电力交易总结

电力交易总结（精选7篇）

电力交易总结 篇1

电力交易

一、电力交易规则

电力市场交易方式：

（一）双边协商

双边协商方式是由买卖双方通过双边协商谈判而直接达成年、月或星期的远期合约。

（二）竞价拍卖

竞价拍卖方式要求电力市场参与者在规定时间提出未来一段时间内买卖的电量及其价格，由电力市场运营者按照总购电成本最小及系统无阻塞为原则来确定远期合约的买卖方式及远期合约交易的电量及价格。

交易周期：以和月度为周期开展电能量交易 价格机制：

（一）适用两部制电价的电力大用户，其购电价格由容量电价和电量电价组成。大用户购电的容量电价保持不变，电量电价为该大用户适用目录电价中的电量电价与交易价差之和。

（二）适用单一制电价的电力大用户，其购电价格为该大用户适用目录电价的电量电价与交易价差之和。

（三）原执行峰谷电价政策的电力大用户，交易价差不随峰谷电价浮动。通过售电公司购电的用户参照执行。

二、电费结算程序

（一）与售电公司签订三方合同、购售电合同的用户，其实际用电量之和为售电公司的实际用电量。售电公司参照电力大用户结算其参与批发市场的价差电费。

（二）按售电公司与用户签订的购售电合同约定的售电价格套餐以及用户实际用电量，计算售电公司参与零售市场的价差电费，其中负值为支出项。

（三）上述第一款和第二款结算费用之和为售电公司的净收益。

三、市场交易基本要求

市场用户分为电力大用户和一般用户，市场注册时分类管理。

电力大用户指进入广东省直接交易目录的用电企业；一般用户指除电力大用户以外、允许进入市场的其他用电企业。

所有准入的市场用户均须全电量参与市场交易，其全部用电量按市场规则进行结算，不再执行目录电价。

市场用户在同一自然年内只能选择在一个电力交易机构完成所有市场交易。对于选择在广东电力交易中心交易的用户，可由售电公司代理参加广东批发市场交易。

电力交易总结 篇2

电网运营情况分析主要是对电网的电力、潮流、检修等进行简单的处理。由于交易的重点是电量交易,目前的交易运营系统都没有独立计算模块,即根据电网安全限额、煤质或来水情况来计算这些量,数据主要来自调度部门。调度部门通过统一的数据平台将数据发送至交易中心。交易中心可从这些信息了解电网的基础运行情况,为交易工作的开展提供依据。分析的内容主要有7个方面。

1)受阻电力统计。统计因电网安全约束、火电厂缺煤或煤质差,水电厂水头低,经营不善,环保停机等原因造成的受阻电量情况。

2)发输电检修计划分析。分析统计电网当前和历史检修计划,提供年度、季度、月度检修计划,并提供检修情况汇总,分析每月的平均检修容量、最大最小检修容量。检修计划均来自调度中心。

3)联络线潮流分析。分析统计省间和省内联络线潮流流向,联络线占用率,结合典型运行方式,统计联络线潮流,并通过图表等手段表示。

4)系统备用分析。分析统计系统当前备用容量,即总装机容量中减去受阻容量、检修容量(包括非计划停运)、负荷需求、外送后,可以得出系统大致的旋转备用容量。

5)网损统计分析。分电压、分区域、分线路对网损进行统计分析。

6)发输电设备的利用率。可以统计发输电设备的利用效率,以图表形式表现。为以后制作发电计划提供辅助依据。分析以上数据的过程,也是电网平衡分析的过程。得出以上数据后,可以进行月度、季度、年度的平衡分析。电网分析的主要作用就是平衡分析,得出电网运行的概况,为电力交易的主要职责如发电计划编制、发电出力分配、外送电做基础。

7)平衡分析。电力交易运营系统中,市场分析中已包含年度、季度、月度的平衡分析功能。其中,以月度为基础,年度与季度的平衡分析都在月度平衡分析的基础上建立。目前,月度平衡分析的公式为:电力余缺=本月装机+本月新机-退役机组+外购容量-检修容量-受阻容量-外送容量-旋转备用容量,旋转备用容量是电网中最大单机容量。

外购容量是从其他电网购入的电力,一般指高峰电力;检修容量是计划检修机组停机容量。电量的平衡是根据电力,计算出电量,公式与上述公式相同。平衡中的电力都指高峰电力。根据市场的不同,上述公式可能有所不同。平衡的难点在于负荷预测的准确性,其中的临时检修容量、最大负荷需求都不是很确定。又由于年度、季度平衡都以此为基础,因此不介绍年度与季度的平衡。

2 市场运营情况分析

市场分析是运营系统分析的重点,是对交易的事前、事后进行分析。事前分析通对可预见结果的分析,为作出的决策提供依据。事后分析是对电力交易的执行结果进行分析,为下一步的工作开展提供依据。

2.1 不同策略制订发电方案的事前分析

稳健原则是现代电力市场的第一原则,市场的稳定运行对于电力这一特殊资源是非常重要的[1]。通过对各种交易方案的事前分析,对产生的结果进行预见性的研究,是运营系统应具备的基础功能。目前的发电计划编制还是传统的计划模式,即根据用电需求及电网情况,结合节能减排编制每个厂的发电计划。发电计划的制订有多种方法,其目标也各有侧重。有侧重电网公司经济效益的发电计划分配方法,也有侧重节能减排的编制方法。通过将不同策略制定的结果进行展示对比,为计划的编制找到经济与节能的最佳结合点[2]。

未来的电量竞价上网也应通过系统进行分析,即对竞价上网电量引起的购电成本变化,节能减排结果的影响进行分析。可行的做法是在电量计划中留出部分电量空间进行竞价,按照相应交易规则成交后,通过系统对由于竞价产生的购电成本变化、节能减排效果进行分析。

2.2 购售电量及成本分析

分析购售电量,并以图表方式进行展现。通过同比、环比等方式对购售电量进行对比,并分析原因,为计划的编制、下一月的交易组织提供依据。分析年度、季度、月度的购售电成本,按照电厂类型、购售电区域进行统计。可以展现总购售电费用、购售电均价和每个市场成员的购售电量、价格及购电费用。

2.3 交易统计功能

按各种类型的交易分别进行查询与统计。目前,山西电网的交易类型有发电权交易、年度购售电合同交易、联络线合同交易。统计时先选择交易的类型,再查询统计后可以完成的交易笔数、成交均价、成交量、最大成交量、最小成交量、总计划量、总完成量等多种数据。

2.4 对各种交易成果进行分析

电力市场开展了类型多样的电量交易,如发电替代交易、电厂委托外送交易等,针对每种交易类型,应进行特定分析。如发电权交易侧重于对节能减排的效果进行分析,节约标煤及二氧化硫排放是重要的分析项目,其取得的社会效益是主要的。委托外送侧重于对购售电成本、电量进行分析。

如发电权替代分析中的减少标煤与减少二氧化硫,其中,减少标煤的算法为

式中,Di为减少标煤;Wi为某笔发电权替代电量,kW·h;Ai为在发电权交易中被替代方煤耗,kW·h;Bi为在发电权交易中替代方煤耗,kg/kW·h;D为所有替代交易节省的煤耗;n为替代交易笔数。

减少二氧化硫排放计算方法为

式中,g为单笔发电权交易减少的二氧化硫排放量;W为某笔发电权替代电量,kW·h;Bg为在发电权交易中被替代方煤耗,kg/kW·h;Ng为被替代方脱硫效率;Bd为在发电权交易中替代方煤耗,kg/kW·h;Nd为替代方脱硫效率;G为所有减少的二氧化硫排放量。

