178亿千瓦时、394亿千瓦时、550亿千瓦时……2015年以来，我省企业直接交易电量不断扩大，电力市场化改革深入推进，改革红利持续释放――
电力直接交易带来了什么？
本报记者 范克龙 田婷电力用户节约用电成本
分享改革红利　　“去年我们通过电力直接交易购买电量共计6400万千瓦时，每千瓦时比原先的电价便宜近5分钱，1年下来节约300多万元。别小看这300多万元，去年我们就靠‘降成本’成功实现了扭亏为盈。 ”1月11日，华润纺织合肥有限公司生产技术处主管黄有志感慨地说，近年来，由于纺织行业市场行情不景气，生产成本又居高不下，企业一度面临着亏损的窘境，而电力直接交易无疑是雪中送炭。　　年用电量约4亿千瓦时――合肥京东方光电科技有限公司是不折不扣的用电大户。从2015年开始，这家公司就开始进行电力直接交易。 “2015年每千瓦时电价便宜了2分钱，给公司节约成本800万元。到了2016年，有发电厂主动找上门来谈，我们通过货比三家，加大了议价力度。当年谈的价格是每千瓦时电价便宜5.9分钱，再加上政府让利，算下来每千瓦时电价比当时的正常电价降低了将近8分钱，节省企业成本3200多万元。用电成本占公司能源成本的比例从85%降低到80%。 ”该公司110千伏变电站负责人贾小林告诉记者。　　电力市场化交易是电力体制改革的核心内容之一。据省电力交易中心有限公司副总经理陈家庚介绍，安徽作为全国首批试点省，从2015年开始开展电力直接交易，电力市场交易量随之一路飙升。 2015年全省共有76家电力用户和20家发电企业通过交易平台达成交易协议，直接交易电量178亿千瓦时，减少电力用户用电成本6.2亿元。 2016年，随着电力用户准入门槛进一步降低，交易主体明显增多，交易规模进一步扩大，共有261家电力用户与25家发电企业通过交易平台开展了直接交易，完成交易电量394亿千瓦时，同比增长221%，占全年售电量的28.75%，为我省电力用户减少用电成本31.4亿元。 “2017年交易规模将进一步扩大，计划达成直接交易电量550亿千瓦时。 ”陈家庚说。发电企业主动跑市场 抢占更大蛋糕　　电力市场化改革，给用电企业带来了实实在在的改革红利，而对发电企业来说，更意味着深刻的市场变革。　　“以前按计划发电，电量和电价都是固定的，电厂不需要为电的销路发愁。现在放开了直供电交易，我们大部分时间都在外面跑市场。 ”1月11日，皖能合肥发电有限公司营销中心主任黄俊介绍，随着电力市场化改革的深入推进，原有的销售和定价模式正在发生改变，今后，“计划电”这块奶酪将越来越小，发电企业最终将被完全推向市场。　　“我所在的部门以前叫‘计划经营部’，2015年改为‘市场营销中心’，这个变化正是电力市场化改革的印证。 ”黄俊坦言，直接交易的规模扩大，市场竞争日益激烈，发电企业纷纷主动出击，抢占市场蛋糕。 “2015年我们与5家电力用户达成直供电协议，直接交易电量达11亿千瓦时，约占总发电量的20%。 2016年我们积极拓展市场，直供电用户达到32家，直接交易电量达30亿千瓦时，占总发电量的近一半。 ”　　在黄俊看来，电力市场化改革带给发电企业的，既有挑战，也有机遇。 “2016年我们发电厂总发电量64亿千瓦时，其中30%属于增发电量，完全是我们主动出击抢到的蛋糕。在下调电价、向用户让利的同时，我们通过增发电量获得额外的盈利。 ”黄俊说。　　当前，火电厂机组利用率不高的现象普遍存在。以合肥皖能为例，该企业现有两台630兆瓦的发电机组，设备平均负荷率只有70%，相当于两台机组一年闲置一个半月。电力市场化交易后，有效缓解了企业“吃不饱”的现象。火电设备利用小时数是衡量火电企业效率的重要标准。