4.山西省电力用户与发电企业直接交易实施方案

山西省电力用户与发电企业
直接交易实施方案
(征求意见稿)
省经信委
（2016年9月13日）
为贯彻落实电力体制改革要求，开放电力市场，规范电力用户与发电企业直接交易（以下简称直接交易）行为，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)及其相关配套文件和国家发改委等部门《关于同意山西省开展电力体制综合改革试点的复函》（发改经体〔2016〕176号）文件精神，结合山西实际，制定本实施方案。

一、总体要求
（一）指导思想
遵循市场经济规律和电力工业运行客观规律，还原电力的商品属性，推进电力市场建设，降低用电成本；向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场主体，形成“多买多卖”的电力市场交易格局；促进能源资源优化配置，提升售电服务质量和用户用能水
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平，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平。

（二）基本原则
1、坚持安全可靠。

建立优先发电和优先用电制度，有序放开发用电计划，保障电能的发、输、配、用动态平衡，切实保障民生用电，确保基本公共服务供给，保障电力有序供应，电网安全稳定运行。

2、坚持市场化。

以国家产业政策和宏观调控政策为指导，遵循市场经济规律。

充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，市场主体自愿参与、自主协商，促进电力市场公平开放，建立规范的用电企业、售电公司和发电企业直接交易机制。

3、坚持节能绿色。

遵循环保、节能、高效的发展理念，鼓励资源能源转化效率高、污染物排放少的原材料产业和新兴产业企业参与直接交易，鼓励大容量、高参数、超低排放火电机组参与直接交易，鼓励可再生能源发电和分布式能源系统发电参与直接交易。

（三）工作目标
建立健全公平开放、规则透明、竞争有序、监管有效的直接交易市场机制；培育多元化售电主体；保障可再生能源全额消纳，鼓励清洁能源参与直接交易。

到2017年大用户直接交易规模达到全社会用电量的30%以上。

随着市场化进程的推进，逐步加大直接交易规模，逐步放开电力用户范围，直至不受电压等级限制。

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二、市场交易的成员及职责
（一）市场交易的成员
直接交易市场成员包括市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构三类。

其中：市场交易主体包括各类发电企业、售电公司、电力用户企业等；电网运营企业指拥有输配电资产且取得输配电业务许可证的电网公司；市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。

（二）市场成员的职责
电网企业、售电企业、电力用户企业职责按照《山西省售电侧改革实施方案》规定执行。

1、发电企业：发电企业按照直接交易规则参与市场交易，签订和履行《购售电合同》和直接交易合同及协议；按规定缴纳工业企业结构调整专项资金；严格执行并网调度协议，服从电力调度机构统一调度；按规定参与辅助服务；按规定报送和披露信息；获得公平的输电服务和电网接入服务，支付相应的费用；获得市场交易和输配电服务等相关信息。

2、电力交易机构：负责市场成员注册和相应管理，组织直接交易，管理交易合同；编制发布交易计划并跟踪计划执行，协调解决交易执行中的具体问题，根据授权依法进行市场干预；负责市场交易平台的建设、运营和维护电力交易技术支持系统；出具交易结算
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依据；配合省级政府电力管理部门及省政府授权的电力监管部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议；按规定披露和发布信息。

3、电网调度机构：负责调度范围内交易电量安全校核管理；按调度规程实施电力调度，合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行；经授权按所在市场的交易规则暂停执行市场交易结果；协助电力交易机构执行市场交易，配合处理争议事项，并参与市场机制研究；按规定披露和提供电网运行的相关信息。

三、市场主体的准入、退出及监督管理
参加直接交易的企业应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。

内部核算的用电企业、售电公司和发电企业经法人单位授权，方可参加。

（一）市场主体的准入
各市场主体准入条件按照《山西省售电侧改革实施方案》要求执行。

发电企业应同时具备以下条件：
1、现役省调燃煤机组；
2、天然气发电、风电、光伏、水电、生物质发电等清洁能源发电企业；
3、符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证，污染物达标排放。

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（二）市场主体的准入步骤
参与直接交易的市场主体，按照“一承诺、一公示、一注册、两备案”原则，办理准入手续。

