一、中国电力市场构成

1、发展历程

（来源：微信公众号“联合资信” 作者：黄露 王宇飞）

2002年，国务院印发《电力体制改革方案》，我国开始对电力工业进行市场化改革。经过十余年的逐步推进，市场化改革取得了较大进展，电力市场主体日趋多元，但仍存在一定突出问题：（1）交易机制缺失、市场化定价机制尚未完全形成，造成了市场资源配置的决定性作用难以发挥，节能环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生；（2）电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后于成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。2015年，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》及相关配套文件，标志着我国电力市场以“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场，在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系”为目标向成熟市场化迈进。

2016年12月29日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》通知，计划即日起在全国范围内开展电力中长期市场交易。2017年8月28日，国家发改委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为批电力现货市场建设试点。目前，全国8个电力现货市场建设试点已全部启动包括单日、多日、周、双周、整月甚至多月的结算试运行工作（现货电力交易试点进展详见附件2）。

截至目前，我国电力市场交易主要包括电力中长期交易和电力现货交易，并已适度开展调频、调峰、备用等辅助服务交易以及发电权交易、可再生能源电力绿色证书交易等其他相关交易。

根据中电联统计数据，2017－2019年，中国电力市场交易（含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量）分别为16327.3亿千瓦时、20654.0亿千瓦时和28106.9亿千瓦时，年均复合增长31.2%，占全社会用电量的比重由25.9%提升至38.9%。

2、 电力市场构成要素

（1）市场成员

市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户[1]、储能企业等。

发电企业包括持有燃煤、燃气、水力、风力、光伏等各类发电机组的企业。点对网专线输电的发电机组（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）视同为受电地区发电机组，纳入受电地区电力电量平衡，根据受电地区发电计划放开情况参与受电地区电力市场化。

电力交易机构包括地区电力交易中心和区域电力交易中心两类，我国已建成32个地区电力交易中心和2个区域电力交易中心（北京电力交易中心和广州电力交易中心）。电力交易中心主要为电网公司与当地主要发电企业、用电单位联合成立，目前电力交易中心均由电网公司控股，例如：山西电力交易中心有限公司是由国网山西省电力公司持有70%股权，华能国际电力股份有限公司、国家能源集团华北电力有限公司、太原钢铁（集团）有限公司、晋能电力集团有限公司、大唐山西发电有限公司和晋能控股山西电力股份有限公司各持有5%股权；广东电力交易中心有限责任公司是广东电网有限责任公司持有70%股权，广东省能源集团有限公司、华润电力（广东）销售有限公司、中国广核集团有限公司、广州发展集团股份有限公司和深圳能源集团股份有限公司各持有5%股权；首都电力交易中心有限公司为国网北京市电力公司独资企业。

根据《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（发改体改〔2020〕234号）的要求，2020年底前电网企业持股比例将降至50%以下，根据目前进展情况，电力交易机构独立性改革完成或将晚于预期。另外，例如中国南方电网有限责任公司已构建了南方区域统一电力交易平台，以进行跨区跨省电力交易，2020年9月贵州电力交易中心有限责任公司成为平台试点单位。

电力调度机构主要为电网公司成立的分公司或内部非法人单位，例如广东电网有限责任公司电力调度控制中心为广东电网有限责任公司的分公司。

（2）交易品种及交易方式

电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，灵活开展发电权交易、合同转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。电力现货市场交易现阶段主要开展电能量交易、调频服务和备用服务等。电力市场交易以电能量直接交易为主，2019年全国各电力交易中心组织开展的各类交易电量合计28344亿千瓦时。其中，电力直接交易（含省内及省间交易）21771.2亿千瓦时，占76.8%；发电权交易（含省内及省间交易）2749.8亿千瓦时，占9.7%。

根据交易标的物执行周期不同，中长期电能量交易包括年度（多年）电量交易、月度电量交易、月内（多日）电量交易等针对不同交割周期的电量交易。现货电力交易包括日前电量交易、日内电量交易和实时电量交易。

年度（多年）交易的标的物为次年（多年）的电量（或者年度分时电量）。年度（多年）交易可通过双边协商或者集中交易的方式开展。对于年度交易，应当在年度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划，按照不低于关键通道可用输电容量的80%下达交易限额。

月度交易的标的物为次月电量（或者月度分时电量），条件具备的地区可组织开展针对年度内剩余月份的月度电量（或者月度分时电量）交易。月度交易可通过双边协商或者集中交易的方式开展。对于月度交易，应当在月度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划和发电设备利用率，按照不低于关键通道可用输电容量的90%下达交易限额；发电设备利用率应当结合调峰调频需求制定，并向市场主体公开设备利用率。

月内（多日）交易的标的物为月内剩余天数或者特定天数的电量（或者分时电量）。月内交易主要以集中交易方式开展。对于月度内的交易，参考月度交易的限额制定方法，按照不低于关键通道可用输电容量的95%下达交易限额。

日前交易的标的物为次日电量，日内交易的标的物为当日未来数小时的电量，实时交易的标的物为当日未来15分钟至2小时（时间可设置）的电量，均可通过双边协商或者集中交易的方式开展。电力现货交易规模主要受到机组约束、系统平衡约束和网络约束等限制。其中，机组约束包括机组（机组群）可调出力约束、机组爬坡速率约束、机组小启停时间约束、机组大启停次数约束、机组启停出力曲线约束、固定计划约束、电量约束、区域小开机台数约束、机组（机组群）备用约束，机组（机组群）正负旋转备用和AGC备用设置约束、机组启停磨约束、水电机组振动区约束和环保排放限值约束等；系统平衡约束包括功率平衡约束、系统备用约束、分区备用约束和区域必开容量约束等；网络约束包括断面限额约束、单元件热稳极限约束和关键输电元件N-1、预想故障集约束等；其他约束主要为燃料约束和环保约束等。

整体看，中长期电力交易偏重于电力系统的整体长期稳健性，电力现货交易偏重于在整体电力系统稳健的基础上发挥实时调节作用，并能更好的发现电力商品属性，实现市场化定价。