第二节 非竞争性电能交易情况
一、年度基数电量交易情况
年度基数电量主要用于满足当地用电需求，是目前占发电企业上网电量结构中比例最大、价格最高的电量种类，执行国家批复电价。年度基数电量交易完成情况是目前电力交易公平性的主要体现。
（一）年度基数电量计划的制定方式
2009年，基数电量计划为2.14万亿千瓦时。各省（市、区） 制定发电机组的年度基数电量计划大体有四种方式：一是政府有关部门下达具体年度基数电量计划指标，该种方式占的比例较大，包括辽宁、吉林、黑龙江、山西、河北、内蒙古、山东、湖北、湖南、江西、重庆、上海、江苏、浙江、安徽、福建、广西、青海、河南；二是政府有关部门下达原则意见，电网企业负责具体落实，包括京津唐、新疆、甘肃[18]、陕西[19]、宁夏[20]等地区；三是依据节能调度实施细则原则安排，包括：贵州、广东、四川；四是由网厂之间协商确定，包括云南、海南等地。四种制定方式占比情况如下图：
图2-2-1 年度基数电量计划制定方式占比情况
专栏：基数电量计划的几个特点
（一）以政府行政指令安排为主导。24个省（市、区）由政府行政指令安排交易，其中19个省（市、区）由政府下达具体交易电量，5个由政府下达交易原则。政府安排的电量计划1.853万亿千瓦时，占总电量计划76％。
（二）年底对基数电量计划进行微调。大部分政府有关部门在年底根据各地实际用电情况调整了基数电量计划，发电厂年度基数电量计划完成率都接近100％。有些地方年初安排计划值明显偏低，年底大幅度调增，个别省甚至年底调增400小时。
（三）大部分地区的常规火电是按照同类型机组利用小时数相当的原则安排。火电机组类型按机组容量等级区分，主要分为100万千瓦、60万千瓦、30万千瓦、10万千瓦、10万千瓦以下五种等级。部分地区对亚临界、超临界和超超临界燃煤机组再拉开30-50小时。同一级别机组基数电量利用小时数基本相当，用于平衡发电企业间经济利益。
（四）节能发电调度地区综合考虑煤耗、排放水平，差别安排计划电量。按燃煤机组设计煤耗排序确定基数电量计划。另外，火电机组排放水平，如脱硫、脱硝，也是重要考虑因素，脱硫脱硝机组利用小时数增加20-50小时不等。
（五）全额收购可再生能源，注重清洁能源收购。对于水电、风电等可再生能源实行全额收购。对于核电，充分发挥其发电能力，给予较高的利用小时数。
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（二）年度基数电量计划执行的总体情况
全国省级以上直调发电厂共完成年度基数电量2.18万亿千瓦时，平均电价385元/千千瓦时，各区域具体情况见下表。
表2-2-1 直调发电企业实际基数上网电量及平均基数电价（分区域）表
区域名称
| 直调发电企业实际基数上网电量（亿千瓦时）
| 实际基数平均上网电价
（元/千千瓦时）
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东北区域
| 1879
| 358.60
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华北区域
| 5913
| 360.04
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西北区域
| 1855
| 262.20
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华东区域
| 5910
| 415.22
|
华中区域
| 3543
| 382.70
|
南方区域
| 4540
| 406.89
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国家电网公司
| 0
| -
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分省看，广东最高，为522.62元/千千瓦时；青海最低，为206.94元/千千瓦时（详见下图）。
图2-2-2 各网省直调电厂基数电量平均上网电价（略）
