一、中國電力市場構成

1、發展歷程

（來源：微信公眾號“聯合資信” 作者：黃露 王宇飛）

2002年，國務院印發《電力體制改革方案》，我國開始對電力工業進行市場化改革。經過十余年的逐步推進，市場化改革取得了較大進展，電力市場主體日趨多元，但仍存在一定突出問題：（1）交易機制缺失、市場化定價機制尚未完全形成，造成了市場資源配置的決定性作用難以發揮，節能高效環保機組不能充分利用，棄水、棄風、棄光現象時有發生；（2）電價管理仍以政府定價為主，電價調整往往滯后于成本變化，難以及時并合理反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環境保護支出。2015年，中共中央、國務院下發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》及相關配套文件，標志著我國電力市場以“逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場，在全國范圍內逐步形成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系”為目標向成熟市場化邁進。

2016年12月29日，國家發改委、國家能源局印發《電力中長期交易基本規則（暫行）》通知，計劃即日起在全國范圍內開展電力中長期市場交易。2017年8月28日，國家發改委、國家能源局印發《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區作為第一批電力現貨市場建設試點。目前，全國8個電力現貨市場建設試點已全部啟動包括單日、多日、周、雙周、整月甚至多月的結算試運行工作（現貨電力交易試點進展詳見附件2）。

截至目前，我國電力市場交易主要包括電力中長期交易和電力現貨交易，并已適度開展調頻、調峰、備用等輔助服務交易以及發電權交易、可再生能源電力綠色證書交易等其他相關交易。

根據中電聯統計數據，2017－2019年，中國電力市場交易（含發電權交易電量、不含抽水蓄能低谷抽水交易電量等特殊交易電量）分別為16327.3億千瓦時、20654.0億千瓦時和28106.9億千瓦時，年均復合增長31.2%，占全社會用電量的比重由25.9%提升至38.9%。

2、 電力市場構成要素

（1）市場成員

市場成員包括各類發電企業、電網企業、配售電企業、電力交易機構、電力調度機構、電力用戶[1]、儲能企業等。

發電企業包括持有燃煤、燃氣、水力、風力、光伏等各類發電機組的企業。點對網專線輸電的發電機組（含網對網專線輸電但明確配套發電機組的情況）視同為受電地區發電機組，納入受電地區電力電量平衡，根據受電地區發電計劃放開情況參與受電地區電力市場化。

電力交易機構包括地區電力交易中心和區域電力交易中心兩類，我國已建成32個地區電力交易中心和2個區域電力交易中心（北京電力交易中心和廣州電力交易中心）。電力交易中心主要為電網公司與當地主要發電企業、用電單位聯合成立，目前電力交易中心均由電網公司控股，例如：山西電力交易中心有限公司是由國網山西省電力公司持有70%股權，華能國際電力股份有限公司、國家能源集團華北電力有限公司、太原鋼鐵（集團）有限公司、晉能電力集團有限公司、大唐山西發電有限公司和晉能控股山西電力股份有限公司各持有5%股權；廣東電力交易中心有限責任公司是廣東電網有限責任公司持有70%股權，廣東省能源集團有限公司、華潤電力（廣東）銷售有限公司、中國廣核集團有限公司、廣州發展集團股份有限公司和深圳能源集團股份有限公司各持有5%股權；首都電力交易中心有限公司為國網北京市電力公司獨資企業。

根據《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》（發改體改〔2020〕234號）的要求，2020年底前電網企業持股比例將降至50%以下，根據目前進展情況，電力交易機構獨立性改革完成或將晚于預期。另外，例如中國南方電網有限責任公司已構建了南方區域統一電力交易平臺，以進行跨區跨省電力交易，2020年9月貴州電力交易中心有限責任公司成為首個平臺試點單位。

電力調度機構主要為電網公司成立的分公司或內部非法人單位，例如廣東電網有限責任公司電力調度控制中心為廣東電網有限責任公司的分公司。

（2）交易品種及交易方式

電力中長期交易現階段主要開展電能量交易，靈活開展發電權交易、合同轉讓交易，根據市場發展需要開展輸電權、容量等交易。電力現貨市場交易現階段主要開展電能量交易、調頻服務和備用服務等。電力市場交易以電能量直接交易為主，2019年全國各電力交易中心組織開展的各類交易電量合計28344億千瓦時。其中，電力直接交易（含省內及省間交易）21771.2億千瓦時，占76.8%；發電權交易（含省內及省間交易）2749.8億千瓦時，占9.7%。

