2019年湖北省电力市场化交易实施方案征意见：电力市场化交易规模力争达到600亿千瓦时

北极星售电网获悉，湖北日前发布《2019年湖北省电力市场化交易实施方案》（征求意见稿），2019年度湖北省电力市场化交易规模不低于500亿千瓦时，力争达到600亿千瓦时。

方案中公布了各市场主体的准入条件，其中电力用户准入条件为：

大用户：（1）年用电量不低于5000万千瓦时的工业用户；

（2）年用电量不低于2000万千瓦时的商业用户；

（3）年用电量不低于500万千瓦时的高新技术和战略性新兴产业电力用户。

一般用户：（1）年用电量在2000万千瓦时和5000万千瓦时之间的工业用户；

（2）年用电量在500万千瓦时和2000万千瓦时之间的商业用户；

（3）年用电量在100万千瓦时和500万千瓦时之间的高新技术和战略性新兴产业电力用户。

方案还规定了履约保函的额度：对于没有“批零倒挂”的售电公司，以交易合同电量为基础，按0.3分/千瓦时标准向省电力交易中心提交履约保函，最高不超过200万元。对因“批零倒挂”可能产生违约风险的售电公司，需在交易后补齐“批零倒挂”部分的履约保函额度。

详情如下：

2019年湖北省电力市场化交易实施方案

（征求意见稿）

（2019.3.12）

为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其相关配套文件、《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）、《省人民政府办公厅关于进一步降低企业成本增强经济发展新动能的意见》（鄂政办发〔2018〕13号）和《省能源局关于印发<湖北电力市场建设实施意见><湖北省售电侧改革实施意见>的通知》(鄂能源建设〔2018〕3号）等一系列文件精神，结合湖北实际，以保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应为前提，稳步推进湖北省电力市场建设，制定本方案。

一、交易电量规模

按照国家及我省关于电力体制改革的总体部署，为实现2020年前除保留公益性、调节性发电计划之外的电量原则上全额进入市场化交易的目标，为开展电力现货市场建设创造条件，综合考虑我省电力供应安全、电力供需平衡、清洁能源消纳、区外来电、市场需求等因素，2019年度湖北省电力市场化交易规模不低于500亿千瓦时，力争达到600亿千瓦时。按照供大于需的原则，通过设置有效供需比，预留足够的市场化交易空间，保障电力市场有效供给。

二、市场主体

1、发电企业

省内统调火电（含燃气电厂，燃气调峰电厂除外）优先发电计划的优先发电价格按照“保量保价”和“保量不保价”相结合的方式形成，实行“保量保价”的优先发电计划电量由电网企业按照政府定价收购，实行“保量不保价”的优先发电计划电量通过市场化方式形成价格。除优先发电计划的保量保价部分以外，其它电量全部参与市场化交易。2019年新投产的煤电机组按照中发〔2015〕9号文要求，原则上不再安排发电计划，投产后一律纳入市场化交易并由市场形成价格。初步测算，2019年湖北省统调火电企业市场化交易电量（上网电量）规模不低于580亿千瓦时。

省内统调水电企业按照不低于20%的优先发电计划电量规模参与市场化交易。

省统调新能源发电企业、非统调发电企业中容量规模在4万千瓦以上的风电企业和光伏发电企业按照不低于10%的优先发电计划电量规模参与市场化交易。

三峡电源电量及葛洲坝0号机组电量全部参与市场化交易；三峡电站、葛洲坝电站增发电量及三峡地下电站电量参与市场化交易。

探索省内大用户（含售电公司）参与跨省跨区交易。

在保障电网安全的前提下，允许发电企业之间开展市场化合同电量转让。原则上只允许煤耗高的火电企业将合同电量优先转让给高效低排放火电企业(高于火电上网标杆电价的火电机组暂不参与合同电量转让)。

统调电厂年度发电安排包括电厂优先发电计划电量与市场化交易合同电量，其中优先发电计划电量包含年度调增的优先发电计划。市场化交易合同电量由各统调电厂通过参与市场化交易获取。各统调电厂年度发电总量以2019年度发电计划预安排总量为基数，将年度发电计划预安排总量的115%作为各统调电厂发电量的上限，未安排2019年度发电计划预安排总量的新投运机组，以同容量同类型机组本年度发电计划预安排总量的最大值为基数。

2、电力用户

2.1老用户

对于在《省能源局关于2018年电力市场化交易资格用户名单的公告》（鄂能源调度〔2018〕54号）公布的电力用户及《湖北省能源局关于2018年度电力市场交易相关事宜的补充通知》（鄂能源调度〔2018〕95号）中增补的电力用户，若未纳入负面清单管理，自动获得2019年电力市场交易资格，用户类别不发生改变。相关信息需变更的老用户参照新用户入市流程履行相关变更手续并公示通过后，纳入2019年电力市场化交易资格用户名单目录。

2.2新用户

煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业10千伏（含6千伏）及以上电压等级的新增用户履行相关准入程序后获得2019年电力市场化交易资格。

