电力行业政策及发展趋势——深入理解可再生能源电力市场交易

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

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。

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

首先，电力调度机构确定预挂牌机组负荷率和上下调限额。即电力调度机构在保证电网安全运行的前提下，根据全网机组运行负荷率确定预挂牌机组负荷率上限和下限，并在月初公布。各机组上下调电量的限额按照负荷率上下限对应发电量与机组当月计划发电量的差额确定。其次，根据上月实发电量差额确定次月上下调电量，并累加至机组次月计划发电量。即在满足电网安全约束的前提下，将上月全网实际完成电量与全网计划发电量的差额，按照各机组上月申报的预挂牌价格（上调申报增发价格、下调申报补偿价格）排序确定机组上调、下调电量，作为月度调整电量累加至机组本月计划发电量。其中，下调电量按照机组月度集中交易电量、月度双边交易电量、年度分月双边交易电量、基数电量的顺序扣减相应合同电量。最后，根据不同类型电量和电价区别结算电费。月度发电计划执行完毕后，发电侧首先结算机组上调电量或者下调电量,其余电量按照各类合同电量结算顺序以及对应电价结算；用户侧按照当月实际用电量和合同电量加权价结算电费，实际用电量与合同电量的偏差予以考核。

偏差电量电费结算

批发交易用户（包括电力用户、售电公司）偏差电量[4]分为超用电量和少用电量，超用电量支付购电费用，少用电量获得售电收入。

•批发交易用户偏差电量=用户实际网供电量-（各类交易合同购入电量-各类交易合同售出电量）

•超用电量的结算价格=发电侧上调服务电量的加权平均价×U1。

•U1为用户侧超用电量惩罚系数，U1≥1。当月系统未调用上调服务时，以月度集中竞价交易最高成交价（或者统一出清价）乘以惩罚系数结算超用电量。

•少用电量的结算价格=发电侧下调服务电量的加权平均价×U2。

•U2为用户侧少用电量惩罚系数，U2≤1。当月系统未调用下调服务时，以月度集中竞价交易最低成交价（或者统一出清价）乘以惩罚系数结算少用电量。

•根据超用电量或者少用电量的区间范围，可设置分段的惩罚系数。

•当售电公司所有签约用户月度实际总用量偏离售电公司月度交易计划时，售电公司承担偏差电量电费。

发电企业偏差电量指发电企业因自身原因引起的超发或者少发电量，超发电量获得售电费用，少发电量支付购电费用。

•超发电量结算价格=发电侧下调服务电量的加权平均价×K1。

•K1为发电侧超发电量惩罚系数，K1≤1。当月系统未调用下调服务时，以月度集中竞价交易最低成交价（或者统一出清价）乘以惩罚系数结算超发电量。

•少发电量结算价格=发电侧上调服务电量的加权平均价×K2。

•K2为发电侧少发电量惩罚系数，K2≥1。当月系统未调用上调服务时，以月度集中竞价交易最高成交价（或者统一出清价）乘以惩罚系数结算少发电量。

•根据超发电量或者少发电量的区间范围，可设置分段的惩罚系数。

在发电企业实际上网电量基础上，扣除各类合同电量、偏差电量后，视为发电企业的上下调电量。发电企业的上下调电量，按照其申报价格结算。

[1]电力用户可为经法人单位授权的内部核算主体。

[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，确定调试期的上网电量。

[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色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证），通过出售绿证获得收益。

[4]电力用户拥有储能，或者电力用户参加特定时段的需求侧响应，由此产生的偏差电量，由电力用户自行承担。