華東區(qū)域電力市場研究分析報告文案

1、10/190華東區(qū)域電力市場研究國電動力經(jīng)濟(jì)研究中心國家電力公司華東公司二三年二月華東區(qū)域電力市場 TOC o 1-3 前言 PAGEREF _Toc34114829 h 1摘要 PAGEREF _Toc34114830 h 3一、華東地區(qū)電力市場現(xiàn)狀 PAGEREF _Toc34114831 h 171.1 華東地區(qū)電力發(fā)展概況 PAGEREF _Toc34114832 h 171.1.1 華東地區(qū)電力發(fā)展簡況14 PAGEREF _Toc34114833 h 171.1.2 電力管理現(xiàn)狀 PAGEREF _Toc34114834 h 191.2 華東地區(qū)電力市場發(fā)展現(xiàn)狀 PAGEREF _

2、Toc34114835 h 211.2.1 華東區(qū)域內(nèi)省間電力交易 PAGEREF _Toc34114836 h 211.2.2 XX電力市場試點 PAGEREF _Toc34114837 h 221.2.3 浙江省電力市場試點 PAGEREF _Toc34114838 h 251.2.4 江蘇省電力公司的市場采購 PAGEREF _Toc34114839 h 271.3 存在的問題和障礙 PAGEREF _Toc34114840 h 281.3.1 試點市場中存在的問題 PAGEREF _Toc34114841 h 281.3.2 建立競爭市場存在的障礙 PAGEREF _Toc341148

3、42 h 29二、華東區(qū)域電力市場框架設(shè)計 PAGEREF _Toc34114843 h 312.1 建立華東區(qū)域電力市場的必要性和基本原則 PAGEREF _Toc34114844 h 312.1.1 建立華東區(qū)域電力市場的必要性 PAGEREF _Toc34114845 h 312.1.2 建立區(qū)域電力市場的基本原則 PAGEREF _Toc34114846 h 322.2 華東區(qū)域電力市場的總體設(shè)想 PAGEREF _Toc34114847 h 332.3 華東區(qū)域電力市場近期模式設(shè)計 PAGEREF _Toc34114848 h 332.3.1 近期方案一：自愿參與的區(qū)域電力市場 PA

4、GEREF _Toc34114849 h 332.3.2 近期方案二：協(xié)調(diào)運作的兩級市場 PAGEREF _Toc34114850 h 392.3.3 近期方案三：新增電量交易的統(tǒng)一區(qū)域市場 PAGEREF _Toc34114851 h 462.3.4 近期方案四：份額電量競價的區(qū)域電力市場 PAGEREF _Toc34114852 h 502.3.5 方案比較和選擇 PAGEREF _Toc34114853 h 542.3.6 推薦方案與其實施條件 PAGEREF _Toc34114854 h 582.4. 華東區(qū)域電力市場遠(yuǎn)期模式 PAGEREF _Toc34114855 h 592.4.

5、1 遠(yuǎn)期方案一：多控制區(qū)的區(qū)域市場 PAGEREF _Toc34114856 h 592.4.2 遠(yuǎn)期方案二：單一控制區(qū)的區(qū)域市場 PAGEREF _Toc34114857 h 632.5 華東電力市場中的需求側(cè)響應(yīng)措施 PAGEREF _Toc34114858 h 652.5.1 需求側(cè)響應(yīng)的概念和作用 PAGEREF _Toc34114859 h 652.5.2 需求側(cè)響應(yīng)措施的分類 PAGEREF _Toc34114860 h 662.5.3 華東電力市場中開展需求側(cè)響應(yīng)計劃的設(shè)想 PAGEREF _Toc34114861 h 68三、華東區(qū)域輸電價格設(shè)計 PAGEREF _Toc341

6、14862 h 723.1 輸電價格制定的基本思想 PAGEREF _Toc34114863 h 723.1.1 輸電網(wǎng)的范圍 PAGEREF _Toc34114864 h 723.1.2 輸電服務(wù)定價原則和目標(biāo) PAGEREF _Toc34114865 h 723.1.3 輸電服務(wù)類型與用戶 PAGEREF _Toc34114866 h 733.1.4 輸電服務(wù)使用的輸電網(wǎng)資產(chǎn)分類 PAGEREF _Toc34114867 h 733.1.5 輸電價管制方式選擇 PAGEREF _Toc34114868 h 753.2 輸電價格設(shè)計總體設(shè)想 PAGEREF _Toc34114869 h 80

7、3.2.1 區(qū)域電網(wǎng)輸電價設(shè)計的基本步驟 PAGEREF _Toc34114870 h 803.2.2 區(qū)域電網(wǎng)輸電價設(shè)計的幾個基本原則 PAGEREF _Toc34114871 h 803.3 近期電力市場模式下的輸電價格設(shè)計 PAGEREF _Toc34114872 h 833.3.1 輸電價體系與承擔(dān)對象 PAGEREF _Toc34114873 h 833.3.2 接網(wǎng)價計算方法 PAGEREF _Toc34114874 h 853.3.3 輸電價計算方法 PAGEREF _Toc34114875 h 853.3.4 輸電價的調(diào)整 PAGEREF _Toc34114876 h 883.

8、4 遠(yuǎn)期電力市場模式下的輸電價格設(shè)計 PAGEREF _Toc34114877 h 883.4.1 設(shè)計原則 PAGEREF _Toc34114878 h 883.4.2 定價方法 PAGEREF _Toc34114879 h 89四、近期電力市場模式下電價水平變化趨勢分析 PAGEREF _Toc34114880 h 924.1 電力水平測算的基本思路 PAGEREF _Toc34114881 h 924.2 上網(wǎng)電價模擬計算與分析 PAGEREF _Toc34114882 h 924.2.1 華東電網(wǎng)概況 PAGEREF _Toc34114883 h 924.2.2 計算方法和計算結(jié)果 P

9、AGEREF _Toc34114884 h 954.2.3 結(jié)論和建議 PAGEREF _Toc34114885 h 1034.3 輸配電價測算與分析 PAGEREF _Toc34114886 h 1044.3.1 測算思路 PAGEREF _Toc34114887 h 1044.3.2 輸配電價測算依據(jù) PAGEREF _Toc34114888 h 1064.3.3 各種分?jǐn)偡椒ㄏ碌妮斉潆妰r PAGEREF _Toc34114889 h 1064.4 區(qū)域電力市場建立對銷售電價水平的影響分析 PAGEREF _Toc34114890 h 1084.4.1 2001年各省市電力公司實際電價水平

10、 PAGEREF _Toc34114891 h 1084.4.2 各省市電力公司銷售電價 PAGEREF _Toc34114892 h 109五、區(qū)域電力市場的監(jiān)管問題 PAGEREF _Toc34114893 h 1125.1 華東區(qū)域電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)的定位與職能 PAGEREF _Toc34114894 h 1125.1.1 華東電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)設(shè)置的必要性 PAGEREF _Toc34114895 h 1125.1.2 華東電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)定位和職能設(shè)置的基本原則 PAGEREF _Toc34114896 h 1125.1.3 華東電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)的定位 PAGEREF _Toc34114897 h 1

11、135.1.4 華東電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)的職能 PAGEREF _Toc34114898 h 1155.2 對區(qū)域電力市場的監(jiān)管內(nèi)容和方式 PAGEREF _Toc34114899 h 1175.2.1 對區(qū)域電力市場的監(jiān)管內(nèi)容 PAGEREF _Toc34114900 h 1175.2.2一般監(jiān)管方式 PAGEREF _Toc34114901 h 1185.2.3 市場操縱力的監(jiān)管 PAGEREF _Toc34114902 h 120六、促進(jìn)可持續(xù)發(fā)展策略 PAGEREF _Toc34114903 h 1226.1華東地區(qū)環(huán)境治理的壓力 PAGEREF _Toc34114904 h 1226.1.1

