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| 國內電力中長期交易規則比較分析 |
| 來源：中國電力企業管理 時間：2020/2/25 |
2015年3月，中共中央、國務院出臺了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（簡稱“9號文”），標志著新一輪電力體制改革正式啟動。2015年11月，電改6個核心配套文件正式落地，其中《關于推進電力市場建設的實施意見》構建了電力市場的總體框架。隨后，國家能源局組織制定了《電力中長期交易基本規則（暫行）》（下稱《基本規則》），進一步細化了電力中長期市場的運營規則。截至2019年3月，河北等18個省份陸續制定或修訂了各自的交易規則。總體來看，這些交易規則大多是在國家層面規定框架下的細化。在基本原則不變的基礎上，每個省份都根據自身實際情況和發展需要對規則要點進行了規定，出臺的規則呈現出普遍性和一定差異性。
各省交易規則要點比較分析
市場成員
各省均規定市場成員包括發電企業、售電企業、電網企業、電力用戶、電力交易機構、電力調度機構等，與《基本規則》一致。主要區別在于安徽、福建、貴州3個省份不包含獨立輔助服務提供者，蒙東、遼寧、吉林、黑龍江4個省份的電力輔助服務市場運營規則另行規定。
關于電力市場準入條件，大部分省份與《基本規則》一致，部分省份進行了限定性或細化規定。
對發電企業的準入，主要體現在準入的電源類型和機組容量。京津唐電網準入省級電網及以上統調發電企業，鼓勵可再生能源發電企業超出全額保障性收購利用小時數部分的電量參與市場交易。浙江初期市場發電主體包括省內各類統調煤電、水電、氣電、核電機組，以及計劃內外來煤電、水電、核電機組。安徽準入單機容量30萬千瓦及以上的省調發電企業和自備電廠。湖北先期納入火電和調峰性能好的水電企業；條件成熟時，支持風電、光伏、生物質等新能源發電企業自主選擇進入市場，逐步擴大至其他類型發電企業；允許自備電廠在承擔發電企業社會責任的條件下參與電力市場交易。重慶準入單機容量30萬千瓦及以上的火力發電企業（資源綜合利用機組容量可放寬至10萬千瓦），以及符合國家和重慶市準入條件的水電企業、新能源發電企業。四川準入省調統調統分的水電、燃煤火電（兩部制電價或冷備用補償措施出臺前）、風電、光伏、燃氣、垃圾、生物質發電廠（超過優先發電部分的電量），除風、光以外的分布式能源（余電上網電量），國調和網調電廠（留川電量）。陜西鼓勵規劃內的風電、太陽能發電等可再生能源發電企業在保障利用小時數之外的電量參與直接交易。青海規定火電單機容量13.5萬千瓦及以上機組、水電單機容量3萬千瓦及以上機組及集中并網式太陽能發電、風力發電等參與直接交易。初期，自備電廠、小水電站原則上暫不參與直接交易。寧夏規定常規燃煤火電機組單機容量在200兆瓦及以上；鼓勵風電、太陽能發電等清潔能源參與直接交易，水電企業暫不參與直接交易。廣東現階段主要包括省內省級及以上調度并經政府準入的燃煤機組、燃氣機組以及以“點對網”專線輸電方式向廣東省送電的省外燃煤機組。
