（三）自备电厂电能交易情况
在电力供应紧张时期，一些大型用电企业为了保证自身安全稳定用电，建设了以自用为主的自备电厂。近年来，随着用户终端电价的不断攀升，一些用电企业为降低电费成本而积极建设自备电厂，还有一些企业因供热、供汽需要或为了实现资源综合利用而建设自备电厂。自备电厂电量计划主要遵循“自发自用”的基本原则，与主网交换电量主要用于事故支援和紧急备用。
截至2009年底，全国范围内直调自备电厂共计101家[28]，发电量合计1530.4亿千瓦时，其中上网电量129.6亿千瓦时，占其总发电量的8.5%，电网企业收取自备电厂系统备用费共计14.72亿元。
（四）可再生能源交易情况
《
可再生能源法》（中华人民共和国主席令第33号）以及《
电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会令第25号）等配套规章实施以来，风电、生物质能等可再生能源发电建设步伐逐年加快，风电装机容量2008、2009年连续两年实现翻番。电网企业在可再生能源发电接入工程建设、并网安全运行保障、电量优先调度、电价和附加政策执行、电费全额结算以及信息披露、合同（协议）签订等方面工作有较大提高，促进了可再生能源产业的发展。
专栏：可再生能源的全额收购得到有效保障
（一）针对2009年来水偏枯，南方电网各级调度机构通过灵活调整水电调度计划，合理开展水火电协调调度，积极实施梯级水电优化调度，在保证电网安全稳定运行的前提下，最大限度收购可再生能源电量，全年直调水电发电量1359亿kWh，共吸纳富余水电33.98亿kWh，相当于节约标煤107万吨。全年未出现因调度原因弃水情况。
（二）广西电网克服区内外用电市场疲软的困难，千方百计吸纳网内水电电量，采取了水火电联合优化调度、增供促销、增加外送等有效措施，全网基本实现“零”弃水调峰损失，保证了水电的全额消纳。
（三）为寻求解决云南部分地区汛期富余水电的出路，昆明电监办进行了积极研究，多方征求意见，并于2009年8月在云南省德宏州直调范围内启动了德宏州汛期富余水电撮合交易工作。撮合交易工作是以供需双方直接参与竞价交易为目标，通过价格杠杆调节供需矛盾，促进水能资源利用和经济发展。为稳步推进此项工作，此次撮合交易仅在发电侧拿出小部分电量实施了竞价上网。参与撮合交易的19家发电企业顾大局、识大体，为探寻汛期富余水电出路工作提供了积极支持。
（四）受电力消费需求增速出现较大幅度下降影响，华中区域水电的消纳遇到很大困难，在几次大的降雨中，区域内的水电厂出现了一定程度的弃水。针对这一情况，华中电监局着手研究区域水电弃水电量应急交易机制，在广泛听取地方政府、电力企业意见的基础上，出台了《华中区域水电减弃增发应急交易暂行办法》（华中电监市场[2010]61号）。该办法出台以来，华中区域六省（市）共消纳富余水电25.6亿千瓦时，全网基本没有发生弃水损失电量，水能得到了最大限度的利用。
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（五）电网企业暂保留、拥有或新建电厂情况[29]
按照2002年国务院发布的《电力体制改革方案》（国发[2002]5号），厂网分开后电网企业可以拥有少数应急、调峰电厂。在电网实际运行中，该部分电厂在应急、调峰等方面确实发挥了重要作用。其中水电厂采取以水定电、按需调用的原则，电网企业保留火电厂多执行地方政府制定的发电计划。另外，厂网分开后电网企业通过新建方式也拥有了部分发电资产。
专栏：目前电网企业暂时保留的调峰、调频电厂情况
Ø 国家电网公司下属各区域、省（区）电网保留的部分调峰、调频、应急水电厂共计1496.6万千瓦，其中东北区域429万千瓦，华北区域297万千瓦，西北区域215万千瓦，华东区域183.5万千瓦，华中区域372.1万千瓦。
Ø 南方电网公司拥有天生桥二级水力发电有限公司、鲁布革水力发电厂、广州抽水蓄能电站、惠州抽水蓄能电站等总装机为462万千瓦的调峰、调频、应急水电厂。
Ø 国家电网公司下属的国网能源开发有限公司拥有秦皇岛、上海闸北、天津大港、四川云潭、神头二厂、重庆发电厂、河南焦作电厂等总装机为518.4万千瓦的火力发电厂。
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专栏：目前电网企业拥有或新建电厂情况
