2003華東區(qū)域電力市場研究

華東區(qū)域電力市場研究〇三年二月市場 立華東區(qū)域電力市場的必要性和基本原則 30 107 華東電力監(jiān)管機構定位和職能設置的基本原則 111 前言1.項目背景在著明顯的政策性、結構性、體制性缺陷，由此帶來行業(yè)生產效率低、電力價格不合理、資年我國在6個省(市)開展了“廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)”試點工作，在建立省級發(fā)電側競爭性省級電力市場、建立區(qū)域電力市場以促進更大范圍的資源優(yōu)化。華東電網(wǎng)建立區(qū)域電力市場具有良好的經濟條件和市場基礎。華東地區(qū)是我國改革開放家試點省(市)已經初步建立省(市)級發(fā)電實行競價上網(wǎng)的試點，區(qū)域內各省(市)之間類不斷擴大，為建立區(qū)域電力市場奠定了基礎。2001年8月，在美國能源基金會的資助下，國電動力經濟研究中心和國家電力公司華東公司對如何構建華東區(qū)域電力市場問題開展研究工作。2002年國務院電力體制改革方案明確了電力市場化改革的總體目標，并提出了“十五”期間主要任務之一是實行競價上網(wǎng)，2.研究思路和內容、環(huán)必要性以及可能存在的障礙。在此基礎上，研究華東電網(wǎng)建立區(qū)域電力市場的總體框架及分階段實施方案，提出各階段市場模式及相關交易機制可選擇的幾種方案；研究各方案的優(yōu)缺點，通過對各方案的綜合評比，選出推薦方案，并對推薦方案的實施條件進行分析。輸電網(wǎng)是區(qū)域電力市場的載體和通道。輸電價格是區(qū)域市場價格體系中的重要組成部分，對區(qū)域市場中的電力交易及電網(wǎng)公司的運營有著重要的影響，因此課題在進行華東區(qū)域電力市場框架設計的同時，對華東輸電價格進行了配套的研究和設計。為進一步分析推薦的區(qū)域電力市場設計和輸電價格設計方案的可行性，課題對實施方案后的電價趨勢進行了情景電力市場的建立對電價的影響，從而分析建立區(qū)域電力市場和輸電價格體系給各省(市)用戶和電力企業(yè)帶來的影響。監(jiān)管區(qū)域電力市場的運作是在建立區(qū)域電力市場過程中必須研究的問題。課題根據(jù)國家電力體制改革精神，研究了華東區(qū)域電力監(jiān)管機構作為國家電力監(jiān)管委員會的分支機構，在華東區(qū)域電力市場的建立、發(fā)展和完善過程中應該承擔的職能以及對區(qū)域電力市場監(jiān)管應該采取的監(jiān)管方式和主要措施。促進可持續(xù)發(fā)展是建立區(qū)域電力市場應該遵循的基本原則之一。電力市場往往以電力生發(fā)展的激勵機制進行了配套研究。根據(jù)以上研究思路，本課題研究共分為7個部分：第一部分為華東電力市場現(xiàn)狀研究，第二部分為華東區(qū)域電力市場框架設計，第三部分為華東區(qū)域電力市場輸電價格設計，第四續(xù)發(fā)展策略，第七部分為有關政策建議。持。華東區(qū)域省(市)政府部門和電力公司、國內其他研究機構、美國能源基金會及其國外專家及組織也給予了課題組大力支持和協(xié)助，使項目得以順利完成，在此特別表示感謝。摘要、華東地區(qū)電力工業(yè)發(fā)展狀況華東三省一市(上海市、江蘇省、浙江省、安徽省、)位于我國東部沿海地華東地區(qū)資源相對貧乏，電力供應以火電為主，主要依靠外區(qū)煤炭輸入，目前華東地區(qū)已經形成500kV區(qū)域電網(wǎng)主網(wǎng)架；各省(市)也已經形成比較完十多年來，華東地區(qū)電力工業(yè)管理體制發(fā)生了巨大變化。通過逐步推進發(fā)電領域投資主體多元化、實行電力工業(yè)政企分開、以及2002年國務院電力體制中發(fā)展很快，主要特點是：省間交易主體為華東公司、各省(市)電力公司以及區(qū)外來電；交易種類包括統(tǒng)配電量交易、代發(fā)電量競價、省(市)電量競價以及雙邊交易等多種；交易量不斷擴大，2001年總交易量約132億千瓦時(包括區(qū)外來電)；交易以各省(市)之間電量調劑為主要形式，交易結果基本體現(xiàn)了各省(市)的電力供需形勢，安徽省是輸出省、浙江省和上海市是受入省、江蘇省(6)電源發(fā)展面臨巨大的環(huán)保壓力等問題等。、華東區(qū)域電力市場框架設計從華東區(qū)域內省間交易發(fā)展和區(qū)域內省(市)試點發(fā)電市場運行狀況來看，(一)華東區(qū)域電力市場應分階段建設礎根據(jù)華東區(qū)域的實際情況，對近期華東區(qū)域電力市場提出4種可選模式：先定義省(市)間交易的種類以及相關規(guī)則，為各省(市)網(wǎng)公司提供更加靈活模式二：協(xié)調運作的兩級市場。建立區(qū)域和省(市)兩級市場，省(市)電公司和省(市)電網(wǎng)公司參與區(qū)域電力調度交易中心組織的區(qū)域電力市場交易。則先確定省間交易，再由省(市)電力調度交易中心確定省內交易。模式四：份額電量競價的區(qū)域市場。在對華東電網(wǎng)內目前省(市)間交易方式發(fā)展的基礎上建立區(qū)域電力市場。要求各省(市)開放一定比例的市場份額，組成區(qū)域電力市場的競價空間，由各省(市)電網(wǎng)公司在市場上競價賣電，同時省(市)電網(wǎng)公司負責從本省(市)發(fā)電廠購電。中心為實現(xiàn)系統(tǒng)實時電力平衡從區(qū)域市場購買平衡電量并負責對省內的不平衡電量進行平衡結算。(二)近期推薦的協(xié)調運作兩級市場的主要規(guī)則省(市)電力調度交易中心負責省(市)市場運作，是區(qū)域電力調度交易中心的省(市)級現(xiàn)貨市場的交易主體是省(市)電網(wǎng)公司和發(fā)電廠；區(qū)域現(xiàn)貨市場的交易主體是省(市)電力調度交易中心(代理省(市)電網(wǎng)公入的大用戶。省(市)交易中心根據(jù)發(fā)電廠的報價、省內負荷需求、省間聯(lián)絡線可用調度交易中心申報。區(qū)域電力調度交易中心根據(jù)省間聯(lián)絡線的安全可用容量，按照供需匹配原則，確定省間交易計劃和省間交易價格，省電力格。兩級市場均可采用邊際價格結算。5．在試點基礎上，逐步開放大用戶和配電公司選擇權；大用戶和配電公司(三)華東區(qū)域電力市場應考慮建立需求側響應機制高該三、華東區(qū)域電力市場輸電價格(一)輸電服務電網(wǎng)和接入500kV輸電網(wǎng)的發(fā)電廠。220kV共用輸電網(wǎng)的服務對象接入/接出220kV輸電網(wǎng)的發(fā)電廠/大用戶，以及配電網(wǎng)和大用戶。三是為保證電網(wǎng)安全穩(wěn)(二)近期市場模式的輸電價成本(WACC)。有效資產額根據(jù)電網(wǎng)經營企業(yè)提供的輸配電網(wǎng)設施固定資產計算，通常包括固定資產凈值、流動資產和無形資產(包括土地使用權價值、專利00kV共用電網(wǎng)制定統(tǒng)一的輸電價(一個價區(qū))，V(三)遠期市場模式的輸電價V容量電價以反映成本的網(wǎng)絡定價法(CRNP)為基礎，分別計算500kV共用電網(wǎng)勢分析分析建立華東區(qū)域電力市場和輸電價形成機制對華東電網(wǎng)及三省一市的上網(wǎng)電(一)上網(wǎng)電價1.現(xiàn)狀分析看，上海市和浙江省分別量送出。2.模擬計算力市場近期推薦市場模式，模擬計算將得到可能的省市間電力交換力度，并同2001年的實際相比較；同時分析加大省市間交換力度后，相應競價機組平均上選定三省一市主要的統(tǒng)調燃煤電廠參與競價，確定的參與競價電廠的裝機容量占華東三省一市統(tǒng)調火電總裝機容量的約85％。競價幅度分別假定為3.主要結論5億~87億千瓦時的電量送出，分平(二)輸電價輸電價的測算目的是分析各種成本分攤方法對三省一市輸電價水平的影響。