四、近期电力市场模式下电价水平分析
电力水平测算的基本思路
电价水平模拟分析的主要目的是根据华东区域电力市场的近期推荐方案，分析建立华东区域电力市场和输电价形成机制对华东电网及三省一市的上网电价、输配电价及销售电价的影响，为区域电力市场模式和输电价设计方案的选择提供参考依据。电价水平测算的基本思路是：
首先，以华东电网2001年实际情况为基础，采用华东区域电力市场近期方案，测算参与竞价电网的上网电价。
其次，根据华东区域电力市场输电价设计方案，以2001年华东三省一市电网从实际输配电价为基础，测算分析三省一市输电价。
最后，分析建立区域电力市场及实施输电价，对华东电网及三省一市销售电价的影响进行分析。
上网电价模拟计算及分析
华东电网概况
电源状况
2001年年末华东电网6000千瓦及以上装机容量如表所示。装机总容量为5620万千瓦，其中统调装机4983万千瓦，占约89％。
表：华东电网2001 年年末发电设备容量
（按电网分组，6000千瓦及以上）
2001年华东电网6000千瓦及以上装机发电量如表5－2所示。发电量合计为2765亿千瓦时，其中统调机组发电量为2464亿千瓦时，约占89％。
表：华东电网2001年发电量
（按电网分组，6000千瓦及以上）
从表和表可以看出，华东电网中统调发电机组占据了绝大部分电力市场。考虑区外来电，华东电网中非统调机组所占的市场份额小于10％。从装机构成分析，华东电网5620万千瓦装机中，5076万千瓦为火电，占％；水电（包括抽水蓄能）为万千瓦，占%；核电30万千瓦，占％。
2001年华东电网主要发电技术经济指标见表。可以看出，从厂用电率、煤耗率等指标来看，统调机组明显优于非统调机组。从统调机组利用小时来看，浙江最高，上海次之，江苏第三，安徽省最低。电厂发电设备利用小时的高低，反映了各省的电力供需平衡状况；安徽省有增加向浙江省和上海市售电的潜力。
表：华东电网2001年主要发电技术经济指标
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电网状况
华东电网已形成500千伏跨省市主环网，各省市500千伏电网分别以1－2个通道与主环网相联。2001年底华东电网以1回±500千伏直流输电线与华中电网的葛洲坝电厂相联，通过2回500千伏交流线路与山西阳城电厂相联，2001年还通过500千伏交流线路实现了与福建电网互联。
截至2001年年底，华东电网500千伏交流输电线路6171公里，交流变压器总容量2457万千伏安。500千伏直流输电线路566公里，换流变容量万千伏安。
从电力流向来看，高峰时为安徽分别向江苏和浙江送电，并从江苏、浙江电网转送到上海；低谷时为天荒坪抽水蓄能电站抽水用电，电力流向为各方向集中向瓶窑500千伏变电所。
安徽与江苏、浙江各形成1回500千伏线路，将安徽省的富余电力送出，总输送能力可以达到150万千瓦左右。
江苏与上海通过斗山至黄渡2回500千伏线路相联，接受江苏及安徽的电力，2回线最大输送电力为160万千瓦左右。
浙江与上海通过瓶窑至南桥2回500千伏线路相联，高峰时，电力流向为瓶窑至南桥，将安徽及天荒坪抽水蓄能电站的电力送到上海，最大送电电力约为140万千瓦；低谷时，电力流向为南桥至瓶窑，最大送电能力为100万千瓦左右。
省市间电量交易情况
2001年华东电网发用电量平衡见表。 可以看出，上海市和浙江省分别从安徽、华东公司直属电厂及网外购入大量电量；江苏省供需基本平衡；安徽省有大量的电量送出。
表：华东电网2001年发用电量平衡表
（参加统一调度电厂）
计算方法和计算结果
方法简述
