1、电力市场理论与技术-电能交易王雁凌电能交易1 电能交易分类2 我国电能交易的主要特点3 电能交易的情况 1 电能交易的分类1.1 非竞争性电能交易1.2 竞争性电能交易 1.1 非竞争性电能交易1.1.1 基数电能交易1.1.2 国家和地方政府计划安排1.1.3 非竞争性发电企业电能交易 1.1.1 基数电能交易 基数电能交易 省级地方政府有关部门根据年初省内用电需求预测情况下达的机组计划电量（调控目标）交易，基数电量可以在年中或年底根据实际用电需求情况进行调整。1.1.2 国家和地方政府计划安排 国家和地方政府计划安排的电能交易 主要包括国家和地方政府计划安排的跨省（区）交易、计划分配抽水电
2、量交易等交易品种，如三峡电力外送、蒙电东送等。1.1.3 非竞争性发电企业电能交易 非竞争性发电企业电能交易 主要包括可再生能源发电企业的电能交易，自备电厂、资源综合利用电厂、新能源电厂、抽水蓄能电厂、热电联产电厂、电网保留电厂等参与的电能交易。1.2 竞争性电能交易1.2.1大用户直接交易1.2.2 竞争性的跨省（区）电能交易1.2.3 发电权交易1.2.4 辅助服务补偿交易1.2.5 其他竞争性电能交易1.2.1大用户直接交易 电力大用户直接交易 按照国家有关规定，符合准入条件的电力大用户和发电企业按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易。直接交易价格由电力大用户与发电企业通过协商
3、自主确定，不受第三方干预。电网企业按规定提供输电服务。1.2.2 竞争性的跨省（区）电能交易 竞争性的跨省（区）电能交易 是指国家和地方政府计划安排以外的，电力企业与本省、区以外的电力企业开展的电能交易，包括跨省（直辖市、自治区）电能交易和跨大区电能交易。具备条件的电力用户（或独立配售电企业）也可以参与跨省（区）交易。1.2.3 发电权交易 发电权交易 以市场方式实现的发电机组、发电厂之间电量替代的交易行为，也称替代发电交易。发电权交易的电量包括基数电量在内的各类合同电量。目前，发电权交易主要是为贯彻落实国家节能减排有关政策，交易的电量大多为基数电量。1.2.4 辅助服务补偿交易 辅助服务补偿
4、交易（指发电侧）是指按照“专门记帐、收支平衡、适当补偿”的原则建立的发电侧辅助服务补偿交易机制；实际操作中先将系统调用的辅助服务总量折算成补偿资金，然后在各发电企业中按比例分摊，最终结果是机组性能差的发电企业补偿机组性能好的发电企业。1.2.5 其他竞争性电能交易 其他竞争性电能交易其他竞争性电能交易 抽水蓄能电站抽水电量的竞量交易等。抽水蓄能电站抽水电量的竞量交易等。2 我国电能交易的主要特点2.1电能交易总量中计划安排仍占绝对比例政府部门计划安排的年度基数电量与国家和地方政府审批（核准）方式安排的跨省（区）电量总量很大；2009年数据统计，占全国直调机组上网电量的九成以上。2 我国电能交易
5、的主要特点2.2 对电能交易的市场化诉求日渐强烈 市场化的电能交易种类逐渐增多 交易方式日趋灵活多样 市场主体的竞争意识逐步增强 2009年新增跨省（区）交易电量600亿千瓦时，其中一半以上通过市场交易机制实现；发电权交易电量大幅增长43.8%；电力用户和发电企业直接交易取得重要突破；弃水电量交易、丰枯水电临时交易组织活跃。2 我国电能交易的主要特点2.3 参与电能交易的市场主体主要是电网企业和发电企业。正在逐步放开电力用户与发电企业开展直接交易。电网企业在目前的电能交易中充当多重角色，对发电企业是单一购买者，对电力用户是单一售电者，同时又是输电者。2 我国电能交易的主要特点2.4 电力调度和
6、交易机构是电能交易的组织实施机构电力调度和交易机构组织市场主体交易和实施。在目前的管理体制下，电力调度和交易机构具有双重职责，既要承担社会责任，也是电网公司的内设职能部门。3 电能交易的情况3.1 非竞争性电能交易的情况3.2 竞争性电能交易的情况3.1 非竞争性电能交易的情况3.1.1 年度基数电量交易情况年度基数电量交易情况 3.1.2 国家和地方政府计划安排国家和地方政府计划安排3.1.3 地方政府优惠电情况地方政府优惠电情况 3.1.4 非竞争性发电企业电能交易情况非竞争性发电企业电能交易情况3.1.1 年度基数电量交易情况年度基数电量交易情况 年度基数电量主要用于满足当地用电需求，是
