关于印发《贵州省2021年电力市场化交易工作实施方案》的通知(黔能源运行〔2020〕117号)20201127

关于印发《贵州省2021年电力市场化交易工作实施方案》的通知(黔能源运行〔2020〕117号)20201127

贵州省能源局
国家能源局贵州监管办
关于印发《贵州省2021年电力市场化交易工作实施方案》的通知

黔能源运行〔2020〕117号

各市(州)能源行业主管部门、贵安新区经发局,贵州电力交易中心,贵州电网公司,各发电集团、独立发电企业,有关电力用户、售电企业:

根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及相关配套文件精神,按照《电力中长期交易基本规则(修订)》(发改能源规〔2020〕889号)、《国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》(发改运行〔2019〕1105号)以及电力中长期合同全签、长签、见签、分时段签、规范签、电子签“六签”要求,贵州电力市场管理委员会办公室牵头制定了《贵州省2021年电力市场化交易工作实施方案》,并在广泛征求有关部门和市场主体意见的基础上,经省能源局和国家能源局贵州监管办研究同意,现印发你们,请遵照执行。

贵州省能源局
国家能源局贵州监管办公室
2020年11月27日

贵州省2021年电力市场化交易工作实施方案

为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及相关配套文件精神,根据《电力中长期交易基本规则(修订)》(发改能源规〔2020〕889号)、《国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》(发改运行〔2019〕1105号)、电力中长期合同“六签”及贵州能源工业运行新机制等有关要求,进一步规范市场主体交易行为,促进电力市场可持续发展,结合我省实际,制定2021年电力市场化交易工作实施方案。

一、市场主体准入与退出

市场主体包括电力用户、售电公司、发电企业和电网企业。各类市场主体应在贵州电力交易中心(以下简称交易中心)注册,并通过南方区域统一电力交易平台(以下简称电力交易平台)参与交易。

(一)市场主体准入

——电力用户:

1.根据《贵州省电力市场主体注册管理办法》完成注册的经营性电力用户。电力用户不受电压等级和用电量限制。

2.完成市场注册且从2021年开始签订批发或零售合同的电力用户,全部电量需通过批发交易或零售交易购买,但不得同时参加批发交易和零售交易,且不再执行目录电价。

参加市场化交易的电力用户,允许在合同期满的下一个年度,按照准入条件重新选择参加批发交易或零售交易。

参加零售交易的电力用户,合同有效期内原则上只能选择一家售电公司代理交易。

3.支持中小用户通过售电公司代理交易。10(20)千伏及以下用户须由售电公司代理交易。

——售电公司:

按照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)、《贵州省售电公司准入与退出管理办法实施细则》(黔能源电力〔2017〕175号)等有关规定执行。

——发电企业:

1.贵州省内统调火电企业、水电企业和其他新能源企业。其中水电企业(水电企业装机容量需达5万千瓦及以上)和新能源企业暂参与发电权交易,待具备条件后可参与其他电力交易。

2.参与交易的发电企业依法取得发电项目核准或者备案文件,依法取得或者豁免电力业务许可证(发电类)。

3.并网自备电厂公平承担发电企业社会责任,按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任。

——电网企业:

参与交易的电网企业需取得《供电营业许可证》《电力业务许可证》(输电类、供电类),拥有输电网、配电网运营权。

(二)市场主体退出

1.自愿参与市场交易的电力用户,原则上不得自行退出市场;无正当理由退市的电力用户,由为其提供输配电服务的电网企业承担保底供电责任。电网企业为电力用户供电的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上,按政府核定的目录电价的1.2倍执行。

2.其他规定按照《贵州省电力中长期交易规则(试行)》《贵州省市场主体注册管理办法》《贵州省售电公司准入与退出管理办法实施细则》等相关文件执行。

二、交易品种

(一)省内电能量交易

1.省内双边协商交易。市场主体之间以多年、年、多月、月、月内为周期,自主协商交易电量(电力)、电价,形成多年、年、多月、月度、月内双边协商交易初步意向,经安全校核和相关方确认后形成交易结果。鼓励双方提交多年双边协商交易意向。

2.省内集中交易。省内集中交易包括省内集中竞价交易、挂牌交易两种形式。探索开展竞拍(招标)交易,由售电或购电方向交易中心提交竞拍(招标)申请,通过电力交易平台进行竞价(投标)。

