华东区域电力市场研究 国电动力经济研究中心 国家电力公司华东公司 二 〇〇 三年 二月 华东区域电力市场研究 目录 I 华东区域电力市场 前 言 . 1 摘 要 . 3 一、华东地区电力市场现状 17 1.1 华东地区电力发展概况 . 17 1.1.1 华东地区电力发展简况 17 1.1.2 电力管理现状 19 1.2 华东地区电力市场发展现状 21 1.2.1 华东区域内省间电力交易 21 1.2.2 上海电力市场试点 . 22 1.2.3 浙江省电力市场试点 . 25 1.2.4 江苏省电力公司的市场采购 27 1.3 存在的问题和障碍 . 28 1.3.1 试点市场中存在的问题 28 1.3.2 建立竞争市场存在的障碍 29 二、华东区域电力市场框架设计 . 31 2.1 建立华东区域电力市场的必要性和基本原则 . 31 2.1.1 建立华东区域电力市场的必要性 . 31 2.1.2 建立区域电力市场的基本原则 . 32 2.2 华东区域电力市场的总体设想 . 33 2.3 华东区域电力市场近期模式设计 . 33 2.3.1 近期方案一自愿参与的区域电力市场 . 33 2.3.2 近期方案二协调运作的两级市场 39 2.3.3 近期方案三 新增电量交易的统一区域市场 46 2.3.4 近期方案四份额电量竞价的区域电力市场 50 2.3.5 方案比 较和选择 54 2.3.6 推荐方案及其实施条件 58 2.4. 华东区域电力市场远期模式 . 59 2.4.1 远期方案一 多控制区的区域市场 59 2.4.2 远期方案二单一控制区的区域市场 63 2.5 华东电力市场 中的需求侧响应措施 65 2.5.1 需求侧响应的概念和作用 65 华东区域电力市场研究 目录 II 2.5.2 需求侧响应措施的分类 66 2.5.3 华东电力市场中开展需求侧响应计划的设想 68 三、华东区域输电价格设计 72 3.1 输电价格制定的基 本思想 72 3.1.1 输电网的范围 72 3.1.2 输电服务定价原则和目标 72 3.1.3 输电服务类型及用户 . 73 3.1.4 输电服务使用的输电网资产分类 . 73 3.1.5 输电价管制方式选择 . 75 3.2 输电价格设计总体设想 . 80 3.2.1 区域电网输电价设计的基本步骤 . 80 3.2.2 区域电网输电价设计的几个基本原则 80 3.3 近期电力市场模式下的输电价格设计 83 3.3.1 输电价体系及承担对象 83 3.3.2 接网价计算方法 85 3.3.3 输电价计算方法 85 3.3.4 输电价的调整 88 3.4 远期电力市场模式下的输电价格设计 88 3.4.1 设计原则 . 88 3.4.2 定价方法 . 89 四、 近期电力市场模式下电价水平变化趋势分析 92 4.1 电力水平测算的基本思路 92 4.2 上网电价模拟计算及分析 . 92 4.2.1 华东电网概况 92 4.2.2 计算方法和计算结果 . 95 4.2.3 结论和建议 103 4.3 输配电价测算及分析 . 104 4.3.1 测算思路 . 104 4.3.2 输配电价测算依据 . 106 4.3.3 各种分摊方法下的输配电价 106 4.4 区域电力市场建立对销售电价水平的影响分析 108 4.4.1 2001年各省市电力公司实际电价水平 . 108 4.4.2 各省市电力公司销售电价 109 五、区域电力市场的监管问题 . 112 华东区域电力市场研究 目录 III 5.1 华东区域电力监管机构的定位与职能 112 5.1.1 华东电力监管机构设置的必要性 . 112 5.1.2 华东电力监管机构定位和职能设置的基本原则 112 5.1.3 华东电力监管机构的定位 113 5.1.4 华东电力监管机构的职能 115 5.2 对区域电力市场的监管内容 和方式 117 5.2.1 对区域电力市场的监管内容 117 5.2.2一般监管方式 118 5.2.3 市场操纵力的监管 . 120 六、促进可持续发展策略 122 6.1华东地区环境治理的压力 122 6.1.1 华东地区环境现状 . 122 6.1.2 电力环境政策对华东火电厂的影响 123 6.2 华东电力工业可持续发展策略 . 