7、目前占发电企业上网电量结构中比例最大、价格最高的电量种类，执行国家批复电价。年度基数电量交易完成情况是目前电力交易公平性的主要体现。3.1.1 年度基数电量交易情况年度基数电量交易情况3.1.1.1 年度基数电量计划的制定方式3.1.1.2 年度基数电量计划执行的总体情况 3.1.1.3 计划执行的公平性情况 3.1.1.4 执行上网侧峰谷分时电量的情况 3.1.1.5 发电设备利用率情况 3.1.1.1 年度基数电量计划的制定方式2009年，基数电量计划为2.14万亿千瓦时。政府有关部门下达具体年度基数电量计划指标，该种方式占的比例较大 辽宁、吉林、黑龙江、山西、河北、内蒙古、山东、湖北、湖
8、南、江西、重庆、上海、江苏、浙江、安徽、福建、广西、青海、河南 政府有关部门下达原则意见，电网企业负责具体落实 京津唐、新疆、甘肃、陕西、宁夏等地区 依据节能调度实施细则原则安排 贵州、广东、四川 由网厂之间协商确定 云南、海南等地。3.1.1.1 年度基数电量计划的制定方式图图3-1 年度基数电量计划制定方式占比情况年度基数电量计划制定方式占比情况 3.1.1.2 年度基数电量计划执行的总体情况 2009年全国省级以上直调发电厂共完成年度基数电量2.18万亿千瓦时，平均电价385元/千千瓦时。区域名称区域名称直调发电企业实际直调发电企业实际基数上网电量基数上网电量（亿千瓦时）（亿千瓦时）实际
9、基数平均上网电价实际基数平均上网电价（元（元/千千瓦时）千千瓦时）东北区域东北区域1879358.60华北区域华北区域5913360.04西北区域西北区域1855262.20华东区域华东区域5910415.22华中区域华中区域3543382.70南方区域南方区域4540406.89表表3-1 直调发电企业实际基数上网电量及平均基数电价（分区域）表直调发电企业实际基数上网电量及平均基数电价（分区域）表 3.1.1.2 年度基数电量计划执行的总体情况 分省看，广东最高，为522.62元/千千瓦时；青海最低，为206.94元/千千瓦时 图3-2 各网省直调电厂基数电量平均上网电价3.1.1.2 年度
10、基数电量计划执行的总体情况 实际完成基数电量是年度基数电量计划的102.05%，占总上网电量的79.3。图图3-3 各网省直调电厂基数电量占总上网电量比例各网省直调电厂基数电量占总上网电量比例 3.1.1.3 计划执行的公平性情况 在非节能发电调度试点地区，按照公平性原则，电力调度交易机构应精心安排发电计划，使得各发电厂年度基数电量计划完成率相当。从统计结果看，全国非节能发电调度试点地区常规燃煤发电厂共441家。其中，有147家电厂年度基数电量计划完成率超过年度计划的3。节能调度试点地区的广东、贵州、四川部分参考节能发电调度实施细则安排发电企业生产，可再生能源、资源综合利用机组基本上优先发电，
11、常规煤电机组发电按照设计煤耗水平差别安排。3.1.1.3 计划执行的公平性情况图图3-4 各网省直调常规燃煤电厂完成率超过年度计划平均完成率各网省直调常规燃煤电厂完成率超过年度计划平均完成率3家数家数 3.1.1.4 执行上网侧峰谷分时电量的情况 针对调峰能力弱，峰谷差过大，负荷率偏低的实际问题，按照国家规定，河南、湖南、四川、江苏、安徽省五省份对部分电厂基数电量执行上网侧峰谷分时电价；浙江、福建省内有个别电厂执行峰谷分时电价。发电厂峰谷电量分配由电力调度交易机构根据政府文件制定的有关原则安排。3.1.1.5 发电设备利用率情况 全国60万千瓦、30万千瓦、20万千瓦等级燃煤机组发电利用小时数