根據交易標的物執行周期不同，中長期電能量交易包括年度（多年）電量交易、月度電量交易、月內（多日）電量交易等針對不同交割周期的電量交易。現貨電力交易包括日前電量交易、日內電量交易和實時電量交易。

年度（多年）交易的標的物為次年（多年）的電量（或者年度分時電量）。年度（多年）交易可通過雙邊協商或者集中交易的方式開展。對于年度交易，應當在年度電力電量預測平衡的基礎上，結合檢修計劃，按照不低于關鍵通道可用輸電容量的80%下達交易限額。

月度交易的標的物為次月電量（或者月度分時電量），條件具備的地區可組織開展針對年度內剩余月份的月度電量（或者月度分時電量）交易。月度交易可通過雙邊協商或者集中交易的方式開展。對于月度交易，應當在月度電力電量預測平衡的基礎上，結合檢修計劃和發電設備利用率，按照不低于關鍵通道可用輸電容量的90%下達交易限額；發電設備利用率應當結合調峰調頻需求制定，并向市場主體公開設備利用率。

月內（多日）交易的標的物為月內剩余天數或者特定天數的電量（或者分時電量）。月內交易主要以集中交易方式開展。對于月度內的交易，參考月度交易的限額制定方法，按照不低于關鍵通道可用輸電容量的95%下達交易限額。

日前交易的標的物為次日電量，日內交易的標的物為當日未來數小時的電量，實時交易的標的物為當日未來15分鐘至2小時（時間可設置）的電量，均可通過雙邊協商或者集中交易的方式開展。電力現貨交易規模主要受到機組約束、系統平衡約束和網絡約束等限制。其中，機組約束包括機組（機組群）可調出力約束、機組爬坡速率約束、機組最小啟停時間約束、機組最大啟停次數約束、機組啟停出力曲線約束、固定計劃約束、電量約束、區域最小開機臺數約束、機組（機組群）備用約束，機組（機組群）正負旋轉備用和AGC備用設置約束、機組啟停磨約束、水電機組振動區約束和環保排放限值約束等；系統平衡約束包括功率平衡約束、系統備用約束、分區備用約束和區域必開容量約束等；網絡約束包括斷面限額約束、單元件熱穩極限約束和關鍵輸電元件N-1、預想故障集約束等；其他約束主要為燃料約束和環保約束等。

整體看，中長期電力交易偏重于電力系統的整體長期穩健性，電力現貨交易偏重于在整體電力系統穩健的基礎上發揮實時調節作用，并能更好的發現電力商品屬性，實現市場化定價。

集中交易包括集中競價交易、滾動撮合交易和掛牌交易三種形式。集中競價交易指設置交易報價提交截止時間，電力交易平臺匯總市場主體提交的交易申報信息，按照市場規則進行統一的市場出清，發布市場出清結果。滾動撮合交易是指在規定的交易起止時間內，市場主體可以隨時提交購電或者售電信息，電力交易平臺按照時間優先、價格優先的原則進行滾動撮合成交。掛牌交易指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或者可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請。

（3）電價構成

電能量市場化交易（含省內和跨區跨省）價格包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價。新投產發電機組的調試電量[2]按照調試電價政策進行結算。

市場用戶的用電價格由電能量交易價格、輸配電價格、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成，即順價方式。電力用戶的基本電價、政府性基金及附加、峰谷分時電價、功率因數調整等按照電壓等級和類別按實收取，上述費用均由電網企業根據國家以及省有關規定進行結算。

跨區跨省交易受電地區落地價格由電能量交易價格（送電側）、輸電價格、輔助服務費用、輸電損耗構成。輸電損耗原則上由買方承擔，也可由市場主體協商確定承擔方式。

執行峰谷電價的用戶，在參加市場化交易后繼續執行峰谷電價。

電網企業（含地方電網企業和配售電企業）之間結算的輸配電費用，按照政府價格主管部門核定的輸配電價和實際物理計量電量結算。

（4）優先電量和基數電量的確定

發電量的確定存在一定先后順序，通常優先鎖定部分電量以保障電力系統基礎運行，再開展余量電量市場化交易。政府部門應當在每年11月底前確定并下達次年跨區跨省優先發電計劃、省內優先發電計劃和基數電量。對于簽訂市場化交易合同的機組，分配基數電量時原則上不再進行容量剔除。

