中长期电力交易是什么原因

《基本规则》提出中长期交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务补偿（交易）机制等。其中合同电量转让交易主要包括优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易。在中长期交易中，由于用户用电需求存在较大不确定性，难以准确预测，在我国现阶段电力市场发展体系下，通过合同电量转让交易，不仅可以降低市场交易主体的违约风险，也可以实现替代发电、促进资源优化配置。

《基本规则》指出中长期合同执行偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理，通过这种方式确定提供上调服务和下调服务的机组，调度机构严格按合同电量安排机组的发电计划，当系统需要进行偏差处理时，优先调用价格最低的机组调整出力，实现系统的经济运行，并且在结算时通过偏差考核机制确定造成偏差的责任主体，由其承担偏差处理机制引起的费用。预挂牌月平衡偏差方式体现了公开、透明的原则，增发、补偿价格均由发电机组自主报价，电力调度交易机构根据报价选择机组，执行起来较为简单。

12月24日，国家发改委官网显示，国家发改委、国家能源局日前联合发布了《关于做好2021年电力中长期合同签订工作量的通知》（下称《通知》）。

《通知》要求各地政府主管部门、电力企业、交易机构，努力在2020年12月底前完成年度中长期合同签订工作。

电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。

电力中长期交易，被认为是电力市场主体规避市场风险、平抑市场价格、保障电力供应的重要手段。

两部门表示，上述《通知》的落实，有利于更好发挥电力中长期交易“压舱石”作用，保障电力市场高效运行，促进形成“放开两头、管住中间”（X+1+X）的能源网络格局，构建中长期交易为主的市场制度。

《通知》对签订2021年电力中长期合同工作提出了六项明确要求：全量签约，即中长期合同签约电量比例力争达到90%-95%；长签，即鼓励签一年期以上的中长期合同；分时段签，即区分峰、平、谷等时段，分时段约定电量电价，拉大峰谷差价。

此外，要求规范签，即参考中长期合同示范文本协商签约；见签，即引入信用机构见签中长期合同；电子签，即鼓励签订电子合同，提高工作效率。

与2019年12月30日发布的《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》相比，新版《通知》的核心变化是重点提出推动中长期分时段签约，以及拉大峰谷差价。

《通知》显示，各地政府主管部门要鼓励市场主体签订中长期合同，特别是年度及以上中长期合同，力争签约电量不低于前三年用电量平均值的80%，并通过后续月度合同签订，保障中长期合同签约电量不低于前三年用电量平均值90%-95%。

两部门还提出建立和完善中长期合同签约履约的激励机制。

对2020年度中长期交易履约比例以及2021年度中长期交易签约比例达到要求的用户侧市场主体，可优先安排合同转让、调整，部分减免偏差考核费用等。

对具备条件的、年购电量500万千瓦时以上的电力用户及售电公司，《通知》鼓励签订分时段电力中长期合同；年购电量500万千瓦时以下的电力用户及售电公司，可自主选择是否签订分时段电力中长期合同。

《通知》还表示，将优先发电计划分时段电量，实现优先发电与市场的衔接。对于风电、光伏发电和水电等较难精准预测的电源，可适当放宽要求。

此外，交易双方签订分时段合同时，可约定峰谷时段交易价格，也可参考上一年平均交易价格确定平段电价，峰谷电价基于平段电价上下浮动。

峰谷差价作为购售电双方电力交易合同的约定条款，在发用电两侧共同施行，拉大峰谷差价。

峰谷电价即差别性峰谷电价，也称“分时电价”，调高高峰电价，调低低谷用电价，可利用价格杠杆调节电力消费不均状况，均衡供应电力。

《中国能源报》援引业内人士观点称，现行峰谷电价是“统购统销”背景下设计的，只考虑了用户移峰填谷，并未动态考虑供需变化。

“过去负荷曲线有较强周期性，但现在系统内不可控的新能源装机越来越多，传统峰谷定价或朝不利于系统运行的方向激励用户。”上述人士表示。

《通知》表示，市场初期，为保证市场平稳 健康 有序，各地政府主管部门可根据需要制定分时段指导价，指导价的峰谷差价应不低于已有目录电价的峰谷差价。

关于什么是电量偏差考核？

就是在电力交易过程中，预先购买的电量与最终实际用电量有差额，也就是偏差电量。出现了偏差电量，就会有偏差考核，是对偏差电量执行一个处罚性的罚款。

用电偏差：

用电偏差=用户结算电量(实际用电量)-用户交易电量(前期购买量)

