2009年度全国电力交易与市场秩序情况监管报告
（国家电力监管委员会公告2010年第4号(总第22号) 二〇一〇年十一月）
目录
监管依据
引 言
第一部分 回顾与综述
第一节 2008年监管报告涉及问题的整改情况
第二节 2009年工作综述
第二部分 基本情况
第一节 电能交易的分类
第二节 非竞争性电能交易情况
一、年度基数电量交易情况
二、国家和地方政府计划安排的其他电能交易情况
三、地方政府优惠电情况
四、非竞争性发电企业电能交易情况
第三节 竞争性电能交易情况
一、电力用户与发电企业直接交易情况
二、跨省区（含跨境）电能交易情况
三、发电权交易情况
四、辅助服务补偿交易情况
第四节 厂网秩序情况
一、合同签订、备案以及合同支付情况
二、调度交易信息公开情况
三、并网运行管理情况
四、新建机组并网及进入商业运营情况
第三部分 存在的问题
第一节 非竞争性电能交易存在的问题
一、基数电量交易中存在的问题
二、非竞争性发电企业电能交易中存在的问题
第二节 竞争性电能交易存在的问题
一、跨省（区）电能交易存在的问题
二、发电权交易存在的问题
三、辅助服务补偿交易存在的问题
第三节 厂网秩序存在的问题
一、合同签订、备案以及合同支付中存在的问题
二、交易信息披露与报送工作中存在的问题
三、并网运行管理工作中存在的问题
四、新建机组并网及进入商业运行工作中存在的问题
五、电力企业落实许可制度存在的问题
第四部分 监管意见
第一节 2009年涉及问题整改要求
第二节 监管建议
第五部分 附录及附表
监管依据
1、《
电力监管条例》（国务院令第432号）
2、《
电力业务许可证管理规定》（电监会令第9号）
3、《
电力市场运营基本规则》（电监会令第10号）
4、《
电力市场监管办法》（电监会令第11号）
5、《
电力企业信息报送规定》（电监会令第13号）
6、《
电力企业信息披露规定》（电监会令第14号）
7、《
电网运行规则（试行）》（电监会令第22号）
8、《
电力监管报告编制发布规定》（电监会令第23号）
9、《
电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会令第25号）
10、《关于印发〈
关于促进电力调度公开、公平、公正的暂行办法〉的通知》（电监市场〔2003〕46号）
11、《国家电监会关于跨地区电能交易价格监管有关事项的通知》（电监价财〔2006〕6号）
12、《关于印发〈
发电厂并网运行管理规定〉的通知》（电监市场〔2006〕42号）
13、《关于印发〈
并网发电厂辅助服务管理暂行办法〉的通知 》（电监市场〔2006〕43号）
14、《关于印发〈
新建发电机组进入商业运营管理办法（试行）〉的通知》（办市场〔2007〕40号）
15、《关于印发〈
发电权交易监管暂行办法〉的通知》（电监市场〔2008〕15号）
16、《关于印发〈
发电企业与电网企业电费结算暂行办法〉的通知》（电监价财〔2008〕24 号）
17、《
关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场〔2009〕20号）
18、《关于印发〈
电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）〉的通知》（电监市场〔2009〕50号）
19、《关于印发〈
跨省（区）电能交易监管办法（试行）〉的通知》（电监市场〔2009〕51号）
20、《关于规范电能交易价格管理有关问题的通知》（发改价格〔2009〕2474号）
引言
为了进一步加强电力交易监管，维护公平的市场秩序，电监会编制发布本报告，对2009年电力交易和市场秩序情况进行全面总结和分析，披露存在的问题，提出监管意见。
截至2010年2月10日，全国37个省级以上电网企业[1]及各省级调度机构直调电厂[2]均按电力监管机构要求报送了《电力交易与市场秩序情况报告》。电监会对上报材料进行了汇总分析，对涉及问题开展调查核实，并征求了有关电力企业意见，最终形成本报告。
第一部分 回顾与综述
第一节 2008年监管报告涉及问题的整改情况