對電力用戶的準入，主要體現在準入的電壓等級和年用電量。吉林、甘肅提出電能清潔供暖用戶電壓等級可以適當放寬至10千伏以下。江蘇規定微電網用戶應滿足微電網接入系統的條件；上年度年用電量在4000萬千瓦時且用電電壓等級在35千伏及以上的用戶，可以自主選擇參與批發市場交易。浙江準入需優先保障110千伏及以上電壓等級用戶，待市場運行平穩后，適時放開35千伏及以上用戶參與市場。安徽規定電壓等級10千伏及以上、年用電量1000萬千瓦時及以上的用戶，執行大工業和一般工商業電價，在電網企業獨立開戶、單獨計量的企業可直接或委托售電公司代理參與直接交易；年用電量在100萬千瓦時和1000萬千瓦時之間的企業，由售電公司代理參與直接交易。江西優先放開省級及以上工業園區內、售電側改革試點園區10千伏及以上電壓等級的電力用戶參與直接交易。山東不限定電壓等級，鼓勵優先購電的電力用戶自愿進入市場。湖南、青海準入35千伏及以上電壓等級的電力用戶。四川現階段準入國網直供直管區及其躉售區110千伏及以上電壓等級工商業用戶，部分35千伏、10千伏電壓等級工商業用戶；鼓勵擁有自備電廠的電力用戶參與自備電廠停發替代交易。陜西規定大用戶即年用電量500萬千瓦時及以上，可直接參與電力直接交易，或由售電公司代理參與；中小用戶即年用電量在300～500萬千瓦時的電力用戶，由售電公司代理參與；園區用戶可以園區為單位成立售電公司，整體參與市場化交易或委托其他售電公司代理參與。
對售電企業的準入，主要體現在履約保函、代理電力用戶總用電量、公司人員及專業等補充要求。河北南部、黑龍江、湖北、湖南制定售電公司準入與退出管理（實施）細則。吉林、江西提出售電公司履約保函機制。新疆、云南規定售電企業準入應滿足售電側改革相關政策文件要求。江蘇提出售電公司履約保函機制，同時要求售電企業準入滿足江蘇省售電側改革方案相關要求。安徽規定售電企業代理電力用戶的總用電量在1000萬千瓦時以上。陜西對售電企業的人員及專業提出了具體要求，即售電公司一般應擁有10名及以上專職專業人員，其中至少有1名電力工程類高級職稱和3名電力工程類中級職稱專職管理人員；具有配電網運營權的售電公司，擁有與從事配電業務相適應的專業技術人員、營銷人員、財務人員等，不少于20人，其中至少擁有2名電力工程類高級職稱和5名電力工程類中級職稱的專業管理人員。
交易品種、周期、方式
交易品種。多數省份均規定交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易，以及輔助服務補償（交易）機制等，與《基本規則》一致。主要區別：一是蒙東、遼寧、吉林、黑龍江電力輔助服務交易執行《東北電力輔助服務市場運營規則》，跨省跨區交易執行《東北區域省間電能交易辦法》；四川、貴州交易品種不含輔助服務補償（交易）機制，福建對交易品種未進行明確規定，海南交易品種不包括跨省跨區交易。二是部分省份基于發電資源特點對交易品種進行了補充，其中河北南部、江蘇、江西、湖南均增加了抽水蓄能電量招標采購交易，四川增加了豐水期富余電量增量交易，甘肅增加了新能源發電企業與自備電廠調峰替代交易，新疆增加了新能源發電企業與自備電廠調峰替代交易和關停機組發電權交易。分省交易品種的梳理情況如表1所示。
交易周期。各省均規定電力中長期交易主要按照年度和月度開展，與《基本規則》一致。部分省份根據交易品種對交易周期進行了限定和補充。江蘇規定合同電量轉讓交易主要按月度、月內開展。安徽規定廠網購售電交易、抽水蓄能交易按照年度開展，電力直接交易按照年度和月度開展，合同電量轉讓交易按照月度開展。福建規定月度交易不包括12月，季度交易不包括第四季度。重慶、寧夏、貴州也提出了季度交易周期。廣東提出了周交易周期。青海同時提出季度和周交易周期。山東鼓勵簽訂一年以上長期雙邊合同。四川規定優先發電合同交易主要按年度開展，電力直接交易主要按年度和月度開展，跨省跨區交易主要按年度、月度和周開展，合同電量轉讓交易主要按月度和周開展，豐水期富余電量增量交易主要按月度開展。此外，蒙東、遼寧、吉林、黑龍江4個省份規定年度交易規模應達到全年交易總規模的80%以上。
