国电电力发展股份有限公司
第一章华北区域电改政策推进情况
一、京津唐电网
电改政策和规则逐步完善。《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》、《省级电网输配电价定价办法（试行）》、《电力中长期交易基本规则（暂行）》、《关于北京电网2017-2019年输配电价的通知》等相继发布，为当前开展电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易等提供了执行依据。
二、辽宁电网
2017年，辽宁省摒弃此前同类型、同等级机组按照相同利用小时下达基数电量计划的方式，转为综合考虑机组热电比、环保排放（超低排放）水平等因素，确定各机组优先发电权。大用户直供电交易方面，省内交易总量进一步扩大，并计划开展跨省直供电交易，其中双边交易占比将大幅提高，有关部门酝酿将工业园区作为售电主体参与大用户直接交易，省发改委也正在着手对省内各工业园区进行摸底调研。此外，辽宁省还计划今年将风电纳入电供暖（供热）电力交易供电方，与核电一道参与电供暖（供热）电量直接交易。
三、河北南网
2016年5月4日，河北电力交易中心有限公司正式挂牌；河北省发改委先后出台了《河北省电力直接交易实施方案(试行)》、《河北省南网电力直接交易规则》、《河北省售电公司准入与退出管理细则》。2016年9月，国家发改委批复河北省开展售电侧改革试点。2016年9月1日至9日，河北南网进行第一次电力直接交易。
2016年11月10日 ，河北省发改委下发《关于组织申报河北省2017年电力直接交易市场成员的通知》。2017年1月13日，河北省物价局下发《关于河北省级电网2017-2019年输配电价的通知》。2017年2月23日，河北省发改委下发《关于河北南部电网开展2017年电力直接交易工作的通知》。2017年2月，河北南网进行第一次月度撮合交易。2017年3月，河北南网完成3-7月份双边交易。
第二章区域计划电量安排原则及市场电量交易规则
一、京津唐电网
（一）华北电网公司年度发电量计划安排原则
1.以电网安全和电力稳定可靠供应为前提，计划的编制紧密结合电网运行实际情况，满足电网安全运行要求。发电量计划安排与机组实际运行条件相关联，考虑机组实际发电能力对发电量的影响。
2.以确保电力供需平衡为基础，与国民经济发展相适应，以市场需求为导向，满足电网供需平衡，提升发电计划对电力资源的协调、配置作用。
3.注重节能减排、效率优先，全面实行差别电量计划对可再生能源优先安排购电。积极落实国家"节能减排"政策， 对已安装节能环保装置的机组适当增加发电，对环保性能不达标机组适当核减发电小时。提高大容量、高参数、节能机组发电比重，适当降低"小火电"发电比重。落实国家能源战略，减轻城市环境压力，加大"西电东送"电厂的发电比重。认真执行国家"以热定电"的政策，按照热电比的不同， 对供热机组适当加以电量倾斜，并在采暖季节优先安排发电。积极落实国家"以大代小"替代发电政策，优先大容量、高参数、节能机组替代小机组发电。
4.全部燃煤机组年计划基数小时一致。在确定计划基数小时的基础上，各机组因以下不同情况增、减发电小时数。
容量因素：装机容量5万千瓦及以下扣减150 小时；10万千瓦及以下扣减100 小时；20万千瓦扣减 50 小时；30万千瓦不扣减；40万千瓦增加50 小时；50万千瓦增加100 小时；60万千瓦增加150 小时；100万千瓦增加350小时。
节能、环保因素:超临界机组增加 50 小时，超超临界机组增加 100 小时；中水及空冷、海水冷却、 海水淡化机组分别增加 50 小时；应用二氧化碳捕集与处理技术增加 50 小时；根据燃煤机组大气污染物实际排放水平，分别可增加 200 或250 小时；机组除尘、脱硫、脱硝等设施排放水平未达到有关规定要求的，适当核减发电小时。
西电东送因素:西电东送电厂增加 300 小时。
供热因素:采暖季节连续供热增加 50 小时，达到国家对供热机组热电比要求的， 再增加 100 小时。
供热机组采暖期一般按当年 11 月 15 日至次年 3 月 15 日共4个月考虑。寒冷地区情况：张家口、秦皇岛、承德地区法定冬季采暖期为当年 11 月 1 日至次年 3 月 31 日共 5 个月， 该地区供热机组增加 12.5 小时；大同、朔州、长治地区法定冬季采暖期为当年 10 月 25 日至次年 4 月 10 日共 6个月，该地区供热机组增加 25 小时。