（三）市场主体的退出
市场主体退出直接交易应按年度报省级政府电力管理部门，经批准后向相关电力交易机构办理注销手续。

（四）监督和管理
省级政府电力管理部门会同省政府授权的电力监管部门及市场管理委员会对参与直接交易的市场主体进行监督和检查。

市场主体在交易合同履行过程中禁止退出，如需退出，应在妥善处理交易相关事宜并按合同约定补偿有关方面损失后退出。

在交易合同履行过程中，当市场主体出现下列情况时，省级政府电力管理部门有权责令其限期整改，直至取消交易资格。

被强制退出的市场主体，列入黑名单，不得再进入市场。

1、违反法律、法规和产业政策规定；
2、违反直接交易规则，被通报或处罚的；
3、不能保持准入条件要求或破产倒闭；
4、发生重大安全生产和污染事故；
5、信用评价不合格的市场主体。

四、市场化交易
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（一）交易类型
1、普通交易。

在交易机构完成注册的市场主体均可进入市场，参与电力直接交易。

电力用户企业可自主选择向售电公司或发电企业购电；发电企业可自主选择委托售电公司代理售电业务，也可向电力用户企业直接售电；售电公司可自主选择与发电企业、电力用户企业开展购售电交易，同一园区内可以有多个售电公司参与购售电，一个售电公司可以在多个园区内购售电。

2、长协交易。

煤电联营企业与下游高载能企业相互参股20%以上的，可签订“中长期直接交易协议”。

原则上发电企业与电力用户企业中长期直接交易电量对应的发电机组，不再安排基础电量计划、不再参与其他市场交易。

3、重点交易。

对符合国家产业政策、用电成本较大的电解铝、电石、铁合金、离子膜烧碱、尿素、甲醇/二甲醚等高载能行业企业，允许全电量优先参与直接交易；允许与高耗能企业交易的发电企业单台机组年度利用小时数不超过设计利用小时（30万千瓦及以上机组5500小时，30万千瓦以下机组5000小时）。

（二）交易方式
直接交易可采用双边协商交易、集中撮合交易。

在交易机构注册的发电企业、售电公司、电力用户企业等市场主体可以自主双边交易，也可以通过交易中心集中竞价交易。

交易周期分为年度、月
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度（季度）交易。

为科学规避市场风险，防止出现非理性竞争，鼓励发用电双方建立长期稳定的交易关系。

1、双边交易。

指电力用户企业与售电公司或发电企业根据交易平台提供的信息，就直接交易价格和年度交易电量自主协商，经交易中心确认并通过安全校核后，由购电、售电、输电各方签订年度交易合同确定的直接交易。

电力用户可自主选择向一家或多家售电公司、发电企业购电。

2、集中撮合交易。

指由电力交易机构组织电力用户企业、售电公司和发电企业集中申报电量、电价，根据买方、卖方申报价差，按照价格优先、时间优先原则确定成交，经交易中心确认并通过安全校核后，签订交易合同。

3、挂牌交易。

指市场主体通过山西交易平台，根据需要随时将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

（三）交易电量
每年年底，省级政府电力管理部门按照保障优先发电和优先供电的原则，做好电力供需平衡预测，确定并发布次年度直接交易总规模。

各电力用户企业、发电企业的申报需求总电量应当超过年度直
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接交易总电量一定比例，形成竞争。

年度直接协商交易成交电量的总和应不大于年度直接交易总电量规模。

单个电力用户和发电企业的交易电量由市场竞购或竞售结果确定。

年度直接协商交易时，电力用户与发电企业应约定月度电量计划。

发电企业直接交易的上网电量应包括交易电量及其相应的输配电损耗电量。

（四）交易价格
1、电力用户企业。

电力用户企业和发电企业直接交易的电量，不再执行目录销售电价和政府核定的上网电价。

电力用户企业支付的直接交易购电价格，由直接交易价格、电网输配电价（含损耗）、政府性基金及附加三部分组成。

2、发电企业。

发电企业收取的结算价格，由直接交易价格扣除工业企业结构调整专项资金后所得。

直接交易价格由发电企业与电力用户企业协商自主确定，非因法定事由，不受第三方干预；撮合交易价格由交易平台成交结果确定。

发电企业与电力用户企业直接交易价格应根据发电成本合理确定，不得恶意竞争。

3、售电公司。

售电公司不承担电网输配电价、政府性基金和工业企业结构调整专项资金。

4、输配电价及政府性基金。

在国家正式核定不同电压等级输配电价标准前，输配电价按照电力体制改革配套文件规定执行。

政府
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性基金及附加、工业企业结构调整专项资金按国家规定标准缴纳。

