一、中國(guó)電力市場(chǎng)構(gòu)成

1、發(fā)展歷程

（來(lái)源：微信公眾號(hào)“聯(lián)合資信” 作者：黃露 王宇飛）

2002年，國(guó)務(wù)院印發(fā)《電力體制改革方案》，我國(guó)開始對(duì)電力工業(yè)進(jìn)行市場(chǎng)化改革。經(jīng)過十余年的逐步推進(jìn)，市場(chǎng)化改革取得了較大進(jìn)展，電力市場(chǎng)主體日趨多元，但仍存在一定突出問題：（1）交易機(jī)制缺失、市場(chǎng)化定價(jià)機(jī)制尚未完全形成，造成了市場(chǎng)資源配置的決定性作用難以發(fā)揮，節(jié)能高效環(huán)保機(jī)組不能充分利用，棄水、棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象時(shí)有發(fā)生；（2）電價(jià)管理仍以政府定價(jià)為主，電價(jià)調(diào)整往往滯后于成本變化，難以及時(shí)并合理反映用電成本、市場(chǎng)供求狀況、資源稀缺程度和環(huán)境保護(hù)支出。2015年，中共中央、國(guó)務(wù)院下發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》及相關(guān)配套文件，標(biāo)志著我國(guó)電力市場(chǎng)以“逐步建立以中長(zhǎng)期交易規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)，以現(xiàn)貨市場(chǎng)發(fā)現(xiàn)價(jià)格，交易品種齊全、功能完善的電力市場(chǎng)，在全國(guó)范圍內(nèi)逐步形成競(jìng)爭(zhēng)充分、開放有序、健康發(fā)展的市場(chǎng)體系”為目標(biāo)向成熟市場(chǎng)化邁進(jìn)。

2016年12月29日，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局印發(fā)《電力中長(zhǎng)期交易基本規(guī)則（暫行）》通知，計(jì)劃即日起在全國(guó)范圍內(nèi)開展電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易。2017年8月28日，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局印發(fā)《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)工作的通知》，選擇南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個(gè)地區(qū)作為第一批電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)。目前，全國(guó)8個(gè)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)已全部啟動(dòng)包括單日、多日、周、雙周、整月甚至多月的結(jié)算試運(yùn)行工作（現(xiàn)貨電力交易試點(diǎn)進(jìn)展詳見附件2）。

截至目前，我國(guó)電力市場(chǎng)交易主要包括電力中長(zhǎng)期交易和電力現(xiàn)貨交易，并已適度開展調(diào)頻、調(diào)峰、備用等輔助服務(wù)交易以及發(fā)電權(quán)交易、可再生能源電力綠色證書交易等其他相關(guān)交易。

根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，2017－2019年，中國(guó)電力市場(chǎng)交易（含發(fā)電權(quán)交易電量、不含抽水蓄能低谷抽水交易電量等特殊交易電量）分別為16327.3億千瓦時(shí)、20654.0億千瓦時(shí)和28106.9億千瓦時(shí)，年均復(fù)合增長(zhǎng)31.2%，占全社會(huì)用電量的比重由25.9%提升至38.9%。

2、 電力市場(chǎng)構(gòu)成要素

（1）市場(chǎng)成員

市場(chǎng)成員包括各類發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、配售電企業(yè)、電力交易機(jī)構(gòu)、電力調(diào)度機(jī)構(gòu)、電力用戶[1]、儲(chǔ)能企業(yè)等。

發(fā)電企業(yè)包括持有燃煤、燃?xì)?、水力、風(fēng)力、光伏等各類發(fā)電機(jī)組的企業(yè)。點(diǎn)對(duì)網(wǎng)專線輸電的發(fā)電機(jī)組（含網(wǎng)對(duì)網(wǎng)專線輸電但明確配套發(fā)電機(jī)組的情況）視同為受電地區(qū)發(fā)電機(jī)組，納入受電地區(qū)電力電量平衡，根據(jù)受電地區(qū)發(fā)電計(jì)劃放開情況參與受電地區(qū)電力市場(chǎng)化。

電力交易機(jī)構(gòu)包括地區(qū)電力交易中心和區(qū)域電力交易中心兩類，我國(guó)已建成32個(gè)地區(qū)電力交易中心和2個(gè)區(qū)域電力交易中心（北京電力交易中心和廣州電力交易中心）。電力交易中心主要為電網(wǎng)公司與當(dāng)?shù)刂饕l(fā)電企業(yè)、用電單位聯(lián)合成立，目前電力交易中心均由電網(wǎng)公司控股，例如：山西電力交易中心有限公司是由國(guó)網(wǎng)山西省電力公司持有70%股權(quán)，華能國(guó)際電力股份有限公司、國(guó)家能源集團(tuán)華北電力有限公司、太原鋼鐵（集團(tuán)）有限公司、晉能電力集團(tuán)有限公司、大唐山西發(fā)電有限公司和晉能控股山西電力股份有限公司各持有5%股權(quán)；廣東電力交易中心有限責(zé)任公司是廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司持有70%股權(quán)，廣東省能源集團(tuán)有限公司、華潤(rùn)電力（廣東）銷售有限公司、中國(guó)廣核集團(tuán)有限公司、廣州發(fā)展集團(tuán)股份有限公司和深圳能源集團(tuán)股份有限公司各持有5%股權(quán)；首都電力交易中心有限公司為國(guó)網(wǎng)北京市電力公司獨(dú)資企業(yè)。

根據(jù)《關(guān)于推進(jìn)電力交易機(jī)構(gòu)獨(dú)立規(guī)范運(yùn)行的實(shí)施意見》（發(fā)改體改〔2020〕234號(hào)）的要求，2020年底前電網(wǎng)企業(yè)持股比例將降至50%以下，根據(jù)目前進(jìn)展情況，電力交易機(jī)構(gòu)獨(dú)立性改革完成或?qū)⑼碛陬A(yù)期。另外，例如中國(guó)南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司已構(gòu)建了南方區(qū)域統(tǒng)一電力交易平臺(tái)，以進(jìn)行跨區(qū)跨省電力交易，2020年9月貴州電力交易中心有限責(zé)任公司成為首個(gè)平臺(tái)試點(diǎn)單位。

電力調(diào)度機(jī)構(gòu)主要為電網(wǎng)公司成立的分公司或內(nèi)部非法人單位，例如廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力調(diào)度控制中心為廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司的分公司。

（2）交易品種及交易方式

電力中長(zhǎng)期交易現(xiàn)階段主要開展電能量交易，靈活開展發(fā)電權(quán)交易、合同轉(zhuǎn)讓交易，根據(jù)市場(chǎng)發(fā)展需要開展輸電權(quán)、容量等交易。電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易現(xiàn)階段主要開展電能量交易、調(diào)頻服務(wù)和備用服務(wù)等。電力市場(chǎng)交易以電能量直接交易為主，2019年全國(guó)各電力交易中心組織開展的各類交易電量合計(jì)28344億千瓦時(shí)。其中，電力直接交易（含省內(nèi)及省間交易）21771.2億千瓦時(shí)，占76.8%；發(fā)電權(quán)交易（含省內(nèi)及省間交易）2749.8億千瓦時(shí)，占9.7%。