2009年电监会发布《2008年度全国电力“三公”调度交易及网厂电费结算情况通报》（国家电力监管委员会监管公告2009年第3号）以来，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力集团公司及各省级以上电网企业针对通报中提出的新建机组转商运、合同签订与备案、合同支付等问题做了大量整改工作，取得了较好的成效。有关发电企业也积极开展问题整改，基本按要求落实了整改工作。
专栏：国家电网公司认真落实监管要求
国家电网公司高度重视《2008年度全国电力“三公”调度交易及网厂电费结算情况监管报告》（国家电力监管委员会监管公告2009年第3号）反映的问题和有关监管意见，编制了《＜2008年度全国电力“三公”调度交易及网厂电费结算情况监管报告＞反映问题的整改计划》，分类明确了各项问题的整改意见和有关要求，严格落实本系统“说清楚”问责制度。同时印发公司文件《 关于深入开展“三公”调度交易规范管理专项整改活动规范治理阶段工作的通知》，组织本系统各网省公司结合监管报告的整改，针对并网电厂调度管理、跨省区交易组织、合同费用支付、新机转商运及支付、信息发布等方面工作进行规范治理，先后印发了《关于规范跨区跨省电力交易的意见》、《国家电网公司办理新建发电机组进入商业运营工作规定（试行）》和《关于做好电力市场交易价格信息发布工作的通知》等公司文件，进一步提高了本系统调度交易工作水平。
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（一）华北电网公司整改新机商运管理问题。华北电网公司于2009年3月发文废止了原违规出台的《京津唐电网新机组商业运行商业运营管理办法》，3月底完成了涉及违规差额资金的核对工作，4月21日将违规差额资金4.6亿元全部退还给有关发电企业。在此基础上，华北电网公司进一步按照有关规定，制订了《华北电网有限公司新机组转商业运营内部工作流程（试行）》，明确了内部工作责任和工作流程。
（二）华北电网公司、上海电力公司认真整改无协议调度、无合同交易问题。华北电网公司对并网运行发电机组进行了全面梳理，与符合条件的托克托发电公司7、8号机及时签订了2009年购售电合同；对不符合条件的岱海电厂3、4号机，不再安排并网运行，不收购其电量。上海电力公司针对宝钢电厂未及时更新合同的问题，在与宝钢电厂进行协商后于2009年3月26日签订了相应的补充协议；针对与浦钢电厂未签订调度协议的问题，通过与浦钢电厂沟通协调，于2009年6月24日签订了临时协议。上述协议均已报送华东电监局备案。
（三）重庆市电力公司与有关发电企业协商修订了调试差额资金分配方案， 2009年6月12日重庆公司按分配方案向有关发电企业兑现了补偿资金。
（四）广东电网公司新机调试差额资金未分配问题。2009年11月电监会印发《关于广东电网公司违反新建机组进入商业运营有关规定的通报》（电监稽查〔2009〕53号），对广东电网公司违反市场规则行为作出行政处罚，依法对广东电网公司罚款80万元，责令其限期改正，并对其违规行为予以全国通报批评。2009年12月31日广东电网公司已向南方电监局报送《广东省新建机组调试期差额资金分配方案》，并已在2010年1月20日前按方案执行。
（五）广西电网公司购电费结算有关问题。广西电网公司对广西桂航电厂电费结算中未支付增值税差额部分而产生新欠电费538.38万元的问题，已按广西区物价局文件对桂航电厂上网电价自2007年5月1日起进行了调整，至2009年10月31日已结清电费。
（六）内蒙古电力（集团）公司违规设置超发电量，变相降低发电企业电价，形成新的陈欠电费等问题。2010年初，电监会稽查局会同华北电监局组成调解调查组，在内蒙古呼和浩特市组织双方当事人对相关问题进行了现场协调、调查，并提出了原则协调意见。在此基础上，经多次沟通协调，北方联合电力公司、内蒙古电力（集团）公司最终形成了一致的解决方案。
内蒙古电力（集团）公司对违反监管规定擅自修改“三公”调度交易及网厂电费结算信息报送有关内容和格式问题，内蒙古电力（集团）公司已加强内部管理，提高报送信息的效率。
（七）华能阳逻电厂与华中电网公司、湖北省电力公司拖延签订三方购售电合同问题。2009年初已按要求补签购售电合同。国电云南分公司、大唐甘肃分公司未按规定备案购售电合同及并网调度协议问题，2009年初已按要求向电力监管机构备案。