据黄俊介绍，2016年前11月，全国火电设备平均利用小时数为3756小时，我省火电设备平均利用小时数为4055小时，同比均呈下降态势，而合肥皖能火电设备平均利用小时数达4574小时，同比增加300小时，机组利用率明显提高。　　由于交易规则鼓励节能环保机组、高新技术企业、战略性新兴产业及能效标杆企业优先成交，促进了市场主体节能减排。在实际成交结果中，60千瓦级以上发电机组的成交量达72%，节能减排效果明显。以神皖安庆电厂、皖能铜陵电厂3台百万级超临界机组为例，机组中标电量达61亿千瓦时，以全省平均煤耗预测节约标煤3.2万吨，减少二氧化碳排放8.3万吨。安徽电网搭建交易平台 做好运营服务　　电力市场化改革也给安徽电网带来了深远影响。　　根据国家有关意见要求，电力体制改革的核心是“管住中间、放开两头”。 “放开两头”，是指在发电侧和售电侧实行市场开放准入，引入竞争，形成多买多卖的市场格局，发挥市场配置资源的决定性作用；“管住中间”，就是加强对输配电网的监管，保障电网安全稳定运行，发挥输配一体化的优势，推动电网协调健康发展。　　省电力公司经济法律部主任吴本长给记者大致梳理了安徽此轮电改的时间节点：2015年4月份，我省被列入全国第一批输配电价改革试点省；2015年底，完成成本监审和输配电价测算；2016年3月，全面应用输配电价改革成果；2016年5月，成立安徽电力交易中心有限公司，组建安徽电力市场管理委员会；日，国家发改委批复安徽6个增量配电试点项目。　　输配电价改革，彻底改变了电网企业盈利模式。 “以前，电网是按照标杆电价从电厂采购电，再按照目录电价卖给用户，挣的是购销差价。这种统购统销模式的缺点在于反应市场信号能力较弱。电力市场化改革后，电力用户、售电公司可以和电厂直接谈电价，电网提供输配电服务，收益主要靠相对固定的过网费。当然，居民用电等仍由电网销售。 ”陈家庚表示，通过输配电价改革，国家按“准许成本加合理收益”的原则，对输配电的收入、成本、价格进行全范围直接监管，核定了电网输配电总收入和输配电价水平。　　新的监管模式，倒逼电网企业加强角色转变，强化服务职能。陈家庚介绍，未来电网企业售电的职能将弱化，回归本位的输配电网运营维护职能，重点做好电力市场服务。　　电力市场服务所涉及事务十分繁杂。“2017年，我们要服务的市场主体不断扩大。电力用户激增至3000多家、发电企业增长至200多家。不仅如此，我们还多了一个要服务的市场主体――售电公司。截至目前，在安徽电力交易中心注册的售电公司已有100家，他们可以直接向发电公司购电、向电力用户售电。 ”陈家庚说，为此，电网企业要搭建好管理平台、制度标准平台，制定准入规则、完善退出机制。具体来说，要积极研究电网企业服务售电公司的业务流程、服务内容和有关合同，做好受售电公司委托对客户计量、抄表、收费、核算等方面业务准备；在售电公司因某些原因不能服务客户时，电网企业要从电网状况、技术手段、人员力量上能保得住、上得去，做好兜底工作，确保用户安全、稳定用电。电网企业购售电业务风险监测分析模型--《华北电力大学》2015年硕士论文
电网企业购售电业务风险监测分析模型
【摘要】：自2002年我国电力体制改革以来,电力市场逐渐分解成由负责电力生产的发电厂商和负责输配电服务的电力公司组成。电网企业成为联系发电资源和需求侧的桥梁,一方面电网企业要进入实时购电市场与合同购电市场进行购电,另一方面要向各类用户进行售电。电网企业购电成本受到购电价格、购电量、购电线损和购电方式等多种因素的影响。同时,由于电网企业的公用事业性质和电力市场目前的定价机制共同决定,电网企业的销售电价不可能随着上网电价和市场需求量变动而做出相应调整,高价位的大量可再生能源发电并网,跨省跨区购电,节能发电调度,电力负荷的不确定性,大用户直接购电等因素都对电力公司售电收入造成了巨大的风险。