根據(jù)交易標(biāo)的物執(zhí)行周期不同，中長(zhǎng)期電能量交易包括年度（多年）電量交易、月度電量交易、月內(nèi)（多日）電量交易等針對(duì)不同交割周期的電量交易。現(xiàn)貨電力交易包括日前電量交易、日內(nèi)電量交易和實(shí)時(shí)電量交易。

年度（多年）交易的標(biāo)的物為次年（多年）的電量（或者年度分時(shí)電量）。年度（多年）交易可通過雙邊協(xié)商或者集中交易的方式開展。對(duì)于年度交易，應(yīng)當(dāng)在年度電力電量預(yù)測(cè)平衡的基礎(chǔ)上，結(jié)合檢修計(jì)劃，按照不低于關(guān)鍵通道可用輸電容量的80%下達(dá)交易限額。

月度交易的標(biāo)的物為次月電量（或者月度分時(shí)電量），條件具備的地區(qū)可組織開展針對(duì)年度內(nèi)剩余月份的月度電量（或者月度分時(shí)電量）交易。月度交易可通過雙邊協(xié)商或者集中交易的方式開展。對(duì)于月度交易，應(yīng)當(dāng)在月度電力電量預(yù)測(cè)平衡的基礎(chǔ)上，結(jié)合檢修計(jì)劃和發(fā)電設(shè)備利用率，按照不低于關(guān)鍵通道可用輸電容量的90%下達(dá)交易限額；發(fā)電設(shè)備利用率應(yīng)當(dāng)結(jié)合調(diào)峰調(diào)頻需求制定，并向市場(chǎng)主體公開設(shè)備利用率。

月內(nèi)（多日）交易的標(biāo)的物為月內(nèi)剩余天數(shù)或者特定天數(shù)的電量（或者分時(shí)電量）。月內(nèi)交易主要以集中交易方式開展。對(duì)于月度內(nèi)的交易，參考月度交易的限額制定方法，按照不低于關(guān)鍵通道可用輸電容量的95%下達(dá)交易限額。

日前交易的標(biāo)的物為次日電量，日內(nèi)交易的標(biāo)的物為當(dāng)日未來(lái)數(shù)小時(shí)的電量，實(shí)時(shí)交易的標(biāo)的物為當(dāng)日未來(lái)15分鐘至2小時(shí)（時(shí)間可設(shè)置）的電量，均可通過雙邊協(xié)商或者集中交易的方式開展。電力現(xiàn)貨交易規(guī)模主要受到機(jī)組約束、系統(tǒng)平衡約束和網(wǎng)絡(luò)約束等限制。其中，機(jī)組約束包括機(jī)組（機(jī)組群）可調(diào)出力約束、機(jī)組爬坡速率約束、機(jī)組最小啟停時(shí)間約束、機(jī)組最大啟停次數(shù)約束、機(jī)組啟停出力曲線約束、固定計(jì)劃約束、電量約束、區(qū)域最小開機(jī)臺(tái)數(shù)約束、機(jī)組（機(jī)組群）備用約束，機(jī)組（機(jī)組群）正負(fù)旋轉(zhuǎn)備用和AGC備用設(shè)置約束、機(jī)組啟停磨約束、水電機(jī)組振動(dòng)區(qū)約束和環(huán)保排放限值約束等；系統(tǒng)平衡約束包括功率平衡約束、系統(tǒng)備用約束、分區(qū)備用約束和區(qū)域必開容量約束等；網(wǎng)絡(luò)約束包括斷面限額約束、單元件熱穩(wěn)極限約束和關(guān)鍵輸電元件N-1、預(yù)想故障集約束等；其他約束主要為燃料約束和環(huán)保約束等。

整體看，中長(zhǎng)期電力交易偏重于電力系統(tǒng)的整體長(zhǎng)期穩(wěn)健性，電力現(xiàn)貨交易偏重于在整體電力系統(tǒng)穩(wěn)健的基礎(chǔ)上發(fā)揮實(shí)時(shí)調(diào)節(jié)作用，并能更好的發(fā)現(xiàn)電力商品屬性，實(shí)現(xiàn)市場(chǎng)化定價(jià)。

集中交易包括集中競(jìng)價(jià)交易、滾動(dòng)撮合交易和掛牌交易三種形式。集中競(jìng)價(jià)交易指設(shè)置交易報(bào)價(jià)提交截止時(shí)間，電力交易平臺(tái)匯總市場(chǎng)主體提交的交易申報(bào)信息，按照市場(chǎng)規(guī)則進(jìn)行統(tǒng)一的市場(chǎng)出清，發(fā)布市場(chǎng)出清結(jié)果。滾動(dòng)撮合交易是指在規(guī)定的交易起止時(shí)間內(nèi)，市場(chǎng)主體可以隨時(shí)提交購(gòu)電或者售電信息，電力交易平臺(tái)按照時(shí)間優(yōu)先、價(jià)格優(yōu)先的原則進(jìn)行滾動(dòng)撮合成交。掛牌交易指市場(chǎng)主體通過電力交易平臺(tái)，將需求電量或者可供電量的數(shù)量和價(jià)格等信息對(duì)外發(fā)布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請(qǐng)。

（3）電價(jià)構(gòu)成

電能量市場(chǎng)化交易（含省內(nèi)和跨區(qū)跨?。﹥r(jià)格包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價(jià)。新投產(chǎn)發(fā)電機(jī)組的調(diào)試電量[2]按照調(diào)試電價(jià)政策進(jìn)行結(jié)算。

市場(chǎng)用戶的用電價(jià)格由電能量交易價(jià)格、輸配電價(jià)格、輔助服務(wù)費(fèi)用、政府性基金及附加等構(gòu)成，即順價(jià)方式。電力用戶的基本電價(jià)、政府性基金及附加、峰谷分時(shí)電價(jià)、功率因數(shù)調(diào)整等按照電壓等級(jí)和類別按實(shí)收取，上述費(fèi)用均由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)國(guó)家以及省有關(guān)規(guī)定進(jìn)行結(jié)算。

跨區(qū)跨省交易受電地區(qū)落地價(jià)格由電能量交易價(jià)格（送電側(cè)）、輸電價(jià)格、輔助服務(wù)費(fèi)用、輸電損耗構(gòu)成。輸電損耗原則上由買方承擔(dān)，也可由市場(chǎng)主體協(xié)商確定承擔(dān)方式。

執(zhí)行峰谷電價(jià)的用戶，在參加市場(chǎng)化交易后繼續(xù)執(zhí)行峰谷電價(jià)。

電網(wǎng)企業(yè)（含地方電網(wǎng)企業(yè)和配售電企業(yè)）之間結(jié)算的輸配電費(fèi)用，按照政府價(jià)格主管部門核定的輸配電價(jià)和實(shí)際物理計(jì)量電量結(jié)算。

（4）優(yōu)先電量和基數(shù)電量的確定

發(fā)電量的確定存在一定先后順序，通常優(yōu)先鎖定部分電量以保障電力系統(tǒng)基礎(chǔ)運(yùn)行，再開展余量電量市場(chǎng)化交易。政府部門應(yīng)當(dāng)在每年11月底前確定并下達(dá)次年跨區(qū)跨省優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃、省內(nèi)優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃和基數(shù)電量。對(duì)于簽訂市場(chǎng)化交易合同的機(jī)組，分配基數(shù)電量時(shí)原則上不再進(jìn)行容量剔除。