交易方式。各省均規定電力中長期交易可以采取雙邊協商、集中競價、掛牌等方式進行，與《基本規則》一致。京津唐電網明確交易方式為雙邊協商。蒙東、遼寧、吉林、黑龍江對集中競價交易輪次和報價段數、交易雙方每段申報電量和電價，以及掛牌輪次進行了規定：4省份均規定集中競價交易分輪次開展，但不超過3輪；每輪次雙方可多段報價，但不得超過3段。蒙東和遼寧均規定交易雙方申報每段電量不得小于1000兆瓦時。吉林提出市場主體每個申報不得低于10兆瓦時。黑龍江提出年度交易雙方申報每段電量不得小于100萬千瓦時，月度交易雙方申報每段電量不得小于10萬千瓦時。4省份均規定掛牌交易分為電力用戶（售電公司）掛牌交易和發電企業掛牌交易兩種方式。蒙東和吉林提出年度及以上掛牌交易每次掛牌不超過3輪，季度及以下掛牌交易每次掛牌不超過2輪。遼寧提出年度及以上掛牌交易每次掛牌不超過3輪，季度及以下掛牌交易每次掛牌1輪。黑龍江規定掛牌交易每次不超過3輪。此外，蒙東、吉林和黑龍江提出鼓勵發電企業采取風火打捆的方式與電力用戶進行直接交易。新疆則提出符合準入條件的新能源機組(含風電、光伏、水電等)可參加集中競價(撮合)交易，并應分別進行出清，實現新能源、水電和火電打捆交易。江蘇提出掛牌電量小于等于1億千瓦時，供需雙方只能掛牌一個價格及對應電量；大于1億千瓦時的可多筆掛牌，除末筆掛牌外，每筆掛牌不得低于1億千瓦時。福建規定發電企業、電力用戶、售電公司申報最少電量為10萬千瓦時。山東按照交易品種對交易方式進行了規定，電力直接交易以雙邊協商交易方式為主、集中競價交易方式為輔，合同電量轉讓交易以月度雙邊協商交易方式為主、月度掛牌交易方式為輔，輔助服務交易采取月度集中競價交易方式，月度集中競價申報電量的最小單位為10兆瓦時。重慶提出集中競價交易時，電力用戶、售電公司報價形式為單調下降的“電量—電價”曲線，可包括一至三段水平線段，每段對應一個電量及電價，發電企業報價形式為單調上升的“電量—電價”曲線，可包括一至三段水平線段，每段對應一個電量及電價。廣東提出雙邊協商交易協商確定分解曲線，采用自定義分解曲線；集中競價交易采用常用分解曲線，交易分集合競價、連續競價兩個階段進行；掛牌交易采用自定義分解曲線。
價格機制
各省均規定雙邊交易價格按照雙方合同約定執行，掛牌交易價格以掛牌價格結算。對集中競價交易價格，部分省份進行了限定和補充。安徽、福建、山東、湖北、湖南、青海規定集中競價交易按照統一出清價格確定，貴州、云南規定集中競價交易根據各交易匹配對的申報價格形成交價格，即賣方報價和買方報價的平均值，梳理情況如表2所示。山西提出集中撮合時，電力交易系統匹配過程中考慮環保、能耗等因素，發電企業按環保調整價由低到高排序。吉林提出電能清潔供暖用戶可采取電網購銷差價不變的方式。廣東規定集合競價階段以最后一個成交對的買方申報價格、賣方申報價格的算數平均值作為統一成交價格；連續競價階段可成交交易對的成交價格根據買賣雙方的申報價格，以及前一筆交易成交價格確定。
交易組織
開展年度交易遵循的順序。多數省份與《基本規則》一致，部分省份基于資源特點和電力市場的建設階段進行了添加和調整。蒙東、遼寧、吉林、黑龍江4省份將燃煤發電企業基數電量優先于年度市場化交易。江蘇先確定省內優先發電（燃煤、天然氣除外），再確定跨省跨區優先發電，同時在市場化交易前添加了抽水蓄能交易。安徽也在市場化交易前添加了抽水蓄能交易。江西先確定省內優先發電（燃煤除外），再確定跨省跨區優先發電。湖南提出年度交易時，可將豐水期各月份單列，組織可再生能源企業優先交易。福建、山東對年度交易順序未進行明確規定。廣西、海南不安排跨省跨區優先發電。云南將省內優先購電量優先于跨省跨區電量。
