安徽开展电力中长期交易的关键问题分析

／安徽电力交易中心有限公司 李卫国 王海超 陈中元 陈家庚 何川 郝宇星／

安徽开展电力中长期交易的关键问题分析

／安徽电力交易中心有限公司 李卫国 王海超 陈中元 陈家庚 何川 郝宇星／

2016年12月底，国家发展改革委、国家能源局加急印发了《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源[2016]2784号）（简称“《基本规则》”）。为开展电力体制改革工作，之前多个省份已经出台了各自的交易规则和管理办法。例如，2016年11月安徽省能源局印发了《安徽省电力直接交易规则》，其中明确了安徽省开展电力直接交易的相关细则，但其中与电力市场建设相关内容的广度与深度与《基本规则》有所差异，国家发布的政策关于中长期交易的指导意义更强，同时强调了地方政府电力管理部门应根据国家政策制订或修订各地交易规则[1]。

2017年2月、3月，安徽省分别开展了2017年度电力双边直接交易和电力集中直接交易。本次省电力交易中心共收到双边直接交易意向书88份，涉及23家发电企业、39家直购用户（直接参与交易）和24家售电公司（代理用户参与交易）。有效申报总意向电量591.34亿千瓦时，其中，无中长期双边交易意向书的电量6.36亿千瓦时，有中长期双边交易意向书的电量584.98亿千瓦时。本次年度的双边直接交易规模为400亿千瓦时，按照交易规则首先调减无中长期双边交易意向书的电量6.36亿千瓦时，其次调减有中长期双边交易意向书的电量184.98亿千瓦时，实际成交电量400亿千瓦时，全部为中长期意向电量。成交均价（指发电侧）为0.33067元/千瓦时，较标杆上网电价下降0.03863元/千瓦时。

一、电力用户全电量参与市场交易是电力交易市场化的必要条件

对于电力用户而言，如果在交易规则中未明确需要以全电量参与市场交易，电力用户可采取较保守的市场化电量申报方式，差额部分向电网企业购买，虽然能够降低用户的违约风险，但是当市场交易价格走高时，用户可以选择按政府目录电价向电网企业购电，不能反映发电企业成本和市场供需形势的变化。在政策规则中要求用户全电量进入市场，且不得随意退出市场，并取消目录电价。这样市场交易价格能够真正反映发电企业成本和市场供需形势的变化，实现有升有降，并通过合理的价格信号引导电力投资和电力资源的优化配置[2]。

二、中长期交易需结合多类型市场开展

从2010年在全国首批开展电力直接交易试点，到2014年国内首个大用户直接交易平台建成投运，到2016年安徽电力交易中心有限公司挂牌成立，作为电改重要标志的电力市场化交易工作，安徽一直走在全国前列。与此同时，2016年我国电力体制改革取得了显著成果：输配电价改革超预期推进、31家电力交易机构陆续组建、有序放开发用电计划稳步推进、配售电侧改革逐步开展，很多省份将电力直接交易作为电改突破口。以致于不少人对于电改形成一个误区，认为电改就等同于扩大电力直接交易，等同于电厂给大用户让利。

而中长期交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务补偿（交易）机制等。其中，合同电量转让交易主要包括优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易。在中长期交易中，由于用户用电需求存在较大不确定性，难以准确预测，在我国现阶段电力市场发展体系下，需要通过多种交易类型的协调，对不同时间维度、不同交易次序维度、不同竞争维度的交易类型进行协。例如，通过合同电量转让交易（二级市场），来平衡电力直接交易市场（一级市场）的偏差，基于此种方式，不仅可以降低市场交易主体的违约风险，也可以实现替代发电、促进资源优化配置[3]。

三、现货市场开启前需要适当的电量平衡处理机制

《安徽省电力直接交易规则》中提到结算偏差处理方式，即“有偏差即处理”的方式，但这种方式等同于事后处理的方式，还未有事中的处理机制。在发电企业合同电量与实际电量发生偏差时，在没有电量平衡处理机制的情况下，需由调度机构来决策机组出力方式，这种方式不是电力交易市场化的表现。在现货市场建立之前，为解决系统平衡，需要构建电量偏差处理机制，通过市场化的方式针对发电企业调整其发电计划，以满足系统电力电量平衡需要。