另外,电价政策的复杂性与模糊性,也在一定程度上影响了电网企业售电收入的增长。因此,电网企业需要建立购售电业务监控分析模型,及时、全面、科学、有效的监测影响电力公司购售电业务的关键因素,分析购售电全业务过程中的风险点并提出相应的规避策略,使电网企业购售电风险预期损失降到最低,进而为提高电网企业经营效益提供决策参考。本文建立了电网企业购售电业务风险监测分析模型,分别实现了对购电模块、售电模块和线损管理模块异常因素的监控和穿透查询功能。首先,本文对比分析了多类购售电业务风险监测分析方法,研究了各类方法模型的标准和需求,明确了适合电网企业购售电业务监测的模型与方法,为定量分析奠定了理论基础。其次,本文构建了电网企业购售电业务穿透查询分析模型,对购售电业务的影响因素进行了系统的梳理,建立了购售电业务因素链接关系分析模型和基于因素分析法的购售电业务穿透查询分析模型,实现了对购售电环节关键指标的穿透查询。然后,本文构建了基于对比分析法的线损分析穿透查询模型,通过横向对比和纵向对比分析来确定线损异动的主要地区,达到了监测线损异常变动的目的。最后,构建了电网企业购售电业务联动监测分析模型,包括基于蒙特卡洛模拟的购售电指标阈值设计模型和基于雷达图分析法的购售电业务联动监测分析模型,为电网企业购售电业务监测分析提供了理论支撑。算例结果表明,本文所建立的模型具有科学性和合理性,在电网企业购售电业务风险点和阈值监测方面具有实用价值,能够为电网企业提高经营效益提供决策参考。
【学位授予单位】：华北电力大学【学位级别】：硕士【学位授予年份】：2015【分类号】：F426.61
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400-819-9993电力体制改革关键在放开售电侧 _ 东方财富网
电力体制改革关键在放开售电侧
作者：刘纪鹏
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　　电力堪称是国民经济第一基础产业，虽然电力改革仅是全局性改革中的一部分，但电力的基础性和重要性，决定了其改革对国民经济的持续发展和社会安定起着可谓牵一发而动全身的作用。因此，必须重视电力改革的方法论，选准下一步电力改革的方向和切入点至关重要。　　十八届三中全会提出积极发展混合所有制经济，在此背景下，目前以中石油为例，已宣布将引入社会和民营资本，共同经营其油品销售业务。基于的重要性，电力改革也应以此为契机，主动发挥带头示范作用，通过在售电侧向民营资本开放，形成多元化售电市场，深化电力体制改革。　　一、“放开两头，管住中间”，推行市场化电价形成机制　　电价改革是电力体制改革的核心。中国电价改革已经完成由旧的计划经济体制向市场经济体制转变的两次跨越：第一次是1980年代的集资办电和还本付息电价政策。第二次是2002年5号文的实施，核心是厂网分开加标杆电价制度。而第三次跨越，即尽快推进全面市场化取向的电价制度改革，却由于发改委审批电价的行政垄断和电网公司统购包销的经济垄断的存在而举步维艰，导致我国极不合理电价形成机制的长期存在。　　从电力发、输、配、售的自然属性看，发电和售电属于竞争环节，输电和配电属于自然垄断环节，若将发电和售电的价格比喻为电价构成的两端，那么输配电价相应就是电价构成的中间。要限制当前发改委手握电力项目审批立项、制定电价政策和核定电价的行政垄断权力，打破国家电网、南方电网公司统购包销的经济垄断，应遵循“放开两头，管住中间”的原则。　　首先，公平的市场竞争秩序由电监会或国家能源局来维护，制定竞价规则。其次，发电侧上网电价与售电侧销售电价不再由发改委审批决定，通过市场竞争自由实现，在发、售电侧形成有效竞争。