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1、,电力直接交易与电改,市 场 营 销 中 心,目录,电力直接交易的产生与发展,省内电力直接交易的开展,电力直接交易的规则,电力市场的未来,电力直接交易的产生与发展,国务院5号文： 2002年2月10日出台了国务院关于印发电力体制改革方案的通知 厂网分离： 至2002年底，国家电网公司、中国南方电网有限公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司相继成立。,大用户直购电概念的首次提出： 2002年国务院印发电力体制改革方案(国发20025号文件)，文件中提出“开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局;在具备条件的
2、地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价”。,电力直接交易的产生与发展,2004年4月，原国家电监会和发展改革委联合印发了电力用户直接向发电企业购电试点的暂行办法，提出了直购电试点工作的指导思想、目的和原则。 2005年3月，吉林省电力公司、吉林炭素有限责任公司和吉林龙华热电股份有限公司签署了电量直接购售合同和委托输电服务合同，全国首家大用户向发电企业直接购电试点正式启动。,电力直接交易的产生与发展,2006年11月，广东电网公司、广东国华粤电台山发电有限公司及首批参加试点的台山市化学制药有限
3、公司等6家大用户签订了直购电试点合同，标志着我国大用户直购电试点工作取得了新的进展。 2009年6月，原国家电监会、发展改革委、原国家能源局共同出台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。为全国启动电力用户与发电企业直接交易试点工作奠定了政策法规基础。 2010年10月，发展改革委、原国家电监会和原国家能源局联合下发关于辽宁抚顺铝厂与发电企业开展电力直接交易试点有关事项的批复，批复辽宁抚顺铝厂与华能伊敏电厂开展直接交易试行方案。,电力直接交易的产生与发展,大用户直购电推进阻碍重重：,大用户直购电在起步后的十年中一直充满争议，试点工作实际效果并不理想。争议点在于： 独立的输配
4、电价机制尚未形成。 电企最大客户往往是高耗能企业。 前者是体制改革问题，而后者被质疑与节能减排的大方向相悖。这些都导致大用户直购电难以发展。,电力直接交易的产生与发展,2013年大用户直购电政策密集出台，大用户直购电加速，成为新一轮电改的突破口 。 3月，全国人大通过国务院机构改革和职能转变方案，原国家能源局、电监会合并，重新组建新的国家能源局。 5月18日，国务院关于2013年深化经济体制改革重点工作的意见，其中明确提出“推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点”。 5月23日，国家能源局发布公告中称，取消电力用户向发电企业直接购电试点的行政审批，强调权力和责任同步下放，监管同步强化。 8月
5、，为避免下放行政审批以后造成的无序，国家能源局又下发了当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知。 10月，国家能源局、工信部发布关于规范电力用户与发电企业直接交易的通知。 多地重启大用户直购电工作并积极推进 ，其中就有安徽省。,电力直接交易的产生与发展,2009年3月份，安徽省大用户直供电试点启动。3月20日，在合肥市召开了由两家发电企业和20多家电力大用户的大用户直供电座谈会。 2010年3月份，国家正式批准国投宣城发电公司和铜陵有色金属集团成为安徽省首个直购电试点企业，首批电力交易量14亿千瓦时。5月份，三方正式签署了合作协议。 2010-2012年，国投宣城发电公司连续三年进行了
6、安徽省大用户直购电试点工作，试点工作成效显著。,省内电力直接交易的开展,2013年，省能源局等政府部门修订了安徽省电力用户与发电企业直接交易试点实施方案（试行），放宽了准入条件。并开展了铜陵有色金属集团控股有限公司与神皖能源有限责任公司电力直接交易试点工作。 2014年4月28日，安徽电力直接交易平台正式上线运行，这是国内首套正式投入运营的电力直接交易平台，实现了安徽电力用户直接交易由点对点交易向多买多卖的规范化、市场化方向转变。,省内电力直接交易的开展,2014年4月28日，安徽全省满足大用户直接交易准入条件的共有18家发电企业，铜陵有色、马钢股份等5家电力用户通过交易平台开展了直接交易。总
7、成交电量52亿千瓦时，其中双边交易46.6亿千瓦时，通过安徽省电力直接交易平台共成交电量5.4亿千瓦时。 2014年12月，省能源局、物价局及华东能监局发布安徽省电力用户与发电企业直接交易规则（皖能源电力2014188 号）文件，发电企业和电力用户条件进一步放宽，我公司具备了准入条件。,省内电力直接交易的开展,2015年省能源局核定直接交易电量189亿千瓦时。其中，双边交易电量161亿千瓦时，扣除相应的发电机组容量230万千瓦；集中交易电量28亿千瓦时。 电力用户78家，发电企业20家。 双边交易双方合同早前已经签订，现在正准备签三方合同。 集中交易近日将进行。,省内电力直接交易的开展,电力直
8、接交易的规则,电力用户准入条件： 1在供电公司独立开户，单独计量，用电电压等级35千伏及以上用户。 2符合产业结构调整指导目录等国家产业政策并且环保排放达标，单位能耗低于全省工业企业的平均水平，原则上安排高新技术企业、战略性新兴产业及能效标杆企业，不再安排一般性高耗能企业参与直接交易。 3. 高新技术企业须经省级及以上科技部门认定；战略性新兴产业主要指电子信息、节能环保、新材料、生物、新能源、高端装备制造、新能源汽车和公共安全等8个产业。,电力直接交易的规则,发电企业准入条件： 1符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证，单机容量30万千瓦及以上的公用火力发电企业，供电煤耗低于全国平均水平