12、 華東地區(qū)環(huán)境現(xiàn)狀 PAGEREF _Toc34114905 h 1226.1.2 電力環(huán)境政策對華東火電廠的影響 PAGEREF _Toc34114906 h 1236.2 華東電力工業(yè)可持續(xù)發(fā)展策略 PAGEREF _Toc34114907 h 1246.2.1 華東地區(qū)的一次能源情況 PAGEREF _Toc34114908 h 1246.2.2 華東電源發(fā)展情況 PAGEREF _Toc34114909 h 1246.2.3 可持續(xù)發(fā)展策略 PAGEREF _Toc34114910 h 1256.2.4促進(jìn)火電廠脫硫 PAGEREF _Toc34114911 h 1276.2.5 促進(jìn)

13、天然氣發(fā)電 PAGEREF _Toc34114912 h 1316.2.6 積極發(fā)展可再生能源 PAGEREF _Toc34114913 h 133七、政策建議 PAGEREF _Toc34114914 h 1347.1 有關(guān)區(qū)域市場建設(shè)和發(fā)展方面的建議 PAGEREF _Toc34114915 h 1347.2 有關(guān)電價管理和改革方面的建議 PAGEREF _Toc34114916 h 1377.3 有關(guān)促進(jìn)可持續(xù)發(fā)展方面的建議 PAGEREF _Toc34114917 h 139前言1. 項目背景改革開放以來，我國電力工業(yè)發(fā)展迅速，電力建設(shè)取得了巨大成就。但現(xiàn)有電力工業(yè)存在著明顯的政策性、

14、結(jié)構(gòu)性、體制性缺陷，由此帶來行業(yè)生產(chǎn)效率低、電力價格不合理、資源優(yōu)化配置受阻、環(huán)保政策難以實施等一系列問題，必須對電力工業(yè)實施市場化改革。2000年我國在6個?。ㄊ校╅_展了“廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)”試點工作，在建立省級發(fā)電側(cè)競爭性市場方面取得了一定的成績，但是省級電力市場存在資源優(yōu)化的局限性，應(yīng)進(jìn)一步研究開放省級電力市場、建立區(qū)域電力市場以促進(jìn)更大范圍的資源優(yōu)化。華東電網(wǎng)建立區(qū)域電力市場具有良好的經(jīng)濟(jì)條件和市場基礎(chǔ)。華東地區(qū)是我國改革開放的前沿地區(qū)之一，也是電力市場化改革實踐最早的地區(qū)之一。區(qū)域內(nèi)浙江省和XX市作為國家試點省（市）已經(jīng)初步建立?。ㄊ校┘壈l(fā)電實行競價上網(wǎng)的試點，區(qū)域內(nèi)各省（市）之間的

15、電力交易量和交易種類不斷擴(kuò)大，為建立區(qū)域電力市場奠定了基礎(chǔ)。2001年8月，在美國能源基金會的資助下，國電動力經(jīng)濟(jì)研究中心和國家電力公司華東公司對如何構(gòu)建華東區(qū)域電力市場問題開展研究工作。2002年國務(wù)院電力體制改革方案明確了電力市場化改革的總體目標(biāo)，并提出了“十五”期間主要任務(wù)之一是實行競價上網(wǎng)，建立市場運行規(guī)則和政府監(jiān)管體系，初步建立競爭、開放的區(qū)域電力市場，實行新的電價機(jī)制，為課題研究指明了方向。2. 研究思路和內(nèi)容本課題對華東電網(wǎng)內(nèi)電力管理體制、市場發(fā)展?fàn)顩r、電價形成機(jī)制、電力供需特點、環(huán)保形勢等進(jìn)行了全面分析，指出目前試點市場與省間交易存在的問題、建立區(qū)域電力市場的必要性以與可能存在

16、的障礙。在此基礎(chǔ)上，研究華東電網(wǎng)建立區(qū)域電力市場的總體框架與分階段實施方案，提出各階段市場模式與相關(guān)交易機(jī)制可選擇的幾種方案；研究各方案的優(yōu)缺點，通過對各方案的綜合評比，選出推薦方案，并對推薦方案的實施條件進(jìn)行分析。輸電網(wǎng)是區(qū)域電力市場的載體和通道。輸電價格是區(qū)域市場價格體系中的重要組成部分，對區(qū)域市場中的電力交易與電網(wǎng)公司的運營有著重要的影響，因此課題在進(jìn)行華東區(qū)域電力市場框架設(shè)計的同時，對華東輸電價格進(jìn)行了配套的研究和設(shè)計。為進(jìn)一步分析推薦的區(qū)域電力市場設(shè)計和輸電價格設(shè)計方案的可行性，課題對實施方案后的電價趨勢進(jìn)行了情景分析。通過對上網(wǎng)電價、輸電價格以與銷售電價的模擬計算，分析不同競價情況

17、下，區(qū)域電力市場的建立對電價的影響，從而分析建立區(qū)域電力市場和輸電價格體系給各?。ㄊ校┯脩艉碗娏ζ髽I(yè)帶來的影響。電力市場不同于普通商品市場，有效監(jiān)管是電力市場公平、穩(wěn)定運行的重要保障，如何監(jiān)管區(qū)域電力市場的運作是在建立區(qū)域電力市場過程中必須研究的問題。課題根據(jù)國家電力體制改革精神，研究了華東區(qū)域電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)作為國家電力監(jiān)管委員會的分支機(jī)構(gòu)，在華東區(qū)域電力市場的建立、發(fā)展和完善過程中應(yīng)該承擔(dān)的職能以與對區(qū)域電力市場監(jiān)管應(yīng)該采取的監(jiān)管方式和主要措施。促進(jìn)可持續(xù)發(fā)展是建立區(qū)域電力市場應(yīng)該遵循的基本原則之一。電力市場往往以電力生產(chǎn)成本為基礎(chǔ)進(jìn)行競爭，在沒有考慮環(huán)境成本、能源再利用價值等因素的情況下，競

18、爭結(jié)果往往偏離可持續(xù)發(fā)展目標(biāo)，需要在建立競爭市場的同時，研究如何促進(jìn)可持續(xù)發(fā)展，包括如何提高能源效率，發(fā)展可再生能源、保護(hù)環(huán)境等。本課題對建立華東區(qū)域電力市場下可持續(xù)發(fā)展的激勵機(jī)制進(jìn)行了配套研究。根據(jù)以上研究思路，本課題研究共分為7個部分：第一部分為華東電力市場現(xiàn)狀研究，第二部分為華東區(qū)域電力市場框架設(shè)計，第三部分為華東區(qū)域電力市場輸電價格設(shè)計，第四部分為近期模式的電價水平趨勢分析，第五部分為區(qū)域電力市場監(jiān)管，第六部分為促進(jìn)可持續(xù)發(fā)展策略，第七部分為有關(guān)政策建議。在項目研究過程中，得到了國家計委、國家經(jīng)貿(mào)委、國家電監(jiān)會等有關(guān)部門的關(guān)心和支持。華東區(qū)域?。ㄊ校┱块T和電力公司、國內(nèi)其他研究機(jī)構(gòu)