实际完成基数电量是年度基数电量计划的102.05%，占总上网电量的79.3％。各网省的基数上网电量占总电量比例详见下图。
图2-2-3 各网省直调电厂基数电量占总上网电量比例（略）
（三）年度基数电量计划执行的公平性情况
在非节能发电调度试点地区，按照公平性原则，电力调度交易机构应精心安排发电计划，使得各发电厂年度基数电量计划完成率相当。从统计结果看，全国非节能发电调度试点地区常规燃煤发电厂共441家。其中，有147家电厂年度基数电量计划完成率超过年度计划的±3％。
图2-2-4 各网省直调常规燃煤电厂完成率超过年度计划平均完成率±3％家数
专栏：大部分网省调度机构注重公平调度
常规燃煤电厂年度基数电量计划完成率均方差[21]是衡量各网省年度基数电量交易公平性的重要指标。该指标由同一调度管辖范围内常规燃煤机组年度基数电量计划完成率均方差计算而成，反映年度基数电量完成率的均衡情况。该指标数值越大，表示各电厂年度基数电量完成情况越不均衡，是反映调度公平性的主要指标之一。各网省年度基数电量计划完成率均方差指标如下图。
图2-2-5 直调发电企业年度基数电量计划完成率均方差指标[22]
从中看出，重庆、福建、上海、浙江、江苏、河北、甘肃、安徽年度基数电量计划完成率均方差指标数值较小，低于2％，电厂间年度基数电量计划完成比较均衡。自电力监管机构引入年度基数电量计划完成率均方差指标以来，华东区域电力调度交易机构高度重视这些衡量指标，精心安排运行方式，尽可能缩小发电厂基数电量计划完成的差距。华东区域省级调度机构直调的96家常规燃煤发电厂中年度基数电量计划完成率超过平均值±3%的只有3家，华东区域所有调度管辖范围内年度基数电量计划完成率均方差均在1.5％以内。但有些地方该指标数值较大，甚至超过30％，说明调度公平性较差。
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节能调度试点地区的广东、贵州、四川部分参考节能发电调度实施细则安排发电企业生产，可再生能源、资源综合利用机组基本上优先发电，常规煤电机组发电按照设计煤耗水平差别安排。
（四）年度基数电量计划中执行上网侧峰谷分时电量的情况
针对调峰能力弱，峰谷差过大，负荷率偏低的实际问题，按照国家规定，河南、湖南、四川、江苏、安徽省五省份对部分电厂基数电量执行上网侧峰谷分时电价；浙江、福建省内有个别电厂执行峰谷分时电价。发电厂峰谷电量分配由电力调度交易机构根据政府文件制定的有关原则安排。
发电企业在实行峰谷分时电价之后，高峰时段电价上浮，低谷时段电价下降，目的是引入价格激励机制，满足调峰需求，优化电力资源配置，提高电能利用效率，原则上不改变发电企业的平均上网电价以及电网企业的平均购电成本。电力调度交易机构应公平对待发电企业，使得执行峰谷分时电价的各电厂峰谷比例相当，并保持上网电价总体水平稳定。
专栏：河南等五省的峰谷电量比例公平性情况
峰谷电量比例均方差[23]是反映各网省直调电厂的峰谷电量分配公平性的重要指标，该指标数值越大，表示该调度管辖范围发电厂峰谷电量分配比例越不均衡。
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图2-2-6五省的直调电厂峰谷电量比例均方差指标
从中可以看出，河南、江苏、四川、安徽峰谷电量比例均方差指标数值较小，低于2％，电厂间年度峰谷电量分配比例比较均衡。
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专栏：直调电厂实际平均电价较批复电价多有下降
全国范围内执行峰谷分时电价之后，峰谷加权实际平均电价较批复电价有不同程度下降[24]，大部分地区下降2-7元/千千瓦时。五省份的具体数据详见下表。
表2-2-2 峰谷分时电价执行情况
电网企业名称
| 加权平均批复电价
（元/千千瓦时）
| 实际平均电价
（元/千千瓦时）
| 下降水平
（元/千千瓦时）
| 安徽省电力公司
| 404.00
| 401.00
| 3.00
| 河南省电力公司
| 391.20
| 389.00
| 2.20
| 湖南省电力公司
| 354.20
