摘要：指出了现阶段建设与现货市场相配套的电力零售市场是电力用户参与市场化交易的主要途径，也是建立完善的电力市场体系架构、还原电力商品属性、推动能源互联网建设的重要基础。介绍了国外成熟电力零售市场的建设经验，分析了现货模式下零售市场的业务构成和电力零售市场建设的关键问题，从零售市场交易方式、零售电价的形成机制、零售结算、保底服务机制和零售市场秩序管理等5个关键方面，结合我国现阶段电力现货市场建设试点情况，论述了电力零售市场的设计中所要面临的问题，并给出了符合改革政策纲领、尊重电力市场发展客观规律的解决方案。

（来源：电网技术 作者：寇岩 刘宇明 郭亮）

0 引言

现阶段，我国电力市场建设处于以省级电力市场为主体的发展时期。2017年8月，国家发展改革委下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，明确加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。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个地区作为第一批试点。2020年，各试点地区均已开展结算试运行，但在批发市场机制逐渐完善的过程中，在零售侧普遍存在以下市场问题：1）批发与零售价格不能衔接，现货市场的优化所产生的红利无法传导至终端用户；2）售电公司没有掌握用户用电曲线的有效手段，因此而面临较大的市场风险；3）零售合同签订均在场外执行，缺少市场监管，且市场效率低下；4）大多数零售合同为中长期模式下签订的长期合同，难以适应于现货市场。

一个有效的电力零售市场将有益于电力批发市场的运营，增加电力负荷对市场价格的响应程度，对于用电侧参与市场、完善电力市场体系、建立市场化价格形成机制、还原电力商品属性具有重要意义[1-2]。

1 国外电力零售市场建设经验

1.1 美国得州电力零售市场

美国电力零售改革由各州主导，基本模式是配售分开。美国得州电力零售市场于2002年1月正式运行，经过近20年的发展，目前已拥有约200家售电公司，600万居民用户、100万商业用户和4000工业用户，竞争性售电总负荷占该州总负荷的75%。在电力零售市场运营方面，得州公用事业管理委员会(Public Utility Commission of Texas，PUCT)创建了售电平台“淘电网”。在淘电网上，居民用户只需输入自己的住址邮编，就可以查询到多个售电公司提供的不同售电套餐，得州电力零售市场的定价模式分为3类：固定费率、可变费率及指数费率。按照2016年底的大数据统计分析，固定费率类套餐最受消费者青睐，被选择占比87%；其次是可变费率类，占比11%；市场费率类最少，占比2%[3-8]。

1.2 英国电力零售市场

自1989年起，英国先后经历了电力库模式、新电力交易制度(New Electricity Trading Arrangements，NETA)模式、英国电力交易与电力输送制度(British Electricity Trading and Transmission Arrangements，BETTA)模式和低碳化改革模式4次变革，市场交易机制和监督机制逐渐健全，电力零售市场逐步放开。目前，在英国电力零售市场中，除了标准的单位电价外，部分安装了分时电价电表的用户还可以选择Economy 7或者Economy 10等分时电价套餐。Economy 7的分时电价仍是峰谷电价，即白天电价高，晚上电价低。套餐名称里的数字7和10，代表了以小时为单位波谷时间长度。英国电力零售市场中的消费者用电账单也颇具特色，能够真实反映电力供应商在其职能的各个环节中的表现，批发成本反映了发电侧成本，网络成本反映了输送侧成本，税前利润反映了电力供应商在电力零售市场中与消费者签订合约所制定的收费方法所带来的盈利度。

作为零售市场改革先驱的英国市场，至今也仍然存在一些弊端，包括过于复杂和多样化的收费机制、少部分电力供应商违约操作等，需要通过进一步改革来解决[9-11]。

1.3 澳大利亚电力零售市场

澳大利亚电力零售市场主体仅有电力零售商和电力用户，输配服务商仅承担运输费用。零售市场价格由批发价格、输送过网费、零售公司服务费以及政府基金组成，所有费用由零售商统一收缴，并向发电企业和输送公司支付批发价格和过网费。用户可随时在澳大利亚官方平台上选择或切换零售公司和零售套餐。