其它符合鄂能源建设〔2018〕3号文要求的新用户履行相关准入程序后获得2019年电力市场化交易资格。具体的新用户准入标准为：

大用户：

（1）年用电量不低于5000万千瓦时的工业用户；

（2）年用电量不低于2000万千瓦时的商业用户；

（3）年用电量不低于500万千瓦时的高新技术和战略性新兴产业电力用户。

一般用户：

（1）年用电量在2000万千瓦时和5000万千瓦时之间的工业用户；

（2）年用电量在500万千瓦时和2000万千瓦时之间的商业用户；

（3）年用电量在100万千瓦时和500万千瓦时之间的高新技术和战略性新兴产业电力用户。

电力大用户可直接向发电企业购电，也可委托售电公司代理参与市场化交易。一般用户委托售电公司代理参与市场化交易。

2.3新用户入市流程

为进一步优化营商环境，做好新用户准入工作，各市州电力行政主管部门会同市州其他相关部门按照鄂能源建设〔2018〕3号文有关要求，对用户申报材料进行审核。对于不符合国家产业政策，近三年发生过重大环境污染事件、重大安全生产事件，及能耗、环保指标未达标的电力用户，不能参与2019年度电力市场化交易。各市州电力行政主管部门以市州为单位将符合要求的申报材料送省电力交易中心汇总。省电力交易中心在收齐各地报送材料后，于5个工作日内送省能源局公示，公示期为七天。公示期满无异议的新用户由省能源局纳入2019年电力市场化交易资格用户名单，并对社会公布。纳入名单的电力用户即获得参与湖北省2019年市场化交易资格。

新增用户按上述流程以季度为周期实施动态准入管理。

2.4 其他要求

参与市场化交易的电力用户原则上应全部电量进入市场。对于用电地点分布于全省各地的同一集团用户或有多个独立计量点的电力用户，其准入范围以公告为准，未纳入公告范围的不能参与市场化交易。

3、售电公司

已纳入湖北省第一批售电企业目录且未纳入负面清单管理的售电企业自动获得2019年市场交易资格。省电力交易中心按照《售电公司准入与退出管理办法》要求具体负责第二批售电企业准入工作，并向社会公布湖北省第二批售电企业目录。省电力交易中心以半年为周期对售电公司实施动态准入管理。湖北电力交易中心受理售电企业提交的准入申请后，5个工作日完成审查。对符合准入条件的售电企业，省电力交易中心在5个工作日内将相关信息进行公示。

售电公司与电力大用户享受同等的权利和义务，在组织市场化交易时不区别对待，不另设专场交易。

三、交易品种

根据市场需求，开展年度交易、年度补充交易和月度交易，视情况开展季度交易。

年度交易、年度补充交易按照“时间优先”原则组织开展。年度交易采用双边协商交易方式，交易执行时段可回溯至2019年1月1日。年度补充交易采用双边协商交易方式，交易执行时段不回溯。

月度交易采用“集中竞价，统一出清”方式；中发〔2015〕9号文颁布实施后核准，并已进入商业运营的煤电企业以湖北省燃煤电厂标杆上网电价(含税，含脱硫、脱硝和除尘电价)为基准，申报月度竞价价差；其他发电企业以各自上网电价为基准，申报月度竞价价差。适时开展合同电量转让交易。

适时组织开展精准扶贫、长江大保护等专场交易。

合同转让交易、月度交易及特色专场交易操作细则在正式组织开展年度交易前另行下发实施。

四、交易价格

1、交易价格模式

2019年市场化交易价格形成机制暂按2018年模式执行。

发电企业交易价格实行“一口价”。其中：火电机组交易价格含现行电价政策规定的脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价；新能源机组交易价格按2018年政策执行，继续享受国家和省级可再生能源补贴政策。

2、分时电价政策

电力用户参与我省2019年市场化交易时暂不执行峰谷分时电价政策。待省级价格管理部门对分时电价相关政策进一步调整完善后，按有关新政策执行。

3、电价调整

市场化交易执行周期内，如国家调整发电企业上网标杆电价或调整电力用户的目录电价，参与交易的用户基准价格、发电企业上网基准电价按照价格主管部门批复的电价政策实时调整。

五、结算周期、偏差考核

1、交易结算

发电企业、电力用户、售电公司的合同电量分开结算。

电力用户、售电公司合同电量结算执行“月度结算、按交易周期清算”，按照合同转让交易电量、月度交易电量、年度补充交易电量、年度交易电量的顺序进行结算。

发电企业合同电量结算执行“月度结算、按交易周期清算”，按照合同转让交易电量、月度交易电量、年度补充交易电量、年度交易电量、优先发电量的顺序进行结算。

2、电量偏差允许范围

电力用户承担超用、少用偏差责任并支付偏差考核费用。

售电公司偏差电量以售电公司为单位进行打包考核，不区分地市。售电公司与其代理的电力用户偏差考核费用承担比例由双方协商，在两方合同中进行明确。双方按合同约定执行。

电力用户、售电公司实际用电量与合同电量（同一交易品种有多个合同的，为合同电量累加值）允许偏差范围为±3%，对超出允许偏差范围的电量进行考核。

3、偏差考核标准

大用户、售电公司实际用电量低于合同电量的97%部分按2分/千瓦时标准进行考核，考核费用按合同电量比例补偿给相关发电企业。实际用电量在合同电量100%—103%部分，按照合同电价结算；大用户高于合同电量103%部分按照目录电价结算（售电公司按照零售用户分类目录电价对应电量加权平均电价结算），并按1分/千瓦时标准进行考核，考核费用由交易中心设立专户进行管理，考核费用具体使用办法另行制定。

