【正文】 勵機制。根據(jù)《華東公司“十五”計劃及2022年遠景規(guī)劃》， %%，燃氣發(fā)電和核電的比重將大大提高。如果將電價與排放績效掛鉤，以2022年華，火電廠SO 2排放績效每超過基礎(chǔ)值1g/kWh， /kWh，反之，2元/kWh。排污權(quán)交易在我國是一個新生事物，目前還缺乏配套措施和相關(guān)政策，為了使治理費用最小化以及電力市場健康、持續(xù)地發(fā)展，在構(gòu)筑華東電力市場時，應(yīng)該積極引進排污權(quán)交易?？冃Хǖ奶攸c是不承認已有數(shù)據(jù)，而是根據(jù)單位產(chǎn)量的排放系數(shù)結(jié)合發(fā)電量計算可排放量。如果這筆投資完全由華東的電力工業(yè)消化，無疑負擔(dān)較重；如果由全社會分擔(dān)，全區(qū)火電上網(wǎng)電價只會上 元/kWh （不含稅），所以對全區(qū)火電電價的影響很小。國家先對風(fēng)力資源進行勘察，了解風(fēng)場的年平均風(fēng)速，測算對不同風(fēng)資源區(qū)電價的標底，然后進行招標。以建設(shè)統(tǒng)一區(qū)域電力市場為目標，近期采用協(xié)調(diào)運作的兩級市場模式，制訂統(tǒng)一的競爭規(guī)則。 4. 建立電力供應(yīng)安全保障機制，包括建立以長期合同為主的市場模式、采用付容量費用的機制來吸引投資，要求電網(wǎng)公司（或今后的配電公司）承擔(dān)供電責(zé)任，并制定電力規(guī)劃引導(dǎo)投資等。從終端用戶電價收取系統(tǒng)效益附加費用，形成基金，用于扶持和促進需求側(cè)管理、可再生能源發(fā)展及普遍服務(wù)實施等項目，這些項目將使整個系統(tǒng)和社會受益。2. 輸電價近期實行成本加成管制方式，遠期實行基于業(yè)績的管制方式。5. 建立銷售電價與上網(wǎng)電價的聯(lián)動機制。總的來看，火電廠需要解決效率和公平競爭的問題，可再生能源發(fā)電需要解決的問題是保證市場，燃氣電站的問題和難點是提高競爭力、降低氣價。3. 在整個華東電力市場實行排污權(quán)交易。為了提高電網(wǎng)的積極性，因收購清潔能源而增加的購電成本應(yīng)該由電力最終用戶分攤，而不是由電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)單獨承擔(dān)。改革開放以來，全地區(qū)經(jīng)濟呈現(xiàn)快速、持續(xù)、健康的發(fā)展，“九五”%，比全國平均值高出3個百分點。人均用電量1467千瓦時，高于全國平均水平1150千瓦時。2022年全網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最高用負荷4231萬千瓦，年最大峰谷差1460萬千瓦。這種資源狀況決定了華東三省一市的電源結(jié)構(gòu)以火電為主，并依靠外區(qū)煤的大量輸入。目前華東三省一市已經(jīng)形成了連接三省一市的500kV主網(wǎng)架，同時以 2回177。目前全網(wǎng)行政村通電率達到100%。各省（市）電力公司：是國家電力公司的全資子公司，經(jīng)營管理省內(nèi)輸電、配電和售電業(yè)務(wù)，下設(shè)多個供電公司，各供電公司有其相應(yīng)的電力銷售專營區(qū)；直接擁有或控股、參股電廠，并直接經(jīng)營部分電廠。在國家電網(wǎng)公司下設(shè)立5個區(qū)域電網(wǎng)公司，其中包括華東電網(wǎng)公司，經(jīng)營范圍包括浙江、上海、江蘇、安徽和福建省。三省一市電力公司在華東公司的協(xié)調(diào)下，各自負責(zé)省內(nèi)220kV 及以下輸配電設(shè)備和電廠的調(diào)度（屬華東公司調(diào)度的除外）。目前采用CPS管理和考核方法，即將聯(lián)絡(luò)線的功率偏差和系統(tǒng)頻率偏差聯(lián)合起來進行考核，分析功率偏差對系統(tǒng)頻率的正負影響，制定相應(yīng)經(jīng)濟獎懲手段。大項目由國家計委審批，中小型項目由地方計委審批，技改項目由國家經(jīng)貿(mào)委審批。同時一些參加省電力公司統(tǒng)一核算的電廠沒有上網(wǎng)電價。