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1989年，我國第一條跨區輸電線路――葛滬直流輸電線路的投運，拉開了我國跨區聯網的序幕。截止2015年底，我國已建成跨區輸電聯網工程9個，實現了東北――華北聯網工程、山西陽城電廠向江蘇送電工程、葛南直流工程、龍政直流工程、江城直流工程、三滬直流工程、華北――華中聯網工程、神木電廠向華北電網送電工程等區域電網的互聯，跨區輸電規模已經由2003年的7500MW左右增加到25000MW左右，年跨區輸電電量已經由2003年的38.7GWh增加到108GWh，跨區輸電為我國電力行業的發展做出了巨大貢獻。

目前，我國跨區輸電工程經營模式分為兩種：一種是點對網交易，指的是特定電源與電網間的交易，例如三峽松華中、華東電網的電力交易；二是網對網交易，指的是，電網和企業間的電力交易，如華中電網送華東電網的電力交易。而網對網的跨區交易，由于目前輸配電價沒有獨立的價格形式，為這種模式的經營管理帶來了很大困難。

一、我國目前跨區輸電經營管理中的問題

（一）跨區輸電經營中電力價格不合理。

目前， 跨區輸電價格體系主要包括送端電網送電價格、相應輸電線路的輸配電價和輸電損耗、受端電網的受電價格。主要的跨區定價方式，有計劃內交易和計劃外交易。計劃內交易指的是長期或年度交易，這種交易的定價方式主要由國家核定，實行定價單一制或者兩部制，但主要以單一制為主[1]。而計劃外交易的價格主要是由電廠、輸電方、受電方協商而定或者競爭形成。我國電網跨區輸電經營體系基本上采用單一制電量電價，單筆輸電費用較高，電網跟電網為了最大限度地獲取這些效益，有可能需要頻繁交換電量，而按照電量征收輸電費用的模式將在一定程度上減小雙方的收益，不利于聯網效益的充分發揮。

（二）跨區電網缺乏形成市場價格的環境

電量電價一般由電廠、輸電方、受電方等各方協商確定或競爭形成，輸電價定價機制為分層分段累加方式，對于經過多個網省公司的交易，累加的輸電價和受端落地價往往較高，影響交易的實現；缺乏形成市場價格的社會環境，使得競爭過程中存在的價格分歧比較大，影響經濟效益；同時還存在價格機制與體系也不完善不統一，不利于資源優化配置等等問題[2]。

（三）經營管理體制改革落后

我國電力行業已經進入了快速發展階段，許多地區的電網管理體制都比較落后，不能公平的對待區外電源，同時輸電價格制定與執行的透明度不夠，使用戶對輸電費用合理性產生疑慮，引起一些不必要的矛盾，也在一定程度上阻礙了輸電工程資源的優化配置，影響電力企業效益。

二、跨區輸電工程價格體制改革措施

跨區輸電工程的價格體制應該遵循《電力法》制定合理電價，按照“制定電價，應當合理補償成本，合理確定受益，依法計入稅金”的原則規定，保證輸電工程業主獲得收益的權利， 大限度地發揮送電及聯網效益。

（一）實行統一的跨區（?。┹旊妰r格機制。跨區輸電價統一執行以省為價區的輸電價與安全價，價格水平由政府按成本加收益方式核定價，形成合理的價格費用在各省級電網間的分攤[3]。

1、如果在某省區水、火、電基底開發建設大型發電站向省區外送電，雙方應該簽訂長期送電合同，建設相應的輸電工程，此輸電工程的成本費用以及運行費用由受電電網完全承擔。如果輸電工程與送電地區電網相連，那么輸電工程的費用應該由送電電網承擔一部分。

2、不同類型的輸電工程費用分攤方法

（1） 輸電工程費用的分擔應該按照公平負擔的原則，同時應該最大限度的發揮送電以及聯網效益。

（2） 以送電為主的輸電工程，由受電電網承擔全部費用，而以獲得送電跟聯網兩部分效益的輸電工程的費用則應該由這兩部分承擔。

（3） 聯網效益承擔費用的分攤辦法

聯網容量效益指的是，聯網后達到的滿足系統負荷需求，同時減少裝機容量所節約的容量成本的指標。根據輸電工程聯接的兩個電網各自電源的構成、運行成本、負荷特性及電網可靠性等基本數據，根據上述幾種效益的不同實現形式，計算跨區輸電工程帶來總效益及聯網雙方各自實現的效益，按比例分攤這部分費用。

（二）選用合理的電價模式。輸電電價的模式主要有一部制電量電價、一部制容量電價和兩部制輸電價。

1、一部制電量電價是指把輸電工程的成本分攤到預計通過輸電工程的每kWh電量中，形成具體的電量電價水平，然后按照實際電量收取輸電費用，一部電量電價違背了價格制定反映成本的基本原則，無法保證用戶間公平負擔。

2、兩部制輸電價是指把輸電工程成本的一部分分攤到預計通過輸電工程的每kWh電量中，而另一部分則按照輸電工程各用戶預計對工程使用的情況分攤，形成容量電價，然后分別按照計量到的電量和使用情況收取輸電費用。

3、一部制容量電價

一部制容量電價是指把輸電工程的成本費用按照輸電工程各用戶對其使用和受益的多少進行分攤，形成容量電價。各輸電工程的用戶按照分攤結果，按一定期限向輸電工程的經營者繳納固定費用，之后無需再為使用輸電工程送電或進行電力電量交換而支付費用[4]。一部制容量電價，符合“價格反映成本”的定價基本原則，能夠使得用戶公平負擔，同時由于各電網使用輸電工程送電或進行電力電量交換的邊際成本為零，將會極大地促進電網間聯網效益的發揮。

（三）跨區電力交易中引入市場定價機制

1、可以在跨區計劃外交易輸電價格中引入拍賣定價機制。電力交易拍賣指的是，受電方將自己的發電量向交易中心報價，交易中心將報價依次排序，按照一個的拍賣規則達成一個均衡價格。當買方所需的電量小于輸電電量，買方支付的拍賣價格就為零，如果買方需要的電量超過了輸電電量，那么就按一定價格機制確定電價。

2、目前我國跨區電力交易價格主要是政府實行統一的價格形式，忽略了市場需求關系。建議政府應該按照市場的需求來制定不同的交易價格，實現經濟效益優化的目的。

3、政府定價和市場定價相結合形成合理的跨區輸電交易。政府定價簡單易行，有利于回收成本并取得一定收益，但它的弊端就在于沒有辦法了解市場供求，因此需要加大市場形成價格的機制。

（四）合理收取電價費用，完善定價體制

跨區輸電工程屬于獨家壟斷經營，因此需要根據總費用以及相應的分攤方法，按照可靠的費用標準，計算出合理的收取費用。建議跨區輸電工程總費用計算中采用較低水平的投資回報率，既保證輸電工程業主獲得收益的權利，又能夠降低輸電工程費用。

結束語

目前，我國電力工業已經進入大力發展的階段，我國跨區輸電工程也進入了一個新階段，跨省區輸電價格體系的改革，對促進資源優化配置，促進跨省區聯網，發揮送電聯網效益具有深遠意義。首先需要完善跨區省電力網絡輸配電價體系，制定合理的輸電價格，并且按照合理的費用分攤方法，運用合理的收費方式，提高跨區輸電工程的經營效益。同時跨區電力交易價格體系改革，還需要引入市場規律，推進跨省區輸電價格體制改革的進程。

參考文獻：

[1] 王卿然，張粒子，謝國輝等.跨地區電力交易輸電服務價格機制[J].電力系統自動化，2010，34（13）：11-15.

