国内电力中长期交易规则比较分析 发布时间:2020-02-26 浏览次数:1383

　　2015年3月，中共中央、国务院出台了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（简称“9号文”），标志着新一轮电力体制改革正式启动。2015年11月，电改6个核心配套文件正式落地，其中《关于推进电力市场建设的实施意见》构建了电力市场的总体框架。随后，国家能源局组织制定了《电力中长期交易基本规则（暂行）》（下称《基本规则》），进一步细化了电力中长期市场的运营规则。截至2019年3月，河北等18个省份陆续制定或修订了各自的交易规则。总体来看，这些交易规则大多是在国家层面规定框架下的细化。在基本原则不变的基础上，每个省份都根据自身实际情况和发展需要对规则要点进行了规定，出台的规则呈现出普遍性和一定差异性。

　　各省交易规则要点比较分析

　　市场成员

　　各省均规定市场成员包括发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构等，与《基本规则》一致。主要区别在于安徽、福建、贵州3个省份不包含独立辅助服务提供者，蒙东、辽宁、吉林、黑龙江4个省份的电力辅助服务市场运营规则另行规定。

　　关于电力市场准入条件，大部分省份与《基本规则》一致，部分省份进行了限定性或细化规定。

　　对发电企业的准入，主要体现在准入的电源类型和机组容量。京津唐电网准入省级电网及以上统调发电企业，鼓励可再生能源发电企业超出全额保障性收购利用小时数部分的电量参与市场交易。浙江初期市场发电主体包括省内各类统调煤电、水电、气电、核电机组，以及计划内外来煤电、水电、核电机组。安徽准入单机容量30万千瓦及以上的省调发电企业和自备电厂。湖北先期纳入火电和调峰性能好的水电企业；条件成熟时，支持风电、光伏、生物质等新能源发电企业自主选择进入市场，逐步扩大至其他类型发电企业；允许自备电厂在承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。重庆准入单机容量30万千瓦及以上的火力发电企业（资源综合利用机组容量可放宽至10万千瓦），以及符合国家和重庆市准入条件的水电企业、新能源发电企业。四川准入省调统调统分的水电、燃煤火电（两部制电价或冷备用补偿措施出台前）、风电、光伏、燃气、垃圾、生物质发电厂（超过优先发电部分的电量），除风、光以外的分布式能源（余电上网电量），国调和网调电厂（留川电量）。陕西鼓励规划内的风电、太阳能发电等可再生能源发电企业在保障利用小时数之外的电量参与直接交易。青海规定火电单机容量13.5万千瓦及以上机组、水电单机容量3万千瓦及以上机组及集中并网式太阳能发电、风力发电等参与直接交易。初期，自备电厂、小水电站原则上暂不参与直接交易。宁夏规定常规燃煤火电机组单机容量在200兆瓦及以上；鼓励风电、太阳能发电等清洁能源参与直接交易，水电企业暂不参与直接交易。广东现阶段主要包括省内省级及以上调度并经政府准入的燃煤机组、燃气机组以及以“点对网”专线输电方式向广东省送电的省外燃煤机组。