跨區跨省優先發電計劃原則上在上一年度的11月底前預測和下達總體電力電量規模和分月計劃，由購售雙方簽訂相應的購售電合同。合同需約定年度電量規模以及分月計劃、送受電曲線或者確定曲線的原則、交易價格等，納入送、受電省優先發電計劃，并優先安排輸電通道。

省內優先發電計劃原則上在每年年度雙邊交易開始前，對執行政府定價的電量簽訂廠網間年度購售電合同，約定年度電量規模以及分月計劃、交易價格等。省內優先發電安排需結合電網安全、供需形勢、電源結構等因素，不得將上述電量安排在指定時段內集中執行，也不得將上述電量作為調節市場自由競爭的手段。

基數電量為各地區根據非市場用戶年度用電預測情況，扣除各環節優先發電電量后的電量，在燃煤（氣）等發電企業中進行分配。

優先發電電量和基數電量的分月計劃可由合同簽訂主體在月度執行前進行調整和確認，其執行偏差可通過預掛牌上下調機制（或者其他偏差處理機制）處理。

（5）可再生能源保障性收購

在煤電基數電量占比高的背景下，由于風電、光伏等可再生能源存在負荷不穩定、電網輸電能力滯后，風電、光伏存在較為嚴重的棄風棄光情況。在《可再生能源法》頒布的基礎上，國家發改委等部門印發了《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》等文件，明確了各類資源區保障性收購小時（詳見附件3-1、附件3-2）以及無法實現保障性收購的補償機制；明確對無補貼風電、光伏發電項目嚴格落實優先上網和全額保障性收購政策，且不要求此類項目參與跨區電力市場化交易。

平價上網項目和低價上網項目全額保障性收購：

對于省內結算平價上網項目和低價上網項目，電網公司按項目核準時國家規定的當地燃煤標桿上網電價與風電、光伏發電項目單位簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年），不要求此類項目參與電力市場化交易（就近直接交易試點和分布式市場交易除外）。

對于具備跨省跨區輸電通道的地區，國家鼓勵送端地區優先配置無補貼風電、光伏發電項目，按受端地區燃煤標桿上網電價（或略低）扣除輸電通道的輸電價格確定送端的上網電價，受端地區有關政府部門和電網企業負責落實跨省跨區輸送無補貼風電、光伏發電項目的電量消納，在送受端電網企業協商一致的基礎上，與風電、光伏發電企業簽訂長期固定電價購售電合同（不少于20年），不要求此類項目參與跨區電力市場化交易。

前期含補貼項目的限額保障性收購：

為緩解部分地區限電嚴重問題，國家在綜合考慮資源條件、電力消納能力、限電限制及收益率保障等因素，核定了重點地區新能源發電最低保障收購年利用小時數。對比數據看，仍有部分地區無法滿足最低保障收購年利用小時數（限電問題在新疆、甘肅地區仍較為嚴重），但整體利用小時數呈好轉上升趨勢。

保障性收購電量范圍內，受非系統安全因素影響，非可再生能源發電擠占消納空間和輸電通道導致的可再生能源并網發電項目限發電量視為優先發電合同轉讓至系統內優先級較低的其他機組，由相應機組按影響大小承擔對可再生能源并網發電項目的補償費用，并做好與可再生能源調峰機組優先發電的銜接。計入補償的限發電量最大不超過保障性收購電量與可再生能源實際發電量的差值。保障性收購電量范圍內的可再生能源優先發電合同不得主動通過市場交易轉讓。

因并網線路故障（超出設計標準的自然災害等不可抗力造成的故障除外）、非計劃檢修導致的可再生能源并網發電項目限發電量由電網企業承擔補償。

由于可再生能源資源條件造成實際發電量達不到保障發電量以及因自身設備故障、檢修等原因造成的可再生能源并網發電項目發電量損失由可再生能源發電項目自行承擔，不予補償。可再生能源發電由于自身原因，造成不能履行的發電量應采用市場競爭的方式由各類機組競價執行。