12、分别为4834、5077、4948小时，30万千瓦级机组利用小时数量相对较高。图图3-5 6000千瓦及以上电厂累计平均利用小时数 3.1.1.5 发电设备利用率情况造成燃煤发电机组负荷率较低的主要因素（1）是电网网架结构不合理造成大机组出力受限。省区内由于电网网架结构原因导致高电压等级网络下送容量不足。大机组出力受限而窝电，而负荷中心区的小机组只能多发电。（2）是现行调度方式不利于大机组多发电。电力调度主要根据地方政府计划分配来安排机组发电，在计划分配阶段大小机组之间普遍没有拉开档次，甚至个别地区（如陕西）计划阶段已经出现倒挂。调度机构出于备用等考虑，不愿60万千瓦大机组在高负荷水平运行，愿
13、利用其调峰能力强的特点进行更多的深度调峰，造成60万千瓦机组负荷率较低，进而影响利用小时数。3.1.1.5 发电设备利用率情况（3）未严格执行“以热定电”政策，使小机组利用小时数升高。（4）大容量空冷机组受自身技术因素制约出力受限。我国西部地区新投产的60万千瓦燃煤机组均是空冷机组，这类机组在超设计高温天气情况下无法满负荷运行，最高出力一般在5055万千瓦左右，在一定程度上影响了全年的利用小时数。3.1.2 国家和地方政府计划安排国家和地方政府计划安排（1）国家和地方政府计划安排的）国家和地方政府计划安排的跨区电跨区电能交易能交易主要包括：三峡电站送华中、华主要包括：三峡电站送华中、华东、南方
14、电网，阳城送华东，锦界、府东、南方电网，阳城送华东，锦界、府谷送华北，蒙西送华北，川电东送等；谷送华北，蒙西送华北，川电东送等；（2）国家和地方政府计划安排的）国家和地方政府计划安排的跨省交跨省交易易主要包括华东区域的主要包括华东区域的“皖电东送皖电东送”，东北区域的黑龙江送辽宁，南方区域的东北区域的黑龙江送辽宁，南方区域的“西电东送西电东送”等。等。3.1.3 地方政府优惠电情况地方政府优惠电情况 部分省份在年度基数电量之外，安排了不同种类的优惠电量，特别是以电力大用户直接交易名义实行的优惠电量交易。2009年2月国家发改委、电监会和国家能源局联合下发了关于清理优惠电价有关问题的通知，要求有
15、关省份立即清理各种形式的优惠电量交易，但部分省份未执行。主要有河南、四川、青海、宁夏、甘肃、山东、湖南等，全年涉及优惠电费约47亿元。3.1.4 非竞争性发电企业非竞争性发电企业电能交易情况电能交易情况3.1.4.1抽水蓄能电站电能交易3.1.4.2供热电厂电能交易 3.1.4.3自备电厂电能交易 3.1.4.4可再生能源交易 3.1.4.5电网企业暂保留、拥有或新建电厂3.1.4.1抽水蓄能电站电能交易情况 近年来我国抽水蓄能电站发展迅速，截至2009年底，共建成投产抽水蓄能电站24座，装机1564.3万千瓦。国家电网公司拥有容量为1124.3万千瓦，占71.87%；南方电网公司拥有装机容量
16、为360万千瓦，占23.01%；中电投集团公司拥有装机容量为60万千瓦，占3.84%；华电集团公司拥有装机容量为11万千瓦，占0.7%。3.1.4.2供热电厂电能交易情况 近年来全国供热类机组发展迅猛，截至2009年底，装机9059万千瓦，占全国直调总容量的12.4。供热机组主要分为背压式和抽凝式两种。供热机组的电量计划按照“以热定电”原则安排，即根据机组的热负荷多少和供热特性确定上网交易电量。2009年，全国直调热电厂上网电量合计超过1640亿千瓦时，供热量超过3.62亿吉焦。3.1.4.2供热电厂电能交易情况关于发展热电联产的规定关于发展热电联产的规定中对热电比的规中对热电比的规定：定：单
17、机容量单机容量5万千瓦以下的热电机组，其年平均万千瓦以下的热电机组，其年平均热电比应大于热电比应大于100%；单机容量单机容量5万千瓦至万千瓦至20万千瓦以下的热电机组，万千瓦以下的热电机组，其年平均热电比应大于其年平均热电比应大于50%；单机容量单机容量20万千瓦及以上抽、凝气两用的热万千瓦及以上抽、凝气两用的热电机组，其采暖期热电比应大于电机组，其采暖期热电比应大于50%。3.1.4.3自备电厂电能交易情况 自备电厂电量计划主要遵循“自发自用”的基本原则，与主网交换电量主要用于事故支援和紧急备用。截至2009年底，全国范围内直调自备电厂共计101家，发电量合计1530.4亿千瓦时，其中上网