　　对电力用户的准入，主要体现在准入的电压等级和年用电量。吉林、甘肃提出电能清洁供暖用户电压等级可以适当放宽至10千伏以下。江苏规定微电网用户应满足微电网接入系统的条件；上年度年用电量在4000万千瓦时且用电电压等级在35千伏及以上的用户，可以自主选择参与批发市场交易。浙江准入需优先保障110千伏及以上电压等级用户，待市场运行平稳后，适时放开35千伏及以上用户参与市场。安徽规定电压等级10千伏及以上、年用电量1000万千瓦时及以上的用户，执行大工业和一般工商业电价，在电网企业独立开户、单独计量的企业可直接或委托售电公司代理参与直接交易；年用电量在100万千瓦时和1000万千瓦时之间的企业，由售电公司代理参与直接交易。江西优先放开省级及以上工业园区内、售电侧改革试点园区10千伏及以上电压等级的电力用户参与直接交易。山东不限定电压等级，鼓励优先购电的电力用户自愿进入市场。湖南、青海准入35千伏及以上电压等级的电力用户。四川现阶段准入国网直供直管区及其趸售区110千伏及以上电压等级工商业用户，部分35千伏、10千伏电压等级工商业用户；鼓励拥有自备电厂的电力用户参与自备电厂停发替代交易。陕西规定大用户即年用电量500万千瓦时及以上，可直接参与电力直接交易，或由售电公司代理参与；中小用户即年用电量在300～500万千瓦时的电力用户，由售电公司代理参与；园区用户可以园区为单位成立售电公司，整体参与市场化交易或委托其他售电公司代理参与。

　　对售电企业的准入，主要体现在履约保函、代理电力用户总用电量、公司人员及专业等补充要求。河北南部、黑龙江、湖北、湖南制定售电公司准入与退出管理（实施）细则。吉林、江西提出售电公司履约保函机制。新疆、云南规定售电企业准入应满足售电侧改革相关政策文件要求。江苏提出售电公司履约保函机制，同时要求售电企业准入满足江苏省售电侧改革方案相关要求。安徽规定售电企业代理电力用户的总用电量在1000万千瓦时以上。陕西对售电企业的人员及专业提出了具体要求，即售电公司一般应拥有10名及以上专职专业人员，其中至少有1名电力工程类高级职称和3名电力工程类中级职称专职管理人员；具有配电网运营权的售电公司，拥有与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，不少于20人，其中至少拥有2名电力工程类高级职称和5名电力工程类中级职称的专业管理人员。

　　交易品种、周期、方式

　　交易品种。多数省份均规定交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿（交易）机制等，与《基本规则》一致。主要区别：一是蒙东、辽宁、吉林、黑龙江电力辅助服务交易执行《东北电力辅助服务市场运营规则》，跨省跨区交易执行《东北区域省间电能交易办法》；四川、贵州交易品种不含辅助服务补偿（交易）机制，福建对交易品种未进行明确规定，海南交易品种不包括跨省跨区交易。二是部分省份基于发电资源特点对交易品种进行了补充，其中河北南部、江苏、江西、湖南均增加了抽水蓄能电量招标采购交易，四川增加了丰水期富余电量增量交易，甘肃增加了新能源发电企业与自备电厂调峰替代交易，新疆增加了新能源发电企业与自备电厂调峰替代交易和关停机组发电权交易。分省交易品种的梳理情况如表1所示。

　　交易周期。各省均规定电力中长期交易主要按照年度和月度开展，与《基本规则》一致。部分省份根据交易品种对交易周期进行了限定和补充。江苏规定合同电量转让交易主要按月度、月内开展。安徽规定厂网购售电交易、抽水蓄能交易按照年度开展，电力直接交易按照年度和月度开展，合同电量转让交易按照月度开展。福建规定月度交易不包括12月，季度交易不包括第四季度。重庆、宁夏、贵州也提出了季度交易周期。广东提出了周交易周期。青海同时提出季度和周交易周期。山东鼓励签订一年以上长期双边合同。四川规定优先发电合同交易主要按年度开展，电力直接交易主要按年度和月度开展，跨省跨区交易主要按年度、月度和周开展，合同电量转让交易主要按月度和周开展，丰水期富余电量增量交易主要按月度开展。此外，蒙东、辽宁、吉林、黑龙江4个省份规定年度交易规模应达到全年交易总规模的80%以上。

