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跨區電力交易范文第1篇

關鍵詞：電力工業；節能減排；資源優化配置；發電權交易

中圖分類號：F123 文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2013）23-0070-03

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。現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。可以預見，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。現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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跨區電力交易范文第2篇

關鍵詞：電量市場化 可再生能源 現狀 影響 措施

中圖分類號：TM61 文獻標識碼：A 文章編號：1003-9082（2016）12-0290-02

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。可再生能源發電，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。可再生能源發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。可再生能源發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

2015年，政府有關部門出臺了“改善電力運行調節促進清潔能源多發滿發的指導意見”“開展可再生能源就近消納試點”“開展風電清潔供暖工作”等一系列政策，促進清潔能源持續健康發展。

跨區電力交易范文第3篇

一、電力體制改革配套文件的社會關注亮點

亮點一：輸配電價改革破除電網壟斷優化資源配置。《關于推進輸配電價改革的實施意見》明確，按照“準許成本加合理收益”原則，核定電網企業準許總收入和分電壓等級輸配電價。電網企業的收入來源不再是原來的上網電價和銷售電價價差，而是按照政府核定的輸配電價收取過網費。電網運營模式的改變意味著破除市場壟斷，減輕了電網過去作為電力系統運營樞紐和產業發展矛盾焦點的無限責任，有利于電網企業專注于電網投資運營，降低成本，提高運營效率，確保電網安全運行，對電網企業同樣是利好。新的輸配電價形成機制，既為全社會留出了電價適度下調的預期空間，也為市場各參與主體公平競爭、合理定價提供了博弈機會，引導全社會通過電源結構調整、電力技術創新和節能減排降耗，實現全社會電力資源的優化配置。

亮點二：電力交易機制改革促進市場規范運行與公平競爭。《關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。《關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。《關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。可以預計，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。

二是清潔可再生能源迎來長期穩定利好的發展機遇。長期以來，受制于電價形成機制、跨區送出消納和配電網建設水平等問題，水電、風電、太陽能發電等清潔可再生能源的發展受到嚴重制約，棄水、棄風、棄光現象時有發生。優先發電制度從法規層面解決了清潔可再生能源的制度制約，開放社會資本帶來電網投資與創新熱潮，將從資源利用水平上提高對清潔可再生能源的電網消納能力。可以預期，清潔可再生能源將迎來長期穩定利好的發展周期。此外，市場化的電價形成機制將綜合考慮水電投資的環保移民支出和環境綜合效益，可望逐步解除水電開發的硬約束。

跨區電力交易范文第4篇

關鍵詞：西電東送 通道建設 措施

中圖分類號：TM715 文獻標識碼：A 文章編號：1003-9082（2013）08-0108-02

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.

[4] 李丹丹 翟春雨 ，《內蒙古科技與經濟》，內蒙古電網“十二五”期間電力負荷預測分析，2011.

跨區電力交易范文第5篇

電力改革正在悄然啟動。4月22日上午，國家電監會在京舉行的一場新聞會更被很多業內人士看成是電力改革之前發出的對電力市場大整頓的一個信號。

據電監會人士透露，《關于加快電力市場建設意見》和《關于推進電力用戶與發電企業電能雙邊交易工作的通知》兩個文件正在起草和修改過程中，不日將提交國務院審議。

“現在是啟動電力改革的最好時機。”一位業內人士告訴媒體，近期高層的種種舉措都表示，電力改革正在悄然啟動。

電力改革時機成熟

“當前，深化電力改革，建立電力市場的條件基本成熟。”在4月22日的新聞會上，電監會負責人還表示，電力企業和電力用戶迫切要求建立電能交易的市場機制。

3月6日，工業和信息化部、國家發改委、國家電監會、國家能源局聯合對15家符合國家產業政策的電解鋁企業開展直購電試點工作，同時取消各地自行出臺的優惠電價措施，合理調整峰谷電價等需求管理措施。這一系列措施的出臺，也被外界解讀為電價改革悄然啟動的先行標志。

