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官方解讀|《四川省2021年省內電力市場交易總體方案》(標注鋁)

2021-02-10 15:12:14 來源: 四川電力交易中心

  2021年省內市場化交易即將拉開帷幕。為助力市場主體充分把握《四川省2021年省內電力市場交易總體方案》(以下簡稱“總體方案”)要點,四川電力交易中心編制了總體方案解讀,供廣大市場主體參考借鑒。

  一2021年總體方案基本情況

  在保證政策延續性的基礎上,2021年總體方案圍繞深化電力市場建設、促進清潔能源消納、支持重點產業發展3個重點,進行了適度完善優化,主要體現在4個方面,即“一個簡化、兩個放開、三個調整、三個加強”。

  一個簡化:簡化市場注冊流程。

  兩個放開:全面放開經營性專變用戶;穩步放開火電、新能源企業參與市場。

  三個調整:調整交易品種類別設置;調整交易品種組織方式;調整交易品種限價方式。

  三個加強:加強對市場主體的要求,規範市場主體交易行為;加強信息披露管理,細化信息披露內容;加強市場銜接,提出落實“六簽”的具體要求。

  二內容要點

  (一)“一個簡化”

  要點1:注冊流程更加簡化

  2021年內新投產且符合準入條件的電力用戶,在30天內完成注冊後進入公示;2020年底前投產的新增電力用戶,在年度交易前完成注冊(僅參加富餘電量、低谷棄水交易的,在4月底前完成注冊)後進入公示;存量電力用戶原則上不做調整,直接公示。各類電力用戶經公示無異議後,均可參與當年市場交易。

  (二)“兩個放開”

  要點2:全面放開經營性專變用戶

  2021年用電側市場準入進一步放開,將經營性專變用戶全面納入了市場交易範圍,取消了用戶年度購網電量規模限制。進一步支持“新基建”相關項目參與市場化交易,首次將具備條件的5G基站、充電樁納入了市場準入範圍。

  要點3:穩步放開火電、新能源企業參與市場

  火電企業除參與常規直購、戰略長協的火電電量配置外,還應參與火電增發交易;新能源(含風電、光伏、生物質能,光伏扶貧項目除外)發電企業除參與常規直購新能源電量配置外,還應參與居民電能替代交易和燃煤火電關停替代交易。

  (三)“三個調整”

  要點4:調整交易品種類別設置

  新設火電增發交易、鋁電合作交易2個交易品種。

  1.火電增發交易

  為進一步擴大發電側放開比例,新增火電增發交易品種,在火電企業中引入市場競爭機制。該交易品種的交易電量包括外送火電增發交易電量和供熱火電豐水期增發交易電量兩部分。採用集中挂牌方式組織交易,挂牌電價為燃煤火電基準上網電價下浮15%(即341.02元/兆瓦時)。火電企業的火電增發交易電量與優先計劃電量合並後,在全年滾動執行。

  2.鋁電合作交易

  單列鋁電合作交易品種。鋁電合作交易年度、月度(月內)僅組織雙邊協商交易,但不組織月度(月內)雙邊協商調減交易。根據現有折算基準,水電企業可按照年度交易簽約電量的54%獲得外送電量指標獎勵,獎勵指標在7-10月均衡安排,且免扣13元/兆瓦時的外送價差。如折算基準發生變化,按照補償費用不變原則相應調整比例。

  要點5:調整交易品種組織方式

  1.水電消納示範交易

  水電消納示範交易取消了“以供定用”“以用定供”“以豐定枯”等限制,將水電消納示範交易簽約電量納入水電消納扶持政策範圍,執行水電消納示範輸配電價。電力用戶經認定的可交易電量超過簽約電量時,超出電量不納入水電消納扶持政策範圍;用戶新增和擴建產能實際用電量超過經認定的可交易電量時,超出部分須參加符合條件的其他交易品種。

  2.富餘電量交易

  參與範圍進一步擴大:10千伏專變工業用戶均應參加富餘電量交易,但留存電量用戶、參加戰略長協交易的用戶(鋼鐵企業除外)可選擇參加富餘電量交易。水電消納示範區新增工業用戶的全部工業用電量和擴建工業用戶的擴建產能的工業用電量,在參加水電消納示範交易後,不同時參加富餘電量交易。

  基數電量認定方式調整:由“大工業用電量”調整為“用電量(不含居民、農業電量)”。

  3.電能替代

  取消外送指標獎勵,不再按年度交易中枯水期簽約電量80%獎勵發電企業豐水期外送電量指標。

  4.居民電能替代

  擴大用電側覆蓋範圍:將四川電網所屬“子改分公司”、全資和控股供電公司供區內已實現與主網同價且完成“一戶一表”改造的居民用戶的低谷時段用電,一並納入居民電能替代政策。

