。

价格体系仍为接网价和输电价。

接网价向接入和接出输电网的电厂和大用户收取；输电价按节点制定，500kV输电价向接入500kV输电网的电厂和各省市220kV电网收取，220kV输电价向接入220kV输电网的电厂和各省市的配电网收取。

计价形式。

接网价实行单一制容量电价；输电价采用两部制输电容量电价和输电电量电价。

定价方法。

接网价直接根据每个用户的接网资产使用情况分别确定；输电价容量电价以反映成本的网络定价法（CRNP）为基础，分别计算500kV共用电网和各省市220kV共用输电网各节点的输电价；输电电量电价按邮票法制定。

四、近期电力市场模式下的电价水平变化趋势分析四、近期电力市场模式下的电价水平变化趋势分析电价水平模拟分析的主要目的是，根据华东区域电力市场的近期推荐方案，分析建立华东区域电力市场和输电价形成机制对华东电网及三省一市的上网电价、输配电价及销售电价的影响，为区域电力市场模式和输电价设计方案的选择提供参考依据。

（一）上网电价1.现状分析从2001年华东省市间电力交换的综合统计结果来看，市和省分别从、华东公司直属电厂及网外购入大量电量；省供需基本平衡；省有大量的电量送出。

从2001年统调机组利用小时来看，最高，次之，第三，省最低。

电厂发电设备利用小时的高低，反映了各省的电力供需平衡状况，省有增加向其它省市售电的潜力。

从对2001年各省市主要统调燃煤机组上网电价的比较可以看出，加权平均上网电价从低到高的排列顺序是：

、及。

总体来讲，境的电厂最具价格竞争力。

2.模拟计算模拟计算是以华东三省一市为分析对象，假定2001年实施了华东区域电力市场近期推荐市场模式，模拟计算将得到可能的省市间电力交换力度，并同2001年的实际相比较；同时分析加大省市间交换力度后，相应竞价机组平均上网电价的变化趋势。

选定三省一市主要的统调燃煤电厂参与竞价，确定的参与竞价电厂的装机容量占华东三省一市统调火电总装机容量的约85。

竞价幅度分别假定为5、10或15。

3.主要结论在三种竞价幅度下，省可以增加约35亿87亿千瓦时的电量送出，分别由其它两省一市购买，主要购入者为省和市。

在以报价进行结算的情况下，加大省市间电量交换，各省市竞价电厂加权平均上网电价均将有所降低；若以清算价格结算，省竞价电厂的加权平均电价将有所提高，其它两省一市竞价电厂加权平均上网电价均将有所降低。

华东三省一市间输电容量是进一步加大电量交换的制约因素之一。

2001年，分别以一回500kV线路同和相联，其输送容量不足以再增加87亿千瓦时的电量送出。

目前的增征税体制是扩大省市间电量交换的阻碍因素之一，在国家新的增征税政策推出之前，适当降低省市间电力交易的增征税税率，实现部分增征税由售电省向购电省转移，将有利于缓解这一阻碍因素。

（二）输电价输电价的测算目的是分析各种成本分摊方法对三省一市输电价水平的影响。

输电价测算基础主要是：

2001年三省一市电力公司的实际输电价（由销售电价和上网电价反推），以及2001年华东电网各省市电力公司售电量、最高负荷和各500/220kV变电站下送电量等参数。

报告采用500/220kV变电站下网负荷比例、500/220kV变电站下网电量比例、下网负荷和下网电量各占50%、各省市电力公司售电量和各省市最高负荷比例等5种方法分配500kV输电网的输电费用，计算结果表明：

无论500kV电网输电费以什么方式分配，市输电价水平均高于2001年实际水平；各种分配方式下省输电价水平均低于2001年实际水平；只有按最高负荷比例分配500kV电网费用时低于2001年实际水平，其它情况均高于2001年实际水平；按售电量和最高负荷比例分配500kV输电网费用时高于2001年实际水平，其它情况均低于2001年实际水平。

（三）售电价华东电网三省一市的销售电价分别由该电网的上网电价、输配电价和线损电价顺加形成。

计算结果表明：

1.随着竞价力度的增加，全电网的销售电价水平提高。

在竞价力度为5%和10%的情况下，区域电网平均上网电价、销售电价均低于2001年实际平均上网电价和销售电价水平。

主要原因是电力市场按边际价格作为清算价格后，随着竞价力度增加，竞价电量按清算价格结算导致购电费用高于政府定价情况下的购电费水平，导致平均上网电价提高。

2.对市而言，实行区域电力市场竞价后无论竞价力度如何，平均上网电价均低于2001年实际上网电价。

但只有在500kV电网费用按销售电量比例分配、竞价力度为5%和15%的情况下，销售电价低于2001年实际销售电价。

主要原因是无论500kV电网费用如何分配，输配电价均高于2001年实际输配电价。

3.对于而言，实行区域电力市场后，当竞价力度为5%时，平均上网电价与2001年实际上网电价持平，增加竞价力度平均上网电价增加；无论500kV电网费用如何分配，输配电价均低于2001年实际输配电价；当500kV电网费用按公司售电量或电网最高负荷比例分配、竞价力度为15%的情况下，销售电价高于2001年实际销售电价，其它情况销售电价均低于2001年实际销售电价。

