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貴州省關於印發2020年電力市場化交易工作實施方案的通知

2019-12-31 09:26:04 來源: 貴州省能源局

  12月26日,貴州省能源局 國家能源局貴州監管辦公室聯合印發《關於印發2020年電力市場化交易工作實施方案的通知》。

  1.根據當期市場交易情況,為規避電力市場價格大幅波動的風險,對集中競價和挂牌交易限制高、低報價,即市場交易價格申報或挂牌價格高0.50元/千瓦時,低0.25元/千瓦時。

  2.鼓勵建立煤價-電價聯動定價機制。基準電價可以參考現行目錄電價或電煤中長期合同燃料成本及上年度市場化交易平均價格,由交易雙方自願協商方式形成。

  在確定基準電價的基礎上,鼓勵交易雙方建立電煤價格聯動調整的浮動機制,以上年度煤炭平均價格和售電價格為基準,引入規範科學、雙方認可的煤炭價格指數作參考,按周期聯動調整交易電價,電煤價格浮動部分由交易雙方按比例分配。具體浮動調整方式由雙方充分協商,並在合同中明確;浮動調整期限應與電煤中長期合同期限有效銜接。

  3.鼓勵建立電價-主要產品價格聯動定價機制。交易雙方可參考產品多年平均價格或上年度價格,協商確定交易基準電價、基準電價對應的產品價格、產品價格聯動調整幅度等,再根據省有關部門相關文件明確的產品價格信息來源,當產品價格上漲或下降超過區間或比例時,電價聯動調整,由交易雙方共同承擔產品價格波動的影響,並在合同中明確。採用電價-主要產品價格聯動電價的不能參與合同電量轉讓和電量互保。

  4.鼓勵雙邊協商交易採取年度階梯電價定價機制。階梯電價和電量由市場主體自主協商,階梯電價分檔不超過3檔。採用階梯電價的不能參與合同電量轉讓和電量互保。

  原文如下:

  關於印發2020年電力市場化交易工作實施方案的通知

  黔能源運行〔2019〕225號

  各市(州)能源主管部門、貴安新區經發局、貴州電網有限責任公司、各發電集團、獨立發電企業、有關用電企業、貴州電力交易中心:

  為確保2020年電力市場化交易有關工作的順利實施,由貴州電力市場委員會辦公室牽頭起草的《2020年電力市場化交易工作實施方案》,經省能源局和國家能源局貴州監管辦公室批準同意,現印發給你們,請遵照執行。

  貴州省能源局                國家能源局貴州監管辦公室

  2019年12月20日

  2020年電力市場化交易工作實施方案

  為貫徹落實中發〔2015〕9號及配套文件,以及《關於積極推進電力市場化交易進一步交易機制的通知》(發改運行〔2018〕1027號)、《關於放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》(發改運行〔2019〕1105 號)、《關於深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》(發改價格規〔2019〕1658號)等文件精神,按照《貴州省電力中長期交易規則(試行)》(黔能監市場〔2017〕112號)及貴州能源工業運行新機制等有關要求,進一步規範市場主體交易行為,促進電力市場可持續發展,結合我省實際,制定2020年電力市場化交易工作實施方案。

  一、交易原則

  (一)堅持市場主導。進一步市場化運行機制,放開經營性電力用戶發用電計劃,有序放開競爭性環節電力價格,建立科學合理的市場化定價機制,促進電力及上下遊產業鏈協同發展。

  (二)堅持政府引導。通過市場化交易,統籌推進“煤、電、用”有效聯動,帶動能源上下遊產業發展,穩定省內用電市場,積極拓展省外市場,大限度平衡各方利益,促進多發多用、多方共贏。

  (三)堅持契約精神。倡導踐行社會主義核心價值觀,推崇誠實守信典範,履行合同約定的權利和義務。強化電力市場化交易信用體係建設,建立守信受益、失信懲戒機制。

  (四)堅持節能減排。嚴格執行節能發電調度原則,促進節能減排工作均衡協調推進。探索建立清潔能源配額制,履行清潔能源消納義務,鼓勵電網企業根據供需狀況、清潔能源配額完成情況參與跨省跨區電力交易。

  (五)堅持保障民生。保留必要的公益性、調節性發電計劃,確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務用電。

  二、市場主體準入與退出

  市場主體包括電力用戶、售電公司、發電企業和電網企業。各類市場主體應在貴州電力交易中心(以下簡稱交易中心)注冊,並通過電力市場交易係統(以下簡稱交易係統)參與交易。