(1)集中竞价交易。市场主体之间以多年、年、月、月内为周期,通过电力交易平台申报电量(电力)、电价,交易中心根据调度机构提供的安全约束条件和市场交易规则进行市场出清,经调度机构安全校核后,确定最终成交对象、成交电量、成交价格等。电力用户(售电公司)月度超计划用电量事后撮合交易,视为月度集中竞价交易。

(2)挂牌交易。市场主体之间以多年、年、月、月内为周期,通过电力交易平台将需求电量(电力)或可供电量(电力)及价格等信息对外发布要约,由参与交易另一方提出接受该要约申请,经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

(二)周边跨省跨区电能量交易

周边跨省跨区企业可通过电力交易平台与发电企业签订购售电合同,也可委托售电公司或电网企业代理参与交易。周边跨省跨区交易采用多年、年、多月、月、月内双边协商或多年、年、月、月内集中交易等方式进行,鼓励采用集中交易方式开展交易。电网企业送周边跨省跨区企业输配电价参考省内输配电价执行,具体由购售电双方协商确定。具体事宜由交易中心商相关市场主体确定。

(三)合同电量转让交易

在年度、多月双边合同分解到月的基础上,发电企业之间、电力用户(售电公司)之间可开展合同电量转让交易。

合同电量转让交易是指在不影响第三方权益的前提下,通过市场化交易方式实现市场主体之间全部或部分合同电量的有偿转让,受让方按转让前合同条款享受权利和履行义务。执行阶梯电价、价格联动的用户不参与合同电量转让交易。

交易标的包括基数电量计划、“黔电送粤”(含“黔电送深”)计划、直接交易合同、周边跨省区交易合同。交易方式采用双边协商或挂牌交易进行组织。相关规定按照《贵州电力市场电量转让交易实施办法》执行。

(四)电量互保交易

电量互保交易是指在不影响第三方权益的前提下,具有直接交易资格的发电企业之间、电力用户(售电公司)之间通过自主协商,签订电量互保协议,一方因特殊原因无法履行合同电量时,由另一方代发(代用)部分或全部电量进行电量电费结算,并按照实际发(用)电量签订事后合同电量转让合同。

电量互保交易原则上“一对一”签订电量互保协议,同一集团发电企业或同一市场主体所属不同地域的企业可在企业内部建立互保关系,事后进行合同电量转让交易。执行阶梯电价、价格联动的用户不参与电量互保交易,专场交易用户只能与同类型用户进行电量互保交易。电量互保协议签订后提交交易中心,每月20日前提交的电量互保协议当月生效。相关规定按照《贵州电力市场电量互保交易实施办法(暂行)》执行。

(五)省内发电权交易

继续开展省内水火发电权交易,具体方案另行制定。探索开展新能源发电权交易。

(六)电力现货交易

根据国家关于电力现货市场建设有关要求,适时开展电力现货交易。

(七)其他交易

根据电力市场建设、产业发展、企业需求,可组织开展相关市场交易。具体方案另行制定。

三、交易价格及定价机制

(一)电价组成

电力用户、售电公司购电价格由市场交易价格、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加等组成。

1.市场交易价格。双边协商交易、合同电量转让交易价格由发电企业、电力用户(售电公司)自主协商确定。集中竞价交易、挂牌交易价格分别以统一出清价格和挂牌价格为准。合同电量转让交易价格为合同电量的出让或买入价格,不影响出让方原有合同价格及结算。

2.输配电价。按照政府价格主管部门核定的标准执行,含电度电价、基本电价。周边跨省跨区交易的电网或电力用户输配电价,由电网企业和跨省区电力用户(售电公司)参照价格主管部门核定的省内输配电价协商确定。

3.辅助服务费用。按照辅助服务相关规定执行。

4.政府性基金及附加。按照规定标准执行,由电网企业代收代缴。

5.按照国家规定,电网企业对相关电力用户计收功率因数考核电费。

6.按照有关规定向交易中心缴纳交易手续费。

(二)定价机制

建立“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按现行燃煤机组上网基准价确定,上浮不超过10%,下浮原则上不超过15%。具体交易价格由市场主体协商确定,第三方不得干预。现阶段主要以年度(多年)合同为基础,月度(多月)合同为补充,市场主体可根据市场供求关系变化,确定月度参与市场交易的方式、电量及价格。

