我国电力改革进程与未来发展

我国电力市场改革进程与未来发展华北电力大学工商管理学院OverviewPart1：我国电力市场化改革的历史进程Part2：中国电力市场化改革的现状分析Part3：我国电力市场改革的未来发展Part1我国电力市场化改革的历史进程问题：我国电力市场改革最早在什么时候？在哪？1、我国电力市场改革历史进程-1978我国最早出现的集资电厂是山东龙口电厂，于1981年底开始建设，1984年投产发电。1、我国电力市场改革历史进程-19881988年，国务院72号文“电力工业管理体制改革方案中明确了“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、集资办电”的二十字方针，为独立电厂的发展提供了法则依据。我国电力行业首先在发电环节市场逐渐开放。1、我国电力市场改革历史进程-1994“电力法”于1994年颁布。1、我国电力市场改革历史进程-1996后1996年后，电力市场逐渐从“卖方市场”转向“买方市场”集资办电合同中的高发电利用小时数高投资回报率短折旧期短还贷年限等造成电价上涨速度过快各种类型的发电机组争发电量的情况严重。1、我国电力市场改革历史进程-内部模拟电力市场1997年11月，国家电力公司在井冈山召开会议，正式启动建立内部模拟电力市场。内部模拟电力市场-浙江省电网，从1995年1月开始进入模拟市场运行；1998年后，在大部分省、市电力公司都相继开展了内部模拟市场的运作。网厂分开，建立真正意义上的电力市场势在必行。1、我国电力市场改革历史进程-19981998年3月，决定撤消电力工业部，标志着电力部已从政府的一个部门过渡到政府监管下的电力企业阶段的完成。随之，各个分公司、子公司将取消电力管理局的职能，标志着政企分开时期的正式开始。98年国务院国办发[1998]146号，提出在辽宁、吉林、黑龙江、山东、上海、浙江6省市开展电力市场试点工作；1、我国电力市场改革历史进程试点省份方案设计试运行正式运行山东8.199910.19991,2000上海9.199910.19991,2000浙江7.199910.19991,2000辽宁12.19994.20006,2000吉林1.20004.200012,2000黑龙江1.20004.200011,20001、我国电力市场改革历史进程-20022002年2月国发5号文件总体改革目标：打破垄断，引入竞争，提高效率，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。网厂分开重组国有电力资产。竞价上网实行电价新机制。设立国家电力监管委员会。国家电力公司的解体（2002年12月29日）国家电力公司中国国家电网公司中国南方电网有限责任公司中国华能集团公司中国大唐集团公司中国华电集团公司中国国电集团公司中国电力投资集团公司中国电力工程顾问集团公司中国水电工程顾问集团公司中国水利水电建设集团公司中国葛洲坝集团公司建设区域电力市场的目标构筑政府监管下的统一、开放、竞争、有序的电力市场体系。到十五末期，初步形成华北、东北、华东、华中、西北、南方六大区域电力市场，基本建立电力市场运营的法规体系和监管的组织体系，全国大部分地区大部分发电企业实行竞价上网，符合条件的大用户（含独立配售电企业）直接向发电企业购电。2、中国电力市场试点与改革特点特点一：网厂分开，发电侧电力市场；2、中国电力市场试点与改革特点特点二：市场购买者模式2、中国电力市场试点与改革特点特点三：部分电量竞价上网浙江金融合同模式R=Qg*Pm+Qc[Pc-Pm]其中，R——电厂总收入Qg——电厂上网电量Pm——市场价格Qc——远期合约电量Pc——远期合约价格Pm——市场价格上海物理合同模式R=Qc*Pc+Qs*Ps其中，R——电厂总收入Qc——远期合约发电量Pc——远期合约电价Qs——现货发电量Ps——现货电价2、中国电力市场试点与改革特点特点四：双轨制竞价体系2、中国电力市场试点与改革特点特点五：交易方式•各试点单位主要采用了远期交易、现货交易方式，辅助服务交易在试行，输电权交易未开展。