  (一)市場主體準入

  ——電力用戶:

  1.各類電壓等級供電並列入政府準入目錄的經營性電力用戶均可參與交易。其中年用電量500萬千瓦時及以上的用戶可選擇直接與發電企業進行交易,也可選擇由售電公司代理參與交易;年用電量不足500萬千瓦時的用戶由售電公司代理參與交易。

  2.積極支持中小用戶由售電公司代理參與市場化交易,中小用戶需與售電公司簽訂代理購電合同,與電網企業簽訂供用電合同,明確有關責任義務。

  3.電力用戶委托售電公司代理參與交易期內不得同時參與直接交易,且只能與一家售電公司簽訂代理購電合同。同一電力用戶所有電壓等級的大工業電量全部參與市場化交易,工商業及其他用電可選擇參與市場化交易,也可選擇由電網企業供電。

  ——售電公司:

  按照《售電公司準入與退出管理辦法》(發改經體〔2016〕2120號)及《貴州省售電公司準入與退出管理辦法實施細則》(黔能源電力〔2017〕175號)等有關規定執行。

  ——發電企業:

  1.貴州省內統調火電企業、水電企業。其中水電企業裝機容量需達5萬千瓦及以上,且參與水火電發電權交易,暫不參與其他電力交易。

  2.參與交易的發電企業,其項目單位能耗、環保排放、並網應達到國家和行業標準,未取得電力業務許可證的發電企業不得參與交易。

  3.擁有燃煤自備電廠的企業按照國家有關規定承擔政府性基金及附加、政策性交叉補貼、普遍服務和社會責任,並取得電力業務許可證後,其自發自用以外電量可有序推進參與交易。

  ——電網企業:

  參與交易的電網企業需取得《供電營業許可證》《電力業務許可證》(輸電類、供電類),擁有輸電網、配電網運營權。

  (二)市場主體退出

  1.自願參與市場交易的電力用戶原則上全部電量進入市場,取消目錄電價,不得隨意退出市場;市場主體進入市場後退出的,由政府相關部門和貴州能源監管辦進行公示,原則上三年內不得參與電力市場交易。退出市場的電力用戶須向售電公司購電,或由電網企業承擔保底供電,保格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上,按照政府核定居民電價的1.2-2倍執行。

  2.其他規定按照《貴州省電力中長期交易規則(試行)》、《貴州省市場主體注冊管理辦法(試行)》和《貴州省售電公司準入與退出管理辦法實施細則》等相關文件執行。

  三、交易品種

  (一)省內電力直接交易

  1.省內雙邊協商直接交易。市場主體之間以年、季、月為周期,自主協商交易電量(電力)、電價,形成年、季、月雙邊協商交易初步意向,經校核和相關方確認後形成交易結果。探索構建雙邊協商交易“場外交易場內化”,提高交易效率。

  2.省內集中競價直接交易。市場主體之間以月為周期,通過交易係統申報電量(電力)、電價,交易中心根據電力調度機構提供的約束條件進行市場出清,經電力調度機構校核後,確定終成交對象、成交電量、成交價格等。電力用戶(售電公司)月度超計劃用電量事後撮合交易,視為月度集中競價直接交易。

  3.省內挂牌直接交易。市場主體之間以月為周期,通過交易係統將需求電量或可供電量及價格等信息對外發布要約,由參與交易另一方提出接受該要約申請,經校核和相關方確認後形成交易結果。

  (二)周邊跨省跨區交易

  綜合考慮貴州電網向周邊省區購售電的實際,鼓勵開展周邊跨省跨區交易。具有直接交易資格的周邊省區電網企業及電力用戶可與發電企業通過交易係統簽訂購售電合同,也可委托售電公司或電網企業代理參與交易,並與電網企業簽訂輸配電服務合同。周邊跨省跨區交易採用年度、季度、月度雙邊協商交易、月度挂牌、集中競價交易等方式進行。具體事宜由貴州電力交易中心商相關市場主體確定。

