电力行业政策及发展趋势——市场交易篇
一、中国电力市场构成
1、发展历程
2002年，国务院印发《电力体制改革方案》，我国开始对电力工业进行市场化改革。经过十余年的逐步推进，市场化改革取得了较大进展，电力市场主体日趋多元，但仍存在一定突出问题：（1）交易机制缺失、市场化定价机制尚未完全形成，造成了市场资源配置的决定性作用难以发挥，节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生；（2）电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后于成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。2015年，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》及相关配套文件，标志着我国电力市场以“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场，在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系”为目标向成熟市场化迈进。
2016年12月29日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》通知，计划即日起在全国范围内开展电力中长期市场交易。2017年8月28日，国家发改委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批电力现货市场建设试点。目前，全国8个电力现货市场建设试点已全部启
动包括单日、多日、周、双周、整月甚至多月的结算试运行工作（现货电力交易试点进展详见附件2）。
截至目前，我国电力市场交易主要包括电力中长期交易和电力现货交易，并已适度开展调频、调峰、备用等辅助服务交易以及发电权交易、可再生能源电力绿证书交易等其他相关交易。
根据中电联统计数据，2017－2019年，中国电力市场交易（含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量）分别为16327.3亿千瓦时、20654.0亿千瓦时和28106.9亿千瓦时，年均复合增长31.2%，占全社会用电量的比重由25.9%提升至38.9%。
2、电力市场构成要素
（1）市场成员
市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户1、储能企业等。
发电企业包括持有燃煤、燃气、水力、风力、光伏等各类发电机组的企业。点对网专线输电的发电机组（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）视同为受电地区发电机组，纳入受电地区电力电量平衡，根据受电地区发电计划放开情况参与受电地区电力市场化。
开便利店表1 各类发电机组一览
大类主要细分类别
燃煤一般煤电、省调、调峰、热电联产、必开
燃气
1电力用户可为经法人单位授权的内部核算主体
水电一般水电、抽水蓄能、海洋能
风电集中式、分布式、独立电力系统、陆上、海上
光伏集中式、分布式、独立电力系统、扶贫、水上漂浮
核电气冷堆型、轻水堆型、重水堆型、快中子增殖型
生物质农林生物质发电、生活垃圾焚烧发电、沼气发电
其他地热能、光热
注：生物质能、地热能、海洋能发电以及分布式光伏发电项目暂时不参与市场竞争，上网电量由电网企业全额收购
电力交易机构包括地区电力交易中心和区域电力交易中心两类，我国已建成32个地区电力交易中心和2个区域电力交易中心（北京电力交易中心和广州电力交易中心）。电力交易中心主要为电网公司与当地主要发电企业、用电单位联合成立，目前电力交易中心均由电网公司控股，例如：山西电力交易中心有限公司是由国网山西省电力公司持有70%股权，华能国际电力股份有限公司、国家能源集团华北电力有限公司、太原钢铁（集团）有限公司、晋能电力集团有限公司、大唐山西发电有限公司和晋能控股山西电力股份有限公司各持有5%股权；广东电力交易中心有限责任公司是广东电网有限责任公司持有70%股权，广东省能源集团有限公司、华润电力（广东）销售有限公司、中国广核集团有限公司、广州发展集团股份有限公司和深圳能源集团股份有限公司各持有5%股权；首都电力交易中心有限公司为国网北京市电力公司独资企业。根据《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（发改体改〔2020〕234号）的要求，2020年底前电网企业持股比例将降至50%以下，根据目前进展情况，电力交易机构独立性改革完成或将晚于预期。另外，例如中国南方电网有限责任公司已构建了南方区域统一电力交易平台，以进行跨区跨省电力交易，2020年9月贵州电力交易中心有限责任公司成为首个平台试点单位。
表2 我国地区电力交易中心列表