煤耗的计算比较简单,就是替代电厂的煤耗差乘以替代量。二氧化硫的计算方法比较复杂,是电量替代减少二氧化硫排放的典型算法。购电成本的计算为结算电量乘以上网电价,再将所有电厂的电费累加,除以总电量,得出平均购电价。对于网间交易,需要统计每笔交易的购售电价,方法跟统计购电均价是一样的。

3 市场评估分析

1)市场集中度评估。按发电可控容量以及一定时期内的发电量列出市场份额居于前几位的发电企业名称及其份额,建立市场集中度指标表述。在竞争性的电力市场中,通过交易规则及定价机制减少大发电集团的垄断作用,减少市场投机行为,对于建立正常的市场秩序是非常重要的。实践证明,在完全竞价电力市场中,交易规则、定价机制存在的问题使垄断电力企业很有可能操纵市场价格。

2)市场风险评估。市场运行状态评估功能,帮助市场交易人员准确有效地评估电力市场的运行状态,并能在市场出现异常或紧急情况时报警提示。电力市场运行的风险主要指出清电价上涨或下降到不合理程度、申报电力容量与负荷需求相差较大时给市场运行带来的风险。可通过给出各种指标的上下限,超过限值时进行提示来达到预警的目的。

4 数据展现

市场分析交易运营系统通过对市场运行中的各种数据进行分析,最大限度地将电力市场展现到交易组织者面前,为交易决策提供依据,最大限度地发挥市场功能,提高运行效率,是市场分析的最基本功能。

参考文献

[1]言茂松.现代电力市场及其当量电价[M].北京:中国电力出版社,2008.

电力交易总结 篇3

反观创业板指数，近期也是反弹力度比较大，最高点1531点，直逼前期高点1571点，而且上周四的成交量481亿也是创出了1210点反弹以来的最高量，天量之后必然是天价，天价已经不远了。那么，调整之时，我们应该做什么防守型品种呢？

上周，广东省电力直接交易深度试点工作开始启动。经广东省人民政府同意，国家能源局南方监管局与广东省有关部门联合印发了《广东电力大用户与发电企业直接交易深化试点工作方案》。《方案》提出，建立健全公平开放、规则透明、竞争有序、监管有效的直接交易市场机制。

深化试点工作主要内容包括：一是不断扩大交易电量规模：2014年度直接交易电量规模约150亿千瓦时，达到上一年省内发电量的4%；2015年度直接交易电量规模约227亿千瓦时，达到上一年省内发电量的6%；2016年度直接交易电量规模约306亿千瓦时，达到上一年省内发电量的8%。

二是组建电力交易机构，搭建交易平台：广东电网公司在2014年9月底前组建广东电力交易中心，承担电力市场交易管理职能并接受能源监管机构的监管。广东电力交易中心负责信息化交易平台建设工作，2015年6月底前投入试运行。

三是逐步开放用户购电权。根据直接交易规模，逐年降低用户年用电量的准入门槛，适时纳入商业电力大用户，保持市场的适度竞争活力。广东省大用户直购电试点自2006年启动，2013年广东省又启动电力直接交易扩大试点，初步搭建了交易制度框架。国家能源局表示，广东省电力直接交易深度试点工作将为其他地区开展电力直接交易深度试点起到引导和探索作用，国家能源局将密切跟踪指导，并适时总结推广。

大用户直购电被称为新一轮电力改革的突破口。此次广东率先启动电力直接交易深度试点，并成立电力交易中心及信息化平台，或为新一轮电改探路。

那么，我们看看在整个电力板块，哪些个股有机会呢？

粤电力A（000539）：公司是广东省内最大的电力上市公司，也是华南地区最大的独立发电企业之一。电除了燃煤项目外，公司还拥有LNG发电、风力发电和水利发电等清洁能源项目。2014年上半年公司完成发电量354.8亿千瓦时，同比增长4.52%，完成上网电量334.22亿千瓦时，同比增长4.7%。

从技术面上来分析，该股在近一个半月时间里连续放量整理，建议积极关注，止损价：4.70元。

漳泽电力（000767）：公司是同煤集团发展以火电和煤电一体化为主的唯一发电资产运营平台，其控股股东同煤集团是国家规划的十三大大型煤炭生产基地和产能在亿吨以上的大型煤炭集团之一，是全国最大的动力煤生产基地。同煤集团承诺将大唐热电二期“上大压小”扩建项目和同煤能源山阴织女泉风力发电项目注入公司。

电力交易总结 篇4

（暂行）

第一章 总则

第一条

为规范吉林省电力直接交易行为，维护电力用户与发电企业的合法权益，保障电力市场建设稳定健康有序。根据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其配套文件、《国家发改委 国家能源局电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)、《吉林省政府办公厅关于推进电能清洁供暖的实施意见》（吉政办发〔2017〕49号）等有关法律、法规、文件的规定，制定本规则。

第二条

本规则适用于吉林省境内的电力用户与发电企业开展的直接交易。直接交易坚持平等自愿原则，通过发用电双方自主协商或集中报价撮合的方式，以期达到各自认同的合理价位。

第三条

本规则所指的电力用户，为符合国家《产业结构指导目录》要求、环保达标的工业用户，以及电能清洁供暖用户；

本规则所指发电企业，为吉林省境内符合国家基本建设审批程序、取得电力业务许可证的20万千瓦及以上火电企业和不受电网约束的风电企业；

本规则所指交易中心，为吉林省电力交易中心有限公司；

本规则指电网企业，为国网吉林省电力有限公司和吉林省地方水电有限公司。

第四条

市场准入

电力用户：每年年初，省能源局结合全省电力市场情况，会同有关部门确定当电力用户用电量准入门槛，符合条件电力用户自愿进行申报，省能源局根据市场交易规模和电力用户上报情况核定电力用户基数电量并向社会公开。

发电企业：省能源局依据发电企业自愿申报情况，发电企业上环保、能耗等达标情况，会同有关部门确定发电企业名单并向社会公开。

第二章 注册、变更及退出

第五条

注册原则与条件

（一）电力用户与发电企业取得省能源局公布的市场主体资格后，须到交易中心注册，才能开展直接交易。

（二）电力用户和发电企业应向交易中心提交注册材料

电力用户提交的材料包括：企业基础信息，交易员信息、生产规模、年用电量范围等企业生产信息，电压等级、报装容量、年用电负荷、用电负荷率等企业用电技术信息。

发电企业提交的材料包括：企业基础信息、交易员信息、发电业务许可证、机组详细技术参数。

第六条

变更原则与条件

（一）已注册的电力用户和发电企业发生新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等导致其股权、经营权、营业范围发生变化时，需报请省能源局审批，并重新向交易中心申请注册。

（二）未导致股权、经营权、营业范围发生变化的电力用户和发电企业发生扩建和更名，需要通过交易中心运营系统变更注册，交易中心将以上变更情况报省能源局备案。

第七条

退出原则与条件

（一）发生以下情况时发、用电方可申请退出市场： 1.外部形势发生变化或自身条件发生变化，已不满足准入条件；

2.不愿意继续参与市场交易的。

（二）电力用户、发电企业退出市场需向省能源局提出申请，并提供以下资料：

1.退出市场的原因；

2.合同履行情况和未完成合同的处理办法； 3.与其他市场成员的债权和债务关系。

（三）电力用户、发电企业获得批准退出后，交易中心负责为其办理市场主体注销手续，并向其它发、用电方进行公告。

第三章 电力直接交易模式

第八条 直接交易市场采用自主协商交易模式和集中报价撮合交易模式，自主协商交易模式交易周期为、季度、月度，集中报价撮合交易模式交易周期为月度。目前，固定在每月的第三周（遇法定假日顺延），周二到周五共4个工作日，每天上午9：00开市，下午17：00结束。特殊情况下，省能源局经商有关方面同意，可临时增加交易。