124 6.2.1 华东地区的一次能源情况 124 6.2.2 华东电源发展情况 . 124 6.2.3 可持续发展策略 125 6.2.4 促进火电厂脱硫 127 6.2.5 促进天然气发电 131 6.2.6 积极发展可再生能源 . 133 七、政策建议 134 7.1 有关区域市场 建设和发展方面的建议 134 7.2 有关电价管理和改革方面的建议 . 137 7.3 有关促进可持续发展方面的建议 . 139 华东区域电力市场研究 前言 1 前 言 1. 项目背景 改革开放以来，我国电力工业发展迅速，电力建设取得了巨大成就。但现有电力工业存在着明显的政策性、结构性、体制性缺陷，由此带来行业生产效率低、电力价格不合理、资源优化配置受阻、环保政策难 以实施等一系列问题，必须对电力工业实施市场化改革。 2000年我国在 6个省（市）开展了“厂网分开、竞价上网”试点工作，在建立省级发电侧竞争性市场方面取得了一定的成绩，但是省级电力市场存在资源优化的局限性，应进一步研究开放省级电力市场、建立区域电力市场以促进更大范围的资源优化。 华东电网建立区域电力市场具有良好的经济条件和市场基础。华东地区是我国改革开放的前沿地区之一，也是电力市场化改革实践最早的地区之一。区域内浙江省和上海市作为国家试点省（市）已经初步建立省（市）级发电实行竞价上网的试点，区域内各省（市）之间 的电力交易量和交易种类不断扩大，为建立区域电力市场奠定了基础。 2001年 8月，在美国能源基金会的资助下，国电动力经济研究中心和国家电力公司华东公司对如何构建华东区域电力市场问题开展研究工作。 2002年国务院电力体制改革方案明确了电力市场化改革的总体目标，并提出了“十五”期间主要任务之一是实行竞价上网，建立市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制，为课题研究指明了方向。 2. 研究思路和内容 本课题对华东电网内电力管理体制、市场发展状况、电价形成机制、电力供需特点、环 保形势等进行了全面分析，指出目前试点市场及省间交易存在的问题、建立区域电力市场的必要性以及可能存在的障碍。在此基础上，研究华东电网建立区域电力市场的总体框架及分阶段实施方案，提出各阶段市场模式及相关交易机制可选择的几种方案；研究各方案的优缺点，通过对各方案的综合评比，选出推荐方案，并对推荐方案的实施条件进行分析。 输电网是区域电力市场的载体和通道。输电价格是区域市场价格体系中的重要组成部分，对区域市场中的电力交易及电网公司的运营有着重要的影响，因此华东区域电力市场研究 前言 2 课题在进行华东区域电力市场框架设计的同时，对华东输电价格进 行了配套的研究和设计。为进一步分析推荐的区域电力市场设计和输电价格设计方案的可行性，课题对实施方案后的电价趋势进行了情景分析。通过对上网电价、输电价格以及销售电价的模拟计算，分析不同竞价情况下，区域电力市场的建立对电价的影响，从而分析建立区域电力市场和输电价格体系给各省（市）用户和电力企业带来的影响。 电力市场不同于普通商品市场，有效监管是电力市场公平、稳定运行的重要保障，如何监管区域电力市场的运作是在建立区域电力市场过程中必须研究的问题。课题根据国家电力体制改革精神，研究了华东区域电力监管机构作为国家 电力监管委员会的分支机构，在华东区域电力市场的建立、发展和完善过程中应该承担的职能以及对区域电力市场监管应该采取的监管方式和主要措施。 促进可持续发展是建立区域电力市场应该遵循的基本原则之一。电力市场往往以电力生产成本为基础进行竞争，在没有考虑环境成本、能源再利用价值等因素的情况下，竞争结果往往偏离可持续发展目标，需要在建立竞争市场的同时，研究如何促进可持续发展，包括如何提高能源效率，发展可再生能源、保护环境等。本课题对建立华东区域电力市场下可持续发展的激励机制进行了配套研究。 根据以上研究思路，本课题研 究共分为 7个部分第一部分为华东电力市场现状研究，第二部分为华东区域电力市场框架设计，第三部分为华东区域电力市场输电价格设计，第四部分为近期模式的电价水平趋势分析，第五部分为区域电力市场监管，第六部分为促进可持续发展策略，第七部分为有关政策建议。 在项目研究过程中，得到了国家计委、国家经贸委、国家电监会等有关部门的关心和支持。