　　交易方式。各省均规定电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行，与《基本规则》一致。京津唐电网明确交易方式为双边协商。蒙东、辽宁、吉林、黑龙江对集中竞价交易轮次和报价段数、交易双方每段申报电量和电价，以及挂牌轮次进行了规定：4省份均规定集中竞价交易分轮次开展，但不超过3轮；每轮次双方可多段报价，但不得超过3段。蒙东和辽宁均规定交易双方申报每段电量不得小于1000兆瓦时。吉林提出市场主体每个申报不得低于10兆瓦时。黑龙江提出年度交易双方申报每段电量不得小于100万千瓦时，月度交易双方申报每段电量不得小于10万千瓦时。4省份均规定挂牌交易分为电力用户（售电公司）挂牌交易和发电企业挂牌交易两种方式。蒙东和吉林提出年度及以上挂牌交易每次挂牌不超过3轮，季度及以下挂牌交易每次挂牌不超过2轮。辽宁提出年度及以上挂牌交易每次挂牌不超过3轮，季度及以下挂牌交易每次挂牌1轮。黑龙江规定挂牌交易每次不超过3轮。此外，蒙东、吉林和黑龙江提出鼓励发电企业采取风火打捆的方式与电力用户进行直接交易。新疆则提出符合准入条件的新能源机组(含风电、光伏、水电等)可参加集中竞价(撮合)交易，并应分别进行出清，实现新能源、水电和火电打捆交易。江苏提出挂牌电量小于等于1亿千瓦时，供需双方只能挂牌一个价格及对应电量；大于1亿千瓦时的可多笔挂牌，除末笔挂牌外，每笔挂牌不得低于1亿千瓦时。福建规定发电企业、电力用户、售电公司申报最少电量为10万千瓦时。山东按照交易品种对交易方式进行了规定，电力直接交易以双边协商交易方式为主、集中竞价交易方式为辅，合同电量转让交易以月度双边协商交易方式为主、月度挂牌交易方式为辅，辅助服务交易采取月度集中竞价交易方式，月度集中竞价申报电量的最小单位为10兆瓦时。重庆提出集中竞价交易时，电力用户、售电公司报价形式为单调下降的“电量—电价”曲线，可包括一至三段水平线段，每段对应一个电量及电价，发电企业报价形式为单调上升的“电量—电价”曲线，可包括一至三段水平线段，每段对应一个电量及电价。广东提出双边协商交易协商确定分解曲线，采用自定义分解曲线；集中竞价交易采用常用分解曲线，交易分集合竞价、连续竞价两个阶段进行；挂牌交易采用自定义分解曲线。

　　价格机制

　　各省均规定双边交易价格按照双方合同约定执行，挂牌交易价格以挂牌价格结算。对集中竞价交易价格，部分省份进行了限定和补充。安徽、福建、山东、湖北、湖南、青海规定集中竞价交易按照统一出清价格确定，贵州、云南规定集中竞价交易根据各交易匹配对的申报价格形成交价格，即卖方报价和买方报价的平均值，梳理情况如表2所示。山西提出集中撮合时，电力交易系统匹配过程中考虑环保、能耗等因素，发电企业按环保调整价由低到高排序。吉林提出电能清洁供暖用户可采取电网购销差价不变的方式。广东规定集合竞价阶段以最后一个成交对的买方申报价格、卖方申报价格的算数平均值作为统一成交价格；连续竞价阶段可成交交易对的成交价格根据买卖双方的申报价格，以及前一笔交易成交价格确定。

　　交易组织

　　开展年度交易遵循的顺序。多数省份与《基本规则》一致，部分省份基于资源特点和电力市场的建设阶段进行了添加和调整。蒙东、辽宁、吉林、黑龙江4省份将燃煤发电企业基数电量优先于年度市场化交易。江苏先确定省内优先发电（燃煤、天然气除外），再确定跨省跨区优先发电，同时在市场化交易前添加了抽水蓄能交易。安徽也在市场化交易前添加了抽水蓄能交易。江西先确定省内优先发电（燃煤除外），再确定跨省跨区优先发电。湖南提出年度交易时，可将丰水期各月份单列，组织可再生能源企业优先交易。福建、山东对年度交易顺序未进行明确规定。广西、海南不安排跨省跨区优先发电。云南将省内优先购电量优先于跨省跨区电量。