1.根据当期市场交易情况,为规避电力市场价格大幅波动的风险,对集中竞价和挂牌交易限制最高、最低报价,最高不超过0.50元/千瓦时,最低不低于0.25元/千瓦时。

2.建立分时段定价机制。分时段价格实行“基准价+上下浮动”机制,平段交易价格由发用电双方协商确定,并作为基准价;峰段交易价格在基准价基础上上浮最高不超过5%;谷段交易价格在基准价基础上下浮最高不超过8%。

3.鼓励建立煤价-电价联动定价机制。在基准价的基础上,鼓励交易双方建立电煤价格联动调整机制,以上年度煤炭平均价格和售电价格为基准,引入规范科学、双方认可的煤炭价格指数作参考,按一定周期联动调整交易电价,电煤价格浮动部分由交易双方按比例分配。具体调整方式由双方协商,并在合同中明确;调整期限应与电煤中长期合同期限有效衔接。采用煤价-电价联动定价机制的市场主体,不能参与合同电量转让交易和电量互保交易。

4.鼓励建立电价-主要产品价格联动定价机制。交易双方可参考主要产品多年平均价格或上年度价格,协商确定基准价对应的产品价格、产品价格联动调整幅度,并在合同中明确。采用电价-主要产品价格联动电价的市场主体,不能参与合同电量转让交易和电量互保交易。

5.鼓励双边协商建立年度阶梯电价定价机制。阶梯电价和电量由市场主体自主协商,阶梯电价分档不超过3档。采用阶梯电价的市场主体,不能参与合同电量转让交易和电量互保交易。

6.执行峰谷电价政策的电力用户,参加市场化交易后继续执行政府核定的峰谷电价。

7.政府相关部门对因特殊原因未及时确定年度交易价格的交易合同,可确定临时交易价格进行预结算,临时交易价格可参考上一年度市场化交易平均价格确定。

8.完成市场注册但未参加市场化交易的电力用户,可通过售电公司提供零售服务并探索建立通过竞拍(招标)方式确定售电服务价格的市场价格形成机制,也可执行政府目录电价。

四、交易合同签订与执行

(一)市场交易合同

1.市场交易合同分为电力中长期交易合同、合同电量转让协议、电量互保协议等。集中交易的成交结果通知书视为合同,并具备同等法律效力。

2.年购电量500万千瓦时以上的电力用户(售电公司),均须签订分时段电力中长期合同。

(二)电力用户交易合同

1.电力用户与发电企业、电网企业在电力中长期交易合同中应明确各方权利义务、合同变更、合同电量转让、分时段量价、中止程序及违约责任等,合同条款不得约定其他第三方的权力义务。年度合同中事先约定限制转让或互保的交易电量,不得参与合同电量转让交易或电量互保交易。

2.电网企业按照价格主管部门核定的输配电价收取过网费,并按照交易中心出具的结算依据进行电费结算。

(三)售电公司交易合同

1.售电公司交易合同分为电力中长期交易合同和零售合同,零售合同为售电公司与其所代理的电力用户签订的售电合同。

2.售电公司与发电企业、电网企业在电力中长期交易合同中应明确各方权利义务、合同变更、分时段量价、中止程序及违约责任等,合同条款不得约定其他第三方的权力义务。交易中心根据交易结果和执行情况出具结算依据,由电网企业负责电费结算,按照规定及时向发电企业和售电公司支付(收取)价差电费。

3.售电公司与电力用户签订的零售合同应约定电量电价、违约责任等权利义务相关内容,具备条件的可约定分时段量价。零售合同有效期不得超过委托代理有效期。零售合同签订后报交易中心备案。

4.售电公司与电力用户签订零售合同后,如需对合同电量及价格等关键内容进行调整,须经双方同意,并通过电力交易平台进行申报和确认,与原合同具有同等法律效力。

售电公司参与市场化交易,按照《贵州省售电公司市场化交易工作指引》有关规定执行。

(四)合同签订

1.市场交易合同签约电量不低于上一年实际用电量或近三年用电量平均值的95%,生产经营调整较大的用户可适当放宽至90%。其中年度中长期合同签约量应不低于近三年用电量平均值的80%。

2.鼓励市场主体签订2~3年及以上周期的合同。

3.根据我省电源结构及用户用电特性,参考贵州电网实际负荷曲线和市场化交易情况,发用电双方总体上按照峰、谷、平段签订电力中长期合同。

峰、平、谷段小时数均为8小时,根据用电特性及实际负荷曲线分为5个时段,峰段为8~12:00、17~21:00,平段为12~17:00、21~24:00,谷段为0~8:00。

