发展 电力先行「为什么2021电力告急」

今天带来发展 电力先行「为什么2021电力告急」，关于发展 电力先行「为什么2021电力告急」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

北极星售电网讯:据悉，京津冀电力市场建设联合工作组已于8月23日下发“关于征求《京津冀电力市场建设方案(征求意见稿)》意见的函”，根据《征求意见稿》安排，京津冀电力市场建设方案与京津冀电力交易机构组建方案将在今年9月份上报国家能源局；京津冀电力市场建设最终方案则将在10月份印发。

京津冀电力市场建设是京津冀协同发展国家战略的重要举措，其发展进程很可能预示电力体制改革的走向，区域市场建设又一次引发关注。

本期电力急先锋带你走近京津冀电力市场，并回顾我国第一个区域电力市场改革试点为何失败？

【区域市场时隔十年多再度启动】

记者从国家能源局获悉，其综合司近日下发关于同意印发《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则的函》（以下简称《暂行规则》），要求尽快启动京津唐电网电力直接交易相关工作，力争到2016年底电力直接交易规模达到全社会用电量的20%。

值得注意的是，该《暂行规则》是新一轮电力体制改革中出台的首个区域性的中长期交易规则文件，标志着区域市场时隔十年多再度启动，同时也标志着京津冀一体化战略中电力市场统一工作的正式实施。

长期以来，在项目核准制、价格审批制、年度计划电量分配制的一整套闭环机制下，我国电力行业处于“企业为国家办电，国家管控企业经营”的状态。建立区域电力市场是实现电力资源优化配置的一次重要尝试，也是2002年国务院推进电力市场化改革的重要目标。2004年以来，东北、华东区域相继开展了电力市场试点，其中，电力直接交易开展范围最广泛，交易量增长最快，但始终是低于或等于政府标杆电价的单边降价机制，没有形成反映供需变化的价格信号。

在此之下，2015年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，被誉为啃硬骨头的新一轮电改启动，要求具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主规避风险、以现货交易为补充发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。

据记者了解，此次区域市场建设的试点落在了华北和华中。《暂行规则》明确，直接交易主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业和电力用户等市场主体，通过自主协商和集中竞价等市场化方式进行的中长期电量交易。在京津冀电力交易机构组建前，这一工作依托华北电力交易中心开展。

目前距离年底仅剩下5个月，若以2015年度京津唐电网的社会用电量3086亿千瓦时测算，这相当于今年年底前要放开600亿千瓦时参与直接交易，月均直接交易电量达到120亿千瓦时。

最为关键的还是现货市场建设，其被认为是市场化改革能否成功的“最后一公里”。《暂行规则》明确，京津唐电网电力用户与发电企业直接交易是京津冀电力市场建设的起步工作，要按照市场竞价、平等竞争的原则推进直接交易，并为京津冀电力市场开展现货交易做好准备。（来源：经济参考报）

2016年9月初，由国家能源局会同京津冀三省(市)人民政府成立京津冀电力交易机构筹备组，负责统筹京津冀电力交易机构和电力市场管理委员会组建工作，并先期承担京津唐电网电力中长期直接交易相关工作。

2016年10月份，京津冀电力市场建设方案发布

2016年11月份，京津冀电力交易中心挂牌成立，京津冀电力市场运营规则也将同期印发

2016年12月份，京津冀电力交易平台建设启动，12月底，完成电力市场管理委员会组建工作及京津冀电力交易机构挂牌工作。

2017年6月份，京津冀电力交易平台投入试运行

2017年9月份，将完成京津唐电力市场现货交易市场仿真

2018年1月份，开始京津唐电力市场的模拟运行

2018年6月份，京津唐电力市场正式运行

【《关于做好京津冀电力市场建设有关工作的通知》】

国家能源局综合司关于做好京津冀电力市场建设

有关工作的通知

华北能源监管局，北京、天津、河北省(市)发展改革委(能源局)：

为贯彻落实京津冀协同发展国家战略，统筹做好京津冀电力市场建设试点，国家能源局按照2016年体制改革工作要求，决定开展京津冀电力市场建设有关工作，现通知如下：

一、统筹规划，尽快制定京津冀电力市场建设方案。请华北能源监管局会同北京、天津、河北省(市)发展改革委(能源局)和政府有关部门，按照《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及配套文件要求，在现有工作基础上完善京津冀电力市场建设方案。方案要体现全面服务京津冀协同发展战略要求，满足京津冀电网尤其是首都电网安全稳定运行要求，提高资源配置效率，促进清洁能源消纳。

