[科普中国]-发电侧电力市场

简介

根据国家文件精神和“厂网分开、竞价上网”的实际部署，我国电力工业将逐步实现发电、输电、配电和售电4个环节分离，实现全国联网、西电东送，并建立规范有序的电力市场，在省级、区域级电网直至全国联网范围内引入市场竞争机制。目前我国电力体制改革已进入“厂网分家”的实质性操作阶段，“西电东送、南北互供、全国联网”步伐加快，迫切要求制定出符合市场经济规律的发电侧电力市场竞价交易模式和具体方案。

现有发电侧电力市场竞价交易模式(1)两部制电价

两部制电价又称霍普金森电价，最早是由约翰，霍普金森博士提出的。两部制电价是将电价分解为容量电价和电量电价两部分，其中容量电价是按照设备容量的固定成本确定的，电量电价是按照变动成本(如燃料、维修等)确定的2。

容量电费可保证发电企业回收容量成本，与上网协议中规定的保证年发电量有关，与实际发电量无关，即多发与少发(非电厂原因)，均付给发电企业同样的容量电费，多发的电量只按电量费率计算付费，而少发的电量仍付给容量电费，不付电量电费。

(2)发电超基数竞价

电网公司与各发电公司签订购/售电合同，明确合同电量与合同电价，并将机组的合同电量分解到日。合同电量仅作为结算的依据。交易中心对机组的报价实行最高、最低限价。

根据机组竞价的上网电量，按日计算，机组上网电量在合同电量之内的部分按合同电价结算，超出合同电量的部分按竞争电价的平均值结算;上网电量小于合同电量时，其差额电量按合同电价减去机组变动成本予以补偿。

(3)差价合同加现货市场

“差价合同加现货市场”模式通过差价合同解决现有各发电公司存量资产不同，投资主体因历史沿革不同而反映在利益上的差异，从而使不同利益主体、不同历史时期、不同建设成本、不同负担的发电机组处于同一竞争起点。差价合同中记载着合同电量和合同电价，由电网公司依此包销。竞价时按全电价报价，并根据报价由低到高组织电量上网。上网电量按差价合同进行正、负补差，电费结算由差价合同付费和现货市场电量付费两部分组成。

现有发电侧电力市场竞价交易模式比较分析对以上3种模式进行比较后可以看出:第1种方法(两部制电价)的关键问题是要解决机组容量电价的确定问题。如果机组容量电价确定得公平、科学、合理，则该方法可有较强的适应性。两部制电价以电量电价报价排序上网，上网结算电价与发电公司效益联动，因此，容易出现“恶劣竞争”和扭曲报价行为，例如美国加州电力市场就出现过这样的情况。第2种方法(发电超基数竞价)较易实行，它适用于从垄断体制过渡到发电竞价的前期阶段，但随着发电竞价的扩展，该方法就暴露出它对市场竞争的束缚。第3种方法(差价合同加现货市场)利用长期差价合同解决容量成本问题，从而增加了由于市场低电价带给电网公司的购电风险3。

容量合同+效率置换+适时市场容量成本的处置方案—“容量合同”(1)“容量合同”概述

我国电力市场目前处于发电竞争市场初期，各发电公司由于不同的历史沿革而在单机容量、折旧年限、“还贷”周期、“还贷”利率等方面大不相同。这使它们之间存在着不处于“同一起跑线”的问题，即容量(固定)成本该如何处置?

通过签订双边合同可以解决上述问题，即把各发电公司由于不同的历史沿革而引起的容量成本的差异集中处理为各发电公司(机组)具有不同数量的包销电量，且每个电量对应一个电价。在签订双边合同时把反映企业历史沿革的这两个参数记载在内，由电网公司依此包销，分别成为合同电量Q和合同电价POP。由固定成本与变动成本之和确定)，即Q}由电网公司用P。实行包销，以解决容量(固定)成本问题，使各发电公司在同一起点上竞争。这份合同因此称之为“容量合同”。

效率优先的原则一“效率置换”(1)“效率置换”的定义

所谓“效率置换”，是指在具备容量合同的基础上，按效率优先的原则，在水电与火电、大火电与小火电之间进行合同电量的置换，即以效率高的机组发电量置换效率低的机组发电量。