9、。由国家统一分配电量的跨省（区）电力项目不参加电力直接交易。 2参与电力直接交易的发电机组必须按规定投运脱硫、脱硝、除尘等环保设施，环保设施运行在线监测系统正常运转，运行参数达标，符合省级及以上环保部门要求。,直接交易方式分为自由协商交易和集中撮合交易两种 。 自由协商交易：电力用户与发电企业双边通过自主协商达成交易意向，确定交易电量、交易价格、分月计划等购售电合同标的和有关条款。 集中撮合交易：电力用户与发电企业通过双向报价的方式在交易平台完成。,电力直接交易的规则,直购电交易价格： 参与直接交易的大用户购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。 直接交易价格由电力
10、用户与发电企业通过协商自主确定，非因法定事由，不受第三方干预。 输配电价实行两部制，由基本电价和电度电价构成。其中：基本电价按照国家目录电价标准收取，电度电价由电度输配电价、输配电损耗费组成。 政府性基金及附加按国家规定标准缴纳。 合同执行期间，如遇国家电价政策调整，电网输配电价和政府性基金及附加分别相应调整。 皖价商函201468号 ：线损 2，政府性基金及附加6 ，输配电价 13。,电力直接交易的规则,发电容量剔除：发电机组剔除容量=合同用户当年直购电量/合同用户的上一年用电利用小时数。参与高新技术企业、战略性新兴产业电力直接交易的发电机组可适当给予政策支持。 余缺电量：发生余缺电量时，购
11、电执行110%电价、上网执行90%电价，合同可在每年的9月底前协商调整上报省能源局备案，签补充协议。 安全校核：发电企业和电力用户每年在11月10日上报直接电量交易计划，安徽省电力公司在每年12月10日完成安全校核并反馈。 计量：原计量方式不变。 用电企业实际月度用电量与月度计划电量偏差在3%以内，视同无偏差。,电力直接交易的规则,交易结算方式：原方式不变或者电力用户与发电企业和电网企业分别进行结算。 结算原则为“月度结算，年度清算”。 电力用户购电费用 ：包括交易电量电费、电度输配电费、输配电损耗费、基本电费、政府性基金及附加。 交易电量电费直接交易电量直接交易电价 电度输配电费直接交易电量
12、电度输配电价 输配电损耗费直接交易电量1-输配电损耗率输配电损耗率直接交易电价 政府性基金及附加=直接交易电量政府性基金及附加标准 发电企业直接交易上网电费=直接交易电量(1-输配电损耗率)直接交易电价。,电力直接交易的规则,集中交易规则,一,二,三,四,双向报价,撮合,匹配,剩余电量,集中交易规则,一、发电企业和电力用户到省电力交易中心注册成为市场主体 二、省电力交易中心开展平台交易工作，提供结算依据和服务，披露和发布市场信息 三、省电力公司进行安全校核，调度和运行管理，合同报备 四、省电力交易中心对发电企业成交电量控制上限。 60万及以上：（装机容量/总装机容量）X集中交易电量X2 其他机
13、组：（装机容量/总装机容量）X集中交易电量,30万机组注册14台，容量458万,60万机组注册24台，容量1592万,安徽省电力用户与发电企业直接交易规则（皖能源电力2014188 号）文件中，第十七条 集中撮合交易 中规定：,实际执行情况：,匹配规则：低价机组与高价用户优先成交；报价相同时，按照装机容量与申报电量等比例分配，节能发电调度原则取消。 因不匹配而产生剩余电量，取消用户直购电交易资格。 规则改变体现了公平竞争，对用户进行了有效约束，对发电企业特别是30万机组比较有利。,省电力交易中心交易平台,双边交易流程 申报,集中交易流程 申报,集中交易流程 限额,交易通告范例一,交易通告范例二
14、,交易通告范例三,交易通告范例四,模拟结果,模拟结果分析说明,报价决定中标 发电企业报价越低，越有可能中标 电力用户报价越高，越有可能中标 电力用户没中标是因为报价过低 报价尽量差异化，否则会出现一个电力用户中多个发电企业，反之亦然，不利于合同签订。 发电企业申报量远远高于集中竞价电量，对发电企业很不公平，中标难度加大。,电力市场的未来,直购电是国家电改的突破口。 3月15日中共中央国务院印发了关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发20159号），简称9号文。 中发9号文件是顶层设计文件，与2002年国务院出台的电力体制改革方案相比，其更侧重于框架性的政策指导，对于具体如何执行和实施，尚需
15、细化的配套政策，新电改的细化配套文件，已出台6个， 预计共14个。,9号文总体思路,总体思路：“三放开、一独立、三强化”,9号文指出： “深化电力体制改革的重点和路径是：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。”,说明,管住中间：电网变成公用事业，不参加吃蛋糕。大用户直购电交易不涉及到
16、电网利益，易于操作。 放开两头：光靠大用户直购还不够，售电端必须放开。让售电业务竞争，新的售电机构参与进来。但不如大用户直购电好操作，后续文件还要考虑很多层面的东西。,说明,交易机构相对独立： 目前的情况下，在电网平台上交易更加具备可操作性。 过去建立的交易系统，都是电网在搭建，各项技术的专业化程度比较高。大家担心的问题是可以通过监管来规避掉的。 独立出来还要涉及到很多技术和管理层面的问题，同样也要监管。 独立平台和电网调度机构之间的信息反馈会变得复杂，方案之间会出现差异，势必要求交易中心不断地让供需双方修改方案，影响市场效率和供需双方的利益。 中国的电网结构、支撑电网安全的因素相对欧美来说，还不是很强，如果不及时与调度沟通，可能会出现一系列问题。,5、引导市场主体开展多方直接交易。有序探索对符合标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电量和价格，按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接洽谈合同，实现多方直接交易，短