  (三)合同電量轉讓交易

  在年度、季度雙邊合同分解到月的基礎上,發電企業之間、電力用戶(售電公司)之間可開展合同電量轉讓交易。

  合同電量轉讓交易是指在不影響第三方權益的前提下,通過市場化交易方式實現市場主體之間全部或部分合同電量的有償買賣,受讓方按轉讓前合同條款享受權利和履行義務。

  交易標的包括基數電量計劃、黔電送粵(含黔電送深)計劃、直接交易合同、周邊跨省區交易合同。交易方式採用雙邊協商或挂牌等統一組織。相關規定按照《貴州電力市場電量轉讓交易實施辦法》執行。

  (四)電量互保交易

  電量互保交易是指在不影響第三方權益的基礎上,具有直接交易資格的發電企業之間、電力用戶之間通過自主協商,簽訂電量互保協議,一方因特殊原因無法履行合同電量時,由另一方代發(代用)部分或全部電量進行電量電費結算,並按照實際發(用)電量簽訂事後合同電量轉讓合同。

  電量互保交易原則上“一對一”簽訂電量互保協議,同一集團發電企業或同一市場主體所屬不同地域的企業可在集團內部建立互保關係,事後進行合同電量轉讓交易。電量互保協議簽訂後提交交易中心,每月20日前提交的電量互保協議當月生效。

  相關規定按照《貴州電力市場電量互保交易實施辦法(暫行)》執行。

  (五)省內水火發電權交易

  按照能源工業運行新機制要求,組織開展省內水火發電權交易。具體方案由政府相關部門制定並組織實施。

  (六)專場交易

  根據電力供需情況及市場主體需求,由交易中心負責制定專場交易方案並報政府相關部門備案後,可組織開展專場交易。重點針對電解鋁、鐵合金等行業,結合貴州實際情況,組織開展專場交易。同時探索發電企業擴大讓利空間,採用價差傳導方式開展夜間低谷專場交易。

  (七)現貨及輔助服務交易

  根據國家關於電力現貨市場及輔助服務市場建設的有關要求,適時開展電力現貨及輔助服務市場建設。

  四、交易價格及定價機制

  (一)電價組成

  電力用戶、售電公司購電價格(結算價格)由市場交易價格、輸配電價(含線損)和政府性基金及附加組成。

  1.市場交易價格。雙邊協商交易、周邊跨省跨區交易、合同電量轉讓交易價格由電力用戶、售電公司與發電企業自主協商確定;集中競價交易、挂牌交易價格分別以統一出清價格和挂牌價格為準;合同電量轉讓交易價格為合同電量的出讓或買入價格,不影響出讓方原有合同價格及結算。

  2.輸配電價(含線損)。按照政府價格主管部門核定的標準執行,含電度電價、基本電價和線損電價。周邊跨省跨區交易的電網或電力用戶輸配電價(含線損),由電網企業和跨省區電力用戶(售電公司)參照價格主管部門核定的貴州省輸配電價(含線損)協商確定。

  線損電價按照《省發展改革委關於合理調整電價結構有關事項的通知》(黔發改價格〔2017〕1113號)批復的燃煤發電機組上網標桿電價(0.3515元/千瓦時)計算,計算公式:線損電價=上網標桿電價×分壓線損率/(1-分壓線損率)。如遇國家電價調整,按調整電價政策執行。

  3.政府性基金及附加。按照規定標準執行,由電網企業代收代繳。

  4.按照國家規定,電網企業應對相關電力用戶的功率因數進行考核。

  5.發電企業、電力用戶(售電公司)應向交易中心繳納相應的交易手續費。

  (二)定價機制

  探索建立科學的市場價格形成機制及價格品種,形成上下遊利益聯結體。交易價格由市場主體通過市場化交易方式形成,第三方不得幹預。現階段主要以年度合同為基礎,月度合同為補充,市場主體可根據市場供求關係變化,確定月度參與市場交易的方式、電量及價格。

  1.根據當期市場交易情況,為規避電力市場價格大幅波動的風險,對集中競價和挂牌交易限制高、低報價,即市場交易價格申報或挂牌價格高0.50元/千瓦時,低0.25元/千瓦時。

  2.鼓勵建立煤價-電價聯動定價機制。基準電價可以參考現行目錄電價或電煤中長期合同燃料成本及上年度市場化交易平均價格,由交易雙方自願協商方式形成。

  在確定基準電價的基礎上,鼓勵交易雙方建立電煤價格聯動調整的浮動機制,以上年度煤炭平均價格和售電價格為基準,引入規範科學、雙方認可的煤炭價格指數作參考,按周期聯動調整交易電價,電煤價格浮動部分由交易雙方按比例分配。具體浮動調整方式由雙方充分協商,並在合同中明確;浮動調整期限應與電煤中長期合同期限有效銜接。

