2009年度全国电力交易与市场秩序情况监管报告

Transcription

1 法规标题 国家电力监管委员会公告 2010 年第 4 号 ( 总第 22 号 ) 年度全国电力交易与市场秩序情况 监管报告 发布部门 国家电力监管委员会 批准部门 发文字号 国家电力监管委员会公告 2010 年第 4 号 ( 总第 22 号 ) 批准日期 发布日期 实施日期 时效性 现行有效 效力级别 部门规范性文件 类别 电力工业管理 文件代码 年度全国电力交易与市场秩序情况监管 报告 ( 国家电力监管委员会公告 2010 年第 4 号 ( 总第 22 号 ) 二〇一〇 年十一月 ) 目录 监管依据引言第一部分回顾与综述第一节 2008 年监管报告涉及问题的整改情况第二节 2009 年工作综述第二部分基本情况第一节电能交易的分类第二节非竞争性电能交易情况一 年度基数电量交易情况二 国家和地方政府计划安排的其他电能交易情况三 地方政府优惠电情况四 非竞争性发电企业电能交易情况第三节竞争性电能交易情况

2 一 电力用户与发电企业直接交易情况二 跨省区 ( 含跨境 ) 电能交易情况三 发电权交易情况四 辅助服务补偿交易情况第四节厂网秩序情况一 合同签订 备案以及合同支付情况二 调度交易信息公开情况三 并网运行管理情况四 新建机组并网及进入商业运营情况第三部分存在的问题第一节非竞争性电能交易存在的问题一 基数电量交易中存在的问题二 非竞争性发电企业电能交易中存在的问题第二节竞争性电能交易存在的问题一 跨省 ( 区 ) 电能交易存在的问题二 发电权交易存在的问题三 辅助服务补偿交易存在的问题第三节厂网秩序存在的问题一 合同签订 备案以及合同支付中存在的问题二 交易信息披露与报送工作中存在的问题三 并网运行管理工作中存在的问题四 新建机组并网及进入商业运行工作中存在的问题五 电力企业落实许可制度存在的问题第四部分监管意见第一节 2009 年涉及问题整改要求第二节监管建议

3 第五部分附录及附表监管依据 1 电力监管条例 ( 国务院令第 432 号 ) 2 电力业务许可证管理规定 ( 电监会令第 9 号 ) 3 电力市场运营基本规则 ( 电监会令第 10 号 ) 4 电力市场监管办法 ( 电监会令第 11 号 ) 5 电力企业信息报送规定 ( 电监会令第 13 号 ) 6 电力企业信息披露规定 ( 电监会令第 14 号 ) 7 电网运行规则( 试行 ) ( 电监会令第 22 号 ) 8 电力监管报告编制发布规定 ( 电监会令第 23 号 ) 9 电网企业全额收购可再生能源电量监管办法 ( 电监会令第 25 号 ) 10 关于印发 关于促进电力调度公开 公平 公正的暂行办法 的通知 ( 电监市场 号 ) 11 国家电监会关于跨地区电能交易价格监管有关事项的通知 ( 电监价财 号 ) 12 关于印发 发电厂并网运行管理规定 的通知 ( 电监市场 号 ) 13 关于印发 并网发电厂辅助服务管理暂行办法 的通知 ( 电监市场 号 ) 14 关于印发 新建发电机组进入商业运营管理办法 ( 试行 ) 的通知 ( 办市场 号 ) 15 关于印发 发电权交易监管暂行办法 的通知 ( 电监市场 号 ) 16 关于印发 发电企业与电网企业电费结算暂行办法 的通知 ( 电监价财 号 )

4 17 关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知 ( 电监市场 号 ) 18 关于印发 电力用户与发电企业直接交易试点基本规则 ( 试行 ) 的通知 ( 电监市场 号 ) 19 关于印发 跨省( 区 ) 电能交易监管办法 ( 试行 ) 的通知 ( 电监市场 号 ) 20 关于规范电能交易价格管理有关问题的通知 ( 发改价格 号 ) 引言为了进一步加强电力交易监管, 维护公平的市场秩序, 电监会编制发布本报告, 对 2009 年电力交易和市场秩序情况进行全面总结和分析, 披露存在的问题, 提出监管意见 截至 2010 年 2 月 10 日, 全国 37 个省级以上电网企业 [1] 及各省级调度机构直调电厂 [2] 均按电力监管机构要求报送了 电力交易与市场秩序情况报告 电监会对上报材料进行了汇总分析, 对涉及问题开展调查核实, 并征求了有关电力企业意见, 最终形成本报告 第一部分回顾与综述第一节 2008 年监管报告涉及问题的整改情况 2009 年电监会发布 2008 年度全国电力 三公 调度交易及网厂电费结算情况通报 ( 国家电力监管委员会监管公告 2009 年第 3 号 ) 以来, 国家电网公司 南方电网公司 内蒙古电力集团公司及各省级以上电网企业针对通报中提出的新建机组转商运 合同签订与备案 合同支付等问题做了大量整改工作, 取得了较好的成效 有关发电企业也积极开展问题整改, 基本按要求落实了整改工作

5 专栏 : 国家电网公司认真落实监管要求 国家电网公司高度重视 2008 年度全国电力 三公 调度交易及网厂电费结算情况监管报告 ( 国家电力监管委员会监管公告 2009 年第 3 号 ) 反映的问题和有关监管意见, 编制了 <2008 年度全国电力 三公 调度交易及网厂电费结算情况监管报告 > 反映问题的整改计划, 分类明确了各项问题的整改意见和有关要求, 严格落实本系统 说清楚 问责制度 同时印发公司文件 关于深入开展 三公 调度交易规范管理专项整改活动规范治理阶段工作的通知, 组织本系统各网省公司结合监管报告的整改, 针对并网电厂调度管理 跨省区交易组织 合同费用支付 新机转商运及支付 信息发布等方面工作进行规范治理, 先后印发了 关于规范跨区跨省电力交易的意见 国家电网公司办理新建发电机组进入商业运营工作规定 ( 试行 ) 和 关于做好电力市场交易价格信息发布工作的通知 等公司文件, 进一步提高了本系统调度交易工作水平 ( 一 ) 华北电网公司整改新机商运管理问题 华北电网公 司于 2009 年 3 月发文废止了原违规出台的 京津唐电网新机 组商业运行商业运营管理办法,3 月底完成了涉及违规差额 资金的核对工作,4 月 21 日将违规差额资金 4.6 亿元全部退 还给有关发电企业 在此基础上, 华北电网公司进一步按照有 关规定, 制订了 华北电网有限公司新机组转商业运营内部工 作流程 ( 试行 ), 明确了内部工作责任和工作流程 ( 二 ) 华北电网公司 上海电力公司认真整改无协议调 度 无合同交易问题 华北电网公司对并网运行发电机组进行 了全面梳理, 与符合条件的托克托发电公司 7 8 号机及时签 订了 2009 年购售电合同 ; 对不符合条件的岱海电厂 3 4 号 机, 不再安排并网运行, 不收购其电量 上海电力公司针对宝 钢电厂未及时更新合同的问题, 在与宝钢电厂进行协商后于 2009 年 3 月 26 日签订了相应的补充协议 ; 针对与浦钢电厂未 签订调度协议的问题, 通过与浦钢电厂沟通协调, 于 2009 年 6 月 24 日签订了临时协议 上述协议均已报送华东电监局备 案

6 ( 三 ) 重庆市电力公司与有关发电企业协商修订了调试差额资金分配方案, 2009 年 6 月 12 日重庆公司按分配方案向有关发电企业兑现了补偿资金 ( 四 ) 广东电网公司新机调试差额资金未分配问题 2009 年 11 月电监会印发 关于广东电网公司违反新建机组进入商业运营有关规定的通报 ( 电监稽查 号 ), 对广东电网公司违反市场规则行为作出行政处罚, 依法对广东电网公司罚款 80 万元, 责令其限期改正, 并对其违规行为予以全国通报批评 2009 年 12 月 31 日广东电网公司已向南方电监局报送 广东省新建机组调试期差额资金分配方案, 并已在 2010 年 1 月 20 日前按方案执行 ( 五 ) 广西电网公司购电费结算有关问题 广西电网公司对广西桂航电厂电费结算中未支付增值税差额部分而产生新欠电费 万元的问题, 已按广西区物价局文件对桂航电厂上网电价自 2007 年 5 月 1 日起进行了调整, 至 2009 年 10 月 31 日已结清电费 ( 六 ) 内蒙古电力 ( 集团 ) 公司违规设置超发电量, 变相降低发电企业电价, 形成新的陈欠电费等问题 2010 年初, 电监会稽查局会同华北电监局组成调解调查组, 在内蒙古呼和浩特市组织双方当事人对相关问题进行了现场协调 调查, 并提出了原则协调意见 在此基础上, 经多次沟通协调, 北方联合电力公司 内蒙古电力 ( 集团 ) 公司最终形成了一致的解决方案 内蒙古电力 ( 集团 ) 公司对违反监管规定擅自修改 三公 调度交易及网厂电费结算信息报送有关内容和格式问题, 内蒙古电力 ( 集团 ) 公司已加强内部管理, 提高报送信息的效

7 率 ( 七 ) 华能阳逻电厂与华中电网公司 湖北省电力公司拖延签订三方购售电合同问题 2009 年初已按要求补签购售电合同 国电云南分公司 大唐甘肃分公司未按规定备案购售电合同及并网调度协议问题,2009 年初已按要求向电力监管机构备案 第二节 2009 年工作综述 2009 年, 电力监管机构在 2008 年度相关工作基础上, 努力推进电力市场建设, 认真规范电力交易, 积极维护市场秩序, 各项工作取得明显成效 ( 一 ) 电力市场建设取得了积极的进展一是电力用户与发电企业直接交易积极推进 电力监管机构按照 利用现有体制, 基于现实需求, 培育区域平台, 开展灵活交易 的思路, 以市场建设为平台 以电价改革为核心 以直接交易为突破口, 积极推进电力市场建设 电监会会同有关部门印发了 关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知 ( 电监市场 [2009]20 号 ) 大用户与发电企业直接交易购售电合同 ( 示范文本 )( 试行 ) 和 大用户与发电企业直接交易输电服务合同 ( 示范文本 )( 试行 ) ( 电监市场 [2009]29 号 ) 电力用户与发电企业直接交易试点基本规则 ( 试行 ) ( 电监市场 [2009]50 号 ) 等文件, 对促进和引导直接交易试点工作, 发挥了积极作用 二是跨省 ( 区 [3]) 电能交易取得一定进展 按照电监会 国家能源局有关文件要求, 电力监管机构会同各省政府有关部门对 年跨区跨省电能交易情况进行了检查, 并联合发布 2007 年 2008 年跨区跨省电能交易检查情况通

8 报 在通报中, 认真分析了跨区跨省电能交易取得的主要成效及存在的问题, 为进一步健全跨区跨省电能交易机制提出了监管建议 结合电力市场建设进程, 电监会制订了 跨省 ( 区 ) 电能交易监管办法 ( 电监市场 [2009]51 号 ), 各派出机构在充分听取有关市场主体意见的基础上, 出台跨区跨省电能交易规则, 使得电能交易更加公开 公平 公正, 进一步促进了资源优化配置 三是探索发电权的跨省交易 按照 发电权交易监管暂行办法 ( 电监市场 [2008]15 号 ), 各地积极探索发电权交易方式, 不断扩大发电权交易的范围和规模 专栏 : 东北电监局积极探索发电权跨省交易 2009 年, 东北电监局针对东北区域电煤供应紧张且价格持续上涨 部分省区发电权交易出现成交困难的实际问题, 研究制订了 东北区域跨省发电权交易暂行办法 ( 东电监市场 [2009]155 号 ), 并于 10 月份组织开展了区域平台上的首次跨省发电权交易, 完成交易电量 亿千瓦时, 蒙东地区发电机组替代了辽宁 黑龙江的部分发电机组发电, 实现了更大范围内的资源优化配置 四是 两个细则 [4] 实施范围进一步扩大 自电监会印 发 并网发电厂辅助服务管理暂行办法 ( 电监市场 [2006]43 号 ) 发电厂并网运行管理规定 ( 电监市场 [2006]42 号 ) 并批复各区域实施细则以来, 各派出机构积极组织开展辅 助服务补偿交易实施工作 两个细则 的实施规范了市场主 体的运营行为, 促进了厂网和谐 ; 有效调动了发电企业提供辅 助服务的积极性, 促进了电力企业提高生产管理水平和设备运 行水平 ; 同时使电力系统的安全运行指标得到改善, 促进了电 力系统安全稳定运行和电能质量提高 ( 二 ) 电力市场秩序整体情况较好, 厂网关系总体和谐, 电力交易与市场秩序有关工作正在朝着制度化 规范化的方向

9 发展一是规范电力市场秩序的 三项制度 进一步完善 电力监管机构积极推进厂网联席会议制度 合同 ( 协议 ) 备案制度 电力调度交易信息报告披露制度 [5] 搭建了网厂沟通平台, 协调网厂关注的难点和热点问题 ; 丰富信息交流范围和内容, 努力实现信息共享 ; 深入推行 两个范本 [6], 推进全口径合同 ( 协议 ) 备案制度, 目前, 合同 ( 协议 ) 签订备案工作已实现常态化, 并成为厂网维护各自权益的有效工具 二是编制电力交易和市场秩序监管报告, 严格督促整改 电监会组织发布的 2008 年度全国电力 三公 调度交易及网厂电费结算情况监管报告 ( 国家电力监管委员会监管公告 2009 年第 3 号 ), 在全面 客观地评价工作成绩的同时, 指出了电力企业在新投产发电机组转商业运营 新机组调试差额资金分配 公平调度交易 合同支付 购售电合同 ( 协议 ) 签订及备案 并网运行管理 信息报送等方面存在的问题, 对一些电力企业违反国家相关规定的行为进行披露, 并提出相应整改要求, 电力企业也积极按照要求进行整改工作 三是开展电力交易与市场秩序监管约谈约访工作 从 2009 年开始, 除了坚持与中央所属电力企业开展约谈工作之外, 电监会还在全国范围内开展了年度电力交易与市场秩序监管约谈工作, 采用 背靠背 方式共约谈了 300 余家电力企业, 掌握了 2009 年电力交易与市场秩序的总体情况和主要问题 约谈约访工作搭建了监管机构与监管对象之间沟通和交流平台, 得到电力企业的普遍支持和认可 第二部分基本情况第一节电能交易 [7] 的分类

10 按照国家电力体制改革要求, 要充分发挥市场配置资源的基础性作用, 建立与市场机制相适应的电价形成机制和电能交易机制 我国电能交易机制正处于从计划机制向市场机制的过渡阶段, 从目前交易电价形成机制看, 可分为非竞争性电能交易和竞争性电能交易 非竞争性电能交易包括基数电能交易 [8] 国家和地方政府计划安排的其他电能交易 非竞争性发电企业电能交易等, 这类交易政府明确交易电量 电价 [9] 竞争性电能交易包括大用户直接交易 竞争性的跨省 ( 区 ) [10] 电能交易 发电权交易 [11] 辅助服务补偿交易等 专栏 : 非竞争性电能交易的主要种类 ( 一 ) 基数电能交易 : 省级地方政府有关部门根据年初省内用电需求预测情况下达的机组计划电量 ( 调控目标 ) 交易, 基数电量可以在年中或年底根据实际用电需求情况进行调整 ( 二 ) 国家和地方政府计划安排的电能交易 : 主要包括国家和地方政府计划安排的跨省 ( 区 ) 交易 计划分配抽水电量交易等交易品种, 如三峡电力外送 蒙电东送等 ( 三 ) 非竞争性发电企业电能交易 : 主要包括可再生能源发电企业的电能交易, 自备电厂 资源综合利用电厂 新能源电厂 抽水蓄能电厂 热电联产电厂 电网保留电厂等参与的电能交易 专栏 : 竞争性电能交易的主要种类 ( 一 ) 电力大用户直接交易 : 是指按照国家有关规定, 符合准入条件的电力大用户和发电企业按照自愿参与 自主协商的原则直接进行的购售电交易 直接交易价格由电力大用户与发电企业通过协商自主确定, 不受第三方干预 电网企业按规定提供输电服务 ( 二 ) 竞争性的跨省 ( 区 ) 电能交易 : 是指国家和地方政府计划安排以外的, 电力企业与本省 区以外的电力企业开展的电能交易, 包括跨省 ( 直辖市 自治区 ) 电能交易和跨大区电能交易 具备条件的电力用户 ( 或独立配售电企业 ) 也可以参与跨省 ( 区 ) 交易 ( 三 ) 发电权交易 : 以市场方式实现的发电机组 发电厂之间电量替代的交易行为, 也称替代发电交易, 发电权交易的电量包括基数电量在内的各类合同电量