火电企业交易电量在发电调控目标之外由市场交易形成，风电企业交易电量（包含送华北和省内交易电量）为当月上网电量超出基数电量部分。受客观因素影响，若市场交易电量无法完成，允许发电企业进行电量转移。

第四章 电力直接交易组织

第九条

所有交易均在交易中心交易平台上统一开展。目前采用通过CFCA数字证书认证的方式在互联网上进行网络申报。发电企业、电力用户要在前一11月30日前 4 向交易中心提供本单位变化的交易员的报价授权书，交易中心负责存档。

第十条

自主协商交易流程

（一）交易电价的申报

在交易申报时间内，发电企业先申报电价（含环保电价），交易平台按其电价自动附加与其协商的电力用户所对应的输配电价、政府基金及附加后传至电力用户，电力用户（电能清洁供暖用户除外）再对其进行核实确认。

电能清洁供暖用户原则上只参与自主协商交易，按照购销差不变的方式与发电企业自主协商确定交易价格，向交易中心申报审核。

申报电价单位为元/兆瓦时，数据精确到小数点后二位，不符合申报要求的视为无效申报数据。

（二）交易电量信息申报

在交易申报时间内，发电企业先申报电量（用户侧的电量），电力用户再对其进行核实确认。申报电量原则上以100万千瓦时为单位，不符合申报要求的视为无效申报数据。

交易电量及交易电价核实确认无问题后，认为直接交易成交。

（三）交易中心发布的信息，内容包括：

双边交易总量：电力用户的直接交易电量是中标电量，发电企业的直接交易电量是中标电量/（1-线损率），线损率 暂定为7.5%；

协商电价；

电网主要通道极限；

其他应向电力用户、发电企业披露的信息。

（四）成交结果确定与发布

1.交易中心根据双方自主协商电量电价编制交易方案，提交电网企业调度机构进行安全校核，并形成成交结果。

2.当安全校核不能满足全部交易电量时按照电网约束条件对交易申报顺序进行裁减。

3.交易中心发布成交结果，安全校核未通过部分，应向市场成员方发布原因。

第十一条

集中报价撮合交易流程

（一）交易公告

交易中心每月末前12个工作日向准入的电力用户和发电企业发布交易公告，主要包括：

1.交易起止时间； 2.交易申报起止时间；

3.电力用户目录电度电价（不含基本电费）；电力用户用电增量需求

4.各电压等级的输配电价；

5.发电企业基本电量电价、发电剩余能力等； 6.电网输电阻塞等情况； 7.其它相关要求和说明。

（二）交易申报

1.所有交易均在交易中心交易平台上统一开展。2.目前采用通过CFCA数字证书认证的方式在互联网上进行网络申报。

3.每30分钟进行一轮交易，其中前20分钟为申报阶段，后10分钟为交易计算、安全校核和成交情况发布阶段。每轮交易结束均发布成交电量、价格的明细，同时发布未成交的电量、交易价格，但不发布报价单位等信息。每轮信息发布后，需有关市场成员重新申报，进行下一轮交易，直到交易开放期结束为止。

4.在交易申报时间内，电力用户按其分段申报电价，系统自动扣除对应的输配电价、政府基金及附加后（折算到发电上网口径）从高到低排序，发电企业按其分段申报电价（含环保电价）从低到高排序。申报电量原则上以100万千瓦时为单位进行多段报价，申报电价单位为元/兆瓦时，数据精确到小数点后二位。不符合申报要求的视为无效申报数据。

5.撮合配对

（1）按照电力用户和发电企业申报价格的排序，计算电力用户折算到发电上网口径的申报电价（剔除输配电价、政府基金及附加后）与发电企业申报电价之间的价差。

7（2）双方按照价差从大到小顺序匹配成交，直至价差为零。成交价格为扣除输配电价、政府基金及附加后的电力用户申报电价与发电企业申报电价的平均价格，即：成交价格=（电力用户申报电价-输配电价-政府基金及附加+发电企业含环保电价的申报电价）/2。

（3）每轮交易中，如多个发电企业报价相同时，环保机组优先成交；条件仍相同时，按各方申报电量的比例，经加权计算后分配交易量。

（4）每轮交易中，如多个电力用户报价相同时，按各电力用户申报电量的比例，经加权计算后分配交易量。

（5）发电企业的直接交易电量是中标电量（/1-线损率），线损率暂定为7.5%。按直接交易的成交结果，相应调整发电企业的月度发电计划。

6.电网企业的调度机构负责进行电网安全校核，交易中心及时发布成交电量和成交价格等信息，并在交易日结束后，发布当月的总成交情况。

第五章 电力直接交易合同

第十二条

合同签订

（一）直接交易结果最终通过电力用户、发电企业和电网企业三方共同签订直购电交易合同的方式确认，三方合同 8 应将权责、涉及电网企业的内容和交易计划、结算所需要的内容全部纳入进去；

（二）、季度自主协商交易和月度集中撮合交易完成5个工作日内，交易中心应统一组织签订三方直接交易合同。交易合同完成签订后，交易中心负责报省能源局备案。

第十三条 交易执行

（一）发电企业的直接交易电量应统一纳入到省内电力电量平衡。

（二）交易中心根据直接交易结果编制发电企业月度上网电量计划。

（三）电力用户应按交易结果组织用电，保证月度用电增量满足交易结果要求。

第六章 电力直接交易结算

第十四条

电力用户和发电企业原则上均按照自然月份计量用电量和上网电量，不具备条件时可暂时保持现有计量抄表方式不变。各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，电网企业向电力用户统一开具发票并结算收取电费，发电企业向电网企业开具发票并由电网公司统一结算支付购电费。

第十五条 发电企业如无法完成本合同规定的市场交易电量，经省能源局审查同意后，可进行发电权交易。如发 电权交易不成功，则优先结算市场交易电量，同时相应减少基本电量结算。

第十六条 直接交易电量相关电费采用月度结算，清算方式进行，要严格偏差考核。清算时，当直接交易完成电量与直接交易合同电量偏差不超过±10%时，直接交易各方不存在违约责任。若电力用户当月完成的实际交易电量（月度用电量-月度基数电量）低于月度合同电量的90%，差值部分（月度合同电量×90%-实际交易电量）为未完成交易电量。对应发电企业仍按照月度合同电量的90%进行结算，并相应抵减发电企业的月度基本发电量指标。抵减电量=用户违约电量/（1-7.5%）。设立违约平衡账户，由于违约产生的结余资金计入平衡账户，以年为周期，按照容量均分给省内参与市场的发电企业。若全年实际交易电量能够达到合同电量的90%以上，按滚动平衡，月度偏差考核造成的资金损失退还给相应发电企业。

若电力用户实际完成电量低于合同电量的90%，次年基数电量提高30%；实际完成电量低于合同电量的70%，如无特殊原因，三年内不允许参与市场交易。

第七章 电力直接交易价格监督与管理

第十七条

电力直接交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预。第十八条 电力直接交易采用输配电价方式进行，即发电上网电价（含环保电价）+输配电价+相关政府性基金及附加=用户电价，输配电价按照国家核定的电价标准执行。

