随着我国电力市场化改革的不断深入，南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批现货交易试点开展模拟运行，我国正逐步建立起中长期交易与现货交易相结合的电能量交易市场体系，并凭借中长期交易规避风险、现货交易发现价格，充分反映电力商品价值和供求关系，对引导市场主体参与需求响应，促进电力资源的优化配置具有重要意义。
本文来源：微信公众号 电力需求侧管理 ID：DSM_68586857
图1我国电能量交易市场架构
一、电能量交易市场
（一）交易方式
1.中长期交易
中长期交易包括多年、年、季、月、周、多日等日以上周期的交易，主要采用场外双边协商交易和场内集中竞争交易两种模式，其中，集中竞争交易又包括集中竞价、滚动撮合和挂牌交易三种交易形式。
图2市场主体参与市场交易图示
2.现货交易
现货交易以日前、日内、实时为周期开展（山西和蒙西地区开展日内交易），主要采取发电侧采取分段报量报价，用户侧报量不报价的形式，由供需双方分别以15分钟为时间间隔，申报运行日96个时段的发电量价曲线和电力需求曲线，通过场内集中竞争、统一出清的方式，优化计算得到机组开机组合、分时发电出力曲线，并出清运行日96个时段的发电侧节点边际电价。
以广东电力交易中心2019年10月27日现货市场交易结果为例，日前市场发电侧价格最低70元/兆瓦时，最高895元/兆瓦时，总成交电量7.45亿千瓦时，峰荷时刻14点45分江门市节点电价最高；实时市场发电侧价格最低70元/兆瓦时，最高347.11元/兆瓦时，总成交电量7.04亿千瓦时，峰荷时刻转移至10点30分，江门市节点电价降低至200元/兆瓦时以下。日前现货价格作为市场主体的决策风向标，有效地缓解了实时当天系统高峰负荷场景下网络阻塞情况。
图3广东省典型日现货交易结果
（二）电力用户准入条件
按照《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105 号）要求，除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，逐步全面放开经营性领域电力用户参与市场交易，且各类电力用户应符合国家产业政策要求，产品和工艺属于《产业结构调整指导目录》（2019本）中淘汰类和限制类且执行差别电价政策的电力用户暂不参与市场化交易。除上述要求外，2020年部分地区对市场交易用户准入条件要求如下：
（三）市场交易规模
图4 2020年部分地区市场交易电量规模
从已公开省份的市场交易计划规模来看，江苏省和广东省的市场交易规模领跑全国，且较2019年分别提高了5%（3000亿千瓦时）和30%（2000亿千瓦时）。
二、市场主体电费结算情况
图5用户电费结算现金流
（一）用户侧结算
1.结算方式
为方便及时结清电费，我国目前普遍采取“预购电”方式结算电费，电力用户按照预购电量用电，由电网公司提供收费凭证，待电费结算后用电方携带收费凭证换取正式电费发票。
2.结算费用
用户当月结算电费主要由：市场化交易电费、非市场化购电费、输配电费、政府性基金及附加、功率因数调整电费、惩罚性电费、税金等构成。其中：
（1）非市场化购电费=Σ分季节分时段的非市场化电量×分季节分时段的销售目录电价×（1-电力行业增值税税率）。
（2）市场化交易电费=电能量电费+偏差考核费用+售电服务费等。
电能量电费=中长期交易电费+现货交易电费；
中长期交易电费=[Σ中长期合约出让电量×（合约原价-出让价格）+Σ中长期净合约分时电量×净合约分时段综合电价（注：加权平均价格）]×（1-电力行业增值税税率）；现货交易电费=[Σ（日前现货分时段电量需求-中长期净合约分时电量）×日前现货分时段系统出清价格+Σ（实时现货分时段电量需求-日前现货分时段电量需求）×实时现货分时段系统出清价格]×（1-电力行业增值税税率）；偏差考核电费=偏差考核电量×偏差考核价格×（1-电力行业增值税税率）（注：若所在地区存在现货交易，则无偏差考核费用）；
售电服务费=Σ售电公司代理交易电量×售电公司代理交易价格×（1-电力行业增值税税率）；
（3）输配电费=用户当月总用电量×用户所在电压等级输配电价（注：输配电价含增值税、线损及交叉补贴）×（1-电力行业增值税税率）。
（4）基本电费=变压器容量（或最大需量）×基本电价×（1-电力行业增值税税率）。
（5）政府性基金及附加=用户当月总用电量×（国家重大水利工程建设基金+大中型水库移民后期扶持基金+地方小型水库移民后期扶持基金+农网改造还贷资金+可再生能源电价附加）×（1-电力行业增值税税率）。
（6）功率因数调整电费=（非市场化电费+市场化电费+输配电费+基本电费+政府性基金及附加）×调整率×（1-电力行业增值税税率）。
（7）惩罚性电费=用户当月总用电量×惩罚性加价标准×（1-电力行业增值税税率）。
（8）税金=（非市场化电费+市场化电费+输配电费+基本电费+政府性基金及附加+功率因数调整电费+惩罚性电费）×电力行业增值税税率。
综上，到户电价=用户当月结算电费÷用户当月总用电量。
（二）发电侧结算
1.结算流程
（1）次月5日前——由电网公司完成上月上网电量的抄录和确认；
（2）上网电量抄录和确认后的5个工作日内——由电网公司完成上网电费的计算、核对、修正和确认；
（3）上网电费确认日后的5个工作日内——由电网公司向发电公司支付不低于50%的该期上网电费；
（4）上网电费确认日后的15个工作日内——电网公司需付清该期上网电费。
图6上网电费结算时间轴
2.结算费用
发电公司上网电量需参考当地燃煤发电基准价进行结算，燃煤发电新增市场交易电量按“基准价+上下浮动”机制形成价格，且2020年暂不上浮。2020年各地燃煤发电上网电价如图8所示（注：暂无西藏、新疆价格数据）。
图7 2020年各地燃煤发电上网电价
发电公司电能量市场结算电费主要由：基数电量发电费用、市场交易电量发电费用等构成。其中：
（1）基数电量发电费用=基数电量×政府批复上网电价。
（2）市场交易电量发电费用=省间交易电费+省内中长期交易电费+省内现货交易电费+合约转让电费。
省间交易电费=Σ省间中长期净合约分时电量×净合约分时段综合电价+Σ省间现货分时段中标电量×省间现货市场结算电价；
省内中长期交易电费=Σ省内中长期净合约分时电量×净合约分时段综合电价；
省内现货交易电费=Σ（日前现货分时段中标电量-中长期净合约分时电量-分时段基数电量）×日前现货分时段系统出清价格+Σ（实时上网电量-日前现货分时段中标电量-省间现货分时段电量）×实时现货分时段系统出清价格；
合约转让电费=Σ合约出让电量×（合约原价-出让价格）。
三、结语
当前正值疫情防控和复工复产的重要阶段，建议企业灵活参与电力市场，并配合“免除用户侧交易偏差电量的考核费用”、“按原到户电价水平的95%结算电费”、“放宽基本电价计费方式变更周期和减容（暂停）期限”等多项政策措施，进一步降低用电成本，共渡疫情难关。
作者：杨 迪 工业领域电力需求侧管理促进中心
郄双源 工业领域电力需求侧管理促进中心
原标题：我国电力市场化交易及电费结算情况概述
