国家电力市场西北向华中送电竞价交易的基本情况2007年4月26日，受国家电网交易中心委托，西北电网交易中心从西北向华中年度交易电量中拿出4亿千瓦时，组织西北单位单机容量200WM及以上火电机组进行西北向华中送电竞价交易。参加交易会的单位有西北电网公司、甘肃电力公司、宁夏电力公司、青海电力公司、陕西电力公司、西北电网单机200WM及以上17家电厂（平凉、张掖、靖远二、靖远一、连城二、中宁二、石嘴山二厂、石嘴山一厂、马莲台、大坝、蒲城、宝二、秦岭二、户县二、韩城二、渭河二、大通等17家电厂）。一、市场背景2007年初，西北电网与华中电网达成协议，由西北电网向华中电网跨区送电28亿千瓦时，到网价0.265元/千瓦时。其中，西北电网公司拿出4亿千瓦时作为市场化交易电量，由区域电网公司主持竞价，区域内单机200MW及以上电厂进行直接报价竞购，另外24亿电量由区域电网公司与区域内省电力公司进行分割。二、目的与原则贯彻落实国家节能、环保、经济调度的要求，规范跨区电能交易，积极开拓区外市场，实现更大范围的资源优化配置；坚持以市场化为导向，按照平等自愿、公平协商、互利互惠的原则。三、组织流程1、信息发布：西北电网电力交易中心采用以会议形式发布跨区送电的市场需求信息，包括交易电量、送电时段、价格意向、电网约束条件、计量点、转运网损补偿率、电量安排原则、结算原则、报价要求和期限等。2、申报意向：发电企业填写并提交报价单，包括电量、电价及相关约束条件。3、完成交易出清：按照低价优先的原则，现场进行交易排序，根据交易总电量确定各售电方的成交电量。4、安全校核：经安全校核后形成正式竞价成交结果。5、签订合同：宣布竞价结果，售电方、购电方、输电方签订国家电力市场西北向华中送电交易合同。因客观原因不能完成跨区送电（如换流站故障），则按比例调整。四、竞价交易申报要求——单个发电企业所报电量不得超过总交易量；——电量价格信息分4段申报，每段最小电量不得少于2000万千瓦时，段间最小电价差1厘/千瓦时；——各厂应以变动成本为基础报价；申报价格必须符合最高、最低限价要求（限价要求在报价前通知:0.09-0.16元/千瓦时）；——售电方承担跨省网损，甘肃网损补偿率1.65、陕西网损补偿率1.43；——成交时，若多个售电主体报价相同时，按申报电量比例确定各售电主体的成交电量；——同一售电主体多段中标，结算时，对多段电价进行加权平均作为该厂结算价；五、出清价计算方法电厂结算价＝电厂报价＋价差×A价差＝售华中电价－跨区网损－发电企业报价区域电网公司输电费＝价差×B省电力公司输电费＝价差×C脱硫电厂结算价以“电厂报价 5厘/千瓦时”按上述公式计算。售华中电价按0.265元/千瓦时结算，跨区网损按5厘/千瓦时考虑；A、B、C分别为40、30、30。六、竞标结果序号单位报量报价中标量中标价结算价1甘肃平凉电厂3.40.090.63850.090.1582青海大通电厂3.40.090.63850.090.1583宁夏石嘴山二电厂3.40.090.63850.090.1584宁夏大坝电厂3.40.090.63850.090.1585甘肃靖远二电厂3.10.090.58220.090.1586甘肃连城二电厂3.00.090.56340.090.1586宁夏马莲台电厂1.60.090.30040.090.161本次竞标电量共计4.0亿千瓦时，最低限价0.09元/千瓦时，最高限价0.16元/千瓦时。中标单位7家，均以最低限价中标。以0.09元/千瓦时申购量为21.3亿千瓦时，中标比率18.78％。中标单位甘肃三家总量1.7841亿，占总竞标电量的44.6％；宁夏三家总量为1.5774亿，占总竞标电量39.44％；青海一家总量为0.6385亿，占总竞标电量的15.96％；陕西无一家电厂中标。