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1 基于政策面落實節能減排思路

首先要將可再生能源的作用充分發揮出來，全面推行節能調度工作模式，提高水電廠來水預測的準確性，保證水電廠水庫可以保持穩定高水位，提高水電機組運行的經濟性與穩定性。其次，全面推行火電減排政策，遵循“上大壓小”的原則，通過市場補償機制、發電權置換交易等技術，按照既定計劃關停小火電機組，提高機組的運行效率與效能。再次，提高電網系統運行的經濟性，降低輸電損耗，主要是對電網的運行電壓進行合理調整，提高負荷功率等。最后，要對污染排放進行嚴格控制，與政府環保部門互相配合，做好電廠排污的監管工作，針對某些排污不達標的發電企業可以采取相應的懲治措施，比如降低其發電利用小時數等；如果電廠機組的排放總量大于其年度指標，則要堅決對其發電生產進行限制管理，必要時可以勒令停止。

2 電力節能減排技術的應用

2.1 發電權交易

2.1.1 發電權交易相關概念闡釋。所謂發電權交易主要是針對一些無法執行合約發電量合同的發電機組而制定的一種多邊協商交易或集中撮合交易。在電力生產過程中，某些發電機組可能由于某種原因無法繼續執行其所簽訂的合約發電量合同，那么可以通過專門的電力調度交易組織的集中撮合交易或者多邊協商等手段，購買節能環保機組一定的電量，將這些電量合同用于對沖自身無法執行的合約發電量合同，其目的是為了降低違約損失。而有些高效節能環保機組，其在完成所簽訂的電量合同后，可能還會剩余一些發電能力，這部分剩余的發電能力可以通過上述手段以合理的價格出售，從中獲取利潤。由此可見，通過發電權交易，可以實現買、賣雙方的共贏，當然，前提條件是發電權出讓機組的邊際發電成本要高于受讓機組的邊際成本，其中燃料成本占機組邊際發電成本的大部分比例。通過發電權交易，一些高耗、高排、高成本的機組可以被一些低耗、低排、低成本的機組取代，最終實現降低發電總能耗、總成本的節能減排目標。

2.1.2 發電權交易的種類。嚴格說來，發電權交易屬于期貨交易的范疇，其通過市場的方式實現發電機組之間的電量替代交易行為。相應的發電權交易的種類包括以下四種：首先，將小火電的全部發電權電量關停，以高效、大容量的火電機組取而代之；其次，以大代小交易及用高效、大容量的火電機組取代火電機組的部分發電權電量；再次，水火置換交易，即采用更加環保的水電機組取代火電機組的部分發電量；最后，利用不受電網約束的高效、節能、環保機組取代受電網約束的低效機組等。一般情況下，發電權電量轉讓屬于二次交易，與初次取得的發電權電量有很大差別，所以在發電企業內部以及不同的發電企業之間可以進行發電權電量的轉讓。

2.1.3 發電權交易的影響?，F階段發電權交易在省內應用的相對較多，原因如下：跨省、跨區進行發電權交易，發電權電量出讓省的稅收就可能受到影響。通常省政府會將省內的發電指標做出明確規定，即確定發電權電量，如果電力裝機有剩余，跨省、跨區轉讓發電權電量，則出讓地區的發電利用小時數會受到影響而降低。在本省內進行發電權交易過程中，涉及到的相關單位部門相對較少，比如出讓企業、受讓企業及省電力公司，關系簡單，協調過程相對容易；而跨省跨區進行發電權交易，則僅在輸電過程中就需要調節出讓企業、受讓企業、區域電網公司等多家單位，增加了協調工作的難度。此外，受大環境體制的影響，跨省跨區進行發電權交易會對出讓省電網企業的經濟利益產生負面影響。不過，跨省跨區發電權交易也存在一定的積極影響，比如跨省跨區電力生產過程中，電煤供應、水電季節性來水影響等多個因素，可能會導致區域電網內各省電力供應出現季節性發電不足的問題，此時進行跨省發電權交易可以緩解這一問題；如果電煤供應普遍緊張，也可以借助外省政府及電力企業的支持，營造一個良好的外部環境。由此可見，如果跨省跨區發電權交易可以保證各方合理利益，同樣可以將其積極性充分發揮出來，實現多方共贏。

2.2 大用戶直購電交易

所謂大用戶直購電交易是指電力企業的大用戶向發電企業直接購電或者向售電商直接購電的行為。在購電過程中，用戶與電力企業通過協商或市場競爭等形成具體的交易價格?？梢灶A見，隨著電力產業市場機制的不斷形成與完善，大用戶直購電交易將是大用戶實施其選擇權的重要方式，并且該方式還會促進電力市場形成良性競爭，提高電力市場資源配置的有效性。

一般情況下，大用戶直購電交易是基于省電力市場交易平臺來完成的，具體交易模式包括集中撮合交易、掛牌交易等，分年度、月度來進行。不過，現階段我國大用戶直購電交易模式還存在一定的問題，比如公平性問題?，F行的電價機制中存在嚴重的交叉補貼現象，而且電力市場中未形成一套合理的輸配電定價機制，因此現階段的大用戶直購電試點其實就是在回避交叉補貼問題的情況下進行的優惠電價，那么不同的用戶、不同的發電企業就存在一個公平性的問題，并且會降低輸配電價水平，損害電網企業的經濟利益。因此，未來很長一段時間內，業界還需針對大用戶直購電交易模式中的多個問題進行深入研究，比如市場準入問題、交叉補貼問題以及交易模式等等。

2.3 年度差別電量計劃

所謂差別電量計劃就是在進行機組省內年度發電利用小時數的安排過程中，不再延用傳統的對各類機組平均分配發電利用小時數的“一刀切”的安排方式，而是充分考慮影響機組發電能力的各個因素后再進行計劃安排。影響機組發電能力的因素包括機組類型、實際容量與能耗、環保、區域等等。在年度差別電量計劃模式中，一些容量大、效率高、環保性好的機組的發電小時數會增加，而一些能耗高、排放大的小機組其發電小時數會減少，實現電力生產的節能減排。具體操作過程中，要針對機組類型、機組能耗、機組容量、環保差別、區域差別等五個因素，通過科學計算得出合理權重，以保證年度發電利用小時數計劃安排的科學性與合理性，引導電源投資，優化電源

布局。

3 結語

總之，在環境能源問題日益突出的今天，電力產業實行節能減排、資源優化配置是必然趨勢，而現階段我國電力工業市場化程度還相對較低，因此，要逐步建立健全市場機制，采用各種節能減排與資源優化配置策略，比如發電權交易、跨省外送電交易、大用戶直購電交易等方法，摸索出一條電力節能減排的新路子，增加大容量、高效率、環保機組的市場占有率，最終實現節能減排的社會效益與企業多方和諧共贏的經濟效益。

參考文獻

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[2] 楊春，王靈梅，劉麗娟.電力工業節能減排政策及現狀分析[J].節能技術，2010，（3）：232-235.

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[4] 楊卓，毛應淮.電力行業的節能減排與低碳經濟[J].中國環境管理干部學院學報，2010，（1）：1-4.

[5] 欒士巖，蔣傳文，張焰，等.含風電場的電力系統節能減排優化調度研究[J].華東電力，2010，（1）：39-43.

[6] 張焱，高賜威，王磊.華東電力節能減排監管現狀及措施分析[J].電力需求側管理，2010，（4）：

5-10.

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2.系統可靠性問題

在競爭的電力市場中，投資商是否出資興建電力設施，取決于項目的回報。因此，與發電系統有關的可靠性是由電能價格維持的；在電力市場的環境下，特別是如果在區域性的基礎上建立電力市場，顯然對系統的可靠性提出了考驗。

3.輸電阻塞問題

在電力市場的條件下，輸電網絡完全開放，由于電力傳輸的約束和限制（如輸電的不確定性和不可任意性），加上競價上網，電力自由交易的競爭性，當輸電網絡容量不足時，就會時常出現輸電阻塞問題。

二.我國電力供需區域化改革內容

大部分省的發電量與用電量極不平衡，有些省的供需缺口非常大，可以通過相鄰省的多余電量來補充，如果可以在全國形成幾個電力區域，在幾個區域內，省與省之間的電力可以內部消化，通過電力輸送，實現區域內電力供需平衡。因此，需要借助電力的服務半徑來劃分電力供需區域。

比如遼寧電量需求較大，可以通過黑龍江、吉林、內蒙古的電力輸送來滿足電力需求，且在以后的發展趨勢中也可以實現電力供需平衡，因此這些地區可以劃分成東北電網區域，同理，北京、天津、河北、山東都是電力需求省，可通過山西省的電力供應，實現電力供需平衡，因此可形成華北電網區域，湖北、湖南、江西、河南、四川、重慶形成華中電網區域，上海、江蘇、浙江、安徽和福建形成華東電網區域，陜西、甘肅、寧夏、青海、新疆、西藏可形成西北電網區域，廣東、廣西、云南、貴州和海南可形成南方電網區域。

三.電力供需區域化改革對發電企業的影響

四.基于我國電力供需區域化改革的華能發展策略分析

（一）積極參與輸配電網的規劃和投資平臺

我國人均電力消費水平還比較低、能源分布不均衡、電源建設更多的向坑口電站集中、新能源大規?？砷_發區域集中在西北部等特征以及我國目前需要加大基礎設施建設和電力工程和設備出口來拉動經濟發展等因素決定了后續我國電網建設的進程有望進一步加快，特別是適合大規模、遠距離輸電的特高壓建設。

（二）提高跨區供電穩定性，減少備用裝機容量

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一、我國發電權置換交易現狀

發電權置換交易起源于1999年四川推出的“水火置換”，主要是充分發揮水電優勢，減少棄水。2003年在“水火置換”的基礎上，從交易的效用（經濟性）方面，提出了發電權交易的概念。近年來，隨著風電和太陽能光伏發電等新能源產業的興起，新能源與火力企業之間進行發電權交易也逐漸被嘗試。

