市场化电价相关概念解析（下）

编者按

近两年，电力市场改革风起云涌，重大改革举措层出不穷。聚焦电价改革、代理购电、市场化交易等电力改革最新热点关键词，朗新研究院将不定期刊发电力市场改革与电网营销相关内容，表达观点，输出价值，洞察电力市场改革带来的新变化。

（来源：微信公众号“朗新研究院” 作者：银斌、纪明、秋玉）

2021年底，国家发展改革委下发了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）（下文简称“1439号文”）。1439号文的印发，是对前期电改的升华与深化，直接推进了“能跌能涨”的市场化电价机制建立和完善。在此基础上，进一步厘清各种市场化电价概念，正确认识和理解相关内容，对发、输、配、售全产业链，以及电改的未来发展方向研究都具有重要意义。朗新研究院特推出【市场化电价相关概念解析】系列内容，已刊发的系列（上）主要对基本电价概念进行解析，本期为系列（下），通过对电能量交易价格相关概念解析，辅助读者把握电能量交易价格体系的构成脉络。

导语

上一篇文章从电价的发展历程以及电改后的电价模式，描述了各种电价概念、构成以及未来的发展趋势。本文着重从电能量交易价格方面，按交易种类对电能量交易价格相关概念进行深入的解析，使读者能够系统化地了解电能量交易价格体系的构成脉络，有助于从电能量交易价格方面了解电力市场的发展变化。

电能量交易价格现状

随着1439号文的发布，电能量交易价格也发生了变化，如扩大电能量市场交易价格浮动范围，取消工商业目录销售电价等内容。而电能量价格机制直接影响到市场主体的报价行为、运行效率和市场力作用。本文按交易时序对各地交易规则进行梳理分析，形成电能量交易价格构成体系，有助于读者系统地了解电能量交易价格构成。

电能量交易价格构成

按时间序列电能量交易价格由中长期交易价格和现货交易价格构成。现货交易价格与中长期交易价格属于互耦关系，现货交易价格反映的是短期供需关系真实的价格信号，波动性较大，中长期交易价格较稳定，可为市场主体规避市场波动风险。

总而言之，现货交易价格配套中长期交易价格，为市场主体提供经营所需的风险对冲手段，给企业的经营带来确定性。

图1 电能量交易价格构成

（一）中长期交易价格

中长期交易价格包括场外双边协商价格、场内集中交易价格以及绿电交易价格，场内集中交易价格又分滚动撮合交易价格、集中竞争交易价格和挂牌交易价格。

1、场外双边协商价格

双边协商交易价格是按照双方合同约定价格执行，但2021年国家发改委发布《发改价格〔2021〕1239号》文件后，为了适应市场化发展需要，年度双边协商交易价格由两部分构成，一部分是双方协商的固定价格，另一部分是随着煤炭价格波动的市场联动价格，市场联动价格比例一般不低于10%。

双边协商价格在市场交易中起到压舱石的作用，交易量占市场交易总量的60-80%左右。

如2022年广东电力市场交易规模约4800亿千瓦时，其中年度双边交易规模3150千瓦时，约占65%左右。

双边协商交易原则上不进行限价，但各省为了防止市场非正常竞争，都会对申报价格进行限制，界限为基准价+20%上下浮动，高耗能企业不受上浮20%限制。

如广东2022年年度双边协商交易成交均价0.49704元/千瓦时，其中基准价为0.463元/千瓦时，上限为0.554元/千瓦时，下限为0.372元/千瓦时。

图2 双边协商交易示例

2、场内集中交易价格

场内集中交易作用是调节双边协商交易偏差及盈利水平。购售双方申报价格界限为基准价+20%上下浮动，高耗能企业不受上浮20%限制。

（1）滚动撮合交易价格

滚动撮合交易原理是按照“时间优先，价格优先”的原则形成价格机制，即购方按照价格由高到低排序，售方按照价格由低到高排序。

如果售方先申报，购方后申报，且购方价格大于等于售方时，按售方价格成交，电量按照售方电价排序梯次成交。如果购方先申报，售方后申报，且售方价格小于等于购方时，按购方电价成交，电量按照购方电价排序梯次成交。