  3.鼓勵建立電價-主要產品價格聯動定價機制。交易雙方可參考產品多年平均價格或上年度價格,協商確定交易基準電價、基準電價對應的產品價格、產品價格聯動調整幅度等,再根據省有關部門相關文件明確的產品價格信息來源,當產品價格上漲或下降超過區間或比例時,電價聯動調整,由交易雙方共同承擔產品價格波動的影響,並在合同中明確。採用電價-主要產品價格聯動電價的不能參與合同電量轉讓和電量互保。

  4.鼓勵雙邊協商交易採取年度階梯電價定價機制。階梯電價和電量由市場主體自主協商,階梯電價分檔不超過3檔。採用階梯電價的不能參與合同電量轉讓和電量互保。

  五、交易合同

  (一)市場交易合同

  市場交易合同分為直接交易購售電合同、輸配電服務合同、周邊跨省跨區交易合同、合同電量轉讓協議、電量互保協議等。集中競價、挂牌交易的成交結果通知書視為合同,並具備同等法律效力。

  (二)電力用戶交易合同

  1.電力用戶交易合同分為直接交易購售電合同、輸配電服務合同。

  2.電力用戶與發電企業之間簽訂直接交易購售電合同,雙方應在合同中應明確各方權利義務、合同變更、合同電量轉讓、中止程序及違約責任等,合同條款不得約定其他第三方的權力義務,否則該條款無效。年度直接交易購售電合同中約定限制電量轉讓或電量互保,則電力用戶(發電企業)不得參與合同電量轉讓交易或電量互保交易。

  3.電力用戶、發電企業與電網企業簽訂的輸配電服務合同,應明確各方權利義務、合同變更、合同電量轉讓、中止程序及違約責任等。電網企業按照價格主管部門核定的輸配電價(含線損)收取過網費,並按照交易中心出具的結算依據進行電費結算。

  (三)售電公司交易合同

  1.售電公司交易合同含直接交易購售電合同、輸配電服務合同、結算服務協議和零售合同等。其中:零售合同為售電公司與其所代理的電力用戶簽訂的售電合同。

  2.售電公司與發電企業之間簽訂直接交易購售電合同,雙方應在合同中明確各方權利義務、合同變更、中止程序及違約責任等,合同條款不得約定其他第三方的權力義務,否則該條款無效。

  售電公司在購電前應與在交易中心注冊的電力用戶建立購售電關係,並簽訂委托代理購電合同。

  3.售電公司與電網企業、發電企業簽訂的輸配電服務合同,應明確各方權利義務、合同變更、中止程序及違約責任等,並明確由電網企業負責收費和結算。交易中心根據交易結果和執行情況出具結算依據,電網企業按照規定及時向發電企業和售電公司支付(收取)電費。

  4.售電公司與代理電力用戶簽訂代理購電合同後,在參加市場化交易之前,需與代理電力用戶所在地地市供電局統一簽訂結算服務協議,提供計量、抄表、結算、收費等服務。無特殊原因,結算服務協議長期有效,直至售電公司退市。結算服務協議在簽訂後報交易中心備案。

  5.售電公司與電力用戶簽訂的零售合同應約定售電價格、分月電量、違約責任等權利義務相關內容,零售合同的有效期不得超過委托代理購電合同有效期。零售合同在簽訂後報交易中心備案。

  6.售電公司與電力用戶簽訂零售合同後,如需對合同電量及價格等關鍵內容做修改,經雙方同意,並通過電力交易係統進行申報和確認,與原合同具有同等的法律效力。

  售電公司參與市場化交易,按照《貴州省售電公司市場化交易工作指引》有關規定執行。

  (四)合同執行順序

  年度合同優先於季度合同,季度合同優於月度合同;月度集中競價合同優先於月度挂牌合同,月度挂牌合同優先於月度雙邊協商合同;同類交易合同按簽訂時間先後進行結算;同一交易窗口期成交的同類交易合同,須明確合同結算順序,未明確則按合同電量佔比進行結算;合同電量轉讓交易優先執行受讓方交易合同。

  六、交易組織及交易時序

  年初發布發電企業優先發電和基數電量計劃。若年度交易開始前仍未確定優先發電計劃,可由電力調度機構參照歷年發電情況,預留足夠的優先發電空間,初步測算發電企業優先發電計劃,確保交易正常進行。

