海南省引發2021年電力中長期市場化交易方案

　　為貫徹落實黨中央、國務院關于深化電力體制改革要求，更好發揮中長期交易“壓艙石”作用，保障電力市場體系高效有序運營，按照國家發改委關于推進電力市場化改革暨中長期交易視頻會議精神要求，結合《電力中長期交易基本規則》《海南電力中長期交易基本規則》和海南省電力系統運行實際，海南省發展和改革委員會與國家能源局南方監管局共同制定并發布了《海南省2021年電力中長期市場化交易方案》。

 

海南省發展和改革委員會、國家能源局南方監管局關于印發海南省2021年電力中長期市場化交易方案的通知

瓊發改能源〔2020〕998號

各市、縣、自治縣發展改革委，海南電網有限責任公司、各發電企業、有關用電企業、有關售電企業、海南電力交易中心:

　　為保障海南省電力市場體系高效有序運營，更好發揮中長期交易“壓艙石”作用，根據國家發展改革委的統一部署，結合海南電力發展實際，現將《海南省2021年電力中長期市場化交易方案》印發給你們，請遵照執行。

　　海南省發展和改革委員會

　　國家能源局南方監管局

　　2020年12月17日

　　(此件主動公開)

　　海南省發展和改革委員會辦公室

　　2020年12月24日印

海南省2021年電力中長期市場化交易方案

　　為貫徹落實黨中央、國務院關于深化電力體制改革要求，更好發揮中長期交易“壓艙石”作用，保障電力市場體系高效有序運營，按照國家發改委關于推進電力市場化改革暨中長期交易視頻會議精神要求，結合《電力中長期交易基本規則》(發改能源規〔2020〕889號)、《海南電力中長期交易基本規則》(南方監能市場〔2020〕287號)和我省電力系統運行實際，制定本方案。

　　一、交易規模

　　(一)根據海南省發展和改革委關于2021年統調機組發電量調控目標計劃安排，2021年全年電力市場化交易規模不少于68億千瓦時。其中，通過廣州電力交易中心進行跨省交易約15億千瓦時。省內年度交易規模中，氣電市場化交易計劃電量約34億千瓦時，煤電、核電市場化交易計劃電量約14.94億千瓦時，海口老廠煤電機組(4、5號機組)關停補償電量4.06億千瓦時參與發電權市場化交易。

　　(二)各發電機組交易電量上限=K×參與市場化交易機組容量/本次交易準入機組的總裝機容量×年度交易規模，2021 年系數K 暫定為1.5。

　　(三)售電公司交易電量上限=“售電公司資產總額約束下的交易電量限額”、“已提交的履約保函約束下的交易電量限額”和“代理零售用戶交易電量限額之和”三者的最小值。

　　(四)上述交易規模可根據市場實際供需情況進行調整。省內年度交易電量的差額電量部分，相應通過省內月度交易等其他方式進行補充。

　　二、交易準入主體

　　市場主體包括發電企業、電力用戶和售電公司。各類市場主體應在海南電力交易中心有限責任公司(以下簡稱“交易中心”)注冊，并通過海南電力交易系統(以下簡稱“交易系統”)參與交易。具體的市場主體準入名單以交易系統公告為準，未在準入名單內的經營性電力用戶，可根據《海南省電力市場主體注冊管理辦法(修訂)》辦理準入和注冊。

　　(一)發電企業

　　依法取得核準和備案文件，取得電力業務許可證(發電類)或經國家能源局南方監管局批準的;符合國家產業政策，國家規定的環保設施正常投運且達到環保標準要求的省內統調燃氣、核電、燃煤電廠。

　　(二)電力用戶

　　1、經營性電力用戶全部放開準入參與市場化交易，(除居民、農業、重要公用事業和公益性服務等行業電力用戶以及電力生產供應所必需的廠用電和線損之外，其他電力用戶均屬于經營性電力用戶)，不符合國家產業政策暫不參與市場化交易。