滚动撮合交易示例：

如9：00时，售方甲以200元/兆瓦时的价格，申报1亿千瓦时电量，售方乙以300元/兆瓦时的价格，申报1亿千瓦时电量；

9：15分，购方甲以250元/兆瓦时的价格，申报0.5亿千瓦时电量，由于购方甲价格高于售方甲，双方以200元/兆瓦时成交0.5亿千瓦时；

9：30分，新购方甲以400元/兆瓦时的价格申报2亿千瓦时电量，由于价格高于售方甲与售方乙，所以新购方甲与售方甲以200元/兆瓦时的价格成交0.5亿千瓦时，与售方乙以300元/兆瓦时的价格成交1亿千瓦时；

9：45分，购方乙以300元/兆瓦时的价格申报1亿千瓦时电量；

10：00时，新售方甲以200元/兆瓦时的价格申报1亿千瓦时电量，新售方甲电价低于新购方甲、购方乙，所以售方甲与新购方甲以400元/兆瓦时的价格成交0.5亿千瓦时，与购方乙以300元/兆瓦时的价格成交0.5亿千瓦时。

滚动撮合交易模式具有流程简单清晰、交易组织效率高、撮合成交价格灵活可调等优点，在市场起步阶段，市场主体能够快速掌握交易要点，实现“面对面”的博弈竞争，是电力中长期交易中重要的交易品种。

图3 滚动撮合价格示例

（2）集中竞争交易价格

集中竞争交易价格是购售双方按年度、月度、多日等频度双向报价，交易标的物是年内、月内、月内剩余天数或者特定天数的电量，成交价格采用边际价格统一出清，按照“价格优先、时间优先”的原则确定成交。

统一出清价格以买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格，确定为市场边际成交价，作为购售成交量价格统一出清，所有买方、卖方统一按此价格结算。

图4 统一出清方式

（3）挂牌交易价格

挂牌交易价格是按摘牌的挂牌价格确定。在供方（或需方）按年度、月、多日、周等挂牌后，需方（或供方）在规定交易时间内进行摘牌，按被摘牌的挂牌价格成交。

图5 挂牌交易过程

表1 广东2022年3月月度中长期交易示例：

3、绿电交易价格

绿电交易是中长期市场体系框架内设立的一个全新交易品种。初期绿色电力交易以年度（多月）为周期组织开展，对于通过电力直接交易方式购买的绿色电力产品，交易价格由发电企业与电力用户、售电企业通过双边协商、集中撮合等方式形成。对于向电网企业购买的绿色电力产品，以挂牌、集中竞价等方式形成交易价格。

绿电交易的作用是通过市场手段促进新能源消纳，以及为解决新能源补贴和新型电力系统基础设施建设资金，提供新的补充手段。

绿电交易初期，设置交易价格上、下限，待市场成熟后逐步取消。由于绿电包含了环境溢价，较煤电市场化交易价格高3-5分/千瓦时。

如2022年2月江苏电力市场绿电双边协商交易，成交均价461.65元/兆瓦时，较煤电市场化交易均价上涨4.3分/千瓦时，其中4.3分/千瓦时是环境属性价值。

（二）现货交易价格

电力现货交易价格一般包括日前市场价格、日内市场价格和实时市场价格。

日前市场价格是运行日前一日，组织交易次日的电能量市场出清后形成的交易价格，目前用户侧不报价的情况下，日前现货价格是由最后一组成交机组的申报价格决定的；

日内市场价格是日前市场关闭后组织开展次日的微调电量交易价格，价格出清模式与日前相似；

实时市场价格是在系统实际运行前15分钟开展实时电能量市场交易出清的价格，由于实时市场发电侧与用户侧不需要申报，所以采用日前电能量市场封存的申报信息进行出清，出清方式以社会福利最大化为优化目标， 采用安全约束经济调度（SCED）方法进行集中优化计算， 得到实时节点电价。

现货电能量市场采用节点电价机制定价，节点电价指在满足各类设备和资源的运行特征和约束条件的情况下，在某一节点增加单位负荷需求时的边际成本。现货市场通过集中优化竞争的方式，形成分时节点电价作为市场电能价格。节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分组成，系统电能价格反映全市场的电力供需情况，阻塞价格反映节点所在位置的电网阻塞情况。

发电机组以所在节点的平均价格作为结算价格，以小时为单位结算，15分钟一个节点价格，4个15分钟平均价格；售电公司和用户以每个小时全市场节点的加权平均价格作为结算价格。

电力现货交易价格变化快、波动大，反映真实的供需价格信号，如山西现货市场从3月4日凌晨0点开始，日前和日内出清电价骤降至0元/千瓦时，此状况一直持续了整整17小时，直到17时后，价格才逐渐升高。