5.发电机会损失电量，机组出现以下情况统计为发电机会损失：第一类（简称：非停）：正常运行的机组发生突然跳闸或被迫停运，正常备用机组不能按电力调度指令并网发电，非按电网调度指令安排的停机；第二类（简称：受阻）:非按电网调度指令要求产生的降低出力等情况。
全年全厂分别没有发生第一、 第二类发电机会损失情况的电厂， 下一年全厂分别增加年发电计划 40 小时。在电网出力平衡紧张的关键时期（尤其是出现燃料供应普遍紧张情况） 能够提供长时间连续稳定出力的机组， 适当增加发电小时。
（二）现阶段京津唐区域市场电量交易种类、降价幅度及交易规则
1.交易类型和降价幅度
交易类型包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易（主要包括优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易）。
降价幅度：京津唐大用户直接交易降价幅度为70.1元/千千瓦时；锡盟-山东跨省跨区交易降价幅度74.58元/千千瓦时。
交易方式有双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易等。
交易价格出清方式，电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成。双边协商交易价格按照双方合同约定执行，集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定；挂牌交易价格以挂牌价格结算。
双边协商交易原则上不进行限价。但参与直接交易机组发电能力明显大于用电需求的地区可对报价或者结算价格设置下限。
2.交易规则、细则及办法的重点和特点
2016年8月12日发布《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》。2016年12月29日发布《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源[2016]2784号)。本规则用于规范各地电力现货市场启动前的电力中长期交易，依法维护电力市场主题的合法权益，保证电力市场建设工作统一、开放、竞争、有序。本规则就参与交易的市场成员、市场准入与退出条件、交易品种、价格机制、组织交易流程、安全校核与交易执行、合同电量偏差的处理方式、辅助服务、计量和结算、公开信息披露等情况作了详细的规定。
重点：为保障市场平稳运行，应对直接交易价格进行限价。价差传导公式为：价差上（下）限=±京津唐电网燃煤火电机组平均上网电价×P，P为限价系数，取值范围0至1，暂定为0.2。
计划电量分配实际剔除容量=发电企业参与直接交易的发电容量×T，Ｔ为容量剔除系数，取值范围0至1，暂定为0.5。
为保证市场平稳过渡，对各机组全年直接交易电量设置上限：直接电量上限=次年度机组计划电量×直接交易电量比例×K，K为电量上限系数，取值范围0至10，暂定为３。
2016年12月22日颁布《省级电网输配电价定价办法（试行）》，这是我国第一个针对超大网络型自然垄断电网行业的定价办法，核心是明确了独立输配电价体系的主要内容、输配电价的计算办法以及对电网企业的激励约束机制。
具体如下两条公式：
准许收入=准许成本+准许收益+价内税金
平均输配电价(含增值税)=通过输配电价回收的准许收入(含增值税)÷省级电网共用网络输配电量
二、辽宁电网
当前，辽宁省电力市场计划电量与市场电量并驾齐驱，但市场电量份额逐年增加，计划电量份额相应的逐年减少。发电企业在抢占市场份额时应从计划电量和市场电量两方面着手，深入研究相关政策规则，统筹兼顾计划电量与市场电量权重分配，谋取企业利用最大化。
（一）区域年度计划电量制定原则
辽宁省发电企业的计划电量由省工信委统筹安排，给出指导性意见，最终由省电力公司在省工信委指导意见的基础上结合全网实际情况分解落实，与各发电企业签订年度购售电合同。省工信委在制定年度电量计划时，一般遵循以下原则：
1.在保证电网安全和保障民生的前提下建立优先发电制度。严格遵循国家能源产业政策，优先安排水电、风电等可再生能源发电机组电量计划。按照"以水定电"和"以风定电"的原则，水电机组一般按照近几年平均发电水平安排发电量，风电机组按照保障性收购和近些年实际运行情况安排发电量。
