关于印发2020年电力市场化交易工作实施方案的通知

关于印发2020年电力市场化交易工作实施方案的通知各市（州）能源主管部门、贵安新区经发局、贵州电网有限责任公司、各发电集团、独立发电企业、有关用电企业、贵州电力交易中心：为确保2020年电力市场化交易有关工作的顺利实施，由贵州电力市场委员会办公室牵头起草的《2020年电力市场化交易工作实施方案》，经省能源局和国家能源局贵州监管办公室批准同意，现印发给你们，请遵照执行。

贵州省能源局国家能源局贵州监管办公室2019年12月20日2020年电力市场化交易工作实施方案为贯彻落实中发〔2015〕9号及配套文件，以及《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）、《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）、《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）等文件精神，按照《贵州省电力中长期交易规则（试行）》（黔能监市场〔2017〕112号）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2020年电力市场化交易工作实施方案。

一、交易原则（一）坚持市场主导。

进一步完善市场化运行机制，全面放开经营性电力用户发用电计划，有序放开竞争性环节电力价格，建立科学合理的市场化定价机制，促进电力及上下游产业链协同发展。

（二）坚持政府引导。

通过市场化交易，统筹推进“煤、电、用”有效联动，带动能源上下游产业发展，稳定省内用电市场，积极拓展省外市场，最大限度平衡各方利益，促进多发多用、多方共赢。

（三）坚持契约精神。

倡导践行社会主义核心价值观，推崇诚实守信典范，全面履行合同约定的权利和义务。

强化电力市场化交易信用体系建设，建立完善守信受益、失信惩戒机制。

（四）坚持节能减排。

严格执行节能发电调度原则，促进节能减排工作均衡协调推进。

探索建立清洁能源配额制，履行清洁能源消纳义务，鼓励电网企业根据供需状况、清洁能源配额完成情况参与跨省跨区电力交易。

（五）坚持保障民生。

保留必要的公益性、调节性发电计划，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电。

二、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，并通过电力市场交易系统（以下简称交易系统）参与交易。

（一）市场主体准入——电力用户：1.各类电压等级供电并列入政府准入目录的经营性电力用户均可参与交易。

其中年用电量500万千瓦时及以上的用户可选择直接与发电企业进行交易，也可选择由售电公司代理参与交易；年用电量不足500万千瓦时的用户由售电公司代理参与交易。

2.积极支持中小用户由售电公司代理参与市场化交易，中小用户需与售电公司签订代理购电合同，与电网企业签订供用电合同，明确有关责任义务。

3.电力用户委托售电公司代理参与交易期内不得同时参与直接交易，且只能与一家售电公司签订代理购电合同。

同一电力用户所有电压等级的大工业电量全部参与市场化交易，工商业及其他用电可选择参与市场化交易，也可选择由电网企业供电。

——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）及《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。

其中水电企业装机容量需达5万千瓦及以上，且仅限参与水火电发电权交易，暂不参与其他电力交易。

2.参与交易的发电企业，其项目单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业标准，未取得电力业务许可证的发电企业不得参与交易。

3.拥有燃煤自备电厂的企业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，并取得电力业务许可证后，其自发自用以外电量可有序推进参与交易。

——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全部电量进入市场，取消目录电价，不得随意退出市场；市场主体进入市场后退出的，由政府相关部门和贵州能源监管办进行公示，原则上三年内不得参与电力市场交易。

退出市场的电力用户须向售电公司购电，或由电网企业承担保底供电，保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照政府核定居民电价的1.2-2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（试行）》和《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。

三、交易品种（一）省内电力直接交易1.省内双边协商直接交易。

市场主体之间以年、季、月为周期，自主协商交易电量（电力）、电价，形成年、季、月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。

探索构建双边协商交易“场外交易场内化”，提高交易效率。

2.省内集中竞价直接交易。

市场主体之间以月为周期，通过交易系统申报电量（电力）、电价，交易中心根据电力调度机构提供的安全约束条件进行市场出清，经电力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，视为月度集中竞价直接交易。

