跨区电力交易

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跨区电力交易范文第1篇

关键词：电力工业；节能减排；资源优化配置；发电权交易

中图分类号：F123 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）23-0070-03

1 基于政策面落实节能减排思路

首先要将可再生能源的作用充分发挥出来，全面推行节能调度工作模式，提高水电厂来水预测的准确性，保证水电厂水库可以保持稳定高水位，提高水电机组运行的经济性与稳定性。其次，全面推行火电减排政策，遵循“上大压小”的原则，通过市场补偿机制、发电权置换交易等技术，按照既定计划关停小火电机组，提高机组的运行效率与效能。再次，提高电网系统运行的经济性，降低输电损耗，主要是对电网的运行电压进行合理调整，提高负荷功率等。最后，要对污染排放进行严格控制，与政府环保部门互相配合，做好电厂排污的监管工作，针对某些排污不达标的发电企业可以采取相应的惩治措施，比如降低其发电利用小时数等；如果电厂机组的排放总量大于其年度指标，则要坚决对其发电生产进行限制管理，必要时可以勒令停止。

2 电力节能减排技术的应用

2.1 发电权交易

2.1.1 发电权交易相关概念阐释。所谓发电权交易主要是针对一些无法执行合约发电量合同的发电机组而制定的一种多边协商交易或集中撮合交易。在电力生产过程中，某些发电机组可能由于某种原因无法继续执行其所签订的合约发电量合同，那么可以通过专门的电力调度交易组织的集中撮合交易或者多边协商等手段，购买节能环保机组一定的电量，将这些电量合同用于对冲自身无法执行的合约发电量合同，其目的是为了降低违约损失。而有些高效节能环保机组，其在完成所签订的电量合同后，可能还会剩余一些发电能力，这部分剩余的发电能力可以通过上述手段以合理的价格出售，从中获取利润。由此可见，通过发电权交易，可以实现买、卖双方的共赢，当然，前提条件是发电权出让机组的边际发电成本要高于受让机组的边际成本，其中燃料成本占机组边际发电成本的大部分比例。通过发电权交易，一些高耗、高排、高成本的机组可以被一些低耗、低排、低成本的机组取代，最终实现降低发电总能耗、总成本的节能减排目标。

2.1.2 发电权交易的种类。严格说来，发电权交易属于期货交易的范畴，其通过市场的方式实现发电机组之间的电量替代交易行为。相应的发电权交易的种类包括以下四种：首先，将小火电的全部发电权电量关停，以高效、大容量的火电机组取而代之；其次，以大代小交易及用高效、大容量的火电机组取代火电机组的部分发电权电量；再次，水火置换交易，即采用更加环保的水电机组取代火电机组的部分发电量；最后，利用不受电网约束的高效、节能、环保机组取代受电网约束的低效机组等。一般情况下，发电权电量转让属于二次交易，与初次取得的发电权电量有很大差别，所以在发电企业内部以及不同的发电企业之间可以进行发电权电量的转让。

2.1.3 发电权交易的影响。现阶段发电权交易在省内应用的相对较多，原因如下：跨省、跨区进行发电权交易，发电权电量出让省的税收就可能受到影响。通常省政府会将省内的发电指标做出明确规定，即确定发电权电量，如果电力装机有剩余，跨省、跨区转让发电权电量，则出让地区的发电利用小时数会受到影响而降低。在本省内进行发电权交易过程中，涉及到的相关单位部门相对较少，比如出让企业、受让企业及省电力公司，关系简单，协调过程相对容易；而跨省跨区进行发电权交易，则仅在输电过程中就需要调节出让企业、受让企业、区域电网公司等多家单位，增加了协调工作的难度。此外，受大环境体制的影响，跨省跨区进行发电权交易会对出让省电网企业的经济利益产生负面影响。不过，跨省跨区发电权交易也存在一定的积极影响，比如跨省跨区电力生产过程中，电煤供应、水电季节性来水影响等多个因素，可能会导致区域电网内各省电力供应出现季节性发电不足的问题，此时进行跨省发电权交易可以缓解这一问题；如果电煤供应普遍紧张，也可以借助外省政府及电力企业的支持，营造一个良好的外部环境。由此可见，如果跨省跨区发电权交易可以保证各方合理利益，同样可以将其积极性充分发挥出来，实现多方共赢。