跨區(qū)跨省優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃原則上在上一年度的11月底前預(yù)測(cè)和下達(dá)總體電力電量規(guī)模和分月計(jì)劃，由購(gòu)售雙方簽訂相應(yīng)的購(gòu)售電合同。合同需約定年度電量規(guī)模以及分月計(jì)劃、送受電曲線或者確定曲線的原則、交易價(jià)格等，納入送、受電省優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃，并優(yōu)先安排輸電通道。

省內(nèi)優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃原則上在每年年度雙邊交易開始前，對(duì)執(zhí)行政府定價(jià)的電量簽訂廠網(wǎng)間年度購(gòu)售電合同，約定年度電量規(guī)模以及分月計(jì)劃、交易價(jià)格等。省內(nèi)優(yōu)先發(fā)電安排需結(jié)合電網(wǎng)安全、供需形勢(shì)、電源結(jié)構(gòu)等因素，不得將上述電量安排在指定時(shí)段內(nèi)集中執(zhí)行，也不得將上述電量作為調(diào)節(jié)市場(chǎng)自由競(jìng)爭(zhēng)的手段。

基數(shù)電量為各地區(qū)根據(jù)非市場(chǎng)用戶年度用電預(yù)測(cè)情況，扣除各環(huán)節(jié)優(yōu)先發(fā)電電量后的電量，在燃煤（氣）等發(fā)電企業(yè)中進(jìn)行分配。

優(yōu)先發(fā)電電量和基數(shù)電量的分月計(jì)劃可由合同簽訂主體在月度執(zhí)行前進(jìn)行調(diào)整和確認(rèn)，其執(zhí)行偏差可通過預(yù)掛牌上下調(diào)機(jī)制（或者其他偏差處理機(jī)制）處理。

（5）可再生能源保障性收購(gòu)

在煤電基數(shù)電量占比高的背景下，由于風(fēng)電、光伏等可再生能源存在負(fù)荷不穩(wěn)定、電網(wǎng)輸電能力滯后，風(fēng)電、光伏存在較為嚴(yán)重的棄風(fēng)棄光情況。在《可再生能源法》頒布的基礎(chǔ)上，國(guó)家發(fā)改委等部門印發(fā)了《可再生能源發(fā)電全額保障性收購(gòu)管理辦法》等文件，明確了各類資源區(qū)保障性收購(gòu)小時(shí)（詳見附件3-1、附件3-2）以及無(wú)法實(shí)現(xiàn)保障性收購(gòu)的補(bǔ)償機(jī)制；明確對(duì)無(wú)補(bǔ)貼風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目嚴(yán)格落實(shí)優(yōu)先上網(wǎng)和全額保障性收購(gòu)政策，且不要求此類項(xiàng)目參與跨區(qū)電力市場(chǎng)化交易。

平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目和低價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目全額保障性收購(gòu)：

對(duì)于省內(nèi)結(jié)算平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目和低價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目，電網(wǎng)公司按項(xiàng)目核準(zhǔn)時(shí)國(guó)家規(guī)定的當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)與風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目單位簽訂長(zhǎng)期固定電價(jià)購(gòu)售電合同（不少于20年），不要求此類項(xiàng)目參與電力市場(chǎng)化交易（就近直接交易試點(diǎn)和分布式市場(chǎng)交易除外）。

對(duì)于具備跨省跨區(qū)輸電通道的地區(qū)，國(guó)家鼓勵(lì)送端地區(qū)優(yōu)先配置無(wú)補(bǔ)貼風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目，按受端地區(qū)燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)（或略低）扣除輸電通道的輸電價(jià)格確定送端的上網(wǎng)電價(jià)，受端地區(qū)有關(guān)政府部門和電網(wǎng)企業(yè)負(fù)責(zé)落實(shí)跨省跨區(qū)輸送無(wú)補(bǔ)貼風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目的電量消納，在送受端電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商一致的基礎(chǔ)上，與風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)簽訂長(zhǎng)期固定電價(jià)購(gòu)售電合同（不少于20年），不要求此類項(xiàng)目參與跨區(qū)電力市場(chǎng)化交易。

前期含補(bǔ)貼項(xiàng)目的限額保障性收購(gòu)：

為緩解部分地區(qū)限電嚴(yán)重問題，國(guó)家在綜合考慮資源條件、電力消納能力、限電限制及收益率保障等因素，核定了重點(diǎn)地區(qū)新能源發(fā)電最低保障收購(gòu)年利用小時(shí)數(shù)。對(duì)比數(shù)據(jù)看，仍有部分地區(qū)無(wú)法滿足最低保障收購(gòu)年利用小時(shí)數(shù)（限電問題在新疆、甘肅地區(qū)仍較為嚴(yán)重），但整體利用小時(shí)數(shù)呈好轉(zhuǎn)上升趨勢(shì)。

保障性收購(gòu)電量范圍內(nèi)，受非系統(tǒng)安全因素影響，非可再生能源發(fā)電擠占消納空間和輸電通道導(dǎo)致的可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項(xiàng)目限發(fā)電量視為優(yōu)先發(fā)電合同轉(zhuǎn)讓至系統(tǒng)內(nèi)優(yōu)先級(jí)較低的其他機(jī)組，由相應(yīng)機(jī)組按影響大小承擔(dān)對(duì)可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項(xiàng)目的補(bǔ)償費(fèi)用，并做好與可再生能源調(diào)峰機(jī)組優(yōu)先發(fā)電的銜接。計(jì)入補(bǔ)償?shù)南薨l(fā)電量最大不超過保障性收購(gòu)電量與可再生能源實(shí)際發(fā)電量的差值。保障性收購(gòu)電量范圍內(nèi)的可再生能源優(yōu)先發(fā)電合同不得主動(dòng)通過市場(chǎng)交易轉(zhuǎn)讓。

因并網(wǎng)線路故障（超出設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)的自然災(zāi)害等不可抗力造成的故障除外）、非計(jì)劃?rùn)z修導(dǎo)致的可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項(xiàng)目限發(fā)電量由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)補(bǔ)償。

由于可再生能源資源條件造成實(shí)際發(fā)電量達(dá)不到保障發(fā)電量以及因自身設(shè)備故障、檢修等原因造成的可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項(xiàng)目發(fā)電量損失由可再生能源發(fā)電項(xiàng)目自行承擔(dān)，不予補(bǔ)償?？稍偕茉窗l(fā)電由于自身原因，造成不能履行的發(fā)電量應(yīng)采用市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)的方式由各類機(jī)組競(jìng)價(jià)執(zhí)行。

可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項(xiàng)目保障性收購(gòu)電量范圍內(nèi)的限電補(bǔ)償費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)按項(xiàng)目所在地對(duì)應(yīng)的最新可再生能源上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)或核定電價(jià)執(zhí)行。

此外，對(duì)超出最低利用小時(shí)保障的新能源電量部分采用“保量保價(jià)”和“保量競(jìng)價(jià)”相結(jié)合的方式，推動(dòng)優(yōu)先發(fā)電參與市場(chǎng)，不斷提高跨區(qū)跨省優(yōu)先發(fā)電中“保量競(jìng)價(jià)”的比例，應(yīng)放盡放，實(shí)現(xiàn)優(yōu)先發(fā)電與優(yōu)先購(gòu)電規(guī)模相匹配。