2.根据全省低谷电力负荷水平、电源结构特点和最小方式安排情况合理测算核电机组发电空间。原则上在非供暖期一般能满足核电的发电需求，供暖期受供热机组比例大和电网调峰影响，只能满足核电的部分发电需求，核电机组将根据电网运行的实际情况适当参与调峰。
3.依据国家节能发电调度原则，综合考虑供热、最小方式核定和电网结构约束等因素，对统调火电机组继续实行差别电量计划（不含市场交易电量），一般单机容量20万千瓦级及以上供热机组利用小时最高，单机容量30万千瓦级及以上供热机组次之，单机容量60万千瓦级及以上机组利用小时最低（是参与调峰的主力机型）。火电企业可以通过机组超低排放、中水利用、网络安全等其他因素适当争取较同类机组略过的计划电量。
（二）区域市场电量交易种类及规则
目前，辽宁省电力市场中的市场电量主要包括直供电量、跨区交易电量和发电权替代电量，具体情况如下：
1.直供电量
直供电量按交易模式分为双边交易、撮合交易和挂牌交易。按交易周期分为年度及以上中长期交易、季度及以下短期交易，中长期交易以双边交易为主，短期交易以撮合交易、挂牌交易为主。
双边交易模式是指发电企业和电力用户对交易电量和交易价格协商一致后向电力交易机构申报交易意向，经电力调度机构安全约束校核，发电企业、电力用户、电网企业签订合同予以确认的直接交易。一般对双边交易的价格不做限制。
撮合交易模式是指发电企业和电力用户集中在交易平台上双向申报交易电量、交易电价，以撮合方式经安全约束校核后成交的直接交易。双方按照价差从大到小顺序匹配成交，直至价差为零。成交价格为扣除输配电价、政府基金及附加后的电力用户申报电价与发电企业申报电价的平均价格。撮合交易实行交易价格申报限制，一般最高报价不超过标杆电价120%，最低报价不低于标杆电价80%。
挂牌交易模式是指由电力用户提出直接交易电量、电价等需求并在交易平台进行发布，发电企业依据交易需求进行申报，并经安全约束校核后成交的直接交易。挂牌交易的价格一般低于撮合价格。
现阶段辽宁省的直供电交易主要以中长期为主，交易模式比较灵活，但省工信委倾向于以双边交易为主，其他交易为辅开展直供电工作。
2.跨区交易电量
辽宁省的跨区交易电量分为两部分，一部分是蒙东向辽宁的净受入电量，主要是与省内个别大用户企业直接进行跨区交易；另一部分是辽宁向华北的送出电量，主要是省内发电企业的跨区交易。省内发电企业的跨区交易由省交易中心组织实施，定期在电力交易平台进行需求申报，符合市场交易要求的发电企业一般会申请到与其容量占比相匹配的市场份额，现行的送华北电价为305.62元/千千瓦时，低于标杆电价62.88元/千瓦时。
3.发电权替代电量
发电权替代电量主要包含省内关停机组的有偿替代电量和因自身原因无法完成年度电量合同的发电权转移电量。随着朝阳老厂、大开老厂以及华润锦州的关停电量全部兑现完成，辽宁省短期内不会新增关停机组的有偿替代电量。只有发电企业无法履行电量合同时才会产生发电权替代电量。发电企业间的发电权转移必须遵循节能降耗和低碳环保的原则，发电权转移的受让方供电煤耗应低于出让方的供电煤耗，非环保机组不得替代环保机组发电。一般情况下，高参数、大机组不得向小机组转移电量。转移价格由双方协商确定，原则上基数电量可以有偿替代，市场电量只能平价转让，不允许赚取差价。
三、河北南网
（一）电网公司年度发电量计划安排原则
河北南网年度发电量计划由河北省发改委制定并下发。2016年基数小时分配原则为：纯凝机组基数小时为3700小时；热电机组（非全年供热）基数小时为2470小时，供热增加利用小时数根据上年度供热量多少确定，其余奖励扣减原则为：30万千瓦级机组增加50小时、60万千瓦级机组增加200小时、超低排放增加200小时、海水淡化增加100小时、空冷增加40小时、调度先进增加50小时、春节检修增加20小时，另外考虑了上年度非计停扣减相应利用小时。
（二）现阶段区域市场电量交易种类、降价幅度及交易规则
现阶段河北南网市场电量交易种类主要有：大用户直接交易、发电权交易和抽水蓄能招标电量交易等。