（八）新疆电力公司在发电权交易中的有关问题。2008年的发电权交易工作中，新疆电力公司降低华电昌吉热电有限公司、国电红雁池发电有限公司精河电厂、乌苏火电厂、康苏电厂、拉斯奎电厂五家发电企业上网电价，违规获利2000余万元，涉及电量3.27亿千瓦时，变相降低本公司购电成本，侵害了发电企业利益，同时挤占其他发电企业的市场空间。2009年新疆电力公司认识到了问题的性质，出台相关文件停止2008年发电权交易的不恰当做法，并对违规获利进行了清退。
第二节 2009年工作综述
2009年，电力监管机构在2008年度相关工作基础上，努力推进电力市场建设，认真规范电力交易，积极维护市场秩序，各项工作取得明显成效。
（一）电力市场建设取得了积极的进展
一是电力用户与发电企业直接交易积极推进。电力监管机构按照“利用现有体制，基于现实需求，培育区域平台，开展灵活交易”的思路，以市场建设为平台、以电价改革为核心、以直接交易为突破口，积极推进电力市场建设。电监会会同有关部门印发了《
关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场[2009]20号）、《大用户与发电企业直接交易购售电合同（示范文本）（试行）》和《大用户与发电企业直接交易输电服务合同（示范文本）（试行）》（电监市场[2009]29号）、《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）》（电监市场[2009]50号）等文件，对促进和引导直接交易试点工作，发挥了积极作用。
二是跨省（区[3]）电能交易取得一定进展。按照电监会、国家能源局有关文件要求，电力监管机构会同各省政府有关部门对2007、2008年跨区跨省电能交易情况进行了检查，并联合发布《2007年、2008年跨区跨省电能交易检查情况通报》。在通报中，认真分析了跨区跨省电能交易取得的主要成效及存在的问题，为进一步健全跨区跨省电能交易机制提出了监管建议。结合电力市场建设进程，电监会制订了《跨省（区）电能交易监管办法》（电监市场[2009]51号），各派出机构在充分听取有关市场主体意见的基础上，出台跨区跨省电能交易规则，使得电能交易更加公开、公平、公正，进一步促进了资源优化配置。
三是探索发电权的跨省交易。按照《
发电权交易监管暂行办法》（电监市场[2008]15号），各地积极探索发电权交易方式，不断扩大发电权交易的范围和规模。
专栏：东北电监局积极探索发电权跨省交易
2009年，东北电监局针对东北区域电煤供应紧张且价格持续上涨、部分省区发电权交易出现成交困难的实际问题，研究制订了《东北区域跨省发电权交易暂行办法》（东电监市场[2009]155号），并于10月份组织开展了区域平台上的首次跨省发电权交易，完成交易电量13.76亿千瓦时，蒙东地区发电机组替代了辽宁、黑龙江的部分发电机组发电，实现了更大范围内的资源优化配置。
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四是“两个细则[4]”实施范围进一步扩大。自电监会印发《
并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43号）、《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号）并批复各区域实施细则以来，各派出机构积极组织开展辅助服务补偿交易实施工作。“两个细则”的实施规范了市场主体的运营行为，促进了厂网和谐；有效调动了发电企业提供辅助服务的积极性，促进了电力企业提高生产管理水平和设备运行水平；同时使电力系统的安全运行指标得到改善，促进了电力系统安全稳定运行和电能质量提高。
（二）电力市场秩序整体情况较好，厂网关系总体和谐，电力交易与市场秩序有关工作正在朝着制度化、规范化的方向发展
一是规范电力市场秩序的“三项制度”进一步完善。电力监管机构积极推进厂网联席会议制度、合同（协议）备案制度、电力调度交易信息报告披露制度[5]。搭建了网厂沟通平台，协调网厂关注的难点和热点问题；丰富信息交流范围和内容，努力实现信息共享；深入推行“两个范本[6]”，推进全口径合同（协议）备案制度，目前，合同（协议）签订备案工作已实现常态化，并成为厂网维护各自权益的有效工具。
