华东电力市场跨省集中竞价交易规则

售电公司参与跨省区交易对电网企业的影响及相关建议胡全贵;郭翔;李喜军;杨立兵;李晓刚【摘要】新一轮电力体质改革下，随着售电公司所能参与的交易类别的增多，给电网企业等原市场主体带来了巨大变化。

本文就售电公司参与跨省交易带来的影响进行了讨论：首先介绍了售电公司参与跨省区交易对电网公司利益产生的影响，然后着重从经营发展、安全运营、市场体系三方面分析了售电公司参与跨省区交易对电网公司产生的影响，最后，对售电公司参与跨省交易提出市场机制建设的相关建议。

【期刊名称】《电气技术与经济》【年(卷),期】2018(000)001【总页数】4页(P67-69)【关键词】售电侧开放;售电公司;跨省区交易;经营影响;市场机制【作者】胡全贵;郭翔;李喜军;杨立兵;李晓刚【作者单位】[1]北京国网信通埃森哲信息技术有限公司;[1]北京国网信通埃森哲信息技术有限公司;[1]北京国网信通埃森哲信息技术有限公司;[2]国家电网公司华东分部;[2]国家电网公司华东分部【正文语种】中文【中图分类】F426.610 引言随着售电侧市场的放开，售电公司的数量与参与交易类型增加，除了最初的代理大用户交易、中长期交易、辅助服务以外，售电公司还增加了合同电量转让、电量互保、跨省跨区交易等多种业务类型。

另一方面，普通的大用户无法参与跨省区交易，这时就可由售电公司来代理执行。

委托售电公司代理是一种效率很高的市场行为，有利促进了跨省跨区电力交易。

在我国目前的体制机制下，跨省跨区短期交易特别需要售电公司的委托代理交易机制。

在此背景下，电网公司将不仅面对众多的售电企业，还要面对更多的用户企业。

市场中不确定性因素越来越多，运行条件和扰动场景更为复杂和不可预测，一旦售电侧放开，交易过程中的具体情况十分复杂，电网将面临多种风险。

就此情况，文献[1]讨论了售电侧开放后，对电网企业利益的影响，构建了电网企业利益分析模型，提出了电网企业平衡利益的相关策略，文献[2]对售电侧开放对市场主体产生的影响进行了详细的识别和研究，并从多个维度针对售电侧开放建立了市场机制，文献[6-7]结合电力大用户跨省区直购电的特点，通过分析我国跨省区交易的现状，提出促进我国跨省区交易的对策建议。

江苏省电力集中竞价交易规则（试行）第一章总则第一条为进一步推进江苏电力用户与发电企业直接交易工作，通过交易平台开展集中竞价交易，实现电能交易的公开、公平、公正，促进资源优化配置，根据国家有关规定和江苏实际，制订本规则。

第二条本规则适用于江苏省采用集中竞价方式开展的电力用户与发电企业直接交易。

第三条集中竞价交易坚持平等自愿、公开透明、收益共享、风险共担的原则。

第四条集中竞价交易包括年度、季度、月度交易。

第五条集中竞价通过江苏电力交易平台进行交易，参与集中竞价交易的发电企业和电力用户应提前在交易平台注册，取得交易资格。

电力交易平台在交易组织前公告市场准入名单及相关要求。

第六条江苏省电力交易中心有限公司（以下简称电力交易中心）负责电力交易平台的开发、建设和运行维护工作。

第二章交易组织第七条省经信委、江苏能源监管办根据年度直接交易电量总量确定集中竞价电量规模、电力用户及发电企业申报电量上限，由电力交易平台发布。

第八条电力交易平台提前3个工作日发布集中竞价交易日期以及相关市场信息。

市场信息包括但不限于：（一）电力供需形势；（二）集中竞价交易电量规模；（三）关键输电通道潮流极限情况;（四）电力用户及发电机组允许申报的电量上限；（五）交易申报起止时间、交易出清结果公告时间；（六）必要时公布直接交易允许申报价差上下限；（七）出清方式。