19、、美國能源基金會與其國外專家與組織也給予了課題組大力支持和協(xié)助，使項目得以順利完成，在此特別表示感謝。摘要一、華東地區(qū)電力工業(yè)發(fā)展?fàn)顩r華東三省一市（XX市、江蘇省、浙江省、安徽省、）位于我國東部沿海地區(qū)，是我國經(jīng)濟(jì)比較發(fā)達(dá)地區(qū)之一，在我國國民經(jīng)濟(jì)中占有重要地位。改革開放以來，全地區(qū)經(jīng)濟(jì)呈現(xiàn)快速、持續(xù)、健康的發(fā)展，2001年全地區(qū)GDP為24456億元（當(dāng)年價），約為全國的1/4，人均GDP為12463元。經(jīng)濟(jì)發(fā)展促進(jìn)了用電需求的快速增長，2001年全區(qū)用電量2882億千瓦時，占全國用電量的22.88%；統(tǒng)調(diào)最高負(fù)荷4231萬千瓦；人均用電量1318.7千瓦時，高于全國1150千瓦時的平均水平。

20、安徽省經(jīng)濟(jì)和電力發(fā)展明顯低于其他兩省一市，2001年人均GDP5200元，人均用電量566.2千瓦時，均明顯低于全國平均水平。華東地區(qū)資源相對貧乏，電力供應(yīng)以火電為主，主要依靠外區(qū)煤炭輸入，2001年全網(wǎng)總裝機(jī)容量達(dá)5932萬千瓦，其中火電裝機(jī)容量占總裝機(jī)容量的90.3%。目前華東地區(qū)已經(jīng)形成500kV區(qū)域電網(wǎng)主網(wǎng)架；各?。ㄊ校┮惨呀?jīng)形成比較完整的220kV網(wǎng)架，并以至少2回500kV線路接入?yún)^(qū)域主網(wǎng)架。十多年來，華東地區(qū)電力工業(yè)管理體制發(fā)生了巨大變化。通過逐步推進(jìn)發(fā)電領(lǐng)域投資主體多元化、實行電力工業(yè)政企分開、以與2002年國務(wù)院電力體制改革方案的實施，華東地區(qū)電力工業(yè)原有的垂直壟斷體制已經(jīng)逐

21、漸被打破，目前形成了發(fā)電公司獨立、開放，輸電、配電、售電一體化壟斷經(jīng)營的管理體制：發(fā)電公司負(fù)責(zé)發(fā)電業(yè)務(wù)，按照政府批準(zhǔn)的上網(wǎng)電價或協(xié)商的上網(wǎng)電價向電網(wǎng)公司賣電；電網(wǎng)公司負(fù)責(zé)輸配電業(yè)務(wù)，按照政府制定的目錄電價向終端用戶供電。XX市和浙江省根據(jù)國家要求，2000年起開始了“廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)”試點改革，目前已經(jīng)初步形成有限競爭的發(fā)電市場。區(qū)域內(nèi)省間交易在過去幾年中發(fā)展很快，主要特點是：省間交易主體為華東公司、各省（市）電力公司以與區(qū)外來電；交易種類包括統(tǒng)配電量交易、代發(fā)電量競價、?。ㄊ校╇娏扛們r以與雙邊交易等多種；交易量不斷擴(kuò)大，2001年總交易量約132億千瓦時（包括區(qū)外來電）；交易以各省（市）之

22、間電量調(diào)劑為主要形式，交易結(jié)果基本體現(xiàn)了各省（市）的電力供需形勢，安徽省是輸出省、浙江省和XX市是受入省、江蘇省供需基本平衡。分析華東電力工業(yè)管理現(xiàn)狀，可以看出目前的管理體制許多方面已經(jīng)不適應(yīng)電力工業(yè)的健康發(fā)展，尤其是缺乏公平的市場環(huán)境和促進(jìn)區(qū)域電力資源優(yōu)化的市場機(jī)制，需要建立競爭開放的區(qū)域電力市場，以促進(jìn)電力工業(yè)健康發(fā)展。建立競爭區(qū)域電力市場的主要障礙有：(1) 現(xiàn)行規(guī)劃計劃管理體制限制了區(qū)域電力市場的發(fā)展；（2）輸電網(wǎng)架存在薄弱環(huán)節(jié)影響公平競爭；（3）已建立的兩個試點省級市場交易機(jī)制不協(xié)調(diào)，影響統(tǒng)一區(qū)域電力市場的建立；（4）國家稅收等政策缺乏促進(jìn)省間交易的機(jī)制；（5）電價結(jié)構(gòu)不合理、電網(wǎng)沒

23、有合理發(fā)展的電價空間；（6）電源發(fā)展面臨巨大的環(huán)保壓力等問題等。二、華東區(qū)域電力市場框架設(shè)計從華東區(qū)域內(nèi)省間交易發(fā)展和區(qū)域內(nèi)?。ㄊ校┰圏c發(fā)電市場運行狀況來看，有必要建立區(qū)域電力市場，實行省（市）間市場開放，為華東地區(qū)電力發(fā)展提供公平競爭的市場環(huán)境，促進(jìn)電力工業(yè)提高效率，促進(jìn)區(qū)域資源優(yōu)化。（一）華東區(qū)域電力市場應(yīng)分階段建設(shè)根據(jù)國家電力體制改革的總體要求：我國電力市場化改革將從廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)開始，配套開展大用戶和配電網(wǎng)直接供電的試點工作，并在試點工作基礎(chǔ)上，逐步推進(jìn)輸配分開、售電環(huán)節(jié)引入競爭機(jī)制的改革。華東區(qū)域電力市場的建設(shè)應(yīng)分兩個階段來考慮，近期模式是建立發(fā)電競爭市場為主、逐步開放大用戶直接

24、購電試點的區(qū)域市場，遠(yuǎn)期是輸配分開，形成多買方多賣方的區(qū)域批發(fā)競爭市場。根據(jù)華東區(qū)域的實際情況，對近期華東區(qū)域電力市場提出4種可選模式：模式一：自愿參與的區(qū)域電力市場。建立自愿參與的區(qū)域電力市場，通過事先定義省（市）間交易的種類以與相關(guān)規(guī)則，為各?。ㄊ校┚W(wǎng)公司提供更加靈活的電力電量交易平臺；同時建立和完善區(qū)域內(nèi)各?。ㄊ校┲g的備用共享機(jī)制，加強(qiáng)區(qū)域電網(wǎng)的聯(lián)網(wǎng)運行。模式二：協(xié)調(diào)運作的兩級市場。建立區(qū)域和?。ㄊ校﹥杉壥袌?，省（市）電力調(diào)度交易中心既是省級市場的組織管理機(jī)構(gòu)，又代理本?。ㄊ校┦袌錾系陌l(fā)電公司和?。ㄊ校╇娋W(wǎng)公司參與區(qū)域電力調(diào)度交易中心組織的區(qū)域電力市場交易。區(qū)域和省兩級現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)運作

25、，?。ㄊ校╇娏φ{(diào)度交易中心必須按照規(guī)則向區(qū)域電力市場報價，由區(qū)域電力調(diào)度交易中心以充分利用省間聯(lián)絡(luò)線輸送限額為原則先確定省間交易，再由?。ㄊ校╇娏φ{(diào)度交易中心確定省內(nèi)交易。模式三：新增電量交易的統(tǒng)一區(qū)域市場。維持現(xiàn)有電量的交易模式，針對新增電量的交易建立統(tǒng)一的區(qū)域電力市場，要求各省（市）電網(wǎng)公司新增電量的買賣必須通過區(qū)域電力市場，新建電廠也必須參加區(qū)域電力市場的競爭。模式四：份額電量競價的區(qū)域市場。在對華東電網(wǎng)內(nèi)目前省（市）間交易方式發(fā)展的基礎(chǔ)上建立區(qū)域電力市場。要求各?。ㄊ校╅_放一定比例的市場份額，組成區(qū)域電力市場的競價空間，由各?。ㄊ校╇娋W(wǎng)公司在市場上競價賣電，同時?。ㄊ校╇娋W(wǎng)公司負(fù)責(zé)從本

