一、中國電力市場構(gòu)成

1、發(fā)展歷程

（來源：微信公眾號“聯(lián)合資信” 作者：黃露 王宇飛）

2002年，國務(wù)院印發(fā)《電力體制改革方案》，我國開始對電力工業(yè)進(jìn)行市場化改革。經(jīng)過十余年的逐步推進(jìn)，市場化改革取得了較大進(jìn)展，電力市場主體日趨多元，但仍存在一定突出問題：（1）交易機(jī)制缺失、市場化定價(jià)機(jī)制尚未完全形成，造成了市場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)志著我國電力市場以“逐步建立以中長期交易規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)，以現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價(jià)格，交易品種齊全、功能完善的電力市場，在全國范圍內(nèi)逐步形成競爭充分、開放有序、健康發(fā)展的市場體系”為目標(biāo)向成熟市場化邁進(jìn)。

2016年12月29日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》通知，計(jì)劃即日起在全國范圍內(nèi)開展電力中長期市場交易。2017年8月28日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(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)貨市場建設(shè)試點(diǎn)。目前，全國8個(gè)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)已全部啟動包括單日、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，我國電力市場交易主要包括電力中長期交易和電力現(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，中國電力市場交易（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31.2%，占全社會用電量的比重由25.9%提升至38.9%。

2、 電力市場構(gòu)成要素

（1）市場成員

市場成員包括各類發(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)對網(wǎng)專線輸電的發(fā)電機(jī)組（含網(wǎng)對網(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網(wǎng)山西省電力公司持有70%股權(quán)，華能國際電力股份有限公司、國家能源集團(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、華潤電力（廣東）銷售有限公司、中國廣核集團(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）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，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)市場發(fā)展需要開展輸電權(quán)、容量等交易。電力現(xiàn)貨市場交易現(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。電力市場交易以電能量直接交易為主，2019年全國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）電量交易等針對不同交割周期的電量交易?，F(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。對于年度交易，應(yīng)當(dāng)在年度電力電量預(yù)測平衡的基礎(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。對于月度交易，應(yīng)當(dāng)在月度電力電量預(yù)測平衡的基礎(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，中長期電力交易偏重于電力系統(tǒng)的整體長期穩(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)市場化定價(jià)。

集中交易包括集中競價(jià)交易、滾動撮合交易和掛牌交易三種形式。集中競價(jià)交易指設(shè)置交易報(bào)價(jià)提交截止時(shí)間，電力交易平臺匯總市場主體提交的交易申報(bào)信息，按照市場規(guī)則進(jìn)行統(tǒng)一的市場出清，發(fā)布市場出清結(jié)果。滾動撮合交易是指在規(guī)定的交易起止時(shí)間內(nèi)，市場主體可以隨時(shí)提交購電或者售電信息，電力交易平臺按照時(shí)間優(yōu)先、價(jià)格優(yōu)先的原則進(jìn)行滾動撮合成交。掛牌交易指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或者可供電量的數(shù)量和價(jià)格等信息對外發(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。

（3）電價(jià)構(gòu)成

電能量市場化交易（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。對于簽訂市場化交易合同的機(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)測和下達(dá)總體電力電量規(guī)模和分月計(jì)劃，由購售雙方簽訂相應(yīng)的購售電合同。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，對執(zhí)行政府定價(jià)的電量簽訂廠網(wǎng)間年度購售電合同，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、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)市場自由競爭的手段。

基數(shù)電量為各地區(qū)根據(jù)非市場用戶年度用電預(yù)測情況，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

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)電全額保障性收購管理辦法》等文件，明確了各類資源區(qū)保障性收購小時(shí)（詳見附件3-1、附件3-2）以及無法實(shí)現(xiàn)保障性收購的補(bǔ)償機(jī)制；明確對無補(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)和全額保障性收購政策，且不要求此類項(xiàng)目參與跨區(qū)電力市場化交易。

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：

對于省內(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)目單位簽訂長期固定電價(jià)購售電合同（不少于20年），不要求此類項(xiàng)目參與電力市場化交易（就近直接交易試點(diǎn)和分布式市場交易除外）。

對于具備跨省跨區(qū)輸電通道的地區(qū)，國家鼓勵送端地區(qū)優(yōu)先配置無補(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)簽訂長期固定電價(jià)購售電合同（不少于20年），不要求此類項(xiàng)目參與跨區(qū)電力市場化交易。

前期含補(bǔ)貼項(xiàng)目的限額保障性收購：

為緩解部分地區(qū)限電嚴(yán)重問題，國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)電最低保障收購年利用小時(shí)數(shù)。對比數(shù)據(jù)看，仍有部分地區(qū)無法滿足最低保障收購年利用小時(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。