合同执行期间，遇有国家调整大用户直接交易输配电价、政府性基金及附加，相应调整。

（五）剔除容量
为规避非理性竞争，对于签订直接交易合同的发电企业，原则上其直接交易电量所对应的发电容量，不再安排计划电量。

直接交易电量折算发电容量时，可根据对应用户最大负荷利用小时数、全省工业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算。

（六）安全校核与交易执行
电力交易机构按直接交易成交情况，形成无约束交易结果，电力调度机构依据无约束成交结果，进行网络约束安全校核，形成有约束交易结果。

在电网检修计划、相关基础数据等齐备的条件下，安全校核应在3-5个工作日内完成，并交由省电力交易机构统一发布安全校核信息。

在规定期限内，如未对直接交易合同提出异议，则认为通过安全校核。

经安全校核后的直接交易结果通过发、供、用（售）电企业共同签订直接交易购售电合同和委托输配电服务合同的方式确认，由省电力交易机构向社会公布并在省级政府电力管理部门、省政府授权的电力监管部门备案。

通过安全校核的直接交易计划，由省电力交易机构纳入省电网年度、月度电量计划统一平衡。

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省电力调度机构对于因电网安全约束限制的直接交易，应详细说明约束的具体事项，提出调整意见。

包括：具体的输配电线路或设备名称、限制容量、限制依据、其他用户的使用情况、约束时段等。

当参与直接交易机组无法完成合同电量时，可按相关规定进行发电权交易。

（七）合同签订与调整
年度及以上的直接交易经交易双方自主协商达成交易意向并通过电网安全校核的，应按照有关合同示范文本，签订直接交易购售电合同和输配电服务合同，并作为交易执行依据。

直接交易合同签订后，电力调度机构应将直接交易电量一并纳入发电企业的发电计划和用户的用电计划。

安排调度计划时，应优先保证直接交易合同电量。

在不影响已执行合同的情况下，交易双方可协商提出直接交易合同调整意向，经省电力调度机构安全校核后，签订直接交易购售电合同的补充协议，并与电网企业签订输配电服务合同的补充协议。

省电力交易机构按照补充协议的约定及时修订交易双方年度内剩余时段的发电计划和购电计划。

（八）计量与结算
1、计量。

直接交易电量为电力用户与电网企业签订的《供用电
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合同》所约定的计量点的计量电量。

合同的电能计量装置、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法按电力用户与所在电网企业签订的《供用电合同》和发电企业与电网企业签订的《购售电合同》的约定执行。

2、结算。

直接交易电量、电费的结算、清算由省电力交易机构统一组织进行。

各市场主体依据省电力交易机构出具的结算凭据进行结算。

改革初期，电力交易机构负责提供结算依据，电网运营企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收国家基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。

无配网的售电公司：交易机构出具结算凭据，电力用户按购电价格向电网企业缴费；发电企业按照与售电公司、电网公司三方协议获取上网电费；售电公司价差电费由电网企业支付。

有配网的售电公司：具有配网运营权的售电公司和电网企业具有同等权利和义务，由其依据电力交易机构提供的结算依据，负责收费、结算，归集交叉补贴，代收国家基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费，向电网企业支付输配电费。

随着改革的推进，逐步过渡到由交易机构依据交易结果出具电量结算依据，按照谁销售谁开票，向谁销售对谁开票，对谁开票与谁结算的原则开展结算工作。

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交易电量合同电量发生偏差时，按照《电力中长期交易基本规则》进行处理。

（九）应急调控
市场供需形势短期出现剧烈波动影响交易执行时，或市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约、不能履约等情况导致市场秩序受到严重扰乱时，省电力交易机构根据授权进行应急调控。

当交易无法正常开展时，省电力交易机构应及时通知市场主体推迟、暂停，并将有关情况报省级政府电力管理部门、省政府授权的电力监管部门。

应急调控措施主要有价格管制和交易管制，包括但不限于：市场限价管制、交易时间调整、交易暂停、市场份额调整、市场中止。

电力交易中心实施应急调控时，应及时公告调控原因、范围、持续时间，并做好记录和备案。

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