中长期合同电量偏差处理方式主要通过“在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理，通过这种方式确定提供上调服务和下调服务的机组，调度机构严格按合同电量安排机组的发电计划，当系统需要进行偏差处理时，优先调用价格最低的机组调整出力，实现系统的经济运行，并且在结算时通过偏差考核机制确定造成偏差的责任主体，由其承担偏差处理机制引起的费用”。

预挂牌月平衡偏差方式体现了公开、透明的原则，增发、减发补偿价格均由发电主体在市场中自主报价，电力调度交易机构根据报价选择机组进行出力调整。除此之外，还可以采用预挂牌日平衡偏差方式、等比例调整方式、滚动调整方式处理合同电量偏差，也可以根据实际探索其他偏差处理方式。

四、约定曲线的交易形式为现货市场与中长期交易过渡的探索模式

以曲线的形式进行交易是一项重要创新，在此之前各省发布的交易规则中，通常都是包含交易的持续时间，例如，安徽省以年度和月度交易为主。购电主体或售电主体只需在交易周期内完成用电量及供电量的需求，电厂的供电计划按照电网的日前计划执行，此前的交易模式不会约束用户的用电时段与用电量。发电企业或者电力用户对交易合同如何执行、执行多少、能否继续执行并不随时掌握，由于电网是一种实时平衡的状态，在一个长周期内完成交易电量不能够准确地体现电量的供求关系，如：在用电负荷较高的时刻，大用户反而在加大用电量；在负荷低估时刻，机组反而在增加出力。此前的交易模式将平衡电网电量的任务都落在了电网身上，大用户或电厂为完成某个周期内的交易电量，可能会对电网的安全稳定运行起到负作用。以约定曲线的形式进行交易，就是将交易电量以交易曲线的形式进行了分解（分解到日内），相当于是在现货市场条件还未具备时，以另一种形式来反映电网的实时供求关系，增加了电源测与负荷侧的协同能力。

五、辅助服务市场是未来电力市场建设中的关键要素

合同电量偏差处理方式以及约定曲线的交易形式，其主要目的都是为了平衡电量偏差，但前提条件是发电企业或者电力用户有能力能够调整该部分偏差，在预留该部分调整容量时，发电企业或电力用户等于损失了一部分机会成本，即拿这一部分容量去参与市场交易的收益。

有偿辅助服务提供者不仅包括并网发电厂，还包括电力用户和独立辅助服务提供者。独立辅助服务提供者则鼓励电储能设备、需求侧（如可中断负荷）尝试参与，同时，指出电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求。另外，对于辅助服务补偿办法，则按照“补偿成本+合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。

目前很多试点省份的电力直接交易没有体现电力的峰谷波动特性，没有参与直接交易的计划电力电量要承担起系统的全部调节任务，则可能加大系统调峰压力。在现货市场建立之前电力直接交易电价与峰谷平电价或辅助服务费用的处理关系，一定程度上有助于减轻系统调峰压力。

六、结论

电力市场的建设需针对全流程进行设计，对任何一个环节都有清晰的界定。在未来的安徽省电力市场建设过程中，需基于国家中长期交易的基本框架，结合安徽实际省情，在以上五点内容制定实施细则，推动安徽省电力市场平稳有序的建设。

[1] 谷峰． 电力市场顶层设计与交易现实的博弈妥协——解读电力中长期交易基本规则[J]． 中国电力企业管理, 2017(1):32-35．

[2] 叶岷． 对用户全电量进入市场交易的几点思考[J]． 中国电力企业管理, 2017(13):38-39．

[3] 叶岷． 基本规则架起电力市场的核心建设[J]． 中国电力企业管理, 2017(1):36-37．

2016年12月底，国家发展改革委、国家能源局加急印发了《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源[2016]2784号）。电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。本文主要从电力用户需全电量参与市场交易、中长期交易需结合多类型市场开展、电量平衡处理机制建立的必要性、约定曲线的交易形式开展方式、辅助服务市场如何建设等方面进行论述。