4.对而言，实行区域电力市场竞价后无论竞价力度如何，平均上网电价均低于2001年实际上网电价；只有按最高负荷比例分配500kV电网费用时低于2001年实际水平，其它情况均高于2001年实际水平；当500kV电网费用按销售电量和电网最高负荷分配时，各竞价力度情况下的电网销售电价均低于2001年销售电价，其它方式分配500kV费用时，各竞价力度情况下的电网销售电价均高于2001年销售电价。

5.对而言，实行区域电力市场竞价后无论竞价力度如何，平均上网电价均低于2001年实际上网电价；按售电量和最高负荷比例分配500kV输电网费用时，输电价高于2001年实际水平，其它情况均低于2001年实际水平；采用售电量和电网最高负荷比例分配500kV电网费用、竞价力度为10%和15%的情况下，销售电价高于2001年实际水平，其它情况下销售电价均低于2001年实际水平。

五、区域电力市场的监管五、区域电力市场的监管

（一）建立华东区域电力监管机构华东电力监管机构是国家电力监管委员会的分支机构，其监管职能是国家电力监管机构职能在区域的具体实施，由国家电力监管委员会授权，对区域电力市场、市场准入和输电业务等区域围的相关活动进行监管。

华东电力监管机构下应该设立省电力监管机构，初期考虑由华东电力监管机构和省政府实施条块结合、以条为主的管理方式；逐渐向垂直管理模式过渡。

按照市场模式的特点，区域监管机构在近期市场模式下主要监管的围包括区域和省现货市场、区域合同交易及500kV输电业务，省合同交易、220kV输电及配售电业务由省监管机构监管；远期市场模式下，区域监管机构负责监管所有电力批发业务和输电业务，省级监管机构负责配电业务和用户服务的监管。

华东电力监管机构的主要职能包括：

培育公平竞争的电力市场；监管竞争市场的运行，维护公平的市场秩序；许可证管理；监督技术与服务质量标准的执行；监管输电企业的财务状况，并提出输电电价建议；组织制定电力发展规划；监督电力市场法律法规的执行情况；监督环保及可再生能源、节能政策的执行；执行国家电力监管机构授权的其他有关事宜；对省电力监管机构的管理。

（二）对区域电力市场实施有效监管华东区域电力监管机构对区域电力市场监管的主要容包括：

根据市场规则对区域电力市场运营中的市场主体，包括发电公司、电网公司、电力调度交易中心的市场准入和退出、市场行为和信息披露状况进行监管，包括对发电公司重组监管、对电力调交易中心的运行进行监管；对输电业务进行监管，主要包括电网公司输电业务的成本核算、价格执行、电网运行、开放服务状况进行监管，同时从监管财务成本角度对输电网投资计划和建设招投标进行审核。

华东区域电力监管机构应该采用以规则为主、许可证为辅的监管方法，通过建立公开的规则制订、审批和调查评估制度，对华东电力市场实施公正的监管。

市场操纵力问题是区域电力市场的监管难点，尤其在市场发展初期，建议从以下几个方面控制市场操纵力：

对市场结构进行评估以及对市场主体产权重组行为进行审批；通过电力调度交易中心对市场行为进行评估；通过市场规则限制市场操纵力的滥用；采取有效监管减少操纵行为。

六、促进可持续发展策略六、促进可持续发展策略

（一）华东地区电力环境治理面临巨大的压力华东三省一市的火电厂2000年SO2排放比1995年减少了35%，该地区2000年火电厂SO2单位发电量排放量，即：

排放绩效为3.96g/kWh,只有全国平均水平的一半左右，接近或超过发达国家的先进水平（2000年美国的火电厂SO2排放绩效约为4g/kWh）。

按照电力环保“十五”规划，2005年的电力SO2排放总量要比2000年减少10%-20%，届时华东地区的火电厂SO2排放绩效需要降到2.8-3.03g/kWh，难度很大。

为了实现可持续发展，在构筑华东电力市场时应充分建立有利于环境保护的激励机制。

（二）华东地区的一次能源及电源发展规划情况华东三省一市无油、少水、缺煤，是常规能源缺乏的地区。

该地区有丰富的海上风电资源及较丰富的陆地风能资源，具有很好的开发前景。

具有一定的潮汐能开发潜力。

根据华东公司“十五”计划及2015年远景规划，华东电网燃煤火电的装机比例将从2000年的86.7%下降到2005年的76.1%，燃气发电和核电的比重将大大提高。

（三）可持续发展策略综合考虑