18、电量129.6亿千瓦时，占其总发电量的8.5%。电网企业收取自备电厂系统备用费共计14.72亿元。3.1.4.4可再生能源交易情况 配套规章 可再生能源法（中华人民共和国主席令第33号）电网企业全额收购可再生能源电量监管办法（电监会令第25号）等 风电、生物质能等可再生能源发电建设步伐逐年加快，风电装机容量2008、2009年连续两年实现翻番。电网企业在可再生能源发电接入工程建设、并网安全运行保障、电量优先调度、电价和附加政策执行、电费全额结算以及信息披露、合同（协议）签订等方面工作有较大提高，促进了可再生能源产业的发展。3.1.4.5电网企业暂保留、拥有或新建电厂情况 按照2002年国务院发
19、布的电力体制改革方案（国发20025号），厂网分开后电网企业可以拥有少数应急、调峰电厂。水电厂采取以水定电、按需调用的原则；电网企业保留火电厂多执行地方政府制定的发电计划。另外，厂网分开后电网企业通过新建方式也拥有了部分发电资产。3.2 竞争性电能交易的情况3.2.1电力用户与发电企业直接交易3.2.2跨省区（含跨境）电能交易 3.2.3发电权交易 3.2.4辅助服务补偿交易情况3.2.1电力用户与发电企业直接交易 为加快推进大用户直接交易试点工作，电力监管机构积极做好准备工作，努力协调各方面利益，直接交易试点工作取得了重要进展。详见“大用户直接交易”篇。3.2.2跨省区（含跨境）电能交易 2
20、009年，全国5312亿千瓦时的跨省（区）电能交易中，具有一定市场化特征的交易电量已经达到了859.7亿千瓦时，其中交易电价和交易电量均按照市场机制形成的电量有130.6亿千瓦时。3.2.2跨省区（含跨境）电能交易表表3-2 跨省（区）交易中计划与市场交易的基本情况跨省（区）交易中计划与市场交易的基本情况 类别类别电量电量合计电量合计电量电价电量形成方式电价电量形成方式计计划划形形成成的的交交易易国家指令国家指令性分配电性分配电量或审批量或审批核准的交核准的交易易东北所有跨区跨省交易，西北李家东北所有跨区跨省交易，西北李家峡核价内送出交易。葛洲坝送华中峡核价内送出交易。葛洲坝送华中四省和华东、
21、四川送重庆交易和二四省和华东、四川送重庆交易和二滩送重庆交易，川电东送，三峡外滩送重庆交易，川电东送，三峡外送、皖电东送等。送、皖电东送等。3129.76国家或地方政府确定国家或地方政府确定交易电价或交易电量交易电价或交易电量地方政府地方政府主导交易主导交易南方区域西电东送南方区域西电东送1156.3电网企业电网企业计划形成计划形成的交易的交易华北南送华中，安徽送出（非皖电华北南送华中，安徽送出（非皖电东送部分），东送部分），133.58电网企业确定外送电电网企业确定外送电价、电量价、电量具具有有市市场场化化特特征征的的交交易易部部分分市市场场化化交交易易西北区域李家峡核价外的所有跨区西北区域
22、李家峡核价外的所有跨区跨省。华中除水电应急交易和国家跨省。华中除水电应急交易和国家指令性分配计划外的所有电量。华指令性分配计划外的所有电量。华东除月度竞价、皖电东送、安徽送东除月度竞价、皖电东送、安徽送出外的交易。华北除特高压、点对出外的交易。华北除特高压、点对网受入、蒙电东送外的所有电量。网受入、蒙电东送外的所有电量。729.13网网之间交易电量电网网之间交易电量电价，由国网下达计划价，由国网下达计划确定或网网之间协商。确定或网网之间协商。电量通过组织电厂竞电量通过组织电厂竞价、挂牌、统购包销价、挂牌、统购包销等方式形成等方式形成市市场场化化交交易易华东月度竞价，华中水电应急交易，华东月度竞
23、价，华中水电应急交易，云南水电送广东超西电东送计划部云南水电送广东超西电东送计划部分。分。130.6电网和电厂之间双边电网和电厂之间双边协商，电网、电厂通协商，电网、电厂通过区域平台竞争或双过区域平台竞争或双边协商。边协商。3.2.2跨省区（含跨境）电能交易3.2.2.1各区域跨省（区）电能交易的主要特色3.2.2.2电力企业参与跨区跨省电能交易情况 3.2.2.3跨省（区）交易输电价格情况 3.2.2.4跨省（区）电能交易取得的主要成效 3.2.2.1各区域跨省（区）电能交易的主要特色 华东：华东电监局组织制订了华东电力市场跨省集中竞价交易规则（试行）在区域平台上开展月度跨省集中竞价交易；由