华东区域省（市）政府部门和电力公司、国内其他研究机构、美国能源基金会及其国外专家及组织也给予了课题组大力支持和协助，使项目得以顺利完成，在此特别表示感谢。 华东区域 电力市场研究 摘要 3 摘 要 一、华东地区 电力工业发展状况 华东三省一市（上海市、江苏省、浙江省、安徽省、）位于我国东部沿海地区，是我国经济比较发达地区之一，在我国国民经济中占有重要地位。改革开放以来，全地区经济呈现快速、持续、健康的发展， 2001 年全地区 GDP 为 24456亿元（当年价），约为全国的 1/4，人均 GDP 为 12463 元。经济发展促进了用电需求的快速增长， 2001 年全区用电量 2882 亿千瓦时，占全国用电量的 22.88；统调最高负荷 4231 万千瓦；人均用电量 1318.7 千瓦时，高于全国 1150 千瓦时的平均水平。安徽省经济和电力发展明显低于 其他两省一市， 2001 年人均GDP5200 元，人均用电量 566.2 千瓦时，均明显低于全国平均水平。 华东地区资源相对贫乏，电力供应以火电为主，主要依靠外区煤炭输入，2001 年全网总装机容量达 5932 万千瓦，其中火电装机容量占总装机容量的90.3。目前华东地区已经形成 500kV 区域电网主网架；各省（市）也已经形成比较完整的 220kV 网架，并以至少 2 回 500kV 线路接入区域主网架。 十多年来，华东地区电力工业管理体制发生了巨大变化。通过逐步推进发电领域投资主体多元化、实行电力工业政企分开、以及 2002 年国务院 电力体制改革方案的实施，华东地区电力工业原有的垂直垄断体制已经逐渐被打破，目前形成了发电公司独立、开放，输电、配电、售电一体化垄断经营的管理体制发电公司负责发电业务，按照政府批准的上网电价或协商的上网电价向电网公司卖电；电网公司负责输配电业务，按照政府制定的目录电价向终端用户供电。 上海市和浙江省根据国家要求， 2000 年起开始了“厂网分开、竞价上网”试点改革，目前已经初步形成有限竞争的发电市场。区域内省间交易在过去几年中发展很快，主要特点是省间交易主体为华东公司、各省（市）电力公司以及区外来电；交易种类 包括统配电量交易、代发电量竞价、省（市）电量竞价以及双边交易等多种；交易量不断扩大， 2001 年总交易量约 132 亿千瓦时（包括区外来电）；交易以各省（市）之间电量调剂为主要形式，交易结果基本体现了各省（市）的电力供需形势，安徽省是输出省、浙江省和上海市是受入省、江苏省供需基本平衡。 华东区域 电力市场研究 摘要 4 分析华东电力工业管理现状，可以看出 目前的管理体制许多方面已经不适应电力工业的健康发展，尤其是缺乏公平的市场环境和促进区域电力资源优化的市场机制，需要建立竞争开放的区域电力市场，以促进电力工业健康发展。建立竞争区域电力市场的主要障 碍有 1 现行规划计划管理体制限制了区域电力市场的发展；（ 2）输电网架存在薄弱环节影响公平竞争；（ 3）已建立的两个试点省级市场交易机制不协调，影响统一区域电力市场的建立；（ 4）国家税收等政策缺乏促进省间交易的机制；（ 5）电价结构不合理、电网没有合理发展的电价空间；（ 6）电源发展面临巨大的环保压力等问题等。 二、华东区域电力市场框架设计 从华东区域内省间交易发展和区域内省（市）试点发电市场运行状况来看，有必要建立区域电力市场，实行省（市）间市场开放，为华东地区电力发展提供公平竞争的市场环境，促进电力工业提 高效率，促进区域资源优化。 （一）华东区域电力市场应分阶段建设 根据国家电力体制改革的总体要求我国电力市场化改革将从厂网分开、竞价上网开始，配套开展大用户和配电网直接供电的试点工作，并在试点工作基础上，逐步推进输配分开、售电环节引入竞争机制的改革。华东区域电力市场的建设应分两个阶段来考虑，近期模式是建立发电竞争市场为主、逐步开放大用户直接购电试点的区域市场，远期是输配分开，形成多买方多卖方的区域批发竞争市场。 根据华东区域的实际情况，对近期华东区域电力市场提出 4 种可选模式 模式一自愿参与的区域电力市场 。 建立自愿参与的区域电力市场，通过事先定义省（市）间交易的种类以及相关规则，为各省（市）网公司提供更加灵活的电力电量交易平台；同时建立和完善区域内各省（市）之间的备用共享机制，加强区域电网的联网运行。 