4.市场交易合同除购售电双方作为签约主体以外,电网公司也作为签约方,同时增加信用监管机构见证签约。

5.电力交易平台应满足国家电子合同有关规定的技术要求,市场主体应当依法使用可靠的电子签名,按照规范合同范本线上签订电子合同。电子合同与纸质合同具备同等法律效力。

6.电力交易平台提交、确认的双边协商交易和集中交易产生的结果,各市场主体可将电力交易机构出具的电子交易确认单(视同为电子合同)作为执行依据。

(五)合同执行顺序

多年合同优于年度合同,年度合同优先于多月合同,多月合同优于月度合同,月度合同优于月内(半月)合同。交易合同按签订时间先后进行结算。同一电力用户(售电公司)在同一交易序列内与多家发电企业签订交易合同时,须明确合同结算顺序,未明确的则按合同电量占比等比例结算。同类合同电量转让交易优先执行受让方交易合同。

五、交易组织及交易时序

(一)交易组织

1.年初发布火电企业优先发电计划和基数电量计划,初步测算年度电力市场化交易规模,组织购售电双方开展双边协商交易或集中交易。

2.交易中心每月10日前发布当月开展相关交易的具体时间。

3.在组织开展年度、多月双边协商交易的基础上,依序开展月度集中竞价交易、月度挂牌交易、月度双边协商交易。已签订年度、多月合同的市场主体月度有新增用电需求时,优先进行合同电量调整。未签订合同且有购电需求的市场主体,先参与月度集中竞价和挂牌交易,未成交的电量再开展月度双边协商交易。

4.电力用户(售电公司)可自主选择一家或多家发电企业购电,当电力用户(售电公司)选择两家及以上发电企业购电时,须在交易系统中明确合同电量分配原则和结算顺序。

5.市场主体对交易结果有异议的,应当在结果发布1个工作日内向交易中心提出,由交易中心会同调度机构在1个工作日内给予解释。

6.对参加集中竞价交易的市场主体进行最大电量限制。各发电企业参与年度、多月集中竞价的总电量,不能超过调度提供的剩余最大发电能力;各电力用户申报的总电量,原则上不能超过上一年度同期用电量。若是新增电力用户,不能超过装见容量计算的最大用电量。

月度集中竞价交易中,对单个发电企业申报售电规模进行最大电量限制。根据电力用户(售电公司)申报的交易意向总电量×竞争系数K(交易开始前,根据实际情况下达,并动态调整),折算成参与集中竞价交易的发电企业发电平均利用小时数,则为发电企业月度集中竞价交易小时数上限。

对同一投资主体(含关联企业)所属的售电公司申报实行最大电量限制。若月度集中竞价电量总规模大于10亿千瓦时,申报竞价电量不可超过当月竞价电量总规模的20%;若月度集中竞价电量总规模10亿千瓦时及以下,申报竞价电量不可超过2亿千瓦时。同一投资主体(含关联企业)所属的售电公司月度竞价年累计成交电量上限不超过16亿千瓦时。单个售电公司售电规模应满足《售电公司准入与退出管理办法》相关规定。

7.已签订交易合同的市场主体,如非电网安全约束影响,连续2个月履约率低于60%的,原则上不得参与集中竞价交易。拖欠电费1个月及以上的电力用户不得参与集中竞价交易,签订还款协议的除外。

8.挂牌交易采用“双挂双摘”方式进行,具体如下:

(1)发电企业、电力用户(售电公司)分别通过电力交易平台同时申报挂牌电量和挂牌价格(市场交易价格),采用相互摘牌、滚动调整、即时成交的方式开展。集中竞价未成交的申报记录作为挂牌交易的初始挂牌信息,市场主体通过撤单、挂单操作改变买入(卖出)价格或意向。未参加集中竞价交易的市场主体可在开市后挂单。挂牌结束前,市场主体根据需要可多次进行买入或卖出。

(2)买方或卖方重新挂单的行为视为摘牌。当买方价格高于或等于卖方价格时,按价格优先原则自动摘牌成交,摘牌价格(成交价格)即为挂牌价格。当买方或卖方的成交量低于总挂牌量时,按买方(卖方)市场主体挂牌时间顺序成交。

(二)年度(多年)交易

1.根据工作需要,11月上旬通过双边协商方式开展年度(多年)专场交易,交易主体包括部分重点行业、重点区域,交易规模不能超过调度提供的各发电企业最大发电能力。

交易双方通过双边协商形成年度(多年)意向协议,在年度(多年)专场交易申报截止前,通过电力交易平台申报分时段量价,提交至电力交易机构,经调度机构调整安全校核通过后,于11月25日完成专场交易合同签订。