Ø 国家电网公司所属的鲁能集团拥有河曲电厂、王曲电厂等总装机722万千瓦的火电厂。
Ø 国家电网公司所属的国能生物发电集团有限公司拥有山东单县生物发电有限公司等生物质发电厂，总装机容量32.4万千瓦。
Ø 国家电网公司所属的国网新源控股有限公司拥有山西西龙池、河北张河湾、山东泰山等总装机为1140万千瓦的抽水蓄能电站。
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第三节 竞争性电能交易情况
一、电力用户与发电企业直接交易情况
为加快推进大用户直接交易试点工作，电力监管机构积极做好准备工作，努力协调各方面利益，直接交易试点工作取得了重要进展。
专栏：电监会积极推动大用户直接交易试点工作
（一）开展实地调研，认真组织业务培训。华中、华北、南方、四川、福建等派出机构及时组织开展了对当地电力企业和部分大用户的培训。在电力监管机构的推动下，华能、大唐、华电、国电和中电投集团公司等发电企业也组织开展了本集团内部的培训，中铝集团公司组织了本集团下属企业的培训。
（二）主动协调各地形成上报方案。截至2009年底，全国已有辽宁、山东、山西、甘肃、安徽、福建、湖北、贵州、江苏、浙江、四川11个省份正式上报了试点方案，广西、重庆、陕西等多个省市已经或正在拟订初步方案。2009年11月发改委已正式批复了福建和甘肃省直接交易试点输配电价。
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2009年下半年，电监会、发改委、能源局正式批复了辽宁抚顺铝厂和安徽铜陵有色集团公司与发电企业开展的直接交易试点方案。
专栏：两个批复试点方案的主要内容
（一）2009年10月12日，电监会、发改委、能源局正式印发了《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》（发改价格[2009]2550号）。按照批复方案，抚顺铝厂与华能伊敏电厂直接交易价格由双方协商确定，输配电价标准为：东北电网公司输电价格17元/千千瓦时；辽宁省电力公司基本电价执行现行销售电价表中的大工业基本电价标准，电量电价为100元/千千瓦时（含线损，不含政府性基金）。
（二）2009年12月25日，电监会、发改委、能源局对安徽省上报的开展电力直接交易试点和直接交易试点电网输配电价的请示文件进行了批复，正式印发了《关于安徽省开展电力直接交易试点的通知》（电监市场[2009]55号）。一是同意铜陵有色与国投宣城发电公司开展直接交易试点；二是直接交易试点的输配电价标准为：基本电价执行大工业用电基本电价标准；电量电价为150元/千千瓦时，其中，110千伏用户为129元/千千瓦时，220千伏用户为109元/千千瓦时；三是有关各方应按照直接交易的示范文本签订直接交易购售电合同和直接交易输配电服务合同，并报政府和电力监管机构备案。
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二、跨省区（含跨境）电能交易情况
2009年，全国5312亿千瓦时的跨省（区）电能交易中，具有一定市场化特征的交易电量已经达到了859.7亿千瓦时，其中交易电价和交易电量均按照市场机制形成的电量有130.6亿千瓦时。
表2-3-1 跨省（区）交易[30]中计划与市场交易的基本情况
类别
| 电量
| 合计电量
| 电价电量形成方式
|
计
划
形
成
的
交
易
| 国家指令性分配电量或审批核准的交易
| 东北所有跨区跨省交易，西北李家峡核价内送出交易。葛洲坝送华中四省和华东、四川送重庆交易和二滩送重庆交易，川电东送，三峡外送、皖电东送等。
| 3129.76
| 国家或地方政府确定交易电价或交易电量
|
地方政府主导交易
| 南方区域西电东送
| 1156.3
|
电网企业计划形成的交易
| 华北南送华中，安徽送出[31]（非皖电东送部分），
| 133.58
| 电网企业确定外送电价、电量
|
具
有
市
场
化
特
征
的
交
易
| 部
分
市
场
化
交
易
| 西北区域李家峡核价外的所有跨区跨省。华中除水电应急交易和国家指令性分配计划外的所有电量。华东除月度竞价、皖电东送、安徽送出外的交易。华北除特高压、点对网受入、蒙电东送外的所有电量。