二是编制电力交易和市场秩序监管报告，严格督促整改。电监会组织发布的《2008年度全国电力“三公”调度交易及网厂电费结算情况监管报告》（国家电力监管委员会监管公告2009年第3号），在全面、客观地评价工作成绩的同时，指出了电力企业在新投产发电机组转商业运营、新机组调试差额资金分配、公平调度交易、合同支付、购售电合同（协议）签订及备案、并网运行管理、信息报送等方面存在的问题，对一些电力企业违反国家相关规定的行为进行披露，并提出相应整改要求，电力企业也积极按照要求进行整改工作。
三是开展电力交易与市场秩序监管约谈约访工作。从2009年开始，除了坚持与中央所属电力企业开展约谈工作之外，电监会还在全国范围内开展了年度电力交易与市场秩序监管约谈工作，采用“背靠背”方式共约谈了300余家电力企业，掌握了2009年电力交易与市场秩序的总体情况和主要问题。约谈约访工作搭建了监管机构与监管对象之间沟通和交流平台，得到电力企业的普遍支持和认可。
第二部分 基本情况
2009年全国电力供需总体平衡略宽松。上半年受国际金融危机影响，全国用电需求减少，电力供需整体供大于求，下半年，全国经济开始企稳回升，用电需求也逐月增加，年底用电增速明显加快，电力供需基本持平，但是受电煤供应、网架约束和异常天气等因素影响，局部地区电力供应紧张。
第一节 电能交易[7]的分类
按照国家电力体制改革要求，要充分发挥市场配置资源的基础性作用，建立与市场机制相适应的电价形成机制和电能交易机制。我国电能交易机制正处于从计划机制向市场机制的过渡阶段，从目前交易电价形成机制看，可分为非竞争性电能交易和竞争性电能交易。非竞争性电能交易包括基数电能交易[8]、国家和地方政府计划安排的其他电能交易、非竞争性发电企业电能交易等，这类交易政府明确交易电量、电价[9]。竞争性电能交易包括大用户直接交易、竞争性的跨省（区）[10]电能交易、发电权交易[11]、辅助服务补偿交易等。
专栏：非竞争性电能交易的主要种类
（一）基数电能交易：省级地方政府有关部门根据年初省内用电需求预测情况下达的机组计划电量（调控目标）交易，基数电量可以在年中或年底根据实际用电需求情况进行调整。
（二）国家和地方政府计划安排的电能交易：主要包括国家和地方政府计划安排的跨省（区）交易、计划分配抽水电量交易等交易品种，如三峡电力外送、蒙电东送等。
（三）非竞争性发电企业电能交易：主要包括可再生能源发电企业的电能交易，自备电厂、资源综合利用电厂、新能源电厂、抽水蓄能电厂、热电联产电厂、电网保留电厂等参与的电能交易。
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专栏：竞争性电能交易的主要种类
（一）电力大用户直接交易：是指按照国家有关规定，符合准入条件的电力大用户和发电企业按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易。直接交易价格由电力大用户与发电企业通过协商自主确定，不受第三方干预。电网企业按规定提供输电服务。
（二）竞争性的跨省（区）电能交易：是指国家和地方政府计划安排以外的，电力企业与本省、区以外的电力企业开展的电能交易，包括跨省（直辖市、自治区）电能交易和跨大区电能交易。具备条件的电力用户（或独立配售电企业）也可以参与跨省（区）交易。
（三）发电权交易：以市场方式实现的发电机组、发电厂之间电量替代的交易行为，也称替代发电交易，发电权交易的电量包括基数电量在内的各类合同电量。目前，发电权交易主要是为贯彻落实国家节能减排有关政策，交易的电量均为基数电量。
（四）辅助服务补偿交易[12]（指发电侧）：是指按照“专门记帐、收支平衡、适当补偿”的原则建立的发电侧辅助服务补偿交易机制，实际操作中先将系统调用的辅助服务总量折算成补偿资金，然后在各发电企业中按比例分摊，最终结果是机组性能差的发电企业补偿机组性能好的发电企业。
（五）其他竞争性电能交易：抽水蓄能电站抽水电量的竞量交易等。 |