11 目前, 发电权交易主要是为贯彻落实国家节能减排有关政策, 交易的电量均为基数电量 ( 四 ) 辅助服务补偿交易 [12]( 指发电侧 ): 是指按照 专门记帐 收支平衡 适当补偿 的原则建立的发电侧辅助服务补偿交易机制, 实际操作中先将系统调用的辅助服务总量折算成补偿资金, 然后在各发电企业中按比例分摊, 最终结果是机组性能差的发电企业补偿机组性能好的发电企业 ( 五 ) 其他竞争性电能交易 : 抽水蓄能电站抽水电量的竞量交易等 截至 2009 年底, 全国直调装机容量 7.3 亿千瓦, 直调发 电企业实际上网电量为 2.75 万亿千瓦时, 平均电价 361 元 / 千 千瓦时 其中, 基数上网电量 2.18 万亿千瓦时, 发电侧外送 电量 2965 亿千瓦时, 调试电量 亿千瓦时, 抽水蓄能电 量 84.7 亿千瓦时, 超发电量 亿千瓦时, 考核电量 19 亿 千瓦时, 其余为地方优惠电及替代奖励等电量 各区域直调发 电企业实际上网电量具体情况见下表 表 直调发电企业实际上网电量电价 ( 分区域 ) 表 区域名称 直调发电企业实际上网电量 ( 亿千瓦时 ) 实际平均上网电价 ( 元 / 千千瓦时 ) 东北区域 华北区域 西北区域 华东区域 华中区域 南方区域 国家电网公司 对比发现, 各区域发电企业实际平均上网电价普遍低于平 均核定电价, 下降比例见下图 图 各区域发电企业实际平均上网电价低于平均核 定电价比例 (%)

12 2009 年电网企业完成跨境 跨省 ( 区 ) 交易电量 5312 亿千瓦时 [13]; 发电权交易电量 1426 亿千瓦时 [14]; 电力用户和发电企业直接交易电量 5.16 亿千瓦时 ; 辅助服务补偿交易共计 5.45 亿元 专栏 :2009 年跨境 跨省 ( 区 ) 交易电量继续增长 全国跨境 跨省 ( 区 ) 交易电量 5312 亿千瓦时 [15], 同比增长 6.27%, 其中 : 跨境交易电量 亿千瓦时 ; 跨区交易电量 亿千瓦时 [16], 同比增长 9.93%; 跨省交易电量 亿千瓦时 [17], 同比增长 1.33% 跨境交易电量中, 南网公司与缅甸 越南 老挝之间交易电量 56.7 亿千瓦时, 与港澳之间交易电量 49.8 亿千瓦时, 国网公司通过华源电力公司购俄罗斯交易电量 8.53 亿千瓦时 ; 跨区电能交易中, 国家计划安排的跨区交易电量 亿千瓦时 ; 跨省电能交易中, 东北区域内跨省交易电量 亿千瓦时, 华北 亿千瓦时, 西北 43.9 亿千瓦时, 华东 亿千瓦时, 华中 亿千瓦时, 南方 亿千瓦时 跨省 ( 区 ) 交易中, 南网公司联络线输送物理电量与其交易量完全相符 ( 电网企业交易量也与自发电企业采购的基数电量值相符 ) 专栏 : 我国电能交易的主要特点 ( 一 ) 我国电能交易总量中计划安排仍占绝对比例 政府部门计划安排的年度基数电量与国家和地方政府审批 ( 核准 ) 方式安排的跨省 ( 区 ) 电量总量很大, 占 2009 年全国直调机组上网电量的九成以上 ( 二 ) 市场化的电能交易种类逐渐增多, 交易方式日趋灵活多样, 市场主体的竞争意识逐步增强, 对电能交易的市场化诉求日渐强烈 2009 年新增跨省 ( 区 ) 交易电量 600 亿千瓦时, 其中一半以上通过市场交易机制实现 ; 发电权交易电量大幅增长 43.8%; 电力用户和发电企业直接交易取得重要突破 ; 弃水电量交易 丰枯水电临时交易组织活跃 ( 三 ) 目前参与电能交易的市场主体主要是电网企业和发电企业 正在逐步放开电力用户与发电企业开展直接交易 电网企业在目前的电能交易中充当多重角色, 对发电企业是单一购买者, 对电力用户是单一售电者, 同时又是输电者 ( 四 ) 电力调度和交易机构是电能交易的组织实施机构, 组织市场主体交易和实施 在目前的管理体制下, 电力调度和交易机构具有双重职责, 既要承担社会责任, 也是电网公司的内设职能部门

13 第二节非竞争性电能交易情况一 年度基数电量交易情况年度基数电量主要用于满足当地用电需求, 是目前占发电企业上网电量结构中比例最大 价格最高的电量种类, 执行国家批复电价 年度基数电量交易完成情况是目前电力交易公平性的主要体现 ( 一 ) 年度基数电量计划的制定方式 2009 年, 基数电量计划为 2.14 万亿千瓦时 各省 ( 市 区 ) 制定发电机组的年度基数电量计划大体有四种方式 : 一是政府有关部门下达具体年度基数电量计划指标, 该种方式占的比例较大, 包括辽宁 吉林 黑龙江 山西 河北 内蒙古 山东 湖北 湖南 江西 重庆 上海 江苏 浙江 安徽 福建 广西 青海 河南 ; 二是政府有关部门下达原则意见, 电网企业负责具体落实, 包括京津唐 新疆 甘肃 [18] 陕西 [19] 宁夏[20] 等地区 ; 三是依据节能调度实施细则原则安排, 包括 : 贵州 广东 四川 ; 四是由网厂之间协商确定, 包括云南 海南等地 四种制定方式占比情况如下图 : 图 年度基数电量计划制定方式占比情况 专栏 : 基数电量计划的几个特点 ( 一 ) 以政府行政指令安排为主导 24 个省 ( 市 区 ) 由政府行政指令安排交易, 其中 19 个省 ( 市 区 ) 由政府下达具体交易电量,5 个由政府下达交易原则 政府安排的电量计划 万亿千瓦时, 占总电量计划 76% ( 二 ) 年底对基数电量计划进行微调 大部分政府有关部门在年底根据各地实际用电情况调整了基数电量计划, 发电厂年度基数电量计划完成率都接近 100% 有些地方年初安排计划值明显偏低, 年底大幅度调增, 个别省甚至年底调增 400 小时 ( 三 ) 大部分地区的常规火电是按照同类型机组利用小时数相当的原则安排 火

14 电机组类型按机组容量等级区分, 主要分为 100 万千瓦 60 万千瓦 30 万千瓦 10 万千瓦 10 万千瓦以下五种等级 部分地区对亚临界 超临界和超超临界燃煤机组再拉开 小时 同一级别机组基数电量利用小时数基本相当, 用于平衡发电企业间经济利益 ( 四 ) 节能发电调度地区综合考虑煤耗 排放水平, 差别安排计划电量 按燃煤机组设计煤耗排序确定基数电量计划 另外, 火电机组排放水平, 如脱硫 脱硝, 也是重要考虑因素, 脱硫脱硝机组利用小时数增加 小时不等 ( 五 ) 全额收购可再生能源, 注重清洁能源收购 对于水电 风电等可再生能源实行全额收购 对于核电, 充分发挥其发电能力, 给予较高的利用小时数 ( 二 ) 年度基数电量计划执行的总体情况 全国省级以上直调发电厂共完成年度基数电量 2.18 万亿 千瓦时, 平均电价 385 元 / 千千瓦时, 各区域具体情况见下 表 表 直调发电企业实际基数上网电量及平均基数电 价 ( 分区域 ) 表 区域名称 直调发电企业实际基数上网电量 ( 亿千瓦时 ) 实际基数平均上网电价 ( 元 / 千千瓦时 ) 东北区域 华北区域 西北区域 华东区域 华中区域 南方区域 国家电网公司 0 - 分省看, 广东最高, 为 元 / 千千瓦时 ; 青海最低, 为 元 / 千千瓦时 ( 详见下图 ) 图 各网省直调电厂基数电量平均上网电价 ( 略 ) 实际完成基数电量是年度基数电量计划的 %, 占总 上网电量的 79.3% 各网省的基数上网电量占总电量比例详

15 见下图 图 各网省直调电厂基数电量占总上网电量比例 ( 略 ) ( 三 ) 年度基数电量计划执行的公平性情况在非节能发电调度试点地区, 按照公平性原则, 电力调度交易机构应精心安排发电计划, 使得各发电厂年度基数电量计划完成率相当 从统计结果看, 全国非节能发电调度试点地区常规燃煤发电厂共 441 家 其中, 有 147 家电厂年度基数电量计划完成率超过年度计划的 ±3% 图 各网省直调常规燃煤电厂完成率超过年度计划平均完成率 ±3% 家数 专栏 : 大部分网省调度机构注重公平调度 常规燃煤电厂年度基数电量计划完成率均方差 [21] 是衡量各网省年度基数电量交易公平性的重要指标 该指标由同一调度管辖范围内常规燃煤机组年度基数电量计划完成率均方差计算而成, 反映年度基数电量完成率的均衡情况 该指标数值越大, 表示各电厂年度基数电量完成情况越不均衡, 是反映调度公平性的主要指标之一 各网省年度基数电量计划完成率均方差指标如下图 图 直调发电企业年度基数电量计划完成率均方差指标 [22] 从中看出, 重庆 福建 上海 浙江 江苏 河北 甘肃 安徽年度基数电量计划完成率均方差指标数值较小, 低于 2%, 电厂间年度基数电量计划完成比较均衡 自电力监管机构引入年度基数电量计划完成率均方差指标以来, 华东区域电力调度交易机构高度重视这些衡量指标, 精心安排运行方式, 尽可能缩小发电厂基数电量计划完成的差距 华东区域省级调度机构直调的 96 家常规燃煤发电厂中年度基数电量计划完成率超过平均值 ±3% 的只有 3 家, 华东区域所有调度管辖范围内年度基数电量计划完成率均方差均在 1.5% 以内 但有些地方该指标数值较大, 甚至超过 30%, 说明调度公平性较差 节能调度试点地区的广东 贵州 四川部分参考节能发电 调度实施细则安排发电企业生产, 可再生能源 资源综合利用 机组基本上优先发电, 常规煤电机组发电按照设计煤耗水平差 别安排

16 ( 四 ) 年度基数电量计划中执行上网侧峰谷分时电量的情况针对调峰能力弱, 峰谷差过大, 负荷率偏低的实际问题, 按照国家规定, 河南 湖南 四川 江苏 安徽省五省份对部分电厂基数电量执行上网侧峰谷分时电价 ; 浙江 福建省内有个别电厂执行峰谷分时电价 发电厂峰谷电量分配由电力调度交易机构根据政府文件制定的有关原则安排 发电企业在实行峰谷分时电价之后, 高峰时段电价上浮, 低谷时段电价下降, 目的是引入价格激励机制, 满足调峰需求, 优化电力资源配置, 提高电能利用效率, 原则上不改变发电企业的平均上网电价以及电网企业的平均购电成本 电力调度交易机构应公平对待发电企业, 使得执行峰谷分时电价的各电厂峰谷比例相当, 并保持上网电价总体水平稳定 专栏 : 河南等五省的峰谷电量比例公平性情况 峰谷电量比例均方差 [23] 是反映各网省直调电厂的峰谷电量分配公平性的重要指标, 该指标数值越大, 表示该调度管辖范围发电厂峰谷电量分配比例越不均衡 图 五省的直调电厂峰谷电量比例均方差指标 从中可以看出, 河南 江苏 四川 安徽峰谷电量比例均方差指标数值较小, 低于 2%, 电厂间年度峰谷电量分配比例比较均衡 专栏 : 直调电厂实际平均电价较批复电价多有下降 全国范围内执行峰谷分时电价之后, 峰谷加权实际平均电价较批复电价有不同

17 程度下降 [24], 大部分地区下降 2-7 元 / 千千瓦时 五省份的具体数据详见下表 表 峰谷分时电价执行情况 加权平均批复电价 实际平均电价 下降水平 电网企业名称 ( 元 / 千千瓦时 ) ( 元 / 千千瓦时 ) ( 元 / 千千瓦时 ) 安徽省电力公司 河南省电力公司 湖南省电力公司 江苏省电力公司 四川省电力公司 ( 五 ) 发电设备利用率情况各省 ( 市 区 )6000 千瓦及以上电厂累计平均利用小时数详见下图 图 千瓦及以上电厂累计平均利用小时数 ( 略 ) 全国 60 万千瓦 30 万千瓦 20 万千瓦等级燃煤机组发电利用小时数分别为 小时,30 万千瓦级机组利用小时数量相对较高 各调度管辖范围 60 万千瓦级 30 万千瓦级燃煤机组利用小时数见下图 图 万千瓦级 30 万千瓦级燃煤机组利用小时数对比图 ( 略 ) 燃煤发电机组负荷率是衡量系统运行经济水平的重要指标, 发电机组平均负荷率越高, 煤耗水平越低 2009 年, 全国燃煤机组发电负荷率水平较低, 只有 1/5 的机组高于 80%,1/3 的机组处在 70% 以下, 个别省份发电负荷率只有 50% 左右 全国 100 万千瓦 60 万千瓦 30 万千瓦机组的平

18 均负荷率分别只有 69.7% 71.5% 72.3% 燃煤发电机组低负荷运行造成煤耗水平增加, 能源浪费 60 万千瓦机组低负荷运行时煤耗水平相当于 30 万千瓦机组, 个别情况下甚至超过 30 万千瓦的机组 专栏 : 造成燃煤发电机组负荷率较低的主要因素 一是电网网架结构不合理造成大机组出力受限 省区内由于电网网架结构原因导致高电压等级网络下送容量不足 大机组出力受限而窝电, 而负荷中心区的小机组只能多发电 二是现行调度方式不利于大机组多发电 一方面电力调度主要根据地方政府计划分配来安排机组发电, 在计划分配阶段大小机组之间普遍没有拉开档次, 甚至个别地区 ( 如陕西 ) 计划阶段已经出现倒挂 另一方面, 调度机构出于备用等考虑, 不愿 60 万千瓦大机组在高负荷水平运行, 愿利用其调峰能力强的特点进行更多的深度调峰, 造成 60 万千瓦机组负荷率较低, 进而影响利用小时数 三是未严格执行 以热定电 政策, 使小机组利用小时数升高 目前, 各省区调度机构普遍未建设热电实时监控系统, 无法利用技术手段实现 以热定电, 热电厂发电量由地方政府行政指令分配, 一些纯凝小机组利用制度漏洞, 以 打孔抽汽 方式改造为热电机组, 挤占了常规大容量燃煤机组的发电空间 四是大容量空冷机组受自身技术因素制约出力受限 我国西部地区新投产的 60 万千瓦燃煤机组均是空冷机组, 这类机组在超设计高温天气情况下无法满负荷运行, 最高出力一般在 万千瓦左右, 在一定程度上影响了全年的利用小时数 二 国家和地方政府计划安排的其他电能交易情况 除了年度基数电量外, 国家和地方政府以计划方式安排的 电能交易主要是部分跨省 ( 区 ) 电能交易和抽水蓄能电站抽水 用电 [25] 等 国家和地方政府计划安排的跨区电能交易主要包括 : 三峡 电站送华中 华东 南方电网, 阳城送华东, 锦界 府谷送华 北, 蒙西送华北, 川电东送等 ; 国家和地方政府计划安排的跨 省交易主要包括华东区域的 皖电东送, 东北区域的黑龙江 送辽宁, 南方区域的 西电东送 等