用电量正偏差，说明用的多买的少如果是负偏差，就是用的少买的多。

偏差考核：

针对电量偏差制定的考核规则及惩罚措施可以叫做偏差考核——在电力交易市场开启之前，各省主管部门均针对最终电量结算结果产生的用电偏差制定了相应的考核和惩罚规则，而由于用户(售电公司)侧原因(买多用少、买少用多)产生的偏差电量将在交易结算后由电力交易中心考核并公布相应的惩罚结果。

那为什么要考核呢？

因为电力是不能大规模储存的，电网处在一个发电和用电时时平衡的状态。目前的电力交易以中长期交易为主，如果一个电力用户没有按照之前交易的电量计划进行用电，就会打破这种平衡，那么电网调度就需要调整电厂发电计划，给电网和电厂运行造成额外的成本，所以就有了偏差考核。

目前各地的电力交易市场中，都存在偏差考核。

那么电力用户是如何承担偏差考核的呢？

1.直接交易用户

偏差考核电量由电力用户自己承担，因为单个用户没有平摊偏差的能力，随意当预估电量不准时，自身承担的偏差考核风险比较高。以云南景谷盛鑫矿冶有限公司为例，自身偏差超过合同电量的40%，偏差比例过高，因而被交易中心处罚。

2.零售用户

零售用户的交易是由售电公司代理交易的，零售用户在用电过程中出现偏差电量，可以汇总至售电公司，由售电公司平摊后整体考核。那么有些公司可能自身偏差较大，但售电公司汇总后整体没有偏差或者偏差较小，其偏差风险就可以减少或者免除。所以相较于直接交易用户来说，零售用户承担的偏差考核风险较小。

电力市场化改革下电量偏差考核致14亿罚款？企业用电避坑指南来

参与电力市场化交易的原因是电用户直接参与市场化交易的形式有多种多样，通过沃特售电公司统一代理，通过批量采购的方式取得优惠用电是比较可行的方案。真正参加市场交易行为的是沃特售电公司，它代表背后广大散户统一谈判，提供沃特售电代理服务。

参与电力市场化交易好处是对于有些企业具备储能设施，甚至是自备电厂的用电企业。当电价偏高时，用其自身设备发电。售电公司代理用电用户参与市场交易，方便了电力交易中心的统一管理和用电稳定性，同时又实现了用户、售电公司和发电企业、国家电网的多边共赢，推动电力交易市场化改革的顺利进行。

相关信息

许多国家的电力工业都在进行打破垄断、解除管制、引入竞争、建立电力市场的电力体制改革，目的在于更合理地配置资源，提高资源利用率，促进电力工业与社会、经济、环境的协调发展。在我国，电力工业快速发展的同时，电力体制改革也逐步深入。

电力工业以"公司制改组、商业化运营、法制化管理"为改革目标的基本取向，从现在起到21世纪初，在发电领域将逐步引入竞争机制，逐步形成开放发电侧的经营模式，即各发电公司按电价竞争上网的市场机制，即形成了初步的电力市场化。

竞争性电力市场具有开放性、竞争性、计划性和协调性。竞争性电力市场的要素包括市场主体(售电者、购电者)、市场客体(买卖双方交易的对象，如电能、输电权、辅助服务等)、市场载体、市场价格、市场规则等。

省间电力直接交易 是指发电企业与电力用户、售电公司按照自愿参与的原则直接进行的购售电交易，相应电网企业按规定提供输配电服务。

省间外送交易 是指发电企业与电网之间、送受端电网之间开展的购售电交易，相应电网企业按规定提供输配电服务。

省间合同交易 是指通过市场化交易方式实现市场主体之间合同电量的有偿出让和买入，也称发电权交易。主要包括三种形式： 合同回购、合同转让和合同置换 。合同回购是指售电方回购部分电量，合同转让是指将电量全部或者部分转让给第三方，合换置换是指购售双方将各自的合同执行时段进行置换。

市场化价值

电力行业由于物理特性限制，在世界各国普遍都是垂直垄断部门，到了上世纪90年代，才开始出现一些市场化改革，并且发展至今。电力市场化改革目标是希望引入竞争，提升整个电力系统的效率，进而降低电价，从而提升全社会的福祉。

国内电力市场化改革首先是解决了厂网分离的问题，即发电厂和电网分开，在发电侧引入竞争，实现竞价上网，有效降低发电价格，同期用户终端电价是固定的。但「发电侧市场电与用电侧计划电」，在发电侧发电成本上升时，不能很好地将价格信号传导到终端用户，造成发电侧赔钱发电，发电意愿不高，而终端用户却可以享受电价红利，不能有效调节用电量。

为了解决以上问题，现阶段的市场改革一个是引入分时电价，体现用电负荷与电价的相关性，引导用户错峰用电，一个是引入电力市场，引入售电公司和电力交易所的主体，开放工商业用户直接参与电力交易，使得电力价格信号更有效的传导，提升全社会资源配置效率。