鼓励参与年度专场交易的市场主体签订多年分时段合同。合同中可明确电煤价格联动、产品价格联动及年度阶梯分档方式等条款,形成年度联动价格与阶梯价格相结合的定价机制。

2.11月中旬开展年度(多年)双边协商交易,交易规模不能超过调度提供的各发电企业剩余发电能力。电力用户可直接或由售电公司代理与发电企业协商确定年度(多年)分月分时段交易量价。11月中旬由发电企业与电力用户(售电公司)通过电力交易平台形成年度交易初步申报意向(申报数据确认后,必须经交易相关方协商同意,方可进行变更),并送调度机构安全校核,调度机构在5个工作日内将校核结果返回交易中心,交易中心在下一工作日内发布交易成交结果,并于11月25日前完成年度双边合同签订。逾期未参加的市场主体可参加后续组织的月度(多月)双边协商交易,原则上不进行追溯清算。

(三)月度(多月)交易

1.根据发电能力和用电需求,每月15日前组织开展次月月度集中竞价交易。市场主体通过电力交易平台集中申报分时段电量需求和市场交易价格,以申报截止前最后一次有效申报数据作为最终申报数据,市场主体对申报数据负责,由电力交易平台按照统一出清交易规则进行匹配,经调度机构安全校核通过后形成交易结果通知书,通知书一经生成即刻生效。

2.集中竞价交易开展后,根据发电能力和用电需求,组织开展次月月度挂牌交易。月度挂牌交易采取“双挂双摘”形式开展。挂牌交易成交,经调度机构安全校核通过后形成交易结果通知书,通知书一经生成即刻生效。

3.每月17~23日为多月、月度双边协商直接交易申报时间,发电企业与电力用户(售电公司)协商确定次月或后续月分时段交易量价,由发电企业通过电力交易平台申报,电力用户(售电公司)在23日前确认,电力交易平台形成初步意向并经调度机构安全校核通过后,交易中心在下一个工作日发布交易结果。

(四)合同电量分月电量计划及价格调整

1.年度双边协商交易合同分月计划及调整。签订年度双边协商交易合同的市场主体,应按分月分时段电量计划执行。在合同总量不变的情况下,经市场主体协商一致,每月20日前可向交易中心申请调整次月分时段电量计划,经调度机构安全校核通过后,交易中心按调整后的电量计划进行考核。

申请次月分时段电量计划调减的市场主体,仅可作为出让方参与合同电量转让交易,不得参与次月其他市场化交易。

2.多月双边协商交易合同分月计划及调整。签订多月双边协商交易合同的市场主体,应按分月分时段电量计划执行。在合同总量不变的情况下,经市场主体协商一致,每月20日前可向交易中心申请调整次月分时段电量计划,经调度机构安全校核通过后,交易中心按调整后的电量计划进行考核。

3.2021年6月、11月,经市场主体协商一致,可申请调整年度双边协商交易合同总量。

4.年度、多月双边协商交易合同无剩余电量或剩余电量不足的,视为合同执行完毕,只可通过月度集中竞价、挂牌交易等方式满足调整电量、购买电量的增量需求,否则按偏差电量处理。

5.年度、多月合同的交易主体可在每月20日前通过电力交易平台的合同变更模块,向交易中心申请调整当月及后续月分时段交易价格。若20日后提出申请的,只能调整后续月分时段交易价格。

6.交易合同电量及价格调整由交易双方通过电力交易平台进行申报和确认,经调度机构安全校核通过后,交易中心统一发布调整结果,并作为合同执行依据,具有同等法律效力。

7.在合同总量不变的情况下,签订年度、多月、月度合同的市场主体经协商一致,每月15日可进行一次月内合同电量调整,交易中心按调整后的电量计划进行考核。

月内合同电量调整规范由省能源局另行制定并执行。

(五)合同电量转让

1.月度合同电量转让交易由交易中心以双边协商交易方式统一组织,有交易意向的市场主体通过电力交易平台在每月23日前提交次月事前合同电量转让交易意向,经调度机构安全校核通过后,签订次月事前合同电量转让协议。

