2019年四川电力交易指导意见印发 偏差考核阈值为±4%

1.2零售市场

1.2.1零售市场代理范围与交易品种

1.2.1.1.2019年，售电企业仅可与已纳入省内市场放开范围内的电力直接交易用户开展零售交易。

1.2.1.2.零售市场交易包括常规直购、战略长协、跨省联动、富佘电量、低谷弃水和留存电量。

1.2.2零售市场价格机制

售电企业与零售用户之间原则上应在年度交易中约定分月电量、电价。售电企业与零售用户之间的零售交易电量电价按不同交易品种分别约定，对于某一交易品种，可约定全年相同价格,也可按月约定不同价格。所有交易品种均不限价。如《实施方案》对某一交易品种的水火(或新能源)电量配比有要求，则该交易品种零售交易电量为用户用电需求电量，交易电价为其中水电部分的交易价格。

2.交易组织

2.1市场参与基本要求

2.1.1电力用户

（1）符合准入条件并在电力交易机构完成注册的用户可自愿选择进入市场，自主选择参与批发市场或零售市场。电力用户一旦签订直接交易协议或确认与售电企业的代理关系，并提交电力交易机构认可后，均视为自愿参与市场交易，原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场，不再执行目录电价。

（2）年用电量规模在500万千瓦时以下的电力用户必须通过售电企业参与市场。

（3）—个交易年内，一家电力用户只能选择一家售电企业进行零售交易。电力用户与售电企业一旦签定《四川省售电公司与电力用户购售电合同》，电力用户的全部用电量均应向该售电企业购买。

（4）已参加市场交易的用户某月未签订直接交易协议的，以月度(周)增量直接交易最高限价按常规直接交易水火比例折算后的加权平均价格结算，并按用电侧考核原则实施超用考核；三个月及以上未签订直接交易协议的，视为违约退出，在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照四川电网直供区不满1千伏合表居民到户电价的1.2倍执行。

（5）已参加市场交易的用户要销户的，应与发电企业或售电企业达成解约协议，并经电网企业确认和交易平台公示后永久退市。

（6）电力用户应以在电网公司单独立户缴费的主体在交易技术系统开展注册。

（7）电力用户以交易单元参加市场交易，交易单元应包含该电力用户所有纳入市场化放开范畴的电量对应的计量点。计量点跨县级供电公司的，可申请以县级供电公司为单位拆分交易单元。除自备替代和电能替代以外，常规直购、铝电合作、战略长协和跨省联动不能同时注册为单一用户；电能替代应单独注册交易单元。

（8）趸售区电网企业可作为一个购电主体参与市场化交易，参与交易的电量为其趸售电量中的全部大工业用电量，输配电价、基本电价等按相关价格文件执行。多个趸售区电网企业属于同一企业集团的，可将多个趸售区电网企业作为一个购电主体参与市场化交易。核定输配电价后的省属电网企业内符合准入范围的电力用户，可申请直接参与省级电力市场交易或与售电企业签订零售交易合同，电力用户所在属地电网企业应配合交易中心做好计量抄表和电量报送工作。对已核定输配电价省属电网企业，结算趸售电量时应分别扣除区内所有电力用户参与省级电力市场交易的结算电量。

2.1.2售电企业

(1)售电企业可代理除铝电合作和居民电能替代以外的市场主体参与批发市场电力直接交易，并按代理的交易品种设置交易单元。售电企业可以和发电企业直接双边协商交易，也可以通过四川电力交易中心交易平台参与集中交易。售电企业年售电量应与其资产总额以及缴纳的保函金额相符。

（2）自愿退出市场的售电企业，应妥善处理所有购售电合同和供用电合同，并经交易平台公示后退市。

（3）被强制退出的售电企业，应按合同约定承担相应违约责任。电力交易机构受政府主管部门委托对强退售电企业与发电企业和电力用户签订的购售电合同予以整体挂牌转让，受让售电企业承担原购售电合同所有权利与义务。如挂牌转让不成功，电力交易机构可组织相应发电企业与电力用户，在不突破原购售电合同电量的基础上，开展后续月份双边协商交易。

当挂牌转让与双边协商均不成功时，电力交易机构和电力调度机构自售电企业强制退出次月起，不再继续执行其涉及的所有原购售电合同，发电企业相关合同电量作废，相关零售电力用户在重新参与市场以前，其用电量按国家目录销售电价执行。

2.1.3发电企业

（1）发电企业原则上按照调度单元设置交易单元参与市场，当不满足“同一企业法人、同一电价”的条件时，应对交易单元予以拆分。

（2）参与关停火电补偿交易的燃煤火电机组应在交易前按规定办理业务许可注销或变更手续。

（3）风电和光伏丰水期上网电量(光伏扶贫项目除外)全额参与市场化交易，优先参与丰水期居民生活电能替代交易。

2.1.4其他市场参与要求

售电企业、电力用户和发电企业均应按照《关于印发＜四川电力市场信息披露管理办法＞的通知》(川监能市场〔2017〕130号)要求按年(月)向电力交易机构报送2019年分月及月度用电需求预测和发电能力预测。市场主体未报送年度预测数据的，不得参与年度交易；未报送月度预测数据的，不得参与当月月度和周交易。