19 专栏 :2009 年政府计划安排的主要跨省 ( 区 ) 电能交易开展情况 ( 一 ) 长江电力公司通过国家电网向南方 华东 华中的输送的电量共 亿千瓦时, 各区域分别为 亿千瓦时, 受端价格分别为 元 / 千千瓦时 ( 二 ) 华东区域 : 皖电东送 电量 亿千瓦时, 价格 408 元 / 千千瓦时 ; 秦山二期电量 亿千瓦时, 价格 393 元 / 千千瓦时 ; 秦山三期电量 亿千瓦时, 价格 464 元 / 千千瓦时 ( 三 ) 华北区域 : 蒙电东送电量 亿千瓦时, 其中, 计划电量 201 亿千瓦时, 临时交易 49.3 亿千瓦时 ( 四 ) 南方区域 : 西电东送电量 1156 亿千瓦时, 同比增长 9.5% 其中, 西电送广东 1044 亿千瓦时, 同比增长 12.8%, 西电送广西 112 亿千瓦时, 同比减少 14.0%, 云南送出 255 亿千瓦时, 同比增长 43.9%, 贵州送出 434 亿千瓦时, 同比增长 28.3% ( 五 ) 东北区域 : 黑龙江送辽宁电量 亿千瓦时, 平均上网电价 元 / 千千瓦时 三 地方政府优惠电情况 部分省份在年度基数电量之外, 安排了不同种类的优惠电 量, 特别是以电力大用户直接交易名义实行的优惠电量交易 2009 年 2 月国家发改委 电监会和国家能源局联合下发了 关于清理优惠电价有关问题的通知 ( 发改价格 [2009]555 号 ), 要求有关省份立即清理各种形式的优惠电量交易, 但部 分省份未执行 主要有河南 四川 青海 宁夏 甘肃 山 东 湖南等, 全年涉及优惠电费约 47 亿元 专栏 : 部分省份自行出台优惠电情况 ( 一 )2009 年 3 月, 河南省下发 关于我省电解铝电价有关问题的函 ( 豫发改价格管 [2009]96 号 ), 提出用电电压等级 110 千伏及以上电解铝用户向发电企业进行直购 2009 年河南省直购电交易合计 亿千瓦时 [26], 约占全省直调公用燃煤机组电量的比例为 12.34% 国家发改委 电监会和国家能源局于 2009 年 2 月联合下发 关于清理优惠电价有关问题的通知 ( 发改价格

20 [2009]555 号 ) 禁止各种形式的优惠电后, 河南省继续执行优惠电价政策 河南省电量交易种类有七种 : 关停小火电机组补偿电量 基础组合省内发电量交易电量 关停自备机组企业优惠用电量 扶持黄淮四市发展电量 省内开拓电量 大用户直购 电量 外送电量 其中, 扶持黄淮四市发展电量 省内开拓电量 大用户直购 电量与国家政策不一致 河南省全年完成基数上网电量 亿千瓦时, 除基数电量外, 各类优惠电共 亿千瓦时, 占直调公用燃煤机组电量 ( 亿千瓦时 ) 的比例为 19.31%, 平均价格为 元 / 千千瓦时, 相对于省内燃煤机组脱硫标杆电价 元 / 千千瓦时下降了 80 元 / 千千瓦时, 优惠电费共计 亿元 ( 二 ) 四川省依据 国务院关于支持汶川灾后恢复重建政策措施的意见 ( 国发 [2008]21 号文 ) 制订了直接购电试点办法 2009 年直购电试点实施方案, 在市场准入 输电费标准 余缺电量调剂 合同管理等方面与电监会等三部门出台的 关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知 ( 电监市场 [2009]20 号 ) 存在差异 四川省直购电交易规模相对较大 参与交易主体较多, 但无与之相适应的直购电交易规则, 导致直购电交易中出现限量及限量额度多次调整 限价及价外合同 合同执行率差异偏大 合同签订与备案滞后等情况和问题, 全年优惠电费约 亿元 ( 三 )2008 年 11 月, 陕西省印发 关于采取阶段性特殊措施解决铜川铝业公司用电电价问题的通知 ( 陕工交发 [2008]198 号 ), 按照文件要求, 以竞价方式组织供铜川铝业公司电量合计 36.8 亿千瓦时, 实际上网电价在 元 / 千千瓦时 ( 四 ) 青海省分别通过 关于新增电解铝项目生产用电临时电价的函 ( 青发改函 [2009]258 号 ) 等文件及省政府有关会议纪要, 在 2009 年对省内多晶硅 电解铝等实行优惠电价, 按照上网电量比例向各水电企业分摊, 这些政策几乎涉及省内所有水电上网电量, 受影响主要以黄河水电公司和青海电力公司为主 ( 五 ) 宁夏自治区印发 关于贯彻落实电价优惠政策有关问题的通知 ( 宁经电力发 [2008]398 号 ) 文件, 要求对电解铝 铁合金等行业进行优惠, 由电力公司 宁煤集团和发电企业按照不同比例让利 2009 年又印发 关于部分传统行业电费结算及有关问题的函 ( 宁价商函 [2009]24 号 ), 对有关行业进行价格联动, 在产品价格较低时由电力企业和煤炭 铁路共同进行优惠 四 非竞争性发电企业电能交易情况 大部分非竞争性发电企业的电能交易基本上能按照国家相 关政策开展 ( 一 ) 抽水蓄能电站电能交易情况 近年来我国抽水蓄能电站发展迅速, 截至 2009 年底, 共 建成投产抽水蓄能电站 24 座, 装机 万千瓦 其中, 国

21 家电网公司拥有容量为 万千瓦, 占 71.87%, 南方电网公司拥有装机容量为 360 万千瓦, 占 23.01%, 中电投集团公司拥有装机容量为 60 万千瓦, 占 3.84%, 华电集团公司拥有装机容量为 11 万千瓦, 占 0.7% 专栏 : 目前我国抽水蓄能电站的主要经营模式 一是国家核定租赁费模式 国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则, 核定抽水蓄能电站的年租赁费 租赁费一般由电网企业承担 50%, 发电企业和用户各承担 25% 河北张河湾 山西西龙池 山东泰山和广东惠州等大多数抽水蓄能电站采取了国家核定租赁费的经营模式 二是国家核定上网电价模式 国务院价格主管部门核定抽水蓄能电站的上网电价, 由电网公司统一支付其成本 利润并负责还本付息, 电站仅负责按调度要求运行 如北京十三陵 东北白山等抽水蓄能电站均采取了国家核定上网电价的经营模式 三是租赁经营模式 根据抽水蓄能电站在电网中发挥的作用, 由电网公司和发电企业联合租赁, 租赁费由抽水蓄能电站和电网公司 发电企业协商确定 如广州抽水蓄能电站运行方式即采用租赁经营方式, 一期容量 120 万千瓦的 50% 由广东电网公司与中国广东核电集团公司联合租赁, 一期另外 50% 容量使用权出售给香港抽水蓄能发展有限公司 ; 二期全部容量 (120 万千瓦 ) 由广东电网公司租赁 四是两部制电价模式 是按照电厂的可用容量及上网的发电量分别计付电费的电价制度, 包括容量电价和电量电价 其中容量电价用来回收抽水蓄能电站的固定成本 投资回报及税金, 电量电价用来回收抽水成本 华东区域天荒坪抽水蓄能电站即采用了两部制电价模式, 其容量电价为 470 元 / 千瓦 年, 电量电价 元 / 千千瓦时, 抽水电价 404 元 / 千千瓦时 五是电网全资建设 经营模式 国家发改委于 2004 年印发 关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知 ( 发改能源 [2004]71 号 ), 明确了抽水蓄能电站主要由电网经营企业进行建设和管理 2006 年 7 月再次下发 关于桐柏 泰安抽水蓄能电站电价问题的通知 ( 发改价格 [2007]1517 号 ), 进一步明确了抽水蓄能电站有关建设运营管理等方面的精神, 主要是 71 号文下发后审批的抽水蓄能电站由电网企业全资建设, 不再核定电价, 其成本纳入当地电网运行费用统一核定,71 号文下发前审批但未定价的抽水蓄能电站, 作为遗留问题由电网企业租赁经营, 租赁费由国务院主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定 ( 二 ) 供热电厂电能交易情况 近年来全国供热类机组发展迅猛, 截至 2009 年底, 装机

22 9059 万千瓦, 占全国直调总容量的 12.4% 供热机组主要分为背压式和抽凝式两种 根据热用户要求的蒸汽参数将做过功的蒸汽全部送往热用户, 称为背压式机组, 其热能利用率高, 但是发电负荷受热负荷限制较大, 运行方式不灵活 ; 从汽轮机中间某级抽出一定压力和温度的蒸汽供给热用户, 其余蒸汽最终凝结成水, 这种机组称为抽凝式机组, 其热能利用率较背压机组低, 但发电负荷受热负荷限制小, 运行方式相对灵活 供热机组的电量计划按照 以热定电 原则安排, 即根据机组的热负荷多少和供热特性确定上网交易电量 2009 年, 全国直调热电厂上网电量合计超过 1640 亿千瓦时, 供热量超过 3.62 亿吉焦 专栏 : 关于发展热电联产的规定 ( 计基础 [2000]1268 号 ) 中对热电比 [27] 的规定 Ø 单机容量 5 万千瓦以下的热电机组, 其年平均热电比应大于 100%; Ø 于 50%; 单机容量 5 万千瓦至 20 万千瓦以下的热电机组, 其年平均热电比应大 Ø 单机容量 20 万千瓦及以上抽 凝气两用的热电机组, 其采暖期热电比应大于 50% ( 三 ) 自备电厂电能交易情况在电力供应紧张时期, 一些大型用电企业为了保证自身安全稳定用电, 建设了以自用为主的自备电厂 近年来, 随着用户终端电价的不断攀升, 一些用电企业为降低电费成本而积极建设自备电厂, 还有一些企业因供热 供汽需要或为了实现资源综合利用而建设自备电厂 自备电厂电量计划主要遵循 自发自用 的基本原则, 与主网交换电量主要用于事故支援和紧急备用

23 截至 2009 年底, 全国范围内直调自备电厂共计 101 家 [28], 发电量合计 亿千瓦时, 其中上网电量 亿千瓦时, 占其总发电量的 8.5%, 电网企业收取自备电厂系统备用费共计 亿元 ( 四 ) 可再生能源交易情况 可再生能源法 ( 中华人民共和国主席令第 33 号 ) 以及 电网企业全额收购可再生能源电量监管办法 ( 电监会令第 25 号 ) 等配套规章实施以来, 风电 生物质能等可再生能源发电建设步伐逐年加快, 风电装机容量 年连续两年实现翻番 电网企业在可再生能源发电接入工程建设 并网安全运行保障 电量优先调度 电价和附加政策执行 电费全额结算以及信息披露 合同 ( 协议 ) 签订等方面工作有较大提高, 促进了可再生能源产业的发展 专栏 : 可再生能源的全额收购得到有效保障 ( 一 ) 针对 2009 年来水偏枯, 南方电网各级调度机构通过灵活调整水电调度计划, 合理开展水火电协调调度, 积极实施梯级水电优化调度, 在保证电网安全稳定运行的前提下, 最大限度收购可再生能源电量, 全年直调水电发电量 1359 亿 kwh, 共吸纳富余水电 亿 kwh, 相当于节约标煤 107 万吨 全年未出现因调度原因弃水情况 ( 二 ) 广西电网克服区内外用电市场疲软的困难, 千方百计吸纳网内水电电量, 采取了水火电联合优化调度 增供促销 增加外送等有效措施, 全网基本实现 零 弃水调峰损失, 保证了水电的全额消纳 ( 三 ) 为寻求解决云南部分地区汛期富余水电的出路, 昆明电监办进行了积极研究, 多方征求意见, 并于 2009 年 8 月在云南省德宏州直调范围内启动了德宏州汛期富余水电撮合交易工作 撮合交易工作是以供需双方直接参与竞价交易为目标, 通过价格杠杆调节供需矛盾, 促进水能资源利用和经济发展 为稳步推进此项工作, 此次撮合交易仅在发电侧拿出小部分电量实施了竞价上网 参与撮合交易的 19 家发电企业顾大局 识大体, 为探寻汛期富余水电出路工作提供了积极支持 ( 四 ) 受电力消费需求增速出现较大幅度下降影响, 华中区域水电的消纳遇到很

24 大困难, 在几次大的降雨中, 区域内的水电厂出现了一定程度的弃水 针对这一情况, 华中电监局着手研究区域水电弃水电量应急交易机制, 在广泛听取地方政府 电力企业意见的基础上, 出台了 华中区域水电减弃增发应急交易暂行办法 ( 华中电监市场 [2010]61 号 ) 该办法出台以来, 华中区域六省 ( 市 ) 共消纳富余水电 25.6 亿千瓦时, 全网基本没有发生弃水损失电量, 水能得到了最大限度的利用 ( 五 ) 电网企业暂保留 拥有或新建电厂情况 [29] 按照 2002 年国务院发布的 电力体制改革方案 ( 国发 [2002]5 号 ), 厂网分开后电网企业可以拥有少数应急 调峰 电厂 在电网实际运行中, 该部分电厂在应急 调峰等方面确 实发挥了重要作用 其中水电厂采取以水定电 按需调用的原 则, 电网企业保留火电厂多执行地方政府制定的发电计划 另 外, 厂网分开后电网企业通过新建方式也拥有了部分发电资 产 专栏 : 目前电网企业暂时保留的调峰 调频电厂情况 Ø 国家电网公司下属各区域 省 ( 区 ) 电网保留的部分调峰 调频 应急水电厂共计 万千瓦, 其中东北区域 429 万千瓦, 华北区域 297 万千瓦, 西北区域 215 万千瓦, 华东区域 万千瓦, 华中区域 万千瓦 Ø 南方电网公司拥有天生桥二级水力发电有限公司 鲁布革水力发电厂 广州抽水蓄能电站 惠州抽水蓄能电站等总装机为 462 万千瓦的调峰 调频 应急水电厂 Ø 国家电网公司下属的国网能源开发有限公司拥有秦皇岛 上海闸北 天津大港 四川云潭 神头二厂 重庆发电厂 河南焦作电厂等总装机为 万千瓦的火力发电厂 专栏 : 目前电网企业拥有或新建电厂情况 Ø 国家电网公司所属的鲁能集团拥有河曲电厂 王曲电厂等总装机 722 万千瓦的火电厂 Ø 国家电网公司所属的国能生物发电集团有限公司拥有山东单县生物发电有限公司等生物质发电厂, 总装机容量 32.4 万千瓦 Ø 国家电网公司所属的国网新源控股有限公司拥有山西西龙池 河北张