可再生能源并網發電項目保障性收購電量范圍內的限電補償費用標準按項目所在地對應的最新可再生能源上網標桿電價或核定電價執行。

此外，對超出最低利用小時保障的新能源電量部分采用“保量保價”和“保量競價”相結合的方式，推動優先發電參與市場，不斷提高跨區跨省優先發電中“保量競價”的比例，應放盡放，實現優先發電與優先購電規模相匹配。

（6）結算方式

一般結算方式

發電企業上網電量電費由電網企業支付；電力用戶向電網企業繳納電費，并由電網企業承擔電力用戶側欠費風險；售電公司按照電力交易機構出具的結算依據與電網企業進行結算。市場主體可自行約定結算方式，未與電網企業簽訂委托代理結算業務的，電網企業不承擔欠費風險。

電力交易機構向各市場成員提供的結算依據包括以下內容：（一）實際結算電量；（二）各類交易合同（含優先發電合同、基數電量合同、市場交易合同）電量、電價和電費；（三）上下調電量、電價和電費，偏差電量、電價和電費，分攤的結算資金差額或者盈余等信息（采用發電側預掛牌上下調偏差處理機制的地區）；（四）新機組調試電量、電價、電費；（五）接受售電公司委托出具的零售交易結算依據。

風電、光伏結算方式：

對于未核定最低保障收購年利用小時數的地區，按照當月實際上網電量以及政府批復的價格水平或者價格機制進行結算。對于核定最低保障收購年利用小時數的地區，最低保障收購年利用小時數內的電量按照政府批復的價格水平或者價格機制進行結算，超出最低保障收購年利用小時數的部分應當通過市場交易方式消納和結算。

財政部根據電網企業和省級相關部門申請以及本年度可再生能源電價附加收入情況，按照以收定支的原則向電網企業和省級財政部門撥付補助資金。對于當年納入國家規模管理的新增項目，需足額兌付補助資金。對于納入補助目錄的存量項目，由電網企業依照項目類型、并網時間、技術水平和相關部門確定的原則等條件，確定目錄中項目的補助資金撥付順序并向社會公開。其中，光伏扶貧、自然人分布式、參與綠證交易、自愿轉為平價項目[3]等項目可優先兌付補助資金；光伏扶貧項目補助資金應及時兌付給縣級扶貧結轉賬戶。參與市場交易的風電、光伏電量，結算涉及中央財政補貼時，按照《可再生能源電價附加資金管理辦法》（財建﹝2020﹞5號）等補貼管理規定執行。

（7）偏差電量及上下調電量處理機制

中長期電力市場交易規則允許發用電雙方在協商一致的前提下，在合同執行一周前進行動態調整，并鼓勵市場主體通過月內（多日）交易實現月度發用電計劃調整，減少合同執行偏差。系統月度實際用電需求與月度發電計劃存在偏差時，可通過發電側上下調預掛牌機制進行處理，也可根據各地實際采用偏差電量次月掛牌、合同電量滾動調整等偏差處理機制。發電側上下調預掛牌機制采用“報價不報量”方式，具有調節能力的機組均應當參與上下調報價。

發電側上下調預掛牌機制

首先，發電機組在月度交易結束后申報上調報價（單位增發電量的售電價格）和下調報價（單位減發電量的購電價格），且在規定的月內截止日期前可修改其上下調報價。其次，電力交易機構根據上下調報價對機組調用進行排序。即按照上調報價由低到高排序形成上調機組調用排序列表，按照下調報價由高到低排序形成下調機組調用排序列表，價格相同時按照發電側節能低碳電力調度的優先級進行排序。最后，根據電力平衡需要及前期上報信息安排上下調電量落實及結算。即月度最后七個自然日，根據電力電量平衡預測，各類合同電量的分解執行無法滿足省內供需平衡時，電力調度機構參考上下調機組排序，在滿足電網安全約束的前提下，預先安排機組提供上調或者下調電量、調整相應機組后續發電計劃，實現供需平衡。機組提供的上調或者下調電量根據電力調度機構的實際調用量進行結算。

