华东区域电力市场现状与框架设计(2021整理)

华东区域电力市场研究

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国电动力经济研究中心 国家电力公司华东公司

二〇〇三年 二月

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华东区域电力市场

前 言 .............................................................................................................................................. 1 摘 要 .............................................................................................................................................. 3 一、华东地区电力市场现状 ......................................................................................................... 17

1.1 华东地区电力发展概况 ............................................................................................................. 17 华东地区电力发展简况 ............................................................................................................. 17 1.1.2 电力管理现状 ..................................................................................................................... 19 1.2 华东地区电力市场发展现状 ..................................................................................................... 21 1.2.1 华东区域内省间电力交易 ................................................................................................. 21 1.2.2 上海电力市场试点 ............................................................................................................. 22 1.2.3 浙江省电力市场试点 ......................................................................................................... 25

江苏省电力公司的市场采购 ..................................................................................................... 27

1.3 存在的问题和障碍 ..................................................................................................................... 27 1.3.1 试点市场中存在的问题 ..................................................................................................... 27 .2 建立竞争市场存在的障碍 ...................................................................................................... 28

二、华东区域电力市场框架设计 ................................................................................................. 30

2.1 建立华东区域电力市场的必要性和基本原则 ......................................................................... 30 2.1.1 建立华东区域电力市场的必要性 ..................................................................................... 30 2.1.2 建立区域电力市场的基本原则 ......................................................................................... 31 2.2 华东区域电力市场的总体设想 ................................................................................................. 32 2.3 华东区域电力市场近期模式设计 ............................................................................................. 32 2.3.1 近期方案一：自愿参与的区域电力市场 ....................................................................... 32 2.3.2 近期方案二：协调运作的两级市场 ................................................................................. 38 2.3.3 近期方案三： 新增电量交易的统一区域市场 ............................................................... 45 2.3.4 近期方案四：份额电量竞价的区域电力市场 ................................................................. 49 2.3.5 方案比较和选择 ............................................................................................................... 53 2.3.6 推荐方案及其实施条件 ..................................................................................................... 57 2.4. 华东区域电力市场远期模式 .................................................................................................... 58 2.4.1 远期方案一： 多控制区的区域市场 ............................................................................... 58 远期方案二：单一控制区的区域市场 ..................................................................................... 62 2.5 华东电力市场中的需求侧响应措施 ......................................................................................... 64 2.5.1 需求侧响应的概念和作用 ................................................................................................. 64

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2.5.2 需求侧响应措施的分类 ..................................................................................................... 65 2.5.3 华东电力市场中开展需求侧响应计划的设想 ................................................................. 67

三、华东区域输电价格设计 ......................................................................................................... 71

3.1 输电价格制定的基本思想 ......................................................................................................... 71 3.1.1 输电网的范围 ..................................................................................................................... 71 3.1.2 输电服务定价原则和目标 ................................................................................................. 71 3.1.3 输电服务类型及用户 ......................................................................................................... 72 3.1.4 输电服务使用的输电网资产分类 ..................................................................................... 72 3.1.5 输电价管制方式选择 ......................................................................................................... 74 3.2 输电价格设计总体设想 ............................................................................................................. 79 3.2.1 区域电网输电价设计的基本步骤 ..................................................................................... 79 3.2.2 区域电网输电价设计的几个基本原则 ............................................................................. 79 3.3 近期电力市场模式下的输电价格设计 ..................................................................................... 82 3.3.1 输电价体系及承担对象 ..................................................................................................... 82 3.3.2 接网价计算方法 ................................................................................................................. 84 3.3.3 输电价计算方法 ................................................................................................................. 85 3.3.4 输电价的调整 ..................................................................................................................... 87 3.4 远期电力市场模式下的输电价格设计 ..................................................................................... 87 3.4.1 设计原则 ............................................................................................................................ 87 3.4.2 定价方法 ............................................................................................................................ 88

四、近期电力市场模式下电价水平变化趋势分析 ..................................................................... 91

电力水平测算的基本思路 .............................................................................................................. 91

4.2 上网电价模拟计算及分析 ........................................................................................................ 91

4.2.1 华东电网概况 ................................................................................................................... 91 4.2.2 计算方法和计算结果 ....................................................................................................... 94 4.2.3 结论和建议..................................................................................................................... 101

4.3 输配电价测算及分析 ............................................................................................................... 102 4.3.1 测算思路 .......................................................................................................................... 102 4.3.2 输配电价测算依据 ........................................................................................................... 104 4.3.3 各种分摊方法下的输配电价 ........................................................................................... 104 4.4 区域电力市场建立对销售电价水平的影响分析 ................................................................... 106 4.4.1 2001年各省市电力公司实际电价水平 ............................................................................ 106 4.4.2 各省市电力公司销售电价 ............................................................................................... 107

五、区域电力市场的监管问题 ................................................................................................... 110

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5.1 华东区域电力监管机构的定位与职能 ................................................................................... 110 5.1.1 华东电力监管机构设置的必要性 ................................................................................... 110 5.1.2 华东电力监管机构定位和职能设置的基本原则 ........................................................... 110 5.1.3 华东电力监管机构的定位 ............................................................................................... 111 5.1.4 华东电力监管机构的职能 ............................................................................................... 113 5.2 对区域电力市场的监管内容和方式 ....................................................................................... 114 5.2.1 对区域电力市场的监管内容 ........................................................................................... 114

一般监管方式 ............................................................................................................................ 116

5.2.3 市场操纵力的监管 ........................................................................................................... 117

六、促进可持续发展策略 ........................................................................................................... 120

华东地区环境治理的压力 ............................................................................................................. 120 6.1.1 华东地区环境现状 ........................................................................................................... 120 6.1.2 电力环境政策对华东火电厂的影响 ............................................................................... 121 6.2 华东电力工业可持续发展策略 ............................................................................................... 122 6.2.1 华东地区的一次能源情况 ............................................................................................... 122 6.2.2 华东电源发展情况 ........................................................................................................... 122 6.2.3 可持续发展策略 ............................................................................................................... 123 促进火电厂脱硫....................................................................................................................... 125 6.2.5 促进天然气发电 ............................................................................................................... 129 6.2.6 积极发展可再生能源 ....................................................................................................... 130

七、政策建议............................................................................................................................... 131

7.1 有关区域市场建设和发展方面的建议 ................................................................................... 131 7.2 有关电价管理和改革方面的建议 ........................................................................................... 134 7.3 有关促进可持续发展方面的建议 ........................................................................................... 135

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前 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范围的资源优化。

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。区域内浙江省和上海市作为国家试点省（市）已经初步建立省（市）级发电实行竞价上网的试点，区域内各省（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. 研究思路和内容

本课题对华东电网内电力管理体制、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

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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、国内其他研究机构、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，在此特别表示感谢。

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摘 要

一、华东地区电力工业发展状况

华东三省一市（上海市、江苏省、浙江省、安徽省、）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。安徽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。

上海市和浙江省根据国家要求，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。区域内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，安徽省是输出省、浙江省和上海市是受入省、江苏省供需基本平衡。

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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

从华东区域内省间交易发展和区域内省（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内各省（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

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则先确定省间交易，再由省（市）电力调度交易中心确定省内交易。

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。在对华东电网内目前省（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内独立发电公司、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内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、省内负荷需求、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

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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内交易量和省内交易价格。



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，同时在配电公司内部开展实时电价计划。 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内的配电网送电功能。

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

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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），向各自区域内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

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和各省市内的配电网收取。

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

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，上海市和浙江省分别从安徽、华东公司直属电厂及网外购入大量电量；江苏省供需基本平衡；安徽省有大量的电量送出。

从2001年统调机组利用小时来看，浙江最高，上海次之，江苏第三，安徽省最低。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，安徽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：安徽、江苏、上海及浙江。总体来讲，安徽境内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％、

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10％或15％。

3. 主要结论

在三种竞价幅度下，安徽省可以增加约35亿～87亿千瓦时的电量送出，分别由其它两省一市购买，主要购入者为浙江省和上海市。

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，江苏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，安徽分别以一回500kV线路同江苏和浙江相联，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，上海市输电价水平均高于2001年实际水平；各种分配方式下江苏省输电价水平均低于2001年实际水平；浙江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；安徽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：

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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. 对上海市而言，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. 对于江苏而言，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. 对浙江而言，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. 对安徽而言，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

（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

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场、市场准入和输电业务等区域范围内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范围包括区域和省现货市场、区域合同交易及500kV输电业务，省内合同交易、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内容包括：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

(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

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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h，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》， 华东电网内燃煤火电的装机比例将从2000年的%下降到2005年的%，燃气发电和核电的比重将大大提高。

（三）可持续发展策略

综合考虑环境效益、发电成本以及华东地区“十五”末的电源结构，本报告认为华东电力市场近期的可持续发展策略为：



积极促进现有火电厂脱硫；

根据落地价不高于华东三省一市平均上网电价的原则，积极从外区购电； 积极发展天然气发电；

积极发展可再生能源，实现电力可持续增长。







（四）促进火电厂脱硫 1. 电价与排放绩效挂钩

对于基于发电量进行买卖的竞争性电力市场而言，将电厂的上网电价与其发电量的排放绩效直接挂钩，使电价和环境贡献联系起来，将有利于激励火电厂控制SO2排放。

经计算，采用石灰石－石膏法后每千瓦时可以减排SO26.4克（按燃煤硫分1%）， SO2的单位减排费用约为2元/克。如果将电价与排放绩效挂钩，以2005年华东三省一市的排放目标h为基础，火电厂SO2排放绩效每超过基础值1g/kWh，其电价应该在合同电价的基础上降低2元/kWh，反之，应该增加0.002元/kWh。

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2. 实施排污权交易

在一个竞争性的市场中，由于存在成本差异，在总量控制下，治理成本高的企业愿意购买排污权，治理成本低的企业愿意卖出排污权，从而可以产生排污权交易。实施排污权交易将使得社会总的治理成本最小化，安装脱硫设备的火电厂的电价上涨幅度会小于没有排污权交易情况下的上涨幅度。排污权交易还为没有获得初始排污权的新电源提供了进入市场的机会。排污权交易在我国是一个新生事物，目前还缺乏配套措施和相关政策，为了使治理费用最小化以及电力市场健康、持续地发展，在构筑华东电力市场时，应该积极引进排污权交易。

3. 合理分配总量指标

实行总量控制和排污权交易以后，电厂的允许排放总量将影响到电厂是否需要安装脱硫设备或是否购买/卖出总量。

分配总量有两种方法：历史法和绩效法1。历史法是根据2000年火电厂排放的总量等比例削减，其特点是承认已有数据，过去单位发电排放少的企业的减排压力较大。绩效法的特点是不承认已有数据，而是根据单位产量的排放系数结合发电量计算可排放量。利用绩效法分配总量，可以使排放控制计划中的商业动机同市场价格信息紧密联系，从而体现公平原则。

4. 环境治理投资及对电价的影响分析

在实施排污权交易的情况下，假如华东地区的火电厂2005年SO2排放量要在2000年排放水平上削减10%， 则华东地区大约有33%的燃煤火电机组需要安装脱硫设备；如果假如华东地区的火电厂2005年SO2排放量要在2000年排放水平上削减15%， 则大约有38%的机组需要安装脱硫设备。这意味着华东地区在“十五”期间需要投资70~80亿人民币才能满足SO2总量控制目标。如果这笔投资完全由华东的电力工业消化，无疑负担较重；如果由全社会分担，全区火电上网电价只会上涨1元/kWh（不含税），所以对全区火电电价的影响很小。

(五) 促进天然气发电

目前，华东地区的天然气的门站价比燃气电站可承受气价高出0元/立方米 左右，影响了燃气电站的竞争力。提高燃气电站竞争力的主要途径有：减少中间环节，对电厂采用输气主干网直供的方式，降低燃料价格；实施分时电价机制，提高天然气电站的气价承受能力。

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（六）积极发展可再生能源

即使是目前发电技术相对成熟的风电的价格也比常规能源发电高出很多，多数可再生能源的资源存在间歇性，无法参与竞价，因此还需要政策扶持：首先，允许电网销售电价与风电等可再生能源的上网电价联动；其次，建立可再生能源的上网电价约束机制。国家先对风力资源进行勘察，了解风场的年平均风速，测算对不同风资源区电价的标底，然后进行招标。 七、政策建议：

为推进华东区域电力市场建设，进一步促进华东电力工业的可持续发展，本报告对华东区域电力市场的建设、电价管理和改革、促进可持续发展策略方面提出以下几点建议：

（一）有关区域电力市场建设的政策建议：

1. 加快华东电力市场的建设进程，将华东地区作为区域电力市场试点，尽快研究具体实施方案。

2. 华东电力市场的建设应该统一规划、分阶段实施。以建设统一区域电力市场为目标，近期采用协调运作的两级市场模式，制订统一的竞争规则。现有的省级市场根据统一规则对市场运行系统进行修改，同时建设区域电力市场和其他省级电力市场。

3. 推进区域电力市场的外部环境建设。第一，清除现有电力规划和投融资体制中存在的障碍，开放省间市场；第二，加强价格管理和市场管理的协调合作，逐步实现价格监管和市场监管的统一；第三，研究并制订促进省间贸易的税制改革，减少地方保护，促进全国资源优化。

4. 建立电力供应安全保障机制，包括建立以长期合同为主的市场模式、采用付容量费用的机制来吸引投资，要求电网公司（或今后的配电公司）承担供电责任，并制定电力规划引导投资等。

5. 建立需求侧响应机制，促进市场和系统的安全稳定运行。建议建立需求侧管理公益计划基金，扶持和促进需求侧响应计划的开展；研究并设计可行的需求侧响应计划，将其纳入政府推进需求侧管理的工作中去，由政府起主导作

1绩效法采用

GPS原理（GPS：generation performance standard），通常以克/千瓦时的形式表示。

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用，电网公司和配电公司负责实施。

6. 建立系统效益附加制度。从终端用户电价收取系统效益附加费用，形成基金，用于扶持和促进需求侧管理、可再生能源发展及普遍服务实施等项目，这些项目将使整个系统和社会受益。基金的管理由电力监管机构负责。

7. 尽快建立华东区域电力市场监管机构，推进区域电力市场的建设，抓紧研究和制订市场运行规则，培育和规范市场主体。 （二）有关电价管理和改革的政策建议

1. 严格执行国家计委701号文，核定电厂上网电价。

2. 输电价近期实行成本加成管制方式，远期实行基于业绩的管制方式。近期在采用成本加成管制方式的同时，建议500kV电网实行两部制输电价，其中输电电量电价比例应较低，鼓励电网企业合理利用输电网多输电。 3. 输电网接入系统服务单独定价，制定接网价。

4. 近期华东500kV输电网制定统一输电价、220kV输电网按省市制定输电价。 5. 建立销售电价与上网电价的联动机制。当上网电价同方向变化超过一定幅度时，销售电价相应调整。近期销售电价联动调整范围可仅限于居民生活和农业用电外的其他用户。

（三）促进可持续发展的政策建议

为了促进华东电力工业可持续发展，在构筑华东区域电力市场时，应充分注重环境保护和发电能源的多样化。总的来看，火电厂需要解决效率和公平竞争的问题，可再生能源发电需要解决的问题是保证市场，燃气电站的问题和难点是提高竞争力、降低气价。具体政策建议如下：

1. 上网电价应该与电厂的排放绩效挂钩，同时制定电厂环境折价标准。 2. 用绩效法分配总量。利用绩效法分配总量，可以使排放控制计划中的商业动机同市场价格信号紧密联系，从而体现公平原则。

3. 在整个华东电力市场实行排污权交易。排污权交易将使得社会总的治理成本最小化，同时为未来的电厂提供进入市场的机会。

4. 可再生能源发电不参加竞争，电网应全部收购可再生能源发电的电量。为了避免可再生能源发电电价过高，可以采用招标的方式控制成本。为了提高电

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网的积极性，因收购清洁能源而增加的购电成本应该由电力最终用户分摊，而不是由电网经营企业单独承担。

5. 适当降低天然气的价格以及实行分时上网电价，提高燃气发电厂竞争力，促进燃气电厂的生存和发展。

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一、华东地区电力市场现状

1.1 华东地区电力发展概况 1.1.1 华东地区电力发展简况

华东三省一市（上海市、江苏省、浙江省、安徽省）位于我国东部沿海地区，是我国较富裕地区之一，在国民经济中占有重要地位。全地区土地面积35万平方公里，占全国的3.6%；2001年底人口达1.96亿人，占全国的1%，是我国人口稠密地区之一。改革开放以来，全地区经济呈现快速、持续、健康的发展，“九五”期间国内生产总值年均增长率约11.04%，比全国平均值高出3个百分点。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。

改革开放以来华东三省一市的用电需求一直保持高速增长，2000年和2001年用电增长率分别为%和10.4%。2001年全社会用电量2879亿千瓦时，占全国用电量的19.6%。人均用电量1467千瓦时，高于全国平均水平1150千瓦时。

表1.1 华东三省一市2001 年GDP与用电量

GDP(万元） 用电量（亿千瓦时） 人均用电量（千瓦时） 华东地区总计 上海 江苏 浙江 安徽 24456 4951 9515 6700 3290 2879 593 1078 848 360 568.9 人均GDP（万元） 随着经济的发展，用电负荷结构在发生变化，其中第一产业和第二产业的用电比重呈逐年下降趋势，第三产业用电以及居民用电的比重逐渐上升。2001年，第一产业用电占3.6%，第二产业用电占74.5%，第三产业用电占9.5%，居民生活用电占12.3%。用电结构的变化引起电力负荷曲线特性的变化，最高负荷增长的速度快于用电量的增长速度，同时峰谷差增大。2001年全网统调最高用负荷4231万千瓦，年最大峰谷差1460万千瓦。

自我国推行集资办电、还本付息电价等一系列鼓励电源建设政策以来，华东三省一市电源建设得到了快速发展，至2001年，全网总装机容量达5932.2万千瓦，为1985年3.83倍，年平均增长率约8.75%。

由于华东三省一市一次能源资源相对贫乏，水电资源不多且已开发56%。煤

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炭探明的保有储量也仅占全国储量的3%，主要分布在安徽两淮和江苏徐州地区，开发上存在一定的难度。这种资源状况决定了华东三省一市的电源结构以火电为主，并依靠外区煤的大量输入。至2001年底，全网火电装机容量共5359.7万千瓦，占总装机容量的%；水电637.5万千瓦，占%；核电30万千瓦，风电5.02万千瓦。

表1.2 2001年华东三省一市发电状况

总发电装机容量（万千瓦时） 水电 火电 核电 风电 总发电量 (亿千瓦时） 水电 火电 核电 风电 华东地区总计 6 5359.7 30.00 5.02 2823.7 上海市 -- -- -- -- 江苏省 7 -- -- 浙江省 5 30.00 安徽省 896 -- -- 表 1.3 华东三省一市2001年电力技术经济指标

上海 发电设备平均利用小时数 江苏 5222 5222 5.54 350 浙江 5380 5380 6.39 378 安徽 4677 4484 1727 1377 5762 4674 365 6.6 371 水电 火电 发电厂用电率（%） 水电 火电 供电标准煤耗（克/千瓦时） 线损率 同全国的基本形势一样，华东地区电网建设滞后于电源发展。但随着城网改造和农网改造工程的推进，近两年来电网建设的力度逐渐加强。目前华东三省一市已经形成了连接三省一市的500kV主网架，同时以2回±500kV直流输电线与华中电网的葛州坝电厂相连，以2回500kVkV交流输电线与福建省电网相连。各省（市）均以至少2回的500kV线路接入500kV主网架，省（市）内也已形成了比较完整的220kV网架结构。配电网经过改造，向终端用户送电的能力也逐渐加强。目前全网行政村通电率达到100%。

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1.1.2 电力管理现状

（1）电力工业组织结构

随着电力工业政企分开，厂网分开改革的推进，华东电网原有的垂直一体化管理模式逐渐被打破。至2001年底许多电厂已经从电网独立出来成立了独立的发电公司，输电网、配电网和售电业务还保持一体化经营。存在几类电力企业：

国电华东公司：是国家电力公司的分公司，代表国家电力公司经营管理500kV主网架；经营管理望亭电厂、新安江和富春江两水电厂电量、外区来电和天荒坪抽水蓄能电站的电量以及省间电力交易。

各省（市）电力公司：是国家电力公司的全资子公司，经营管理省内输电、配电和售电业务，下设多个供电公司，各供电公司有其相应的电力销售专营区；直接拥有或控股、参股电厂，并直接经营部分电厂。

独立发电公司：负责电力生产，并销售给各省（市）电力公司或华东公司； 趸售县电力公司：由省电力公司代管，地方政府拥有的县电力公司，负责从省电力公司或本地电厂买电并在其供电营业区内销售。

2002年3月国务院出台了电力体制改革方案，对电力工业实施市场化改革。改革的第一步是实行厂网分开，将国家电力公司的发电资产和输配电资产分离，成立5个独立发电公司、国家电网公司和南方电网公司。在国家电网公司下设立5个区域电网公司，其中包括华东电网公司，经营范围包括浙江、上海、江苏、安徽和福建省。至2002年底，国家电网公司和5个发电公司已正式挂牌成立，网省公司发电资产划转移交工作正在进行中。

（2）调度管理

华东地区的调度管理模式按照我国调度管理条例规定，实行统一调度、分级管理。国电华东公司负责全网的安全运行，直接调度华东电网500kV输变电系统及220kV省间联络线，原国电公司全资拥有的望亭电厂、富春江和新安江水电厂以及直接接入500千伏网架的电厂。

三省一市电力公司在华东公司的协调下，各自负责省内220kV及以下输配电设备和电厂的调度（属华东公司调度的除外）。一般根据线路的电压等级、电厂的容量及其接入电网的电压等级分为省、市、县三级调度。随着新增发电厂容量规

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模的增大，地方小火电厂的关停，纳入省（市）电力公司统一调度范围的电厂的比例逐渐增大。

华东电网执行三省一市电力公司共同调频的运行方式，各省（市）电力公司根据省（市）间送、受电计划严格执行，并由华东公司负责省（市）联络线的考核。目前采用CPS管理和考核方法，即将联络线的功率偏差和系统频率偏差联合起来进行考核，分析功率偏差对系统频率的正负影响，制定相应经济奖惩手段。

（3）规划管理

国家经贸委和各地经贸委委托国家电力公司和省（市）电力公司负责编制电力行业规划。行业规划将指导全行业的发展。

电力行业的项目建设执行项目审批制度。大项目由国家计委审批，中小型项目由地方计委审批，技改项目由国家经贸委审批。价格由政府有关部门审批。

（4）电价管理

目前在华东地区，电价主要由国家计委价格主管部门和地方物价局管理。 自85年推行还本付息电价政策以来，发电厂电价根据其成本加合理利润的方式确定，由省及国家价格部门审批，形成了一厂一价，一机一价的上网电价，同时也产生了新老机组电价差别大，分配不公的问题。同时一些参加省电力公司统一核算的电厂没有上网电价。价格部门对上网电价每年核定一次，根据电厂的成本状况做必要的调整，一般调整幅度不大。

省（市）间互供电价随省（市）间电能交换的方式不同而不同，统配电量的价格由价格主管部门制订，代发电量竞价、省（市）竞价电量的价格由招标竞争产生，省（市）双边交易电量的价格买卖双方协商确定。

对用户的销售电价，执行由国家颁发的各省（市）的目录电价。目录电价将用电种类分为城镇居民生活用电、农村居民生活用电、商业照明、其他照明、费工业、普通工业、大工业、农业生产、贫困县农业排灌等，各省（市）的具体分类微有差别。目录电价中规定了各类用户的到户电价水平，并已经涵盖了国家规定费税加价。按照国家的产业政策，目录电价中规定了对一些特殊工业给予了优惠电价。

2000年上海市平均用户销售电价为：0.603元/千瓦时；浙江省平均用户销售电

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价为元/千瓦时；江苏省平均用户电价为0.527元/千瓦时；安徽省平均用户电价为元/千瓦时。以上电价均为含税价格。

从三省一市平均销售电价和平均上网电价的构成比例来看，电价中留给电网企业的空间很小，仅仅能够补偿电网成本，电网经营没有利润。

1.2 华东地区电力市场发展现状 1.2.1 华东区域内省间电力交易

华东电网是我国最早形成的区域电网之一，区域内省间电力电量交易起步较早。目前存在着以下几种省间交换电量的模式：

   

统配电量； 代发电量竞价； 省（市）电量竞价； 省（市）间双边交易。

（1） 统配电量

统配电量主要指华东公司经营的望亭电厂（江苏省内）、新安江水电厂和富春江水电厂（浙江省内），华东公司代管的天荒坪电厂，以及华中公司通过葛上线（换流站位于上海市内）输送来的电量。这是自92年以来延续至今的计划分配方法，除天荒坪电厂以外的统配电量根据92年确定三省一市统配电量分摊比例（下简称统配比例）进行分配。天荒坪电厂由三省一市长期认购容量，并按相应的比例购买发电量。统配电量价格由国家计委审批下达。

（2） 代发电量竞价

代发电电量竞价市场从1999年开始运行。华东公司每年采用竞争的方式在三省一市中间竞买一定数量的电量，以取代其拥有的望亭电厂燃油机组的统配电量份额，其目的是减少系统的运行成本。1999年竞价电量为4.6亿亿千瓦时，2000年、2001年竞价电量为7亿千瓦时。华东公司采用按月招标，价格优先的原则确定中标电量，投标人为三省一市电力公司，市场结算价为中标电价的加权平均值，由华东公司与中标的各省（市）公司结算。华东公司购买的这部分电量仍然按照网统配电量的价格和分摊比例在三省一市间分摊。

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（3） 省（市）电量竞价

省（市）电量竞价市场2000年开始运行。这是华东公司负责组织的强制性省间电量交易市场。所谓强制，是指华东公司要求三省一市电力公司各自拿出其在省内统购统销的2亿千瓦时年份额电量，组成华东区域份额电量竞价市场的电量空间，共8亿千瓦时。市场采用按月招标的方式进行，其卖方和买方均为三省一市电力公司，卖出电能参与投标，买入电能按照份额分摊，即各2亿千瓦时电量。市场根据价格优先原则确定中标电量，按照中标电量的加权平均数确定市场结算价格。

（4） 省（市）间双边交易

省（市）间双边交易为三省一市之间自愿达成交易协议，需报华东公司进行安全校核并备案，以便纳入各省送受电计划。2000年华东公司制定了华东电网省（市）际电力电量双边交易实施细则，对省（市）间电力交易进行了规范。交易分为长期、中期、短期和实时双边交易等几类，2000年达成交易量11.62亿千瓦时。 从2001年1月开始，华东公司启动了网上电能交易系统（ECETS），为省（市）间电力电量交易提供了更方便的交易平台。按照实施细则规定，省（市）间交易电量和交易价格由交易双方协商决定；通过网上交易时，长期（一年及以上）和中期（一年以内，一个月及以上）交易公告应包括总电量、分月电量以及分月96点典型负荷曲线；短期（一个月以内，一天及以上）交易公告应包括总电量、时段电量和交易的96点电力曲线。实时电力交易公告应包括总电量、每15分钟电力曲线和挂牌交易价格。

表1.4 2001年华东地区省间交易状况 （买进为“+”卖出为“-”）

华东公司直属电厂 合计 -544952 其中：统配 -620071 计划外 75119 上海市 562707 411861 150846 江苏省 2724 29414 -26690 浙江省 763245 387072 376173 安徽省 -573576 1872 -575448 华中公司 -210148 -245048 34900 注：计划外交易电量中包括代发电竞价的电量、省（市）竞价电量和省（市）双边交易。

1.2.2 上海电力市场试点

上海电力市场从1999年8月26日开始试运行，2000年1月1日正式试运行至今。

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1.2.2.1 市场结构

（1） 市场主体

上海电力市场的市场主体包括上海电网经营企业、上海电力生产企业和跨省电网经营企业。

上海电网经营企业：指上海市电力公司，是市场的唯一买方，兼有电网经营、购售电、市场交易管理和调度的职能。上海电力公司作为市场唯一的买方，负责购买各发电厂的电能后，按政府审批的价格卖给最终用户；上海电力调度通信中心是上海电力公司的一个内部机构，负责电网调度；调度通信中心内部设立竞价上网运作中心（COC），主要负责市场交易。

上海电力生产企业：包括竞价电厂和非竞价电厂。

竞价电厂可以参加现货电能交易，2000年有9个电厂装机容量600万千瓦左右（2001年10个电厂约720万千瓦），其中闸北电厂暂不参加现货电能交易。非竞价电厂指调峰电厂和自备电厂，只能参加合约电能交易。非竞价电厂总装机容量在200万千瓦左右。

跨省电网经营企业：只能参加合约电能交易，与上海电力公司订立年度购售电合同或短期购售电合同或有统配送电计划的电网经营企业，主要包括国电华东公司和安徽省电力公司。

目前电力市场只是发电侧电力市场，用户目前还不能直接参加市场交易，只能从上海电力公司购电（宝钢所属薄板厂例外）。

（2） 市场交易形式

上海电力市场电能交易分为三种形式：期货电能交易、现货电能交易、合约电能交易。期货电能交易是上海电力公司与竞价电厂根据双方签订的《年度期货购电合同》进行的交易，其电价执行国家审批价。现货电能交易是电厂通过发电市场竞价与上海电力公司进行的电能交易。合约电能交易是指上海电力公司与跨省电网经营企业、非竞价电厂按签订的《年度购电协议》和《短期购电协议》等进行的电能交易。

现货市场：每15分钟为一个时段，各竞价电厂根据COC公布的第二天各个时段的负荷预测、现货市场需求和本厂期货电能安排计划，以发电厂为单位申报出力曲线（96点曲线），申报的出力必须是1MW的整数倍，且每个交易点只能申报

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一个出力和一个现货交易电价。交易中心按申报价格由低向高排序收购，最后成交的申报价格，即系统边际价格为现货成交价格，并按此电价进行现货电量财务结算。目前对现货交易分时段设置了最高限价。

期货电能：根据政府制定的预期目标电量和上海电网实际供需要求编制。期货电量包括两部分，一部分是核定电厂上网电价时对应的年发电量（设计年发电量的大部分），这部分按政府核定的上网电价结算；另一部分为期货电量超过设计年发电量部分，也称为超计划发电量。对于超计划发电量，依据发电厂的平均变动成本加适当利润定价，报政府确认后执行，目前均按0.19元/千瓦时结算。

在交易的安排上，COC先安排合约电能合期货电能计划，再安排现货电能，因此现货电能竞价中不影响发电厂开机状态。

（3） 辅助服务的处理

对发电生产企业的电能质量和辅助服务采取强制性、定量化、有偿化相结合的处理方法。

调压：当发电厂监视点电压偏离超出范围且发电机组未按核定的该机组力率范围进行调整时，对交易点不合格电压点的时段内，竞价电厂按一定比例扣减年度期货电量指标数，调峰电厂按一定比例扣减年度容量费用。