（6）結(jié)算方式

一般結(jié)算方式

發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量電費(fèi)由電網(wǎng)企業(yè)支付；電力用戶向電網(wǎng)企業(yè)繳納電費(fèi)，并由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)電力用戶側(cè)欠費(fèi)風(fēng)險(xiǎn)；售電公司按照電力交易機(jī)構(gòu)出具的結(jié)算依據(jù)與電網(wǎng)企業(yè)進(jìn)行結(jié)算。市場(chǎng)主體可自行約定結(jié)算方式，未與電網(wǎng)企業(yè)簽訂委托代理結(jié)算業(yè)務(wù)的，電網(wǎng)企業(yè)不承擔(dān)欠費(fèi)風(fēng)險(xiǎn)。

電力交易機(jī)構(gòu)向各市場(chǎng)成員提供的結(jié)算依據(jù)包括以下內(nèi)容：（一）實(shí)際結(jié)算電量；（二）各類交易合同（含優(yōu)先發(fā)電合同、基數(shù)電量合同、市場(chǎng)交易合同）電量、電價(jià)和電費(fèi)；（三）上下調(diào)電量、電價(jià)和電費(fèi)，偏差電量、電價(jià)和電費(fèi)，分?jǐn)偟慕Y(jié)算資金差額或者盈余等信息（采用發(fā)電側(cè)預(yù)掛牌上下調(diào)偏差處理機(jī)制的地區(qū)）；（四）新機(jī)組調(diào)試電量、電價(jià)、電費(fèi)；（五）接受售電公司委托出具的零售交易結(jié)算依據(jù)。

風(fēng)電、光伏結(jié)算方式：

對(duì)于未核定最低保障收購(gòu)年利用小時(shí)數(shù)的地區(qū)，按照當(dāng)月實(shí)際上網(wǎng)電量以及政府批復(fù)的價(jià)格水平或者價(jià)格機(jī)制進(jìn)行結(jié)算。對(duì)于核定最低保障收購(gòu)年利用小時(shí)數(shù)的地區(qū)，最低保障收購(gòu)年利用小時(shí)數(shù)內(nèi)的電量按照政府批復(fù)的價(jià)格水平或者價(jià)格機(jī)制進(jìn)行結(jié)算，超出最低保障收購(gòu)年利用小時(shí)數(shù)的部分應(yīng)當(dāng)通過市場(chǎng)交易方式消納和結(jié)算。

財(cái)政部根據(jù)電網(wǎng)企業(yè)和省級(jí)相關(guān)部門申請(qǐng)以及本年度可再生能源電價(jià)附加收入情況，按照以收定支的原則向電網(wǎng)企業(yè)和省級(jí)財(cái)政部門撥付補(bǔ)助資金。對(duì)于當(dāng)年納入國(guó)家規(guī)模管理的新增項(xiàng)目，需足額兌付補(bǔ)助資金。對(duì)于納入補(bǔ)助目錄的存量項(xiàng)目，由電網(wǎng)企業(yè)依照項(xiàng)目類型、并網(wǎng)時(shí)間、技術(shù)水平和相關(guān)部門確定的原則等條件，確定目錄中項(xiàng)目的補(bǔ)助資金撥付順序并向社會(huì)公開。其中，光伏扶貧、自然人分布式、參與綠證交易、自愿轉(zhuǎn)為平價(jià)項(xiàng)目[3]等項(xiàng)目可優(yōu)先兌付補(bǔ)助資金；光伏扶貧項(xiàng)目補(bǔ)助資金應(yīng)及時(shí)兌付給縣級(jí)扶貧結(jié)轉(zhuǎn)賬戶。參與市場(chǎng)交易的風(fēng)電、光伏電量，結(jié)算涉及中央財(cái)政補(bǔ)貼時(shí)，按照《可再生能源電價(jià)附加資金管理辦法》（財(cái)建﹝2020﹞5號(hào)）等補(bǔ)貼管理規(guī)定執(zhí)行。

（7）偏差電量及上下調(diào)電量處理機(jī)制

中長(zhǎng)期電力市場(chǎng)交易規(guī)則允許發(fā)用電雙方在協(xié)商一致的前提下，在合同執(zhí)行一周前進(jìn)行動(dòng)態(tài)調(diào)整，并鼓勵(lì)市場(chǎng)主體通過月內(nèi)（多日）交易實(shí)現(xiàn)月度發(fā)用電計(jì)劃調(diào)整，減少合同執(zhí)行偏差。系統(tǒng)月度實(shí)際用電需求與月度發(fā)電計(jì)劃存在偏差時(shí)，可通過發(fā)電側(cè)上下調(diào)預(yù)掛牌機(jī)制進(jìn)行處理，也可根據(jù)各地實(shí)際采用偏差電量次月掛牌、合同電量滾動(dòng)調(diào)整等偏差處理機(jī)制。發(fā)電側(cè)上下調(diào)預(yù)掛牌機(jī)制采用“報(bào)價(jià)不報(bào)量”方式，具有調(diào)節(jié)能力的機(jī)組均應(yīng)當(dāng)參與上下調(diào)報(bào)價(jià)。

發(fā)電側(cè)上下調(diào)預(yù)掛牌機(jī)制

首先，發(fā)電機(jī)組在月度交易結(jié)束后申報(bào)上調(diào)報(bào)價(jià)（單位增發(fā)電量的售電價(jià)格）和下調(diào)報(bào)價(jià)（單位減發(fā)電量的購(gòu)電價(jià)格），且在規(guī)定的月內(nèi)截止日期前可修改其上下調(diào)報(bào)價(jià)。其次，電力交易機(jī)構(gòu)根據(jù)上下調(diào)報(bào)價(jià)對(duì)機(jī)組調(diào)用進(jìn)行排序。即按照上調(diào)報(bào)價(jià)由低到高排序形成上調(diào)機(jī)組調(diào)用排序列表，按照下調(diào)報(bào)價(jià)由高到低排序形成下調(diào)機(jī)組調(diào)用排序列表，價(jià)格相同時(shí)按照發(fā)電側(cè)節(jié)能低碳電力調(diào)度的優(yōu)先級(jí)進(jìn)行排序。最后，根據(jù)電力平衡需要及前期上報(bào)信息安排上下調(diào)電量落實(shí)及結(jié)算。即月度最后七個(gè)自然日，根據(jù)電力電量平衡預(yù)測(cè)，各類合同電量的分解執(zhí)行無(wú)法滿足省內(nèi)供需平衡時(shí)，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)參考上下調(diào)機(jī)組排序，在滿足電網(wǎng)安全約束的前提下，預(yù)先安排機(jī)組提供上調(diào)或者下調(diào)電量、調(diào)整相應(yīng)機(jī)組后續(xù)發(fā)電計(jì)劃，實(shí)現(xiàn)供需平衡。機(jī)組提供的上調(diào)或者下調(diào)電量根據(jù)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)的實(shí)際調(diào)用量進(jìn)行結(jié)算。