  在年度合同分解到月的基礎上,首先開展月度集中競價交易,其次開展月度挂牌交易,後開展月度雙邊協商交易。市場主體有月度新增用電需求時,先參與月度集中競價和挂牌交易,未成交的電量再採用月度雙邊協商交易。拖欠電費或者未履行還款協議的電力用戶,不得參與交易。

  (一)年度雙邊協商直接交易

  1.自年度雙邊協商直接交易公告發布之日起,市場主體按照公告內容和要求,通過交易係統申報和確認交易數據。交易窗口期內,交易申報數據確認後,經交易相關方協商同意,方可進行變更。

  2.具有直接交易資格的電力用戶(售電公司)和發電企業協商確定年度分月交易電量及價格後,由發電企業通過交易係統申報,電力用戶(售電公司)在2020年1月15日前確認,交易係統形成年度交易初步意向,調度機構在2020年1月21日前將校核結果返回交易中心,交易中心在下一工作日內發布交易結果。

  3.電力用戶(售電公司)可自主選擇一家或多家發電企業購電,當電力用戶(售電公司)選擇兩家及以上發電企業購電時,須在交易係統中明確合同電量分配原則和結算順序。

  4.具有直接交易資格的發電企業可與周邊省區電網及電力用戶通過交易係統簽訂購售電合同,也可委托售電公司或電網企業代理參與交易,並與電網企業簽訂輸配電服務合同。

  (二)季度、月度雙邊協商直接交易

  季度末月和每月15—23日為季度、月度雙邊協商直接交易申報時間,電力用戶(售電公司)和發電企業協商確定次季度或次月交易電量及價格,由發電企業通過交易係統申報,電力用戶(售電公司)在23日前確認,交易係統形成初步交易意向並經校核通過後,交易中心在下一個工作日發布交易結果。

  (三)月度集中競價直接交易

  1.交易中心根據發電能力和用電需求,每月15日前組織開展次月月度集中競價交易。

  2.市場主體通過交易係統集中申報電量需求和市場交易價格,以申報截止前後一次有效申報數據作為終申報數據,市場主體對申報數據負責,由交易係統按照交易規則進行匹配,經校核後形成成交結果通知書,通知書一經生成即刻生效。

  3.集中競價採用統一出清,根據買方申報曲線與賣方申報曲線交叉點對應的價格,或者根據後一個交易匹配對的成交價格確定終的統一成交價格。

  4.為保證市場交易有效競爭,對單個發電企業申報售電規模進行大電量限制。即根據大工業用戶(售電公司)申報的交易意向總電量×競爭係數K(交易開始前,根據實際情況下達,並動態調整),折算成參與集中競價交易的發電企業發電平均利用小時數,則為發電企業月度集中競價交易小時數上限。

  5.同一投資主體(含關聯企業)所屬的售電公司申報實行大電量限制。若月度集中競價電量總規模大於10億千瓦時,申報競價電量不可超過當月競價電量總規模的20%;若月度集中競價電量總規模10億千瓦時及以下,申報競價電量不可超過2億千瓦時。同一投資主體(含關聯企業)所屬的售電公司月度競價年累計成交電量上限不超過16億千瓦時。單個售電公司的售電業務電量規模應滿足《售電公司準入與退出管理辦法》相關規定。

  6.已簽訂市場交易合同的市場主體,如非電力係統約束影響,連續2個月履約率低於60%的,原則上不得參與集中競價交易;拖欠電費1個月及以上的電力用戶不得參與集中競價交易,簽訂還款協議的除外。

  (四)月度挂牌直接交易

  1.集中競價交易開展後,根據發電能力和用電需求,每月15日前組織開展次月月度挂牌交易。月度挂牌交易採取“雙挂雙摘”形式開展。

  2.發電企業、電力用戶(售電公司)分別通過交易係統同時申報挂牌電量和挂牌價格(市場交易價格),採用相互摘牌、滾動調整、即時成交的方式開展。集中競價未成交的申報記錄作為挂牌交易的初始挂牌信息,市場主體通過撤單、挂單操作改變買入(賣出)價格或買入(賣出)意向。未參加集中競價交易的市場主體可在開市後挂單。市場主體根據需要,在挂牌結束前,可多次進行買入或賣出。