26、?。ㄊ校┌l(fā)電廠購電。通過分析比較，課題組推薦近期華東區(qū)域電力市場易采用協(xié)調(diào)運作的兩級市場的模式。該模式的優(yōu)點是：有利于消除省間壁壘，促進(jìn)區(qū)域資源優(yōu)化配置；保留省級市場運作，較適應(yīng)華東電網(wǎng)調(diào)度運行和市場管理現(xiàn)狀；通過兩級市場的運作一定程度上避免了建立統(tǒng)一區(qū)域市場初期對發(fā)電成本低地區(qū)價格的不利影響。遠(yuǎn)期，隨著配電公司的獨立，華東地區(qū)將形成統(tǒng)一的區(qū)域電力市場。區(qū)域電力市場為區(qū)域內(nèi)獨立發(fā)電公司、供電公司以與區(qū)外交易主體提供了自由交易的平臺。同時建立省級平衡機(jī)制，即以省為電力電量平衡控制區(qū)，省級電力調(diào)度交易中心為實現(xiàn)系統(tǒng)實時電力平衡從區(qū)域市場購買平衡電量并負(fù)責(zé)對省內(nèi)的不平衡電量進(jìn)行平衡結(jié)算。（二）近期推

27、薦的協(xié)調(diào)運作兩級市場的主要規(guī)則1. 建立區(qū)域、?。ㄊ校﹥杉壥袌觯瑓^(qū)域電力調(diào)度交易中心負(fù)責(zé)區(qū)域市場運作，?。ㄊ校╇娏φ{(diào)度交易中心負(fù)責(zé)省（市）市場運作，是區(qū)域電力調(diào)度交易中心的分中心。2. 市場交易以合同交易為主、提前一天的現(xiàn)貨市場交易為輔。合同交易實現(xiàn)省間開放，現(xiàn)貨交易兩級市場協(xié)調(diào)運作，規(guī)則基本一致。3. 現(xiàn)貨市場中：?。ㄊ校┘壃F(xiàn)貨市場的交易主體是省（市）電網(wǎng)公司和發(fā)電廠；區(qū)域現(xiàn)貨市場的交易主體是省（市）電力調(diào)度交易中心（代理?。ㄊ校╇娋W(wǎng)公司和發(fā)電公司參與交易），區(qū)外交易主體和準(zhǔn)入的大用戶。省（市）交易中心根據(jù)發(fā)電廠的報價、省內(nèi)負(fù)荷需求、省間聯(lián)絡(luò)線可用容量，形成與省間送受電容量相對應(yīng)的系統(tǒng)邊際價

28、格曲線，向區(qū)域電力調(diào)度交易中心申報。區(qū)域電力調(diào)度交易中心根據(jù)省間聯(lián)絡(luò)線的安全可用容量，按照供需匹配原則，確定省間交易計劃和省間交易價格，省電力調(diào)度交易中心在此基礎(chǔ)上再確定省內(nèi)交易量和省內(nèi)交易價格。兩級市場均可采用邊際價格結(jié)算。4. 采用招標(biāo)方式選擇新建電廠，由省電力調(diào)度交易中心組織，中標(biāo)的電廠與?。ㄊ校╇娋W(wǎng)公司簽訂長期購電合同，該合同能夠保證電廠正常收入的一定比例，由市場規(guī)則規(guī)定，電廠的剩余電量可以參與現(xiàn)貨市場競爭。5在試點基礎(chǔ)上，逐步開放大用戶和配電公司選擇權(quán)；大用戶和配電公司直接與發(fā)電廠簽定購售電合同的同時，需要與電網(wǎng)公司簽訂輸電服務(wù)、輔助服務(wù)和平衡服務(wù)合同。（三）華東區(qū)域電力市場應(yīng)考慮建

29、立需求側(cè)響應(yīng)機(jī)制借鑒國外經(jīng)驗，在市場中建立需求側(cè)響應(yīng)機(jī)制有利于電力系統(tǒng)可靠性的提高和競爭市場的有效運行。根據(jù)華東區(qū)域電力市場的建設(shè)步驟，初期市場以發(fā)電競爭為主，需求側(cè)直接參與市場的能力很小，在此階段發(fā)展需求側(cè)響應(yīng)的重點應(yīng)該是省電網(wǎng)公司作為實施主體，在用戶中推廣峰谷電價、開展可中斷電價和直接負(fù)荷控制試點等工作。隨著華東區(qū)域電力市場逐漸向多買方和多賣方市場發(fā)展，可以開展系統(tǒng)緊急狀態(tài)需求側(cè)響應(yīng)計劃，逐步允許大用戶和配電公司直接參與市場報價，同時在配電公司內(nèi)部開展實時電價計劃。三、華東區(qū)域電力市場輸電價格華東區(qū)域電力市場的運作是以華東電網(wǎng)的輸電網(wǎng)架為物理基礎(chǔ)實現(xiàn)的。區(qū)域電力市場形成后，其有效的運作將會

30、改變各省市對輸電網(wǎng)的使用方式，因此，有必要根據(jù)華東區(qū)域電力市場的框架設(shè)計，研究相應(yīng)的區(qū)域電力市場輸電價。同時，根據(jù)電力體制改革安排，在“廠網(wǎng)分開”后，也要求為電網(wǎng)企業(yè)的輸電服務(wù)制定相應(yīng)的輸電價。（一）輸電服務(wù)華東輸電網(wǎng)分為500kV和220kV兩個電壓等級，其中500kV輸電網(wǎng)是華東輸電網(wǎng)的主網(wǎng)架，主要負(fù)責(zé)省間電力輸送和聯(lián)網(wǎng)功能；220kV輸電網(wǎng)主要承擔(dān)向省市電網(wǎng)內(nèi)的配電網(wǎng)送電功能。電網(wǎng)公司為接入輸電網(wǎng)的發(fā)電廠和用戶提供三類服務(wù)：一是利用專用設(shè)施為接入輸電網(wǎng)的電網(wǎng)和接出輸電網(wǎng)的大用戶提供接入、接出系統(tǒng)服務(wù)。服務(wù)對象分別是接入輸電網(wǎng)的電廠和接出輸電網(wǎng)的大用戶。二是利用共用輸電網(wǎng)為發(fā)電廠和220k

31、V網(wǎng)提供電力輸送服務(wù)。500kV共用輸電網(wǎng)的服務(wù)對象是各省市220kV輸電網(wǎng)和接入500kV輸電網(wǎng)的發(fā)電廠。220kV共用輸電網(wǎng)的服務(wù)對象接入/接出220kV輸電網(wǎng)的發(fā)電廠/大用戶，以與配電網(wǎng)和大用戶。三是為保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，提供輔助服務(wù)。（二）近期市場模式的輸電價管制方式。采用成本加成管制方式確定收入需求，由折舊、運行維護(hù)費、資產(chǎn)回報和稅金構(gòu)成。其中資產(chǎn)回報等于有效資產(chǎn)額乘以國家核定的加權(quán)平均資金成本（WACC）。有效資產(chǎn)額根據(jù)電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)提供的輸配電網(wǎng)設(shè)施固定資產(chǎn)計算，通常包括固定資產(chǎn)凈值、流動資產(chǎn)和無形資產(chǎn)（包括土地使用權(quán)價值、專利和非專利技術(shù)價值）三部分；WACC由債務(wù)資金成本和權(quán)