把握市场发展程度一“适时市场”(1)“适时市场”的提出

仅有“容量合同+效率置换”还不能构成真正的电力市场，充其量也只能称为“期货市场”或“合同市场”，它对电力市场的发展虽有稳固作用，但却无促进的动力，尚不符合电力市场“低价先调、效益第一”的原则。只有当“容量合同+效率置换”与实时市场结合后，才有真正的“发电竞价”可言，即在签订容量合同、基本保证各发电公司回收固定(容量)成本的情况下，通过合同电量的“效率置换”和对剩余电量进行“低价先调”的实时竞价交易等市场手段来达到资源的优化配置，以实现全网经济效益和社会效益的优化。

容量合同+全电量竞价+适时市场1、以容量合同确定各发电公司(机组)的容量电价和可用率要求

国务院电力体制改革方案中明确提出“上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成”。根据这一精神，同时为了增强发电侧电力市场的竞争性，为发电商(或潜在发电商)提供准确的市场信息，简化市场规则和便于操作，本文提出以固定成本确定容量电价的“容量合同+全电量竞价+适时市场”的竞价交易模式。

容量电价由国家电监会按设备容量的全部(或部分)固定成本确定，每个容量电价分别对应一个逐年递减的容量电量(见上节“合同电量的确定方法”)。容量合同付费由容量电价与相应的容量电量相乘确定，以保证各发电公司回收固定成本。

容量电量要分解到整个财务年度的每个时段，分解时主要考虑近年来电网负荷分布、水库来水、各类机组发电分布和机组大修计划等情况，电量分解后的负荷曲线即为发电公司(机组)的可用容量要求，电力调度交易中心据市场规则考核发电公司(机组)的可用率并进行相应的奖罚。

2全电量竞价

在容量合同对固定成本进行接近全额的补偿后，市场竞争实际上可视为变动成本的竞争。因此，市场限价应以发电公司(机组)的变动成本为基础制订。

电网中各机组所发电量全部参与市场竞价，竞价过程按电量电价(按变动成本确定)报价，实行低价先调，在满足各项电网安全稳定约束条件的基础上，以实现全网购电费用最省为目标函数而进行调度。

电力体制改革带来的成效和变化传统电力工业普遍采用发、输、配、售垂直一体化垄断经营的方式，发电厂、输电网、配电网都是属于同一家垄断经营的电力公司。电力工业在这种方式下经营了100多年，并为电力工业的发展、壮大做出了卓越的贡献。自20世纪90年代以来，世界电力工业发生了巨大的变化，英国、美国、智利、阿根廷、澳大利亚、新西兰、挪威、瑞典、德、日本、新加坡、泰国等国家纷纷开展了不同程度的电力改革’。改革的根本目的都是解除垄断，引入竞争机制，以提高电力工业的生产效率与服务质量，开放电力工业的多元化投资，以满足不断增长的电力投资的需要。2

中国电力体制改革也紧随其后，2002年3月，国务院颁布《电力体制改革方案》，电力体制改革逐步启动，给中国的电力工业带来了深刻的变化。一是政企分开、厂网分开基本实现。将原国家电力公司进行了分拆重组，成立了11家新的电力企业集团，基本实现厂网分开，电力工业长期以来的垂直一体化垄断经营模式初步得到改变，发电侧竞争态势基本形成。以区域电网公司为主体的输电运营框架开始形成，为建立区域电力市场、实现电力资源更大范围的优化配置创造了基础性条件。二是电力企业改革取得积极进展，促进了行业发展，提高了企业生产效率。三是先后启动了东北电力市场、华东电力市场、南方电力市场，明确了华北、西北、华中市场建设方案框架，在市场模式、大用户参与市场以及监管机制等问题上都取得较大突破。与此同时，大用户向电力企业直接购电试点工作也积极推进。四是成立了电力监管委员会，实现了政府管理体制和管理方式的创新。五是电力价格、投资改革稳步推进，电力法规建设取得积极进展，《电力监管条例》正式颁布施行，《电网调度管理条例》、《电力供应与使用条例》及《电力设施保护条例》的修订工作已经结束，《能源法》《电力法》修改工作取得重要进展，正在征求意见。适应电力市场化需要的电力法规体系逐步完善，为全面深化电力市场化改革创造了条件。总体上讲，电力体制改革取得了阶段性成果。

目前，国内发电企业主要包括华能、大唐、华电、国电、中电投五家国有发电集团和其他地方资本、民营资本控制的发电公司。根据中国电力企业联合会统计年鉴数据显示，2006年，五大发电集团总装机容量23968万千瓦，占全国总装机容量的68.7%;总发电量11265万千瓦时，占全国总发电量的66.2%，在发电领域拥有明显的强势地位3。输配电企业主要包括国家电网司和南方电网公司两大巨头，其中国家电网公司经营区域覆盖26个省(市、区)，覆盖国土面积的88%以上，南方电网公司覆盖南方五省(区)，供电总人口2.3亿人，共同垄断国内的输配电市场。鉴于在垂直垄断一体化下形成的发电、输电、配电集中决策、统

