官方解读《四川省2021年省内电力市场交易总体方案》(标注铝)

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2021年02月20日 09:02:00
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2021年省内市场化交易即将拉开帷幕。为助力市场主体充分把握《四川省2021年省内电力市场交易总体方案》(以下简称“总体方案”)要点,四川电力交易中心编制了总体方案解读,供广大市场主体参考借鉴。

  一2021年总体方案基本情况

  在保证政策延续性的基础上,2021年总体方案围绕深化电力市场建设、促进清洁能源消纳、支持重点产业发展3个重点,进行了适度完善优化,主要体现在4个方面,即“一个简化、两个放开、三个调整、三个加强”。

  一个简化:简化市场注册流程。

  两个放开:全面放开经营性专变用户;稳步放开火电、新能源企业参与市场。

  三个调整:调整交易品种类别设置;调整交易品种组织方式;调整交易品种限价方式。

  三个加强:加强对市场主体的要求,规范市场主体交易行为;加强信息披露管理,细化信息披露内容;加强市场衔接,提出落实“六签”的具体要求。

  二内容要点

  (一)“一个简化”

  要点1:注册流程更加简化

  2021年内新投产且符合准入条件的电力用户,在30天内完成注册后进入公示;2020年底前投产的新增电力用户,在年度交易前完成注册(仅参加富余电量、低谷弃水交易的,在4月底前完成注册)后进入公示;存量电力用户原则上不做调整,直接公示。各类电力用户经公示无异议后,均可参与当年市场交易。

  (二)“两个放开”

  要点2:全面放开经营性专变用户

  2021年用电侧市场准入进一步放开,将经营性专变用户全面纳入了市场交易范围,取消了用户年度购网电量规模限制。进一步支持“新基建”相关项目参与市场化交易,首次将具备条件的5G基站、充电桩纳入了市场准入范围。

  要点3:稳步放开火电、新能源企业参与市场

  火电企业除参与常规直购、战略长协的火电电量配置外,还应参与火电增发交易;新能源(含风电、光伏、生物质能,光伏扶贫项目除外)发电企业除参与常规直购新能源电量配置外,还应参与居民电能替代交易和燃煤火电关停替代交易。

  (三)“三个调整”

  要点4:调整交易品种类别设置

  新设火电增发交易、电合作交易2个交易品种。

  1.火电增发交易

  为进一步扩大发电侧放开比例,新增火电增发交易品种,在火电企业中引入市场竞争机制。该交易品种的交易电量包括外送火电增发交易电量和供热火电丰水期增发交易电量两部分。采用集中挂牌方式组织交易,挂牌电价为燃煤火电基准上网电价下浮15%(即341.02元/兆瓦时)。火电企业的火电增发交易电量与优先计划电量合并后,在全年滚动执行。

  2.电合作交易

  单列铝电合作交易品种。铝电合作交易年度、月度(月内)仅组织双边协商交易,但不组织月度(月内)双边协商调减交易。根据现有折算基准,水电企业可按照年度交易签约电量的54%获得外送电量指标奖励,奖励指标在7-10月均衡安排,且免扣13元/兆瓦时的外送价差。如折算基准发生变化,按照补偿费用不变原则相应调整比例。

  要点5:调整交易品种组织方式

  1.水电消纳示范交易

  水电消纳示范交易取消了“以供定用”“以用定供”“以丰定枯”等限制,将水电消纳示范交易签约电量纳入水电消纳扶持政策范围,执行水电消纳示范输配电价。电力用户经认定的可交易电量超过签约电量时,超出电量不纳入水电消纳扶持政策范围;用户新增和扩建产能实际用电量超过经认定的可交易电量时,超出部分须参加符合条件的其他交易品种。

  2.富余电量交易

  参与范围进一步扩大:10千伏专变工业用户均应参加富余电量交易,但留存电量用户、参加战略长协交易的用户(钢铁企业除外)可选择参加富余电量交易。水电消纳示范区新增工业用户的全部工业用电量和扩建工业用户的扩建产能的工业用电量,在参加水电消纳示范交易后,不同时参加富余电量交易。

  基数电量认定方式调整:由“大工业用电量”调整为“用电量(不含居民、农业电量)”。

  3.电能替代

  取消外送指标奖励,不再按年度交易中枯水期签约电量80%奖励发电企业丰水期外送电量指标。

  4.居民电能替代

  扩大用电侧覆盖范围:将四川电网所属“子改分公司”、全资和控股供电公司供区内已实现与主网同价且完成“一户一表”改造的居民用户的低谷时段用电,一并纳入居民电能替代政策。

