2022年省内电力市场交易总体方案（四川）

文档仅供参考2022年省内电力市场交易总体方案20159展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革》20211439202120204202110932018民政府办公厅转发四川省水电消纳产业示范区建设实施方201950电计划和电力现货市场试点建设工作，促进清洁能源消纳、重点特色优势产业持续发展，推动资源优势转化为经济优势，结合我省电力市场建设进程，制定本总体方案。一、市场准入条件（一）电力用户1.四川省已核定输配电价的供电区域内工商业用户均须进入市场，原则上10kV及以上用户须直接从电力市场购电2业保障供应的用户统称为优购用户。2.未纳入全省输配电价核定范围的供电区域内工商业用户，可由所在供电区域内的电网企业整体打包代理参与交细则另行制定。3.政府核准建设的增量配电网在确定配电价格前，其网则另行制定。4.所有进入市场的用户均应在四川电力交易中心完成注册，直接从电力市场购电的用户须满足以下要求。（1）已注册的存量用户原则上不做调整，经公示无异议后即可参与当年市场交易。22021年底前投产的用户，拟参与2022交易的，须在年度交易开市前完成注册并公示无异议。32022购电，在此之前由电网企业代理购电。3二、市场交易品种合同转让。零售市场交易品种包括：常规直购、留存电量、战略长协、水电消纳示范、清洁替代中的电能替代。（一）常规直购1.1）电力用户所有符合市场准入条件且未纳入战略长协实施范围的2）发电企业所有符合市场准入条件的发电企业。2.（1）用户参与常规直购交易的电量丰、平、枯水期分别按水火8:26.5:3.55:5的比例打捆购入火电电量。（2）鼓励绿色能源消费理念，直接从电力市场购电的用户可自愿将打捆购入的火电电量置换为风电、光伏电量。交易电量的55%其月度常规直购交易电量的60%比应保持一致。开展绿电试点交易，枯水期除置换的风电、光伏电量外，还可按水电交易方式购入风电、光伏电量。（3）省内火电电量（含省内燃煤火电电量、达州燃机5量之和小于直接从电力市场购电用户应打捆购入的火电电平台按月自动配置。3.1）打捆购入火电电量方式如下：1）每月月前，调度机构根据当月来水预测、负荷平衡态调整，提供给交易机构和市场主体。2）每月月前，交易机构根据当月高耗能用户和非高耗省内火电必发电量分解为对应高耗能用户和非高耗能用户两部分并在交易平台公布。3和事后开展。具体流程如下。6量不超过本发电企业对应高耗能用户和非高耗能用户的发电预计划的1.1倍。对于省内火电必发电量，以申报价格设置为最低限价的方式保证优先成交。为统一成交价。展省内火电企业之间合同电量转让交易。等比例调整匹配。当实际火电电量大于高耗能和非高耗能用户应购买的企业之间合同电量转让交易。2（3）水电电量交易以年度交易为主。发用双方可采用7（4）水电电量交易以月度（月内）交易为补充。设置电能量增量、合同双侧调减交易、发用两侧合同转让交易。4.1）水电交易电价水电交易电价通过市场化方式形成。为规范市场竞争，结合四川电力供需实际，对水电交易电价设置上下限。格上下限：丰水期交易电价上限为原水电标杆上网电价278.2/兆瓦时执行丰期浮动后上浮20%，交易电价下限为122.08/278.2/兆瓦时按水期浮动后上下浮动20%。易价格上下限：交易价格上限（丰水期交易电量占比×丰水期的分月交易电价上限）（平水期交易电量占比×平水期的分月交易电（枯水期交易电量占比×枯水期的分月交易电价上交易价格下限（丰水期交易电量占比×丰水期的分月交8易电价下限）（平水期交易电量占比×平水期的分月交易电（枯水期电量交易占比×枯水期的分月交易电价下电价上下限范围相同。2）非水电交易电价火电电量上网电价按“基准价+上下浮动”的市场化价格机401.2/火电电量部分价格最高上下浮幅度为20%火电电量部分价格最高下浮20%、上浮幅度不受20%高耗能用户的具体名单，由相关政府部门确定。配置的新能源及燃气机组优先电量交易电价按价格主管部门核定的与电网结算电价（不含可再生能源电价补贴）的标准执行。（二）留存电量1.1）电力用户条件，且纳入2022年留存电量实施范围的电力用户。2）发电企业2021调直调水电企业。92.2022年留存电量总量按80亿千瓦时控制。