一垄断经营的管理体制已被打破，各市场主体，特别是发电企业分属不同的投资主体，有不同的利益需求，如何在当前乃至今后的电力市场中争取更多的分恶，获得更大的利益，已成为各方重点考虑的问题。同时，如何在市场条件下既保证安全性又兼顾经济性，也成为国家电力监管部门和市场各方关注的焦点。

加快建设发电侧电力市场的必要性发电侧电力市场建设是电力体制改革过程中的一个关键环节，是难点，也是重点。从概念上讲，电力市场是指发电、输电、配电、售电和用户等各环节在政府的监管下相互作用并共同决定电价、电量和服务的机制。电力市场包括发电侧电力市场和配电侧电力市场。发电侧电力市场是指发电和输电环节在政府监管下相互作用并共同决定上网电价、电量和服务的机制。配电侧电力市场是指配电和用户在政府监管下相互作用并共同决定销售电价、电量和服务的机制2。

建立电力市场的主要目的是引入竞争、提高效率、降低电价、改善服务、持续发展。直接受益者是参与市场的各成员，间接受益者是全社会。通过电力市场可将当前的行政型(强制性)的统一调度转换为共利型(自愿性)的统一调度。通过近五年的电力体制改革，发电领域基本放开，电源建设得到大力发展，多年来需求旺盛、供给不足的缺电局面逐步得到好转，为建立科学完善的电力市场创造了良好的条件。2007年四月，国务院转发了电力体制改革工作小组《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》，明确提出要“加快电力市场建设，优化调度方式，着力构建符合国情、开放有序的电力市场体系。认真总结区域电力市场建设试点经验，因地制宜，加快区域电力市场平台建设。完善市场运营规则和监管办法，处理好电源、调度、售电之间的关系，逐步实现发电企业竞价上网，推进大用户与发电企业直接交易，逐步建立公平竞争的市场机制。加强区域网架建设和跨区联网，进一步推动跨省、跨区电能交易，规范交易秩序。抓紧研究调度与交易机构关系问题，按照有利于公平竞争的要求完善交易与调度机构组织体制。优先调度可再生能源、核电等清洁能源发电，鼓励高效、环保机组多发电，充分发挥市场机制作用，尽快建立并实施节能、环保、经济的发电调度方式”’，为今后加快电力市场模式研究和探索指明了方向。

鉴于我国电力工业发展的实际情况:一是输电具有规模经济性，国内输电网全部由国家电网公司和南方电网公司两大垄断性输电公司控制，经营范围互不交叉，不存在竞争的可能。二是销售电价受国家管制，价格由国家发展改革委员会综合各方情况确定，非市场方式产生。在今后很长一段时间，国内配电侧电力市场仅处于研究和探索阶段，不具备具体实施的条件。而发电侧电力市场无论是从理论，还是从实践，都具备了研究和实施的条件，因此是本文研究的重点。2国内发电侧电力市场建设试点情况。

2003年6月，电监会首先选择东北、华东进行区域电力市场建设试点。随后，又相继启动了南方电力市场的建设工作。东北电力市场采取的是“两部制电价、全电量竞争”的市场模式，华东电力市场选择了“全电量竞争、差价合约”的竞争模式，南方电力市场针对区域内部“西电东送”的特点，选择了“单一电价、部分电量竞争”的市场模式，4年来电力市场建设取得了可喜的阶段性成果，积累了宝贵的经验，在不同的区域、从不同角度探索了电力市场建设的思路。但是，电力市场建设也遇到了很多困难，出现许多问题。其关键是在厂网分开后，国务院关于电力体制改革的方案所规定的一些改革措施并没有落实到位，政府管电方式没有发生根本变化，传统的计划手段依然在电力资源配置中发挥主导作用，与

市场相适应的电价机制尚未形成，区域电网公司的改革未能按要求推进。特别是开展竞价上网所必须的销售电价和上网电价联动政策难以出台，市场运作难以持续。现将三个电力市场建设运行情况及出现的问题作一介绍。

东北区域市场1建设历程

2003年2月，电监会决定东北作为试点，2003年6月，电监会印发《关于建立东北区域电力市场的意见》，东北电力市场作为第一个区域电力市场的试点工作开始启动。2004年1月15日，开始单一制电价部分电量竞争模拟运行，2004年4月27日，发改委下文停止了该模式的竞争模拟运行。2004年6月19日，进行全电量加两部制电价的年度、月度竞价模拟运行;2004年12月13日，正式启动试运行，并于12月22日完成了2005年度的两轮年度竞价交易1。