(三)售電價場的監(jiān)管(一)建立華東區(qū)域電力監(jiān)管機構(二)對區(qū)域電力市場實施有效監(jiān)管持續(xù)發(fā)展策略(一)華東地區(qū)電力環(huán)境治理面臨巨大的壓力(二)華東地區(qū)的一次能源及電源發(fā)展規(guī)劃情況的(三)可持續(xù)發(fā)展策略積極促進現(xiàn)有火電廠脫硫；根據(jù)落地價不高于華東三省一市平均上網(wǎng)電價的原則，積極從外區(qū)購電；積極發(fā)展天然氣發(fā)電；積極發(fā)展可再生能源，實現(xiàn)電力可持續(xù)增長。(四)促進火電廠脫硫在一個競爭性的市場中，由于存在成本差異，在總量控制下，治理成本，應該積極引進排污權交易。3.合理分配總量指標格信息緊密聯(lián)系，從而體現(xiàn)公平原則。4.環(huán)境治理投資及對電價的影響分析(五)促進天然氣發(fā)電(六)積極發(fā)展可再生能源(一)有關區(qū)域電力市場建設的政策建議：1.加快華東電力市場的建設進程，將華東地區(qū)作為區(qū)域電力市場試點，盡快研2.華東電力市場的建設應該統(tǒng)一規(guī)劃、分階段實施。以建設統(tǒng)一區(qū)域電力市場省級市場根據(jù)統(tǒng)一規(guī)則對市場運行系統(tǒng)進行修改，同時建設區(qū)域電力市場和全保障機制，包括建立以長期合同為主的市場模式、采用付容量費用的機制來吸引投資，要求電網(wǎng)公司(或今后的配電公司)承擔供電責任，并制定電力規(guī)劃引導投資等。5.建立需求側響應機制，促進市場和系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。建議建立需求側管求側響應計劃，將其納入政府推進需求側管理的工作中去，由政府起主導作用，電網(wǎng)公司和配電公司負責實施。用于扶持和促進需求側管理、可再生能源發(fā)展及普遍服務實施等項目，這些項目將使整個系統(tǒng)和社會受益?；鸬墓芾碛呻娏ΡO(jiān)管機構負責。7.盡快建立華東區(qū)域電力市場監(jiān)管機構，推進區(qū)域電力市場的建設，抓緊研究和制訂市場運行規(guī)則，培育和規(guī)范市場主體。(二)有關電價管理和改革的政策建議2.輸電價近期實行成本加成管制方式，遠期實行基于業(yè)績的管制方式。近期在時，銷售電價相應調整。近期銷售電價聯(lián)動調整范圍可僅限于居民生活和農(三)促進可持續(xù)發(fā)展的政策建議1.上網(wǎng)電價應該與電廠的排放績效掛鉤，同時制定電廠環(huán)境折價標準。2.用績效法分配總量。利用績效法分配總量，可以使排放控制計劃中的商業(yè)動機同市場價格信號緊密聯(lián)系，從而體現(xiàn)公平原則。3.在整個華東電力市場實行排污權交易。排污權交易將使得社會總的治理成本最小化，同時為未來的電廠提供進入市場的機會。4.可再生能源發(fā)電不參加競爭，電網(wǎng)應全部收購可再生能源發(fā)電的電量。為了網(wǎng)的積極性，因收購清潔能源而增加的購電成本應該由電力最終用戶分攤，5.適當降低天然氣的價格以及實行分時上網(wǎng)電價，提高燃氣發(fā)電廠競爭力，促電力市場現(xiàn)狀區(qū)電力發(fā)展概況區(qū)電力發(fā)展簡況華東三省一市(上海市、江蘇省、浙江省、安徽省)位于我國東部沿海地區(qū)，華華東地區(qū)總計上海江蘇浙江安徽GDP(萬元)244564951951567003290用電量(億千瓦時)28795931078848360人均用電量(千瓦時)隨著經濟的發(fā)展，用電負荷結構在發(fā)生變化，其中第一產業(yè)和第二產業(yè)的用用電結構的變化引起電力負荷曲線特性的變化，最高負荷增長的速度快于用電量開發(fā)上存在一定的難度。這種資源狀況決定了華東三省一市的電源結構以火電為華華東地區(qū)總計上海市總發(fā)電裝機容量(萬千瓦時)電電電總發(fā)電量電江蘇省浙江省----安徽省------------海發(fā)電設備平均利用小時數(shù)發(fā)電廠用電率(%)供電標準煤耗(克/千瓦時)線損率484674365371江蘇浙江677同全國的基本形勢一樣，華東地區(qū)電網(wǎng)建設滯后于電源發(fā)展。但隨著城網(wǎng)改省(市)均以至少2回的500kV線路接入500kV主網(wǎng)架，省(市)內也已形成了(1)電力工業(yè)組織結構主網(wǎng)架；經營管理望亭電廠、新安江和富春江兩水電廠電量、外區(qū)來電和天荒坪抽水蓄能電站的電量以及省間電力交易。各省(市)電力公司：是國家電力公司的全資子公司，經營管理省內輸電、配電和售電業(yè)務，下設多個供電公司，各供電公司有其相應的電力銷售專營區(qū)；直獨立發(fā)電公司：負責電力生產，并銷售給各省(市)電力公司或華東公司；離，安公司發(fā)電資產劃轉移交工作正在進行中。(2)調度管理kV及220kV省間聯(lián)絡線，原國電公司全資擁有的望亭電廠、富春江和新安江水電廠以三省一市電力公司在華東公司的協(xié)調下，各自負責省內220kV及以下輸配電模的增大，地方小火電廠的關停，納入省(市)電力公司統(tǒng)一調度范圍的電廠的華東電網(wǎng)執(zhí)行三省一市電力公司共同調頻的運行方式，各省(市)電力公司根據(jù)省(市)間送、受電計劃嚴格執(zhí)行，并由華東公司負責省(市)聯(lián)絡線的考核。(3)規(guī)劃管理。(4)電價管理。時也產生了新老機組電價差別大，分配不公的問題。同時一些參加省電力公司統(tǒng)一核算的電廠沒有上網(wǎng)電價。價格部門對上網(wǎng)電價每年核定一次，根據(jù)電廠的成本狀況做必要的調整，一般調整幅度不大。省(市)間互供電價隨省(市)間電能交換的方式不同而不同，統(tǒng)配電量的價格由價格主管部門制訂，代發(fā)電量競價、省(市)競價電量的價格由招標競爭產生，省(市)雙邊交易電量的價格買賣雙方協(xié)商確定。對用戶的銷售電價，執(zhí)行由國家頒發(fā)的各省(市)的目錄電價。目錄電價將用業(yè)、普通工業(yè)、大工業(yè)、農業(yè)生產、貧困縣農業(yè)排灌等，各省(市)的具體分類微有差別。目錄電價中規(guī)定了各類用戶的到戶電價水平，并已經涵蓋了國家規(guī)定2000年上海市平均用戶銷售電價為：元/千瓦時；浙江省平均用戶銷售電價為華東地區(qū)電力市場發(fā)展現(xiàn)狀區(qū)域內省間電力交易華東電網(wǎng)是我國最早形成的區(qū)域電網(wǎng)之一，區(qū)域內省間電力電量交易起步較省(市)電量競價；省(市)間雙邊交易。(1)統(tǒng)配電量流站位于上海市內)輸送來的電量。這是自92年以來延續(xù)至今的計劃分配方法，除天荒坪電廠以外的統(tǒng)配電量根據(jù)92年確定三省一市統(tǒng)配電量分攤比例(下簡稱買發(fā)電量。統(tǒng)配電量價格由國家計委審批下達。(2)代發(fā)電量競價省一市中間競買一定數(shù)量的電量，以取代其擁有的望亭電廠燃油機組的統(tǒng)配電量華東公司與中標的各省(市)公司結算。華東公司購買的這部分電量仍然按照網(wǎng)統(tǒng)配電量的價格和分攤比例在三省一市間分攤。(3)省(市)電量競價省(市)電量競價市場2000年開始運行。這是華東公司負責組織的強制性省間電量交易市場。所謂強制，是指華東公司要求三省一市電力公司各自拿出其在省內統(tǒng)購統(tǒng)銷的2億千瓦時年份額電量，組成華東區(qū)域份額電量競價市場的電量空間，共8億千瓦時。市場采用按月招標的方式進行，其賣方和買方均為三省一市場根據(jù)價格優(yōu)先原則確定中標電量，按照中標電量的加權平均數(shù)確定市場結算(4)省(市)間雙邊交易省(市)間雙邊交易為三省一市之間自愿達成交易協(xié)議，需報華東公司進行 (市)際電力電量雙邊交易實施細則，對省(市)間電力交易進行了規(guī)范。交易2001年1月開始，華東公司啟動了網(wǎng)上電能交易系統(tǒng)(ECETS)，為省(市)間電力電量交易提供了更方便的交易平臺。按照實施細則規(guī)定，省(市)間交易電量和交易價格由交易雙方協(xié)商決定；通過網(wǎng)上交易時，長期(一年及以上)和中期 內，一個月及以上)交易公告應包括總電量、分月電量以及分月96點典型負荷曲線；短期(一個月以內，一天及以上)交易公告應包括總電量、時段電曲直屬電廠華中公司其中：統(tǒng)配計劃外徽省上海市浙江省江蘇省注：計劃外交易電量中包括代發(fā)電競價的電量、省(市)競價電量和省(市)雙邊交易。