广东电力交易中心广西电力交易中心昆明电力交易中心贵州电力交易中心海南电力交易中心首都电力交易中心天津电力交易中心冀北电力交易中心河北电力交易中心山西电力交易中心山东电力交易中心上海电力交易中心江苏电力交易中心浙江电力交易中心安徽电力交易中心福建电力交易中心湖北电力交易中心湖南电力交易中心河南电力交易中心江西电力交易中心辽宁电力交易中心吉林电力交易中心黑龙江电力交易中心蒙东电力交易中心陕西电力交易中心甘肃电力交易中心青海电力交易中心宁夏电力交易中心新疆电力交易中心四川电力交易中心重庆电力交易中心西藏电力交易中心
电力调度机构主要为电网公司成立的分公司或内部非法人单位，例如广东电网有限责任公司电力调度控制中心为广东电网有限责任公司的分公司。
（2）交易品种及交易方式
电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，灵活开展发电权交易、合同转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。电力现货市场交易现阶段主要开展电能量交易、调频服务和备用服务等。电力市场交易以电能量直接交易为主，2019年全国各电力交易中心组织开展的各类交易电量合计28344亿千瓦时。其中，电力直接交易（含省内及省间交易）21771.2亿千瓦时，占76.8%；发电权交易（含省内及省间交易）2749.8亿千瓦时，占9.7%。
根据交易标的物执行周期不同，中长期电能量交易包括年度（多年）电量交易、月度电
量交易、月内（多日）电量交易等针对不同交割周期的电量交易。现货电力交易包括日前电量交易、日内电量交易和实时电量交易。
年度（多年）交易的标的物为次年（多年）的电量（或者年度分时电量）。年度（多年）交易可通过双边协商或者集中交易的方式开展。对于年度交易，应当在年度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划，按照不低于关键通道可用输电容量的80%下达交易限额。
月度交易的标的物为次月电量（或者月度分时电量），条件具备的地区可组织开展针对年度内剩余月份的月度电量（或者月度分时电量）交易。月度交易可通过双边协商或者集中交易的方式开展。对于月度交易，应当在月度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划和发电设备利用率，按照不低于关键通道可用输电容量的90%下达交易限额；发电设备利用率应当结合调峰调频需求制定，并向市场主体公开设备利用率。
月内（多日）交易的标的物为月内剩余天数或者特定天数的电量（或者分时电量）。月内交易主要以集中交易方式开展。对于月度内的交易，参考月度交易的限额制定方法，按照不低于关键通道可用输电容量的95%下达交易限额。
日前交易的标的物为次日电量，日内交易的标的物为当日未来数小时的电量，实时交易的标的物为当日未来15分钟至2小时（时间可设置）的电量，均可通过双边协商或者集中交易的方式开展。电力现
货交易规模主要受到机组约束、系统平衡约束和网络约束等限制。其中，机组约束包括机组（机组）可调出力约束、机组爬坡速率约束、机组最小启停时间约束、机组最大启停次数约束、机组启停出力曲线约束、固定计划约束、电量约束、区域最小开机台数约束、机组（机组）备用约束，机组（机组）正负旋转备用和AGC 备用设置约束、机组启停磨约束、水电机组振动区约束和环保排放限值约束等；系统平衡约束包括功率平衡约束、系统备用约束、分区备用约束和区域必开容量约束等；网络约束包括断面限额约束、单元件热稳极限约束和关键输电元件N-1、预想故障集约束等；其他约束主要为燃料约束和环保约束等。
整体看，中长期电力交易偏重于电力系统的整体长期稳健性，电力现货交易偏重于在整体电力系统稳健的基础上发挥实时调节作用，并能更好的发现电力商品属性，实现市场化定价。
表3 各交易品种概况 交易品种
交易标的 交易方式 交易限额 备注 年度（多年）交易
生产螺杆式空压机厂家次年（多年）的电量（或者年度分时电量） 双边协商或者集中交易 不低于80% 年度电量，并分解到月 月度交易
次月电量（或者月度分时电量） 双边协商或者集中交易 不低于90% 可组织开展针对年度内剩余月份的月度电量（或者月度分时电量）交易 月内（多日）交易
月内剩余天数或者特定天数的电量（或者分时电量） 集中交易 不低于95% 日前交易
某个运行日（D 日）的电量 双边协商或者集中交易 需满足机组约束、系统平衡约束、网络约束等约束条件 由运行日提前一天（D-1日）市场竞价出清决定 日内交易
运行日未来数小数的电量 运行日内滚动市场竞价出清决定
实时交易 运行日未来15分钟至2小时
（时间可设置）的电量
集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。集中竞价交易指设置交易报价提交截止时间，电力交易平台汇总市场主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果。滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场