偏差電量次月掛牌機(jī)制

首先，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)確定預(yù)掛牌機(jī)組負(fù)荷率和上下調(diào)限額。即電力調(diào)度機(jī)構(gòu)在保證電網(wǎng)安全運(yùn)行的前提下，根據(jù)全網(wǎng)機(jī)組運(yùn)行負(fù)荷率確定預(yù)掛牌機(jī)組負(fù)荷率上限和下限，并在月初公布。各機(jī)組上下調(diào)電量的限額按照負(fù)荷率上下限對(duì)應(yīng)發(fā)電量與機(jī)組當(dāng)月計(jì)劃發(fā)電量的差額確定。其次，根據(jù)上月實(shí)發(fā)電量差額確定次月上下調(diào)電量，并累加至機(jī)組次月計(jì)劃發(fā)電量。即在滿足電網(wǎng)安全約束的前提下，將上月全網(wǎng)實(shí)際完成電量與全網(wǎng)計(jì)劃發(fā)電量的差額，按照各機(jī)組上月申報(bào)的預(yù)掛牌價(jià)格（上調(diào)申報(bào)增發(fā)價(jià)格、下調(diào)申報(bào)補(bǔ)償價(jià)格）排序確定機(jī)組上調(diào)、下調(diào)電量，作為月度調(diào)整電量累加至機(jī)組本月計(jì)劃發(fā)電量。其中，下調(diào)電量按照機(jī)組月度集中交易電量、月度雙邊交易電量、年度分月雙邊交易電量、基數(shù)電量的順序扣減相應(yīng)合同電量。最后，根據(jù)不同類型電量和電價(jià)區(qū)別結(jié)算電費(fèi)。月度發(fā)電計(jì)劃執(zhí)行完畢后，發(fā)電側(cè)首先結(jié)算機(jī)組上調(diào)電量或者下調(diào)電量,其余電量按照各類合同電量結(jié)算順序以及對(duì)應(yīng)電價(jià)結(jié)算；用戶側(cè)按照當(dāng)月實(shí)際用電量和合同電量加權(quán)價(jià)結(jié)算電費(fèi)，實(shí)際用電量與合同電量的偏差予以考核。

偏差電量電費(fèi)結(jié)算

批發(fā)交易用戶（包括電力用戶、售電公司）偏差電量[4]分為超用電量和少用電量，超用電量支付購(gòu)電費(fèi)用，少用電量獲得售電收入。

?批發(fā)交易用戶偏差電量=用戶實(shí)際網(wǎng)供電量-（各類交易合同購(gòu)入電量-各類交易合同售出電量）

?超用電量的結(jié)算價(jià)格=發(fā)電側(cè)上調(diào)服務(wù)電量的加權(quán)平均價(jià)×U1。

?U1為用戶側(cè)超用電量懲罰系數(shù)，U1≥1。當(dāng)月系統(tǒng)未調(diào)用上調(diào)服務(wù)時(shí)，以月度集中競(jìng)價(jià)交易最高成交價(jià)（或者統(tǒng)一出清價(jià)）乘以懲罰系數(shù)結(jié)算超用電量。

?少用電量的結(jié)算價(jià)格=發(fā)電側(cè)下調(diào)服務(wù)電量的加權(quán)平均價(jià)×U2。

?U2為用戶側(cè)少用電量懲罰系數(shù)，U2≤1。當(dāng)月系統(tǒng)未調(diào)用下調(diào)服務(wù)時(shí)，以月度集中競(jìng)價(jià)交易最低成交價(jià)（或者統(tǒng)一出清價(jià)）乘以懲罰系數(shù)結(jié)算少用電量。

?根據(jù)超用電量或者少用電量的區(qū)間范圍，可設(shè)置分段的懲罰系數(shù)。

?當(dāng)售電公司所有簽約用戶月度實(shí)際總用量偏離售電公司月度交易計(jì)劃時(shí)，售電公司承擔(dān)偏差電量電費(fèi)。

發(fā)電企業(yè)偏差電量指發(fā)電企業(yè)因自身原因引起的超發(fā)或者少發(fā)電量，超發(fā)電量獲得售電費(fèi)用，少發(fā)電量支付購(gòu)電費(fèi)用。

?超發(fā)電量結(jié)算價(jià)格=發(fā)電側(cè)下調(diào)服務(wù)電量的加權(quán)平均價(jià)×K1。

?K1為發(fā)電側(cè)超發(fā)電量懲罰系數(shù)，K1≤1。當(dāng)月系統(tǒng)未調(diào)用下調(diào)服務(wù)時(shí)，以月度集中競(jìng)價(jià)交易最低成交價(jià)（或者統(tǒng)一出清價(jià)）乘以懲罰系數(shù)結(jié)算超發(fā)電量。

?少發(fā)電量結(jié)算價(jià)格=發(fā)電側(cè)上調(diào)服務(wù)電量的加權(quán)平均價(jià)×K2。

?K2為發(fā)電側(cè)少發(fā)電量懲罰系數(shù)，K2≥1。當(dāng)月系統(tǒng)未調(diào)用上調(diào)服務(wù)時(shí)，以月度集中競(jìng)價(jià)交易最高成交價(jià)（或者統(tǒng)一出清價(jià)）乘以懲罰系數(shù)結(jié)算少發(fā)電量。

?根據(jù)超發(fā)電量或者少發(fā)電量的區(qū)間范圍，可設(shè)置分段的懲罰系數(shù)。

在發(fā)電企業(yè)實(shí)際上網(wǎng)電量基礎(chǔ)上，扣除各類合同電量、偏差電量后，視為發(fā)電企業(yè)的上下調(diào)電量。發(fā)電企業(yè)的上下調(diào)電量，按照其申報(bào)價(jià)格結(jié)算。

[1]電力用戶可為經(jīng)法人單位授權(quán)的內(nèi)部核算主體。

[2]處于調(diào)試期的機(jī)組，如果和其他機(jī)組共用計(jì)量點(diǎn)，按照機(jī)組調(diào)試期的發(fā)電量等比例拆分共用計(jì)量點(diǎn)的上網(wǎng)電量，確定調(diào)試期的上網(wǎng)電量。

[3]對(duì)風(fēng)電、光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目和低價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目，電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)確保項(xiàng)目所發(fā)電量全額上網(wǎng)，并按照可再生能源監(jiān)測(cè)評(píng)價(jià)體系要求監(jiān)測(cè)項(xiàng)目棄風(fēng)、棄光狀況。如存在棄風(fēng)棄光情況，將限發(fā)電量核定為可轉(zhuǎn)讓的優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃。經(jīng)核定的優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃可在全國(guó)范圍內(nèi)參加發(fā)電權(quán)交易（轉(zhuǎn)讓），交易價(jià)格由市場(chǎng)確定。鼓勵(lì)平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目和低價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目通過綠證交易獲得合理收益補(bǔ)償。風(fēng)電、光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目和低價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目，可按國(guó)家可再生能源綠色電力證書管理機(jī)制和政策獲得可交易的可再生能源綠色電力證書（以下簡(jiǎn)稱綠證），通過出售綠證獲得收益。

[4]電力用戶擁有儲(chǔ)能，或者電力用戶參加特定時(shí)段的需求側(cè)響應(yīng)，由此產(chǎn)生的偏差電量，由電力用戶自行承擔(dān)。