點(1)市場主體購售電、市場交易管理和調度的職能。上海電力公司作為市場唯一的買方，負責購買各發(fā)電廠的電能后，按政府審批的價格賣給最終用戶；上海電力調度通信中心是上海電力公司的一個內部機構，負責電網(wǎng)調度；調度通信中心內部設立競價上網(wǎng)運作中心(COC)，主要負責市場交易。競價電廠指調峰電廠和自備電廠，只能參加合約電能交易。非競價電廠總裝機容合同或短期購售電合同或有統(tǒng)配送電計劃的電網(wǎng)經營企業(yè)，主要包括國電華東公從上海電力公司購電(寶鋼所屬薄板廠例外)。(2)市場交易形式能交易。期貨電能交易是上海電力公司與競價電廠根據(jù)雙方簽訂的《年度期貨購電合同》進行的交易，其電價執(zhí)行國家審批價。現(xiàn)貨電能交易是電廠通過發(fā)電市場競價與上海電力公司進行的電能交易。合約電能交易是指上海電力公司與跨省段的負荷預測、現(xiàn)貨市場需求和本廠期貨電能安排計劃，以發(fā)電廠為單位申報出一個出力和一個現(xiàn)貨交易電價。交易中心按申報價格由低向高排序收購，最后成交的申報價格，即系統(tǒng)邊際價格為現(xiàn)貨成交價格，并按此電價進行現(xiàn)貨電量財務結算。目前對現(xiàn)貨交易分時段設置了最高限價。電量包括兩部分，一部分是核定電廠上網(wǎng)電價時對應的年發(fā)電量(設計年發(fā)電量發(fā)電量部分，也稱為超計劃發(fā)電量。對于超計劃發(fā)電量，依據(jù)發(fā)電廠的平均變動(3)輔助服務的處理圍進行調整時，對交易點不合格電壓點的時段內，競價電廠按一定比例扣減年度期貨電量指標數(shù)，調峰電廠按一定比例扣減年度容量費用。型期貨出力曲線與該電廠實際執(zhí)行的日期貨出力曲線進行比較，按經濟賠償與經濟補償收支平衡的原則，由調峰能力不足的電廠對調峰能力強的電廠進行經濟補目前上海市電力市場還沒有正式的監(jiān)管規(guī)則以及獨立的監(jiān)管機構對市場進行副主任和委員由法律、經濟貿易、電力專家和學者，以及有實際工作經驗的人員監(jiān)管內容主要包括：監(jiān)管市場各方遵守市場規(guī)則的情況；負責提出市場規(guī)則修改完善的建議、負責市場規(guī)則的解釋；負責糾紛的調解和處理；負責對年度期貨合同、現(xiàn)貨電量競價情況進行監(jiān)管；負責對違規(guī)行為提出處理。力市場試點(1)市場主體目前，浙江發(fā)電市場主體包括：(1)發(fā)電商：浙江電網(wǎng)統(tǒng)調電廠(單機容量等于或大于5價(2)購電商：浙江省電力公司。000年除了核電廠發(fā)電需要平穩(wěn)，水電機組和燃機用于電網(wǎng)調峰外(燃機還存在發(fā)電成本過高的原因)，常規(guī)的5萬千瓦以上的燃煤機組都進入市場，容量為萬千瓦，占全省統(tǒng)調發(fā)參與市場的機組容量已達到萬千瓦，占目前全省統(tǒng)調發(fā)電容量的％。(2)市場交易形式采用“單一購買者＋差價和約”的競價模式。差價合約：是一種避免和控制風險的金融手段，使現(xiàn)貨市場電價波動趨向平坦，降低現(xiàn)貨市場價格波動引起的金融風險，與實際電力的生產和提供無關。差價和約由省電力公司與各發(fā)電廠簽訂，替代原保電價、保電量的上網(wǎng)協(xié)議和購電協(xié)議。合約電量根據(jù)市場供求關系和設定的市場競爭力度來確定。2000年的合約電量考慮按年預測利用小時的85％來確定，競按全年系統(tǒng)負荷變化曲線形態(tài)和發(fā)電廠機組的計劃年度安排，分解到每季、每天到每小時。現(xiàn)貨市場：建立現(xiàn)貨市場，發(fā)電企業(yè)通過競價上網(wǎng)發(fā)電，由單一購買者統(tǒng)一收購銷售。市場運作按交易日(日歷日)進行。每個交易日分為48個交易時段，每個交易時段為30分鐘。發(fā)電商提前1天申報各個交易時段的價格和容量，以單個注冊機組為單位申報。電力調度交易中心把注冊發(fā)電機組的報價由低到高排序，根據(jù)排序并考慮網(wǎng)絡約束確定發(fā)電順序，以滿足系統(tǒng)負荷需求。在交易時段開始時，用于滿足系統(tǒng)負荷需求的所有注冊發(fā)電機組的最瓦時。在這種交易模式下，競價發(fā)電廠的實際收入為：R＝QgPm+Qc(Pc-Pm)Qg－電廠上網(wǎng)電量Qc－合約電量Pc－合約價格Pm－市場價格(3)輔助服務的處理服務補償進行了詳細規(guī)定。目前浙江電網(wǎng)輔助服務市場正在形成，未加裝AGC的發(fā)電商，有些正中規(guī)定在浙江省經貿委領導下設立電力監(jiān)管委員會，履行以下主要職責是(1)按“電力監(jiān)管條例”和“發(fā)電市場規(guī)則”對“浙江電網(wǎng)發(fā)電市場”進行監(jiān)管；(2)對“發(fā)電市場規(guī)則”的“公開、公平、公正”執(zhí)行進行監(jiān)管；(3)修訂“發(fā)電市場規(guī)則”和提出“市場監(jiān)管法規(guī)”的立法建議；(4)負責電力市場準入審批和頒發(fā)許可證；(5)對爭議糾紛進行協(xié)調和仲裁，對違法違規(guī)行為進行調查和處罰，處理投訴時間。目前市場監(jiān)管主要表現(xiàn)為由電力市場各代表方組成的電力市場管理辦公室對電力市場運營的自律監(jiān)管。在發(fā)電市場試運行期間共交易電量億千瓦時，占全省統(tǒng)調火電上網(wǎng)電量的％。全年8個競價發(fā)電廠在發(fā)電市場運行期間的總合約電量占總交易電量的％(實際競價空間為％)。競價比不元/千瓦時。表浙江省試點市場運行狀況競價機交易電量合約電量現(xiàn)貨市場市場盈余組容量容量(%)平均價格江蘇省電力公司的市場采購電量競價上網(wǎng)實行辦法》。采用競價手段采購超計劃的需求電量。參與競價的電廠為由省電網(wǎng)調度部門統(tǒng)一調度、上網(wǎng)電量由省電網(wǎng)經營企業(yè)統(tǒng)購統(tǒng)銷的發(fā)電企業(yè)。2000年市場采購電量約50億千瓦時，市場采購的電價元/千瓦時，與全省大電廠平均電價元/千瓦時相比，平均電價降低元/千瓦時。市場采購電量獲得的收益，由省經貿委安排補貼交費困難的電力用戶，名單、補貼費用由經貿委下發(fā)，省電力公司實施。的問題和障礙市場中存在的問題點省市進行了發(fā)電競爭市場運營的實踐，江蘇省在省內部發(fā)電市場也開始了競爭成。從目前的運行狀況來看，競爭市場的實踐已經取得了一定的成績，但還還存在一些問題：(1)試點電力市場的運行機制與和省間電力交易機制不協(xié)調。浙江省和上海市這種機制影響了省間電力電量交換，資源優(yōu)化未能得到充分體現(xiàn)；(2)電力市場監(jiān)管機制尚未建立。浙江省和上海市都針對各自試點的電力市場制定了監(jiān)管條例草案，但這些條例未經國家批準，相應地具有法律效應的監(jiān)管機電廠范圍有限。競爭主體數(shù)目也較少，容易產生市場操縱力。華東公司組織省間電力電量交易競爭也也存在同樣的問題，參與競爭的是三省一市電力公司，全區(qū)電力供應緊張時，安徽省成為整個市場的單一賣家。于競爭力度不大。尤其浙江省和上海市的用電需求增長很快的條件下，發(fā)電廠的利益格局基本上沒有發(fā)生改變。如何結合需求增長速度考慮市場競爭的比例，使競爭真正起到資源優(yōu)化的作用需進一步研究。和規(guī)則各不相同，同時目前省間電力交易競爭的模式和規(guī)則與兩個試點市場的模式和規(guī)則也存在許多不協(xié)調的地方，操作起來容易出現(xiàn)問題。場存在的障礙源分布于負荷分布不平衡，電源主要集中在路、礦、港口，而負荷則主要集中在存在著薄弱環(huán)節(jié)，由于長江和錢塘江過江點的限制，江蘇北電南送和浙江南北電力交換還存在瓶頸現(xiàn)象。(2)現(xiàn)行管理體制限制了區(qū)域電力市場的發(fā)展。