主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请。
（3）电价构成
电能量市场化交易（含省内和跨区跨省）价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。新投产发电机组的调试电量2按照调试电价政策进行结算。
市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，即顺价方式。电力用户的基本电价、政府性基金及附加、峰谷分时电价、功率因数调整等按照电压等级和类别按实收取，上述费用均由电网企业根据国家以及省有关规定进行结算。
跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。输电损耗原则上由买方承担，也可由市场主体协商确定承担方式。
执行峰谷电价的用户，在参加市场化交易后继续执行峰谷电价。
电网企业（含地方电网企业和配售电企业）之间结算的输配电费用，按照政府价格主管部门核定的输配电价和实际物理计量电量结算。
（4）优先电量和基数电量的确定
粽子蒸多久才能熟发电量的确定存在一定先后顺序，通常优先锁定部分电量以保障电力系统基础运行，再开展余量电量市场化交易。政府部门应当在每年11月底前确定并下达次年跨区跨省优先发电计划、省内优先发电计划和基数电量。对于签订市场化交易合同的机组，分配基数电量时原则上不再进行容量剔除。
跨区跨省优先发电计划原则上在上一年度的11月底前预测和下达总体电力电量规模和分月计划，由购售双方签订相应的购售电合同。合同需约定年度电量规模以及分月计划、送受电曲线或者确定曲线的原则、交易价格等，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。
省内优先发电计划原则上在每年年度双边交易开始前，对执行政府定价的电量签订厂网间年度购售电合同，约定年度电量规模以及分月计划、交易价格等。省内优先发电安排需结合电网安全、供需形势、电源结构等因素，不得将上述电量安排在指定时段内集中执行，也不得将上述电量作为调节市场自由竞争的手段。
基数电量为各地区根据非市场用户年度用电预测情况，扣除各环节优先发电电量后的电量，在燃煤（气）等发电企业中进行分配。
优先发电电量和基数电量的分月计划可由合同签订主体在月度执行前进行调整和确认，其执行偏差可通过预挂牌上下调机制（或者其他偏差处理机制）处理。
（5）可再生能源保障性收购
在煤电基数电量占比高的背景下，由于风电、光伏等可再生能源存在负荷不稳定、电网输电能力滞后，风电、光伏存在较为严重的弃风弃光情况。在《可再生能源法》颁布的基础上，国家发改委等部门印发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》等文件，明确了
2 处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，按照机组调试期的发电量等比例拆分共用计量点的上网电量，确定调试期
差评的上网电量
各类资源区保障性收购小时（详见附件3-1、附件3-2）以及无法实现保障性收购的补偿机制；明确对无补贴风电、光伏发电项目严格落实优先上网和全额保障性收购政策，且不要求此类项目参与跨区电力市场化交易。
平价上网项目和低价上网项目全额保障性收购：
对于省内结算平价上网项目和低价上网项目，电网公司按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电项目单位签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），不要求此类项目参与电力市场化交易（就近直接交易试点和分布式市场交易除外）。
对于具备跨省跨区输电通道的地区，国家鼓励送端地区优先配置无补贴风电、光伏发电项目，按受端地区燃煤标杆上网电价（或略低）扣除输电通道的输电价格确定送端的上网电价，受端地区有关政府部门和电网企业负责落实跨省跨区输送无补贴风电、光伏发电项目的电量消纳，在送受端电网企业协商一致的基础上，与风电、光伏发电企业签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），不要求此类项目参与跨区电力市场化交易。
前期含补贴项目的限额保障性收购：
为缓解部分地区限电严重问题，国家在综合考虑资源条件、电力消纳能力、限电限制及收益率保障等因素，核定了重点地区新能源发电最低保障收购年利用小时数。对比数据看，仍有部分地区无法满足最低保障收购年利用小时数（限电问题在新疆、甘肃地区仍较为严重），但整体利用小时数呈好转上升趋势。
保障性收购电量范围内，受非系统安全因素影响，非可再生能源发电挤占消纳空间和输电通道导致的可再生能源并网发电项目限发电量视为优先发电合同转让至系统内优先级较低的其他机组，由相应机组按影响大小承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用，并做好与可再生能源调峰机组优先发电的衔接。计入补偿的限发电量最大不超过保障性收购电量与可再生能源实际发电量的差值。保障性收购电量范围内的可再生能源优先发电合同不得主动通过市场交易转让。