模式二协调运作的两级市场。 建立区域和省（市）两级市场，省（市）电力调度交易中心既是省级市场的组织管理机构，又代理本省（市）市场上的发电公司和省（市）电网公司参与区域电力调度交易中心组织的区域电力市场交易。区域和省两级现货市场协调运作，省（市）电力调度交易中心必须按照规则向区域电力市场报价，由区域电力调度交易 中心以充分利用省间联络线输送限额为原华东区域 电力市场研究 摘要 5 则先确定省间交易，再由省（市）电力调度交易中心确定省内交易。 模式三新增电量交易的统一区域市场。 维持现有电量的交易模式，针对新增电量的交易建立统一的区域电力市场，要求各省（市）电网公司新增电量的买卖必须通过区域电力市场，新建电厂也必须参加区域电力市场的竞争。 模式四份额电量竞价的区域市场。 在对华东电网内目前省（市）间交易方式发展的基础上建立区域电力市场。要求各省（市）开放一定比例的市场份额，组成区域电力市场的竞价空间，由各省（市）电网公司在市场上竞价卖电，同时省（市） 电网公司负责从本省（市）发电厂购电。 通过分析比较，课题组推荐近期华东区域电力市场易采用协调运作的两级市场的模式。该模式的优点是有利于消除省间壁垒，促进区域资源优化配置；保留省级市场运作，较适应华东电网调度运行和市场管理现状；通过两级市场的运作一定程度上避免了建立统一区域市场初期对发电成本低地区价格的不利影响。 远期，随着配电公司的独立，华东地区将形成统一的区域电力市场。区域电力市场为区域内独立发电公司、供电公司以及区外交易主体提供了自由交易的平台。同时建立省级平衡机制，即以省为电力电量平衡控制区，省级电 力调度交易中心为实现系统实时电力平衡从区域市场购买平衡电量并负责对省内的不平衡电量进行平衡结算。 （二）近期推荐的协调运作两级市场的主要规则 1. 建立区域、省（市）两级市场，区域电力调度交易中心负责区域市场运作，省（市）电力调度交易中心负责省（市）市场运作，是区域电力调度交易中心的分中心。 2. 市场交易以合同交易为主、提前一天的现货市场交易为辅。合同交易实现省间开放，现货交易两级市场协调运作，规则基本一致。 3. 现货市场中  省（市）级现货市场的交易主体是省（市）电网公司和发电厂；区域现货市场的交易主 体是省（市）电力调度交易中心（代理省（市）电网公司和发电公司参与交易），区外交易主体和准入的大用户。  省（市）交易中心根据发电厂的报价、省内负荷需求、省间联络线可用容量，形成与省间送受电容量相对应的系统边际价格曲线，向区域电力华东区域 电力市场研究 摘要 6 调度交易中心申报。区域电力调度交易中心根据省间联络线的安全可用容量，按照供需匹配原则，确定省间交易计划和省间交易价格，省电力调度交易中心在此基础上再确定省内交易量和省内交易价格。  两级市场均可采用边际价格结算。 4. 采用招标方式选择新建电厂，由省电力调度交易中心组织，中标的电厂与省（ 市）电网公司签订长期购电合同，该合同能够保证电厂正常收入的一定比例，由市场规则规定，电厂的剩余电量可以参与现货市场竞争。 5．在试点基础上，逐步开放大用户和配电公司选择权；大用户和配电公司直接与发电厂签定购售电合同的同时，需要与电网公司签订输电服务、辅助服务和平衡服务合同。 （三）华东区域电力市场应考虑建立需求侧响应机制 借鉴国外经验，在市场中建立需求侧响应机制有利于电力系统可靠性的提高和竞争市场的有效运行。根据华东区域电力市场的建设步骤，初期市场以发电竞争为主，需求侧直接参与市场的能力很小，在此阶段发展需 求侧响应的重点应该是省电网公司作为实施主体，在用户中推广峰谷电价、开展可中断电价和直接负荷控制试点等工作。随着华东区域电力市场逐渐向多买方和多卖方市场发展，可以开展系统紧急状态需求侧响应计划，逐步允许大用户和配电公司直接参与市场报价，同时在配电公司内部开展实时电价计划。 三、华东区域电力市场输电价格 华东区域电力市场的运作是以华东电网的输电网架为物理基础实现的。区域电力市场形成后，其有效的运作将会改变各省市对输电网的使用方式，因此，有必要根据华东区域电力市场的框架设计，研究相应的区域电力市场输电价。同时，根 据电力体制改革安排，在“厂网分开”后，也要求为电网企业的输电服务制定相应的输电价。 （一）输电服务 华东输电网分为 500kV 和 220kV 两个电压等级，其中 500kV 输电网是华东输电网的主网架，主要负责省间电力输送和联网功能； 220kV 输电网主要承担向省市电网内的配电网送电功能。 电网公司为接入输电网的发电厂和用户提供三类服务一是利用专用设施为华东区域 电力市场研究 摘要 7 接入输电网的电网和接出输电网的大用户提供接入、接出系统服务。服务对象分别是接入输电网的电厂和接出输电网的大用户。二是利用共用输电网为发电厂和220kV 网提供电力输送服 务。 500kV 共用输电网的服务对象是各省市 220kV 输电网和接入 500kV 输电网的发电厂。 220kV 共用输电网的服务对象接入 /接出220kV 输电网的发电厂 /大用户，以及配电网和大用户。三是为保证电网安全稳定运行，提供辅助服务。 （二）近期市场模式的输电价 管制方式。 采用成本加成管制方式确定收入需求，由折旧、运行维护费、资产回报和税金构成。其中资产回报等于有效资产额乘以国家核定的加权平均资金成本（ WACC）。有效资产额根据电网经营企业提供的输配电网设施固定资产计算，通常包括固定资产净值、流动资产和无形资产（包 括土地使用权价值、专利和非专利技术价值）三部分； WACC 由债务资金成本和权益资金成本确定。 价格体系及价区。 包括接网价和输电价。接网价是电网经营企业为接入和接出输电网的电厂、配电网和大用户提供专用设施所制定的价格，向接入和接出输电网的电厂和大用户收取；输电价是电网经营企业为回收提供共用输电网和辅助服务费用所制定的价格。华东 500kV 共用电网制定统一的输电价（一个价区），向省市 220kV 电网收取；各省市 220kV 共用输电网分别制定输电价（各省市分别为一个价区），向各自区域内的配电网和大用户收取。 计价形式。 接 网价实行单一制容量电价，单位是元 /kW月；输电价可采用单一制容量电价或两部制输电容量电价和输电电量电价。推荐采用后者。 定价方法。 接网价直接根据每个用户的接网资产使用情况分别确定；输电价以邮票法为基础，分别计算 500kV 共用电网的统一输电价和各省市 220kV 共用输电网的输电价。 （三）远期市场模式的输电价 管制方式。 采用价格上限或收入上限管制方式，仍以有效资产和加权平均资金成本为基础确定资产回报。 价格体系及价区。 价格体系仍为接网价和输电价。接网价向接入和接出输电网的电厂和大用户收取；输电价按节点制定， 500kV 输电价向接入 500kV 输电网的电厂和各省市 220kV 电网收取， 220kV 输电价向接入 220kV 输电网的电厂华东区域 电力市场研究 摘要 8 和各省市内的配电网收取。 计价形式。 接网价实行单一制容量电价；输电价采用两部制输电容量电价和输电电量电价。 定价方法。 接网价直接根据每个用户的接网资产使用情况分别确定；输电价容量电价以反映成本的网络定价法（ CRNP）为基础，分别计算 500kV 共用电网和各省市 220kV 共用输电网各节点的输电价；输电电量电价按邮票法制定。 四、近期电力市场模式下的电价水平变化趋势分析 电价水平模拟分析的主要目的是， 根据华东区域电力市场的近期推荐方案，分析建立华东区域电力市场和输电价形成机制对华东电网及三省一市的上网电价、输配电价及销售电价的影响，为区域电力市场模式和输电价设计方案的选择提供参考依据。 （一）上网电价 1. 现状分析 从 2001 年华东省市间电力交换的综合统计结果来看， 上海市和浙江省分别从安徽、华东公司直属电厂及网外购入大量电量；江苏省供需基本平衡；安徽省有大量的电量送出。 从 2001 年统调机组利用小时来看，浙江最高，上海次之，江苏第三，安徽省最低。电厂发电设备利用小时的高低，反映了各省的电力供需平衡状 况，安徽省有增加向其它省市售电的潜力。 从对 2001 年各省市主要统调燃煤机组上网电价的比较可以看出， 加权平均上网电价从低到高的排列顺序是安徽、江苏、上海及浙江。总体来讲，安徽境内的电厂最具价格竞争力。 2. 模拟计算 模拟计算是以华东三省一市为分析对象，假定 2001 年实施了华东区域电力市场近期推荐市场模式，模拟计算将得到可能的省市间电力交换力度，并同 2001年的实际相比较；同时分析加大省市间交换力度后，相应竞价机组平均上网电价的变化趋势。 