偏差電量次月掛牌機制

首先，電力調度機構確定預掛牌機組負荷率和上下調限額。即電力調度機構在保證電網安全運行的前提下，根據全網機組運行負荷率確定預掛牌機組負荷率上限和下限，并在月初公布。各機組上下調電量的限額按照負荷率上下限對應發電量與機組當月計劃發電量的差額確定。其次，根據上月實發電量差額確定次月上下調電量，并累加至機組次月計劃發電量。即在滿足電網安全約束的前提下，將上月全網實際完成電量與全網計劃發電量的差額，按照各機組上月申報的預掛牌價格（上調申報增發價格、下調申報補償價格）排序確定機組上調、下調電量，作為月度調整電量累加至機組本月計劃發電量。其中，下調電量按照機組月度集中交易電量、月度雙邊交易電量、年度分月雙邊交易電量、基數電量的順序扣減相應合同電量。最后，根據不同類型電量和電價區別結算電費。月度發電計劃執行完畢后，發電側首先結算機組上調電量或者下調電量,其余電量按照各類合同電量結算順序以及對應電價結算；用戶側按照當月實際用電量和合同電量加權價結算電費，實際用電量與合同電量的偏差予以考核。

偏差電量電費結算

批發交易用戶（包括電力用戶、售電公司）偏差電量[4]分為超用電量和少用電量，超用電量支付購電費用，少用電量獲得售電收入。

?批發交易用戶偏差電量=用戶實際網供電量-（各類交易合同購入電量-各類交易合同售出電量）

?超用電量的結算價格=發電側上調服務電量的加權平均價×U1。

?U1為用戶側超用電量懲罰系數，U1≥1。當月系統未調用上調服務時，以月度集中競價交易最高成交價（或者統一出清價）乘以懲罰系數結算超用電量。

?少用電量的結算價格=發電側下調服務電量的加權平均價×U2。

?U2為用戶側少用電量懲罰系數，U2≤1。當月系統未調用下調服務時，以月度集中競價交易最低成交價（或者統一出清價）乘以懲罰系數結算少用電量。

?根據超用電量或者少用電量的區間范圍，可設置分段的懲罰系數。

?當售電公司所有簽約用戶月度實際總用量偏離售電公司月度交易計劃時，售電公司承擔偏差電量電費。

發電企業偏差電量指發電企業因自身原因引起的超發或者少發電量，超發電量獲得售電費用，少發電量支付購電費用。

?超發電量結算價格=發電側下調服務電量的加權平均價×K1。

?K1為發電側超發電量懲罰系數，K1≤1。當月系統未調用下調服務時，以月度集中競價交易最低成交價（或者統一出清價）乘以懲罰系數結算超發電量。

?少發電量結算價格=發電側上調服務電量的加權平均價×K2。

?K2為發電側少發電量懲罰系數，K2≥1。當月系統未調用上調服務時，以月度集中競價交易最高成交價（或者統一出清價）乘以懲罰系數結算少發電量。

?根據超發電量或者少發電量的區間范圍，可設置分段的懲罰系數。

在發電企業實際上網電量基礎上，扣除各類合同電量、偏差電量后，視為發電企業的上下調電量。發電企業的上下調電量，按照其申報價格結算。

[1]電力用戶可為經法人單位授權的內部核算主體。

[2]處于調試期的機組，如果和其他機組共用計量點，按照機組調試期的發電量等比例拆分共用計量點的上網電量，確定調試期的上網電量。

[3]對風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，電網企業應確保項目所發電量全額上網，并按照可再生能源監測評價體系要求監測項目棄風、棄光狀況。如存在棄風棄光情況，將限發電量核定為可轉讓的優先發電計劃。經核定的優先發電計劃可在全國范圍內參加發電權交易（轉讓），交易價格由市場確定。鼓勵平價上網項目和低價上網項目通過綠證交易獲得合理收益補償。風電、光伏發電平價上網項目和低價上網項目，可按國家可再生能源綠色電力證書管理機制和政策獲得可交易的可再生能源綠色電力證書（以下簡稱綠證），通過出售綠證獲得收益。

