⚡ 电力中长期与现货交易机制
本篇笔记系统整理了统一电力市场化交易机制，主要由中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场以及批发与零售市场构成，满足电力系统在不同时间和使用条件下的供需需求，实现资源优化配置与市场定价的灵活性。
一、 中长期市场
电力中长期交易指发用电双方从多日到多年尺度的电能量交易，是省级电力市场建设中最先开始的步骤，也是电力交易量的绝对主体。目前，电力中长期交易以年度交易和月度交易为主，通常在上一年/月末由发用电双方通过双边协商或集中交易的方式交易次年/月的电量，部分地区少量开展了多日、周等尺度的电力交易。
中长期交易继承了电力计划体制时期部分特点，例如以年度尺度交易/计划作为电力运行的核心参考、价格水平长期稳定等，这也使电力中长期交易成为计划体制向市场体制转换的桥梁。年度和月度为代表的中长期交易为发用电双方提供具有相对确定性的电量和价格预期，实现对冲短时电力价格波动的作用。
1.1 中长期市场的定义与适用范围
电力中长期交易市场是指市场主体通过双边协商、集中交易等方式，进行的针对多年、年度、季度、月度及其他更短时间周期的电力批发交易。根据《电力中长期交易基本规则》， 这一市场主要适用于尚未开展电力现货交易的地区。对于已经开展现货交易的区域，需根据实际情况制定与现货市场相衔接的中长期交易规则。 中长期交易形式主要包括双边交易和集中交易，涵盖电力批发市场中的多个周期，如年度（多年）电量交易、月度电量交易以及月内（多日）电量交易等。
1.2 市场成员的角色与职责
电力中长期交易市场的主要成员包括发电企业、电力用户、售电公司、电网企业、储能企业等。各市场主体应根据规则履行相应的权利与义务：
- 发电企业：需根据市场规则参与交易，按时签订并履行购售电合同，服从电力调度，提供发电计划并确保电量交付。
- 电力用户：有权参与市场化交易，提供必要的电力需求信息，按时支付相关费用，并在特殊情况下服从电力调度机构的调度安排。
- 售电公司：需根据市场规则签订电力交易合同，提供电力需求及相关负荷信息，完成结算，并履行清洁能源消纳责任。
- 电网企业：负责确保电网的安全运行，提供输配电服务并保障电网接入，同时需按照规定收取相关费用并提供所需数据支持市场交易。
1.3 交易机制和模式
电力中长期市场交易机制的核心在于为市场主体提供灵活的交易方式，以适应不同需求的电力交易。电能量交易包括集中交易和双边协商交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。
- 双边协商交易：市场主体根据需求协商形成意向协议，并通过电力交易平台提交备案，确保交易的透明性与合法性。
- 集中竞价交易：市场主体在规定的时间内提交报价，电力交易机构汇总市场主体提交的交易信息，按照市场规则进行统一出清，并发布交易结果。
- 滚动撮合交易：允许市场主体在交易期间随时提交购电或售电信息，电力交易平台按 时间优先和价格优先 原则进行交易撮合。
- 挂牌交易：市场主体发布交易要约，符合条件的另一方提出接受申请达成交易，适用于有特定需求的市场主体。
1.4 价格机制
电力中长期市场的价格形成机制主要依赖市场化交易方式，价格由市场主体通过双边协商或集中交易的方式自行形成，第三方不得干预。价格的构成包括电能量交易价格、输配电费用、辅助服务费用以及政府性基金和附加等。
- 电能量交易价格：包括脱硫、脱硝、除尘等成本。集中竞价交易可采用边际出清或高低匹配等定价方式，确保交易价格的合理性。
- 跨区跨省交易价格：跨区域的电力交易价格由电能量交易价格、输电价格、辅助服务费用及输电损耗等因素构成。
- 为防范市场操纵风险，在集中竞价交易中，价格上限和下限由相应的市场管理机构设定，确保交易公平、公正。
1.5 偏差电量处理机制
为了保障市场供需平衡并减少电量偏差，电力中长期市场设计了灵活的偏差电量处理机制。市场主体在合同执行前可根据实际需求进行动态调整，减少偏差带来的风险。
- 上下调预挂牌机制：发电企业根据调度需求提供上调或下调电量的报价，电力调度机构在系统需要时调用相应的机组调节电量，确保供需平衡。
- 偏差电量次月挂牌机制：在市场主体偏差电量较大时，电力交易机构将采取次月挂牌调整机制，市场主体可通过挂牌交易方式调整偏差电量，避免大规模的市场波动。
1.6 安全校核与电网协调