AGC：按《并网协议》中的技术标准，发电机组运行期间应提供合格AGC辅助服务，当不能提供时，AGC停役时段内竞价电厂按一定比例扣减年度期货电量指标，调峰电厂按一定比例扣减年度容量费用。

调峰：竞价电厂实行统一调峰标准，将根据上海电网统一调峰标准编制的日典型期货出力曲线与该电厂实际执行的日期货出力曲线进行比较，按经济赔偿与经济补偿收支平衡的原则，由调峰能力不足的电厂对调峰能力强的电厂进行经济补偿。

1.2.2.2 市场监管

目前上海市电力市场还没有正式的监管规则以及独立的监管机构对市场进行监管。草拟的《上海电力市场监管规则》中规定：上海电力市场监管委员会的建立应由上海市经委批准，设主任1人、副主任和委员若干人，监管委员会的主任、副主任和委员由法律、经济贸易、电力专家和学者，以及有实际工作经验的人员

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组成。监管委员会归属上海市经委直接领导，并受国家电力市场监管机构的指导。监管内容主要包括：监管市场各方遵守市场规则的情况；负责提出市场规则修改完善的建议、负责市场规则的解释；负责纠纷的调解和处理；负责对年度期货合同、现货电量竞价情况进行监管；负责对违规行为提出处理。

目前市场监管工作基本由每月的“电力市场例会”（市场各方参与，轮流主持）代替。

.3 实际运行效果

上海电力市场从2000年1月1日开始正式进入“实价试运行阶段”。2000年实际竞价电厂的现货电量占竞价电厂总发电量的10%。2000年平均现货电量成交价格元/千瓦时，相对于竞价电厂期货电量平均电价0.302元/千瓦时而言，由于现货电价的降低，销售价格没有连动，电力市场获得“损益资金”1.2亿元。这部分“损益资金”，经过上海市政府有关部门批准，主要用于上海国有困难企业清欠电费和大用户欠费补贴。

1.2.3 浙江省电力市场试点

1.2.3.1 市场结构

（1）市场主体

目前，浙江发电市场主体包括：（1）发电商：浙江电网统调电厂（单机容量等于或大于5万千万的发电机组）；非统调电厂、核电、水电、单机5万千瓦以下及省外来电不参与市场竞价（2）购电商：浙江省电力公司。

浙江省电力公司的主要职责是：经营省网和直属配电网；保证全省电网安全、稳定、经济和优质运行；负责省网电力市场的运营；作为“单一购买者”，负责从发电厂购买电量，向终端用户售电。

2000年除了核电厂发电需要平稳，水电机组和燃机用于电网调峰外（燃机还存在发电成本过高的原因），常规的5万千瓦以上的燃煤机组都进入市场，容量为498.5万千瓦，占全省统调发电容量的52.1％。2001年1月新建的北仑二期三台60万千瓦燃煤机组投入商业化运行进入市场，参与市场的机组容量已达到678.5万千瓦，占目前全省统调发电容量的70.9％。

（2） 市场交易形式

采用“单一购买者＋差价和约”的竞价模式。

差价合约：是一种避免和控制风险的金融手段，使现货市场电价波动趋向平坦，降低现货市场价格波动引起的金融风险，与实际电力的生产和提供无关。差价和约由省电力公司与各发电厂签订，替代原保电价、保电量的上网协议和购电协议。合约电量根据市场供求关系和设定的市场竞争

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力度来确定。2000年的合约电量考虑按年预测利用小时的85％来确定，竞争力度为15％左右，2001、和2002合约电量的比例约为80%。差价合约确定的合约电量Qc，按全年系统负荷变化曲线形态和发电厂机组的计划年度安排，分解到每季、每天到每小时。排定发电厂差价合约中的Qc曲线。

现货市场：建立现货市场，发电企业通过竞价上网发电，由单一购买者统一收购销售。市场运作按交易日（日历日）进行。每个交易日分为48个交易时段，每个交易时段为30分钟。发电商提前1天申报各个交易时段的价格和容量，以单个注册机组为单位申报。电力调度交易中心把注册发电机组的报价由低到高排序，根据排序并考虑网络约束确定发电顺序，以满足系统负荷需求。在交易时段开始时，用于满足系统负荷需求的所有注册发电机组的最高价格确定为该时段的市场清算价格。目前市场最高限价为元/千瓦时。

在这种交易模式下，竞价发电厂的实际收入为： R＝QgPm+Qc(Pc-Pm) 其中：R－电厂总收入 Pm－市场价格 （3） 辅助服务的处理

有偿辅助服务（大扰动频率控制、自动发电控制AGC、无功能力、黑启动能力、强制备用等）激励了发电企业积极参与电网的辅助服务工作。《浙江电网发电市场规则》中对辅助服务补偿进行了详细规定。目前浙江电网辅助服务市场正在形成，未加装AGC的发电商，有些正在计划加装，以有机会提供AGC服务。

Qc－合约电量 Pc－合约价格

Qg－电厂上网电量

1.2.3.2 市场监管

《浙江电网电力市场监管条例》（简称《条例》）草案于2000年11月编制完成。《条例》中规定在浙江省经贸委领导下设立电力监管委员会，履行以下主要职责是（1）按“电力监管条例”和“发电市场规则”对“浙江电网发电市场”进行监管；（2）对“发电市场规则”的“公开、公平、公正”执行进行监管；（3）修订“发电市场规则”和提出“市场监管法规”的立法建议；（4）负责电力市场准入审批和颁发许可证；（5）对争议纠纷进行协调和仲裁，对违法违规行为进行调查和处罚，处理投诉时间。

目前市场监管主要表现为由电力市场各代表方组成的电力市场管理办公室对电力市场运营的自律监管。

1.2. 实际运行效果

浙江电网发电市场从2000年1月15日正式进行电量电费结算后，全年8个竞价发电厂在发电市场试运行期间共交易电量6亿千瓦时，占全省统调火电上网电量的58.6％。全年8个竞价发电厂在发电市场运行期间的总合约电量占总交易电量的6％（实际竞价空间为4％）。竞价比不竞价总结算电费减少2820万元，竞价比不竞价结算均价下降5元/千瓦时。

表 1.5 浙江省试点市场运行状况

时间 2000 2001

竞价机组容量(万千瓦) 500 682 占统调交易电量容量(%) (亿千瓦时) 占统调合约电量比例(%) 比例(%) 现货市场平均价格(元/MWh) 市场盈余(亿元) 精品文档，word文档

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1 江苏省电力公司的市场采购

1999年底，江苏省计经委、省物价局和省电力公司联合制定了《江苏省发电企业部分发电量竞价上网实行办法》。采用竞价手段采购超计划的需求电量。参与竞价的电厂为由省电网调度部门统一调度、上网电量由省电网经营企业统购统销的发电企业。2000年市场采购电量约50亿千瓦时，市场采购的电价97元/千瓦时，与全省大电厂平均电价2元/千瓦时相比，平均电价降低5元/千瓦时。市场采购电量获得的收益，由省经贸委安排补贴交费困难的电力用户，名单、补贴费用由经贸委下发，省电力公司实施。

1.3 存在的问题和障碍 1.3.1 试点市场中存在的问题

华东地区电力市场的发展在全国属于领先水平。上海市和浙江省作为国家的试点省市进行了发电竞争市场运营的实践，江苏省在省内部发电市场也开始了竞争的初步尝试。同时在华东公司的组织下，三省一市之间的区域性电力市场正在形成。从目前的运行状况来看，竞争市场的实践已经取得了一定的成绩，但还还存在一些问题：

(1) 试点电力市场的运行机制与和省间电力交易机制不协调。浙江省和上海市的试点是以省（市）为界限建立市场，形成省（市）内部自我平衡的市场格局，这种机制影响了省间电力电量交换，资源优化未能得到充分体现；

(2) 电力市场监管机制尚未建立。浙江省和上海市都针对各自试点的电力市场

制定了监管条例草案，但这些条例未经国家批准，相应地具有法律效应的监管机构和规则也未建立。目前由市场参与各方通过自愿协议组成的管理委员会处理市场中出现的问题。

(3) 市场参与范围和竞争主体有限。目前上海和浙江的试点市场中参与竞争的电厂范围有限。竞争主体数目也较少，容易产生市场操纵力。华东公司组织省间电力电量交易竞争也也存在同样的问题，参与竞争的是三省一市电力公司，全区电力供应紧张时，安徽省成为整个市场的单一卖家。

(4) 市场竞争力度有限。目前两个试点市场的竞价模式分别为现货+期货交易和现货+差价合同交易，由于期货合同和差价合同非竞争产生，因此竞争力度局限于现货市场竞价部分，约为竞价电厂总电量的10%-20%。从整个市场运作状况来看，

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竞争力度不大。尤其浙江省和上海市的用电需求增长很快的条件下，发电厂的利益格局基本上没有发生改变。如何结合需求增长速度考虑市场竞争的比例，使竞争真正起到资源优化的作用需进一步研究。

(5) 各市场的竞争模式与竞争规则不一致。两个试点竞争市场的市场设计模式和规则各不相同，同时目前省间电力交易竞争的模式和规则与两个试点市场的模式和规则也存在许多不协调的地方，操作起来容易出现问题。

1.3.2 建立竞争市场存在的障碍

从华东电力工业的总体情况来看，还存在着以下一些问题，对公平竞争的电力市场造成了障碍：

(1) 华东电网存在电源结构不合理、电网网架薄弱等特点。

华东三省一市一次能源资源匮乏，从外省购入煤炭是解决其电力能源需求的主要办法。电网目前已投产的机组85%以上为燃煤机组，调峰能力受限；电网内电源分布于负荷分布不平衡，电源主要集中在路、矿、港口，而负荷则主要集中在长江三角洲地区；地区经济发达，电力负荷密度大，线路走廊紧张；输电网架还存在着薄弱环节，由于长江和钱塘江过江点的限制，江苏北电南送和浙江南北电力交换还存在瓶颈现象。

(2) 现行管理体制限制了区域电力市场的发展。

现行管理体制的许多问题限制了区域电力市场的发展。长年以来形成各省（市）自我寻求平衡的规划计划管理方式，使得省（市）间的电力电量交易只能停留在互通有无的基础上；各省（市）地方政府从本地区供电安全和财政收入上考虑歧视外来电力，造成省间壁垒；华东公司既拥有电网，又拥有电厂，组织公平竞争的区域电力市场有一定的难度；网统配分电的模式影响了全网的调峰备用能力的发挥；长期以来形成的联络线考核办法为省（市）间自由的双边交易带来一定的障碍等。

(3) 电价结构不合理。

发电环节上网电价偏高，电网经营企业不能通过向用户售电补偿成本以及获得合理的利润。随着厂网分开改革的推进，如何给电网合理的价格空间促进其健康发展，同时又不抬高用户电价，这存在着电厂与电网以及其他部门之间的利益调

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整问题，改革难度较大。

(4) 面临环保压力大。

华东地区是我国三大酸雨控制区之一，区域内火电装机比例重。火电是“十五”期间“两控区”二氧化硫排放总量控制的重点行业，根据华东地区目前SO2排放现状及未来电力需求的初步分析，华东地区受二氧化硫排放总量限制，未来电源发展面临巨大的环保压力。根据目前的政策，火电厂加装脱硫装置的投资难以从电价中走出去，实施比较困难。

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二、华东区域电力市场框架设计

2.1 建立华东区域电力市场的必要性和基本原则

华东电网覆盖了上海市、浙江省、江苏省和安徽省，2001年底已经与福建电网实现交流联网。根据国务院电力体制改革方案，国家将设立华东区域电网公司（含福建）。因此，本课题在设计华东区域电力市场时，将市场的地域范围定义为华东三省一市和福建省2。

2.1.1 建立华东区域电力市场的必要性

(1) 华东地区内各省(市)电力资源分布和电力需求发展不平衡，建立区域电力市场有利于资源优化配置；

从长远发展看，受环保、地理条件、资源分布等因素的限制，华东区域内各省（市）通过在本省（市）建设电站满足负荷增长的供应方式已经不能适应发展需求，省(市)间电力交易的需求将逐年增加；根据华东电网2002-2010年电力发展规划及各省（市）装机进度安排看，上海和浙江在2005年前高峰期电力供应紧缺，而安徽省和福建省有一定的富余，具有向浙江和上海送电的潜力。

从发电成本看，安徽省与福建省的发电资源具有一定的成本优势，建立区域电力市场将促进省（市）间经济电能的交换，逐步降低全网供电成本：

 安徽地区经济相对落后，劳动力价格、材料价格、土地占用费等相对低，达到

国家环保要求所需要的环保成本也较低，具有低发电成本优势。

 福建省水电多，丰水期与华东电网的夏季高峰期相对应，向华东送电将有助于

缓解其高峰期紧张局面，同时水电成本低，具有良好季节性送电效益。 由此可以看出，实现区域资源优化是华东区域电网未来发展的必由之路，建立区域电力市场是实现区域资源优化的重要手段。

(2) 建立区域电力市场有利于消除省间壁垒；

省间壁垒是实现资源优化配置的主要障碍之一，省间壁垒产生的原因不仅仅是厂网不分，还包括政企不分，主要体现在地方政府对电力企业的直接干涉。完全彻底的政企分开还有待我国政府机构改革和监督机制进一步完善，政府观念转变

2

注：本报告在对输电价格和上网电价模拟计算中，由于数据不足对福建省的参与暂未作具体测算。

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等。在目前的体制环境下，应该开放省电力市场，建立区域电力市场，这是减少地方政府直接干预市场行为的一种有效手段。区域电力市场的优势在于：区域电力市场打破行政区界限跨省建立，区域内地方政府很难通过行政命令干涉市场行为，同时各省政府之间利益相互制约，形成无形的监督力量，有利于市场公平竞争。

(3) 建立区域电力市场有利于规范和发展省间电力交易，进一步发挥市场配置资源的基础性作用。

目前华东电网内的省间电力交易基本可以分为几类：统配电量分配、代发电量竞价、省（市）电量竞价和双边合同交易。统配电量主要包括：目前华东公司拥有电厂的电量（新富望三个电厂）、代管电厂电量（天荒坪电厂）以及外区来电（通过葛南直流吸纳华中和二滩电量），这些电量以计划手段分配给各省（市）；代发电量竞价指华东公司每年采用竞争的方式在三省一市中间竞买一定数量的电量，以取代其拥有的望亭电厂燃油机组的网统配份额发电量；省（市）电量竞价交易主要是指华东公司要求三省一市每年拿出一定的份额电量作为竞价空间，三省一市通过投标竞价买电；双边合同是三省一市之间自由签订的购电合同。建立区域电力市场，可以进一步规范和发展以上省间电力交易，充分发挥市场配置资源的基础作用，保证省间电力交易的公平合理。

.2 建立区域电力市场的基本原则

建立华东区域市场的总体思路是：按照国务院电力体制改革总体部署，立足华东电网的实际情况，充分借鉴国内外电力市场化改革的经验教训，遵循电力生产运营的客观规律，发挥市场配置资源的基础性作用，为华东电网电力资源优化配置创造良好的市场和法制环境。

根据以上指导思想，在设计华东区域电力市场时考虑以下基本原则：

➢ 能够促进区域资源优化； ➢ 有利于电力可持续发展； ➢ 尽量减少改革成本； ➢ 改革应循序渐进，分步实施； ➢ 市场规则简单清晰，易于实施。

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2.2 华东区域电力市场的总体设想

建立电力市场的目的是通过引入竞争机制，用市场的手段实现资源优化配置。市场化改革要求将垂直一体化电力工业结构分解成发、输、配电、售电不同业务环节，发电和售电环节逐步引入竞争机制。

根据国务院电力体制改革要求，我国电力市场化改革的第一步是厂网分开、竞价上网，市场中电网公司作为单一购电机构从发电厂购电，逐步开展大用户和配电公司直接购电试点工作。从世界各国改革的经验来看，输配不分的单一购电机构模式在市场化改革中只能是一个过渡模式，因为该模式存在三个问题：一是单一购电机构模式买方单一，无法实现充分竞争；二是单一购电机构的市场缺乏需求侧对市场的响应，市场价格不能充分发挥作用；三是单一购电机构承担全部买电风险，而市场机制强调风险分散。因此从长远看，我国应该实施输电和配售分开，建立多买方-多卖方的充分竞争市场。国务院电力体制改革方案文件已提出分步推进电力体制改革的总体思路，要求在做好试点工作的基础上，逐步实施输配分开，在售电环节引入竞争机制。

表2.1 两阶段市场的基本特征和条件

基本特征 条件 近期 单一购电模式为主的发电市场 厂网分开；输电价独立 远期 多买方-多卖方批发市场 输配分开；输电价、配电价独立 按照国家对电力体制改革的总体部署，华东区域电力市场的设计分近期和远期两个阶段考虑，近期是发电竞争为主的市场；当配电公司独立核算、能够直接参与竞争时，形成远期的电力批发市场。

2.3 华东区域电力市场近期模式设计

2.3.1 近期方案一：自愿参与的区域电力市场

基本思路：该方案建立一个自愿参与的区域电力市场，通过事先定义省间交易的种类以及相关规则，为各交易主体之间提供更加灵活的电力电量交易平台。同时建立和完善区域内各省之间备用共享机制，形成区域电网更为紧密的联网运行方式，

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2.3.1.1 电力工业结构

根据电力体制改革方案，电力工业将实行厂网分开，重组电网资产，设立国家电网公司，并设立区域电网公司。华东区域电网公司公司（以下简称华东公司）负责经营管理区域电网和区域电力调度交易中心。上海、江苏、浙江、安徽和福建省（市）电网公司（以下统称省电网公司），负责经营当地输配电业务。根据系统需要，区域电网公司可以拥有少数应急、调峰电厂，例如水电和抽水蓄能电厂等。

表2.2 华东区域电力市场近期方案一的电力工业结构图

发电 经营者 职能 独立发电公司 华东区域电网公司 省(市)电网公司 电力生产 经营管理区域电网并提供输电服务，保证区域电网安全运行，规划区域电网发展，组织省间电力交易，管理区域电力调度交易中心。 经营管理省内电网并提供输配电及售电服务；省内电网安全运行及供电安全。管理省电力调度交易中心,规划省内电网。 向其专营区用户供电和售电，调度地方小电厂 向其专营区用户供电和售电，调度地方小电厂 输电 配电 省(市)电网公司的供电分公司 趸售县供电局 股份制供电公司 在华东区域电力市场近期模式中，华东地区电力工业结构以改革方案已定的基本结构为基础，不同方案下，区域电网公司与省电网公司的具体职能分工因竞争模式的不同稍有差别。

在方案一中，区域电网公司的主要职能是：经营管理区域电网并提供相应输电服务，保证区域电网安全运行，规划区域电网发展，组织省间电力交易，管理区域电力调度交易中心。省电网公司的主要职能是：经营管理电网，提供输配电服务，负责省内电网安全运行及供电安全，管理省（市）电力调度交易中心（以下统称省电力调度交易中心），规划省内电网。 2.3.1.2 市场主体

区域电力市场主体包括四省一市电网公司和市场特殊成员。市场特殊成员主要是符合市场准入条件的卖电主体或大用户。市场准入条件分阶段考虑，初期的市场主体主要是四省一市省电网公司，以及现有的区外送电主体，如二滩发电公司以及华中电网公司。随着三峡向华东送电工程的投产以及市场的发展，市场特殊

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成员逐渐扩大到三峡电站以及其他区外交易主体、各省内直接接入500kV电压等级的卖电主体和符合条件的大用户。 2.3.1.3 市场结构

华中电网公司 其他外区交易主体 三峡水电 华东区域电力调度交易中心 区域市场（合同+现货） 省(市)电力交易中心 省电网公司 省内接入500KV电厂 省内独立发电公司 用户 大 用户 大 用户 (已形成省(市)级市场) 现货+合同 省(市)电网公司 省内接入500KV电厂 省内独立发电公司 (未形成省级市场)用户

注：虚线表示随着区域市场的发展以及市场成员的扩展，市场逐步出现的交易。

图 自愿的区域市场结构图

建立华东区域电力市场，实现省间市场开放。各省根据自身情况可以建立省内发电竞争市场。华东区域电力市场主要负责组织各省电网公司之间以及各省电网公司与市场特殊成员之间的交易。省电网公司负责从省内发电厂或从区域电力市场买电向全省用户供电。省内市场以购电合同为基础，不同程度引入竞争机制，发展快的省份可建立现货竞争市场，例如上海和浙江。

大用户直接购电：制定大用户买电行为规范，规定大用户开放的标准及时限。大用户可以直接与省内电厂签订合同，或通过省电力调度交易中心与省内电厂签订合同，也可以到区域电力市场与市场成员签订购电合同。大用户直接购电的双方需要同时与电网公司签订输电服务合同和平衡服务合同。其中，平衡服务合同规定了大用户未按照购电合同规定曲线用电时，电网公司给其提供电力平衡服务的计量方法和价格。

新电厂：各省电网公司通过招标方式选择新建电厂，并与新建电厂签订长期购电合同。新建电厂可以通过合同一定程度地规避市场风险。当区域电力市场成员

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开放到接入到500kV电压等级的电厂时，符合条件的新建电厂可以通过区域电力市场卖电，卖电可选择的范围加大。 2.3.1.4 市场运行机制

（1）备用共享机制

四省一市电网公司及华东公司签订联网运行协议，该协议中规定省间备用共享及分摊原则、输电网运行可靠性标准以及联络线考核办法等。通过该协议，四省一市之间建立联网备用共享机制。备用共享机制包括三方面内容：

①备用的确定、分摊办法及相应的处罚原则。根据区域电网的设备状况统一考虑全网备用，考虑各省最大负荷、装机容量及省间联络线等因素将全网备用需求在四省一市电网公司分配。规划阶段和运行阶段的备用选取原则分别规定。四省一市电网公司必须按照分摊的备用容量值安排满足备用要求的发电容量。华东区域电网公司可以聘请独立机构或通过抽样临检的方式评估四省一市电网公司是否履行了备用义务，没有履行备用义务的公司将受到惩罚。

②省间备用支援和付费原则：主要是运行过程中事故支援的原则及付费问题。 ③备用容量市场：由于各省电网公司必须按照规定的备用原则考虑备用容量，承担相应备用容量义务，因此各省公司需要有更灵活的途径来满足其应承担的备用任务。备用容量市场为各省电网公司提供了买卖备用容量的交易机制。各省公司可以通过安排省内电厂承担备用的方式来满足要求，也可以在区域电力备用容量市场中从其他省电网公司购买备用来满足备用容量要求。备用容量市场分为按月交易和提前一天交易的市场，由各省电网公司在规定时间内申报买卖的容量以及价格，由区域市场交易中心按照供需匹配的原则并考虑联络线可用容量，确定交易容量和交易价格。

省电网公司安排省内电厂承担备用的方式可以根据省内市场的发育情况和省电源构成特性采用不同的方式。例如在以火电为主的省网内，可以考虑采用要求所有电厂按照等备用原则提供备用容量，随着市场的发展可以逐渐考虑引入省内备用容量的市场化运作机制。

（2）区域电力市场的交易方式

四省一市电网公司以及华东公司签订区域电力市场管理框架协议，由电力监管委员会审定后执行。该协议中包括区域电力市场的机构设置，市场中各种交易类

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型的定义，交易规则以及合同范本等。区域电力市场在这个框架的基础上建立。

区域电力市场的交易种类主要包括合同交易和现货交易以及备用容量市场交易，随着市场的发展和需要，交易种类可以逐渐扩充。

 合同交易3

合同交易包括长期合同（1年以上的合同），中期合同（1年及以内，一个月及以上），短期合同（1个月以内，一天以上）。合同主要由各省电网公司之间，大用户和省电网公司之间，省电网公司或大用户与进入市场的卖电主体之间签订。合同价格由招标方式或双方协商决定。买卖双方签订购电合同的同时必须与区域电网公司签订输电服务合同，输电价格为政府审批的输电价格。

 现货市场

现货市场为提前一天确定的时段交易。现货市场中买卖双方报价，价格形成机制遵循供需匹配原则，首先考虑网损等因素将报价折算成参考节点的报价，然后将买方报价和相应的购买量与卖方报价和相应的供应量配对排序，取边际卖价为市场清算价格，低于边际卖价的卖方报价和高于边际卖价的买方报价将被选中。

 备用容量市场

指省电网公司之间备用容量的交易机制。（见备用共享机制中的规定）。 （3）区域市场运行和调度职能 设立区域和省电力调度交易中心。

区域电力调度交易中心负责组织和运营区域电力市场，主要是发布输电网络可用信息，接收报价等交易信息，对交易结果进行系统安全校合，发布交易信息，并根据确定的交易结果对四省一市电力调度交易中心下达相应的预调度指令。

四省一市电力调度交易中心负责省内市场的运作，并负责各自系统的实时平衡，华东公司根据协议中规定的联络线考核办法对省间联络线进行考核。

（4）输电通道使用权及拥塞的处理

这里的输电通道主要指省间联络线。输电通道的使用权以合同交易优先于现货交易，长期合同交易优先于短期合同交易，先申请优先于后申请为基本原则。区域市场成员之间签订合同交易时，由购电方向华东公司申请输电通道使用权，与其签订输电服务合同，并按规定提交输电通道使用计划。当输电通道无可用容量

3

注：本报告所指合同交易指双方或多方签订的长期、中期或短期合同，包括物理合同和财务合同，不包括集中竞价形成的现货或实时交易。

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时，新增合同交易被视为不能通过系统安全校核，交易不成立。在现货市场中，如果按照市场供需报价形成的交易计划，使输电通道计划传输容量超过其稳定极限，则被视为输电通道拥塞。发生输电通道拥塞时，以输电通道的输送能力为约束条件将市场分成不同价区。处于同一个价区的市场买方和卖方结算价格相同。两个价区之间的电力交易结算形成的价格差收入为华东公司收入，纳入输电价格的调整计算中。

2.3.1.5 向远期模式的过渡

随着输配电分离，配电公司成为独立法人，市场的买方主体将增多。华东公司和四省一市电网公司之间联网运行协议的主体将逐渐扩大到各独立配电公司，备用共享机制也将拓展到独立配电公司。与此同时区域电力市场框架协议下的市场成员将扩大到各配电公司的参与。区域市场中的交易转变为独立发电厂和配电公司之间以及大用户之间的交易，区域电网公司和省电网公司负责提供输电服务，华东区域电网内形成统一的完全竞争的区域电力市场。 2.3 模式的特点

（1）对现有电力工业结构以及运行方式调整不大，主要是对区域电网内省间的交易模式有所改变：原通过华东公司统配的外区来电直接进入区域电力市场交易，外区来电根据国家已定的分电原则由相应的送电主体与四省一市电网公司按照区域电力市场规则签订长期合同，多余电力可以在区域电力市场自由交易；华东公司拥有的调频电厂与四省一市电网公司签订购电合同以及辅助服务合同，不参与市场竞争。

（2）该模式在四省一市之间建立更为紧密的备用共享机制，通过联网运行协议规定各自拥有的权利和义务，实现联网的备用共享效益；对现行交易制度改进，四省一市在签订区域电力市场管理框架协议的基础上建立区域电力市场交易平台，规范各种交易种类，获得省间自由灵活交易而带来的效益；

（3）区域市场建立初期，参与竞争的市场主体很少，特别是在高峰期可能呈现单一卖主垄断市场的局面，产生较强的市场操纵力。为增加市场参与主体，在向远期模式过渡过程中，竞价主体分阶段地扩大到发电厂，发电厂一部分参与区域市场、一部分参与省级市场的协调运作比较复杂。

（4）在目前政企难以完全分开的环境下，以自愿模式形成的市场很难解决省

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间壁垒问题；从长期看，交易量可能会只停留在电力电量互补方面，难以起到真正的资源优化配置作用。

2.3.2 近期方案二：协调运作的两级市场

基本思路：在华东电网建立区域和省两级市场。区域电力调度交易中心组织区域市场交易。省电力调度交易中心组织省内交易，代理本省市场的发电公司和省电网公司参与区域电力市场交易。区域和省两级现货市场协调运作，省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为原则先确定省间交易，再由省电力调度交易中心确定省内交易。 2.3 电力工业结构

该方案下的电力工业结构与方案一的不同之处是：区域内设区域和省两级电力调度交易中心，由区域电网公司共同管理。 2.3.2.2 市场主体

区域电力市场主体包括四省一市电力调度交易中心（代理本省市场上的发电公司和省电网公司进行交易）、区外交易主体和符合条件的大用户。四省一市电力调度交易中心是区域电力市场中强制参与的市场主体；区外交易主体目前包括二滩公司、华中电网公司，未来将包括三峡发电公司和其他区外交易主体。随着大用户试点工作的推进，按照大用户用电电压等级或用电规模等条件被赋予用电选择权的用户或配电公司，可以直接参加区域市场的交易。

省级市场的交易主体是省电网公司、独立发电公司以及符合准入条件的大用户。

2.3 市场结构

建立区域和省两级电力市场。两级市场都存在合同交易和现货市场交易两种方式。现货市场中区域和省市场是上下两级协调运作的市场。

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三峡水电 华中电网公司 其他区外交易主体 华东区域电力调度交易中心 区域市场（合同+现货） 省(市)电力交易中心 省市场（合同+现货） 省(市)电网公司 省(市)电力交易中心 省市场（合同+现货） 省(市)电网公司 独立发电公司 用户 大 用户 大 用户 用户 独立发电公司 注：虚线表示随着区域市场的发展以及市场成员的扩展，市场逐步出现的交易。

图 协调运作的两级市场结构图

大用户直接购电：通过试点，逐步开放大用户的购电权。被赋予选择权的大用户，可以在省级市场中与发电公司签订购电合同、从现货市场购电；随着市场的发展，大用户可以直接在区域电力市场中与其他市场成员签订购买合同，或参加现货市场交易。大用户签订直接购电合同的同时需要与电网公司和电力调度中心签订输电服务、辅助服务和平衡服务合同。

新电厂：在省电力调度交易中心的组织下，根据省电网公司的用电需求，以招标方式选择新建电厂，并由省电网公司与新电厂签订长期购电合同，该合同能够保证电厂正常收入的一定比例，比例由市场规则中规定。电厂的剩余电量可以参与省级电力市场的短期交易和现货竞争，通过省级电力调度交易中心的代理参加区域电力市场交易，因此新建电厂间接的竞争范围为整个区域。 2.3.2.4 市场运行机制