2.2 大用户直购电交易

所谓大用户直购电交易是指电力企业的大用户向发电企业直接购电或者向售电商直接购电的行为。在购电过程中，用户与电力企业通过协商或市场竞争等形成具体的交易价格。可以预见，随着电力产业市场机制的不断形成与完善，大用户直购电交易将是大用户实施其选择权的重要方式，并且该方式还会促进电力市场形成良性竞争，提高电力市场资源配置的有效性。

一般情况下，大用户直购电交易是基于省电力市场交易平台来完成的，具体交易模式包括集中撮合交易、挂牌交易等，分年度、月度来进行。不过，现阶段我国大用户直购电交易模式还存在一定的问题，比如公平性问题。现行的电价机制中存在严重的交叉补贴现象，而且电力市场中未形成一套合理的输配电定价机制，因此现阶段的大用户直购电试点其实就是在回避交叉补贴问题的情况下进行的优惠电价，那么不同的用户、不同的发电企业就存在一个公平性的问题，并且会降低输配电价水平，损害电网企业的经济利益。因此，未来很长一段时间内，业界还需针对大用户直购电交易模式中的多个问题进行深入研究，比如市场准入问题、交叉补贴问题以及交易模式等等。

2.3 年度差别电量计划

所谓差别电量计划就是在进行机组省内年度发电利用小时数的安排过程中，不再延用传统的对各类机组平均分配发电利用小时数的“一刀切”的安排方式，而是充分考虑影响机组发电能力的各个因素后再进行计划安排。影响机组发电能力的因素包括机组类型、实际容量与能耗、环保、区域等等。在年度差别电量计划模式中，一些容量大、效率高、环保性好的机组的发电小时数会增加，而一些能耗高、排放大的小机组其发电小时数会减少，实现电力生产的节能减排。具体操作过程中，要针对机组类型、机组能耗、机组容量、环保差别、区域差别等五个因素，通过科学计算得出合理权重，以保证年度发电利用小时数计划安排的科学性与合理性，引导电源投资，优化电源

布局。

3 结语

总之，在环境能源问题日益突出的今天，电力产业实行节能减排、资源优化配置是必然趋势，而现阶段我国电力工业市场化程度还相对较低，因此，要逐步建立健全市场机制，采用各种节能减排与资源优化配置策略，比如发电权交易、跨省外送电交易、大用户直购电交易等方法，摸索出一条电力节能减排的新路子，增加大容量、高效率、环保机组的市场占有率，最终实现节能减排的社会效益与企业多方和谐共赢的经济效益。

参考文献

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跨区电力交易范文第2篇

关键词：电量市场化 可再生能源 现状 影响 措施

中图分类号：TM61 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2016）12-0290-02

一、可再生能源发电现状

我国可再生能源的应用形式以电力为主，近年来增长迅速，但由于传统电力结构倚重火电，可再生能源在整体电力结构中的比重仍显单薄。截至2014年，我国非化石能源占一次能源消费比重提升到11.1%，除去核电部分，可再生能源占比9.6%；从电力结构来看，可再生能源仅占全国发电装机容量的8.9%，火电比重仍为67.4%。人们广泛了解的可再生能源形式包括水电、风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电等。水电是可再生能源中最为成熟和广泛的应用形式，我国水电装机容量领先全球，总装机约300GW，年发电量约1万亿千瓦时，对我国华东、华中地区的工农业及民生电力需求贡献突出，三峡、砻滩、葛洲坝、三门峡等水利枢纽工程更是广为人知。风电和太阳能发电近年获得集中发展，主要以风光资源丰富地区（内蒙、甘肃、青海、新疆等西部省份）的集中式地面电站为主要模式，2014年风电装机90GW，年发电量1500亿千瓦时；太阳能发电装机30GW，年发电量250亿千瓦时。而近期，风电太阳能电站开发向中东部推进的趋势，以及分布式太阳能发电获得广泛关注，是由我国中东部地区突出的电力需求和较为稀缺的土地资源决定的，也是未来可再生能源发展的重要方向。