在电能清洁供暖专项输配电价出台前，电能清洁供暖用户仍采取电网购销价差的方式不变，即电能清洁供暖电价=现行电网销售电价-电能清洁供暖用户与发电企业协商的降价额度。

相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。第十九条

电力直接交易（非电能清洁供暖）产生的网损电量由电网公司按标杆电价收购。

电能清洁供暖直接交易产生的网损电量由电网公司按照发电企业成交价格收购。

第二十条

集中报价撮合交易可实行交易价格申报限制，原则上由吉林省电力市场管理委员会提出意见，经省物价局、省能源局、东北能源监管局同意后执行。若不出台新的价格限制，则按前一次的价格限制继续执行。

第二十一条

参与直接交易的电力用户执行现行相关电价政策。其中实行峰谷分时电价的用户，直接交易电量可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的电网企业损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。

第八章 法律责任

第二十二条 执行过程中严禁企业间相互串通、操纵市场价格或哄抬（压低）交易价格，违规者由省能源局会同东北能源监管局取消其市场交易资格，并由省物价局依法进行查处。

第二十三条

交易过程中出现的其他事宜由省能源局、省物价局进行裁决。

第二十四条

本规则由省能源局、省物价局负责解释，此前与本规则不符的，以本规则为准。

第九章 附 则

电力交易总结 篇5

第一章总则

第一章总则

第第一一章章总总则则

第一条

第一条

第第一一条条 为进一步规范华东电力市场跨省电能交易工

作，实现电能交易的公开、公平、公正，促进资源优化配置，确保华东电网安全稳定运行，根据《关于促进跨地区电能交

易的指导意见》（发改能源〔2005〕292号）、《关于印发

〈华东电力市场运营规则（试行）〉的通知》（办市场〔2006〕18

号）、《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》(发

改价格〔2009〕2474号)、《关于印发<跨省（区）电能交易

监管办法（试行）>的通知》(电监市场〔2009〕51号)和国

家有关规定，制定本规则。

第二条

第二条

第第二二条条 跨省集中竞价交易是指由华东电力调度交易机

构在华东电力市场交易平台上组织市场主体通过集中竞价

形式实现的跨省电能交易，是华东电力市场的重要组成部

分。

第三条

第三条

第第三三条条跨省集中竞价交易应坚持平等自愿、公开透明、收益共享、风险共担的原则。

第四条

第四条 第第四四条条 跨省集中竞价交易以季度、月度交易为主；在条件成熟的情况下，可逐步开展及月内集中交易。

第二章 市场主体

第二章 市场主体

第第二二章章市市场场主主体体

第五条

第五条

第第五五条条 在华东电力市场跨省集中竞价交易中，购电主

体为华东电网有限公司，上海市、江苏省、浙江省、安徽省

电力公司、福建省电力有限公司以及华东区域内经国家批准的可以参加直接交易的电力大用户；售电主体为除购电省

（市）外，华东网内拥有单机容量在30万千瓦及以上常规

燃煤脱硫机组的发电企业及受发电企业委托的省（市）电力

公司。

第六条

第六条

第第六六条条 华东电网有限公司负责华东电力市场跨省集中

竞价交易的组织协调、交易信息发布、安全校核、计划编制、调度实施和结算管理等工作；同时向市场参与各方公平、无

歧视的开放电网。

第七条

第七条

第第七七条条 省（市）电力公司负责华东电力市场跨省集中

竞价交易中本省（市）的组织协调、安全校核、计划编制、调度实施和结算管理等工作；同时向市场参与各方公平、无

歧视的开放电网；根据本省（市）电力电量平衡情况提出购

电需求；受发电企业委托参与跨省集中竞价交易。

第八条

第八条

第第八八条条 发电企业根据市场规则直接参与跨省集中竞价

交易，或委托所在省（市）电力公司代理。

第三章 交易流程

第三章 交易流程

第第三三章章交交易易流流程程

第九条

第九条

第第九九条条 根据购电需求，华东电力调度交易机构通过华

东电力市场交易运营系统向华东电力市场所有注册成员发

布华东电力市场跨省集中竞价交易信息。

交易信息内容包括购电方、购电需求电量、购电需求电

力曲线、交易时间、交易电力曲线、交易计量点与结算点、省（市）联络线稳定限额、省（市）联络线已安排计划情况。

第十条

第十条

第第十十条条 省（市）电力调度交易机构在交易信息发布后的第二个工作日11:00前将核定的省（市）内发电企业跨省

集中交易可申报电力电量上限报华东电力调度交易机构；华

东电力调度交易机构汇总审核后，于12:00前通过华东电力

市场交易运营系统向所有注册成员发布。

第十一条

第十一条

第第十十一一条条 交易信息发布后的第二个工作日12:00至

15:00，为跨省集中竞价交易申报时段。在交易申报时段内，购电省（市）与发电企业可通过华东电力市场交易运营系统

分别申报购电报价及售电报价。

第十二条

第十二条

第第十十二二条条 交易信息发布后的第三个工作日10：00前，市场无约束出清。交易信息发布后的第四个工作日17:00前，完成安全校核，得到最终出清结果，并通过华东电力市场交