大用户直接交易：2017年河北南网采取年度双边和月度集中两种交易方式。年度双边交易模式为：交易分两段组织，第一段（3-7月份电量）2月份组织，交易电量规模为120亿千瓦时，第二段（8-12月份电量）7月份组织，交易电量规模为110亿千瓦时，符合2017年准入条件、完成市场注册的电力用户、发电企业和售电公司参与。月度集中交易模式为：2月份开始开展，交易电量规模为10亿千瓦时，符合2017年准入条件、完成市场注册的电力用户、发电企业和售电公司参与；剩余90亿千瓦时电量在3-11月份适时组织开展，月度集中交易采用统一边际价格出清方式进行。
第一阶段年度双边交易规则：
（1）总交易规模为120亿千瓦时，超出部分不能达成交易。电厂侧申报上限为156亿千瓦时，用户侧申报上限为167亿千瓦时，售电公司申报电量不应超过年度双边交易总电量规模的5%。
（2）在交易有效期内，仅以电力用户或售电公司和发电企业交易申报最终确认时间的先后顺序，确认交易。当成交电量达到年度交易电量总规模或交易期截止时间时，直接交易结束。
（3）本次交易结果按照发电容量扣除系数K值0.3扣除发电企业相应的发电容量或年度基数电量。
（4）直接交易价格由电力用户与发电企业协商自主确定，不再按政府定价执行。
第一阶段年度双边交易于3月20结束，交易电价为334.85元/兆瓦时，比河北南网标杆价降低了14.85元/兆瓦时。
第三章区域调峰辅助服务奖励机制
一、京津唐电网
为了引导发电企业做好调峰工作，缓解电网调峰紧张状况，促进风电新能源的消纳，保证电网安全稳定运行，华北电网编制了调峰补偿方案。
1.高峰、低谷时间段定义
根据京津唐电网不同季节的负荷特点，定义夏季6、7、8月负荷高峰时段10点至11:30点，14点至17:30点（共5个小时）；低谷时段0点至5点（5个时间）。春季，秋季和冬季1-5月、9-12月负荷高峰时段9:30点至11:30点，16:30点至19:30点（共5个小时）；低谷时段0点至5点，（共5个小时）。高峰，低谷时段定义时间范围短有利于拉开峰谷差。在两个细则系统中，电网可以根据电网运行情况灵活设置高峰，低谷时间段。
2.供热月份参与调峰辅助服务的机组按照机组低谷负荷率计算调峰贡献。
3.供热月份参与调峰辅助服务的机组按照低谷调峰贡献计算调峰辅助服务补偿和分摊费用。
4.调峰辅助服务补偿单价由100元/MW调整至200元/MW。
解读：电网加大调峰辅助服务补偿力度，负荷上下限没有达到电网平均水平的，提供费用，产生考核，一、二、三期机组的上下限调整范围至少50%，灵活性改造后负荷低限30%。
5.深度调峰补偿力度由目前50元/MWh调整至250元/MWh。
解读：一、二、三期机组的最低负荷必须调整至50%以下，一期机组负荷低限必须达到100MW以下，二、三期机组负荷低限必须达到300MW，330MW以下。
6.在供热期，只计算机组下调峰辅助服务补偿，暂不考虑高峰的出力因素。根据火电机组低谷负荷水平，计算补偿金额时分别乘以补偿系数。负荷水平为核定容量60%-50%的机组，补偿系数暂定为1.1。负荷水平为核定容量50%-40%的机组，补偿系数暂定为1.2。负荷水平为核定容量40%-30%的机组，补偿系数暂定为1.3。未进入补偿标准的机组承担补偿费用，提供补偿的机组按档次划分计算补偿费用。
解读：（供热期间，10月至4月期间，一期机组的负荷下限必须在100MW以下，最低达到60MW；二、三期机组的负荷下限必须在300MW，330MW以下，最低达到180MW、198MW）
7."考核与补偿"：春节期间农历腊月廿五至农历正月十五期间（包含首尾日期）因系统调峰停备的机组给予春节停备补偿，补偿标准按照每日10元/MW。
8.机组因提供深度调峰服务造成的比基本调峰少发的电量，按照250元/MWh进行补偿。
9.燃煤火电机组启停调峰补偿标准如下：单机容量在100MW以下（含100MW）的机组启停调峰一次，按机组容量补偿1000元/MW。单机容量在100MW以上的机组启停调峰一次，按机组容量补偿1500元/MW。
10.因参与低谷调峰而将出力降至机组容量的50%（改供热机组按原容量计算）以下的机组，低谷时段若出现灭火、非停掉闸情况，若在当日早高峰前恢复并网，不计入非停考核。
二、辽宁电网