自我尋求平衡的規(guī)劃計劃管理方式，使得省(市)間的電力電量交易只能停留在互通有無的基礎上；各省(市)地方政府從本地區(qū)供電安全和財政收入上考慮歧的區(qū)域電力市場有一定的難度；網(wǎng)統(tǒng)配分電的模式影響了全網(wǎng)的調峰備用能力的合理的利潤。隨著廠網(wǎng)分開改革的推進，如何給電網(wǎng)合理的價格空間促進其健康發(fā)展，同時又不抬高用戶電價，這存在著電廠與電網(wǎng)以及其他部門之間的利益調(4)面臨環(huán)保壓力大?，F(xiàn)狀及未來電力需求的初步分析，華東地區(qū)受二氧化硫排放總量限制，未來電源發(fā)展面臨巨大的環(huán)保壓力。根據(jù)目前的政策，火電廠加裝脫硫裝置的投資難以從。東區(qū)域電力市場框架設計建立華東區(qū)域電力市場的必要性和基本原則建立華東區(qū)域電力市場的必要性(1)華東地區(qū)內各省(市)電力資源分布和電力需求發(fā)展不平衡，建立區(qū)域電力 (市)通過在本省(市)建設電站滿足負荷增長的供應方式已經不能適應發(fā)展需根據(jù)華東電網(wǎng)2002-2010年電力發(fā)展規(guī)劃及各省(市)裝機進度安排看，上海和浙江在2005年前高峰期電力供應緊缺，而安徽省和福建省有一定的富余，具有向浙江和上海送電的潛力。力市場將促進省(市)間經濟電能的交換，逐步降低全網(wǎng)供電成本：(2)建立區(qū)域電力市場有利于消除省間壁壘；徹底的政企分開還有待我國政府機構改革和監(jiān)督機制進一步完善，政府觀念轉變等。在目前的體制環(huán)境下，應該開放省電力市場，建立區(qū)域電力市場，這是減少地方政府直接干預市場行為的一種有效手段。區(qū)域電力市場的優(yōu)勢在于：區(qū)域電力市場打破行政區(qū)界限跨省建立，區(qū)域內地方政府很難通過行政命令干涉市場行為，同時各省政府之間利益相互制約，形成無形的監(jiān)督力量，有利于市場公平競(3)建立區(qū)域電力市場有利于規(guī)范和發(fā)展省間電力交易，進一步發(fā)揮市場配置競價、省(市)電量競價和雙邊合同交易。統(tǒng)配電量主要包括：目前華東公司擁過葛南直流吸納華中和二灘電量)，這些電量以計劃手段分配給各省(市)；代發(fā)電量競價指華東公司每年采用競爭的方式在三省一市中間競買一定數(shù)量的電量，以取代其擁有的望亭電廠燃油機組的網(wǎng)統(tǒng)配份額發(fā)電量；省(市)電量競價交易市通過投標競價買電；雙邊合同是三省一市之間自由簽訂的購電合同。建立區(qū)域建立區(qū)域電力市場的基本原則東電網(wǎng)的實際情況，充分借鑒國內外電力市場化改革的經驗教訓，遵循電力生產運營的客觀規(guī)律，發(fā)揮市場配置資源的基礎性作用，為華東電網(wǎng)電力資源優(yōu)化配置創(chuàng)造良好的市場和法制環(huán)境。根據(jù)以上指導思想，在設計華東區(qū)域電力市場時考慮以下基本原則：華東區(qū)域電力市場的總體設想市場化改革要求將垂直一體化電力工業(yè)結構分解成發(fā)、輸、配電、售電不同業(yè)務環(huán)節(jié)，發(fā)電和售電環(huán)節(jié)逐步引入競爭機制。價上網(wǎng)，市場中電網(wǎng)公司作為單一購電機構從發(fā)電廠購電，逐步開展大用戶和配電公司直接購電試點工作。從世界各國改革的經驗來看，輸配不分的單一購電機構模式在市場化改革中只能是一個過渡模式，因為該模式存在三個問題：一是單一購電機構模式買方單一，無法實現(xiàn)充分競爭；二是單一購電機構的市場缺乏需求側對市場的響應，市場價格不能充分發(fā)揮作用；三是單一購電機構承擔全部買電風險，而市場機制強調風險分散。因此從長遠看，我國應該實施輸電和配售分開，建立多買方-多賣方的充分競爭市場。國務院電力體制改革方案文件已提出分步推進電力體制改革的總體思路，要求在做好試點工作的基礎上，逐步實施輸配引入競爭機制。表兩階段市場的基本特征和條件近期遠期基本特征單一購電模式為主的發(fā)電市場廠網(wǎng)分開；輸電價獨立多買方-多賣方批發(fā)市場輸配分開；輸電價、配電價獨立與競爭時，形成遠期的電力批發(fā)市場。華東區(qū)域電力市場近期模式設計的種類以及相關規(guī)則，為各交易主體之間提供更加靈活的電力電量交易平臺。同行電網(wǎng)公司，并設立區(qū)域電網(wǎng)公司。華東區(qū)域電網(wǎng)公司公司(以下簡稱華東公司)負責經營管理區(qū)域電網(wǎng)和區(qū)域電力調度交易中心。上海、江蘇、浙江、安徽和福建省(市)電網(wǎng)公司(以下統(tǒng)稱省電網(wǎng)公司)，負責經營當?shù)剌斉潆姌I(yè)務。根據(jù)系統(tǒng)需要，區(qū)域電網(wǎng)公司可以擁有少數(shù)應急、調峰電廠，例如水電和抽水蓄能電廠表華東區(qū)域電力市場近期方案一的電力工業(yè)結構圖職職能經營管理區(qū)域電網(wǎng)并提供輸電服務，保證區(qū)域電網(wǎng)安全運行，規(guī)劃區(qū)域電網(wǎng)發(fā)展，組織省間電力交易，管理區(qū)域電力調度交易中心。經營管理省內電網(wǎng)并提供輸配電及售電服務；省內電網(wǎng)安全運行及供電安全。管理省電力調度交易中心,規(guī)劃省內電網(wǎng)。向其專營區(qū)用戶供電和售電，調度地方小電廠向其專營區(qū)用戶供電和售電，調度地方小電廠經營者獨立發(fā)電公司華東區(qū)域電網(wǎng)公司省(市)電網(wǎng)公司省(市)電網(wǎng)公司的供電分公司躉售縣供電局股份制供電公司本結構為基礎，不同方案下，區(qū)域電網(wǎng)公司與省電網(wǎng)公司的具體職能分工因競爭模式的不同稍有差別。服務，保證區(qū)域電網(wǎng)安全運行，規(guī)劃區(qū)域電網(wǎng)發(fā)展，組織省間電力交易，管理區(qū)務，負責省內電網(wǎng)安全運行及供電安全，管理省(市)電力調度交易中心(以下是符合市場準入條件的賣電主體或大用戶。市場準入條件分階段考慮，初期的市場主體主要是四省一市省電網(wǎng)公司，以及現(xiàn)有的區(qū)外送電主體，如二灘發(fā)電公司以及華中電網(wǎng)公司。隨著三峽向華東送電工程的投產以及市場的發(fā)展，市場特殊三三峽水電華東區(qū)域電力調度交易中心區(qū)域市場(合同+現(xiàn)貨)省(市)電力交易中心(已形成省(市)級市場)現(xiàn)貨+合同省內接入省(市)電網(wǎng)公司500KV電廠省內獨立發(fā)用戶大電公司用戶省電網(wǎng)公司(未形成省級市場)省內接入500KV電廠省內獨立發(fā)電公司華中電網(wǎng)公司其他外區(qū)交易主體大用戶用戶注：虛線表示隨著區(qū)域市場的發(fā)展以及市場成員的擴展，市場逐步出現(xiàn)的交易。發(fā)電競爭市場。華東區(qū)域電力市場主要負責組織各省電網(wǎng)公司之間以及各省電網(wǎng)公司與市場特殊成員之間的交易。省電網(wǎng)公司負責從省內發(fā)電廠或從區(qū)域電力市場買電向全省用戶供電。省內市場以購電合同為基礎，不同程度引入競爭機制，發(fā)展快的省份可建立現(xiàn)貨競爭市場，例如上海和浙江。買電行為規(guī)范，規(guī)定大用戶開放的標準及時限。大用戶可以直接與省內電廠簽訂合同，或通過省電力調度交易中心與省內電廠簽規(guī)定了大用戶未按照購電合同規(guī)定曲線用電時，電網(wǎng)公司給其提供電力平衡服務的計量方法和價格。電合同。新建電廠可以通過合同一定程度地規(guī)避市場風險。當區(qū)域電力市場成員電可選擇的范圍加大。(1)備用共享機制及分攤原則、輸電網(wǎng)運行可靠性標準以及聯(lián)絡線考核辦法等。通過該協(xié)議，四省一市之間建立聯(lián)網(wǎng)備用共享機制。備用共享機制包括三方面內容：慮全網(wǎng)備用，考慮各省最大負荷、裝機容量及省間聯(lián)絡線等因素將全網(wǎng)備用需求在四省一市電網(wǎng)公司分配。規(guī)劃階段和運行階段的備用選取原則分別規(guī)定。