第九条集中竞价交易采用交易双方分别申报交易电量和价差的形式，按照“价格优先、容量优先、时间优先”原则确定成交。

发电企业申报上网价差时，以参加直接交易的机组上网电价为基准，电力用户以自身执行的目录电度电价为基准。

第十条发电企业按机组申报上网电量和上网价差，电力用户按户号及电压等级申报用电量和用电价差。

申报价差的最小单位为0.001元/千瓦时，电量最小单位为100万千瓦时。

价差为正数（负数）时，表明直接交易申报的发电价格高于（低于）现行发电上网电价，直接交易申报的电力用户用电价格高于（低于）现行目录电价。

国内外典型电力市场中的输电损耗分摊方法目前对损耗分摊问题的研究仍处于摸索、探讨阶段，在已经实现电力市场的国家，实际采用的损耗分摊方法各不相同。

1 英国电力市场英国电力市场采用的是一种基于平均网损的统一定价，即按照邮票法分摊损耗，与所发生的交易、市场成员的位置无关。

英国在建立电力联营体Pool之初，由于市场建设重点放在了市场主体结构的设计上，对损耗分摊问题的考虑以简单为目标，故选择了邮票法。

在英国电力市场的的发展过程中，有些市场成员曾对邮票法提出异议并向市场相关部门提出采用边际损耗系数法的议案，但时值英国电力市场运营模式的变更，从Pool到NETA模式，直至现在的BETTA模式，有关损耗分摊的问题一直处于搁置状态[92]。

对于采用边际损耗系数法的议案，相关研究部门也做了深入分析[4,92]，暂时仍继续采用邮票法进行损耗分摊。

之前，发电与负荷分摊的比例为50%:50%。

目前发电与负荷分摊的比例改为45%:55%，这样比例的确定是由于发电是在发电出口变压器高压侧测量，则意味着变压器损耗已由发电自身承担，而负荷则是在配电变压器的低压侧测量，负荷没有承担变压器损耗[92]。

英国电力市场现行市场模式中，鼓励市场成员签订双边交易合同，并尽可能通过双边交易实现功率平衡。

对于损耗，其结算是在不平衡计算中考虑的。

发用电的能量不平衡量计算如下：不平衡量=测量值⨯TLM—调整量⨯TLM—合同量目前各点的网损系数TLF（transmission loss factor）均相同，网损乘子TLM（transmission loss multiplier）就是按照45%:55%的比例将总损耗在发电与负荷中分摊。

所有的发电量和负荷水平均按相应的网损乘子进行修正。

市场成员可以自行决定其合同电量中是否包含网损，如果不包含网损，则他们将按平衡市场中的不平衡价格付费，并根据自己的预测和经验估计整个系统是否会发生供需不平衡以及发生的时间和不平衡量。

山东省能源局等部门关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知文章属性•【制定机关】山东省能源局,山东省发展和改革委员会•【公布日期】2020.11.24•【字号】鲁发改能源〔2020〕1342号•【施行日期】2020.11.24•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知各市发展改革委（能源局），省社会信用中心，国网山东省电力公司，华能山东发电公司、华电集团山东公司、国家能源集团山东公司、大唐山东发电公司、国家电投集团山东分公司、华润电力华东大区、山东核电有限公司，山东电力交易中心，有关企业：为贯彻国家关于深化电力现货市场建设试点工作的系列精神，落实省委、省政府关于电力市场化改革决策部署要求，按照近期国家发展改革委关于做好2021年电力中长期合同签订工作要求，结合我省工作实际，现就2021年电力市场交易有关工作安排通知如下：一、市场主体准入（一）进一步规范电力用户准入条件按照国家发展改革委明确的发用电计划放开“以发定用”原则，2021年我省电力用户市场准入条件维持2020年标准不变。

年内视跨省区优先计划放开情况，在确保市场电量发用平衡的前提下，适时放开经营性用户用电计划。

按照国家关于加强和规范自备电厂的有关要求，拥有自备电厂的企业在按规定承担国家依法合规设立的政府性基金和与产业政策相符合的政策性交叉补贴后，方可参与市场交易（包括省内、跨省区交易）。

不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于《产业结构调整指导目录》中淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策。

2021年，全省电力市场化用户用电规模约1900亿千瓦时。

（二）积极推进地方公用燃煤热电联产机组进入市场2021年，地方公用燃煤热电联产机组仅安排供暖季“以热定电”优先发电量计划，鼓励具备条件的地方公用热电联产机组自主注册成为市场主体，“以热定电”优先发电量计划外的上网电量直接参与市场交易，按照山东电力市场相关规则执行。

中国电力体制改革50年一、计划经济时期的管理体制（1949-1978年）电力工业经历了燃料工业部、电力工业部和水利电力部三个时期，在燃料部和电力工业部时期，对全国电力工业实行集中管理的体制；进入水利电力部时期，经历了两次分散、两次集中管理，多年来始终未能摆脱“一分就乱，一收就危”的怪圈。

1、燃料工业部时间（1949-1955年）。

1949年10月组建了燃料工业部，对全国煤炭工业，石油工业和电力工业实行统一管理。

当时电力工业方面直接领导的仅有华北电业公司及其所属的北京、天津、唐山、察中分公司，以及石家庄电灯公司和太原电力公司，其他各地的电力工业均由各地军事管制委员会领导的管理。

