华中电力市场模式探讨.pdf

华中电力市场模式探讨 华中电力系统概况 系统概况 目前，华中电力系统覆盖湖北、河 南、湖南、江西、四川省和重庆市，供 电面 积约 1 3 8 万平方公里，供电服务人 口 3 亿 8 干多万，是全国供 电人 口最多、最早 实现 省间 5 0 0干伏互 联的区域 电力 系 统。截至 2 0 0 5 年底，华中电网全 口径装 机容量 1 0 5 8 9 万干瓦，2 0 0 5 年全社会用 电量 4 4 9 0亿干瓦时，统调用电量 3 4 4 2 亿干瓦时，统调最大负荷 5 9 5 9 万干瓦。目前，各省市已基本建成以负荷中心为 框架的 5 0 0 干伏环型网络，形成和相邻 区域电网相联的联网格局，华中电网已 成为全国联网的枢纽。主要特点 华中电网的主要特点，一是能源资 源分布不均衡，具备水、火电互补优势。二是省间错峰效益显著。三是受断面稳 定极限限制，除湖北外，其他省市可接受 外来电能只有本省市的 1 5 左右，省市 间输电能力相对需求还比较薄弱。四是 华中区域内各省市购、售电价格水平存 在一定差异，售电价格最高最低相差 8 分 千瓦时。交易情况 跨地区 电能交易方面，华 中区域 2 0 0 1 年出现首笔跨区跨省电能交易，以 后逐年增加，2 0 0 5 年达到 2 0 7 2 3 亿干瓦 时，占统调用电量的 6 0。省市内大用户直购电交易方面，目 前，华中区域大部分省市开展了大用户 2 6 中国电力企业管理2 0 0 7 1 国家电力监管委员会华中监管局 何兆成 直购电交易。如：湖北省 2 0 0 6 年计划协 议供电电量 4 7 5 亿干瓦时，省电力公司 收取平均 8 分 干瓦时左右的过网费。四川省 2 0 0 6 年直供 电计划 1 1 0 亿干瓦 时，省电力公司收取不超过 0 1 0 元 千 瓦时的过网费。湖南某铝业公司及河南 某硅 公司 2 0 0 5 2 0 0 6 年 的协议 供 电电 量，两个省电力公司分别收取 8 5 分和 4 分 干瓦时的过网费。发 电计划指标转让交易方面，目前，河南、四川、江西等省开展了发电计划指 标转让交易。如河南省 2 0 0 6 年已签订 4 0 万 千瓦容量的小火 电与大机组 之间共 7 1 8 亿干瓦时的发 电计划指标转让合 同，转让价格由发电企业自主协商确定，实际出让方获得的补偿价格约为 3 5 分 千瓦时，河南省电力公司不从中收益。四川省 2 0 0 6 年已经签订了 1 1亿干瓦时 水、火电量置换计划，转让价格由发电企 业自主协商确定，实际出让方获得的补 偿价格约为 4 分 干瓦时，水电承担相 应线损等。综上所述，华中区域的电能交易是 十分活跃的，尽管有政府部门干预的烙 印，但是内在的供需诉求仍是起着主导 作用。华中电网“十一五”预计新投产 7 6 3 4 万干瓦装机。预计 2 0 0 7 年全网将出 现供大于求的局面，届时华中电力市场 建设的内在动力将更加强劲。对华中电力市场建设的思考 华中电力市场建设的指导思想 遵循社会主义市场经济发展规律和 电力系统运行规律，依据国家电力体制 改革方案的总体部署，按照国家电力监 管委员会关于建立区域电力市场的总体 要求，借鉴国内、外电力市场建设的经验 和教训，结合华中电力系统的实际，从保 证各利益主体之间不发生较大利益调整 的情况下平稳起步，逐步推进，最终实现 华中区域电能资源的优化配置。贯彻国家能源政策、环保政策和产 业政策，科学、合理地确定机组的年度预 测发电量；通过发 电计划指标转让，实现 节能降耗；建立水火电补偿机制。华中电力市场现阶段的目标和任务 现阶段以建立区域统一交易平台，开展购售电双方之间的双边交易和发电 企业竞价上网，建设统一管理、协调运作 的华中电力市场为目标。主要任务包括，制定运营规则和有 关配套管理办法；建设电力市场技术支 持 系统；开展购售电双方之间的中长期 双边交易；规范和积极推进跨地区电能 交易；并将现有政府部门组织的大用户 过网购电纳入市场交易平台、逐步规范；开展发电合同转让交易；开展 日前竞价 和实时交易；建立辅助服务补偿机制；强 化水能资源的利用，建立水火电补偿机 制；促进科学、合理的输配电价体系的建 立。培育更多的市场主体。市场交易方式 在双边交易为主、现货交易为辅的 市场模式下，主要交易方式有双边交易、发电合同转让交易、日前竞价和实时交 易。维普资讯 http:/ 双 边 交易 包括 发 电企 业 与 省 内 (外)电网经营企业、省内(外)大用户 之间，省(市)电网经营企 业之间的双 边交易。大用户(含独立配售电企业)作 为购 电方参与市场双边交易，将现有 大用户直购 电或协议供 电逐步纳入市 场交易平台。