電力體制改革最核心的部分就是電價改革。今年的兩會上，“理順煤電價格關系”也被首次寫入《政府工作報告》：“推進資源性產品價格改革。繼續深化電價改革，逐步完善上網電價、輸配電價和銷售電價形成機制，適時理順煤電價格關系”，讓很多電力企業對于未來的電力改革充滿了期待。

2002年以來，雖然我國的電煤價格是放開的，但電價一直卻是受政府管制。兩年來，電煤價格已經累計上漲了二至三倍，而同期電價只提高了不到40%。

電煤價格大幅上漲，而電價卻紋絲不動，使得整個電力行業幾乎全行業虧損，雖然政府在去年7月1日和8月20日兩次上調了電價，但仍未從根本上解決問題，去年五大電企虧損額達到325億元。為此五大電企聯手向煤企和發改委施壓，希望降低電煤合約采購價。

電價改革之所以沒有進展，其中最為關鍵的因素是，政府擔心電價的稍稍漲幅，可能會加劇通貨膨脹。而現在的情況是，今年2月份CPI和PPI均為負數，3月份的CPI和PPI仍為負數。CPI、PPI指數的雙雙下降為電價改革帶來了契機。

改革關鍵是核定合理的輸配電價

電力改革的關鍵是以電價為核心。而電價改革的關鍵則是理順電價的形成機制。國家電網公司北京經濟技術研究院副院長胡兆光在接受采訪時表示：“當前我國還沒實現輸配分開，輸配環節還沒有做到獨立核算，也沒有獨立的輸配電價，嚴重制約了電力的跨省跨區交易和資源的優化配置。”

不過，也有專業人士表示，輸配是否分開仍然不是改革的關鍵。中國電力報的一位資深人士告訴記者：“電力體制改革不一定要將輸配分開，無論是輸電還是配電，都是自然壟斷，再分開也是壟斷的。”

他認為，電價改革的關鍵是核定合理的輸配電價，一旦有了輸配電價，就有打破單一購買者的市場條件，實現多邊交易。同時，如果確定了輸配電價，上網電價和最終售電價格就能夠由市場競爭形成，也能夠理順煤電價格關系。

近日，關于電價即將上調的傳聞非常多。華潤電力控股有限公司一位管理層人士稱，4-5月份電價就可能上調。最大的可能是先上調銷售電價，將去年因上網電價上調2分錢導致的差額部分補齊，而上網電價的調整則要視電煤價格走勢而定。

華潤的這位管理層人士表示，將于4-5月落實綜合的電價改革計劃，當中包括上調電費。而對于華潤電力來說，電價如果每度上調2-3分錢人民幣，是可以接受的水平；將為公司每年帶來最多40億元人民幣的額外收入。

以大用戶直供為突破口

有消息人士指出，由國家電監會、發改委、國資委各自領銜的電力市場建設、電價改革及主輔分離三項改革，均有望在今年獲得進展。

“電監會將繼續推進電力市場建設，以大用戶直購電試點為切入點，逐步建立規范的雙邊交易市場。”國家電監會政策法規部副主任孫耀唯在接受媒體采訪時表示，這項改革前期在吉林及廣東進行點對點試點，今年將會在內蒙古進行區域試點。

記者從4月22日的新聞會上也了解到，電監會還將在近期推動內蒙古和福建電力雙邊交易試點，力爭上半年啟動部分省區平臺試點。孫耀唯還表示，試點前期為政府主導，而最終的目標是通過發電市場平臺，允許發電企業和用戶進行直接交易。

今年3月，國家電監會等四部門聯合《關于開展電解鋁企業直購電試點工作的通知》(下稱《通知》)，將15家電解鋁企業納入直購電試點范圍。這15家試點企業主要集中于云南、貴州、廣西、四川、山西、內蒙古、陜西等能源富集區。

對于納入試點的企業來說，今后不必再統一從電網企業購電，在支付電網企業一定“過路費”(輸配電價)后，可以直接從發電公司以較低價格購電。

由于輸配電價協商未能達成一致意見，試點范圍內的企業與電企遲遲未能簽下“直購電”協議，反而是試點范圍外的企業率先簽下首單，4月中旬，在河南省政府的協調下，河南十幾家電解鋁企業與多家電廠率先簽訂了直購電協議。