隨著電力行業節能減排政策的實施，發電權交易相關研究已成為近年來電力市場領域理論研究的熱點[1]。2002年電力體制改革以來，我國共開展了四項電力市場改革，即區域發電側市場，直接交易市場，發電權置換交易市場和跨省跨區電力交易市場。前面兩種市場國中央政府主導，從上而下地進行；后面兩個市場由企業主導，從下而上地開展。事實上，企業主導的電力市場包括發電權置換交易顯然出了強大的生命力。發電權交易已經在我國得到了廣泛而深入開展，跨省跨區發電權交易也在東北、華北、華東、華中、西北和南方區域市場實施，取得了顯著的經濟和社會效益。

二、 發電權置換交易的體制基礎與政策支持

發電權置換交易為什么能夠從下而上地開展起來，有一定體制基礎和政策原因。正確認識這些原因，對于準確分析發電權置換交易的實質與變化規律有重要意義。

（一）政府電力電量平衡計劃制定辦法及發電權界定

受計劃經濟體制的影響，也為了確保電力供應，長期以來，我國政府通過電力電量平衡方式，按照清潔能源優先，火電機組同比例等原則，對電力企業下達生產任務或指導性計劃。

（二）國家節能減排政策

2007年8月2日，國務院辦公廳以[2007]53號文轉發了發展改革委、環保總局、電監會、能源辦聯合制定的《節能發電調度辦法（試行）》。該辦法按照節能、經濟的原則，優先調度可再生發電資源，按機組能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次調用化石類發電資源，從而實現節能的目的。在這種背景下，全國各地開展了以大機組替代小機組的“以大壓小”的發電權交易，增加了高效率發電機組的利用率，平穩有效的實現了節能降耗減排。

三、交易規則方面的主要經驗

（一）準入條件

結合我國的發電權交易實踐，準入條件可以分為以下三類：1）對發電權交易的出讓方和購買方都設定準入條件；一般情況下都會對發電權交易的出售者和購買者的發電機組的容量設定限制，這也就決定著了發電權交易的方向只能由節能低排放的大容量機組替代耗能高排放的小容量機組發電。2）只對發電權交易的購買者設定條件限制；也就是發電權的購買方機組容量必須大于特定容量才能進行交易，這就意味著發電權交易不僅可以由節能高效低排放的機組代替耗能低效高排放的機組，而且發電權交易可以在高效低排放的機組間進行。3）對發電權交易的雙方都不設定條件限制；任何機組都可以參與交易，發電權交易市場通過價格來調節進行交易。在這種條件下，耗能高排放機組可以替代節能高效機組發電，耗能低排放機組之間也可以進行發電權交易。顯然，在新能源與火電跨省跨區發電權置換交易中，是新能源置換火電企業發電。

（二）交易方式

發電權的交易方式大體包括雙邊交易和集中交易兩種基本方式。其中雙邊交易適用于交易成員較少、交易情況較為簡單的情況；而集中交易則適用于市場成員較多，交易機制較為復雜的情況。此外，東北區域電力市場的發電權交易除上述兩種交易方式外，有掛牌交易。

（三）價格機制

雙邊交易的交易價格由交易雙方經協商確定，而集中交易由于交易成員較多則需要對交易模式和價格機制進行設計。其中價格機制主要有高低匹配和邊際出清兩種價格機制。在現實發電權交易中，集中交易普遍采取集中撮合交易模式和高低匹配價格機制。

（四）交易平臺

區域發電權的交易平臺包括區域統一市場和共同市場兩類。區域統一市場是指在區域中建立一個電力交易中心，所有的發電權交易均在這個機構中進行；共同市場是指在區域中建立一個區域交易中心和多個分支交易機心，發電權交易在這個市場中分層進行。本質上講，區域統一市場組織區域一級的發電權交易，而共同市場則組織區域和省兩級發電權交易市場。目前我國區域發電權交易采用省級交易市場和區域交易市場共同存在的共同市場交易平臺，交易順序為先進行省級的發電權交易，再進行區域發電權交易。

（五）電價、電費結算

各省發電權交易實施辦法及監管辦法中都對電價結算，電量（電費）結算，輸配電價和網損電價，甚至包括輔助服務補償都做出了詳細規定。

四、啟示

（一）用市場機制補充和完善電力生產計劃經濟制度

發電權交易產生和發展的規律說明，發電權交易作為對電力工業中傳統計劃經濟體制的補充和完善，具有簡單易行，效果明顯的特點，充分顯示了市場經濟制度的有效性。發電權來源于計劃經濟體制，可能會產生資源扭曲配置的結果，但是，引入市場競爭機制后，卻能產生資源優化配置的結果，因此，是對計劃經濟體制的有效補充和完善。兩種經濟制度在發電權交易中得到了充分和有效的融合。

（二）利益共享是發電權交易的基礎

發電權交易通過把資源優化配置產生的效益在參與的市場主體之間分享，在計劃體制的基礎上建立了一種市場化改革產生的擱淺成本的處理機制。與其它市場交易制度如直接交易不同，其它市場交易可能會造成某個市場主體利益受到損失的問題，這種市場的改革必然會產生阻力。發電權交易可能形成的利益分享機制很好地解決了這個問題，這是發電權交易能夠迅速發展的深層次原因。

（三）有基本相同的交易規則

目前我國許多省都開展了發電權交易，有些地區還組織了跨省、跨區的發電權交易?？傮w上看，發電權交易有基本相同的交易模式和規則。如火電大小替代，水或新能源與火電替代等幾種類型，雙邊協商交易與集中撮合交易等相同的交易價格形成機制等。

（四）有關風險管理規則設計不夠

由于參與發電權置換交易中各方利益都有所增加，因此，發電權置換交易模式和規則中有關風險管理與控制的規則較少。事實上，不同發電企業參與的發電權交易并不完全都是沒有風險的。比如“大小置換”就不會產生太大的風險，不同火電企業特別是同省的火電企業開展發電權交易，雙方對對方成本信息等了解得非常清楚，所以在報價中，大家會對發電權交易產生的凈收益的分配十分公平和準確。但是，對于水電、新能源與火電的發電權交易，情況可能有所不同。

（五）全部為物理交易

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一、可再生能源發電現狀

我國可再生能源的應用形式以電力為主，近年來增長迅速，但由于傳統電力結構倚重火電，可再生能源在整體電力結構中的比重仍顯單薄。截至2014年，我國非化石能源占一次能源消費比重提升到11.1%，除去核電部分，可再生能源占比9.6%；從電力結構來看，可再生能源僅占全國發電裝機容量的8.9%，火電比重仍為67.4%。人們廣泛了解的可再生能源形式包括水電、風電、太陽能發電、生物質發電、地熱能發電等。水電是可再生能源中最為成熟和廣泛的應用形式，我國水電裝機容量領先全球，總裝機約300GW，年發電量約1萬億千瓦時，對我國華東、華中地區的工農業及民生電力需求貢獻突出，三峽、礱灘、葛洲壩、三門峽等水利樞紐工程更是廣為人知。風電和太陽能發電近年獲得集中發展，主要以風光資源豐富地區（內蒙、甘肅、青海、新疆等西部省份）的集中式地面電站為主要模式，2014年風電裝機90GW，年發電量1500億千瓦時；太陽能發電裝機30GW，年發電量250億千瓦時。而近期，風電太陽能電站開發向中東部推進的趨勢，以及分布式太陽能發電獲得廣泛關注，是由我國中東部地區突出的電力需求和較為稀缺的土地資源決定的，也是未來可再生能源發展的重要方向。

例如，風力發電就是我國解決我國能源和電力需求剛性增長的重要戰略布局。風能是一種不產生任何污染物排放、可再生的、清潔的自然能源，風力發電具有建造發電場的費用低廉，不需火力發電所需的煤、油等燃料或核電站所需的核材料即可產生電力，除常規保養外，沒有其他任何消耗，沒有煤電、油電與核電所伴生的環境污染問題等優越性。這幾年，我國也大力推動風電等新能源行業，風力發電領域獲得了快速發展。截至2016年底，全國發電裝機容量將達到16.4億千瓦，其中并網風電1.6億千瓦，占比為9.9%；清潔能源裝機容量達到5.93億千瓦。占總裝機比重36.2%。

二、電力市場化對風力發電的影響

1.電力市場化對風電可再生能源補貼的影響。十三五”能源規劃對風力發電做了重點提及，到2020年風力發電的裝機容量達到2億千瓦以上。國家能源局表示，逐步取消可再生能源補貼，到2020年將不再提供風力發電補貼?？稍偕茉窗l電，將走向市場化運行。

能源被稱為工業的血液，風能是能源的組成部分。在《關于制定國民經濟和社會發展第十三個五年規劃的建議》中，有關能源“十三五”規劃的內容占據著重要位置。其中，風力發電的內容，在“十三五”能源規劃中花了不少筆墨。