将 日负荷预测与计划分解的 9 6 点 电力之差作为 日前竞争空间，在全网市 场机组之间统一开展竞价。在现有的价格体系下，开展发电合 同转让交易。包括小火电机组与大火电 机组之间进行发电合同转让交易，市场 机组之间进行发电合同转让交易，交易 双方 自主协商或在统一交易平台上进 行撮合成交。通过发电合同转让交易，可以建立 小火电平稳退出机制，有利于实现节能 降耗和环保 目标，并腾出有限的电量空 间提高大机组的利用小时，达到企业和 社会的双重效益。目前，华中电网非统 调小火 电装机容量近 1 2 0 0万千瓦，如 果将这部分小火电的年度发 电计划全 部向 3 0万千瓦及以上燃煤机组转让，预计年均可节约标煤近 1 0 0 0 万吨。水电如何参与电力市场 依据华中电网的特点，一定装机容 量的水 电厂应参与市场，同时，市场方 案和运营规则中应考虑长期发电合 同 交易、水火补偿机制。由于小水电本身 的特点，市场初期小水电不参与市场。基于电网安全稳定、优质运行的需要，和市场建设初期电网运行所需的调峰 调频功能难以在竞争中实现的情况，调 峰调频 电厂暂不参与竞争，有利于降低 市场风险。市场主体和交易价格 关于市场主体，用户是 电能的最终 消费者，是电力市场中的真正买家。在 我们设想的市场模式下，市场主体除电 网企业和发电企业外，要引入一定数量 的大用户(含独立配售电企业)作为购 电主体参与市场双边交易。关于交易价格，根据政府调控 目标 形成的年度双边 交易按政府批准电价 执行；跨地区双边交易电价采用双方 协 商定价(含政府有关部门核定的跨区跨 省输电价)；省市内的大用户双边交易 电价采用双方协商定价(含政府有关部 门核定的省内输、配电价)。开展电能双边交易，关键问题是要 有明确的输、配电价格。我们认为：跨省 市电能交易输电价按照 国家发展改革 委、国家电监会印发(关于促进跨地区 电能交易的指导意见)的通知(发改 能源 2 0 0 5 2 9 2号)的有关规定进行测 算，报有关部门核准后执行。省内输、配 电价 由政府核定，应按电压等级、电网 公司成本核定，或借鉴地方政府为开展 大用户直购(协议供电)采取的收取过 网费的方式。目前应将 2 2 0 干伏及以上 的输电价格作为重点予以解决。市场风险的规避 通过购售双方签订中长期双边合 同，抑制电价波动幅度，减 少市场主体 经营风险。通过平衡帐户、市场限价，维 护电力市场平稳运营。建立市场干预和 中止机制，当技术支持系统 出现故障、电力系统安全受到威胁等情况发生时，可进行市场干预。通过明确输配电价，增加信息透明度，提高购售双方决策评 估水平。通过开展实时交易、电力调度 机构调整双边合 同电量进行实时平衡、调用辅助服务以及必要时候调整 电网 运行方式等手段，保证电力系统安全、优质运行。对华中电力市场建设的认识 遵重电能商品的特殊性和电力系统 运行的客观规律。建设电力市场既要尊 重电能的物理属性，遵循电力生产的客 观规律，又要尊重电能的商品属性，遵循 市场经济的客观规律，改变行政手段配 置资源的方式，因地制宜地逐步推进。明确并非只有竞价才是市场。竞价 交易和市场主体之阃基于 自愿基础上的 双边合约交易 都是市场行为。双边交易 更符合电力商品的特性，有利于电力商 品连续稳定的生产、消费，有利于经济 社会的稳定发展，可以起到规避风险的 作用。电力市场的交易方式和范围不是市 场分级 的依据。区域 电力 市场应 包括省 市内交易、省市间交易以及垮 区域交易。从目前的实际情况，省市内的交易应占 主要部分，省市间的交易应是重要部 分，跨区域的交易既是实现资源跨区调 剂、实现国家宏观调控 目标的重要手 段，也是区域 电力市场的重要补充。所 以，就 中长期 的双边 交易这种方式而 言，应该不受空间范围的限制，而从 日 前竞价的现货交易方式来看，应该只能 在一个统一交易平台上进行，从 目前电 力资源配置的实际情况来看，统一的竞 价交易平台建在区域应是一个合理的 选择。随着华中区域各省市新建电源的快 速不断投入，省市间壁垒有可能重新显 现，各种直购电方式呈扩大趋势。建立区 域电力市场，可以打破省市间壁垒，可 以在更大范围内实现公平开放、有序竞 争，发挥华 中区域水火互补优势，实现 区域资源优化配置。建设电力市场是电力工业与经济社 会和谐发展的需要。通过市场化改革，可 以减少盲 目投资，调整电力工业结构，提高电力企业生产效率；通过建立市场 机制，约束和调节市场主体的行为，实 现节能降耗和环保，使电力工业和经济 社会协调发展。2 0 0 7 1中国电力企业管理2 7 维普资讯 http:/