例如，风力发电就是我国解决我国能源和电力需求刚性增长的重要战略布局。风能是一种不产生任何污染物排放、可再生的、清洁的自然能源，风力发电具有建造发电场的费用低廉，不需火力发电所需的煤、油等燃料或核电站所需的核材料即可产生电力，除常规保养外，没有其他任何消耗，没有煤电、油电与核电所伴生的环境污染问题等优越性。这几年，我国也大力推动风电等新能源行业，风力发电领域获得了快速发展。截至2016年底，全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦，其中并网风电1.6亿千瓦，占比为9.9%；清洁能源装机容量达到5.93亿千瓦。占总装机比重36.2%。

二、电力市场化对风力发电的影响

1.电力市场化对风电可再生能源补贴的影响。十三五”能源规划对风力发电做了重点提及，到2020年风力发电的装机容量达到2亿千瓦以上。国家能源局表示，逐步取消可再生能源补贴，到2020年将不再提供风力发电补贴。可再生能源发电，将走向市场化运行。

能源被称为工业的血液，风能是能源的组成部分。在《关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》中，有关能源“十三五”规划的内容占据着重要位置。其中，风力发电的内容，在“十三五”能源规划中花了不少笔墨。

据“十三五”能源规划研究，通过构建西部、东部两个同步电网，到2020年，新能源跨区输送规模将可超过1.5亿千瓦，从而实现更大范围水火互济、风光互补、大规模输送和优化配置，弃风、弃光可以控制在5%的合理范围内，将从根本上解决西部地区清洁能源大规模开发和消纳难题，保障清洁能源高效利用。值得注意的是，“十三五”时期是全面建成小康社会决胜阶段，也是可再生能源非常重要的时期，可在再生能源发电也将走向市场化运行。

现在国家能源局已经提出了一个目标，到2020年风力发电实现平价上网，不再给予补贴。一旦可再生能源利用市场机制来发展就会走向更加广阔的天地，它的发展就会有更大的规模和更大的速度。

2.电力市场化对风电可再生能源上网电价的影响

在电力改革的大背景下，除分布式能源（分布式光伏、风电）以外，所有的电源项目都要参与竞价上网，即低电价的电量才能获得上网权，否则机组只能闲置。

3月1日，在北京电交中心完成了“银东直流跨区电力用户直接交易”的试点交易，陕西、甘肃、青海、宁夏的一些火电、风电、太阳能发电企业参与了竞价上网，售电给山东。风电、太阳能项目由于出力间歇性原因，单凭“常规电力属性”与火电竞争，显然不具竞争力，因此只能靠低电价进行竞争，很多企业报了“0电价”，虽说会有国家补贴，但项目收益会大幅下降。

3.电力市场化对风电并网和消纳的影响

随着新能源大规模开发，运行消纳矛盾也日益突出。我国风资源集中、规模大，远离负荷中心，难以就地消纳。新能源集中的“三北”地区电源结构单一，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低。加之近两年经济增速放缓，电力增速减慢，多种因素共同作用下，新能源消纳矛盾更加突出。新增的用电市场却无法支撑各类电源的快速增长，导致新能源和火电、核电利用小时数均出现下降。

我国电源结构以火电为主，特别是“三北”地区，占比达到70%；全国抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%，“三北”地区不足4%。电源结构不合理，导致系统调峰能力严重不足。

