电力交易组织篇——新疆

关键发现

（来源：微信公众号“光伏点”ID：DGPV_cwb）

问：2018年、2019年直接交易用户市场准入规则有什么区别？

答：2018年的直接交易市场成员为准入制，政府确定参与交易名单，2019年市场准入规则为注册制，市场主体在交易平台注册后符合交易相关条件的市场主体可参与交易。

问：市场主体自愿或强制退出交易市场的有何影响？

答：根据新疆电力中长期交易实施细则规定，市场主体自愿或强制退出的，原则上3年内不得参与电力市场交易，由原受理申请的电力交易机构进行注销，并向社会公示。

问：电力用户被售电公司代理后如何参与交易？

答：电力用户被售电公司代理后，用户由电力用户变更为零售用户，需通过售电公司申报交易电量，用户无法直接参与交易。

问：目前疆内开展哪些交易、组织频次，组织时间如何？

答：目前疆内开展了年度直接交易、年度发电权交易、年度新能源替代交易（分阶段），年度交易每年组织一次，交易组织时间约每年12月至次年2月，根据情况分阶段或组织补充交易。月度交易主要以月度直接交易和合同转让交易为主，按月组织开展交易，交易组织时间段在每月15日-25日之间。

问：什么是电力直接交易？

答：电力直接交易：指符合准入条件的发电企业与电力用户（含售电公司）经双边协商、集中竞价（撮合）、挂牌等方式达成的市场交易。

问：什么是合同电量转让交易，哪些合同可转让？

答：合同电量转让交易：指发电企业之间、售电公司之间、电力用户之间（含售电公司代理用户之间），就电量交易合同开展的电量转让交易。目前可转让合同主要包括优先发电合同（火电）、直接交易合同、关停机组发电权交易合同、跨省跨区交易合同（不含电力援疆外送电量合同）等。

问：什么是关停机组发电权交易？

答：关停机组发电权交易是指符合准入条件发电企业（含局域电网内发电企业）之间经双边协商、集中竞价（撮合）等方式达成的发电权益转让替代交易（关停机组享有的发电量指标视作合同电量。）

问：什么是双边协商交易？

答：指市场主体之间自主协商交易电量（电力曲线）、电价，形成双边协商交易的初步意向后（新能源企业需打捆参与），通过电力交易平台进行申报，经相关方确认和电力调度机构安全校核后形成交易结果。协商是主要的交易方式。

问：什么是集中竞价（撮合）交易？

答：指所有市场主体通过电力交易平台申报电量、电价等信息，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报，电力交易机构按照事先确定的规则进行市场预出清，经电力调度机构安全校核后，形成交易结果。集中竞价（撮合）可以采取高低匹配、边际出清等方式进行。

问：什么是挂牌交易？

答：指市场主体通过电力交易平台，提出售电（发电侧）、购电（用电侧）合同的电量、电价等申请信息，电力交易机构根据市场情况向所有符合条件的市场主体发布挂牌交易公告及交易合同事项，将购、售电市场主体的电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，并得到相关方确认，电力交易机构按照事先确定的规则进行市场预出清，经电力调度机构安全校核后，形成出清结果。

问：2019年关停机组发电权交易指标如何确定的？

答：2017年及以前关停的公用火电机组，发电权替代交易指标由政府批复文件确定。2018年关停的公用火电机组，由关停机组容量乘以新疆电网统调公用煤电机组2018年平均发电利用小时数（3785小时）计算交易电量指标。

问：交易公告所有人都能看到吗？如何看到交易公告？

答：交易公告属于公开信息，只有在交易平台注册市场主体能看到交易公告。市场主体需通过账号、密码登录交易平台后进入首页界面，在“交易公告”栏中查询相关交易公告。

问：疆内市场化交易价格形成方式有哪些？

答：疆内市场化交易价格形成方式有：双边协商、集中竞价（撮合）、挂牌三种方式。

问：2019年电力用户直接交易的准入条件是什么？

答：（1）电压等级在10千伏及以上，南疆四地州（阿克苏、喀什、和田、克州）年用电量300万千瓦时及以上，其他地州年用电量500万千瓦时及以上的工业用户。

（2）电压等级在10千伏及以上，煤炭、钢铁、有色、建材、石油及化工、硅基新材料行业及政府主管部门认定的云计算企业电力用户不受用电量限制，全电量参与交易。

（3）满足交易条件的工业用户按要求在新疆电力交易平台完成注册后，方可参与交易。交易时可以自主选择独自参与或委托售电公司代理参与直接交易。如电力用户委托售电公司参与交易，本年度仅能选择一家售电公司参与，且取消其独自参与交易执行期内其他交易的资格。

