案例目录,直购电吉林试点 一次“电力直供”的冒险 英格兰和威尔士电力改革 浙江电力短缺出现双轨电价 加州电力市场之一 加州电力市场之二 二滩水电站为何陷入困境 电力市场交易 电信重复投资导致2/3资源浪费,有5个市场成员，分别是2个购电商、2个售电商和一个交易中心 发电区域和负荷区域之间通过一条输电极限为500MW的输电线路相连,电力市场交易,现货（日提前）市场报价和清算价格的确定,用电市场成员A的报价：,现货（日提前）市场报价和清算价格的确定,用电市场成员B的报价：,现货（日提前）市场报价和清算价格的确定,合成的负荷（需求）曲线：,现货（日提前）市场报价和清算价格的确定,用电市场成员C的报价：,现货（日提前）市场报价和清算价格的确定,用电市场成员D的报价：,现货（日提前）市场报价和清算价格的确定,合成的供给曲线：,市场电价和电量的确定,市场清算价格为：$25/MWh; 市场清算价格对应的电量为：875MWh,无约束发电计划,600MW的传输功率超过了传输线路的输送容量，造成了阻塞； 因此，需要由交易中心调整报价来消除阻塞阻塞调整市场报价,成员C 100MW 减 $24.90 成员D 100MW 减 $24.90 增 $26.00 成员A 50MW 减 $25.10 增 $24.00 成员B 50MW 减 $25.20 增 $24.00,为消除阻塞，通过调整报价得到调整结果如下： 成员C 减 100MW at $24.90 成员A 减 50MW at $25.10 成员B 减 50MW at $25.20 成员D 保持不变,现货竞价和阻塞调整竞价之后的发电计划(DA+ADJ),负荷： 成员A: 400MW 50MW = 350MW 成员B: 475MW 50MW = 425MW 总负荷 = 775MW 出力： 成员C: 600MW 100MW = 500MW 成员D: 275MW 总出力 = 775MW,区域电价,区域1：$24.90 （这是成员C的减报价） 区域2；$25.20 （这是成员B的增报价） 区域电价是由能达到消除阻塞目的的最高增报价和最低减报的。
在整个现货市场中，各区域都采用新调整的区域电价,小时提前市场报价,现货报价、调整报价和小时前报价之后的发电 (DA+ADJ+HA),负荷：125MW 成员A: 400MW 50MW + 50MW = 400MW 成员B: 475MW 50MW + 75MW = 500MW 总负荷 = 900MW 出力： 成员C: 600MW 100MW = 500MW 成员D: 275MW + 125MW = 400MW 总出力 = 900MW,补充报价,在实时运行时，出现频率过高需要减少15兆瓦才能平衡 假定 补充报价与调整报价相同 成员D 买入 15兆瓦,实时不平衡市场,负荷侧： 成员A: 总发电量=400（DA）-50（ADJ）+50（HA） =400MW 实际测量值=375MW 不平衡量 =25MW 成员B: 总发电量=475（DA）-50（ADJ）+75（HA） =500MW 实际测量值=510MW 不平衡量 =15MW 负荷掉下25-10=15MW.,实时不平衡市场,为了稳定频率： 发电侧： 成员C: 总发电量 =600（DA）-100（ADJ）=500MW 实际测量值=500MW 不平衡量 =0 MW,实时不平衡市场,成员D: 总发电量 =275（DA）+125（HA）-15(RT) =385MW 实际测量值=385MW 不平衡量 =0 MW 在 实时交易中 购买 15MW以消除频率上升。
