主题：国网四川省电力公司多种举措消纳四川水电

国网四川省电力公司多种举措消纳四川水电
2016-06-24 11:33:35 四川在线 　 作者： 钟帆 字号： T|T ★ 点击收藏

6月24日，记者从2016年四川电网迎峰度夏新闻通气会上获悉，国网四川省电力公司正在采取水电外送、直购电、富余电量政策、电能替代等多种举措消纳四川水电，效果显著。
随着电力体制改革的深入，今年5月，四川电力交易中心有限公司挂牌成立。跨区跨省外送电量由计划电转变为市场电，大大激发跨区跨省水电交易的市场活力。面对平水期就大面积弃水的新情况，省电力公司超前组织、周密安排，密切跟踪水情变化，充分发挥“四直一交”跨区跨省输电通道作用，组织水电企业灵活参与北京交易平台的跨区跨省交易，一次性市场交易年度外送电量达238.05亿千瓦时。首次实现了在平水期开始向外省大规模送电。
迎峰度夏期间，省电力公司与四川电力交易中心还将充分利用市场手段，在保证省内用电需求的前提下，采取多项措施加大水电外送电量，缓解川内水电弃水压力，最大程度利用四川水电资源。
此外，通过直购电、富余电量政策和电能替代等举措消纳四川水电效果显著。国网四川省电力公司通过交易方式2016年共签约直购电364.6亿千瓦时，支持省内工业经济发展。当前，省电力公司正在积极落实省委省政府出台的富余电量政策，预计全年可增加水电消纳20亿千瓦时以上。电能替代工作能够提高电能在能源终端的消费比重，开辟电量消纳的新途径。截至5月底共计完成替代电量17亿千瓦时。其中，燃煤自备电厂替代作为电能替代的主要途径，替代成效显著，省内共计6户企业参与，完成替代电量12亿千瓦时，预计全年将多消纳电量30亿千瓦时。


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上面这则报道有四点值得关注：

1、四川平水期水电也开始富裕了，需要外送。
2、新增的跨区跨省外送的水电，按市场价交易。即：未列入国家计划的水电站外送，交易价格按市场价。从目前的情况看，新增的市场化外送电量的电价肯定比国家计划的电价低。
3、四川跨省跨区外送电力主要都送华东和重庆，外送电量显著增加，对长电以及雅砻江水电公司有一定的现实或潜在的压力。
4、从输电角度看，一条线路输送更多的电量，有利于降低输电成本。输电成本下降对所有水电外送构成潜在利好。

从整体看，新增外送电量的低电价，与国家计划的高电价平衡后，对国家计划的电量电价维持不变构成有利因素。

该贴内容于 [2016-07-02 14:56:07] 最后编辑

发改委放行跨省电力交易 多年备受诟病
2015年05月08日 23:13 华夏时报 微博

　　发改委放行跨省电力交易

　　本报记者 王冰凝 北京报道

　　促进电力资源的优化配置，是新电改的方向之一，为此，实现跨省跨区电力交易的市场化至关重要。

　　5月8日，国家发改委发布《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》(以下简称通知)。通知指出，自4月20日起，跨省跨区送电由送电、受电市场主体双方按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制。

　　[B]这意味着，政府一方面承担起了原本过度下放给电网公司的标准制定等职责，另一方面在更大范围推进了电力交易的市场化，电网公司进一步往中立的交易平台和输送通道转化。[/B]

　　“作为新电改的第四个配套文件，这个通知针对跨省跨区电力交易市场存在的问题，有利于推进该交易市场的进一步市场化，但通知并未进一步明确交易的透明化。”中国能源网首席信息官韩晓平指出。

　　跨省区送电交易市场化

　　自《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)(以下简称新电改9号文)出台后，多个促进电价改革的配套文件逐一出炉。

　　5月8日，国家发改委发布的《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》确定了跨省区送电价格实行市场定价，并指出此通知的出台是为贯彻落实新电改9号文，完善电价形成机制，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。

