新型电力市场结算关系与传导体系介绍

营销事业部2025年3月5日 01电力市场与电价体系改革02甘肃电力市场模式下的价格体系03市场主体的电费账单构成04发用结算成分与对应关系05新能源上网电价机制改革研学 目录 Contents 电力市场与电价体系改革 自2015年中发9号文印发以来，我宝电力市场化改革持续深化经过多年的努力，电力市场建设取得积极成效，形成了覆盖省间省内覆盖多时间尺度和多交易品种的全市场结构体系，有效承接发用电计划放开，有力促进能源资源大范围优化配置。2024年是我省电力市场运行体系建立完整的第一年，是在我省电力市场建设历程中具有标志性意义的一年。 电力市场与电价体系改革 （一）电力市场体系改革 第三阶段 第二阶段 第四阶段 第一阶段 2002年国务院出台电力体制改范方素5号文拉开了电力市场化改革的序非，技脂厂两分并，主辅分离、情配分开、竞价上网的床则,持原因素电力公间一分为于一晟立南票电网：雨方电网两东电岗公司轴华能，大唐，国电、华电：中电投五家发电集团和四家辅业集团公司为发电创市场，从而塑适了市场主体， 2015年新一能电改启动，标志性文伴量关于进一步保化电力体制改革的者干意见（9号文】主要内客有输配电价核定以及量配网市培和售电市场放开提出在全病范围内紊步形成竞争充分，并放有序，生康爱展的市场体系。 2021年10月12日，员家发改委正式出台关于进一品深化姆媒发他上网电价市场化改幸的通（1439号文），有序推动燃媒发电电量全部进入电力市场，将市场交易电销上下率动范图，由分就不超过10%15%调整为原则上均不超过20%，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮205的限划， 2022年1月29日国家发改委和能源局联合出自了重关于加快随设全国综一电力市场体需的指导意见?（发改体改2022118号）出到2025年全图纯一电力市场体系初步建成。到2030年全国统一电力市场件系基本建欣。 电力市场与电价体系改革 （一）电力市场体系改革 口市场体系建设：我省电力市场已形成空间上覆盖省间、省内，时间上覆盖中长期，现货，品种上覆盖电能量、辅助服务的全范围、全周期、全品种市场体系口电能量市场方面：省间中长期交易已实现连续运营，省内中长期连续运营稳步推进，现货市场建设取得积极成效。口其他方面：辅助服务市场体系不断完善，容量价格机制积极探索，绿电绿证交易取得突破 电力市场与电价体系改革 （二）电价体系改革 1.2015年之前：发用电价格由政府核定，输配电价缺位 2002-2014,国务院《电力体制改革方案》（国发【2002]5号】 上网电价改革一引入竞争、市场定价， 上网电价从政府定价向全面市场定价过渡。分阶段实施：①厂网分开、有限竞争一厂一价转变为标杆电价：②由有限竞争向全面竞争过渡，竞价电量比重逐步增大：③上网电价全面竞争阶段上网电价全部由中长期、现货市场形成。成效：一是实现厂网分开、主辅分离：二是燃煤 机组上网电价由事后定价改为事前核定标杆电价：并推广到风电、光伏等领域，显著提升了投资效率。 电力市场与电价体系改革 （二）电价体系改革 2.2015年：发用电价格开始放开，输配电价单独核定 输配电价改革一政府监管、独立定价新一轮电改时期，核心是输配电价改革和降低 用能成本，提出要“管住中间、放开两头”明确输配电价单独核定并推动发售环节电价由政府定价向市场定价转变。 成效：一是形成跨区专项输电工程、区域电网、省级电网、地方电网和增量配电网的定价办法，形成了完整的输配电价体系。二是有序放开发用电价格，市场形成价格比例快速提升。 电力市场与电价体系改革 （二）电价体系改革 3.2021年：煤电工商业用户全面实行市场定价 2021-2022，国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格【2021】1439号） 销售电价改革一政府监管、市场定价改革方向！