【无所不能 文|吴俊宏】2016年12月底，国家发展改革委、国家能源局加急印发了《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源[2016]2784号）（以下简称《基本规则》），这份文件距征求意见稿发布已经1年有余，曾有业内人士质疑过《电力中长期交易基本规则》（征求意见稿）是否会烂尾，而《基本规则》的出台至少明确了国家层面仍然在积极推进电力体制改革，它也为2016年电力体制改革画上了圆满句号。为开展电力体制改革工作，之前多个省份已经出台了自己的交易规则和管理办法，《基本规则》关于中长期交易的指导意义更强，同时强调了地方政府电力管理部门应根据《基本规则》制订或修订各地交易规则。细读《基本规则》，我们可以看出以下要点——
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中长期交易品种不局限于电力直接交易
2016年我国电力体制改革取得了显著成果：输配电价改革超预期推进、31家电力交易机构陆续组建、有序放开发用电计划稳步推进、配售电侧改革如火如荼。同时我们也看到，很多省份将电力直接交易作为电改突破口，以致于不少人对于电改形成一个误区，认为电改就等同于扩大电力直接交易，等同于电厂给大用户让利。
而《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。
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提出适用于现阶段的合同电量偏差处理方式
现货市场是保障电力实时平衡的市场化机制，在现货市场建立之前，为解决系统平衡，需要采用某种机制决定调用哪些发电企业调整发电计划，以满足系统电力电量平衡需要。
合同电量偏差是指发电企业实际发电量或用户实际用电量与其总合同电量之间的偏差。由于优先发电电量和基数电量现阶段视为厂网双边交易电量，须签订厂网间购售电合同并纳入电力中长期交易范畴，因此合同电量偏差既包括优先用电、优先发电等“计划电”偏差，也包括直接交易合同电量等“市场电”偏差。
《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。
除此之外，《基本规则》规定各地还可以采用预挂牌日平衡偏差方式、等比例调整方式、滚动调整方式处理合同电量偏差，也可以根据实际探索其他偏差处理方式。
预挂牌日平衡偏差方式相比预挂牌月平衡偏差方式不同之处在于每日按照价格优先的原则处理偏差，即当系统实际用电需求与系统日前计划存在偏差时，按照价格优先原则调用相应机组增发电量或减发电量，保障系统实时平衡；
等比例调整方式是指电力调度机构按照“公开、公平、公正”要求，以同类型机组总合同执行率基本相当为目标，安排次日发电计划，这种方式导致的发电企业合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易；
滚动调整方式适用于发电计划放开比例较低地区，发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整，用户侧合同电量可以月结月清，也可以按月滚动调整。
需要注意的是，相比于征求意见稿，《基本规则》没有将事后合同电量转让交易方式单列成一种电量偏差处理方式，而是将其结合进等比例调整方式和滚动调整方式中。
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建立合同偏差电量结算机制
合同电量偏差处理方式是保证系统平衡的机制，合同偏差电量结算机制则是结算费用考核机制。预挂牌月平衡偏差方式是《基本规则》关于中长期合同执行偏差主要处理方式，文件对预挂牌月平衡偏差方式下的结算流程和结算价格进行了详细的说明，在这种方式下，市场电力用户的电费构成包括应为电量电费、偏差考核费用、输配电费、政府性基金与附加等；发电企业的电费构成应包括电量电费、下调服务补偿费、偏差考核费用、平均分摊的结算差额或盈余资金、辅助服务费用。
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鼓励多类市场成员参与辅助服务交易
有偿辅助服务提供者不仅包括并网发电厂，还包括电力用户和独立辅助服务提供者。独立辅助服务提供者则鼓励电储能设备、需求侧（如可中断负荷）尝试参与；同时指出电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求。
另外，对于辅助服务补偿办法，则按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。
一方面，《基本规则》鼓励多类市场成员参与辅助服务；另一方面，又强调辅助服务执行各区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则，同时指出电力用户参与提供辅助服务与发电企业按照统一标准进行补偿。这种缺少现货市场的体系，其实对辅助服务的商业模式创新有所影响。
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电力直接交易电价鼓励体现辅助服务费用
目前很多试点省份的电力直接交易没有体现电力的峰谷波动特性，没有参与直接交易的计划电力电量要承担起系统的全部调节任务，则可能加大系统调峰压力。《基本规则》给出了现货市场建立之前电力直接交易电价与峰谷平电价或辅助服务费用的处理关系，一定程度上有助于减轻系统调峰压力。处理办法包括：
（1）具备条件的地区可开展分时（如峰谷平）电量交易；
（2）参与直接交易的峰谷电价电力用户，可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用；
（3）可以按直接交易电价结算，电力用户通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务；
（4）采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算；
（5）用电侧未实行峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度，电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为负，与贡献度为正的电力用户签订直接交易合同的电厂，免除相应直接交易电量调峰补偿费用的分摊。
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自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场
对用户而言，如果仅要求其部分电量参与市场交易、其余电量按目录电价向电网企业购买，虽然能够降低用户的违约风险，但是当市场交易价格走高时，用户可以选择按政府目录电价向电网企业购电，不能反映发电企业成本和市场供需形势的变化。《基本规则》原则上要求用户全电量进入市场，且不得随意退出市场，并取消目录电价。这样市场交易价格能够真正反映发电企业成本和市场供需形势的变化，实现有升有降，并通过合理的价格信号引导电力投资和电力资源的优化配置。
同时文件指出，符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业（包括保底供电企业）购电；不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力市场交易。退出市场的电力用户须向售电企业购电。
结 语
作为国家层面的电力中长期交易指导性文件，《基本规则》同样对市场主体准入与退出条件、交易周期与方式、价格机制、交易组织等等进行了说明，例如明确了进入市场的最低电压等级为10kV，同时即便是优先购电的企业和电力用户也鼓励自愿进入市场；已核定输配电价的地区，电力直接交易按照核定的输配电价执行，不得采取购销差价不变的方式；暂未单独核定输配电价的地区，以及已核定输配电价未覆盖的电压等级电力用户，可采取电网购销差价不变的方式。很多人常说“无现货，不市场”，但同样“无中长期，也不市场”。随着《基本规则》的出台，2017年更值得期待。
【作者，吴俊宏，华东电力设计院有限公司智能化室副主任】