澳大利亚电力零售市场具有完善的零售套餐机制，零售商可根据用户个性化需要，向用户提供多样化的用电套餐，并以零售合同形式供用户选择。在签订零售合同后，零售公司还可为电力用户提供额外服务，比如节能指导、代理用户分布式电源并网业务、改善客户体验等，为用户提供全方位用能服务。澳大利亚零售公司正在逐步向多元化综合能源服务商的方向发展，除了传统的零售代理，还可以通过非价格激励、智能电表创新激励和社会责任激励等方式获取市场份额，用户提供的服务质量和客户反馈则是衡量市场运营状况和零售公司表现的重要指标[12-13]。

1.4 芬兰电力零售市场

芬兰于1995年开始电力工业去管制化改革，1998年实现了对所有用户开放电力零售市场，并在2014年底提出创建一个中心化的信息交换系统Datahub，该系统于2019年投入运行。零售公司或配电运营商(distribution system operator，DSO)创建新零售合同或进行合同修改时，请求首先被报告至Datahub，Datahub将信息发送至相关方。每一个计量点只能有一个零售合同，当新的零售合同生成时，Datahub会自动终止旧的合同，并通知相应的零售公司[14-15]。

1.5 国外电力零售市场建设经验小结

从国外电力零售市场建设的经验来看，美国得州由官方建立售电平台的模式，有利于打破信息不对称，保障用户的选择权，促进市场竞争，比较适合应用于国内电力零售市场。计量装置改造是零售市场建设中的一项基础性工作，但并非所有零售用户均完成了计量装置改造。零售市场中除了电能量交易，还存在多种形式的增值服务交易。

2 电力零售市场主要业务构成

2.1 零售市场交易主体

现阶段国内电力零售市场的交易主体主要是售电公司和电力用户，二者间的交易方式主要为双边形式。目前我国售电公司大部分无配电网经营权，主要盈利模式为代理用户参与电能量市场交易，赚取购销价差收益，仅有少数售电公司已尝试开展增值服务业务。有配电网经营权的售电公司的盈利方式除代理用户参与电能量市场交易外，还向用户提供供电服务业务。

2.2 零售市场交易流程

零售市场交易流程主要包括零售合同签订、售电公司代理购电、零售结算等。虽然整个流程相对简单清晰，但涉及市场主体数量远大于批发市场，为了提高市场效率，建议整个过程在集中的电力交易平台以电子化形式开展，以“批发+零售”的市场模式由交易机构统一进行市场运营。

2.3 零售市场与批发市场的衔接

电力零售市场需要以成熟的电力批发市场为基础。在仅有年度、月度中长期交易的市场中，零售市场交易颗粒度一般到自然月，定价机制可以相对简单。随着中长期交易灵活性的提高和现货市场建设的不断深化，零售市场的交易标的需要更小的颗粒度，价格机制需要更加灵活。

由于电力零售市场中没有发电侧主体，因此无法形成独立的电能量市场，售电公司需要参与批发市场交易，为其用户购买足够的电力。对于无配电网经营权的售电公司，交易的电力由发电端经电网直接传送至终端零售用户，售电公司不参与供电过程。

从价格上来看，一方面用户通过零售市场将需求反映至批发市场；另一方面，批发市场以带曲线的中长期市场与现货市场相衔接，市场的分时电能量价格，将通过零售市场向用户端传导，用户侧对市场价格的响应也将对引起供需形势的变化[16-17]。

从结算看，售电公司的市场交易收益为零售市场的售电费用与批发市场的购电费用之差。零售用户与发电主体间不产生直接的结算关系，不同的零售用户间将产生一定的交叉补贴，这取决于售电公司的零售定价机制。

3 现货模式下零售市场建设思路

3.1 零售市场交易方式

电力零售市场主要有交易所场内交易和场外交易(over-the-er-trading，OTC)两种方式。场内交易通常偏向于标准化，交易更加透明，更便于监管，而场外交易则更加灵活。就国外经验来看，大工业用户普遍采用场外交易的模式，与售电公司在线下签订零售合同；用电量较小的用户，主要通过选择零售套餐在线购买电力。

从保障市场效率、维护市场公平、与现货市场有效衔接等方面出发，市场运营机构需要建立统一的零售交易平台和规范的零售交易流程，引入场外双边交易和场内零售套餐两种交易方式，实现零售合同签订、零售结算等业务的线上办理，提升零售交易的规范性、透明度和市场效率。