目錄電價將用電種類分為城鎮(zhèn)居民生活用電、農(nóng)村居民生活用電、商業(yè)照明、其他照明、費工業(yè)、普通工業(yè)、大工業(yè)、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)、貧困縣農(nóng)業(yè)排灌等，各?。ㄊ校┑木唧w分類微有差別。以上電價均為含稅價格。（1） 統(tǒng)配電量統(tǒng)配電量主要指華東公司經(jīng)營的望亭電廠（江蘇省內(nèi)）、新安江水電廠和富春江水電廠（浙江省內(nèi)），華東公司代管的天荒坪電廠，以及華中公司通過葛上線（換流站位于上海市內(nèi)）輸送來的電量。（2） 代發(fā)電量競價代發(fā)電電量競價市場從1999年開始運行。華東公司購買的這部分電量仍然按照網(wǎng)統(tǒng)配電量的價格和分攤比例在三省一市間分攤。市場采用按月招標的方式進行，其賣方和買方均為三省一市電力公司，賣出電能參與投標，買入電能按照份額分攤，即各2億千瓦時電量。交易分為長期、中期、短期和實時雙邊交易等幾類。 2022年華東地區(qū)省間交易狀況 （買進為 “+”賣出為“”）華東公司直屬電廠 上海市 江蘇省 浙江省 安徽省 華中公司合計 544952 562707 2724 763245 573576 210148其中：統(tǒng)配 620221 411861 29414 387072 1872 245048計劃外 75119 150846 26690 376173 575448 34900注：計劃外交易電量中包括代發(fā)電競價的電量、省（市）競價電量和?。ㄊ校╇p邊交易。上海電力公司作為市場唯一的買方，負責(zé)購買各發(fā)電廠的電能后，按政府審批的價格賣給最終用戶；上海電力調(diào)度通信中心是上海電力公司的一個內(nèi)部機構(gòu)，負責(zé)電網(wǎng)調(diào)度；調(diào)度通信中心內(nèi)部設(shè)立競價上網(wǎng)運作中心（COC ），主要負責(zé)市場交易。非競價電廠總裝機容量在200萬千瓦左右。期貨電能交易是上海電力公司與競價電廠根據(jù)雙方簽訂的《年度期貨購電合同》進行的交易，其電價執(zhí)行國家審批價。交易中心按申報價格由低向高排序收購，最后成交的申報價格，即系統(tǒng)邊際價格為現(xiàn)貨成交價格，并按此電價進行現(xiàn)貨電量財務(wù)結(jié)算。對于超計劃發(fā)電量，依據(jù)發(fā)電廠的平均變。期貨電能：根據(jù)政府制定的預(yù)期目標電量和上海電網(wǎng)實際供需要求編制。合約電能交易是指上海電力公司與跨省電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)、非競價電廠按簽訂的《年度購電協(xié)議》和《短期購電協(xié)議》等進行的電能交易。目前電力市場只是發(fā)電側(cè)電力市場，用戶目前還不能直接參加市場交易，只能從上海電力公司購電（寶鋼所屬薄板廠例外）。競價電廠可以參加現(xiàn)貨電能交易，2022年有9個電廠裝機容量600萬千瓦左右（2022年10個電廠約720萬千瓦），其中閘北電廠暫不參加現(xiàn)貨電能交易。 市場結(jié)構(gòu)（1） 市場主體上海電力市場的市場主體包括上海電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)、上海電力生產(chǎn)企業(yè)和跨省電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)。按照實施細則規(guī)定，?。ㄊ校╅g交易電量和交易價格由交易雙方協(xié)商決定；通過網(wǎng)上交易時，長期（一年及以上）和中期（一年以內(nèi)，一個月及以上）交易公告應(yīng)包括總電量、分月電量以及分月96點典型負荷曲線；短期（一個月以內(nèi)，一天及以上）交易公告應(yīng)包括總電量、時段電量和交易的96點電力曲線。（4） ?。ㄊ校╅g雙邊交易省（市）間雙邊交易為三省一市之間自愿達成交易協(xié)議，需報華東公司進行安全校核并備案，以便納入各省送受電計劃。這是華東公司負責(zé)組織的強制性省間電量交易市場。2022年、2022年競價電量為7億千瓦時。天荒坪電廠由三省一市長期認購容量，并按相應(yīng)的比例購買發(fā)電量。 華東地區(qū)電力市場發(fā)展現(xiàn)狀 華東區(qū)域內(nèi)省間電力交易華東電網(wǎng)是我國最早形成的區(qū)域電網(wǎng)之一，區(qū)域內(nèi)省間電力電量交易起步較早。