　　根据通知，自4月20日起，跨省跨区送电由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制；国家鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电价；鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，并以中长期合同形式予以明确。

　　国家已核定的跨省跨区电能交易送电价格，送受电双方可重新协商并按照协商确定的价格执行，协商结果报送国家发展改革委和国家能源局。送受电双方经协商后确实无法达成一致意见的，可建议国家发改委、能源局协调。

　　“这里面比较重要的一点就是送电和受电双方可在市场化前提下讨论价格，并可通过招标确定送电项目业主，另外，通知还明确了长期协议已经成为市场经济的一个重要组成部分。”韩晓平认为。

　　多年备受诟病

　　事实上，这不是政府相关部门首次尝试将跨省跨区电力交易市场化。

　　早在2012年底，原国家电监会就发布过《跨省跨区电能交易基本规则(试行)》(以下简称《规则》)，明确了跨省跨区电能交易市场主体，提出要打破电网的“挂牌交易”，并通过优先清洁能源交易、调整合同等方式保证电能交易的市场化。

　　当时的跨省区交易大部分是电网公司确定。电网设定了电价电量，发电企业上报的电价不得高于这个“挂牌”电价，谁出价低，谁就能获得更多的发电机会。当时就有电力人士诟病这种机制不能真正反映送受双方的供需，资源配置效率不高，因电网垄断包办造成的“虚假交易”、重复收取过网费等现象也不新鲜。

　　电监会当时调查也发现，跨省区交易实际执行过程中交易电量难以准确与实际的电力供需情况相吻合，计划交易价格也难以准确反映不同时段的电力价值和资源稀缺程度。部分跨省(区)交易输电收费环节多、综合输电费偏高。

　　不过，这个规则因为种种原因并未能改变上述问题。

　　去年6月底，国家能源局对外发布《电力交易秩序驻点华中监管报告》，指出在跨省区电能交易中存在省间输电通道建设滞后，限制跨省区电能交易等问题，要建立和完善电力交易平台，建立富余水电跨省消纳补偿机制。

　　能源局市场监管司根据华中区域电力交易秩序驻点专项监管发现，在跨省区电能交易中存在电网企业安排的部分跨区电能交易计划与实际供需存在偏差，资源配置不合理；跨省区电能交易输电费收取未考虑反向交易对输电费用和网损的抵减作用，收费不合理；省间输电通道建设滞后，限制跨省区电能交易；跨省区电能交易缺乏合理补偿机制；部分交易行为不规范，价格未能反映市场主体意愿等问题。

　　“因为电改多年停滞，此前政府单独针对跨省区电能交易的文件具体执行比较困难。”韩晓平指出，但这次的通知作为新电改9号文的配套文件，其执行力度将远远大于之前。

　　政府找回曾经的缺位

　　记者注意到，在此次通知中，政府也进一步明确了自己将承担起监审和重新核定输电价格的职责，这也意味着电网公司进一步往中立的交易平台和输送通道转化。

　　[B]通知明确，发改委和国家能源局将组织对跨省跨区送电专项输电工程进行成本监审，并根据成本监审结果重新核定输电价格(含线损，下同)。输电价格调整后，同样按照“利益共享、风险共担”的原则将调整幅度在送电方、受电方之间按照1∶1比例分摊。[/B]

　　此前的跨省区电能交易，主要是电网公司每年初制定并向下属区域、省级公司下达年度跨区电能交易指导计划，要求纳入各省市电力电量平衡安排，并由各省电网企业签订具有法律约束力的购售电合同，这种指导性计划被指变成了“刚性计划”，但 “刚性计划”往往与实际需求并不相符。而本应作为一个中立的交易平台和输送通道的电网，前面掌握着发电厂的发电计划，后面掌握着用电端的需求调配，使得电力买家和卖家无法真正见面和议价，也阻碍了真正的电力市场机制的形成。