场外双边交易注重信息对称基础上的交易私密性，主要针对售电公司与大用户间的零售交易。场内零售交易注重效率和透明，可采用由售电公司在零售市场交易平台制定并公开发布零售套餐，电力用户自由选择的交易方式。同时开发套餐交易监测系统，但应允许售电公司设置适用用户的条件，例如年(月)用电量、行业类别、电压等级等。

为解决长期签订的零售合同解约难的问题，建议一是将合同签订的最短期限缩短至月；二是在合同条款中作出要求，明确在双方无法就解约达成一致时，一方可通过支付一定解约金的方式强制解约。

3.2 零售电价的形成机制

零售电价的形成机制主要包括电能量价格机制和电量偏差处理机制等。

3.2.1 电能量价格机制

电能量价格机制是零售交易的核心问题，可以从不同维度对定价机制进行分类，满足现货模式下灵活的零售定价需求，实现批发和零售市场的价格机制衔接。按照价格是否变化可以将定价机制分为3类，即静态定价、动态定价、混合定价。其中静态定价可以设计固定类、阶梯类等价格机制；动态定价机制主要以现货市场价格为参考；混合定价为前两者的混合，即其中一部分电量执行静态定价，其余电量执行动态定价。3类定价机制均可按颗粒度的不同选择按照分时价格或月度(日)价格来进行定价[18-20]。

1）静态定价类。

静态定价能够给予用户稳定的预期，比较典型的有固定价格类、阶梯价格类等。此类套餐比较适合与用电弹性不大的用户，能够保障较为平稳的用电价格。售电公司在签订静态定价类套餐后，承担了批发市场价格波动的风险。

现货市场模式下，固定价格套餐也可以根据时段不同，设置不同的价格。例如：

① 全周期固定价格。所有交易日、所有时段均执行相同的零售价格，“一口价”形式，比较简单，用户容易接受。

② 分时段固定价格。所有交易日统一划分为n(2≤n≤24)个时段，每个时段内执行相同的零售价格，此种定价方式能够起到峰谷电价机制的作用。

③ 分月分时段固定价格。时间按月度划分为m(2≤m≤12)个分月段，再将每个交易日统一划分为n(2≤n≤24)个时段，每个月段中的每个时段执行相同的零售价格，适用于批发市场价格随季节变动较大的地区。

2）动态定价类。

动态定价可以在现货市场的价格为基准进行浮动(以中长期为基准浮动可能会使售电公司失去在中长期双边交易中获取低价的积极性)。在市场初期基准价格可先按现货价格月度算术平均值执行，降低风险，市场成熟后可以分时价格作为基准。

① 以现货市场用户侧实时结算价格月度算术平均值作为基准价格，由售电公司设置价格调整系数，计算公式为

上述两种定价方式下，将现货价格向零售端直接传导。适合于负荷弹性大的电力用户，如果批发市场价格能够形成较大且较为稳定的峰谷价差，此类套餐可以引导用户主动响应，在高价时段减少用电或不用电，而在低价时段多用电，降低用电成本。

由于动态定价的价格波动性更大，电力用户需承担相对更大的市场风险。目前国内现货市场价格一般设有最高限价，而不是采用稀缺定价机制，这也间接确定了动态定价类零售电价的上限，风险是相对可控的。

3）混合定价类。

对于不以全电量参与同一个市场用户来讲，可以设计电量分块类的套餐，以更好的实现零售市场与批发市场的衔接。按电量分割方式的不同有按固定电量分块和按比例分块两种形式。

第一种按固定电量分块。可以参考居民用电，设计阶梯价格类套餐。可按照月度用电量或分时电量设置多个阶梯的价格，每级阶梯内设置电量价格或动态价格形成机制，用户月度或时段用电量按照分级标准从第一级开始依次执行阶梯电价。

第二种是按电量比例分块。可以将电量分成若干块，确定各块所对应电量比例，每块对应于前面所述的一种定价机制，互不影响。各部分电价加权平均即为混合类套餐各时段电能量价格。若要对应交易品种比较复杂的批发市场，可以适当增加混合的种类数。

混合定价机制可以很好地与需求响应市场和可再生能源交易市场相衔接。在已建立市场化需求响应机制的市场中，可设计含需求响应的零售价格套餐，适用于售电公司作为负荷聚合商代理用户参与需求响应的情况，这里称之为含需求响应套餐，即在以上套餐的基础上，在套餐中明确售电公司代理用户参与需求响应，二者的收益分配方式等。

