發電側電力市場

發電側電力市場是指發電側電力交易的市場。根據國家檔案精神和“廠網分開、競價上網”的實際部署，我國電力工業將逐步實現發電、輸電、配電和售電4個環節分離，實現全國聯網、西電東送，並建立規範有序的電力市場，在省級、區域級電網直至全國聯網範圍內引入市場競爭機制。現有的發電側電力市場競價交易機制有兩部制電價、發電超基數競價以及差價契約加現貨市場。

基本介紹

• 中文名：發電側電力市場
• 外文名：Electric power market
• 基本釋義：發電側電力交易的市場
• 類型：電力市場
• 領域：能源
• 學科：電氣工程

簡介

根據國家檔案精神和“廠網分開、競價上網”的實際部署，我國電力工業將逐步實現發電、輸電、配電和售電4個環節分離，實現全國聯網、西電東送，並建立規範有序的電力市場，在省級、區域級電網直至全國聯網範圍內引入市場競爭機制。目前我國電力體制改革已進入“廠網分家”的實質性操作階段，“西電東送、南北互供、全國聯網”步伐加快，迫切要求制定出符合市場經濟規律的發電側電力市場競價交易模式和具體方案。

現有發電側電力市場競價交易模式

(1)兩部制電價

兩部制電價又稱霍普金森電價，最早是由約翰，霍普金森博士提出的。兩部制電價是將電價分解為容量電價和電量電價兩部分，其中容量電價是按照設備容量的固定成本確定的，電量電價是按照變動成本(如燃料、維修等)確定的。

容量電費可保證發電企業回收容量成本，與上網協定中規定的保證年發電量有關，與實際發電量無關，即多發與少發(非電廠原因)，均付給發電企業同樣的容量電費，多發的電量只按電量費率計算付費，而少發的電量仍付給容量電費，不付電量電費。

(2)發電超基數競價

電網公司與各發電公司簽訂購/售電契約，明確契約電量與契約電價，並將機組的契約電量分解到日。契約電量僅作為結算的依據。交易中心對機組的報價實行最高、最低限價。

根據機組競價的上網電量，按日計算，機組上網電量在契約電量之內的部分按契約電價結算，超出契約電量的部分按競爭電價的平均值結算;上網電量小於契約電量時，其差額電量按契約電價減去機組變動成本予以補償。

(3)差價契約加現貨市場

“差價契約加現貨市場”模式通過差價契約解決現有各發電公司存量資產不同，投資主體因歷史沿革不同而反映在利益上的差異，從而使不同利益主體、不同歷史時期、不同建設成本、不同負擔的發電機組處於同一競爭起點。差價契約中記載著契約電量和契約電價，由電網公司依此包銷。競價時按全電價報價，並根據報價由低到高組織電量上網。上網電量按差價契約進行正、負補差，電費結算由差價契約付費和現貨市場電量付費兩部分組成。

現有發電側電力市場競價交易模式比較分析

對以上3種模式進行比較後可以看出:第1種方法(兩部制電價)的關鍵問題是要解決機組容量電價的確定問題。如果機組容量電價確定得公平、科學、合理，則該方法可有較強的適應性。兩部制電價以電量電價報價排序上網，上網結算電價與發電公司效益聯動，因此，容易出現“惡劣競爭”和扭曲報價行為，例如美國加州電力市場就出現過這樣的情況。第2種方法(發電超基數競價)較易實行，它適用於從壟斷體制過渡到發電競價的前期階段，但隨著發電競價的擴展，該方法就暴露出它對市場競爭的束縛。第3種方法(差價契約加現貨市場)利用長期差價契約解決容量成本問題，從而增加了由於市場低電價帶給電網公司的購電風險。

容量契約+效率置換+適時市場

容量成本的處置方案—“容量契約”

(1)“容量契約”概述

我國電力市場目前處於發電競爭市場初期，各發電公司由於不同的歷史沿革而在單機容量、折舊年限、“還貸”周期、“還貸”利率等方面大不相同。這使它們之間存在著不處於“同一起跑線”的問題，即容量(固定)成本該如何處置?