官方解读|《四川省2021年省内电力市场交易总体方案》(标注铝)

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  扩大发电侧参与范围:由符合条件的风电、光伏发电企业扩充为新能源发电企业(风电、光伏、生物质能,光伏扶贫项目除外)。

  5.燃煤火电关停替代

  发电侧参与范围由符合条件的水电企业调整为新能源发电企业(风电、光伏、生物质能,光伏扶贫项目除外)。

  6.留存电量

  固化留存电量计划:为避免留存电量计划调整影响用户和售电公司市场化交易合同的签订和执行,促进与现货市场衔接,将留存电量计划纳入中长期交易管理范畴,经年度留存电量批复文件确认后的留存电量分月计划原则上不得进行调整,但可以开展发用两侧留存电量转让。

  调整留存电量转让方式:用电侧留存电量交易合同转让,仅由留存电量用户(含零售用户)发起,在本州内留存电量用户之间进行,且电解铝企业留存电量交易合同不能转让。单个售电公司代理的留存电量用户全部留存电量合同作为该售电公司的留存电量合同,统一打捆考核。

  7.合同转让交易

  取消同时转入和转出限制:取消发用两侧同次交易不能同时申报转入和转出的限制,便于市场主体更灵活参与市场交易。

  设置用电侧年度转让交易电量比例限制:在年度合同转让交易中,用电侧市场主体分月电量转让不超过该品种当月合同电量40%,月度(月内)合同转让则不对转让电量比例作限制。

  放宽跨省跨区合同转让条件:发电侧在仍有省内市场化合同(不含留存电量、水电消纳示范)的情况下,原则上不组织跨省跨区合同转让。转让跨省跨区合同的条件较去年增加了持有水电消纳示范合同的情形,放宽了跨省跨区合同的转让条件。

  8.计划外交易品种

  将战略长协、富余电量、低谷弃水、清洁替代中的电能替代和自备机组停发替代共5个交易品种,合称为计划外交易品种。计划外交易品种水电部分在年度、月度(月内)交易中合并组织。即发电企业、售电公司、批发用户在批发市场交易中均按计划外品种整体进行交易签约。

  要点6:调整交易品种限价方式

  1.调整多个品种全年综合价限价方式

  对于常规直购、战略长协、电能替代、自备替代、水电消纳示范5个交易品种,年度交易综合价格上下限设置方式调整为按电力用户用电结构,以年度分月交易价格上下限对应时段交易电量占比折算的加权均价。

  为方便各市场主体理解掌握,以下例予以说明:如用户A的丰、平、枯水期签约电量分别为500兆瓦时、180兆瓦时、450兆瓦时。

  (1)如用户A签约常规直购:

  采用分月交易价时,其上限分别为:253.72元/兆瓦时、333.84元/兆瓦时、415.63元/兆瓦时;下限分别为169.15元/兆瓦时、222.56元/兆瓦时、277.09元/兆瓦时。

  采用全年综合价时,其交易价格上限为:

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

  其交易价格下限为:

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

  (2)如用户A签约战略长协:

  采用分月交易价时,其上限分别为:169.15元/兆瓦时、333.84元/兆瓦时、415.63元/兆瓦时;下限分别为75元/兆瓦时、222.56元/兆瓦时、277.09元/兆瓦时。

  采用全年综合价时,其交易价格上限为:

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

  其交易价格下限为:

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

  2.调整铝电合作限价方式

  铝电合作年度交易中采用综合价和分月价签约两种方式的最高限价均分别与战略长协交易中的水电部分综合价和分月价的最高限价相同,不设价格下限;月度(月内)交易中,限价范围与战略长协交易中的水电部分限价范围相同。

  3.统一多个交易品种限价

  调整电能替代交易的年度双边协商交易电价限价范围为与战略长协交易中的水电部分一致,实现计划外交易品种年度、月度(月内)限价全部统一。

  调整水电消纳示范交易限价与战略长协交易中的水电部分限价范围一致。

  4.调整转让交易限价方式

  对于发用两侧采用双边协商转让的,转让价格与原合同不一致时,若原交易品种设置有限价范围,转让价格限价范围与对应品种月度(月内)电能量增量价格限价范围相同;原交易品种价格未设置限价,其转让价格限价范围与常规直购月度(月内)电能量增量交易限价范围相同;转让价格与原合同价格一致时,转让交易不设限价,规避了去年转让交易中同价转让产生价差的问题。跨省跨区交易合同转让须与原合同电价保持一致。