　　2、電壓等級35千伏及以上或年購電量500萬千瓦時及以上的電力用戶可以選擇直接與發電企業進行交易，也可以選擇由售電公司代理參與交易，但只能選擇一種方式參與交易。電壓等級35千伏以下且年購電量500萬千瓦時以下的電力用戶須由售電公司代理參與市場化交易。

　　3、由售電公司代理參加市場化交易的電力用戶，應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。

　　4、參與市場化交易用戶須具備相應的計量能力或替代技術手段，滿足市場化交易計量和結算的要求。

　　(三)售電公司

　　售電公司應符合《售電公司準入與退出管理辦法》(發改經體)〔2016〕2120號)有關要求，在海南電力交易中心完成注冊、承諾、公示和備案等準入程序后，可參與市場化交易。由其他電力交易中心推送到海南的售電公司，在海南電力交易系統完成登記后，可參與市場化交易。

　　售電公司須根據《海南電力市場售電公司履約保函管理辦法》規定，在交易申報前5個工作日向交易中心提交履約保函方可參與交易，交易中心依據售電公司所提供履約保函額度和其資產總額確定的允許售電規模。

　　三、交易品種、周期和方式

　　(一)2021年電力中長期年度交易品種采用雙邊協商和掛牌等方式開展。

　　(二)2021年月度采用雙邊協商、掛牌、集中競價、合同交易電量分解計劃調整、合同電量轉讓等方式進行組織交易，確保市場化主體全量簽約入市，暢通市場主體避險渠道。

　　四、交易價格機制

　　(一)按照有關規定，2021年發電側市場交易價格上限為電廠未參與電力市場化交易的上網電價(包含脫硫、脫硝、除塵和超低電價)。

　　(二)電力用戶、售電公司購電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構成。過渡期，無法采用輸配電價傳導模式的躉售區用戶可選擇與核電或煤電通過價差傳導模式開展市場化交易，其他用戶采用輸配電價模式與氣電、核電、煤電開展市場化交易。

　　(三)參與市場化直接交易主體實施峰平谷分時段簽訂帶曲線交易合同形成交易價格，具體峰平谷時段與海南目錄銷售電價的峰平谷時段劃分保持一致。交易雙方協商確定的交易價格作為平時段交易價格，峰、谷時段交易價格按海南目錄銷售電價峰平谷比價計算。用電側市場化主體實施峰平谷分時段電價結算，發電側市場化主體按平時段交易價格結算。

　　(四)電網企業因發電企業、電力用戶(或售電企業)違約考核增加的收益應單獨記賬，在核算電價時統籌平衡。

　　(五)已參與市場化交易又退出的電力用戶，在重新參與交易或通過售電公司購電前，由電網企業承擔保底供電責任，兜底保供的電量電價在足額繳納輸配電價的基礎上，按照政府價格主管部門核定的目錄電價的1.2-2倍執行，具體標準為自愿退市1.2倍，強制退市1.5倍。

　　五、交易組織

　　(一)電力用戶、發電企業和售電公司需按照電力市場化交易方案和市場交易規則開展交易，并按要求在交易系統完成注冊及交易合同簽訂等工作。

　　發電企業以廠為單位進行交易，電力用戶以營銷戶號為單位進行交易，售電公司以公司為單位進行交易。

　　(二)自愿參與市場交易的電力用戶，除執行居民、農業、行政事業辦公電價之外的計量點電量，其余電量進入市場，執行市場交易價格，不再執行目錄電價，且不得隨意退出市場;市場主體進入市場后退出的，原則上3年內不得參與電力市場交易，由海南省政府相關部門向社會公示。

　　(三)為促進海南清潔能源島建設，參與市場交易的電壓等級35千伏及以上電力用戶全部采購燃氣機組和核電機組電量。其中，核電按照不超過其相應省內年度交易規模20%的總電量與35千伏及以上電力用戶進行市場交易;電壓等級35千伏以下電力用戶優先采購煤電、核電機組電量。