再次，输配电网的价格及服务建立在自然垄断的基础上，要充分保护消费者利益，即由代表公共利益的有关行政部门，在考虑消费者电力需求价格弹性较小的情况下，通过有效的成本核定、组织价格听证会，根据输配电网的经营业务成本加上一定的利润率来决定输配电价，再经过国家审计部门核定最后确认。　　简而言之，就是要从目前两大电网公司统购包销逐步向仅收取过网费、发改委严格限制行政审批权限仅负责输配电价确定的模式过渡，稳步推进电价改革，最终实现电价改革的第三次跨越。近年来，我国已经出台相关法规，对输配电价的核定和价格听证进行了有益尝试。在今后的电力监管实践当中，应继续全面贯彻落实。这样既有利于实现资源优化配置，使消费电价回归理性，体现其公共产品的服务职能，又能维持电网公司自身的生存发展。　　二、大用户与发电厂商直接见面，提升购电自主权　　在改变电网统购包销、政府部门独立核算中间输配环节价格、售电侧放开的基础之上，真正成熟的电力市场还应促进发电企业与用电大户的直接交易。　　从国际电力改革的经验来看，欧洲大部分国家、美国PJM市场(宾夕法尼亚州、新泽西州、马里兰州的3个电力公司组成的区域电力协作组织)、日本、韩国等国家和地区都是先从售电侧引入竞争，推进配、售分开，直接向终端用户放开购电选择权，让电力用户直接参与市场竞争，构建多个购电主体，促进市场充分竞争，使用户直接获得竞争带来的好处，提高电力工业的运营效率。因此，从售电侧引入竞争，就要进一步推进大用户和厂商直接见面，使大用户能够像普通人买电话卡一样直接购买电卡，仅借电网公司“跑路”，向电网公司交纳过网(路)费，进而促进电力市场建设的完善和竞争机制的有效确立。　　我国早在2005年3月就开展电力大用户向发电企业直接购电的试点，吉林炭素有限责任公司(下称吉林炭素)与吉林龙华热电股份有限公司签订了《电量直接购售合同》，成为中国首个直购电用户。一年期间，吉林炭素过网直购电量4.2亿度，每度电便宜了五分七厘，节省了2000多万元，展现出这一做法的经济潜力。　　但截至目前，我国电力直接交易的省份和电量交易规模仍有限，尚未形成较为规范的交易及监管体系。因此，下一步政府应加快并全面推进电力用户与发电企业直接交易的实施，以市场化为导向同时进行制度层面改革，提供系统的配套政策措施，不断放开用户端的购电选择权，促进电力用户参与市场竞争。同时，除了增加电力直接交易的地域范围、扩大大型重化工企业直接购电的数量外，也可鼓励部分医院、社区、学校、政府部门等与发电厂商直接见面，推动大用户自由购电、“多买方—多卖方”电力市场结构的形成。　　三、培育私人售电公司，成立电力期货交易所　　在电力市场售电侧市场化改革的进程中，仅抓购电大用户并不全面。在我国电力市场的拓展中，应将电力体制改革与金融体制改革相结合，引入民营资本，培育出买电的目的是为了进一步交易的售电经纪公司等中介机构及电力期货交易所，推动混合所有制经济的发展。　　私人售电公司的成立可以我国《公司法》为依据，由电监会或能源局及其在各地的分支机构作出运营资格认定成为电力市场新的载体，扮演市场基层营销的主要角色。不仅可以为大用户进行电力产品经纪服务，还可以将居民家庭、学校、医院、政府部门等单位的用电服务及销售统一组织起来，真正在用电侧实现多买多卖的市场体系，使得我国电力改革真正通过双侧竞价，使消费者和用户得到质优价廉的产品和服务，享受我国电力改革来自竞争的繁荣。　　其中，私人售电公司的经纪人和职业经理人最好由熟悉电力工业特点、有一定电力企业从业经历的电力辅业和多种经营分离出来的人员或退休人员担任，不仅有利于私人售电公司拥有通过电力市场专业化分工培育出的职业售电队伍，提升专业化程度，也能够更好进行电力预测，帮助用户判断并承担一定的电力运行风险，维护市场稳定。　　