“华东区域电力市场方案框架设计”部分推荐的近期市场模式的基本思路是：在华东电网建立区域和省（市）级两级现货交易市场，省（市）内电厂必须通过省级电力市场卖电，省级电力调度交易中心按照区域电力市场规则必须参与区域电力市场交易，由区域电力调度交易中心以充分利用省间联络线为原则确定省间交易。该方案强调省级电力调度交易中心参与区域电力调度交易中心竞价、省内电厂参与省级电力市场竞价的强制性，以加大省间电力交换力度。
区域电力市场和省级电力市场均包括合同交易和现货交易两部分。本报告中，在发电环节引入市场竞争，模拟计算2001年华东各省市在区域市场情况下的电量交换。将参与竞价电厂在2001年发电量的一定比例（如95％，90％或85％等）做为合同交易电量，超过部分的电量参与市场竞争，各电厂的最高发电利用小时假定为6500小时。竞争发电的原则是各省市首先按机组的上网电价高低进行排序，将反映电量及电价的报价曲线报区域电力调度交易中心；区域电力调度交易中心根据各省提供的报价曲线进行交易匹配，确定交易价格和数量，并同时进行方案的技术校验；区域电力调度交易中心最后将省间交易匹配结果下达各省电力调度交易中心，省电力调度交易中心根据已确定的省间电力交易、省内负荷需求以及省内电厂的报价确定省内交易及省内市场买电价格。
本报告以下部分，将重点描述省间交易价格和数量的计算和确定。
参与竞价电厂的确定
根据华东电网各省市发电机组的构成，通过分析各类机组在系统中的不同作用情况，并参考浙江省、上海市试点电力市场情况，本报告确定参与市场竞争的电厂为各省市主要的统调燃煤电厂。具体见表、表、表及表。
确定的参与竞价电厂的装机容量占华东三省一市统调火电总装机容量的约85％。
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表：上海电网参与竞价电厂装机容量及上网电量
表：江苏电网参与竞价电厂装机容量及上网电量
表：浙江电网参与竞价电厂装机容量及上网电量
表：安徽电网参与竞价电厂装机容量及上网电量
各省市参与竞价电厂加权平均上网电价的比较
根据各省市参与竞价电厂机组2001年实际上网电量和上网电价计算出的各省市参加竞价电厂在2001年的加权平均上网电价如表-1或表-2。加权平均上网电价从低到高的排列顺序是：安徽、江苏、上海及浙江。总体来讲，安徽省境内的电厂最具价格竞争力。
表-1：2001年竞价电厂的加权平均电价及竞价后加权平均电价的变化
Fen/kWh, without VAT
注：安徽向其他省（市）售电，考虑了3％的线损；
省（市）内电厂按各自上网电价结算；
省（市）间交易按省（市）间交易匹配成交价格结算。
表-2：2001年竞价电厂的加权平均电价及竞价后加权平均电价的变化
Fen/kWh, without VAT
注：安徽向其他省（市）售电，考虑了3％的线损；
省（市）内保证电量部分按各自上网电价结算、竞价供电电量按各省（市）边际电价结算；
省（市）间交易按省（市）间交易匹配成交价格结算。
各省买卖报价数据及交易匹配结果
以电厂保证电量90％，竞价电量10％的情况为例，各省买入、卖出的报价数据见表、表、表及表所示。其中，购入部分的电量和电价对应各电厂竞价电量和上网电价；卖出部分的电量和电价对应各电厂合同电量与6500运行小时上网电量之差和上网电价。但各省市电力调度交易中心向区域电力调度交易中心报价时，报价数据不必标明对应的电厂名称。
表：上海市交易中心买卖报价数据
表：江苏省交易中心买卖报价数据
表：浙江省交易中心买卖报价数据
表：安徽省交易中心买卖报价数据
区域交易中心根据各省买卖报价数据，采用供求匹配，结果如表5-14所示。可以看出，省间交易价格为分/千瓦时（不含税）。表中将同一省市相同电价的购入电量和卖出电量相抵。
用同样的办法可以得出，竞价幅度为5％及15％时的省市间交易价格分别为分/千瓦时（不含税）及分/千瓦时（不含税）。
表：竞价幅度10%情况下卖出/购入电量及电价
省内发电计划的安排及省间交易情况