国家早前颁布“十二五”风电、太阳能发电等专项规划，但“十二五”电网规划至今没有出台，新能源基地送出通道得不到落实。电网项目核准滞后于新能源项目，新能源富集地区不同程度都存在跨省跨区通道能力不足问题，已成为制约新能源消纳的刚性约束。

据了解，与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制已经严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点。由于缺乏常规电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性。

三、可再生能源在电量市场化下的应对措施

1.“还原电力商品属性，形成主要由市场决定能源价格的机制”是近年电力体制改革的主要目标

可再生能源也是商品，因此由市场机制来引导其发展是必然趋势。可再生能源发将被纳入公益性调节性发用电计划，依照规划继续享受保障性收购。陆上风电是最接近自主市场竞争力的可再生能源。分析表明，延续当前风电政策，会面临保障性收购与市场机制的冲突、强制标杆电价与市场价格形成机制的冲突、不断扩大的补贴需求与可再生能源基金规模有限之间的现实矛盾，最终导致风电并网和利用效率低下难题难以得到根本解决。如此，清洁、可持续发展的能源战略目标很可能会落空。

根本的解决之道是市场化。让风电参与市场竞争，通过市场交易与用户达成长短期供电协议，调度机构在保证电网安全的前提下本着优先保障原则安排风电并网发电；变强制电价为基于市场交易电量的度电补贴，引入动态调整机制，根据风电的经济改善水平逐步降低、直至完全取消补贴。

2.建立以配额机制的绿色证书，鼓励碳减排交易和节能量交易

根据全国2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15%的要求，2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。各发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求。鼓励可再生能源电力绿色证书持有人按照相关规定参与碳减排交易和节能量交易。配额制度本身无法实现可再生能源发电的绿色价值部分，绿色证书为绿色价值部分的实现提供了市场化A解决方案和手段。

通过允许配额义务承担者之间交易使用可再生能源的义务，绿色证书可以像商品一样在绿色证书市场上进行买卖和交易。

绿色证书就是将基于配额形成的可再生能源发电量证券化，并借此构建基于市场的可再生能源电能供求机制和市场交易体系。绿色证书作为可交易的有价证券，其价格由可再生能源电价高于常规电价的“价差”决定，并随着市场供求状况的变化而波动。可再生能源发电企业通过销售绿色证书获取价外收益，实现可再生能源电能的绿色价值，并使得可再生能源配额借由绿色证书实现可交易，巧妙地解决了配额制度的市场化问题。

对于可再生能源电力生产者来说，实施配额制并允许绿色证书交易时清洁能源发电企业利润由两个方面构成：一个是通过电力上网价格出售可再生能源电力以获得销售利润，另一个则是通过在证书市场上出售绿色证书来获利。而建立可再生能源认证系统，证书的可交易性打破了可再生能源发电交易的地域限制，使得绿色可以销售到任何有需求的地域。

3.电网加快电网建设，保证新能源并网和输送

2015年，政府有关部门出台了“改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见”“开展可再生能源就近消纳试点”“开展风电清洁供暖工作”等一系列政策，促进清洁能源持续健康发展。

跨区电力交易范文第3篇

一、电力体制改革配套文件的社会关注亮点

亮点一：输配电价改革破除电网垄断优化资源配置。《关于推进输配电价改革的实施意见》明确，按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价。电网企业的收入来源不再是原来的上网电价和销售电价价差，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。电网运营模式的改变意味着破除市场垄断，减轻了电网过去作为电力系统运营枢纽和产业发展矛盾焦点的无限责任，有利于电网企业专注于电网投资运营，降低成本，提高运营效率，确保电网安全运行，对电网企业同样是利好。新的输配电价形成机制，既为全社会留出了电价适度下调的预期空间，也为市场各参与主体公平竞争、合理定价提供了博弈机会，引导全社会通过电源结构调整、电力技术创新和节能减排降耗，实现全社会电力资源的优化配置。