保障性收購電量范圍內(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)先級較低的其他機(jī)組，由相應(yīng)機(jī)組按影響大小承擔(dān)對可再生能源并網(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電量與可再生能源實(shí)際發(fā)電量的差值。保障性收購電量范圍內(nèi)的可再生能源優(yōu)先發(fā)電合同不得主動通過市場交易轉(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)劃檢修導(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)采用市場競爭的方式由各類機(jī)組競價(jià)執(zhí)行。

可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項(xiàng)目保障性收購電量范圍內(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“保量競價(jià)”相結(jié)合的方式，推動優(yōu)先發(fā)電參與市場，不斷提高跨區(qū)跨省優(yōu)先發(fā)電中“保量競價(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：

對于未核定最低保障收購年利用小時(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。對于核定最低保障收購年利用小時(shí)數(shù)的地區(qū)，最低保障收購年利用小時(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，超出最低保障收購年利用小時(shí)數(shù)的部分應(yīng)當(dāng)通過市場交易方式消納和結(jié)算。

財(cái)政部根據(jù)電網(wǎng)企業(yè)和省級相關(guān)部門申請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)和省級財(cái)政部門撥付補(bǔ)助資金。對于當(dāng)年納入國家規(guī)模管理的新增項(xiàng)目，需足額兌付補(bǔ)助資金。對于納入補(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)兌付給縣級扶貧結(jié)轉(zhuǎn)賬戶。參與市場交易的風(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）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

中長期電力市場交易規(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)行動態(tài)調(diào)整，并鼓勵市場主體通過月內(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，各類合同電量的分解執(zhí)行無法滿足省內(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)測評價(jià)體系要求監(jiān)測項(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)劃可在全國范圍內(nèi)參加發(fā)電權(quán)交易（轉(zhuǎn)讓），交易價(jià)格由市場確定。鼓勵平價(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（以下簡稱綠證），通過出售綠證獲得收益。

[4]電力用戶擁有儲能，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，以下簡稱“綠證”）是指國家可再生能源信息管理中心按照國家能源局相關(guān)管理規(guī)定，依據(jù)可再生能源上網(wǎng)電量通過國家能源局可再生能源發(fā)電項(xiàng)目信息管理平臺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)識的電子憑證。認(rèn)購參與人購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（以下簡稱“總量配額”）和非水電可再生能源電力配額（以下簡稱“非水電配額”）。國務(wù)院能源主管部門根據(jù)各省（自治區(qū)、直轄市）可再生能源資源、國家能源規(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行政區(qū)域可再生能源電力配額指標(biāo)。對各省級行政區(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%確定激勵性指標(biāo)（2020年指標(biāo)詳見附件6）。

對常規(guī)水電電量核發(fā)水電綠證，對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轉(zhuǎn)移給購電方，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區(qū)域電力交易中心在國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后，組織開展證書交易。

（2）配額的分配及落實(shí)方式

各省級人民政府承擔(dān)配額落實(shí)責(zé)任。各省級能源主管部門會同電力運(yùn)行管理部門按年度組織制定本省級行政區(qū)域可再生能源電力配額實(shí)施方案（以下簡稱“配額實(shí)施方案”），報(bào)省級人民政府批準(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、對配額義務(wù)主體的考核方式等。各省級行政區(qū)域配額實(shí)施方案對承擔(dān)配額義務(wù)主體設(shè)定的配額指標(biāo)可以高于國務(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)營權(quán)的售電公司（以下簡稱“配售電公司”）；第二類為通過電力批發(fā)市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業(yè)。第一類承擔(dān)與其年售電量相對應(yīng)的配額，第二類承擔(dān)與其用電量相對應(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)高于所在省級區(qū)域的配額指標(biāo)（各省級人民政府應(yīng)對行政區(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主體購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)購綠證，綠證對應(yīng)的可再生能源電量等量記為配額完成量。電網(wǎng)企業(yè)對于經(jīng)營區(qū)域內(nèi)各市場主體持有的綠證進(jìn)行核算。未完成配額的市場主體，須通過向所在區(qū)域電網(wǎng)企業(yè)購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)營區(qū)域可再生能源消納費(fèi)用的支出。

對于未達(dá)到配額指標(biāo)的省級行政區(qū)域[5]，國務(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)域申請示范項(xiàng)目資格、取消該區(qū)域國家按區(qū)域開展的能源類示范稱號等措施，按區(qū)域限批其新增高載能工業(yè)項(xiàng)目。對于未完成配額指標(biāo)的市場主體，核減其下一年度市場交易電量，或取消其參與下一年度電力市場交易的資格。