| 729.13
| 网网之间交易电量电价，由国网下达计划确定或网网之间协商。电量通过组织电厂竞价、挂牌、统购包销等方式形成
|
市
场
化
交
易
| 华东月度竞价，华中水电应急交易，云南水电送广东超西电东送计划部分。
| 130.6
| 电网和电厂之间双边协商，电网、电厂通过区域平台竞争或双边协商。
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（一）各区域跨省（区）电能交易的主要特色
各区域结合本地实情，积极探索跨省（区）电能交易的市场化实现方式，利用大区交易平台开展竞价交易、弃水电量交易等，竞争方式灵活多样、各具特色。
专栏：竞争性跨省（区）交易的主要特色
华东：华东电监局组织制订了《华东电力市场跨省集中竞价交易规则（试行）》，在区域平台上开展月度跨省集中竞价交易，由发电企业和外省（市）电网公司直接参与双向竞价，打破了省间壁垒的约束，突破了以往发电企业只能通过本省电网企业独家代理向外省卖电的格局，发电企业真正拥有了和购电省电网公司直接议价的权利，增加了市场交易的透明度。基于公开透明的信息和规范的操作程序，电力监管机构和所有市场主体都可以对华东跨省集中竞价交易进行监督，实现从提交交易意愿、市场交易出清到交易结果执行的全过程监管。2009年6月份，华东跨省集中竞价交易正式启动，发电企业和电网公司在区域平台上双向报价，成交价格取购售中间价。
南方：南方电监局研究制订了《南方区域跨省（区）水电临时交易方案（试行）》，利用区域电能交易平台，采用“按月报价、按日报量”两步式竞价方式，在丰水期开展水电区域竞争性跨省（区）交易。第一步由售电省区直调水电厂按月向所在省区电网公司登报交易电价，按日申报交易电量；第二步是在南方区域电力交易平台上，购电方电网公司按日申报本省可购的交易电量。自2009年8月起，由广东省电网公司通过区域平台购买西部省区的水电，当年累计成交水电临时交易电量0.71亿千瓦时，促进了汛期低谷时段南方区域各省（区）无法消纳的曲线外水电电能的利用。
华中：2009年5月，华中区域建立区域水电弃水电量应急交易机制，2010年，华中电监局组织修订并印发了《华中电网水电减弃增发应急交易办法》（华中电监市场[2010]61号），努力搭建区域电力交易平台，由水电企业和各省公司双边协商为主，协商不成分摊。该交易机制有效保障了区域水电的全额收购。
西北：西北电监局制订印发了《西北区域电力市场交易管理暂行办法》（西电监办[2009]94号），对包括跨区跨省交易在内的市场交易的组织方式、实施程序、信息披露等工作进行规定。目前各电网企业组织的挂牌或竞价交易开展前，必须经电力监管机构对交易的组织形式、费用收取等情况进行审查，核准后方能实施，极大促进了交易的规范、有序开展。2009年，西北跨区送华中的部分电量在区域平台以竞价方式开展，按照发电企业中标价格进行结算，电网企业收取固定的输电费，中标价格扣除输电费后与华中电网公司购电价的价差以备用补偿方式全额返还给发电企业，返还机制采用备用电量补偿机制，备用电量为竞价电量的一至五倍，具体倍数由工作人员随机抽取，该规则在受端价格锁定的情况下有效提高了发电企业结算价格，调动了发电企业参与跨区交易的积极性。
东北：东北送华北电量过去一直沿用在全东北区域20万及以上机组中按容量比例进行分配的模式。2009年底，东北尝试利用区域平台实行东北送华北电量市场化，东北电监局于12月7日印发《东北送华北电量交易暂行办法》，初期采用锁定华北电网公司购电价格，东北区域内发电企业单边挂牌竞量的交易方式实现东北送华北电量市场化。
华北：华北电监局制订印发了《京津唐电网委托外送电交易办法》（华北电监市场[2010]3号），目前正研究制订《华北电网跨省电能交易规则》，以在更大范围内进一步优化资源配置
|
（二）电力企业参与跨区跨省电能交易情况
除国家审批（核准）的跨区跨省送电发电企业外，各省（区）发电企业参与跨区跨省电能交易情况如附表6所示，各省（区）电网企业参与跨区跨省电能交易情况如附表7所示。
跨省跨区部分联络线输送功率，实际平均输送容量、线路利用率、实际输送电量等情况如下表所示。
表2-3-2 部分联络线输送功率情况表
单位：万千瓦时、亿千瓦时