2005年1月，东北电力市场试运行月度竞价暂缓进行，5月，重新启动月度竞价试运行。2006年上半年由于平衡帐户严重亏空，上网与销售价格无法联动以及输电阻塞管理规则等方面的问题，东北电力市场暂停了试运行，进入总结阶段，至今没有恢复。

2005年1-4月份年度电量、电价按实际竞价结果，月度电量电价按国家发改委批复各厂的基数内上网电价扣除竞价容量电价折电量电价、容量电费扣除送华北电量、发供需求空间电量影响后计算，1-4月份市场平衡资金为一594万元。

2005年5-11月份按照实际竞价电价及电网实际执行电量，对于无法滚动平宅的超发电量按照东北区域电力市场当月有约束最低中标电价进行结算的原则，多虑自5月1日起年电量电价执行煤电联动因素，在容量电费扣除送华北、发供节求电量影响的基础上计算，5-11月份各月市场平衡资金分别为-8810万元、-42万元、一2134万元、78万元、-3286万元、一5443万元、-3723万元。2005年1月份按照实际竞价交易结果，考虑各厂月度检修计划安排等因素，测算市场平毛资金为一6471万元。

根据以上计算结果，1-11月份市场平衡资金累计亏空28138万元，全年预计月空34609万元。

2市场特点

.统一平台，统一市场 东北区域电力市场采用统一规划、统一规则、统一管理、统一运作的统一市」模式，在东北区域电力市场建立一个统一的交易平台，成立东北电力调度交易「心统一负责市场运营，在辽宁、吉林、黑龙江三省设电力结算中心。

.单一购买 东北区域电力市场中省电力公司不参与市场竞价，区域公司为电力市场的单-

购买者。市场成员包括东北电网公司以及东北电网接网的拥有10万千瓦及以上二电机组的发电公司，包括区域内发电企业29个，竞价机组88台，容量总计21万千瓦，占2004年全网总装机的51. 67%。

.两部制电价、全电量竞争

东北区域电力市场实行全电量竞争、两部制电价，除特殊机组外，全区内参;竞价的机组执行统一容量电价0. 051元/千瓦时，电量电价通过集中竞价形成，量电价实行按报价结算。在初期的单一制电价、部分电量竞争模式下，市场交:以年度合同交易为主，合同交易电量占全年预测电量空间的80%左右，剩余电量二月度竞价中安排;在两部制电价、全电量竞争模式下，全年预测电量空间的8(由年度竞价确定，剩余电量在月度竞价中安排。

华东区域市场2003年6月，电监会印发《关于开展华东电力市场试点工作的通知》(电监市场[2003] 13号)，华东电力市场试点工作启动。2003年11月，电监会印发了《华东电力市场试点方案》(电监市场〔2003]42号)，为华东电力市场建设提供了框架和蓝图。2004年5月18日华东电力市场正式进入月竞价模拟运行。2005年8月编制完成日前市场规则，10月份华东电力市场开始综合模拟运行。2006年4月3日，进入试运行阶段702.

南方区域市场1建设历程

2004年3月，国家电监会正式启动南方电力市场建设工作。当年4月，电监会在广州召开南方电力市场建设工作领导小组第一次会议，明确了南方电力市场建设的指导思想、建设目标、建设原则。同年12月，国家电监会出台了《南方电力市场建设方案》，2005年5月，形成了《南方电力市场运营规则》等配套文件。2005年11月，南方电力市场模拟运行2。

2市场特点

南方区域电力市场有如下几个特点:

.单一制电价、部分电量竞争

南方区域电力市场实行单一制电价、部分电量竞争模式，竞争总电量暂定为参与竞争电厂年度核定计划电量的15%，其中年度竞争电量占竞争电量总量的40%,月度竞争电量占竞争电量总量的60%。

多买多卖的双边交易市场模式

由14家电厂和4家电网公司进行买卖竞争。广东、广西、云南、贵州四省(区)电网公司均作为购电主体参与市场竞争(海南电网公司在联网后，也将进入竞争市场)。

.首次选择电力市场交易机构和调度机构分设体制。

.统筹考虑省(区)政府间协议电量和竞争电量，保持西电东送的良好态势。

.在竞价排序中引入输电费用、输电损耗等市场交易相关参数.以部分电量交易为起步，注重市场机制的建立，保证计划安排电量向市场交易电量的平稳过渡