偏差考核周期与清算周期保持一致。

因电网电力供应紧张，按省发展改革委、省能源局批准的有序用电方案执行或电网存在电网阻塞及系统调峰等原因，导致在合同周期内交易计划调整的部分，由电力交易中心会同电力调度机构对该部分电量进行认定，报经省能源局同意后，对该部分电量不纳入偏差电量考核。

具体偏差考核操作细则另行出台。

六、履约保函

对于没有“批零倒挂”的售电公司，以交易合同电量为基础，按0.3分/千瓦时标准向省电力交易中心提交履约保函，最高不超过200万元。对因“批零倒挂”可能产生违约风险的售电公司，需在交易后补齐“批零倒挂”部分的履约保函额度。省能源局适时研究出台相关管理办法。

七、保底服务

委托售电公司或直接参与电力市场化交易的电力用户因自身原因无法履约，在交易合同期内退出的，在通过售电公司购电或再次参与市场交易前，由电网企业提供保底供电服务。保底价格参照《国家发展改革委 国家能源局关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号）文件规定，按照省价格主管部门批准的价格执行。

因受委托的售电公司原因造成电力用户需执行保底供电服务的，由售电公司与电力用户在两方合同中约定承担比例，双方按合同执行。

八、市场监管

1、发电企业、电力用户和售电企业要牢固树立法律意识、契约意识和信用意识，合同一经签订必须严格履行。

2、实施电力市场信息披露和报送制度。各市场主体应遵守信息披露有关规定，真实、准确、透明、完整、及时披露有关信息。未按照要求进行信息披露的，根据情节严重程度将其列入监管重点名单或者黑名单。

3、对市场主体履行合同、遵守市场规则实施监管。针对电力市场成员不履约、欠费、滥用市场力、开放歧视等市场行为，依法依规列入“黑名单”管理，实施信用约束、联合惩戒；对于造成严重后果的市场主体，可以限制其交易或强制其退出电力市场。

4、建立健全交易合同纠纷协调仲裁机制。营造公平公正的市场环境，避免因合同纠纷造成用户可靠供电受到影响，妥善解决因不可抗力因素造成合同难以执行等问题，避免市场主体受到不公平待遇。暂由湖北电力市场管理委员会对市场主体在合同履约过程中产生的纠纷进行裁决。

九、交易组织

1、工作安排

3月底前启动省内新用户及第二批售电公司准入注册工作；4月上旬组织开展年度交易；5月底组织开展月度交易，以后每月月底依据预申报市场需求情况适时开展下个月的月度交易；6月组织开展年度补充交易；依据市场化交易情况视情况开展季度交易。适时组织开展特色专场交易。

2、交易规模比例分配

按照年度交易为主，年度补充交易和月度交易作为补充的原则，科学确定年度交易、半年度交易和月度交易规模比例，并根据电力市场化交易实际情况适时调整。

十、相关要求

1、电力交易中心切实提升电力市场优质服务水平。各市场主体积极参加电力交易中心组织的2019年度电力市场化交易政策培训。2019年省内市场化交易方案明确后，电力交易中心提前15个工作日发布交易通知，组织开展年度交易。年度补充交易、季度交易和月度交易正式开展前，电力交易中心提前5个工作日发布正式通知。

2、发电企业、电力用户、售电公司等市场主体应严格遵守法律法规，落实市场主体责任和义务，履行交易合同，诚实守信，依法经营，自觉维护好电力市场秩序，避免市场垄断等现象。

3、当省内出现重大自然灾害或突发事件，按照程序进入应急状态或紧急状态，电力供应出现严重缺口时，实施有序用电方案，不对相关市场主体进行偏差电量考核。

4、对于未完成市场化交易电量比例指标的可再生能源发电企业，以所在的发电集团为单位进行考核。其未完成的部分电量在结算环节暂不享受省级补贴政策，同时在后续项目建设开发、配额指标分配、资源配置及省级补贴政策制定等方面酌情处罚。

5、同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司全年代理市场化电量原则上不得超过全省市场化总电量的20%，月度集中竞价交易电量不应超过全省月度集中竞价交易总量的20%。

6、省电力交易中心依据本方案制定并发布2019年湖北电力市场化交易公告。

7、2018年湖北电力市场化交易相关文件与本文件有关规定存在不一致的，以本文件为准。