选定三省一市 主要的统调燃煤电厂参与竞价，确定的参与竞价电厂的装 机容量占华东三省一市统调火电总装机容量的约 85％。 竞价幅度分别假定为 5％、华东区域 电力市场研究 摘要 9 10％或 15％。 3. 主要结论 在三种竞价幅度下，安徽省可以增加约 35 亿～ 87 亿千瓦时的电量送出，分别由其它两省一市购买，主要购入者为浙江省和上海市。 在以报价进行结算的情况下，加大省市间电量交换，各省市竞价电厂加权平均上网电价均将有所降低；若以清算价格结算，江苏省竞价电厂的加权平均电价将有所提高，其它两省一市竞价电厂加权平均上网电价均将有所降低。 华东三省一市间输电容量是进一步加大电量交换的制约因素之一。 2001 年，安徽分别以一回 500kV 线路同江苏和浙江相联，其输送容量不足以再增加 87 亿千瓦时的电量送出。 目前的增征税体制是扩大省市间电量交换的阻碍因素之一，在国家新的增征税政策推出之前，适当降低省市间电力交易的增征税税率，实现部分增征税由售电省向购电省转移，将有利于缓解这一阻碍因素。 （二）输电价 输电价的测算目的是分析各种成本分摊方法对三省一市输电价水平的影响。 输电价测算基础主要是 2001 年三省一市电力公司的实际输电价（由销售电价和上网电价反推），以及 2001 年华东电网各省市电力公司售电量、最高负荷和各 500/220kV 变电 站下送电量等参数。 报告采用 500/220kV 变电站下网负荷 比例、 500/220kV 变电站下网电量 比例、下网负荷和下网电量各占 50、各省市电力公司售电量和各省市最高负荷比例等5 种方法分配 500kV 输电网的输电费用，计算结果表明 无论 500kV 电网输电费以什么方式分配，上海市输电价水平均高于 2001 年实际水平；各种分配方式下江苏省输电价水平均低于 2001 年实际水平；浙江只有按最高负荷比例分配 500kV 电网费用时低于 2001 年实际水平，其它情况均高于 2001 年实际水平；安徽按售电量和最高负荷比例分配 500kV 输电网费用时高于 2001 年实际水平，其它情况均低于 2001 年实际水平。 （三）售电价 华东电网三省一市的销售电价分别由该电网的上网电价、输配电价和线损电价顺加形成。计算结果表明 华东区域 电力市场研究 摘要 10 1. 随着竞价力度的增加，全电网的销售电价水平提高。在竞价力度为 5和10的情况下，区域电网平均上网电价、销售电价均低于 2001 年实际平均上网电价和销售电价水平。主要原因是电力市场按边际价格作为清算价格后，随着竞价力度增加，竞价电量按清算价格结算导致购电费用高于政府定价情况下的购电费水平，导致平均上网电价提高。 2. 对上海市 而言，实行区域电力市场竞价后无论竞价力度如何，平均上网电价均低于 2001 年实际上网电价。但只有在 500kV 电网费用按销售电量比例分配、竞价力度为 5和 15的情况下，销售电价低于 2001 年实际销售电价。主要原因是无论 500kV 电网费用如何分配，输配电价均高于 2001 年实际输配电价。 3. 对于江苏而言，实行区域电力市场后，当竞价力度为 5时，平均上网电价与 2001 年实际上网电价持平，增加竞价力度平均上网电价增加；无论 500kV电网费用如何分配，输配电价均低于 2001 年实际输配电价；当 500kV 电网费用按公司 售电量或电网最高负荷比例分配、竞价力度为 15的情况下，销售电价高于 2001 年实际销售电价，其它情况销售电价均低于 2001 年实际销售电价。 4. 对浙江而言，实行区域电力市场竞价后无论竞价力度如何，平均上网电价均低于 2001 年实际上网电价；只有按最高负荷比例分配 500kV 电网费用时低于2001 年实际水平，其它情况均高于 2001 年实际水平；当 500kV 电网费用按销售电量和电网最高负荷分配时，各竞价力度情况下的电网销售电价均低于 2001 年销售电价，其它方式分配 500kV 费用时，各竞价力度情况下的电网销售电价均高 于 2001 年销售电价。 5. 对安徽而言，实行区域电力市场竞价后无论竞价力度如何，平均上网电价均低于 2001 年实际上网电价；按售电量和最高负荷比例分配 500kV 输电网费用时，输电价高于 2001 年实际水平，其它情况均低于 2001 年实际水平；采用售电量和电网最高负荷比例分配 500kV 电网费用、竞价力度为 10和 15的情况下，销售电价高于 2001 年实际水平，其它情况下销售电价均低于 2001 年实际水平。 