重慶和寧夏提出季度交易順序。重慶提出在年度合同分解到季度的基礎上，首先開展季度雙邊交易，其次開展季度集中競價交易。寧夏規定首先開展季度雙邊協商交易，如有必要，組織開展季度集中撮合交易或掛牌交易。
開展月度交易遵循的順序。根據《基本規則》，在年度合同分解到月的基礎上，首先開展月度雙邊交易，其次開展月度集中競價交易。蒙東、遼寧、吉林、黑龍江月度不開展雙邊交易，直接開展集中競價交易。江蘇、福建在月度雙邊交易之前，首先開展合同電量轉讓交易。安徽提出按照月度合同電量轉讓交易、月度集中直接交易、月中雙邊直接交易的順序開展。湖南提出豐水期月份的月度交易，可以在月度中上旬組織可再生能源企業提前進行次月交易。四川根據交易品種對交易方式進行了規定，以雙邊交易方式開展年度成交合同電量的轉讓交易、以集中競價方式開展月度增量直接交易、以掛牌方式開展豐水期月度富余電量增量交易。寧夏則提出月度交易方式以交易效率較高為原則，采取雙邊協商、集中競價、掛牌交易之一種組織交易。
四川提出周交易順序。目前在發電企業間以集中撮合的方式開展合同電量周轉讓交易。
部分省份對容量扣減進行規定。安排優先發電計劃電量時，根據機組年度直接交易電量扣除相應發電容量或者優先發電計劃。原則上每年只進行一次容量扣減，在分配優先發電計劃時直接扣除。其中，河北南部提出直接交易電量折算發電容量根據市場化電量占比等因素進行折算，年度優先發電計劃下達前開展交易的，扣除發電企業發電容量；年度優先發電計劃下達后開展交易的，扣除發電企業優先發電計劃電量。山西提出安排計劃電量時，可根據機組年度直接交易電量，扣除相應發電容量；直接交易電量折算發電容量時，可根據全省裝機冗余、市場化電量占比，以及機組環保節能因素等進行折算。福建提出每批次交易完成后，按交易方案需要扣減發電企業計劃發電容量的，按發電企業成交電量相應扣減發電容量。重慶提出燃煤發電企業基數電量安排應剔除市場發電容量。新疆提出年度直接交易原則上允許按照扣除相應發電容量方式執行，發電容量在年度交易時扣除，月度交易時不再扣除。廣西則提出考慮當前的供需關系及鼓勵市場交易，現階段參與市場交易的發電企業可不剔除容量。
合同電量偏差處理
根據《基本規則》，中長期合同執行偏差主要通過在發電側采用預掛牌月平衡偏差方式進行處理。各省根據現階段市場化電量份額的不同，合同電量偏差處理方式不盡相同，如表3所示。蒙東、遼寧、吉林、黑龍江提出當發用電計劃放開到一定比例時，適時采用預掛牌月平衡偏差方式。現階段遼寧、吉林主要通過滾動調整方式處理。京津唐、云南采用合同電量轉讓交易方式。福建、甘肅、廣西采用合同電量轉讓交易，并簽訂電量互保協議。河北南部、安徽、江西、重慶、陜西、青海、貴州目前采用滾動調整方式，條件成熟或市場放開到一定程度后，適時通過預掛牌月平衡偏差方式調整電量偏差。海南采用滾動調整方式。
輔助服務
根據《基本規則》，按照“補償成本、合理收益”的基本原則，按照輔助服務效果確定輔助服務計量公式，對提供有償輔助服務的并網發電廠、電力用戶、獨立輔助服務提供者進行補償。各省在基本原則上與《基本規則》一致。東北是我國第一個電力輔助服務市場改革試點，2016年連續出臺《東北電力輔助服務市場專項改革試點方案》、《東北電力輔助服務市場運營規則》，市場于2017年1月1日零點如期啟動。東北電力輔助服務市場主要依托調峰市場平臺，開展多品種、多形式、多主體的市場化交易，包括實時深度調峰交易、火電停機備用交易、可中斷負荷調峰交易、電儲能調峰交易、火電應急啟停調峰交易、跨省調峰交易、抽蓄超額使用輔助服務交易、黑啟動等，以解決調峰問題，緩解熱電矛盾，促進風電消納，已初見成效。