（1）市场交易方式

区域电力市场交易方式包括合同交易和现货交易两部分。

合同交易包括市场成员之间签订的长期、中期和短期购售电合同（长、中、短期合同的定义与方案一相同，以下未特殊标注同）；

提前一天的现货交易：提前一天根据市场成员的报价确定的各时段的省间交

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易。区域现货市场要求市场成员必须以规定的程序和规则参加市场的报价和交易。

省级电力市场的交易方式也包括合同交易和现货交易两部分：

合同交易包括长期、中期、短期购售电合同以及辅助服务合同。合同交易采用招投标机制或双方协商交易机制。辅助服务合同由省电力调度交易中心与满足一定运行特性的电厂签订。辅助服务包括为电网提供调频、运行备用、无功补偿和黑启动等服务。省电力调度交易中心购买辅助服务的支出计入输电价格。

提前一天的现货交易：提前一天根据省级市场主体的报价以及区域电力调度交易中心确定的省间交易确定各时段的省内的交易。省级现货市场与区域现货市场协调运作。

（2）市场运行及调度职能

 华东区域电力调度交易中心负责区域电网调度和区域电力市场运作： 调度职能：运行和管理省间联络线的运行；根据日联络线潮流计划控制省间电力传输；负责全网的安全运行（电压和频率稳定），主要通过考核联络线潮流来保持系统的稳定；系统出现紧急事故时，作为大区内最高调度级，直接向各级调度下达指令。

市场交易职能：组织各省之间签订长期、中期、短期购售电合同和备用协议；向各市场成员定期公布省间联络线的可用容量；运行区域现货竞争交易市场。

 各省电力调度交易中心负责各省电网调度和省级电力市场运作： 调度职能：负责全省的供电安全和实时电力电量平衡；调度省内各发电厂； 市场交易职能： 组织省级电力市场的运作；向区域级电力市场报基于联络线容量的系统边际价格曲线，参与区域级电力市场竞争。

供用电实时平衡职能：各省级调度负责各省的电力电量平衡。省调度中心通过三种途径来满足系统的电力电量平衡：一是在区域电力市场上与外省签订短期购电合同；二是根据省内发电机组现货市场的报价，选择未被安排发电的容量发电；三是调用与省电力调度交易中心签订了辅助合同的发电机组。省级市场应该逐渐增加辅助服务市场，将辅助服务有偿化、竞争化。辅助服务市场的基本模式是采取年招标的方式，随着市场的发展可以建立实时的辅助服务竞价市场，具备服务能力的发电厂通过市场竞价。

（3）两级现货市场的运作  现货市场的运作程序：

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区域现货市场和省级现货市场是上下两级市场，省级交易中心接受省内各发电厂报价信息后，根据区域市场规则，向上一级市场即区域市场报价；区域电力调度交易中心根据省电力调度交易中心的报价首先确定省间交易；然后省交易中心根据区域市场确定的省间交易和省内负荷需求以及发电厂报价确定省内交易。具体操作程序见图。

图 两级现货市场运行程序图

 交易的确定：

区域电力调度交易中心 省（市）电力调度交易中心 独立发电公司 向区域市场成员发布省间向省内市场成员发布市场负荷预测以及省间联络线接收各发电厂的报价，并将接受信息 向省电力交易中心提交报价单；报价截止根据全省负荷预测以及各种合同交易电量计划，分别计算在不考虑联络线送受电情况下、分容量考虑联络线送接受省电力交易中心的报价以及区外交易主体的报价曲线； 依据供需匹配的原则，考虑省间联络线的安全可用容量制定日联络线的潮向区域电力交易中心提交系统边际电价与联络线送受容量相对应的阶梯价接收省间交易信息，并根据电厂报价公布省间交易量（交易曲排序制定省内电厂调度计划.确定省公布交易结果和调度计划 接受信息 调度中心根据调度计划调度发电厂运行，并通过调度辅助服务机组来实现精品文档，word文档 本文为网上收集整理，如需要该文档得朋友，欢迎下载使用

区域电力市场要求省电力调度交易中心必须按规则参与区域市场的现货交易，区域现货交易市场在某一时段的交易空间为该时段省间联络线的可用容量。

区域现货市场采用买卖双方报价机制，电力调度交易中心根据各省提交的省间联络线容量对应的边际价格曲线以及其他市场成员的报价，在考虑网络因素对报价进行折算后，按照供需匹配的原则确定省间交易，满足需求的边际卖价4为区域市场清算价格，即省间交易价格。

省电力调度交易中心根据已经确定的省间交易、省内负荷需求以及省内电厂的报价确定省内交易与省内市场买电价格。省内市场买电价格为满足省内需求（扣除从区域市场购买的电量）的系统边际报价5。

区域市场中的卖电省，省电力调度交易中心根据省内交易量和外送电量、电厂报价排序，分别确定满足省内需求的发电量和满足省间交易量的发电量，并分别按照省内市场买电价格和省间交易价格结算。

区域市场的购电省，省电力调度交易中心按照省内市场买电价格与省内发电厂结算，按照省间交易价格与卖电省电力调度交易中心结算。

区域现货市场的定价过程见图例 。

图2.4 给出了某一时段A、B两省电力交易的确定过程。某时段，A省的负荷需求为300万千瓦，B省的负荷需求为500万千瓦，两省之间联络线可用容量为30万千瓦。A、B两省各自根据其省内电厂的报价进行排序，列出对应联络线可用容量不同容量段（例如10万为一段）的送受容量的边际价格（送电负荷为负值时为受电），并形成不同送受电情况下的边际价格曲线，申报给区域电力调度交易中心。

区域电力调度交易中心考虑网损等因素对两省的边际价格曲线进行折算，然后形成两省电力互换的供需曲线，供需曲线交点对应的容量为省间交易值（即A省向B省送电20万千瓦），该容量对应的卖方的价格作为省间交易价格（3元/千瓦时）。A、B两省根据已经确定的省间交易价格以及省内发电厂的报价从低到高排序，以最后满足需求（省内负荷需求-受电负荷）的报价为省内市场清算价格（A省该时段的清算价格为0.30元/千瓦时；B省该时段清算价格为元/千瓦时）。

4 5

通过对多种市场定价机制的比较，本报告推选采用边际价格定价机制。本小节后附各种定价机制的比较。

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图 2.4 两级电力市场省间交易报价示意图

某时段A省负荷需求300万千瓦， B省负荷需求500万千瓦，A-B省之间联络线可用容量30万千瓦。 A省发电报价排序表申报发电负荷送出负荷申报电价 270280-30-200.270.28 万千瓦，元/千瓦时290300310320-10010200.290.30.310.32330300.33 B省发电报价排序表申报发电负荷送出负荷申报电价 万千瓦，元/千瓦时470480490500510520530-30-20-1001020300.310.3250.330.340.350.360.365A省外送（受）电报价曲线B省外送（受）电报价曲线报价 (元/千瓦时)0.340.320.3-40从外省买电0.26-200.28报价 (元/千瓦时)0.380.36向外省卖电向外省卖电02040-40从外省买电0.3-200.320.3402040送(受“-”)电力 (万千瓦)送(受“-”)电力 (万千瓦) 考虑网损等因素将报价折算，并合成省间电力供需曲线图供需曲线图0.33500.33000.32500.32000.31500.31000.3050010203040供应曲线需求曲线供需匹配后确定的交易量，A省B省络线交易容量为20万千瓦，结算价格为A省送出20万千瓦的报价，假设按照网损率为0.01折算，结算价格为0.32/(1-0.01）=0.323元/千瓦时。

（4）输电使用权和拥塞的处理

输电使用权的安排和优先原则与方案一相同。现货市场中，区域市场按照省电力调度交易中心根据省间联络线可用容量为限申报的买卖电量报价来确定省间交

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易，不会出现输电通道拥塞的问题。 .2.5 向远期模式的过渡

这种模式是针对于目前省间联络线比较弱，产生省间壁垒的体制因素还存在的情况下提出的强制省间电力交易的模式。随着配电公司的独立，配电公司具有自由选择发电商的权力，省级电力市场的界限将被打破，四省一市的电力调度交易中心的交易功能将逐渐合并到区域电力调度交易中心。 2.3.2.6 模式的特点：

(1) 要求对系统的运行方式有较大的改变：四省一市需要分别建立省级电力市场，

且竞争规则基本相似。

(2) 市场的强制性要求省电力调度交易中心必须参与按照省系统边际价格形成的

省间电力电量交换，区域市场通过各省边际价格的比较先决定联络线的传输量，再由省级市场决定省内的交易。这种机制强化了区域内资源优化利用，有利于打破省间壁垒。

(3) 两级现货市场运作的原则是省内发电机组在满足省内电力需求的基础上向外

送电，满足省内发电厂供电的结算价格和满足省外发电厂供电的结算价格不同，避免了统一市场中发电成本低地区由于执行市场统一价格而带来的价格上升。

(4) 区域现货电力交易市场和省级现货电力交易市场相互作用，运作规则多，操作

烦琐。

(5) 区域市场对信息透明度要求很高，管制任务重。

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附：市场中定价机制的比较： 1. 卖方单侧报价的市场 定价方式 定义 将卖方报价排序，边际价格结算 满足市场需求的最后一个报价为市场清算价格。 理； 有利于给出明确的价格信号； 结算过程简单； 符合交易双方意愿； 市场按照卖方申申报价格结算 报的价格与卖方结算。 2. 买卖双方报价的市场 定价方式 定义 按照买卖双方的价格和边际价格结算 需求制订供需曲线，将供需平衡点的价格作为市场清算价格。 市场按照最低卖价和最高买价配对的方式依次经济人模式 配对，直至最低卖价高于最低买价为止。成交双方的交易价格为卖方和买方报价的平均值。 根据国际经验，在电力现货或实时竞价市场中，普遍使用的是边际价格定价机制；英国在新电力交易理； 有利于给出明确的价格信号； 结算过程简单； 双方共享交易收益； 有利于从机制上打破投机； 优点 符合供需关系决定价格的基本原缺点 价格与价值可能发生偏离； 易产生市场投机行为； 市场中可能导致价格过高，卖方获得暴利。 没有明确价格信号引导投资； 结算过程复杂，相关技术要求较高。 鼓励卖方报价体现真实成本； 尤其是在市场集中度相对较高、电力供需紧张的市场中； 优点 符合供需关系决定价格的基本原缺点 价格与价值可能发生偏离； 易产生市场投机行为； 在易产生市场操纵力的市场中暴利。 没有明确价格信号引导投资； 结算过程复杂，相关技术要求卖方报价压力大。 体现同网同质同价的公平原则； 可能导致价格过高，卖方获得有利于从机制上打破投机、垄断，较高； 体现同网同质同价的公平原则； 在易产生市场操纵力的

2.3.3 近期方案三： 新增电量交易的统一区域市场

基本思路: 维持现有电量的交易模式，针对新增电量的交易在四省一市建立统一的区域电力市场，要求各省新增电量的买卖必须通过区域电力市场，新建电厂

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也必须参加区域电力市场的竞争。 2.3.3.1 电力工业结构

与方案一的电力工业结构基本相同。 2.3.3.2 市场主体

区域电力市场的主体是：四省一市电网公司、新建电厂（市场规则中对新电厂和现有电厂做具体规定，原则上按照某一基准日为分界线，之后开工的电厂为新电厂）和区外交易主体。 2. 市场结构

三峡水电 华中电网公司 其他外区交易主体 华东区域电力调度交易中心 区域市场（合同+现货） 新增电量购买 省电网公司 (未形成省级市场)新电厂 老电厂 用户 大 用户 大 用户 用户 老电厂 新增电量购买 省(市)电力交易中心 (已形成省(市)级市场) 省(市)电网公司 新电厂

注：虚线表示随着区域市场的发展以及市场成员的扩展，市场逐步出现的交易。

图 2.5 新增电量交易的统一区域市场

区域电力市场针对四省一市的新增电量设立。四省一市电网公司只能在区域电力市场中购买其新增负荷所需的电量；各省（市）范围内新建电厂只能通过区域电力调度交易中心向各省市电网公司卖电。

省内市场保持现有状态，省电网公司是省内单一购电机构，负责从现有电厂购买电量。省内可以建立发电侧竞争市场，也可以不建立省内市场。

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实施大用户试点工作，根据大用户接入电网的电压等级和用电容量分阶段放开大用户选择供电方的权利。具有供电选择权的大用户可以从省电网公司购电，也可以直接向本省的老电厂购电，还可以到区域电力市场买电。 2.3.3.4 市场运行机制

区域电力市场交易有两种方式：合同交易和现货交易；市场参与者为新建电厂、四省一市电网公司和区外来电。市场参与具有强制性：华东地区的新建电厂必须通过区域电力市场卖电，四省一市用电需求超过其基准电量的增量部分必须通过区域电力市场买电。基准电量为市场规定的基准日上一年四省一市的实际用电量，并根据各省机组退役计划每年减少相应的电量，区域监管机构每年对基准电量核定一次。

（1） 合同交易

采用招投标方式进行，合同种类分为长期、中期和短期合同。

长期合同期限在5年以上。一般为新建电厂与四省一市电网公司通过招投标签订的购售电合同。

例如，规划期某一年四省一市需要新增总容量为200万千瓦，区域电力市场统一向市场招标，上网电价按照市场规定的年利用小时数计算，例如5500小时。中标的投资商与 四省一市电网公司提出5年内新增电力需求的申请，例如2005-2010年内每年需要新增的装机容量和电量（减去已经拥有的合同量），区域市场按照每年全区的需求量统一向市场招标，投资者可以投标建设电厂，并与四省一市电网公司签订长期购售电合同，该合同能够保证其一定比例的预期收入（例如80%）。长期合同招投标每3年进行一次。

中长期合同（1年-5年）和短期合同（1周-1年）为四省一市电网公司提供进一步根据需求变化趋势调整其购电量的机会，通过招标的方式进行。四省一市电电网公司可以通过区域市场与发电公司或其他省电网公司签订中期或短期合同。中长期合同招标1年1次，短期合同招标1月1次。

交易合同中规定基本送电负荷曲线，买方根据基本负荷曲线制定月、日送电计划。

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原在华东全区分配的电量包括区外来电以及新富望三厂的电量，按照已定的分电比例，由相应的送电主体与各省电网公司签订购电合同。基准日当年起新增的分电电量（例如三峡）按照规定比例由送电主体通过区域电力市场与各省电网公司签订购电合同，其电量计入各省电网公司在区域电力市场中购买的电量。

（2）现货交易

提前一天确定第二天各时段的交易。新建发电厂及四省一市电网公司参与现货市场交易。具体交易程序如下：

➢ 首先由四省一市电网公司向市场申报第二天各时段的申购负荷；

申购负荷=负荷总预测值-基准电量对应负荷值-区域市场中签订的合同电量对应负荷值；

例如，A省某一时段的总负荷预测值为800万千瓦，基准电量对应的负荷值为600万千瓦，通过区域市场签订的长期合同为160万千瓦，中期和短期合同合计10

➢ 区域电力调度交易中心公布现货市场负荷需求；

➢ 新建发电厂以及准备卖出的四省一市电网公司向市场报价。（四省一市电网公

司向市场卖出的多余电力，主要包括两方面：省电网公司通过区域电力市场签订的购电合同有多余；或省电网公司购买本省现有电厂的电量超出基准电量部分）

➢ 区域电力市场交易中心根据市场卖方的报价排序，在考虑系统安全约束的条件

下，安排交易计划，并将最后满足市场总需求的报价确定为系统边际价格，市场结算价格等于系统边际价格。

➢ 区域电力市场交易调度中心发布交易信息，向各省调度中心下达预调度指令。

(3) 输电通道使用权和拥塞的处理

输电通道使用权和拥塞的处理方式与方案一相同。 2.3 向远期模式过渡

随着市场的发展，新增电量在总电量消费中的比例逐渐升高，同时随着旧机组的退役，各省不参与区域电力市场竞争的基准电量逐渐减少，必然使区域电力市场交易量逐渐增大。按照全区平均年用电量增长为8%来考虑，市场运行5年后，区

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域电力市场中总交易量将占全区总消费电量的30%左右。配电公司独立后，配电公司作为独立的买电方增加了区域市场的买电主体，可以实现较充分的合同竞争和现货竞争，届时省内市场的基准电量部分可以直接放开，要求配电公司到统一的区域电力市场上买电，同时省内建立维持省内实时电力电量平衡平衡机制。 2.3.3.6 方案的特点：

（1）对现有电力工业结构以及交易模式改变很小，保护了有关各方的既得利益； （2）强制四省一市电网公司必须在区域电力市场买卖电力来满足其增量负荷的

需求，促进了省间资源优化配置的发展；

（3）长期合同、短期合同以及现货市场的组合，既能吸引发电领域的长期投资，

又为四省一市电力调度交易中心提供市场机制，使其可以根据滚动预测调整合同电量，市场交易灵活性较强；

（4）该模式局限于对未来电量进行市场化运作，对系统现存问题的解决能力有

限；

（5）在初始阶段，区域现货市场的买方仅为新建电厂和根据规则能够向外省卖电

的省电网公司，市场参与者少，市场操纵力易出现，需要监管机构严格监管； （6）由于强制性规定省内增量电量必须通过区域市场来买卖，必须建立相应的机

制督促四省一市电网公司遵守市场规则，包括检验四省一市电网公司通过区域市场实际买卖电量和实际负荷增量的差值以及违规处理办法等，监管任务重，成本高。

2.3.4 近期方案四：份额电量竞价的区域电力市场

基本思路：在目前华东电网省间交易的基础上发展并建立区域电力市场。为了促进省间资源优化配置，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，由各省电网公司在市场上竞价卖电。随着市场发展和竞价空间的加大，区域市场的资源优化配置作用逐渐加大。 2.3 电力工业结构

该方案与方案一的电力工业结构基本相同。

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2.3 市场主体

区域电力市场的主体包括：四省一市电网公司和区外交易主体；随着大用户试点工作的推进，区域电力市场的主体继续扩展到大用户。 2.3 市场结构

区域电力市场负责组织省电网公司之间的交易以及省电网公司与区外交易主体之间的交易。区域电力市场包括两部分：强制电量交易和自愿合同交易。

强制电量交易是各省电网公司按照市场规定的比例拿出市场份额，组成区域强制电量交易的市场空间，并由四省一市电网公司作为市场卖电主体竞价。

自愿合同交易是市场成员之间通过区域电力市场签订电力电量交易合同。 省电网公司作为省内的单一购电机构，从省内独立发电公司购电，并参与区域电力市场的交易。不同省可以根据自身情况选择省电网公司从独立发电公司购电的方式，可以建立省级发电侧竞争市场，也可以直接与发电公司签订合同。

华中电网公司 其他外区交易主体 三峡水电 华东区域电力调度交易中心 区域市场（合同+强制电量竞价） 省(市)电力交易中心 省电网公司 (未形成省级市场)(已形成省(市)级市场) 现货+合同 省(市)电网公司 省内独立发电公司 用户 大 用户 大 用户 省内独立发电公司 用户

注：虚线表示随着区域市场的发展以及市场成员的扩展，市场逐步出现的交易。

图 强制份额电量竞价的区域电力市场结构

大用户从试点开始逐步放开供电选择权，初期大用户可以直接与省内发电厂直接签订合同，随着区域市场的发展和完善，大用户选择权逐步放开，可选择范围逐渐放大，可以直接到区域电力市场买电。

新电厂：各省电网公司通过招标方式选择新建电厂，并与新建电厂签订长期购

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电合同。新建电厂可以通过合同一定程度地规避市场风险。 2.3.4.4. 市场机制

（1）市场交易方式

区域市场包括两种交易方式：强制电量竞价交易和合同交易。

强制电量竞价交易是由各省电网公司根据市场规则拿出一部分市场份额组成市场竞价空间。市场监管机构确定各省（市）让出的市场份额的比例，各省（市）让出的市场份额等于该比例乘以上一年的用电量（经监管机构核准）。竞价基本程序：

➢ 市场空间在每年年初确定，按照上年度各月用电比例将年电量分配给各月，

成为各月区域市场的竞价电量。

➢ 区域市场根据各省冬夏季典型日负荷曲线，以及各省让出份额电量的比例，

合成区域电力市场竞价电量的典型日负荷曲线（峰、平、谷三个时段）。

➢ 各省电网公司每月根据区域电力市场发布的竞价电量和典型日负荷曲线以

及其从独立发电公司购电的情况，向区域市场报价。报价包括峰、平、谷三个时段愿意向外卖电的价格和相应的电量。

➢ 区域电力调度交易中心根据各省（市）公司的报价分峰、平、谷三个时段分

别从低到高排序来满足需求，直至电量平衡为止。根据价格安排的电力交易计划，经过安全校合及调整后，形成省间电力交易计划。中标报价中最高的价格（边际价格）为市场结算价格。

➢ 区域电力调度交易中心将市场形成的省间电力交易计划纳入联络线考核计

划。

合同交易是省电网公司间、省电网公司与区外交易主体通过区域电力市场提供的交易平台签订双边购电合同。合同中的省间交易必须由区域电力调度交易中心进行安全校合，并纳入联络线考核计划。合同交易包括长期（一年以上）、中期（一年以内，一个月以上）、短期（一个月以内，一天及以上）和实时电力双边交易。其中，外区来电按照国家已经规定的电量和比例，由各省电网公司和相应送电主体签订购售电合同。

（2）市场运行和调度

华东公司设立电力调度交易中心，负责运营区域电力市场和区域电网调度。区

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域电力市场运营的主要职能是组织和管理强制电量竞价交易以及管理双边合同交易。

四省一市电网公司设立省电力调度交易中心（没有形成省级市场的省可以不设立交易中心），负责省内交易、省内电网调度以及省内电力供需实时平衡。

（3）输电通道使用权和拥塞的处理

输电通道使用权按照以下优先次序安排：长期合同交易、强制电量竞价市场交易、中期交易、短期交易和实时双边交易。市场买卖双方签订交易合同时首先要向华东公司申请输电权，并签订输电服务合同。输电通道无可用容量时，合同交易不成立。在强制电量竞价市场中，根据各省电网公司报价确定的省间交易计划造成输电通道拥塞时，市场将分成不同价区。不同价区之间的电力交易结算形成的价格差收入为华东公司收入，纳入输电价格的调整计算中。 2.3 向远期模式过渡

华东区域电力市场发展初期以强制四省一市电网公司拿出一定份额电量组成区域市场竞价空间来加大省间电力交易为主，并提供灵活的双边交易平台促进省间自由交易。随着市场的发展，强制电量竞价的市场空间可以逐渐放大，市场招标周期逐渐变短，省间的自由交易空间将逐渐被并入强制电量竞价市场，市场交易主体也逐渐扩大，首先通过大用户进入区域市场，加大区域市场竞价空间，再随着配电公司业务独立，输配逐渐分开改革的推进，将市场主体扩大到大用户、配电公司以及独立发电公司，逐步过渡到统一的区域电力市场。 2.3.4.6 方案的特点

（1）该方案是对目前系统中省间交易模式的改进，方案易于实施；

（2）强制份额电量交易的市场中，市场买卖主体都是四省一市电网公司，易于形

成市场操纵力，使市场失去作用；

（3）区域市场竞价空间的确定还属于计划行为，很难合理制定各省电网公司拿出

的市场份额；

（4）随着各省电网公司拿出的市场份额的加大以及市场招标周期的缩短，省电网

公司面临的购电风险逐渐加大，影响其与省内独立发电公司签订的合同。同时省内独立发电公司缺乏确定的合同保证以及卖电范围的选择，将影响其投资积极性。

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2.3.5 方案比较和选择

上述各方案的共同目标是建立一个促进区域内电力资源优化配置的区域电力市场，各方案建立市场的方式，采用的模式不同，其资源优化可实现的力度，对现有系统的要求以及对未来发展的需求都有所不同。根据建立区域电力市场的原则，我们从以下几个方面对几个方案进行比较：

（1）从市场对促进区域资源优化，加大省间电力电量交换的能力来看： 方案一的区域电力市场是自愿参与的市场，区域市场为省间电力交易提供了资源优化配置的平台，但是在目前体制环境以及输配不分的模式下，很难解决省间壁垒问题，近期促进区域资源优化的能力不足。方案二通过强制省电力调度交易中心按照省内电厂报价形成的省电力供需边际价格曲线参与区域市场竞争，区域现货交易中心通过比较省间边际价格形成省间交易，这对省间壁垒的冲击力较大。方案三强制新增电量在统一的区域电力市场中竞争，从竞争机制上打破了省间壁垒，但效果只能随着新增负荷的发展逐渐显现出来。方案四强制各省拿出份额电量组成竞价市场，能够一定程度加大省间电力电量交换力度，但并没有通过市场手段形成资源优化配置的机制。

（2）从是否有利于电力发展来看：

华东电网电力需求增长快，为了满足电力需求的增长，保证电力供应安全，建立区域电力市场应该有利于吸引投资，促进电力发展。从吸引新增发电容量投资的能力看，各方案的共同点是市场竞争以合同为基础，新建电厂采用招标方法，省电网公司和中标的电厂签订长期购电合同，使新建电厂能够一定程度规避风险。其中，方案三中的新建电厂能够在区域范围内竞争，竞争范围扩大，吸引投资的能力相对较大。从对电网发展的促进作用来看，方案二能够通过区域现货市场和省级现货市场的运作给出明显的价格信号，反映省间约束影响省间电力交易的状况，这将促进省间联络线的建设。其他三个方案中市场给出的促进电网建设的信号不明显。

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表2. 3 近期模式方案汇总表

1. 市场结构 2.区域市场主体 方案一 区域电力市场； 区外交易主体、各省电网公方案二 区域电力市场+省级电力交易市场 区外交易主体、各省电力调度交易中心进行交易） 3. 交易种类 4. 现货市场 合同交易和现货交易 备用容量交易 自愿参与 强制参与 以省间联络线容量确定 强制参与 新增电量中扣除合同电量部分 市场价格机制 供需双方报价；供需匹配后的系统边际价格为市场清算价格 区域市场：省电网公司报省联络线容量对市场卖方报价；满足需求的系应的省系统边际价格；供需匹配确定系统统边际价格为市场清算价格 边际价格为市场清算价。 省内市场：省内电厂报价；满足需求的系统边际价格为市场清算价 5.新电厂的问题 与省电网公司签订长期购电合同，多余电量卖给省电网公司或区域市场卖出（获得准入资格为前提） 6.输电通道使用权 合同交易优先于现货交易 长期合同优先于短期合同 7.输电拥塞处理 价格分区 合同交易优先于现货交易 长期合同优先于短期合同 --- 合同交易优先于现货交易 长期合同优先于短期合同 价格分区 长期合同优先于强制电量市场交易、中期、短期、实时双边合同 价格分区 与省电网公司签订长期合同，剩余电量参通过区域市场与省电网公司与省内现货市场竞价 签订长期合同，或参与区域电力现货市场交易。 长期购电合同为基础 市场卖方报价；满足需求的系统边际价格为市场清算价格 强制参与 规定比例的份额电量 市场交易空间 自由交易形成 合同交易和现货交易 合同交易和现货交易 合同交易和现货交易 方案三 区域电力市场； 新建电厂，各省电网公司及区外交易主体 方案四 区域电力市场； 区外交易主体、各省电网公司 司、准入的发电厂（逐渐发展） （代理本省市场的发电公司和电网公司精品文档，word文档

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（3）从改革的成本来看：

改革成本包括改革需要建立市场运营系统等需要的直接系统成本和改革引起现有运行机制、利益格局的改变而带来的间接社会成本。

方案一和方案四是在现有系统结构的基础上，通过对现行运行管理方式以及现行交易模式进一步改进，不要求系统结构和运行机制做大的改变，近期改革成本较低，但在向远期模式过渡时，改革力度大，改革成本较大；方案二对现有系统有较大的改变，尤其是要求建立省级、区域级两级市场，需要建立相应的市场运营机构和必要的技术支持系统，同时系统运行机制也有较大改变，近期改革成本大，但向远期模式过渡的成本很小，总体看改革成本相对小；方案三也需要建立起与市场要求对应的市场运营机构和技术支持系统，同时对新增电量要求统一区域电力市场，交易范围和运行模式有很大改变，直接影响到电力规划、电源项目审批、运行调度等各方面，近期改革成本较大，但方案对系统中现有的运行机制以及各方利益的改变采用过渡期逐渐变革的方式，改革成本分期增加，易于承受。

（4）从方案向远期模式过渡的平稳度来看：

方案一是在近期模式中对系统改变最小的方式，且不要求省级市场的改变，向远期模式过渡时需要建立统一的区域市场，同时拆掉几个已存在的省级市场，改革力度较大；方案二需要随着输配分开将省级电力市场的交易和功能合并到区域电力市场，从而过渡到远期模式，过渡中仅需要将市场运作方式稍作调整，系统运作机制不变；方案三是针对于增量负荷建立的市场，随着市场的逐渐成熟和发展，新增电量组成的区域市场空间逐渐加大，当输配分开后，市场买方主体增加，现有电厂由于投资成本回收的压力已大大减少，可以直接参与到竞争市场，市场最终过渡到统一区域市场的模式。在过渡过程中，可以对交易规则以及相应的技术支持系统不断地修改和扩大，逐步投资，平稳过渡。方案四向远期模式过渡可通过加大强制电量的市场空间，增加市场成员向统一的区域市场过渡，在过渡过程中，区域强制电量的市场与省级市场之间的运作矛盾将日益复杂，必须拆掉已存在的省级市场，重新建立统一的区域市场，才能实现真正的过渡，其过渡成本很大。

（5）从是否容易产生市场操纵力来看：

市场操纵力产生的原因之一是市场成员数量少，集中度高而造成市场操纵

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力。可以通过市场集中度指数HHI来简单比较各方案的市场操纵力。

NHHIqi2i1式中N为参与市场竞争的主体个数，qi为第i个市场竞争主体的市场份额百分数。HHI的最高限值为10000(即垄断市场)。根据美国联邦能源委员会使用的标准，当HHI低于1000时，市场的集中度较低，当HHI高于1800时，市场集中度较高。市场集中度越高，市场的竞争程度越低，越容易产生市场操纵力。

方案一和方案四在市场初期其竞争主体主要是四省一市电网公司，其市场集中度指数HHI在2000以上，很容易产生市场操纵力；方案三的市场的竞争主体主要是新建电厂和四省一市电网公司，初期市场成员也较少，其市场集中度HHI指数也较高，易形成市场操纵力，但随着市场的发展，市场成员逐渐增多，市场操纵力出现的机会减少。方案二中区域电力市场的直接市场成员为四省一市电网公司，在市场信息透明的情况下，区域市场的间接市场成员是区域内所有的独立发电公司，假设有华东地区有10家以上的大型独立发电公司，其市场集中度指数HHI将有可能低于1000，市场操纵力可以得到有效的控制。