通過簽訂雙邊契約可以解決上述問題，即把各發電公司由於不同的歷史沿革而引起的容量成本的差異集中處理為各發電公司(機組)具有不同數量的包銷電量，且每個電量對應一個電價。在簽訂雙邊契約時把反映企業歷史沿革的這兩個參數記載在內，由電網公司依此包銷，分別成為契約電量Q和契約電價POP。由固定成本與變動成本之和確定)，即Q}由電網公司用P。實行包銷，以解決容量(固定)成本問題，使各發電公司在同一起點上競爭。這份契約因此稱之為“容量契約”。

效率優先的原則一“效率置換”

(1)“效率置換”的定義

所謂“效率置換”，是指在具備容量契約的基礎上，按效率優先的原則，在水電與火電、大火電與小火電之間進行契約電量的置換，即以效率高的機組發電量置換效率低的機組發電量。

把握市場發展程度一“適時市場”

(1)“適時市場”的提出

僅有“容量契約+效率置換”還不能構成真正的電力市場，充其量也只能稱為“期貨市場”或“契約市場”，它對電力市場的發展雖有穩固作用，但卻無促進的動力，尚不符合電力市場“低價先調、效益第一”的原則。只有當“容量契約+效率置換”與實時市場結合後，才有真正的“發電競價”可言，即在簽訂容量契約、基本保證各發電公司回收固定(容量)成本的情況下，通過契約電量的“效率置換”和對剩餘電量進行“低價先調”的實時競價交易等市場手段來達到資源的最佳化配置，以實現全網經濟效益和社會效益的最佳化。

容量契約+全電量競價+適時市場

1、以容量契約確定各發電公司(機組)的容量電價和可用率要求

國務院電力體制改革方案中明確提出“上網電價由國家制定的容量電價和市場競價產生的電量電價組成”。根據這一精神，同時為了增強發電側電力市場的競爭性，為發電商(或潛在發電商)提供準確的市場信息，簡化市場規則和便於操作，本文提出以固定成本確定容量電價的“容量契約+全電量競價+適時市場”的競價交易模式。

容量電價由國家電監會按設備容量的全部(或部分)固定成本確定，每個容量電價分別對應一個逐年遞減的容量電量(見上節“契約電量的確定方法”)。容量契約付費由容量電價與相應的容量電量相乘確定，以保證各發電公司回收固定成本。

容量電量要分解到整個財務年度的每個時段，分解時主要考慮近年來電網負荷分布、水庫來水、各類機組發電分布和機組大修計畫等情況，電量分解後的負荷曲線即為發電公司(機組)的可用容量要求，電力調度交易中心據市場規則考核發電公司(機組)的可用率並進行相應的獎罰。

2全電量競價

在容量契約對固定成本進行接近全額的補償後，市場競爭實際上可視為變動成本的競爭。因此，市場限價應以發電公司(機組)的變動成本為基礎制訂。

電網中各機組所發電量全部參與市場競價，競價過程按電量電價(按變動成本確定)報價，實行低價先調，在滿足各項電網安全穩定約束條件的基礎上，以實現全網購電費用最省為目標函式而進行調度。

電力體制改革帶來的成效和變化

傳統電力工業普遍採用發、輸、配、售垂直一體化壟斷經營的方式，發電廠、輸電網、配電網都是屬於同一家壟斷經營的電力公司。電力工業在這種方式下經營了100多年，並為電力工業的發展、壯大做出了卓越的貢獻。自20世紀90年代以來，世界電力工業發生了巨大的變化，英國、美國、智利、阿根廷、澳大利亞、紐西蘭、挪威、瑞典、德、日本、新加坡、泰國等國家紛紛開展了不同程度的電力改革’。改革的根本目的都是解除壟斷，引入競爭機制，以提高電力工業的生產效率與服務質量，開放電力工業的多元化投資，以滿足不斷增長的電力投資的需要。