亮点二：电力交易机制改革促进市场规范运行与公平竞争。《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出，在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，市场主体包括各类发电企业、供电企业、售电企业和电力用户，各类市场主体在清晰明确的市场规则下公平竞争和购买电力服务。《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》进一步明确，交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。多种电力交易机构的组建形式和齐备的制度安排，有利于促进电力交易的公开透明，有利于形成公平的市场竞争格局，整体提高电力系统的运营效率。

亮点三：向社会资本开放竞争性电力业务迈出实质步伐。《关于推进售电侧改革的实施意见》，核心是放开竞争性售电业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。应该说，这是迅速贯彻2015年9月下旬国务院的《关于国有企业发展混合所有制经济的意见》的一个案例。社会资本成立售电公司，无须行政审批，只要符合资产总额、依法工商注册、通过社会公示、履行信用承诺制度即可，充分体现了电力体制改革的简政放权决心。

亮点四：售电侧改革引导技术创新提升用户体验。对不直接参与电力交易市场的普通电力用户，对本轮电力体制改革感受最直观、利益最直接的莫过于售电侧改革。未来售电公司包括电网企业的售电公司、社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司和不拥有配电网运营权的独立售电公司，且同一供电区域可以有多个售电公司。这一竞争格局将彻底改变一网独大的市场生态，售电公司为争取客户，将更多在面向终端客户的技术创新和服务提升上做文章，普通电力用户不仅将获得更高质量的电力服务，也将直接享受整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术所带来的利益。

亮点五：综合性改革措施促进环境保护与节能减排。配套文件形成一系列的综合性改革措施，如建立优先发电制度、形成可再生能源参与市场竞争的新机制、跨省跨区送受电逐步放开、逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，共同保证风电、太阳能发电、生物质发电、水电、核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组按照优先顺序发电，促进清洁能源多发满发。这些旨在鼓励清洁能源发展、提高能源利用效率、建设全国性统一开放的电力市场的改革措施，将以电力市场法规的形式破除地区壁垒，减少弃水、弃风、弃光现象，提高电力系统的清洁能源比重，大幅促进环境保护和节能减排。

亮点六：优先购电和政府监管等制度安排确保民生用。电力是经济社会运行与发展的基础性资源，社会大众还关心的是，市场化改革后效率提高了，但是电力系统的安全和民生用电如何保障？对此，六个配套文件用优先购电制度、保底供电制度、应急处置制度和一系列政府监管制度来确保电力安全高效运行和可靠性供应水平。如：优先购电制度，是切实保障无议价能力用户优先用电的制度安排；保底供电制度，是指拥有区域配电网运营权的售电公司承担营业区内保底供电服务责任，当社会资本投资的配电公司无法履行责任时，政府指定其他电网企业代为履行的一种制度安排。

综上所述，电力体制改革配套文件实施到位后，将彻底打破电网垄断，无歧视开放电网，并以全国性开放统一的电力市场高效配置资源，各类市场主体公平参与竞争，社会用户获取更多选择、更加优质、更有保障的电力服务，社会资本得以进入竞争性电力业务，共同繁荣和促进我国电力工业的清洁、高效、安全、可持续发展。

二、电力体制改革配套文件对电力行业发展趋势的影响

新一轮电力体制改革，是本世纪初电力体制改革的继续和深化。深水区的电力体制改革，着重在提高资源利用效率、理顺价格关系、健全发展机制、转变政府职能、加强电力市场的法制建设等关键领域和薄弱环节发力，促进电力工业的可持续发展，提升对经济社会发展的能源支撑保障能力和电力普遍服务水平。具体而言，将多方面对电力行业发展趋势产生深远影响。