区域交易中心将供求匹配结果发布到各省市交易中心，之后各省市交易中心完成发电计划安排。对电量售出省（安徽），把竞价电量按上网电价由低到高进行排序，首先满足本省负荷需求，多余电量按确定的省间交易价格买给电量购入省。对电量购入省（市）（如浙江、上海），部分上网电价较高的电厂将少发电，需购入外省低价电满足负荷需求。
竞价幅度为10％情况下，安徽省增加电量外送亿千瓦时，分别由上海（亿千瓦时）、江苏（亿千瓦时）和浙江（亿千瓦时）购买，结果如表～表所示。
竞价幅度为5％和15％情况下的结果，也如表～表所示。
对各省市加权平均上网电价的影响分析
通过扩大省间交易，增加了低电价发电机组的发电量，如果省市交易中心与发电厂按各自的上网电价结算，则各省市加权平均上网电价均将有所降低，但各省市加权平均上网电价的降低幅度有所不同。假定安徽省送出电量到达其他省市有一定的网损（如3％），则加权平均上网电价的变化结果如表-1所示。
如果各省市交易中心与各电厂的结算方式为：合同电量部分按各自上网电价结算，竞价上网电量按边际清算价格结算，则除江苏省外，其它各省市加权平均上网电价将有所降低，具体结果见表-2。
结论和建议
华东电网省市间电力电量交换还有扩大的潜力
华东电网已经在区域电力市场进行了一定规模的电力电量交换，但规模还有扩大的潜力。
从2001年统调机组利用小时来看，浙江最高，上海次之，江苏第三，安徽省最低；而选定竞价电厂的加权平均上网电价从低到高的排列顺序是：安徽、江苏、上海及浙江。由此可见，安徽省有进一步扩大电力电量售出的潜力，这一结论得到了模拟计算结果的验证。计算还表明，通过增加省市间电量交换，送出省（即安徽）及主要购入省（市）（即上海、浙江）的加权平均上网电价均将有一定程度的降低。
因此，建议华东电网进一步发展区域电力市场，扩大省市间电力交易。
输电容量是进一步加大华东各省市间电量交换的重要制约因素
安徽的电力具有价格优势，安徽仍可增加一定的电力外送。但增加外送到一定规模后，将遇到输电网约束的问题。如在15％竞价幅度情况下，计算结果是安徽可以增加亿度的电力外送，加上2001年安徽实际外送的亿度，总计将达到约145亿度。而安徽与江苏、浙江的2回输电线的输送能力仅有150万千瓦左右，全年实现安徽145亿度电量外送是不可能的。由此可见，由于输电网络约束，15％竞价情况下的计算结果在实际中是不可能实现的。
因此，建议继续加强华东电网输电网建设，为区域电力交易提供可靠的物质平台。
适当降低省市间电力交易的增值税税率将有利于扩大交易量
除其它因素之外，目前的税收体制是进一步扩大省市间电力交易的障碍之一。下面以增值税为例加以简要分析。增值税为中央与地方共享税，分配比例为75：25，即中央财政得75％，地方财政得25％。
在10％竞价幅度情况下，安徽省外送电量增加亿度，按分/度（不含税）计算，实现收入约亿元。按现行税率17％计算，相应的增值税约为亿元，安徽省地方政府将增加约亿元的增值税收入。而其他两省一市地方政府将由此减少相应规模的增值税收入。
如果将省市间电力交易的增值税税率降低一半，即降到％，安徽省地方政府仍可增加增值税收入3775万元；而另外3775万元的增值税将转移到其他两省一市地方政府，减少了其税收损失。这在一定程度上可以缓解对增加省市间电力交换的阻力。
因此，建议在国家推出新的电力增征税政策之前，适当降低省市间电力交易的增征税税率，以实现部分增征税由售电省向购电省的转移。
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华东电网概况
电源状况
2001年年末华东电网6000千瓦及以上装机容量如表5－1所示。装机总容量为5620万千瓦，其中统调装机4983万千瓦，占约89％。
2001年华东电网6000千瓦及以上装机发电量如表5－2所示。发电量合计为2765亿千瓦时，其中统调机组发电量为2464亿千瓦时，约占89％。