三州发展改发、用电企业2022年留存电量分月计划，发用电企业的留2022年年度交易开市前10量批复文件确认后原则上不得进行调整。3.量须直接从电力市场购电或由电网企业代理购电。4.留存电量上网电价按照政府相关部门确定的电价执行。（三）战略长协1.1）电力用户1）纳入战略长协交易的用户范围为省委省政府重点扶用电计划扩大我省电力市场化交易的通知》（川经信电力函102018能产业电力扶持政策有关事项的通知》（川经信电力函2018号）等有关规定，积极支持雅安大数据、遂宁锂电的发展。多晶硅企业应属于《产业结构调整指导目录》2019展。2）高炉渣提钛用户。指采用高温碳化-低温氯化工艺从高炉渣中提取钛的企业，积极支持攀西钒钛的发展。具体电力用户名单由政府有关部门另行确定。2）发电企业符合准入条件的水电、风电、光伏发电企业。2.电量交易。3.规直购交易中水电部分相同的交易方式。4.水电交易电价通过市场化方式形成。为规范市场竞争，与常规直购交易中水电部分限价范围相同。（四）水电消纳示范水电消纳示范交易仅在丰水期（含5月）组织。1.111）电力用户纳入水电消纳示范交易的用户范围为甘孜州、攀枝花6个水电消纳示范区201826存量工业企业单独装表的扩建产能），不包括示范区所在市“”局备案，抄送四川能源监管办、国网四川省电力公司。2）发电企业6个水电消纳示范区内省调直调水电企业及西南网调直调水企业之间开展。2.1）水电企业参与交易的电量认定原则6部门与当地水电企业协商后报省能源局，由省直有关部门水电量指标不低于2019年申报的202212交易意向，各水电企业弃水电量指标应做到“能用尽用”。2）电力用户参与交易的电量认定原则经核定的符合准入条件的电力用户可交易电量按以下原则认定：2018年8月6日以后单独装表计量的新增工业用2018年8月6加其他交易品种的，按其他交易品种执行。（3）可交易电量之外的电量，可参与其他交易品种交易，未直接参与市场交易部分电量由电网企业代理购电。4）可交易电量部分实施全水电交易。3.2019﹞14314.四川电力供需实际，对水电消纳示范交易电价设置上下限，

范围与常规直购交易中水电部分限价范围相同。13（五）清洁替代清洁替代包括电能替代、燃煤火电关停替代。1.1）参与范围12017年1月1日以后新建和改造且纳入省发展改革委主申请，经市（州）发展改革委（能源局）、经济和信息化产用电，应单独装表计量。2所有符合市场准入条件的水电、风电、光伏发电企业。2）交易电量1）电能替代项目在经省级相关部门明确纳入电能替代纳入电能替代交易之后的电量，应全部参与电能替代交易。2）实施全水电交易，枯水期风电、光伏可按水电方式参与交易。3）交易组织与常规直购交易中的水电部分相同。4）交易电价14与常规直购交易中的水电部分限价范围相同。2.燃煤火电关停替代1）参与范围经济和信息化厅在2022年年度优先电量计划中明确的关停燃煤火电机组；所有符合市场准入条件的水电企业。2）交易电量由经济和信息化厅测算后另行发文确定。3）交易组织四川省电力公司按照摘牌发电企业的成交电量和价格主管补偿资金按照代扣代付方式支付给关停燃煤火电机组。4）交易电价电价标准为80元/兆瓦时（含6%（六）合同转让1.符合市场准入条件的发电企业、电力用户和售电公司。2.15同不得转让。3.1）发电侧合同转让转让交易原则上仅在发电企业超过自身能力签约的情况下实施，年度合同完成校核后，按双边协商、平台集中转让、拍卖的顺序进行。月度（月内）合同转让包括事前（事中）集中转让方式；在年度合同转让中，优先计划、跨省跨区、电侧市场主体分月双边协商调减电量不超过该品种当月合同电量的40%。在运燃煤火电机组不能将合同转让给水电机组及新能发电企业及水电企业的直接参与市场交易合同可相互转让；

16合同转让受让方只能承接其所在示范区内水电企业的出让电企业范围内转让。2）用电侧合同转让取双边协商和平台集中转让的方式。在年度、月度（月内）分月电量转让不超过该品种当月合同电量的40%。转让；其余交易品种可互相承接。4.17让方原有合同的电价，涉及的合同交易对象权责不受影响，合同电价之间的价差，由合同出让方或拍卖方承担。1双边协商转让时，若转让价格与原有合同电价不一致，则交易电价上下限与常规直购交易中水电部分月度（月内）与原合同电价保持一致。平台集中转让交易电价上下限与常规直购交易中水电部分月度（月内）电能量增量交易电价上下限相同。