（6）从市场运作的复杂度来看：

从市场运作的复杂程度来看，方案一为自愿形成的市场，市场自由交易成分多，尤其是发电厂具有选择参加区域市场或省市场的选择权后，其市场运作非常复杂。方案二建立一个强制性的区域和省级两级市场，尽管多个市场之间的信息交换和系统操作较烦琐，但市场规则统一、明确，建立了必要的技术支持系统后，市场实际运作并不复杂。方案三是分电量建立市场，实际上市场分为两部分，区域市场组织新电量竞争，省级市场处理现有电厂的电量买卖。两个市场之间的交换关系比较复杂，由于电量性质的限制，会出现省级电力市场既要根据区域电力市场规定从区域电力市场买电，又要根据省内现有发电厂的发电能力组织电量向区域市场卖电，市场运作起来比较复杂，且需要监管机构有力的监管。方案四中的强制电量市场采用招投标机制，招投标的周期逐渐缩短，易于操作。

表2.4 方案比较表

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促进区域资源优化的能力： 是否有利于电力发展 产生市场操纵力的可能性 改革成本 向远期模式过渡的平稳性 市场运做的复杂程度 综合评价 注：分数高表示具有优势。

权重 1 评分 方案一 方案二 方案三 方案四 3 2 2 3 3 2 4 3 2 3 3 2 3 2 1 3 2 4 2 近期模式中方案的选择与过渡期持续的时间即何时输配分开关系密切。输配不分开意味着市场呈单一购电机构的模式，这种模式下容易产生省间壁垒而影响区域内资源优化配置的问题，为冲破省间壁垒，就需要建立强制性的区域电力市场（方案二、方案三和方案四），从市场角度来规范省电网公司的行为，最大程度地促进区域资源优化配置，这是建立区域电力市场的根本目的。同时促进发展对电力供应安全问题起着至关重要的作用，区域电力市场必须建立促进发展的基础上。同时根据国务院电力体制改革精神，“十五”期间暂不考虑输配分开，但是逐步对配电业务实行内部财务独立核算，这将为输配分开打下基础，由此看来过渡期持续的时间不会太长，这就要求区域电力市场近期方案要具有向远期方式平稳过渡的能力，同时改革成本不要太高。从以上分析可以看出，方案二有一定的优势。

2.3.6 推荐方案及其实施条件

根据国务院电力体制改革精神，打破省间壁垒、建立区域电力市场、实现市场间开放，是我国建立市场的发展方向。与其他区域电网相比，华东电网建立区域电力市场已经具备了一定的基础条件：电网覆盖的地区经济较发达，市场经济意识较强；电网网架结构较强，能够支持省间大容量交换；多年来华东电网内已形成了以调剂为主的多种省间电力电量交易方式，积累了市场经验；浙江和上海两个省（市）开展了发电竞价市场试点工作，形成了一定的技术储备等。

目前华东电网省间交易存在的主要问题是以行政区划为界形成的市场壁垒影响了区域资源优化配置。在输配不分、省电网公司作为省单一购电机构的情况下，需要建立区域电力市场来打破省间壁垒。根据前面对几个方案的比较和分析，方案二提出的建立协调运作的两级市场的模式，较适应华东电力市场现状及发展

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的需要。

但是，建立和实施该方案，并使其有效运作需要进行以下管理体制的改革： （1） 区域内设区域级和省（市）两级调度交易中心，由区域电网公司统一管理。

这一点与国务院电力体制的要求一致。

（2） 建立区域电力监管委员会，对两级市场的运作实施有效监督。区域电力监

管委员会是国家电力监管委员会的分支机构，由国家电力监管委员会授权对华东发电市场实行监管，监管的内容包括对合同交易的监管以及对现货市场的监管，防止不正当竞争；

（3） 目前的价格管理体制应逐渐适应市场的变化，电价的制定应该能够体现市

场的变化，并逐步实现电价的监管与市场的监管协调统一，促进公平竞争市场的发展；

（4） 逐步深化各级政府对电力行业管理体制的改革，实现政企分开、政监分离。 （5） 税收政策、就业政策等也应有配套的调整。

2.4. 华东区域电力市场远期模式

远期的华东区域电力市场是多买-多卖方的市场，配电或供电公司能够独立参与市场竞争，随着大用户试点工作的推进，分阶段放开用户选择权。在远期区域电力市场的设计中，根据系统控制范围的不同，分成多控制区模式和单一控制区模式。

2.4.1 远期方案一： 多控制区的区域市场

2.4.1.1 电力工业结构

表 2.5 电力工业结构

发电 输电 经营者 独立发电公司 区域电网公司 职能 电力生产 省间输电服务；运营区域电力市场；区域电网安全运行与控制；编制区域电网规划；管理电力调度交易中心。 精品文档，word文档

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配电 省（市)电网公司 地区配电公司 省内输电服务；省内电网安全运行与控制；编制省内电网规划； 在其法定供电范围内提供配电服务、供电服务、售电；保证供电安全； 2.4.1.2 市场主体

区域电力市场的市场主体为区域内独立发电公司、区外交易主体，区域内各供电公司以及大用户。 2.4.1.3 市场结构

用户 省市电力调度交易中心（省电力平衡机制） (供电公司 ) 大 发电厂 区外交发电厂 （省电力平衡机制） （区域市场）省市电力调度交易中心大 区域电力调度交易中心 图 2.7 远期方案一：多控制区的区域市场结构图

建立统一的区域电力市场，区域电力市场为区域内独立发电公司、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，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内的不平衡电量进行平衡结算。

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() 供电公司 用户 本文为网上收集整理，如需要该文档得朋友，欢迎下载使用

市场结构图见 图2.7。 2 市场机制

（1）区域电力市场的交易方式：

区域电力市场是一个自愿参与的市场，交易种类有多种：

➢ 长期、中期和短期合同

合同交易是市场成员之间根据需求自由签订的双边或多边合同。

➢ 期货合同交易、期货交易和期权交易；

随着市场的发展，引入财务合同是市场参与者防范风险，分散风险的重要手段。随着我国金融市场的不断发展，适时在电力市场中引入财务合同交易将为电力市场提供了更灵活的交易方式，促进交易，促进电力商品的流动性。根据电力市场的发展程度，可以先引入期货合同的概念。期货合同最初是发电商或配电公司根据市场状况调节其合同电量的一种手段。例如某配电公司与发电商签订了一个购电合同，合同约定发电商在未来某一段时间以某价格卖给配电公司一定的电量。随着合同履行期的逼近，该配电公司发现由于负荷的变动，这个合同规定的电量已经不需要，这时，配电公司可以通过期货合同交易市场将这个期货合同卖出。随着电力市场交易环境的成熟，以投机为目的期货合同交易将会出现，期货交易乃至期权交易也会随着市场的需要逐渐被引入。

➢ 提前一天的现货交易；

➢ 各省的发电商和供电商（或大用户）在提前一天确定的区域电力交易市场

报价，交易市场通过供需匹配原则确定交易计划和市场价格，并将考虑了联络线约束后确定的交易计划和市场价格提交给省级调度中心和省平衡电量调节市场，同时向市场成员公布信息；

➢ 实时平衡市场：具备规定调节能力的发电机组或用户参与实时平衡市场报

价；

➢ 辅助服务合同市场：辅助服务包括向电网提供无功支持、频率响应、运行

备用以及黑启动服务。一般由各省电网公司与愿意提供辅助服务的电厂签订辅助服务合同，可以采用每年招标或双方协商的方式。其中运行备用一部分由辅助服务合同提供，一部分在实时平衡市场中考虑。

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华东公司负责区域电力市场的运行，同时负责区域内省间联络线的调度及运行。

（2）省级平衡机制

省级平衡机制是省级电力调度交易中心为保证省内实时电力电量平衡的重要手段。省级电力调度交易中心在区域市场的实时平衡市场中购买平衡电量或购买辅助服务合同，来满足系统的实时电力电量平衡，同时计算省内各发电商和供电商（或大用户）计划和实际电量的不平衡量，并根据平衡电量调节市场的价格进行结算。

四省一市电网公司负责运行省级电力平衡机制的运作，并负责省控制区内的安全运行与控制。

（3）输电通道使用权和拥塞的处理

输电通道使用权的优先原则与近期模式方案一基本相同。当现货市场出现输电通道拥塞时，采用价格分区的方式处理输电拥塞。随着市场的发展，引入输电权交易机制，建立输电权交易市场。从电网公司购买了输电权的用户可以在输电权交易市场中将输电权卖出。现货市场不同价区电力交易结算出现的价格差收益由拥有相应输电权的用户所有。 2.4.1.5 模式特点

(1) 允许供电公司直接参与区域市场的竞争，扩大了市场竞争主体，增加了市场

竞争力度，有利于实现全区资源优化；

(2) 以省为控制区，由省电力调度交易中心负责省电网安全运行与控制，较适应

已经形成的调度系统，增加的设施和需要改进的系统平台相对比较少。 (3) 在省间联络线能力有限的情况下，大部分电力进入区域电力市场直接交易，

出现线路阻塞比较频繁，市场运作比较复杂。

(4) 由于市场交易分散化，多样化，需要有较完善的市场环境和法制环境做支持，

才能够使公平竞争得到保障。

(5) 市场自由化带来更多的风险，需要有各种财务合同和手段来防范风险，因此

期货、期权等证券衍生物将被引入电力市场，但在我国证券市场还不成熟的情况下，这种防范风险措施难以有效推行。

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2.4.2 远期方案二：单一控制区的区域市场

2.4.2.1 电力工业结构

与远期方案一基本相同，区别是华东公司负责整个区域电力供需实时平衡，负责整个区域安全运行与控制，不存在省级调度交易中心，省电网公司负责省内电网的运营和管理。 2.4.2.2 市场主体

区域电力市场的市场主体为区域内独立发电公司、区外交易主体，区域内各供电公司以及大用户。 市场结构

大用户 发电厂 用户 供电公司 供电公司 供电公司 供电公司 用户 大用户 用户 发电厂 区外交易主体 发电厂 （区域市场）发电厂 区域电力调度交易中心用户

图 2.8 远期方案二： 统一市场结构图

建立统一的华东区域电力市场，为市场交易主体提供多种交易方式组合的交易平台；同时实现华东区域电网统一调度，由区域电网调度交易中心集中控制，保证区域电网电力电量的实时平衡。四省（市）不再设置电力调度交易中心。市场结构见 图 2.8。

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2.4.2.4 市场运行机制

华东地区建立统一的区域电力市场。区域电力调度交易中心负责区域电力市场的运作及全网的调度和实时系统平衡责任；区域电网公司和省电网公司作为电网的运营机构，负责根据区域电力调度交易中心的调度指令负责电网的安全运行。

配电公司是以售电为主的公司，其配电业务与售电业务必须分开进行财务核算。

随着区域市场的完善，发展多种交易方式：

➢ 电能交易：以配电公司或大用户和发电公司签订的双边合同为主，建立现

货市场和实时市场，以供市场中各交易主体进一步根据需求变化调整交易，也为电力调度交易中心维持市场电力电量平衡提供市场机制。

➢ 辅助服务：随着区域市场的发展，将逐步建立辅助服务市场，包括旋转备

用市场、调频市场等，进一步将辅助服务市场化。

➢ 备用容量市场：可以建立备用共享机制，要求所有配电公司合理计划并

购买足够的发电容量来满足其负荷的可靠供应，并在事故紧急的情况下帮助其他成员。各成员在区域公司的协调下对未来的装机规划等进行协调。 具体交易机制同近期模式方案一；

➢ 输电权交易市场：

电网公司根据市场规则开放电网使用权，通过制定系统的输电价格，向所有联网成员提供公平的输电服务，并收取服务费。输电通道使用权的优先原则以及输电通道拥塞处理方式与前一模式相同。随着市场的发展，可以建立输电权交易市场，为输电权二次交易提供市场交易平台，从而更有利于输电线路的有效利用。当现货市场出现输电通道拥塞时，采用价格分区的方式处理输电拥塞。不同价区电力交易结算出现的价格差收益由拥有相应输电权的用户所有。 2.4.2.5 模式特点：

(1) 通过输电网开放和建立自由交易的区域市场充分引入竞争性的电力交易，同

时采用集中计划备用的原则，将系统的备用进行分摊，并引入备用容量市场为备用分摊义务提供市场交易手段，这种机制有利于长期保证电力供应的安

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全与稳定。

(2) 该模式对调度权利和范围做了大幅度调整；

(3) 该模式强调交易分散，信息集中，对信息支持平台的要求非常高，不仅数据

处理复杂，还要求有强大的通讯网络。

(4) 供电公司成为真正的交易主体，其商业运作能力以及信誉度不足会影响市场

的运作。

2.5 华东电力市场中的需求侧响应措施

电力市场化改革对电力行业实施需求侧管理带来新的挑战，原有垂直垄断体制下实施需求侧管理给电力公司带来的效益被分散，一些激励政策的实施基础也发生了变化。从美国需求侧管理的发展过程来看，市场化改革后一些基于垂直一体化电力管理体制下的需求侧管理计划被大大削减。但随着竞争市场的发展和运行，需求侧资源在竞争市场中的作用被重新认识，各批发市场以及各州纷纷开始建立基于市场的需求侧响应计划。从这些计划的实施结果来看，需求侧响应是短期内解决系统容量短缺的最好办法，尤其在竞价市场中，能够降低系统高峰期市场价格、减少风险、有利于系统稳定运行。吸取国外的经验，在未来的华东电力竞争市场中，建立需求侧响应机制是必要的。

2.5.1 需求侧响应的概念和作用

电力需求侧响应(Demand-side Respond)是用户根据价格信号或其他机构的指令对用电负荷进行管理的行为，即负荷响应。需求侧响应是需求侧管理DSM的一部分，其实施方式与传统DSM管理中的负荷控制方式有一定的区别，需求侧响应更强调电力用户直接根据市场情况作出调整负荷需求的反应，从而作为一种资源对市场的稳定和提高系统可靠性起到促进作用。

需求侧响应作为需侧管理DSM的一部分，通过负荷调整，提高系统和资源的使用效率，对电力工业和经济发展以及环保方面有着重要的战略作用。对于引入竞争后的电力市场来说，需求侧响应更是保证系统可靠性，促进市场有效运作的必要手段。其主要作用表现在：

（1） 有助于保证系统可靠性

需求侧响应可以为系统提供一种成本具有竞争力的可调度资源，帮助系统调

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度机构以及供电公司有效地解决系统备用短缺、输电阻塞和以及地区输配电能力不足等问题，保证系统可靠性。

（2）降低系统运行成本

在电力市场中调用需求侧响应的主要驱动力之一是，市场接受需求侧响应可以使整个系统的运行成本降低，供电公司以及用户可以从降低的电价和电费中受益。

（3）促进竞争市场有效运行

在竞争市场中实施需求侧响应，通过价格信号和激励机制，可以增加需求价格弹性在市场中的作用，通过需求曲线和供应曲线的相互作用，使市场竞争更为有效，价格更加合理，尤其是在供电紧张期，有利于降低市场价格。

（4）有利于减少竞价市场中的市场操纵力。

由于需求侧响应的参与，发电公司在报高价的时候需要考虑随着价格的升高负荷需求会相应减少，从而影响发电公司的高价中标率，减少了其对市场价格操纵的能力。

（5）有利于风险管理

需求侧响应运用市场手段给予用户更多的选择权，允许用户、供电公司来防范系统紧急事故状态或价格波动带来的风险。

（6）有利于系统使用效率和环保

需求侧响应可以引导用户在系统高峰期或电力紧张期减少用电，在用电低谷期增加用电，使系统运行效率提高。当需求侧响应可以产生固定和持久的负荷减少能力时，可以在系统规划时将需求侧响应作为一种替代资源来进行综合资源规划，从而提高整个系统的使用效率，也有助于缓解环保压力。

2.5.2 需求侧响应措施的分类

需求侧响应的概念是美国在进行了电力市场化改革后，针对需求侧管理如何在竞争市场中充分发挥作用以维护系统可靠性和提高系统运行效率而提出的。美国联邦委员会在推荐独立输电组织(RTO)以及批发市场结构时强调了需求侧响应的必要性，目前的四个ISO（California, NY-ISO, ISO NE, PJM）已先后开展了需求侧响应计划，十几个州的供电公司也相应推行了需求侧响应计划，其中加州在遭受了电力危机后开始引入需求侧响应计划，这一计划大大缓解了系统容量不足

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带来的系统危机。

总结美国开展需求侧响应计划的经验，竞争电力市场中的需求侧响应措施可以大体分为两类，一类是基于可靠性管理的需求侧响应措施，一类是基于市场价格的需求侧响应措施。

基于可靠性管理的需求侧响应措施是在系统用电高峰期或紧急状况下，需求侧资源向系统提供可靠性服务而使整个系统受益，主要包括以下两个方面的措施：

（1） 系统紧急运行状态需求侧响应计划；

由调度机构组织制定需求侧响应计划，在系统紧急状态时，由系统调度机构发出调度指令，参加需求侧响应计划的用户根据指示，按照规定削减负荷。相应地，调度机构对用户削减负荷的行为给予补偿。

（2）需求侧资源参与辅助服务市场报价；

需求侧资源可以与发电厂一样通过报价向系统提供一些类型的辅助服务。例如，一些符合系统调度要求的可削减负荷为系统调度机构提供一种可选择的备用资源，使系统需要安排备用的时候，调度机构比较发电厂发电报价与需求侧降低负荷报价的高低，选择成本最低的系统备用资源。

基于市场价格的需求侧响应措施是在系统正常运行状态下，由市场价格引导需求侧资源参与，通过市场结算使参与者受益。基于市场价格的需求侧响应措施包括：峰谷电价 、实时电价、需求侧报价等。

（1） 峰谷电价

根据系统高峰和低谷的时间分布及运行成本特点，对用户用电的不同时间实行不同的电价，通过价格作用引导用户在高峰期减少用电，鼓励其在低谷期间增加用电。推行峰谷电价是垂直一体化电力公司实施需求侧管理的常用措施，在竞争性的电力市场中，可以继续发挥作用。

（2）实时电价

用户的价格与竞价市场的实时电价联动，用户可以根据实时价格信息调整自身的用电负荷，减少在高价格时段用电以控制自身的电费。

（3）需求侧报价

需求侧报价是用户可以直接参与批发市场的竞争。市场允许需求侧申报愿意

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从市场上购买的电量和相应的价格，或者允许需求侧报出愿意减少负荷的最低价格和相应的负荷减少量。

2.5.3 华东电力市场中开展需求侧响应计划的设想

华东电网需求侧管理现状

需求侧响应是需求侧管理理论在竞争性市场中的运用，传统需求侧管理的实施经验是发展需求侧响应的基础。我国需求侧管理活动从1992年起步，通过引进DSM技术，在全国范围内陆续开展试点和研究工作的基础上，目前已经出台了〈节能法〉和〈节约用电管理办法〉等一些有关需求侧管理方面的法律规范和激励政策，并对需求侧管理项目进行了积极的推广，已经取得明显成效的需求侧管理措施主要是节能产品的推广和移峰填谷的试点。移峰填谷主要是通过实行峰谷电价、推广使用蓄冷空调、蓄热锅炉等设备，将负荷从系统高峰期移到低谷期。华东电网是开展需求侧管理活动较为活跃的地区。目前上海市、浙江省和江苏省的部分地区已实行了峰谷电价，一些地区也推广安装了负荷控制系统，但相应的可中断负荷电价和直接负荷控制激励机制仅处于研究阶段。 2.5.3.2 华东电力市场中发展需求侧响应的设想

在华东区域电力市场的设计和建立过程中，应该充分吸取国外的经验和教训，保障需求侧管理活动的继续开展，并充分利用市场机制增强需求侧响应的作用，开展需求侧响应研究和试点工作，逐步建立需求侧响应计划。建立需求侧响应计划应该遵循以下原则：

➢ 与目前华东电网开展的需求侧管理活动相结合，充分利用已有的基础； ➢ 与市场的发展过程以及竞争模式相适应；

➢ 从调查研究出发，紧密结合实际情况，循序渐进、分步实施。

开展需求侧响应计划可以从几个方面考虑：一是市场规则应该考虑使需求侧资源充分参与市场竞价，包括电能市场的报价以及辅助服务市场的报价；二是系统调度机构为保证系统运行可靠性，可以建立紧急状态需求侧响应计划；三是配电公司建立一系列负荷管理措施，使用户能够根据市场状况调整负荷，从而降低购电费，提高系统效率。

根据对华东区域电力市场的设计，华东区域电力市场近期是协调运作的两级

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市场的模式，省电网公司代表省内的大部分用户在市场上购电，仅有少数大用户通过试点推广具有直接参与竞争的选择权。远期市场中，配电公司将作为独立发电商参与市场竞争。

结合华东区域电力市场的发展特点，可以考虑分三个阶段来发展和实施华东电力市场中的需求侧响应计划。

第一阶段，推广峰谷电价、开展可中断电价和直接负荷控制试点

华东电力市场建立初期，各省电网公司代表用户购电，市场基本上是发电竞价市场，难以引入需求侧报价的竞争机制。这一阶段发展需求侧响应的重点应该以省电网公司为实施主体，在用户中推广峰谷电价、实行可中断负荷电价和直接负荷控制试点等工作。

推广峰谷电价：华东电网内已经有部分地区开始实行了峰谷电价，应该对这些地区实行峰谷电价后对负荷率的影响情况展开调查，并进行评估，在此基础上研究并制定行之有效的峰谷电价确定方法，在其他地区推广。另外，可以推行季节性电价，例如在夏天（7~8月）、冬季（12月~次年1月）电网高峰季节，实行季节性加价。

可中断负荷和直接负荷控制试点：国家经贸委和国家计委在已经颁布的《节约用电管理办法》中明确要求各地经贸委推行可中断负荷方式和直接负荷控制，研究制定并推行可停电负荷电价。华东电网的一些地区已经安装了直接负荷控制系统，可以在这些地区试点，制定一些电费优惠或补偿措施，由地区电力调度中心在系统紧急状态或高峰负荷期，对可中断负荷或安装了直接负荷控制装置的用户断电，并对用户进行补偿，逐变改变以往行政性的拉闸限电方式。

省电网公司开展地区配电公司内部模拟核算：随着发电竞争市场的建立，省电网公司将从现货市场购电，购电价格实时变动。省电网公司的统一核算体制很难将这种价格变动信号传递给用户并指导其用电。可以从开展地区配电公司内部模拟核算做起，使地区配电公司的经济效益与地区用电负荷的实时电价挂钩，鼓励地区配电公司指导用户用电，减少市场价格高峰期的用电。

第二阶段，开展系统紧急状态需求侧响应计划，大用户和配电公司直接参与电能市场竞价的试点

随着华东电力市场逐渐向多买方和多卖方的市场发展，可以在华东区域电力市场中开展系统紧急状态需求侧响应计划，并逐步开展大用户和配电公司直接参

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与电能市场竞价的试点。

开展系统紧急状态需求侧响应计划：区域调度机构在对实行可中断负荷和直接负荷控制的试点地区进行总结的基础上，进一步扩大范围对用户进行调查研究，研究并制定合理的计划，吸引能够改善系统可靠性的负荷响应资源参与到系统的可靠性管理。系统紧急状态需求侧响应计划是将需求侧资源作为系统的备用资源，在系统紧急状态时由系统调度机构调用，以提高系统可靠性。一般调动程序是：系统调度机构对系统备用水平进行预测，当预计某时段的系统备用水平低于系统要求的正常水平时，系统调度机构提前1-2小时通知参加该计划的用户，要求其按照规定削减负荷。系统调度机构对削减负荷的行为给予补偿。

大用户和部分配电公司直接参与市场报价的试点：开展试点工作，允许参与市场竞争的大用户和配电公司在提前一天的华东区域现货市场中进行需求侧报价，与发电厂一样履行同样的程序申报电量和价格，表示愿意购买的电量和愿意支付的价格；或是愿意减少已签订的合同供应，将该资源卖给市场，申报愿意削减负荷的量以及相应的价格，系统调度机构根据经济最优原则综合考虑发电厂和需求侧的报价来安排调度计划。

第三阶段，建立允许需求侧报价的竞价市场，配电公司内部开展实时电价计划。

当区域市场中的需求侧报价试点以及配电公司开展峰谷电价等工作积累一定经验并取得成效时，应该在区域市场中考虑全面引入需求侧报价，允许需求侧资源在电能市场报价，并随着辅助服务市场的发展和完善，允许需求侧资源参与辅助服务市场的报价。

各配电公司应该适时在用户中开展分时电价、实时电价计划，使用户具有充分的选择权，根据市场价格对自身用电进行管理。 2.5.3.3 开展需求侧响应计划存在的障碍及政策建议

分析目前华东电网内实施负荷管理的基础，对比开展需求侧响应计划所需要的条件，可以预见，在华东电力市场中实施需求侧响应计划可能存在着以下障碍： （1）技术障碍：目前能够支持需求侧响应的计量和信息支持系统还非常薄弱，

安装这些系统费用将很大；对需求侧响应的评估技术和能力还较差；同时，随着需求侧报价引入市场，技术支持系统将面临较大的修改等。

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（2）观念障碍：一方面，用户对需求侧参与竞争市场的理解不够；另一方面，

系统调度机构和配电公司在系统紧急状态进行安全管理的传统做法是行政性的拉闸限电电，对需求侧能够作为资源参与系统可靠性管理的市场意识不够；另外，因系统供电能力不足，给用户造成停电需要给用户进行补偿的概念还没有建立。

（3）机制障碍：需求侧响应有利于系统调度机构保证系统可靠运行，电网公司

降低成本、发电企业提高发电效率、用户降低电价。如何设计良好的效益分配机制和管理机制使需求侧响应可以有效发展，并将实施需求侧管理的成本效益在所有受益者之间公平分摊，是一个难题。

（4）资金障碍：开展需求侧响应计划是一个长期受益的项目，但先期投入大，

没有政策和资金支持，需求侧响应计划难以开展。

根据以上对华东区域电力市场建立需求侧相应机制的设想以及存在障碍的分析，提出以下政策建议：

（1）建立华东电力市场时，应该在市场规则中充分考虑需求侧资源的作用，允

许其参与市场报价和系统可靠性管理。

（2）将建立需求侧响应计划纳入到政府推进需求侧管理的工作中去，由政府起

主导作用，电网公司和配电公司负责实施。

（3）建议从用户收取附加费，建立需求侧管理公益计划基金，扶持和促进需求

侧响应计划的开展，并由电力监管机构对基金的使用进行监管。

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三、华东区域输电价格设计

3.1 输电价格制定的基本思想 3.1.1 输电网的范围

华东电网输电价研究范围是覆盖华东地区包括上海、浙江、江苏、安徽、福建四省一市的输电网，包括500kV和220kV两个电压等级，省市间通过500kV输电网联网。

3.1.2 输电服务定价原则和目标

输电价格的制定应当满足以下基本原则：

（1）输电价格应满足输电服务所需要的收入。即输电价格要反映所提供的输电成本（包括辅助服务成本）、获得合理的回报，能够吸引投资，保持正常发展；

（2）输电价格必须公平合理。即对同样输电服务要求的用户，制定相同的输电价；相反，对不同输电服务要求的用户，则制定不同的输电价；

（3）输电价格应能促进经济效率。提供一定的位置信号，既有利于现有输电设施的有效利用，又能促进输电设施的有效建设；既有利于促进现有电厂的有效调度，又能促进新电厂和新负荷的有效配置。

（4）输电价格应能与有关电价政策衔接。输电价是为适应电力体制改革建立的电价体系重要组成部分，应注意与现有电价政策的过渡与衔接。

（5）输电价格要具有可操作性。即政府能行使有效监管、用户容易理解、输电企业容易执行。

根据华东区域电力市场的设计目标，第一阶段输电价设计目标是： （1）建立输电价形成机制。目前华东省间联络线费用的回收，采用向各省电力公司的收费模式，还不是真正的价格机制。同时，各省市电力公司也没有独立的电网价格，因此，需要建立新的输电价格形成机制，以适应电力体制改革的需要；（2）保证输电公司正常发展；（3）促进区域电力市场有效运作。

第二阶段输电价设计目标是：

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（1）进一步完善输电价结构；（2）提供具有位置信号的输电价，促使电力资源的有效配置。

3.1.3 输电服务类型及用户

一般而言，电网公司为了保证电网安全稳定运行，提供的输电服务主要包括以下3种：

（1）接入、接出系统服务

电网公司利用专用设施，为将发电厂的电力送入输电网的第一落点，所提供的服务为接入系统服务。这类服务属于专门服务，服务对象是接入输电系统的发电厂。

电网公司利用专用设施，为将输电网的电力送入下级输电网、配电网或大用户，所提供的服务为接出系统服务。这类服务也属于专门服务，服务对象是接出输电系统的配电网和大用户。

（2）共用网络输电服务

共用网络输电服务是指利用共用输电网络（不含提供接入、接出系统服务的专用设施），对接入输电系统的全部用户（包括接入输电系统的电厂、下级输电网、配电网或大用户）提供的电力输送服务。对华东而言，共用输电网分成500kV和220kV两个电压等级，其中500kV共用输电网主要为接入500kV输电网的发电厂和省间、省内220kV电网提供输电任务；220kV共用输电网主要为接入220kV输电网的发电厂和省内大用户、配电网提供输电服务。

（3）辅助服务

主要包括电网公司的调度服务和系统安全稳定运行服务等，服务的对象是接入输电系统的配电网和大用户。

3.1.4 输电服务使用的输电网资产分类

资产是定价的基础，因此，为了对输电服务科学合理定价，需要对输电网的设施对应的资产根据提供的服务特性进行分类。为了便于说明，假定某电网输电系统如图所示。该系统由接入输电网的三个电厂、四个配电公司和六条输电线路组成。

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图3.1电力系统示意图根据输电网各部分设施提供的服务及服务对象的不同，相应地输电网资产被分成接入/接出系统资产和共用网络资产两大类。其中，共用网络资产根据使用对象的不同分成按节点使用的资产和公共服务资产两类。下面结合图1-1所示的电力系统，将发电厂1（包含3台机组）及母线10和母线20之间的输电网资产（图1-1左上方曲线覆盖的范围）列入示意图3.2，以便说明输电资产划分思路。

图3.2 输电网资产划分示意图

根据输电网这部分设施的提供的服务及使用对象，分成A~F，共6个区域。 A区：电厂1的接入系统资产

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假定电厂1拥有升压变和接入输电系统的线路资产，该电厂接入系统使用电网公司的接网设施仅包括开关站中的断路器。由于部分断路器是共用的，根据谁使用谁承担的原则，电厂1使用电网公司的接网资产仅为5个断路器对应的资产。如果电厂仅拥有升压变，则接网资产除包含开关站内的断路器外，还应包括从电厂升压变到接入开关站之间的线路资产。

