电力中长期交易的实践、总结与探索

2020年6月，在2016年《电力中长期交易基本规则(暂行)》（发改能源【2016】2784号）的基础上，新版《电力中长期交易基本规则》（发改能源规【2020】889号）正式发布。

以中央9号文发布为标志的新一轮电力体制改革已满五周年，全国各省市电力市场建设取得了一定的成就。如何承前启后，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，维护市场主体的合法权益，是当前电力市场改革领域面临的核心任务之一。

（来源：微信公众号“电力系统自动化”ID:AEPS-1977作者：韩放 周正道 赵晓东 吴峥浩 赵久明）

本微信公众号特邀华北电力大学能源互联网研究中心副主任刘敦楠担任特约编辑，邀请来自电力交易机构、高校、科研院，以及电网、发电、售电企业的专家，针对新、旧规则差异、电力中长期交易的定位、中长期与现货的衔接、新主体与新品种、计划与市场、调度与交易、可再生能源消纳、售电市场发展、储能和电动汽车的机遇等关键问题，进行专题解读。希望对我国电力市场建设，对各类市场主体参与市场交易，提供有益的参考。

根据《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）及相关配套文件的工作要求，国家发展改革委 国家能源局于2016年12月29日正式印发了《电力中长期交易基本规则（暂行）》（以下简称初版规则），用于指导与规范全国中长期电力交易，有效期三年。

经过三年的探索与总结，我国电力体制改革逐步深入，经营性用电原则上允许全部进入市场，市场交易机制日趋完善、市场价格机制逐步理顺。2019年全国各交易中心组织交易电量28344亿千瓦时，占全社会用电量39.2%，其中直接交易电量合计为21771亿千瓦时，占全社会用电量比重为30.1%。特别是八个电力现货试点完成试运行并计划于2020年启动连续运行。在这个过程中出现的新特点与新环境已难以使用初版规则进行较好的引导与规范，亟需进行修订。

国家发改委国家能源局于2020年6月10日正式印发了新版的《电力中长期交易基本规则》，进一步推进电力市场化改革，规范电力中长期交易，维护市场秩序。

相较初版规则，新版规则主要具有以下特点：

01

市场更加开放规范

（一）市场化用户准入门槛进一步降低。新版规则取消了初版规则中要求10千伏以上电压等级电力用户的准入条件，响应《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）的要求，提出了经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开的政策引导，并针对批发和零售两类市场主体的准入程序提出具体要求，进一步扩大了市场化用户的电量基础。

（二）鼓励售电公司、用户和发电企业跨区直接交易的“点对点”交易。发电、售电公司和用户在全国范围内可以跨区开展直接交易，实现“电通天下”，为全国电力市场建设创造了有利条件。

（三）市场化用户注册、变更和退出机制进一步明确。新版规则新增了市场注册变更与注销章节，对市场主体以及交易机构在注册变更和注销的工作流程提出具体要求和规范。新版规则明确了市场化用户的退出机制，“宽进严出”，设置了相应的退出条件，并将退出市场的影响落实到企业法人和法人代表，有效规范市场化用户的行为。同时，明确退出市场用户的保底责任方，完善了退出机制的保底政策，保护市场用户的利益。

02

购电侧承担系统运行成本

针对当前辅助服务成本由发电侧承担、无法传导至消费终端的情况，新版规则进一步理顺价格机制，明确提出市场化用户和跨区受电地区购电价格包括辅助服务费用，促进购电侧公平承担系统运行责任。

电力系统在向用户提供电能服务时，一方面是生产电能的成本，同时还有维持电网稳定运行的成本，即系统运行成本。实际用户支付的电费应该包括电能成本和系统运行成本。从国际成熟市场的实践来看，购电侧参与承担辅助服务费用是一种通行的做法。