四省一市電網(wǎng)公司必須按照分攤的備用容量值安排滿足備用要求的發(fā)電容量。華東區(qū)域電網(wǎng)公司可以聘請獨立機構或通過抽樣臨檢的方式評估四省一市電網(wǎng)公司是否履行了備用義務，沒有履行備用義務的公司將受到懲罰。承擔相應備用容量義務，因此各省公司需要有更靈活的途徑來滿足其應承擔的備用任務。備用容量市場為各省電網(wǎng)公司提供了買賣備用容量的交易機制。各省公量市場中從其他省電網(wǎng)公司購買備用來滿足備用容量要求。備用容量市場分為按及價格，由區(qū)域市場交易中心按照供需匹配的原則并考慮聯(lián)絡線可用容量，確定交易容量和交易價格。省電網(wǎng)公司安排省內電廠承擔備用的方式可以根據(jù)省內市場的發(fā)育情況和省電源構成特性采用不同的方式。例如在以火電為主的省網(wǎng)內，可以考慮采用要求容量的市場化運作機制。(2)區(qū)域電力市場的交易方式委員會審定后執(zhí)行。該協(xié)議中包括區(qū)域電力市場的機構設置，市場中各種交易類區(qū)域電力市場的交易種類主要包括合同交易和現(xiàn)貨交易以及備用容量市場交易，隨著市場的發(fā)展和需要，交易種類可以逐漸擴充。?合同交易3合同交易包括長期合同(1年以上的合同)，中期合同(1年及以內，一個月及以上)，短期合同(1個月以內，一天以上)。合同主要由各省電網(wǎng)公司之間，大用戶和省電網(wǎng)公司之間，省電網(wǎng)公司或大用戶與進入市場的賣電主體之間簽訂。合同價格由招標方式或雙方協(xié)商決定。買賣雙方簽訂購電合同的同時必須與區(qū)域電網(wǎng)公司簽訂輸電服務合同，輸電價格為政府審批的輸電價格?，F(xiàn)貨市場將買方報價和相應的購買量與賣方報價和相應的供應量配對排序，取邊際賣價為?備用容量市場(3)區(qū)域市場運行和調度職能立區(qū)域和省電力調度交易中心。用信息，接收報價等交易信息，對交易結果進行系統(tǒng)安全校合，發(fā)布交易信息，并根據(jù)確定的交易結果對四省一市電力調度交易中心下達相應的預調度指令。四省一市電力調度交易中心負責省內市場的運作，并負責各自系統(tǒng)的實時平衡，華東公司根據(jù)協(xié)議中規(guī)定的聯(lián)絡線考核辦法對省間聯(lián)絡線進行考核。(4)輸電通道使用權及擁塞的處理交易，長期合同交易優(yōu)先于短期合同交易，先申請優(yōu)先于后申請為基本原則。區(qū)域市場成員之間簽訂合同交易時，由購電方向華東公司申請輸電通道使用權，與如果按照市場供需報價形成的交易計劃，使輸電通道計劃傳輸容量超過其穩(wěn)定極限，則被視為輸電通道擁塞。發(fā)生輸電通道擁塞時，以輸電通道的輸送能力為約束條件將市場分成不同價區(qū)。處于同一個價區(qū)的市場買方和賣方結算價格相同。兩個價區(qū)之間的電力交易結算形成的價格差收入為華東公司收入，納入輸電價格和四省一市電網(wǎng)公司之間聯(lián)網(wǎng)運行協(xié)議的主體將逐漸擴大到各獨立配電公司，備用共享機制也將拓展到獨立配電公司。與此同時區(qū)域電力市場框架協(xié)議下的市場成員將擴大到各配電公司的參與。區(qū)域市場中的交易轉變?yōu)楠毩l(fā)電廠和配電公司之間以及大用戶之間的交易，區(qū)域電網(wǎng)公司和省電網(wǎng)公司負責提供輸電服務，華東區(qū)域電網(wǎng)內形成統(tǒng)一的完全競爭的區(qū)域電力市場。(1)對現(xiàn)有電力工業(yè)結構以及運行方式調整不大，主要是對區(qū)域電網(wǎng)內省間的交易模式有所改變：原通過華東公司統(tǒng)配的外區(qū)來電直接進入?yún)^(qū)域電力市場交照區(qū)域電力市場規(guī)則簽訂長期合同，多余電力可以在區(qū)域電力市場自由交易；華東公司擁有的調頻電廠與四省一市電網(wǎng)公司簽訂購電合同以及輔助服務合同，不參與市場競爭。(2)該模式在四省一市之間建立更為緊密的備用共享機制，通過聯(lián)網(wǎng)運行協(xié)四省一市在簽訂區(qū)域電力市場管理框架協(xié)議的基礎上建立區(qū)域電力市場交易平臺，規(guī)范各種交易種類，獲得省間自由靈活交易而帶來的效益；(3)區(qū)域市場建立初期，參與競爭的市場主體很少，特別是在高峰期可能呈域市場、一部分參與省級市場的協(xié)調運作比較復雜。(4)在目前政企難以完全分開的環(huán)境下，以自愿模式形成的市場很難解決省間壁壘問題；從長期看，交易量可能會只停留在電力電量互補方面，難以起到真近期方案二：協(xié)調運作的兩級市場域市場交易。省電力調度交易中心組織省內交易，代理本省市場的發(fā)電公司和省電網(wǎng)公司參與區(qū)域電力市場交易。區(qū)域和省兩級現(xiàn)貨市場協(xié)調運作，省電力調度交易中心必須按照規(guī)則向區(qū)域電力市場報價，由區(qū)域電力調度交易中心以充分利用省間聯(lián)絡線為原則先確定省間交易，再由省電力調度交易中心確定省內交易。區(qū)域電力市場主體包括四省一市電力調度交易中心(代理本省市場上的發(fā)電公度交易中心是區(qū)域電力市場中強制參與的市場主體；區(qū)外交易主體目前包括二灘戶試點工作的推進，按照大用戶用電電壓等級或用電規(guī)模等條件被賦予用電選擇省級市場的交易主體是省電網(wǎng)公司、獨立發(fā)電公司以及符合準入條件的大用其他區(qū)外其他區(qū)外交易主體華東區(qū)域電力調度交易中心區(qū)域市場(合同+現(xiàn)貨)省(市)電力交易中心省市場(合同+現(xiàn)貨)省(市)電網(wǎng)公司獨立發(fā)電公司省(市)電力交易中心省市場(合同+現(xiàn)貨)省(市)電網(wǎng)公司獨立發(fā)電公司華中電網(wǎng)公司大用戶大用戶三峽水電用戶用戶注：虛線表示隨著區(qū)域市場的發(fā)展以及市場成員的擴展，市場逐步出現(xiàn)的交易。用戶，可以在省級市場中與發(fā)電公司簽訂購電合同、從現(xiàn)貨市場購電；隨著市場的發(fā)展，大用戶可以直接在區(qū)域電力市場中與其他市場成員簽訂購買合同，或參加現(xiàn)貨市場交易。大用戶簽訂直接購電合同的同時需要與電網(wǎng)公司和電力調度中心簽訂輸電服務、輔助服務和平衡服務合同。標方式選擇新建電廠，并由省電網(wǎng)公司與新電廠簽訂長期購電合同，該合同能夠保證電廠正常收入的一定比例，比例由市場規(guī)則中規(guī)定。電廠的剩余電量可以參與省級電力市場的短期交易和現(xiàn)貨競爭，通過省級電力調度交易中心的代理參加(1)市場交易方式式包括合同交易和現(xiàn)貨交易兩部分。提前一天的現(xiàn)貨交易：提前一天根據(jù)市場成員的報價確定的各時段的省間交招投標機制或雙方協(xié)商交易機制。輔助服務合同由省電力調度交易中心與滿足一定運行特性的電廠簽訂。輔助服務包括為電網(wǎng)提供調頻、運行備用、無功補償和黑啟動等服務。省電力調度交易中心購買輔助服務的支出計入輸電價格。易中心確定的省間交易確定各時段的省內的交易。省級現(xiàn)貨市場與區(qū)域現(xiàn)貨市場(2)市場運行及調度職能力傳輸；負責全網(wǎng)的安全運行(電壓和頻率穩(wěn)定)，主要通過考核聯(lián)絡線潮流來保向各市場成員定期公布省間聯(lián)絡線的可用容量；運行區(qū)域現(xiàn)貨競爭交易市場。各省電力調度交易中心負責各省電網(wǎng)調度和省級電力市場運作：調度職能：負責全省的供電安全和實時電力電量平衡；調度省內各發(fā)電廠；容量的系統(tǒng)邊際價格曲線，參與區(qū)域級電力市場競爭。三種途徑來滿足系統(tǒng)的電力電量平衡：一是在區(qū)域電力市場上與外省簽訂短期購三是調用與省電力調度交易中心簽訂了輔助合同的發(fā)電機組。省級市場應該逐漸增加輔助服務市場，將輔助服務有償化、競爭化。輔助服務市場的基本模式是采取年招標的方式，隨著市場的發(fā)展可以建立實時的輔助服務競價市場，具備服務能力的發(fā)電廠通過市場競價。