淺析電力中長期交易結算模式

徐旸

摘要：介紹了我國幾種電力直接交易類型，結合簡單算例，分析了不同結算模式特點，簡要闡述了結算的基本原則，為后續電力中長期交易發展提供了參考。

關鍵詞：電力中長期交易;差價傳導模式;輸配電價模式;簡單順加模式

1 我國電力直接交易分類

目前，我國電力直接交易按照交易市場劃分，可以分為批發市場交易和零售市場交易。批發市場交易是指電力用戶或者售電公司與發電企業通過雙邊協商、集中競價、平臺掛牌等方式簽訂電力中長期交易合同;零售市場交易是指售電公司與零售用戶通過自由協商簽訂中長期售電合同。電力直接交易按照交易主體劃分，可以分為批發用戶直接交易和售電公司代理交易。批發用戶直接交易是指電力用戶直接與發電企業進行市場交易的行為;售電公司代理交易是指零售用戶委托售電公司代理參與市場交易，包括售電公司與發電企業簽訂中長期購電合同、與零售用戶簽訂中長期售電合同，結算價差電費的整體過程。

2 不同結算模式概述與算例

2.1? ? 差價傳導模式

差價傳導模式是指發電側上網電價降價差值等額平移至售電公司盈利和零售用戶銷售目錄電價（含尖峰、高峰、低谷電價），即“發電側上網電價降幾分，售電公司和零售用戶（尖峰、高峰、低谷）共同分享幾分”。

簡要算例：假設A發電企業、C售電公司、D零售用戶（110 kV大工業）參與直接交易，直接交易電量為10 000 kWh。A發電企業與C售電公司簽訂批發市場合同，約定交易價格為0.4元/kWh，較A發電企業批復上網電價0.415 3元/kWh低1.53分。C售電公司與D零售用戶共同分享1.53分紅利，通過零售合同約定D零售用戶銷售目錄電價降價0.53分，C售電公司獲得盈利1分。D零售用戶全部電量中尖峰、高峰、低谷用電量分別是1 200 kWh、5 600 kWh、3 200 kWh，尖峰、高峰、低谷時段分時電價分別為1.011 4元/kWh、0.836 4元/kWh、0.372 4元/kWh。

對于A發電企業，結算電費=0.4×10 000=4 000元。

對于D零售用戶，分享發電側降價紅利0.53分，尖峰、高峰、低谷電價同步下降0.53分，分別為1.006 1元/kWh、0.831 1元/kWh、0.367 1元/kWh，結算電度電費=1.006 1×1 200+0.831 1×5 600+

0.367 1×3 200=7 036.2元，較計劃模式下降53元。

對于C售電公司，分享發電側降價紅利1分，結算價差電費=0.01×10 000=100元。

2.2? ? 輸配電價模式

零售用戶的銷售電度電價由零售合同約定的交易購電價格、用戶對應電壓等級的輸配電價（含線損及交叉補貼）、政府性基金及附加等構成，繼續執行峰谷分時電價政策，峰谷分時電價按銷售電度電價和對應目錄電度電價的差值同幅增減。售電公司結算價差電費，為零售市場售電收入（不含輸配電價、政府性基金及附加等）減去批發市場購電費用的差值。

簡要算例：假設A發電企業、C售電公司、D零售用戶參與直接交易，直接交易電量為10 000 kWh。A發電企業與C售電公司簽訂批發市場合同，約定交易價格為0.4元/kWh。C售電公司與D零售用戶簽訂零售市場合同，約定市場交易價格為0.405元/kWh。D零售用戶輸配電價（電度電價）為0.162 6元/kWh，全部電量中尖峰、高峰、低谷用電量分別是1 200 kWh、5 600 kWh、3 200 kWh，尖峰、高峰、低谷時段分時電價分別為1.011 4元/kWh、0.836 4元/kWh、0.372 4元/kWh。

2.3? ? 簡單順加模式

進入市場的零售用戶結算電度電價由零售市場合同約定的交易上網電價、對應電壓等級的輸配電價、政府性基金及附加等構成，不再執行峰谷分時電價;未進入市場的零售用戶仍然執行現有峰谷電價體系。售電公司結算差價電費，為零售市場售電收入減去批發市場購電費用的差值。

簡要算例：假設A發電企業、C售電公司、D零售用戶（110 kV大工業）參與直接交易，直接交易電量為10 000 kWh。A發電企業與C售電公司簽訂批發市場合同，約定交易價格為0.4元/kWh。C售電公司與D零售用戶簽訂零售市場合同，約定市場交易價格為0.45元/kWh。D零售用戶輸配電價（電度電價）為0.162 6元/kWh，全部電量中尖峰、高峰、低谷用電量分別是1 200 kWh、5 600 kWh、3 200 kWh，尖峰、高峰、低谷時段分時電價分別為1.011 4元/kWh、0.836 4元/kWh、0.372 4元/kWh。

3 不同結算模式的區別

輸配電價模式與差價傳導模式的根本區別在于如何計算市場用戶的銷售電價。差價傳導模式下，市場用戶銷售電價等于銷售目錄電價減去發電側降價空間（直接交易價格與批復上網電價的差價空間），而與核定輸配電價無關，實質未執行輸配電價。輸配電價模式下，市場用戶銷售電價等于交易上網電價、輸配電價、政府基金及附加的總和，而與發電側批復上網電價以及發電側降價空間無關，不存在上網側“直接順移差價”的過程，踐行了本輪電力體制改革“管住中間、放開兩頭”的精神。

4 結算基本原則

一是堅持中發9號文及配套文件精神。按照“管住中間、放開兩頭”體制構架，規范輸配電定價合法性、相關性、合理性，有序放開輸配以外的競爭性環節電價。

二是堅持科學、合理、健全的輸配電價體系原則。輸配電價按照“準許成本加合理收益”原則進行核定，用于電網企業保障電力安全、可靠供應，為用戶提供安全、高效、可持續的輸配電服務。輸配電價是市場交易的邊界，不具備兜底市場盈虧不平衡的能力。

三是堅持市場公平、公正原則。參與電力市場的發電企業、售電公司和市場用戶應確保“權責利對等”，市場參與主體在享受市場紅利的同時需承擔相應市場風險。

四是堅持市場主體準入無歧視原則。市場主體達到市場準入門檻，應獲得平等、透明參與市場交易的機會，市場規則不應設置額外的技術壁壘或者增加隱形成本，形成實質上驅逐部分市場主體的現象。

5 結語

本文通過以上分析可知：從規范輸配電價執行、中長期電力市場平穩起步、銜接電力現貨市場等角度出發，后續中長期電力交易可以探索以下幾種交易結算模式：一是適時推動全部工商業用戶參與市場交易結算，全面取消工商業用戶銷售目錄電價，則所有市場用戶均可以采用“交易電價+輸配電價+政府性基金及附加+輔助服務價格”的“全電量順加”模式。二是構建上網側分時電價曲線和不平衡清算機制。構建合理的上網側分時電價曲線機制，替代或優化現有銷售側峰谷分時電價對保障電力系統安全的作用;同時，建立市場不平衡資金清算機制，確保交叉補貼足額回收，確保保底服務能力。三是由合適的發電企業和售電公司整體代理未入市用戶，該售電公司提供免費服務，不賺取差價電費。總而言之，只有不斷改革完善電力市場交易結算機制，才能保證電力市場的穩定運行。