为了确保电力系统的安全稳定运行，中长期市场交易必须经过电力调度机构的安全校核。校核主要包括对电网安全、输电能力、机组发电能力等因素的评估。特别是在跨区跨省交易中，各地电力调度机构需联合进行安全校核，确保电力交易不会对电网造成过度负荷或安全风险。
- 跨区跨省交易：由于电力流动涉及多个电力系统和区域电网，因此，跨区交易需综合考虑各电网的输电能力、机组发电能力和系统安全性，在交易前通过电力调度机构进行全面校核。
- 电网约束条件：电力交易机构根据电力调度机构提供的电网约束条件进行交易出清，并根据校核结果调整交易计划，以保证电网的安全稳定运行。
1.7 合同签订与执行
电力中长期交易市场要求市场主体在达成交易后签订正式的购售电合同，合同应明确交易的各项要素，如电量、电价、结算方式、执行周期、偏差电量计量方式及违约责任等。合同签订应遵循透明、规范的程序，并采取电子合同形式，以便于后续的执行和监督。
- 合同执行：各市场成员需根据合同内容执行电力交付，并按照约定的方式进行结算。年度合同可在执行过程中根据实际情况进行适度调整，但需经电力调度机构的安全校核。
- 合同履约：电力交易机构将跟踪合同履行情况，定期向市场主体发布交易计划完成进度，并在必要时进行调整。
1.8 电力交易中心
电力中长期交易主要通过各地的电力交易中心进行。省内的电力中长期交易在省电力交易中心进行，跨省的电力中长期交易则主要在北京电力交易中心和广州电力交易中心进行。
二、 现货市场
电力现货市场指发用电双方在日前和日内尺度的电能量交易，通常以每15分钟一个单元，每日96个单元组织交易。建立电力现货市场是发现实时电力电能量价值的基础，理论上电力现货市场价格及波动是电力中长期交易价格的参考。国家于2017年推出了第一批8个省级电力现货市场试点，2021年推出第二批6个试点，目前省级电力现货市场建设工作已在各省普遍展开。
现货市场建设一般历经六个阶段：模拟试运行、调电试运行、短周期结算试运行（一般一周及以内）、长周期结算试运行（一般两周到一个月）、不间断结算试运行（一般一年以上）、正式运行。
💡 现货试运行概念解析
- 模拟试运行：现货交易结果不执行、也不结算。
- 调电试运行：现货交易结果实际执行、但不结算。
- 结算试运行：现货交易结果需要执行和结算，在发电和用电两侧产生“真金白银”的财务结算。
2.1 现货市场的构成
现货市场通常包括以下三个部分：
- 日前市场：市场运营机构每日组织日前市场，通过集中优化，平衡负荷需求与备用需求，以实现社会福利最大化的目标，形成日前市场的出清结果。日前市场为次日提供初步的电力供应计划。
- 日内市场：在运行日内，根据系统实际运行情况和最新预测，多次进行滚动优化，调整一些灵活性较强的电源资源（如快速启停机组），确保系统平衡。
- 实时市场：在运行日中，实时市场通过结合最新超短期负荷预测和物理约束，进一步优化电能量资源配置，满足短期负荷和备用需求。
- 三个市场的衔接：日前市场提供初始计划；日内市场根据日内预测进行微调；实时市场则在超短期内（每5-15分钟）对供需进行最终出清。
2.2 价格机制
在现货市场中，常见的价格机制包括节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价。
- 节点边际电价（LMP：Locational Marginal Price）：在满足发电侧和输电安全等约束条件下，为满足某一电气节点增加单位负荷时导致的系统总电能供给成本的增量。由电能量分量和阻塞分量两部分构成，能清晰反映空间上的输电阻塞情况。
- 分区边际电价（Zonal Marginal Price）：在电网存在明确阻塞断面时，将市场划分为几个不同的分区，分区内部采用相同的边际价格，分区之间存在价差。
- 系统边际电价（System Marginal Price）：市场出清时统一采用的价格，适用于输电能力充足、各节点之间没有明显阻塞的市场环境。
2.3 经营主体的报价权与参与定价权
- 发电企业、电力用户等经营主体可以在规定的时间内根据市场供需和自身成本状况对电力价格进行申报。
- 电网企业代理购电的用户不具备申报价格的权利，由电网企业代表其参与交易。
- 某些特殊情况下，发电机组因技术约束或特殊需求可能无法参与定价（如处于必开最小出力状态）。
2.4 发电和用电价格的组成
- 发电侧结算电价：由电能量出清价格和辅助服务费用共同组成。
- 用户侧到户电价：包括电能量出清价格、上网线损、输配电价、系统运行费用（含辅助服务、抽蓄容量费等）以及政府性基金与附加。