32、益資金成本確定。價格體系與價區(qū)。包括接網(wǎng)價和輸電價。接網(wǎng)價是電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)為接入和接出輸電網(wǎng)的電廠、配電網(wǎng)和大用戶提供專用設(shè)施所制定的價格，向接入和接出輸電網(wǎng)的電廠和大用戶收??；輸電價是電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)為回收提供共用輸電網(wǎng)和輔助服務(wù)費用所制定的價格。華東500kV共用電網(wǎng)制定統(tǒng)一的輸電價（一個價區(qū)），向省市220kV電網(wǎng)收?。桓魇∈?20kV共用輸電網(wǎng)分別制定輸電價（各省市分別為一個價區(qū)），向各自區(qū)域內(nèi)的配電網(wǎng)和大用戶收取。計價形式。接網(wǎng)價實行單一制容量電價，單位是元/kW.月；輸電價可采用單一制容量電價或兩部制輸電容量電價和輸電電量電價。推薦采用后者。定價方法。接網(wǎng)價直接根據(jù)每個用戶的接網(wǎng)資產(chǎn)使用

33、情況分別確定；輸電價以郵票法為基礎(chǔ)，分別計算500kV共用電網(wǎng)的統(tǒng)一輸電價和各省市220kV共用輸電網(wǎng)的輸電價。（三）遠(yuǎn)期市場模式的輸電價管制方式。采用價格上限或收入上限管制方式，仍以有效資產(chǎn)和加權(quán)平均資金成本為基礎(chǔ)確定資產(chǎn)回報。價格體系與價區(qū)。價格體系仍為接網(wǎng)價和輸電價。接網(wǎng)價向接入和接出輸電網(wǎng)的電廠和大用戶收??；輸電價按節(jié)點制定，500kV輸電價向接入500kV輸電網(wǎng)的電廠和各省市220kV電網(wǎng)收取，220kV輸電價向接入220kV輸電網(wǎng)的電廠和各省市內(nèi)的配電網(wǎng)收取。計價形式。接網(wǎng)價實行單一制容量電價；輸電價采用兩部制輸電容量電價和輸電電量電價。定價方法。接網(wǎng)價直接根據(jù)每個用戶的接網(wǎng)資產(chǎn)使

34、用情況分別確定；輸電價容量電價以反映成本的網(wǎng)絡(luò)定價法（CRNP）為基礎(chǔ)，分別計算500kV共用電網(wǎng)和各省市220kV共用輸電網(wǎng)各節(jié)點的輸電價；輸電電量電價按郵票法制定。四、近期電力市場模式下的電價水平變化趨勢分析電價水平模擬分析的主要目的是，根據(jù)華東區(qū)域電力市場的近期推薦方案，分析建立華東區(qū)域電力市場和輸電價形成機(jī)制對華東電網(wǎng)與三省一市的上網(wǎng)電價、輸配電價與銷售電價的影響，為區(qū)域電力市場模式和輸電價設(shè)計方案的選擇提供參考依據(jù)。（一）上網(wǎng)電價1. 現(xiàn)狀分析從2001年華東省市間電力交換的綜合統(tǒng)計結(jié)果來看，XX市和浙江省分別從安徽、華東公司直屬電廠與網(wǎng)外購入大量電量；江蘇省供需基本平衡；安徽省有大

35、量的電量送出。從2001年統(tǒng)調(diào)機(jī)組利用小時來看，浙江最高，XX次之，江蘇第三，安徽省最低。電廠發(fā)電設(shè)備利用小時的高低，反映了各省的電力供需平衡狀況，安徽省有增加向其它省市售電的潛力。從對2001年各省市主要統(tǒng)調(diào)燃煤機(jī)組上網(wǎng)電價的比較可以看出，加權(quán)平均上網(wǎng)電價從低到高的排列順序是：安徽、江蘇、XX與浙江。總體來講，安徽境內(nèi)的電廠最具價格競爭力。2. 模擬計算模擬計算是以華東三省一市為分析對象，假定2001年實施了華東區(qū)域電力市場近期推薦市場模式，模擬計算將得到可能的省市間電力交換力度，并同2001年的實際相比較；同時分析加大省市間交換力度后，相應(yīng)競價機(jī)組平均上網(wǎng)電價的變化趨勢。選定三省一市主要的

36、統(tǒng)調(diào)燃煤電廠參與競價，確定的參與競價電廠的裝機(jī)容量占華東三省一市統(tǒng)調(diào)火電總裝機(jī)容量的約85。競價幅度分別假定為5、10或15。3. 主要結(jié)論在三種競價幅度下，安徽省可以增加約35億87億千瓦時的電量送出，分別由其它兩省一市購買，主要購入者為浙江省和XX市。在以報價進(jìn)行結(jié)算的情況下，加大省市間電量交換，各省市競價電廠加權(quán)平均上網(wǎng)電價均將有所降低；若以清算價格結(jié)算，江蘇省競價電廠的加權(quán)平均電價將有所提高，其它兩省一市競價電廠加權(quán)平均上網(wǎng)電價均將有所降低。華東三省一市間輸電容量是進(jìn)一步加大電量交換的制約因素之一。2001年，安徽分別以一回500kV線路同江蘇和浙江相聯(lián)，其輸送容量不足以再增加87億千

37、瓦時的電量送出。目前的增征稅體制是擴(kuò)大省市間電量交換的阻礙因素之一，在國家新的增征稅政策推出之前，適當(dāng)降低省市間電力交易的增征稅稅率，實現(xiàn)部分增征稅由售電省向購電省轉(zhuǎn)移，將有利于緩解這一阻礙因素。（二）輸電價輸電價的測算目的是分析各種成本分?jǐn)偡椒▽θ∫皇休旊妰r水平的影響。輸電價測算基礎(chǔ)主要是：2001年三省一市電力公司的實際輸電價（由銷售電價和上網(wǎng)電價反推），以與2001年華東電網(wǎng)各省市電力公司售電量、最高負(fù)荷和各500/220kV變電站下送電量等參數(shù)。報告采用500/220kV變電站下網(wǎng)負(fù)荷比例、500/220kV變電站下網(wǎng)電量比例、下網(wǎng)負(fù)荷和下網(wǎng)電量各占50%、各省市電力公司售電量和各省

38、市最高負(fù)荷比例等5種方法分配500kV輸電網(wǎng)的輸電費用，計算結(jié)果表明：無論500kV電網(wǎng)輸電費以什么方式分配，XX市輸電價水平均高于2001年實際水平；各種分配方式下江蘇省輸電價水平均低于2001年實際水平；浙江只有按最高負(fù)荷比例分配500kV電網(wǎng)費用時低于2001年實際水平，其它情況均高于2001年實際水平；安徽按售電量和最高負(fù)荷比例分配500kV輸電網(wǎng)費用時高于2001年實際水平，其它情況均低于2001年實際水平。（三）售電價華東電網(wǎng)三省一市的銷售電價分別由該電網(wǎng)的上網(wǎng)電價、輸配電價和線損電價順加形成。計算結(jié)果表明：1. 隨著競價力度的增加，全電網(wǎng)的銷售電價水平提高。在競價力度為5%和10

