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(二)电力用户交易合同
1.电力用户交易合同分为直接交易购售电合同、输配电服务合同。
2.电力用户与发电企业签订的直接交易购售电合同(双方合同),应明确各方的权利和义务、合同变更、合同电量转让和中止程序以及违约责任等。
3.电力用户、发电企业与用户所属供电局签订的输配电服务合同(三方合同),应明确各方的权利和义务、合同变更、中止程序以及违约责任等。电网企业按照政府核定的输配电价(含线损)收取过网费,并按照交易中心出具的结算依据进行电费结算。
(三)合同签订时限
交易中心公布经安全校核的成交结果后,购售双方需在 5 个工作日内签订上述合同,交易中心汇总后报省工信厅、海南能监办备案。
八、发电计划形成与执行
(一)各发电企业发电计划分为基数电量发电计划和市场化发电量计划。
(二)根据海南省工信厅下达的年度基数电量发电计划,发电企业、电网企业据此签订厂网间年度购售电合同,合同电量计划分解到月度,由电网企业提交交易中心备案。
(三)交易中心根据所有年度市场化交易合同约定的月度电量计划和月度各类交易成交结果,汇总编制按月发布。
(四)电力系统发生紧急情况时,调度机构要按照安全优先的原则实施调度,事后应及时披露事故情况及计划调整原因;影响较大的,应及时向海南能源监管办、省工信厅、省发改委报告。
九、结算流程及合同电量偏差处理
(一)电费结算流程及要求
1.电力用户和发电企业原则上均按照电网企业抄表例日的抄见电量计量当月用电量和上网电量,抄表例日后的电量计入次
月用电量。
2.电力用户的电费构成包括:市场化电量电费、偏差考核电费、输配电费、政府性基金与附加等;发电企业的电费构成包括:
电量电费、偏差考核电费。
3.月度用电结算顺序依次为,年度双边协商交易分月电量、年度双边挂牌交易分月电量、偏差电量计算(月度只做参考)。结算方法:电力用户根据每月实际交易电量按照等比例原则进行结算,即根据该用户在电力市场上的所有合同的电量比值,将实际交易电量进行分配,然后乘以合同对应电价,得出月度电费。假定某一用户月度有 A、B、C 三份合同,月度计划交易电量为 P(A 电量+B 电量+C 电量),月度实际交易电量为 Q。则月度电费计算公式为:月度电费=Q*A 电价*(A 电量/P)+Q*B 电价*(B 电量/P)+Q*C 电价*(C 电量/P)。发电企业的市场化实际交易电量由其签订的直接交易购售电合同对应的电力用户市场化实际交易电量计算得出。
4.电费结算采用按月结算,按年清算的方式。由于目前电力交易方式只有年度双边协商和年度双边挂牌两种,市场化电费采用次月退补的方式。具体的操作方式为:电网企业保持现有模式按月对用户进行抄表,按照目录电价收取应缴电费,电力交易中心根据年度交易的分月计划交易电量,于次月向电网企业及市场主体出具结算依据,电网企业根据结算依据,如市场化电价小于目录电价,则将差价电费退还用户,如市场化电价大于目录电价,则向用户增收差价电费。年底按照实际交易电量和计划交易电量的差值进行偏差电量考核后,统一清算。
5.交易中心负责向市场主体出具结算依据,市场主体根据现行规定进行资金结算。市场主体接收电费结算依据后,应进行核对确认,如有异议在 3 个工作日内通知交易中心,逾期则视同没有异议。
6.电网企业根据交易中心出具的结算依据,分别与发电企业和电力用户结算相关电费。
(二)偏差电量处理方式
发电企业、电力用户应在签订合同时,根据交易电量提供月度发电计划、用电计划(含计划基数电量和计划交易电量),交易中心以此作为考核依据。偏差电量指电力用户(发电企业)在交易周期内实际直接交易电量与其计划直接交易电量之间的偏差,允许范围暂定为±4%。当前按年度电量实施偏差考核,月度偏差仅作记录。
1.超出允许正偏差的电量,电力用户按目录电价向电网企业购电,对应电厂按照标杆上网电价进行结算。未超出允许正偏差的电量,按照等比例原则进行结算。负偏差部分仅作记录,暂不进行考核。
2.发电企业因自身原因无法完成交易电量的,偏差电量按上网电价的 10%考核。电网企业由此增加的收益在核算电价时统筹平衡;发电企业因台风、地震、洪水、冰雹等不可抗力因素无法完成交易的免于考核。
十、违约责任
(一)输配电服务合同中,应明确电力用户在规定期限内未交清电费时,应承担电费滞纳的违约责任。电费违约金从逾期之日起计算至交纳日止,按照《供电营业规则》第九十八条规定计算每天的电费违约金。电力用户应先支付陈欠电费、当期电费违约金,再支付其他电费。
(二)电力用户欠费达 30 日,交易中心中止该用户市场交易,按照目录电价进行电费结算,交清电费后次月恢复市场化交易。
十一、信息披露
按照省工信厅发布的海南省电力直接交易暂行办法和南方能监局的《南方区域电力市场信息披露监管办法》进行信息披露。
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北极星售电网获悉,海南电力交易中心发布2024年2月海南电力市场供需预测和运行计划安排信息披露。2月份(交易标的月),省内市场化交易电量14.68亿千瓦时,同比增加8.39%。其中,直接交易成交电量5.93亿千瓦时,同比减少0.46%,平均成交价0.50533元/千瓦时;电网代理购电交易电量8.75亿千瓦时,同比增加15
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