2.2年度交易组织

2.2.1年度优先发电量分解

（1）电力调度机构按以下原则将各机组年度优先发电量分解到月。

1）按最大发电量预测分解安排非水可再生能源发电量。

2）按水期内网供用电预测占比将水电优先发电量由水期分解到月。

3）按实际需求预测分解安排各月火电优先发电量。

（2）编制月度发电计划前，如果年度优先发电量仍未确定,电力调度机构可根据负荷预测并参考上年优先发电量分配情况，预先安排月度各发电机组优先发电量，待年度优先发电量确定后,先扣减已安排的优先发电量，再按前述原则将剩佘的优先发电量分解到后续月份。

2.2.2年度交易组织时序及要求

(1)售电企业与零售电力用户以年度双边协商的方式签订年度购售电合同。售电企业应将零售市场合同报电力交易机构备案，经合规性初校后确定售电企业年度零售合同总量。

（2）批发市场按照年度双边直接交易，年度集中直接交易,年度关停火电补偿交易的顺序开展。年度常规直购交易供需比为1.1:1，集中交易发用两侧参与电量应综合考虑发电企业常规直购电指标、电力用户年度用电需求和售电企业年度零售合同总量进行控制。

（3）电力交易机构根据校核结果补充开展年度合同电量转让交易，年度合同电量转让交易按双边协商、集中挂牌交易和拍卖转让的顺序开展。

（4）年度跨省跨区交易与上述交易启动时间原则上不分先后，各发电企业根据自身实际情况合理测算并申报。

2.3月度交易组织

2.3.1批发市场

月度交易主要开展居民生活电能替代交易、月度跨省跨区交易、辅助服务交易。上述交易启动时间原则上不分先后，各发电企业根据自身实际情况合理测算并申报。

2.3.2零售市场

每月结算前，售电企业与零售用户可对当月交易电量、电价进行调整，以双方在交易平台最终确认的交易电量、电价为准。

2.4周交易组织

周交易按照以下时序组织开展：发用电两侧合同电量转让交易（含互保型合同电量转让交易）、发用电双边协商合同调整交易、常规直购增量交易、富佘电量增量交易、低谷弃水增量交易。

销电合作、战略长协、跨省联动用户（或相关售电企业）可与发电企业协商调整后续月份交易电量和价格，也可与其他发电企业签订双边交易合同；常规直购、富佘电量和低谷弃水用户（或相关售电企业）可与发电企业协商调减后续月份交易电量并

调整交昜价格，如需增加后续月份交易电量，发用电双方均应参加复式竞价撮合交易，不允许双边协商调增。其中，新能源配比的常规直购用户（或相关售电企业）参加复式竞价撮合交易后，应在规定时间内与新能源发电企业调增当月交易电量，或与其他新能源发电企业签订双边交易合同。

在开展常规直购增量、富佘电量增量、低谷弃水增量的复式竞价撮合交易时，电力用户和售电企业按申报需求全电量参与交易，发电企业以申报电量与按供需比折算后的指标电量的较低值全电量参与交易，其中供需比按1.2:1控制。

售电企业有关交易单元、市场用户调减双边合同的，当月不能再参加该品种调增、双边交易或周增量集中交易；参加了调增、双边交易或周增量集中交易的，当月不能再调减该品种双边合同。

电力交易机构原则上应每半年发布一次月、周交易计划预安排表，可根据市场特殊变化适当调整、增加临时交易。

2.5月度优先发电量调整

月度优先发电量调整按照《2019年全省电力电量平衡方案及节能调度电力生产计划》明确的调整原则进行。

完成优先发电量调整后，电力交易机构可开展一次事后合同电量转让交易。

3.合规与安全校核

3.1合规校核

电力交易机构负责对发电企业、电力用户和售电企业等市场主体参与交易的情况进行合规性校核。

3.1.1发电企业合规校核

(1)发电企业均应符合2019年市场准入范围，且已提交《入市承诺书》。

（2）水电企业年度常规直购的签约电量不得大于《实施方案》中明确的常规直购指标的1.1倍。

（3）为防止发电企业出现超能力交易、扰乱市场秩序的情况，在年（月、周）度交易前，交易机构开展发电能力合规校核。水电企业发电能力按照交易单元计算，年度分月发电能力和月度发电能力分别作为电厂参与年度和月度（周）交易的约束条件，发电企业不得超能力签约或参与年（月、周）度市场交易。

（4）发电企业应按《关于印发〈四川电力市场信息披露管理办法〉的通知》（川监能市场〔2017〕130号）要求向电力交易机构提供相关数据。分月发电能力预测用于年度交易发电能力测算，月度发电能力预测用于月度交易发电能力测算，近五年内新投发电企业可按设计的分月发电能力参与计算。

（5）进行发电能力校核时，应扣除机组已成交的所有交易合同电量（含优先发电量），确保新成交合同电量不超过机组月度剩佘可发电量上限。

水电企业月度剩佘可发电量上限=水电企业月度发电能力-水电企业已成交的所有交易合同电量-水电企业优先发电量

（6）水电企业分月发电能力应考虑机组检修计划等情况，按下列原则确定：

1）水电企业枯水期i月发电能力=MIN（机组运行容量x24x运行天数X系统控制系数，水电企业报送的i月发电能力，近五年i月最大上网电量)。

系统控制系数：年度、月度交易安全校核暂设定为0.92(发电企业在交易前提出书面申请，承诺该机组月度合同电量不转出并承担由此造成的后果，可超过0.92);周交易安全校核暂设定为0.95。

在参加设有供需比限制的交易时，应以各机组月度剩佘可发电量上限为基数来测算各机组可参与交易的电量上限。