中國電力體制改革也緊隨其後，2002年3月，國務院頒布《電力體制改革方案》，電力體制改革逐步啟動，給中國的電力工業帶來了深刻的變化。一是政企分開、廠網分開基本實現。將原國家電力公司進行了分拆重組，成立了11家新的電力企業集團，基本實現廠網分開，電力工業長期以來的垂直一體化壟斷經營模式初步得到改變，發電側競爭態勢基本形成。以區域電網公司為主體的輸電運營框架開始形成，為建立區域電力市場、實現電力資源更大範圍的最佳化配置創造了基礎性條件。二是電力企業改革取得積極進展，促進了行業發展，提高了企業生產效率。三是先後啟動了東北電力市場、華東電力市場、南方電力市場，明確了華北、西北、華中市場建設方案框架，在市場模式、大用戶參與市場以及監管機制等問題上都取得較大突破。與此同時，大用戶向電力企業直接購電試點工作也積極推進。四是成立了電力監管委員會，實現了政府管理體制和管理方式的創新。五是電力價格、投資改革穩步推進，電力法規建設取得積極進展，《電力監管條例》正式頒布施行，《電網調度管理條例》、《電力供應與使用條例》及《電力設施保護條例》的修訂工作已經結束，《能源法》《電力法》修改工作取得重要進展，正在徵求意見。適應電力市場化需要的電力法規體系逐步完善，為全面深化電力市場化改革創造了條件。總體上講，電力體制改革取得了階段性成果。

目前，國內發電企業主要包括華能、大唐、華電、國電、中電投五家國有發電集團和其他地方資本、民營資本控制的發電公司。根據中國電力企業聯合會統計年鑑數據顯示，2006年，五大發電集團總裝機容量23968萬千瓦，占全國總裝機容量的68.7%;總發電量11265萬千瓦時，占全國總發電量的66.2%，在發電領域擁有明顯的強勢地位3。輸配電企業主要包括國家電網司和南方電網公司兩大巨頭，其中國家電網公司經營區域覆蓋26個省(市、區)，覆蓋國土面積的88%以上，南方電網公司覆蓋南方五省(區)，供電總人口2.3億人，共同壟斷國內的輸配電市場。鑒於在垂直壟斷一體化下形成的發電、輸電、配電集中決策、統

一壟斷經營的管理體制已被打破，各市場主體，特別是發電企業分屬不同的投資主體，有不同的利益需求，如何在當前乃至今後的電力市場中爭取更多的分惡，獲得更大的利益，已成為各方重點考慮的問題。同時，如何在市場條件下既保證安全性又兼顧經濟性，也成為國家電力監管部門和市場各方關注的焦點。

加快建設發電側電力市場的必要性

發電側電力市場建設是電力體制改革過程中的一個關鍵環節，是難點，也是重點。從概念上講，電力市場是指發電、輸電、配電、售電和用戶等各環節在政府的監管下相互作用並共同決定電價、電量和服務的機制。電力市場包括發電側電力市場和配電側電力市場。發電側電力市場是指發電和輸電環節在政府監管下相互作用並共同決定上網電價、電量和服務的機制。配電側電力市場是指配電和用戶在政府監管下相互作用並共同決定銷售電價、電量和服務的機制。