39、%的情況下，區(qū)域電網(wǎng)平均上網(wǎng)電價、銷售電價均低于2001年實際平均上網(wǎng)電價和銷售電價水平。主要原因是電力市場按邊際價格作為清算價格后，隨著競價力度增加，競價電量按清算價格結(jié)算導(dǎo)致購電費用高于政府定價情況下的購電費水平，導(dǎo)致平均上網(wǎng)電價提高。2. 對XX市而言，實行區(qū)域電力市場競價后無論競價力度如何，平均上網(wǎng)電價均低于2001年實際上網(wǎng)電價。但只有在500kV電網(wǎng)費用按銷售電量比例分配、競價力度為5%和15%的情況下，銷售電價低于2001年實際銷售電價。主要原因是無論500kV電網(wǎng)費用如何分配，輸配電價均高于2001年實際輸配電價。3. 對于江蘇而言，實行區(qū)域電力市場后，當(dāng)競價力度為5%時，平均

40、上網(wǎng)電價與2001年實際上網(wǎng)電價持平，增加競價力度平均上網(wǎng)電價增加；無論500kV電網(wǎng)費用如何分配，輸配電價均低于2001年實際輸配電價；當(dāng)500kV電網(wǎng)費用按公司售電量或電網(wǎng)最高負(fù)荷比例分配、競價力度為15%的情況下，銷售電價高于2001年實際銷售電價，其它情況銷售電價均低于2001年實際銷售電價。4. 對浙江而言，實行區(qū)域電力市場競價后無論競價力度如何，平均上網(wǎng)電價均低于2001年實際上網(wǎng)電價；只有按最高負(fù)荷比例分配500kV電網(wǎng)費用時低于2001年實際水平，其它情況均高于2001年實際水平；當(dāng)500kV電網(wǎng)費用按銷售電量和電網(wǎng)最高負(fù)荷分配時，各競價力度情況下的電網(wǎng)銷售電價均低于2001年

41、銷售電價，其它方式分配500kV費用時，各競價力度情況下的電網(wǎng)銷售電價均高于2001年銷售電價。5. 對安徽而言，實行區(qū)域電力市場競價后無論競價力度如何，平均上網(wǎng)電價均低于2001年實際上網(wǎng)電價；按售電量和最高負(fù)荷比例分配500kV輸電網(wǎng)費用時，輸電價高于2001年實際水平，其它情況均低于2001年實際水平；采用售電量和電網(wǎng)最高負(fù)荷比例分配500kV電網(wǎng)費用、競價力度為10%和15%的情況下，銷售電價高于2001年實際水平，其它情況下銷售電價均低于2001年實際水平。五、區(qū)域電力市場的監(jiān)管建立華東區(qū)域電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)華東電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)是國家電力監(jiān)管委員會的分支機(jī)構(gòu)，其監(jiān)管職能是國家電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)職能在

42、區(qū)域的具體實施，由國家電力監(jiān)管委員會授權(quán)，對區(qū)域電力市場、市場準(zhǔn)入和輸電業(yè)務(wù)等區(qū)域范圍內(nèi)的相關(guān)活動進(jìn)行監(jiān)管。華東電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)下應(yīng)該設(shè)立省電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)，初期考慮由華東電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)和省政府實施條塊結(jié)合、以條為主的管理方式；逐漸向垂直管理模式過渡。按照市場模式的特點，區(qū)域監(jiān)管機(jī)構(gòu)在近期市場模式下主要監(jiān)管的范圍包括區(qū)域和省現(xiàn)貨市場、區(qū)域合同交易與500kV輸電業(yè)務(wù)，省內(nèi)合同交易、220kV輸電與配售電業(yè)務(wù)由省監(jiān)管機(jī)構(gòu)監(jiān)管；遠(yuǎn)期市場模式下，區(qū)域監(jiān)管機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)監(jiān)管所有電力批發(fā)業(yè)務(wù)和輸電業(yè)務(wù)，省級監(jiān)管機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)配電業(yè)務(wù)和用戶服務(wù)的監(jiān)管。華東電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)的主要職能包括：培育公平競爭的電力市場；監(jiān)管競爭市場的運行，

43、維護(hù)公平的市場秩序；許可證管理；監(jiān)督技術(shù)與服務(wù)質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)的執(zhí)行；監(jiān)管輸電企業(yè)的財務(wù)狀況，并提出輸電電價建議；組織制定電力發(fā)展規(guī)劃；監(jiān)督電力市場法律法規(guī)的執(zhí)行情況；監(jiān)督環(huán)保與可再生能源、節(jié)能政策的執(zhí)行；執(zhí)行國家電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)授權(quán)的其他有關(guān)事宜；對省電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)的管理。對區(qū)域電力市場實施有效監(jiān)管華東區(qū)域電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)對區(qū)域電力市場監(jiān)管的主要內(nèi)容包括：根據(jù)市場規(guī)則對區(qū)域電力市場運營中的市場主體，包括發(fā)電公司、電網(wǎng)公司、電力調(diào)度交易中心的市場準(zhǔn)入和退出、市場行為和信息披露狀況進(jìn)行監(jiān)管，包括對發(fā)電公司重組監(jiān)管、對電力調(diào)交易中心的運行進(jìn)行監(jiān)管；對輸電業(yè)務(wù)進(jìn)行監(jiān)管，主要包括電網(wǎng)公司輸電業(yè)務(wù)的成本核算、價格執(zhí)行、電

44、網(wǎng)運行、開放服務(wù)狀況進(jìn)行監(jiān)管，同時從監(jiān)管財務(wù)成本角度對輸電網(wǎng)投資計劃和建設(shè)招投標(biāo)進(jìn)行審核。華東區(qū)域電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)應(yīng)該采用以規(guī)則為主、許可證為輔的監(jiān)管方法，通過建立公開的規(guī)則制訂、審批和調(diào)查評估制度，對華東電力市場實施公正的監(jiān)管。市場操縱力問題是區(qū)域電力市場的監(jiān)管難點，尤其在市場發(fā)展初期，建議從以下幾個方面控制市場操縱力：對市場結(jié)構(gòu)進(jìn)行評估以與對市場主體產(chǎn)權(quán)重組行為進(jìn)行審批；通過電力調(diào)度交易中心對市場行為進(jìn)行評估；通過市場規(guī)則限制市場操縱力的濫用；采取有效監(jiān)管減少操縱行為。六、促進(jìn)可持續(xù)發(fā)展策略(一) 華東地區(qū)電力環(huán)境治理面臨巨大的壓力華東三省一市的火電廠2000年SO2排放比1995年減少了35

45、%，該地區(qū)2000年火電廠SO2單位發(fā)電量排放量，即：排放績效為3.96g/kWh,只有全國平均水平的一半左右，接近或超過發(fā)達(dá)國家的先進(jìn)水平(2000年美國的火電廠SO2排放績效約為4g/kWh)。按照電力環(huán)保“十五”規(guī)劃，2005年的電力SO2排放總量要比2000年減少10%-20%，屆時華東地區(qū)的火電廠SO2排放績效需要降到2.8-3.03g/kWh，難度很大。為了實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展，在構(gòu)筑華東電力市場時應(yīng)充分建立有利于環(huán)境保護(hù)的激勵機(jī)制。（二）華東地區(qū)的一次能源與電源發(fā)展規(guī)劃情況華東三省一市無油、少水、缺煤，是常規(guī)能源缺乏的地區(qū)。該地區(qū)有豐富的海上風(fēng)電資源與較豐富的陸地風(fēng)能資源，具有很好的開