官方解讀|《四川省2021年省內電力市場交易總體方案》(標注鋁)

  擴大發電側參與範圍:由符合條件的風電、光伏發電企業擴充為新能源發電企業(風電、光伏、生物質能,光伏扶貧項目除外)。

  5.燃煤火電關停替代

  發電側參與範圍由符合條件的水電企業調整為新能源發電企業(風電、光伏、生物質能,光伏扶貧項目除外)。

  6.留存電量

  固化留存電量計劃:為避免留存電量計劃調整影響用戶和售電公司市場化交易合同的簽訂和執行,促進與現貨市場銜接,將留存電量計劃納入中長期交易管理範疇,經年度留存電量批復文件確認後的留存電量分月計劃原則上不得進行調整,但可以開展發用兩側留存電量轉讓。

  調整留存電量轉讓方式:用電側留存電量交易合同轉讓,僅由留存電量用戶(含零售用戶)發起,在本州內留存電量用戶之間進行,且電解鋁企業留存電量交易合同不能轉讓。單個售電公司代理的留存電量用戶全部留存電量合同作為該售電公司的留存電量合同,統一打捆考核。

  7.合同轉讓交易

  取消同時轉入和轉出限制:取消發用兩側同次交易不能同時申報轉入和轉出的限制,便於市場主體更靈活參與市場交易。

  設置用電側年度轉讓交易電量比例限制:在年度合同轉讓交易中,用電側市場主體分月電量轉讓不超過該品種當月合同電量40%,月度(月內)合同轉讓則不對轉讓電量比例作限制。

  放寬跨省跨區合同轉讓條件:發電側在仍有省內市場化合同(不含留存電量、水電消納示範)的情況下,原則上不組織跨省跨區合同轉讓。轉讓跨省跨區合同的條件較去年增加了持有水電消納示範合同的情形,放寬了跨省跨區合同的轉讓條件。

  8.計劃外交易品種

  將戰略長協、富餘電量、低谷棄水、清潔替代中的電能替代和自備機組停發替代共5個交易品種,合稱為計劃外交易品種。計劃外交易品種水電部分在年度、月度(月內)交易中合並組織。即發電企業、售電公司、批發用戶在批發市場交易中均按計劃外品種整體進行交易簽約。

  要點6:調整交易品種限價方式

  1.調整多個品種全年綜合價限價方式

  對於常規直購、戰略長協、電能替代、自備替代、水電消納示範5個交易品種,年度交易綜合價格上下限設置方式調整為按電力用戶用電結構,以年度分月交易價格上下限對應時段交易電量佔比折算的加權均價。

  為方便各市場主體理解掌握,以下例予以說明:如用戶A的豐、平、枯水期簽約電量分別為500兆瓦時、180兆瓦時、450兆瓦時。

  (1)如用戶A簽約常規直購:

  採用分月交易價時,其上限分別為:253.72元/兆瓦時、333.84元/兆瓦時、415.63元/兆瓦時;下限分別為169.15元/兆瓦時、222.56元/兆瓦時、277.09元/兆瓦時。

  採用全年綜合價時,其交易價格上限為:

  500/(500+180+450)*253.72+180/(500+180+450)*333.84+450/(500+180+450)*415.63=330.96元/兆瓦時

  其交易價格下限為:

  500/(500+180+450)*169.15+180/(500+180+450)*222.56+450/(500+180+450)*277.09=220.64元/兆瓦時

  (2)如用戶A簽約戰略長協:

  採用分月交易價時,其上限分別為:169.15元/兆瓦時、333.84元/兆瓦時、415.63元/兆瓦時;下限分別為75元/兆瓦時、222.56元/兆瓦時、277.09元/兆瓦時。

  採用全年綜合價時,其交易價格上限為:

  500/(500+180+450)*169.15+180/(500+180+450)*333.84+450/(500+180+450)*415.63=293.54元/兆瓦時

  其交易價格下限為:

  500/(500+180+450)*75+180/(500+180+450)*222.56+450/(500+180+450)*277.09=178.98元/兆瓦時

  2.調整鋁電合作限價方式

  鋁電合作年度交易中採用綜合價和分月價簽約兩種方式的最高限價均分別與戰略長協交易中的水電部分綜合價和分月價的最高限價相同,不設價格下限;月度(月內)交易中,限價範圍與戰略長協交易中的水電部分限價範圍相同。