五、区域电力市场的监管 （一） 建立华东区域电力监管机构 华东电力监管机构是国家电力监管委员会的分支机构，其监管职能是 国家电力监管机构职能在区域的具体实施，由国家电力监管委员会授权，对区域电力市华东区域 电力市场研究 摘要 11 场、市场准入和输电业务等区域范围内的相关活动进行监管。 华东电力监管机构下应该设立省电力监管机构，初期考虑由华东电力监管机构和省政府实施条块结合、以条为主的管理方式；逐渐向垂直管理模式过渡。按照市场模式的特点，区域监管机构在近期市场模式下主要监管的范围包括区域和省现货市场、区域合同交易及 500kV 输电业务，省内合同交易、 220kV 输电及配售电业务由省监管机构监管；远期市场模式下，区域监管机构负责监管所有电力批发业务和输电业务，省级监 管机构负责配电业务和用户服务的监管。 华东电力监管机构的主要职能包括培育公平竞争的电力市场；监管竞争市场的运行，维护公平的市场秩序；许可证管理；监督技术与服务质量标准的执行；监管输电企业的财务状况，并提出输电电价建议；组织制定电力发展规划；监督电力市场法律法规的执行情况；监督环保及可再生能源、节能政策的执行；执行国家电力监管机构授权的其他有关事宜；对省电力监管机构的管理。 （二） 对区域电力市场实施有效监管 华东区域电力监管机构对区域电力市场监管的主要内容包括根据市场规则对区域电力市场运营中的市场主体，包括发电 公司、电网公司、电力调度交易中心的市场准入和退出、市场行为和信息披露状况进行监管，包括对发电公司重组监管、对电力调交易中心的运行进行监管；对输电业务进行监管，主要包括电网公司输电业务的成本核算、价格执行、电网运行、开放服务状况进行监管，同时从监管财务成本角度对输电网投资计划和建设招投标进行审核。 华东区域电力监管机构应该采用以规则为主、许可证为辅的监管方法，通过建立公开的规则制订、审批和调查评估制度，对华东电力市场实施公正的监管。 市场操纵力问题是区域电力市场的监管难点，尤其在市场发展初期，建议从以下几个方 面控制市场操纵力对市场结构进行评估以及对市场主体产权重组行为进行审批；通过电力调度交易中心对市场行为进行评估；通过市场规则限制市场操纵力的滥用；采取有效监管减少操纵行为。 六、促进可持续发展策略 一 华东地区电力环境治理面临巨大的压力 华东三省一市的火电厂 2000 年 SO2 排放比 1995 年减少了 35，该地区 2000年火电厂 SO2 单位发电量排放量，即排放绩效为 3.96g/kWh,只有全国平均水平华东区域 电力市场研究 摘要 12 的一半左右，接近或超过发达国家的先进水平 2000 年美国的火电厂 SO2 排放绩效约为 4g/kWh。按照电力环 保“十五”规划， 2005 年的电力 SO2 排放总量要比2000 年减少 10-20，届时华东地区的火电厂 SO2 排放绩效需要降到2.8-3.03g/kWh，难度很大。为了实现可持续发展，在构筑华东电力市场时应充分建立有利于环境保护的激励机制。 （二）华东地区的一次能源及电源发展规划情况 华东三省一市无油、少水、缺煤，是常规能源缺乏的地区。该地区有丰富的海上风电资源及较丰富的陆地风能资源，具有很好的开发前景。具有一定的潮汐能开发潜力。 根据华东公司“十五”计划及 2015 年远景规划， 华东电网内燃煤火电的装机比例 将从 2000 年的 86.7下降到 2005 年的 76.1，燃气发电和核电的比重将大大提高。 （三）可持续发展策略 综合考虑环境效益、发电成本以及华东地区“十五”末的电源结构，本报告认为华东电力市场近期的可持续发展策略为  积极促进现有火电厂脱硫；  根据落地价不高于华东三省一市平均上网电价的原则，积极从外区购电；  积极发展天然气发电；  积极发展可再生能源，实现电力可持续增长。 （四）促进火电厂脱硫 1. 电价与排放绩效挂钩 对于基于发电量进行买卖的竞争性电力市场而言，将电厂的上网电价与其发电量的排放绩效直接挂钩 ，使电价和环境贡献联系起来，将有利于激励火电厂控制 SO2 排放。 