发电侧拍卖交易电价上限与常规直购交易中水电部分月度（月内）电能量增量交易电价上限相同，下限为零。2双边协商转让时，若转让价格与原有合同电价不一致，则交易电价上下限与常规直购交易中水电部分月度（月内）电能量增量交易电价上下限相同。平台集中转让交易电价上下限与常规直购交易中水电部分月度（月内）电能量增量交易电价上下限相同。内）电能量增量交易电价上限相同，下限为零。（七）电网企业代理购电1.1）电力用户18网企业代理购电。2）发电企业所有符合市场准入条件的发电企业。2.（1）代理购电用户购电来源包括多年调节水电站（含收购水电）优先发电量和配置的火电电量。（2）代理购电用户用电量包括地方电网下网电量、主网中暂未直接从电力市场购电用户用电量。（3）省内火电电量与省间外购电量之和大于直接从电之和小于直接从电力市场购电用户应打捆购入火电电量时，不足部分由新能源及燃气机组优先电量补足。3.（1）代理购电用户配置的火电电量价格与非高耗能用他优先计划电量按照优先发电电源现行价格采购。（2）四川电力交易中心根据代理购电电量结构计算实19（3）已直接从电力市场购电（不含已在电力交易平台1.5倍执行。由电网企业代理购电的拥有燃煤发电自电价格的1.5倍执行4.代理关系变更（1）暂未直接从电力市场购电的工商业用户，可在每15日前选择下一季度起直接从电力市场购电，电网企业代理购电相应终止。（2）参加市场交易后退出市场的电力用户，以及原售电公司无力履行合同、且其他售电公司尚未承接的电力用户，应在每季度最后15日前申请改由电网企业代理购电。于2日内告知电网企业。（3）电网企业首次向代理用户售电时，应至少提前1个月通知用户。四、市场成员要求力用户、市场运营机构等。市场成员应严格遵守以下要求：（一）市场运营机构要求1.电力交易机构20四川电力交易中心应按要求开展合规校核、交易组织、1）合规校核合规等进行校核；对售电公司按代理用户是否符合准入范行校核，及时公布交易合规性校核结果。2）交易组织程、交易结算细则等），报经济和信息化厅、四川能源监管办备案后实施。按市场总体方案和交易指导意见要求组织好各类市场3整，应报政府相关部门同意并及时告知市场主体。电费、偏差考核费用、合同转让价差、拍卖交易价差费用、21函的收取使用情况。3）市场监测场分析报告，定期向有关部门报送市场运营总体情况。4）信息披露确及时提供市场交易需要的可公开数据。5）信息安全保障展信息安全薄弱环节排查，制定信息安全事故应急处置预电力交易从业人员回避和保密管理制度，避免泄露重要信222.电力调度机构节能调度。1）安全校核负责开展发电能力校核和电网阻塞校核。1）发电能力校核水电及新能源电站发电能力校核由交易平台进行前置。传输平台向四川电力交易中心提供水电及新能源电站发电水电站发电能力校核水电站的年度分月发电能力校核在考虑发电主辅设备原则确定：水电站枯水期i月发电能力=MIN（可用机组容量×24×运行天数×i月发电能力，1.1×i水电站丰平水期j月发电能力=MIN（可用机组容量×24×运行天数×系统控制系数，水电站报送的ji=1-4,12月；j电能力原则上不得超过历史同期最大上网电量。23承担由此造成的后果，可超过0.92全校核设定为0.95。近五年内新投水电站可按设计的分月发电能力与近五计划、梯级水库运用等实际情1据传输平台提供给交易中心。约束成交电量不得超过本电站月度剩余可发电量上限。水电站月度剩余可发电量上限＝水电站月度发电能力-水电站当月已成交的所有市场交易合同电量-水电站月度优先计划发电量。新能源电站发电能力校核新能源电站的年度分月发电能力校核在考虑发电主辅设备检修计划等情况后，按下列原则确定：新能源电站i月发电能力=MIN（可用容量×24××i月发电能力，1.1×年i月最大上网电量）0.65新0.6524交易安全校核暂设定为0.7；光伏年度交易安全校核暂设定为（新能源电站在交易前提出书面申请，承诺本电站月度合同电量不转出并承担由此造成的后果，可超过0.25月度（月内）交易安全校核暂设定为0.3。近五年内新投新能源电站可按设计的分月发电能力与1调将调整结果及原因通过数据传输平台提供给交易中心。次交易有约束成交电量不得超过机组月度剩余可发电量上电站月度发电能力-新能源电站当月已成交的所有市场交易合同电量新能源电站月度优先计划发电量。