给与用户充分选择权的基础上价格 由市场决定 分阶段实施步骤：①优化电价结构，使用户电价基本反映供电成本，建立与上网电价联动机制②划分用户类别，充许用户直接向发电企业购电③推进售电市场全面开放，销售电价在政府监管下基本由市场形成。成效：一是中长期、现货用户直接向发电企业 购电：二是电网企业代理公司用户购电 电力市场与电价体系改革 （二）电价体系改革 4.2023年：第三监管周期输配电价核定，对部分细节做了调整，线损和系统运行费用单列 2023-2025，国家发改委《关于第三监管周期省级电网辅配电价及有关事项的通知》（发改价格[2023】526号） 输配电价改革一准许成本，合理收益，上网电价从政府定价向全面市场定价过渡 改革特点：①正向核定分电压等级输配电价：②首次单列上网环节线损费用：③首次增设系统运行费用：④首次分电压等级核定容（需）量电价：③首次建立负荷率激励约束机制。成效一是全新的电价机制，更有利于推动“管住中 间，放开两头“实施：二是进一步还原线损的电力商品属性：三是有利于电力系统调节成本显性化：四是更加科学反应输配成本的同时，激励引导科学合理用电 电力市场与电价体系改革 （三）现行电价机制及构成方式 电是一种特殊的商品，电价是电力商品的价值体现，社会公众传统普遍理解的电价是用户承担的电价，也称销售电价，也曾被误认都是电网公司收取的，但实质上它有清晰构成，而且绝大部分是电网公司代收代付的具体由上网电价、线损费用系统运行费、输配电价政府性基金等组成，其中上网电价，线损费用、系统运行费等都属于上网环节电价，占比约70%，由电网公司代收转付发电企业：输配电价属于电网公司收入，占比约25%政府性基金属于国家非税收入占比约5%，由电网公司代征代缴财政。 电力市场与电价体系改革 现行电价机制及构成方式 区分市场化和非市场化电量，分别执行市场竞价和政府定价，具体到各电源类型存在差异。反映的是电能的生产成本，由电力市场机制形成，是由发电企业和用户通过交易确定，电网企业只是代收转付，没有任何利益分配。 上网电价 电力市场与电价体系改革 （三）现行电价机制及构成方式 纳入中央定价目录管理，由国家发改委基于输配电资产和成本、新增投资、电量等关键要素，按照“准许成本加合理收益原则核定，并严格监管。各省不得自行调整输配电价， 输配电价 输配电价分电压等级核定：接入不同电压等级的用户/负荷，其每度电应该支付的输配电费都不同例如： 接入电网的电压等级越低，输配电费部分越贵 大用户A输配电费应包括A+B+C的电网成本，比如0.1元/度小用户B的输配电费应包括A+B+C+D+E+F的电网成本，比如0.15元/度 电力市场与电价体系改革 (三)现行电价机制及构成方式 在三年核价周期内，由于实际用电量与预估电量通常存在偏差，电网企业的实际输配收入与核定输配收入存在差额。差额部分原则上计入下一监管周期进行统筹处理。因此，在计算未来三年输配电价时，需要考虑上一周期的损益或盈余。 输配电价 电力市场与电价体系改革 （三）现行电价机制及构成方式 电能从发电企业传输到用户侧产生的损耗电费，按照实际购电上网电价和国家公布的上网环节综合线损率计算，实际执行中产生的线损损益向全体工商业用户分摊或分享。 线损费用 线损费用在前两个输配电价核定周期都是包括在输配电费之内，2023年第三个输配电价核定周期开始，列为电价构成中的独立项上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算， 线损折价=上网电价×综合线损率（1-综合线损率） 电力市场与电价体系改革 (三现行电价机制及构成方式 国家发改委2023年首次设立的电力系统公共费用类别，用于向电力用户疏导分摊电力系统调节成本和公共服务成本。目前主要包括：辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、煤电容量电费、居民衣业新增损益（因上网电价变动形成）等。 