(3)兩級現(xiàn)貨市場的運作區(qū)域電力調度交易中心獨立發(fā)電公司廠報價信息后，根據(jù)區(qū)域市場規(guī)則，向上一級市場即區(qū)域市場報價；區(qū)域電力調度交易中心根據(jù)省電力調度交易中心的報價首先確定省間交易；然后省交易中心根據(jù)區(qū)域市場確定的省間交易和省內負荷需求以及發(fā)電廠報價確定省內交易。具區(qū)域電力調度交易中心獨立發(fā)電公司省省(市)電力調度交易中心向向區(qū)域市場成員發(fā)布省間向省內市場成員發(fā)布市場負荷預測以及省間聯(lián)絡線接收各發(fā)電廠的報價，并將接受信息向省電力交易中心提交報價單；報價截止根據(jù)全省負荷預測以及各種合同交易電量計劃，分別計算在不考慮聯(lián)絡線送受電情況下、分容量考慮聯(lián)絡線送接受省電力交易中心的報價以及區(qū)外交易主體的報價曲線；依據(jù)供需匹配的原則，考慮省間聯(lián)絡線的安全可用容量制定日聯(lián)絡線的潮公布省間交易量(交易曲向區(qū)域電力交易中心提交系統(tǒng)邊際電價與聯(lián)絡線送受容量相對應的階梯價排序制定省內電廠調度計劃.確定省公布交易結果和調度計劃調度中心根據(jù)調度計劃調度發(fā)電廠運行，并通過調度輔助服務機組來實現(xiàn)接受信息聯(lián)絡線容量對應的邊際價格曲線以及其他市場成員的報價，在考慮網(wǎng)絡因素對報價進行折算后，按照供需匹配的原則確定省間交易，滿足需求的邊際賣價4為區(qū)域報價確定省內交易與省內市場買電價格。省內市場買電價格為滿足省內需求(扣除從區(qū)域市場購買的電量)的系統(tǒng)邊際報價5。報價排序，分別確定滿足省內需求的發(fā)電量和滿足省間交易量的發(fā)電量，并分別按照省內市場買電價格和省間交易價格結算。結算，按照省間交易價格與賣電省電力調度交易中心結算。區(qū)域現(xiàn)貨市場的定價過程見圖例。量段(例如10萬為一段)的送受容量的邊際價格(送電負荷為負值時為受電)，并滿足需求(省內負荷需求-受電負荷)的報價為省內市場清算價格(A省該時段的價格為元/千瓦時；B省該時段清算價格為元/千瓦時)。A省發(fā)電報價排序表負荷申報電價萬千瓦，元/千瓦時290300310320-100B省發(fā)電報價排序表申報發(fā)電負荷470480負荷負荷-10萬千瓦，元/千瓦時50051052001020.340.350.36A省外送(受)電報價曲線B省外送(受)電報價曲線買電428602040買電886402040考慮網(wǎng)損等因素將報價折算，并合供需曲線圖0供應曲線需求曲線(4)輸電使用權和擁塞的處理力調度交易中心根據(jù)省間聯(lián)絡線可用容量為限申報的買賣電量報價來確定省間交情況下提出的強制省間電力交易的模式。隨著配電公司的獨立，配電公司具有自由選擇發(fā)電商的權力，省級電力市場的界限將被打破，四省一市的電力調度交易中心的交易功能將逐漸合并到區(qū)域電力調度交易中心。對系統(tǒng)的運行方式有較大的改變：四省一市需要分別建立省級電力市場，(2)市場的強制性要求省電力調度交易中心必須參與按照省系統(tǒng)邊際價格形成的省間電力電量交換，區(qū)域市場通過各省邊際價格的比較先決定聯(lián)絡線的傳輸(3)兩級現(xiàn)貨市場運作的原則是省內發(fā)電機組在滿足省內電力需求的基礎上向外送電，滿足省內發(fā)電廠供電的結算價格和滿足省外發(fā)電廠供電的結算價格不同，避免了統(tǒng)一市場中發(fā)電成本低地區(qū)由于執(zhí)行市場統(tǒng)一價格而帶來的價格上1.賣方單側報價的市場定價方式邊際價格結算申報價格結算定義將賣方報價排序，滿足市場需求的最后一個報價為市場按照賣方申報的價格與賣方結算。優(yōu)點符合供需關系決定價格的基本原理；有利于給出明確的價格信號；體現(xiàn)同網(wǎng)同質同價的公平原則；結算過程簡單；符合交易雙方意愿；鼓勵賣方報價體現(xiàn)真實成本；尤其是在市場集中度相對較高、電力供需緊張的市場中；缺點價格與價值可能發(fā)生偏離；易產生市場投機行為；在易產生市場操縱力的市場中可能導致價格過高，賣方獲得沒有明確價格信號引導投資；結算過程復雜，相關技術要求較高；賣方報價壓力大。2.買賣雙方報價的市場定價方式定義按照買賣雙方的價格和需求制訂供需曲線，將邊際價格結算供需平衡點的價格作為優(yōu)點符合供需關系決定價格的基本原理；有利于給出明確的價格信號；體現(xiàn)同網(wǎng)同質同價的公平原則；結算過程簡單；缺點價格與價值可能發(fā)生偏離；易產生市場投機行為；在易產生市場操縱力的市場中可能導致價格過建立統(tǒng)一的區(qū)域電力市場，要求各省新增電量的買賣必須通過區(qū)域電力市場，新建電廠爭。區(qū)域電力市場的主體是：四省一市電網(wǎng)公司、新建電廠(市場規(guī)則中對新電廠和現(xiàn)有電廠做具體規(guī)定，原則上按照某一基準日為分界線，之后開工的電廠為新電廠)和區(qū)外交易主體。華華中電網(wǎng)公司華東區(qū)域電力調度交易中心區(qū)域市場(合同+現(xiàn)貨)新增量購買省電網(wǎng)公司(未形成省級市場)新電廠新電廠老電廠老電廠大用戶用戶新增電量購買省(市)電力交易中心(已形成省(市)級市場)其他外區(qū)交易主體省(市)電網(wǎng)公司大用戶三峽水電用戶注：虛線表示隨著區(qū)域市場的發(fā)展以及市場成員的擴展，市場逐步出現(xiàn)的交易。力市場中購買其新增負荷所需的電量；各省(市)范圍內新建電廠只能通過區(qū)域電力調度交易中心向各省市電網(wǎng)公司賣電。買電量。省內可以建立發(fā)電側競爭市場，也可以不建立省內市場。大用戶選擇供電方的權利。具有供電選擇權的大用戶可以從省電網(wǎng)公司購電，也可以直接向本省的老電廠購電，還可以到區(qū)域電力市場買電。四省一市電網(wǎng)公司和區(qū)外來電。市場參與具有強制性：華東地區(qū)的新建電廠必須通過區(qū)域電力市場賣電，四省一市用電需求超過其基準電量的增量部分必須通過并根據(jù)各省機組退役計劃每年減少相應的電量，區(qū)域監(jiān)管機構每年對基準電量核(1)合同交易進行，合同種類分為長期、中期和短期合同。長期合同期限在5年以上。一般為新建電廠與四省一市電網(wǎng)公司通過招投標簽例如，規(guī)劃期某一年四省一市需要新增總容量為200萬千瓦，區(qū)域電力市場統(tǒng)一向市場招標，上網(wǎng)電價按照市場規(guī)定的年利用小時數(shù)計算，例如5500小時。中標的投資商與要新增的裝機容量和電量(減去已經擁有的合同量)，區(qū)域市場按照每年全區(qū)的需求量統(tǒng)一向市場招標，投資者可以投標建設電廠，并與四省一市電網(wǎng)公司簽訂長中長期合同(1年-5年)和短期合同(1周-1年)為四省一市電網(wǎng)公司提供進一步根據(jù)需求變化趨勢調整其購電量的機會，通過招標的方式進行。四省一市電電網(wǎng)公司可以通過區(qū)域市場與發(fā)電公司或其他省電網(wǎng)公司簽訂中期或短期合同。中電比例，由相應的送電主體與各省電網(wǎng)公司簽訂購電合同?；鶞嗜债斈昶鹦略龅姆蛛婋娏?例如三峽)按照規(guī)定比例由送電主體通過區(qū)域電力市場與各省電網(wǎng)公司簽訂購電合同，其電量計入各省電網(wǎng)公司在區(qū)域電力市場中購買的電量。(2)現(xiàn)貨交易萬千瓦，通過區(qū)域市場簽訂的長期合同為160萬千瓦，中期和短期合同合計10向市場賣出的多余電力，主要包括兩方面：省電網(wǎng)公司通過區(qū)域電力市場簽訂?區(qū)域電力市場交易中心根據(jù)市場賣方的報價排序，在考慮系統(tǒng)安全約束的條件下，安排交易計劃，并將最后滿足市場總需求的報價確定為系統(tǒng)邊際價格，市場結算價格等于系統(tǒng)邊際價格。?區(qū)域電力市場交易調度中心發(fā)布交易信息，向各省調度中心下達預調度指令。(3)輸電通道使用權和擁塞的處理相同。