枯水期新能源电站月度剩余可发电量上限＝新能源电站月度发电能力-新能源电站当月已成交的所有市场交易合2）电网阻塞校核252）调度执行年度电力电量平衡方案和节能调度优先电量计划实施电力（二）发电企业要求极参与市场交易，遵守市场规则，妥善安排电力生产。1.规范交易：（1）按要求完成市场注册，规范参与市场交易。新投化厅确认后参与。26（2）积极参与市场交易，遵守市场规则，按要求披露电企业要准确及时报送发电能力等。（3）发电企业应按照相应的合同示范文本，在四川电司、电力用户的购售电合同电子化签订。（4）已注册生效的发电企业有下列情形之一的，经有关部门认定后当年后续月份所有上网电量按超发价格结算，并且次年优先电量减半分配：1）在与电力用户或售电企业达成协议后，随意更改或同后拒绝执行合同的。2）出现市场串谋、提供虚假材料误导合规调查、散布不实市场信息等严重扰乱市场秩序和严重违反市场交易规3）拒绝配合市场合规调查的。4）与其他市场主体发生购售电合同纠纷，经法院裁定构或司法鉴定机构裁定伪造公章等行为的。5）法律、法规规定的其他情形。2.按照经济和信息化厅年度电力电量平衡方案和节能调度优先电量计划，做好合同电量执行与管控相关工作。273.2019718计量装置改造升级工作。（三）电力用户要求电力用户应按要求认真做好参与市场交易的各项准备规定参与交易。1.2.（1）电力用户以户号为交易结算单元，按交易结算单元确认可参与的交易品种、开展交易和结算。2）年购网用电量500万千瓦时以下的用户户号须通购网用电量500万千瓦时及以上的用户户号可以选择与一个或多个发电企业进行直接交易。（3）直接从电力市场购电的用户原则上应按照相应的合同示范文本，在四川电力交易中心提供的技术支撑系统28上，开展与售电公司或发电企业的购售电合同电子化签订。（4）通过售电公司代理参与市场交易的用户，与售电公司、电网企业签订市场化零售供用电合同。（5）已直接从电力市场购电的用户，连续三个月及以代理其他用户购电价格的1.5倍执行。非年内新投产的电力6代理购电。（7）零售用户应按真实用电规模与售电公司签约，零售用户原则上应向与其建立购售电关系的售电公司披露其近三年的分月购网结算电量。8当年后续月份由电网企业代理购电：1）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场的。2不准确，且拒不整改的。3（9）电力用户有以下情形之一的，取消当年交易资格续由电网企业代理购电。291）与两家或两家以上售电公司签订购售电合同的，或同时与发电企业和售电公司签订购售电合同的。2）电力用户通过招标、询价、竞争性谈判、双边协商合同后拒绝执行合同的。3）拒绝配合市场合规调查的或出现市场串谋、提供虚序和严重违反市场交易规则行为。4）违规披露或散布其他市场主体私有信息造成经济损失或严重后果的。10的1.5倍执行；该法人以及其法人代表三年内不得再进入市1）电网企业确认拖欠电费的。2）出现市场串谋、提供虚假材料误导合规调查、散布不实市场信息等严重扰乱市场秩序和严重违反市场交易规则行为，且拒不整改的。3）与其他市场主体发生购售电合同纠纷，经法院裁定构或司法鉴定机构裁定伪造公章等行为的。4）被有关部门和社会组织依法依规对严重违法失信行30为做出处理，并被纳入电力行业“黑名单”的。5）法律、法规规定的其他情形。）因违反交易规则被限制交易或受到行政处罚的用户，其用电户号同期受限。12）拖欠电费用户次月起强制退出市场直接交易后，其直接交易电量由经济和信息化厅商相关部门后安排处理，给相关方造成损失的，电力用户应承担相应赔偿责任。（13）尚未纳入全省输配电价核定范围的地方电网企业，参与市场化交易形成的收益，应全额传导到终端用户。14自行退出市场。有下列情形之一的，可办理正常退市手续：1）市场主体宣告破产不再用电。2）因国家政策、电力市场规则发生重大调整，导致原有市场主体非自身原因无法继续参加市场的情况。3）因电网网架调整，导致发电企业、电力用户的发用电物理属性无法满足所在地区的市场准入条件。价按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。3115网企业办理变更的同时，在交易平台办理注册信息变更手场化交易相关事宜后，方可在电网企业办结相关业务。3.市场化交易且与国网四川省电力公司存在电费结算关系的于做好电力市场主体电能计量装置升级改造工作的通知》（川经信电力函〔2019号）要求，积极配合完成电能传送至国网四川省电力公司用电采集主站。