25 河湾 山东泰山等总装机为 1140 万千瓦的抽水蓄能电站 第三节竞争性电能交易情况 一 电力用户与发电企业直接交易情况为加快推进大用户直接交易试点工作, 电力监管机构积极做好准备工作, 努力协调各方面利益, 直接交易试点工作取得了重要进展 专栏 : 电监会积极推动大用户直接交易试点工作 ( 一 ) 开展实地调研, 认真组织业务培训 华中 华北 南方 四川 福建等派出机构及时组织开展了对当地电力企业和部分大用户的培训 在电力监管机构的推动下, 华能 大唐 华电 国电和中电投集团公司等发电企业也组织开展了本集团内部的培训, 中铝集团公司组织了本集团下属企业的培训 ( 二 ) 主动协调各地形成上报方案 截至 2009 年底, 全国已有辽宁 山东 山西 甘肃 安徽 福建 湖北 贵州 江苏 浙江 四川 11 个省份正式上报了试点方案, 广西 重庆 陕西等多个省市已经或正在拟订初步方案 2009 年 11 月发改委已正式批复了福建和甘肃省直接交易试点输配电价 2009 年下半年, 电监会 发改委 能源局正式批复了辽 宁抚顺铝厂和安徽铜陵有色集团公司与发电企业开展的直接交 易试点方案 专栏 : 两个批复试点方案的主要内容 ( 一 )2009 年 10 月 12 日, 电监会 发改委 能源局正式印发了 关于辽宁抚顺铝厂与发电企业开展电力直接交易试点有关事项的批复 ( 发改价格 [2009]2550 号 ) 按照批复方案, 抚顺铝厂与华能伊敏电厂直接交易价格由双方协商确定, 输配电价标准为 : 东北电网公司输电价格 17 元 / 千千瓦时 ; 辽宁省电力公司基本电价执行现行销售电价表中的大工业基本电价标准, 电量电价为 100 元 / 千千瓦时 ( 含线损, 不含政府性基金 ) ( 二 )2009 年 12 月 25 日, 电监会 发改委 能源局对安徽省上报的开展电力直接交易试点和直接交易试点电网输配电价的请示文件进行了批复, 正式印发了 关于安徽省开展电力直接交易试点的通知 ( 电监市场 [2009]55 号 ) 一是同意铜陵有色与国投宣城发电公司开展直接交易试点 ; 二是直接交易试点的输配

26 电价标准为 : 基本电价执行大工业用电基本电价标准 ; 电量电价为 150 元 / 千千瓦时, 其中,110 千伏用户为 129 元 / 千千瓦时,220 千伏用户为 109 元 / 千千瓦时 ; 三是有关各方应按照直接交易的示范文本签订直接交易购售电合同和直接交易输配电服务合同, 并报政府和电力监管机构备案 二 跨省区 ( 含跨境 ) 电能交易情况 2009 年, 全国 5312 亿千瓦时的跨省 ( 区 ) 电能交易中, 具有一定市场化特征的交易电量已经达到了 亿千瓦时, 其中交易电价和交易电量均按照市场机制形成的电量有 亿千瓦时 情况 表 跨省 ( 区 ) 交易 [30] 中计划与市场交易的基本 计划形成的交易具有市场化 类别电量合计电量 国家指令性分配电量或审批核准的交易 地方政府主导交易 电网企业计划形成的交易 部 分 市 场 化 东北所有跨区跨省交易, 西北李家峡核价内送出交易 葛洲坝送华中四省和华东 四川送重庆交易和二滩送重庆交易, 川电东送, 三峡外送 皖电东送等 南方区域西电东送 华北南送华中, 安徽送出 [31]( 非皖电东送部分 ), 西北区域李家峡核价外的所有跨区跨省 华中除水电应急交易和国家指令性分配计划外的所有电量 华东除月度竞价 皖电东送 安徽送出外的交易 华北除特高压 点对网受入 蒙电东送外的所有电量 电价电量形成方式 国家或地方政府确定交易电价或交易电量 电网企业确定外送电价 电量 网网之间交易电量电价, 由国网下达计划确定或网网之间协商 电量通过组织电厂竞价 挂牌 统购包销等方式形成

27 特 征 交 易 的 交 易 市场化交 华东月度竞价, 华中水电应急交易, 云南水电送广东超西电东送计划部分 电网和电厂之间双边协商, 电网 电厂通过区域平台竞争或双边协商 易 ( 一 ) 各区域跨省 ( 区 ) 电能交易的主要特色各区域结合本地实情, 积极探索跨省 ( 区 ) 电能交易的市场化实现方式, 利用大区交易平台开展竞价交易 弃水电量交易等, 竞争方式灵活多样 各具特色 专栏 : 竞争性跨省 ( 区 ) 交易的主要特色 华东 : 华东电监局组织制订了 华东电力市场跨省集中竞价交易规则 ( 试行 ), 在区域平台上开展月度跨省集中竞价交易, 由发电企业和外省 ( 市 ) 电网公司直接参与双向竞价, 打破了省间壁垒的约束, 突破了以往发电企业只能通过本省电网企业独家代理向外省卖电的格局, 发电企业真正拥有了和购电省电网公司直接议价的权利, 增加了市场交易的透明度 基于公开透明的信息和规范的操作程序, 电力监管机构和所有市场主体都可以对华东跨省集中竞价交易进行监督, 实现从提交交易意愿 市场交易出清到交易结果执行的全过程监管 2009 年 6 月份, 华东跨省集中竞价交易正式启动, 发电企业和电网公司在区域平台上双向报价, 成交价格取购售中间价 南方 : 南方电监局研究制订了 南方区域跨省 ( 区 ) 水电临时交易方案 ( 试行 ), 利用区域电能交易平台, 采用 按月报价 按日报量 两步式竞价方式, 在丰水期开展水电区域竞争性跨省 ( 区 ) 交易 第一步由售电省区直调水电厂按月向所在省区电网公司登报交易电价, 按日申报交易电量 ; 第二步是在南方区域电力交易平台上, 购电方电网公司按日申报本省可购的交易电量 自 2009 年 8 月起, 由广东省电网公司通过区域平台购买西部省区的水电, 当年累计成交水电临时交易电量 0.71 亿千瓦时, 促进了汛期低谷时段南方区域各省 ( 区 ) 无法消纳的曲线外水电电能的利用

28 华中 :2009 年 5 月, 华中区域建立区域水电弃水电量应急交易机制,2010 年, 华中电监局组织修订并印发了 华中电网水电减弃增发应急交易办法 ( 华中电监市场 [2010]61 号 ), 努力搭建区域电力交易平台, 由水电企业和各省公司双边协商为主, 协商不成分摊 该交易机制有效保障了区域水电的全额收购 西北 : 西北电监局制订印发了 西北区域电力市场交易管理暂行办法 ( 西电监办 [2009]94 号 ), 对包括跨区跨省交易在内的市场交易的组织方式 实施程序 信息披露等工作进行规定 目前各电网企业组织的挂牌或竞价交易开展前, 必须经电力监管机构对交易的组织形式 费用收取等情况进行审查, 核准后方能实施, 极大促进了交易的规范 有序开展 2009 年, 西北跨区送华中的部分电量在区域平台以竞价方式开展, 按照发电企业中标价格进行结算, 电网企业收取固定的输电费, 中标价格扣除输电费后与华中电网公司购电价的价差以备用补偿方式全额返还给发电企业, 返还机制采用备用电量补偿机制, 备用电量为竞价电量的一至五倍, 具体倍数由工作人员随机抽取, 该规则在受端价格锁定的情况下有效提高了发电企业结算价格, 调动了发电企业参与跨区交易的积极性 东北 : 东北送华北电量过去一直沿用在全东北区域 20 万及以上机组中按容量比例进行分配的模式 2009 年底, 东北尝试利用区域平台实行东北送华北电量市场化, 东北电监局于 12 月 7 日印发 东北送华北电量交易暂行办法, 初期采用锁定华北电网公司购电价格, 东北区域内发电企业单边挂牌竞量的交易方式实现东北送华北电量市场化 华北 : 华北电监局制订印发了 京津唐电网委托外送电交易办法 ( 华北电监市场 [2010]3 号 ), 目前正研究制订 华北电网跨省电能交易规则, 以在更大范围内进一步优化资源配置 ( 二 ) 电力企业参与跨区跨省电能交易情况 除国家审批 ( 核准 ) 的跨区跨省送电发电企业外, 各省 ( 区 ) 发电企业参与跨区跨省电能交易情况如附表 6 所示, 各 省 ( 区 ) 电网企业参与跨区跨省电能交易情况如附表 7 所示 跨省跨区部分联络线输送功率, 实际平均输送容量 线路 利用率 实际输送电量等情况如下表所示 表 部分联络线输送功率情况表 单位 : 万千瓦时 亿千瓦时 线路名称 电压等级 线路回数 设计最大输送容量 实际最大输送容量 实际平均输送容量 实际输送电量

29 华北 - 华中特高压交流 1000kV 单回 /180[32] 华中 - 南方 河南 - 湖北断面四回联络线 内蒙 - 京津唐四回外送线路 京津唐 - 山东四回联络线 ± 500kV 500kV 500kV 500kV 双回 单回 四回 单回 四回 单回 四回 单回 陕西 - 甘肃断面西桃线 330kV 单回 部分联络线物理交换电量和合同交易电量存在较大差额, 如华中区域跨省联络线物理交换量 453 亿千瓦时, 但交易量达 到 528 亿千瓦时, 较物理量多出 14.3%; 华东区域跨省联络 线物理交换量 656 亿千瓦时, 交易量达 913 亿千瓦时, 较物理 量多出 39.2% 专栏 : 我国部分跨省 ( 区 ) 电能交易 [33] 的结算量与实际发生的物理量示意图 [34] 全国各大区电网间联络线潮流和大区间交易电量 各区域内省间联络线潮流和跨省交易电量如下列示意图所示 ( 图中数字单位 : 亿千瓦时,() 前数据为联络线物理潮流,() 中数据为交易电量 ) ( 三 ) 跨省 ( 区 ) 交易输电价格情况目前多数跨省 ( 区 ) 的输电价格未经国家核准 国家目前明确核定跨省 ( 区 ) 输电价格的主要是东北 - 华北联网工程 三峡输电工程 川电东送 阳城送出工程和神木送出工程以及南方区域 西电东送 通道等, 其他的是按照电网公司内部核

30 [35] 定价格或者由电网公司之间协商价格执行 专栏 : 部分跨省 ( 区 ) 交易实际执行的输电价格和输电网损 大部分省电网公司的送出输电价格和输电网损补偿由电网公司单方确定, 个别送出省收取的平均输电价格超过 100 元 / 千千瓦时, 个别送出省收取的输电网损补偿率超过 3% ( 一 ) 山西送湖北 江西 重庆交易中, 华北电网公司售国家电网公司收取输电价 3 元 / 千千瓦时, 国网公司售华中电网公司收取输电价及网损补偿 元 / 千千瓦时, 华中电网公司售湖北 江西 重庆公司收取输电价为 12 元 / 千千瓦时 最终从山西到湖北, 特高压的输电价格为 元 / 千千瓦时 ( 含容量输电价 30.4 元 / 千千瓦时 [36]) ( 二 ) 福建省电力公司送出输电价格 元 / 千千瓦时, 占本省外送电平均上网电价的 31.51% 黑龙江省电力公司与发电企业结算外送电量 亿千瓦时, 实际送出电量 亿千瓦时, 黑龙江省电力公司收取的输电网损补偿率为 3.8% ( 四 ) 跨省 ( 区 ) 电能交易取得的主要成效 一是缓解了局部地区时段性的缺电局面 电力调度交易机 构发挥联网作用, 在部分网省出现时段性 地区性缺电的情况 下, 通过月度竞价交易 调度台临时交易和紧急支援等灵活多 样的交易方式, 缓解了相关地区的电力紧张状况 专栏 : 部分跨省 ( 区 ) 电能交易缓解了局部地区时段性缺电的局面 Ø 华东月度余缺竞价交易电量 17.3 亿千瓦时, 缓解了华东地区时段性 地区性缺电局面 ; Ø 河北南部在农业灌溉期间出现时段性缺电, 京津唐电网通过跨省交易, 向河北送电 7.49 亿千瓦时, 保障了农业生产用电需求 ; Ø 华中区域调度台达成交易 8.8 亿千瓦时, 保证了迎峰度夏期间华中区域没有拉闸限电 Ø 西北电网通过跨省交易向青海送电 2.63 亿千瓦时, 满足了黄河凌汛期青海电网的用电需求 二是促进了可再生能源的充分利用 我国地域广阔, 一次

31 资源分布不平衡, 可再生能源丰富的省份, 如四川 云南 青海 甘肃 内蒙古等省, 在来水 来风集中时期, 完全依靠省内市场难以消纳富余电能, 但通过跨区跨省交易, 这些资源得到了充分利用, 为国家节约了大量的煤炭资源, 取得了较好的社会经济效益 三是培育了市场主体的竞争意识 近几年来, 跨区跨省交易电量比例不断增多, 参与竞争的主体数量和电量份额不断增加, 市场机制逐步发挥作用 目前, 全国大部分区域都开展了竞争性外送电交易工作, 通过挂牌 撮合等交易形式, 促使市场主体积极关注市场, 开展市场交易研究, 培养了市场主体特别是发电企业的市场竞争意识, 有利于进一步推进电力市场建设工作 专栏 : 华东区域跨省竞价交易日趋活跃, 市场主体踊跃参与 2009 年, 华东跨省集中竞价交易共连续开展 7 次, 成交电量 17.3 亿千瓦时, 华东 上海 江苏 浙江 4 个电网公司先后提出了购电申请,157 家次发电企业提交了售电意愿 市场竞价过程公开透明, 市场交易信息披露明确详细, 成交价格完全由市场博弈形成, 在 到 元 / 千瓦时之间, 真实客观地反映了供求关系和煤炭资源价格的影响 发电企业市场主体在竞价过程中充分发掘自身优势, 逐步加强对电网运行方式的理解, 拟定报价策略的水平不断提高 三 发电权交易情况 目前发电权交易的主要交易机制有市场交易和政府部门指 定交易两种, 分别占 65% 和 35%( 各省发电权交易机制情况 见图 2-3-1) 交易品种包括计划内关停小火电机组电量替 代 提前关停小火电机组电量替代 企业自备电厂电量替代 集团内部电量替代 水火电电量置换等 交易方式主要有电厂 间自由协商 交易平台 ( 区域或省内 ) 上的集中竞价交易两 种 图 各省市发电权交易机制情况

