政策解读｜电力现货离四川电力交易市场越来越近

国家能源局四川监管办公室等两部门于2020年2月28日正式发布了《2020年四川电力交易指导意见》，《2020年四川电力交易指导意见》与《四川省2020年省内电力市场交易总体方案》相互补充结合，推动着四川电力市场平稳有序发展。川能售电在此将一些《四川省2020年省内电力市场交易总体方案》中未提及的重难点进行梳理与分享。

（来源：微信公众号“川能售电”作者：川能售电）

一、交易方式相关内容

1、年度交易分4周开展，第1周前3个工作日和第3周后3个工作日开展平台集中交易，前3周其他工作日开展自主双边协商交易，第4周开展年度合同电量转让交易，发用双方自主选择参与方式。

要点

（1）年度交易开始后，时序如下：第1-3个工作日开展平台集中交易，无自主双边协商交易；第4-12个工作日开展自主双边协商交易，无平台集中交易；第13-15个工作日开展平台集中交易，无自主双边协商交易；第16-20个工作日开展年度合同转让交易。

（2）用电侧（批发电力用户与售电公司）与发电侧自主双边交易截止时间为交易开始后第三周的第二个工作日（第12个工作日），若错过时间，则无法进行交易。

（3）前三周平台绑定时，售电公司没有批发电量必须小于等于零售电量的限制，但若年度交易结束时，售电公司批发电量大于零售电量，则会被强制拍卖转让。

2、月度（月中）交易中平台集中交易在连续竞价阶段，发电侧可以申报合同增持需求（拟售出电量或拟受让合同），也可以申报合同减持需求（拟转让合同）；用电侧可以申报合同增持需求（拟购入电量或拟受让合同），也可以申报合同减持需求（拟转让合同）。发用双侧增持合同可以与对侧主体增持需求相匹配，也可以与同侧其他主体减持需求相匹配；发用双侧减持合同可以与对侧主体减持需求相匹配，也可以与同侧其他主体增持相匹配。发用双侧合同增持需求匹配，等效于电能量增量交易；发用双侧合同减持需求匹配，等效于合同电量双边调减交易；发电侧合同增持（减持）需求与同侧合同减持（增持）需求匹配，等效于发电侧合同电量转让交易；用电侧合同增持（减持）需求与同侧合同减持（增持）需求匹配，等效于用电侧合同电量转让交易。同次交易中，发电方不可同时申报增持和减持，用电方同一交易品种不可同时申报增持和减持。

要点

（1）集合竞价阶段（原集中竞价阶段）未发生变化，只能由电厂售出、批发电力用户或售电公司购入。

（2）连续竞价阶段（原双挂双摘阶段）不再限制购售双方主体要求，电厂、批发电力用户或售电公司均可买可卖，即发用双侧电能量增量交易、发用两侧合同电量转让交易、发用双侧合同电量调减交易合并。

（3）在连续竞价阶段可能会出现以下情况：

批发电力用户或售电公司合同增持（用电量大于已购入合同，需要新增购入合同）、电厂合同增持（发电量大于已售出合同，需要新增售出合同）时，等同于电厂卖电给批发电力用户或售电公司；

批发电力用户或售电公司合同减持（用电量<已购入合同，需要减少购入合同）、电厂合同减持（发电量<已售出合同，需要减少售出合同）时，相当于减持的批发电力用户或售电公司与电厂调减合同、同时减持电厂将合同转让给与该批发电力用户或售电公司签约的电厂；

批发电力用户或售电公司合同增持（用电量大于已购入合同，需要新增购入合同）、批发电力用户或售电公司合同减持（用电量小于已购入合同，需要减少购入合同）时，等同于批发电力用户或售电公司间合同转让；

电厂合同减持（发电量小于已售出合同，需要减少售出合同）、电厂合同增持（发电量大于已售出合同，需要新增售出合同）时，等同于电厂间合同转让。

3、在发用双侧合同增持需求匹配时（等效于电能量增量交易），按电能量增量交易结算方式结算；在发用双侧合同电量增持（减持）需求与同侧减持（增持）需求匹配时（等效于发用双侧合同电量转让），按合同电量转让交易结算方式结算；在发用双侧合同电量减持需求匹配时，按以下方式进行结算：

其中，F1、F2分别为发电侧主体和用电侧主体的合同电量减持收入或支付的费用（F1、F2为正时表示收入费用、为负时表示支出费用）；p1、p2分别为发电侧和用电侧主体减持的合同的标的价；p0为减持合同的成交价，q0为减持合同的成交电量。