46、發(fā)前景。具有一定的潮汐能開發(fā)潛力。根據(jù)華東公司“十五”計劃與2015年遠(yuǎn)景規(guī)劃，華東電網(wǎng)內(nèi)燃煤火電的裝機(jī)比例將從2000年的86.7%下降到2005年的76.1%，燃?xì)獍l(fā)電和核電的比重將大大提高。（三）可持續(xù)發(fā)展策略綜合考慮環(huán)境效益、發(fā)電成本以與華東地區(qū)“十五”末的電源結(jié)構(gòu)，本報告認(rèn)為華東電力市場近期的可持續(xù)發(fā)展策略為：積極促進(jìn)現(xiàn)有火電廠脫硫；根據(jù)落地價不高于華東三省一市平均上網(wǎng)電價的原則，積極從外區(qū)購電；積極發(fā)展天然氣發(fā)電；積極發(fā)展可再生能源，實現(xiàn)電力可持續(xù)增長。（四）促進(jìn)火電廠脫硫1. 電價與排放績效掛鉤對于基于發(fā)電量進(jìn)行買賣的競爭性電力市場而言，將電廠的上網(wǎng)電價與其發(fā)電量的排放績效直接掛

47、鉤，使電價和環(huán)境貢獻(xiàn)聯(lián)系起來，將有利于激勵火電廠控制SO2排放。經(jīng)計算，采用石灰石石膏法后每千瓦時可以減排SO26.4克（按燃煤硫分1%）， SO2的單位減排費用約為0.002元/克。如果將電價與排放績效掛鉤，以2005年華東三省一市的排放目標(biāo)3.03g/kWh為基礎(chǔ)，火電廠SO2排放績效每超過基礎(chǔ)值1g/kWh，其電價應(yīng)該在合同電價的基礎(chǔ)上降低0.002元/kWh，反之，應(yīng)該增加0.002元/kWh。2. 實施排污權(quán)交易在一個競爭性的市場中，由于存在成本差異，在總量控制下，治理成本高的企業(yè)愿意購買排污權(quán)，治理成本低的企業(yè)愿意賣出排污權(quán)，從而可以產(chǎn)生排污權(quán)交易。實施排污權(quán)交易將使得社會總的治理

48、成本最小化，安裝脫硫設(shè)備的火電廠的電價上漲幅度會小于沒有排污權(quán)交易情況下的上漲幅度。排污權(quán)交易還為沒有獲得初始排污權(quán)的新電源提供了進(jìn)入市場的機(jī)會。排污權(quán)交易在我國是一個新生事物，目前還缺乏配套措施和相關(guān)政策，為了使治理費用最小化以與電力市場健康、持續(xù)地發(fā)展，在構(gòu)筑華東電力市場時，應(yīng)該積極引進(jìn)排污權(quán)交易。3. 合理分配總量指標(biāo)實行總量控制和排污權(quán)交易以后，電廠的允許排放總量將影響到電廠是否需要安裝脫硫設(shè)備或是否購買/賣出總量。分配總量有兩種方法：歷史法和績效法績效法采用GPS原理（GPS：generation performance standard），通常以克/千瓦時的形式表示。歷史法是根據(jù)2

49、000年火電廠排放的總量等比例削減，其特點是承認(rèn)已有數(shù)據(jù)，過去單位發(fā)電排放少的企業(yè)的減排壓力較大?？冃Хǖ奶攸c是不承認(rèn)已有數(shù)據(jù)，而是根據(jù)單位產(chǎn)量的排放系數(shù)結(jié)合發(fā)電量計算可排放量。利用績效法分配總量，可以使排放控制計劃中的商業(yè)動機(jī)同市場價格信息緊密聯(lián)系，從而體現(xiàn)公平原則。4. 環(huán)境治理投資與對電價的影響分析在實施排污權(quán)交易的情況下，假如華東地區(qū)的火電廠2005年SO2排放量要在2000年排放水平上削減10%，則華東地區(qū)大約有33%的燃煤火電機(jī)組需要安裝脫硫設(shè)備；如果假如華東地區(qū)的火電廠2005年SO2排放量要在2000年排放水平上削減15%，則大約有38%的機(jī)組需要安裝脫硫設(shè)備。這意味著華東地區(qū)

50、在“十五”期間需要投資7080億人民幣才能滿足SO2總量控制目標(biāo)。如果這筆投資完全由華東的電力工業(yè)消化，無疑負(fù)擔(dān)較重；如果由全社會分擔(dān)，全區(qū)火電上網(wǎng)電價只會上漲0.007-0.0081元/kWh（不含稅），所以對全區(qū)火電電價的影響很小。(五) 促進(jìn)天然氣發(fā)電目前，華東地區(qū)的天然氣的門站價比燃?xì)怆娬究沙惺軞鈨r高出0.2-0.3元/立方米左右，影響了燃?xì)怆娬镜母偁幜?。提高燃?xì)怆娬靖偁幜Φ闹饕緩接校簻p少中間環(huán)節(jié)，對電廠采用輸氣主干網(wǎng)直供的方式，降低燃料價格；實施分時電價機(jī)制，提高天然氣電站的氣價承受能力。（六）積極發(fā)展可再生能源即使是目前發(fā)電技術(shù)相對成熟的風(fēng)電的價格也比常規(guī)能源發(fā)電高出很多，多數(shù)可

51、再生能源的資源存在間歇性，無法參與競價，因此還需要政策扶持：首先，允許電網(wǎng)銷售電價與風(fēng)電等可再生能源的上網(wǎng)電價聯(lián)動；其次，建立可再生能源的上網(wǎng)電價約束機(jī)制。國家先對風(fēng)力資源進(jìn)行勘察，了解風(fēng)場的年平均風(fēng)速，測算對不同風(fēng)資源區(qū)電價的標(biāo)底，然后進(jìn)行招標(biāo)。七、政策建議：為推進(jìn)華東區(qū)域電力市場建設(shè)，進(jìn)一步促進(jìn)華東電力工業(yè)的可持續(xù)發(fā)展，本報告對華東區(qū)域電力市場的建設(shè)、電價管理和改革、促進(jìn)可持續(xù)發(fā)展策略方面提出以下幾點建議：（一）有關(guān)區(qū)域電力市場建設(shè)的政策建議：加快華東電力市場的建設(shè)進(jìn)程，將華東地區(qū)作為區(qū)域電力市場試點，盡快研究具體實施方案。華東電力市場的建設(shè)應(yīng)該統(tǒng)一規(guī)劃、分階段實施。以建設(shè)統(tǒng)一區(qū)域電力市場

52、為目標(biāo)，近期采用協(xié)調(diào)運作的兩級市場模式，制訂統(tǒng)一的競爭規(guī)則?，F(xiàn)有的省級市場根據(jù)統(tǒng)一規(guī)則對市場運行系統(tǒng)進(jìn)行修改，同時建設(shè)區(qū)域電力市場和其他省級電力市場。推進(jìn)區(qū)域電力市場的外部環(huán)境建設(shè)。第一，清除現(xiàn)有電力規(guī)劃和投融資體制中存在的障礙，開放省間市場；第二，加強(qiáng)價格管理和市場管理的協(xié)調(diào)合作，逐步實現(xiàn)價格監(jiān)管和市場監(jiān)管的統(tǒng)一；第三，研究并制訂促進(jìn)省間貿(mào)易的稅制改革，減少地方保護(hù)，促進(jìn)全國資源優(yōu)化。建立電力供應(yīng)安全保障機(jī)制，包括建立以長期合同為主的市場模式、采用付容量費用的機(jī)制來吸引投資，要求電網(wǎng)公司（或今后的配電公司）承擔(dān)供電責(zé)任，并制定電力規(guī)劃引導(dǎo)投資等。建立需求側(cè)響應(yīng)機(jī)制，促進(jìn)市場和系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運

