解读！《电力中长期交易基本规则（暂行）》

自2015年3月15日电改九号文发布以来，电力市场改革已进入第三个年头。随着2016年12月《电力中长期交易基本规则（暂行）》的发布，全国各省市建设电力中长期市场成为2017年我国推进电力改革的核心任务之一。本公众号邀请了来自国家能源主管部门、高校和科研机构、电力交易机构，以及电网、发电、售电企业参与政策制定和市场建设的一线电力市场专家，针对规则中优先发电权、跨区跨省交易、可再生能源保障、新型交易品种、多种交易协调、考核结算方式等关键问题，进行专题解读。希望对各省市电力中长期交易市场建设，对各类市场主体参与中长期交易，提供有益的参考。

（本文转载自微信公众号：电力系统自动化 微信号：AEPS-1977 作者：刘敦楠）

2016年12月29日，国家发改委、国家能源局印发了《电力中长期交易基本规则(暂行)》(以下简称“基本规则”)。在我国现货市场条件还未成熟前，采用“计划性交易+市场化交易”相结合的形式来探索我国的电力市场建设过程中存在的问题，其中优先发电对应计划性市场，市场化交易对应多种交易类型的交易（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交易等）。下面就优先发电权与可再生能源消纳保障问题进行剖析。

一、水电将逐步放开发电计划，参与市场竞争

2015年在11月30日发布的《关于有序放开发用电计划的实施意见》（以下简称“意见”）国家明确提出要建立优先发电制度。

“为了落实可再生能源发电保障性收购制度，纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电；为满足调峰调频和电网安全需要，调峰调频电量优先发电；为保障供热需要，热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的在采暖期优先发电，以上原则上列为一类优先保障。

其次，为落实国家能源战略、确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电；为减少煤炭消耗和污染物排放，水电、核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组优先发电，以上原则上列为二类优先保障。”

《意见》还规定，各省（区、市）可根据本地区实际情况，按照确保安全、兼顾经济性和调节性的原则，合理确定优先顺序。

2016年3月24日发布的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》中明确了可再生能源发电全额保障性收购的适用范围：本办法适用于风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电、海洋能发电等非水可再生能源。水力发电参照执行。

该适用范围表明为非水可再生能源全额收购；水电参考设计平均利用小时数，通过优先发电与市场交易来实现全额收购。

结合国家政策表明，可再生能源处在优先发电的序列中，但仅有非水可再生能源是由国家政策全额保障，水电仅保障部分电量为优先发电，剩余电量需通过市场交易的方式完成。

在《基本规则》中，将跨省跨区、非水可再生能源明确列为优先发电资源，而水电被列为二类优先发电，且说明了各地也可以按照气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏的先后次序，放开发电计划。

综上表明水电将进入市场的趋势已经无法阻挡了，但在《基本规则》中提到“优先发电机组参与电力直接交易时，各地应制定措施保障落实”，表明优先发电机组在进入市场交易时，需比非优先机组（例如：燃煤机组）优先成交。

水电将逐步放开发电计划进入市场，优先电量部分将得到保障，未进入优先电量的水电在进入市场后也将会优先成交，但水电进入市场交易的细则没有相关内容。

二、优先发电价有保障，量将逐步减少

在优先发电量的问题上，《基本规则》中没有明确具体的测算方法，各地可根据实际情况制定细则来进行核定。其中，水电和可再生能源调峰机组的优先发电量最难确定。

1）水电难以确定是由于水电的出力取决于来水量的预测，且优先发电量的核定周期为年度，也就是每年末需要制定次年的优先发电量，优先发电量会存在较大的偏差。

2）可再生能源调峰机组的优先发电量难以确认是由于调峰的范围未有明确的界定。2016年7月14日发布的《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》（以下简称“办法”）中仅明确了作为可再生能源调峰机组的应该具备的调峰性能。《办法》中明确“单机容量30万千瓦及以下的常规煤电机组，出力至少能降到额定容量50%以下；30万千瓦以上的机组，出力至少能降到额定容量60%以下”。

因此，在水电优先发电量上的制定，一方面由发电企业根据自身情况预测来年的发电量，由交易机构来确认优先发电合同电量；一方面由调度机构参考历史情况测算，预留优先发电空间，保障优先发电交易的正常进行。

在可再生能源调峰机组的优先发电量方面，通过企业自愿、电网和发电企业双方约定的方式确定部分机组为可再生能源调峰。这里需要发电企业在优化机组调度方面有较好的协调能力，需要根据市场电量、基数电量以及调峰电量的需求做好机组备用容量的安排。

在优先发电价的问题上，《基本规则》中明确，“电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预”。原则厂网交易也属于自主协商的范畴，《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》中明确“可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度。”，因此优先发电在价上根据国家上网标杆电价执行。

表1优先发电放开计划排序

优先发电在价格上按照国家批复电价执行，对于发电企业而言，需要结合自身情况做好可再生能源的出力预测以及机组协调优化，以在优先发电量上获得保障。

三、优先发电量存在考核机制，月清月结

1）偏差处理

在偏差处理方面，《基本规则》中采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理，即发电企业通过预挂牌的方式明确自身的上调价格与下调价格，每月的最后7日，由调度机构根据供需情况调整机组处理，优先安排上调价格低的机组进行上调出力，优先安排下调价格低的机组进行下调出力。

2）结算机制

在结算机制方面。①结算顺序，优先结算优先发电与基数电量，再结算市场电量。即在发电量方面，会先结算核定优先发电量与基数电量，剩下的电量均按照市场电量的方式结算。在这样的结算顺序下，优先发电量只会存在少发未完成的电量，而不会有多发的电量结算为优先电量。②考核周期，《基本规则》中明确了结算的周期，“以年度交易和月度交易为主的地区，按月清算、结账；开展周（日）交易的地区，按周（日）清算，按月结账。”③考核对象，《基本规则》中针对优先发电量中的可再生能源未提到相应的考核内容，其他类型的优先发电量中仅存在少发的可能性，当优先发电量少发时，在扣除由于提供下调服务而导致的少发电量外，由于自身原因导致的少发电量会被考核（2%的以内的偏差免于考核），考核费用为月度集中竞价交易最高成交价的10%。

由于偏差考核及预挂牌偏差处理方式的出现，对于发电企业而言需要在以下几方面加强工作：①在优先发电的偏差与结算机制上，发电企业应该加强年度计划制定以及月度计划分解，加强预测能力，减少由于实际上网电量低于计划电量所带来的考核；②由于存在预挂牌市场与电量交易市场，发电企业需综合考虑预挂牌下调节补偿与市场电量少发电量的替代效益，合理决策是否参与预挂牌市场。

四、合同电量转让交易有较大的发挥空间

《基本规则》中将“发电权交易”定义为“合同电量转让”，其原因在于不仅发电方可以进行合同电量转让，售电公司以及电力用户均可以进行合同电量转让。《基本规则》中明确“拥有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业；享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等不得转让，可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让”。

合同电量转让的价格由双方协商，转让价格不影响原有合同的价格和结算，省内转让不收取输电费，跨省跨区合同转让收取输电费。

关于合同电量转让问题，《基本规则》中没有作的详述，仅明确了“‘以热定电’电量、余热余压余气优先发电电量”等不能参加合同电量转让。在合同电量转让中未明确合同电量转让方与受让方的具体要求，例如是否只能高耗能机组向低耗能机组转让合同电量、水电与火电机组、水电与水电机组之间的合同电量转让。由于已经明确了合同电量转让的价格不影响原合同的结算，因此，在未来的电力中长期市场交易中，合同电量转让以及偏差结算考核的收益差将是企业需要重要关注点。