24、发电企业和外省（市）电网公司直接参与双向竞价，打破了省间壁垒的约束，突破了以往发电企业只能通过本省电网企业独家代理向外省卖电的格局；发电企业真正拥有了和购电省电网公司直接议价的权利，增加了市场交易的透明度。3.2.2.1各区域跨省（区）电能交易的主要特色 南方：南方电监局研究制订了南方区域跨省（区）水电临时交易方案（试行）利用区域电能交易平台，采用“按月报价、按日报量”两步式竞价方式，在丰水期开展水电区域竞争性跨省（区）交易。自2009年8月起，由广东省电网公司通过区域平台购买西部省区的水电，当年累计成交水电临时交易电量0.71亿千瓦时，促进了汛期低谷时段南方区域各省（区）无法消纳的曲线外水电
25、电能的利用。3.2.2.1各区域跨省（区）电能交易的主要特色 华中：2009年5月，华中区域建立区域水电弃水电量应急交易机制。2010年，华中电监局组织修订并印发了华中电网水电减弃增发应急交易办法（华中电监市场201061号），努力搭建区域电力交易平台。由水电企业和各省公司双边协商为主。该交易机制有效保障了区域水电的全额收购。3.2.2.1各区域跨省（区）电能交易的主要特色 西北：西北电监局制订印发了西北区域电力市场交易管理暂行办法（西电监办200994号。2009年，西北跨区送华中的部分电量在区域平台以竞价方式开展，按照发电企业中标价格进行结算，电网企业收取固定的输电费。该规则在受端价格锁定
26、的情况下有效提高了发电企业结算价格，调动了发电企业参与跨区交易的积极性。3.2.2.1各区域跨省（区）电能交易的主要特色 东北：东北送华北电量过去一直沿用在全东北区域20万及以上机组中按容量比例进行分配的模式。2009年底，东北尝试利用区域平台实行东北送华北电量市场化，东北电监局于12月7日印发东北送华北电量交易暂行办法。初期采用锁定华北电网公司购电价格，东北区域内发电企业单边挂牌竞量的交易方式实现东北送华北电量市场化。3.2.2.1各区域跨省（区）电能交易的主要特色 华北：华北电监局制订印发了京津唐电网委托外送电交易办法（华北电监市场20103号）。研究制订华北电网跨省电能交易规则，以在更大
27、范围内进一步优化资源配置 3.2.2.2电力企业参与跨区跨省电能交易情况 各省（区）发电企业参与跨区跨省电能交易情况如表3-3所示。各省（区）电网企业参与跨区跨省电能交易情况如表3-4所示。3.2.2.3跨省（区）交易输电价格情况 目前多数跨省（区）的输电价格未经国家核准。国家目前明确核定跨省（区）输电价格的主要是东北-华北联网工程、三峡输电工程、川电东送、阳城送出工程和神木送出工程以及南方区域“西电东送”通道等，其他的是按照电网公司内部核定价格或者由电网公司之间协商价格执行。3.2.2.4跨省（区）电能交易取得的主要成效（1）缓解了局部地区时段性的缺电局面。（2）促进了可再生能源的充分利用。
28、（3）培育了市场主体的竞争意识。3.2.3发电权交易 目前发电权交易的主要交易机制有市场交易和政府部门指定交易两种，分别占65和35（见图231）。交易品种包括：计划内关停小火电机组电量替代 提前关停小火电机组电量替代 企业自备电厂电量替代 集团内部电量替代 水火电电量置换等。交易方式主要有电厂间自由协商、交易平台（区域或省内）上的集中竞价交易两种。3.2.3发电权交易图3-6 各省发电权交易机制情况3.2.4辅助服务补偿交易情况 辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由并网发电厂提供的服务。辅助服务包括：一次调频、自动发电控制、调峰、无功调节、旋转备用、黑启动等。辅助服务补偿交易是辅助服务市场的初级阶段，电力监管机构负责组织实施，电力调度机构负责统计数据，电网公司协助结算补偿费用。谢谢大家！