B区：线路（从母线10到母线30）资产

如果按照反映成本的定价法，需要将线路两端的变电站设备（断路器）并入线路资产，因此，母线10到母线30的线路的总资产应包括线路本身的资产再加上应分摊开关站的1个半断路器资产。

C区：线路（从母线10到母线20）资产

从母线10到母线20之间有3条线路，同时两端分别连接在母线10所在的开关站和母线20所在的变电站。根据图中所示的连接情况，这段线路的总资产应包括3条线路本身以及分摊两端开关站和变电站的9个断路器资产。

D区：线路（从母线20到母线40）资产

从母线20到母线40的线路总资产，应包括线路和1个半断路器的资产。 E区：公共服务资产（无功设备）

E区内为母线20所在的变电站无功设施，是为系统安全稳定运行服务的，使用对象为全部用户，所以界定为公共服务资产。其总资产应包括电容器组和1.5个断路器对应的资产。

F区：负荷1接出系统资产

F区所示的是负荷1（配电公司）使用母线20所在的变电站的设施情况。由于这些设施是为用户把输电网的电力送入其配电网所专用的，因此，界定为接出系统资产，包括4.5个断路器、14个低压断路器和3个降压变压器对应的资产。

3.1.5 输电价管制方式选择

（1）国外输电价管制方式

经济理论表明：对商品价格、质量和服务等问题经济上的最佳解决方案是竞争。电力行业引入竞争性的电力市场，可以为用户提供其愿意支付的电力商品和服务。然而，由于电力工业的有些环节，如电网，具有天然垄断特性，无法引入自由竞争，因此，必须建立有效的管制框架，通过管制使垄断的电网环节高效运

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作。由于垄断业务的价格是通过管制，而不是竞争形成的，所以如何处理好发展与效率，是确定管制方式的难点。通常对电网业务的管制有两种方式：一是回报率管制（Rate of Return，RoR），二是基于业绩的管制（Performance Based Regulation，PBR）。  回报率管制

回报率管制也称为成本加成管制。这是因为被管制的企业可以从用户回收其发生的成本，再加上允许的投资回报。通常，回报率管制每年核定一次，确定被管制企业的年度总允许收入，按下列公式计算：

RR = ( RB  RoR ) + De + O&M + T 式中：

RR：企业年度总收入需求；

RB：定价基础，为有效资产额，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。其中固定资产净值等于年初、年末固定资产净值的平均值，年末固定资产净值等于年初固定资产净值加上年度投资形成的固定资产，再减去当年折旧；

RoR：允许的投资回报率，一般采用税后加权平均资金成本（WACC）。是资本金利润率和债务利率的加权平均值，由无风险的政府长期债券利率、贷款利率和风险报酬率等因素决定，计算公式如下：

其中：

E D

WACC = Re × — + Rd × —

V V

Re：税后权益资产回报率，等于无风险回报率加上风险回报率。其中无风

险回报率通常以政府长期债券的利率作为参考值；风险回报率等于市场的回报率减无风险回报率； Rd：债务市场利率；

E：权益形成的固定资产净值； D：债务形成的固定资产净值；

V：权益和债务形成的固定资产净值。

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De：年度折旧；

O&M：年度运行维护费； T：企业支付的年度税额。

在上述管制框架下，被管制企业所发生的成本必须是审慎的和完成规定服务所必须的。如投资必须是审慎做出的、投资建设的设施是正在使用和有效的，这样的投资才会在计算企业收入需求时得到承认。

回报率管制方式的特点是：（1）可以有效获得重要的公共政策目标；（2）以年度资产净值为基础进行回报率管制，管制部门需要每年度确定被管制企业的收入需求；（3）根据确认的投资和规定的回报率确定投资回报，企业容易产生超额投资的倾向。  基于业绩的管制

基于业绩的管制方式实际上是在回报率管制基础上修改后的另一种管制方式，主要是引入了对垄断业务生产效率的激励机制。基于业绩的管制方式通常对未来3-5年的管制期核定价格或收入上限，而在管制期内按照一定规则进行年度调整。基于业绩的管制方式有多种形式，主要形式是价格上限制（Price Cap）和收入上限制（Revenue Cap）。  价格上限制

价格上限制通常是在价格管制期初，由管制机构核定起始价格，然后考虑管制期内逐年的零售物价指数（RPI）或商品物价指数（CPI）减去效率系数X，进行调整。以英国有关机构对国家电网公司（NGC）电网使用费价格上限确定和调整的方法为例，说明价格上限制的管制方法。

管制期内每年均需要计算每kW最高平均价格，并根据上年实际执行情况，通过一个调整系数进行调整。当上年实际收入大于或小于规定的收入时，对下一年的收入减少或增加一定值进行修正。每年每kW最高平均价格计算及调整公式为：

Mt = [1+(RPIt - Xg)/100]×Pt-1×Gt  Kt 式中：

Mt： 第t年每kW最高平均价格；

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RPIt：t-2到t-1年平均零售价格上涨指数变化值； Xg： 效率系数；

Pt-1＝Pt-2 [1+ (RPIt - Xg)/100]；

Gt：与近5年系统最大需求有关的系数，见以下公式：

Gt=（Gt+ Gt-1+ Gt-2+ Gt-3+ Gt-4）/5Gt

Kt：年收入校正系数。

价格上限制的特点是：（1）管制机构按管制期对价格进行管制。一旦初始价格和效率系数确定后，逐年的价格按公式调整；（2）管制的重点在于促使企业提高效率，而在管制期内不控制企业的投资或成本；（3）初始价格和效率系数确定难度大；（4）该管制方式更适用于处于成熟期的电网企业。  收入上限制

收入上限制实际上是由管制部门确定垄断业务在管制期内逐年的最高允许收入（MAR）。在计算垄断业务的最大允许收入时，通常采用不变价格先计算管制期内逐年最高允许收入；然后，再根据预测的商品物价指数和效率系数（CPI-X）对最高允许收入进行调整，形成未来监管期内逐年的允许最高收入。

通常在形成允许最高收入后，再制订垄断业务相应的价格。

澳大利亚的新南威尔士州对越网公司（TransGrid）实行收入上限管制方法，其逐年收入需求计算公式与回报率管制方式相同。越网公司将根据核定的年度允许的最高收入，按照国家电力法规定的电网价格制定方法，制定输电网有关价格。

该管制方式的特点是：（1）被管制企业的最高允许收入按管制期确定，不必年年核定，减少管制成本；（2）考虑管制期内各年投资，以资产净值为基础确定资产回报；（3）引入效率机制，促使企业降低成本，提高效率；（4）有利于企业做出长远计划和滚动发展。 （2）管制方式的选择

回报率和收入上限管制方式都是确定被管制企业的年收入需求，按收入需求定价。两者的根本区别在于：（1）前者是按年度核定收入需求，而后者是按管制期确定期内逐年的收入需求；（2）前者按年度收入需求制订价格容易造成价格的

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年际波动，而后者可通过平滑处理使管制期内逐年的价格保持相对稳定。

价格上限管制与收入上限管制的共同点是：（1）按管制期确定价格或收入上限；（2）引入了物价指数和效率系数。主要区别是：（1）从管制形式上看，前者被管制的是价格，后者被管制的是收入；（2）从管制内涵上看，前者在管制期初制定出期内逐年价格上限后，电网经营企业在保证电网服务标准的情况下拥有投资的自主权，其电网项目无须监管部门的审批，拥有超额收入留在企业内部的利益驱动，同时也承担收入降低带来的风险；后者在管制期初制定期内逐年收入上限时，需要审批电网企业输电业务的投资计划，企业要审批的计划进行投资，电网经营企业在保证输电业务收入稳定的同时失去了投资自主权和提高输电设施利用率的动力；（3）从管制方式的适应性看，前者更适合于发展成熟的电网，电网投资的驱动因素主要是提高效率；后者更适合于发展中的电网，电网投资的驱动因素主要是解决发展问题。

价格上限制目前不适应中国电网业务，主要原因有两个：（1）从电网发展阶段看，不适合中国网情。国外的电网，如实行价格上限制的英国电网处在成熟期，电网超前发展，电网建设任务不大，面临的主要问题是提高电网效率。电网的收入需求相对稳定，同时负荷变化不大，因此，电网价格相对稳定，适合用价格上限管制方式。但目前中国电网正处在发展时期，需要大量投资，电网建设需要解决的主要问题是发展问题。由于电网投资特性，往往在线路和变电站建成后过一两年才能达到预定的负荷水平，因此电网每年的收入需求与电力的增长不能完全匹配，价格有一定的波动性；（2）从电力项目审批制度看，不适合中国国情。国外对输电业务实行价格上限管制，国家对输电可靠性和服务标准方面进行规范，电网企业拥有电网业务投资的自主权，属于主动型电网企业。一般对主动型垄断企业实行价格上限管制。我国对电力项目包括电网建设项目实行审批制度，电网企业属于被动型电网企业，不适合采用价格上限管制方式。

一般情况下，对于有效管制和规划的电网，当电网价格达到合理价格水平后，随着电网的正常发展，电网价格水平将呈现下降趋势。在这种情况下引入收入上限管制方式，通过引入效率系数，可使管制期内价格调整比较平稳。在我国电网环节价格普遍不到位，需要逐步达到合理的价格水平。若在这种情况下采用收入上限管制方式，虽能在管制期内使逐年价格上调的幅度稳定，但势必在输配电价

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达到合理水平的过程中造成效率系数的负值。因此，建议华东电网在实施区域电力市场初期，采用回报率管制方式，在实行远期区域电力市场时采用价格上限或收入上限管制方式。

近期为了在采用回报率管制的同时，鼓励电网企业合理利用输电网多输电，建议实行两部制输电价，其中输电电量电价比例应较低。这样可使输电量超基数部分产生的收入在电网公司和用户之间进行共享，同时公司也要承担输电量不足使输电收入降低的风险。

3.2 输电价格设计总体设想

3.2.1 区域电网输电价设计的基本步骤

 确定输电服务的允许收入。作为定价的基础，无论采用什么管制方式制订输电价，都必须首先确定输电服务的允许收入（价格上限制在确定管制期初的起始价格时也需要确定允许收入）。

 制定价区和价格结构。对于区域电网，价区和输电价的结构的选择，应根据国家对电价改革的有关精神和区域电力市场的阶段要求，考虑电价政策的过渡和衔接，以及各种服务的成本特性综合确定。

 明确电网价格的支付者。由于不同电力市场阶段对输电价制定目标要求不同，输电网的直接使用者也不同。因此，需要确定各类输电价格相应的支付者。

 测算价格的具体水平。首先，根据国家有关规定和输电价管制方式，确定价格管制期内逐年输电网（包括电网公司提供的辅助服务）允许的年收入需求，即应回收的年费用；然后，将逐年的年费用按照公平负担的原则及相应的方法，分摊给电网的用户；最后，根据用户对电网的使用量（如输电容量和输电量等）和分摊的年费用，形成与价格结构相对应的逐年分电压等级的价格水平。

3.2.2 区域电网输电价设计的几个基本原则

（1）接入系统服务需要单独定价由接网用户承担

电网企业提供输电服务的费用最终是由终端用户承担的，之所以考虑实行接入系统服务单独定价，并由接网电厂承担，主要有两个原因： 有利于各类电厂公平竞争。通常在一个竞争性市场中，在任何竞价时段中标的不同电厂的上网

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电量，将按照该时段统一的电价结算。不同电厂在某时段的结算电价和上网电量应该有一个共同的结算参考点，这个结算参考点应在电厂通过接网设施进入共用输电网的第一落点。这样有利于处理复杂的电厂送出工程产权关系，可以使不同送出工程产权关系的电厂公平竞争； 对于未来新建电厂，接网价能在一定程度上提供价格位置信号，有利于促进电力资源的优化配置。

（2）华东500kV共用输电网络费用需要作为整体在华东全网范围内考虑，而各省市内的220kV共用输电网络费用可在本省市范围内考虑

由于华东区域电网内的四省一市通过500kV输电网联网，省间不存在220kV联络线，四省一市通过500kV输电网实现电力互送。因此，500kV共用输电网为区域电网内四省一市用户提供输电服务的输电主网架，其费用应在全网范围内回收，并在近期制定全网统一的500kV输电价；华东电网内省间没有220kV联络线，省间电力的传输通过500kV共用输电网进行，因此，220kV共用输电网则主要为当地省市电网用户提供输电服务，其费用应在本省市电网范围内回收，220kV电网以省（市）为单位，省（市）内制定统一的220kV输电价。

近期华东500kV共用输电网制定统一输电价主要基于以下原因：

 华东区域电网500kV网架和省间联络线比较强，为华东电网建立区域电力市场打下了坚实的物质基础；

 符合电力体制改革方向，有利于区域市场的有效运作。根据国务院国发[2002]5号文件精神，建立区域电力市场是我国电力市场化改革的方向，区域市场范围内跨省电网实行统一的输电价，能够简化输电费用的结算关系，鼓励充分利用输电资源，有利于公平负担，促进区域电力市场的有效竞争；

 有利于跨省电网的发展和电网安全稳定运行。区域电力市场内跨省电网制定统一的输电价，为经营权和调度权与所有权分离打下良好基础，有利于实行统一规划、统一管理和统一调度；

 符合国际上输电价改革的趋势。如美国为了在更大区域范围内实现电力资源优化配置，联邦能源管理委员会于1999年出台了2000号决议，提出建立区域输电组织（RTO）的要求。在区域电网范围内，参与区域输电组织的电网企业将电网调度权划归RTO，RTO作为区域电网内的唯一输电供应商提供无歧视输电服务，打破原有的按电网实体制定输电价的方式，制定统一输电价，简化输电

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费用结算，促进区域输电网的有效利用和区域电力市场的有效运行。

在远期区域电力市场模式下，为了充分体现输电价的位置信号，进一步优化电力资源配置，500kV共用输电网可按节点制订输电价。

（3）共用输电网使用费近期全部由终端用户承担、远期由电厂和用户共同承担

考虑到输电价是适应电力体制改革建立的新电价体系组成部分，在华东近期区域市场阶段不宜太复杂，因此，共用输电网费用可全部由终端用户承担；在区域市场改革的远期阶段，为了使共用电网输电价能在电力资源优化配置中起到更强的经济信号作用，共用输电网费用可由接入输电网的电厂和终端用户共同承担。

（4）近期220kV输电价应按省市行政区域划分成5个价区

在近期电力市场模式下，考虑到华东四省一市在最近几年刚开始实行省级统一销售电价，并在逐步实施城乡用电同价。预计省级电网统一销售电价和城乡用电同价政策还会执行一段时间。为了与现行电价政策衔接，在华东区域电力市场近期模式下，输电价应按省市级行政区域为界，各按一个价区考虑。在一个价区内实行统一的输电价水平。这样在华东区域市场范围内将存在上海、江苏、浙江、安徽和福建5个输电价价区。

在远期区域电力市场模式下，为了充分体现输电价的位置信号，进一步优化电力资源配置，220kV共用输电网可按节点制定输电价。

（5）区域电力市场内省间交易对输电网使用的优先权

由于受到省间输电容量的限制，区域电力市场调度交易中心将首先为区域电力市场的长期合同安排省间输电容量，其次为中期、短期合同安排省间输电容量。当省间可用输电容量富裕时，再安排现货交易。如果缺乏输电容量，现有的容量应在所有相同优先权用户内按合同输电容量比例共享。

（6）关于输电损失和输电阻塞处理

线损和阻塞处理是一个比较复杂的问题。在近期电力市场模式下，电网企业经营输配电业务的同时负责电能的销售，建议根据电压等级核定线损率，并依据预计的平均上网电价计算各电压等级的线损电价，然后与上网电价、输配电价一起构成终端用户的销售电价。在区域市场的近期模式中，由于区域电力市场安排

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的省间交易是在充分考虑了省间输电约束情况下进行的，因此，不存在重新调度问题，也就不存在省间输电阻塞问题。

在远期电力市场模式下，由于现货市场采用预调度确定调度计划和系统结算价格，可能在通过安全校验后发现省间输电阻塞导致重新调度，产生阻塞费用。因此，可根据现货市场竞价时段和电网的节点设置输电损失和输电阻塞相应的价格，以反映价格的位置信号。同时，该价格可作为输电价的一部分考虑。

（7）关于辅助服务

电网经营企业需要通过输电价回收的辅助服务包括两部分：一是电网经营企业提供辅助服务需要回收的费用；二是通过与发电企业签订辅助服务合同，由电网经营企业支付给发电企业，而且没有通过其他渠道回收的辅助服务费用。

3.3 近期电力市场模式下的输电价格设计 3.3.1 输电价体系及承担对象

根据电网公司提供的服务类型、相应的费用分类，以及输电价设计的目标和原则，近期电力市场模式下华东输电价体系和价格结构考虑如下。

（1）接网价

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称为接网价。接网价为单一制容量电价，单位为元/千瓦.年或元/千瓦.月。接网价乘以接网容量为接网费。

对于华东500kV输电网，只有接入该系统的发电厂向电网经营企业支付接网费；而220kV电网，接入该系统的发电厂和利用专用设施接出该系统的大用户，需要向电网经营企业支付接网费。

（2）输电价

电网经营企业为回收提供共用输电网和辅助服务所制定的价格，称为输电价。

根据区域电力市场近期模式下输电价制定的目标和原则，共用输电网和电网经营企业辅助服务形成的输电价将由用户方承担。对于华东500kV电网，其使用对象为区域电网内的四省一市220kV电网，支付500kV输电价；对于各省市220kV网，其使用对象是接入220kV电网的大用户和接入配电网的终端用户。

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因此，各省市220kV支付500kV共用输电网的输电费，与省市电网公司220kV共用输电网的费用合并，一部分形成输电价可直接向接入220kV输电网的大用户收取；另一部分输电价形成的输电费与配电网的费用一起形成输配电价，向接入配电网的用户收取。

在华东区域近期电力市场模式下，输电网价格体系及承担对象如图。

图 近期市场模式下输电价格体系及承担对象

输电网接入费 输电网接网费 接网价 输电网接出费 接网价 发电厂输电网大用户 辅助服务费 形成输电价 输电网使用费 输电价 共用输电网使用费 配电户网大用配电网中小用户制容量和电量输电价。采用单一制容量输电价的优点是：容易与管制方式衔接，对电网经营企业的经营风险影响小；缺点是缺乏对电网经营企业提高共用输电网利用效率的激励机制。如果采用两部制输电价，同时严格执行收入管制，在这种情况下与单一制容量输电价相比，除计价结构复杂外，其他特点相同；如果因输电量增加带来的效益能在电网经营企业和用户之间共享，则能鼓励电网经营企业采取措施增加输电量，有利于提高共用输电网的利用效率，同时对电网企业会产生一定的经营风险。

对于220kV共用输电网，输电价计价结构应与终端用户的销售电价计价结构一致。即对于实行两部制电价的用户，输电价也按两部制容量和电量电价执行，

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形成输配电价 配电网费用 输配电价 500kV共用输电网的输电价，可采用单一制容量输电电价，也可以采用两部

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分别以元/千瓦.月和元/千瓦时计价；对于实行单一制电量电价的用户，输电价按单一制电量电价执行，按元/千瓦时计价。

3.3.2 接网价计算方法

首先，确定接网设施及运行维护方式。每个接入500kV和220kV输电网的电厂需要分别核定使用电网经营企业的接网设施。可能有以下两种主要方式：电网经营企业提供全部接网设施，包括从电厂升压变高压侧到共用输电网第一落点的变电站或开关站的线路及站内接网设施，并由电网经营企业负责运行维护，应核定电厂应支付的全额接网价；电网经营企业仅提供站内接网设施，电厂拥有接网线路或线路由电厂投资但无偿移交电网经营企业。对于线路委托电网经营企业维护的，应核定包括基于站内资产和全部运行维护费在内的接网价；对于接网线路由电厂自己维护的，应核定基于站内设施的接网价。

第二，确定接网设施的年收入需求。根据电网经营企业提供接网设施和运行维护服务的具体情况，由国家核定接网服务的年收入需求，根据国家计委计价格[2001]701号文件精神，其构成如下：

年收入需求 = 折旧 + 运行维护费 + 资产回报 + 税金

其中： 资产回报等于接网设施的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接网设施固定资产计算。有效资产额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；  折旧按电网经营企业提供的接网设施固定资产计算；  运行维护费则根据电网经营企业提供的运行服务方式确定。

第三，确定接网容量。对于接入500kV和220kV输电网的电厂，可将注册容量作为接网容量；对于从220kV电网接出的配电网或大用户，可将申报的需量作为接网容量，以形成接网价制定的基数。

第四，计算接网价。接网价按接网的电厂、配电网和大用户分别计算。接网价等于接网设施的年收入需求除以接网容量，见以下公式：

接网价 = 接网设施年收入需求 / 接网容量12 （元/kW月）

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3.3.3 输电价计算方法

华东电网输电价计算的思路是：（1）计算共用输电网年收入总需求。分别计算500kV共用输电网、各省市220kV共用输电网年收入需求，以及区域电网公司和各省市电网公司辅助服务费用。其中华东500kV共用输电网的年收入需求，为网公司和各省市电网公司拥有的500kV共用输电网年费用及网公司的辅助服务费用之和；（2）根据500kV共用输电网的年收入需求，采用邮票法计算统一的输电价；（3）将各省市承担的500kV共用输电网的输电费与本省市220kV共用输电网的年费用及辅助服务费用合并在一起，采用邮票法计算各省市的输电价。

（1）共用输电网年收入需求及电网企业辅助服务费用计算

500kV和220kV共用输电网的年收入需求（对用户而言是年费用）构成如下：

年收入需求 = 折旧 + 运行维护费 + 资产回报 + 税金

其中：资产回报等于共用输电网设施的有效资产额，乘以国家核定的加权平均资金成本。有效资产额包括固定资产净值、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）三部分固定资产净值等于年初、年末共用输电网固定资产净值的平均值，年末固定资产净值等于年初固定资产净值加上年度投资形成的固定资产，再减去年度折旧。

电网企业辅助服务费包括系统控制与调度服务和电力市场运作所发生的费用，以及电网企业从发电公司购买、但没有通过其他渠道回收的辅助服务费用。电网企业辅助服务费用应由国家核准。

（2）500kV共用输电网的输电价  单一制输电容量电价

国外一般采用上一年的负荷（12个月的最高负荷平均值或年负荷最高的几个月内多个最高日最高负荷平均值）或最近12个月的最高负荷为基础，计算共用输电网的输电价。采用前者的优点是事先可制定出输电价，缺点是不能反映今年对输电网的使用情况；后者的优点是能反映最近对输电网的使用情况，但输电价格要逐月计算，不能事先给出价格信号。建议按上年12个月系统最高负荷时，500kV变电站各关口表的下网负荷为基础计算输电价。

所谓下网负荷，是指在华东电网上年每个月系统最高负荷日的最高负荷发生

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时，从500kV各变电站送出的负荷。

500kV共用输电网的输电价为：

输电价=共用输电网年收入总需求/500kV各变电站下网负荷之和 （元/kW月）

 两部制输电价

为了形成两部制输电价，需要将500kV共用输电网的总年费用在输电容量电价和输电电量电价之间进行分摊。考虑到制定两部制输电价的主要目的是鼓励电网经营企业采取措施提高共用输电网的利用率，因此，500kV共用输电网总年费用分摊到输电电量电价的比例不宜过高。500kV共用输电网两部制输电价计算公式如下：

500kV总年费用容量电价分摊比例

输电容量电价 =  （元/kW月）

500kV各变电站下网负荷之和

500kV总年费用（1容量电价分摊比例）

输电容量电价 =  （元/kWh）

500kV各变电站下网电量 其中，容量电价分摊500kV共用输电网总年费用的比例暂按90%考虑，500kV各变电站下网电量为预计的当年500kV共用输电网向四省一市220kV电网的输电量。

（3）计算各省市220kV共用输电网应回收的年度总输电费用

各省市电网应回收的年度总输电费包括两部分，一是各省市220kV电网承担500kV共用输电网的输电费，二是220kV共用输电网本身的总年费用（包括220kV共用输电网的年收入需求和辅助服务费）。计算公式如下：

年度总输电费用 = 承担500kV输电费+220kV总年费用

其中各省市220kV电网承担500kV共用输电网的输电费，在执行单一制容量输电价的情况下为：

承担500kV输电费 = 输电价该省市内500kV各变电站下网负荷之和 在执行两部制输电价的情况下为：

承担500kV输电容量电费 = 输电容量电价该省市内500kV

各变电站下网负荷之和

承担500kV输电电量电费 = 输电电量电价该省市内500kV

各变电站下网电量之和

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（4）计算各省市220kV共用输电网输电价

各省市电网的输电价总水平，应等于该省市承担的年度总输电费用除以上年度220kV共用输电网的输电量。

各电压等级各类用户的输电价水平，应根据承担的年度总输电费用、用户输电价结构、各电压等级的送受电关系，以及各类用户的负荷特性和预计用电负荷及用电量等参数进行计算。

输电价的调整

由于制定输电价采用的参数与实际参数存在差异，因此，在每一年的第一季度需要计算上年度输电价的偏差，并在本年度制定输电价时进行调整。

考虑到在实行两部制输电价时，输电电量电价设置的主要目的是鼓励电网公司合理利用输电网多输电，因此，输电电量电价无须根据实际输电量进行调整。所以，无论实行单一制还是两部制输电价，调整的范围主要是输电容量电价偏差对收入的影响。

因此，当年计价的总收入需求如下：

当年计价的总收入需求=收入总需求+收入调整额

对于单一制容量输电价：

收入调整额=上年实际输电费收入上年收入总需求

对于两部制输电价：

收入调整额=上年实际容量输电费收入上年收入总需求容量电价分摊比例

3.4 远期电力市场模式下的输电价格设计 3.4.1 设计原则

在华东区域电力市场远期模式下，输配电网已经分开，输电价设计的目标要解决输电价的位置信号作用问题，使输电价对新电厂和新负荷接入系统的接网点选择起到重要经济信号作用，进一步促使资源得到优化配置。同时，提高电网公司经营效率。为了实现上述目标，本阶段输电价设计的原则如下：

（1）输电价设计范围包括华东四省一市的500kV和220kV输电网。

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（2）输电价体系包括接网价和两部制输电价，输电价水平可采用价格上限或收入上限按年度或管制期核定。

（3）输电网的用户为接入输电网的大用户和配电公司。

（4）输电服务的资产回报仍以有效资产为基础，由加权平均资金成本来核定。

（5）接入输电网的发电厂与用户一起支付共用输电网的输电价。

（6）输电容量电价要按节点制定，以便充分反映输电价的位置信号；输电电量电价可按邮票法制定。

3.4.2 定价方法

根据远期市场模式下的输电价定价原则，输电容量电价要按节点制定，同时接入输电网的电厂要支付共用电网使用费，需要按节点引入接网电厂的输电容量电价。因此，500kV共用输电网的年费用将采用反应成本的网络定价法（CRNP）分摊。

（1）输电容量电价

第一，确定接入输电系统的电厂和负荷（配电网和大用户）承担共用输电网使用费的比例。根据国外经验，建议电厂承担25%，负荷承担75%。

第二，分别计算500kV输电网各节点的电源和负荷承担的年费用及输电容量电价。以500kV共用输电网与节点有关的资产为基础，确定收入需求，并根据预计的典型潮流，以及接入输电系统的电厂和负荷承担共用输电网使用费的比例，采用反映成本的网络定价法，分别计算500kV输电网各节点的电厂和负荷承担的年费用及输电容量电价；

第三，按四省一市的区域分别计算220kV电网各节点电厂和负荷承担220kV电网本身的年费用及输电容量电价。以各省市220kV共用输电网与节点有关的资产为基础，确定总收入需求，并根据预计的220kV输电网典型潮流，以及接入输电系统的电厂和负荷承担共用输电网使用费的比例，采用CRNP定价法，分别计算四省一市220kV输电网各节点的电厂及负荷承担220kV输电网本身的年费用和输电容量电价；

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第四，按四省一市分别计算220kV输电网各节点负荷的总输电容量电价。220kV各节点负荷的总输电容量电价，是考虑其承担500KV电网的年费用，以及220kV网本身的年费用后，向接入220kV输电网各节点的配电网和大用户收取的输电容量电价。第三步已经计算出接入220kV各节点的负荷承担220kV输电网本身的年费用，这时，只要采用CRNP定价法，将500kV/220kV变压器所在节点承担的500kV输电网的年费用根据潮流比例分摊到220kV的各个节点，并与各节点承担220kV输电网本身的年费用叠加，即成为该节点承担500kV和220kV输电网的总年费用。最后，根据该节点的负荷则可计算出该节点的输电容量电价。

（2）输电电量电价

由于输电电量电价由共用输电网中的与节点无关的公共费用和电网经营企业的辅助服务费用两部分构成，需要分别核定。

首先，核定年收入需求。 共用输电网与节点无关的公共费用，即电网经营企业提供的共用电网公共服务年收入需求，也应按照“合理补偿成本、取得合理收益、依法计入税金”原则由国家核定。其年收入需求构成及计算公式与接网设施的年收入需求计算公式相同。 电网经营企业提供辅助服务的费用，主要是与电力系统运行调度和电力市场运作相关的成本，由国家核定。上述两部分之和，即为电网经营企业通过输电电量电价应回收的年收入，或称作年度公共服务费。鉴于华东输电网分为两个电压等级，同时存在网级和省级调度交易中心，因此，在计算共用输电网与节点无关的公共费用时，500kV输电网应统一计算；考虑到220kV共用输电网按行政区域分成5个价区，所以220kV输电网则没有必要区分与节点有关或无关的费用，可统一计入输电容量电价；而电网经营企业提供辅助服务的费用则按每个调度交易中心分别核定。

第二，公共服务费的分摊。鉴于区域电网调度交易中心和500kV输电网主要是为华东全网服务的，因此，这两部分的年费用在华东四省一市之间按上年度各省市售电量比例进行分摊；省市级调度交易中心需要的公共服务费，由本省市承担。这样某省市配电网和大用户承担的公共服务费，等于本省市调度交易中心需要的公共服务费，再加上按各省市售电量比例进行分摊的区域电网调度交易中心

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和500kV输电网公共服务费。

第三，预测各省市220kV输电网的输电量。由于华东500kV输电网没有用户，因此，公共服务费可直接向接入220kV网的大用户和配电网收取，计价基数为各省市220kV网的年度计划输电量。

输电网接入费 输电网接网费接网价 输电网接出费 发电厂接网价 辅助服务费 公共服务费 输量电价输电网大用户 电与节点有关的 共用电网使用费 共用电网使用费 输电容量电价配电公司