一是电网建设将出现投资与创新。开放社会资本投资增量配电网对整个电网建设有三重意义：第一，社会资本成为电网建设的有益补充；第二，社会资本带来配网市场的有序竞争，将掀起新一轮技术创新热潮，进一步提高配网智能化水平；第三，电网企业的投资能力与技术创新将专注于坚强电网的建设。尽管处于国计民生关键领域的电力市场对社会资本的开放仍属局部，但达到了四两拨千斤的效果。可以预计，输配电网将出现一轮投资与创新的。更坚强的电网，更智能的配网，将破除行业发展的壁垒，为调整电力结构和提高资源利用效率带来突破性的发展机遇。

二是清洁可再生能源迎来长期稳定利好的发展机遇。长期以来，受制于电价形成机制、跨区送出消纳和配电网建设水平等问题，水电、风电、太阳能发电等清洁可再生能源的发展受到严重制约，弃水、弃风、弃光现象时有发生。优先发电制度从法规层面解决了清洁可再生能源的制度制约，开放社会资本带来电网投资与创新热潮，将从资源利用水平上提高对清洁可再生能源的电网消纳能力。可以预期，清洁可再生能源将迎来长期稳定利好的发展周期。此外，市场化的电价形成机制将综合考虑水电投资的环保移民支出和环境综合效益，可望逐步解除水电开发的硬约束。

跨区电力交易范文第4篇

关键词：西电东送 通道建设 措施

中图分类号：TM715 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2013）08-0108-02

目前的我国东部地区缺电具有局部性、季节性、时段性特点。近几年缺电是大面积、长期性的全国性缺电。既要高度重视当前的缺电形势，积极主动采取相应措施缓解供需矛盾，同时也要充分认识当前缺电的性质和特点。

据统计，迎峰度夏（6～8月份）期间2012年华东电力缺口1500万千瓦，华北、华中、南方缺口均在500万千瓦左右；而东北、西北电力富余较多。如果气候、来水、电煤供应等不确定因素叠加，高峰电力缺口还可能进一步扩大。而内蒙古西部地区由于没有远距离、大能力的电力外送通道，“窝电”现象严重。

一、内蒙古“窝电”现象原因分析

截至2012年底，内蒙古电力装机7828万千瓦，发电量3341亿千瓦时，在我国分别居第一和第三位。但是，外送电量只有1337亿千瓦时，占全国跨省送电量的18.5%。

与之相比，去年内蒙古煤炭产量10.6亿吨，占全国煤炭产量的29%，外运却达到6.6亿吨，占全国外运量的40%左右。外送电量折算为煤炭约8000万吨，仅占煤炭外运的12%，正因为煤炭外运多，电力外输少，才会造成公路铁路的长期拥堵。

要解决这一问题，除了就地增加电力供应方式外，还要加快电力输送通道建设，将西部大煤电、水电、风电基地丰富的电力输送到东部负荷中心，实现由“单纯依靠煤炭运输”向“输煤输电并举”的转变，即实现“西电东送”。而内蒙能源的突出问题就是电力外送通道建设滞后，“十一五”期间内蒙电力装机增速超过用电负荷增速，新增装机2100万千瓦，年均增长25%，而规划建设的蒙西电网第三、四外送通道没有实施，造成蒙西电网装机盈余。

而500千伏超高压线路的送电距离是有限的，目前，内蒙古西部电网只有2条外送华北电网的通道，都是5年前建成的，输电能力430万千瓦，实际高峰段送电390万千瓦，低谷段送电300万千瓦左右，只能送到京津唐地区，不能满足内蒙古电力大规模外送的要求。

二、加快内蒙古外送通道建设的措施

内蒙古特高压外送通道的建设已经迫在眉睫，国家电网规划的“十二五”“三纵三横”特高压交流网架结构和15条直流输电工程中，“三纵一横”交流和三条直流工程起点就在内蒙古，“三纵”是指锡盟-南京、乌兰察布-南昌、包头-长沙，“一横”是指蒙西-潍坊，而三条直流工程是指锡盟-江苏、蒙西-江苏、呼伦贝尔-山西。这些通道总输送能力6250万千瓦，相当于外送标煤约2亿吨，且规划中明确实行‘风火打捆外送’，风电比例20%以上，可外送内蒙风电1250万千瓦，折算风电装机3600万千瓦。加快推进锡盟至南京特高压线，争取早日开工建设，同时配套开工建设锡盟电源项目和煤炭项目是外送通道建设的当务之急。

