2019年四川电力交易指导意见印发 偏差考核阈值为±4%

1.1.3.2.2转让类型

（1）发电侧合同电量转让交易分为普通型合同电量转让和互保型合同电量转让。

（2）普通型合同电量转让按《交易规则》有关要求执行。

（3）互保型合同电量转让。

1）互保型合同电量转让定义与基本要求

互保型转让交易是由交易双方不变、交易电量相等的两次合同电量转让组合而成的转让交易。其中，第一次转让的出让方是第二次转让的受让方，第一次转让的受让方是第二次转让的出让方。两次转让的交易电量必须相等，不应超过相关月份出让方剩佘合同电量以及受让方剩佘发电能力，两次交易的品种、交易价格可以相同也可以不同，第二次转让时间不应超过本年。互保转让交易主要采用双边协商的交易方式开展，其他要求同合同电量转让交易。

2）互保型合同电量转让交易流程

电力交易机构通过技术支持系统发布互保型转让交易相关市场信息，包括但不限于开闭市时间和交易要点等。

交易双方按照平等自愿、协商一致的原则，达成互保型转让交易意向协议，并在交易闭市前，通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。意向协议应包括但不限于转让合同电量、第一次转让品种、第一次转让价格、第二次转让品种、第二次转让月份、第二次转让价格。电力交易机构在闭市后汇总互保型转让交易结果，完成合规校核，形成无约束交易结果，提交给电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应在1个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果后，通过技术支持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。

市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布当日向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应当在结果发布当日通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。

1.1.3.2.3转让方式

发电侧合同电量转让可采取双边协商、集中转让和拍卖三种交易方式开展。

(1)双边协商方式

按照《交易规则》执行。

（2）集中转让方式

1）发电侧合同电量集中交易转让釆取“复式挂牌”的交易方式实施。

2）开市前，发电企业以交易单元为单位向交易平台申报合同转让需求，包括拟转让品种、转让电量、合同价格、转让月度,电力交易机构将发电企业申报的数据汇总、编号形成转让包，并予以公告。转让包编号、转让品种、转让月度、转让电量形成一个转让包。

3）开市后，交易机构将所有转让包同时挂牌。挂牌方可对

出让电量进行分拆，但拆分包的最小电量不得低于100兆瓦时。

4）交易期间，挂牌方可随时修改转让包价格，摘牌方可按输入电力交易技术支持系统的电量对目标转让包实施摘牌，对单个转让包的最小摘牌电量不得低于100兆瓦时，成交价格为挂牌方挂牌价格。当多个摘牌方参与同一转让包交易时，按时间先后顺序成交。

5）摘牌方以自身对应月度剩佘能力为限可参与多个转让包交易。发电侧合同电量集中转让交易涉及的合同交易对象权责不受影响。

6）原合同价格高于合同转出价格时，由受让方向出让方支付转让价差费用；原合同价格低于合同转出价格时，由出让方向受让方支付转让价差费用。四川电力交易中心统一向相关电厂出具转让价差费用结算依据。电厂应在收到结算依据后15个工作曰内完成支付工作，逾期未支付的，收款方可向交易机构提出申诉，交易机构核实后，将暂停违约电厂后续所有交易，直至完成支付为止。

（3）拍卖转让方式

1）拍卖转让方式原则上仅在年度开展，当发电企业部分月度合同电量未通过校核，且双边协商和集中转让均未能转出时实施。

2）发电企业所有年度合同电量（含优先发电电量）分月汇总后，超过其月度发电能力的部分电量应参与拍卖转让交易。发电企业可自主选择各月除省间外送交易以外其他交易品种参与拍卖，在限定时间内未选择的，电力交易机构按价格由低到高的顺序、交易成交时间逆序等原则安排参与拍卖的交易品种。电厂名称、超限月份、超限电量形成一个拍卖包，并通过技术支持系统发布。

3）竞拍方应在自身各月发电剩佘能力范围内选择拍卖包参与交易，可同时申报多个拍卖包，以最后一次申报价格为准。交易结束后，每个拍卖包按申报价格由低到高、申报时间先后的顺序出清，出清价格与标的价格间的价差部分由出让方承担。

4）拍卖转让交易标的涉及的原合同交易对象权责不受影响。

1.1.3.3关停火电补偿交易

关停火电补偿交易按照《关于印发四川省“十三五”期间关停统调统分燃煤机组电量补偿方案的通知》（川经信电力〔2018〕13号）相关要求实施。关停火电补偿交易按年度定价（补偿价）挂牌交易的方式开展，单位电量补偿标准为80元/兆瓦时（含6%增值税）。

1.1.3.4用电侧合同电量转让交易

1.1.3.4.1基本要求

（1）售电企业之间、电力用户之间、售电企业与电力用户之间均可开展合同电量转让交易。用电侧合同电量转让交易按周开展，可采取双边协商和集中转让的方式开展。

（2）受让方不可承接未交易或未代理的交易品种，受让后的合同总量不得高出与发电企业签订年度合同分月电量的110%;售电企业或电力用户月度累计出让电量不得超过与发电企业签订年度合同分月电量的15%。

1.1.3.4.2交易方式

（1）双边协商方式

达成交易的转让双方根据需要确定要转让的交易品种（含年度合同分月电量、月度/周交易成交电量）和电量，由合同出让方在交易系统填报，合同受让方进行确认。

（2）集中转让方式

1）用电侧合同电量集中交易转让采取“复式挂牌”的交易方式实施。

2）开市前，电力用户或售电企业以交易单元为单位向交易平台申报拟转让月度、转让品种、转让电量，电力交易机构将挂牌方申报的数据汇总、编号形成转让包，并予以公告。转让包编号、转让品种、转让月度、转让电量形成一个转让包。