的退役，各省不參與區(qū)域電力市場競爭的基準電量逐漸減少，必然使區(qū)域電力市司作為獨立的買電方增加了區(qū)域市場的買電主體，可以實現(xiàn)較充分的合同競爭和現(xiàn)貨競爭，屆時省內市場的基準電量部分可以直接放開，要求配電公司到統(tǒng)一的區(qū)域電力市場上買電，同時省內建立維持省內實時電力電量平衡平衡機制。(1)對現(xiàn)有電力工業(yè)結構以及交易模式改變很小，保護了有關各方的既得利益；(2)強制四省一市電網(wǎng)公司必須在區(qū)域電力市場買賣電力來滿足其增量負荷的需求，促進了省間資源優(yōu)化配置的發(fā)展；(3)長期合同、短期合同以及現(xiàn)貨市場的組合，既能吸引發(fā)電領域的長期投資，(4)該模式局限于對未來電量進行市場化運作，對系統(tǒng)現(xiàn)存問題的解決能力有(5)在初始階段，區(qū)域現(xiàn)貨市場的買方僅為新建電廠和根據(jù)規(guī)則能夠向外省賣電(6)由于強制性規(guī)定省內增量電量必須通過區(qū)域市場來買賣，必須建立相應的機促進省間資源優(yōu)化配置，要求各省(市)開放一定比例的市場份額，組成區(qū)域電間的加大，區(qū)域市場的資源優(yōu)化配置作用逐漸加大。作的推進，區(qū)域電力市場的主體繼續(xù)擴展到大用戶。區(qū)域電力市場負責組織省電網(wǎng)公司之間的交易以及省電網(wǎng)公司與區(qū)外交易主體之間的交易。區(qū)域電力市場包括兩部分：強制電量交易和自愿合同交易。制電量交易的市場空間，并由四省一市電網(wǎng)公司作為市場賣電主體競價。自愿合同交易是市場成員之間通過區(qū)域電力市場簽訂電力電量交易合同。電力市場的交易。不同省可以根據(jù)自身情況選擇省電網(wǎng)公司從獨立發(fā)電公司購電的方式，可以建立省級發(fā)電側競爭市場，也可以直接與發(fā)電公司簽訂合同。其其他外區(qū)交易主體華東區(qū)域電力調度交易中心區(qū)域市場(合同+強制電量競價)省(市)電力交易中心(已形成省(市)級市場)現(xiàn)貨+合同省(市)電網(wǎng)公司省內獨立發(fā)用戶電公司省電網(wǎng)公司(未形成省級市場)華中電網(wǎng)公司大用戶大用戶省內獨立發(fā)三峽水電電公司用戶注：虛線表示隨著區(qū)域市場的發(fā)展以及市場成員的擴展，市場逐步出現(xiàn)的交易。接簽訂合同，隨著區(qū)域市場的發(fā)展和完善，大用戶選擇權逐步放開，可選擇范圍逐漸放大，可以直接到區(qū)域電力市場買電。(1)市場交易方式強制電量競價交易是由各省電網(wǎng)公司根據(jù)市場規(guī)則拿出一部分市場份額組成市場競價空間。市場監(jiān)管機構確定各省(市)讓出的市場份額的比例，各省(市)讓出的市場份額等于該比例乘以上一年的用電量(經監(jiān)管機構核準)。競價基本程負荷曲線(峰、平、谷三個時段)。?各省電網(wǎng)公司每月根據(jù)區(qū)域電力市場發(fā)布的競價電量和典型日負荷曲線以及其從獨立發(fā)電公司購電的情況，向區(qū)域市場報價。報價包括峰、平、谷?區(qū)域電力調度交易中心根據(jù)各省(市)公司的報價分峰、平、谷三個時段分別從低到高排序來滿足需求，直至電量平衡為止。根據(jù)價格安排的電力交易計劃，經過安全校合及調整后，形成省間電力交易計劃。中標報價中最高的價格(邊際價格)為市場結算價格。?區(qū)域電力調度交易中心將市場形成的省間電力交易計劃納入聯(lián)絡線考核計的交易平臺簽訂雙邊購電合同。合同中的省間交易必須由區(qū)域電力調度交易中心年以內，一個月以上)、短期(一個月以內，一天及以上)和實時電力雙邊交易。其中，外區(qū)來電按照國家已經規(guī)定的電量和比例，由各省電網(wǎng)公司和相應送電主(2)市場運行和調度域電力市場運營的主要職能是組織和管理強制電量競價交易以及管理雙邊合同交四省一市電網(wǎng)公司設立省電力調度交易中心(沒有形成省級市場的省可以不設立交易中心)，負責省內交易、省內電網(wǎng)調度以及省內電力供需實時平衡。(3)輸電通道使用權和擁塞的處理易、中期交易、短期交易和實時雙邊交易。市場買賣雙方簽訂交易合同時首先要向華東公司申請輸電權，并簽訂輸電服務合同。輸電通道無可用容量時，合同交易不成立。在強制電量競價市場中，根據(jù)各省電網(wǎng)公司報價確定的省間交易計劃造成輸電通道擁塞時，市場將分成不同價區(qū)。不同價區(qū)之間的電力交易結算形成的價格差收入為華東公司收入，納入輸電價格的調整計算中。華東區(qū)域電力市場發(fā)展初期以強制四省一市電網(wǎng)公司拿出一定份額電量組成區(qū)域市場競價空間來加大省間電力交易為主，并提供靈活的雙邊交易平臺促進省標周期逐漸變短，省間的自由交易空間將逐漸被并入強制電量競價市場，市場交隨著配電公司業(yè)務獨立，輸配逐漸分開改革的推進，將市場主體擴大到大用戶、(1)該方案是對目前系統(tǒng)中省間交易模式的改進，方案易于實施；(2)強制份額電量交易的市場中，市場買賣主體都是四省一市電網(wǎng)公司，易于形(3)區(qū)域市場競價空間的確定還屬于計劃行為，很難合理制定各省電網(wǎng)公司拿出(4)隨著各省電網(wǎng)公司拿出的市場份額的加大以及市場招標周期的縮短，省電網(wǎng)上述各方案的共同目標是建立一個促進區(qū)域內電力資源優(yōu)化配置的區(qū)域電力現(xiàn)有系統(tǒng)的要求以及對未來發(fā)展的需求都有所不同。根據(jù)建立區(qū)域電力市場的原：(1)從市場對促進區(qū)域資源優(yōu)化，加大省間電力電量交換的能力來看：方案一的區(qū)域電力市場是自愿參與的市場，區(qū)域市場為省間電力交易提供了資源優(yōu)化配置的平臺，但是在目前體制環(huán)境以及輸配不分的模式下，很難解決省間壁壘問題，近期促進區(qū)域資源優(yōu)化的能力不足。方案二通過強制省電力調度交易中心按照省內電廠報價形成的省電力供需邊際價格曲線參與區(qū)域市場競爭，區(qū)域現(xiàn)貨交易中心通過比較省間邊際價格形成省間交易，這對省間壁壘的沖擊力較大。方案三強制新增電量在統(tǒng)一的區(qū)域電力市場中競爭，從競爭機制上打破了省間壁壘，但效果只能隨著新增負荷的發(fā)展逐漸顯現(xiàn)出來。方案四強制各省拿出份額電量組成競價市場，能夠一定程度加大省間電力電量交換力度，但并沒有通過市場手段形成資源優(yōu)化配置的機制。(2)從是否有利于電力發(fā)展來看：立區(qū)域電力市場應該有利于吸引投資，促進電力發(fā)展。從吸引新增發(fā)電容量投資是市場競爭以合同為基礎，新建電廠采用招標方法，能力相對較大。從對電網(wǎng)發(fā)展的促進作用來看，方案二能夠通過區(qū)域現(xiàn)貨市場和省級現(xiàn)貨市場的運作給出明顯的價格信號，反映省間約束影響省間電力交易的狀況，這將促進省間聯(lián)絡線的建設。其他三個方案中市場給出的促進電網(wǎng)建設的信明顯。2.區(qū)域市場主體4.現(xiàn)貨市場市場交易空間市場價格機制5.新電廠的問題6.輸電通道使用權方案一區(qū)外交易主體、各省電網(wǎng)公合同交易和現(xiàn)貨交易備用容量交易系統(tǒng)邊際價格為市場清算價格與省電網(wǎng)公司簽訂長期購電司或區(qū)域市場賣出(獲得準入資格為前提)合同交易優(yōu)先于現(xiàn)貨交易方案二區(qū)域電力市場+省級電力交易市場區(qū)外交易主體、各省電力調度交易中心(代理本省市場的發(fā)電公司和電網(wǎng)公司)合同交易和現(xiàn)貨交易強制參與以省間聯(lián)絡線容量確定邊際價格為市場清算價。省內市場：省內電廠報價；滿足需求的系統(tǒng)邊際價格為市場清算價與省內現(xiàn)貨市場競價合同交易優(yōu)先于現(xiàn)貨交易方案三外交易主體合同交易和現(xiàn)貨交易強制參與新增電量中扣除合同電量部分統(tǒng)邊際價格為市場清算價格通過區(qū)域市場與省電網(wǎng)公司合同交易優(yōu)先于現(xiàn)貨交易方案四區(qū)外交易主體、各省電網(wǎng)合同交易和現(xiàn)貨交易強制參與規(guī)定比例的份額電量市場賣方報價；滿足需求的系統(tǒng)邊際價格為市場清算價格長期購電合同為基礎長期合同優(yōu)先于強制電實時雙邊合同價格分區(qū)長期合同優(yōu)先于短期合同價格分區(qū)長期合同優(yōu)先于短期合同價格分區(qū)長期合同優(yōu)先于短期合同7.