结算系统,成员A: 经过若干天以后 日提前合同 买入 400兆瓦 价格 $25.20 阻塞合同 售出 50 兆瓦 价格 $25.20 小时提前合同 买入 50 兆瓦 价格 $25.50 实时合同 售出 25 兆瓦 价格 $24.90 总付款：400*25.2-50*25.2+50*25.2-25*24.9=9472.5元, 总购电量：400-50+50-25=375MWh 平均价格：9472.5/375= $ 25.26/MWh.,结算系统,成员B: 经过若干天以后 日提前合同 买入 475兆瓦 价格 $25.20 阻塞合同 售出 50 兆瓦 价格 $25.20 小时提前合同 买入 75 兆瓦 价格 $25.50 许多天以后 实时合同 买入 10 兆瓦 价格 $24.90 支付平均价格为$25.24 购买510MWH.,结算系统,成员C: 经过若干天以后 日提前合同 售出 600兆瓦 价格 $24.90 阻塞合同 买入 100 兆瓦 价格 $24.90 售出 500 MWH 平均价格为$24.9.,结算系统,成员D: 经过若干天以后 日提前合同 售出 275兆瓦 价格 $25.20 小时提前合同 售出 125 兆瓦 价格 $25.50 许多天以后 实时合同 买入 15 兆瓦 价格 $24.90 售出 375 MWH 获得平均价格为$25.31,结算系统,整个市场： 日提前 阻塞 小时提前 实时 测量 电价 成员A 400(买) 50(卖) 50(买) 25(卖) 375 $25.26 成员B 475(买) 50(卖) 75(买) 10(买) 510 $25.24 成员C 600(卖) 100(买) 0 0 500 $24.9 成员D 275(卖) 0 125(卖) 15(买) 385 $25.31,直购电吉林试点,2004年10月18日一大早，吉林省吉林市经贸委电力处张姓处长再次来到吉林炭素公司和吉林龙华热电公司。
此行的目的，是协调各方利益，推进与这两家企业相关的直购电试点方案尽快实施 事情起因于1个月前2004年9月21日，国家电监会副主席史玉波与国家发改委的有关人士一起来到吉林市，召开了吉林省大用户直购电试点方案审查会这次会议审查并原则通过了吉林炭素有限责任公司（简称：吉炭公司）向吉林龙华热电股份有限公司直接购电试点的实施方案 吉炭公司是全球第四大炭素产品制造商，近几年来，却一直为电价上涨和电费增长所困扰据吉炭公司的人士介绍，2000年以来，电价上涨幅度为17，这使集团公司每年减利4100万元，2003年亏损达到4677万元 “若是把电费的高额增长减去，吉炭集团正好可以大致保持盈亏平衡吉炭公司动力处的一位人士说吉炭公司的这种困境正好成为试点的理由：如果用电大户直接从国有统配电厂买电，则可以免去电网中间环节，大大降低电力成本，所以受到电监会和发改委的垂青 隶属于国电集团的吉林龙华热电公司距离吉炭公司只有5公里左右，成为电监会选择试点的发电企业 至此，吉炭和龙华热电成为政府认可的直购电试点首吃螃蟹者此试点方案一旦成功，将引起中国电网改革风暴国家发改委能源研究所副所长韩文科认为，直购电试点旨在打破电网垄断。
为4分钱而战,试点方案中比较难的一点是确定出厂电价和过网费，因为国家此前并没有具体的计算办法 根据国家电监会、国家发改委联合印发的电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法（电监输电200217号，简称：17号文件），对于输配电价的确定，应该按照国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知（国办发200362号）的要求，由政府价格主管部门按“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的原则制定近期暂按交易所在电网对应电压等级的大工业用电价格扣除平均购电价格的原则测算，报国务院价格主管部门批准后执行具体到此次试点中的输配电价，吉碳公司和电厂、电网目前仍然存在分歧而且，结算方式也是几方争论的问题：电网希望统一收取过网费和发电厂的费用；但是，发电企业和吉炭公司则更希望直接交易，甩掉作为“二传手”的电网 吉林市政府一位相关官员透露了此次直购电试点中的一种电价方案：吉林龙华热电厂出厂电价是0.25元千瓦时；吉林供电公司过网费则只收0.139元千瓦时，两项相加的价格是0.389元千瓦时而以往电网公司按照惯例向用电企业收取的线损网损等费用将会取消此价格再加上农网还贷基金和三峡建设基金等附加，试点开始后，吉炭公司的最终用电电价可能会达到0.41元左右。