线路名称
| 电压等级
| 线路回数
| 设计最大输送容量
| 实际最大输送容量
| 实际平均输送容量
| 实际输送电量
|
华北-华中特高压交流
| 1000kV
| 单回
| 400
| 220/180[32]
| 108
| 88.63
|
华中-南方
| ±500kV
| 双回
| 300
| 300
| 180
| 150.33
|
单回
| 150
| 150
| 90
| 75.165
|
河南-湖北断面四回联络线
| 500kV
| 四回
| 400
| 269.0
| 109.5
| 106.97
|
单回
| 100
| 67.25
| 27.375
| 26.74
|
内蒙-京津唐四回外送线路
| 500kV
| 四回
| 400
| 390
| 284.4
| 250.33
|
单回
| 100
| 97.5
| 71.1
| 62.58
|
京津唐-山东四回联络线
| 500kV
| 四回
| 400
| 150
| 109.4
| 75.03
|
单回
| 100
| 37.5
| 27.35
| 18.76
|
陕西-甘肃断面西桃线
| 330kV
| 单回
| 60
| 26.3
| 7.62
| 6.48
|
部分联络线物理交换电量和合同交易电量存在较大差额，如华中区域跨省联络线物理交换量453亿千瓦时，但交易量达到528亿千瓦时，较物理量多出14.3％；华东区域跨省联络线物理交换量656亿千瓦时，交易量达913亿千瓦时，较物理量多出39.2％。
专栏：我国部分跨省（区）电能交易[33]的结算量与实际发生的物理量示意图[34]
全国各大区电网间联络线潮流和大区间交易电量、各区域内省间联络线潮流和跨省交易电量如下列示意图所示（图中数字单位：亿千瓦时，（）前数据为联络线物理潮流，（）中数据为交易电量）。
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（三）跨省（区）交易输电价格情况
目前多数跨省（区）的输电价格未经国家核准。国家目前明确核定跨省（区）输电价格的主要是东北-华北联网工程、三峡输电工程、川电东送、阳城送出工程和神木送出工程以及南方区域“西电东送”通道等，其他的是按照电网公司内部核定价格或者由电网公司之间协商价格
[35]执行。
专栏：部分跨省（区）交易实际执行的输电价格和输电网损
大部分省电网公司的送出输电价格和输电网损补偿由电网公司单方确定，个别送出省收取的平均输电价格超过100元/千千瓦时，个别送出省收取的输电网损补偿率超过3%。
（一）山西送湖北、江西、重庆交易中，华北电网公司售国家电网公司收取输电价3元/千千瓦时，国网公司售华中电网公司收取输电价及网损补偿30.73元/千千瓦时，华中电网公司售湖北、江西、重庆公司收取输电价为12元/千千瓦时。最终从山西到湖北，特高压的输电价格为76.13元/千千瓦时（含容量输电价30.4元/千千瓦时[36]）。
（二）福建省电力公司送出输电价格101.8元/千千瓦时，占本省外送电平均上网电价的31.51％。黑龙江省电力公司与发电企业结算外送电量100.98亿千瓦时，实际送出电量97.14亿千瓦时，黑龙江省电力公司收取的输电网损补偿率为3.8％。
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（四）跨省（区）电能交易取得的主要成效
一是缓解了局部地区时段性的缺电局面。电力调度交易机构发挥联网作用，在部分网省出现时段性、地区性缺电的情况下，通过月度竞价交易、调度台临时交易和紧急支援等灵活多样的交易方式，缓解了相关地区的电力紧张状况。
专栏：部分跨省（区）电能交易缓解了局部地区时段性缺电的局面
Ø 华东月度余缺竞价交易电量17.3亿千瓦时，缓解了华东地区时段性、地区性缺电局面；
Ø 河北南部在农业灌溉期间出现时段性缺电，京津唐电网通过跨省交易，向河北送电7.49亿千瓦时，保障了农业生产用电需求；
Ø 华中区域调度台达成交易8.8亿千瓦时，保证了迎峰度夏期间华中区域没有拉闸限电。
Ø 西北电网通过跨省交易向青海送电2.63亿千瓦时，满足了黄河凌汛期青海电网的用电需求。
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