二、深入研究，提出京津冀电力交易机构组建方案。结合京津冀地区实际，按照股份制模式，以具备同步开展中长期和现货交易能力为基本要求，提出京津冀电力交易机构组建方案及章程。方案应明确业务范围、职责、人员编制和内设部门，清晰界定本电力交易机构与相关电力调度机构等的关系。

三、精心论证，研究市场规则和市场仿真。按照京津冀电力市场建设方案总体思路，启动市场规则研究，组织有关电力企业、高等院校、科研机构等开展京津唐电力市场(京津冀电力市场第一阶段)模拟和京津冀电力市场联合仿真运行，预测潜在问题，提出风险应对措施，分析市场建设成本和收益，为后续工作提供支撑。适时开展输配电价体系、市场安全保障等重大问题研究。

四、密切配合，形成联动工作机制。请华北能源监管局牵头，成立由各省(市)发展改革委(能源局、物价局)、经信委(工信委)等相关单位共同参与的京津冀电力市场建设工作组，形成合力，切实做好有关工作。各电力企业和电力用户要高度重视，密切配合，及时提供市场仿真所需信息，共同推进各项市场筹备工作。

京津冀电力市场建设方案及电力交易机构组建方案，经专家咨询论证并征求区域内主要电力企业及用户意见后，9月底前报国家能源局。

工作中发生重大事项，应及时报告国家能源局。

国家能源局综合司

2016年7月18日

区域电力市场建设是国家能源局负责落实和推进的任务之一。我个人判断，新一轮改革与上一轮改革的重要区别之一在于改革任务执行主体的不同，央地关系的变化。

上一轮改革的执行主体为中央政府的相关主管部门，在打破省间壁垒的诉求下，建立区域电力市场成为最主要的任务，因此地方政府的部分权力也成为被改革的对象。而此轮改革的执行主体更为多元化，中央政府的相关主管部门和地方政府均是重要的担当角色。其中分工大致为，其一，中央政府主管部门负责政策的总体制定，地方政府负责分省落实，其二，中央政府负责指导跨区域电力运行以及区域电力市场建设，地方政府则负责省级电力市场的建设(包括目前盛行的电力直接交易和未来的现货市场等)。

建设工作启幕后，区域电力市场可能依然面临艰难的开局。原因有二，其一由于电力行业管控中的央地关系变化，与之前相比，省级政府拥有了更多的权限，而省级政府依然不太乐意接受区域市场。其二，在地方经济下行期，中央已提高了对地方政府具体施政方式的容忍度，地方政府也就拥有对抗中央主管部门市场化改革的某些筹码。区域市场依然面临很大的障碍，相关执行者需要孜孜不倦地做协调和说服工作。艰难的博弈，才刚刚开始。

京津冀电网试点具有一定的优势。1949年后，京津唐电网长期为统一调度区，由华北电管局直接统一管理。直到2009年，华北电网公司根据国家电网公司要求调整了调度管辖范围，天津市电力公司才开始独立制定日发电计划。长期的统一规划、统一调度是建设区域市场的天然优势。

但是选择京津冀作为电力市场的试点需要勇气(此处点赞)，即便上面已有京津冀一体化战略。首都供电稳定可靠和安全运行一直是电力系统的重中之重，各种政治用电和重要用户用电更是须万无一失，长期以来，形成了华北保护京津唐，京津唐保北京的传统。这将是建立电力市场必须着重考量的因素。可能也是因为如此，这一通知第一条就明确“方案要体现......满足京津冀电网尤其是首都电网安全稳定运行要求”。这显然不是轻易满足的事。（来源：煤电观察）

【回顾：我国第一个区域电力市场改革试点为何失败？】

在单一购买机制下，当电力供应紧张时，单一购买、竞价上网形成的价格将以供需推动为主导，相对于成本推动会大幅上升，带来很大的市场风险。

建立区域电力市场是实现电力资源优化配置的一次重要尝试，也是2002年国务院推进电力市场化改革的主要目标。2004年，我国第一个试点的区域电力市场——东北区域电力市场在辽宁沈阳鸣锣开市，经历11个月的模拟运行、4个月的试运行之后，最终折戟沉沙。当时的东北区域电力市场是如何设计的?为何会成为一场“失败”的试验?