（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)購交易網(wǎng)已售出的綠證，由電網(wǎng)企業(yè)按綠證對應(yīng)的電量核減應(yīng)發(fā)的國家補(bǔ)貼）。

我國綠證發(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)購階段。因缺少強(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)申請證書意愿和購買方認(rèn)購意愿較差，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〖夒娋W(wǎng)脫硫燃煤機(jī)組標(biāo)桿電價(jià)外仍主要來源于補(bǔ)貼。

（4）未來發(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，尤其是對資金較為緊張、融資成本較高的民營企業(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，以雙邊協(xié)商、集中競價(jià)、掛牌等市場化方式向其他發(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)國家發(fā)展改革委和國家能源局關(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），云南省正式獲批成為全國第一批電改綜合試點(diǎn)省份之一，隨后云南省在全國率先開展了電力市場化交易，形成了省內(nèi)市場、西電東送增量市場、清潔能源市場三個(gè)交易市場，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，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。

中期來看，因基數(shù)電量分配與市場交易雙軌運(yùn)行產(chǎn)生的發(fā)電權(quán)交易，在市場化的不斷推進(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)電量或中長期交易電量；若上網(wǎng)電價(jià)-變動成本<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)）。評級工作亟需對發(fā)電企業(yè)利用現(xiàn)行政策進(jìn)行靈活經(jīng)營安排合理評價(jià)。長期來看，未來隨著市場化程度的加深，發(fā)電權(quán)交易量逐漸萎縮，對于發(fā)電企業(yè)未能落實(shí)所簽訂購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，評級結(jié)果應(yīng)考慮發(fā)電企業(yè)在管理水平等方面的不足對其經(jīng)營成果的不利影響。

[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)的電量和未來的上網(wǎng)電量繼續(xù)享受國家可再生能源電價(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)的電量不再享受國家可再生能源電價(jià)附加資金的補(bǔ)貼。

[7]納入國家小火電機(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.電力市場交易形式逐步拓展、規(guī)模逐步擴(kuò)大。

我國于2017年開始正式在全國范圍推行電力市場化交易，并在交易模式、交易參與方和交易量等方面逐步放開市場。如優(yōu)先開展中長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)營性電力用戶發(fā)用電計(jì)劃等，帶動了電量市場化交易總量的提升以及市場化電量在全社會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期電力市場交易代替，并最終實(shí)現(xiàn)全電力市場化，電力系統(tǒng)將通過中長期電力市場交易實(shí)現(xiàn)維穩(wěn)，通過電力現(xiàn)貨市場交易實(shí)現(xiàn)實(shí)時(shí)平衡。同時(shí)，全電力市場化也將對全電力系統(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)電力市場化，并由市場發(fā)現(xiàn)電力的商品屬性，最終以市場供需決定電量價(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。市場化交易主要為電能量的折價(jià)交易，且伴隨市場化交易電量規(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，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)電量搶占市場存在一定惡性折價(jià)競爭導(dǎo)致火電讓利明顯，近年來，由于煤炭價(jià)格持續(xù)性高位震蕩，煤電市場競價(jià)呈現(xiàn)理性回歸趨勢；同時(shí)，預(yù)期長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月起我國開始實(shí)行綠證制度，但維持在自愿認(rèn)購階段，實(shí)踐中發(fā)電企業(yè)申請證書意愿和購買方認(rèn)購綠證意愿均較差，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僅為風(fēng)電綠證成交量的0.4%。2021年1月1日起，我國將實(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，緩解國家補(bǔ)貼壓力。

4.電力行業(yè)評級考察維度多元化。

受我國電力行業(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、爭取原料和市場議價(jià)能力等方面均可體現(xiàn)發(fā)電企業(yè)規(guī)模優(yōu)勢。因此，電力行業(yè)現(xiàn)行評級體系中，對發(fā)電企業(yè)的規(guī)模指標(biāo)較為看重。但在電力市場化改革的不斷深化中，市場交易標(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，未來電力行業(yè)企業(yè)評級過程中，宜在堅(jiān)持考察受評企業(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，增加針對受評企業(yè)下屬各實(shí)際經(jīng)營單位的裝機(jī)規(guī)模及類型、機(jī)組正常利用水平及實(shí)際利用水平、變動成本、上網(wǎng)電價(jià)、市場化交易簽訂及履約情況等情況詳細(xì)了解，以便對受評單位的盈利模式及能力、管理水平和經(jīng)營靈活性等方面進(jìn)行綜合評價(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?。▍^(qū)、市）2020年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重（單位：%）