四川电力交易中心解读《四川省2022年省内电力市场交易总体方案》

《四川省2022年省内电力市场交易总体方案》（川经信电力〔2021〕276号）（以下简称“总体方案”）正式印发，标志着四川2022年电力市场化交易已拉开序幕。为帮助各市场主体充分把握总体方案要点，四川电力交易中心编制了总体方案解读，供广大市场主体参考借鉴。

一2022年总体方案基本情况

按照《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）提出的新要求，在保证政策延续性的基础上，总体方案进行了一系列完善优化，主要体现在4个方面，即“一个简化、三个放开、三个调整、三个加强”。

一个简化：简化注册流程。三个放开：全面放开工商业用户；全面放开燃煤发电电量；进一步放开风电、光伏发电电量。三个调整：调整交易品种类别设置；调整交易组织方式；调整交易限价范围。三个加强：加强对市场主体的要求；加强信息披露管理；加强市场衔接。二内容要点

（一）“一个简化”

要点1：简化注册流程

对于已注册的电力用户，原则上不作调整，无需公示；2022年年内新投产的工商业电力用户，在完成注册并公示无异议后，下一结算周期起可直接从电力市场购电，在此之前由电网企业代理购电，取消了须在30天内完成注册的要求。

（二）“三个放开”

要点2：全面放开工商业用户

1.已核定输配电价区域内工商业用户

取消了经营性专变用户限制，四川省已核定输配电价的供电区域内工商业用户均须进入市场，暂未直接从电力市场购电的电力用户由电网企业代理购电。

2.地方电网、增量配电网内工商业用户

为促进非主网地区工商业用户有序参与市场交易，在地方电网、增量配电网核定配电价格前，其网内工商业用户可通过整体打包的方式直接从电力市场购电或由国网四川电力代理购电，购电方式一经选择当年内不得改变；核定配电价格后，其网内工商业用户可独立参与市场交易，相关交易结算管理方式另行制定。

3.国网非同价区大工业用户

国网四川电网原非同价区（简称“非同价区”，下同）的大工业用户优先使用当地留存电量指标，不足部分由当地保障性小水电电量补足。如仍有电量缺口，缺口电量部分可选择直接从电力市场购电或由电网企业代理购电。相关市（州）主管部门会同供电公司在年度交易前将对应大工业用户户号的保障性小水电电量分月计划推送至四川电力交易中心，并按月将保障性小水电电量均价推送至四川电力交易中心。保障性小水电电量分月计划在电力交易平台形成合同，一经确定原则上不得进行调整。

要点3：全面放开燃煤发电电量

省内燃煤发电电量交易在月度（月内）开展，采用平台集中交易方式组织开展电能量增量交易，实行“发电侧单边报价、平台统一边际出清”。非高耗能用户省内火电电量部分价格最高上下浮幅度为20%，高耗能用户省内火电电量部分价格最高下浮20%、上浮幅度不受20%限制。达成交易的燃煤发电电量由电力交易平台按月向用户自动匹配。

要点4：进一步放开风电、光伏发电电量

推动风光发电企业（平价上网风光机组和光伏扶贫项目除外）优先电量以外的电量参与市场交易。风光发电企业市场化交易电量既可按水电交易方式与水电一同参与市场化交易（限价范围与水电相同），也可与全风光高耗能用户开展双边协商交易（交易价格不低于401.2元/兆瓦时）。

（三）“三个调整”

要点5：调整交易品种类别设置

取消铝电合作、自备机组停发替代、居民电能替代、低谷弃水、火电增发5个交易品种，增加电网企业代理购电相关内容。

1.取消铝电合作交易品种

按照《国家发展改革委关于完善电解铝行业阶梯电价政策的通知》（发改价格〔2021〕1239号）要求，“严禁对电解铝行业实施优惠电价、组织电解铝企业电力市场专场交易等，已经实施和组织的应立即取消”，取消铝电合作交易品种，铝电企业可通过其他交易品种参与市场。