要点

（1）电力用户或售电公司转让交易时，转让价高于原合同价时，受让方向转让方支付费用=（转让价-原合同价）×转让电量；

（2）电力用户或售电公司转让交易时，转让价低于原合同价时，转让方向受让方支付费用=（原合同价-转让价）×转让电量；

（3）电厂转让交易时，转让价高于原合同价时，转让方向受让方支付费用=（转让价-原合同价）×转让电量；

（4）电厂转让交易时，转让价低于原合同价时，受让方向转让方支付费用=（原合同价-转让价）×转让电量。

4、各市场主体之间合同电量转让交易费用结算依据由四川电力交易中心统一出具，由电网企业负责合同电量转让交易费用的收取和支付。

要点

批发用户或售电公司转让交易费用由电网企业负责收取和支付，不再需要批发用户或售电公司线下收取和支付。

二、强退售电企业相关内容

1、强退售电企业合同转让交易

（1）强退售电企业合同转让采取批零合同整体挂牌的交易方式实施。

（2）开市前，电力交易机构应将强退售电企业自强退次月起所有未履行的批发市场和零售市场合同予以公告，包含但不限于代理的用户名录（名称、用电性质等）、签约发电企业名录、批发合同分品种签约总量及签约均价、零售合同分品种签约总量及签约均价、售电服务费情况、履约保函缴纳情况等。电力交易机构将强退售电企业与发电企业和电力用户的购售电合同整体挂牌。

（3）开市后，拟摘牌售电企业向交易平台申报摘牌费用，即受让整体批零合同的受入费用。摘牌售电企业最低受入费用限价为0。

（4）按申报受入费用从高到低进行排序，价高者成交。

（5）当强退售电企业售电服务费为负时，首先启用强退售电企业履约保函，然后利用受入金额抵扣，最后不足部分由相应的电力用户按优惠费用总额的比例分摊。如果受入金额有盈余，纳入市场平衡账户清算。

（6）受让售电企业应在成交十个工作日内向电力交易机构完善履约保函。逾期未完善的取消其成交资格，并纳入信用体系评价。原批零合同按原出清顺序由下一序位售电企业成交，若无替补售电企业，原批零合同按转让不成功处理。

要点

（1）今年新增强退售电公司合同转让交易。可由其他售电公司接手，作为被强退售电公司代理用户的第一层保护措施。

（2）强退售电公司的批发合同、零售合同作为一个整体进行挂牌交易，不能分开交易。

（3）若强退售电公司服务费为负（批发购买价格高于零售售出价格）时，首先启用强退售电企业的履约保函，若履约保函不足以抵扣服务费，则用受入金额（接盘售电公司支付的费用）抵扣，若还不足，则由相应电力用户按优惠费用总额的比例分摊。也就是若强退售电公司服务费为负，则接手的售电公司承担的负服务费以其支付的受入费为限，额外的负服务费由强退售电公司代理的用户承担。

（4）强退售电公司转让可能会不成功。假设被强退的售电公司枯水期未签约足够批发电量，接手的售电公司可能会在月度额外购买更多的批发电量，造成自身代理的用户出现服务费为负，从而放弃接手该强退售电公司。

2、被强制退出的售电企业，应按合同约定承担相应违约责任。电力交易机构受政府主管部门委托对强退售电企业与发电企业和电力用户签订的购售电合同予以整体挂牌转让，受让售电企业承担原购售电合同所有权利与义务。如挂牌转让不成功，电力交易机构可组织相关发电企业与电力用户对原购售电合同后续未执行电量开展双边协商交易。

当挂牌转让与双边协商均不成功时，电力交易机构和电力调度机构自售电企业强制退出次月起，不再继续执行其涉及的所有原购售电合同，发电企业相关合同电量作废，相关零售电力用户在重新参与市场以前，其用电量按照四川电网直供区不满1千伏合表居民到户电价的1.2倍执行。

要点

（1）若强退售电公司转让不成功，则相关发电企业与电力用户可对原购售电合同后续未执行电量开展双边协商交易，作为被强退售电公司代理用户的第二层保护措施。

（2）若被强退售电公司代理的用户无其他售电公司接手，也无法与发电企业达成合作，则按四川电网直供区不满1千伏合表居民到户电价的1.2倍由电网进行保底。

三、用户签约相关内容

1、零售用户应按真实用电规模与售电企业签约，零售用户应向与其建立购售电关系的售电企业披露其近3年的分月购网结算电量。售电企业可通过交易平台申请查询零售用户近3年分月购网结算电量，由零售用户在交易平台确认后获得查询权限，有特殊需求的售电公司与零售用户在购售电合同中另行约定。