经计算，采用石灰石－石膏法后每千瓦时可以减排 SO26.4 克（按燃煤硫分1）， SO2 的单位减排费用约为 0.002 元 /克。如果将电价与排放绩效挂钩，以2005 年华东三省一市的排放目标 3.03g/kWh 为基础，火电厂 SO2 排放绩效每超过基础值 1g/kWh，其电价应该在合同电价的基础上降低 0.002 元 /kWh，反之，应该增加 0.002 元 /kWh。 华东区域 电力市场研究 摘要 13 2. 实施排污权交易 在一个竞争性的市场中 ， 由于存在成本差异，在总量控制下，治理成本高的企业愿意购买 排污权，治理成本低的企业愿意卖出排污权，从而可以产生排污权交易。实施排污权交易将使得社会总的治理成本最小化，安装脱硫设备的火电厂的电价上涨幅度会小于没有排污权交易情况下的上涨幅度。排污权交易还为没有获得初始排污权的新电源提供了进入市场的机会。排污权交易在我国是一个新生事物，目前还缺乏配套措施和相关政策，为了使治理费用最小化以及电力市场健康、持续地发展，在构筑华东电力市场时，应该积极引进排污权交易。 3. 合理分配总量指标 实行总量控制和排污权交易以后，电厂的允许排放总量将影响到电厂是否需要安装脱硫设备或是否 购买 /卖出总量。 分配总量有两种方法历史法和绩效法 1。历史法是根据 2000 年火电厂排放的总量等比例削减，其特点是承认已有数据，过去单位发电排放少的企业的减排压力较大。绩效法的特点是不承认已有数据，而是根据单位产量的排放系数结合发电量计算可排放量。利用绩效法分配总量，可以使排放控制计划中的商业动机同市场价格信息紧密联系，从而体现公平原则。 4. 环境治理投资及对电价的影响分析 在实施排污权交易的情况下，假如华东地区的火电厂 2005 年 SO2 排放量要在 2000 年排放水平上削减 10， 则华东地区大约有 33的 燃煤火电机组需要安装脱硫设备；如果假如华东地区的火电厂 2005 年 SO2 排放量要在 2000 年排放水平上削减 15， 则大约有 38的机组需要安装脱硫设备。这意味着华东地区在“十五”期间需要投资 7080 亿人民币才能满足 SO2 总量控制目标。如果这笔投资完全由华东的电力工业消化，无疑负担较重；如果由全社会分担，全区火电上网电价只会上涨 0.007-0.0081 元 /kWh（不含税），所以对全区火电电价的影响很小。 五 促进天然气发电 目前，华东地区的天然气的门站价比燃气电站可承受气价高出 0.2-0.3 元 /立方米 左右，影响了燃气电站的竞争力。提高燃气电站竞争力的主要途径有减1绩效法采用 GPS 原理（ GPS generation perance standard），通常以克 /千瓦时的形式表示。 华东区域 电力市场研究 摘要 14 少中间环节，对电厂采用输气主干网直供的方式，降低燃料价格；实施分时电价机制，提高天然气电站的气价承受能力。 （六）积极发展可再生能源 即使是目前发电技术相对成熟的风电的价格也比常规能源发电高出很多，多数可再生能源的资源存在间歇性，无法参与竞价，因此还需要政策扶持首先，允许电网销售电价与风电等可再生能源的上网电价联动；其次，建立可再生能源的上网电价约束机制。国家先对风力资源进行勘察，了解风场的年平均风速，测算对不同风资源区电价的标底，然后进行招 标。 七、政策建议 为推进华东区域电力市场建设，进一步促进华东电力工业的可持续发展，本报告对华东区域电力市场的建设、电价管理和改革、促进可持续发展策略方面提出以下几点建议 （一）有关区域电力市场建设的政策建议 1. 加快华东电力市场的建设进程，将华东地区作为区域电力市场试点，尽快研究具体实施方案。 2. 华东电力市场的建设应该统一规划、分阶段实施。以建设统一区域电力市场为目标，近期采用协调运作的两级市场模式，制订统一的竞争规则。现有的省级市场根据统一规则对市场运行系统进行修改，同时建设区域电力市场和其他省级电力市 场。 3. 推进区域电力市场的外部环境建设。第一，清除现有电力规划和投融资体制中存在的障碍，开放省间市场；第二，加强价格管理和市场管理的协调合作，逐步实现价格监管和市场监管的统一；第三，研究并制订促进省间贸易的税制改革，减少地方保护，促进全国资源优化。 4. 建立电力供应安全保障机制，包括建立以长期合同为主的市场模式、采用付容量费用的机