[4]電力用戶擁有儲能，或者電力用戶參加特定時段的需求側響應，由此產生的偏差電量，由電力用戶自行承擔。

二、其他相關交易

1.綠色電力證書交易

（1）概況

“綠色電力證書”（亦稱可再生能源電力綠色證書，以下簡稱“綠證”）是指國家可再生能源信息管理中心按照國家能源局相關管理規定，依據可再生能源上網電量通過國家能源局可再生能源發電項目信息管理平臺向符合資格的可再生能源發電企業頒發的具有唯一代碼標識的電子憑證。認購參與人購買可再生能源綠證后，不得再次出售。綠證有效期暫定為一個考核年，在有效期內可以且僅可以出售一次，不得再次轉手出售，過期自動注銷。綠證作為記錄計量可再生能源電力的生產、實際消納和交易的載體，用于監測考核可再生能源電力配額指標完成情況。

可再生能源電力配額包括可再生能源電力總量配額（以下簡稱“總量配額”）和非水電可再生能源電力配額（以下簡稱“非水電配額”）。國務院能源主管部門根據各省（自治區、直轄市）可再生能源資源、國家能源規劃、跨省跨區輸電通道建設運行條件等因素按年度制定各省級行政區域可再生能源電力配額指標。對各省級行政區域規定的應達到的最低可再生能源比重指標為約束性指標，按超過約束性指標10%確定激勵性指標（2020年指標詳見附件6）。

對常規水電電量核發水電綠證，對非水電可再生能源電量核發非水電綠證。水電綠證隨水電交易自動轉移給購電方，僅用于總量配額考核；非水電綠證依托陸上風電、光伏發電企業（不含分布式光伏發電）所生產的可再生能源發電量發放，可用于非水配額考核和總量配額考核。北京、廣州電力交易中心以及各省級區域電力交易中心在國家可再生能源信息中心完成可再生能源電力證書交易登記注冊后，組織開展證書交易。

（2）配額的分配及落實方式

各省級人民政府承擔配額落實責任。各省級能源主管部門會同電力運行管理部門按年度組織制定本省級行政區域可再生能源電力配額實施方案（以下簡稱“配額實施方案”），報省級人民政府批準后實施。配額實施方案主要應包括：年度配額指標及配額分配、配額實施工作機制、配額履約方式、對配額義務主體的考核方式等。各省級行政區域配額實施方案對承擔配額義務主體設定的配額指標可以高于國務院能源主管部門向各本區域下達的可再生能源電力配額約束性指標。

承擔配額義務的市場主體可分為兩類。第一類為各類直接向電力用戶供電的電網企業、獨立售電公司、擁有配電網運營權的售電公司（以下簡稱“配售電公司”）；第二類為通過電力批發市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業。第一類承擔與其年售電量相對應的配額，第二類承擔與其用電量相對應的配額；擁有燃煤自備發電機組的企業承擔的配額指標應高于所在省級區域的配額指標（各省級人民政府應對行政區域內擁有自備電廠的工業企業提出消納可再生能源電量最低指標，并進行監督管理。自備電廠承擔的配額指標應高于所在區域指標，可通過與電網開展電力交易等方式完成。接入公共電網的自備電廠應接受統一調度，優先消納可再生能源）。

各承擔配額義務的市場主體以實際消納可再生能源電量為主要方式完成配額，也可通過兩種補充（替代）方式完成配額。第一，向超額完成年度配額的市場主體購買其超額消納的可再生能源電量，由雙方自主確定轉讓價格，已售出或已轉讓的消納量不再計入自身的消納量。第二，可自愿向電網企業認購綠證，綠證對應的可再生能源電量等量記為配額完成量。電網企業對于經營區域內各市場主體持有的綠證進行核算。未完成配額的市場主體，須通過向所在區域電網企業購買替代證書完成配額，電網企業出售替代證書形成的資金，用于補償經營區域可再生能源消納費用的支出。

對于未達到配額指標的省級行政區域[5]，國務院能源主管部門暫停下達或減少該區域化石能源電源建設規模、取消該區域申請示范項目資格、取消該區域國家按區域開展的能源類示范稱號等措施，按區域限批其新增高載能工業項目。對于未完成配額指標的市場主體，核減其下一年度市場交易電量，或取消其參與下一年度電力市場交易的資格。

（3）政策落實情況

綠證交易政策的初衷是促進清潔能源消納利用以及降低國家財政資金的直接補貼強度（發電企業通過綠證認購交易網已售出的綠證，由電網企業按綠證對應的電量核減應發的國家補貼）。

