电力体制改革助推我国能源转型升级，其中输配电价改革是深化电力体制改革的重要一环，组建相对独立的电力交易机构是电力体制改革实践的重要步伐。自《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》及其配套文件发布以来，全国各地积极响应、主动作为，电力市场机制日渐活跃。

2016年6月28日，广东电力交易中心正式挂牌，致力于打造国内电力交易机构标杆。广东省作为全国首个允许售电公司参与竞争交易的省份，在相对完备的市场规则框架及售电公司积极参与下，2016年广东电力市场规模快速增长，市场活力有效激发，场内交易越发活跃，形成了以电网企业、发电企业、售电公司、电力用户为主体的多买多卖的市场结构，累计交易电量达439.6亿千瓦时。

广东省电力电量市场交易份额较大，参与交易的市场主体多，市场机制比较完善，机制的设计具有先行先试的作用，对于全国各省区开展市场交易具有强大的借鉴意义。

广东电力市场概况

2016年，广东电力市场以年度双边协商交易方式进行的，完成交易电量279.8亿千瓦时，平均价差-11.1厘/千瓦时；以月度交易进行的，完成交易电量近160亿千瓦时，平均价差-73厘/千瓦时。市场主体由38家发电企业、927家用户及50家售电公司组成。价格成交机制为价差对撮合方式。

在此前提下，2016年年底完成双边协商交易电量839亿千瓦时，实现平均价差-64厘/千瓦时。在月度集中竞争中，2月份完成交易电量12.99亿千瓦时，出清价差-145.50厘/千瓦时；3月份完成交易电量21.60亿千瓦时，出清价差-189.45厘/千瓦时，并在近期准备开展发电权转让交易。2017年市场主体由60家发电企业、2267家用户及256家售电公司组成，主体数量较2016年翻番，并持续增长。2017年价格成交机制较2016年作出相应调整：以月度竞争统一出清及发电权配对撮合方式同步进行。

2017年市场规则情况

2017年交易规则与2016年相比有较大变化，主要体现在以下六点：

一是月度交易价格机制变更为边际价格统一出清的方式。较2016年采用的价格对撮合、价差返还机制而言，价格信号更为清晰。

二是实现计划与市场的解耦。2016年采用市场电量全额结算，计划电量承担执行偏差；2017年，电量偏差通过偏差结算价格每月清算疏导，实现“月清月结”。

三是用户侧全电量参与市场。2016年交易规则不要求用户全电量参与交易，需求侧市场机制不健全。2017年，按照国家中长期交易规则等相关政策，引入偏差考核机制（±2%），强化用户的市场意识，提升需求侧管理能力。

四是加强信息披露。确定了发布市场需求、电网约束、检修计划等市场信息的时间节点和规范，包括市场评价指标、价格离散度指标分析，较2016年信息发布时间节点更为明确、信息细节更加完整。

五是增加市场竞争自由度。不再以人为的方式切割年度长协和月度市场的比例，将市场的选择权全部交给市场主体。2016年设定的双边协商和集中竞价的交易规模，要求30%进行竞争，2017年将选择权全部交给市场，实现市场化竞争跨越式发展。

六是一般用户由售电公司代理。既培育了零售市场，也使得“批发+零售”的市场层次更加清晰。

2017年广东电力市场运行分析

84%——2017年长协交易成交电量837亿千瓦时，约占年度市场交易总电量的84%。长协电量比例较高，有利于市场主体提前锁定部分收益，规避年内市场成交价格波动风险；同时部分签订长协比例较高的发电企业，月度集中竞争交易不必因电量考核指标影响报价策略，有利于电厂生产安排。

97%——售电公司成交电量占比97%。在2017年长协交易成交电量中，大用户占比30%，其余均为售电公司购买电量。新规则对市场专业化要求提高，如电量偏差考核力度加大，用户倾向于通过售电公司购电，有利于提升需求侧管理水平。

年度双边协商——相对于2016年年底月度竞争让利-30.0~-40.0厘/千瓦时的价格信号，考虑广东市场依然供大于求，2017年长协交易中，平均成交价差-64.0厘/千瓦时，反映出年度市场竞争较为充分。从成交结果来看，73%的交易电量集中在-60.0~-79.0厘/千瓦时之间，七成电量价格集中在平均价格附近，市场价格意愿集中。

月度集中竞争——2017年2~3月月度竞争采用边际价格统一出清、用户全电量的模式开展交易，交易成交电量分别为12.99亿千瓦时、21.6亿千瓦时，统一出清价差分别为-145.5厘/千瓦时、-189.45厘/千瓦时。降价幅度较大，主要出于以下三点原因：

一是月度竞争激烈。基于供大于求的形势，发电企业通过基数和长协锁定了大部电量，月度报价基本反映了变动成本。月度供需比在2左右，发电侧竞争偏激烈。

二是节能高效大机组占优势。60万千瓦及以上煤电机组、部分39万千瓦及以上燃气机组（澳洲气），月度成交电量分别占月度总竞价交易成交电量的七成，体现资源优化配置原则。经粗略成本测算，上述机组月度成本基本持平或略有盈余。

三是综合供需双方价格。综合考虑月度和长协的量和价，折合至全市场电量的平均价差分别为-81.9厘/千瓦时、-97.0厘/千瓦时。综合考虑基数、月度和长协的量和价，折合至全电量的平均价差分别为-29.0厘/千瓦时、-39.0厘/千瓦时。

四是80%以上用户采取报零价策略。统一出清模式下，允许采用跟随市场价格的保守策略；需求侧售电公司占主导，月度出清价格高，虽降价幅度大，但考核力度相对更大，售电公司下探边际意愿不强。