一是要对特高压外送通道建设开展科学论证，深度调研，对市场需求做出合理分析。当前我国特高压输电技术已经成熟，建设远距离的电力外送通道已不存在技术上的问题，目前，已有湖北、山东、江苏、浙江、天津、河北等省市政府与内蒙古签订了送电协议。鄂尔多斯、锡盟、呼伦贝尔三大煤电基地开展前期工作电源规模达1亿千瓦以上。这些大型基地距离华北、华中、华东等负荷中心约600～1500公里，火电成本低，电力输送到江苏地区落地电价低于当地火电上网电价4～5分/度，市场需求大，加快特高压外送通道建设有明显经济优势。

二是积极争取国家政策支持，内蒙古电力外送通道的建设，关系着未来自治区作为国家综合能源基地的整体开发，需要和国家能源总体规划相协调，需要和国家电网协商，尽快解决内蒙古电力外送的瓶颈问题，尽快建设蒙西电网第三条超高压送电通道，既可以尽快解决蒙西电网当前送出问题，也可以有效保证明后两年华北负荷中心的电力供应。

三是尽快满足风电大规模接入及送出，积极开拓蒙古国供电市场。

四是在详细调查自治区近期规划建设的重点企业用电情况的基础上，进一步加大内部网架建设力度，进一步向边远地区延伸500千伏电网。

五是加快坚强智能电网规划和建设准备工作，建设好配电网络，提高供电可靠性，鼓励大容量消纳风电，有利于优化配置资源，有利于化解内蒙古风电“弃风”和“窝电的烦恼”，有利于化解南方多省煤炭匮乏和“缺电的困扰”，更有利于我国的节能减排。

六是积极开展特高压、坚强智能电网等先进技术的学习，做好人才储备工作。

七是做好新能源大规模接入的安全控制和运行调节，强化直流系统运维管理。结合电网结构和稳定特性的重大变化，滚动开展电网运行方式研究，全力做好电力交易组织运营工作，确保完成交易计划，全面推进财务集约化深化应用，积极争取建立跨区跨省电价传导机制，全面推进信息系统深化应用等。

三、结语

总之，内蒙古建设一流省级电网、建设大型送端电网、建设坚强智能电网，必须坚持电网发展与自治区经济社会发展相适应，坚持电网发展与自治区绿色清洁能源基地建设相适应，统筹实施“西电东送”、“北电南送”战略，加快内蒙古电力外送通道建设，需要科学的决策、统筹科学的规划、周密的部署。

参考文献

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跨区电力交易范文第5篇

电力改革正在悄然启动。4月22日上午，国家电监会在京举行的一场新闻会更被很多业内人士看成是电力改革之前发出的对电力市场大整顿的一个信号。

据电监会人士透露，《关于加快电力市场建设意见》和《关于推进电力用户与发电企业电能双边交易工作的通知》两个文件正在起草和修改过程中，不日将提交国务院审议。

“现在是启动电力改革的最好时机。”一位业内人士告诉媒体，近期高层的种种举措都表示，电力改革正在悄然启动。

电力改革时机成熟

“当前，深化电力改革，建立电力市场的条件基本成熟。”在4月22日的新闻会上，电监会负责人还表示，电力企业和电力用户迫切要求建立电能交易的市场机制。

3月6日，工业和信息化部、国家发改委、国家电监会、国家能源局联合对15家符合国家产业政策的电解铝企业开展直购电试点工作，同时取消各地自行出台的优惠电价措施，合理调整峰谷电价等需求管理措施。这一系列措施的出台，也被外界解读为电价改革悄然启动的先行标志。