国家电力市场西北向华中送电竞价交易的体会一、规则决定竞价结果本次竞价交易的结果连西北电力交易中心的人员也多少感到有点意外，但事实是西北电网公司成为本次西北向华中送电竞价交易的最大赢家，参与本次竞价交易的发电企业得到的更多感受是对未来竞价交易的担忧，无论你是否中标！难怪一位发电厂老总深有感触地说了一句让人能够理解的牢骚话：“所有的竞价交易，发电企业别指望能赢的什么。”西北电网公司既是本次交易的主体参与者，又是本次交易规则的主要制定者。有句广告词说得好“我定规则我就赢。”因此，作为竞价交易主体的发电企业，首先要亮的声音是：参与游戏的人仅仅应当是游戏规则参与者，电力交易规则制定的主导者应是电力市场监管部门。目前，各级电力市场的建设还仅仅处于萌芽阶段，相关的法规、政策还很不健全和完善。发电企业的积极参与不在于填写并提交报价单，更重要的是要更加积极主动地参与并影响政策和规则的制定，否则就会永远处于被动和弱势地位。二、供需决定竞价形势从中标电厂的申报情况看，基本都采取的是“低电价、多电量”的策略。如此策略，意料之中。原由有三：一是近年来西北电力市场出现了供大于求的局面，火力发电空间逐年缩小。如：甘肃火电机组平均利用小时2004年7499小时、2005年6346小时、2006年5886小时，预计2007年度甘肃火电机组平均利用小时将会继续下降。另外，国家遏制高耗能产业发展，对于西北地区工业用电需求影响极大，直接冲击火电发电空间。二是电煤涨价趋势明显，燃料成本增幅过快。如：甘肃地区受2006年10月31日靖远煤业公司发生矿难事故影响，导致统配煤就地大幅提价，市场煤与统配煤差价缩小，煤质大幅度下滑，本地区煤炭供应紧张局面加剧。同时，由于国家对电煤进行市场化政策导向的影响，煤炭企业与发电企业签订2007年度电煤合同时，采取“以量控价”策略，迫使发电企业就范，“电煤价格”将很快成为历史的“代名词”。三是部分发电企业电价不到位，部分省区两次煤电联动政策“打折扣”执行。综上所述，电量、电价、电煤及与电力企业相关政策因素是影响电力企业经营的四个主要因素，所有火力发电企业均把“三电”作为其经营工作的重中之重。火电企业既要与煤炭企业屡败屡战地大打“煤炭价格仗”，又要与政府部门如何默契地唱好“电价联动戏”，还要迫不得已互相玩起“电量争夺战”。“僧多粥少”的游戏，要么干站着看，要么没命的抢，“只因为量太少”。三、成本决定竞价优劣本次西北向华中送电竞价交易要求各厂应以变动成本为基础报价，申报价格必须符合最高、最低限价要求。火力发电企业变动成本中燃料成本占到95％左右，西北电网单机200WM及以上电厂的供电煤耗相差不大，所以说谁家的燃料成本（价格）低，谁家就有竞价优势，本次竞价申报和中标情况说明和证实了这一道理。西北地区，宁夏煤价最低，甘肃居中，陕西最高。因此就本次竞价交易结果来看，本次竞价交易规则中的最高限价要求没有任何实质性意义和作用。由于交易量少，有实力的发电厂不希望提高最低限价，西北电力交易中心采纳了这些电厂的意见。这就决定了大部分电厂与其说是参与，倒不如说是观摩。综上所述，规则的制定、供需的形势、成本的优劣是跨区送电市场化交易的几个主要因素。对发电企业来说，真正要总结和吸取的经验应当是从解决主要矛盾着手。规则的完善、供需的平衡、煤价的统一市场化虽然不会在短期内形成，但是只要发电企业清楚地认识到主要矛盾的所在，就一定会有所作为。如在“僧多粥少”的情况下，发电企业可否要求将电量与电价区段进行配比分配；又如，在售电价格确定的条件下，按售电价减去输配电价后确定最高限价，差价收益可否返还给电厂；再如，最低限价可否以单位成本为基础，中标价就是结算价等等。市场是残酷的，但成熟的市场不仅仅是竞争的残酷，如何来更好地体现出平等自愿、公平协商、互利互惠的原则，需要大家的智慧和诚信。