  3.買方或賣方重新挂單的行為視為摘牌。當買方價格高於或等於賣方價格時,按價格優先原則,自動摘牌成交,摘牌價格(成交價格)即為挂牌價格。當買方或賣方的成交量低於總挂牌量時,按買方(賣方)市場主體挂牌時間順序成交。

  4.挂牌交易成交後,經校核通過後形成交易結果通知書,通知書一經生成即刻生效。

  (五)合同電量分月電量計劃及價格調整

  1.年度雙邊協商交易合同分月計劃及調整。簽訂年度雙邊協商直接交易合同的市場主體應按分月電量計劃執行。在合同總量不變的情況下,經市場主體協商一致,每月15日前可申請調整次月月度電量計劃並提交交易中心,經校核後,交易中心按調整後的電量計劃進行考核。每年6和11月,經市場主體在協商一致,可申請調整年度雙邊協商購電合同總量,以及後續月份交易電價,經校核通過後生效。申請次月分月電量計劃調減的市場主體,僅可作為出讓方參與合同電量轉讓交易,不得參與次月其他市場化交易。

  2.季度雙邊協商交易合同分月計劃及調整。簽訂季度雙邊協商直接交易合同的市場主體應按分月電量計劃執行。在合同總量不變的情況下,經市場主體協商一致,季度首月15日前,可申請調整次月月度電量計劃並提交交易中心,經校核後,交易中心按調整後的電量計劃進行考核;季度第二個月15日前,經市場主體在協商一致,可申請調整季度雙邊協商購電合同總量,經校核通過後生效。

  3.調整年度、季度雙邊協商合同總量前,合同總量已執行的,即為合同執行完畢,不能再對合同總量進行調整,只可通過月度雙邊協商、集中競價、挂牌交易等方式購買電量,否則按偏差電量處理。

  4.年度、季度合同中明確採用價格聯動的,交易主體可在每月20日前通過交易係統中的合同變更模塊,向交易中心申請調整當月及後續月份市場交易價格;若在每月20日後提出申請的,只能調整後續月份市場交易價格。

  5.合同電量及電價調整由交易雙方通過交易係統進行申報和確認,校核通過後,交易中心統一發布調整結果,並作為合同執行依據,與合同具有同等法律效力。

  6.年度、季度合同分月電量計劃在按上述方式進行調整後,在合同總量不變的情況下,經市場主體協商一致,可在每月15日前申請調減本月電量計劃,交易中心按調減後的電量計劃進行考核。調度機構仍按原月度發電計劃安排發電,交易中心在匯總次月各類交易無約束成交電量時,對應扣減相關發電企業的發電量後,送調度機構進行校核。年末後一個月不組織開展月內合同電量計劃調減。

  交易中心每月10日前發布當月開展相關交易的具體時間。

  七、校核

  (一)調度機構按照各類交易的交易周期進行校核。在送出通道受阻限制發電企業發電能力時,原則上優先保障市場化交易電量。

  (二)開展年度交易時,調度機構在2019年12月負責提供次年關鍵通道輸電能力、關鍵設備檢修計劃等電網運行分月信息,由交易中心進行發布。

  (三)開展季度交易時,調度機構在每季度末月10日前提供或更新次季度電網運行相關信息;開展月度交易時,調度機構在每月10日前提供或更新次月電網運行相關信息。

  (四)開展市場化交易(含合同電量調整)時,根據各發電企業市場化交易發電能力數據對申報的交易意向電量進行預校核,並向各發電企業提供剩餘市場化交易發電能力實時數據。發電企業申報的年度(月度)交易意向電量、交易電量不得超過其年度(月度)市場化交易發電能力。

  (五)年度、季度交易閉市後個工作日,交易中心將所有年度、季度雙邊協商交易意向電量提交調度機構進行校核,調度機構在5個工作日內完成校核並將校核結果返回交易中心。

  (六)其他交易閉市後個工作日,交易中心將所有月度協商交易意向電量提交調度機構進行校核,調度機構應在2個工作日內完成校核並將校核結果返回交易中心。交易中心在收到調度校核結果後2個工作日內發布交易計劃,時間原則上不超過每月28日。

  (七)校核未通過的,調度機構需出具書面意見,由交易中心進行發布,並按以下原則削減電量:總體按照月度雙邊協商交易、月度挂牌交易、月度集中競價交易、季度雙邊協商交易和年度雙邊協商交易的順序依次削減,其中挂牌交易按照摘牌時間先後削減,集中競價交易按照價格優先原則削減,價格相同的按發電側節能低碳電力調度的優先級削減,雙邊協商交易按時間優先、等比例原則削減。