二、其他相關(guān)交易

1.綠色電力證書交易

（1）概況

“綠色電力證書”（亦稱可再生能源電力綠色證書，以下簡(jiǎn)稱“綠證”）是指國(guó)家可再生能源信息管理中心按照國(guó)家能源局相關(guān)管理規(guī)定，依據(jù)可再生能源上網(wǎng)電量通過國(guó)家能源局可再生能源發(fā)電項(xiàng)目信息管理平臺(tái)向符合資格的可再生能源發(fā)電企業(yè)頒發(fā)的具有唯一代碼標(biāo)識(shí)的電子憑證。認(rèn)購(gòu)參與人購(gòu)買可再生能源綠證后，不得再次出售。綠證有效期暫定為一個(gè)考核年，在有效期內(nèi)可以且僅可以出售一次，不得再次轉(zhuǎn)手出售，過期自動(dòng)注銷。綠證作為記錄計(jì)量可再生能源電力的生產(chǎn)、實(shí)際消納和交易的載體，用于監(jiān)測(cè)考核可再生能源電力配額指標(biāo)完成情況。

可再生能源電力配額包括可再生能源電力總量配額（以下簡(jiǎn)稱“總量配額”）和非水電可再生能源電力配額（以下簡(jiǎn)稱“非水電配額”）。國(guó)務(wù)院能源主管部門根據(jù)各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）可再生能源資源、國(guó)家能源規(guī)劃、跨省跨區(qū)輸電通道建設(shè)運(yùn)行條件等因素按年度制定各省級(jí)行政區(qū)域可再生能源電力配額指標(biāo)。對(duì)各省級(jí)行政區(qū)域規(guī)定的應(yīng)達(dá)到的最低可再生能源比重指標(biāo)為約束性指標(biāo)，按超過約束性指標(biāo)10%確定激勵(lì)性指標(biāo)（2020年指標(biāo)詳見附件6）。

對(duì)常規(guī)水電電量核發(fā)水電綠證，對(duì)非水電可再生能源電量核發(fā)非水電綠證。水電綠證隨水電交易自動(dòng)轉(zhuǎn)移給購(gòu)電方，僅用于總量配額考核；非水電綠證依托陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)（不含分布式光伏發(fā)電）所生產(chǎn)的可再生能源發(fā)電量發(fā)放，可用于非水配額考核和總量配額考核。北京、廣州電力交易中心以及各省級(jí)區(qū)域電力交易中心在國(guó)家可再生能源信息中心完成可再生能源電力證書交易登記注冊(cè)后，組織開展證書交易。

（2）配額的分配及落實(shí)方式

各省級(jí)人民政府承擔(dān)配額落實(shí)責(zé)任。各省級(jí)能源主管部門會(huì)同電力運(yùn)行管理部門按年度組織制定本省級(jí)行政區(qū)域可再生能源電力配額實(shí)施方案（以下簡(jiǎn)稱“配額實(shí)施方案”），報(bào)省級(jí)人民政府批準(zhǔn)后實(shí)施。配額實(shí)施方案主要應(yīng)包括：年度配額指標(biāo)及配額分配、配額實(shí)施工作機(jī)制、配額履約方式、對(duì)配額義務(wù)主體的考核方式等。各省級(jí)行政區(qū)域配額實(shí)施方案對(duì)承擔(dān)配額義務(wù)主體設(shè)定的配額指標(biāo)可以高于國(guó)務(wù)院能源主管部門向各本區(qū)域下達(dá)的可再生能源電力配額約束性指標(biāo)。

承擔(dān)配額義務(wù)的市場(chǎng)主體可分為兩類。第一類為各類直接向電力用戶供電的電網(wǎng)企業(yè)、獨(dú)立售電公司、擁有配電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)權(quán)的售電公司（以下簡(jiǎn)稱“配售電公司”）；第二類為通過電力批發(fā)市場(chǎng)購(gòu)電的電力用戶和擁有自備電廠的企業(yè)。第一類承擔(dān)與其年售電量相對(duì)應(yīng)的配額，第二類承擔(dān)與其用電量相對(duì)應(yīng)的配額；擁有燃煤自備發(fā)電機(jī)組的企業(yè)承擔(dān)的配額指標(biāo)應(yīng)高于所在省級(jí)區(qū)域的配額指標(biāo)（各省級(jí)人民政府應(yīng)對(duì)行政區(qū)域內(nèi)擁有自備電廠的工業(yè)企業(yè)提出消納可再生能源電量最低指標(biāo)，并進(jìn)行監(jiān)督管理。自備電廠承擔(dān)的配額指標(biāo)應(yīng)高于所在區(qū)域指標(biāo)，可通過與電網(wǎng)開展電力交易等方式完成。接入公共電網(wǎng)的自備電廠應(yīng)接受統(tǒng)一調(diào)度，優(yōu)先消納可再生能源）。

各承擔(dān)配額義務(wù)的市場(chǎng)主體以實(shí)際消納可再生能源電量為主要方式完成配額，也可通過兩種補(bǔ)充（替代）方式完成配額。第一，向超額完成年度配額的市場(chǎng)主體購(gòu)買其超額消納的可再生能源電量，由雙方自主確定轉(zhuǎn)讓價(jià)格，已售出或已轉(zhuǎn)讓的消納量不再計(jì)入自身的消納量。第二，可自愿向電網(wǎng)企業(yè)認(rèn)購(gòu)綠證，綠證對(duì)應(yīng)的可再生能源電量等量記為配額完成量。電網(wǎng)企業(yè)對(duì)于經(jīng)營(yíng)區(qū)域內(nèi)各市場(chǎng)主體持有的綠證進(jìn)行核算。未完成配額的市場(chǎng)主體，須通過向所在區(qū)域電網(wǎng)企業(yè)購(gòu)買替代證書完成配額，電網(wǎng)企業(yè)出售替代證書形成的資金，用于補(bǔ)償經(jīng)營(yíng)區(qū)域可再生能源消納費(fèi)用的支出。

對(duì)于未達(dá)到配額指標(biāo)的省級(jí)行政區(qū)域[5]，國(guó)務(wù)院能源主管部門暫停下達(dá)或減少該區(qū)域化石能源電源建設(shè)規(guī)模、取消該區(qū)域申請(qǐng)示范項(xiàng)目資格、取消該區(qū)域國(guó)家按區(qū)域開展的能源類示范稱號(hào)等措施，按區(qū)域限批其新增高載能工業(yè)項(xiàng)目。對(duì)于未完成配額指標(biāo)的市場(chǎng)主體，核減其下一年度市場(chǎng)交易電量，或取消其參與下一年度電力市場(chǎng)交易的資格。

（3）政策落實(shí)情況

綠證交易政策的初衷是促進(jìn)清潔能源消納利用以及降低國(guó)家財(cái)政資金的直接補(bǔ)貼強(qiáng)度（發(fā)電企業(yè)通過綠證認(rèn)購(gòu)交易網(wǎng)已售出的綠證，由電網(wǎng)企業(yè)按綠證對(duì)應(yīng)的電量核減應(yīng)發(fā)的國(guó)家補(bǔ)貼）。