據“十三五”能源規劃研究，通過構建西部、東部兩個同步電網，到2020年，新能源跨區輸送規模將可超過1.5億千瓦，從而實現更大范圍水火互濟、風光互補、大規模輸送和優化配置，棄風、棄光可以控制在5%的合理范圍內，將從根本上解決西部地區清潔能源大規模開發和消納難題，保障清潔能源高效利用。值得注意的是，“十三五”時期是全面建成小康社會決勝階段，也是可再生能源非常重要的時期，可在再生能源發電也將走向市場化運行。

現在國家能源局已經提出了一個目標，到2020年風力發電實現平價上網，不再給予補貼。一旦可再生能源利用市場機制來發展就會走向更加廣闊的天地，它的發展就會有更大的規模和更大的速度。

2.電力市場化對風電可再生能源上網電價的影響

在電力改革的大背景下，除分布式能源（分布式光伏、風電）以外，所有的電源項目都要參與競價上網，即低電價的電量才能獲得上網權，否則機組只能閑置。

3月1日，在北京電交中心完成了“銀東直流跨區電力用戶直接交易”的試點交易，陜西、甘肅、青海、寧夏的一些火電、風電、太陽能發電企業參與了競價上網，售電給山東。風電、太陽能項目由于出力間歇性原因，單憑“常規電力屬性”與火電競爭，顯然不具競爭力，因此只能靠低電價進行競爭，很多企業報了“0電價”，雖說會有國家補貼，但項目收益會大幅下降。

3.電力市場化對風電并網和消納的影響

隨著新能源大規模開發，運行消納矛盾也日益突出。我國風資源集中、規模大，遠離負荷中心，難以就地消納。新能源集中的“三北”地區電源結構單一，抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源比重低。加之近兩年經濟增速放緩，電力增速減慢，多種因素共同作用下，新能源消納矛盾更加突出。新增的用電市場卻無法支撐各類電源的快速增長，導致新能源和火電、核電利用小時數均出現下降。

我國電源結構以火電為主，特別是“三北”地區，占比達到70%；全國抽水蓄能、燃氣等靈活調節電源比重僅為6%，“三北”地區不足4%。電源結構不合理，導致系統調峰能力嚴重不足。

國家早前頒布“十二五”風電、太陽能發電等專項規劃，但“十二五”電網規劃至今沒有出臺，新能源基地送出通道得不到落實。電網項目核準滯后于新能源項目，新能源富集地區不同程度都存在跨省跨區通道能力不足問題，已成為制約新能源消納的剛性約束。

據了解，與國外相比，我國促進新能源消納的市場化機制已經嚴重滯后，僅局部地區開展了風火發電權交易、輔助服務交易等試點。由于缺乏常規電源提供輔助服務補償機制，火電企業普遍沒有為新能源調峰的積極性。

三、可再生能源在電量市場化下的應對措施

1.“還原電力商品屬性，形成主要由市場決定能源價格的機制”是近年電力體制改革的主要目標

可再生能源也是商品，因此由市場機制來引導其發展是必然趨勢?？稍偕茉窗l將被納入公益性調節性發用電計劃，依照規劃繼續享受保障性收購。陸上風電是最接近自主市場競爭力的可再生能源。分析表明，延續當前風電政策，會面臨保障性收購與市場機制的沖突、強制標桿電價與市場價格形成機制的沖突、不斷擴大的補貼需求與可再生能源基金規模有限之間的現實矛盾，最終導致風電并網和利用效率低下難題難以得到根本解決。如此，清潔、可持續發展的能源戰略目標很可能會落空。

根本的解決之道是市場化。讓風電參與市場競爭，通過市場交易與用戶達成長短期供電協議，調度機構在保證電網安全的前提下本著優先保障原則安排風電并網發電；變強制電價為基于市場交易電量的度電補貼，引入動態調整機制，根據風電的經濟改善水平逐步降低、直至完全取消補貼。

2.建立以配額機制的綠色證書，鼓勵碳減排交易和節能量交易

根據全國2020年非化石能源占一次能源消費總量比重達到15%的要求，2020年，除專門的非化石能源生產企業外，各發電企業非水電可再生能源發電量應達到全部發電量的9%以上。各發電企業可以通過證書交易完成非水可再生能源占比目標的要求。鼓勵可再生能源電力綠色證書持有人按照相關規定參與碳減排交易和節能量交易。配額制度本身無法實現可再生能源發電的綠色價值部分，綠色證書為綠色價值部分的實現提供了市場化A解決方案和手段。

通過允許配額義務承擔者之間交易使用可再生能源的義務，綠色證書可以像商品一樣在綠色證書市場上進行買賣和交易。

綠色證書就是將基于配額形成的可再生能源發電量證券化，并借此構建基于市場的可再生能源電能供求機制和市場交易體系。綠色證書作為可交易的有價證券，其價格由可再生能源電價高于常規電價的“價差”決定，并隨著市場供求狀況的變化而波動?？稍偕茉窗l電企業通過銷售綠色證書獲取價外收益，實現可再生能源電能的綠色價值，并使得可再生能源配額借由綠色證書實現可交易，巧妙地解決了配額制度的市場化問題。

對于可再生能源電力生產者來說，實施配額制并允許綠色證書交易時清潔能源發電企業利潤由兩個方面構成：一個是通過電力上網價格出售可再生能源電力以獲得銷售利潤，另一個則是通過在證書市場上出售綠色證書來獲利。而建立可再生能源認證系統，證書的可交易性打破了可再生能源發電交易的地域限制，使得綠色可以銷售到任何有需求的地域。

3.電網加快電網建設，保證新能源并網和輸送

篇6

訪國家能源局市場監管司負責人

變獨買獨賣為多買多賣

問：《關于推進電力市場建設的實施意見》的主要特點是什么?

答：《實施意見》著重突顯以下九個主要特點。

一是明確了市場建設在具備條件的地區逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制 的初期目標。

二是強調有序放開發用電計劃、競爭性環節電價，與擴大直接交易主體范圍、市場規模以及市場化跨省跨區交易機制協同推進。

三是提出分散式和集中式兩類市場模式和一系列市場交易品種;對區域和省(區、市)電力市場范圍和功能進行了界定。

四是明確規劃內可再生能源在優先發電的基礎上，優先發電合同可轉讓，解決當前大規模可再生能源消納與系統調峰容量不足，以及跨省區消納與受電省發電企業利益沖突的問題。

五是將各類發電企業納入市場主體范圍，以促進公平競爭和市場效率;將電力用戶納入市場主體范圍，可充分利用市場機制促進電力供需平衡。

六是建立了與電力供需相對應的實時價格機制，可以更好地保障電力系統的實時平衡，從而徹底解決直接交易只考慮電量平衡、不考慮電力平衡的弊端。

七是允許試點地區結合本地區輸電網架結構的實際情況，選擇采用區域電價或節點邊際電價。

八是針對市場化后系統發生緊急事故、重大自然災害、突發事件等情況，明確了應急處置原則。

九是對市場信用體系制度建設提出了具體要求。

問：電力市場建設的實施路徑是什么?

答：電力市場建設的實施路徑是：有序放開發用電計劃、競爭性環節電價，按照電壓等級和用電容量不斷擴大參與直接交易的市場主體范圍和電量規模，選擇具備條件地區建設現貨交易和中長期交易同步開展的電力市場試點，建立適應現貨交易要求的優先發用電機制;電力市場試點運行一定時間后，總結試點經驗、完善交易機制、豐富交易品種，視情況擴大試點范圍，推動各電力市場的融合與聯合運行。

非試點地區按照《關于有序放開發用電計劃的實施意見》以及《關于推進電力市場建設的實施意見》的有關內容開展市場化交易，在國家制定的中長期交易基本規則基礎上，規范擴大電力直接交易，逐步過渡到適應現貨交易要求的中長期交易機制，并在此基礎上研究形成現貨市場。各地零售市場按照《關于推進售電側改革的實施意見》開展市場化交易。

問：推進電力市場改革能否降低電價?

答：現行電價體制下，用戶終端價格主要包括發電上網價格、輸配電價、政府基金和附加三部分。本次改革以核定輸配電價為切入點，將電網企業購銷差價作為主要收入方式轉變為按照政府核定的輸配電價收取過網費。市場建設重在理順價格形成機制，構建反映供需變化、實現發電企業和電力用戶間傳導的價格信號，變獨買獨賣為多買多賣，其作用在于提高市場的競爭性，增強電力用戶的用電選擇權。從目前電力供需形勢來看，在一段時間內電能量價格應該呈下降趨勢。隨著電力供需形勢變化和市場機制的完善，電價將出現有升有降的局面。同時，監管機構將加大市場運行中市場力、串謀報價等問題的監管力度，避免市場平均價格大幅波動。

問：《實施意見》中為什么要突出建立現貨市場?

答：這一次電力市場建設與2019年的市場化改革相比，一個鮮明的特點就是提出了電力市場建設應中長期交易和現貨交易并舉;逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨交易發現價格信號的電力市場。

過去我們推廣開展的大用戶直接交易，已經形成較為成熟的中長期電力交易機制，由于缺乏市場化的電力電量平衡機制，不能真實反映電力供需，價格信號存在失真情況，因此，需要建立現貨市場。

交易機構收取手續費不會造成電價上漲

訪國家能源局法制和體制改革司負責人

問：為什么要出臺《關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見》?