　　另外，之前电力行业之所以被人诟病，很大原因是政府错位、失位和缺位现象比较严重，例如，对电力规划编制、电力普遍服务、标准制定以及运行调度等本应由政府承担的职责，政府过度下放给电网企业；而对电源投资建设、电源运行管理、售电服务等能够由市场竞争的业务过度管制；对能够由市场形成的发电、售电价格，政府进行严格控制，等等。

　　而从此通知可以看出，政府收回监审和核定输电价格的职责，也是在找回此前的错位、失位和缺位。

　　不过韩晓平认为，通知还应该进一步明确招标以及监审的透明化，不仅是跨省区电能交易，整个新电改都应该更加透明化，而现在这个互联网+的时代，透明化从技术上很容易实现。

该贴内容于 [2016-07-02 13:25:25] 最后编辑

电力“跨省交易”破冰 电力体制改革迈出关键一步
2016-03-02 09:34:00　来源: 央广网(北京)

（原标题：电力“跨省交易”破冰 电力体制改革迈出关键一步）

央广网北京3月2日消息（编辑娄书铭）据经济之声《天下财经》报道，昨天，北京电力交易中心和广州电力交易中心分别在北京、广州挂牌成立。交易中心成立后，在业务上与电网企业其他业务分开，财务独立核算、自负盈亏。

根据方案，北京电力交易中心依托国家电网公司，以全资子公司的形式组建。广州电力交易中心依托南方电网公司，按照股份制公司模式组建，南方电网持股比例66.7%，其他相关企业和第三方机构参股。两大交易中心都不以营利为目的，在政府监管下提供规范、公开、透明的电力交易服务。中国能源网首席信息官韩晓平认为，这是我国电力市场化过程中的重要里程碑。

韩晓平：电力改革对于中国很重要，历史上很多国家在经济发展出现一些问题的时候，最终都是通过电力改革走出的困境。我国每年电力交易量约为5.55万亿度电，基本上90%都是在两大公司手里。让更多的投资者来参与，让更多的新技术能够应用，这在一定程度上对于推动我国的产业升级、减少雾霾、实现可持续发展都非常关键。

同是国家级别 两大交易中心定位各不同

[B]北京电力交易中心主要负责跨区跨省电力市场的建设和运营，负责落实国家计划、地方政府协议，促进清洁能源大范围消纳，逐步推进全国范围内的市场融合。[/B]

[B]广州电力交易中心主要负责落实国家西电东送战略，落实国家指令性计划、地方政府间框架协议，为跨区跨省市场化交易提供服务，促进省间余缺调剂和清洁能源消纳。[/B]此前，跨省、跨区域的电力交易，主要通过电网公司以计划的方式安排，如今,市场来调剂，是否有助于缓解弃风弃光的现象呢？

韩晓平：弃风、弃光、弃水，甚至弃天然气、弃核电这些问题在电力行业是非常突出的，我们建立了很多的机组都不能有效的运行，这个问题长期困扰着我们。尽管我们有可再生能源法，但是由于电网容量、当地电网规模和整个输电的能力相对比较弱，使很多电不能够进行跨区域的优化配置。建立这样的交易中心，大家就可以进行跨区域的恩配置资源了。2017年以后，我们中国要进行碳减排的尝试，包括碳市场的建立，都可以结合在一起。从资源配置上来说，形成一个大的配置中心，确实是有利于中国可持续发展的。