2、中国电力市场试点与改革特点特点六：调度与交易一体化特点七：垂直监管模式•政府对电力市场的监管由国家电力监管委员会及其向各地方派驻的监管机构对电力市场进行监管。Part2中国电力市场化改革现状1、东北区域电力市场整个东北电网覆盖东北三省和内蒙古自治区的赤峰、通辽地区，供电面积120万平方公里，供电服务人口1亿左右。1、东北区域电力市场-2004年1月15日•在东北电网所覆盖的区域，即黑、吉、辽三省与内蒙古部分地区建立一个区域电力调度交易中心，电网公司、独立发电公司、与东北联网的其他电力公司构成市场主体。以这个中心为统一交易平台，进行交易、调度和结算，并接受电力监管机构的监管。东北区域电力市场主要成员东北电网公司及辽宁、吉林、黑龙江省电网公司，与东北电网接网的拥有10万千瓦及以上火电机组（不含供热电厂和企业自备电厂）的发电企业，开展双边交易试点的大用户。-26个竞价电厂，其中辽宁10家、吉林4家、黑龙江9家、内蒙古东部3家；五大发电集团公司所属电厂22家、独立电厂４家。1、东北区域电力市场初期，市场采取单一过渡电价、有限电量竞争模式。竞争性电量占东北区域电力市场实际交易电量的20%左右，由日前和实时竞价方式确定。在技术支持系统不具备条件之前，竞争性电量由月竞价方式确定。1、东北区域电力市场使用经网损修正后的报价进行竞价，以市场购电费用最低为目标决定竞价结果，按PAB进行结算。设置最高、最低限价，以竞价机组最低变动成本确定最低限价，以不突破国家批准的东北分省综合统一销售电价体制下电网的购电水平为原则，在市场预案中经测算确定最高限价。东北区域电力市场现已启动了按两部制上网电价、全电量竞争模式的市场模拟运行，并实现年度和月度两种报价方式。容量电价由国家价格主管部门调整和制定，电量电价由市场竞争决定；非竞价机组实行政府定价，上网电价由政府价格主管部门按全国统一政府制定和调整。容量电价的确定总容量电费按竞价机组的平均投资成本的一定比例（K）制定。平均投资成本主要考虑折旧费、财务费用。K为根据市场供求关系确定的比例系数，原则上为东北区域电网平均实际发电利用小时与平均设计发电利用小时之比。K值由政府价格主管部门根据市场供需变化适时调整。容量电价的确定容量电价=总容量电费/（可用容量×年可用小时）总容量电费=K×（折旧费+财务费用）折旧费=竞价机组总容量×单位平均造价×政府价格主管部门规定的计价折旧率财务费用=贷款余额×（利率×（1+利率）还贷期限）/（（1+利率）还贷期限-1）-贷款余额/还贷期限K=平均实际发电利用小时/平均设计发电利用小时可用容量=参与竞价机组的总装机容量年可用小时=8760-计划检修周期内的年平均计划检修小时数-8760×非计划停运率容量电价的确定-参数的取值单位平均造价：参考社会平均水平，确定非脱硫机组为4500/KW，脱硫机组为5000/KW。利率：5年以上贷款利率5.76%折旧率：5%年平均计划检修小时数：中电联年度统计可靠性数据取960h。非计划停运率：2%还贷年期：15年K：根据东北区域电力市场供求情况，取5200/5500=94.5%容量电价的水平和调整新投产竞价机组实行统一的容量电价。未安装脱硫环保设施的燃煤发电机组容量电价水平（含税，下同）为每KW每可用小时0.051元；其他环保发电机组容量电价水平（含税，下同）为每KW每可用小时0.056元。容量电价的水平和调整已投产机组的容量电价区分情况制定。在电价改革初期，对目前已投产的竞价机组，除少数特殊电厂（政府批准的单位KW造价高于7000元的电厂或外商直接投资电厂有电价承诺的）外，对其他电厂均统一实行与新投产机组相同的容量电价。特殊电厂的“搁浅成本”问题，可按照上述计价原则、方法制定较高的容量电价。