答：建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的市場交易平臺是貫徹落實中發〔2019〕9號文構建有效競爭的市場結構和市場體系要求的重要途徑，是中發〔2019〕9號文明確的近期推進電力體制改革重點任務之一。組建和運行相對獨立的交易機構具有較強的專業性，涉及主體眾多，需要制定專門文件對交易機構設置、職能定位以及運行規則等內容作出規定，以便指導后續電力交易機構組建和規范運行工作。

問：從電力市場建設的實際看，對電力交易機構組建的總體考慮是怎樣的?

答：電力交易機構不分級、互不隸屬，同一地域內不重復設置開展現貨交易的交易機構?？紤]到我國電力市場建設的實際需要，對各類交易機構的設置及其職能總體考慮如下：一是北京電力交易中心、廣州電力交易中心，主要職能是落實國家計劃、地方政府協議。二是其他區域交易機構。主要職能是開展中長期交易、現貨交易，在一定范圍內實現資源優化配置。三是省(區、市)交易機構，主要職能是開展省內中長期交易，有條件的探索開展現貨交易。

組建相對獨立的電力交易機構，旨在搭建公開透明、功能完善的電力交易平臺，不以營利為目的，依法依規提供規范、可靠、高效、優質的電力交易服務。

問：如何理解電力交易機構的相對性和獨立性?

答：交易機構的獨立性主要體現在：一是交易職能上，交易機構負責市場交易組織;二是組織形式上，按照政府批準的章程和規則組建交易機構，可以采取公司制和會員制;三是運營管理上，交易機構具有與履行交易職責相適應的人、財、物，可向市場主體合理收費，日常管理運營不受市場主體干預，接受政府監管;四是人員任命上，高級管理人員由市場管理委員會推薦，依法按組織程序聘任。

交易機構的相對性主要體現在：一是依托電網企業現有基礎條件成立，交易機構人員可以電網企業現有人員為基礎;二是可以采取電網企業相對控股的公司制、電網企業子公司制等組織形式;三是組建初期，可在交易機構出具結算憑證的基礎上，保持電網企業提供電費結算服務的方式不變;四是交易機構和調度機構按照各自職責開展市場運營業務，共享網絡拓撲結構、安全約束等電力系統運行基礎信息。

問：電力交易機構收取交易手續費是否會造成電價上漲?

答：市場建設初期，交易規模處于起步階段，電力交易機構原則上不收取交易手續費，日常運行所需資金由各股東或會員單位按出資比例進行分攤。條件成熟后，可收取交易手續費，具體標準由電力市場管理委員會議定，按程序批準或同意后執行。

電力交易機構收取交易手續費不會造成電價上漲。首先，現有模式下的交易成本隱藏在電網購銷差價中，交易機構獨立后只是將交易成本透明化，可考慮在核定電網企業輸配電價時扣除該部分交易成本。其次，交易機構收費在市場主體電費中的比例較小，不至于造成電價上漲。根據國際經驗，交易相關費用僅占電能單價的1 至2。建立市場化的交易機制和價格形成機制，將提高能源利用效率，減低成本，所降低的成本會遠遠大于為保障交易機構正常運轉所收取的交易相關費用。最后，交易機構不以營利為目的，收取交易手續費形成的當期盈余會在下期返還市場交易主體。

有序向社會資本放開售電業務

訪國家能源局電力司負責人

問：售電側改革的主要內容及思路是什么?

答：售電側改革是本次電力市場化改革的重點，也是亮點。中發〔2019〕9號文件提出要穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電業務。

一是鼓勵社會資本投資配電業務。按照有利于促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，探索社會資本投資配電業務的有效途徑。逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。

二是建立市場主體準入和退出機制。根據開放售電側市場的要求和各地實際情況，科學界定符合技術、安全、環保、節能和社會責任要求的售電主體條件。電網企業應無歧視地向售電主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務，按約定履行保底供應商義務，確保無議價能力用戶也有電可用。

三是多途徑培育市場主體。允許符合條件的高新產業園區或經濟技術開發區，組建售電主體直接購電;鼓勵社會資本投資成立售電主體，允許其從發電企業購買電量向用戶銷售;允許擁有分布式電源的用戶或微網系統參與電力交易;鼓勵供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司從事售電業務;允許符合條件的發電企業投資和組建售電主體進入售電市場，從事售電業務。

四是賦予市場主體相應的權責。售電主體可以采取多種方式通過電力市場購電，包括向發電企業購電、通過集中競價購電、向其他售電商購電等。

問：什么樣的企業或個人能夠成立售電公司?

答：售電公司以服務用戶為核心，以經濟、優質、安全、環保為經營原則，實行自主經營，自擔風險，自負盈虧，自我約束。鼓勵售電公司提供合同能源管理、綜合節能和用電咨詢等增值服務。

根據中發〔2019〕9號文和《實施意見》，電網公司、發電公司及其他社會資本均可投資成立售電公司。擁有分布式電源的用戶，供水、供氣、供熱等公共服務行業，節能服務公司等均可從事市場化售電業務。個人也可以投資成立售電公司，只要符合售電公司準入條件即可。

問：售電公司組建程序是什么?

答：按照簡政放權的原則，《實施意見》對售電側市場的準入和退出機制作了創新性安排，這是新一輪電力體制改革中的一個亮點。準入機制方面，將以注冊認定代替行政許可的準入方式，以降低行政成本，實現有效監管，提升工作效率，重點是一承諾、一公示、一注冊、兩備案。

一承諾，就是符合準入條件的市場主體應向省級政府或省級政府授權的部門提出申請，按規定提交相關資料，并作出信用承諾。一公示，就是省級政府或省級政府授權的部門通過信用中國等政府指定網站將市場主體是否滿足準入條件的信息、相關資料和信用承諾向社會公示。公示期滿無異議的納入年度公布的市場主體目錄，并實行動態管理。

一注冊，就是列入目錄的市場主體可在組織交易的交易機構注冊，獲準參與交易。兩備案，就是在能源監管機構和征信機構進行事后備案。

問：售電公司如何分類?

答：售電公司分為三類。包括電網企業的售電公司;社會資本投資增量配電網并擁有配電網運營權的售電公司;不擁有配電網運營權的獨立售電公司。同一供電營業區內可以有多個售電公司，但只能有一家公司擁有該配電網經營權，并提供保底供電服務。同一售電公司可在多個供電營業區內售電。

問：電網公司參與競爭性售電業務，如何保證售電公司間公平競爭?

答：為確保售電市場的公平競爭，可采取以下應對措施：

一是交易機構應選擇獨立性相對較強的組織形式。在電網企業成立售電公司從事競爭性售電業務的省份，交易機構原則上采用相對控股的公司制或會員制，確保多方參與。

二是電網企業的售電公司也必須具有獨立法人資格，獨立運營。

三是電網企業應加強內部管理，設置 防火墻，從人員、資金、信息等方面確保市場化售電業務與輸配電業務、調度業務、非市場化售電業務分開。

四是加強監管，將電網企業關聯售電公司獨立經營情況作為重點監管內容。

問：發電企業成立的售電公司是否可以擁有配電網經營權?

答：為了調動發電企業參與售電的積極性，也不至造成新的廠網不分，《實施意見》對發電企業的售電公司擁有絕對控股增量配電網(不包括公共配電網)，并未專門限制。而是通過試點，逐步探索社會資本(包括發電企業)投資增量配電網的有效途徑，經營區內的發電企業也可以有多個選擇。

推進自備電廠與公用電廠公平競爭

訪國家能源局電力司負責人

問：本次出臺《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》的目的意義是什么?

答：自備電廠是我國火電行業的重要組成部分。按照中發〔2019〕9號文改革任務要求，進一步加強和規范自備電廠監督管理，逐步推進自備電廠與公用電廠同等管理，有利于加強電力統籌規劃，推動自備電廠有序發展;有利于促進清潔能源消納，提升電力系統安全運行水平;有利于提高能源利用效率，降低大氣污染物排放;有利于維護市場公平競爭，實現資源優化配置。

問：如何統籌各地自備電廠的規劃建設?

答：未來新(擴)建燃煤自備電廠項目(除背壓機組和余熱、余壓、余氣利用機組外)要統籌納入國家依據總量控制制定的火電建設規劃，由地方政府依據《政府核準的投資項目目錄》核準，禁止以各種名義在總量控制規模外核準。

問：對并網自備電廠運行管理有哪些要求?