　　(四)華能海口老廠4、5號機組關停補償電量中，2億千瓦時的補償電量可優先由華能海南發電股份有限公司內部電廠機組進行替代發電;2.06億千瓦時的補償電量由華能海南發電股份有限公司以外的省內核電、氣電、煤電機組通過市場化方式開展發電權交易。未能完成替代發電或發電權交易的補償電量，以掛牌交易方式由省內自愿申報的核電、氣電和煤電企業完成平臺交易。

　　(五)電力用戶委托售電公司代理參與交易，在同一交易周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。

　　(六)鼓勵市場主體簽訂較高比例的中長期合同，市場主體的年度電力中長期合同簽約電量不低于上一年或近三年用電量平均值的80%。中長期合同簽約電量不足不享受市場化政策，對于未足額簽訂電力中長期合同的市場主體，其簽訂電力中長期合同電量與實際電量的差額部分不享受電力市場化改革紅利，執行海南目錄銷售電價。

　　針對電力用戶新增產能，有新增用電和購電需求，可參與月度交易。

　　(七)市場主體按照海南目錄銷售電價的峰平谷劃分的時段，結合自身電力負荷特性，在峰、平、谷三個時段作好交易電量分配，簽訂分時段電力中長期交易合同。年購電量500萬千瓦時以上的電力用戶及售電公司，均須簽訂分時段電力中長期合同。電力中長期合同中未約定分時段電量和價格的用戶側市場主體執行海南目錄銷售電價，不享受市場紅利。

　　(八)交易中心具體負責交易組織實施，開展交易規則和交易系統操作培訓，依據交易中心職責匯總交易合同、發布電力市場化交易結果，提供電力市場化交易結算依據，并做好偏差電量考核、市場主體相關違約行為的信用記錄和信息披露等相關工作。

　　(九)海南電力調度控制中心具體負責電力市場化交易的安全校核和電力市場化交易結果執行，并做好電力調度運行和有關信息披露等工作。

　　(十)交易中心負責組織市場主體簽訂《電力中長期交易信息登記協議》，交易中心匯總各方簽訂合同后，將電子合同中合同要素傳遞至國家公共信用信息中心，同時要保障傳遞、保管過程中的信息安全。

　　(十一)2021年年度長協交易開展前，電網公司負責完成向所有具備準入條件的電力用戶告知參與市場化交易及注冊相關信息工作，不得誤導用戶選擇參與市場化交易。

　　六、偏差電量考核處理

　　(一)偏差電量指發電企業、批發用戶、售電公司月度應結算市場交易電量與計劃交易電量之間的偏差，偏差電量允許范圍定為-3%—+5%。

　　(二)發電側市場主體允許的負偏差為3%，按月度進行考核，超過允許負偏差范圍以外的電量，按當期燃煤機組基準電價的0.1倍繳納考核費用。

　　(三)參與電力直接交易的電力用戶(售電公司)允許的偏差范圍為正偏差5%，負偏差3%，按月進行考核。超出允許正偏差的電量，電力用戶按目錄電價向電網企業購電，對應發電企業按照標桿上網電價進行結算。超出允許負偏差的電量產生的考核費用，暫由電網企業收取，不計入電網企業售電收入;超過電量允許偏差范圍以外的電量按當期燃煤機組基準電價的0.1倍繳納考核費用，考核費用=當期燃煤機組基準電價*10%*偏差電量。

　　七、時間安排

　　2020年12月底完成年度電力市場化交易組織。

　　八、有關要求

　　(一)售電公司注冊及交易前須提交履約保函。履約保函具體額度、使用方式及樣本由交易中心另行確定。售電公司應做好代理電力用戶的市場服務，協助電力用戶開展注冊、綁定等入市準備工作。

　　為保證按照國家要求在年底前完成年度交易合同簽訂工作，符合要求的電力用戶和售電公司在通過交易平臺網站對外公示時，公示期適當縮短為5個工作日，并加強事中事后監督管理。

　　(二)交易各方交易過程中不得與其他市場主體串通報價。各方應根據自身生產經營情況據實申報電量、電價，不得惡性報量、報價或者惡性競爭，影響市場交易正常進行。

　　(三)交易各方在交易過程中要嚴格遵守法律法規和有關規則，自覺維護好電力市場秩序。

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