2017年4月13日，四川电力市场关键性的政策文件和交易规则悉数下达，交易君粗粗数了一下，涉及的文件多达十余份。售电公司初次登场、交易规则大量补充，即便是在四川电力市场里摸爬滚打了多年的资深发电小伙伴们，也森森的体会到了春天气候的多变了吧。是寒意还是暖意，各家冷暖自知，就让我们一起来划划重点吧。
1 新 增
2018年四川电力市场整体维持了2017年的交易品种，但在发电侧增加了关停火电替代补偿交易、互保型转让交易和短期备用辅助服务交易，用以解决电网运行与市场运营之间衔接、水电企业与火电企业和谐共赢等难点问题;周交易涵盖品种扩大，在尝试中长期市场向现货市场过渡上踏出了小小的一步。
(一)关停火电替代补偿交易
关停火电替代补偿交易采取丰枯打捆、单次挂牌、年度一次性交易的方式，在年度常规直购电集中交易之后开展。具体的要求请关注信息发布网站、公众号发布的公告。
经信委将关停机组补偿电量下达为优先发电量，水电厂摘牌成功后的电量仍视为优先发电量，但因通过市场方式获得，无需在《厂网购售电合同》中签订该部分电量。水电摘牌成功的电量按照年度优先发电合同月度分解计划的比例分配。补偿资金按照代扣代付方式支付给关停补偿燃煤电厂。
(二)互保型转让交易
互保型转让交易由交易电量相等的两次合同电量转让交易组成。主要用于解决非弃水期按不弃水的原则调度带来的径流式与库容发电企业实发电量与合同电量错位的问题，以及短期备用辅助服务造成火电超发的问题。电力调度机构可在特殊情况下实施强制互保。
互保型转让交易本质上是合同电量转让交易，具有以下特点：
1.事前交易，同时提交。即便是电力调度机构发布了强制互保交易的需求，发电企业原则上仍应在合同执行前备案。若未及时备案，平台没有合同转让记录，系统将视为超发/欠发电量。
2.独立执行，可二次转让。发电企业应在第一次转让的月度提交互保型合同电量转让申请。如果分别在不同的月度提交申请，平台无法识别关联性，将视为孤立的两次转让交易;如果两次转让申请同时提交，平台可以同时备案，但在执行过程中互不影响。因此，转入发电厂在第二次交易执行月，可通过自行测算、根据发电需求再次转让。
3.合同转让，带量带价。互保型转让属合同电量转让性质，转让不影响原合同的价格，因此在转让中需带量带价，即原始合同价格不变。
(三)短期备用辅助服务交易
短期备用辅助服务交易是辅助服务交易的一种，也是唯一一种联系了辅助服务市场和电能量市场的交易。主要用于解决用电高峰期电力紧缺，短期(7天内)增调火电产生额外费用的问题。补偿费用在发电侧分摊;在无发电计划或发电计划不足时，电量电费由火电与库容电站开展互保型转让交易获得。通过预挂牌获得的报价不但可以用于计算短期备用辅助服务的补偿费，还可以用于计算短期开机上调补偿费用和短期顶替非停电厂补偿费用。由于挂牌申报的价格下限为0万元/兆瓦，因此所有次月可开机的燃煤机组千万别zhua梦jio，一定要报价!交易仍按交易单元(电厂)报价，当同一电厂的不同机组提供了短期备用辅助服务，电量按照发电量比例折算。
对被调用的短期发电机组设定了启动和连续运行限制条款，因此凡是可开机的燃煤火电机组一定要做好日常维护工作，确保“需顶能顶，需发能发”，保障电网安全运行，顺便获得合理补偿。
(四)周交易
明确在周合同电量转让的基础上，以周为周期开展增量直接交易和富余电量增量交易。给与市场主体更完善的偏差控制手段，用户和售电企业可以更合理的搭配年、月(周)交易电量比例;降低发电侧调用上调或下调服务的概率。由于每月组织三次周交易，并且采用“周交易、月结算”的方式开展，合理参与每次交易与准确预测发电能力同等重要。
2 调 整
(一)偏差电量调整交易
时间：偏差电量调整交易分弃水期和非弃水期开展，弃水期与非弃水期由四川电力调控中心根据水期定义权威发布。
范围：偏差电量调整交易由省调统调统分水电、燃煤火电、燃气电厂以及网调电厂留川电量参与，风电、光伏、生物质能和瓦斯发电不用再参与偏差电量调整交易。在非弃水期，季调节能力以下水电站不参与偏差电量调整交易，但可参与流域挂钩申报;5月和11月需申报流域挂钩，以最终公布的水期性质按相应原则执行;对于上游没有库容电厂的，流域挂钩无需申报。
限价：
1.上调报价：下限为0，上限为申报电厂丰枯浮动后的政府批复上网电价×110%(以调度单元申报时，上限为加权平均价)
2.下调报价：
(1)燃气/煤电厂：下限为0、上限为40元/兆瓦时
(2)水电厂：按照下调价格降幅申报，下限为10元/兆瓦时，上限为申报机组的政府批复上网电价。(以调度单元申报时，上限为调度单元中价格最高的电厂价格)
水电厂下调价格=电厂实际下调减发电量加权平均价-下调价格降幅
如果电厂未申报，对应的上调价格为批复价、下调价格都为0。所以，千万别zhua梦jio，一定要报价!!