答：按《指導意見》要求，并網自備電廠：一是要嚴格執行調度紀律，服從電力調度機構的運行安排，合理組織設備檢修和機組啟停。二是要按照兩個細則參與電網輔助服務考核與補償，根據自身負荷和機組特性提供調峰等輔助服務，并按照相關規定參與分攤，獲得收益。三是要全面落實電力行業相關規章和標準，進一步加強設備維護，做好人員培訓，主動承擔維護電力系統安全穩定運行的責任和義務。

問：自備電廠在環保方面應滿足哪些要求?

答：《指導意見》明確，自備電廠應安裝脫硫、脫硝、除塵等環保設施，確保滿足大氣污染物排放標準和總量控制要求，并安裝污染物自動監控設備，與當地環保、監管和電網企業等部門聯網。污染物排放不符合國家和地方最新環保要求的自備電廠要采取限制生產、停產改造等措施，限期完成環保設施升級改造;拒不改造或不具備改造條件的由地方政府逐步淘汰關停。對于國家要求實施超低排放改造的自備燃煤機組，要在規定期限內完成相關改造工作。鼓勵其他有條件的自備電廠實施超低排放改造。

為解決棄風棄光棄水問題提供政策基礎

訪國家能源局新能源司負責人

問：此輪電改對于促進新能源和可再生能源開發利用有何意義?

答：近年來，并網消納問題始終是制約我國可再生能源發展的主要障礙。今年以來新能源消納形勢更加嚴峻，新能源與常規能源之間的運行矛盾不斷加劇。大量的棄風、棄光現象既造成了可再生能源資源的巨大浪費，削弱新能源行業發展動力和后勁，也嚴重影響國家加快生態文明建設戰略的實施和能源結構的調整步伐。在目前情況來看，除了技術因素外，出現并網消納問題更多是體制機制原因。

中發9號文明確提出解決可再生能源保障性收購、新能源和可再生能源發電無歧視無障礙上網問題是當前電力體制改革的重要任務。從一定程度上講，是否能夠有效解決棄風棄光棄水問題將是考量本次電改成效的重要目標之一。近期出臺的6個電力體制改革配套文件也將落實可再生能源全額保障性收購放到了一個比較重要的位置，為從根本上解決棄風棄光棄水問題提供了政策基礎，是保障今后可再生能源產業持續健康發展的重要措施。

問：此次電改配套文件具體是如何考慮新能源和可再生能源并網消納問題的?

答：一是建立清潔能源優先發電制度?！蛾P于有序放開發用電計劃的實施意見》提出建立優先發電制度。優先安排風能、太陽能、生物質能等可再生能源保障性發電，優先發電容量通過充分安排發電量計劃并嚴格執行予以保障。在發電計劃和調度中將優先安排可再生能源發電，逐步放開常規火電等傳統化石能源的發電計劃，并將加強可再生能源電力外送消納，提高跨省跨區送受電中可再生能源電量比例。

二是建立適應可再生能源大規模發展、促進可再生能源消納的市場機制。《關于推進電力市場建設的實施意見》提出形成促進可再生能源利用的市場機制。規劃內的可再生能源優先發電，優先發電合同可轉讓，鼓勵可再生能源參與電力市場，提高可再生能源消納能力。同時，將建立電力用戶參與的輔助服務分擔機制，積極開展跨省跨區輔助服務交易，提高可再生能源消納能力。

三是加強和規范燃煤自備電廠管理，提高系統運行靈活性。《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》要求自備電廠參與提供調峰等輔助服務，并推動可再生能源替代燃煤自備電廠發電。四是在售電側改革中促進分布式可再生能源的發展。允許擁有分布式可再生能源電源的用戶和企業從事市場化售電業務。

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關于電改：電改后會帶來大量投資額，目前配電網薄弱的情況會發生巨大改變，如售電公司的設備投資，以及新增配網投資等，南瑞在設備領域有較大的優勢，未來會重點關注新能源接入、電力預測、需求側管理等帶來的機遇。

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亮點二：電力交易機制改革促進市場規范運行與公平競爭?！蛾P于推進電力市場建設的實施意見》明確提出，在全國范圍內逐步形成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系，市場主體包括各類發電企業、供電企業、售電企業和電力用戶，各類市場主體在清晰明確的市場規則下公平競爭和購買電力服務?！蛾P于電力交易機構組建和規范運行的實施意見》進一步明確，交易機構可以采取電網企業相對控股的公司制、電網企業子公司制、會員制等組織形式。多種電力交易機構的組建形式和齊備的制度安排，有利于促進電力交易的公開透明，有利于形成公平的市場競爭格局，整體提高電力系統的運營效率。

亮點三：向社會資本開放競爭性電力業務邁出實質步伐?！蛾P于推進售電側改革的實施意見》，核心是放開競爭性售電業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。應該說，這是迅速貫徹2015年9月下旬國務院的《關于國有企業發展混合所有制經濟的意見》的一個案例。社會資本成立售電公司，無須行政審批，只要符合資產總額、依法工商注冊、通過社會公示、履行信用承諾制度即可，充分體現了電力體制改革的簡政放權決心。

亮點四：售電側改革引導技術創新提升用戶體驗。對不直接參與電力交易市場的普通電力用戶，對本輪電力體制改革感受最直觀、利益最直接的莫過于售電側改革。未來售電公司包括電網企業的售電公司、社會資本投資增量配電網并擁有配電網運營權的售電公司和不擁有配電網運營權的獨立售電公司，且同一供電區域可以有多個售電公司。這一競爭格局將徹底改變一網獨大的市場生態，售電公司為爭取客戶，將更多在面向終端客戶的技術創新和服務提升上做文章，普通電力用戶不僅將獲得更高質量的電力服務，也將直接享受整合互聯網、分布式發電、智能電網等新興技術所帶來的利益。

亮點五：綜合性改革措施促進環境保護與節能減排。配套文件形成一系列的綜合性改革措施，如建立優先發電制度、形成可再生能源參與市場競爭的新機制、跨省跨區送受電逐步放開、逐步形成占最大用電負荷3%左右的需求側機動調峰能力，共同保證風電、太陽能發電、生物質發電、水電、核電、余熱余壓余氣發電、超低排放燃煤機組按照優先順序發電，促進清潔能源多發滿發。這些旨在鼓勵清潔能源發展、提高能源利用效率、建設全國性統一開放的電力市場的改革措施，將以電力市場法規的形式破除地區壁壘，減少棄水、棄風、棄光現象，提高電力系統的清潔能源比重，大幅促進環境保護和節能減排。

亮點六：優先購電和政府監管等制度安排確保民生用。電力是經濟社會運行與發展的基礎性資源，社會大眾還關心的是，市場化改革后效率提高了，但是電力系統的安全和民生用電如何保障？對此，六個配套文件用優先購電制度、保底供電制度、應急處置制度和一系列政府監管制度來確保電力安全高效運行和可靠性供應水平。如：優先購電制度，是切實保障無議價能力用戶優先用電的制度安排；保底供電制度，是指擁有區域配電網運營權的售電公司承擔營業區內保底供電服務責任，當社會資本投資的配電公司無法履行責任時，政府指定其他電網企業代為履行的一種制度安排。

綜上所述，電力體制改革配套文件實施到位后，將徹底打破電網壟斷，無歧視開放電網，并以全國性開放統一的電力市場高效配置資源，各類市場主體公平參與競爭，社會用戶獲取更多選擇、更加優質、更有保障的電力服務，社會資本得以進入競爭性電力業務，共同繁榮和促進我國電力工業的清潔、高效、安全、可持續發展。

二、電力體制改革配套文件對電力行業發展趨勢的影響

新一輪電力體制改革，是本世紀初電力體制改革的繼續和深化。深水區的電力體制改革，著重在提高資源利用效率、理順價格關系、健全發展機制、轉變政府職能、加強電力市場的法制建設等關鍵領域和薄弱環節發力，促進電力工業的可持續發展，提升對經濟社會發展的能源支撐保障能力和電力普遍服務水平。具體而言，將多方面對電力行業發展趨勢產生深遠影響。

一是電網建設將出現投資與創新。開放社會資本投資增量配電網對整個電網建設有三重意義：第一，社會資本成為電網建設的有益補充；第二，社會資本帶來配網市場的有序競爭，將掀起新一輪技術創新熱潮，進一步提高配網智能化水平；第三，電網企業的投資能力與技術創新將專注于堅強電網的建設。盡管處于國計民生關鍵領域的電力市場對社會資本的開放仍屬局部，但達到了四兩撥千斤的效果?？梢灶A計，輸配電網將出現一輪投資與創新的。更堅強的電網，更智能的配網，將破除行業發展的壁壘，為調整電力結構和提高資源利用效率帶來突破性的發展機遇。

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《辦法》暫定湖北境內符合國家基本建設審批程序并取得發電業務許可證的，單機容量30萬千瓦及以上的，且機組供電煤耗不高于全國同類型機組平均水平的火力發電企業，和單機容量10萬千瓦及以上的水電企業可參與直接交易（國家統一分配電量的跨省跨區供電項目暫不參加試點）。