2.月内合同电量转让交易由交易中心统一组织,市场主体于每月15日前通过电力交易平台申报当月合同电量转让意向,经调度机构安全校核通过后,签订月内事前合同电量转让协议。校核结果直接作为调度执行依据,月内不再另行下达发电计划。

3.若合同电量转让交易出让合同涉及专场交易市场主体,则受让方应为参加专场交易的同类市场主体。

六、安全校核

(一)调度机构按照各类交易的交易周期进行安全校核。当送出通道受阻限制发电企业发电能力时,原则上优先保障市场化交易电量。

(二)为保障系统整体备用和调峰调频能力,各类交易开始前15个工作日,调度机构根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线及电网约束情况,折算各发电机组电量上限,提出机组发电利用小时数限制建议,并及时提供关键通道可用输电容量、关键设备检修计划等电网运行相关信息,由交易中心发布。

对年度、多月交易,调度机构负责提供次年、多月关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行分月信息,按照不低于关键通道可用输电容量80%下达交易限额,由交易中心发布。

对月度交易,调度机构在每月10日前提供或更新次月电网运行相关信息,按照不低于关键通道可用输电容量90%下达交易限额;发电设备利用率应当结合调峰调频需求制定,并向市场主体公开设备利用率。

对月内发用电侧合同电量调增和电量转让交易无约束交易结果,调度机构提供月内安全校核,参考月度交易限额制定方法,按照不低于关键通道可用输电容量95%下达交易限额,该结果直接作为调度执行依据,月内不再另行下达发电计划。

(三)根据各发电企业交易发电能力数据对申报的交易意向电量进行预校核,并向各发电企业提供剩余交易发电能力实时数据。发电企业申报的年度(月度)交易意向电量、交易电量不得超过年度(月度)交易发电能力。

交易中心根据调度机构反馈的发电企业剩余发电能力情况,结合市场主体需求,灵活组织市场化增量交易,并将交易结果送调度机构执行,不需进行安全校核。

(四)年度、多月交易闭市后第一个工作日,交易中心将年度、多月双边协商交易意向电量提供调度机构进行安全校核,调度机构5个工作日内完成安全校核并将结果反馈交易中心。

(五)其他交易闭市后第一个工作日,交易中心将所有月度协商交易意向电量提供调度机构进行安全校核,调度机构2个工作日内完成安全校核并将结果反馈交易中心。交易中心收到安全校核结果后2个工作日内发布交易计划。

(六)安全校核未通过的,调度机构需出具书面意见,由交易中心进行发布,并按以下原则削减电量:总体按照月度双边协商交易、月度挂牌交易、月度集中竞价交易,多月双边协商交易、多月挂牌交易、多月集中竞价交易和年度双边协商交易、年度挂牌交易、年度集中竞价交易、年度专场交易的顺序依次削减,其中挂牌交易按照摘牌时间先后削减,集中竞价交易按照价格优先原则削减,价格相同的按发电侧节能低碳电力调度优先级削减,双边协商交易按时间优先、等比例原则削减。

七、发电计划形成与执行

(一)各发电企业发电计划分为基础电量发电计划(含优先发电和基数电量,下同)和市场化交易增发电量计划,交易中心负责市场化交易增发电量计划。

1.基础电量发电计划由省能源局在年初下达。

2.市场化交易增发电量计划根据各电厂参加交易情况确定,火电企业市场化交易电量与发电量原则上按1:1.08核定。另有规定的,按有关文件执行。

(二)根据省能源局下达的年度基础电量发电计划,发电企业与电网企业签订厂网间年度购售电合同,合同电量计划分解到月度,由电网企业提交交易中心备案。

(三)交易中心根据年度市场化交易合同约定的月度分时段电量计划和月度各类交易分时段成交结果,汇总编制发电企业市场化交易月度发电计划(含月度分时段发电计划,下同),按月提交调度机构。

(四)调度机构根据市场化交易月度发电计划、月度基础电量发电计划,统筹清洁能源消纳、发电企业检修计划及负荷变化等情况,编制发电企业月度总发电计划。

(五)调度机构负责执行月度发电计划,交易中心每日跟踪并公布月度发电计划执行情况。市场主体对月度发电计划执行提出异议时,调度机构负责出具说明,交易中心负责公布相关信息。

(六)发电企业、电力用户(售电公司)要服从统一调度管理和市场运营管理。电网安全发生紧急情况时,调度机构要按照安全优先的原则进行调度,事后应及时披露事故情况及计划调整原因;影响较大的,应及时报告省能源局和贵州能源监管办。