目前，吉炭公司大工业企业的平均电价为0.45元千瓦时左右 也就是说，直购电试点开始后，吉炭集团每千瓦时的电价有望降低0.04元左右今年吉炭集团用电量将超过4.7亿千瓦时，若明年的需求还是如此，则吉炭集团便可以毫不费力地降低近2000万元的生产成本这意味着这家至今仍挣扎在赢亏线上的企业，明年的日子好过多了尽管取得了4分钱的巨大收益，吉炭公司还是认为，试点方案中电网公司收取0.139元千瓦时的过网费，有些多了吉林供电公司的一位中层对记者说，这个过网费，是按照东北电力区域市场改革文件中的规定计算出来的 但是吉林市经贸委的一位官员称，吉林供电公司很希望向电厂征收一部分费用来弥补损失但具体是什么费用，他没有透露 因为这种纠葛难以理清，三方至今仍未签署协议惟有打破垄断,试点方案中，唯一的受损者无疑是电网公司吉炭公司的电力一直由吉林供电公司（电网）供应，但奇怪的是，吉林供电公司却没有受到会议邀请 “怎么说也应该请我们旁听吧吉林供电公司的一位中层对此事有些不满，“如果我们有不同意见，就算是不被采纳，意见被保留也是可以的但是实际上，我们根本不知道那天有个牵涉我们利益的会议在离我们不到4公里的西关宾馆举行。
也没有收到有关的会议纪要对于电网来说，这项改革的确是命运相系目前，吉林市年总用电量为83亿千瓦时，其中吉炭公司占到了其中的5.6，是真正的大户而令当地电网公司担心的另外一点是，吉炭公司完全可以甩开当地电网自行建设供电线路 实际上，若不利用当地电网，改由自己建设线路，直接从电厂获得0.25元千瓦时的出厂电价，则吉炭每年可以节省8000万的电力成本吉炭的如意算盘是这样打的：即使按照每公里1000万元的最高造价，吉炭公司距离龙华热电公司不到五公里的直线距离，建设一条6.6千伏铁塔架线的送电线路，吉炭公司需要投入的资金最多需要5000万，一年内成本即可收回，并还可以余下3000万元，吉炭集团也有望一举扭亏 但是在吉林市电网路径已经规划好后，再另辟一条线路，需要经过繁杂的报批等手续而且，由于发电企业没有供电专营权，若是自行建设供电线路，按照17号文的规定，其线路仍需要委托当地国有电网公司调度运行所以，电监会等部门的意见，还是希望吉炭公司利用现有的国有电网线路，这样可以保证供电线路的安全运行按照吉炭集团的观点，如果自己花钱架线购电，则还存在着另一层的风险：现在是试点，试点若不成功，国家政策会否有变；若是龙华热电提高电价，自己又没有决定电厂电价的能力，自行架线岂不最终受制于人了？ 这显然也是电网公司最不愿意看到的。
在电网公司先期投入巨大的背景下，用电企业自行架线无疑闲置了国有电网资产而电网公司面临的更现实的危机是，直购电将大大减少其收入与吉炭一墙之隔的吉林市铁合金公司的用电量约为10亿千瓦，比吉炭公司还要高一倍多，据该公司一位人士介绍，他们也期待着能够采取直购电的方式降低电价 吉炭公司加上铁合金公司，两家企业共占吉林市总用电量的18吉林供电公司宣传处处长介绍，吉林供电公司最要紧的是提高企业效益但是如果两家企业都采取了直购电，显然当地电网企业的收益会受损许多选择吉林的理由,吉林省经贸委一位官员指出，选择吉林进行首先试点是有原因的东北电力区域市场是中国第一个区域电力市场改革的试点；而作为老工业基地，东北很多的大型工业企业由于电价的增长，。