戴俊良于2003年加入电监会，甫一加入便具体经手负责东北区域电力市场的试点工作，从而几乎全程参与了这件电力市场化改革的标志性事件。他历任电监会供电监管部处长，东北电监局筹备组副组长、华北电监局副局长，去年9月份再次调任至东北电监局任副局长。东北区域电力市场之后，戴俊良还参与了内蒙古多边交易市场的建立，吸取东北区域市场的很多经验。对东北区域电力市场，戴俊良有自己的观察和认识，本刊记者为此专门赴沈阳对其进行专访，试图还原和思考那一段历史。

去电监会之前，我在国家经贸委分管投资。2003年3月10日国家经贸委撤销的时候，面临几个去向，我选择了电监会。

到现在还有一些老同志不理解我的选择。我是冲着电力市场化改革去的，在这方面我有一些自己的认识，我认为建立有中国特色的社会主义市场经济，要把市场配置资源放在首位，而不是仅仅依靠行政审批，这样中国的经济才能真正实现可持续的、健康的发展，能够到电监会参与到这一进程，我觉得很有意义。

当时国家电监会决定在东北和华东开展区域电力市场试点，东北电力市场电量充裕，供大于求，而华东正好相反。时任电监会副主席宋密带队，供电监管部具体负责东北区域电力市场。华东区域电力市场由副主席史玉波带队，市场部具体负责。

我到电监会的时候，在供电监管部任处长，所以我从一开始就介入到东北区域电力市场的建设中去。

政策出台前夜

2003年国家电监会指导建立东北区域电力市场下发的《关于建立东北区域电力市场的意见》(简称《意见》)是由我最终执笔的，我在家里加了三天班，那是在5月中旬，正式发布要到6月了。

当时，电监会供电监管部才刚刚设立不久，具体负责东北区域电力市场试点工作。从3月底开始，我们才组织专家研究制订《意见》，到东北各地组织座谈会，在充分吸取了各方的意见后，才由我执笔，形成最后的《意见》。

确立试点东北区域市场要追溯到2002年底。宋密副主席带队在2002年底赴东北进行一次调研，目的是研究建立区域电力市场对东北地区经济工作的影响，此次调研之后形成了报告，探讨了在东北建立区域电力市场的可能性，到了次年2月份，电监会党组就讨论决定在东北试点区域电力市场。

这次调研我没有参加，但是结论大家都是知道的。2002年，电力体制的特点是“省为实体”，这为跨省资源的合理流动造成严重的阻碍。

东北电网供电区域包括辽宁省、吉林省、黑龙江省和内蒙古东部地区。辽宁是东北的负荷中心，用电量占到50%，高于自身装机所占比例。黑龙江省、吉林省则恰恰相反。按照资源优化配置的规律，黑龙江、吉林的富余电力应被输送至辽宁省，东北电网理应形成“西电东送、北电南送”的局面。

但是在2002年1-11月，黑龙江省电力非但没有外送，反而净输入1.44亿度。在发电设备利用小时数上，省间壁垒体现得更为明显：2001年蒙东地区发电设备平均利用小时为4867小时、辽宁4339小时，黑龙江4109小时、吉林3503小时，最高与最低之间相差1364小时之多。

而且那时候东北还存在着调度不公的现象。由于厂网关系不清，电力公司直属的电厂获得的发电指标要高于独立电厂。此外，由于国家电力公司东北公司(国家电力公司到2003年年中才最终分拆完毕)掌握跨区送电的调度权，其直接经营电厂发电设备利用小时数远超其他电厂。