当然这也代表着，传统电网的职能的分离，电网需要做好电力输送和电网安全保障。以往发电厂机组可以由电网调度部门管理，随着电力市场化后，实现电力平衡和频率/电压稳定，就需要在电力市场上通过市场化的方式进行电力调度和辅助服务采购。

电力交易的差异

电力交易跟其他商品交易类似，有其经济特性，但也受电力本身物理特性所限制。

电力具有瞬时传播特性，传播速度等于光速，并且电力是不能大规模存储的，电力生产和电力消费几乎同时完成，这就需要电网需要满足实时的电力平衡，即发电量等于用电量。同时电网需要满足50HZ频率，频率偏离50HZ会导致电网和用户用电器受损。最后就是电力在电网中传播需要满足串联支路电流加总等于干路电流，并联各支路电压相等，并且电流流经线路会发热，这就决定了各线路最大容量的限制，不能无限制传输电量。

发电和用电实时平衡，决定了需要根据用户负荷情况，对发电机组发电进行调度，而不同发电机组又受限于容量、备用和提供辅助服务、边际发电价格等约束，调度需要解决最小经济成本的问题，这是个线性规划问题，因此求解最优解就是解决经济调度的核心问题。

频率和电压稳定，需要辅助服务支持。传统的方式是强制发电厂提供调频和电压服务，但这种方式会造成资源浪费。电力市场化形势下，可以通过日前和中长期交易解决辅助服务采购的问题。当然更加理想的是终端用户可以参与需求响应，满足调压调频的需求。辅助服务属于维护电网正常运行必要的开销，成本会被参与电力交易的用户分摊掉。

线路的容量限制问题决定了并不能随心所欲的输电，而是需要在容量限制之内进行输电，电网部门需要对输电各节点进行安全校核，避免越限出现电网安全问题。线路容量限制，也决定了并非每个电网节点的电价都相同。

电力交易通常分为集中式报价和双边报价。集中式报价即所有参与方报价完，由电力交易部门统一根据负荷预测确定出清价格，价格之下的全部出清。双边报价即发电与用电点对点进行交易，价格根据双方商定确定。

一些实践

全球主要国家电力交易市场化进程并不相同，甚至没有一模一样的情况。每个国家都需要结合自身的资源情况和社会发展阶段决定适合自己的电力市场模式。

英国最初采用集中式交易，在日前发电厂提交发电量及功率信息，电力市场部门根据负荷预测曲线，确定出清的发电计划。但此发电计划并没有考虑线路容量问题，同时实际执行过程中，也会遇到发电机组或线路故障检修，发电厂未按照发电计划发电等情况。同时市场上售电公司参与方也有限。逐步朝着更加体现实际情况和引入更多售电侧竞争主体的方向改革。

国内电力交易则是在几个试点省份逐步推进，对外披露的有甘肃电力现货交易的一些实践。甘肃新能源发电比较多，有日前、日内、中长期的省内和省间市场，采用集中式出清的方式进行电力交易，优先保护新能源发电消纳。煤电逐步从发电主力，调整为辅助服务调峰的作用。

一些思考

在阅读《电力市场概论》时，书中专门介绍了政府管制的内容，在目前电力系统中，输配电具有天然垄断特性，但电网财报利润非常有限，恰恰是因为政府管制限制利润，并且电网公司定位都是以服务民生为核心，并非盈利为目标，即电网是偏公益性质的公共服务部门。限制电网盈利的结果，是降低了整个社会的运行成本。电力系统的市场化是有限度的，这一点对于理解电力交易市场化应该算一个大前提。

小乐帝，一线AI产品经理、科技优秀作者、产品经理读书会创始人。

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节约用电成本：电力市场化的核心就是电价市场化，其最终目的就是打破电网公司，在电力交易中对于发电企业的单一买家地位和对于用电企业的单一卖家地位，实现电力交易市场化，逐步形成发电与售电价格由市场来决定。

由于交易规则鼓励节能环保机组、高新技术企业、战略性新兴产业及能效标杆企业优先成交，促进了市场主体节能减排。在实际成交结果中，60千瓦级以上发电机组的成交量达72%，节能减排效果明显。

电力市场化交易注意事项

为促进清洁能源消纳，支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电企业开展市场化交易。

首先鼓励跨省跨区网对网、网对点的直接交易，对有条件的地区，有序支持点对网、点对点直接交易，促进资源大范围优化配置和清洁能源消纳，参与市场的电力用户与其他电力用户均应按要求承担配额的消纳责任，履行清洁能源消纳义务。