易运营系统公布出清结果。

第十三条

第十三条

第第十十三三条条 华东电网有限公司在交易信息发布后的第五

个工作日12:00前，根据分省（市）中标情况，与相关省（市）

电力公司签订跨省电能交易单（协议）。省（市）电力公司

在交易信息发布后的第五个工作日17:00前，根据本省（市）

发电企业中标情况，与省（市）内中标发电企业签订跨省电能交易单（协议）。

第十四条

第十四条

第第十十四四条条对于月内开展的集中竞价交易，华东电力调

度交易机构可参照第九条到第十三条规定的步骤，并根据实

际需要灵活调整时间节点进行组织。

第四章 竞价与出清

第四章 竞价与出清

第第四四章章竞竞价价与与出出清清

第十五条

第十五条

第第十十五五条条 在有效交易申报时段内，发电企业和受委托

省（市）电力公司可通过华东电力市场交易运营系统申报售

电信息，申报内容包括售电电量和售电电价；购电省（市）

电力公司可通过华东电力市场交易运营系统申报购电竞价

信息，申报内容包括购电电价。交易电量最小报价单位为1

千千瓦时，交易电价最小报价单位为1元/千千瓦时。

在截止申报前，申报内容可修改。

第十六条

第十六条

第第十十六六条条 发电企业委托省（市）电力公司代理其参与

跨省集中竞价交易的，需与省（市）电力公司签署委托代理

协议，并报华东电力调度交易机构备案。

省（市）电力公司受发电企业委托竞价的，申报内容为

委托发电企业的交易电量和交易电价的汇总；可为多段报

价，其中交易电价为发电企业的上网交易电价。

第十七条

第十七条

第第十十七七条条 交易平台按照价格优先的原则对购售报价

进行集中撮合，即报价最低的售电主体与报价最高的购电主

体优先配对，并依次类推。成交电价取购电省（市）电力公

司报价扣除售电省（市）电力公司输电费及跨省集中交易网损后与发电企业报价的中间价。具体计算方法如下：

（一）当购电省（市）电力公司报价减去发电企业报价

及华东电网有限公司跨省交易网损大于等于3分钱/千瓦时，售电省（市）电力公司输电费（含跨省交易网损）等于3分

钱/千瓦时；不足3分钱/千瓦时但大于售电省（市）跨省交

易网损时，售电省（市）电力公司输电费（含跨省交易网损）

等于购电省（市）电力公司报价减去发电企业报价及华东电

网有限公司跨省交易网损；小于售电省（市）跨省交易网损

时，不成交。

（二）如售电省（市）电力公司输电费（含跨省交易网

损）已经按照发改价格〔2009〕2474号文有关精神由售电省

（市）相关各方协商确定，则售电省（市）电力公司可向华

东电力调度交易机构提交协商确定后的输电费（含跨省交易

网损），华东电力调度交易机构据此在市场公告中发布。在这种情况下，当购电省（市）电力公司报价减去发电企业报

价及华东电网有限公司跨省交易网损小于公告中发布的售

电省（市）电力公司输电费（含跨省交易网损）时，不成交。

（三）中标发电企业上网结算电价=（（购电省（市）

电力公司报价-华东电网有限公司跨省交易网损-售电省

（市）电力公司输电费（含跨省交易网损））+发电企业报

价）/2。

（四）购电省（市）电力公司购电结算电价=中标发电

企业上网结算电价+华东电网有限公司跨省交易网损+售电

省（市）电力公司输电费（含跨省交易网损）。

（五）目前跨省交易网损率暂按2%考虑。华东电网有限

公司跨省交易网损=售电省（市）跨省交易网损=购电省（市）

火电上网标杆电价（含脱硫）×1%；当购电方为华东电网有

限公司时，购电方火电上网标杆电价（含脱硫）暂按华东统

销电价基价计算。

（六）皖电东送发电企业中标的，售电省（市）输电费

由华东电网有限公司收取。

（七）华东电力调度交易机构按调度管辖范围对分省中

标结果进行安全校核。若安全校核不通过，则根据相关输电

线限额及发电企业报价情况，按照价格优先的原则对中标情

况进行调整，直至安全校核通过为止。

（八）省（市）电力调度交易机构按调度管辖范围对省

（内）发电企业中标情况进行安全校核。若安全校核不通过，则根据省内主要输电断面限额及省内发电企业报价情况向

华东电力调度交易机构提出省（市）内发电企业中标电量调

整建议。

（九）华东电力调度交易机构根据省（市）电力调度机

构提出的发电企业中标电量调整建议及发电企业报价情况，按照价格优先的原则，对发电企业中标情况进行调整，直至

安全校核通过为止。

第十八条

第十八条

第第十十八八条条 当发电企业可申报电量上限总额大于总购电

量需求的1.5倍时，在单次跨省集中交易中单个发电企业的中标电量不能超过总购电需求电量的25%。但如执行上述限

制后，出现部分购电需求未能达成交易的情况，则未成交电

量可与已中标发电企业剩余申报电量进行撮合，直至其申报

电量全部成交为止，不受上述限制。

第十九条

第十九条

第第十十九九条条 委托省（市）电力公司代理其参与跨省电能

交易的发电企业，其中标电量、上网结算电价，按照委托代

理协议的约定确定。

第二十条

第二十条

第第二二十十条条 电力大用户参与集中竞价交易的流程与购电

省（市）电力公司一致，交易成功后应支付中标发电企业上

网结算电费、华东电网有限公司跨省交易网损、售电省（市）

电力公司输电费（含跨省交易网损）、本省市输配电费。

第五章 交易计划的执行与调整

第五章 交易计划的执行与调整

第第五五章章交交易易计计划划的的执执行行与与调调整整

第二十一条

第二十一条

第第二二十十一一条条 华东电力调度交易机构根据分省中标情

况，将跨省集中竞价交易结果纳入省（市）联络线计划。送

电省（市）电力公司根据省（市）内发电企业中标情况，将

中标电量纳入中标发电企业发电计划。

第二十二条

第二十二条

第第二二十十二二条条 华东电力调度交易机构和省（市）电力调

度交易机构应合理安排电网运行方式，保证交易计划的执

行。

当发生中标发电机组非计划停运等原因需要调整跨省

电能交易计划时，按以下方式处理：

（一）如发电企业所在省（市）参与该次跨省交易的其

他发电企业仍有富余出力，则根据原先报价情况，按照价格

优先的原则调增相应发电企业发电出力，同时保持省（市）

联络线口子不变。

增出力发电企业的上网结算电价按本规则第十七条

（五）之规定确定。

上网电费增加部分，根据计划调整责任由相应的责任方

承担。上网电费增加量=（调整后上网的发电企业上网结算

电价-原发电企业上网结算电价）×计划调整电量。

（二）如发电企业所在省（市）参与此次跨省交易的其

他发电企业已无富余发电出力，则由省（市）电力调度交易

机构向华东电力调度交易机构提出调减交易计划的申请，由

华东电力调度交易机构从其他省（市）参与此次跨省交易的

发电企业组织跨省交易电力，根据原先报价情况，按照价格

优先的原则调增相应发电企业的出力。

增出力发电企业的上网结算电价和上网电费增加部分的确定方式同本条

（一）之规定。

（三）如华东网内参与此次跨省交易的发电企业已无富

余出力，则由华东电力调度交易机构根据情况调减跨省交易

计划。

为弥补购电方损失，根据调减电量，按购电价的10%，由计划调减的责任方补偿购电方。

（四）如因购电方原因需减少跨省交易电量的，由购电

方省根据调减电量，按购电价的10%补偿发电企业与送出省

（市）电力公司，其中发电企业和送出省（市）电力公司各

为5%。

（五）由不可抗力引起的交易计划调整，受不可抗力影

响方可依法免责。

（六）现有的网省、网厂运行考核、安全责任关系保持

不变。

第六章 交易结算

第六章 交易结算

第第六六章章交交易易结结算算

第二十三条

第二十三条

第第二二十十三三条条省（市）电力公司根据跨省电能交易单（协

议）及交易计划调整记录与本省（市）发电企业进行跨省集

中竞价交易电能电费结算，并出具电能电费结算单。皖电东

送发电企业由华东电网有限公司直接结算。

第二十四条

第二十四条

第第二二十十四四条条 华东电网有限公司与省（市）电力公司，按照现行的结算办法，根据跨省电能交易单（协议）及交易

计划调整记录进行跨省交易电量电费结算，并出具电量电费

结算单。

（一）华东电网有限公司与购电省（市）电力公司的结

算电价为购电省的结算电价；

（二）华东电网有限公司与售电省（市）电力公司的结

算电价按如下公式计算，华东电网有限公司与售电省结算电价=中标发电企业上

网结算电价加上售电省（市）电力公司输电费（含跨省交易

网损）。

第二十五条

第二十五条

第第二二十十五五条条 华东电网有限公司按现行办法向购电省

（市）电力公司收取跨省电能交易输变电费。

第二十六条

第二十六条