亮点背后有难点 优化配置需打破地域间隔

此外，韩晓平分析，长距离输电可能会成为我国电力市场中实现资源跨区优化配置的最大难点。

该贴内容于 [2016-07-02 13:20:49] 最后编辑

从上述报道和电力交易情况看，目前跨区跨省的电力交易实行价格双轨制，电量纳入国家计划的，电价是计划性的（或接近计划性的），电量未纳入国家计划的，电价是市场化的。

目前的跨区跨省送电买方是受电省的电网公司，卖方是发电企业，国网和南网收取输电费用。
发电企业尚不能介入直供电（买方是终端用电企业）。

在电力大幅度过剩的宏观经济背景下，电力纳入国家计划的好处，就是强制实施国家战略，可以排除地方政府和受电省电网公司的干扰干预。

该贴内容于 [2016-07-02 14:07:43] 最后编辑

云南将组建昆明电力交易中心(图)
2016-05-15 09:29:32　来源: 云南网(昆明)
（原标题：云南将组建昆明电力交易中心(图)）

云南鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易网络截图


　　云南省委、省政府联合发布了《云南省进一步深化电力体制改革的试点方案》，云南省将组建昆明电力交易中心，面向省内外开放，待条件成熟还将开展跨境电力交易。同时，根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划。

　　输配电价降低

　　减少企业用电成本36亿元

　　为了有序推进电价改革，理顺电价形成机制，云南省将单独核定输配电价。2014年开始，云南省就积极探索电力用户与发电企业直接交易的模式，并取得了一定成效。在国家发改委支持帮助下，云南省出台110千伏和220千伏直购电输配电价标准，每千瓦时分别为0.105元和0.086元。

　　2015年国家发展改革委又降低了2014年核定的输配电价标准，110千伏和220千伏输配电价标准调整为每千瓦时0.071元和0.055元。全省工业企业市场化成交电量为320.3亿千瓦时，占省内工业用电量的45%。输配电价降低和发电企业竞价后，参与市场化交易的企业用电价格每千瓦时降低了0.108元，共计降低企业用电成本36亿元。

　　根据云南省输配电价改革试点方案，按照“准许成本加合理收益”的原则，分电压等级核定共用电网输配电价格和专项输电服务价格，并向社会公布，接受社会监督。在条件成熟的情况下，进一步考虑用电负荷特性、输电距离对输配电价的影响。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。

　　居民、公共事业用电

　　继续执行政府定价

　　放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性基金及附加三部分组成。其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公共事业和公益性服务等用电，继续执行政府定价。

　　结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经政府价格主管部门审定，扣除低电价老电厂提供的电价空间后，通过输配电价回收。

　　昆明电力交易中心

　　由电网企业相对控股

　　《试点方案》中提出，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行，成立云南省省级电力交易机构——昆明电力交易中心。

　　昆明电力交易中心，由电网企业相对控股，发电企业、电力用户、售电企业、第三方机构参股，接受省政府及其有关部门、国家能源局云南监管办的监管。由省政府组织有关部门和单位、国家能源局云南监管办建立电力市场协调机制，负责昆明电力交易中心的章程、电力市场设计方案、交易规则等重大问题的决策和协调。可建立由电网企业、发电企业、电力用户、售电企业等组成的议事协商机制。

　　除政府保留的公益性调节性发用电计划电力电量和政府间框架协议内送往省外的电力电量外，其他电力电量都应当在电力交易平台上进行交易。电力交易机构可按国家有关规定适当收取交易服务费作为运行经费，由交易双方合理负担。具体标准由省价格主管部门按照“补偿成本”的原则合理核定。省政府职能部门、国家能源局云南监管办依据职责对电力交易机构实施有效监管。

　　直接交易电量

　　不再纳入发用电计划

　　昆明电力交易中心主要负责市场交易平台的建设、运营和管理，负责市场交易组织，提供结算依据和服务，汇总用电与发电企业资助签订的双边合同并移送电力调度机构进行安全校核和执行，负责市场主体的注册和相应管理，披露和发布市场信息等。

　　昆明电力交易中心面向省内外开放，近中期符合准入条件的市场主体都可参与省内、跨省、跨区的市场交易，待条件成熟还将开展跨境电力交易。

　　此外，根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划。鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易，其电量尽快实现以市场交易为主。

　　耗能环保不达标企业

　　不得参与直接交易

　　对于参与直接交易的发电企业，《试点方案》中提出按照接入电压等级、能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准。参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准，不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易。