要点

为保障售电公司可以更好的估计其代理客户的用电量，售电公司可以通过交易平台查询该客户近3年的用电量，但对于有保密要求的涉密单位，可以约定不让售电公司查询。

2、售电企业与零售用户之间应按照“基础价格+浮动价格”的方式约定电量、电价。即售电企业与零售用户之间约定分月基础电量和对应的基础价格，并约定零售用户分月实际用电量超出基础电量的不同阶梯浮动范围对应的浮动价格。浮动范围可设置一段或多段，每段对应的浮动价格均不应等于基础价格。

当第i月基础电量≥零售用户第i月实际用电量时，第i月零售电价=第i月基础电价

当零售用户第i月实际用电量＞第i月基础电量且设置一段浮动范围时，第i月零售电价=[第i月基础电量*第i月基础电价+（第i月实际用电量-第i月基础电量）*第i月浮动电价]/第i月实际用电量。设置多段浮动范围的，零售电价按此方式类推计算。

要点

（1）为了提供售电公司与用户更多签约方式，今年采取“基础+浮动”模式签约，替代之前“协议内+协议外”签约方式。“基础+浮动”类似阶梯电价模式，每一段电量约定一个电价，实际用电每超出一段电量，超出部分执行约定的浮动电价。

（2）每一段电价均不能相同。

（3）每一段电价均不能超出限价范围。

四、结算相关内容

1、未纳入四川输配电价核价范围的地方电网以及已纳入四川输配电价核价范围的国网四川省电力公司全资、控股（含上市）供电公司，供电范围内电力用户各月市场交易电量总和不得大于当月从主网下网电量。年度、月度（月内）交易之前暂按2018、2019年从主网相应月份实际下网的最大电量作为月度交易上限。水电消纳示范交易电量、电能替代交易电量不受主网下网电量限制。

要点

（1）已纳入四川输配电价核价范围的国网四川省电力公司全资、控股（含上市）供电公司每月市场交易总和不得大于其从主网的下网电量。若已纳入四川输配电价核价范围的国网四川省电力公司全资、控股（含上市）供电公司每月参与市场交易的用户用电量总和大于该供电公司的下网电量时，则按会对参与市场交易用户的电量进行相应的扣减，直至交易电量等于下网电量。用户会受到相应的偏差考核。

（2）水电消纳示范交易电量、电能替代交易电量不受主网下网电量限制，可以全额进行交易。

2、电力用户和零售电力用户按留存电量、水电消纳示范区、自备替代电量、常规直购（或战略长协）的顺序进行结算；参与富余电量交易的，其超过基数的部分按富余电量进行结算；电能替代、低谷弃水单独进行结算。

要点

（1）富余电量与2019年相同，要么超出基数部分全部作为富余电量，要么完全放弃富余电量。

（2）对于留存用户，丰水期若参加富余电交易，则超出基数部分全为富余电量；基数内部分，优先结算留存电量，再结算其他交易品种。

五、偏差考核相关内容

1、发电企业偏差考核：免偏差考核范围为正负2%，除风电、光伏、生物质等可再生能源外其他发电企业按以下方式进行考核：

丰水期：超发电量不予结算，2%以内的超发、少发电量免于支付偏差考核费用，2%以上的超发电量按丰水期常规直购月度（月内）交易最高限价的10%支付考核费用，2%以上的少发电量按丰水期常规直购月度（月内）交易最高限价的50%支付偏差考核费用。

枯、平水期：超发电量按对应水期常规直购月度（月内）交易最高限价的55%结算。2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少发电量按对应水期常规直购月度（月内）交易最高限价的50%支付偏差考核费用。

要点

发电侧偏差考核价格如下：

2、电力用户或售电公司偏差考核：免偏差考核范围为正负3%，按以下方式进行考核：

参加多种品种交易的市场电力用户，按留存电量、常规直购、计划外交易品种（含战略长协、富余电量、低谷弃水、水电消纳示范区、电能替代、自备机组停发替代）三个类别分别进行偏差考核。

3%及以上超用电量按对应水期常规直购月度（月内）交易最高限价按7:3水火配比后的价格结算，3%以内的超用电量按市场电力用户该品种的合同加权平均价结算。

3%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，3%及以上的少用电量按批发市场水电交易（不含补充交易）当月合同均价作为偏差考核标准，进行偏差考核。

要点

（1）2020年将会对留存电量用户的留存电量进行偏差考核。由于售电公司无法代理该部分电量，该部分电量仅能用户自行承担，需要留存电量用户对其指标进行较为准确的预估。