从表5－1和表5－2可以看出，华东电网中统调发电机组占据了绝大部分电力市场。考虑区外来电，华东电网中非统调机组所占的市场份额小于10％。从装机构成分析，华东电网5620万千瓦装机中，5076万千瓦为火电，占％；水电（包括抽水蓄能）为万千瓦，占%；核电30万千瓦，占％。
2001年华东电网主要发电技术经济指标见表5－3。可以看出，从厂用电率、煤耗率等指标来看，统调机组明显优于非统调机组。从统调机组利用小时来看，浙江最高，上海次之，江苏第三，安徽省最低。电厂发电设备利用小时的高低，反映了各省的电力供需平衡状况；安徽省有增加向浙江省和上海市售电的潜力。
电网状况
华东电网已形成500千伏跨省市主环网，各省市500千伏电网分别以1－2个通道与主环网相联。2001年底华东电网以1回±500千伏直流输电线与华中电网的葛洲坝电厂相联，通过2回500千伏交流线路与山西阳城电厂相联，2001年还通过500千伏交流线路实现了与福建电网互联。
截至2001年年底，华东电网500千伏交流输电线路6171公里，交流变压器总容量2457万千伏安。500千伏直流输电线路566公里，换流变容量万千伏安。
从电力流向来看，高峰时为安徽分别向江苏和浙江送电，并从江苏、浙江电网转送到上海；低谷时为天荒坪抽水蓄能电站抽水用电，电力流向为各方向集中向瓶窑500千伏变电所。
安徽与江苏、浙江各形成1回500千伏线路，将安徽省的富余电力送出，总输送能力可以达到150万千瓦左右。
江苏与上海通过斗山至黄渡2回500千伏线路相联，接受江苏及安徽的电力，2回线最大输送电力为160万千瓦左右。
浙江与上海通过瓶窑至南桥2回500千伏线路相联，高峰时，电力流向为瓶窑至南桥，将安徽及天荒坪抽水蓄能电站的电力送到上海，最大送电电力约为140万千瓦；低谷时，电力流向为南桥至瓶窑，最大送电能力为100万千瓦左右。
计算方法和计算结果
方法简述
“华东区域电力市场方案框架设计”部分推荐的近期市场模式的基本思路是：在华东电网建立区域和省（市）级两级现货交易市场，省（市）内电厂必须通过省级电力市场卖电，省级电力交易中心按照区域电力市场规则必须参与区域电力市场交易，由区域电力交易中心以充分利用省间联络线为原则确定省间交易。该方案强调省级电力交易中心参与区域电力交易中心竞价、省内电厂参与省级电力市场竞价的强制性，以加大省间电力交换力度。
区域电力市场和省级电力市场均包括合同交易和现货交易两部分。本报告中，在发电环节引入市场竞争，模拟计算2001年华东各省市在区域市场情况下的电量交换。将参与竞价电厂在2001年发电量的一定比例（如95％，90％或85％等）做为合同交易电量，超过部分的电量参与市场竞争，各电厂的最高发电利用小时假定为6500小时。竞争发电的原则是各省市首先按机组的上网电价高低进行排序，将反映电量及电价的报价曲线报区域电力交易中心；区域电力交易中心根据各省提供的报价曲线进行交易匹配，确定交易价格和数量，并同时进行方案的技术校验；区域电力交易中心最后将省间交易匹配结果下达各省电力交易中心，省电力交易中心根据已确定的省间电力交易、省内负荷需求以及省内电厂的报价确定省内交易及省内市场买电价格。
本报告以下部分，将重点描述省间交易价格和数量的计算和确定。
参与竞价电厂的确定
根据华东电网各省市发电机组的构成，通过分析各类机组在系统中的不同作用情况，并参考浙江省、上海市试点电力市场情况，本报告确定参与市场竞争的电厂为各省市主要的统调燃煤电厂。具体见表5－4、表5－5、表5－6及表5－7。
确定的参与竞价电厂的装机容量占华东三省一市统调火电总装机容量的约85％。
各省市参与竞价电厂加权平均上网电价的比较