32 自电监会印发 发电权交易监管暂行办法 ( 电监市场 [2008]15 号 ) 以来, 各电力监管派出机构加强监管, 单独或会同各地方政府部门制定了发电权交易具体实施办法和操作细则, 积极探索发电权交易方式, 推进了区域和省级发电权交易市场建设 专栏 : 监管机构加强发电权交易监管 ( 一 ) 西北电监局印发了 西北区域发电权交易监管实施细则 ( 暂行 ), 对发电权交易开展的原则 方式 结算 网损收取进行了规定 2009 年, 电力监管机构批准了陕西 甘肃 青海的网损补偿率收取标准 其中,2009 年陕西发电权交易网损补偿率为 3.1%, 相比 2008 年的发电权交易网损补偿率 5% 有较大下降,2010 年按电力监管机构要求, 网损补偿率按照 1.45% 的标准执行 ( 二 ) 华东电监局印发了 华东区域发电权交易监管实施细则 ( 暂行 ), 积极推进发电权交易市场化建设 目前, 华东区域除福建以外, 江苏 浙江 安徽 上海的小火电发电权交易基本采用发电厂之间协商 电厂内部替代和平台竞价方式由市场交易形成, 通过市场方式达成的发电权交易转让率都为 100%, 电量指标在转让中没有减少 如江苏发电厂之间协商的替代上网电量为 264 亿千瓦时, 替代电价 元 / 千千瓦时, 被替代上网电量为 264 亿千瓦时, 被替代电价 元 / 千千瓦时, 市场交易取得显著成效 ( 三 ) 南方电监局也结合区域实际组织起草了 南方五省 ( 区 ) 发电权交易指导意见, 并完成了征求意见 近年来, 大部分电力企业能够按照政府有关部门和电力监 管机构的要求, 认真贯彻国家节能减排政策, 积极配合推进发 电权交易, 不断扩大发电权交易范围和规模, 探索发电权交易 的市场化机制 ( 各省发电权交易电量情况见图 2-3-2) 发电 权交易在促进小火电顺利关停 稳定关停企业职工生活的同 时, 取得显著的节能环保效益, 探索出了一条优化电力调度方 式 促进节能降耗的市场化路径, 受到了电力企业和社会的广 泛肯定

33 专栏 : 各省电网企业积极配合推进发电权交易 ( 一 ) 江苏省电力公司认真落实以高效机组替代高耗能机组发电工作, 完成交易电量 264 亿千瓦时,60 万及以上机组完成交易电量占 57%, 充分发挥了大机组的高效 节能优势 ( 二 ) 山东和河北电力公司积极开拓发电权交易空间, 交易电量均超过 100 亿千瓦时 ( 三 ) 贵州和云南电网公司利用南方电网大平台, 合理利用西电东送通道空间, 进行水火电量置换交易, 丰水期保证云南水电外送 枯水期保证贵州火电外送, 完成发电权交易电量 5.5 亿千瓦时 四 辅助服务补偿交易情况 辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行, 保证电能 质量, 除正常电能生产 输送 使用外, 由并网发电厂提供的 服务, 包括 : 一次调频 自动发电控制 调峰 无功调节 旋 转备用 黑启动等 辅助服务补偿交易是辅助服务市场的初级 阶段, 电力监管机构负责组织实施, 电力调度机构负责统计数 据, 电网公司协助结算补偿费用 专栏 : 辅助服务补偿交易原则和主要特点 ( 一 ) 遵循原则 : 并入省级以上电网的发电企业, 均遵循 区域统一规则 按调度管辖范围补偿 分省平衡 随上网电费一同结算 的基本原则参与辅助服务补偿 ( 二 ) 主要特点 : 一是在不改变现行电价体制 电价标准和辅助服务调用机制的前提下, 实现辅助服务提供的公平, 调动发电企业提供辅助服务的积极性 辅助服务补偿资金, 来源于发电企业 使用于发电企业, 不推动销售电价上涨, 同时电网企业不参与考核与补偿, 没有利益关系 对于辅助服务的调用仍然维持原来的 按需调用体制, 不需要对电力系统现行的运行方式进行改变 二是辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务 基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行, 保证电能质量, 发电机组必须提供的辅助服务, 包括一次调频 基本调峰 基本无功调节等, 基本辅助服务不进行补偿 有偿辅助服务包括 AGC 有偿调峰 AVC 黑启动 无功 旋转备用

34 三是辅助服务补偿采用 以支定收 方式 事先确定补偿标准, 根据发电厂实际提供的辅助服务贡献量计算所需的总费用, 所有电厂按各自上网电费的比重分摊所需总费用 各区域电监局会同省电监办在完成辅助服务管理实施细则 的制订 宣贯工作基础上, 大部分已组织开展试运行或模拟运 行, 正逐步建立起区域统一的辅助服务管理机制 其中南方电 监局已尝试将跨省 ( 区 ) 电能交易与跨省 ( 区 ) 辅助服务补偿 交易相结合, 并初步解决了 西电东送 当中辅助服务的补偿 交易问题 专栏 : 各区域辅助服务的实施情况 [37] ( 一 ) 南方区域开发了全区统一的辅助服务市场支持系统, 在全国率先将辅助服务放在了区域统一平台上进行补偿 按照国际上成功电力市场的惯例, 将区外售电的电网公司视作本省内一个无辅助服务能力的电源参与费用分摊, 将跨省 ( 区 ) 电能交易分为电量交易和辅助服务交易两个部分, 为解决三峡 黄河的水电参与跨省区补偿分摊做了有益尝试 ( 二 ) 西北电网及陕西 甘肃 宁夏 青海 新疆电网于 2009 年 3 月 31 日在全国率先启动试运行工作,7 月进行第一阶段总结, 并进一步修订细则 完善技术支持系统功能, 已完成对试运行阶段西北电网公司技术支持系统的评估和验收 目前正在进一步完善各项工作, 西北电监局正组织开展 黄河上游水电厂参加西北区域辅助服务专题研究, 为下一阶段开展跨省辅助服务补偿做好准备 ( 三 ) 华北区域于 2009 年元月在全国率先启动了京津唐电网 两个细则 模拟运行,5 月 1 日起进入试运行阶段, 华北电网公司根据监管机构的批复每月与发电企业进行考核和补偿的费用结算 根据实施情况, 华北电监局召集电力企业对实施细则进行了两次修订完善工作 2009 年 5-12 月, 京津唐电网的辅助服务补偿资金为 万元, 占当期电费的 1% 左右 河北南网已经进入模拟运行阶段 ; 山东电网技术支持系统仍处在建设阶段 ; 山西 内蒙电网技术支持系统建设还未启动 ( 四 ) 东北区域的东北电网及辽宁 吉林 黑龙江省 2009 年均已完成技术支持系统的建设, 目前全部处在试运行阶段 下一步, 东北电监局将根据试运行经验, 修订完善细则后转入下一阶段试运行 ( 五 ) 华东区域的华东电网及上海 安徽 江苏 浙江省 2009 年均已经完成技术支持系统建设,2010 年初进入试运行 福建省技术支持系统建设相对滞后, 仍处

35 在建设阶段 ( 六 ) 华中区域的华中电网 湖南 湖北电网于 2009 年 12 月 31 日开始模拟运行 ; 四川电网于 2009 年 11 月 30 日开始模拟运行 ; 重庆电网于 2009 年 12 月 31 日进入试运行 江西 河南省技术支持系统建设相对滞后, 仍处在建设阶段 实施辅助服务补偿以来, 发电企业进一步健全实施组织机 构 建立内部规章, 服从调度指令 ; 调度机构科学调用辅助服 务, 详细统计数据并定期向电力监管机构报送 ; 电网公司按照 电力监管机构的批复结果对补偿费用及时结算, 辅助服务补偿 实施细则实施顺利 第四节厂网秩序情况 一 合同签订 备案以及合同支付情况 为加强电能交易监管, 保障电力企业和电力用户的合法权 益, 应在平等 自愿协商的基础上, 参照电监会和国家工商总 局发布的合同示范文本签订电能交易合同, 并向所在地电力监 管机构备案 电力企业普遍较为重视购售电行为的规范性与合法性, 绝 大部分电能交易都签订了合同, 主要包括网厂年度基数合同 网网跨省 ( 区 ) 合同 厂网跨省 ( 区 ) 合同 发电权交易合 同 直接交易合同等五种类型的购售电合同 全国共签订购售 电合同 ( 含竞争性和非竞争性 )3938 份, 备案 3938 份, 备案 率 100% 青海电力公司合同 ( 协议 ) 签订规范, 主要内容严 格参照范本, 备案及时 专栏 : 全国电能合同 ( 协议 ) 签订备案情况 全国电力企业共签订电能交易合同 3938, 备案 3938 份 具体为 : 电网企业与发电企业签订的购售电合同 1690 份, 其中年度基数合同 1639 份 优惠电合同 51 份 ; 电力用户与发电企业签订直接交易合同 441 份 ( 其中 440 份为直购电名义的优惠电, 采用委托电网企业结算方式, 合同中用户与发电企业非一一对应关系, 由电网企业组织实现 ); 电网企业之间签订的跨省 ( 区 ) 电能交易合同 518 份 ;

36 电网企业与发电企业签订的跨省 ( 区 ) 电能交易合同 926 份 ; 发电企业之间签订的发电权交易合同 363 份 国家电网公司共应签订 6 份基数购售电合同, 实际签订 6 份, 备案 6 份 分区域看, 东北区域年度基数合同应签订 162 份, 实签 161 份, 签订率 99%, 备案率 100%; 华北区域 [38] 年度基数合同应签订 270 份, 实签 226 份, 签订率 84%, 备案率 100%; 华东区域年度基数合同应签订 240 份, 实签订 240 份, 签订率 100%, 备案率 100%; 西北区域年度基数合同应签订 399 份, 实签 398 份, 签订率 99%, 备案率 100%; 华中区域年度基数合同应签订 356 份, 实签 356 份, 签订率 100%, 备案率 100%; 南方区域年度基数合同应签订 263 份, 实签 262 份, 签订率 99%, 备案率 100% 全国新 ( 改 ) 签的 并网调度协议 有 744 份, 备案 744 份 分区域看, 东北区域新 ( 改 ) 签 96 份, 备案 96 份 ; 华北区域新 ( 改 ) 签 144 份, 备案 144 份 ; 华东区域新 ( 改 ) 签 81 份, 备案 81 份 ; 西北区域新 ( 改 ) 签 131 份, 备案 131 份 ; 华中区域新 ( 改 ) 签 378 份, 备案 378 份 ; 南方区域新 ( 改 ) 签 208 份, 备案 208 份 合同支付是电力市场主体交易行为的重要内容 加强合同 支付行为的监管, 有利于保护合同各方的合法权益 网厂双方 应按照 电力监管条例 ( 国务院令第 432 号 ) 和电监会关于 合同支付的有关规定, 遵循依法 诚信 公平 公正的原则确 定合同中的支付条款, 并进行合同费用支付 2009 年, 受国际金融危机等因素影响, 发电企业和电网 企业不同程度的出现了经营困难 资金紧张情况 绝大部分电 网企业能够克服自身经营压力, 依照有关规定和 购售电合 同 中约定的合同支付条款, 及时 足额向发电企业支付合同 费用 全国 35 家省级及以上电网企业应支付合同费用 万亿元, 实际支付 万亿元, 全国合同支付率 99.98%, 较上年有较大幅度的提高 合同支付率达到 100% 的电网企业 有 31 家, 较去年增加 6 家 ( 详见附表 2), 但承兑汇票占合 同费用比例仍然较大, 个别地区电网企业在发电企业之间以现 金支付合同费用的比例非常不均衡

37 专栏 : 厂网合同支付逐步规范 东北电网公司 辽宁省电力公司 08 年购售电合同中 按电费实收比例支付发电企业上网电费 条款已在 09 年合同中删除 华北 华中 华东 东北等区域电网企业 09 年合同支付率均达 100%, 合同支付情况整体较好 山东 江苏 广东等 14 家电网企业实现当年全额现金支付发电企业合同费用 湖南 青海通过努力, 承兑汇票支付合同费用比例逐年下降 湖南省电力公司 年承兑汇票的支付比例分别为 48.74% 48.14% 27.26% 26% 青海省电力公司 年承兑汇票的支付比例分别为 65.99% 51% 36.58% 二 调度交易信息公开情况 各省 ( 区 ) 电力调度交易机构按照电力监管机构的有关要 求, 通过信息发布会 简报 报刊 广播 电视 公告等多种 途径披露信息, 公开的信息内容逐渐丰富 范围逐步扩大 方 式更加多样, 厂网联席会议 网站 信息发布会已成为电力调 度交易信息公开的主要方式 电力企业信息披露次数共计 次 其中, 事前信息公开 1208 次, 占 10.6%, 事后信息 公开 7647 次, 占 66.8%, 事前事后都公开有 2574 次, 占 22.5%, 其他有 11 次, 占 0.1% 采用交易大屏幕准实时发布 相关信息的电网企业有 30 家, 发布内容涉及发供电情况 调 度安排 水情预测 发用电负荷预计 月度电量计划 设备检 修计划 月度发电计划安排 考核补偿情况等 各省级以上电网企业普遍重视电力交易与市场秩序报告工 作, 能够克服数据量大 报表覆盖范围较广的困难, 按照要求 及时报送, 部分电网公司报送质量较高 专栏 : 安徽 江西省电力公司重视电力交易与市场秩序数据报送工作 2009 年, 安徽 江西省电力公司重视电力交易与市场秩序数据报送工作, 交易

38 机构设置专人专岗负责该项工作, 做到数据准确 报送及时, 年度报告数据格式准确清晰, 能够一次读入电力交易与市场秩序数据统计分析系统 三 并网运行管理情况 发电厂并网运行管理规定 ( 电监市场 [2006]42 号 ) 保障电力系统安全 优质 经济运行, 促进厂网协调, 维护电 力企业合法权益 发电厂并网运行管理考核资金来源于发电企 业 使用于发电企业, 定期做到考核资金清零 截至 2009 年底, 除山西 内蒙 山东 福建 江西 河 南省 ( 区 ) 以外, 全国省级以上电网均已基本完成技术支持系 统建设 大部分省区已按照电力监管机构的并网运行管理考核 办法 [39] 执行, 个别省区暂按地方政府或电网企业的文件执 行 各电网公司年终基本做到考核资金清零 ( 详见附表 5) 并网运行管理考核实施细则试运行工作取得较好成效, 并 网发电机组和电网运行水平明显提高, 促进了电力系统的安全 稳定运行 专栏 : 京津唐电网实施并网考核后效果显著 ( 一 ) 电厂运行水平得到提高 一是机组一次调频性能显著提高, 根据频率扰动分析结果, 直调机组一次调频正确动作率由 94.6% 提高至 97.8%, 一次调频合格率 ( 速度变动率不超过 5%) 由 44.6% 提高至 83.9% 二是机组跟踪发电计划意识增加, 并网考核实施后, 机组发电控制偏差多数时间保持在 1% 以内, 只有在升降负荷时部分机组发电控制偏差超出 2%, 机组跟踪发电计划水平有效提高 ( 二 ) 电能质量得到保证 一是电厂投入 AGC 积极性增加,AGC 性能大幅度提高, 与实施前相比, 投入 AGC 的机组性能指标平均响应时间由 1 分钟达到 30 秒 平均调节精度为容量的 1% 降到 0.8% 平均调节速率为 1% 提高到 1.14%, 一些电厂的以上指标还在逐渐提高 二是 AVC 调节性能提高 实施前, 全网 AVC 调节合格率平均值仅为 71%, 所有电厂均受到考核, 但在试运行后 AVC 调节合格率平均值达到 99.16%, 目前没有电厂受到考核 ( 三 ) 电力平衡得以保证 电厂在预见到可能会发生出力受阻时, 主动提前申报减出力申请, 以避免未申报型调峰考核, 便于调度人员及时了解机组发电能力,