第第二二十十六六条条 跨省电能交易结算原则上优先于省（市）

内计划电量的结算，同时遵循以下结算顺序。

（一）交易优先于季度交易、季度交易优先于月度

交易、月度交易优先于短期交易、短期交易优先于实时交易；

（二）按交易协议签定的时间顺序，时间越早，优先级

越高。

第七章 信息披露

第七章 信息披露

第第七七章章信信息息披披露露

第二十七条

第二十七条

第第二二十十七七条条 电力调度交易机构负责信息披露工作，确

保交易信息公开透明。信息披露的范围包括注册、双边交易、集中竞价交易信息。

第二十八条

第二十八条

第第二二十十八八条条 华东电力调度交易机构应在市场主体注册

成功后三个工作日内在华东电力市场交易平台上公布相关

注册信息。

第二十九条

第二十九条

第第二二十十九九条条 对仅签订纸质合同的双边交易，市场主体

应在合同签订后3个工作日内，将合同相关信息报送给华东

电力调度交易机构。华东电力调度交易机构在得到合同信息

后应于次日在华东电力市场交易平台上予以公布。

第三十条

第三十条

第第三三十十条条 对通过华东电力市场集中竞价交易或电子双

边交易系统形成的交易合同，华东电力调度交易机构应在交

易确认后次日14：00以前向在华东电力市场交易平台上进

行信息披露，备案和披露的内容包括但不限于交易编号、成交时间、购电方，售电方、合同执行开始、时间合同执行终

止时间、成交电力、成交电量、峰谷比、成交电价。

第三十一条

第三十一条

第第三三十十一一条条当集中竞价交易计划因故发生撤销、变更、终止或其他重要事件时，华东电力调度交易机构应及时公告

市场主体。

第三十二条

第三十二条

第第三三十十二二条条 若对已经披露的信息存在疑义，市场主体

应及时告知华东电力调度交易机构。华东电力调度交易机构

在收到告知后应于1小时内判断真实性并更正信息。

第三十三条

第三十三条

第第三三十十三三条条 电力调度交易机构应做好交易信息的保密

工作，涉及市场主体的非市场公开信息不得向其他市场主体

泄露。

第八章其他

第八章其他

第第八八章章其其他他

第三十四条

第三十四条

第第三三十十四四条条 省（市）电力公司负责核定省（市）内发

电企业发电机组跨省交易申报电力电量上限，皖电东送发电

企业申报电力电量上限由华东电网有限公司核定，申报电力

电量上限可参照以下公式计算：

发电机组跨省交易申报电力上限=发电机组最大可调出

力×（1-预计综合厂用电率）×（1-预留容量裕度）-发电机

组次月预计划已安排最大发电出力（上网电力）

发电机组跨省交易申报电量上限=（发电机组跨省交易

申报电力上限×高峰时段+发电机组跨省交易申报电力上限×

电力峰谷比×低谷时段）×本次跨省电能交易天数

其中预留容量裕度由各省（市）电力公司根据本省（市）

情况自行设定。

省（市）电力公司用于计算发电机组跨省交易申报电力

电量上限的参数应作为私有信息向发电企业和华东电力调

度交易机构进行披露。

第三十五条

第三十五条

第第三三十十五五条条 跨省集中竞价交易电量是发电企业在完成基数计划电量外的增量部分，不影响基数电量的完

成。

第三十六条

第三十六条

第第三三十十六六条条 在跨省交易实际执行过程中，出现下述情

况时，经国家电力监管委员会华东监管局授权，华东电力调

度交易机构可制定和发布本规则的临时条款，临时条款一经

发布立即生效。

（一）本规则存在未尽事宜，导致交易难以正常开展；

（二）其他紧急情况。

第三十七条

第三十七条

第第三三十十七七条条 市场主体之间或市场主体与电力调度交易

机构之间就交易组织、交易执行、交易结算等相关问题产生

争议的，可向国家电力监管委员会华东电监局提请争议解

决。

第九章 附则

第九章 附则

第第九九章章附附则则

第三十八条

第三十八条

第第三三十十八八条条 省（市）电力调度交易机构可根据本规则

制定相关实施细则，报国家电力监管委员会华东电监局批

准。

第三十九条

第三十九条

第第三三十十九九条条 本规则由国家电力监管委员会华东监管局

负责解释。

第四十条

第四十条

电力交易总结 篇6

甘肃省2016年电力用户 与发电企业直接交易实施细则

第一章 总则

第一条 为推进甘肃省电力体制改革，规范电力用户与发电企业直接交易工作，根据《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)、《中共甘肃省委办公厅、甘肃省人民政府办公厅关于印发〈甘肃省电力体制改革实施方案〉的通知》(甘办发〔2015〕26号)、《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》(发改办运行(2015)2554号)等文件精神，制定本实施细则。

第二条 电力用户与发电企业直接交易以电网安全为前提，坚持依法合规、自愿交易的原则，维护各市场主体合法权益。

第三条 组织实施部门和单位职责

省发展改革委牵头组织电力用户与发电企业直接交易工作；

省工信委负责电力电量平衡原则，参与交易主体资格审查等工作；

省环保厅组织市（州）、县（市、区）、兰州新区、甘肃矿区环保部门负责对参与直接交易的电力用户与发电企业进

（1）省内全部统调火电、水电企业；

（2）全省范围内发电出力不受网架和时段限制的、符合国家政策、具有独立法人资格、已并网发电的集中式光伏、风力发电企业（但特许权新能源企业、分布式新能源企业、临时接入电网的新能源企业除外）。

第七条 2015年交易合同未履行的企业,合同责任方不得参与2016年直购电交易。

第三章 资格审查

第八条 符合第五条的电力用户，向所在市、州供电公司申领、填报《甘肃省电力用户与发电企业直接交易申请表》。经市州供电公司初审后，集中交省电力公司收集汇总。

发电企业向省电力公司交易中心申报。

第九条 省发展改革委组织省工信委、省环保厅、省能源局、甘肃能源监管办、省电力公司在5个工作日内完成对企业的市场准入资格审查。审核结果在甘肃省电力市场交易平台和甘肃省电力公司网站公示。

第四章 交易组织

第十条 直接交易申报电量

1.电力用户交易申报电量为企业生产用电量； 2.发电企业交易申报电量为上网电量，其中：

（1）新能源企业的电量按用户的用电量的1/5参与交易。

（2）火电、水电企业与电力用户的电量对应关系为1:1；

在5个工作日内签订《电力用户与发电企业直接交易购售电合同》。同时，电力用户、发电企业与电网企业三方签订《电力用户与发电企业直接交易输配电服务合同》。双方合同及三方合同由发电企业及甘肃省电力公司，按规定向省发展改革委、省工信委、甘肃能源监管办备案。

第五章 安全校核

第十七条 以售电侧需求预测为基础，统筹平衡电力电量。最大交易电量按预测电量确定。优先考虑可再生能源发电。火电机组应全电量参与直接交易。

第十八条 省电力公司依据电力电量平衡原则编制发用电计划，明确电网安全的约束电量、“以热定电”电量等，明确有关边界条件、最小开机方式、交易上限及安全校核注意事项，并在交易组织前发布。

第十九条 安全校核按交易周期分和季度进行，电力调度机构在交易周期内所有交易出清后进行总量安全校核，电力交易机构依据安全校核结果发布最终交易结果。

第二十条 签订直接交易合同的发电企业，对其直接交易电量所对应的发电容量统筹考虑安排其他类型交易，包括基数交易、临时交易及外送电交易等

第二十一条 因不可抗力以及电力系统发生事故等紧急情况影响直接交易完成时，电力调度机构有权按照保证电网安全的原则实施调度。

执行《西北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》、《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》，考核兑现方式不变。

第七章 交易管理

第二十八条 新能源发电企业与电力用户的交易，不应改变国家可再生能源电价附加补贴资金使用方向。

第二十九条 参与直接交易的发电企业和电力用户均应服从电网统一调度，严格执行并网运行及发电厂辅助服务的相关规定。

第三十条 省电力公司于每月15日前在对外网站公布直接交易情况。

第三十一条 电力用户与发电企业直接交易完成后，省电力公司对交易执行情况进行报告，报告内容包括：交易电量、交易电价、交易金额、合同履行情况、电费交纳情况、交易电量与合同电量的偏差情况、合同违约情况等

第三十二条 发电企业因自身原因（包括出现环保设施运行不正常、环保措施未落实等被环保部门责令限产、停产等环保因素）造成电力直接交易合同无法完成时，在后期调度时不予追补，相关违约责任在合同中约定。