  八、發電計劃形成與執行

  (一)各發電企業發電計劃分為基礎電量發電計劃(含優先發電和基數電量,下同)和市場化交易增發電量計劃,交易中心負責市場化交易增發電量計劃。

  1.基礎電量計劃根據省內外電力需求的非市場化部分,根據優先發電和優先購電的要求,在保障風能、太陽能等清潔能源發電上網的基礎上,按照節能發電調度原則,充分吸納水電後再對火電企業進行分配。

  2.市場化交易增發電量計劃根據各電廠參加交易情況確定,火電企業的市場化交易電量與發電量按1:1.08核定。對與特殊行業進行交易的發電企業,按照政府相關部門文件執行。

  (二)根據發布的年度基礎電量分月發電計劃,發電企業、電網企業據此簽訂廠網間年度購售電合同,合同電量計劃分解到月度,由電網企業提交交易中心備案。

  (三)交易中心根據所有年度市場化交易合同約定的月度電量計劃和月度各類交易成交結果,匯總編制發電企業市場化交易月度發電計劃,按月上報調度機構。

  (四)調度機構根據市場化交易月度發電計劃、月度分解的基礎電量計劃,綜合統籌清潔能源消納、發電企業檢修計劃及負荷變化等情況,編制發電企業月度總發電計劃。年初,如果基礎電量發電計劃(含優先發電和基數電量)和各類市場交易電量仍未安排,調度機構按照節能發電調度原則安排發電計劃,各類發電計劃按照相關調控原則執行。

  (五)調度機構負責執行月度發電計劃,交易中心每日跟蹤和公布月度發電計劃執行情況。市場主體對月度發電計劃執行提出異議時,調度機構負責出具說明,交易中心負責公布相關信息。

  (六)發電企業、電力用戶和售電公司要服從統一調度管理和市場運營管理。電力係統發生緊急情況時,調度機構要按照優先的原則實施調度,事後應及時披露事故情況及計劃調整原因;影響較大的,應及時報告有關部門。

  (七)年度、季度雙邊協商交易合同簽訂後,在執行月度電量計劃過程中,因電網送出通道受阻,造成發電企業欠發電量時,發電企業仍按合同約定履行相關責任和義務,交易中心根據對應電力用戶實際用電量,在後續月份追補發電企業欠發電量計劃。

  九、合同電量偏差處理及電費結算

  (一)合同電量偏差處理

  合同電量偏差處理按照《貴州電力市場合同電量偏差處理實施辦法》相關規定執行。

  1.建立市場化交易合同偏差電量結算機制,發電企業和電力用戶(售電公司)的合同偏差分開按月清算、結賬。

  2.當電力用戶(售電公司)月度市場化交易電量小於月度合同電量計劃時,按合同執行順序結算,並承擔偏差考核費用。5%以內的少用電量免於支付偏差考核費用,5%以外的少用電量承擔偏差考核費用。

  3.建立售電公司餘缺調劑平衡機制。同一售電公司簽訂的直接交易合同及周邊跨省跨區交易合同合並結算及偏差考核,由售電公司指定其代理範圍內其中一家電網企業收取偏差考核費用。

  4.將各月偏差考核費用納入市場交易資金池,通過組織開展專場交易,用於降低用電企業生產成本,支持省內實體經濟發展。

  (二)電費結算流程及要求

  1.電力用戶和發電企業原則上按照電網企業抄表例日的抄見電量計量當月用電量和上網電量,抄表例日後的電量計入次月用電量。

  2.市場電力用戶(售電公司)的電費構成包括:電量電費、偏差考核電費、輸配電費、線損電費、政府性基金與附加等;發電企業的電費構成包括:電量電費、偏差考核電費、平均分擔的結算差額資金、輔助服務費用。

  3.月度用電結算順序依次為:年度雙邊協商交易分月電量、季度雙邊協商交易分月電量、月度集中競價交易電量、月度挂牌交易電量、月度雙邊協商交易電量、偏差電量。

  4.交易中心負責向市場主體出具結算依據,市場主體按照慣例進行結算。交易中心發布電費結算依據後,市場主體應及時核實確認,如有異議需在3個工作日內通知交易中心,逾期視為無異議。