（2）2020年战略长协、富余电量、低谷弃水、水电消纳示范区、电能替代、自备机组停发替代合并进行考核。

（3）售电公司正偏差电量进行结算。

（4）考核价格（火电按0.4012元/千瓦时进行测算）如下：

3、非市场电力用户5%以内的超用电量免于支付偏差考核费用；5%及以上的超用电量按月度（月内）直接交易最高限价10%支付偏差考核费用。5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%及以上按月度（月内）直接交易最高限价的10%支付偏差考核费用，其他按照《交易规则》执行。

要点

（1）非市场化用户将被进行偏差考核。

（2）偏差考核价格如下：

4、售电企业和零售用户之间应在年度购售电合同中约定该年度用户偏差考核费用的分担比例。售电公司总偏差考核费用至少20%应由其代理的用电偏差超过用电侧偏差考核阈值的零售用户共同分担。

要点

（1）售电公司无偏差考核，其代理用户均无偏差。

（2）售电公司出现偏差考核，其代理用户中偏差考核范围在正负3%以内的用户，无偏差考核。

（3）售电公司出现偏差考核，其代理用户中偏差考核范围在正负3%以外的用户，接受偏差考核。

（4）出现偏差考核的售电公司代理用户的偏差考核按用户偏差考核费占比进行分摊，最大值不会超过售电公司偏差考核分摊值。

例子：售电公司代理客户A、B、C三家公司。5月，市场水电均价0.26元/千瓦时，火电匹配价格0.4012元/千瓦时，售电公司当月购电均价0.265元/千瓦时，购入电量1000万千瓦时；用户A签约价0.265元/千瓦时，当月合同电量400万千瓦时，实际用电500万千瓦时，与售电公司约定偏差分摊比例30%；用户B签约价0.265元/千瓦时，当月合同电量250万千瓦时，实际用电150万千瓦时，与售电公司约定偏差分摊比例20%；用户C签约价0.265元/千瓦时，当月合同电量350万千瓦时，实际用电400万千瓦时，与售电公司约定偏差分摊比例20%。

当月实际结算时，售电公司批发电量1000万千瓦时，零售电量1050万千瓦时，正偏差5%，偏差考核费为0.05169×20=1.0338万元；用户A合同电量400万千瓦时，实际电量500万千瓦时，正偏差25%，计算偏差考核费为4.549万元；用户B合同电量250万千瓦时，实际电量150万千瓦时，负偏差40%，计算偏差考核费为24.05万元；用户C合同电量350万千瓦时，实际电量400万千瓦时，正偏差14.29%，计算偏差考核费为2.042万元。最终，用户A分摊偏差考核（4.549/(4.549+24.05+2.042)）×1.0338×30%=0.046万元；用户B分摊偏差考核（24.05/(4.549+24.05+2.042)）×1.0338×20%=0.1623万元；用户C分摊偏差考核（2.042/(4.549+24.05+2.042)）×1.0338×20%=0.01378万元；售电公司合计分摊偏差考核0.2221万元。

六、市场监管与电力现货相关内容

1、四川能源监管办负责组织开展市场运营监测，电力交易中心按照“谁运营、谁监测”的原则负责市场运营监测的具体实施工作。

电力交易中心应当建立市场监测工作制度，明确负责部门和岗位、工作程序和工作要求；同步建设市场监测指标体系，及时识别市场主体异常交易行为，发现可能存在的市场规则缺陷，提出提升市场效率和促进市场充分竞争的相关建议。电力交易中心以月度、季度和年度为周期，根据市场监测情况形成市场分析报告，按有关规定报送电力监管机构和政府部门，同时按照有关规定披露市场监测和分析信息。

要点

今年首次在指导意见中明确了市场监测的相关内容，意味着规范市场将是电力交易市场后续重要工作之一。建设好一个稳定合规的市场，才能平稳有序的推动电力体制改革发展。

2、四川应建立以中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场。为保证电力中长期合同高比例签约，市场用户和售电公司电力中长期合同电量不低于上一年用电量（售电公司为其代理用户的总用电量）95%或近三年的平均用电量（售电公司为其代理用户的近三年平均用电量），签约达不到要求的不能成为现货市场交易主体。未签订年度合同且连续3个月无新增中长期交易成交电量的售电公司、市场化用户，暂停当年后续月份现货交易申报（含被动接受现货价格）资格。为与现货市场衔接，在现货市场正式启动连续试运行后，中长期交易结果应形成电力曲线，对于未约定电力曲线或电力负荷曲线形成方式的中长期合同，电力交易机构原则上不予合同备案。在开展电力现货连续结算试运行之前，另行明确中长期交易电力曲线分解方式。

要点

电力现货离四川电力交易市场越来越近，各市场主体需认真对待。