第三十三条 当参与直接交易的发电企业预计无法完成合同电量时，应由发电企业向甘肃能源监管办提出申请，经批准后可将发电权转让给其他符合准入条件的发电企业。合同无法执行的，双方解除合同后，电力用户可参加季度交易。

业直接交易情况进行总结，并征求相关方面意见，完善直接交易工作。

第三十九条 省政府相关部门要严格维护直接交易秩序，不得采取影响直接交易的措施、办法。

第四十条 参与电力用户与发电企业直接交易工作的相关人员，须严格遵守相关法律法规和工作纪律。

第八章 附则

第四十一条 依据本实施细则，省电力公司另行制定《甘肃省电力市场交易平台操作细则》。

第四十二条 本实施细则由省发展改革委会同相关部门解释。

电力交易总结 篇7

1 发电权交易产生的背景

在竞价上网的电力市场模式中, 大容量、高参数、高效率、低能耗机组将获得巨大的经济效益, 而小容量、低参数、低效率、高能耗机组是计划经济时代留下的产物, 在一定时期为国家的电力供应作出了贡献, 背负着巨大的人员包袱, 能否妥善处理这部分资产和职工去留直接关系社会稳定和众多家庭的切身生活, 强制小机组退出市场而得不到适当的经济补偿和自谋出路的缓冲期将激化矛盾。通过对发电电力市场的研究, 依据效率优先的原则, 引入期权交易的概念并演化为发电权交易, 通过置换合同电量, 主动采取市场营销策略, 降低生产成本, 谋取企业利益最大化和整体优化问题, 不仅可以使参与者回避不利情况的利益损失风险, 而且保留了有利情况下的获利机会。

在这种形势下, 改变按机组容量平均分配发电量计划的调度方式, 通过发电权交易, 将高耗能机组的电量通过市场交易的方式转让给高效率机组替代发电, 同时不改变小机组的营业收入, 可以迅速达到节能降耗和保护环境的目的, 显然这是一个优化配置电力资源, 建设资源节约型、环境友好型社会的有效举措, 也是对电力市场的有益补充。发电权交易必然对发电企业产生深远的影响, 促使发电企业积极思考如何应对发电权交易、如何在发电权交易中获得更好的收益。

为了确保我国电力系统稳定运行和电力建设有序发展, 国家发改委颁布了《节能发电调度办法》, 相比较而言, 节能发电调度在节能减排力度上更严格、更坚决一些, 但实施起来会有一定的难度或者掣肘, 因此需要一个能够平衡各方利益的过渡模式, 而实施发电权交易就可能达到这样的目的。发电权交易是切实可行的资源优化行为, 已逐步得到社会的认可, 在一些地方取得了不错的实践经验, 是处理电力行业历史遗留问题的过渡方式, 也为节能发电调度走出了一条新路。但从尊重历史, 正视现实两方面来看, 这种交易方式又是朝着建设全面电力市场不得不采取的方式。

2 发电权交易的电力市场属性分析

发电权交易是指产权独立的发电企业在拥有发电权份额的基础上, 由于一次能源供应不足, 或机组计划外检修, 或由于发电成本过高, 或环保要求等原因, 在同一发电公司内部或不同发电公司之间转让部分或全部合同电量的交易。通过不同类型和运行状态的机组优化组合, 以效率优先为原则, 动态调整发电状态, 提高发电企业之间发电相互补偿效益, 实现发电企业合作的“双赢”。由于国家对可再生能源的政策倾斜, 一般情况下风电、水电等绿色电力, 发电量是全额收购上网的, 因此, 主要涉及火电之间的发电权交易。

与传统电力市场不同, 发电权交易是基于合同电量 (基础电量) 的一种市场交易机制, 与我国当前所处的经济发展阶段相适应, 具有符合市场属性的特质, 是特殊的市场存在形式, 发电权交易市场主体均为发电企业 (或发电机组) , 市场客体是电量与电价。发电权交易实质是以高效机组和低效机组的能耗差作为交易的效益由二者分享, 阻力较小, 而且不会造成电网公司购电成本的增加。发电权交易的标的物不是普通的实物或服务, 而是能给发电企业带来一定利益的权利, 是对合同电量的再分配, 以市场手段达到了优化资源配置、降低污染物排放的效果, 既符合国家节能减排政策, 也维护了企业自身利益和社会稳定。从发展的角度来看, 发电权交易可以作为电力市场改革的突破口, 通过一系列的机制改革逐步走向更加开放、高效的电力市场, 这也为我国电力市场的发展提供了一条新思路。

3 实施发电权交易的必备条件

发电权交易对于实现国务院5号文件《电力体制改革方案》设定的电力体制改革目标具有重大意义。但是, 由于电力工业的特殊性要求, 发电权交易也必须具备一些基本条件才可以实施, 已具备这些条件的省级电力市场, 发电权交易势在必行, 也切实可行。

(1) 电力市场已出现供大于求的局面, 发电装机容量增长较快, 电力电量平衡富余, 设备利用小时长期徘徊甚至低于5000小时, 发电设备没有充分利用, 这是开展发电权交易的先决条件。当电力供不应求时, 发电权交易将受到影响甚至停止, 不管哪类机组都将投入运行, 此时, 发电权交易的前提将不复存在, 也无法继续实施。

(2) 电力市场成员中各类机组生产成本、批复电价差异较大, 为发电权交易奠定了基础和操作的空间。从机组的容量、效率、技术水平以及煤炭价格、排污政策等方面考虑, 区域内机组之间发电成本差距很大, 使得低能耗、低成本的机组替代高能耗、高成本机组发电成为可能。

(3) 电力市场各机组能源消耗和污染物排放水平的差异使得发电权交易势在必行。由于大参数、高效率机组效率高, 消耗资源较少, 除尘脱硫效果较好, 而一些老、小机组, 往往资源利用率不高, 环境污染严重, 进行发电权交易已不仅仅是发电企业的要求, 更是全社会的迫切要求。特别是当前“节能减排”已成为国家强制性工作目标的形势下, 发电权交易可以有效地降低能源消耗, 减少污染排放。

(4) 发电权份额是发电权交易的基础。目前各发电企业主要通过政府主管部门按发电容量平均分配获得发电权份额, 均可通过履行发电权获得企业效益, 发电权份额的多寡直接影响企业的利益, 这为发电企业进行发电权交易奠定了基础。即使在市场条件下, 发电企业通过市场竞争获得了发电权, 由于种种原因而不能履行发电合约, 也可以通过发电权交易降低企业损失, 因此发电权交易具有广阔的市场前景。

(5) 输电网络的健全和交易平台的建设为发电权交易提供技术支撑。

4 发电权交易的目标

4.1 节约有限资源

以火电机组为主的电力市场区域内, 各火电机组类型、运行状态各不相同, 600MW机组与中小火电机组煤耗率差异很大甚至相差100g/kWh, 如果各类机组都按相同发电利用小时进行发电, 必然造成煤炭资源的巨大浪费, 因此, 对发电企业来说, 采取办法提高资源利用率, 降低消耗, 节约资源是义不容辞的责任。发电权交易正是有效解决高耗能机组转让发电权、高效率机组受让发电权, 双方共同受益的市场机制, 且这种机制必然会取得节约有限资源的良好效果。