根据各省市参与竞价电厂机组2001年实际上网电量和上网电价计算出的各省市参加竞价电厂在2001年的加权平均上网电价如表5-8-1或表5-8-2。加权平均上网电价从低到高的排列顺序是：安徽、江苏、上海及浙江。总体来讲，安徽省境内的电厂最具价格竞争力。
各省买卖报价数据及交易匹配结果
以电厂保证电量90％，竞价电量10％的情况为例，各省买入、卖出的报价数据见表5-9、表5-10、表5-11及表5-12所示。其中，购入部分的电量和电价对应各电厂竞价电量和上网电价；卖出部分的电量和电价对应各电厂合同电量与6500运行小时上网电量之差和上网电价。但各省市电力交易中心向区域电力交易中心报价时，报价数据不必标明对应的电厂名称。
区域交易中心根据各省买卖报价数据，采用供求匹配，结果如表5-13所示。可以看出，省间交易价格为分/千瓦时（不含税）。表中将同一省市相同电价的购入电量和卖出电量相抵。
用同样的办法可以得出，竞价幅度为5％及15％时的省市间交易价格分别为分/千瓦时（不含税）及分/千瓦时（不含税）。
省内发电计划的安排及省间交易情况
区域交易中心将供求匹配结果发布到各省市交易中心，之后各省市交易中心完成发电计划安排。对电量售出省（安徽），把竞价电量按上网电价由低到高进行排序，首先满足本省负荷需求，多余电量按确定的省间交易价格买给电量购入省。对电量购入省（市）（如浙江、上海），部分上网电价较高的电厂将少发电，需购入外省低价电满足负荷需求。
竞价幅度为10％情况下，安徽省增加电量外送亿千瓦时，分别由上海（亿千瓦时）、江苏（亿千瓦时）和浙江（亿千瓦时）购买，结果如表5-4～表5-7所示。
竞价幅度为5％和15％情况下的结果，也如表5-4～表5-7所示。
对各省市加权平均上网电价的影响分析
通过扩大省间交易，增加了低电价发电机组的发电量，如果省市交易中心与发电厂按各自的上网电价结算，则各省市加权平均上网电价均将有所降低，但各省市加权平均上网电价的降低幅度有所不同。假定安徽省送出电量到达其他省市有一定的网损（如3％），则加权平均上网电价的变化结果如表5-8-1所示。
如果各省市交易中心与各电厂的结算方式为：合同电量部分按各自上网电价结算，竞价上网电量按边际清算价格结算，则除江苏省外，其它各省市加权平均上网电价将有所降低，具体结果见表5-8-2。
结论和建议
华东电网电力电量交换还有扩大的潜力
华东电网已经在区域电力市场进行了一定规模的电力电量交换，但规模还有扩大的潜力。2001年华东电网发用电量平衡见表5-14。 可以看出，上海市和浙江省分别从安徽、华东公司直属电厂及网外购入大量电量；江苏省供需基本平衡；安徽省有大量的电量送出。
分析各省市2001年机组的利用情况，以及各省市机组的加权平均上网电价，可以看出，安徽省有进一步扩大电力售出的潜力，也得到了上述模拟计算结果的验证。计算还表明，通过增加省市间电量交换，送出省（即安徽）及主要购入省（市）（即上海、浙江）的加权平均上网电价均将有一定程度的降低。
因此，建议华东电网进一步发展区域电力市场，扩大省市间电力交易。
输电容量是进一步加大华东各省市间电量交换的重要制约因素
安徽的电力具有价格优势，安徽仍可增加一定的电力外送。但增加外送到一定规模后，将遇到输电网约束的问题。如在15％竞价幅度情况下，计算结果是安徽可以增加亿度的电力外送，加上2001年安徽实际外送的亿度，总计将达到约145亿度。而安徽与江苏、浙江的2回输电线的输送能力仅有150万千瓦左右，全年实现安徽145亿度电量外送是不可能的。由此可见，由于输电网络约束，15％竞价情况下的计算结果在实际中是不可能实现的。
因此，建议继续加强华东电网输电网建设，为区域电力交易提供可靠的物质平台。
适当降低省市间电力交易的增值税税率将有利于扩大交易量
除其他因素之外，目前的税收体制是进一步扩大省市间电力交易的障碍之一。下面以增值税为例加以简要分析。增值税为中央与地方共享税，分配比例为75：25，即中央财政得75％，地方财政得25％。