　　同时，鼓励优先购买质优价廉和环保高效机组发出的电力电量，支持可再生能源和新能源机组通过直接交易和科学调度多发电。

　　为了充分、切实保障民生，《试点方案》提出，2004年电改前已投产的并网运行公用发电机组和由州市调度、县调度运行的中小水电站，具有年调节能力的水电站，以及对电网具有安全稳定支撑作用的电厂，其电力电量列入政府保留的公益性调节性发用电计划（计划外部分可到电力市场交易），确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，确保维护电网调峰调频和安全稳定运行，确保可再生能源发电依照规划保障性收购。

　　重点生态功能区

　　实施“以电代柴”

　　在重点生态功能区实施“以电代柴”，具体区划、数量、价格由有关部门确定。

　　对于用户侧分布式电源市场，《试点方案》中明确将全面放开用户侧分布式电源市场，积极开展分布式电源项目的各类试点和示范。放开用户侧分布式电源建设，支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以“合同能源管理”模式建设分布式电源。

【深度】市场化竞价能缓解四川弃水？
北极星电力网新闻中心 来源:中国能源报 作者:金亚勤 2016/6/20 10:42:46 我要投稿
所属频道: 水力发电 关键词: 水电消纳 水电建设 四川省


北极星水力发电网讯:目前，我国主汛期大幕已经拉开，来水丰沛使水电发电量明显提高。根据国家统计局数据，5月份全国水力绝对发电量932亿千瓦时，同比增长20.7%。然而，丰水期水电大发的同时仍伴随着大量弃水，西南水电消纳问题日益突出。

记者近日从四川省发改委获悉，为促进四川省丰水期富余电量消纳，该省将进一步落实丰水期外送电市场化竞价机制，各水电企业采取竞价方式报价，由低到高排序外送。然而2016年，四川省水电外送暂行采取临时过渡办法形成上网结算电价，目的是为了确保外送电市场化改革和原计划模式的有效衔接。业内人士认为，四川省水电外送市场短时间内并不能实现真正的市场化，而是推进电力体制改革过程中的一个过渡办法，对缓解该省弃水作用不大。



电厂没有议价权

数据显现，截至2015年底，四川省水电装机接近7000万千瓦，十二五期间，累计向上海、浙江、江苏等省份外送电量3535亿千瓦时。一位当地知情人士告诉记者，外送电量占全省发电量的比重十分有限，2015年以前外送重庆、华东、西北等水电执行标杆电价，由四川省发改委直接定价。

据介绍，四川水电种类繁多，不同类型的水电价格存在差异。例如，径流式电站外送电标杆电站为0.3元/千瓦时，而调节电站因其主要发挥防洪等社会效益，造价相对较高，所以标杆电价相应也高，为0.39元/千瓦时。

“外送电标杆电价只适用于每年的5月和11月，6月-10月为丰水期，外送电上网价格会在原来的基础上降低24%，形成汛期标杆电价;而12月-次年4月为枯水期，电价将提高30%。”该知情人士表示，“从去年开始，四川送西北水电每度降了2.7分，送华东地区没降。”

今年以来，四川省通过挂网竞价机制形成交易电价，是否意味着外送电已经完全市场化?电厂拥有自主定价的权利?

上述知情人士给出了否定答案：“价格是由政府和电网定好的，电厂并没有议价权，只能选择要或者不要。四川电力市场环境特殊，不可能真正市场化竞价，否则将出现恶性竞争。目前四川处于逐步推动电力体制改革过渡期，这种定价机制是必要的，也是当前最好的办法。”

据了解，今年汛期大多数外送水电上网电价基本在0.21元/千瓦时左右。“目前，电价又降了1.3分，每度电为0.197元，水电利润进一步减少。对电厂来说，别说是0.197元，就是每度1毛，他们也会尽量争取，否则丰水期水就会白白流走了。”该知情人士说。