我國(guó)綠證發(fā)展自2017年7月1日起正式開展，目前仍處于第一階段，即自愿認(rèn)購(gòu)階段。因缺少?gòu)?qiáng)制力，第一階段中綠證發(fā)展較為緩慢，綠證核發(fā)量占可申請(qǐng)綠證量及綠證交易量占綠證核發(fā)量的比值均極低，體現(xiàn)了發(fā)電企業(yè)申請(qǐng)證書意愿和購(gòu)買方認(rèn)購(gòu)意愿較差，導(dǎo)致設(shè)立綠證的政策初衷未能充分實(shí)現(xiàn)，風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)收益除當(dāng)?shù)厥〖?jí)電網(wǎng)脫硫燃煤機(jī)組標(biāo)桿電價(jià)外仍主要來(lái)源于補(bǔ)貼。

（4）未來(lái)發(fā)展

隨著《關(guān)于促進(jìn)非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》及其補(bǔ)充通知，自2021年1月1日起綠證交易將與可再生能源電力消納直接相關(guān)，綠證交易量將大幅提升，國(guó)家財(cái)政補(bǔ)貼壓力將大幅下降，發(fā)電企業(yè)可通過綠證交易快速便捷的獲取現(xiàn)金流，尤其是對(duì)資金較為緊張、融資成本較高的民營(yíng)企業(yè)而言可謂天降甘霖。另外根據(jù)《關(guān)于促進(jìn)非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》及其補(bǔ)充通知，政府已研究將燃煤發(fā)電企業(yè)優(yōu)先發(fā)電權(quán)、優(yōu)先保障企業(yè)煤炭進(jìn)口等與綠證掛鉤，為綠證市場(chǎng)交易規(guī)模的持續(xù)擴(kuò)大保駕護(hù)航。

2.發(fā)電權(quán)交易

發(fā)電權(quán)交易（亦稱替代發(fā)電交易）是指發(fā)電企業(yè)將基數(shù)電量合同、優(yōu)先發(fā)電合同等合同電量（合約電量），通過電力交易機(jī)構(gòu)搭建的交易平臺(tái)，以雙邊協(xié)商、集中競(jìng)價(jià)、掛牌等市場(chǎng)化方式向其他發(fā)電企業(yè)進(jìn)行轉(zhuǎn)讓的交易行為。發(fā)電權(quán)交易原則上由大容量、高參數(shù)、環(huán)保機(jī)組替代低效、高污染火電機(jī)組及關(guān)停發(fā)電機(jī)組發(fā)電[7]，由水電、風(fēng)電、光伏發(fā)電、核電等清潔能源發(fā)電機(jī)組替代低效、高污染火電機(jī)組發(fā)電，不應(yīng)逆向替代。在水電、風(fēng)電、光伏發(fā)電、核電等清潔能源消納空間有限的地區(qū)，鼓勵(lì)清潔能源發(fā)電機(jī)組間相互替代發(fā)電，通過進(jìn)一步促進(jìn)跨省跨區(qū)發(fā)電權(quán)交易等方式，加大清潔能源消納力度。發(fā)電權(quán)交易一般在省級(jí)電網(wǎng)范圍內(nèi)進(jìn)行。發(fā)電權(quán)交易可以通過雙邊交易方式或集中交易方式進(jìn)行交易；受讓方上網(wǎng)電價(jià)=出讓方政府批復(fù)電價(jià)。

2015年11月9日，根據(jù)國(guó)家發(fā)展改革委和國(guó)家能源局關(guān)于同意云南省、貴州省開展電力體制改革綜合試點(diǎn)的復(fù)函（發(fā)改經(jīng)體〔2015〕2604號(hào)），云南省正式獲批成為全國(guó)第一批電改綜合試點(diǎn)省份之一，隨后云南省在全國(guó)率先開展了電力市場(chǎng)化交易，形成了省內(nèi)市場(chǎng)、西電東送增量市場(chǎng)、清潔能源市場(chǎng)三個(gè)交易市場(chǎng)，擁有直接交易、集中撮合交易、掛牌交易、發(fā)電權(quán)交易四種交易模式。云南率先開展發(fā)電權(quán)交易，一方面因豐水期水電交易電價(jià)與煤電相比有極大優(yōu)勢(shì)，煤電與水電進(jìn)行發(fā)電權(quán)交易可補(bǔ)充部分收益，另一方面因可實(shí)現(xiàn)水能充分合理利用。得益于云南的成功嘗試，新疆、廣西、山東、貴州等?。ㄗ灾螀^(qū)）陸續(xù)已開展發(fā)電權(quán)交易。

中期來(lái)看，因基數(shù)電量分配與市場(chǎng)交易雙軌運(yùn)行產(chǎn)生的發(fā)電權(quán)交易，在市場(chǎng)化的不斷推進(jìn)和老舊機(jī)組（以火電為主）的不斷關(guān)停中必將成為歷史。但著眼目前，發(fā)電權(quán)交易仍可為成本控制能力略差（尤其是燃料成本）的電廠提供一定過渡期保護(hù)，其可通過向成本控制能力強(qiáng)、可實(shí)現(xiàn)規(guī)模效應(yīng)的電廠轉(zhuǎn)讓發(fā)電指標(biāo)獲得收益，避免“越發(fā)越虧”的情況出現(xiàn)（若上網(wǎng)電價(jià)-變動(dòng)成本>發(fā)電權(quán)售價(jià)，發(fā)電企業(yè)將更傾向于執(zhí)行基數(shù)電量或中長(zhǎng)期交易電量；若上網(wǎng)電價(jià)-變動(dòng)成本<發(fā)電權(quán)售價(jià)，發(fā)電企業(yè)將更傾向于出售發(fā)電權(quán)）。評(píng)級(jí)工作亟需對(duì)發(fā)電企業(yè)利用現(xiàn)行政策進(jìn)行靈活經(jīng)營(yíng)安排合理評(píng)價(jià)。長(zhǎng)期來(lái)看，未來(lái)隨著市場(chǎng)化程度的加深，發(fā)電權(quán)交易量逐漸萎縮，對(duì)于發(fā)電企業(yè)未能落實(shí)所簽訂購(gòu)售電合同中約定電量而通過發(fā)電權(quán)交易進(jìn)行轉(zhuǎn)讓的情況（可通過發(fā)電利用小時(shí)數(shù)進(jìn)行佐證），應(yīng)深入研究其發(fā)生原因。如因發(fā)電機(jī)組非正常停機(jī)等因素導(dǎo)致，評(píng)級(jí)結(jié)果應(yīng)考慮發(fā)電企業(yè)在管理水平等方面的不足對(duì)其經(jīng)營(yíng)成果的不利影響。

[5]各?。▍^(qū)、市）內(nèi)消納可再生能源電量包括本地區(qū)可再生能源發(fā)電量（不含抽水蓄能電量）。

[6]賣方未申領(lǐng)綠證、申領(lǐng)綠證未掛牌出售或協(xié)議轉(zhuǎn)讓，以及掛牌出售未售時(shí)，賣方仍可繼續(xù)享受國(guó)家可再生能源電價(jià)附加資金補(bǔ)貼。賣方出售綠證的行為，不影響賣方其他已經(jīng)上網(wǎng)的電量和未來(lái)的上網(wǎng)電量繼續(xù)享受國(guó)家可再生能源電價(jià)附加資金補(bǔ)貼的權(quán)利。風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)出售可再生能源綠色電力證書后，相應(yīng)的電量不再享受國(guó)家可再生能源電價(jià)附加資金的補(bǔ)貼。