按照國家的產(chǎn)業(yè)政策，目錄電價中規(guī)定了對一些特殊工業(yè)給予了優(yōu)惠電價。?。ㄊ校╅g互供電價隨省（市）間電能交換的方式不同而不同，統(tǒng)配電量的價格由價格主管部門制訂，代發(fā)電量競價、?。ㄊ校└們r電量的價格由招標競爭產(chǎn)生，省（市）雙邊交易電量的價格買賣雙方協(xié)商確定。（4）電價管理目前在華東地區(qū)，電價主要由國家計委價格主管部門和地方物價局管理。行業(yè)規(guī)劃將指導(dǎo)全行業(yè)的發(fā)展。隨著新增發(fā)電廠容量規(guī)模的增大，地方小火電廠的關(guān)停，納入?。ㄊ校╇娏窘y(tǒng)一調(diào)度范圍的電廠的比例逐漸增大。（2）調(diào)度管理華東地區(qū)的調(diào)度管理模式按照我國調(diào)度管理條例規(guī)定，實行統(tǒng)一調(diào)度、分級管理。 2022年3月國務(wù)院出臺了電力體制改革方案，對電力工業(yè)實施市場化改革。至2022年底許多電廠已經(jīng)從電網(wǎng)獨立出來成立了獨立的發(fā)電公司，輸電網(wǎng)、配電網(wǎng)和售電業(yè)務(wù)還保持一體化經(jīng)營。各?。ㄊ校┚灾辽?回的500kV線路接入500kV主網(wǎng)架，省（市）內(nèi)也已形成了比較完整的220kV網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。 2022年華東三省一市發(fā)電狀況華東地區(qū)總計 上海市 江蘇省 浙江省 安徽省總發(fā)電裝機容量（萬千瓦時） 水電 火電 896核電 風(fēng)電 總發(fā)電量(億千瓦時） 水電 火電 核電 風(fēng)電 表 華東三省一市2022年電力技術(shù)經(jīng)濟指標上海 江蘇 浙江 安徽發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù) 5222 5380 4677 4484水電 1727 1377火電 5222 5380 5762 4674發(fā)電廠用電率（%）水電 火電 供電標準煤耗（克/千瓦時） 350 378 365 371線損率 同全國的基本形勢一樣，華東地區(qū)電網(wǎng)建設(shè)滯后于電源發(fā)展。由于華東三省一市一次能源資源相對貧乏，水電資源不多且已開發(fā)56%。2022年，%，%，%，居民生活%。 改革開放以來華東三省一市的用電需求一直保持高速增長，2022年和2022年%%。一、華東地區(qū)電力市場現(xiàn)狀 華東地區(qū)電力發(fā)展概況 華東地區(qū)電力發(fā)展簡況華東三省一市（上海市、江蘇省、浙江省、安徽?。┪挥谖覈鴸|部沿海地區(qū)，是我國較富裕地區(qū)之一，在國民經(jīng)濟中占有重要地位。 4. 可再生能源發(fā)電不參加競爭，電網(wǎng)應(yīng)全部收購可再生能源發(fā)電的電量。2. 用績效法分配總量。近期銷售電價聯(lián)動調(diào)整范圍可僅限于居民生活和農(nóng)業(yè)用電外的其他用戶。3. 輸電網(wǎng)接入系統(tǒng)服務(wù)單獨定價，制定接網(wǎng)價。7. 盡快建立華東區(qū)域電力市場監(jiān)管機構(gòu)，推進區(qū)域電力市場的建設(shè)，抓緊研究和制訂市場運行規(guī)則，培育和規(guī)范市場主體。建議建立需求側(cè)管理公益計劃基金，扶持和促進需求側(cè)響應(yīng)計劃的開展；研究并設(shè)計可行的需求側(cè)響應(yīng)計劃，將其納入政府推進需求側(cè)管理的工作中去，由政府起主導(dǎo)作用，電網(wǎng)公司和配電公司負責(zé)實施。3. 推進區(qū)域電力市場的外部環(huán)境建設(shè)。七、政策建議：為推進華東區(qū)域電力市場建設(shè)，進一步促進華東電力工業(yè)的可持續(xù)發(fā)展，本報告對華東區(qū)域電力市場的建設(shè)、電價管理和改革、促進可持續(xù)發(fā)展策略方面提出以下幾點建議：（一）有關(guān)區(qū)域電力市場建設(shè)的政策建議：1. 加快華東電力市場的建設(shè)進程，將華東地區(qū)作為區(qū)域電力市場試點，盡快研究具體實施方案。提高燃氣電站競爭力的主要途徑有：減少中間環(huán)節(jié)，對電廠采用輸氣主干網(wǎng)直供的方式，降低燃料價格；實施分時電價機制，提高天然氣電站的氣價承受能力。