我國綠證發展自2017年7月1日起正式開展，目前仍處于第一階段，即自愿認購階段。因缺少強制力，第一階段中綠證發展較為緩慢，綠證核發量占可申請綠證量及綠證交易量占綠證核發量的比值均極低，體現了發電企業申請證書意愿和購買方認購意愿較差，導致設立綠證的政策初衷未能充分實現，風電和光伏發電企業收益除當地省級電網脫硫燃煤機組標桿電價外仍主要來源于補貼。

（4）未來發展

隨著《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》及其補充通知，自2021年1月1日起綠證交易將與可再生能源電力消納直接相關，綠證交易量將大幅提升，國家財政補貼壓力將大幅下降，發電企業可通過綠證交易快速便捷的獲取現金流，尤其是對資金較為緊張、融資成本較高的民營企業而言可謂天降甘霖。另外根據《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》及其補充通知，政府已研究將燃煤發電企業優先發電權、優先保障企業煤炭進口等與綠證掛鉤，為綠證市場交易規模的持續擴大保駕護航。

2.發電權交易

發電權交易（亦稱替代發電交易）是指發電企業將基數電量合同、優先發電合同等合同電量（合約電量），通過電力交易機構搭建的交易平臺，以雙邊協商、集中競價、掛牌等市場化方式向其他發電企業進行轉讓的交易行為。發電權交易原則上由大容量、高參數、環保機組替代低效、高污染火電機組及關停發電機組發電[7]，由水電、風電、光伏發電、核電等清潔能源發電機組替代低效、高污染火電機組發電，不應逆向替代。在水電、風電、光伏發電、核電等清潔能源消納空間有限的地區，鼓勵清潔能源發電機組間相互替代發電，通過進一步促進跨省跨區發電權交易等方式，加大清潔能源消納力度。發電權交易一般在省級電網范圍內進行。發電權交易可以通過雙邊交易方式或集中交易方式進行交易；受讓方上網電價=出讓方政府批復電價。

2015年11月9日，根據國家發展改革委和國家能源局關于同意云南省、貴州省開展電力體制改革綜合試點的復函（發改經體〔2015〕2604號），云南省正式獲批成為全國第一批電改綜合試點省份之一，隨后云南省在全國率先開展了電力市場化交易，形成了省內市場、西電東送增量市場、清潔能源市場三個交易市場，擁有直接交易、集中撮合交易、掛牌交易、發電權交易四種交易模式。云南率先開展發電權交易，一方面因豐水期水電交易電價與煤電相比有極大優勢，煤電與水電進行發電權交易可補充部分收益，另一方面因可實現水能充分合理利用。得益于云南的成功嘗試，新疆、廣西、山東、貴州等省（自治區）陸續已開展發電權交易。

中期來看，因基數電量分配與市場交易雙軌運行產生的發電權交易，在市場化的不斷推進和老舊機組（以火電為主）的不斷關停中必將成為歷史。但著眼目前，發電權交易仍可為成本控制能力略差（尤其是燃料成本）的電廠提供一定過渡期保護，其可通過向成本控制能力強、可實現規模效應的電廠轉讓發電指標獲得收益，避免“越發越虧”的情況出現（若上網電價-變動成本>發電權售價，發電企業將更傾向于執行基數電量或中長期交易電量；若上網電價-變動成本<發電權售價，發電企業將更傾向于出售發電權）。評級工作亟需對發電企業利用現行政策進行靈活經營安排合理評價。長期來看，未來隨著市場化程度的加深，發電權交易量逐漸萎縮，對于發電企業未能落實所簽訂購售電合同中約定電量而通過發電權交易進行轉讓的情況（可通過發電利用小時數進行佐證），應深入研究其發生原因。如因發電機組非正常停機等因素導致，評級結果應考慮發電企業在管理水平等方面的不足對其經營成果的不利影響。

[5]各省（區、市）內消納可再生能源電量包括本地區可再生能源發電量（不含抽水蓄能電量）。

[6]賣方未申領綠證、申領綠證未掛牌出售或協議轉讓，以及掛牌出售未售時，賣方仍可繼續享受國家可再生能源電價附加資金補貼。賣方出售綠證的行為，不影響賣方其他已經上網的電量和未來的上網電量繼續享受國家可再生能源電價附加資金補貼的權利。風電、光伏發電企業出售可再生能源綠色電力證書后，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼。