改革过渡期（3-5年）内，逐步降低特殊电厂的容量电价，最终实行全区域统一的容量电价。容量电费的结算东北区域电网按机组的实际可用容量、年可用小时、规定的容量电价按月向发电企业支付。年可用小时=全年日历天数-年均计划检修小时数-非计划检修小时数电量电价电量电价实行全电量竞价，由市场竞价形成。市场竞价可采用交易市场直接报价（现货交易）发电企业与用户或电网企业签定双边购售电合同等方式。改革初期，对市场竞价设立最高限价，最高限价暂定为东北区域电网内现行平均上网电价的1.5倍。是否设最低限价，视市场运行情况定。发电权市场•发电权交易作为远期合同交易补充，减少由于不可预见的原因给市场成员带来的违约损失，以维持稳定的电力供应。•发电权交易是对由于燃料、水等一次能源不足，机组计划外检修、发电成本高等原因而无法执行的远期合同电量进行交易。由东北电力调度交易中心采用集中撮合模式，确定发电权的交易计划，并进行安全校核。•目前尚未开展此项交易。辅助服务补偿机制进入电力市场的发电机组有义务承担电力系统的备用、调频、无功等辅助服务。在电力市场初期，对备用、调频、无功等辅助服务建立合理的补偿机制。对竞价机组的辅助服务补偿，非竞价机组辅助服务暂不补偿。辅助服务补偿机制由接入系统的所有电厂按统一的价格标准交纳费用予以补偿。电网企业提供的系统控制与管理、无功供应等AS，其成本费用通过输配电价补偿。平衡帐户平衡帐户，资金单独列帐，专户管理。改革深化后，逐步建立独立的输配电价体系，实现上网电价与销售电价的联动。2、华东区域电力市场华东电网是我国统调电网之一。包括上海、浙江、江苏、安徽及福建电网。到2003年底，全网统调装机容量为6994.8千瓦，其中火电为5632.07万KW，占80.52%；水电为1120.97万KW，占16.03%；核电为241.76万KW，占3.46%。到2003年底，全网500千伏厂站45座，变压器58台，总容量为4315万千伏安，交流输电线路88条，总长度7467.8公里；220千伏变电站448座，变压器848台，总容量为11922.35万千伏安，线路1084条，总长度为29336.61公里。2003年全网发电量3939.92亿千瓦时，同比增长17.44%；全网用电量4025.83亿千瓦时，同比增长20.06％；全网统调最高用电负荷6515.2万千瓦，同比增长10.43％。2、华东区域电力市场-2004-05-18–在华东区域电力市场交易现场，第一次交易高峰时段成交电量33.26亿千瓦时，无约束市场出清价406.8元/兆瓦时。低谷时段成交电量11.77亿千瓦时，无约束市场出清价273.1元／兆瓦时。模拟运行取得成功。–华东电力市场模拟运行，以年度合同和月度竞争为主。在此基础上，随着技术支持系统相应功能的完备，适时开展日前竞争和实时平衡。–有竞价电厂59个，竞价机组171台，竞价容量4338.8万千瓦，占华东总装机容量的一半以上。同时，各省电力公司作为购电者，在区域电力交易平台竞争购电。2、华东区域电力市场华东电力市场建设将分三期实施。一期目标：建立区域统一的电能交易平台，部分电量在华东电力市场平台统一竞争，有步骤地开展大用户直接向发电企业购电试点。二期目标：逐步增加参与竞争的发电企业的范围，增加竞争电量的比例，增加电能交易品种。三期目标：在售电环节引入竞争机制，所有具备条件的发电企业和用户直接参与市场竞争，开展电能金融合同交易，形成政府监管下的统一、开放、竞争、有序的华东电力市场。2、华东区域电力市场交易品种主要有四种，即年度合同交易、月度竞价交易、日前现货竞价交易和实时平衡。其中，年度合同交易占85%左右，月度竞价交易、日前现货竞价交易占15%左右，实时平衡只占很小部分。限价最高限价暂定为按华东电网竞价机组平均上网电价的1.25倍执行，即：高峰时段482.0元/MWh；低谷时段321.0元/MWh。平衡账户建设目前中国区域电力市场建设还处于起步阶段，电力垂直一体化管理体制仍未完全破