截至2009年底，全国直调装机容量7.3亿千瓦，直调发电企业实际上网电量为2.75万亿千瓦时，平均电价361元/千千瓦时。其中，基数上网电量2.18万亿千瓦时，发电侧外送电量2965亿千瓦时，调试电量144.8亿千瓦时，抽水蓄能电量84.7亿千瓦时，超发电量27.82亿千瓦时，考核电量19亿千瓦时，其余为地方优惠电及替代奖励等电量。各区域直调发电企业实际上网电量具体情况见下表。
表2-1-1 直调发电企业实际上网电量电价（分区域）表
区域名称
| 直调发电企业实际上网电量 （亿千瓦时）
| 实际平均上网电价
（元/千千瓦时）
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东北区域
| 2120
| 347.81
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华北区域
| 6658
| 350.26
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西北区域
| 2063
| 250.70
|
华东区域
| 6009
| 413.13
|
华中区域
| 4632
| 357.70
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南方区域
| 4885
| 400.00
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国家电网公司
| 1107
| 264.96
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对比发现，各区域发电企业实际平均上网电价普遍低于平均核定电价，下降比例见下图。
图2-1-1 各区域发电企业实际平均上网电价低于平均核定电价比例（％）
2009年电网企业完成跨境、跨省（区）交易电量5312亿千瓦时[13]；发电权交易电量1426亿千瓦时[14]；电力用户和发电企业直接交易电量5.16亿千瓦时；辅助服务补偿交易共计5.45亿元。
专栏：2009年跨境、跨省（区）交易电量继续增长
全国跨境、跨省（区）交易电量5312亿千瓦时[15]，同比增长6.27%，其中：跨境交易电量115.03亿千瓦时；跨区交易电量2277.1亿千瓦时[16]，同比增长9.93%；跨省交易电量2920.2亿千瓦时[17]，同比增长1.33%。
跨境交易电量中，南网公司与缅甸、越南、老挝之间交易电量56.7亿千瓦时，与港澳之间交易电量49.8亿千瓦时，国网公司通过华源电力公司购俄罗斯交易电量8.53亿千瓦时；跨区电能交易中，国家计划安排的跨区交易电量2008.3亿千瓦时；跨省电能交易中，东北区域内跨省交易电量388.8亿千瓦时，华北462.6亿千瓦时，西北43.9亿千瓦时，华东751.1亿千瓦时，华中361.0亿千瓦时，南方912.8亿千瓦时。
跨省（区）交易中，南网公司联络线输送物理电量与其交易量完全相符（电网企业交易量也与自发电企业采购的基数电量值相符）。
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专栏：我国电能交易的主要特点
（一） 我国电能交易总量中计划安排仍占绝对比例。政府部门计划安排的年度基数电量与国家和地方政府审批（核准）方式安排的跨省（区）电量总量很大，占2009年全国直调机组上网电量的九成以上。
（二） 市场化的电能交易种类逐渐增多，交易方式日趋灵活多样，市场主体的竞争意识逐步增强，对电能交易的市场化诉求日渐强烈。2009年新增跨省（区）交易电量600亿千瓦时，其中一半以上通过市场交易机制实现；发电权交易电量大幅增长43.8%；电力用户和发电企业直接交易取得重要突破；弃水电量交易、丰枯水电临时交易组织活跃。
（三） 目前参与电能交易的市场主体主要是电网企业和发电企业。正在逐步放开电力用户与发电企业开展直接交易。电网企业在目前的电能交易中充当多重角色，对发电企业是单一购买者，对电力用户是单一售电者，同时又是输电者。
（四） 电力调度和交易机构是电能交易的组织实施机构，组织市场主体交易和实施。在目前的管理体制下，电力调度和交易机构具有双重职责，既要承担社会责任，也是电网公司的内设职能部门。
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