03

更加有利于可再生能源的消纳

（一）明确购电侧清洁能源消纳责任

新版规则根据《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）中自2020年1月1日起全面进行监测评价和正式考核的要求，明确对购电侧主体提出了依法依规履行清洁能源消纳责任的要求，同时在交易组织环节对所需履行的可再生能源消纳承诺提出要求。

（二）明确风、光发电企业结算原则

新版规则新增了风、光发电企业电费结算原则。针对是否核定年利用小时数的区域提出了不同的结算方案，同时明确了可再生能源补贴结算依据。

04

中长期交易市场机制更加完善

（一）交易周期更加贴近运行日。修订版规则明确了中长期交易中，年度、月度和月内、周、（多日）电量交易，增加了多日交易，同时新版规则鼓励双边和滚动撮合交易开展连续开市。交易周期接近运行日且连续开市，有利于市场主体特别是新能源企业、购电主体更加精确预测发用电负荷，精准参与市场，同时也提高电网运行稳定性。

（二）丰富交易品种。结合目前全国电力市场集中交易的实践，定义了滚动撮合交易，将集中竞价交易和滚动撮合交易统一归类为集中交易。

（三）明确优先发电的市场化实现形式。新版规则明确了优先发电可采取“保量保价”和“保量竞价”方式，并提出不断提高跨区交易中“保量竞价”的比重，推动通过市场竞争手段配置优先发电合约。

（四）引入偏差电量结算机制。新版规则修订了偏差电量结算中使用偏差考核费用的相关内容。在初版规则中，针对发电企业、电网企业、电力用户和售电公司采用了相同的±2%电量限额和按照固定比例支付偏差考核费用的管理模式。

近年来，需求侧资源大量进入市场交易，需求侧响应、终端用户储能应用等对系统平衡作出了贡献。原偏差考核机制难以正面评价用户侧资源在中长期市场对系统平衡产生的影响。新版规则中不再采用偏差考核费用的表述，通过引入偏差电量电费、超用电量惩罚系数和少用电量惩罚系数，对发电侧、用电侧采用不同的偏差电量电费计算逻辑，实现差异化管理。

（五）鼓励探索容量和输电权交易，为建立电源投资良性回收机制和输电通道市场化交易机制提出政策引导。

（六）提出市场主体可自主购入或出售电能量，打破了“发电即销售、用电即购买”的思维定势，为提升市场活跃度创造了条件。

（七）明确市场上网交易价格的组成和要求。修订版规则定义了电能量市场上网交易价格的组成包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价，明确了必开机组超出合同电量部分的价格执行政策。结合目前全国市场化交易中存在的峰谷电价形成模式差异较大的情况，强调参加市场化交易后应当继续执行峰谷电价。

05

明晰交易中心、调度中心的工作内容

修订版规则对电力交易机构和电力调度机构的工作内容做了具体要求。

根据《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2019〕1982号）中采取有效措施保证市场主体电力中长期合同电量不低于上一年用电量95%或近三年的平均用电量的要求，新版规则明确电力调度机构应按照年度交易不低于80%、月度交易不低于90%和月内交易不低于95%分别下达关键通道可用输电容量的交易限额。同时，明确了安全校核未通过时交易机构的交易核减原则。结合当前市场建设中合同电量转让的实践，在初版规则的基础上新增采用偏差电量次月挂牌、合同电量滚动调整等偏差处理机制，为发电侧和售电侧调整偏差电量提供了有效手段。

新版规则新增了电网企业代收代付电费和政府性基金及附加等，按时完成电费结算的义务。电网企业按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互向电力交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据。

06

新版规则对市场主体的主要影响

通过不懈努力，发电企业、售电公司、电力用户等市场主体已经成为参与市场改革、完善市场制度、扩大市场交易的主力。针对市场主体，新版规则的影响主要体现在以下五个方面：

（一）售电公司将成为电力市场的重要新生力量

售电公司是衔接批发市场和零售市场不可或缺的组成部分。新版规则进一步放开售电市场，扩大交易范围，丰富交易品种，为售电公司参与市场交易提供了非常好的政策环境。来自不同行业的市场主体汇集于售电市场交易，产业联动升级，带动市场主体跳出各自行业固有的认知局限，创新服务意识，增强自主活力，推动市场建设不断推陈出新。