电力体制改革最核心的部分就是电价改革。今年的两会上，“理顺煤电价格关系”也被首次写入《政府工作报告》：“推进资源性产品价格改革。继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系”，让很多电力企业对于未来的电力改革充满了期待。

2002年以来，虽然我国的电煤价格是放开的，但电价一直却是受政府管制。两年来，电煤价格已经累计上涨了二至三倍，而同期电价只提高了不到40%。

电煤价格大幅上涨，而电价却纹丝不动，使得整个电力行业几乎全行业亏损，虽然政府在去年7月1日和8月20日两次上调了电价，但仍未从根本上解决问题，去年五大电企亏损额达到325亿元。为此五大电企联手向煤企和发改委施压，希望降低电煤合约采购价。

电价改革之所以没有进展，其中最为关键的因素是，政府担心电价的稍稍涨幅，可能会加剧通货膨胀。而现在的情况是，今年2月份CPI和PPI均为负数，3月份的CPI和PPI仍为负数。CPI、PPI指数的双双下降为电价改革带来了契机。

改革关键是核定合理的输配电价

电力改革的关键是以电价为核心。而电价改革的关键则是理顺电价的形成机制。国家电网公司北京经济技术研究院副院长胡兆光在接受采访时表示：“当前我国还没实现输配分开，输配环节还没有做到独立核算，也没有独立的输配电价，严重制约了电力的跨省跨区交易和资源的优化配置。”

不过，也有专业人士表示，输配是否分开仍然不是改革的关键。中国电力报的一位资深人士告诉记者：“电力体制改革不一定要将输配分开，无论是输电还是配电，都是自然垄断，再分开也是垄断的。”

他认为，电价改革的关键是核定合理的输配电价，一旦有了输配电价，就有打破单一购买者的市场条件，实现多边交易。同时，如果确定了输配电价，上网电价和最终售电价格就能够由市场竞争形成，也能够理顺煤电价格关系。

近日，关于电价即将上调的传闻非常多。华润电力控股有限公司一位管理层人士称，4-5月份电价就可能上调。最大的可能是先上调销售电价，将去年因上网电价上调2分钱导致的差额部分补齐，而上网电价的调整则要视电煤价格走势而定。

华润的这位管理层人士表示，将于4-5月落实综合的电价改革计划，当中包括上调电费。而对于华润电力来说，电价如果每度上调2-3分钱人民币，是可以接受的水平；将为公司每年带来最多40亿元人民币的额外收入。

以大用户直供为突破口

有消息人士指出，由国家电监会、发改委、国资委各自领衔的电力市场建设、电价改革及主辅分离三项改革，均有望在今年获得进展。

“电监会将继续推进电力市场建设，以大用户直购电试点为切入点，逐步建立规范的双边交易市场。”国家电监会政策法规部副主任孙耀唯在接受媒体采访时表示，这项改革前期在吉林及广东进行点对点试点，今年将会在内蒙古进行区域试点。

记者从4月22日的新闻会上也了解到，电监会还将在近期推动内蒙古和福建电力双边交易试点，力争上半年启动部分省区平台试点。孙耀唯还表示，试点前期为政府主导，而最终的目标是通过发电市场平台，允许发电企业和用户进行直接交易。

今年3月，国家电监会等四部门联合《关于开展电解铝企业直购电试点工作的通知》(下称《通知》)，将15家电解铝企业纳入直购电试点范围。这15家试点企业主要集中于云南、贵州、广西、四川、山西、内蒙古、陕西等能源富集区。

对于纳入试点的企业来说，今后不必再统一从电网企业购电，在支付电网企业一定“过路费”(输配电价)后，可以直接从发电公司以较低价格购电。

由于输配电价协商未能达成一致意见，试点范围内的企业与电企迟迟未能签下“直购电”协议，反而是试点范围外的企业率先签下首单，4月中旬，在河南省政府的协调下，河南十几家电解铝企业与多家电厂率先签订了直购电协议。