在10％竞价幅度情况下，安徽省外送电量增加亿度，按分/度（不含税）计算，实现收入约亿元。按现行税率17％计算，相应的增值税约为亿元，安徽省地方政府将增加约亿元的增值税收入。而其他两省一市地方政府将由此减少相应规模的增值税收入。
如果将省市间电力交易的增值税税率降低一半，即降到％，安徽省地方政府仍可增加增值税收入3775万元；而另外3775万元的增值税将转移到其他两省一市地方政府，减少了其税收损失。这在一定程度上可以缓解对增加省市间电力交换的阻力。
因此，建议在国家推出新的电力增征税政策之前，适当降低省市间电力交易的增征税税率，以实现部分增征税由售电省向购电省的转移。
输配电价测算及分析
测算思路
输电价测算的主要目的，是根据华东区域电力市场近期输电价设计方案，以2001年作为测试年水平年，通过定量计算，分析各种计算方案下华东三省一市之间输配电价与现状对比情况，并为电力市场对各省市销售电价的影响分析提供依据。本次输电价测算范围为华东电网三省一市：上海、浙江、江苏和安徽。为了与电价现状进行对比，测算水平年选择为2001年。
（1）接网价的处理
在不影响销售电价水平的情况下，为了便于计算，将电厂接入系统服务并入共用网络服务，统一计算输电价，不单独测算接网价。
（2）2001年实际输配电价水平测算
各省市电力公司的输配电价总水平按下式计算：
输配电价=销售电价(平均上网电价(线损电价
其中：
销售电价按各省市电力公司2001年电力销售明细表中的数据计算；
平均上网电价包括省市电力公司全部上网（供购）电量的电价，其中统一核算电厂的上网电价，按2001年实际发电成本加税金核算。
线损电价=平均上网电价(线损率/（1(线损率）
（3）按设计的方法测算2001年输配电价
首先，计算各省市电力公司输配电总收入。根据各省市电力公司2001年售电总收入减去购电费，作为公司输配电总收入。
第二，计算各省市电力公司输配电实际总收入。将各省市电力公司支付国电华东公司500kV电网的费用，从输配电总收入中分离出来，形成各省市电力公司输配电实际收入；
第三，计算各省市电力公司500kV和220kV及以下电网输配电实际总收入。按省内500kV电压等级线路和220kV及以下电压等级的资产比例，将各省市电力电力公司输配电实际收入分配到省内500kV电网和220kV及以下电网两部分；
第四，计算华东500kV电网总收入。将各省市电力公司省内500kV电网的收入与各省市承担的国电华东公司500kV电网费用合并在一起，形成华东500kV电网总收入；
第五，将华东500kV电网总收入分配到各省市电网。拟采用四种分摊方法：（1）按华东电网500/220kV变电站下网负荷比例分配；（2）按华东电网500/220kV变电站下网电量比例分配；（3）按各省市电力公司售电量比例分配；（4）按各省市电力公司最高负荷比例分配；
第六，计算各省市电力公司输配电价总水平。根据第三步计算的各省市电力公司220kV及以下电网的总收入和第五步计算的500kV电网总收入合并，作为各省市电力公司从输配电价中回收的总费用，然后，除以各省市电力公司的售电量，即为该省市电力公司输配电价总水平。由于本次测算的目的重点是分析不同的方法对各省市输电价水平及销售电价水平的影响，因此，仅按单一制电量电价测算。
输配电价测算依据
输电价测算的主要依据是：
（1）2001年各省市电力公司电力销售情况；
（2）2001年各省市电力公司电网资产情况；
（3）2001年各省市电力公司承担国电华东公司输电费情况；
（4）2002年华东电网夏季最高负荷时，每条500kV线路潮流；
（5）2001年华东电网各500/220kV变电站下送电量；
（6）2001年各省市电力公司售电量及最高负荷。
各种分摊方法下的输配电价