(七)年度、多月双边协商交易合同签订后,由于电网送出通道受阻造成发电企业欠发电量时,发电企业仍按合同约定履行相关责任和义务,交易中心根据对应电力用户(售电公司)实际用电量,在后续月份追补发电企业欠发电量计划。

(八)对因特殊原因未及时签订年度合同,但已根据有关要求进行临时结算的发电企业,在补签交易合同后,对交易增发计划实行多退少补。

八、合同电量偏差处理及电费结算

(一)合同电量偏差处理

1.建立市场化交易合同偏差电量结算机制,发电企业和电力用户(售电公司)的合同偏差分开按月清算、结账。

2.电力用户(售电公司)各时段完成电量大于对应时段合同电量计划时,超出部分仍按各时段交易价格与对应发电企业结算。各时段完成电量小于对应时段合同电量计划时,按对应时段实际完成电量和电价进行结算。

3.电力用户(售电公司)月度总完成电量小于月度总合同电量计划,对其5%(含)以内的少用电量免于支付偏差考核费用,5%以外的少用电量按照所有合同加权综合均价的5%支付偏差考核费用。其中:售电公司需指定任一代理用户所属供电企业收取偏差考核费用。

4.偏差考核费用纳入贵州电力市场交易资金池,由省级政府管理部门进行统筹安排。

(二)电费结算流程及要求

1.电力用户和发电企业原则上按照电网企业抄表例日的抄见电量计量当月用电量和上网电量,抄表例日后的电量计入次月用电量。

2.电力用户(售电公司)电费构成包括:电量电费、偏差考核电费、输配电费、政府性基金及附加等;发电企业电费构成包括:电量电费、偏差考核电费、平均分担的结算差额资金、辅助服务费用。

3.对日分时段电量实行按月汇总,分时段分别结算。因特殊原因无法进行分时段交易结算时,购售电双方可协商按照综合均价进行结算。综合均价由购售电双方协商确定。

4.月度用电结算顺序依次为:年度交易分月电量、多月交易分月电量、月度交易电量、月内交易、偏差电量。

5.新能源企业参与市场交易,结算涉及中央财政补贴时,按照《可再生能源电价附加资金管理办法》(财建〔2020〕5号)等补贴管理规定执行。

6.交易中心负责向市场主体出具交易结算依据,市场主体应及时核实确认,如有异议需在1个工作日内通知交易中心,逾期视为无异议。

7.电网企业根据交易中心出具的结算依据,分别与发电企业、电力用户(售电公司)结算相关电费。

8.与售电公司签订购售电合同的电力用户结算关系维持原有方式不变;售电公司与电力用户的结算,按照有关规定执行。

9.遇特殊情况需对合同电量进行清算时,由交易中心将清算电量提供调度机构进行安全校核,校核通过后列入次月市场化交易增发计划。

10.完成市场注册且已参加市场化交易的电力用户,合同期满后未签订新的交易合同但发生实际用电时,不再按照政府目录电价结算。其中,参加批发侧交易的用户按照偏差电量处理办法进行偏差结算;参加零售侧交易的用户由用户所在地电网企业按照保底价格进行结算。

11.未及时签订年度交易合同暂进行临时结算的市场主体,后续年度交易合同签订后,不再对前期临时结算电量及电价进行清算。

对超过临时结算期限仍未签订年度合同的市场主体,参照上述条款执行。其中:参加批发侧交易的用户按照偏差电量处理办法进行偏差结算;参加零售侧交易的用户由用户所在地电网企业按照保底价格进行结算。

九、违约责任

(一)输配电服务合同中,应明确电力用户在规定期限内未交清电费时,承担电费滞纳的违约责任。电费违约金按照相关规定计算。电力用户应先支付当期电费、再依次支付陈欠电费、当期电费违约金、其他电费。

(二)电力用户欠费达30日或在下一次抄表例日前,交易中心下达中止交易预通知;预通知后10个工作日内仍不交清电费的,经商相关市场主体并申请政府管理部门授权后中止交易。

(三)市场主体拖欠交易手续费达30日或在下一次抄表例日前,交易中心下达中止交易预通知;预通知后10个工作日内仍不交清交易手续费的,经商相关市场主体并申请省级政府管理部门授权后中止交易。

(四)建立完善红(黑)名单制度,对遵法守信、信用评价良好以上的市场主体,列入红名单,并给予同等条件下市场化交易优先等激励措施;对违反交易规则、存在失信行为的市场主体,纳入不良信用记录,情节特别严重的,按照有关规定进行处理。