只保证公平弃水

虽然四川外送电量逐年增加，但随之而来的连年大量弃水问题也越发突出。据了解，2012年至2015年，四川电网水电弃水电量分别为76、26、97、102亿千瓦时。尤其是去年，102亿千瓦时的弃水电量约占全网水电发电总量的3.96%，为历史最高值。

为此，四川省发改委希望通过建立丰水期外送电市场化竞价机制，促进丰水期富余电量消纳。但考虑到四川省目前的实际情况，2016年中长期外送电水电价格采取在北京电力交易中心统一挂牌交易的方式组织实施，四川送出价减去电网公司过网费等形成上网结算电价，电站自愿参与。“这种电价机制对缓解弃水基本没有帮助，从某种意义上说，只能做到公平地弃水。”上述知情人士告述记者。

据介绍，造成四川连年弃水的一个很重要原因是外送通道与电源点建设速度不匹配。“十二五”期间，四川省清洁能源快速发展，水电装机年均增长18.1%，水电发电量年均增长18.5%。目前，四川水电送华东地区只有复奉、锦苏、宾金三条800千伏直流特高压输电线路，且承担着向家坝、锦屏和溪洛渡左岸水电外送任务，无法满足全省外送电规模需求。

“大型水电站因为有专用的外送通道，只有当他们有剩余电量时才会分给其他电站，发电利用小时数差距十分明显。”该知情人士称，“另外，计划2015年建成的雅武交流特高压也没有按计划开工，使得四川省弃水进一步加剧。”

据悉，“十三五”期间，四川省将建设全国最大水电基地，建设国家清洁能源装备制造基地。2016年四川省加快推进乌东德、两河口、双江口等6个重大水电项目建设，今年计划新增水电装机190万千瓦，该省水电装机达到6950万千瓦。随着四川省水电装机不断增加，未来四川弃水问题还将持续加剧，水电消纳面临更加严峻挑战。保守估计，四川弃水电量2016年或将达200、300亿千瓦时。

西电东送的窘境

除了送通道建设不足，限制了西电东送的能力外，省内用电需求增长呈逐年下降之势，省外市场接纳意愿也有所减弱，是阻碍四川丰水期富余电量消纳的另一个重要原因。

根据四川省统计局数据，2013-2015年，该省GDP增速逐年递减，分别为10%、8.5%、7.9%。而2016年一季度，四川省GDP同比增长7.4%。伴随着经济走势下行，四川省用电需求大幅减少。

同时，作为四川水电消纳市场的华中、华东区域，近年来自身平衡能力逐年加强，电力供需处于宽松状态，外购电力意愿不强。

“2012、2013年经济开始下行，煤价由原来的6、700元/吨降到2、300元/吨，华东地区很多企业看到了煤电所带来的短期利益，短短几年时间，华东地区建起了很多火电厂，新增煤电装机数量庞大。”上述知情人士表示，“当地的煤电一度电的利润能在1到2毛左右，甚至比四川水电的上网电价还高，地方为了保护本地区的GDP，更倾向于选择当地煤电。”

成本低又清洁的西南水电送不出去，西电东送陷入了尴尬的境地。

“要有效解决四川乃至西南地区丰水期富余电量消纳，不单单是某个区域的问题，而应该从国家层面去统筹协调，调整电源结构，使整个能源规划趋于合理”该知情人士称。

今年4月，国家发改委、国家能源局已经下发《关于促进我国煤电有序发展的通知》《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知》《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》三份文件，涵盖了煤电项目的规划、核准、建设、淘汰落后产能等多个环节，要求适当放缓煤电项目规划建设速度，加快淘汰落后煤电产能，减小受端省份接受外来电力的压力。

外送通道有限。市场化增量的外送电主要利用平水期----外送通道存在富余外送能力的时候，增加跨区跨省外送量。在主汛期，由于国家计划需要执行，市场化外送电量很有限。

市场化增量外送电有两个电价：
1、平水期电价（具体不详），
2、2016年汛期外送电量上网结算电价0.197元/度。

该贴内容于 [2016-07-05 17:12:12] 最后编辑