  3.統一多個交易品種限價

  調整電能替代交易的年度雙邊協商交易電價限價範圍為與戰略長協交易中的水電部分一致,實現計劃外交易品種年度、月度(月內)限價全部統一。

  調整水電消納示範交易限價與戰略長協交易中的水電部分限價範圍一致。

  4.調整轉讓交易限價方式

  對於發用兩側採用雙邊協商轉讓的,轉讓價格與原合同不一致時,若原交易品種設置有限價範圍,轉讓價格限價範圍與對應品種月度(月內)電能量增量價格限價範圍相同;原交易品種價格未設置限價,其轉讓價格限價範圍與常規直購月度(月內)電能量增量交易限價範圍相同;轉讓價格與原合同價格一致時,轉讓交易不設限價,規避了去年轉讓交易中同價轉讓產生價差的問題。跨省跨區交易合同轉讓須與原合同電價保持一致。

  (四)“三個加強”

  要點7:加強對市場主體的要求

  加強對運營機構的要求。強調了交易機構的信息安全保障職責,並提出信息安全事故應急處置預案等相應落實要求;強調了調度機構按要求落實市場交易結果的職責。

  加強對發電企業的要求。明確了發電企業參與市場的行為規範,提出了合規、計劃執行、計量改造方面要求,並列舉了部分不合規行為。

  完善對電力用戶的要求。增加非年內新投產、有意願參加市場交易的電力用戶(除僅參加富餘電量、低谷棄水交易的情形外)須全年參加交易的要求。明確拖欠電費、隨意更改或惡意毀約等行為的處理方式。超過用電側偏差考核閾值的零售用戶,原則上應共同承擔其售電公司最低20%的偏差考核費用,但仍尊重零售用戶與售電公司的意願,具體分攤比例由零售用戶與售電公司自主協商確定。

  增加對售電公司的要求。擴大售電公司可代理交易品種範圍,在原有基礎上增加留存電量、鋁電合作2個交易品種;增加售電公司準入條件動態復核等要求。進一步規範售電公司管理,並明確售電公司不得將購售電合同簽訂等核心業務交由其他個人或機構完成,否則應承擔因購售電合同引發的市場糾紛、懲罰、訴訟等全部責任。

  強化對電網企業的要求。電網企業在合同轉讓交易雙方協商一致時,接受合同轉讓交易雙方委托,承擔合同轉讓交易價差費用的代收代付,雙方自行開具增值稅發票。

  明確對退市市場主體的要求。無正當理由退市的售電公司,原則上原法人及其法人代表3年內不得再選擇市場化交易。電力用戶未簽訂交易合同(含交易合同電量為0),按超用進行考核;連續3月未簽訂交易合同的,視作違約退出。非正當退市的,從退出當年後續月份起,在繳納輸配電價的基礎上,按目錄電價1.2倍執行。

  要點8:關於加強信息披露管理

  再次明確各類市場主體的信息披露義務,提出了信息披露的渠道、方式及信息真實性等方面的要求。提出對未報送或報送不及時、或違反信息披露有關規定的市場成員,將依法依規納入失信管理,問題嚴重的可暫停其交易資格或取消市場準入資格。

  要點9:加強市場銜接

  按國家發改委相關要求,結合四川實際明確了“六簽”工作要求:

  高比例簽約。推動中長期合同高比例簽約,售電公司年度批發市場中長期交易簽約電量應不低於全年零售市場簽約量的80%;批發用戶年度批發市場中長期交易簽約電量應不低於近三年平均用電量或上一年用電量的80%;現貨試運行期間,售電公司和批發用戶各月中長期交易簽約電量須不低於當月實際用電量的95%。

  規範化簽約。各市場主體按照合同示範文本簽訂中長期交易合同。

  見證簽約。引入第三方信用機構,推動中長期合同聯合簽約。

  長期簽約。連續參加市場3年或交易電量達到一定規模的,可簽訂3-5年長期合同。在政策和市場規則發生變化時,可經雙方協商後進行調整。

  分時段簽約。按照峰、平、谷三個時段簽訂分時段合同。年度交易中,在全年分月電量和全年豐平枯均衡結構的基礎上,增加分時段方式組織交易,即組織開展全年均衡結構峰段、全年均衡結構平段、全年均衡結構谷段、全年全時段均衡結構、全年分月峰段、全年分月平段、全年分月谷段、全年分月均衡結構交易。月度(月內)交易中,按月度(月內)峰段、月度(月內)平段、月度(月內)谷段、月度(月內)均衡結構組織組織交易。

  電子化簽約。在交易平臺中預置電子合同示範文本,市場主體須通過交易平臺簽約電子合同後,經打印蓋章後提交交易中心備案生效。

  三特別提醒事項

  按照《關於四川電網2020—2022年輸配電價和銷售電價有關事項的通知》(川發改價格〔2020〕629號)相關要求,取消原有富餘電量輸配電價政策。參加富餘電量交易的電力用戶輸配電價將按川發改價格〔2020〕629號文要求,與同電壓等級下的常規直購等交易品種執行同一輸配電價。

(責任編輯:靜水)