（1）华东各省市电力公司2001年输配电收入
根据华东各省市电力公司2001年销售总收入、购电费，计算出的输配电收入见表。
表 华东各省市电力公司2001年输配电收入 单位：亿元
上海
江苏
浙江
安徽
合计
售电总收入
购电费用
输配电总收入
其中：支付华东公司输电费
实际输配电总收入
（2）2001年实际输配电收入在各电压等级之间的分配
根据2001年各公司的输配电实际收入，按各电压等级资产比例计算出各电压等级收入见表。
表 华东三省一市2001年实际收入在各电压等级之间的分配 单位：亿元
上海
江苏
浙江
安徽
合计
合计
500kV输电网
220kV及以下电压等级电网
其中：220kV电网
110kV及以下电压等级
（3）华东500kV电网收入（费用）在各省市间的分配
根据表和表，华东电网2001年500kV电网总收入为：亿元。
根据目前的资料，采用五种方法对华东500kV电网费用分配结果如表。其中各省市区域内500/220kV变电站的下网负荷，是根据2002年夏季系统最高负荷时的潮流计算的。
表 华东500kV电网输电费分配
项目
上海
江苏
浙江
安徽
合计
1、500/220kV变电站下网负荷（MW）
比例（%）
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500kV费用（亿元）
2、500/220kV变电站下网电量(亿千瓦时)
比例（%）
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500kV费用（亿元）
3、下网负荷和下网电量各占50%
比例（%）
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500kV费用（亿元）
4、公司售电量（亿千瓦时）
比例（%）
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500kV费用（亿元）
5、最高负荷（MW）
比例（%）
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500kV费用（亿元）
（4）各省市电网公司的输配电价
根据500kV电网费用分配方案，各省市电网公司输配电价水平见表。无论500kV电网输电费以什么方式分配，上海市输电价水平均高于2001年实际水平；江苏省输电价水平均低于2001年实际水平；浙江只有按最高负荷比例分配500kV电网费用时低于2001年实际水平，其它情况均高于2001年实际水平；安徽按售电量和最高负荷比例分配500kV输电网费用时高于2001年实际水平，其它情况均低于2001年实际水平。
表 各省市电力公司输配电价
上海
江苏
浙江
安徽
合计
1、500kV费用（亿元）
（1）按下网负荷比例
（2）按售电量比例
（3）按最高负荷比例
2、220kV及以下费用（亿元）
3、输配电费用合计（亿元）
（1）按下网负荷比例
（2）按下网电量比例
（3）按下网负荷和电量各占50%
（4）按售电量比例
（5）按最高负荷比例
4、售电量（亿千瓦时）
5、输配电价（元/千瓦时）
（1）2001年实际
（2）按下网负荷比例
（3）按下网电量比例
（4）按下网负荷和电量各占50%
（5）按售电量比例
（6）按最高负荷比例
区域电力市场建立对销售电价水平的影响分析
各省市电力公司的销售电价总水平由平均上网电价、输配电价和线损电价构成。
2001年各省市电力公司实际电价水平
2001年各省市电力公司实际电价水平见表和图，各环节价格比例见表。
表 华东各省市电力公司2001年实际电价水平 单位：元/千瓦时
电价构成
上海
江苏
浙江
安徽
平均
上网电价
线损电价
输配电价
销售电价