計量和結算
根據《基本規則》，發電側2%以內的少發電量免于支付偏差考核費用，電力用戶側2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用。山西、寧夏與《基本規則》一致；江蘇、安徽、福建、湖北、湖南、重慶、青海、云南有所放寬，發電企業、電力用戶合同電量允許偏差范圍為±3%；京津唐電網發電企業、電力用戶合同電量允許偏差范圍進一步放寬至±5%；蒙東、吉林、陜西規定發電側5%以內的少發電量免于偏差考核，電力用戶側5%以內的少用電量免于偏差考核；遼寧規定發電企業2%以內的少發電量免于偏差考核，電力用戶合同電量允許偏差范圍為±5%；黑龍江規定發電企業5%以內的少發電量免于偏差考核，電力用戶合同電量允許偏差范圍為±5%；江西提出采取滾動調整方式時，大用戶與發電企業直接交易合同電量允許偏差不超過±3%，采用預掛牌月平衡偏差方式時，與《基本規則》一致；山東規定用戶側合同偏差不超出+6%和-2%免于偏差考核；四川規定發電側2%以內的少發電量免于偏差考核，用電側合同偏差不超出+5%和-2%免于偏差考核；新疆規定電力用戶合同電量允許偏差范圍為±5%，新能源發電企業發電側月度合同執行的實際上網電量與合同電量允許偏差范圍±15%、無調節能力水電允許偏差范圍±10%、有調節性水電企業與火電企業允許偏差范圍為±5%。
結論
本文梳理了國家中長期交易規則的要點，在此基礎上對各省出臺的交易規則進行了比較分析，主要結論如下：
對市場成員，電力輔助服務市場總體處于試點和起步階段，部分省份不包含獨立輔助服務提供者。電力市場準入條件各省省情不同、差異較大，對發電企業的準入，差異性主要體現在準入的電源類型和機組容量；對電力用戶的準入，差異性主要體現在準入的電壓等級和年用電量；對售電企業的準入，差異性主要體現在履約保函、代理電力用戶總用電量、公司人員及專業等補充要求。
對交易品種，部分省份基于發電資源特點進行了補充。對交易周期，部分省份根據交易品種對交易周期進行了限定和補充。對交易方式，蒙東、遼寧、吉林、黑龍江等部分省份對交易輪次、報價段數或曲線、新能源機組交易方式等進行了具體說明，具有一定的參考意義。
對價格機制，集中競價交易可以按照統一出清價格或根據雙方申報價格確定，各省的選擇不盡相同，應基于電網結構、電力市場化交易基礎進行考慮。
對交易組織，開展年度交易遵循的順序部分省份基于資源特點和電力市場的建設階段進行了添加和調整，開展月度交易遵循的順序部分省份為保證交易高效率對交易方式進行了限定，個別省份提出季度交易和周交易。部分省份對容量扣減進行了規定，扣減方式及份額主要基于電力供需關系和市場化交易情況進行確定。
對合同電量偏差處理，各省根據市場化電量份額的不同處理方式不盡相同。市場化電量份額達到一定比例時，主要采用預掛牌月平衡偏差方式，市場化初級階段則主要采用滾動調整方式、合同電量轉讓交易方式等。
對輔助服務，各省在基本原則上與國家一致。東北是我國第一個電力輔助服務市場改革試點，主要圍繞調峰資源開展交易，已初見成效，具有一定的借鑒意義。
對計量和結算，在發電側、用戶側合同電量允許偏差范圍的規定上，各省存在較大差異，與國家并不相同，這主要是因為各省電力市場化交易基礎不同，需根據發電企業、用電企業及售電公司的類型和特點進行具體規定。
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