五是大用户的下探边际意愿较强。少数大用户自认为能够把握生产用电规律、预测准确，不会被偏差考核，下探边际意愿较强。

偏差考核总体情况——2月全市场计划用电量60.6亿千瓦时，实际用电量62.1亿千瓦时。售电公司、大用户用电预测准确率最高99.8%，最低25%，平均89.1%。偏差±2%以内，免于考核的18家，占比19%。参与交易的售电公司和大用户95家，有77家被偏差考核，偏差考核费用合计0.62亿元。按成交价并计及偏差考核结算，用电侧整体盈利77家，亏损18家。

总市场电量偏差率为2.4%，体现了售电公司有一定的需求侧管理和预测能力，偏差率好于预期。其中占比42%的售电公司，偏差在±5%以内，代理电量占比72%，考核费用仅占20%。说明代理电量多的售电公司，整体用电偏差低，体现了售电公司的规模效应。据统计，共14家售电公司采用实时用电负荷监控和能耗管理等手段，代理电量占比71.5%，平均偏差率1.4%，显著优于平均水平。部分大型售电公司通过与代理用户签订“以电定产”合约，初步实现需求侧管理。

总体而言，电量考核为有能力的售电公司发展带来机遇。不具备技术及管理能力的小型售电公司，市场空间较小。售电公司为企业带来优质的综合用能服务，符合国家售电侧改革方向。

市场建设成效

初步构建了市场交易工作体系，包括工作机制、市场模式、制度规范，以及技术系统。

在工作机制方面：调度机构衔接层面，与多个省级及以上调度机构建立职责清晰、协同合作、运转高效的工作机制；交易中心与政府部门衔接层面，建立与相关政府部门定期汇报的联络机制；交易中心层面，梳理年度双边协商、月度集中竞争等交易品种的业务流程，形成市场策划、交易组织、交易结算、市场管理等业务规范，建立分工明确、协作规范、运作高效的内部工作机制。

在市场模式构建中：交易品种方面，构建双边协商、集中竞争、发电权交易的电能量交易市场，适应改革初期需要，基本形成了竞争充分、多买多卖的市场格局；价格机制方面，年度采用双边协商价格，基本反映了发电企业年度的综合成本；月度采用统一出清价格，基本反映了月度变动成本；交易结算方面，建立统一的结算规范，统筹广东、广州、深圳电网并行结算，打通结算数据通道；统筹批发、零售市场同步结算，防范了市场资金风险。

在制度规范方面：贯彻国家层面、省政府层面相关改革配套文件，交易中心拟订了相应的交易细则、业务指导书、表单等制度文件进行衔接。

在技术系统层面：一是实现交易全过程信息化运作，实现了包含市场管理、交易组织、结算分析、信息发布在内的交易全过程网络化、信息化运作，有效降低交易成本，提高市场透明度，提高市场服务水平；二是建立交易系统建设、运行和维护的管理机制，严把系统需求分析、开发建设和运行测试的关口，确保系统建设质量，交易系统无差错；三是保障交易系统信息安全，以加密技术等措施确保敏感信息安全。以系统备用等措施确保系统安全；四是技术平台友好开放，与调度、营销、计量等系统互联互通，系统运行稳定，用户使用体验友好、便捷。

落实供给侧改革要求，释放改革红利。一是响应国家供给侧结构性改革要求，推进发电合同电量转让市场建设，利用市场机制推动实现共26万千瓦高能耗机组主动关停，促进了发电侧产能优化调整。二是通过市场化交易，有效降低用电成本。优先将产业转移园区用户纳入市场，有效促进粤东西北地区产业转型发展。三是多措并举促进节能减排。实施市场电量上限与煤耗挂钩、竞争交易能耗低者优先、煤耗由高到低进行合约转让等举措。

构筑多元市场结构，创新行业业态。广东市场交易运转流畅，市场形成了发、售、用、电网的多元结构。改变了垂直一体化的购销模式，形成了多买多卖的格局。绝大多数电力用户选择向售电公司购电，提升了专业化水平，平衡了供需双方市场话语权，提升了市场效率和用户用能水平。

工作路径展望

加强交易品种研发和前瞻性研究。一是制定市场发展规划，明确市场发展路径；二是积极研发新交易品种，探索辅助服务市场建设；三是做好日前现货市场、输配电价实施市场价格机制的研究，明确相关技术路线和建设实施方案。

建设开发、可靠、高效的电力交易系统。一是根据发展路径、规划，建设完善交易系统；二是加强信息安全防护体系建设，提升信息化管理水平。

建立市场预测工作机制，提升市场预测分析能力。一是加强宏观经济形势、重大政策、气候等因素对用电需求的影响分析，把握需求总体趋势；二是开展行业用电需求调查分析，及时掌握需求动态；三是开展年度、月度需求分析研究，提升市场预测准确率；四是建立预测分析工作闭环机制，开展市场电量分析预测功能模块建设。

加强交易安全风险防控。一是开展交易安全风险辨识和评估，梳理风险点，编制风险库；二是制定交易风险管控措施，明确到位标准，跟踪检查落实；三是重点构建电力交易法律风险防范机制，确保市场依法依规运行。

加强信息披露。进一步加强市场信息披露，修编完善信息披露管理办法，完善系统平台相关功能建设。规范、全面地披露市场信息。

开展电力交易市场诚信建设。一是重点建立售电公司信用保证机制，2017年底出台售电公司信用保证相关制度；二是开展市场主体信用评价，建立市场主体信用评价和惩戒机制。