[7]納入國(guó)家小火電機(jī)組關(guān)停規(guī)劃并按期或提前關(guān)停的機(jī)組在規(guī)定期限內(nèi)可依據(jù)國(guó)家有關(guān)規(guī)定享受發(fā)電量指標(biāo)并進(jìn)行發(fā)電權(quán)交易。

三、結(jié)論

1.電力市場(chǎng)交易形式逐步拓展、規(guī)模逐步擴(kuò)大。

我國(guó)于2017年開始正式在全國(guó)范圍推行電力市場(chǎng)化交易，并在交易模式、交易參與方和交易量等方面逐步放開市場(chǎng)。如優(yōu)先開展中長(zhǎng)期電力交易到開展現(xiàn)貨電力交易試點(diǎn)、逐步開展集中式電力交易和分散式電力交易的探索與實(shí)踐、逐步放開推進(jìn)全電源結(jié)構(gòu)參與電力市場(chǎng)交易，推進(jìn)富余新能源跨區(qū)域省間現(xiàn)貨交易、由電能量交易拓展至發(fā)電權(quán)交易、全面放開經(jīng)營(yíng)性電力用戶發(fā)用電計(jì)劃等，帶動(dòng)了電量市場(chǎng)化交易總量的提升以及市場(chǎng)化電量在全社會(huì)用電量中占比的提高。根據(jù)已有政策導(dǎo)向，預(yù)估基數(shù)電量將逐步退出，其釋放量或?qū)⒂芍虚L(zhǎng)期電力市場(chǎng)交易代替，并最終實(shí)現(xiàn)全電力市場(chǎng)化，電力系統(tǒng)將通過中長(zhǎng)期電力市場(chǎng)交易實(shí)現(xiàn)維穩(wěn)，通過電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易實(shí)現(xiàn)實(shí)時(shí)平衡。同時(shí)，全電力市場(chǎng)化也將對(duì)全電力系統(tǒng)實(shí)時(shí)調(diào)節(jié)性和整體穩(wěn)定性提出更高要求，如發(fā)用電側(cè)自身供需預(yù)測(cè)的準(zhǔn)確性、輔助服務(wù)及時(shí)性、信息技術(shù)系統(tǒng)可操作性及穩(wěn)定性、電網(wǎng)輸配能力及穩(wěn)定性等。

2.多電源結(jié)構(gòu)電價(jià)逐步趨同，但整體或?qū)⒊袎合滦小?/p>

電力體制改革為了實(shí)現(xiàn)電力市場(chǎng)化，并由市場(chǎng)發(fā)現(xiàn)電力的商品屬性，最終以市場(chǎng)供需決定電量?jī)r(jià)格。就供給側(cè)而言，電力商品具有同質(zhì)化特性，因此實(shí)質(zhì)商品價(jià)值將呈現(xiàn)趨同趨勢(shì)。市場(chǎng)化交易主要為電能量的折價(jià)交易，且伴隨市場(chǎng)化交易電量規(guī)模的提高，電力行業(yè)整體電價(jià)承壓。可再生能源方面，由于成本下降以及補(bǔ)貼退出，整體電價(jià)呈逐年下降趨勢(shì)，目前推行的平價(jià)上網(wǎng)也將進(jìn)一步壓低后續(xù)新增并網(wǎng)電站電價(jià)；煤電方面，前期為增發(fā)電量搶占市場(chǎng)存在一定惡性折價(jià)競(jìng)爭(zhēng)導(dǎo)致火電讓利明顯，近年來(lái)，由于煤炭?jī)r(jià)格持續(xù)性高位震蕩，煤電市場(chǎng)競(jìng)價(jià)呈現(xiàn)理性回歸趨勢(shì)；同時(shí)，預(yù)期長(zhǎng)期處于偏低水平的水電電價(jià)或?qū)⒂兴岣摺?/p>

3.配額制下實(shí)現(xiàn)綠證制度將緩解國(guó)家可再生能源補(bǔ)貼壓力，同時(shí)有利于發(fā)電企業(yè)現(xiàn)金回流。

2017年7月起我國(guó)開始實(shí)行綠證制度，但維持在自愿認(rèn)購(gòu)階段，實(shí)踐中發(fā)電企業(yè)申請(qǐng)證書意愿和購(gòu)買方認(rèn)購(gòu)綠證意愿均較差，綠證實(shí)際交易量極低，特別是光伏的綠證價(jià)格明顯高于風(fēng)電綠證價(jià)格，導(dǎo)致光伏綠證的成交量?jī)H為風(fēng)電綠證成交量的0.4%。2021年1月1日起，我國(guó)將實(shí)行強(qiáng)制性配額制下的綠證制度，綠證交易將與可再生能源電力消納直接相關(guān)，將大幅增加綠證成交量。一方面，綠證價(jià)格隨標(biāo)桿電價(jià)結(jié)算，發(fā)電企業(yè)可通過綠證交易快速獲得現(xiàn)金回款；另一方面，綠證將抵扣可再生能源補(bǔ)貼，緩解國(guó)家補(bǔ)貼壓力。

4.電力行業(yè)評(píng)級(jí)考察維度多元化。

受我國(guó)電力行業(yè)發(fā)展的政策歷史影響，電力行業(yè)整體呈現(xiàn)重資產(chǎn)、高負(fù)債的特性，在占領(lǐng)市場(chǎng)、爭(zhēng)取原料和市場(chǎng)議價(jià)能力等方面均可體現(xiàn)發(fā)電企業(yè)規(guī)模優(yōu)勢(shì)。因此，電力行業(yè)現(xiàn)行評(píng)級(jí)體系中，對(duì)發(fā)電企業(yè)的規(guī)模指標(biāo)較為看重。但在電力市場(chǎng)化改革的不斷深化中，市場(chǎng)交易標(biāo)的逐步多元化，電力企業(yè)盈利方式也呈現(xiàn)多元化。因此，未來(lái)電力行業(yè)企業(yè)評(píng)級(jí)過程中，宜在堅(jiān)持考察受評(píng)企業(yè)裝機(jī)規(guī)模、機(jī)組構(gòu)成、機(jī)組利用水平、燃料消耗等整體情況的基礎(chǔ)上，增加針對(duì)受評(píng)企業(yè)下屬各實(shí)際經(jīng)營(yíng)單位的裝機(jī)規(guī)模及類型、機(jī)組正常利用水平及實(shí)際利用水平、變動(dòng)成本、上網(wǎng)電價(jià)、市場(chǎng)化交易簽訂及履約情況等情況詳細(xì)了解，以便對(duì)受評(píng)單位的盈利模式及能力、管理水平和經(jīng)營(yíng)靈活性等方面進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。

附件1 政策依據(jù)（以時(shí)間先后排序）

附件2 截至2020年7月底電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)進(jìn)程

附件3-1 風(fēng)電重點(diǎn)地區(qū)最低保障收購(gòu)年利用小時(shí)數(shù)核定表（單位：小時(shí)）

附件3-2 光伏發(fā)電重點(diǎn)地區(qū)最低保障收購(gòu)年利用小時(shí)數(shù)核定表（單位：小時(shí)）

附件4 特高壓線路輸送可再生能源電量情況（單位：億千瓦時(shí)）

附件5 清潔能源消納目標(biāo)完成情況

附件6 各省（區(qū)、市）2020年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重（單位：%）