电力企业串谋报价典型案例：6家发电企业/1家电力交易中心被行政处罚

北极星电力市场网获悉，7月17日，国家能源局发布2024年度中国电力市场发展报告。报告包括2024 年电力市场概览、2024 年电力市场进展成效回顾以及2025 年电力市场建设重点等内容。其中，在监管体系持续健全，市场治理逐步规范中报告提到了电力企业串谋报价等行为整治典型案例。

国家能源局山东监管办依法依规对4家发电企业组织所属电厂串通报价等行为进行调查，并作出罚款金额合计112万元的行政处罚。

国家能源局浙江监管办依法依规对某电力国企2家下属发电企业串通报价、操纵市场行为进行调查，并作出罚款金额合计504万元的行政处罚。

国家能源局华中监管局依法依规对某电力交易中心通过事后调整合同电量变相减轻售电公司偏差考核的行为进行调查，并作出罚款金额46万元的行政处罚。

除此之外，在第一部分2024年电力市场概览部分报告提到，2024年各类经营主体数量稳步增加，市场参与度不断提升。2024年全国电力市场经营主体数量81.6万家，同比增长8.9%。其中，发电企业3.5万家，电力用户77.7万家，售电公司4409家。发电侧燃煤机组全部进入市场，超过半数的新能源及部分燃气发电、核电和水电参与市场;用户侧除居民、农业用户外全部工商业用户进入市场。

全国市场化交易电量持续增长。2024年，全国市场化交易电量6.18万亿千瓦时，同比增长9.0%;占全社会用电量62.7%，同比提升1.3个百分点，连续三年超过60%;新能源市场交易电量9569亿千瓦时，占新能源发电量的52.3%。

分月来看，单月市场交易最大规模出现在7月份，达6035亿千瓦时;市场交易最小规模出现在2月份，达4161亿千瓦时。

分经营区来看，国家电网经营区内各电力交易中心累计组织完成市场交易电量4.72万亿千瓦时，同比增长6.3%，其中省间交易电量1.17万亿千瓦时;南方电网经营区内各电力交易中心累计组织完成市场交易电量1.14万亿千瓦时，同比增长22.1%，其中省间交易电量0.26万亿千瓦时;内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量0.32万亿千瓦时，同比增长9.1%。

跨省跨区中长期交易规模持续扩大。2024年，全国跨省跨区中长期交易电量合计1.39万亿千瓦时，同比增长19.8%。省间电力现货交易活跃。2024年，省间电力现货总成交电量为376.31亿千瓦时，成交加权平均价为0.412元/千瓦时。湖北卖出电量最多，占总成交量约17.16%。买方总成交电量为341.17亿千瓦时，成交加权平均价为0.573元/千瓦时。浙江、四川买入电量最多，分别占总购入成交电量的34.12%、23.73%。

在第二部分2024年电力市场进展成效回顾中提到，中长期交易频次不断提升。截至2024年底，多数省份中长期交易常态化开市，交易频次和周期趋近运行日。河北南网、蒙西、山西、山东、吉林等19个省(区)/地区最小交易周期已达到D-2日，云南已达到D-1日。

现货市场交易主体和参与方式更加多元。在新能源参与现货市场方式上，2024年，共有20个省(区、市)/地区的新能源参与电力现货市场。其中，广东、山东、甘肃等15个省(区)/地区以“报量报价”方式参与：山西、陕西、河南3个省份以“报量不报价”方式参与;辽宁、宁夏2个省(区)可自选参与方式。

在用户侧参与现货市场方式上，2024年已开展现货市场结算试运行的25个省(区、市)/地区中，用户侧均参与电力现货市场。各地综合考虑用户侧主体的体量规模、分布格局、电价承受能力等因素，采用了不同的用户侧参与市场方式。其中甘肃以“报量报价”方式参与;山西、广东、山东等18个省(区、市)/地区以“报量不报价”方式参与，蒙西、湖北等6个省(区)/地区以“不报量不报价”方式参与。

辅助服务品种日益丰富。在区域层面，华北、华东、华中、东北、西北主要开展区域内调峰交易，实现区域内资源余缺互济，南方开展与区域现货市场相衔接的区域调频、备用交易。在省内，各地主要开展调峰、调频等辅助服务交易，并根据电网实际运行需要，不断调整丰富辅助服务交易品种，探索爬坡等灵活调节资源的交易。2024年，全国电力辅助服务市场费用为402.5亿元，其中用户侧分摊费用11.1亿元，用户侧分摊占比2.8%，用户侧平均度电分摊价格为0.0008元/千瓦时。发电侧煤电、风电、光伏发电、核电、水电、气电、其他电源分摊比例分别为24%、44%、19%、8%、3%、1%、1%，发电侧平均度电分摊价格为0.0053元/千瓦时。分品种来看，调峰、调频、备用、其他费用分别为330.4、68.9、2.9、0.3亿元。

关于第三部分的2025年电力市场建设重点，报告提到，2025年，全国统一电力市场体系将初步建成，更好发挥促进电力保供、低碳转型、稳定价格的作用。形成电力市场“1+6”基础规则体系，印发电力市场辅助服务、计量结算基本规则，修订《电力中长期交易基本规则》，通过中长期市场更好落实省间优先发用电计划，形成稳定的省间基础潮流，有效衔接省间中长期连续交易和现货市场，促进余缺互济;有效衔接省内中长期和现货连续交易，实现电力电量渐进式平衡调控，夯实省内电力保供基本盘;提升中长期交易灵活性，支持各地结合实际完善年度、月度、月内等不同周期合同调整机制，鼓励相关经营主体根据自身需求，灵活开展中长期合同转让、变更等交易，提高合同履约质量。跨电网经营区电力交易实现常态化，统一市场规则、交易品种和交易时序，促进电力资源在全国范围内的优化配置。基本实现现货市场全覆盖，南方区域电力市场转入连续结算试运行，省级现货市场全面实现连续结算，强化中长期市场、现货市场、辅助服务市场的有效衔接。

推动新能源上网电量全面参与市场，完善辅助服务价格政策和交易规则，加快构建适应新型电力系统的市场价格机制。建立电力市场评价制度，加强各地电力市场建设横向对比和历年进展纵向分析，引导市场有序发展。进一步完善电力市场监管体系，持续开展电力领域综合监管、电力市场秩序专项监管，常态化开展地方不当干预电力市场交易行为整治，创新数字化监管方式，充分发挥电力市场管理委员会行业自律、市场运营机构市场监测、监管机构专业监管的电力市场运行“三道防线”作用，推动落实中长期电力交易签约履约激励约束机制，防范市场风险，保障市场稳定，深化市场信用监管，增强经营主体诚实守信意识。