| 347.01
| 7.19
| 江苏省电力公司
| 432.00
| 429.35
| 2.65
| 四川省电力公司
| 344.72
| 348.73
| -4.01
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（五）发电设备利用率情况
各省（市、区）6000千瓦及以上电厂累计平均利用小时数详见下图。
图2-2-7 6000千瓦及以上电厂累计平均利用小时数（略）
全国60万千瓦、30万千瓦、20万千瓦等级燃煤机组发电利用小时数分别为4834、5077、4948小时，30万千瓦级机组利用小时数量相对较高。各调度管辖范围60万千瓦级、30万千瓦级燃煤机组利用小时数见下图。
图2-2-8 60万千瓦级30万千瓦级燃煤机组利用小时数对比图（略）
燃煤发电机组负荷率是衡量系统运行经济水平的重要指标，发电机组平均负荷率越高，煤耗水平越低。2009年，全国燃煤机组发电负荷率水平较低，只有1/5的机组高于80％，1/3的机组处在70％以下，个别省份发电负荷率只有50％左右。全国100万千瓦、60万千瓦、30万千瓦机组的平均负荷率分别只有69.7％、71.5％、72.3％。燃煤发电机组低负荷运行造成煤耗水平增加，能源浪费。60万千瓦机组低负荷运行时煤耗水平相当于30万千瓦机组，个别情况下甚至超过30万千瓦的机组。
专栏：造成燃煤发电机组负荷率较低的主要因素
一是电网网架结构不合理造成大机组出力受限。省区内由于电网网架结构原因导致高电压等级网络下送容量不足。大机组出力受限而窝电，而负荷中心区的小机组只能多发电。
二是现行调度方式不利于大机组多发电。一方面电力调度主要根据地方政府计划分配来安排机组发电，在计划分配阶段大小机组之间普遍没有拉开档次，甚至个别地区（如陕西）计划阶段已经出现倒挂。另一方面，调度机构出于备用等考虑，不愿60万千瓦大机组在高负荷水平运行，愿利用其调峰能力强的特点进行更多的深度调峰，造成60万千瓦机组负荷率较低，进而影响利用小时数。
三是未严格执行“以热定电”政策，使小机组利用小时数升高。目前，各省区调度机构普遍未建设热电实时监控系统，无法利用技术手段实现“以热定电”，热电厂发电量由地方政府行政指令分配，一些纯凝小机组利用制度漏洞，以“打孔抽汽”方式改造为热电机组，挤占了常规大容量燃煤机组的发电空间。
四是大容量空冷机组受自身技术因素制约出力受限。我国西部地区新投产的60万千瓦燃煤机组均是空冷机组，这类机组在超设计高温天气情况下无法满负荷运行，最高出力一般在50－55万千瓦左右，在一定程度上影响了全年的利用小时数。
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二、国家和地方政府计划安排的其他电能交易情况
除了年度基数电量外，国家和地方政府以计划方式安排的电能交易主要是部分跨省（区）电能交易和抽水蓄能电站抽水用电[25]等。
国家和地方政府计划安排的跨区电能交易主要包括：三峡电站送华中、华东、南方电网，阳城送华东，锦界、府谷送华北，蒙西送华北，川电东送等；国家和地方政府计划安排的跨省交易主要包括华东区域的“皖电东送”，东北区域的黑龙江送辽宁，南方区域的“西电东送”等。
专栏：2009年政府计划安排的主要跨省（区）电能交易开展情况
（一）长江电力公司通过国家电网向南方、华东、华中的输送的电量共790.68亿千瓦时，各区域分别为150.33、322.45、317.90亿千瓦时，受端价格分别为409.0、368.2、293.1元/千千瓦时。
（二）华东区域：“皖电东送”电量349.17亿千瓦时，价格408元/千千瓦时；秦山二期电量92.86亿千瓦时，价格393元/千千瓦时；秦山三期电量108.53亿千瓦时，价格464元/千千瓦时。
（三）华北区域：蒙电东送电量250.3亿千瓦时，其中，计划电量201亿千瓦时，临时交易49.3亿千瓦时。
（四）南方区域：西电东送电量1156亿千瓦时，同比增长9.5%。其中，西电送广东1044亿千瓦时，同比增长12.8%，西电送广西112亿千瓦时，同比减少14.0%，云南送出255亿千瓦时，同比增长43.9%，贵州送出434 亿千瓦时，同比增长28.3%。