(五)售电公司未与发电企业签订电力交易合同,但愿意按照偏差处理办法从批发侧购买电量履行零售合同时,需向交易中心缴纳银行履约保函或保险公司履约保证保险,规避市场履约风险。探索采用拍卖等方式处理售电公司违约后剩余合同。

十、信息披露

交易中心、调度机构应公平对待市场主体,无歧视披露公众信息和公开信息,严禁超职责范围获取或者泄露私有信息。各市场主体应遵循及时、真实、准确、完整的原则,提供相关信息,由交易中心负责进行管理和发布。

十一、保障措施

(一)加强交易监管

完善相关制度,切实加强事中事后监管,重点对市场主体履行合同和执行市场运行规则等情况进行监管,确保电力市场健康运行。建立健全交易合同纠纷协调仲裁机制,营造公平公正的市场环境。持续开展电力市场交易信用系统和信用评价体系建设,建立完善守信激励和失信惩戒机制。建立市场主体年度信息公示制度和市场化交易预警机制。

(二)严格执行退出机制

严格执行市场主体退出有关规定,当市场主体出现瞒报信息等触发退出条款行为时,交易中心按程序申请政府相关部门授权,取消市场化交易资格。

(三)规范市场干预行为

1.如遇重大自然灾害、突发事件、电煤供需严重失衡、电煤价格整体大幅波动等情形,政府相关部门有权暂停市场交易,全部或部分免除市场主体违约责任。

2.为确保电力有序供应及电网安全,电网企业按照有序用电方案或发电能力不足的电厂对应的交易用户优先限电原则,安排相关电力用户有序用电,并限制发电企业参与市场化交易。

3.实施有序用电的电力用户,可通过市场化方式与发电企业协商提高交易价格,增强发电能力。调度机构和交易中心应优先满足该类用户的交易合同电量。

十二、组织实施与管理

省能源局负责统筹全省电力市场化交易工作,协调能源监管部门、价格主管部门推进相关工作,指导交易中心、调度机构落实具体工作。贵州能源监管办负责对市场交易实施过程进行监管。贵州电网公司负责提供输配电服务和电网安全校核。贵州电力交易中心负责市场交易、结算、统计管理、信息发布等工作。

贵州电网公司和贵州电力交易中心要加强电力市场化交易的宣传引导,各市场主体签订的电力中期交易合同须有量、价和曲线。电力市场化交易重大事项由贵州电力市场管理委员会办公室提交贵州电力市场管理委员会审议,必要时报省能源局和相关部门审定或批准。

抄送:省发展改革委。
贵州省能源局办公室                 2020年11月27日印发

    (公开形式:主动公开)

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贵州省能源文件

贵州省2021年风电、光伏项目

贵州省能源局关于上报2021年光伏发电项目计划的通知 20201119

  • 申报程序:县级能源主管部门遴选→市级能源主管审核→省能源局复核→符合条件纳入2021年计划;
  • 申报重点要求:集中式、不限规模、消纳受限需配备10%储能;
  • 申报重点材料:项目开发协议、地方政府支持意见、红线图、项目单位资信、电网公司接入及消纳意见;
  • 上报时间:2021年1月15日日前书面及电子版。
贵州省2020年风电、光伏项目
贵州省能源局关于下达贵州省2020年国家补贴光伏发电项目竞价计划的通知 (黔能源新能〔2020〕56号)20200511
  • 贵州省参加2020年国家补贴光伏发电竞价的项目:
    63个、装机规模568万千瓦;
    同时,安排9个项目、装机47万千瓦的备选项目;
    不增加竞价计划规模,作为同地区计划项目在竞价申报时达不到申报条件的替代竞价项目。
  • 每个项目按照以下要求开展前期工作:
    编制可行性研究报告并取得审查意见、
    落实项目选址用地并附红线图、
    取得上级公司的投资意见、
    取得电网企业的项目送出消纳意见、
    取得林业及自然资源等部门出具的不占用生态红线意见、
    与县级政府签订投资意向协议等。
3月20日前上报||贵州省能源局关于上报2020年光伏发电竞价项目计划的通知20200313

关键标签:电力体制改革中发〔2015〕9号

关键文件:中发〔2015〕9号-中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见

电价改革||交易体制改革||市场交易平台||发用电计划改革||售电侧改革||分布式电源发展机制||规划监管安全

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