问：2019年的年度直接交易规模控制规则变化？

答：2018年的年度直接交易采用“切比例”的方式调减交易规模，若用户申报电量大于交易规模则按照有效申报电量比例控制成交电量。2019年的年度直接交易采用“时间方式”调减交易规模，即有效申报电量超过交易规模时，按照申报时间顺序逆序调减超出部分的电量。

问：交易申报的电量都能成交吗？

答：交易申报的电量不一定都能成交。交易闭市后，市场主体通过电力交易平台申报电量需按照交易规则进行预出清，预出清结果通过调度机构安全校核后，才能正式成交。

（1）在预出清阶段，若双边方式直接交易采用等比例调减方式，当所有市场主体的申报总电量超过交易规模时，需根据申报电量等比例调减后预出清，即预出清电量小于申报电量。

（2）在预出清阶段，若集中方式直接交易采用边际电价法，当购电方报价低于边际出清价格，或售电方报价高于边际价格时，成交电量为零。当购电方报价或售电方报价等于边际价格时，所有申报价格等于边际价格的市场主体根据申报电量等比例预出清，预出清电量会小于申报电量。

（3）电力市场化交易以电网安全运行为前提，交易预出清结果要经过调度机构安全校核。若安全校核不通过，预出清电量是无法成交的。

问：什么是边际电价法？答：所有成交电量均采用统一价格进行出清的方法，称为“边际电价法”。

申报截止后，将购电方申报价差由高到低排序形成购电方申报曲线。将售电方报价由低到高排序形成售电方申报曲线。购电方申报曲线与售电方申报曲线的交叉点对应的价格为边际出清价格。

未设定交易规模时，当售电方报价低于边际出清价格，或购电方报价高于边际出清价格时，申报电量均成交。如果等于边际出清价格的购电方申报电量与售电方申报电量不相等，按照较小的申报电量成交。

问：集中方式直接交易中，为什么申报价格大于或等于正式出清的边际价格，却无中标电量？

答：在设定交易规模的情况下，根据市场主体申报情况，若购方申报曲线与售方申报曲线交点对应的电量Q0大于交易规模，则交易规模分别与购方申报曲线和售方申报曲线相交形成两个交点，分别对应购电方的边际价格P1和售电方的边际价格P2。

根据目前的出清方式，集中交易的边际出清价格为：

P边际出清=（P1+ P2）/2，且P1＞P2。

通过公式可以看出，集中交易的边际出清价格小于购方边际价格，大于售方边际价格。若购方申报价格超过P边际小于购电方的边际价格P1时，是无法中标的。当购方申报价格大于购电方的边际价格P1时，才能够中标。

问：若双边方式按照申报电量比例出清，是不是申报电量越多，就越容易满足交易需求？

答：双边方式按照申报电量比例出清时，不是申报电量越多越好。若申报总电量超过交易规模，预出清时需按照申报电量等比例调减，其比例系数是由所有市场主体的申报总电量和交易规模的比值。在交易闭市之前，调减的比例系数无法确定。若所有市场主体的申报总电量小于或等于交易规模，则申报电量全部预出清；若所有市场主体的申报总电量超过交易规模，则：

预出清电量=申报电量/所有市场主体申报总电量×交易规模

若交易时虚报电量，一方面会扰乱正常的交易秩序，影响电力市场的持续健康发展；另一方面，可能造成交易电量远超实际用电量，需按照交易规则承担违约风险。

综上所述，建议市场主体科学测算实际用电量，根据实际用电量合理申报。

问：参与直接交易一定会降低电价吗？

答：参与直接交易不一定会降低电价。电力市场化交易的价格受供求关系的影响而变化。和发电企业上网标杆电价或目录电价相比，电力市场化交易价格可能涨价，也可能降价。直接交易采用输配电价法，购电方交易价格为售电方交易价格、输配电价、政府性基金之和，输配电价和基本电费以政府核定的输配电价文件为准。

以大工业用户为例，参与直接交易后，交易电价可能比目录电价有所降低，但其基本电价统一按33元/千瓦·月（最大需量）或26元/千伏安·月（最大容量），可能高于部分地区用户现行的基本电价。

综上所述，参与直接交易是否能够降低用能成本，需市场主体综合考虑各方因素测算后确定。

问：电力用户交易成交后，每月用电量全部按交易成交价格结算吗？

答：电力用户每月的市场化电量按交易成交价格结算。电力用户在交易申报时，需申报分月电量计划，根据分月电量计划申报值和最终出清电量，确定用户直接交易电量分月计划值，各月按照直接交易分月计划值予以执行，超过或低于计划值的部分，不按市场交易价格结算。每月15日前，允许对次月的直接交易分月计划值进行一次调整。

问：电力用户直接交易到户价格机制是什么？

答：直接交易电力用户执行“输配电价法”：电力用户侧落地电度电价=发电企业交易价格+政府批复的输配电价+政府性基金组成。