表 华东各省市电力公司2001年各环节价格比例
电价结构
上海
江苏
浙江
安徽
平均
上网电价
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线损电价
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输配电价
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销售电价
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各省市电力公司销售电价
在各种竞价力度及500kV电网分配方法情况下，各省市电力公司销售电价及构成见表。世纪培训网() 国内最全的管理培训信息和资源中心
从表可以看出：
（1） 随着竞价力度的增加，各电网的销售电价增加。在竞价力度为5%和10%的情况下，区域电网平均上网电价、销售电价均低于2001年实际平均上网电价和销售电价水平。
（2）对上海市电网而言，实行区域电力市场竞价后无论竞价力度如何，平均上网电价均低于2001年实际上网电价。但只有在500kV电网费用按销售电量比例分配、竞价力度为5%和15%的情况下，销售电价低于2001年实际销售电价。主要原因是无论500kV电网费用如何分配，输配电价均高于2001年实际输配电价。
（3）对于江苏电网而言，实行区域电力市场后，当竞价力度为5%时，平均上网电价与2001年实际上网电价持平，增加竞价力度平均上网电价增加；无论500kV电网费用如何分配，输配电价均低于2001年实际输配电价；当500kV电网费用按公司售电量或电网最高负荷比例分配、竞价力度为15%的情况下，销售电价高于2001年实际销售电价，其它情况销售电价均低于2001年实际销售电价。
（4）对浙江电网而言，实行区域电力市场竞价后无论竞价力度如何，平均上网电价均低于2001年实际上网电价；只有按最高负荷比例分配500kV电网费用时低于2001年实际水平，其它情况均高于2001年实际水平；当500kV电网费用按销售电量和电网最高负荷分配时，各竞价力度情况下的电网销售电价均低于2001年销售电价，其它方式分配500kV费用时，各竞价力度情况下的电网销售电价均高于2001年销售电价。
表 各省市电力公司销售电价及构成 单位：元/千瓦时
上海
江苏
浙江
安徽
合计
2001年实际平均上网电价
2001年实际输配电价
2001年实际销售电价
5%竞价电量： 上网电价
线损电价
10%竞价电量：上网电价
线损电价
15%竞价电量：上网电价
线损电价
输配电价（按下网负荷比例）
5%竞价电量：销售电价
10%竞价电量：销售电价
15%竞价电量：销售电价
输配电价（按下网电量比例）
5%竞价电量：销售电价
10%竞价电量：销售电价
15%竞价电量：销售电价
输配电价(按下网负荷和电量各占50%)
5%竞价电量：销售电价
10%竞价电量：销售电价
15%竞价电量：销售电价
输配电价（按售电量比例）
5%竞价电量：销售电价
10%竞价电量：销售电价
15%竞价电量：销售电价
输配电价（按最高负荷比例）
5%竞价电量：销售电价
10%竞价电量：销售电价
15%竞价电量：销售电价
（5）对安徽电网而言，实行区域电力市场竞价后无论竞价力度如何，平均上网电价均低于2001年实际上网电价；按售电量和最高负荷比例分配500kV输电网费用时，输电价高于2001年实际水平，其它情况均低于2001年实际水平；采用售电量和电网最高负荷比例分配500kV电网费用、竞价力度为10%和15%的情况下，销售电价高于2001年实际水平，其它情况下销售电价均低于2001年实际水平。
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