39 促进了电力平衡 ( 四 ) 电厂信息安全防护体系得到加强 在模拟运行期间,19 个电厂未安装二次安全防护设备, 在试运行的 5 月份仅余 2 个厂未安装二次安全防护设备, 目前所有电厂均安装二次安全防护设备 四 新建机组并网及进入商业运营情况 为规范新建发电机组进入商业运营管理, 维护电网企业和 发电企业的合法权益, 促进电网和并网发电机组安全稳定运 行, 电监会 2007 年制订了 新建发电机组进入商业运营管理 办法 ( 试行 ) [40]( 办市场 [2007]40 号 ) 新建发电机组 进入商业运营的相关工作应坚持公平 公正 高效的原则 电 力监管机构对新建发电机组进入商业运营工作实施监管 专栏 : 商业运营管理办法 规定的新建发电机组进入商业运营的程序 ( 一 ) 发电企业应根据新建机组的建设情况, 在计划进入商业运营前向政府有关部门申请次年调控电量, 同时向相关电网企业通报建设进度安排, 由政府有关部门及相关电网企业根据综合平衡情况予以安排 ( 二 ) 新建发电机组应在进入调试运行期前 3 个工作日向相关电网企业提出调试运行申请, 电网企业自接到发电企业调试运行申请之日起 3 个工作日内安排调试工作 ( 三 ) 新建发电机组满足进入商业运营的各项条件后, 发电企业应当向电网企业提出转入商业运营的申请 电网企业自收到发电企业提出的新建发电机组进入商业运营申请之日起 3 个工作日内核实情况并予回复 专栏 : 新建机组调试差额资金分配原则 由于新建机组在调试期间运行不稳定, 额外增加了系统的旋转备用, 因而新建发电机组调试电量上网电价与其商业运营电价差额形成的资金, 应主要用于补偿为新建机组调试运行提供服务 ( 主要指备用服务 ) 的电力企业 资金使用方案由所在电网企业商发电企业提出, 报相应电力监管机构和当地政府有关部门备案 2009 年, 全国新建省级以上调度直调发电机组 370 台, 新建总容量 8621 万千瓦, 其中已进入商业运营 276 台, 全国 新建机组调试期电量差额资金 14.9 亿元 在新建机组首次并 网及进入商业运营过程中, 绝大多数电网企业能够按照国家有

40 关规定, 根据发电企业提出的并网申请, 安排新建机组调试运行, 及时签订 并网调度协议 和 购售电合同, 对于经核实已满足进入商业运营条件的新建发电机组, 按照规定及时办理新建机组转商业运营手续, 并按商业运营的起始时间追溯支付上网电费 部分电网企业积极与发电企业协商, 按照有关要求对 2009 年 9 月前形成的新建机组调试运行期差额资金制订了分配使用方案, 报监管机构备案后实施 ( 详见附表 3) 专栏 : 四川 云南及时分配新建机组调试期差额资金 ( 一 ) 四川省电力公司根据成都电监办下达的 四川省 2008 年新投运机组商运电价与试运行电价差额资金使用方案 ( 成电监 [2009]14 号 ) 的有关规定, 按照四川省电力公司和具有 AGC 功能发电机组各占差额资金 50% 原则, 对差额资金进行了分配 四川发电企业认为差额资金分配过程比较公平, 分配比例比较合理 ; ( 二 ) 云南电网公司根据南方电监局和昆明电监办的要求, 制订了 云南统调电网新投机组 2007 年 7 月 年 11 月调试期电价差额资金分配方案 ( 昆电监价财 [2009]209 号 ), 根据国家差额资金主要用于补偿为新建机组调试运行提供服务的发电企业和电网企业的精神, 云南电网公司与发电企业达成一致意见, 按照网厂 6:4 的比例对差额资金进行了分配 云南发电企业认为协商过程体现了平等原则, 差额资金分配比例比较合理 则 第三部分存在的问题 第一节非竞争性电能交易存在的问题 一 基数电量交易中存在的问题 ( 一 ) 个别省份制订的年度基数电量计划违反 三公 原 个别省份在制定年度基数电量计划时未公平对待省内发电 企业, 没有遵循 公开 公平 公正 的基本原则, 相同容量 等级的同类型机组发电利用小时相差过大, 年度基数电量计划 存在不合理情况

41 专栏 : 陕西省基数电量计划制定违反 三公 原则 陕西省在安排年度电量计划时对新旧机组差别过大, 当年投产新机无基数电量计划, 上一年度投产次新机低于同类机组发电计划 1000 小时 使部分高效机组利用小时远远低于能耗高机组, 如 2008 年投产的大唐韩城二厂 华电蒲城三期大容量 高效 环保 60 万机组的 2009 年度计划利用小时数为分别为 2800 小时 2200 小时, 低于其他电厂的 3350 小时 ( 二 ) 部分调度交易机构安排发电计划科学性和公平性不 够, 部分地区基数电量合同完成率低于 100% 部分电网内的常规燃煤机组基数电量计划完成进度不均 衡, 完成率均方差较大 如内蒙等地直调常规燃煤发电企业年 度基数电量计划完成率均方差超过 20%, 发电企业年度计划电 量完成进度不均衡, 实际发电量完成较年初计划变化较大 蒙 西电网内 30 家常规燃煤电厂中 18 家发电企业年度计划电量完 成率超过平均值 ±3%, 占比 60% 基数电量由于价格较高 年度流动平衡等因素往往成为月 度结算中最后进行电量结算的种类, 造成保证发电企业基本利 益的基数电量合同较难完成 专栏 : 部分地区低价电合同优于基数合同完成 河南省年度预测计划电量常年大于实际上网电量, 由于外送电量 优惠电量均优先于基数电量进行电量结算, 造成河南省发电企业基数上网电量合同完成率低于 100%, 为 85%; 内蒙古 甘肃年度基数计划电量完成率也都低于 100%, 分别为 96.04% 98.38% 而以上三省基数外上网电量合同完成率都达到 100% ( 三 ) 部分省份制订基数电量计划科学性不够 一是大小机组差距未真正拉开, 仅向大机组象征性倾斜, 不能体现国家节能减排政策要求 ; 二是同类型同容量常规纯凝 燃煤机组之间发电利用小时数不均衡, 甚至相差较大 ; 三是自 备电厂未严格按照 自发自用 原则制订计划, 或未标明下达

42 的发电量计划是自用还是上网 ; 四是热电联产机组未严格按照 以热定电 原则制订计划, 在制订计划时未对供热合同进行校对 二 非竞争性发电企业电能交易中存在的问题 ( 一 ) 个别电网公司在抽蓄电站的抽水电量招标采购中获取额外收益或招标工作不规范, 影响发电企业间的公平 ; 部分抽水蓄能电站利用率较低, 存在设备闲置的情况 专栏 : 抽水电量招标采购相关工作不规范 ( 一 ) 根据国家规定, 目前采取 国家核定租赁费模式 经营的抽水蓄能电站年租赁费一般由电网企业承担 50%, 发电企业和用户各承担 25% 但部分电网公司向发电企业多收取抽水蓄能电站租赁费 ( 二 )2009 年山西省调发电企业共认购西龙池电站容量电费 万元 根据 山西电网发电企业招标认购西龙池抽水蓄能电站容量电费暂行方案 ( 晋电交易 [2009]1280 号 ), 山西电网公司实际应收取 万元, 差额部分 万元应按照发电企业中标序位予以核减 因此, 神一 兴能 神二 塔山 大唐运城电厂的全部或部分认购费得以核减, 但认购电量并未相应核减, 而是由山西电网公司安排在年度电量计划中, 造成其他发电企业应得基数电量空间缩减, 应得合理利益减少 专栏 : 部分抽水蓄能电站利用率较低 在已经转入商业运营的抽水蓄能电站中, 执行 国家核定租赁费模式 的部分抽水蓄能电站年利用小时数较低, 大多在 小时左右, 最低的仅 28 小时, 其主要作用体现在迎峰度夏 特殊时期保电和紧急备用上 而采用 租赁经营模式 模式的广州抽水蓄能电站的年利用小时数则达到了 1538 小时, 采用 两部制电价模式 的华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司的年利用小时数也达到了 1013 小时, 减少了燃煤机组的辅助服务, 抽蓄电站的作用得到发挥 ( 二 ) 供热机组经营不规范问题日益突出 一是个别发电企业在当地热负荷需求较小情况下仍然进行 纯凝机组供热改造或者开展热电项目 二是部分发电企业存在以供热名义增加基数电量发电计划 的行为, 实际热电比不符合国家 关于发展热电联产的规定 ( 计基础 [2000]1268 号 ) 中的要求

43 专栏 : 部分发电企业热电比不符合国家规定 ( 一 ) 国电集团宁夏大武口发电厂 2# 机组为 11 万千瓦供热机组,3-4# 机组为 10 万千瓦供热机组, 但这 3 台机组的年平均热电比分别为 38.88% 39.77% 和 37.28%, 远低于 50% 的要求 ( 二 ) 陕西省黄陵煤矸石热电厂 1-2# 机组为 1.5 万千瓦供热机组,3-4# 机组为 5 万千瓦供热机组, 但 4 台机组热电比均为 0, 全年都未供热 ( 三 ) 上海电力股份有限公司杨树浦发电厂 1-2# 机组为 11 万千瓦供热机组, 其年平均热电比分别为 15.01% 和 15.23%,22# 机组为 2.5 万千瓦供热机组, 其年均热电比为 9.89% ( 四 ) 贵州毕节热电厂 1-2# 机组为 15 万机组, 年平均热电比仅为 3.62% 和 8.61% ( 三 ) 可再生能源发展缺少统筹规划 部分地区可再生能源发展迅猛, 但由于缺乏系统规划和统 筹考虑, 造成可再生能源电站的发展与传统化石能源电厂的发 展不够协调, 可再生能源电站与配套电网建设不同步, 由此带 来一些问题 : 一是可再生能源的全额收购压力越来越大 局部电网在个 别时段受联络线送出能力 电网稳定水平 调峰能力 保供热 等因素限制, 出现较多的弃水 窝风情况, 造成可再生能源的 低效率运行 二是部分可再生能源由于自身特性和分布结构不合理给电 网调峰 调频带来了较大困难, 对电网辅助服务提出更高的要 求, 给电网的安全运行带来较大压力 三是可再生能源大量消耗其他发电企业提供的辅助服务, 而大部分可再生能源却未参加辅助服务补偿交易 专栏 : 内蒙古风电发展现状和问题

44 截至 2009 年底, 内蒙古电网直调装机容量 3329 万千瓦, 其中风电装机 万千瓦 ( 占 15.2%), 仅 2009 年新建风电机组容量就达到 200 万千瓦, 预计 2010 年底将达到 650 万千瓦 内蒙古风电发展存在以下问题 : 一是发展迅速, 并网送出问题突出 内蒙古地区规划为千万千瓦级的风电基地, 但是送出方式和消纳范围不明确, 风电机组数量众多, 且布局分散, 投产集中, 电网企业建设压力大, 按时接入电网的难度较大 二是由于风电运行不稳定等特性, 影响电网运行安全 内蒙风电出力在 10~260 万千瓦范围内波动, 造成电网平衡困难 另外, 风电场更多关注自身设备安全, 没有预测风功率系统, 对电网安全运行提出的管理要求不能及时满足 三是为保证冬季供热期间电网安全运行, 出现弃风现象 内蒙古电网冬季供热期间, 电网平均开机容量 2200 万千瓦, 最大发电负荷 1780 万千瓦, 最小发电负荷 1380 万千瓦, 而供热机组容量达 1200 万千瓦, 考虑供热机组 70% 的调峰能力 非供热机组 50% 的调峰能力及自备电厂机组不参与系统调峰的情况, 后夜低谷期间, 内蒙古电网火电机组与系统负荷勉强平衡, 因此, 风电机组被迫降出力运行或完全退出运行, 出现弃风现象 ( 四 ) 自备电厂存在违规问题 2009 年全年直调自备电厂上网电量 亿千瓦时, 平 均上网电价 元 / 千千瓦时, 低于全国平均上网电价 32 元 / 千千瓦时 由于各地政策执行不严, 目前部分自备电厂不 缴纳备容费和政府基金 部分工业企业建设大大超过自身供 热 供电需要的自备电厂, 致使上网电量比例过大, 违背自发 自用原则 专栏 : 部分自备电厂上网电量偏高或超出政府计划 ( 一 ) 山西省电力公司直调自备电厂上网电量偏高 : 1 山西大同热电有限公司装机容量为 10 万千瓦, 总发电量为 亿千瓦时, 上网电量为 亿千瓦时, 上网电量占总发电量的 72.2%, 上网电价 元 / 兆瓦时 2 阳煤集团兆丰电厂装机容量为 40.5 万千瓦, 上网电量 5.9 亿千瓦时, 占总发电量 (14.5 亿千瓦时 ) 的 47%, 上网电价 292 元 / 兆瓦时

45 ( 二 ) 辽宁省电力公司直调自备电厂上网电量超出政府计划 : 1 辽宁鞍钢第二发电厂政府下达上网计划 0.5 亿千瓦时, 实际上网电量 1.5 亿千瓦时, 比政府计划多出 1 亿千瓦时, 上网电价 330 元 / 千千瓦时 ; 2 辽宁鞍钢鲅鱼圈钢铁分公司第三发电厂无政府下达上网计划, 实际上网电量 0.2 亿千瓦时, 上网电价 330 元 / 千千瓦时 自备电厂暂不参加辅助服务补偿, 向电力公司缴纳容量备 用费 [41] 但是部分电网公司管理不规范, 以向自备电厂收容 量电费代替容量备用费 目前绝大部分辅助服务是由发电企业 提供, 该部分容量备用费尚未纳入辅助服务补偿交易资金来 源 专栏 : 个别地区直调自备电厂管理不规范 从 2009 年度各省级以上电网企业报送数据来看, 部分电力调度机构自备电厂管理不规范, 不掌握自备电厂的发电量 上网电量等基础性数据, 未按照自备电厂自发自用为主的原则组织自备电厂生产 ; 新疆 四川等省 ( 区 ) 的自备电厂既没有参加辅助服务补偿交易, 也未按照国家要求缴纳容量备用费 ; 黑龙江省七台河 鹤岗 鸡西 双鸭山矿务局自备电厂未按照国家要求缴纳容量备用费 ; 吉林省违反有关规定, 允许自备电厂用电量与上网电量进行互抵, 影响系统运行公平 部分自备电厂容量小 能耗高 污染重, 存在不符合国家 节能减排政策和盲目发展的问题 专栏 : 新疆自备电厂问题突出 截至 2009 年底, 新疆电网省调直调企业自备电厂容量为 万千瓦, 占直调系统总装机容量的 16.74%, 其设备利用小时数为 6767 小时, 比公用火电厂高 1690 小时, 其发电量占新疆省调直调发电量的比例为 24.9% 新疆电网内企业自备电厂容量为 万千瓦, 占新疆电网联网总装机容量的 20.37%

46 表 年新疆电网省调直调企业自备电厂运行情况 2009 年省调直调发电厂 新疆众和股份公司自备发电厂 中石油独山子石化公司热电厂 中石油独山子石化公司大项目 中石油乌鲁木齐石化公司热电厂 石河子经济开发区天业有限责任公司自备发电厂 面 装机容量 ( 兆瓦 ) 发电量 ( 万千瓦时 ) 利用小时数 ( 小时 ) 发电许可证 无 无 ( 新投产 ) 无 无 无 合计 新疆自备电厂管理问题严重, 主要表现为以下几个方 一是新疆电网内自备电厂呈现无序发展的态势 目前新 疆电网内自备电厂主要集中在石油天然气勘探开采 石油化 工 氯碱 ( 电石及 PVC) 电解铝 钢铁 煤化工等行业, 占自备电厂总装机容量的 87% 大企业大集团新上大项目同 步建设自备电厂规模 单机容量不断扩大, 出现了违反国家 核准程序违规建设自备电厂的现象 初步统计, 在建和拟建 的自备电厂规模达到 万千瓦, 企业自备电厂无序发展 的负面影响逐步显现 二是目前新疆电网内自备电厂多数机组容量小 能耗 高 且未安装脱硫装置, 除尘设备效率低, 对自然环境的危 害远远高于直调大机组, 大幅度增加了二氧化硫和粉尘的排