初期電力用戶為用電電壓等級在110千伏及以上，年用電量不小于1億千瓦時，且符合《產業結構調整指導目錄》等國家產業政策和環保要求，能耗指標先進的工業用戶。條件成熟時，經國家認定的高新技術企業和省重點扶持的戰略性新興企業，用電電壓等級可放寬至35千伏。

電價怎么確定

用戶支付的終端電價，由直接交易價格、電網輸配電價和政府性基金及附加三部分組成。直接交易價由電力用戶與發電企業自主協商確定。政府性基金及附加和其他電力用戶一樣按照國家規定標準交納。電網輸配電價，按國家發改委核定的標準執行。經省物價局請示國家發改委，湖北省電力用戶與發電企業直接交易試點執行兩部制電價，電量電價（不含線損）為每千瓦時0.104元，其中110千伏用戶為每千瓦時0.084元，220千伏用戶為每千瓦時0.065元?；倦妰r執行湖北省電網現行銷售電價表中的大工業用電的基本電價標準。損耗率由湖北省物價局參照近三年電網實際損耗率確定，將于近期出臺。

雙邊交易為主、

撮合競價交易為輔

每年的12月在次年度一般電量計劃下達前，省聯合工作小組組織發電企業和用戶集中時間、集中地點首先進行雙邊交易，若雙邊交易未超過年度控制總量的電量且發電、用電企業仍有需求，可實行撮合競價交易。撮合競價交易實行價格優先的原則，即發電企業以上網電價低者優先，用電企業以終端到戶價高者優先；當價格相同時，按節能減排優先原則對發、用雙方予以排序。未能達成直接交易的用電企業的用電量執行目錄電價；未超出直接交易電量控制總額的發電量納入次年度全省一般電量平衡，執行國家批復的上網電價。

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繼2008年和2009年連續兩年出現下降以后，2010年美國電力需求實現約4.3%的增長。由于經濟衰退前市場對電力需求的預期較高，因此許多新電廠項目進入建設期，因而富裕供應量近年繼續增加。因此，大多數地區在今后幾年都將會保持充足的供應量。2010年6-9月的夏季高峰負荷時期，各區域備用率普遍高于北美電力可靠性委員會設定的備用水平參考值，并且除NPCC區域外各區域的備用水平均較2008年有所提高。目前，美國只有區域電力市場，尚未形成全國范圍內的國家電力市場，但逐步擴大市場范圍已成主要趨勢。一方面，美國政府已經意識到區域市場間的協調在電網規劃建設、區域市場運營等方面的重要作用，因而不斷推動批發市場和RTO范圍的擴大。另一方面，各區域電力市場之間也在逐漸加強協調與合作。其中，賓夕法尼亞、新澤西和馬里蘭州互聯系統和中西部ISO建立了2個RTO共同解決問題的聯合運行協議，實現機組停運協調、緊急事故協調、數據共享等。紐約ISO則與PJM建立協調機制，以消除跨區交易的壁壘，解決成本分攤問題，提高東北部市場的整體效率，同時還將與新英格蘭ISO、加拿大的安大略、魁北克和濱海諸省建立合作。

三、美國電力產業監管環境與政策分析

（一）電力監管政策

美國法律授予了聯邦能源管理委員會對洲際之間享有電力監管的權力。美國聯邦能源管理委員會進行全國范圍的電力市場的管理，代表美國政府對電力工業進行監管，其規則全部收錄在公開發行的《聯邦電力監管規定》中。聯邦能源管理委員會根據“1992年能源政策法”的相關規定，聯邦能源監管委員會了“888號令”和“889號令”，要求所有電力公用事業公司向外地用戶無歧視地開放洲際輸電網絡，客觀上促進了電力批發市場的競爭；1999年通過的“2000號令”中提出成立區域輸電組織，確立了區域輸電組織可以從擁有自己發電廠的電力公司手中接過電網的運營權，以減少對獨立發電商的不利影響。

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目前的我國東部地區缺電具有局部性、季節性、時段性特點。近幾年缺電是大面積、長期性的全國性缺電。既要高度重視當前的缺電形勢，積極主動采取相應措施緩解供需矛盾，同時也要充分認識當前缺電的性質和特點。

據統計，迎峰度夏（6～8月份）期間2012年華東電力缺口1500萬千瓦，華北、華中、南方缺口均在500萬千瓦左右；而東北、西北電力富余較多。如果氣候、來水、電煤供應等不確定因素疊加，高峰電力缺口還可能進一步擴大。而內蒙古西部地區由于沒有遠距離、大能力的電力外送通道，“窩電”現象嚴重。

一、內蒙古“窩電”現象原因分析

截至2012年底，內蒙古電力裝機7828萬千瓦，發電量3341億千瓦時，在我國分別居第一和第三位。但是，外送電量只有1337億千瓦時，占全國跨省送電量的18.5%。

與之相比，去年內蒙古煤炭產量10.6億噸，占全國煤炭產量的29%，外運卻達到6.6億噸，占全國外運量的40%左右。外送電量折算為煤炭約8000萬噸，僅占煤炭外運的12%，正因為煤炭外運多，電力外輸少，才會造成公路鐵路的長期擁堵。

要解決這一問題，除了就地增加電力供應方式外，還要加快電力輸送通道建設，將西部大煤電、水電、風電基地豐富的電力輸送到東部負荷中心，實現由“單純依靠煤炭運輸”向“輸煤輸電并舉”的轉變，即實現“西電東送”。而內蒙能源的突出問題就是電力外送通道建設滯后，“十一五”期間內蒙電力裝機增速超過用電負荷增速，新增裝機2100萬千瓦，年均增長25%，而規劃建設的蒙西電網第三、四外送通道沒有實施，造成蒙西電網裝機盈余。

而500千伏超高壓線路的送電距離是有限的，目前，內蒙古西部電網只有2條外送華北電網的通道，都是5年前建成的，輸電能力430萬千瓦，實際高峰段送電390萬千瓦，低谷段送電300萬千瓦左右，只能送到京津唐地區，不能滿足內蒙古電力大規模外送的要求。

二、加快內蒙古外送通道建設的措施

內蒙古特高壓外送通道的建設已經迫在眉睫，國家電網規劃的“十二五”“三縱三橫”特高壓交流網架結構和15條直流輸電工程中，“三縱一橫”交流和三條直流工程起點就在內蒙古，“三縱”是指錫盟-南京、烏蘭察布-南昌、包頭-長沙，“一橫”是指蒙西-濰坊，而三條直流工程是指錫盟-江蘇、蒙西-江蘇、呼倫貝爾-山西。這些通道總輸送能力6250萬千瓦，相當于外送標煤約2億噸，且規劃中明確實行‘風火打捆外送’，風電比例20%以上，可外送內蒙風電1250萬千瓦，折算風電裝機3600萬千瓦。加快推進錫盟至南京特高壓線，爭取早日開工建設，同時配套開工建設錫盟電源項目和煤炭項目是外送通道建設的當務之急。

一是要對特高壓外送通道建設開展科學論證，深度調研，對市場需求做出合理分析。當前我國特高壓輸電技術已經成熟，建設遠距離的電力外送通道已不存在技術上的問題，目前，已有湖北、山東、江蘇、浙江、天津、河北等省市政府與內蒙古簽訂了送電協議。鄂爾多斯、錫盟、呼倫貝爾三大煤電基地開展前期工作電源規模達1億千瓦以上。這些大型基地距離華北、華中、華東等負荷中心約600～1500公里，火電成本低，電力輸送到江蘇地區落地電價低于當地火電上網電價4～5分/度，市場需求大，加快特高壓外送通道建設有明顯經濟優勢。

二是積極爭取國家政策支持，內蒙古電力外送通道的建設，關系著未來自治區作為國家綜合能源基地的整體開發，需要和國家能源總體規劃相協調，需要和國家電網協商，盡快解決內蒙古電力外送的瓶頸問題，盡快建設蒙西電網第三條超高壓送電通道，既可以盡快解決蒙西電網當前送出問題，也可以有效保證明后兩年華北負荷中心的電力供應。

三是盡快滿足風電大規模接入及送出，積極開拓蒙古國供電市場。

四是在詳細調查自治區近期規劃建設的重點企業用電情況的基礎上，進一步加大內部網架建設力度，進一步向邊遠地區延伸500千伏電網。

五是加快堅強智能電網規劃和建設準備工作，建設好配電網絡，提高供電可靠性，鼓勵大容量消納風電，有利于優化配置資源，有利于化解內蒙古風電“棄風”和“窩電的煩惱”，有利于化解南方多省煤炭匱乏和“缺電的困擾”，更有利于我國的節能減排。

六是積極開展特高壓、堅強智能電網等先進技術的學習，做好人才儲備工作。

七是做好新能源大規模接入的安全控制和運行調節，強化直流系統運維管理。結合電網結構和穩定特性的重大變化，滾動開展電網運行方式研究，全力做好電力交易組織運營工作，確保完成交易計劃，全面推進財務集約化深化應用，積極爭取建立跨區跨省電價傳導機制，全面推進信息系統深化應用等。

三、結語

總之，內蒙古建設一流省級電網、建設大型送端電網、建設堅強智能電網，必須堅持電網發展與自治區經濟社會發展相適應，堅持電網發展與自治區綠色清潔能源基地建設相適應，統籌實施“西電東送”、“北電南送”戰略，加快內蒙古電力外送通道建設，需要科學的決策、統籌科學的規劃、周密的部署。

參考文獻

[1]陳穎暉 《21世紀經濟報道》， 國網、內蒙古求解“賣電”難題，2010年.