　　重庆和宁夏提出季度交易顺序。重庆提出在年度合同分解到季度的基础上，首先开展季度双边交易，其次开展季度集中竞价交易。宁夏规定首先开展季度双边协商交易，如有必要，组织开展季度集中撮合交易或挂牌交易。

　　开展月度交易遵循的顺序。根据《基本规则》，在年度合同分解到月的基础上，首先开展月度双边交易，其次开展月度集中竞价交易。蒙东、辽宁、吉林、黑龙江月度不开展双边交易，直接开展集中竞价交易。江苏、福建在月度双边交易之前，首先开展合同电量转让交易。安徽提出按照月度合同电量转让交易、月度集中直接交易、月中双边直接交易的顺序开展。湖南提出丰水期月份的月度交易，可以在月度中上旬组织可再生能源企业提前进行次月交易。四川根据交易品种对交易方式进行了规定，以双边交易方式开展年度成交合同电量的转让交易、以集中竞价方式开展月度增量直接交易、以挂牌方式开展丰水期月度富余电量增量交易。宁夏则提出月度交易方式以交易效率较高为原则，采取双边协商、集中竞价、挂牌交易之一种组织交易。

　　四川提出周交易顺序。目前在发电企业间以集中撮合的方式开展合同电量周转让交易。

　　部分省份对容量扣减进行规定。安排优先发电计划电量时，根据机组年度直接交易电量扣除相应发电容量或者优先发电计划。原则上每年只进行一次容量扣减，在分配优先发电计划时直接扣除。其中，河北南部提出直接交易电量折算发电容量根据市场化电量占比等因素进行折算，年度优先发电计划下达前开展交易的，扣除发电企业发电容量；年度优先发电计划下达后开展交易的，扣除发电企业优先发电计划电量。山西提出安排计划电量时，可根据机组年度直接交易电量，扣除相应发电容量；直接交易电量折算发电容量时，可根据全省装机冗余、市场化电量占比，以及机组环保节能因素等进行折算。福建提出每批次交易完成后，按交易方案需要扣减发电企业计划发电容量的，按发电企业成交电量相应扣减发电容量。重庆提出燃煤发电企业基数电量安排应剔除市场发电容量。新疆提出年度直接交易原则上允许按照扣除相应发电容量方式执行，发电容量在年度交易时扣除，月度交易时不再扣除。广西则提出考虑当前的供需关系及鼓励市场交易，现阶段参与市场交易的发电企业可不剔除容量。

　　合同电量偏差处理

　　根据《基本规则》，中长期合同执行偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理。各省根据现阶段市场化电量份额的不同，合同电量偏差处理方式不尽相同，如表3所示。蒙东、辽宁、吉林、黑龙江提出当发用电计划放开到一定比例时，适时采用预挂牌月平衡偏差方式。现阶段辽宁、吉林主要通过滚动调整方式处理。京津唐、云南采用合同电量转让交易方式。福建、甘肃、广西采用合同电量转让交易，并签订电量互保协议。河北南部、安徽、江西、重庆、陕西、青海、贵州目前采用滚动调整方式，条件成熟或市场放开到一定程度后，适时通过预挂牌月平衡偏差方式调整电量偏差。海南采用滚动调整方式。

　　辅助服务

　　根据《基本规则》，按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。各省在基本原则上与《基本规则》一致。东北是我国第一个电力辅助服务市场改革试点，2016年连续出台《东北电力辅助服务市场专项改革试点方案》、《东北电力辅助服务市场运营规则》，市场于2017年1月1日零点如期启动。东北电力辅助服务市场主要依托调峰市场平台，开展多品种、多形式、多主体的市场化交易，包括实时深度调峰交易、火电停机备用交易、可中断负荷调峰交易、电储能调峰交易、火电应急启停调峰交易、跨省调峰交易、抽蓄超额使用辅助服务交易、黑启动等，以解决调峰问题，缓解热电矛盾，促进风电消纳，已初见成效。