47 放量, 对环境产生极大危害, 挤占节能减排空间, 也不符合国家建设资源节约型 环境友好型社会的发展战略 第二节竞争性电能交易存在的问题一 跨省 ( 区 ) 电能交易 [42] 存在的问题 ( 一 ) 跨省 ( 区 ) 电能交易的市场化程度较低, 计划安排仍占主导地位目前, 我国电力联网工程建设加快, 跨省 ( 区 ) 电力联络线功率交换能力增强, 大型电源基地也相继建成投产, 跨省 ( 区 ) 电能交易总量在快速增加 国家先后出台一系列政策文件, 支持 鼓励和培育各地区开展以市场为导向, 以公开 透明和市场主体自愿为原则的跨省 ( 区 ) 电能交易, 加强市场配置资源的基础性作用, 促进电力资源优化配置 但根据统计分析,2008 年全国跨省 ( 区 ) 电能交易总量 4712 亿千瓦时中, 以国家审批 ( 核准 ) 方式计划安排的交易占 87.5%,2009 年全国跨省 ( 区 ) 交易电量 5312 亿千瓦时, 计划安排的交易占 82.7% 现行价格体制以计划方式安排交易电量难以准确与实际的电力供需情况相吻合, 计划交易价格也难以准确反映不同时段的电力价值和资源稀缺程度, 甚至会造成计划安排的电能流向与一次能源流向相反的配置失灵现象, 使市场在资源优化配置中的基础性作用受到制约 专栏 : 部分计划安排的跨省 ( 区 ) 电能交易不合理, 没有充分发挥市场配置资源的基础性作用 ( 一 ) 甘肃等省均为历史上青海水电 四省十方 分电政策涉及省, 其分得电量均记入本省销价核算, 但近年来由于供需形势的变化, 各省电力公司参与了西北电力外送华中 由于青海水电长期计划没有配套的灵活调整机制 ( 购电合同转让等 ), 甘肃等省在受入青海水电的同时还要组织省内火电外送, 实际上进行了潮

48 流互抵 ( 二 ) 按照三峡电能消纳分配方案,2009 年河南和安徽省两个火电输出大省分别从三峡购入电能 52 亿千瓦时和 26.5 亿千瓦时 ( 此为交易量 ), 当年, 河南和安徽省实际输出火电 69.1 亿千瓦时和 43.6 亿千瓦时 [43]( 此为实际物理量 [44]) 实质上以计划方式安排输送的三峡电能并未按照分配计划流入河南 安徽, 而是由两省进行了潮流互抵 ( 三 ) 通过电费结算单核对工作发现, 西北跨区送华中恒定功率 36 万千瓦交易中, 送华中全部为火电, 交易价格为年初电网企业间协商锁定 交易执行期间, 华中区域汛期水电通过应急交易避免弃水的同时, 西北区域的火电仍以恒定的发电出力方式向华中区域送电 ( 二 ) 跨省 ( 区 ) 交易长期合同缺乏配套的灵活调整机制 目前, 我国跨省 ( 区 ) 电能交易以计划方式安排为主, 主 要通过一年以上的长期合同实现, 部分长期合同还纳入了受电 省销售电价测算基数 由于实际电力供需情况与经济形势 燃 煤供应 来水情况等密切相关, 往往与计划制定时的情况出现 较大出入, 这就需要与长期交易合同相配套的灵活调整机制, 而计划体制下形成的长期交易合同缺乏能够适应市场环境变化 的调整机制, 合同中也往往未对合同双方在此情况下的责 权 利做出明确约束, 导致下面两种情况发生 : 一是供需情况 出现较大变化后, 合同双方仍在机械执行原有合同, 造成资源 流向不合理性, 形成资源浪费 二是为了适应供需情况变化, 采用不恰当的合同调整方式, 损害合同相关方的利益 例如, 部分电网企业将应在电网企业间进行调整的购电合同 ( 电网间 合同电量消减 ) 转移到发电侧, 通过受电省组织本省电力送出 ( 实际为本省消纳 ) 与受进电能互抵 ( 即短期交易与长期交易 互抵 ) 实现了长期合同的调整 ( 三 ) 部分跨省 ( 区 ) 交易行为不规范 跨省 ( 区 ) 电能交易存在以下几种不规范行为 : 一是原有 体制下内部计划等形式组织交易的现象仍然存在, 发电侧市场

49 主体的意愿反映不充分 二是存在利用对冲 接力交易变相降低发电企业上网电价的情况 三是发电企业直接参与跨省 ( 区 ) 交易的机制尚未形成, 仍由电网企业代理交易, 在个别交易中存在未充分反映发电企业的意愿和电力资源的价值的情况 四是在现有机制下, 存在个别交易按照合同交易量收取输电费和网损补偿费, 或重复收取输电费的现象 五是个别交易结算不及时, 个别电网外送电等低价电量交易完成率高于基数电量交易完成率 专栏 : 个别电网企业变相降低发电企业上网电价或重复收取输电费和网损补偿费 ( 一 )2009 年, 华北送华中 亿千瓦时, 华中新增送华东 30.1 亿千瓦时, 两笔交易时间部分重叠 ( 其中, 河南送出 6.56 亿千瓦时, 重庆送出 1.51 亿千瓦时, 华中电网受入价 367 元 / 千千瓦时, 而落华中电价 375 元 / 千千瓦时, 价格基本相当 ) 这两笔交易中, 华中从华北购入电能的同时又组织本地电能外送华东 从供需情况看, 华中基本不需要购电, 从中起到的是转售作用, 此举降低了华中火电企业上网电价, 同时重复收取输电费 合理交易方式应是将华北电能经华中电网直接转送华东 ( 二 )2009 年, 西北送华中合同电量 亿千瓦时, 途经河南转售湖北 湖南 江西省电量 亿千瓦时 该交易中, 月售河南电量 12.1 亿千瓦时, 同期, 河南省组织 39.5 亿千瓦时电量外送 该笔交易实质上是河南电力公司组织本省火电外送仅为 27.4 亿千瓦时, 另 12.1 亿千瓦时火电外送电量被河南省电力公司转内销纳, 属利用接力交易变相降低发电企业上网电价的典型行为 按河南省火电标杆电价测算, 这笔交易变相降低了发电企业上网电费 1.02 亿元 其中, 河南省电力公司多收输电费 0.11 亿元 ( 三 ) 对于联络线上存在反向物理潮流的情况, 省内组织的外送电不增加电网的负担, 不增加电网的运行成本, 反而有利于降低网损等运行成本, 因此, 这种没有物理量的外送不应收取省内输电费和网损补偿费 但部分电网企业仍借机按照合同交易量收取输电和网损补偿费 甘肃省电力公司对于互抵掉的物理潮流仍按交易量多收取部分网损补偿费 专栏 : 交易代理未能充分反映市场主体的意愿 ( 一 ) 部分电网公司通过调度台进行代理方式达成的临时交易中, 交易信息披露不充分, 事前未和发电企业协商确定交易价格, 采用事后招标等事后通知发电企业确认的方式安排成交电量和成交价格, 随意性较大, 而且成交价格与市场供需

50 情况无关, 高峰时期购入电量的价格还大大低于本地标杆电价 ( 二 ) 除福建省电网公司与发电企业在代理约定中有 高价送出利润厂网分成 条款, 使福建公司部分外送电能价格较高外, 大部分电网公司代理的外送交易, 不论长期短期 供需形势, 很多情况下按发电企业变动成本考虑降价外送 ( 三 ) 恩施州电力公司多年来一直在向周边重庆相关的地区电网馈售电力 由于恩施电网以水电为主, 受水情等因素的影响, 为保证其外售电力电量的持续稳定性, 需要通过湖北省电力公司 [45] 组织电能资源作为补充, 在湖北省火电企业实质上为恩施电网与其它地区电能交易提供了容量和电量备用的情况下, 由于湖北省火电企业不能自行代理交易, 使其获得价格低于湖北火电平均购电价 2009 年湖北省共采购送恩施电量 4.36 亿千瓦时, 价格 元 / 千千瓦时, 低于湖北火电平均购电价, 造成发电企业利益受损 专栏 : 个别外送电量结算不及时 从 年实际历史数据来看, 西北部分省区电力公司已将青海水电纳入本公司年度购电计划, 但是交易过程中以各种理由推脱不愿购电 青海水电为避免弃水, 接受跨省交易 先用电, 后议价 的不公平条件, 进而造成青海黄河水电等公司夏季丰水期电量虽跨省送出, 但合同签订滞后, 电费不能及时向其支付 造成该问题的根本原因是尚未建立科学合理的市场机制和电价机制 二 发电权交易存在的问题 ( 一 ) 部分地区发电权交易机制欠灵活, 交易品种单一, 交易规模偏小 部分省市组织的发电权交易机制不灵活, 交易频度低, 交 易不活跃, 一年或半年才交易一次, 许多发电企业担心电煤价 格波动较大给自己带来较大市场风险而报价不积极 难于撮合 成交 部分地区发电权交易品种单调, 仅局限于对关停小机组 的替代, 或只限于公司内部替代, 绝大部分地区发电权交易仅 局限在省内, 不能充分发挥 以大代小 水火置换 的效 果 如 2009 年内蒙古开展了发电权交易, 但是仅限于同一发 电公司内部替代交易 ( 二 ) 个别电网公司网损测算与收取不规范 大部分省电网公司在发电权交易中没有收取网损, 个别省 发电权交易网损测定无扎实细致的测算或无明确核定办法, 过

51 于简化处理 [46], 发电企业存在不同意见 ( 三 ) 个别发电权交易没有实现节能减排的初衷在实际交易过程中, 部分省份组织纯凝火电机组与煤矸石等综合利用电厂 热电厂 [47] 进行发电权交易 专栏 : 个别地区开展的发电权交易没有实现节能减排的初衷 ( 一 ) 陕西省蒲白矿务局煤矸石电厂将综合利用电厂的发电权与神华集团中电神木发电有限公司协商, 由神木替代蒲白 3000 万千瓦时的发电量 安徽省淮北长源煤矸石综合利用电厂与淮北国安电力开展发电权交易 1750 万千瓦时, 中石化安庆分公司自备电厂与安庆皖江发电有限责任公司开展发电权交易 6000 万千瓦时 ( 二 ) 蒙东地区 京津唐地区, 陕西 山西 内蒙古等省 ( 区 ) 均有热电机组将发电权出售给纯凝机组的情况, 其中京津唐地区有以纯凝机组替代热电联产自备机组 [48] 的行为 三 辅助服务补偿交易存在的问题 个别发电企业对辅助服务补偿交易的基本原则认识不到 位, 强调自身机组的技术制约, 不愿意参加辅助服务补偿交 易, 拒绝承担辅助服务义务, 希望维持 免费 使用其他机组 辅助服务的运行模式 专栏 : 吉林油电电厂未支付并网考核及辅助服务补偿费用 吉林油电电厂未支付并网考核及辅助服务补偿费用共计 115 万元, 违反 东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则 及 东北区域发电厂并网运行管理实施细则 ( 东电监市场 [2008]167 号 ) 目前, 大部分跨省 ( 区 ) 电能交易尚未将电能与辅助服务 分别交易, 区外来电特别是跨区水电基本不参加受电地区的辅 助服务, 造成受电区域发电企业, 特别是常规燃煤机组负荷率 下降, 稳定性下降, 部分电力企业为避免机组的频繁启停调峰 不得不降价外送, 以平衡送入电能带来的低谷调峰问题, 甚至

52 造成了潮流互抵 专栏 : 跨省 ( 区 ) 电能不参加辅助服务造成受电地区发电企业负担加重 个别电网企业运行困难增加 目前跨省 ( 区 ) 电能交易特别是跨省 ( 区 ) 水电交易, 在低谷段多不参加调峰, 水电汛期该问题较为突出, 造成受电地区调峰压力增大, 因而部分电网企业通常要求跨省 ( 区 ) 电价进行一定程度的下浮, 甚至在跨省 ( 区 ) 电能交易中设置了峰谷电价 ( 实质上综合电价低于无峰谷电价情况下的电价 )[49] 受电地区电网企业通过购入低价跨省 ( 区 ) 电能获得了一定的额外收益, 而提供了额外辅助服务的发电企业得不到补偿 尤其是上海等受入电能较多的受端电网, 当地机组同时为本地机组和外来电提供调峰调频服务, 但不能获得多承担辅助服务义务的经济补偿, 造成受电地区发电企业利益受损 第三节厂网秩序存在的问题 一 合同签订 备案以及合同支付中存在的问题 ( 一 ) 个别网厂间在交易执行过程中存在无合同交易的行 为, 使厂网双方的交易丧失了基础性的约束 专栏 : 个别购售电合同存在问题 ( 一 ) 由于内蒙古电力 ( 集团 ) 公司内部管理原因, 未能在年内完成购售电合同的签订, 属追签合同 ( 二 )2009 年山西省有 19 家省调发电企业中标西龙池电站抽水电量, 但该部分电量未签订购售电合同, 仅以电量确认单形式确认购售关系 ( 二 ) 部分合同未按范本要求将电量分解到月, 部分调度 机构未严格执行分解到月的合同电量计划 部分合同只是规定了年度计划电量的总数, 并未按照月度 进行细分, 造成发电企业无法准确判断月度发电量情况, 合理 安排生产计划, 无法保证足够的燃料库存, 煤价波动较大时加 大了发电企业的经营压力 部分调度机构未转变观念, 在电量 计划执行过程中不参照合同月度分解计划执行 由于目前部分

53 省 ( 区 ) 电力电量富余, 在月度发电量计划不确定或执行不严格的情况下, 发电企业对是否能够按照计划完成年度发电量普遍信心不足, 为了使合同完成进度提前, 发电企业宁愿降低负荷率也不愿停机 ( 三 ) 个别电网公司在与发电企业签订 购售电合同 中, 存在明显违反 两个范本 基本要求, 甚至存在显失公平的合同条款 天津 贵州电力公司支付合同费用过程中硬性约定承兑汇票支付比例, 且贵州电力公司实际结算中承兑汇票比例较合同约定平均高 2% ( 四 ) 合同支付仍存在一定问题 部分电网企业使用承兑汇票支付合同费用比例升高, 向发电企业转移财务成本 2009 年全国以承兑汇票方式支付合计 亿元, 占实际支付总数的 5.16%, 部分电网企业对不同发电企业使用承兑汇票支付的比例不公平 专栏 : 部分电网企业合同支付存在问题 ( 一 ) 部分电网企业将自用户侧收取的承兑汇票大部分用于支付购电费, 个别电网企业甚至在未进行任何协商的情况下将收取的全部承兑汇票支付给发电企业 ( 二 ) 贵州 2009 年向发电企业支付承兑汇票 亿, 占其全部合同费用的 31.6%, 比例较 2008 年提高了 10%, 部分发电企业收回承兑汇票相对 2008 年上升近 50% 同时, 对不同发电企业使用承兑汇票支付比例相差较大, 现金支付率最高的发电企业达 100%, 最低仅达到 64% 二 交易信息披露与报送工作中存在的问题 ( 一 ) 电网企业实时运行信息未向电力监管机构报送现象 较为普遍 ( 二 ) 在年度电力调度交易与市场秩序报告工作中, 个别 电网公司以信息安全和保密为由未及时报送信息, 或信息报送