4.2 减少环境污染

在市场成员中存在大量的小火电, 不仅能耗较高, 而且往往设备老化, 装备水平较低, 没有脱除污染物的设备, 或者脱除效率不高, 而大机组, 特别是近几年投产的大容量、低能耗机组, 都装备了高效率的脱除污染物设备。发电权交易遵循效率优先原则, 即将高能耗、高污染机组的发电权通过市场交易转让给低污染、低能耗机组而大大减排二氧化硫、二氧化碳、氮氧化物等有害气体、粉尘和灰渣等污染物, 对环境保护起到重大作用。

4.3 优化产业结构

由于低能耗、低污染的火电机组通过发电权交易可以获得更多的市场份额和更大企业利益, 必然给资本市场发出明显信号, 有利于资金向高效低耗环保的电力企业转移, 而转让发电权的小火电, 也可以在不发电或少发电的情况下, 获得一定的收益, 有利于企业升级转型, 平稳过渡。

4.4 平衡各方利益

电力企业是一个资金密集、技术密集行业, 投资多元化, 如果强行进行产业结构调整, 如关停小火电, 必然会影响到各方面的利益, 也不符合市场经济规律, 而发电权交易可以有效平衡各方利益关系, 保护投资者利益, 保证电力体制改革顺利进行。

4.5 降低企业风险

发电企业面临煤炭价格不断攀升的压力, 上网电价不能按照市场供需状况进行市场调节, 而电力行业事关国计民生, 不可能自由选择生产方式, 政府实施的煤电价格联动往往滞后于市场, 使发电企业效益受到严重损失。同时, 发电企业也可能因为自然、市场、机组本身等原因无法履行发电计划, 必然蒙受无法履约的损失。在这种情况下, 可以通过发电权交易, 达到趋利避害的目的, 降低企业风险。

4.6 缓解电网阻塞

由于电源布局和用电负荷中心的不均衡, 电网依然存在一些输电阻塞情况, 通过发电权交易可以将非负荷中心发电企业的电量转移到负荷中心的发电企业替代发电, 可以有效缓解电网阻塞, 而不影响非负荷中心的发电企业利益。

4.7 促进电力改革

发电权交易能有效促进资源优化配置, 提高资源利用效率, 降低污染物排放, 提高效率, 非常符合国家能源政策, 且交易主体基于平等、自愿的原则进行发电权的有偿转让, 有效地维护了企业自身利益, 对促进电力改革和电力行业可持续发展能起到积极作用。

5 发电权交易双方的竞争策略

本文讨论的转让方主要是一些高能耗、高污染的小火电, 其变动成本也较高, 小火电参与发电权交易是十分必要的, 也是政府所倡导的。通过发电权交易可以提高发电企业在电力市场中的自主权, 提高市场对资源的优化配置作用。

在发电权交易中, 发电公司都是基于得益最大化, 不断优化竞争策略, 如果市场价格高于自己的变动成本, 购买方希望购买发电权, 但转让方会惜售发电权;如果市场价格低于自己的变动成本, 转让方希望转让自己的发电权, 但购买方不愿意购买发电权;如果转让价格远远低于购买价格, 转让方将存在不能将电量转让出去的风险, 发电权交易失败;如果转让方和购买方的变动成本相等, 发电权交易将无法实施。因此, 实践过程中确定转让价格务必综合分析本供电区域内各时段负荷特点、燃料供应价格波动周期及煤炭企业生产经营变化情况, 同时考虑发电权购买方自身的生产能力、经营策略、市场变化等情况。

转让方竞价行为研究。在发电权交易中, 由于转让方的数量较多, 很难形成一个合作性组织, 每个交易主体都以自己的利益为前提, 为使自己的利益损失降到最低, 转让方之间就形成了一个典型的“囚徒困境”非合作博弈, 所以都会选择高价出售, 而这个结果也有利于提高购买方的积极性, 有利于发电权交易的实施。假设有A、B两个公司在转让发电权, C公司购买发电权, 转让方中报高价者优先与购买方成交, 成交电量也较多, 报价低者成交量很小甚至没有交易电量。如果考虑到市场上购买力足够全部购买A、B公司转让的所有发电权, 此时, 转让方会考虑使用低价策略, 但是存在它的低价与购买方高价进行撮合的危险, 其交易价格不一定比采用高价策略和购买方的低价进行撮合的平均价低, 所以在报价中, 转让方依然会采用高价策略, 才不至于出现发电权交易失败的风险。

购买方竞价行为研究。发电权购买方通常都是大容量、高效率、低污染低排放的大火电, 大容量机组的设备利用小时偏低, 对于发电权交易有着强烈的愿望, 通过发电权交易, 可提高机组负荷率, 降低供电煤耗率, 单位变动成本下降, 增加企业收益。如果购买方较多, 每个购买方都试图降低其报价以实现发电权交易的成功并多购买发电权以便获利更多, 购买方之间也很难形成合作性博弈。

发电权交易双方博弈行为研究。在平均分配发电权的情况下, 大火电的变动成本远远低于小火电的变动成本, 合适的交易价格, 对交易双方都可获利, 因此, 发电权交易对双方来说都是乐意接受的。发电权交易实践证明, 在近似相同的发电环境下, 博弈双方比较清楚各自发电成本情况, 交易双方更愿意通过协商决定转让价格, 只要转让电量确定, 交易双方各自的收益都基本上确定, 这是一个合作性博弈。

6 发电权交易的节能效益实例分析

对于河北电力市场而言, 火电企业比重占总装机的95%以上, 小火电与大火电之间的发电权交易是主要方式, 各火电企业可以根据自身机组能耗、检修计划、燃料供应主动参与市场交易, 不再只接受调度命令被动发电, 从而实现自身利益最大化。另外, 在确保电网安全的前提下, 积极参与交易中心组织的中标火电的调度, 优化配置网内各类型火电机组, 节能减排, 最终达到全社会整体优化的效果。

以大唐集团马头电厂为例, 一个具有50多年历史的老企业, 机组概况为2×110MW、2×200MW的老小机组, 积极响应国家“上大压小”政策, 主动关停机组容量620MW, 每年发电权份额为39.55亿千瓦时, 平均供电煤耗为395g/kWh, 厂用电率9.6%, 标煤单价800元/吨, 低位发热量18500 kJ/kg, 无脱硫设备;替代方机组容量为600MW机组 (煤电一体化企业) , 厂用电率4.7%, 供电煤耗为310 g/kWh, 原煤含硫量1%, 脱硫效率96%, 低位发热量21000kJ/kg, 标煤单价640元/吨。仅从节能和减排SO2两方面来粗略考察2010年发电权交易的效果。

从上表中可看出, 开展发电权交易节省了原煤24.38万吨, 减少燃料成本17757.11万元, 因减少SO2排放量24580吨, 减少排污费3104.45万元;节省厂用电量19380万千瓦时, 按照标杆电价计算可增加收入6407万元, 发电权交易产生了边际收益27268.56万元, 这还不包含少耗用煤炭而少排氮氧化物、粉尘等污染物少缴的排污费。而39.55亿千瓦时电量对于8×600MW机组来说, 发电利用小时增加824小时是完全可行的, 发电权交易效果非常明显, 提高了发电企业效益, 而全社会获得了环境保护。

摘要：实现电力改革目标的手段有多种, 电力市场竞争是其中一种, 发电权交易又是电力市场众多交易方式的一种, 各交易主体基于平等、自愿的原则进行发电权的有偿转让, 各类发电企业通过适当的竞争策略提高了经济效益, 也有效提高了发电行业整体的能源使用效率, 以市场手段达到了资源优化配置、降低污染物排放的效果。从发展的角度来看, 发电权交易可以作为电力市场改革的突破口, 为我国电力市场的发展提供一条新思路。