（五）东北区域：黑龙江送辽宁电量70.8332亿千瓦时，平均上网电价306.14元/千千瓦时。
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三、地方政府优惠电情况
部分省份在年度基数电量之外，安排了不同种类的优惠电量，特别是以电力大用户直接交易名义实行的优惠电量交易。2009年2月国家发改委、电监会和
国家能源局联合下发了《关于清理优惠电价有关问题的通知》（发改价格[2009]555号），要求有关省份立即清理各种形式的优惠电量交易，但部分省份未执行。主要有河南、四川、青海、宁夏、甘肃、山东、湖南等，全年涉及优惠电费约47亿元。
专栏：部分省份自行出台优惠电情况
（一）2009年3月，河南省下发《关于我省电解铝电价有关问题的函》（豫发改价格管[2009]96号），提出用电电压等级110千伏及以上电解铝用户向发电企业进行直购。2009年河南省直购电交易合计192.67亿千瓦时[26]，约占全省直调公用燃煤机组电量的比例为12.34％。国家发改委、电监会和国家能源局于2009年2月联合下发《关于清理优惠电价有关问题的通知》（发改价格[2009]555号）禁止各种形式的优惠电后，河南省继续执行优惠电价政策。河南省电量交易种类有七种：关停小火电机组补偿电量、基础组合省内发电量交易电量、关停自备机组企业优惠用电量、扶持黄淮四市发展电量、省内开拓电量、“大用户直购”电量、外送电量。其中，扶持黄淮四市发展电量、省内开拓电量、“大用户直购”电量与国家政策不一致。河南省全年完成基数上网电量1086.1亿千瓦时，除基数电量外，各类优惠电共280.44亿千瓦时，占直调公用燃煤机组电量（1452.57亿千瓦时）的比例为19.31%，平均价格为311.2元/千千瓦时，相对于省内燃煤机组脱硫标杆电价391.2元/千千瓦时下降了80元/千千瓦时，优惠电费共计22.44亿元。
（二）四川省依据《国务院关于支持汶川灾后恢复重建政策措施的意见》（国发[2008]21号文）制订了直接购电试点办法、2009年直购电试点实施方案，在市场准入、输电费标准、余缺电量调剂、合同管理等方面与电监会等三部门出台的《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）存在差异。四川省直购电交易规模相对较大、参与交易主体较多，但无与之相适应的直购电交易规则，导致直购电交易中出现限量及限量额度多次调整、限价及价外合同、合同执行率差异偏大、合同签订与备案滞后等情况和问题，全年优惠电费约10.14亿元。
（三）2008年11月，陕西省印发《关于采取阶段性特殊措施解决铜川铝业公司用电电价问题的通知》（陕工交发[2008]198号），按照文件要求，以竞价方式组织供铜川铝业公司电量合计36.8亿千瓦时，实际上网电价在265-270元/千千瓦时。
（四）青海省分别通过《关于新增电解铝项目生产用电临时电价的函》（青发改函[2009]258号）等文件及省政府有关会议纪要，在2009年对省内多晶硅、电解铝等实行优惠电价，按照上网电量比例向各水电企业分摊，这些政策几乎涉及省内所有水电上网电量，受影响主要以黄河水电公司和青海电力公司为主。
（五）宁夏自治区印发《关于贯彻落实电价优惠政策有关问题的通知》（宁经电力发[2008]398号）文件，要求对电解铝、铁合金等行业进行优惠，由电力公司、宁煤集团和发电企业按照不同比例让利。2009年又印发《关于部分传统行业电费结算及有关问题的函》（宁价商函[2009]24号），对有关行业进行价格联动，在产品价格较低时由电力企业和煤炭、铁路共同进行优惠。
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四、非竞争性发电企业电能交易情况
大部分非竞争性发电企业的电能交易基本上能按照国家相关政策开展。
（一） 抽水蓄能电站电能交易情况