[7]納入國家小火電機組關停規劃并按期或提前關停的機組在規定期限內可依據國家有關規定享受發電量指標并進行發電權交易。

三、結論

1.電力市場交易形式逐步拓展、規模逐步擴大。

我國于2017年開始正式在全國范圍推行電力市場化交易，并在交易模式、交易參與方和交易量等方面逐步放開市場。如優先開展中長期電力交易到開展現貨電力交易試點、逐步開展集中式電力交易和分散式電力交易的探索與實踐、逐步放開推進全電源結構參與電力市場交易，推進富余新能源跨區域省間現貨交易、由電能量交易拓展至發電權交易、全面放開經營性電力用戶發用電計劃等，帶動了電量市場化交易總量的提升以及市場化電量在全社會用電量中占比的提高。根據已有政策導向，預估基數電量將逐步退出，其釋放量或將由中長期電力市場交易代替，并最終實現全電力市場化，電力系統將通過中長期電力市場交易實現維穩，通過電力現貨市場交易實現實時平衡。同時，全電力市場化也將對全電力系統實時調節性和整體穩定性提出更高要求，如發用電側自身供需預測的準確性、輔助服務及時性、信息技術系統可操作性及穩定性、電網輸配能力及穩定性等。

2.多電源結構電價逐步趨同，但整體或將承壓下行。

電力體制改革為了實現電力市場化，并由市場發現電力的商品屬性，最終以市場供需決定電量價格。就供給側而言，電力商品具有同質化特性，因此實質商品價值將呈現趨同趨勢。市場化交易主要為電能量的折價交易，且伴隨市場化交易電量規模的提高，電力行業整體電價承壓。可再生能源方面，由于成本下降以及補貼退出，整體電價呈逐年下降趨勢，目前推行的平價上網也將進一步壓低后續新增并網電站電價；煤電方面，前期為增發電量搶占市場存在一定惡性折價競爭導致火電讓利明顯，近年來，由于煤炭價格持續性高位震蕩，煤電市場競價呈現理性回歸趨勢；同時，預期長期處于偏低水平的水電電價或將有所提高。

3.配額制下實現綠證制度將緩解國家可再生能源補貼壓力，同時有利于發電企業現金回流。

2017年7月起我國開始實行綠證制度，但維持在自愿認購階段，實踐中發電企業申請證書意愿和購買方認購綠證意愿均較差，綠證實際交易量極低，特別是光伏的綠證價格明顯高于風電綠證價格，導致光伏綠證的成交量僅為風電綠證成交量的0.4%。2021年1月1日起，我國將實行強制性配額制下的綠證制度，綠證交易將與可再生能源電力消納直接相關，將大幅增加綠證成交量。一方面，綠證價格隨標桿電價結算，發電企業可通過綠證交易快速獲得現金回款；另一方面，綠證將抵扣可再生能源補貼，緩解國家補貼壓力。

4.電力行業評級考察維度多元化。

受我國電力行業發展的政策歷史影響，電力行業整體呈現重資產、高負債的特性，在占領市場、爭取原料和市場議價能力等方面均可體現發電企業規模優勢。因此，電力行業現行評級體系中，對發電企業的規模指標較為看重。但在電力市場化改革的不斷深化中，市場交易標的逐步多元化，電力企業盈利方式也呈現多元化。因此，未來電力行業企業評級過程中，宜在堅持考察受評企業裝機規模、機組構成、機組利用水平、燃料消耗等整體情況的基礎上，增加針對受評企業下屬各實際經營單位的裝機規模及類型、機組正常利用水平及實際利用水平、變動成本、上網電價、市場化交易簽訂及履約情況等情況詳細了解，以便對受評單位的盈利模式及能力、管理水平和經營靈活性等方面進行綜合評價。

附件1 政策依據（以時間先后排序）

附件2 截至2020年7月底電力現貨市場試點進程

附件3-1 風電重點地區最低保障收購年利用小時數核定表（單位：小時）

附件3-2 光伏發電重點地區最低保障收購年利用小時數核定表（單位：小時）

附件4 特高壓線路輸送可再生能源電量情況（單位：億千瓦時）

附件5 清潔能源消納目標完成情況

附件6 各省（區、市）2020年可再生能源電力消納責任權重（單位：%）