[2]王軼擘 蔚國紅《內蒙古科技與經濟》， 對電力行業未來發展的思考，2012.

[3]中研華泰研究院，2012-2016年內蒙古電力工業市場發展趨勢及投資規劃研究報告，14606.

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煤炭資源優勢:西北地區煤炭資源非常豐富,遠景預測量為29420億噸,占全國的一半以上;保有儲量為3081億噸,約占全國的30%。西北地區煤炭資源主要分布在陜西的陜北和關中地區、寧夏的寧東地區、甘肅中部的華亭地區以及新疆的烏昌吐哈地區。西北地區煤質好,價格低,高發熱量的優質動力煤的價格遠低于中東部地區的平均煤價。

水電資源優勢:西北地區水力資源較為豐富,水力資源理論蘊藏量達8982萬千瓦,約占全國的13%,主要分布在黃河中上游、黃河北干流、長江支流漢江上游河段和新疆伊犁河流域。西北地區水電工程開發條件好,具有淹沒損失小、移民搬遷少、工程投資省、上網電價低、調節性能好、綜合效益大等特點和優勢,因此其上網電價相對較低,具有較強的市場競爭力。

風力發電資源的優勢:西北地區的風能資源豐富,可開發利用率高,西北地區的風能資源總儲量達15.7億千瓦,其中技術可開發量超過1.7億千瓦,主要集中分布在甘肅河西走廊和新疆的“九大風區”。目前,國家已經規劃在甘肅、新疆建設千萬千瓦級的風電基地。

(二)西北地區電力外送的市場空間優勢

1、受端市場的經濟發展擴大了電力需求空間

由于受端地區(中東部地區)經濟基礎雄厚,發展勢頭良好,其國民經濟增長速度維持在較高水平。預計2011―2020年京津冀魯地區、華中地區(含川渝)、華東四省一市的GDP年均增長約為8.3―9.0%;從長期來看,中東部受端地區對能源的需求仍將不斷增加。但是受端市場當地能源資源較為匱乏,同時受鐵路、海運的運輸能力限制,部分地區在用電高峰期仍會拉閘限電。因此,受端市場將需要更大范圍地優化配置資源,加大區外受電規模,滿足該區域對電力的需求。

2、西北地區的電價在受端市場的價格優勢

西北地區平均電能開發成本較低,雖然在不同省之間、不同送電電源之間的上網電價和發電利用小時存在差異,但相對于華中、華東區域的電價來說,整體仍具備競爭優勢。西北區域內的火電平均標桿電價為0.288元/千瓦時,而華中區域火電平均標桿電價0.4101元/千瓦時。0.1221元/千瓦時的價格空間,是西北電力外送市場有力的價格競爭優勢。

二、西北地區電力外送的發展趨勢

(一)西北電力外送將促進西北區域內高電壓等級輸電網的擴建

我國未來煤電基地主要布局在西部和北部地區,西北新疆煤電基地和陜北煤電基地距離東部負荷中心在2000―3000km以上,如此遠距離大規模的電力輸送,遠遠超出了常規電壓等級電網的承受能力,只有采用特高壓輸電技術,才能滿足未來我國能源基地遠距離大規模送電的需要,保證電網運行的安全性和可靠性。此外,煤電、水電基地通過特高壓送電至中東部負荷中心地區,研究表明經濟性優于輸煤.輸電落地電價較受端地區上網電價低約0.03―0.10元/千瓦時。因此,為集約化開發西部能源基地,將西北的電力遠距離送到華中、華東等受端市場,必將加快發展特高壓輸電電網的擴建,以緩解中東部的電力需求。

(二)西北電力外送將促進外送通道多方位建設

為了確保西北地區向受端地區安全可靠供電,構建長期穩定的電量購銷關系,落實國家能源資源戰略流向,有序擴大電力外送市場容量,電力外送通道的建設也將逐步擴大,形成多通道、多方位和多聯網形式的發展趨勢。根據西北區域通道建設規劃,至2020年西北地區將形成向華北、華中、華東、等地區的電力外送通道,主要規劃通道有:寧夏寧東至山東青島通道、寧夏太陽山至浙江紹興、陜西彬長至江蘇、新疆哈密至河南鄭州、甘肅酒泉至江蘇、陜西至山西等通道。

(三)西北電力外送將促進西北電力交易市場的發展完善

隨著電力外送市場的擴大,結合目前電力市場建設的實踐,西北電力外送市場交易也將從初步階段向成熟階段逐步發展完善。

西北電力交易市場的初步階段:市場交易從完善和規范跨省、跨區電能交易起步,建立統一開放的西北區域電力交易平臺,開展發電企業直接參與的跨地區供電競價交易;按照節能發電調度的原則,規范發電企業與電網企業間的年度合約交易;推進“以大代小”的發電權交易和水、火電置換交易;在具備條件的省(區)試點大用戶與發電企業間的直接交易,在區域電力交易平臺開展大用戶與發電企業間的高低匹配交易,推進電能輔助服務的市場化進程。

電力交易市場的成熟階段:在西北區域電能交易平臺建立健全后,建立以中長期合約交易為主、現貨競價為輔的電能交易體系。開放西北區域電能交易平臺,建立規模型電力外送市場。形成統一開放、競爭有序、公平高效的西北電力市場。

(四)西北電力外送將促進清潔能源在外送電量中的比例不斷上升

西北地區風電的大規模開發,對擴大我國節能減排及環境生態壓力,帶動我國風電設備制造業技術進步和產業升級、促進西部地區經濟發展都有重要意義。但是,西北地區風電主要集中在河西走廊,風力發電不同于歐洲的分布式發電,需要集中上網。其次,風電具有隨機性、間隙性等特點,必須搭配建設一定比例的火電電源或水電電源為風電調峰,這樣就會同比例增加火電、水電電源的上網電量,進而增加西北地區總的發電量,使得增發電量通過外送通道輸送到受端市場消納。因此,隨著西北清潔能源的發展,以風電、太陽能等可再生能源為主的清潔能源也將隨外送市場的擴大而不斷增加外送電量比例。

三、結論與建議

(一)堅持科學規劃、統籌發展,為電力外送奠定堅實的送端場基礎

按照“保證區域內電力需求,加大外送”的原則,統籌電網規劃和電源規劃。針對局部電網結均的現狀,突出強化電網規劃與電力外送的銜接。堅持基本建設與更新改造并舉,實現為擴大電力外送將各級電網有機銜接、協調發展。以電網規劃引導電源發展,確保電源規劃與電網規劃有機銜接。進一步深化西北電力外送規劃研究,尋找多個外送通道,擴大外送規模,做好規劃的科學修訂。

(二)消除省間壁壘,加快建設競爭、有序、開放的電力外送市場

目前,我國電力市場的省際分隔,形成了市場壁壘,主要原因是由于區域壟斷造成的,雖然國家通過電力改革,實現了政企分開,但電網還是壟斷經營和管理,這種區域性的電力壟斷,必然導致區域性的市場壁壘,加重了電力外送的阻力。隨著西北區域內多種電源的不斷建設,這就為跨省區域內實行廠網分開、競價上網,建立區域電力市場創造了條件。同時,電力外送也需各級地方政府要加大支持力度,消除省間市場壁壘,支持建立區域電力市場,是實現“西電東送”、擴大外送市場的體制條件。

(三)鼓勵發展清潔能源,淘汰小火電

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去年業績表現欠佳的原因及XX年業績目標：營收下滑的原因主要是公司調整業務結構，適度控制盈利能力較弱的新能源集成總包業務量所致，主營業利潤下滑的主要原因是電網自動化部分高端軟件市場需求下滑及相應軟件退稅收入減少。XX年目標要實現500億訂單，保持10-20%左右增長。

集團整體上市的情況：目前整體上市還沒有時間表，同業競爭態勢跟以前也不一樣，目前智能變電站，調度自動化是國電南瑞主要利潤來源，南瑞繼保主要是用電安全，高壓保護及監控。

關于電改：電改后會帶來大量投資額，目前配電網薄弱的情況會發生巨大改變，如售電公司的設備投資，以及新增配網投資等，南瑞在設備領域有較大的優勢，未來會重點關注新能源接入、電力預測、需求側管理等帶來的機遇。