近年来我国抽水蓄能电站发展迅速，截至2009年底，共建成投产抽水蓄能电站24座，装机1564.3万千瓦。其中，国家电网公司拥有容量为1124.3万千瓦，占71.87%，南方电网公司拥有装机容量为360万千瓦，占23.01%，中电投集团公司拥有装机容量为60万千瓦，占3.84%，华电集团公司拥有装机容量为11万千瓦，占0.7%。
专栏：目前我国抽水蓄能电站的主要经营模式
一是国家核定租赁费模式。国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则，核定抽水蓄能电站的年租赁费。租赁费一般由电网企业承担50%，发电企业和用户各承担25%。河北张河湾、山西西龙池、山东泰山和广东惠州等大多数抽水蓄能电站采取了国家核定租赁费的经营模式。
二是国家核定上网电价模式。国务院价格主管部门核定抽水蓄能电站的上网电价，由电网公司统一支付其成本、利润并负责还本付息，电站仅负责按调度要求运行。如北京十三陵、东北白山等抽水蓄能电站均采取了国家核定上网电价的经营模式。
三是租赁经营模式。根据抽水蓄能电站在电网中发挥的作用，由电网公司和发电企业联合租赁，租赁费由抽水蓄能电站和电网公司、发电企业协商确定。如广州抽水蓄能电站运行方式即采用租赁经营方式，一期容量120万千瓦的50%由广东电网公司与中国广东核电集团公司联合租赁，一期另外50%容量使用权出售给香港抽水蓄能发展有限公司；二期全部容量（120万千瓦）由广东电网公司租赁。
四是两部制电价模式。是按照电厂的可用容量及上网的发电量分别计付电费的电价制度，包括容量电价和电量电价。其中容量电价用来回收抽水蓄能电站的固定成本、投资回报及税金，电量电价用来回收抽水成本。华东区域天荒坪抽水蓄能电站即采用了两部制电价模式，其容量电价为470 元/千瓦·年，电量电价575.05元/千千瓦时，抽水电价404元/千千瓦时。
五是电网全资建设、经营模式。国家发改委于2004年印发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源[2004]71号），明确了抽水蓄能电站主要由电网经营企业进行建设和管理。2006年7月再次下发《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》（发改价格[2007]1517号），进一步明确了抽水蓄能电站有关建设运营管理等方面的精神，主要是71号文下发后审批的抽水蓄能电站由电网企业全资建设，不再核定电价，其成本纳入当地电网运行费用统一核定，71号文下发前审批但未定价的抽水蓄能电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费由国务院主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定。
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（二）供热电厂电能交易情况
近年来全国供热类机组发展迅猛，截至2009年底，装机9059万千瓦，占全国直调总容量的12.4％。供热机组主要分为背压式和抽凝式两种。根据热用户要求的蒸汽参数将做过功的蒸汽全部送往热用户，称为背压式机组，其热能利用率高，但是发电负荷受热负荷限制较大，运行方式不灵活；从汽轮机中间某级抽出一定压力和温度的蒸汽供给热用户，其余蒸汽最终凝结成水，这种机组称为抽凝式机组，其热能利用率较背压机组低，但发电负荷受热负荷限制小，运行方式相对灵活。供热机组的电量计划按照“以热定电”原则安排，即根据机组的热负荷多少和供热特性确定上网交易电量。
2009年，全国直调热电厂上网电量合计超过1640亿千瓦时，供热量超过3.62亿吉焦。
专栏：《关于发展热电联产的规定》（计基础[2000]1268号）中对热电比[27]的规定
Ø 单机容量5万千瓦以下的热电机组，其年平均热电比应大于100%；
Ø 单机容量5万千瓦至20万千瓦以下的热电机组，其年平均热电比应大于50%；
Ø 单机容量20万千瓦及以上抽、凝气两用的热电机组，其采暖期热电比应大于50%。
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