四川电网里，燃煤机组长期按照最小方式发电，燃气机组主要按照电网调峰需求发电，因此电网下调的重担实际主要落在了水电肩上。今年水电机组下调报价由绝对报价变为差价报价模式，弱化了政府批复价格对排序的影响。库容电站在获得合理补偿价格的情况下参与下调，积极性更强，最大程度利用库容的调蓄能力，减少弃水。
电量：上调增发电量不超过机组当月最后7日剩余可发电量上限，下调减发电量不超过当月最后7日价值剩余发电计划上限。剩余可发电量上限与剩余发电计划上限均采用参与偏差调整交易所有机组的平均完成率来计算。今年的规则对水电厂采取了下调降幅报价，实际下调电量加权价算补偿价格、设定下调电量上限等组合拳的方式，可最大程度防范个别发电企业利用虚大合同套利。
(二)结算与考核
1.结算顺序：按照2018年指导意见，对发电侧结算顺序进行了较大调整。一是将省间电量(含优先和交易)调整在第一优先序列结算。结算顺序的调整明确了省间和省内市场相对独立的关系，电厂承担的权责分开。二是明确省内电量按照调试电量、留存电量、省内优先发电量、省内市场合同电量的顺序结算，最后结算上调增发电量或下调减发电量、超发电量或少发电量。省内结算顺序的明确更符合四川电网的实际情况。
2.结算与考核：风电、光伏、生物质等可再生新能源上网电量与燃煤、燃机和水电企业结算标准不再一刀切，国家清洁能源政策得到了体现。非弃水期，四川电网按照非弃水方式调度，为了有效衔接运行和市场，鼓励库容与径流式电站在非弃水开展互保型转让交易，对燃煤、燃机和水电企业超发电量价格相应进行了调整。
考核阈值维持-2%~+2%。
枯水期(1-4月，12月)按月预结算，按水期清算和考核;5-11月按月结算和考核。
2018年发电侧的结算与考核标准发生了较大变化，如下表所示：
备注
以上价格均考虑涉及丰平枯三个水期正常情况下的预估结果，仅供参考。
3 细 化
(一)优先发电量分劈原则
明确优先发电量逐月的分解标准，明确优先发电量的转让要求，强调优先发电计划的刚性执行。
(二)校核原则
按发电能力与受约束区域内交易电量两种情况明确了校核原则。
(三)合同电量转让原则
明确合同电量分品种转让，其中留州电量仅能在州内电厂间转让;不再对同一月内双向转让进行限制，但同一周内不能双向转让。
(四)新机入市原则
新投机组需带计划投运，无计划投运的将扣减其枯期优先发电量，并可能引发考核、支付短期备用辅助服务费。
(五)机组非停处理原则
非停机组剩余合同需通过市场化方式转出，其中承接火电机组非停剩余电量的机组必须是可及时开出并能满足电网安全的火电机组。机组非停引发短备辅助服务的，补偿费用由非停机组承担。
4 你所需要知道的事情
(一)准确预测发电能力
看到这里，估计好多发电企业都准备翻白眼了。清洁能源发电能力预测一直以来都是个世界性难度，但是市场无论有多少交易品种，多少手段，没有准确的预测作为牢固的基石，最终都会体现在电费上。一是2018年年度交易将采取逐月总量校核的原则，部分中小电厂一定要量力而行，校核结果除了影响自身发电安排以外，还可能影响与之签订合约的直接交易用户和售电企业。二是与用户侧一样，一旦超发或欠发了，采用什么价格来考核超发电量和欠发电量也只能看缘分了。
(二)合理判断能力与市场的距离
与用户(或售电企业)交易时，发电企业有不同的策略，有的“以枯定峰”，有的最大限度发挥丰水期能力。但在选择策略时，一定要关注市场供需、跟踪走势，融汇研究所有与市场有关的文件以及交易中心发布的市场信息，避免“瞎子摸象”。从可预测的情况来看，枯水期整体供需形势和优先发电量市场化采购预期将对发电企业枯水期的合同电量完成程度造成影响。2018年，交易君将努力做好市场信息披露，请及时关注四川交易中心官方发布渠道。
(三)抄表例日调整
由于省内大多数电力用户都在每月25日前抄表，按照《指导意见》的要求，抄表例日的调整适宜在丰水期开展，统一到25日后，实际增加了丰水期的用电量。通过双边协商，发电企业可以保障更大的收益。
(四)五月结算原则
愉快的“五一”小长假已经结束了，小伙伴们在兴(tong) 高(ku) 采(liu) 烈(ti) 回归工作岗位的同时，也意味着即将进入一个特殊的月份—五月。按浮动价格分，属于平水期;按优先发电计划分，属于丰水期;按弃水分，待定!因此，五月的运行方式、交易与结算原则很大程度上将会另行安排，请发电企业密切跟踪、及时调整市场策略。