对于可再生能源交易，可在零售套餐中明确可再生能源电力比例或固定电量值，使用户更加直观的感受到通过绿色电力交易为节能减排所做出的贡献、所承担的社会责任。发布可再生能源套餐的售电公司需保证在批发市场购得足够的可再生能源电量。

总之，零售交易的价格机制可以有多种灵活的设计方式，可从批发市场的交易机制、售电公司的技术能力、市场主体的接受度等多方面考虑，在市场初期以较为简洁的模式起步，逐步丰富完善。

3.2.2 电量偏差处理机制

对于电量偏差，可以引入偏差考核机制，需明确考核的基准、偏差计算的周期、偏差电量的计算方法和考核电价的确定方式等。

关于偏差考核的基准，可采用两种方式。第一种是以用户的申报电量为基准，此种方法旨在反映用户在交易周期内的实际购买意愿，但对于许多中小用户，难以准确掌握自身用电计划，容易产生较大偏差；第二种方法是售电公司根据用户的历史用电量曲线、用户的交易意愿等提前确定基准曲线和考核时段、免考核比例、考核费率等，经用户确认同意后执行。

从考核的对象看，如果是对用电曲线的考核，不包含电量考核的维度，假如全天稳定生产的用户突然进行减产甚至停产，其用电曲线不发生变化，但会造成售电公司在批发市场的负偏差，产生亏损。因此，应允许售电公司同时使用两种曲线和电量两种考核方式。而当电量的考核计算周期为时段电量，实际也是对于用电曲线的考核，建议此时不再叠加使用基于曲线的偏差考核。

在现货市场模式下，应允许售电公司将交易周期细化到全天的24个时段，与现货市场交易相匹配，实际操作中可能大多数用户用电弹性不大，可以用基于交易日、交易月的考核或不考核。

应允许售电公司自行确定免考核的比例、考核费率以及事后免考核条件等。

3.3 零售结算

零售结算包括售电公司结算和零售用户结算。从结算原则上讲，按照国家发改委、国家能源局发布的《电力中长期交易基本规则》，在市场交易结算中，电网企业负责计量、抄表、收费等业务，电力交易机构负责提供交易结算依据。在此原则之下，售电公司仅结算购销差价，可以免去电费回收压力。对于拥有配电网的售电公司，具有售电和供电双重职责，结算中可以把两块业务分开来看，售电公司一方面从上一级供电的电网企业结算售电收益，另一方面承担经营配电网区域内的计量、抄表、收费责任。交易机构技术支持系统与电网企业、拥有配电网的售电公司间需要建立线上数据接口，满足业务交互需求，提高市场效率。

根据前文所述的交易模式，应重点提高结算系统智能化水平，自动提取零售套餐或合同内的关键信息，匹配电量数据，形成结算依据，满足现货市场日清的需求。

在现货模式下，需要对用户电量进行分时计量，随着市场不断放开，中小用户数量激增，对于现货市场初期不具备分时计量条件的中小用户，需要建立完善的用户电量数据拟合办法，并应确保用户了解并认可拟合办法。建议按月对用户进行抄表后，获得峰、谷、平各段的月度总用电量，并按照不同比例分配至月内的各工作日、周六、周日和节假日，形成每日的峰、谷、平各段总用电量，最后每日的峰、谷、平各段总用电量平均分配至各段内每个小时，以此生成拟合曲线。另外，因计量等原因产生结算差错时，应对电费进行重新计算。需要建立与现货市场相适应的结算退补机制，适当延长追溯期，保障用户权益。

3.4 保底服务机制

在欧美成熟电力市场，当电力零售商破产或退出电力市场，其售电业务由保底零售供应商(retail provider of last resort，RPoLR)承接，RPoLR应具备相应的保底服务资格，当需要保底服务时，市场监管机构通过轮换或者主动申请机制，从零售公司中选择RPoLR，以满足零售用户的连续用电需求[21]。

在我国，保底服务具有两层含义。一是供电服务，在“双轨制”条件下，电网公司承担着非市场化用户的供电服务责任，因此，退出市场化交易或未选择参与市场化交易的电力用户由电网公司承担保底供电责任。二是售电服务，由于售电公司与零售用户间的购售电合同多为一年及以上的长期合同，应保障售电公司退出市场前，妥善处理已签订的购售电合同，具体可以通过以下两种途径：