东北监管局为贯彻落实国家能源局《关于缓解东北地区电力供需矛盾的意见》（国能电力【2014】350号）精神，解决东北电力调峰困难，促进清洁能源消纳，研究制定了《东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）》（以下简称"办法"），于2014年10月1日起执行，在2016年3月印发了首次修订的《东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）补充规定》,于2016年11月印发了第二次修订的《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》。该办法的实质是在全网发电企业（水电、光伏除外）中，以经济杠杆为手段，按一定规则用未参与深度调峰发电企业的部分市场收益弥补参与深度调峰发电企业出让市场份额的损失。
办法不以机组调峰深度和补偿结果作为东北能监局核定《最小运行方式》的依据，虽然明确了发电企业提供调峰辅助服务不影响年度电量合同兑现，但在实际执行中存在一定偏差。办法对深度调峰有偿辅助服务采用"阶梯式"补偿机制，发电企业在各档调峰限价区间内自愿浮动报价。从办法修订情况看，调峰能力作为电网的稀缺资源已获得广泛共识，东北能监局在不断通过经济杠杆来提高电网的调峰能力，鼓励发电企业参与深度调峰，只有调峰深度越深，才能获取更大的收益。东北区域调峰辅助服务政策实施细则参见下表：
三、河北南网
河北南部电网自2011年6月开始试行"两个细则"考核，执行《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》和《华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》。
（1）燃煤火电机组启停调峰补偿
单机容量在100MW 以上的机组启停调峰一次，按机组容量补偿1000 元/MW。
（2）深度调峰服务补偿
机组因提供深度调峰服务造成的比基本调峰少发的电量，按照50元/MWh 进行补偿。基本调峰下限确定为机组额定负荷的50%。
第四章结论及建议
一、京津唐电网
首先，落实基数电量计划，继续发挥基数电量计划领先的优势，持续保持与电网调度沟通。其次要强化设备治整，确保巡查到位、检修到位，坚决避免因机组非停、降负荷、消缺影响发电量引起电网考核。第三积极开展大用户直供电交易。努力培养自己的大用户，为即将到来的更加猛烈的市场化改革做准备。第四，调整煤源结构，合理配煤掺烧，努力降低不断攀升的燃料成本。
1.营销方面：构建营销信息化平台，树立全员营销理念。
2.燃料方面：加强成本控制，严控发电成本，有效提高竞争力。
3.生产方面：提升发电设备安全可靠性和经营水平，提高机组调峰能力。加强发电生产过程中成本管理，挖凿节能降耗的潜力，把发电运行成本降到最低。
二、辽宁电网
当前的市场环境下，尤其是受煤价高位运行和市场电量规模持续增加的双重影响而削弱企业度电边际利润的情况下，在电网有调峰需求时优先开展深度调峰工作，掌握调峰收益与发电负荷的对应关系，以此指导抢发电和压低谷的时限节点，从抢、压双向提升营销工作转换为经济效益的能力。
当前区域发电集团行业协同的背景下，降低每次市场交易电量份额，增加交易频次，市场交易电量不宜超容量占比过多。尽量杜绝一劳永逸式的营销手段，统筹考虑区域电力市场情况和机组发电能力，对年度发电总量进行滚动调整，在确保高价电量不被挤兑的前提下开展市场电量争取工作，保障企业利益最大化。
三、河北电网
选择有潜力的优质电力用户，帮助解决疑难问题，建立深度合作伙伴关系；定期对电力用户进行走访，满足电力用户其他需求，维持良好的合作伙伴关系。加强与交易中心沟通，及时掌握电力用户电量成交信息，特别关注年度双边成交量不足或者没有成交的电力用户，筛选优质用户，尽早接触。建立详实的客户档案，并在实践中摸索对用户进行分层管理的方案，建立客户风险防控体系，确定客户的信用等级，为客户分级管理和防范欠费风险提供参考意见，为电力体制改革进一步深化做好准备。
利用"以热定电"政策，全力做好基数电量计划争取工作。修订《发电量考核办法》，按照"谁影响，谁负责"的原则，加强基数电量、双边电量、月度撮合电量计划完成率的奖惩力度。加强设备管理，提高主辅设备健康水平。深入分析市场走势，适时调整采购策略，优化来煤结构，研究开展对矿直购，市场现货阳光采购率100%，力争煤价保持区域较低水平，练就配煤掺烧硬功夫，打造燃料成本领先优势。
论文作者:朱文漪
论文发表刊物:《中国西部科技》2019年第1期
论文发表时间:2019/3/6
标签：电量论文; 机组论文; 电网论文; 电力论文; 小时论文; 企业论文; 计划论文; 《中国西部科技》2019年第1期论文;