  5.電網企業根據交易中心出具的結算依據,分別與發電企業、售電公司和電力用戶結算相關電費。

  6.與售電公司簽訂購售電合同的電力用戶結算關係維持現有方式不變;售電公司與電力用戶的結算,按照有關規定執行。

  7.遇特殊情況,需對合同電量進行清算時,由交易中心將清算電量送調度機構進行校核,校核通過後列入次月市場化增發計劃。

  十、違約責任

  (一)輸配電服務合同中,應明確電力用戶在規定期限內未交清電費時,承擔電費滯納的違約責任。電費違約金按照相關規定計算。電力用戶應先支付當期電費、再依次支付陳欠電費、當期電費違約金、其他電費。

  (二)電力用戶欠費達30日或在下一次抄表例日前,交易中心下達中止交易預通知;預通知後10個工作日內仍不交清電費的,經商相關市場主體並申請政府管理部門授權後中止交易。

  (三)市場主體拖欠交易手續費達30日或在下一次抄表例日前,交易中心下達中止交易預通知;預通知後10個工作日內仍不交清交易手續費的,經商相關市場主體並申請政府管理部門授權後中止交易。

  (四)建立紅名單、黑名單制度,對遵法守信、信用評價良好以上的市場主體,列入紅名單,並給予同等條件下市場交易優先等激勵措施;對違反交易規則、存在失信行為的市場主體,納入不良信用記錄,情節特別嚴重或拒不整改的,按照有關程序公示確認後,納入黑名單管理;強制退出的市場主體,直接納入黑名單。

  十一、信息披露

  交易中心、調度機構應公平對待市場主體,無歧視披露公眾信息和公開信息,嚴禁超職責範圍獲取或者泄露私有信息。各市場主體應遵循及時、真實、準確、完整的原則,提供相關信息,由交易中心負責市場信息的管理和發布。

  十二、保障措施

  (一)加強交易監管

  相關制度,切實加強事中事後監管,重點對市場主體履行合同和執行市場運行規則等情況進行監管,著力保護電力市場健康運行。建立健全交易合同糾紛協調仲裁機制,營造公平公正的市場環境。持續開展電力市場交易信用係統和信用評價體係建設,建立守信激勵和失信懲戒機制。建立市場主體年度信息公示制度和市場化交易預警機制。

  (二)嚴格執行退出機制

  嚴格按照市場主體退出有關規定執行,當市場主體出現瞞報信息等觸發退出條款行為時,交易中心按程序申請政府相關部門授權,取消市場化交易資格。

  (三)規範市場幹預行為

  1.如遇重大自然災害、突發事件、電煤供需嚴重失衡、電煤價格整體大幅波動等情形,政府相關部門有權暫停市場交易,全部或部分免除市場主體的違約責任。

  2.為確保電力有序供應及電網,電網企業按照有序用電方案或發電能力不足的電廠對應的交易用戶優先限電的原則,安排相關電力用戶有序用電,並限制發電企業參與市場化交易。

  3.由於電煤供應不足等引起電力供應失衡時,在發電企業完成基礎用電發電計劃後,列入政府有序用電範圍的電力用戶,可通過市場化方式,與發電企業協商提高交易價格,增強發電企業發電能力。調度機構和交易中心應優先滿足該類用戶的交易合同電量。

  十三、組織實施與管理

  省直相關部門、貴州能源監管辦、貴州電網公司、貴州電力交易中心按照各自職責分工協同推進電力市場化交易工作,共同維護好電力市場的公平、有序。省能源局負責牽頭組織實施,指導落實對重點產業的扶持,對發現的不公平交易行為及時予以糾正。省發改委負責對輸配電價執行情況進行監督。貴州能源監管辦負責對市場交易實施過程進行監管。貴州電網公司負責提供輸配電服務和電網校核。貴州電力交易中心負責市場交易、結算、統計管理、信息發布等工作。

  貴州電網公司和貴州電力交易中心要加強對交易過程的引導。各交易主體要簽訂有量有價的交易合同,支持省內重點產業發展,跨省區交易合同須報省能源局、貴州電力交易中心和貴州電網公司備案。交易中的重大事項由貴州電力市場管理委員會辦公室提交貴州電力市場管理委員會審議,必要時報國家能源局貴州監管辦和政府相關部門審定或批準。

(責任編輯:靜水)