在国民经济恢复时期，自1949年至1952年逐步将各地军事管制委员会领导和管理的电力单位集中到燃料工业部管理。

1950年燃料工业部专门成立了电业管理总局，并先后组建了东北、华北、华东、中南、西南和西北六个大区电业管理局，归电业管理总局统一领导，形成了垂直垄断、政企合一的电力工业管理体系。

2、电力工业部时期（1955年-1958年）。

1955年7月，撤销燃料工业部，设立煤炭工业部、电力工业部和石油工业部。

电力工业部继承了燃料工业部对全国电力工业的管理职能。

电厂的运行管理和输变电的运行统一由各电业局负责。

与此同时，撤销了电业管理总局和六大区电业管理局。

各省（市、自治区）的电力工业均由电力工业部直接领导和管理，这是由部直接领导省（市、自治区）电力工业惟一的一个时期。

3、水利电力部时期（1958-1966年）。

1958年初为加快水电建设，决定水利部和电力工业部合并。

将电力工业企业全部下放给各省（市、自治区）独立的工业体系，各省（市、自治区）仍然实行垂直垄断的电力工业管理体制。

当时的水利电力部只负责管理已形成跨省（市、自治区）电网的的京津唐电网和辽宁、吉林电网。

这种电力工业管理体制实施三年，分省的电力工业管理体制严重影响了电力工业的统一性和安全性，也影响了电力工业的发展，出现了严重的缺电局面。

国家发展改革委关于提高华东电网电价的通知文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会•【公布日期】2008.06.29•【文号】发改价格[2008]1680号•【施行日期】2008.07.01•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】失效•【主题分类】价格正文*注：本篇法规已被：国家发展和改革委员会决定废止、宣布失效、修改的规章和规范性文件目录（发布日期：2011年6月30日，实施日期：2011年6月30日）废止国家发展改革委关于提高华东电网电价的通知（发改价格［2008］1680号）上海、浙江、江苏、安徽、福建省（市）发展改革委、物价局、电力公司，华东电网公司：为缓解电力企业生产经营困难，保障电力供应，促进资源节约，根据《国家发展改革委关于提高电力价格有关问题的通知》（发改电〔2008〕207号）精神，决定适当提高华东电网电价水平。

现将有关事项通知如下：一、适当提高上网电价（一）为缓解煤价上涨的影响，适当提高发电企业上网电价。

华东电网有关省（市）电网统调燃煤机组（含热电联产机组）上网电价（含税，下同）提价标准每千瓦时分别为：上海市2.14分钱、浙江省2.12分钱、江苏省2.08分钱、安徽省1.2分钱、福建省2.33分钱。

同时适当提高部分电价偏低、亏损严重电厂的上网电价，有关电厂具体电价水平见附件一。

（二）三峡电站向华东有关省（市）送电价格每千瓦时分别调整为：上海市0.2686元、浙江省0.2862元、江苏省0.2424元、安徽省0.2287元；落地电价每千瓦时分别调整为：上海市0.3824元、浙江省0.4018元、江苏省0.3535元、安徽省0.3385元。

三峡电站输电价格及输电损耗率仍按发改价格[2003]1028号文件规定执行。

（三）提高符合国家核准（审批）规定的新投产机组标杆上网电价。

省级电网统一调度范围内，安装脱硫设施的新投产燃煤机组（含热电联产机组）上网电价每千瓦时分别调整为：上海市0.4368元、浙江省0.4407元、江苏省0.4108元、安徽省0.383元、福建省0.4023元。

跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则（试行）（国家电力调度控制中心、北京电力交易中心）（2017年8月14日发布）第一章总则第一条为落实《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）及配套文件精神，发挥市场配臵资源的决定性作用，充分利用国家电网公司经营区域内跨区域省间通道输电能力，有效促进西南及三北地区可再生能源消纳，缓解弃水、弃风、弃光问题，规范开展国家电网公司经营区域内跨区域省间可再生能源电力现货交易（以下简称跨区域现货交易），制定本规则。

第二条跨区域现货交易是指国家电力调度控制中心会同北京电力交易中心在国家电网公司经营区域内通过跨区域输电通道，组织买方（含电网企业、电力用户、售电企业）与卖方（水电、风电、光伏等可再生能源发电企业），通过跨区域现货市场技术支持系统开展的电力现货交易。

