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(三)交易方式和期限。符合条件的发电企业、售电企业和用户可以自愿参与直接交易,协商确定多年、年度、季度、月度、周交易量和交易价格。既可以通过双边交易,也可以通过多边撮合交易实现;一旦参与,不得随意退出。年度交易量确定后,可以根据实际情况进行月度电量调整。直接交易合同原则上至少为期一年,双方必须约定违约责任,否则合同不得中途中止。具备条件的,允许部分或全部转让合同,即卖电方可以买电、买电方也可以卖电,以降低参与方的违约风险。
(四)直接交易价格。对于发电企业与用户、售电企业直接交易的电量,上网电价和销售电价初步实现由市场形成,即通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定上网电价,按照用户、售电主体接入电网的电压等级支付输配电价(含线损、交叉补贴)、政府性基金等。暂未单独核定输配电价的地区、扩大电力直接交易参与范围的地区,可采取保持电网购销差价不变的方式,即发电企业上网电价调整多少,销售电价调整多少,差价不变。
(五)保持用电负荷特性。为保持用户用电特性,避免加大系统调峰压力,初期,直接交易电量应区分峰谷电量,实行峰谷电价,峰谷电价比值应不低于所在省份峰谷电价比值;有条件的地区,鼓励发用电双方提供负荷曲线。中期,在直接交易中努力实现电力基本匹配,发用电双方均需提供负荷曲线,但不严格要求兑现。后期,所有卖电方均需提供预计出力曲线;所有买电方均需提供预计用电曲线。
(六)避免非理性竞争。为了建立长期稳定的交易关系,促进可持续发展,参与直接交易的发电能力和用电量应保持合理比例、基本匹配,避免出现非理性竞争,影响市场化改革进程。具体比例可参考本地区可供电量与用电量的比值确定。
六、有序放开发用电计划
根据实际需要,在不影响电力系统安全、供需平衡和保障优先购电、优先发电的前提下,全国各地逐步放开一定比例的发用电计划,参与直接交易,促进电力市场建设。
(一)逐步放大直接交易比例。用电逐步放开。现阶段可以放开110 千伏(66 千伏)及以上电压等级工商业用户、部分35 千伏电压等级工商业用户参与直接交易。下一步可以放开全部35 千伏及以上电压等级工商业用户,甚至部分10 千伏及以上电压等级工商业用户参与;允许部分优先购电的企业和用户自愿进入市场。具备条件时,可以放开全部10 千伏及以上电压等级用户,甚至允许所有优先购电的企业和用户自愿进入市场;也可以通过保留一定交叉补贴,使得无议价能力用户价格比较合理,在市场上具有一定竞争力,通过市场解决;供电企业仍承担保底供电责任,确保市场失灵时的基本保障。
发电相应放开。随着用电逐步放开,相应放开一定比例的发电容量参与直接交易。目前保留各类优先发电,鼓励优先发电的企业和用户自愿进入市场。具备条件时,调峰调频电量、供热发电、核电、余热余压余气发电等优先发电尽可能进入电力市场。跨省跨区送受电逐步放开。现阶段,国家计划、地方政府协议送电量优先发电;其他跨省跨区送受电可给予一定过渡期,在历史均值基础上,年电量变化幅度应控制在一定比例范围内,或可通过跨省跨区替代发电实现利益调节。下一步,鼓励将国家计划、地方政府协议送电量转变为中长期合同;其他跨省跨区送受电由送受电各方自行协商确定,鼓励签订中长期合同。逐步过渡到主要通过中长期交易、临时交易实现;既可以是政府间中长期交易,电力企业、用户间中长期交易,也可以是电力企业、用户间临时交易。
(二)促进建立电力市场体系。通过建立、规范和完善直接交易机制,促进电力中长期交易的发展。首先,选取试点地区开展现货市场试点,探索建立电力电量平衡新机制。然后,在现货市场试点基础上,丰富完善市场品种,探索实施途径、积累经验、完善规则,尝试建立比较完整的电力市场体系,为全国范围推广奠定基础。鼓励需求侧资源参与各类市场竞争,促进分布式发电、电动汽车、需求响应等的发展。后期,进一步完善各类电力市场和交易品种,并逐步在全国范围推广、建立比较完善的电力市场体系,使得电力电量平衡能够主要依靠电力市场实现,市场在配置资源中发挥决定性作用。结合直接交易用户的放开,适时取消相应类别用户目录电价,即用户必须自行参与市场或通过售电公司购电。逐步取消部分上网电量的政府定价。除优先发电、优先购电对应的电量外,发电企业其他上网电量价格主要由用户、售电主体与发电企业通过自主协商、市场竞价等方式确定。在电力市场体系比较健全的前提下,全部放开上网电价和销售电价。
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