  (四)“三个加强”

  要点7:加强对市场主体的要求

  加强对运营机构的要求。强调了交易机构的信息安全保障职责,并提出信息安全事故应急处置预案等相应落实要求;强调了调度机构按要求落实市场交易结果的职责。

  加强对发电企业的要求。明确了发电企业参与市场的行为规范,提出了合规、计划执行、计量改造方面要求,并列举了部分不合规行为。

  完善对电力用户的要求。增加非年内新投产、有意愿参加市场交易的电力用户(除仅参加富余电量、低谷弃水交易的情形外)须全年参加交易的要求。明确拖欠电费、随意更改或恶意毁约等行为的处理方式。超过用电侧偏差考核阈值的零售用户,原则上应共同承担其售电公司最低20%的偏差考核费用,但仍尊重零售用户与售电公司的意愿,具体分摊比例由零售用户与售电公司自主协商确定。

  增加对售电公司的要求。扩大售电公司可代理交易品种范围,在原有基础上增加留存电量、铝电合作2个交易品种;增加售电公司准入条件动态复核等要求。进一步规范售电公司管理,并明确售电公司不得将购售电合同签订等核心业务交由其他个人或机构完成,否则应承担因购售电合同引发的市场纠纷、惩罚、诉讼等全部责任。

  强化对电网企业的要求。电网企业在合同转让交易双方协商一致时,接受合同转让交易双方委托,承担合同转让交易价差费用的代收代付,双方自行开具增值税发票。

  明确对退市市场主体的要求。无正当理由退市的售电公司,原则上原法人及其法人代表3年内不得再选择市场化交易。电力用户未签订交易合同(含交易合同电量为0),按超用进行考核;连续3月未签订交易合同的,视作违约退出。非正当退市的,从退出当年后续月份起,在缴纳输配电价的基础上,按目录电价1.2倍执行。

  要点8:关于加强信息披露管理

  再次明确各类市场主体的信息披露义务,提出了信息披露的渠道、方式及信息真实性等方面的要求。提出对未报送或报送不及时、或违反信息披露有关规定的市场成员,将依法依规纳入失信管理,问题严重的可暂停其交易资格或取消市场准入资格。

  要点9:加强市场衔接

  按国家发改委相关要求,结合四川实际明确了“六签”工作要求:

  高比例签约。推动中长期合同高比例签约,售电公司年度批发市场中长期交易签约电量应不低于全年零售市场签约量的80%;批发用户年度批发市场中长期交易签约电量应不低于近三年平均用电量或上一年用电量的80%;现货试运行期间,售电公司和批发用户各月中长期交易签约电量须不低于当月实际用电量的95%。

  规范化签约。各市场主体按照合同示范文本签订中长期交易合同。

  见证签约。引入第三方信用机构,推动中长期合同联合签约。

  长期签约。连续参加市场3年或交易电量达到一定规模的,可签订3-5年长期合同。在政策和市场规则发生变化时,可经双方协商后进行调整。

  分时段签约。按照峰、平、谷三个时段签订分时段合同。年度交易中,在全年分月电量和全年丰平枯均衡结构的基础上,增加分时段方式组织交易,即组织开展全年均衡结构峰段、全年均衡结构平段、全年均衡结构谷段、全年全时段均衡结构、全年分月峰段、全年分月平段、全年分月谷段、全年分月均衡结构交易。月度(月内)交易中,按月度(月内)峰段、月度(月内)平段、月度(月内)谷段、月度(月内)均衡结构组织组织交易。

  电子化签约。在交易平台中预置电子合同示范文本,市场主体须通过交易平台签约电子合同后,经打印盖章后提交交易中心备案生效。

  三特别提醒事项

  按照《关于四川电网2020—2022年输配电价和销售电价有关事项的通知》(川发改价格〔2020〕629号)相关要求,取消原有富余电量输配电价政策。参加富余电量交易的电力用户输配电价将按川发改价格〔2020〕629号文要求,与同电压等级下的常规直购等交易品种执行同一输配电价。


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