4. 環(huán)境治理投資及對電價的影響分析在實施排污權(quán)交易的情況下，假如華東地區(qū)的火電廠2022年SO 2排放量要在2022年排放水平上削減10%， 則華東地區(qū)大約有33%的燃煤火電機組需要安裝脫硫設(shè)備；如果假如華東地區(qū)的火電廠2022年SO 2排放量要在2022年排放水平上削減15%， 則大約有38%的機組需要安裝脫硫設(shè)備。分配總量有兩種方法：歷史法和績效法 1。實施排污權(quán)交易將使得社會總的治理成本最小化，安裝脫硫設(shè)備的火電廠的電價上漲幅度會小于沒有排污權(quán)交易情況下的上漲幅度。（四）促進火電廠脫硫1. 電價與排放績效掛鉤對于基于發(fā)電量進行買賣的競爭性電力市場而言，將電廠的上網(wǎng)電價與其發(fā)電量的排放績效直接掛鉤，使電價和環(huán)境貢獻聯(lián)系起來，將有利于激勵火電廠控制SO 2排放。該地區(qū)有豐富的海上風(fēng)電資源及較豐富的陸地風(fēng)能資源，具有很好的開發(fā)前景。六、促進可持續(xù)發(fā)展策略(一) 華東地區(qū)電力環(huán)境治理面臨巨大的壓力華東三省一市的火電廠2022年SO 2排放比1995年減少了35%，該地區(qū)2022年火電廠SO 2單位發(fā)電量排放量，即：,只有全國平均水平的一半左右，接近或超過發(fā)達國家的先進水平(2022年美國的火電廠SO 2排放績效約為4g/kWh)。華東電力監(jiān)管機構(gòu)的主要職能包括：培育公平競爭的電力市場；監(jiān)管競爭市場的運行，維護公平的市場秩序；許可證管理；監(jiān)督技術(shù)與服務(wù)質(zhì)量標準的執(zhí)行；監(jiān)管輸電企業(yè)的財務(wù)狀況，并提出輸電電價建議；組織制定電力發(fā)展規(guī)劃；監(jiān)督電力市場法律法規(guī)的執(zhí)行情況；監(jiān)督環(huán)保及可再生能源、節(jié)能政策的執(zhí)行；執(zhí)行國家電力監(jiān)管機構(gòu)授權(quán)的其他有關(guān)事宜；對省電力監(jiān)管機構(gòu)的管理。5. 對安徽而言，實行區(qū)域電力市場競價后無論競價力度如何，平均上網(wǎng)電價均低于2022年實際上網(wǎng)電價；按售電量和最高負荷比例分配500kV 輸電網(wǎng)費用時，輸電價高于2022年實際水平，其它情況均低于2022年實際水平；采用售電量和電網(wǎng)最高負荷比例分配500kV電網(wǎng)費用、競價力度為 10%和15%的情況下，銷售電價高于2022年實際水平，其它情況下銷售電價均低于2022年實際水平。但只有在500kV電網(wǎng)費用按銷售電量比例分配、競價力度為5% 和 15%的情況下，銷售電價低于2022年實際銷售電價。計算結(jié)果表明：1. 隨著競價力度的增加，全電網(wǎng)的銷售電價水平提高。（二）輸電價輸電價的測算目的是分析各種成本分攤方法對三省一市輸電價水平的影響。在以報價進行結(jié)算的情況下，加大省市間電量交換，各省市競價電廠加權(quán)平均上網(wǎng)電價均將有所降低；若以清算價格結(jié)算，江蘇省競價電廠的加權(quán)平均電價將有所提高，其它兩省一市競價電廠加權(quán)平均上網(wǎng)電價均將有所降低。2. 模擬計算模擬計算是以華東三省一市為分析對象，假定2022年實施了華東區(qū)域電力市場近期推薦市場模式，模擬計算將得到可能的省市間電力交換力度，并同2001年的實際相比較；同時分析加大省市間交換力度后，相應(yīng)競價機組平均上網(wǎng)電價的變化趨勢。從2022年統(tǒng)調(diào)機組利用小時來看，浙江最高，上海次之，江蘇第三，安徽省最低。定價方法。價格體系仍為接網(wǎng)價和輸電價。接網(wǎng)價直接根據(jù)每個用戶的接網(wǎng)資產(chǎn)使用情況分別確定；輸電價以郵票法為基礎(chǔ)，分別計算500kV共用電網(wǎng)的統(tǒng)一輸電價和各省市 220kV共用輸電網(wǎng)的輸電價。計價形式。價格體系及價區(qū)。（二）近期市場模式的輸電價管制方式。二是利用共用輸電網(wǎng)為發(fā)電廠和220kV網(wǎng)提供電力輸送服務(wù)。同時，根據(jù)電力體制改革安排，在“廠網(wǎng)分開”后，也