在当前中国电力市场的改革与建设过程中，仅将着眼点局限于传统思路、并且陷入是构建全国性质的还是大区一级或省级电力市场纷争的做法并不可取，应将电力市场建设的视野放得更宽，从国际先进经验中探索新路，并结合国情为我所用，才能真正提升中国电力体制改革的层次。　　1996年美国率先在纽约商业交易所中引入电力期货交易，接下来的数年里，英国、德国、法国、波兰、澳大利亚等国家都根据需要相继建立电力期货交易市场，可以说国外的电力期货市场已经十分成熟。因此，在新一轮改革即将起步之时，中国电监会或能源局应尊重国际发展规律，充分重视电力市场化改革与金融改革的配合，参照中国证监会下设股票证券交易所和期货交易所的模式，成立从事电力现货、远期现货及期货交易的电力交易所。下一步改革可根据电力产品属性，引入资本经营概念，类似于目前我国商品期货交易所的形式，由电力期货交易所开发不同品种的电力交易产品，并最终过渡到电力的金融交易所模式。
(责任编辑：DF145)
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各省、自治区、直辖市发展改革委(计委)、经贸委 (经委)、物价局,国家电网公司、南方电网公司,华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司,三峡开发总公司,神华集团公司,各有关发电公司:根据电力体制改革工作小组第六次会议精神,国家电力监管委员会、国家发展和改革委员会制定了《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》,现予印发,请依照执行。电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法在具备条件的地区,开展较高电压等级或较大用电...
(本文共2707字)
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湖北省电力市场化改革新突破 用电大户可直接购电
《办法》日前经省政府同意，由省经信委、省发改委、华中能源监管局、省物价局四部门联合出台。&接通了电力供需双方之间的市场&输电线&，为我省电力市场化改革打开了突破口。&省经信委负责人说，我省正抓紧有关准备工作，从今年下半年开始正式实施直接交易。
所谓直接交易，是指电力用户与发电企业通过省级电网企业的输配电网自主协商电量、电价的市场行为。早在2003年，我省根据2002年国务院下发的《电力体制改革方案》，启动了大用户直购电改革，但因涉及多方利益调整，改革未能深入推进。
如今，《办法》为构建竞争性电力交易市场迈出实质性步伐。《办法》规定，直接交易价格，由大用户与发电企业通过协商自主确定，不受第三方干预。电网输配电价即&过网费&，按国家发改委核定标准执行。省经信委等单位组成的联合工作小组组织供需双方集中时间和地点进行双边交易；双边交易未超过年度控制总量的电量，可实行撮合竞价交易。试点初期，直接交易总量控制在大工业用电量的10%以内。
武汉一家大型火电企业负责人表示，在当前电力供大于求背景下，直接交易会降低出厂电价，在用户存量用电方面无利可图。但着眼于用电增量，直接交易将带来长远收益。
省经信委负责人表示，直接交易是贯彻落实党的十八届三中全会关于全面深化改革的有关精神的具体体现，其目的是，坚持市场化改革方向，逐步开放电力用户的用电选择权，激发企业活力，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进电力与国民经济协调发展。
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