　　计量和结算

　　根据《基本规则》，发电侧2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用，电力用户侧2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用。山西、宁夏与《基本规则》一致；江苏、安徽、福建、湖北、湖南、重庆、青海、云南有所放宽，发电企业、电力用户合同电量允许偏差范围为±3%；京津唐电网发电企业、电力用户合同电量允许偏差范围进一步放宽至±5%；蒙东、吉林、陕西规定发电侧5%以内的少发电量免于偏差考核，电力用户侧5%以内的少用电量免于偏差考核；辽宁规定发电企业2%以内的少发电量免于偏差考核，电力用户合同电量允许偏差范围为±5%；黑龙江规定发电企业5%以内的少发电量免于偏差考核，电力用户合同电量允许偏差范围为±5%；江西提出采取滚动调整方式时，大用户与发电企业直接交易合同电量允许偏差不超过±3%，采用预挂牌月平衡偏差方式时，与《基本规则》一致；山东规定用户侧合同偏差不超出+6%和-2%免于偏差考核；四川规定发电侧2%以内的少发电量免于偏差考核，用电侧合同偏差不超出+5%和-2%免于偏差考核；新疆规定电力用户合同电量允许偏差范围为±5%，新能源发电企业发电侧月度合同执行的实际上网电量与合同电量允许偏差范围±15%、无调节能力水电允许偏差范围±10%、有调节性水电企业与火电企业允许偏差范围为±5%。

　　结论

　　本文梳理了国家中长期交易规则的要点，在此基础上对各省出台的交易规则进行了比较分析，主要结论如下：

　　对市场成员，电力辅助服务市场总体处于试点和起步阶段，部分省份不包含独立辅助服务提供者。电力市场准入条件各省省情不同、差异较大，对发电企业的准入，差异性主要体现在准入的电源类型和机组容量；对电力用户的准入，差异性主要体现在准入的电压等级和年用电量；对售电企业的准入，差异性主要体现在履约保函、代理电力用户总用电量、公司人员及专业等补充要求。

　　对交易品种，部分省份基于发电资源特点进行了补充。对交易周期，部分省份根据交易品种对交易周期进行了限定和补充。对交易方式，蒙东、辽宁、吉林、黑龙江等部分省份对交易轮次、报价段数或曲线、新能源机组交易方式等进行了具体说明，具有一定的参考意义。

　　对价格机制，集中竞价交易可以按照统一出清价格或根据双方申报价格确定，各省的选择不尽相同，应基于电网结构、电力市场化交易基础进行考虑。

　　对交易组织，开展年度交易遵循的顺序部分省份基于资源特点和电力市场的建设阶段进行了添加和调整，开展月度交易遵循的顺序部分省份为保证交易高效率对交易方式进行了限定，个别省份提出季度交易和周交易。部分省份对容量扣减进行了规定，扣减方式及份额主要基于电力供需关系和市场化交易情况进行确定。

　　对合同电量偏差处理，各省根据市场化电量份额的不同处理方式不尽相同。市场化电量份额达到一定比例时，主要采用预挂牌月平衡偏差方式，市场化初级阶段则主要采用滚动调整方式、合同电量转让交易方式等。

　　对辅助服务，各省在基本原则上与国家一致。东北是我国第一个电力辅助服务市场改革试点，主要围绕调峰资源开展交易，已初见成效，具有一定的借鉴意义。

　　对计量和结算，在发电侧、用户侧合同电量允许偏差范围的规定上，各省存在较大差异，与国家并不相同，这主要是因为各省电力市场化交易基础不同，需根据发电企业、用电企业及售电公司的类型和特点进行具体规定。

（信息来源：中国电力企业管理）