53、行。建議建立需求側(cè)管理公益計劃基金，扶持和促進(jìn)需求側(cè)響應(yīng)計劃的開展；研究并設(shè)計可行的需求側(cè)響應(yīng)計劃，將其納入政府推進(jìn)需求側(cè)管理的工作中去，由政府起主導(dǎo)作用，電網(wǎng)公司和配電公司負(fù)責(zé)實施。建立系統(tǒng)效益附加制度。從終端用戶電價收取系統(tǒng)效益附加費用，形成基金，用于扶持和促進(jìn)需求側(cè)管理、可再生能源發(fā)展與普遍服務(wù)實施等項目，這些項目將使整個系統(tǒng)和社會受益。基金的管理由電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)。盡快建立華東區(qū)域電力市場監(jiān)管機(jī)構(gòu)，推進(jìn)區(qū)域電力市場的建設(shè)，抓緊研究和制訂市場運行規(guī)則，培育和規(guī)范市場主體。（二）有關(guān)電價管理和改革的政策建議嚴(yán)格執(zhí)行國家計委701號文，核定電廠上網(wǎng)電價。輸電價近期實行成本加成管制方式，遠(yuǎn)期實

54、行基于業(yè)績的管制方式。近期在采用成本加成管制方式的同時，建議500kV電網(wǎng)實行兩部制輸電價，其中輸電電量電價比例應(yīng)較低，鼓勵電網(wǎng)企業(yè)合理利用輸電網(wǎng)多輸電。輸電網(wǎng)接入系統(tǒng)服務(wù)單獨定價，制定接網(wǎng)價。近期華東500kV輸電網(wǎng)制定統(tǒng)一輸電價、220kV輸電網(wǎng)按省市制定輸電價。建立銷售電價與上網(wǎng)電價的聯(lián)動機(jī)制。當(dāng)上網(wǎng)電價同方向變化超過一定幅度時，銷售電價相應(yīng)調(diào)整。近期銷售電價聯(lián)動調(diào)整范圍可僅限于居民生活和農(nóng)業(yè)用電外的其他用戶。（三）促進(jìn)可持續(xù)發(fā)展的政策建議為了促進(jìn)華東電力工業(yè)可持續(xù)發(fā)展，在構(gòu)筑華東區(qū)域電力市場時，應(yīng)充分注重環(huán)境保護(hù)和發(fā)電能源的多樣化?？偟膩砜?，火電廠需要解決效率和公平競爭的問題，可再生能

55、源發(fā)電需要解決的問題是保證市場，燃?xì)怆娬镜膯栴}和難點是提高競爭力、降低氣價。具體政策建議如下：上網(wǎng)電價應(yīng)該與電廠的排放績效掛鉤，同時制定電廠環(huán)境折價標(biāo)準(zhǔn)。用績效法分配總量。利用績效法分配總量，可以使排放控制計劃中的商業(yè)動機(jī)同市場價格信號緊密聯(lián)系，從而體現(xiàn)公平原則。在整個華東電力市場實行排污權(quán)交易。排污權(quán)交易將使得社會總的治理成本最小化，同時為未來的電廠提供進(jìn)入市場的機(jī)會?？稍偕茉窗l(fā)電不參加競爭，電網(wǎng)應(yīng)全部收購可再生能源發(fā)電的電量。為了避免可再生能源發(fā)電電價過高，可以采用招標(biāo)的方式控制成本。為了提高電網(wǎng)的積極性，因收購清潔能源而增加的購電成本應(yīng)該由電力最終用戶分?jǐn)?，而不是由電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)單獨承擔(dān)

56、。適當(dāng)降低天然氣的價格以與實行分時上網(wǎng)電價，提高燃?xì)獍l(fā)電廠競爭力，促進(jìn)燃?xì)怆姀S的生存和發(fā)展。一、華東地區(qū)電力市場現(xiàn)狀1.1 華東地區(qū)電力發(fā)展概況1.1.1 華東地區(qū)電力發(fā)展簡況華東三省一市（XX市、江蘇省、浙江省、安徽?。┪挥谖覈鴸|部沿海地區(qū)，是我國較富裕地區(qū)之一，在國民經(jīng)濟(jì)中占有重要地位。全地區(qū)土地面積35萬平方公里，占全國的3.6%；2001年底人口達(dá)1.96億人，占全國的15.4%，是我國人口稠密地區(qū)之一。改革開放以來，全地區(qū)經(jīng)濟(jì)呈現(xiàn)快速、持續(xù)、健康的發(fā)展，“九五”期間國內(nèi)生產(chǎn)總值年均增長率約11.04%，比全國平均值高出3個百分點。2001年全地區(qū)GDP為24456億元（當(dāng)年價），約為

57、全國的1/4，人均GDP為12463元。改革開放以來華東三省一市的用電需求一直保持高速增長，2000年和2001年用電增長率分別為14.6%和10.4%。2001年全社會用電量2879億千瓦時，占全國用電量的19.6%。人均用電量1467千瓦時，高于全國平均水平1150千瓦時。表1.1 華東三省一市2001 年GDP與用電量華東地區(qū)總計XX江蘇浙江安徽GDP(萬元）244564951951567003290人均GDP（萬元）1.253.731.291.450.52用電量（億千瓦時）28795931078848360人均用電量（千瓦時）1467.14468.31465.71838.1568.9隨

58、著經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，用電負(fù)荷結(jié)構(gòu)在發(fā)生變化，其中第一產(chǎn)業(yè)和第二產(chǎn)業(yè)的用電比重呈逐年下降趨勢，第三產(chǎn)業(yè)用電以與居民用電的比重逐漸上升。2001年，第一產(chǎn)業(yè)用電占3.6%，第二產(chǎn)業(yè)用電占74.5%，第三產(chǎn)業(yè)用電占9.5%，居民生活用電占12.3%。用電結(jié)構(gòu)的變化引起電力負(fù)荷曲線特性的變化，最高負(fù)荷增長的速度快于用電量的增長速度，同時峰谷差增大。2001年全網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最高用負(fù)荷4231萬千瓦，年最大峰谷差1460萬千瓦。自我國推行集資辦電、還本付息電價等一系列鼓勵電源建設(shè)政策以來，華東三省一市電源建設(shè)得到了快速發(fā)展，至2001年，全網(wǎng)總裝機(jī)容量達(dá)5932.2萬千瓦，為1985年3.83倍，年平均增長率約8.7

59、5%。由于華東三省一市一次能源資源相對貧乏，水電資源不多且已開發(fā)56%。煤炭探明的保有儲量也僅占全國儲量的3%，主要分布在安徽兩淮和江蘇徐州地區(qū)，開發(fā)上存在一定的難度。這種資源狀況決定了華東三省一市的電源結(jié)構(gòu)以火電為主，并依靠外區(qū)煤的大量輸入。至2001年底，全網(wǎng)火電裝機(jī)容量共5359.7萬千瓦，占總裝機(jī)容量的90.3%；水電637.5萬千瓦，占10.7%；核電30萬千瓦，風(fēng)電5.02萬千瓦。表1.2 2001年華東三省一市發(fā)電狀況華東地區(qū)總計XX市江蘇省浙江省安徽省總發(fā)電裝機(jī)容量（萬千瓦時）5932.21123.31970.21881.9956.9水電637.5-3.37537.2560.8

60、8火電5359.71123.31966.81273.6896核電30.00-30.00-風(fēng)電5.025.02總發(fā)電量(億千瓦時）2823.7577.01041.2788.2417.4水電115.6-0.57105.77.29火電2682.7577.01040.6656.9408.2核電24.72-24.72-風(fēng)電0.80.8表 1.3 華東三省一市2001年電力技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)XX江蘇浙江安徽發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)5222538046774484水電17271377火電5222538057624674發(fā)電廠用電率（%）水電0.50.3火電5.546.396.066.6供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗（克/千瓦時）35