浅析电力中长期交易结算模式

徐旸

摘要：介绍了我国几种电力直接交易类型，结合简单算例，分析了不同结算模式特点，简要阐述了结算的基本原则，为后续电力中长期交易发展提供了参考。

关键词：电力中长期交易;差价传导模式;输配电价模式;简单顺加模式

1 我国电力直接交易分类

目前，我国电力直接交易按照交易市场划分，可以分为批发市场交易和零售市场交易。批发市场交易是指电力用户或者售电公司与发电企业通过双边协商、集中竞价、平台挂牌等方式签订电力中长期交易合同;零售市场交易是指售电公司与零售用户通过自由协商签订中长期售电合同。电力直接交易按照交易主体划分，可以分为批发用户直接交易和售电公司代理交易。批发用户直接交易是指电力用户直接与发电企业进行市场交易的行为;售电公司代理交易是指零售用户委托售电公司代理参与市场交易，包括售电公司与发电企业签订中长期购电合同、与零售用户签订中长期售电合同，结算价差电费的整体过程。

2 不同结算模式概述与算例

2.1    差价传导模式

差价传导模式是指发电侧上网电价降价差值等额平移至售电公司盈利和零售用户销售目录电价（含尖峰、高峰、低谷电价），即“发电侧上网电价降几分，售电公司和零售用户（尖峰、高峰、低谷）共同分享几分”。

简要算例：假设A发电企业、C售电公司、D零售用户（110 kV大工业）参与直接交易，直接交易电量为10 000 kWh。A发电企业与C售电公司签订批发市场合同，约定交易价格为0.4元/kWh，较A发电企业批复上网电价0.415 3元/kWh低1.53分。C售电公司与D零售用户共同分享1.53分红利，通过零售合同约定D零售用户销售目录电价降价0.53分，C售电公司获得盈利1分。D零售用戶全部电量中尖峰、高峰、低谷用电量分别是1 200 kWh、5 600 kWh、3 200 kWh，尖峰、高峰、低谷时段分时电价分别为1.011 4元/kWh、0.836 4元/kWh、0.372 4元/kWh。

对于A发电企业，结算电费=0.4×10 000=4 000元。

对于D零售用户，分享发电侧降价红利0.53分，尖峰、高峰、低谷电价同步下降0.53分，分别为1.006 1元/kWh、0.831 1元/kWh、0.367 1元/kWh，结算电度电费=1.006 1×1 200+0.831 1×5 600+

0.367 1×3 200=7 036.2元，较计划模式下降53元。

对于C售电公司，分享发电侧降价红利1分，结算价差电费=0.01×10 000=100元。

2.2    输配电价模式

零售用户的销售电度电价由零售合同约定的交易购电价格、用户对应电压等级的输配电价（含线损及交叉补贴）、政府性基金及附加等构成，继续执行峰谷分时电价政策，峰谷分时电价按销售电度电价和对应目录电度电价的差值同幅增减。售电公司结算价差电费，为零售市场售电收入（不含输配电价、政府性基金及附加等）减去批发市场购电费用的差值。

简要算例：假设A发电企业、C售电公司、D零售用户参与直接交易，直接交易电量为10 000 kWh。A发电企业与C售电公司签订批发市场合同，约定交易价格为0.4元/kWh。C售电公司与D零售用户签订零售市场合同，约定市场交易价格为0.405元/kWh。D零售用户输配电价（电度电价）为0.162 6元/kWh，全部电量中尖峰、高峰、低谷用电量分别是1 200 kWh、5 600 kWh、3 200 kWh，尖峰、高峰、低谷时段分时电价分别为1.011 4元/kWh、0.836 4元/kWh、0.372 4元/kWh。

2.3    简单顺加模式

进入市场的零售用户结算电度电价由零售市场合同约定的交易上网电价、对应电压等级的输配电价、政府性基金及附加等构成，不再执行峰谷分时电价;未进入市场的零售用户仍然执行现有峰谷电价体系。售电公司结算差价电费，为零售市场售电收入减去批发市场购电费用的差值。

简要算例：假设A发电企业、C售电公司、D零售用户（110 kV大工业）参与直接交易，直接交易电量为10 000 kWh。A发电企业与C售电公司签订批发市场合同，约定交易价格为0.4元/kWh。C售电公司与D零售用户签订零售市场合同，约定市场交易价格为0.45元/kWh。D零售用户输配电价（电度电价）为0.162 6元/kWh，全部电量中尖峰、高峰、低谷用电量分别是1 200 kWh、5 600 kWh、3 200 kWh，尖峰、高峰、低谷时段分时电价分别为1.011 4元/kWh、0.836 4元/kWh、0.372 4元/kWh。

3 不同结算模式的区别

输配电价模式与差价传导模式的根本区别在于如何计算市场用户的销售电价。差价传导模式下，市场用户销售电价等于销售目录电价减去发电侧降价空间（直接交易价格与批复上网电价的差价空间），而与核定输配电价无关，实质未执行输配电价。输配电价模式下，市场用户销售电价等于交易上网电价、输配电价、政府基金及附加的总和，而与发电侧批复上网电价以及发电侧降价空间无关，不存在上网侧“直接顺移差价”的过程，践行了本轮电力体制改革“管住中间、放开两头”的精神。

4 结算基本原则

一是坚持中发9号文及配套文件精神。按照“管住中间、放开两头”体制构架，规范输配电定价合法性、相关性、合理性，有序放开输配以外的竞争性环节电价。

二是坚持科学、合理、健全的输配电价体系原则。输配电价按照“准许成本加合理收益”原则进行核定，用于电网企业保障电力安全、可靠供应，为用户提供安全、高效、可持续的输配电服务。输配电价是市场交易的边界，不具备兜底市场盈亏不平衡的能力。

三是坚持市场公平、公正原则。参与电力市场的发电企业、售电公司和市场用户应确保“权责利对等”，市场参与主体在享受市场红利的同时需承担相应市场风险。

四是坚持市场主体准入无歧视原则。市场主体达到市场准入门槛，应获得平等、透明参与市场交易的机会，市场规则不应设置额外的技术壁垒或者增加隐形成本，形成实质上驱逐部分市场主体的现象。

5 结语

本文通过以上分析可知：从规范输配电价执行、中长期电力市场平稳起步、衔接电力现货市场等角度出发，后续中长期电力交易可以探索以下几种交易结算模式：一是适时推动全部工商业用户参与市场交易结算，全面取消工商业用户销售目录电价，则所有市场用户均可以采用“交易电价+输配电价+政府性基金及附加+辅助服务价格”的“全电量顺加”模式。二是构建上网侧分时电价曲线和不平衡清算机制。构建合理的上网侧分时电价曲线机制，替代或优化现有销售侧峰谷分时电价对保障电力系统安全的作用;同时，建立市场不平衡资金清算机制，确保交叉补贴足额回收，确保保底服务能力。三是由合适的发电企业和售电公司整体代理未入市用户，该售电公司提供免费服务，不赚取差价电费。总而言之，只有不断改革完善电力市场交易结算机制，才能保证电力市场的稳定运行。