广东2021年5月电力现货结算试运行规则分析（1）-第2页-北极星售电网

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2 中长期交易组织与结算

2.1价差中长期交易

2.1.1 价差中长期交易品种

价差中长期交易包括年度交易和月度交易。月度依次组织以下类型的交易：1）基数发电权转让交易（线下双边和线上集中）、2）价差月竞、3）用电权转让。

与2020年8月对比的变化：不再开展发电权转让、价差双边和价差挂牌交易。市场主体可以通过绝对价格中长期交易（可买可卖）实现市场电量发电合同转让。

讨论：从规则设计上看，本次规则减少了价差中长期交易的品种，有交易需求的市场主体可以通过绝对价格中长期交易实现相关目的。从后面的介绍可以看到，价差交易和绝对价格交易在交易限额、交易双方的责权利（如承担阻塞费、分摊阻塞盈余、接受补贴等）方面有很大的区别，价差中长期交易的品种和绝对价格中长期的交易品种很多情况是无法直接替代的。

2.1.2 价差中长期合同曲线分解

2.1.2.1 年度合同分解

年度长协合同中需要约定分解曲线，曲线由合同双方自由确定。

2020年8月规则：2020年的规则中，年度长协的分解方式可以选择以下两种之一：1）按合同曲线；2）按历史用电曲线。（注：疫情造成很多用户的用电发生较大变化，是相关规则的考虑因素之一。）

2.1.2.2 月度合同分解

对月度价差合同，不需要购售双方约定分解曲线，按统一的规则进行分解。其中，用户侧按用户的历史用电特性曲线（2021年3月）分解，发电侧按照所有售电公司月竞分解电量累加形成的比例分解至小时。

对用电合同转让交易电量，按照市场主体提交的曲线分解至小时。

对基数转让电量，按照交易前公布的典型曲线统一分解至小时。

讨论：当前的市场还有很多管制的环节。价差合同就是受到较多管制的交易品种。其实价差合同可以看为是计划体制下的发用电计划的延续：电厂不是按绝对上网电价竞争（谁的绝对价低，谁优先中标），而是按在核定的上网电价基础上的降价（即“价差”）竞争（谁降价降的多，谁优先中标）。价差合同的交易受到较多的管制，而大多管制措施的目的是平稳、公平。最关键的一个管制是对交易供需比的设置，通过控制供需比在一定程度上可以起到调节市场价格的作用。这里对价差中长期合同的曲线分解方式的规定，也更多是从市场平稳发展、对不同市场主体的公平角度。自由的市场中，市场主体之间签订的交易合同，曲线应是由市场主体双方自由确定的。

2.1.3价差中长期交易量限制

包括对用户的限制和对发电的限制。

2.1.3.1 需求侧交易限制

主要规则如下：

1）用户侧主体（用户或代理的售电公司）申报月度电量需求，扣减年度价差合同分月电量作为价差月度交易的上限。

2）经发用双方协商一致，可在规定的时间（需求调查截止）前对年度合同的分月电量进行自主削减，削减量不得大于申报需求与年度分月电量的差额，自主协商削减电量不进行需求削减考核。

3）加强对恶意需求申报的监管。交易中心可要求售电公司对申报的月度电量需求数据进行解释说明，申报数据与实际用电存在较大偏离的，交易中心进行市场内部披露，并报告监管机构和有关政府部门。

相关规则总结为以下公式（可以按方式1或方式2计算）：

方式1：

①价差月度交易上限=max(0,年度初始分月电量-月度电量需求)

方式2：

①年度分月电量削减 <= 年度初始分月电量-月度电量需求

②调整后年度分月电量=年度初始分月电量-年度分月电量削减

③价差月度交易上限=月度电量需求-调整后年度分月电量

讨论：根据以上公式，如果（预测）申报的月度电量需求大于年度分月电量，则不能进行年度分月电量的削减。如果（预测）申报的月度电量需求小于年度分月电量，则可以将年度分月电量裁减到正好等于月度电量需求。

月度需求电量是很重要的一个数据，具体来说会有以下两个方面的影响。

1）如上所述会影响价差月度交易的上限。

2）影响价差月度交易中发电侧的上限。后面的规则会介绍，价差月度交易中，发电侧上限为用户侧价差月度上限的1.1倍。因此，需求侧申报的总的电量需求越大，发电侧上限越大，发电侧的竞争会越充分。

2.1.3.2 发电侧交易限制

基于用户侧总的价差月度交易上限，按照1.1倍的供需比来确定发电侧上限，并在上限中考虑负荷率约束（100%）、容量系数、煤耗等因素，“以热定电”、“以气定电”、机组检修和系统必开等物理约束不予考虑。

2020年8月规则：供需比为1.2，其他的规定未变。

讨论：供需比从1.2降低到1.1，更加限制了发电侧的竞争，人为提高价差中长期合同的价格。

2.1.4价差中长期交易小结

讨论：如前所述，价差合同是一种管制型的合同，在以下方面受到了管制；

1）交易品种。正常市场，应该是尽量鼓励交易，增加市场的流动性。本次结算试运行中，月度交易只有价差月竞一种，取消了发电权转让、价差双边和价差挂牌交易。

2）曲线分解。多个品种的价差中长期交易，规定了曲线分解的方式，不能由市场交易双方自由确定。如，月度交易的用户侧按用户的历史用电特性曲线分解，发电侧按所有售电公司总曲线比例分解，基数转让交易按典型曲线分解。

3）需求侧交易限制。申报月度电量需求，扣减年度价差合同分月电量作为价差月度交易的上限。

4）发电侧交易限制。按照需求侧交易限制的1.1倍的供需比来确定发电侧上限。

5）中长期交易偏差考核。价差中长期交易量未达到规定的比例（95%),按队则进行惩罚。

未来的市场中，可以探讨这样的机制：将当前的价差中长期合同转变为一种规范的政府授权合约，由政府作为交易的一方，根据控制市场力、市场公平等原则对交易量、交易价、曲线分解等做出规定，具体方案可以参考新加坡的一些做法[2]（陈柏柯,张经纬,朱继松,荆朝霞.新加坡电力市场授权合约分析及其启示[J/OL].中国电力:1-10[2021-06-10].http://kns.cnki.net/kcms/detail/11.3265.TM.20210304.1123.005.html）。

2.2绝对价格中长期交易

2.2.1 绝对价格中长期交易品种

包括以下几种类型：周集中竞争、挂牌交易及双边协商。

1）周集中竞争。标的为月内后续各自然周（周一至周日）的电量。

2）挂牌交易。标的为最大交易标的为次周周一至月底电量，最小交易标的为7天电量。

3）双边协商。标的为最大交易标的为D+3日至月底电量，最小交易标的为7天电量。

交易方向：以上三种交易品种，发电、用电侧均可买可卖电量。发电企业通过绝对价格中长期交易（可买可卖）就可实现发电合同转让的需求。因此，不需要另设发电权转让的品种。

曲线分解：双边协商、挂牌交易电量按照市场主体提交的曲线分解至小时；周集中竞争交易电量按照常用曲线分解至小时（根据M参数将周电量分解到日，然后按照D1、D2类型分解到小时）。

讨论：这三种绝对价格中长期交易的区别主要在交易时间、交易标的时长、交易标的时段等的区别，在承担市场的责任、考核等方面没有区别，比如，其交易量均不计入售电公司的中长期交易量不能低于95%的考核，阻塞费均需要单独结算。其中，单独结算的含义是，阻塞费根据购售双方所在节点的价差决定，不同的交易的阻塞费价格可能不一样，在后面的部分再对阻塞进行更加具体的介绍。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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