建立電力市場的主要目的是引入競爭、提高效率、降低電價、改善服務、持續發展。直接受益者是參與市場的各成員，間接受益者是全社會。通過電力市場可將當前的行政型(強制性)的統一調度轉換為共利型(自願性)的統一調度。通過近五年的電力體制改革，發電領域基本放開，電源建設得到大力發展，多年來需求旺盛、供給不足的缺電局面逐步得到好轉，為建立科學完善的電力市場創造了良好的條件。2007年四月，國務院轉發了電力體制改革工作小組《關於“十一五”深化電力體制改革的實施意見》，明確提出要“加快電力市場建設，最佳化調度方式，著力構建符合國情、開放有序的電力市場體系。認真總結區域電力市場建設試點經驗，因地制宜，加快區域電力市場平台建設。完善市場運營規則和監管辦法，處理好電源、調度、售電之間的關係，逐步實現發電企業競價上網，推進大用戶與發電企業直接交易，逐步建立公平競爭的市場機制。加強區域網架建設和跨區聯網，進一步推動跨省、跨區電能交易，規範交易秩序。抓緊研究調度與交易機構關係問題，按照有利於公平競爭的要求完善交易與調度機構組織體制。優先調度可再生能源、核電等清潔能源發電，鼓勵高效、環保機組多發電，充分發揮市場機製作用，儘快建立並實施節能、環保、經濟的發電調度方式”’，為今後加快電力市場模式研究和探索指明了方向。

鑒於我國電力工業發展的實際情況:一是輸電具有規模經濟性，國內輸電網全部由國家電網公司和南方電網公司兩大壟斷性輸電公司控制，經營範圍互不交叉，不存在競爭的可能。二是銷售電價受國家管制，價格由國家發展改革委員會綜合各方情況確定，非市場方式產生。在今後很長一段時間，國內配電側電力市場僅處於研究和探索階段，不具備具體實施的條件。而發電側電力市場無論是從理論，還是從實踐，都具備了研究和實施的條件，因此是本文研究的重點。2國內發電側電力市場建設試點情況。

2003年6月，電監會首先選擇東北、華東進行區域電力市場建設試點。隨後，又相繼啟動了南方電力市場的建設工作。東北電力市場採取的是“兩部制電價、全電量競爭”的市場模式，華東電力市場選擇了“全電量競爭、差價契約”的競爭模式，南方電力市場針對區域內部“西電東送”的特點，選擇了“單一電價、部分電量競爭”的市場模式，4年來電力市場建設取得了可喜的階段性成果，積累了寶貴的經驗，在不同的區域、從不同角度探索了電力市場建設的思路。但是，電力市場建設也遇到了很多困難，出現許多問題。其關鍵是在廠網分開後，國務院關於電力體制改革的方案所規定的一些改革措施並沒有落實到位，政府管電方式沒有發生根本變化，傳統的計畫手段依然在電力資源配置中發揮主導作用，與

市場相適應的電價機制尚未形成，區域電網公司的改革未能按要求推進。特別是開展競價上網所必須的銷售電價和上網電價聯動政策難以出台，市場運作難以持續。現將三個電力市場建設運行情況及出現的問題作一介紹。

東北區域市場

1建設歷程

2003年2月，電監會決定東北作為試點，2003年6月，電監會印發《關於建立東北區域電力市場的意見》，東北電力市場作為第一個區域電力市場的試點工作開始啟動。2004年1月15日，開始單一制電價部分電量競爭模擬運行，2004年4月27日，發改委下文停止了該模式的競爭模擬運行。2004年6月19日，進行全電量加兩部制電價的年度、月度競價模擬運行;2004年12月13日，正式啟動試運行，並於12月22日完成了2005年度的兩輪年度競價交易。

2005年1月，東北電力市場試運行月度競價暫緩進行，5月，重新啟動月度競價試運行。2006年上半年由於平衡帳戶嚴重虧空，上網與銷售價格無法聯動以及輸電阻塞管理規則等方面的問題，東北電力市場暫停了試運行，進入總結階段，至今沒有恢復。

2005年1-4月份年度電量、電價按實際競價結果，月度電量電價按國家發改委批覆各廠的基數內上網電價扣除競價容量電價折電量電價、容量電費扣除送華北電量、發供需求空間電量影響後計算，1-4月份市場平衡資金為一594萬元。