54 质量较差, 如四川省电力公司和海南电网公司 三 并网运行管理工作中存在的问题已执行各区域电力监管机构出台的并网运行管理实施细则的地区, 运行信息披露 考核费用分配较为合理, 发电企业相对满意, 但部分电力调度机构仍延续厂网不分体制下的一些做法, 导致发电机组利用率低下, 部分电网发电企业并网运行管理的合理性 科学性有待进一步提高 专栏 : 部分电力调度机构并网运行管理不科学 电力调度机构为了维护电网的安全稳定运行, 预防事故发生, 需要留有一定的备用 网厂分开以后, 电力调度机构设于电网企业, 在并网运行工作中重视电网的安全运行, 但是对于发电机组的经济运行重视程度不够 因而, 部分电力调度机构安排的开机方式偏大, 个别地方预留的备用甚至是规定数值的十多倍 例如 : 内蒙古电力公司 2009 年安排开机方式偏大, 火电机组负荷率水平偏低, 大部分机组负荷率在 50% 左右 ; 湖北 51% 的火电机组负荷率在 60% 以下, 造成火电机组煤耗大幅上升 四 新建机组并网及进入商业运行工作中存在的问题 ( 一 ) 部分新建机组并网接入困难 部分新建机组送出工程建设由于工程受阻等原因, 滞后于 机组建设, 已经成为制约新建机组并网发电和投产后经济运营 的重要问题 为解决电网建设滞后 投资经费不足等问题, 也 为了保证工程如期投产发电转入商业运营, 部分发电企业同意 自行投资或垫资建设配套送出工程, 个别发电企业甚至还贴息 建设了电网变电站和电网开关站 随着近年生产经营面临的形 势严峻, 相关发电企业要求妥善解决自建送出工程问题尤为迫 切 ( 二 ) 新建机组转入商业运行问题突出 [50] 一是部分电网公司未商发电企业分配使用新建机组调试运 行期差额资金

55 2007 年 7 月 1 日至 2009 年 12 月 31 日, 全国新建机组调试电量差额资金累计 49.8 亿元, 截至 2009 年 12 月底, 部分电网企业没有按照电监会规定的原则商发电企业后制订差额资金 [51] 分配使用方案的差额资金累计已达 36.6 亿元人民币 ( 详见附表 3) 图 各省级以上电网企业累计差额资金总量 ( 不含已分配部分 ) 对比图 ( 略 ) 二是部分电网公司调试差额资金分配不合理 调试期差额资金分配比例要求应根据电力企业提供的系统备用等服务的多少进行分配, 电网企业接入工程和配合调试所做工作不应参与分配 2007 年 7 月至 2009 年 12 月, 部分省份调试运行差额资金累计金额较大 且未经任何协商便全部划归省电力公司使用 三是个别电网公司新建机组进入商业运营手续不规范 商业运营管理办法 要求新建发电机组进入商业运营前需通过新建机组并网安全性评价并依法取得电力业务许可证 ( 发电类 ) 这一规定保障了网 厂双方的共同权益, 确保了电力系统安全稳定运行, 应得到严格执行 但是, 个别电网公司在新建机组尚未通过并网安全性评价 未取得电力业务许可证 ( 发电类 ) 的情况下, 允许其进入商业运营, 扰乱电力市场秩序, 给电力系统安全稳定运行带来隐患 专栏 : 海南电网公司新建机组转商业运营工作不规范 海南电网公司的新建机组进入商业运营工作不规范, 以电话等口头方式通知发电企业进入商业运营 2007 年 7 月 1 日至 2009 年 12 月 31 日, 海南电网公司共同意华能东方电厂 1# 2# 机 戈枕水电站 1# 2# 机等 5 台机组转入商业运营 上述新建机组在转入商业运营之前, 均未通过并网安全性评价和依法取得电力业务许可证 ( 发电类 )

56 四是个别电网公司违反国家规定, 擅自增加转入商业运营的条件 个别电网公司擅自设置商业运营条件, 在环保设施投运 计量安装 同意转商运等多项规定等内容上明显违背 商业运营管理办法, 人为延长调试运行时间 专栏 : 湖北擅自增加转入商业运营的条件 2009 年湖北省电力公司自行出台的 关于发送新建发电机组进入商业运营的条件和办理程序的函 ( 鄂电司发展 [2009]201 号 ) 文件第九条额外增加六项条件 : 新建机组提出商业运营申请, 必须出具省公司相关部门出具的关于上网关口 发电机出口接入 TMR 系统的证明, 相关部门出具关于脱硫在线监测装置投运的证明 ( 针对燃煤火电机组 ), 相关部门出具关于供热在线监测装置投运的证明 ( 针对热电联产机组 ), 延迟新建机组转入商业运营的时间, 违反了 商业运营管理办法 的要求 五 电力企业落实许可制度存在的问题 部分电力企业对电力业务许可证 ( 发电类 ) 的作用认识不 足, 对电力业务许可证申领工作重视程度不够 部分发电企业 无证从事电力业务, 电网企业与无证发电企业进行交易的情况 在各省较为常见 电力企业签订合同时普遍未出示电力业务许 可证 ( 发电 ) 年度报送工作中, 部分电网企业甚至表示不掌 握发电企业许可证情况 专栏 : 部分发电企业无证参与电力交易 部分地区进行交易的无证发电企业数量较多, 江苏省电力公司 湖北省电力公司 四川省电力公司进行交易的未持证发电企业数量分别为 , 占各自直调发电企业数量的比例分别为 35.8% 19.4% 29.4% 专栏 : 华源电力公司无电力业务许可证从事电力业务 华源电力公司 [52] 在无电力业务许可证的情况下从事购售电业务, 该公司长期从事对俄购电业务, 但一直未申请办理电力业务许可证

57 专栏 : 部分自备电厂无电力业务许可证开展电力交易 虽然自备电厂主要是 自发自用, 但也应按规定办理电力业务许可证 目前部分直调自备电厂存在无证发电上网的情况 ( 非直调自备电厂情况更为突出 ), 例如河南省共 9 家直调自备电厂, 其中 7 家无证, 占 77.7% 第四部分监管意见 第一节 2009 年涉及问题整改要求 一是公平开展基数电量制订及调度交易 1 陕西省在安排 2010 年度及以后的年度电量计划时应立 即停止对新旧机组差别对待, 按照 关于促进电力调度公开 公平 公正的暂行办法 ( 电监市场 [2003]46 号 ) 文件规 定, 公平合理安排各机组年度计划利用小时数, 年度发电计划 在执行前应得到省级政府有关部门或有关电力监管机构的批 复 2 各电力企业应按照国家有关规定以及 以热定电 等 原则确定热电企业年度合同电量, 并备案热量结算单 3 内蒙古电力调度交易机构要高度重视公平调度交易工 作, 加强内部管理, 落实责任, 科学安排发电计划, 平等对待 发电企业, 杜绝调度和制定年度计划过程中随意性较大现象, 均衡完成年度基数电量计划进度 二是电网企业不得下达强制性跨省 ( 区 ) 电能交易计划 1 各电网企业不得通过下达强制性内部指令计划等方 式, 开展跨地区电能输送 对于近期仍需下达指导性交易计划 的, 则相关指导性交易计划中应明确可以按照实际供需情况进 行适当调整的相关内容 各电网企业应在年初向相应电力监管 机构汇报跨省区交易规模及初步安排 电力调度交易机构应通 过市场化方式组织, 杜绝无物理电量交易的纯财务交易 2 电网企业应努力发挥市场机制在长期交易中的基础性

58 作用, 当供需情况发生重大变化时, 应根据市场供需情况和市场主体的意愿按照规范程序予以调整和优化, 不得向发电企业转嫁调整成本 三是规范开展电能交易与合同签订 备案与合同支付工作 1 年度 购售电合同 中的计划电量, 需分解到月 购售电合同 所列签订日期必须为真实签订日期, 必须具有法人授权书, 电力业务许可证号等合同签订的各类要件 并网调度协议 已经过期的地区, 需签订新协议 签订的合同和协议, 电网公司和发电企业应及时向所在地电力监管机构备案 2 山西省电力公司要按规定与存在上网电量的自备电厂签订 购售电合同, 并严格按照 自发自用 原则组织自备电厂生产 3 电网企业 2010 年新签购售电合同中不得硬性约定承兑汇票支付比例 ; 电网企业向发电企业支付承兑汇票不得高于从用户收取承兑汇票中电网企业承担部分 ; 对于电费中承兑汇票比例高于本电网平均承兑汇票支付比例的电厂, 电网企业要定期向电力监管机构进行逐一说明 四是规范抽水蓄能电站管理工作山西电力公司等电网企业应严格按照国家有关文件要求, 规范开展抽水电量招标采购工作 对 2009 年擅自压低发电企业抽水电量电价 提高抽水电量等获取的不当收益, 相关获利企业应在 2010 年 12 月 31 日形成相关问题的整改方案, 报电力监管机构后执行 五是严肃新机并网及转商业运营工作, 公平分配差额资金 1 各电网企业对于 2009 年 9 月后形成的差额资金, 做好统计, 单独立账, 并向电力监管机构报备相关情况

59 2 海南电网公司等企业应进一步规范新机商运工作, 严格执行规章文件要求 ; 严禁电网企业擅自降低新建机组调试运行期上网电价和增加新建机组转入商业运营的条件, 已经违规出台的规定或实施细则, 要立即废止, 并退还违规收入 3 对于发电企业自行投资或垫资建设的配套送出工程, 电网企业应根据国家有关规定, 在 2010 年 12 月 31 日前就存在该情况的省级以上直调电厂完成摸底工作, 并尽快研究明确合理评估后回购电厂自建送出工程资产时间安排, 暂时不具备回购条件的, 减免收取维护费用, 对于存在该情况的非直调电厂,2011 年 12 月 31 日前完成摸底工作 4 对于无商运电价的违规电厂应就调试运行上网电量做好统计 六是严格按照国家有关规定开展节能减排工作 1 安徽 陕西等省应立即停止综合利用电厂的发电权交易资格, 在发电权交易中应注意出让方发电权 ( 合同 ) 的前置条件 2 华北电网公司等电网企业应在发电权交易工作中, 应考虑热电厂等特殊电厂电量合同计划的前置条件, 避免出现个别发电企业钻国家政策空子, 谋取利益的行为 七是加快系统建设, 规范开展并网考核和辅助补偿工作 1 山西 内蒙 福建 江西 河南电力企业应采取确实有效措施加快并网运行考核管理实施细则和辅助服务补偿管理实施细则的技术支持系统建设, 保证与区域内工作进度的一致, 规范对并网运行发电厂的考核和辅助服务调用行为 2 吉林油电电厂在 2010 年 12 月 31 日前向吉林省有关电力企业支付并网考核及辅助服务补偿费用 115 万元, 并形成整改报告报东北电监局

60 八是电力调度机构应停止使用部分自订的涉及电厂的规章规程, 提高调度精细化程度 1 电力调度机构应对现行规章规程进行认真梳理, 对涉及考核发电企业 指定发电企业义务的规章规程要立即停止执行, 如涉及系统稳定运行, 则应在 90 天内向当地监管机构报告并备案, 取得同意后方可执行 第二节监管建议一是加强科学规划, 优化配置电力资源 2009 年全国电力供需总体平衡偏宽松, 但是出现一方面发电机组利用小时数持续下降, 另一方面部分地区被迫限电的情况 造成这种现象的原因 : 一是由于下半年部分地区的电力需求与预测出现较大偏差, 电力企业临时做出生产调整仍难以满足突增的电力需求 ; 二是部分地区仍存在电源布局和结构不合理 电网存在约束和电煤供应不足等问题, 导致时段性电力供应紧张而限电 建议有关部门加强电力科学规划, 调整部分地区的电源布局和结构, 优化配置电力资源, 利用经济手段引导电力投资, 保证电力市场安全运营和健康 可持续发展 二是加快推进电价改革 当前我国电价体系是计划和市场并存, 计划占主导地位, 电力价格不能准确反映电力供需和资源稀缺程度 建议有关部门加快研究推进电价改革的有关办法, 建立与市场竞争相适应的电价形成机制, 逐步放开发电企业上网电价和电力用户 ( 指各类工 商业用户 ) 的终端销售电价, 用市场机制实现电价联动 ; 加快明晰输配电成本, 尽快出台分电压等级的输配电价核定办法并进行试点 三是发挥市场机制, 逐步减少计划电能交易 在跨省 ( 区 ) 电能交易中, 要充分发挥市场配置资源的基

61 础性作用, 建议进一步引入市场交易机制, 逐步减少国家和地方政府对三峡电力和南方区域西电东送等电能的计划分配比例, 引导发电企业 电网公司和受电省市按照平等 自愿 协商的原则开展电能交易 继续完善发电权交易, 开展关停小火电机组外的替代发电交易, 实现水火之间 不同容量火电机组之间的灵活替代, 扩大发电权交易市场范围, 进行跨省跨区发电权交易 ; 逐步降低参与电力用户与发电企业直接交易的准入门槛, 扩大电力用户与发电企业直接交易规模, 具备条件的地区积极开展电力用户与发电企业双边交易 四是加大对各地强制优惠电行为的督查力度, 维护市场秩序 建议有关部门加大对优惠电价的督查和执法力度, 坚决制止各类违法违规的优惠电价行为 特别是部分地方利用行政干预手段, 以电力用户和发电企业直接交易为名, 强制电力企业为一些高能耗 高污染 高排放的用户降低电价, 不仅严重扰乱了电力市场秩序, 侵犯了电力企业利益, 而且制约了国家产业结构调整的步伐, 要坚决予以取缔 五是尽快完善抽水蓄能电站成本补偿和调用机制 建议有关部门尽快提出抽水蓄能电站合理的经营模式和调用模式, 明确发电企业抽水电费的测算办法 抽水电量招标采购流程和抽水蓄能机组运行损耗的分摊办法等, 保障抽水蓄能电站的正常经营和合理利用 六是结合国家节能减排政策加强自备电厂管理 按照国家节能减排政策的要求, 自备电厂单机容量要高于国家最低装机容量 ( 比如 6MW), 单机低于标准的自备电厂要在 2 年内关闭 建议不再核准纯凝汽自备机组, 对综合利用机组也要严格审核 ; 对于能耗高的自备电厂不得新建 扩建, 并

62 逐步予以关停 ; 按照国家规定向自备电厂征收三峡基金 农网还贷基金 城市公用事业附加 系统备用费等 ; 将自备电厂电量计划纳入统一管理, 未批准自备电厂禁止对外供电 对自备电厂加强管理的同时, 引导自备企业与公共电厂开展直接交易, 促进节能减排 实现企业 电网 发电 社会多方共赢 七是协调解决发电企业送出工程的产权和维护问题 建议有关部门积极协调, 敦促有关企业按照国家有关规定, 尽快回购国家核准的公用电厂自建送出工程资产并负责相关维护运营 第五部分附录及附表附录跨省 ( 区 ) 交易中对冲 接力图解图 1: 各电网公司基于满足真实购电需求的交易流程示意图 ( 略 ) 图 2: 各电网公司采用不合理交易满足购电需求的交易流程示意图 ( 略 ) 如图 1 所示, 在一个互联电网中和同一时间段内, 电网企业 和 4 分别有真实外购电需求 Δd1 Δd2 Δd3 和 Δd4, 此时, 如果有富余电量 D( 电价一般较低 ) 能满足他们要求, 则合理的交易方式应是电网企业 各取所需, 其内部的发电企业尽能力满足用电需求, 同时, 电网企业按照国家批复的上网电价和本网内发电企业结算 这时, 整个交易量为 D 但是, 个别电网企业进行的跨省 ( 区 ) 交易中出现了接力交易的情况, 导致交易量大于实际物理量 如图 2 所示, 电网企业 1 先是购进所有富余电量 D, 由于 D 大于自己真实外购电需求 Δd1, 自己网内出现了富余发电量 D-Δd1 于是电网企业 1 通过压低电价组织本网内电厂送出电量 D-Δd1 的方式,