因而，建立一个竞争的、公平的、统一的区域市场就显得十分必要。此外，在东北建立区域电力市场还有不少有利的条件。

2002年，东北电网全区最大负荷2403万千瓦，仅为全网装机的61.7%，是当时全国几大电网中电力供需环境最为宽松的地区，供大于求有利于规避电价上涨的风险，很适合引入竞争机制。

东北电网还是我国最早形成的跨省统一电网，长期实行统一规划、统一建设、统一调度、统一核算和统一管理，跨省主网架比较完善。此外，东北三省综合销售电价水平比较接近，有利于新电价机制的形成。

这一次调研基本确立了要在东北试点区域电力市场。2003年4月1日，供电监管部邀请国家电网公司、国家电力东北公司代表及国内部分从事电力市场研究的专家在北京召开座谈会，讨论东北电力市场初步框架和市场模式思路。有一些同志提出了不同意见，他们认为，东北电网网架较为薄弱，而省内电网网架相对坚实，有利于省内市场平衡。

在国务院五号文重组电力资产时，要求发电资产在各电力市场中的份额原则上不能超过20%。但具体到东北区域下属省份，这一平衡被打破。华电集团在黑龙江省内拥有全资和控股电厂573万千瓦，占到黑龙江省总装机规模52%;大唐集团在吉林省内装机规模所占比例也超过了20%。在这样一种发电商结构下，设立以省为界的电力市场很难进行竞价。

4月1日的座谈会大家最后形成了两个共识：一是建立东北区域电力市场利大于弊，不仅必要，而且可行;二是有必要起草一个《意见》，以统一各方认识明确目标，指导推进区域电力市场工作。

2003年4月6日到12日，宋密副主席再次带队赴东北调研，组成人员主要是供电监管部和计财部同志，我也在其中。

这一次调研的重点是东北区域电力市场中涉及的市场框架模式、区域及省级电力监管机构设置等问题，同时也征求地方政府和电力企业对电力体制改革的意见和建议。

地方政府、电力集团、发电公司对区域电力市场都有自己的看法。其中的一个焦点是调度问题。

国家电网公司认为，调度与交易统一有利于保障电网安全，坚持“短期或长期，都应实行调度与交易一体化”。东北三省地方政府及各省电力公司则希望设立省级电力调度交易机构。各发电集团则认为，调度、交易和结算机构都依附于电网，不利于电力资源的公平配置，建议成立独立于电网之外的交易结算中心。

我们内部经过反复讨论，认为调度交易机构的改革需要一个过程，不可能一步到位，最终在《意见》中决定设立区域电力调度交易中心，不设省级电力交易市场，但可设结算中心。考虑到各省的利益，《意见》同意在东北电力市场初期，允许未参与区域电力市场竞争的非竞价机组，在省级电力监管机构和区域电力调度中心的指导下，与省电网公司签订购售电合同。

4月下旬，当时北京正处于“非典”期间，在京人员不得外出，原来我们计划在北京内外召开几个座谈会，最后因为“非典”都改成了书面征求意见。

在吸取了各方面的意见之后，我们又组织了专家起草《意见》相关名词解释，这个工作做完之后，我们还走访和征求了电监会内部各部门的意见，这样到5月中旬，不止十易其稿之后，才最终确定《意见》。

“实际没有正式运行”

2004年1月15日，经过了一年的筹备时间，东北区域电力市场在沈阳东北电网公司二楼交易大厅启动模拟运行，柴松岳主席来到沈阳，亲自按下了宣告运行开始的回车键，东北区域三省一区分管工业的副省长(副主席)都在现场见证了这一历史时刻。

根据一开始的设计，东北区域市场经过模拟运行、试运行后才正式运行。但后来东北区域市场实际上并没有实际运行。模拟运行阶段是从2004年1月到当年11月。因为当时在东北区域市场的电价政策上还存在不同观点，所以我们将模拟运行期分成两个时间段，2004年1月到4月份，东北区域市场模拟运行采用的是“单一过渡式电价、有限电量竞争”，6月之后，则采用“两部制电价，全电量交易”。