因并网线路故障（超出设计标准的自然灾害等不可抗力造成的故障除外）、非计划检修导致的可再生能源并网发电项目限发电量由电网企业承担补偿。
由于可再生能源资源条件造成实际发电量达不到保障发电量以及因自身设备故障、检修等原因造成的可再生能源并网发电项目发电量损失由可再生能源发电项目自行承担，不予补偿。可再生能源发电由于自身原因，造成不能履行的发电量应采用市场竞争的方式由各类机组竞价执行。
仙气十足的英文名可再生能源并网发电项目保障性收购电量范围内的限电补偿费用标准按项目所在地对应的最新可再生能源上网标杆电价或核定电价执行。
此外，对超出最低利用小时保障的新能源电量部分采用“保量保价”和“保量竞价”相结合的方式，推动优先发电参与市场，不断提高跨区跨省优先发电中“保量竞价”的比例，应放尽放，实现优先发电与优先购电规模相匹配。
（6）结算方式
一般结算方式
发电企业上网电量电费由电网企业支付；电力用户向电网企业缴纳电费，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险；售电公司按照电力交易机构出具的结算依据与电网企业进行结算。市场主体可自行约定结算方式，未与电网企业签订委托代理结算业务的，电网企业不承担欠费风险。
电力交易机构向各市场成员提供的结算依据包括以下内容：（一）实际结算电量；（二）各类交易合同（含优先发电合同、基数电量合同、市场交易合同）电量、电价和电费；（三）上下调电量、电价和电费，偏差电量、电价和电费，分摊的结算资金差额或者盈余等信息（采用发电侧预挂牌上下调偏差处理机制的地区）；（四）新机组调试电量、电价、电费；（五）接受售电公司委托出具的零售交易结算依据。
风电、光伏结算方式：
对于未核定最低保障收购年利用小时数的地区，按照当月实际上网电量以及政府批复的价格水平或者价格机制进行结算。对于核定最低保障收购年利用小时数的地区，最低保障收购年利用小时数内的电量按照政府批复的价格水平或者价格机制进行结算，超出最低保障收购年利用小时数的部分应当通过市场交易方式消纳和结算。
财政部根据电网企业和省级相关部门申请以及本年度可再生能源电价附加收入情况，按照以收定支的原则向电网企业和省级财政部门拨付补助资金。对于当年纳入国家规模管理的新增项目，需足额兑付补助资金。对于纳入补助目录的存量项目，由电网企业依照项目类型、并网时间、技术水平和相关部门确定的原则等条件，确定目录中项目的补助资金拨付顺序并向社会公开。其中，光伏扶贫、自然人分布式、参与绿证交易、自愿转为平价项目3等项目可优先兑付补助资金；光伏扶贫项目补助资金应及时兑付给县级扶贫结转账户。参与市场交易的风电、光伏电量，结算涉及中央财政补贴时，按照《可再生能源电价附加资金管理办法》（财建﹝2020﹞5号）等补贴管理规定执行。
（7）偏差电量及上下调电量处理机制
中长期电力市场交易规则允许发用电双方在协商一致的前提下，在合同执行一周前进行动态调整，并鼓励市场主体通过月内（多日）交易实现月度发用电计划调整，减少合同执行偏差。系统月度实际用
电需求与月度发电计划存在偏差时，可通过发电侧上下调预挂牌机制进行处理，也可根据各地实际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。发电侧上下调预挂牌机制采用“报价不报量”方式，具有调节能力的机组均应当参与上下调报价。
发电侧上下调预挂牌机制
首先，发电机组在月度交易结束后申报上调报价（单位增发电量的售电价格）和下调报价（单位减发电量的购电价格），且在规定的月内截止日期前可修改其上下调报价。其次，电力交易机构根据上下调报价对机组调用进行排序。即按照上调报价由低到高排序形成上调机组调用排序列表，按照下调报价由高到低排序形成下调机组调用排序列表，价格相同时按照发电侧节能低碳电力调度的优先级进行排序。最后，根据电力平衡需要及前期上报信息安排上下调电量落实及结算。即月度最后七个自然日，根据电力电量平衡预测，各类合同电量的分解执行无法满足省内供需平衡时，电力调度机构参考上下调机组排序，在满足电网安全约束的前提下，预先安排机组提供上调或者下调电量、调整相应机组后续发电计划，实现供需平衡。机组提供的上调或者下调电量根据电力调度机构的实际调用量进行结算。
偏差电量次月挂牌机制
3对风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，电网企业应确保项目所发电量全额上网，并按照
八荣八耻演讲稿可再生能源监测评价体系要求监测项目弃风、弃光状况。如存在弃风弃光情况，将限发电量核定为可转让的优先发电计划。经核定的优先发电计划可在全国范围内参加发电权交易（转让），交易价格由市场确定。鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿电力证书（以下简称绿证），通过出售绿证获得收益。
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