2022年及以后新增电力用户均应安装满足要求的电能计量装置。（四）售电公司要求则，按要求履行相关义务，积极有序参与市场交易。1.售电公司可与纳入2022年市场准入范围的电力用户开展零售市场交易。32电价核定范围的地方电网企业及其网内电力用户参与市场2.（1）售电公司与电力用户以双边协商方式按照标准文本签订年度购售电合同并在规定的时间内提交四川电力交易中心，相关购售电合同有效期应覆盖交易年。（2）售电公司须按照标准文本，与电力用户、电网企（3）售电公司原则上应按照相应的合同示范文本，在四川电力交易中心提供的技术支撑系统上，开展与发电企业、代理参与市场交易的电力用户购售电合同电子化签订。（4）售电公司应对合同的真实性及合同电量电价等关司不得将购售电合同签订等核心业务交由其他个人或合作讼等全部责任由售电公司承担。入交易机构重点监测名单。（5）鼓励售电公司积极开拓市场。售电公司代理电力程序按相关文件执行。6）售电公司代理零售用户参与市场交易，应按照“基33+”20%核费用，具体由售电公司与零售用户协商确定。年交易电价不高于批发市场该交易品种年度分月交易价格“阴阳合同”等方式，恶意虚高商业综合体等转供电力用户零售价格，一经查实，由相关部门严肃处理。（7）对于某一交易品种，售电公司与发电企业年度双边协商约定的分月交易电量计划与该售电公司参加年度集用户签订的年度协议内该交易品种分月交易电量计划。（8）拥有配电网运营权的售电公司，其配电业务与参与市场的售电业务应当实现财务分离。（9）单个售电公司年度市场交易电量不得超过全部市场电量的20%。3410司准入条件进行动态复核。）已注册生效的售电公司有下列情形之一的，应强制退出市场并注销注册：1）结算的售电服务费为负，且未在正式发布结算单后30天内补齐的。2）逾期未提供履约保函的。3）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法虚假材料、虚假披露数据，且拒不整改的。4）市场注册材料逾期未补齐，且拒不整改的。5）年度资质审查不通过、运营情况抽查发现问题，且逾期未整改完成的。6）在与电力用户或发电企业达成协议后，随意更改或同后拒绝执行合同的。7）违规披露或散布其他市场主体私有信息造成经济损失或严重后果的。8）拒绝配合市场合规调查的。9）出现市场串谋、提供虚假材料误导合规调查、散布不实市场信息等严重扰乱市场秩序和严重违反市场交易规3510适合继续参与市场交易的。）被有关部门和社会组织依法依规对严重违法失信行为做出处理，并被纳入电力行业“黑名单”的。12）依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的。13构或司法鉴定机构裁定伪造公章等行为的。14）法律、法规规定的其他情形。3.其与发电企业和电力用户签订的购售电合同予以整体挂牌合同计划作废，电力用户在通过其他售电公司参与市场前，原法人以及其法人代表三年内不得再参加市场化交易。36（五）电网企业要求定等工作。1.史分时用电量等信息。2.3.价差费用的代收代付，双方自行开具增值税发票。4.电网企业应积极配合政府主管部门开展市场主体准入37资格认定、市场交易电量核定等有关工作。5.交易中心提供的技术支撑系统上开展与发电企业购售电合同电子化签订。（六）其他要求1.发电企业与售电公司、批发用户采用双边协商方式对规定时间内向四川电力交易中心出具双方均签字盖章的书规定时间内向四川电力交易中心提交购售电合同。2.对于除留存电量外的交易品种，每月零售用户可以与售电公司按双边协商的方式调整当月及当年后续月份分品电公司约定的该品种基础电量的部分采用“开口合同”形式（合同价格为约定的浮动电价）进行结算。3.由于计量装置故障、电力用户窃电、违约用电等原因电网企业按照有关规定开展电费结算。五、偏差调整考核38则、方式、超欠发电量的认定及调整按2022年全省电力电量平衡方案及节能调度优先电量计划要求执行。化厅会同四川能源监管办组织有关单位核实后，可予以免免、合同不予执行、退市等相关处理。六、市场信息披露电力交易中心应当公平对待市场主体，无歧视、依法合规、39易平台信息披露模块进行上报并发布。业应按国家和四川省电力市场信息披露相关文件要求做好反信息披露有关规定的市场成员，将依法依规纳入失信管理，问题严重的可暂停其