图3.4 远期市场模式下输电价格体系及承担对象

最后，确定输电电量电价。根据国外经验，这部分价格通常采用邮票法计算，这样根据配电网和大用户承担的公共服务费和预计的输电量，则可分别计算乘华东四省一市的输电电量电价。因此，按邮票法确定的输电电量电价为： 省市输电电量电价 = 省市分摊的公共服务年度收入需求/省市220kV网年度输电量。

在华东区域远期电力市场模式下，输电网价格体系及承担对象如图3.4。

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四、近期电力市场模式下电价水平变化趋势分析

4.1 电力水平测算的基本思路

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。电价水平测算的基本思路是：

首先，以华东电网2001年实际情况为基础，采用华东区域电力市场近期方案，测算参与竞价电网的上网电价。

其次，根据华东区域电力市场输电价设计方案，以2001年华东三省一市电网从实际输配电价为基础，测算分析三省一市输电价。

最后，分析建立区域电力市场及实施输电价，对华东电网及三省一市销售电价的影响进行分析。

4.2 上网电价模拟计算及分析

4 华东电网概况

4. 电源状况

2001年年末华东电网6000千瓦及以上装机容量如表所示。装机总容量为5620万千瓦，其中统调装机4983万千瓦，占约89％。

表4.1：华东电网2001 年年末发电设备容量

（按电网分组，6000千瓦及以上） 项目参加统一调度电厂水电火电核电不参加统一调度电厂水电火电风电单位万千瓦万千瓦万千瓦万千瓦万千瓦万千瓦万千瓦万千瓦总计4983.1429.64523.530.0637.282.2552.13.0直属397.7276.0121.7上海市978.1978.1江苏省1671.61671.6浙江省1034.1104.7899.430.0334.375.8255.53.0安徽省901.548.9852.721.321.3237.1237.144.76.438.3 2001年华东电网6000千瓦及以上装机发电量如表5－2所示。发电量合计为2765亿千瓦时，其中统调机组发电量为2464亿千瓦时，约占89％。

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表4.2：华东电网2001年发电量

（按电网分组，6000千瓦及以上）

项目参加统一调度电厂水电火电核电不参加统一调度电厂水电火电风电单位亿千瓦时亿千瓦时亿千瓦时亿千瓦时亿千瓦时亿千瓦时亿千瓦时亿千瓦时总计2463.765.72373.324.7301.218.7278.00.5直属81.241.939.3上海市525.3525.3江苏省891.6891.6浙江省573.817.6531.624.7137.817.8119.50.5安徽省391.86.3385.511.711.7129.6125.622.10.921.2

从表4.1和表可以看出，华东电网中统调发电机组占据了绝大部分电力市场。考虑区外来电，华东电网中非统调机组所占的市场份额小于10％。从装机构成分析，华东电网5620万千瓦装机中，5076万千瓦为火电，占1％；水电（包括抽水蓄能）为514.7万千瓦，占%；核电30万千瓦，占3％。

2001年华东电网主要发电技术经济指标见表。可以看出，从厂用电率、煤耗率等指标来看，统调机组明显优于非统调机组。从统调机组利用小时来看，浙江最高，上海次之，江苏第三，安徽省最低。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；安徽省有增加向浙江省和上海市售电的潜力。

表4.3：华东电网2001年主要发电技术经济指标

项目参加统一调度电厂6000千瓦及以上电厂平均设备利用小时单位合计水电火电合计水电火电发电供电合计水电火电合计水电火电发电供电小时小时小时％％％克/千瓦时克/千瓦时小时小时小时％％％克/千瓦时克/千瓦时合计5019153953335.880.426.023343554841258451586.890.467.34445480直属2042151732312.690.385.15323341上海市5470江苏省5358浙江省56851667安徽省4460138054705.485.48329349549454949.989.9843248053586.166.16337359553255327.967.9646750860825.870.595.993283494281270447245.560.476.3441444246336.440.256.543423664949135755508.170.228.525365846000千瓦及以上电厂发电用厂用电率6000千瓦及以上电厂标准煤耗率不参加统一调度电厂6000千瓦及以上电厂平均设备利用小时6000千瓦及以上电厂发电用厂用电率6000千瓦及以上电厂标准煤耗率

4 电网状况

华东电网已形成500千伏跨省市主环网，各省市500千伏电网分别以1－2个通道与主环网相联。2001年底华东电网以1回±500千伏直流输电线与华中电网的葛洲坝电厂相联，通过2回500千伏交流线路与山西阳城电厂相联，2001

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年还通过500千伏交流线路实现了与福建电网互联。

截至2001年年底，华东电网500千伏交流输电线路6171公里，交流变压器总容量2457万千伏安。500千伏直流输电线路566公里，换流变容量2X68.7万千伏安。

从电力流向来看，高峰时为安徽分别向江苏和浙江送电，并从江苏、浙江电网转送到上海；低谷时为天荒坪抽水蓄能电站抽水用电，电力流向为各方向集中向瓶窑500千伏变电所。

安徽与江苏、浙江各形成1回500千伏线路，将安徽省的富余电力送出，总输送能力可以达到150万千瓦左右。

江苏与上海通过斗山至黄渡2回500千伏线路相联，接受江苏及安徽的电力，2回线最大输送电力为160万千瓦左右。

浙江与上海通过瓶窑至南桥2回500千伏线路相联，高峰时，电力流向为瓶窑至南桥，将安徽及天荒坪抽水蓄能电站的电力送到上海，最大送电电力约为140万千瓦；低谷时，电力流向为南桥至瓶窑，最大送电能力为100万千瓦左右。 4 省市间电量交易情况

2001年华东电网发用电量平衡见表4.4。 可以看出，上海市和浙江省分别从安徽、华东公司直属电厂及网外购入大量电量；江苏省供需基本平衡；安徽省有大量的电量送出。

表4.4：华东电网2001年发用电量平衡表

（参加统一调度电厂）

项目发电量占合计％送（－）受（＋）电量合计高峰腰荷低谷单位合计直属8101843.25%-544952-532065-1324751195882652321.06%上海市519036220.84%5627073815079898982211575306922.91%江苏省927403537.24%2724915319342-98149927675936.94%浙江省571684922.96%763245404172130226228847648009425.81%安徽省390955615.70%-573576-236557-87377-249642333598013.28%万千瓦时24900986100.00%万千瓦时万千瓦时万千瓦时万千瓦时2101481085881870582855用电量占合计％万千瓦时25111134100.00%

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4 计算方法和计算结果

4.2 方法简述

“华东区域电力市场方案框架设计”部分推荐的近期市场模式的基本思路是：在华东电网建立区域和省（市）级两级现货交易市场，省（市）内电厂必须通过省级电力市场卖电，省级电力调度交易中心按照区域电力市场规则必须参与区域电力市场交易，由区域电力调度交易中心以充分利用省间联络线为原则确定省间交易。该方案强调省级电力调度交易中心参与区域电力调度交易中心竞价、省内电厂参与省级电力市场竞价的强制性，以加大省间电力交换力度。

区域电力市场和省级电力市场均包括合同交易和现货交易两部分。本报告中，在发电环节引入市场竞争，模拟计算2001年华东各省市在区域市场情况下的电量交换。将参与竞价电厂在2001年发电量的一定比例（如95％，90％或85％等）做为合同交易电量，超过部分的电量参与市场竞争，各电厂的最高发电利用小时假定为6500小时。竞争发电的原则是各省市首先按机组的上网电价高低进行排序，将反映电量及电价的报价曲线报区域电力调度交易中心；区域电力调度交易中心根据各省提供的报价曲线进行交易匹配，确定交易价格和数量，并同时进行方案的技术校验；区域电力调度交易中心最后将省间交易匹配结果下达各省电力调度交易中心，省电力调度交易中心根据已确定的省间电力交易、省内负荷需求以及省内电厂的报价确定省内交易及省内市场买电价格。

本报告以下部分，将重点描述省间交易价格和数量的计算和确定。

4 参与竞价电厂的确定

根据华东电网各省市发电机组的构成，通过分析各类机组在系统中的不同作用情况，并参考浙江省、上海市试点电力市场情况，本报告确定参与市场竞争的电厂为各省市主要的统调燃煤电厂。具体见表、表、表4.7及表4.8。

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％。

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表4.5：上海电网参与竞价电厂装机容量及上网电量

电厂编号电厂名称装机容量2001年实际按规则竞价后上网电量上网电量100GWh竞价幅度15%10%5%68.8673.7673.7673.7665.9856.0859.3862.687.606.466.847.2231.8527.0728.6630.2620.7921.1221.1221.1240.6843.2243.2243.2269.7059.2562.7366.2214.5312.3513.0813.808.098.128.128.1251.5643.8346.4148.99379.64351.26363.32375.39(28.38)(16.32)(4.26)万千瓦101sdk120102wgq120103ns15104wj660105wjr35106mh72107sdk2120108ysp124109ysp214110wj2120合计700新增电量交换（－为购入，＋为卖出）

表4.6：江苏电网参与竞价电厂装机容量及上网电量

电厂编号装机容量2001年实际上网电量100GWh68.0129.678.5114.7314.275.622.4755.4823.9622.582.1376.6913.6712.8021.7512.392.0419.3133.0868.4430.3828.8558.4894.81720.14按规则竞价后上网电量竞价幅度15%57.8125.227.2412.5212.134.782.1047.1626.3329.601.8177.9911.6210.8828.2410.541.7316.4128.1287.8437.1234.1349.7497.57718.63(1.51)10%61.2126.707.6613.2612.845.062.2249.9326.3329.601.9277.9912.3011.5219.5811.161.8417.3829.7787.8427.3434.1352.6397.57717.79(2.35)5%64.6128.198.0914.0013.555.342.3452.7026.3329.602.0277.9912.9912.1620.6611.771.9418.3431.4365.0228.8627.4155.5697.57708.48(11.65)电厂名称万千瓦201lg140202pc60203cc17204zjgz27205zjg25206yc813207ch5208yz2120209yz44210xh49211xt5212xz130213jyxg26214xg25215qsy47216syg25217hy95218hnhy40219hntc60220hnnt140221hnnj60222tsg56223cs120224jb160合计1399新增电量交换（－为购入，＋为卖出）

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表4.7：浙江电网参与竞价电厂装机容量及上网电量

电厂编号装机容量2001年实际上网电量100GWh0.846.896.5885.7716.3016.5921.7915.8336.50102.1269.7548.8921.377.25456.48按规则竞价后上网电量竞价幅度15%0.725.865.5972.9013.8514.1021.7913.4531.0386.8059.2948.8918.166.16398.61(57.87)10%0.766.205.9277.1914.6714.9319.6114.2532.8591.9162.7848.8919.236.52415.72(40.76)5%0.806.556.2581.4815.4815.7620.7015.0434.6897.0166.2648.8920.306.88436.10(20.38)电厂名称万千瓦301mx4302qq13303cx10304tz141305wz25306cxhn25307bs36308xs25309jx60310bl2180311bl120312zh80313wz260314zs13合计791新增电量交换（－为购入，＋为卖出）

表4.8：安徽电网参与竞价电厂装机容量及上网电量

电厂编号电厂名称装机容量2001年实际上网电量100GWh9.6311.018.6519.4521.511.147.137.3012.1110.4316.597.419.385.4411.632.906.255.7641.6222.4425.8857.186.59327.43按规则竞价后上网电量竞价幅度15%14.949.367.3616.5337.062.998.317.5213.2612.6614.1014.9614.985.919.883.007.497.4947.9436.6336.6974.1212.00415.1987.7610%9.789.917.7917.5019.362.998.317.5213.2612.6614.9314.968.445.9110.463.007.495.1947.9436.6336.6974.1212.00386.8559.425%9.1510.468.2218.4720.431.098.317.5213.2612.6615.7611.798.915.9111.043.005.945.4847.9421.3136.6974.126.26363.7236.29万千瓦401wntl25402tlsn30403szhy17404hbga60405maswnd60406gc5407hb314408hb413409hb522410hb621411hflh70412wh325413wn25414hb1210415wh425416hf125417hfhl13418wn313419ahdl79420hnln60421lh60422hnpw120423hb720合计790新增电量交换（－为购入，＋为卖出）

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4 各省市参与竞价电厂加权平均上网电价的比较

根据各省市参与竞价电厂机组2001年实际上网电量和上网电价计算出的各省市参加竞价电厂在2001年的加权平均上网电价如表4.9-1或表4.9-2。加权平均上网电价从低到高的排列顺序是：安徽、江苏、上海及浙江。总体来讲，安徽省境内的电厂最具价格竞争力。

表4.9-1：2001年竞价电厂的加权平均电价及竞价后加权平均电价的变化

2001实际 Fen/kWh, without VAT

竞价结果竞价幅度15%变动-1.13%-1.25%-1.03%-3.61%10%加权平均电价29.8526.8232.6824.9329.91变动-1.00%-1.11%-0.82%-2.97%5%加权平均电价29.9126.9132.7425.1628.25变动-0.80%-0.77%-0.64%-2.08%上海江苏浙江安徽加权平均电价加权平均电价30.1529.8127.1226.7832.9532.6125.6924.7630.50省（市）间交易匹配成交价格 注：安徽向其他省（市）售电，考虑了3％的线损； 省（市）内电厂按各自上网电价结算；

省（市）间交易按省（市）间交易匹配成交价格结算。

表4.9-2：2001年竞价电厂的加权平均电价及竞价后加权平均电价的变化

2001实际 Fen/kWh, without VAT

竞价幅度15%变动-0.17%1.98%-0.75%-0.87%上海江苏浙江安徽加权平均电价加权平均电价30.1530.1027.1227.6632.9532.7025.6925.4730.50竞价结果10%加权平均电价变动30.07-0.27%27.340.81%32.68-0.80%25.54-0.58%29.915%加权平均电价30.0627.1232.7425.1628.25变动-0.29%-0.01%-0.63%-2.04%省间交易成交价格 注：安徽向其他省（市）售电，考虑了3％的线损；

省（市）内保证电量部分按各自上网电价结算、竞价供电电量按各省（市）边际电价结算； 省（市）间交易按省（市）间交易匹配成交价格结算。

4.2. 各省买卖报价数据及交易匹配结果

以电厂保证电量90％，竞价电量10％的情况为例，各省买入、卖出的报价数据见表4.10、表4.11、表4.12及表4.13所示。其中，购入部分的电量和电价对应各电厂竞价电量和上网电价；卖出部分的电量和电价对应各电厂合同电量与6500运行小时上网电量之差和上网电价。但各省市电力调度交易中心向区域电力调度交易中心报价时，报价数据不必标明对应的电厂名称。

表4.10：上海市交易中心买卖报价数据

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购入电量电价电量卖出电价22.1826.5128.1828.1831.5231.8232.7533.7534.1946.00亿千瓦时分/千瓦时亿千瓦时分/千瓦时SH1-PSH2-PSH3-PSH4-PSH5-PSH6-PSH7-PSH8-PSH9-P-1.45-5.16-0.76-3.18-6.60-6.97-2.08-0.81-4.0746.0034.1933.7532.7531.8231.5228.1828.1826.51SH1-SSH2-SSH3-SSH4-SSH5-SSH6-SSH7-SSH8-SSH9-SSH10-P-6.8922.18SH10-S11.796.610.842.4112.1914.518.461.8627.451.51

表4.11：江苏省交易中心买卖报价数据

购入电量电价电量亿千瓦时分/千瓦时卖出电价15.8115.8121.3426.2028.6029.2830.2530.4430.7130.7730.7730.7731.2531.3832.4832.6832.6832.8232.8232.8233.0933.1633.7635.32亿千瓦时分/千瓦时JS1-PJS2-PJS3-PJS4-PJS5-PJS6-PJS7-PJS8-PJS9-PJS10-PJS11-PJS12-PJS13-PJS14-PJS15-PJS16-PJS17-PJS18-PJS19-PJS20-PJS21-PJS22-PJS23-P-0.85-0.21-1.24-2.97-5.55-1.28-3.31-1.43-1.37-1.47-6.80-1.93-0.56-0.25-0.20-5.85-3.04-2.18-2.89-6.84-2.26-2.40-7.6735.3233.7633.1633.0932.8232.8232.8232.6832.6832.4831.3831.2530.7730.7730.7730.7130.4430.2529.2828.6026.2021.3415.81JS1-SJS2-SJS3-SJS4-SJS5-SJS6-SJS7-SJS8-SJS9-SJS10-SJS11-SJS12-SJS13-SJS14-SJS15-SJS16-SJS17-SJS18-SJS19-SJS20-SJS21-SJS22-SJS23-S8.9712.244.779.2826.248.178.679.7821.432.400.771.036.7025.933.192.353.8924.343.317.4310.204.000.982.25JS24-P-9.4815.81JS24-S

表4.12：浙江省交易中心买卖报价数据

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购入电量电价电量卖出电价25.8030.6031.0031.0032.0032.0032.1435.7436.0036.8937.0939.3039.3242.74亿千瓦时分/千瓦时亿千瓦时分/千瓦时ZJ1-PZJ2-PZJ3-PZJ4-PZJ5-PZJ6-PZJ7-PZJ8-PZJ9-PZJ10-PZJ11-PZJ12-PZJ13-P-0.72-0.66-2.14-0.69-0.08-3.65-8.58-10.21-1.58-6.98-1.63-1.66-2.1842.7439.3239.3037.0936.8936.0035.7432.1432.0032.0031.0031.0030.60ZJ1-SZJ2-SZJ3-SZJ4-SZJ5-SZJ6-SZJ7-SZJ8-SZJ9-SZJ10-SZJ11-SZJ12-SZJ13-S4.892.181.631.661.5811.9919.998.584.281.511.2617.890.660.95ZJ14-P-4.8925.80ZJ14-S

表4.13：安徽省交易中心买卖报价数据

购入电量电价电量卖出电价14.7014.7014.7014.7015.1524.1925.6426.5026.5028.2128.2929.0629.4929.4929.9129.9130.2630.4331.2031.3731.6231.6232.56亿千瓦时分/千瓦时亿千瓦时分/千瓦时AH1-PAH2-PAH3-PAH4-PAH5-PAH6-PAH7-PAH8-PAH9-PAH10-PAH11-PAH12-PAH13-PAH14-PAH15-PAH16-PAH17-PAH18-PAH19-PAH20-PAH21-PAH22-P-1.16-1.94-1.66-0.87-1.10-2.15-0.58-0.96-0.94-2.24-0.66-0.11-0.63-0.74-0.54-0.29-4.16-5.72-2.59-0.71-0.73-1.2132.5631.6231.6231.3731.2030.4330.2629.9129.9129.4929.4929.0628.2928.2126.5026.5025.6424.1915.1514.7014.7014.70AH1-SAH2-SAH3-SAH4-SAH5-SAH6-SAH7-SAH8-SAH9-SAH10-SAH11-SAH12-SAH13-SAH14-SAH15-SAH16-SAH17-SAH18-SAH19-SAH20-SAH21-SAH22-S1.890.952.363.2713.4022.6610.481.010.388.301.871.9616.446.076.276.542.3017.708.452.1719.1027.874.50AH23-P-1.0414.70AH23-S 区域交易中心根据各省买卖报价数据，采用供求匹配，结果如表5-14所示。可以看出，省间交易价格为1分/千瓦时（不含税）。表中将同一省市相同电价的购入电量和卖出电量相抵。

用同样的办法可以得出，竞价幅度为5％及15％时的省市间交易价格分别为5分/千瓦时（不含税）及30.5分/千瓦时（不含税）。

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表4.14：竞价幅度10%情况下卖出/购入电量及电价

卖出电量及电价电量电价(不含税）100GWhFen/kWhAH1-S+AH20-PAH2-S+AH21-PAH3-S+AH22-PAH4-S+AH23-PAH5-S+AH19-PJS1-S+JS23-PJS2-S+JS24-PJS3-S+JS22-PSH1-S+SH10-PAH6-S+AH18-PAH7-S+AH17-PZJ1-S+ZJ14-PJS4-S+JS21-PAH8-S+AH15-PAH9-S+AH16-PSH2-S+SH9-PSH3-S+SH8-PSH4-S+SH7-PAH10-S+AH14-PAH11-S+AH13-PJS5-S+JS20-PAH12-S+AH12-PJS6-S+JS19-PAH13-S+AH10-PAH14-S+AH11-PAH15-S+AH8-P1.180.221.152.2210.811.302.762.374.9016.946.320.007.020.470.092.540.030.337.561.2419.401.855.2814.205.410.1614.7014.7014.7014.7015.1515.8115.8121.3422.1824.1925.6425.8026.2026.5026.5026.5128.1828.1828.2128.2928.6029.0629.2829.4929.49SH1-PZJ1-PZJ2-PZJ3-PZJ4-PZJ5-PZJ6-PZJ7-PJS1-PSH2-PJS2-PSH3-PJS3-PJS4-PJS5-PJS6-PJS7-PSH4-PJS8-PJS9-PAH1-PJS10-PZJ8-PZJ9-PZJ10-PSH5-PAH2-PAH3-PSH6-PJS11-PAH4-PJS12-PAH5-PZJ11-PZJ12-PJS13-PJS14-PJS15-PJS16-PZJ13-PJS17-PAH6-PAH7-PJS18-PAH9-P购入电量及电价电量电价(不含税）100GWhFen/kWh-1.45-0.72-0.66-2.14-0.69-0.08-3.65-8.58-0.85-5.16-0.21-0.76-1.24-2.97-5.55-1.28-3.31-3.18-1.43-1.37-1.16-1.47-10.21-1.58-6.98-6.60-1.94-1.66-6.97-6.80-0.87-1.93-1.10-1.63-1.66-0.56-0.25-0.20-5.85-2.18-3.04-2.15-0.58-2.18-0.9446.0042.7439.3239.3037.0936.8936.0035.7435.3234.1933.7633.7533.1633.0932.8232.8232.8232.7532.6832.6832.5632.4832.1432.0032.0031.8231.6231.6231.5231.3831.3731.2531.2031.0031.0030.7730.7730.7730.7130.6030.4430.4330.2630.2529.9129.91合计116合计-116

4 省内发电计划的安排及省间交易情况

区域交易中心将供求匹配结果发布到各省市交易中心，之后各省市交易中心完成发电计划安排。对电量售出省（安徽），把竞价电量按上网电价由低到高进行排序，首先满足本省负荷需求，多余电量按确定的省间交易价格买给电量购入省。对电量购入省（市）（如浙江、上海），部分上网电价较高的电厂将少发电，需购入外省低价电满足负荷需求。

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竞价幅度为10％情况下，安徽省增加电量外送2亿千瓦时，分别由上海（2亿千瓦时）、江苏（5亿千瓦时）和浙江（6亿千瓦时）购买，结果如表4.5～表4.8所示。

竞价幅度为5％和15％情况下的结果，也如表～表4.8所示。 4 对各省市加权平均上网电价的影响分析

通过扩大省间交易，增加了低电价发电机组的发电量，如果省市交易中心与发电厂按各自的上网电价结算，则各省市加权平均上网电价均将有所降低，但各省市加权平均上网电价的降低幅度有所不同。假定安徽省送出电量到达其他省市有一定的网损（如3％），则加权平均上网电价的变化结果如表4.9-1所示。

如果各省市交易中心与各电厂的结算方式为：合同电量部分按各自上网电价结算，竞价上网电量按边际清算价格结算，则除江苏省外，其它各省市加权平均上网电价将有所降低，具体结果见表4.9-2。

4.2.3 结论和建议

4 华东电网省市间电力电量交换还有扩大的潜力

华东电网已经在区域电力市场进行了一定规模的电力电量交换，但规模还有扩大的潜力。

从2001年统调机组利用小时来看，浙江最高，上海次之，江苏第三，安徽省最低；而选定竞价电厂的加权平均上网电价从低到高的排列顺序是：安徽、江苏、上海及浙江。由此可见，安徽省有进一步扩大电力电量售出的潜力，这一结论得到了模拟计算结果的验证。计算还表明，通过增加省市间电量交换，送出省（即安徽）及主要购入省（市）（即上海、浙江）的加权平均上网电价均将有一定程度的降低。

因此，建议华东电网进一步发展区域电力市场，扩大省市间电力交易。 4 输电容量是进一步加大华东各省市间电量交换的重要制约因素

安徽的电力具有价格优势，安徽仍可增加一定的电力外送。但增加外送到一定规模后，将遇到输电网约束的问题。如在15％竞价幅度情况下，计算结果是

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安徽可以增加87.7亿度的电力外送，加上2001年安徽实际外送的57.3亿度，总计将达到约145亿度。而安徽与江苏、浙江的2回输电线的输送能力仅有150万千瓦左右，全年实现安徽145亿度电量外送是不可能的。由此可见，由于输电网络约束，15％竞价情况下的计算结果在实际中是不可能实现的。

因此，建议继续加强华东电网输电网建设，为区域电力交易提供可靠的物质平台。

4 适当降低省市间电力交易的增值税税率将有利于扩大交易量

除其它因素之外，目前的税收体制是进一步扩大省市间电力交易的障碍之一。下面以增值税为例加以简要分析。增值税为中央与地方共享税，分配比例为75：25，即中央财政得75％，地方财政得25％。

在10％竞价幅度情况下，安徽省外送电量增加2亿度，按0分/度（不含税）计算，实现收入约7亿元。按现行税率17％计算，相应的增值税约为2亿元，安徽省地方政府将增加约5亿元的增值税收入。而其他两省一市地方政府将由此减少相应规模的增值税收入。

如果将省市间电力交易的增值税税率降低一半，即降到8.5％，安徽省地方政府仍可增加增值税收入3775万元；而另外3775万元的增值税将转移到其他两省一市地方政府，减少了其税收损失。这在一定程度上可以缓解对增加省市间电力交换的阻力。

因此，建议在国家推出新的电力增征税政策之前，适当降低省市间电力交易的增征税税率，以实现部分增征税由售电省向购电省的转移。

4.3 输配电价测算及分析 4.3.1 测算思路

输电价测算的主要目的，是根据华东区域电力市场近期输电价设计方案，以2001年作为测试年水平年，通过定量计算，分析各种计算方案下华东三省一市之间输配电价与现状对比情况，并为电力市场对各省市销售电价的影响分析提供依据。本次输电价测算范围为华东电网三省一市：上海、浙江、江苏和安徽。为

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了与电价现状进行对比，测算水平年选择为2001年。

（1）接网价的处理

在不影响销售电价水平的情况下，为了便于计算，将电厂接入系统服务并入共用网络服务，统一计算输电价，不单独测算接网价。

（2）2001年实际输配电价水平测算

各省市电力公司的输配电价总水平按下式计算： 输配电价=销售电价平均上网电价线损电价 其中：

➢ 销售电价按各省市电力公司2001年电力销售明细表中的数据计算； ➢ 平均上网电价包括省市电力公司全部上网（供购）电量的电价，其中统

一核算电厂的上网电价，按2001年实际发电成本加税金核算。 ➢ 线损电价=平均上网电价线损率/（1线损率） （3）按设计的方法测算2001年输配电价

首先，计算各省市电力公司输配电总收入。根据各省市电力公司2001年售电总收入减去购电费，作为公司输配电总收入。

第二，计算各省市电力公司输配电实际总收入。将各省市电力公司支付国电华东公司500kV电网的费用，从输配电总收入中分离出来，形成各省市电力公司输配电实际收入；

第三，计算各省市电力公司500kV和220kV及以下电网输配电实际总收入。按省内500kV电压等级线路和220kV及以下电压等级的资产比例，将各省市电力电力公司输配电实际收入分配到省内500kV电网和220kV及以下电网两部分；

第四，计算华东500kV电网总收入。将各省市电力公司省内500kV电网的收入与各省市承担的国电华东公司500kV电网费用合并在一起，形成华东500kV电网总收入；

第五，将华东500kV电网总收入分配到各省市电网。拟采用四种分摊方法：（1）按华东电网500/220kV变电站下网负荷比例分配；（2）按华东电网500/220kV变电站下网电量比例分配；（3）按各省市电力公司售电量比例分配；（4）按各省市电力公司最高负荷比例分配；

第六，计算各省市电力公司输配电价总水平。根据第三步计算的各省市电力

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公司220kV及以下电网的总收入和第五步计算的500kV电网总收入合并，作为各省市电力公司从输配电价中回收的总费用，然后，除以各省市电力公司的售电量，即为该省市电力公司输配电价总水平。由于本次测算的目的重点是分析不同的方法对各省市输电价水平及销售电价水平的影响，因此，仅按单一制电量电价测算。

4.3.2 输配电价测算依据

输电价测算的主要依据是：

（1）2001年各省市电力公司电力销售情况； （2）2001年各省市电力公司电网资产情况；

（3）2001年各省市电力公司承担国电华东公司输电费情况； （4）2002年华东电网夏季最高负荷时，每条500kV线路潮流； （5）2001年华东电网各500/220kV变电站下送电量； （6）2001年各省市电力公司售电量及最高负荷。

4.3.3 各种分摊方法下的输配电价

（1）华东各省市电力公司2001年输配电收入

根据华东各省市电力公司2001年销售总收入、购电费，计算出的输配电收入见表。

表4.15 华东各省市电力公司2001年输配电收入 单位：亿元 售电总收入 购电费用 输配电总收入 其中：支付华东公司输电费 实际输配电总收入 上海 江苏 浙江 安徽 合计 （2）2001年实际输配电收入在各电压等级之间的分配

根据2001年各公司的输配电实际收入，按各电压等级资产比例计算出各电压等级收入见表4.16。

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表4.16 华东三省一市2001年实际收入在各电压等级之间的分配 单位：亿元 上海 江苏 浙江 安徽 合计 合计 500kV输电网 220kV及以下电压等级电网 其中：220kV电网 1 110kV及以下电压等级 （3）华东500kV电网收入（费用）在各省市间的分配

根据表和表，华东电网2001年500kV电网总收入为：23.91亿元。 根据目前的资料，采用五种方法对华东500kV电网费用分配结果如表。其中各省市区域内500/220kV变电站的下网负荷，是根据2002年夏季系统最高负荷时的潮流计算的。

表 华东500kV电网输电费分配

项目 1、500/220kV变电站下网负荷（MW） 比例（%） 500kV费用（亿元） 2、500/220kV变电站下网电量(亿千瓦时) 比例（%） 500kV费用（亿元） 3、下网负荷和下网电量各占50% 比例（%） 500kV费用（亿元） 4、公司售电量（亿千瓦时） 比例（%） 500kV费用（亿元） 5、最高负荷（MW） 比例（%） 500kV费用（亿元） 上海 25.0% 江苏 37.1% 浙江 23.7% 安徽 合计 39.99% 19.32% 38.76% 1.94% 100.00% 24.18% 21.54% 46.56% % 100.00% 32.08% 20.43% 42.66% 4.83% 100.00% 18.93% 37.35% 28.86% 14.86% 100.00% 16475.0 14.2% 100.0% （4）各省市电网公司的输配电价