系统运行费 电力市场与电价体系改革 （三）现行电价机制及构成方式 包括可再生能源电价附加、国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持资金、地方库区移民后期扶持基金，是国家非税收入，由电网企业代征，并上缴财政，国家明令不得减免目前，我省工商业用户政府性基金及附加收费标准为2.2925分/干瓦时。 政府性基金及附加 电力市场与电价体系改革 （三）现行电价机制及构成方式 居民农业电价 执行政府制定的目录电价标准，由低价电源优先予以保障，理论应执行电价与目录电价之间的差额，作为交叉补贴按月由全体工商业用户分摊或分享。 工商业用户电价 通过自主参与交易或电网代理购电方式形成“可涨可跌”的市场化价格，按照前述电价构成顺加形成；同时以用电容量为边界，分别执行“两部制”（电量电价+容量电价）和“单一制”电价（仅电量电价）机制。 电力市场模式下的价格体系 电力市场模式下的发电侧价格体系 （一中长期市场发电概价格构成 口风电光伏发电企业年度保障收购电型按照政府批复的价格或者价格机制进行结算，超出年度保障收购电量的部分通过市场交易方式消纳并按照市场交易价格结算。口低价保供电源按照据实结算的原则执行，口参与现货市场交易的市场主体按照现货市场规则进行结算，因中长期电量未完全覆盖或省间交累据实结算产生的偏差，按照发电侧当月现货实时市场加权平均价结算。口未参与现货市场的发电企业，省内中长期交易电量结算按照“照付不议、偏差结算“的原则执行中长期分时段合约电量按照签订的合同进行结算。超发、少发电量按照发电侧当月现货实时市场加权平均价结算。 口省间中长期交易电量据实结算产生的信偏差执行贵任偏差处理机制，偏差责任净费用由参与该笔交易的市场主体按照交易结果等比例分摊或分享 口新能源特许权、扶贫、示范性平价项目偏差电量按照燃煤火电基准电价结算，配套新能源偏差电量按照三方签署的长期送受电合作协议价格执行。 电力市场模式下的发电侧价格体系 （二）现货市场发电侧价格构成 电能量电费： 火电、新能源等同时参与日前、实时市场结算的经营主体，电能量电费等于中长期合约电费（中长期合约电费等于中长期合约电量电费与中长期合约阻塞电费之和）、日前电能量电费和实时电能量电费之和。 水电等仅参与实时市场结算的经营主体：电能量电费等于中长期合约电费与实时电能量电费之和电网侧储能根据是否参与日前市场，参照其他电源规定开展结算。>不参与日前、实时市场结算的市场化经营主体：电能量电费等于中长期合约电量电费与月度偏差电量电费之和，调平电量包括因中长期合同分解、执行、省间交易据实结算等过程中产生的偏差电量，按照当月现货实时市场月度均价结算， 电力市场模式下的发电侧价格体系 （二）现货市场发电侧价格构成 省间双规制资金！ 由于月内开展的各类省间交易未清分至各类经营主体，省外按省间交易价格结算，在省内按现货市场价格结算，两者产生的费用偏差即为省间双轨制资金。省间外送双轨制资金由参与日清分的发电侧经营主体按照月度实际上网电量比例分摊。省间外购双轨制资金由参与省内电力电量平衡的发、用两侧市场化经营主体（合电网企业代理购电工商业用户）按照发电侧上网电量和用户侧全部市场化用户（含电网企业代理购电工商业用户）用电量比例同承担。 短期外送补偿： 短期外送补偿费用等于短期交易外送和波动偏差对应的日清分电费累加值与短期外送和波动偏差电费的差值。 直流配套电源清算 》直流配套电源以长协价格开展月度结算，与省内现货市场结算时间维度不一致，产生的偏差费用。由该直流配套新能源按照实际上网电量等比例分摊或分享 电力市场模式下的发电侧价格体系 （三）现货市场发电侧价格构成 结算模式双轨制资金： >定义：参与现货市场日清分的经营主体按照96点分时参与现货市场日前、实时双偏差结算，未参与现货市场的日清分经营主体按照中长期合同照付不议，月度偏差电量按照现货市场月度均价结算，由于结算模式不一致产生的购售差额费用，“总对总”的方式计算结算模式不一致差额费用>疏导原则：结算模式不一致差额费用由未参与现货市场日清分的经营主体按照发/用电量比例分摊