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方案介绍
广东电力市场2021年四季度运行方案
方 案 背 景
1、需求增长强劲。今年以来，在经济快速恢复和气温持续升高的影响下，广东省电力需求增势强劲，电力供应紧张。
2、燃料价格上涨。去年四季度以来，燃料成本持续上涨，发电企业经营环境不断恶化。9月24日，广州港燃煤价格已达1550元/吨，同比增长310%；现货天然气到厂均价上涨至约7.1元/立方,同比增长610%。发电企业度电发电成本已高于基准价。
#应对措施#
处理原则：最大程度尊重现有批发、零售合同的同时，合理疏导发电侧成本
基于以上原则，编制了《广东电力市场2021年四季度运行方案》。
调整措施
1、调整月度成交价格机制
根据国家发改委《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）文件有关要求，允许月度交易成交价差可正可负，其中上浮幅度不超过燃煤基准价10%，下浮幅度不超过燃煤基准价15%。
即：在基准价0.453元/千瓦时的基础上，申报价差上限为0.0453元/千瓦时，申报价差下限为-0.0680元/千瓦时。
2、批发、零售的结算机制优化
当售电公司（含直接参与批发市场的大用户，下同）月竞成交价差为正时，将正价差对应的超额电费，全额传导至市场用户，超额电费按照月竞成交电量和偏差电量统计，不计及双边和挂牌电量；
当月竞成交价差为负时，按照现行模式结算，不作调整。
对售电公司的影响
1、售电公司超额电费：当月竞交易价差为正时，计算售电公司正价差对应的超额电费，由市场用户支付给售电公司。
2、用户用电偏差考核调整：当月竞价差为正时，按照月竞让利价差为0开展用户用电偏差考核结算；当月竞价差为负时，不作调整。
#售电公司影响#
如果月竞价差为正，售电公司月竞电量按0价差结算，不受正价差影响。
对市场用户的影响
超额电费的分摊及分享：以月度为单位，计算各售电公司的超额电费。当全月总超额电费为正时，由所有市场用户根据月度实际用电量比例分摊；当全月总超额电费为负时，由所有市场用户根据月度实际用电量比例分享。
#市场用户影响#
零售结算时，用户侧按现有零售合同开展结算。在此基础上，由用户分摊超额电费。
考虑市场中仅月竞成交电量涉及超额电费，且大部分市场电量已在年度交易中成交（1-8月均值为74%），月竞成交电量比重较少。平均来看，原零售合同价差约为-4分/千瓦时，若超额度电分摊为-1分/千瓦时，综合来看让利价差约为-3分/千瓦时。
综合考虑零售合同和超额电费分摊，用电侧结算价差仍为负价差，且有序用电的情况将得以缓解。
对发电企业的影响
1、月度交易结算：电厂侧按照月度交易形成的价差正常结算。
2、偏差2结算价格调整：机组偏差2结算价格不超过机组批复上网电价（不含脱硫、脱硝、除尘电价）与当月月竞价差之和。
#发电企业影响#
发电企业按照月度交易形成的价格结算，对于发电企业参与月度交易的电量，其发电成本得以疏导。
算 例
某零售公司，年度70万千瓦时，价差为-0.05元/千瓦时；月竞交易20万千瓦时，价差为+0.04元/千瓦时。（简单起见，不考虑用户侧偏差考核的影响）
①场景一：实际用电量100万千瓦时，即偏差电量10万千瓦时。
售电公司让利电费=70×（-0.05）+（20+10）×0.04=-2.3万元
售电公司超额电费=（20+10）×0.04=1.2万元，该部分费用需向终端电力用户进行疏导。
②场景二：实际用电量80万千瓦时，即偏差电量-10万千瓦时。
售电公司让利电费=70×（-0.05）+[20+（-10）]×0.04=-3.1万元
售电公司超额电费=[20+（-10）]×0.04=0.4万元，该部分费用需向终端电力用户进行疏导。
③场景三：实际用电量60万千瓦时，即偏差电量-30万千瓦时。
让利电费=70×（-0.05）+[20+（-30）]×0.04=-3.9万元
超额电费=[20+（-30）]×0.04=-0.4万元，该部分资金由终端电力用户进行分享。
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