1）双方通过友好协商解约或支付解约金强制完成零售合同解约后，售电公司可自主退市。

2）进行购售电合同转让。对于自主选择退出市场的售电公司，在其代理的电力用户书面确认同意的条件下，与保底售电公司签订合同转让协议，同时妥善处理在批发市场的购电合同后，方可退市。

对于第一种途径，电力用户可选择自主参与批发市场交易或选择继续作为零售用户，由其他售电公司代理。对于选择继续作为零售用户的，应有权选择其他售电公司代理参加市场化交易。

第二种途径，可借鉴国外经验，结合售电市场实际情况，设置保底售电公司的门槛，适当高于售电公司准入的基础门槛，以保障电力用户的权益，真正起到保底服务的作用。

对于电力用户不接受保底售电公司或保底零售合同，也不参与批发市场交易的，应按照保底价格结算。

3.5 零售市场秩序管理

电力零售市场的交易参与主体远多于批发市场，长期处于计划模式下的广大电力用户对于市场的了解并不充分，法律意识不强，加之现阶段，国内电力零售市场透明度不及批发市场，致使电力零售市场秩序的管理难度大于批发市场。对于如何维护零售市场秩序，除了上文论述的统一平台的集中交易方式外，主要还是建议从健全零售市场信息披露制度、建立信用评价体系、市场力监管方面考虑。

3.5.1 健全零售市场信息披露制度

零售市场的信息披露主要为交易机构的信息披露和市场主体的信息披露。

交易机构对市场运行信息的披露包含一部分批发市场的运行信息，包括交易品种、交易均价、交易主体、市场暂停、终止和重新启动等，以及零售市场运行信息，主要包括市场主体准入信息、零售套餐信息、零售市场违约违规情况、零售市场投诉情况等。

另外，建议增加信息披露的渠道和手段，尽可能使零售用户能够在移动端获取市场信息。

市场主体的信息披露对于电力零售市场秩序至关重要，应建立统一的信息披露网站。售电公司应披露企业基本信息、服务信息、年报信息等。电力用户除披露基本信息外，还应向代理售电公司披露用电信息，包括历史用电量曲线，但由于用户一般不具备收集计量数据、形成用电曲线的能力，建议由电网企业提供数据，由交易机构通过零售交易系统向电力用户及相应售电公司披露该信息[22-24]。

3.5.2 建立市场主体信用评价体系

首先要建立一套实用的信用评价指标体系。指标体系的建立从规范市场秩序和数据可获取性两方面出发，保障实用性和可操作性。对于售电公司信用指标，建议主要考虑企业运营规范性、履约情况、履约能力、信息披露情况、被投诉情况等。现阶段零售用户信用评价的必要性可以视地区实际情况而定，重点考虑用户履约情况、履约能力、信息披露情况等。

指标体系建立后，还应建立科学的评价流程和信息获取机制。建议定期开展售电公司备案信息核查，线上线下相结合，为信用评价提供可靠的数据资料；利用电力交易机构联盟建立各地区信息共享机制，探索建立联合惩戒机制；打通交易系统与工商注册、市场监管等政府系统的数据接口，共享失信企业信息[25-28]。

3.5.3 市场力监管

在市场力监管方面，由于发售一体的售电公司在购电成本的控制上具有天然的优势，因此在发电侧具有垄断特性的市场中，应对关联售电公司的市场份额做出必要限制。

4 结论

本文全面梳理了国外电力零售市场建设经验，分析了现货模式下电力零售市场业务构成，并指出基于统一零售交易平台，以场外双边交易和场内零售套餐相结合，根据批发市场交易机制的不同和售电公司的实际需求，设计不同形式的零售套餐，并进行集中结算的市场模式，比较适合我国现阶段的电力零售市场建设。但我国的电力零售市场以省为单位组织开展，而各省批发市场交易规则和市场主体的放开情况各不相同，因此，在实际的市场建设过程中应重点考虑零售市场与批发市场的衔接问题。同时，保底服务机制、市场秩序管理也是市场平稳发展的关键。最后，在完善电能量市场的同时，应鼓励增值服务等交易的发展。