3.省内挂牌直接交易。

市场主体之间以月为周期，通过交易系统将需求电量或可供电量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）周边跨省跨区交易综合考虑贵州电网向周边省区购售电的实际，鼓励开展周边跨省跨区交易。

具有直接交易资格的周边省区电网企业及电力用户可与发电企业通过交易系统签订购售电合同，也可委托售电公司或电网企业代理参与交易，并与电网企业签订输配电服务合同。

周边跨省跨区交易采用年度、季度、月度双边协商交易、月度挂牌、集中竞价交易等方式进行。

具体事宜由贵州电力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、季度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买卖，受让方按转让前合同条款享受权利和履行义务。

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等统一组织。

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基础上，具有直接交易资格的发电企业之间、电力用户之间通过自主协商，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集团内部建立互保关系，事后进行合同电量转让交易。

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）省内水火发电权交易按照能源工业运行新机制要求，组织开展省内水火发电权交易。

具体方案由政府相关部门制定并组织实施。

（六）专场交易根据电力供需情况及市场主体需求，由交易中心负责制定专场交易方案并报政府相关部门备案后，可组织开展专场交易。

重点针对电解铝、铁合金等行业，结合贵州实际情况，组织开展专场交易。

同时探索发电企业扩大让利空间，采用价差传导方式开展夜间低谷专场交易。

（七）现货及辅助服务交易根据国家关于电力现货市场及辅助服务市场建设的有关要求，适时开展电力现货及辅助服务市场建设。

四、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（结算价格）由市场交易价格、输配电价（含线损）和政府性基金及附加组成。

1.市场交易价格。

双边协商交易、周边跨省跨区交易、合同电量转让交易价格由电力用户、售电公司与发电企业自主协商确定；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（含线损）。

按照政府价格主管部门核定的标准执行，含电度电价、基本电价和线损电价。

周边跨省跨区交易的电网或电力用户输配电价（含线损），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贵州省输配电价（含线损）协商确定。

（黔发改价格〔2017〕线损电价按照《省发展改革委关于合理调整电价结构有关事项的通知》1113号）批复的燃煤发电机组上网标杆电价（0.3515元/千瓦时）计算，计算公式：线损电价＝上网标杆电价×分压线损率/（1-分压线损率）。

如遇国家电价调整，按调整电价政策执行。

3.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。

4.按照国家规定，电网企业应对相关电力用户的功率因数进行考核。

5.发电企业、电力用户（售电公司）应向交易中心缴纳相应的交易手续费。

（二）定价机制探索建立科学的市场价格形成机制及价格品种，形成上下游利益联结体。

交易价格由市场主体通过市场化交易方式形成，第三方不得干预。

现阶段主要以年度合同为基础，月度合同为补充，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，即市场交易价格申报或挂牌价格最高0.50元/千瓦时，最低0.25元/千瓦时。

2.鼓励建立煤价-电价联动定价机制。

基准电价可以参考现行目录电价或电煤中长期合同燃料成本及上年度市场化交易平均价格，由交易双方自愿协商方式形成。

在确定基准电价的基础上，鼓励交易双方建立电煤价格联动调整的浮动机制，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。

具体浮动调整方式由双方充分协商，并在合同中明确；浮动调整期限应与电煤中长期合同期限有效衔接。

3.鼓励建立电价-主要产品价格联动定价机制。

交易双方可参考产品多年平均价格或上年度价格，协商确定交易基准电价、基准电价对应的产品价格、产品价格联动调整幅度等，再根据省有关部门相关文件明确的产品价格信息来源，当产品价格上涨或下降超过一定区间或比例时，电价联动调整，由交易双方共同承担产品价格波动的影响，并在合同中明确。

采用电价-主要产品价格联动电价的不能参与合同电量转让和电量互保。

4.鼓励双边协商交易采取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。