（二）连续、短周期中长期交易提高清洁能源消纳水平

新版规则在做周内新增日以上的多日交易，同时提出鼓励连续开市，构建了丰富的交易品种、交易周期以及价格体系，实现了发电侧多主体有序竞争的市场格局，通过短周期价格信号，激励可再生能源机组提高预测精度，引导用户调整用能特性，提高清洁能源消纳能力。

（三）跨省区交易促进资源更大范围配置

新版规则鼓励市场主体跨区通过双边协商的方式直接交易，为消纳富裕电力创造了有利条件，且通过市场交易的形式切实降低了电力终端的用能成本，同时消除扩大市场化用户的物理约束，极大促进跨区资源优化配置。

（四）电力用户小型化对售电公司的挑战

随着经营用户的全面放开，市场化用户比重不断增加，零售市场单体用电量将不断降低。此类用户年用电量集中于1000万千瓦时及以下甚至更低，电力负荷具有随机性、不确定性、分散性等特点，难以精确开展负荷预测，同时不具备参与批发市场集中交易的能力。通过售电公司将此类用户整合参与批发市场，既可以整合用电负荷特性，改善电力系统的运行环境，同时售电公司的专业性与资金实力也可大幅降低此类用户参与市场化交易的成本和风险。但是此类用户个体数目多，存在开发维护成本过高或难以有效对接的情况，如何高效服务用户将成为售电公司面临的挑战。

（五）伴随电力市场运行规则的不断完善，市场更加成熟，对市场主体的专业性提出更高要求。

在电力行业中，相对发电企业、电网企业，售电公司具有轻资产的特点，表面看准入门槛较低，但是市场对售电公司专业性要求比较高，同时售电公司的服务水平对社会影响也比较大。目前售电公司数目多、规模和能力参差不齐，这是新兴领域的普遍现象。经过市场逐步建设成熟的过程，售电公司将会经历逐步整合、规范、规模化的过程，发展路径是规模化和标准化。

以峰谷电价为例。当前，中长期电力交易对于市场化价格与峰谷电价的衔接主要有四种方案，如表1所示。其中，R表示终端用电价格，P表示市场化上网电价，T表示经政府核定的输配电价，G表示政府基金及附加，τ表示政府公布的峰谷系数，C表示政府公布的目录峰谷电价，P_标杆表示标杆上网电价。

根据新版规则的要求以及现货市场运行后价格形成机制的不同，部分区域现行峰谷电价形成机制将面临调整。

表1峰谷电价中长期市场化价格形成方案

以偏差电量结算为例。当前中长期交易中往往采用的是收取偏差考核费用的模式，且各区域偏差考核金额收取标准、限额存在较大的差异，如表2所示。引入偏差电量电费后，用户用电价格结算机制将发生较大的变化，对于市场化交易的收益需要重新建模核算。以四川为例，偏差限额的计算基数为中长期合约电量，偏差限额内执行加权合同电价，偏差限额外按照超用或者少用执行相应罚则，结算电量为实际用电量。如调整为偏差电量电费结算后，任意大小的偏差电量均需按照不同的惩罚系数计算用电价格，对于电价核算或优化的计算逻辑均需要进行较大的调整。

表2部分省市中长期交易偏差考核标准

07

结语

综上所述，新版规则在改革不断推进、市场化比重不断放开的政策和市场环境下，进一步规范了电力中长期市场的运行，进一步明确了市场成员的责任和义务，进一步完善了交易规则，进一步明晰了交易中心和交易中心的职责，为市场主体参与市场交易创造良好的政策支持，是我国电力市场建设不断深化的重要标志。