对比出来的结论是两部制电价更适合东北的情况。但是到了2005年试运行阶段，电煤市场化之后开始涨价，抬高了上网电价，但销售电价传导不出去，中间出现亏空，就中止了一段时间。后来大家认为还有必要再试验一把，结果出现了东北电网北部发电高价上网，南部用电低价销售的情况，以致东北电网公司16天亏损了32亿人民币。于是到了2006年5月，上级主管部门下发文件，东北区域电力市场就进入了学习总结阶段。

有人把东北区域电力市场的原因归于煤价上涨，这个观点我不同意。煤价的上涨只是一个诱因。在当时东北区域电力市场单一购买的竞价市场条件下，上网电价和销售电价不能联动才是主要原因。

其实在方案之初，我们就考虑过这个问题。我们设置了一个“蓄水池”，当东北电力市场供大于求，形成竞争，上网电价应该会下降，由于销售电价仍维持国家规定标准不变，其中就会多出一部分“盈利”，这部分钱将会放置在“蓄水池”中，等到到达一定规模再补贴到电网公司，使其面向用户可以降低销售电价。

反过来，当东北电力市场供不应求，上网电价上涨，而销售电价维持不变，其中就会出现“亏损”，同样达到一定量之后，再传导到最终的销售电价，由电网公司收取，弥补损失。

这是在电网公司是唯一购买方，而电价又需要审批，无法实时变动的情况下，设计出的一个有中国特色的功能。当时发改委已经下文，同意东北电价可以六个月一联动，上下幅度不超过1分钱。

然而，这个资金由谁先出是有争议的，一开始考虑由财政部出资，最后没有落实。其实这个资金由电网公司垫付也是可以的，因为“蓄水池”里的资金最终会通过销售电价的联动来得到平衡。

但是在东北区域电力市场到了要涨电价的时候，出现了各省意见不统一的情况。黑龙江省和吉林省电力过剩，输往辽宁，认为辽宁省有责任多涨电价，黑龙江省和吉林省不涨或少涨一点。而辽宁省并不同意，认为依靠本省市场消纳其他两省多余电力，不应承担更多责任。

这就需要大量说服和沟通的工作，也需要一个人最终拍板，形成文件向上汇报。可惜的是最后并没有人来做决定，后来就不了了之，又回到原来通过计划分配电量的老路上去了。

应该来说，在短暂的试运行阶段，东北区域电力市场还是体现了市场配置资源的基础性作用。东北地区煤炭资源主要分布内蒙古东部和黑龙江地区，负荷主要集中在中部和南部地区，2005年东北电力市场试运行后，黑龙江省送出的电量同比增长了112%，蒙东地区送出电量同比增长了54%，这从整体上促进了“北电南送”和“西电东送”格局的形成，有利于资源的优化配置。

后来我们在内蒙做多边交易市场，就吸取了东北的经验，保持上网电价和销售电价之间的差额不变，同时规定竞价形成的价格浮动限定在上下20%，这样最终的风险就可控。现在内蒙古多边交易市场发展得非常好，是我国现在唯一还在运行的电力市场。

如果说东北区域电力市场是根，那么开花结果就在内蒙古多边交易市场。内蒙古的电网是地方电网，由于当地政府希望降低电价来吸引大工业进入，它就要求电网公司必须支持内蒙古多边交易市场，事实上我们在方案设计中考虑到电网公司的利益，维持它上网电价和销售电价的那块差价部分，而且由于电价下降，用电量增加，电网公司的收入反而增长了。

内蒙古的实验道路被证明是正确的，从一开始就要实行多边交易或者双边交易，让发电厂商和用电客户直接见面。东北的经验已经表明了，在单一购买机制下，当电力供应紧张时，单一购买、竞价上网形成的价格将以供需推动为主导，相对于成本推动会大幅上升，带来很大的市场风险。

过去的经验已经证明单一购买制不适用于区域电力市场，做区域电力市场就应该直接做多边交易和双边交易，让供需直接见面，今年东北区域市场也要参照内蒙古的架构，来推动供需直接见面交易。【来源：《能源》口述：戴俊良，作者：沈小波】