3）开市后，交易机构将所有转让包同时挂牌。挂牌方可对出让电量进行分拆，但拆分后最小电量不得低于100兆瓦时。

4）交易期间，挂牌方可随时修改转让包价格，摘牌方可按输入电力交易技术支持系统的电量对目标转让包实施摘牌，对单个转让包的最小摘牌电量不得低于100兆瓦时，成交价格为挂牌方挂牌价格。当多个摘牌方参与同一转让包交易时，按时间先后顺序成交。

摘牌方可参与多个转让包交易。用电侧合同电量集中转让交易涉及的合同交昜对象权责不受影响。

原合同价格高于合同转出价格时，由出让方向受让方支付转让价差费用；原合同价格低于合同转出价格时，由受让方向出让方支付转让价差费用。四川电力交易中心统一向相关售电企业、电力用户出具转让价差费用结算依据。售电企业和电力用户应在收到结算依据后15个工作曰内完成支付工作，逾期未支付的，收款方可向交易机构提出申诉，交易机构核实后，将暂停违约售电企业或电力用户后续所有交易，直至完成支付为止。

1.1.3.5强退售电企业合同转让

（1）强退售电企业合同转让采取批零合同整体挂牌的交易方式实施。

（2）开市前，电力交易机构应将强退售电企业自强退次月起所有未履行的批发市场和零售市场合同予以公告，包括但不限于代理的用户名录(名称、用电性质等)、签约发电企业名录、批发合同分品种签约总量及签约均价、零售合同分品种签约总量及签约均价、售电服务费情况、履约保函缴纳情况等。电力交易机构将强退售电企业与发电企业和电力用户的购售电合同整体挂牌。

（3）开市后，拟摘牌售电企业向交易平台申报摘牌费用，即受让整体批零合同的受入费用。摘牌售电企业最低受入费用限价为0。

（4）按申报受入费用从高到低进行排序，价高者成交。

（5）当强退售电企业售电服务费为负时，首先启用强退售电企业履约保函，然后利用受入金额抵扣，最后不足部分由相应的电力用户按优惠费用总额的比例分摊。如果受入金额有盈佘，纳入市场平衡账户清算。

（6）受让售电企业应在成交十个工作日内向电力交易机构完善履约保函。逾期未完善的取消其成交资格，并纳入信用体系评价。原批零合同按原出清顺序由下一序位售电企业成交，若无替补售电企业，原批零合同按转让不成功处理。

1.1.4辅助服务交易

2019年将适时开展自动发电控制、深度调峰、启停调峰、短期发电、黑启动等市场交易。其中，短期发电是指在全网电力短缺的情况下，备用火电机组通过短时开机发电增加出力以平衡电网电力需求所提供的辅助服务。

1.1.4.1自动发电控制、深度调峰、启停调峰、黑启动开展前,按《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》及《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》进行考核和补偿；开展后，按《交易规则》执行。

1.1.4.2短期发电

（1）短期发电辅助服务交易按以下原则组织：短期发电主要采用月度预挂牌的方式，按申报价格确定调用排序，每月上旬，电力交易机构通过技术支持系统发布短期发电相关信息，包括但不限于开闭市时间、参与机组的指标性能要求及符合要求可参与的机组。

（2）短期发电仅由次月可开机的燃煤火电机组参与，发电企业通过技术支持系统申报机组短期发电的机组补偿单价。申报的机组补偿单价下限为0万元/兆瓦，上限暂定为：100兆瓦级别0.5万元/兆瓦,200兆瓦级别0.4万元/兆瓦，300兆瓦级别0.4万元/兆瓦，600兆瓦级别0.33万元/兆瓦，1000兆瓦级别0.3万元/兆瓦。未主动申报的，视为按机组补偿单价下限申报。

机组短期发电获得补偿费用=机组额定装机容量x申报的机组补偿单价x(1-机组开机并网小时数A68)

（3）短期发电按以下原则形成无约束交易结果：根据发电企业的申报的机组补偿单价由低到高进行排序；申报价格相同时,按在节能低碳电力调度序列上的先后顺序排序。

（4）电力交易机构在闭市后1个工作日内完成合规校核，并按交易规则出清形成无约束交易结果，提交给电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应在2个工作日之内将校核结果返回电力交易机构并公布。安全校核不通过时，按竞价交易规则重新进行市场出清。市场主体对所申报的数据负责，交易结果原则上不再另行签订合同。

（5）水电等可再生能源能满足负荷平衡需要时，不能调用短期发电。短期发电调用时间应控制在168小时内，超过168小时为机组正常启停，不属于短期发电。被调用机组应在调度命令下达后规定时间内并网(距机组上次解网时间小于24小时、大于24小于48小时、大于48小时，并网时长分别不超过8、15、18小时)且在4小时内调至指定出力。无法开机的，按其装机容量对应级别的短期发电补偿价格上限进行考核，并按调用排序安排后序机组开机；不能在规定时间内并网或调至指定出力的，按每次10万元进行考核；开机不到要求时间的按非计划停运处理。电力调度机构调用短期发电时，应根据电网实际运行情况，按需依次调用；停机时按调用排序逆序安排停机。市场主体对执行提出异议时，电力调度机构负责出具说明，电力交易机构负责公布相关信息。

（6）短期发电辅助服务结算实行按月结清的方式，提供有效的短期发电服务不影响发电企业合同电量计划的执行。若提供短期发电服务的发电企业当月无合同电量计划或合同电量计划不足，电力调度机构在报四川能源监管办备案后，负责组织相关库容水电采用互保型转让交易的方式予以平衡，相关发电企业应予以配合。

（7）短期发电辅助服务补偿费用和考核费用由当月所有发电企业按上网电量比重进行分摊或返还。