三、 电力辅助服务市场
电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行、保证电能质量，由发电企业、电网企业、储能企业和用户侧新型主体等提供的辅助服务，主要包括调频、备用、调压、黑启动等。
3.1 辅助服务分类
辅助服务按照功能与市场化运作方式主要分为三类：
- 有功控制服务：
- 调频（AGC）：发电机组或新型主体通过自动发电控制装置（AGC）响应区域控制偏差（ACE），实时调整有功功率。调节效果通过 “调频里程” 衡量。
- 调峰：在系统负荷高峰或低谷时，机组按指令调整出力或启停，配合系统削峰填谷。
- 备用：并网主体通过预留调节能力，在规定时间内响应调度指令，包括旋转备用和非旋转备用。
- 爬坡：应对可再生能源大范围波动，机组根据指令在极短时间内调整出力以维持系统平衡。
- 无功控制服务：包括电压调节服务，通过注入或吸收无功电流维持网架电压在合理范围内。
- 事故处置服务：
- 黑启动：在电网发生大面积停电后，无外界电源帮助下，通过自身启动发电单元，带动其他机组恢复供电。
- 切负荷服务：系统紧急情况下，快速切除部分非核心用户负荷，避免大范围停电。
3.2 费用产生机制
辅助服务市场费用主要通过市场竞价或协议出清确定。各项费用的计算方式如下：
- 调峰服务费用：依据市场出清价格和中标的调峰出力计算，或按出清价格与启停次数相乘得出。
- 调频服务费用：调频服务的费用取决于调频里程、性能系数以及出清价格三者的乘积。性能系数反映了调频响应的精度和速度。
- 备用服务费用：根据中标的备用容量、中标时间和出清价格相乘计算费用。
- 爬坡服务费用：根据中标容量、中标时间和出清价格相乘计算费用。
3.3 补偿与考核机制
- 补偿原则：对于竞价出清的主体，按出清价执行补偿；对于非市场化方式提供的特种服务（如黑启动等），采取事前约定的固定标准进行补偿。
- 考核机制：若经营主体未按指令提供服务或服务质量不达标，需承担违约考核，扣减相应收益或面临罚款。
- 激励机制：如在调频服务中引入“性能系数”，质量越高获得的回报越多，引导高质量灵活性调节资源入市。
3.4 费用传导机制
- 分摊原则：遵循 “谁受益、谁承担” 原则。
- 连续运行现货的地区：辅助服务费用主要由用户电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定。
- 未连续运行现货的地区：原则上不向用户侧传导辅助服务费用，由发电侧内部疏导分摊。
- 新型主体分摊：独立储能、虚拟电厂等 “发用一体” 主体在结算时需按其综合上网或下网电量，合理承担发电侧或用户侧的辅助服务费用分摊。
- 跨省跨区费用：按照受益情况在送受两端分摊，增强系统协同能力。
- 结算追溯机制：若出现计量或电价差错，电力交易机构启动费用追退补，原则上调整需在最近一次结算周期内完成。
3.5 市场运行与结算流程
- 市场申报：调度机构发布需求，各主体向平台申报容量、出力能力、价格和响应时间。
- 市场出清：以成本最小化为目标，按照 价格优先、容量优先 原则进行统一出清，并向市场成员公示结果。
- 执行与考核：中标主体响应调度指令执行，调度记录服务调用情况。
- 计量与采集：通过电网计量表计进行高频次的数据采集，作为考核结算的依据。
- 结算原则：一般采用 “日清月结” 模式。每日进行清分，每月统一结算，结算单中必须独立核算并单独列示。
- 信息披露：交易中心和调度中心依规对市场申报、出清、分摊结算等进行全方位信息披露，确保透明度。
四、 容量市场
- 定义与功能：容量市场通过对发电容量进行补偿，保障电力系统长期的供应充裕度，主要覆盖煤电等承担调节与备用功能的电源。在高比例可再生能源省份，容量补偿机制能够提供平稳的容量收益，维持电网中灵活性电源的资产存续。
- 容量电价机制：如 2024年 启动的煤电容量电价机制，将煤电的容量电费作为系统运行费用的重要组成部分，由工商业用户分摊。这保证了即使机组不发电或发电少，也能够通过提供调节容量能力来覆盖其部分固定成本。
五、 批发和零售市场
- 批发市场：发电企业、独立储能电站等发电侧主体，与电力大用户、售电公司在交易中心直接进行的购售电活动，主要交易大宗电量。
- 零售市场：售电公司作为零售商，将批发市场采购来的电量包装成多样化的零售套餐，销售给中小型工商业用户。一般用户通常不直接进入批发市场，而是通过与售电公司签订零售合同来参与市场化交易。