根据500kV电网费用分配方案，各省市电网公司输配电价水平见表。无论500kV电网输电费以什么方式分配，上海市输电价水平均高于2001年实际水平；江苏省输电价水平均低于2001年实际水平；浙江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；安徽按售

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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。

表 各省市电力公司输配电价

1、500kV费用（亿元） （1）按下网负荷比例 （2）按售电量比例 （3）按最高负荷比例 2、220kV及以下费用（亿元） 3、输配电费用合计（亿元） （1）按下网负荷比例 （2）按下网电量比例 （3）按下网负荷和电量各占50% （4）按售电量比例 （5）按最高负荷比例 4、售电量（亿千瓦时） 5、输配电价（元/千瓦时） （1）2001年实际 （2）按下网负荷比例 （3）按下网电量比例 （4）按下网负荷和电量各占50% （5）按售电量比例 （6）按最高负荷比例 141 0.0804 4.52 上海 江苏 21.85 1 浙江 安徽 合计 4.4 区域电力市场建立对销售电价水平的影响分析

各省市电力公司的销售电价总水平由平均上网电价、输配电价和线损电价构成。

4.4.1 2001年各省市电力公司实际电价水平

2001年各省市电力公司实际电价水平见表和图，各环节价格比例见表。

表 华东各省市电力公司2001年实际电价水平 单位：元/千瓦时 电价构成 上海 江苏 浙江 安徽 平均 上网电价 线损电价 输配电价 0.0801 精品文档，word文档

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销售电价 4 图4.1 三省一市2001年实际电价水平元/千瓦时0.6000.5000.4000.3000.2000.1000.000上海江苏上网电价浙江线损电价安徽输配电价平均电价结构 上网电价 线损电价 输配电价 销售电价 表 华东各省市电力公司2001年各环节价格比例 上海 江苏 浙江 安徽 73.0% 73.6% 84.4% 76.9% 5.5% 5.8% 3.8% 5.6% 21.5% 20.6% 11.7% 17.5% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 平均 77.1% 5.2% 17.7% 100.0% 各省市电力公司销售电价

在各种竞价力度及500kV电网分配方法情况下，各省市电力公司销售电价及构成见表。

从表1可以看出：

（1） 随着竞价力度的增加，各电网的销售电价增加。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。

（2）对上海市电网而言，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

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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）对于江苏电网而言，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）对浙江电网而言，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。

表4.21 各省市电力公司销售电价及构成 单位：元/千瓦时 2001年实际平均上网电价 2001年实际输配电价 2001年实际销售电价 5%竞价电量： 上网电价 线损电价 10%竞价电量：上网电价 线损电价 15%竞价电量：上网电价 线损电价 输配电价（按下网负荷比例） 5%竞价电量：销售电价 10%竞价电量：销售电价 15%竞价电量：销售电价 输配电价（按下网电量比例） 5%竞价电量：销售电价 10%竞价电量：销售电价 15%竞价电量：销售电价 上海 56 江苏 50 0.4178 浙江 25 安徽 4 合计 01 37 精品文档，word文档

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输配电价(按下网负荷和电量各占50%) 5%竞价电量：销售电价 10%竞价电量：销售电价 15%竞价电量：销售电价 输配电价（按售电量比例） 5%竞价电量：销售电价 10%竞价电量：销售电价 15%竞价电量：销售电价 输配电价（按最高负荷比例） 5%竞价电量：销售电价 10%竞价电量：销售电价 15%竞价电量：销售电价 上海 江苏 0.4251 浙江 安徽 合计 801 （5）对安徽电网而言，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。

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五、区域电力市场的监管问题

对电力市场的有效监管是维护电力市场稳定运行、保证市场公平竞争秩序的重要保证。在华东电力市场的建设中，如何建设一个有效运作的监管机构，促进电力市场的发育、监督和维护电力市场的公平竞争，是一个需要深入研究的问题。

5.1 华东区域电力监管机构的定位与职能 5 华东电力监管机构设置的必要性

随着市场经济体制的逐步建立和电力行业政企分开改革的逐步深入，目前华东地区的电力行政管理体制已经不适应电力行业发展的要求，主要表现在计划经济沿袭下来的政企不分、政监不分的管理方式阻碍了电力企业的健康发展；各级政府的不同部门对电力行业实施多重管理，管理职能交叉分散，导致了管理越位、错位和缺位现象存在，无法实现对电力行业的各环节实施有效管理；同时由于配套法规不健全以及缺乏对行政管理的约束和制衡机制，不能有效抑制管理权力的滥用和决策失误。

我国今年初已经提出了电力市场化改革的总体方案，这为华东地区电力行业行政管理体制提出了改革要求。为了实现“十五”期间初步建立开放竞争的区域电力市场，需要有专一的政府监管机构对华东电力市场的培育、建立和维护统一实施，并建立明确的监管规则和信息公开制度。从浙江省和上海市两个“厂网分开、竞价上网”试点省（市）的实际经验来看，有效的监管机构必须从政府职能的转变开始，通过法律授权获得效力，具有足够的专业监管力量。

我国电力体制改革中已经明确要建立电力行业政府监管体系，设立国家电力监管委员会，并向区域电力调度交易中心派驻分支机构。华东区域电力监管机构作为电力监管体系中的重要组成部分，将对华东地区电力市场化改革的实施以及电力工业的发展起到重要的监督保障作用。

5.1.2 华东电力监管机构定位和职能设置的基本原则

明确区域电力监管机构的权力、义务及其与各级政府部门之间的关系是建设有效运作的区域电力监管机构的前提，同时其职责范围的合理定位直接影响着电

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力市场的发展和监管的实施效率。华东区域电力监管机构作为国家电力监管体系中的一个环节，其具体的定位与职能设置应该遵循以下基本原则： (1) 权责对等的原则：被授予的权利和义务应该与其能够承担的责任对等； (2) 保证效力的原则：考虑监管机构是否能拥有足够的权力和能力来实施监管； (3) 保持公正的原则：保证监管机构能够从客观公正地角度实施监管，促进电力资源优化配置、保护用户等监管目标的实现；

(4) 成本最低的原则：监管是一项具体而烦琐的工作，应该根据市场结、本着成本最低的原则将监管职能赋予最容易实施监管的分级机构，避免职责交叉和缺位。

(5) 适应发展的原则：监管体系本身的建设是一个发展的过程，监管的职能与内容以及不同监管机构的职责分配等需要不断调整，以适应市场结构和工业结构的变化。

5.1.3 华东电力监管机构的定位

（1）与国家电力监管机构的关系

国务院电力体制改革方案已经明确了国家电力监管机构和区域电力监管

机构之间的关系。华东区域电力监管机构市国家电力监管的分支机构，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行使权力。

按照提高监管效率、降低监管成本的原则，国家级电力监管机构和区域电力监管机构应该进行以下分工：国家级监管机构负责电力监管政策的制定、全国电力监管任务的规划和部署、区域间电力传输以及电力交易有关事宜的监管，以及对区域监管机构决策的管理；区域级分支机构负责对区域电力市场、市场准入和输电业务等区域范围内的相关活动进行监管。

（2） 与省级电力监管机构的关系

国家电力体制改革方案中没有对省级电力监管机构的设置提出要求。我国电网覆盖面大，应该在省层面设置监管机构实现有效监管。在考虑区域电力监管机构和省级监管机构的关系时，必须处理好与省级地方政府的关系，使监管实施通畅。

──从组织结构上看，区域电力监管机构和省电力监管机构的关系存在两个

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方案：

方案1 ：垂直统一模式：省电力监管机构是区域电力监管机构的分支机构，并由区域电力监管机构授权对本地区电力行业实施监管。

这种模式具有以下优缺点：

➢ 有利于保证监管决策的一致性；

➢ 有利于打破省间壁垒，减少地方政府的干预；

➢ 与我国行政体制不协调，没有直接政府支持，决策效力可能有限； ➢ 对现行政府职能的调整力度很大，可操作性差。

方案2：双重管理模式，条块结合、以条为主：省电力监管机构由省政府和

区域电力监管机构实施双重管理，根据国家统一的监管原则和管制方法，结合本地区特点对本地区电力行业实施监管。

这种模式具有以下优缺点：

➢ 有利于政府职能的过渡；

➢ 有利于监管决策和地方经济发展政策相协调； ➢ 有利于监管决策的贯彻和执行； ➢ 不利于消除省间壁垒。

对比两种方案的优缺点，并结合目前的实际情况分析：在监管机构建设初期，价格体制和投资体制未改革，省政府对省内电力行业管理的许多方面仍拥有主导权，省电力监管机构需要和省政府密切合作，保证电力行业各环节的监管畅通；随着价格体制和投资体制改革的逐步推进，政府职能的转变，电力监管体系应该为垂直管理体系，以实现电力行业各环节的连贯、统一、有效监管。因此，我们建议：电力监管机构建设初期采用双重管理模式，逐渐向垂直管理模式过渡。当省级政府部门运用监管权不当、损害了区域市场的利益时，国家监管部门应对其行为予以制止。

──从监管范围的划分看，应该本着与工业结构和市场结构相适应的原则，针对不同时期电力市场的监管重点划分区域和省监管机构的监管范围：

根据华东电力市场的总体设计，在近期市场模式下，区域电力监管机构应该主要监管现货市场、区域内合同交易、500kV输电业务。对于省内的合同交易，有两种监管方案：

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一种选择是由省监管机构监管，这种选择的优点是目前省内合同交易比重大，对省内零售价格影响大，由省监管机构监管，有利于制定合理的电价。缺点是随着区域市场交易量以及交易类型增多后，难以真正区分省内和省外交易。

另一种选择是由区域监管机构监管，这种选择的优点是对批发交易统一监管，监管效率高；缺点是容易出现批发价格和零售价格的脱节，扭曲价格。

建议省内交易在监管机构建设初期由省内监管机构进行监管。随着垂直监管体系的形成、区域竞争市场发展成为供电公司可以参与竞争的多买-多卖统一市场，对批发交易的监管应该全部纳入区域监管的范围。省监管机构主要负责配电和售电业务的监管。

表 5.1 区域和省级电力监管机构监管范围和划分

主要监管业务 区域和省现货市场 区域合同交易 省内合同交易 区域监管 区域监管 选择1: 省监管 选择2: 区域监管 500kV输电业务 220kV输电业务 配电业务 零售业务 区域监管 省监管 省监管 省监管 省监管 近期 区域监管 远期

5.1.4 华东电力监管机构的职能

根据电力体制改革方案确定的国家电力监管机构职能，结合对华东电力监管机构定位的分析，华东电力监管机构应该具备以下职能：

（1） 培育公平竞争的电力市场。

这是华东区域电力监管机构建立后最重要也是最迫切的职能。包括组织研究和设计华东区域内电力市场结构和运营模式，制定市场运行规则，在市场运行过程中评估市场运行状况，适时修改规则。

（2）监管竞争市场的运行，维护公平的市场秩序。

包括对华东区域电力市场的准入和退出进行监管，以及在市场运行过程中对依据市场规则对市场主体及其行为的监管。

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（3）许可证管理。

根据国家电力监管机构的授权，行使区域内相关的许可证管理业务； （4）监督技术与服务质量标准的执行。

电力系统安全可靠运行是电力市场稳定运行的前提，同时也是电力用户的根本利益。为了保证电力系统的安全可靠运行，电力监管机构有责任发布强制性技术和服务质量标准，并监督实施。区域电力监管机构作为区域内监管职能的具体实施者，其重要任务之一是监督区域内发电企业、电网企业有关技术与服务质量标准的执行。

（5）监管输电企业的财务状况，并提出输电电价建议。

根据国家价格法规和电价政策，提出制定与调整输电价结构和水平的具体建议，交由价格主管部门审批，并监督检查输电价格的执行情况；监管输电企业财务状况的目的是评估和检查输电价格是否合理。

（6）组织制定电力发展规划

电力市场化改革后面临的重要问题是如何保证有足够的发电容量满足需求发展的需要。华东地区是一个需求增长很快的地方，在市场发展初期，应该考虑进行区域统一的电力发展规划，通过招标方式和长期合同相结合的方法吸引新发电投资，保证供电安全，促进区域资源优化配置。从这个角度出发，区域电力监管机构应该通过国家行政主管部门的授权，组织制定区域电力发展规划，参与电力项目投资计划审批工作，保障区域内供电安全。

（7） 监督电力市场法律、行政法规的执行情况

电力监管机构承担着电力市场裁判员的角色。在电力市场运营中，电力监管机构应该对电力市场运营的全过程进行监控，协调处理电力市场纠纷，并依法对违法、违规行为进行查处。

（8） 监督环保及可再生能源、节能政策的执行；

实现电力可持续发展是我国电力工业发展的必由之路。华东区域电力监管机构应根据国家环保、可再生能源、节能政策及法律法规的要求，对区域内电力行业的具体执行情况进行监督，并向国家有关行政部门提出相关政策建议。

（9）执行国家电力监管机构授权的其他有关事宜。 （10）对省电力监管机构的管理。

5.2 对区域电力市场的监管内容和方式 5.2.1 对区域电力市场的监管内容

华东电力监管机构建立初期，最重要的职能是对区域电力市场运营和对输电业务的监管。主要的监管内容包括： 5.2.1.1 对区域电力市场运营的监管

对区域电力市场运营的监管主要是根据规则对市场主体的行为进行监管，以保证电力市场稳定、公平运行。

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(1) 对发电企业监管的内容包括：

➢ 根据市场规则对区域市场成员的准入和退出进行管理：根据华东区域电力

市场的设计，区域电力市场将是一个不断发展和扩大的过程，对于参与区域电力市场交易的发电企业等需要准入和退出的审批；

➢ 不正当竞争行为和电力市场的违法违规行为：根据市场规则，发电厂应该

按规定向市场报价、为系统提供发电机组的信息、负荷系统运行要求的技术标准、遵守调度指令及按规定提供强制性辅助服务等。区域电力监管机构需要对发电企业的这些行为进行监督，并做出相应的处罚；

➢ 发电企业资产重组、股权转让、兼并等行为：对发电企业产权重组的监管

主要是为了防止发电企业具有市场操纵力；

➢ 按规定披露信息。

(2) 对购电商的监管

➢ 市场准入和退出的管理：市场初期省电网公司作为省内用户的购电代表是

区域电力市场的购电主体，随着市场发展，大用户以及特殊配电公司参与区域电力市场，需要准入和退出的管理；

➢ 对省电网公司作为购电商与发电企业签订的购电合同进行监管：在市场初

期阶段，省电网公司具有买方垄断的能力，需要对省电网公司购电行为的公平性进行监督和评估；

➢ 按照市场规则参与区域市场现货市场的竞争； ➢ 按规定披露信息。

(3) 对电力调度交易中心的监管内容：

➢ 遵守有关规定对电网实行安全经济调度；

➢ 按照规则执行紧急状态调度处理：制定在电网紧急状态情况下的调度计划规则、市场处

理规则及需求侧响应计划等，并按照规则监督电力调度交易中心的执行情况；

➢ 遵守市场规则，公平处理竞价、交易、计量和结算；

➢ 向市场成员发布市场信息，保证信息的真实性、准确性、时效性和完整性； ➢ 按要求提交市场运行和市场评估报告。

5.2.1.2 对输电业务的监管

输电网是电力市场的载体，输电网的安全运行和输电服务和合理收费，影响着电力市场的公平竞争，因此，对输电业务的监管是区域电力监管机构对区域电力市场监管的一项重要内容。根据对区域电力监管机构职能的设想，市场初期，

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区域电力监管机构主要对500kV输电业务进行监管，监管内容包括：

➢ 要求区域电网和省电网公司分业务核算成本： 按规定分业核算成本，保

证成本的合理性；将电力调度交易中心运行、500kV电网运行和维护、200kV及以下电网的运行和维护、辅助服务购买，电网拥有发电厂的运行维护等分立帐户进行核算；

➢ 监督输电价格执行：对输电价格的执行情况进行检查和评估，向价格部门提出具体价格

调整建议；

➢ 500kV电网运行：对500kV电网运行情况检查和评估，保证电网运行符合规定的技术质

量标准；

➢ 输电网投资计划和建设招投标：从监管财务成本角度，参与输电网投资计划和建设招投

标的审查工作，并提出审查意见；

➢ 无歧视开放输电网:对500kV电网的服务；

5.2.2一般监管方式

(1) 采用以规则为主、许可证为辅的监管方法；

根据国际经验，电力监管机构实行监管主要采取两种方式，一是许可证监管、二是规则监管。许可证监管是通过政府与电力企业签订合同，将各种有关运行的条件都在许可证中做详细规定，以许可证来制约企业的行为；规则监管是通过监管委员会颁布具有普遍使用效力的规则，同时辅以针对个案的一些决定进行补充，以规则来制约企业的行为。两者相比较，许可证管理方式具有稳定性，有利于增强投资者的信心，但缺乏灵活性，出现争议时不易解决；规则监管相对来说，具有灵活性，可以通过规则的修改来适应市场的变化，但缺乏稳定性，不利于投资者对监管机构建立信心。

鉴于华东电力市场的发展还处于初级阶段，市场运行中将出现许多不可预料的因素，应该选择相对灵活的监管方式，来保证监管目标的实现。因此，应该考虑以规则监管为主，以许可证监管为辅的方式，通过制定规则对市场实行全面监管，通过许可证管理，对电力企业的个体行为进行监管，既考虑灵活性，又保证一定的稳定性。

(2) 建立公开的规则制订、行政审批、调查评估制度。

建立信息公开、决策透明的监管程序是监管机构公正行使监管权力的重要制度保证。根据对不同事项的监管方式不同，监管机构需要建立明确的规则制订、行政审批、调查评估制度：

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── 规则制订制度

规则制订是指电力监管机构修订或修改与电力市场有关的一些重要政策和规则等的工作程序。由于这些规则的修改通常关系到电力市场所有成员以及用户的利益，需要有公开透明的程序作保证。应该在监管条例中对规则制订的程序进行明确，包括规则制订的时间程序和相关的公开审查制度等。

──行政审批制度

行政审批是指电力监管机构对某些事项或行为按照规定需要审查并出据审查意见或许可。例如，在区域电力市场需要区域电力机构审批的事项包括：市场准入和退出、电力规划、输电投资和招投标计划等。需要建立确定的审批程序，对立项到最终出据审查意见全过程中的所有程序有明确的规定，包括需要的资料要求、审批的时限要求等。

──调查评估制度

为了实现监管机构的有效监管，监管机构必须具有调查和评估的权力。监管条例中应该对监管机构的调查评估的权力和程序进行界定，以使其合法化、规范化。监管机构的这些权力包括：对被监管机构的报告要求权，通过审计机构对被监管机构进行审计的权力；对被监管机构直接取证、传唤等调查权力和相应的程序等。

(3) 依法行使行政处理权力。

为了保证监管机构决策的有效执行，监管条例应该赋予监管机构解决争议、处理违规行为的权力，同时应该规定明确的处理程序。

5.2.3 市场操纵力的监管

市场操纵力是具有在一定时期内获得超出市场竞争水平的价格而获得利润的能力。一般情况下，当一个市场参与者或多个市场参与者联合起来具有操纵市场价格或供应量的能力，或具有能力排斥新竞争者进入市场，就认为存在市场操纵力。由于电力工业中存在较强的规模经济，这意味着参与电力市场竞争的数目有限，市场难以达到完全竞争的理想状态，不可避免地会出现市场操纵力，因此，电力监管机构对电力市场操纵力的监管是一项重要内容。

根据国外的经验，监管机构对市场操纵力监管的主要方式包括： ➢ 通过增加竞争措施、修改规则来降低市场操纵力；

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➢ 通过对市场评估、市场调查和取证，查处市场操纵力行为； ➢ 保留必要的市场干预措施和手段，以制止市场操纵力行为的发生。 在华东电力市场中，区域电力监管机构可以采取以下具体方式来防止市场操纵力的滥用：

(1) 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；

为了避免市场主体由于固有市场份额等外部因素而形成市场操纵力，区域电力监管机构需要对市场结构进行评估，评价各市场主体是否具有市场操纵力。按照我国电力体制改革方案，实施“厂网分开”的改革后，全国将形成5大发电公司，各发电公司在一个区域内的发电容量不超过20%。 随着市场的发展，新发电资产的进入、发电资产的重组都将影响发电市场的结构，监管机构需要每年对市场结构进行评估，并对发电资产重组方案进行审批。

评估的主要方法可以采用美国FERC采用的市场集中度指标评价法，同时辅以对一些具体情况的分析：例如，考虑输电约束可能会减少实际市场的大小，从而使发电企业的市场份额增大；当一个企业所控制的机组容量超出市场中存在的备用能力时，则说明该发电企业的发电机组将在一定时间内必须发电，系统才能满足负荷需求，这时该发电企业就拥有了市场操纵力。对于拥有市场操纵力的企业，监管机构有权要求其卖掉资产，减少市场份额；或是对一些拥有自然市场操纵力的机组通过实行报价限制、强制性发电机组可用等措施来限制市场操纵力的滥用。

(2) 通过电力调度交易中心对市场行为进行评估；

电力调度交易中心作为市场的管理机构，有权力对电力市场实施在线监管。电力调度交易中心在正常工作范围内收集并评价有关负荷、发电量、供应成本、发电报价、市场清算价格、输电约束、辅助服务的报价、可比价格和燃料价格等数据。根据对这些数据的评价，调度电力调度交易中心对市场报价和价格进行监控，以识别不正当的发电行为或者预示着存在市场操纵力的非正常市场高价，然后与相关的市场参与者进行沟通，或者通过发布命令责令不正当行为停止。同时调度交易中心需要定期向区域电力监管机构提交市场评估报告。

(3) 通过市场规则限制市场操纵力的滥用；

尽管电力监管机构可以通过市场结构的评估来尽量排除市场操纵力存在可能

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性，但负荷变化和电力潮流变化的不可预见性，使得电力市场操纵力的存在是不可避免的，因此还应该进一步通过在市场规则中规定报价的最高限价，要求发电机组高峰期保持可用状态、强制提供辅助服务等各种措施来限制市场操纵力的滥用。

(4) 增加市场竞争措施来减少市场操纵行为；

降低市场操纵力的另一有效途径是增加市场竞争措施，包括增加市场的开放度、鼓励需求侧报价、建立系统紧急状态需求侧响应计划等，这些措施将有效地减少市场操纵行为。

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六、促进可持续发展策略

华东地区环境治理的压力 华东地区环境现状

我国是世界三大酸雨国家之一，我国现在酸雨面积占国土面积的30%，酸雨控制区面积约为80万Km2，占国土面积8.4%。华东地区降雨的PH值都小于5.6，是我国主要的酸雨地带，是我国三大酸雨控制区之一。资料表明，我国的酸雨属于硫酸型，煤炭的不清洁燃烧是造成酸雨的主要原因。

2000年，华东三省一市的SO2排放总量占全国SO2排放总量的%，居全国首位。SO2排放引起的经济损失估算情况见表6.1：

表6.1 二氧化硫排放引起的经济损失估算值 单位：元/吨SO2

高估算值 低估算值 华北 3000 2500 东北 3000 2800 西北 1500 1300 西南 6000 1500 华南 8000 3900 华东 8000 3300 华中 6000 1700 资料来源：周凤起、周大地等 《中国中长期能源战略》中国计划出版社1999年2月

从表6.1可以看出，SO2排放给各地区造成的经济损失是不同的，其中给华东和华南造成的经济损失最大。

火电厂是“十五”期间“两控区”二氧化硫排放总量控制的重点行业，根据电力行业的环保“十五”计划，电力行业SO2控制目标是在2000年基础上削减10-20%。根据2005年的发电量预测值，如果不采取措施，按现有排放水平计算，到2005年华东电网所属的火电厂(包括新增的1572万kW燃煤电机组)大约要排放120万吨 SO2，比2000年增加18万吨。

表6.2 根据不同口径计算的SO2排放情况

计算口径 按燃煤电厂发电量 按GDP 按消耗的能源 按人口 单位 G/kWh G/GDP G/tce G/人 华东 1.2 11300 13600 全国 7.35 2.2 15600 15800 通过改换低硫煤的方式，华东三省一市的火电厂2000年SO2排放比1995年减少了35%，根据不同口径计算的华东地区SO2排放指标均好于全国平均水平，SO2排放绩效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

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(2000年美国的火电厂SO2排放绩效约为4 g/kWh)。如表6.2所示。

由于华东三省一市SO2发电单位排放已经很低，因此该地区“十五”期间要完成削减SO2排放总量10%-20%的任务将比全国其它地区更加困难。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。

电力环境政策对华东火电厂的影响

我国电力环境保护法律、法规体系主要包括技术政策和经济政策两方面，其中针对火电厂的有：

（一）技术政策：

《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-1996） 《电力工业环境保护管理办法》 《电力行业环境监测管理规定》 《火力发电厂环境保护设计规定》

《国家电力公司火电厂环境保护技术监督规定》(试行) （二）经济政策： 排污收费制度 总量控制制度 排污权交易（试点）

根据1996年国务院提出的全国工业企业实现污染物达标排放目标和国家电力公司下达的火电厂烟尘、废水达标排放务期必成的指令，到2000年底，列入华东电网环保统计系统的58座火电厂均已全部达标排放。目前对火电厂影响较大的是总量控制制度和排污收费制度。总量控制制度将关系到每个火电厂是否能获得排污许可证、允许排放的总量指标以及需要采取的技术和经济手段；排污收费是根据火电厂排放的污染物总量进行收费。目前，大气污染物排污收费主要是针对SO2的排放，以后可能会扩大到NOX、CO2。排污权交易的主要思想就是建立合法的污染物排放权利，即排污权，并允许这种权利可以象商品那样买入和卖出，以此来进行污染物控制。目前，上海、江苏等地在实行总量控制和排污许可证制度的基础上，正在进行排污权交易的试点工作。

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华东电力工业可持续发展策略 华东地区的一次能源情况

华东三省一市无油、少水、缺煤，是全国严重缺乏一次能源的地区。水电开发率已达56%，可供继续开发的资源不多，且难度较大。煤炭资源稀少，探明的保有储量仅占全国储量的3%，主要分布在安徽两淮和江苏徐州地区，上海无煤炭资源，浙江省煤炭储量极少。华东三省一市主要从大同、晋北、兖州、内蒙等地购买煤炭。

浙江的鹤顶山和括苍山地区的风能资源比较丰富，是我国东南沿海风能资源Ⅰ类地区，年平均风速在s以上，有效风能密度在310W/m2以上，年有效风速（4-25m/s）小时数在6000小时以上。上海的吴淞口地区的风力资源也比较丰富。1999年底，浙江省已经建成5个风电场，总装机容量为8万千瓦。

浙江、福建和长江口北支（属上海和江苏）的潮汐能资源年发电量可达573.7亿千瓦时，如果能将其全部开发，相当每年为这些地区提供2000多万吨标准煤。浙江省江厦电站是我国最大的潮汐电站，容量为3200千瓦，1996年的年发电量为502万千瓦时。安徽省有少量的地热资源，面积为2，可开采量有9.55*1012千焦，折合33万吨标准煤。

华东电源发展情况

表6.3 2000年、2005年电源结构

年份 项目 区内年末装机容量 其中：燃煤火电 燃机 常规水电 抽水蓄能 核电 风电及其它 2000年 容量（万千瓦） 5670 4914 122 404 196 30 4 比例（%） 100 2005年 容量（万千瓦） 7242 5514 522 432 266 490 18 比例（%） 100 增减 - + - + + + 资料来源：根据《国家电力公司华东公司“十五”计划及2015年远景规划》整理

根据《华东公司“十五”计划及2015年远景规划》，华东地区将加大燃气电站和核电的开发力度，2005年末华东的燃煤机组的比重将有所下降，燃煤火电

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的装机比例将从2000年的%下降到2005年的%，燃气发电和核电的比重将大大提高。如表6.3所示。

可持续发展策略

可采用的削减SO2技术

根据华东地区的一次能源资源情况以及国家“西气东输”工程规划，华东地区削减SO2可采用的技术有：

(1) 采用洁净煤技术

控制火电厂对环境的污染可以从煤炭的燃烧前、燃烧中和燃烧后三个环节进行控制。燃烧前控制技术主要有煤炭洗选，燃烧中控制SO2生成的先进技术包括超临界机组和超超临界机组，循环硫化床（CFBC）发电技术，整体煤气化联合循环；燃烧后控制技术如烟气脱硫。

(2) 天然气联合循环发电技术

近十多年来燃气轮机发电技术取得了突飞猛进的进展，其效率高、重量轻、结构紧凑以及运行灵活等一系列优点受到广泛认同。以天然气为燃料，燃气轮机与蒸汽轮机联合循环的发电技术，净效率已经提高到55%-58%，最新的机组效率可以达到60%。是我国今后需要发展的重点技术。随着我国“西气东输”和大量进口天然气，一批大型燃气联合循环发电机组正在建设之中。

(3) 采用可再生能源

近年来由于可持续发展的呼声日益高涨，特别是京都议定书对温室气体问题提出了明确要求，各国政府相继出台了各种激励政策，支持风电发展，使风力发电成为发展最快的清洁能源。

环境控制策略

选择污染控制手段时主要考虑以下因素：

标准

费用有效性 可靠性 信息要求 简要描述

能否以最低的成本达到目标

多大程度上可以依靠该手段实现目标

该手段要求污染控制主管部门掌握多少信息？信息获得的成本是多少

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可实施性 长期影响 动态效率 灵活性 公平性 不确定性使用的成本

该手段的有效实施需要多少监测？能做到吗？

该手段的影响力是随时间增强、减弱、还是保持不变？

该手段在污染削减的过程中是否能在改善产品或生产过程方面提供持续激励？

当出现新信息、条件变化时，该手段能否以低廉的成本迅速适应？ 该手段的应用对于收入和财富分配的影响是什么？ 当该手段在错误信息下使用时，效率的损失有多大？

资料来源：自然资源与环境经济学 （英）罗杰.柏曼等著

由于信息收集等原因，费用的有效性最容易实现量化。本报告主要以此为依

据，进行计算和分析，推荐和选择华东地区的污染控制手段。

不同发电方式对环境的贡献及上网电价情况见表6.4。

表 不同发电方式下的SO2排放情况及电价

污染物 二氧化硫（g/kWh） 上网电价（元/kWh） 注：电价不含增值税。

风电 排放量 0 天然气电站 煤电不脱硫 排放量 排放量 煤电脱硫 排放量 0. 从上表可以看出，对环境贡献最大的风电，其次是燃气电站，最差的是煤电（不脱硫）；发电成本最低的是煤电不脱硫，其次是煤电脱硫。结合环境效益，当前最具有竞争力的发电方式是煤电脱硫。