第三条跨区域现货交易定位为送端电网弃水、弃风、弃光电能的日前和日内现货交易。

当送端电网调节资源已经全部用- 1 -尽，各类可再生能源外送交易全部落实的情况下，如果水电、风电、光伏仍有富余发电能力，预计产生的弃水、弃风、弃光电量可以参与跨区域现货交易。

第四条跨区域现货交易需要满足送受端电网和跨省区通道安全约束，市场出清要闭环考虑电网安全约束条件，实现电网安全运行和市场有序运作的协调统一。

第五条参与跨区域现货交易的全部为水电、风电和光伏等可再生能源发电企业，通过跨区域现货交易，充分利用通道资源和全网调节能力，提高电网整体可再生能源消纳水平。

第六条坚持市场化导向，买卖双方自主自愿参与市场，根据市场成员报价的优先级顺序，确定成交电量和成交电价，集中竞价出清。

坚持“公开、公平、公正”原则，确保市场运作规范透明。

第七条本规则适用于送受端本地现货市场尚未建立，为缓解弃水、弃风、弃光问题，暂由国家电力调度控制中心组织开展的跨区域现货交易。

参与跨区域现货交易的所有市场主体、电网企业调度机构必须遵守本规则。

上海市发展和改革委员会关于落实国家深化燃煤发电上网电价形成机制改革有关事项的通知文章属性•【制定机关】上海市发展和改革委员会•【公布日期】2019.11.28•【字号】•【施行日期】2020.01.01•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业,价格正文上海市发展和改革委员会关于落实国家深化燃煤发电上网电价形成机制改革有关事项的通知市经济信息化委、市市场监管局、市生态环境局、华东能源监管局、国网上海市电力公司、上海电力交易中心，各有关发电企业、电力市场主体：根据《国家发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）有关要求，结合本市实际，现就落实国家深化燃煤发电上网电价形成机制改革有关事项通知如下。

一、总体要求坚持市场化方向，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，进一步深化本市燃煤发电上网电价机制改革，加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制，为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定基础。

二、基本原则坚持稳步推进，分步实施。

按照电力市场化改革要求，结合上海实际情况，稳步推进煤电市场化改革，分步实施改革政策，有序扩大价格形成机制弹性，防止价格大幅波动，逐步实现全面放开燃煤发电上网电价，确保改革平稳推进。

坚持统筹谋划，保障供应。

充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系，统筹谋划各类电源上网电价形成机制，以及不同类型用户销售电价形成机制，强化配套保障措施，确保电力供应和价格稳定。

坚持强化监管，规范有序。

按照放管并重的要求，加强电力价格行为监管，建立价格异常波动调控机制，健全市场规范、交易原则、电力调度、资金结算、风险防范、信息披露等制度，确保燃煤发电上网电价合理形成。

三、改革举措1、为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价上下浮动”的市场化价格机制。

国家电力监管委员会关于印发《华东电力市场监管实施办法(试行)》的通知文章属性•【制定机关】国家电力监管委员会(已撤销)•【公布日期】2004.03.30•【文号】电监市场[2004]10号•【施行日期】2004.05.01•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】失效•【主题分类】电力及电力工业正文国家电力监管委员会关于印发《华东电力市场监管实施办法(试行)》的通知（电监市场[2004]10号）国家电网公司及所属华东电网有限公司，上海、江苏、浙江、安徽省（市）电力公司，福建省电力有限公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，申能（集团）有限公司，浙江省能源集团有限公司，安徽省能源集团有限公司，各有关发电公司：为规范华东电力市场，维护华东电力市场秩序，我会制定了《华东电力市场监管实施办法（试行）》，现印发你们，请依照执行。

二00四年三月三十日华东电力市场监管实施办法(试行)第一章总则第一条为规范华东电力市场秩序，保护各市场主体、市场运营机构和电力用户的合法权益，促进华东电力市场健康发展，根据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）、国家电力监管委员会《电力市场监管办法（试行）》（电监市场[2003]22号）和《华东电力市场试点方案》（电监市场[2003]42号）及国家有关法律、法规，制定本办法。

第二条本办法适用于华东电力市场。

第三条华东电力监管机构负责本办法的实施。

第四条华东电力监管机构依据国家电监会授权，按照依法、独立、公正、透明的原则履行电力监管职责。

第二章监管对象及内容第五条监管对象包括华东电力市场主体和市场运营机构。

华东电力市场主体包括在华东电力市场注册的发电企业、电网经营企业，经核准的区外购售电企业、独立配售电企业和电力用户；市场运营机构包括华东电力调度交易中心和上海、江苏、浙江、安徽、福建省（市）电力调度交易结算中心。

第六条华东电力监管机构监管的内容包括普遍监管和专项监管。