出现这种情况，主要是由于山西清洁能源装机占比较高，截止至1月份达到了31.5%，3月4日11时出力更是达到高峰占比的61.3%。由于新能源边际成本为0，如果考虑绿证收益，新能源边际成本几乎为负，在此情境下火电出力下降，定价机组数量减少，出清价格完全由新能源决定。

此次零电价，相当于新能源搞了一次大促销，对现货占比高的售电公司可增加盈利水平。长期发展来看，建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订中长期购售合同，同时鼓励新能源以价差合约的方式参与现货市场交易，可缓解现货市场价格波动。

图6 山西电力现货价格

电能量交易价格发展趋势

随着双碳目标的提出，我国构建以新能源为主体新型电力系统也进入发展的快车道，电能量交易价格改革进入深水区，但在适应电改进程上仍然面临着许多新挑战，如中长期价格与现货价格的衔接、省内现货价格与省间现货价格的衔接、电能量交易价格与辅助服务价格、容量市场价格的融合发展等都面临着许多挑战。

总的来看，电能量交易价格以中长期为主，现货为辅，通过中长期交易价格规避风险、现货交易价格激励响应的方针是不变的。具体而言，一是电能量交易价格品种将逐步增加，价格逐渐趋同；二是现货市场分时价格逐渐代替峰谷分时价格；三是清洁能源价格对现货市场价格影响逐步增大。

市场主体结算示例

以上为大家梳理了电能量价格的构成及发展，接下来笔者将通过示例，更形象地进行展示。

根据交易规则，电能量结算价格按市场主体分为两类，一是发电侧的结算价格；另一个是售电侧的结算价格。

发电侧的结算价格是电厂销售电量的价格，包括日前交易价格、实时交易价格、中长期交易价格以及考核、补偿等价格构成（本文暂不分析考核、补偿价格）；售电侧的结算价格是终端用户购买电量的价格，包括日前交易价格、实时交易价格、中长期交易价格以及分摊和返还价格（本文暂不分析分摊和返还价格）。

下面以广东市场化交易为例，从发电侧和售电侧两个方面了解市场化交易价格构成。

示例机组B与客户H签订中长期双边协商合同0.386元/千瓦时，中长期合同分解到D日，每小时电量均为5万千瓦时；基数D日实结电量为2.5万千瓦时，核定上网电价为0.48元/千瓦时；日前每小时中标电量9万千瓦时，日前机组节点电价0.31元/千瓦时，统一结算电价为0.3元/千瓦时；每小时实发电量10万千瓦时，实时机组节点电价0.36元/千瓦时，统一结算点电价0.35元/千瓦时。

（一）发电侧结算示例

1、机组结算公式如下：

2、B机组结算信息如下：

中长期（基数）= 2.5×0.48×24 = 28.8万日前 =（9-2.5-5）× 0.31 × 24 = 11.16万实时 =（10-9）×0.36×24 = 8.64万中长期 = 5×0.386×24 = 46.32万合计 ：28.8 + 11.16 + 8.64 + 46.32 = 94.92万

（二）售电侧结算示例

1、用户电费支出公式如下

2、H客户结算信息如下：

中长期（基数）= 2.5×0.48×24 = 28.8万日前 =（9-2.5-5）× 0.30×24 = 10.8万实时 =（10-9）×0.35×24 = 7.2万中长期 = 5×0.386×24 = 46.32万合计：28.8 + 10.8 + 7.2 + 46.32 = 93.12万

结语

随着电力市场建设的深入推进，电力交易品种将更加齐全、交易频次更加频繁，电能量价格体系也更加完善合理，将在促进电力行业高质量发展，支撑新型电力系统建设，服务能源绿色低碳转型方面将发挥重要作用。

【参考文献】

[1]国家发展改革委、国家能源局.电力中长期交易基本规则.[2020-6-10]..cn/xxgk/zcfb/ghxwj/202007/t20200701_1232843.html?code=&state=123

[2]广东省能源局.南方（以广东起步）电力现货市场实施方案（征求意见稿）.[2021-12-17].http://drc.gd.gov.cn/ywgg/content/post_3721366.html

[3]广东能监局.广东电力市场现货电能量交易实施细则（2022年试行版）.[2022-01-11].https://m.bjx.com.cn/mnews/20220111/1198638.shtml

[4]发改委、国家能源局.关于绿色电力交易试点工作方案的复函.[2021-8-28]./dy/article/GJLGVCI00511CVT1.html

[5]https://news.bjx.com.cn/html/20220325/1212765.shtml

作者：段银斌、纪明、陈秋玉

部门：朗新科技集团业务研究中心

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