輸電擁塞處理(3)從改革的成本來看：改革成本包括改革需要建立市場運營系統(tǒng)等需要的直接系統(tǒng)成本和改革引起現(xiàn)有運行機制、利益格局的改變而帶來的間接社會成本。。(4)從方案向遠期模式過渡的平穩(wěn)度來看：(5)從是否容易產生市場操縱力來看：市場操縱力產生的原因之一是市場成員數(shù)量少，集中度高而造成市場操縱案比較表ii=1式中N為參與市場競爭的主體個數(shù)，qi為第i個市場競爭主體的市場份額百分力。電公司，假設有華東地區(qū)有10家以上的大型獨立發(fā)電公司，其市場集中度指數(shù)HI(6)從市場運作的復雜度來看：常權重權重評分方案一方案二方案三方案四是否有利于電力發(fā)展2332產生市場操縱力的可能性43改革成本2332向遠期模式過渡的平穩(wěn)性32市場運做的復雜程度1324綜合評價12高表示具有優(yōu)勢。場(方案二、方案三和方案四)，從市場角度來規(guī)范省電網(wǎng)公司的行為，最大程方案及其實施條件兩個省(市)開展了發(fā)電競價市場試點工作，形成了一定的技術儲備等。目前華東電網(wǎng)省間交易存在的主要問題是以行政區(qū)劃為界形成的市場壁壘(5)稅收政策、就業(yè)政策等也應有配套的調整。.華東區(qū)域電力市場遠期模式電力工業(yè)結構職職能經營者發(fā)電獨立發(fā)電公司輸電區(qū)域電網(wǎng)公司省(市)電網(wǎng)公司配電地區(qū)配電公司力調度交易中心省)中心(區(qū)域市場)(省電力平衡機制)供電公司供電公司發(fā)電廠發(fā)電廠用戶大大(1)區(qū)域電力市場的交易方式：?各省的發(fā)電商和供電商(或大用戶)在提前一天確定的區(qū)域電力交易市場報價，交易市場通過供需匹配原則確定交易計劃和市場價格，并將考慮了聯(lián)絡線約束后確定的交易計劃和市場價格提交給省級調度中心和省平衡電量調節(jié)市場，同時向市場成員公布信息；備用以及黑啟動服務。一般由各省電網(wǎng)公司與愿意提供輔助服務的電廠簽訂輔助服務合同，可以采用每年招標或雙方協(xié)商的方式。其中運行備用一部分由輔助服務合同提供，一部分在實時平衡市場中考慮。(2)省級平衡機制省級平衡機制是省級電力調度交易中心為保證省內實時電力電量平衡的重要手段。省級電力調度交易中心在區(qū)域市場的實時平衡市場中購買平衡電量或購(3)輸電通道使用權和擁塞的處理(1)允許供電公司直接參與區(qū)域市場的競爭，擴大了市場競爭主體，增加了市場情況下，大部分電力進入?yún)^(qū)域電力市場直接交易，能夠使公平競爭得到保障。，但在我國證券市場還不成熟的遠期方案二：單一控制區(qū)的區(qū)域市場供電公司供電公司供電公司供電公司(區(qū)域市場)市網(wǎng)的運營機構，負責根據(jù)區(qū)域電力調度交易中心的調度指令負責電網(wǎng)的安全運隨著區(qū)域市場的完善，發(fā)展多種交易方式：貨市場和實時市場，以供市場中各交易主體進一步根據(jù)需求變化調整交易，也為電力調度交易中心維持市場電力電量平衡提供市場機制。?備用容量市場：可以建立備用共享機制，要求所有配電公司合理計劃并購買足夠的發(fā)電容量來滿足其負荷的可靠供應，并在事故緊急的情況下幫助其他成員。各成員在區(qū)域公司的協(xié)調下對未來的裝機規(guī)劃等進行協(xié)電網(wǎng)公司根據(jù)市場規(guī)則開放電網(wǎng)使用權，通過制定系統(tǒng)的輸電價格，向建輸(1)通過輸電網(wǎng)開放和建立自由交易的區(qū)域市場充分引入競爭性的電力交易，同劃備用的原則，將系統(tǒng)的備用進行分攤，并引入備用容量市場制有利于長期保證電力供應的安(3)該模式強調交易分散，信息集中，對信息支持平臺的要求非常高，不僅數(shù)據(jù)華東電力市場中的需求側響應措施用一部分，其實施方式與傳統(tǒng)DSM管理中的負荷控制方式有一定的區(qū)別，需求側資源對市場的穩(wěn)定和提高系統(tǒng)可靠性起到促進作用。(1)有助于保證系統(tǒng)可靠性(2)降低系統(tǒng)運行成本(3)促進競爭市場有效運行(4)有利于減少競價市場中的市場操縱力。(5)有利于風險管理(6)有利于系統(tǒng)使用效率和環(huán)保側資源向系統(tǒng)提供可靠性服務而使整個系統(tǒng)受益，主要包括以下兩個方面的措(1)系統(tǒng)緊急運行狀態(tài)需求側響應計劃；(2)需求側資源參與輔助服務市場報價；(1)峰谷電價(2)實時電價(3)需求側報價華東電力市場中開展需求側響應計劃的設想網(wǎng)需求側管理現(xiàn)狀DSM技術，在全國范圍內陸續(xù)開展試點和研究工作的基礎上，目前已經出臺了華東電力市場中發(fā)展需求側響應的設想在華東區(qū)域電力市場的設計和建立過程中，應該充分吸取國外的經驗和教訓，保障需求側管理活動的繼續(xù)開展，并充分利用市場機制增強需求側響應的作基礎；?與市場的發(fā)展過程以及競爭模式相適應；第一階段，推廣峰谷電價、開展可中斷電價和直接負荷控制試點，省接負荷控制的試點地區(qū)進行總結的基礎上，進一步擴大范圍對用戶進行調查研統(tǒng)的可靠性管理。系統(tǒng)緊急狀態(tài)需求側響應計劃是將需求側資源作為系統(tǒng)的備用前1-2小時通知參加該計劃的用戶，要求其按照規(guī)定削減負荷。系統(tǒng)調度機構對削減負荷的行為給予補償。參與市場競爭的大用戶和配電公司在提前一天的華東區(qū)域現(xiàn)貨市場中進行需求當區(qū)域市場中的需求側報價試點以及配電公司開展峰谷電價等工作積累一輔助服務市場的報價。開展需求側響應計劃存在的障礙及政策建議(1)技術障礙：目前能夠支持需求側響應的計量和信息支持系統(tǒng)還非常薄弱，(2)觀念障礙：一方面，用戶對需求側參與競爭市場的理解不夠；另一方面，系統(tǒng)調度機構和配電公司在系統(tǒng)緊急狀態(tài)進行安全管理的傳統(tǒng)做法是行政性的拉閘限電電，對需求側能夠作為資源參與系統(tǒng)可靠性管理的市場意識不夠；另外，因系統(tǒng)供電能力不足，給用戶造成停電需要給用戶進行補償(3)機制障礙：需求側響應有利于系統(tǒng)調度機構保證系統(tǒng)可靠運行，電網(wǎng)公司降低成本、發(fā)電企業(yè)提高發(fā)電效率、用戶降低電價。如何設計良好的效益分配機制和管理機制使需求側響應可以有效發(fā)展，并將實施需求側管理的成本效益在所有受益者之間公平分攤，是一個難題。(4)資金障礙：開展需求側響應計劃是一個長期受益的項目，但先期投入大，沒有政策和資金支持，需求側響應計劃難以開展。根據(jù)以上對華東區(qū)域電力市場建立需求側相應機制的設想以及存在障礙的分析，提出以下政策建議：(1)建立華東電力市場時，應該在市場規(guī)則中充分考慮需求側資源的作用，允(2)將建立需求側響應計劃納入到政府推進需求側管理的工作中去，由政府起主導作用，電網(wǎng)公司和配電公司負責實施。(3)建議從用戶收取附加費，建立需求側管理公益計劃基金，扶持和促進需求開展，并由電力監(jiān)管機構對基金的使用進行監(jiān)管。三、華東區(qū)域輸電價格設計輸電價格制定的基本思想圍輸電服務定價原則和目標(1)輸電價格應滿足輸電服務所需要的收入。即輸電價格要反映所提供的輸電成本(包括輔助服務成本)、獲得合理的回報，能夠吸引投資，保持正常發(fā)(2)輸電價格必須公平合理。即對同樣輸電服務要求的用戶，制定相同的輸電價；相反，對不同輸電服務要求的用戶，則制定不同的輸電價；(3)輸電價格應能促進經濟效率。提供一定的位置信號，既有利于現(xiàn)有輸效調度，又能促進新電廠和新負荷的有效配置。(4)輸電價格應能與有關電價政策銜接。輸電價是為適應電力體制改革建立的電價體系重要組成部分，應注意與現(xiàn)有電價政策的過渡與銜接。(5)輸電價格要具有可操作性。即政府能行使有效監(jiān)