通过分析，本报告认为华东电力市场的可持续发展策略为：

（1） 积极采用洁净煤技术。尽管到2005年，华东地区的火电比例有所下降，但仍占主导地位，应鼓励现有机组安装脱硫设备。到2005年燃煤电厂仍在华东地区占主导地位，约占2/3。截止到2000年底，华东地区只有浙江半山电厂、南京下关电厂、江苏望亭电厂安装了脱硫设施，装机容量为90万千瓦，仅占全部燃煤电站装机容量的%，因此，有效削减燃煤电厂SO2排放是华东电力部门实现SO2减排目标的最有效途径。

火电厂SO2排放量不仅与脱硫效率有关，而且与煤耗率、煤炭的含硫率有关。2000年华东地区燃煤电厂所用煤炭的平均硫份低于0.6%，华东地区的火电厂应该继续使用低硫煤，新建/改建燃煤电厂时应优先选择容量大、高参数的燃煤机组，如超临界或超超临界机组，或采用整体煤气联合循环（IGCC），增压循环硫化床等。

（2） 根据落地价不高于华东三省一市平均上网电价的原则，积极从外区购电。随着华东地区经济的快速发展和人民生活水平的不断提高，华东三省一市的

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年人均能源消费量将逐年增加，而该地区土地资源紧缺，环境容量相对较小，因此，华东应该优先考虑从外区购电。根据有关规划，三峡工程将向华东送电730万千瓦，溪落渡和向家坝水电工程将分别向华东送电560万千瓦和350万千瓦。

（3）积极发展天然气发电。发展燃气电站不仅可以改善环境，提高环境质量，而且可以满足华东地区电力系统调峰的需要，减少因从外区大量购电而可能产生的电力不安全因素。按照国家“西气东输”总体规划，结合华东电力需求及电网运行的特点，根据“西气东输”天然气管道走向，利用“西气东输”工程，华东地区可以建设总规模约630万千瓦的天然气电厂。此外利用东海天然气，华东还可以建设100-200万千瓦的燃气电厂。

（4）积极开发可再生能源，实现电力可持续增长。我国已经探明的常规能源的剩余储藏量及可开采年限已十分有限。根据专家预测，到2010年我国能源将短缺8%，到2040年，我国能源短缺将达到24%。华东地区缺煤、少油，潜在的能源危机更加严峻，对于华东地区来讲，发展可再生能源比西部地区发展可再生能源更能产生深远的影响。首先，由于华东地区火电厂SO2排放绩效很低，大约只有全国平均水平的一半，华东地区发展可再生能源的成本相对较低；其次，可以通过增加能源供应种类以及对当地燃料和技术的使用而提高电力安全，减少对从区外购买燃料的支出，推动本地技术和经济发展；第三，可以从未来可能实施的可再生能源配额制中获得好处。

促进火电厂脱硫

电价与排放绩效挂钩

目前我国的电价实行的是审批制。下面以A电厂为例，计算在该电价体系下安装脱硫设备以后对该电厂的影响。见表6.5。

表6.5 经济分析汇总表

装机容量 脱硫工艺 变动费用 注册资本金回报率 增值税税率 所得税税率 单位脱硫投资 30万千瓦 石灰石-石膏法 7元/kWh 9% 17% 33% 400元/kW 精品文档，word文档

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脱硫增量投资 电价上涨（不含增值税） 1.2亿元 6元/kWh 在审批电价的体制下，对于一个老电厂来讲，需要再投资1.2亿进行环境治理，这笔投资不能从电价中收回；新建电厂的投资虽然能在电价中收回，但因电价上涨6元/kWh（不含增值税），影响了竞争力。因此，无论是新建电厂还是老电厂，在进行环境治理时都没有积极性。由于一个竞争性的电力市场是基于发电量进行买卖，要解决这一问题，首先需要通过电价与发电量的排放绩效直接挂钩，将电价和环境贡献联系起来，其次环境治理费用应该进入成本。《国家环境保护“十五”计划》提出，制定不同地区发电环保折旧标准，这为电价与环境挂钩提供了基础。

对于环境资源外部费用的计算，国内外很多专家学者进行了多项研究，归纳起来可以有三种方法：一是根据环境质量恶化所造成的经济损失来衡量；二是基于公众支付意愿，即公众为获取更好的环境质量所愿意付出的代价来衡量；三是用弥补或抵消环境资源破坏而采取的控制及治理措施所需要的费用来衡量。

由于很难获得有关环境恶化所直接引起的经济损失的数据，同时考虑到我国还处在社会主义初级阶段，人们对环境的要求相对较低，公众支付意愿法还难以反映真实的环境价值，因此，本报告采用第三种方法计算SO2排放引起的外部费用。由于石灰石－石膏法是应用最广泛，脱硫效率最高的脱硫工艺，本报告以该工艺为基础，计算SO2的外部费用。经计算，采用石灰石－石膏法后每千瓦时可以减排SO2克（按燃煤硫分1%）， SO2的单位减排费用约为元/克。

如果将电价与排放绩效挂钩，以2005年华东三省一市的排放目标g/kWh为基础，火电厂单位发电SO2排放每超过基础值1克，其电价应该在合同电价的基础上降低元/kWh，反之，应该增加元/kWh。环境折价政策的出台，无疑会极大地刺激火电厂控制SO2排放。 6 合理分配总量指标

实行总量控制以后，能否满足电厂的允许排放总量影响到电厂是否安装脱硫设备或从外购买总量。需要削减的SO2排放量越大，则该火电厂增加的成本越多。削减成本与电厂所允许排放的总量之间的关系如图6.1所示：

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削减成本 削减成本C1

排放目标 削减成本C2

0

排放现状 火电厂排放量 图6.1火电厂削减成本函数

上图表明，排放限制越严格，电厂的削减成本越高。当电厂在不受任何控制的情况下，削减成本为零。当不允许排放任何污染物时，电厂削减成本最高。

我国SO2排污权是采用发放式进行分配，因此，对火电厂而言，初始发放的总量指标多少，将直接影响火电厂的竞争力。 华东地区环境治理投资及对电价的影响分析

华东三省一市的电力工业的SO2排放约占该地区SO2总排放量的一半，因此，必须加大该地区电力工业SO2排放的治理工作。本报告分别对到2005年底该地区火电厂SO2排放总量比2000年削减10%和15% 两个方案，计算和分析该地区的环境治理投资以及对电价的影响。

表6.6 计算基础数据

火电装机容量 火电发电量 供电煤耗 脱硫设备单价 水、电、蒸汽费 吸收剂 维修费占总投资比例 注册资本金回报率 增值税率 单位：万kW 亿kWh gce /kWh 元/kW 元 元 % % % 55146 3033 360 400 9 17 6

：根据《国家电力公司华东公司“十五”计划及2015年远景规划》计算和整理

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所得税率 % 33 运用排污权交易的原理，利用国电动经中心设计的电价计算程序，其结果见表6-7：

表6.7 计算结果

SO2控制目标 供电煤耗 煤炭含硫量 热值 发电系数目标 需要安装脱硫设施的机组比例占火电装机的比重 需要安装脱硫的装机容量 脱硫投资 对区域平均火电电价的影响 单位 万吨 Gce /kWh % 千卡/千克 g/kWh % 万kW 亿 元/kWh 基础方案 削减10% 92 360 5500 33 敏感方案 削减15% 87 360 5500 38 1820 2095 0（不含税） 1（不含税） 0.0082 （含税） 4（含税） 从表6.7可以看出，假如华东地区的火电厂2005年SO2排放量要在2000年排放水平上削减10%， 则华东地区大约有33%的机组需要安装脱硫设备，如果假如华东地区的火电厂2005年SO2排放量要在2000年排放水平上削减15%， 则华东地区大约有38%的机组需要安装脱硫设备，这意味着华东地区必须投资70~80亿才能满足SO2总量控制目标。如果这笔投资完全由华东的电力工业消化，无疑负担较重。由于全区火电的发电量高达3033亿千瓦时，如果由全社会分担，全区火电电价只会上涨1元/kWh（不含税），所以对全区火电电价的影响很小。 排污权交易对火电厂的影响

由于火电厂的排放现状不同，其当前的环境治理成本也不一样。很显然，必然存在有的火

电厂的单位治理成本高于单位社会平均治理成本或单位治理成本低于单位社会平均治理成本。在一个竞争的市场里，由于存在成本差异， 当电厂的治理成本高于社会平均成本时，电厂愿意购买排污权，自己不进行治理，当电厂的治理成本低于社会平均成本时，电厂愿意多治理，少排污，从而出售一定数量的排污权。由于排污权交易的出现，将使得社会总的治理成本最小化。

排污权交易的出现，将有效刺激火电厂进行环境治理。例如前面提到的A电厂，利用石灰石-石膏法以后，以华东地区目前的发电用煤平均含硫率计算，该电厂每千瓦时的SO2排放量从4.2 g/kWh下降到 了h（假如使用的煤炭的含硫率为1%，则每千瓦时的SO2排放量从h下降到 了h）。显然，安装脱硫设施以后，单位排放远远低于社会平均水平， 该电厂会富裕一部分总量。通过排污权交易，电厂能出售这部分总量，可以部分弥补因脱硫投资引起的现金流出，脱硫火电厂的电价上涨幅度会小于没有排污权交易情况下的6元/kWh（不含增值税）。

排污权交易还为新电源提供了进入市场的机会。一般来讲，环境标准不能绝对禁止排放污染物。因此，即使华东地区所有的火电厂的污染物都达到了环境标准的规定，但随着新建火电厂的增加，污染物的排放量仍然会增加。如果为了确保总的SO2排放指标不被突破，就不允许新的

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火电厂进入，可能会影响电力工业的发展。新的火电厂的经济效益有可能高于原来的老火电厂，其边际治理成本又有可能低于老火电厂。排污权交易为这些新火电厂提供了一个机会。

促进天然气发电

燃料费是燃气电站发电成本中的主要构成部分，一般而言，燃气电站的燃料成本占其发电成本比例高达60%以上，相对而言，燃煤发电的燃料费在其发电成本中的比例要低得多。因此，到厂天然气气价的高低是影响燃气电厂经济性和竞争力的最重要因素。下面是不同气价情况下天然气发电的电价情况。

表6.8 天然气发电的电价与气价的关系

到厂天然气价格元/m3 3000小时/年 4000小时/年 5000小时/年 资料来源：《天然气资源和天然气发电技术经济分析》，国电动力经济研究中心 2002。 表中测算的电价均不含税。

尽管提高燃气电站的发电小时数，可以降低燃气电站的电价，但因为燃煤电厂（不脱硫）、燃煤电厂（脱硫）与燃气电站的投资比例为5，4，燃气和煤炭的价格比高达3.5倍，从系统角度讲，在发电小时平衡点以下运行燃气电站是最经济的，如图6-2所示：

发电成本 燃气电站

0

发电利用小时经济平衡点

燃煤电站

图6.2 最佳发电利用小时数示意图

国家电力公司天然气发电办公室在《天然气电厂在系统中定位研究》中的结论是：华东地区的燃气电站适合带腰荷和峰荷运行，初步估算，燃气电站的利用小时在3500小时左右。华东地区新上燃煤机组脱硫以后的电价为5元/kWh左右（不含税）， 考虑到逐步提高的SO2排污收费，从表6-8可以看出，只有当气价低于1.0元/立方米 时，燃气电站才有竞争力。据有关资料，西气东输工程的井口价为5元/m3，到上海的门站价为元/立方米，到浙江的门站价为元/立方米，

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到江苏的门站价为元/立方米，到安徽的门站价为元/立方米，较高的气价，影响了燃气电站的竞争力。若发电侧实施峰谷电价机制，且高峰时段的电价为平均电价的1.5倍，低谷时段的电价为平均电价的50％，即假设峰谷电价之比为3，发电机组按每天启停一次的运行方式考虑，高峰时段满负荷运行，腰荷按80%出力运行（保证燃机较高的运行效率），则燃气电站可获得的电价水平相对于平段电价水平的8倍，可相应提高天然气电站的气价承受能力，可以达到元/立方米。

6.2.6 积极发展可再生能源

尽管风力发电的年运行与维护成本较低，大约为初始投资的2%左右，但风电场的初始投资约为安装脱硫装置的国产燃煤机组的1.7倍，使得风电的上网电价较高。但风电具有良好的环境优势，如与煤电相比，发电每千瓦时大约可以减少排放5克SO2，2.5克NOX，898克CO2、118克灰渣，如果对这些污染物都进行折价，风电电价与煤电电价差价会大大缩小。随着科技的发展，风电机组的造价将大幅度下降，据预测，到2020年左右，风电的单位造价和煤电的造价将相差不大，从电价上完全可以跟煤电竞争。

可再生能源资源的优劣直接影响可再生能源的发电量，从而影响其发电成本和上网电价。例如：根据美国的经验，在风力资源丰富的（年平均风速为s）的大型风电场（50MW及以上），上网电价可以低到3美分/kWh或以下，而在一个中等风速的风电场（年平均风速为s）的小风场电价可能高达8美分/kWh；因此风能资源是影响风电电价的关键因素之一。

资源评估基础数据不准确是我国风能开发中所面临的困难之一。我国迄今为止还没有进行过全国性风能资源的调查工作，现有的评价是由中国气象科学院的专家利用现有的900多个气象台的资料完成的对10米高程的初步评估。现在的风力发电机塔高一般都有40多米，叶片直径50～80米，现有的数据无法满足风电场开发的需要，致使风电场开发项目在立项、场址选择、规划设计时遇到很大的障碍，造成开发时间延误。华东地区的海上风能资源丰富，并且靠近负荷中心，海上风能必将成为我国风力发电的重点地区，但我国还没有对海上风能资源的评价。

可再生能源难与常规能源竞争，不仅仅只是价格上的原因，而且还因为很多可再生能源，如风能、潮汐能等资源不稳定，其输出功率并不象大多数的化石燃料发电那样容易估计。如果可再生能源发电厂和常规能源发电一样提前一天或更多时间竞价，当该电厂生产不出竞价时承诺的电量时必须到现货市场购买，否则要受到惩罚。这种规则对可再生能源非常不利，因此还需要电力市场大力扶持。

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七、政策建议

为了推进华东区域电力市场的建立、进一步促进资源优化，实现电力可持续发展的目标，报告在对华东电力市场模式设计及相关机制研究的基础上，从区域电力市场建设与发展、电价管理和改革、建立促进可持续发展三个角度，提出以下有关政策建议：

7.1 有关区域市场建设和发展方面的建议

7.1.1 加快华东电力市场的建设进程

华东地区建设区域电力市场的要求是迫切的。第一，华东地区的资源分布、电力发展的特点，决定了华东地区必须通过全区范围内的资源优化来保证未来电力的正常发展。第二、华东地区现有的市场机制方面存在障碍，影响了区域资源优化配置，需要建立区域电力市场，打破省间壁垒，实现资源优化配置。第三，已经确定的厂网分开重组方案，以建立区域市场为原则规范发电公司规模，各发电公司在各省（市）范围的发电容量分配不均，直接影响了以省（市）为界的竞争电力市场的运行和发展。鉴于华东电网电力市场发展已经存在一定的基础，建议在华东电网展开区域电力市场试点工作，尽快制订具体市场方案和市场规则。 7.1.2 华东电力市场的建设应统一规划、分段实施

国务院电力体制改革方案明确，我国将分步推进电力体制改革，到“十五”末，各地区主要的发电企业均应参加统一竞价，在做好试点工作的基础上，逐步实行输配分开，在售电环节引入竞争机制。根据全国电力改革的总体部署，华东区域电力市场的建设也应该是分阶段的过程。近期重点在于建立发电侧竞争性市场，推行大用户和配电公司直接购电试点工作；远期考虑建设输配分开的批发市场，并逐步、有选择地开放零售市场。结合华东电网现状，由于目前省间传输能力有限、电力交易将以省内交易为主、已存在上海、浙江省（市）级试点发电市场等特点，建议华东区域电力市场近期采用协调运作的两级市场模式，统一市场交易规则，开放省间市场。随着输配的分开，向统一的区域批发市场过渡。

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7.1.3 推进区域电力市场的外部环境建设。

建立统一的区域电力市场需要打破省的界限，鼓励省间交易，实现全区范围内的资源优化。目前的电力投融资管理和价格管理以及税收体制中，存在一些障碍将影响到区域范围内开展公平竞争。因此建议：第一，清除现有电力规划和投融资体制中存在的障碍，开放省间市场；第二，改革价格管理体制，使物价主管部门的电价管理能够适应市场变化，并逐渐实现价格监管和市场监管的协调统一；第三，研究并制订促进省间贸易的税收机制，减少地方保护，促进全国资源优化。另外，还需要进一步深化政企分开的改革，政府进一步转变观念，电力企业进一步开展投资多元化的企业制度改革，使电力企业真正成为自主化经营的市场主体。

7.1.4 建立电力供应安全保障机制

电力供应安全是保证系统所提供的发电容量能够满足短期和长期负荷需求发展的需要。目前国际经验中可以看出存在几种机制：

➢ 完全依靠市场价格尤其是现货市场的价格来提供长期投资信号； ➢ 采用集中计划备用原则，即通过强制性地要求市场成员分摊系统备用责

任，并做相应的规划；

➢ 采用付容量费的机制来吸引投资。

我国的市场经济环境还不完善，电力市场的建立更是一个初步尝试的过程，因此还无法依靠第一种机制来提供长期投资信号。可以考虑第2、3种机制相结合的办法，采用以长期合同为基础的市场模式，长期合同的签订由各省电网公司（或今后的配电公司）根据自身负荷需求及备用需求作出相应的规划和计划。 7.1.5 建立需求侧响应机制，促进市场和系统的安全稳定运行。

根据国外实施电力市场化改革的经验，在市场化改革后的电力工业中，需求侧管理工作不仅能够提高能源使用效率，在提高系统可靠性、保证市场有效运行方面也具有积极的作用。借鉴国外经验，在我国进行市场化改革之初应该建立一些市场机制，以利于需求侧管理工作的进一步开展。第一，在市场设计时，考虑需求侧响应的市场参与作用。市场建设初期应该推广峰谷电价、实时电价、直接负荷控制及可中断电价，由省电网公司负责实施；随着市场的发展，在市场中逐

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步开展系统紧急状态需求侧相应计划，逐步允许大用户、配电公司参与市场报价，充分发挥需求侧资源在系统中的作用。第二，由于需求侧管理措施往往是先期投入高，受益时间长的项目，建议建立需求侧管理公益计划基金，扶持和促进需求侧响应计划的开展，并由电力监管机构对基金的使用进行监管。第三，应将需求侧响应计划纳入到政府推进需求侧管理的工作中去，由政府起主导作用，电网公司和配电公司负责实施。 7.1.6 建立系统效益附加制度。

从终端用户电价收取系统效益附加费用，以建立基金的形式，用于扶持和促进需求侧管理、可再生能源发展及普遍服务实施等项目，这些项目将使整个系统和社会受益。基金的管理由电力监管机构负责。

7.1.7 尽早建立华东区域电力市场监管机构及相应的监管体制。

有效监管是电力市场公平稳定运行的重要保障。应该尽早建立华东区域电力监管机构，推进区域电力市场的建设，抓紧研究和制订市场运行规则，培育和规范市场主体，建立和完善相应的监管体制。为了保证区域电力监管机构对区域市场实施有效监管，提出以下具体建议：

（1） 区域监管机构通过合理制定市场规则对市场运行实行有效监管 电力监管机构的重要职能之一是保障市场的公平竞争。电力市场不是理论上的完全竞争市场，市场失效的问题需要由电力监管机构通过一些强措施来解决。而电力监管机构对市场实施监管的主要依据是市场规则，因此在市场规则中应该尽量考虑市场中可能出现的问题，通过制定强制性规定赋予电力监管机构有效的权力来解决这些问题，例如市场操纵力的问题。

（2） 区域监管机构应该利用和发挥不同机构的监督能力，提高监管效率 从国外经验来看，对电力市场的监管通常存在三个层次的监管，第一层次是市场交易中心对市场运行的在线监管，包括对市场成员交易行为的监督、对市场运行的评估，向电力监管机构提交市场运行评估报告等；第二层次是由市场成员各方代表组成的自律监管委员会，对市场的实际运作进行监督，对市场中出现的日常性问题和争端进行协商解决，同时可以代表市场成员的共同意愿向电力监管委员会提出改进市场规则的合理化建议等；第三层次是电力监管机构，对电力市

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场运行实行全面监管。在华东电力监管机构的建设初期，可以考虑建立区域电力市场的三层监管结构，充分发挥不同机构的监管能力和优越性，提高监管效率。 （3） 为保证区域市场公平竞争，区域监管机构应该对输电价格实施监管 根据国家电力体制改革方案中对国家电力监管机构职能的设置，国家电力监管机构具有价格调整的建议权，这是在我国现有价格管理体制基础上提出的。我国的市场经济还处于初期发展时期，由国家综合经济部门对全国各行业的价格水平统一管理，有利于经济的平稳发展。随着市场经济的发展，国家价格体制改革的推进，电力价格管理职能应该逐步纳入电力监管委员会的职责范围内。在电力监管机构建设初期，为保证区域市场的公平竞争，区域监管机构应该对影响市场竞争的输电价格实施有效监管，按照政府规定的定价方法，对输电价格的具体结构和价格水平提出建议，提交政府价格主管部门审批，并监督价格的执行。 （4） 重视区域电力监管机构能力的建设

区域电力监管机构是实施监管具体职能的机构，需要有足够的财务能力和专业能力来实施有效监管，因此区域电力监管机构能力建设是区域电力监管机构的重要任务。从财务能力来看，财政拨款的方式不能够满足监管工作开展的需要，国家应该允许监管机构向用户收取监管费用、或向企业收取许可证管理费的方式筹集监管资金。从专业能力来看，必须重视监管机构人员的选聘制度、人员待遇的核定和人力资源培训等工作，同时监管机构应该建立必要的决策咨询支持机构。

有关电价管理和改革方面的建议

7.2.1 严格执行国家计委701号文，核定电厂上网电价

随着厂网分开、建立华东区域市场等改革措施的实施，电价形成机制也必然要进行相应的改革。目前华东电网各类电厂上网电价水平差异较大，同时各省市电网经营企业的输配电价没有到位，主业面临亏损。严格按照国家计委[2001]701号文件核定各类电厂的上网电价，不仅可为电厂公平竞争打下基础，同时在销售电价不上调的情况下提高输配电价水平，减少电网企业主业亏损，有利于电网可持续发展。

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7.2.2 输电价近期实行成本加成管制方式，远期实行基于业绩的管制方式

根据目前电网发展现状，华东电网在实施区域电力市场初期，建议采用成本加成管制方式，重点促进电网正常发展，适应区域电力市场的需要；建议在远期区域电力市场时采用价格上限或收入上限管制方式，鼓励电网企业提高效率。

近期为了在采用成本加成管制的同时，鼓励电网企业合理利用输电网多输电，建议500kV电网实行两部制输电价，其中输电电量电价比例应较低。这样可使输电量超基数部分产生的收入在电网公司和用户之间进行共享，同时公司也要承担输电量不足使输电收入降低的风险。

7.2.3 输电网接入系统服务单独定价（制定接网价）

对接入系统服务制定接网价，首先有利于各类电厂公平竞争。既能为不同接入系统距离的电厂建立一个共同的结算参考点，又有利于处理复杂的电厂送出工程产权关系，可以使不同送出工程产权关系的电厂公平竞争；其次，对于未来新建电厂，接网价能在一定程度上提供价格位置信号，有利于促进电力资源的优化配置。

7.2.4 近期华东500kV输电网制定统一输电价、220kV输电网按省市制定输电价

华东500kV和220kV输电网分别承担不同的功能，应分别定价，这样可简化省间输电的结算方式，促使500kV电网的充分利用，有利于区域市场的有效运作，符合电力体制改革方向；有利于跨省电网的发展和电网安全稳定运行，也符合国际上输电价改革的趋势。

7.2.5 建立销售电价与上网电价的联动机制

当上网电价同方向变化超过一定幅度时，销售电价相应调整。近期销售电价联动调整范围可仅限于居民生活和农业用电外的其他用户。

7.3 有关促进可持续发展方面的建议

7.3.1 促进火电厂环保措施的实施

（1） 电价应与排放绩效挂钩

对于基于发电量进行买卖的竞争性电力市场而言，将电厂的上网电价与其发电量的排放绩效直接挂钩，使电价和环境贡献联系起来，将有利于激励火电厂控制SO2排放。

经计算，采用石灰石－石膏法后每千瓦时可以减排SO26.4克（按燃煤硫分1%）， SO2的单位减排费用约为2元/克。如果将电价与排放绩效挂钩，以2005年华东三省一市的排放目标h为基础，火电厂SO2排放绩效每超过基础值

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1g/kWh，其电价应该在合同电价的基础上降低元/kWh，反之，应该增加2元/kWh。

（2） 利用绩效法分配总量

对一个电厂而言，不同的削减压力对应不同的削减成本，这将直接影响到电厂的竞争力，因此如何合理分配排污权就显得十分重要。目前华东地区的火电厂有的采用了清洁生产工艺，有的采用了高技术、高参数的机组，有些电厂燃料含硫量已经很低；有的电厂已经或正在采取脱硫措施，这些火电厂的排放量较低，如果每个电厂都按相同的比例在2000年SO2排放总量的基础上削减，则无法对SO2排放水平低的电厂进行激励，不能对SO2排放绩效差的电厂给予惩罚，因此需要采用科学的方法确定火电厂削减SO2排放量的基础。

分配总量有两种方法：历史法和绩效法7。历史法是根据2000年火电厂排放的总量等比例削减；历史法的特点是承认已有数据，过去单位发电排放少的企业的减排压力较大。绩效法的特点的是不承认已有数据，而是根据单位产量的排放系数结合发电量计算可排放量。排放标准表述为单位千瓦时产生的污染物排放。利用绩效法分配总量，可以使排放控制计划中的商业动机同市场价格信息紧密联系，从而体现公平原则。因此，建议用绩效法分配污染物排放总量。

（3）实行排污权交易

尽管在分配总量时，华东地区的环保局准备预留一部分总量给新建电厂；但如果预留的指标不足以满足新建电厂排放量，这些厂商可以通过排污权交易获得进入市场的机会。在总排放量没有增加的前提下，通过排污权交易，边际治理成本比较高的电厂将买进排污权，而边际治理成本比较低的电厂将出售排污权，其结果是区域内总的污染治理成本最小化。同时，实行排污权交易，政府部门可以通过发放或购买排污权，从而控制环境标准。 创造可再生能源发电的激励与约束机制

（1）允许可再生能源发电不参加发电市场竞争

未来的可再生能源发展取决于市场、技术创新和环保要求。尽管目前在技术上已经有不少改善和提高，但许多可再生能源发电的成本要比那些常规的和大规模的化石燃料和水力发电的成本高许多。目前影响可再生能源竞争力的直接因素是价格；即便在可再生电力的成本价格具有优势的地方，比如小水电，由于水资

7绩效法是采用

GPS（generation performance standard）原理，通常以克/千瓦时的形式表示。

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源不稳定，也存在着非价格的障碍，这是因为风能和小水电，是间歇性的，每个小时的产出并不象大多数的化石燃料发电那样容易估计。因此，如果市场规则要求所有发电厂提前一天或更多时间竞价，如果没有达到前一天发电计划的要求时，需要到现货市场购买，否则要受到惩罚，这种规则对可再生能源非常不利。德国、丹麦和美国的大部分州都要求电力公司要全部收购可再生能源所发的电量，原电力部制定的《风力发电场并网运行管理规定》也要求电力公司统一收购风力发电的全部电量。“厂网分开”以后，为了扶持可再生能源大发展，建议可再生能源发电不参加竞价，电网对可再生能源的电量全部收购。

（2）提高电网收购可再生能源电量的积极性

由于可再生能源发电的一大特点是电能不稳定，电力调度困难，因此，“厂网分开”以后，应该提高电网收购可再生能源的积极性。过去，电网的销售电价由物价部门管制，电网不能将风电电价高于常规电源电价的部分转嫁给电力用户，这就给那些风力资源好、风电发展规模较大的省份的电网带来很大的经济压力。因此，应该改变过去电网消化可再生能源高电价的做法，其差额部分应由全社会分摊。

我国目前正在进行以“厂网分开，竞价上网”为主要内容之一的电力体制改革，改革的一项内容就是允许销售电价与上网电价联动。这将提高电力公司收购新能源与可再生能源所发电能的积极性。

（3）建立对可再生能源发电的成本进行约束的机制

对于可再生能源的上网电价，目前采用的是成本+合理利润+税金的定价原则，这种成本推动型的电价不利于投资方降低成本。由于风力机的输出功率是风速的三次方的函数，这就意味着，在其它条件相同的情况下，坐落于风速为5米/秒位置的风力机生产的电力将是坐落于风速为4米/秒位置风力机的两倍。为了控制可再生能源的发电成本，可以按照风电特许权的做法，对不同等级的可再生能源地区核定不同的电价。目前德国的风电采用的就是这种方法。即，国家先对风力资源进行勘察，了解风场的年平均风速，测算对不同风资源区电价的标底，然后进行招标。

（4）加强风力资源普查工作

由于风资源状况对风力发电的电价影响很大，华东地区还应加强测风工作。

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我国迄今为止还没有进行过全国性风能资源的调查工作，现有对风资源的评价是由中国气象科学院的专家利用现有的900多个气象台的资料完成的对10米高程的初步评估。现在的风力发电机塔高一般都有40多米，叶片直径有50--80米，现有的数据无法满足风电场开发的需要，致使风电场开发项目在立项、场址选择、规划设计时遇到很大的障碍，造成开发时间延误。我国的海上风能资源丰富，并且靠近负荷中心，海上风能必将成为我国风力发电的重点地区，但我国还没有对海上风能资源的评价。福建、浙江的风力资源比较丰富，海岸线较长，华东应该加大投入，做好风电场开发的基础工作。 7 提高燃气电站的竞争力

（1）适当降低燃气价格

按照国际惯例，对发电厂等用气大户给予优惠气价，使气价降低到电厂能够承受的范围以内。对电厂采用输气主干网直供的方式，减少中间环节。

（2）上网电价实行峰谷电价

在单一电价机制下，应实施上网环节的峰谷电价。实行峰谷电价还可以提高燃气电站的气价承受能力。 7.3.4 制定电厂环境折价标准

环境折价的作用是将电价与发电量的排放绩效直接挂钩。排放绩效不能达到规定的，在结算时适当核减上网电价；如果排放绩效优于标准的，在结算时适当调增上网电价。由于环境折价后将改变上网电价，影响电厂的销售收入，可以预见，环境折价后，可以提高可再生能源发电的竞争力，促进火电厂环境保护的力度，能在更大意义上实现同质同价。建议适时研究环境折价标准，为核减/调增上网电价提供依据。

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