2005年5-11月份按照實際競價電價及電網實際執行電量，對於無法滾動平宅的超發電量按照東北區域電力市場當月有約束最低中標電價進行結算的原則，多慮自5月1日起年電量電價執行煤電聯動因素，在容量電費扣除送華北、發供節求電量影響的基礎上計算，5-11月份各月市場平衡資金分別為-8810萬元、-42萬元、一2134萬元、78萬元、-3286萬元、一5443萬元、-3723萬元。2005年1月份按照實際競價交易結果，考慮各廠月度檢修計畫安排等因素，測算市場平毛資金為一6471萬元。

根據以上計算結果，1-11月份市場平衡資金累計虧空28138萬元，全年預計月空34609萬元。

2市場特點

.統一平台，統一市場 東北區域電力市場採用統一規劃、統一規則、統一管理、統一運作的統一市」模式，在東北區域電力市場建立一個統一的交易平台，成立東北電力調度交易「心統一負責市場運營，在遼寧、吉林、黑龍江三省設電力結算中心。

.單一購買 東北區域電力市場中省電力公司不參與市場競價，區域公司為電力市場的單-

購買者。市場成員包括東北電網公司以及東北電網接網的擁有10萬千瓦及以上二電機組的發電公司，包括區域內發電企業29個，競價機組88台，容量總計21萬千瓦，占2004年全網總裝機的51. 67%。

.兩部制電價、全電量競爭

東北區域電力市場實行全電量競爭、兩部制電價，除特殊機組外，全區內參;競價的機組執行統一容量電價0. 051元/千瓦時，電量電價通過集中競價形成，量電價實行按報價結算。在初期的單一制電價、部分電量競爭模式下，市場交:以年度契約交易為主，契約交易電量占全年預測電量空間的80%左右，剩餘電量二月度競價中安排;在兩部制電價、全電量競爭模式下，全年預測電量空間的8(由年度競價確定，剩餘電量在月度競價中安排。

華東區域市場

2003年6月，電監會印發《關於開展華東電力市場試點工作的通知》(電監市場[2003] 13號)，華東電力市場試點工作啟動。2003年11月，電監會印發了《華東電力市場試點方案》(電監市場〔2003]42號)，為華東電力市場建設提供了框架和藍圖。2004年5月18日華東電力市場正式進入月競價模擬運行。2005年8月編制完成日前市場規則，10月份華東電力市場開始綜合模擬運行。2006年4月3日，進入試運行階段702.

南方區域市場

1建設歷程

2004年3月，國家電監會正式啟動南方電力市場建設工作。當年4月，電監會在廣州召開南方電力市場建設工作領導小組第一次會議，明確了南方電力市場建設的指導思想、建設目標、建設原則。同年12月，國家電監會出台了《南方電力市場建設方案》，2005年5月，形成了《南方電力市場運營規則》等配套檔案。2005年11月，南方電力市場模擬運行。

2市場特點

南方區域電力市場有如下幾個特點:

.單一制電價、部分電量競爭

南方區域電力市場實行單一制電價、部分電量競爭模式，競爭總電量暫定為參與競爭電廠年度核定計畫電量的15%，其中年度競爭電量占競爭電量總量的40%,月度競爭電量占競爭電量總量的60%。

多買多賣的雙邊交易市場模式

由14家電廠和4家電網公司進行買賣競爭。廣東、廣西、雲南、貴州四省(區)電網公司均作為購電主體參與市場競爭(海南電網公司在聯網後，也將進入競爭市場)。

.首次選擇電力市場交易機構和調度機構分設體制。

.統籌考慮省(區)政府間協定電量和競爭電量，保持西電東送的良好態勢。

.在競價排序中引入輸電費用、輸電損耗等市場交易相關參數.以部分電量交易為起步，注重市場機制的建立，保證計畫安排電量向市場交易電量的平穩過渡