2.取消自备机组停发替代交易品种

按照国家发展改革委、国家能源局《进一步规范管理燃煤自备电厂工作方案》（发改体改〔2021〕1624号）要求，“推动燃煤自备电厂按电网调度要求应开尽开，禁止燃煤自备电厂停机从公网购电”，取消自备机组停发替代交易品种，拥有燃煤自备电厂的电力用户可通过其他交易品种参与市场。

3.取消居民电能替代交易品种

为进一步推动风光与电力用户直接交易，取消居民电能替代交易品种，居民丰水期用电的优惠方式另行研究明确。

4.取消低谷弃水交易品种

按照《四川省发展和改革委员会关于进一步完善我省分时电价机制的通知》（川发改价格规〔2021〕499号），2022年起四川将执行分时电价政策，市场化用户用电价格也将分时浮动，与低谷弃水交易品种存在功能性重叠，取消低谷弃水交易品种。

5.取消火电增发交易品种

燃煤火电将按照“基准价+上下浮”的方式全面参与市场化交易，与火电增发交易方式重叠，取消火电增发交易品种。

6.增加电网企业代理购电相关内容

按照《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）相关要求，对暂未直接从电力市场购电的电力用户由电网企业代理购电。我省电网企业代理购电电量包括执行保量保价的优先发电电量和市场化方式采购的火电电量（含省内火电电量和省间外购电量），实际火电电量减去市场化工商业用户应打捆购入的火电电量即为代理工商业用户配置的火电电量。代理工商业用户可在每季度最后15日前选择下一季度起直接从电力市场购电，电网企业代理购电相应终止。

要点6：调整交易组织方式

1.调整部分品种组织方式

对于水电消纳示范交易品种，电力用户可交易电量中未参加其他交易品种的电量，全部纳入水电消纳扶持范围；对于同一用户户号，可交易电量之外的用电量须参与符合要求的其他交易品种。对于丰水期富余电量交易品种，增加了富余基数一经备案当年内原则上不得变动的要求。对于燃煤火电关停替代交易品种，燃煤火电关停替代交易发电侧参与范围由新能源发电企业调整为水电企业，执行时间由枯水期调整为丰水期。

2.完善合同转让相关要求

明确风、光交易合同转让方式。对于风、光发电企业与除全风光高耗能用户之外的电力用户形成的直接交易合同，以及水电企业直接参与市场交易（水电消纳示范交易、留存电量除外）形成的直接交易合同，在发电侧可以在水、风、光之间转让，在用电侧可在除全风光高耗能用户以外的电力用户、代理了除全风光高耗能用户以外电力用户的售电公司之间转让。对于风电、光伏发电企业与全风光高耗能用户形成的发电侧和用电侧直接交易合同，均不开展平台集中转让交易，发电侧合同仅能在风电、光伏发电企业之间转让，用电侧合同仅能在全风光高耗能用户和代理了全风光高耗能用户的售电公司之间转让，发用两侧转让均不带价差。

设置水电月度（月内）转让电量比例限制。水电企业在无正当理由情况下，分月双边协商调减电量与出让合同电量之和原则上不超过该品种当月合同电量的40%。

3.调整火电、新能源电量配比

常规直购用户和钢铁战略长协用户打捆购入的火电电量比例，由全年30%调整为丰、平、枯水期分别为20%、35%、50%，打捆购入的火电电量包括省内燃煤火电电量和省间外购电量。市场主体可自愿选择将火电电量置换为风电、光伏电量，非高耗能用户置换火电电量的风电、光伏电量占比应不低于其纳入常规直购交易范畴电量的60%，打捆购入火电电量的高耗能用户不得将火电电量置换为风电、光伏电量，未打捆购入火电电量的高耗能用户全年100%购入风电、光伏电量。

4.调整月度（月内）水电增量交易组织方式

对于常规直购、战略长协、电能替代、丰水期富余电量四个交易品种，其水电电量月度（月内）双边协商交易仅可开展合同双侧调减交易和发用两侧合同转让交易，不开展双边协商电能量增量交易。

要点7：调整交易限价范围

1.统一批发交易限价范围

统一常规直购、战略长协、水电消纳示范、丰水期富余电量、电能替代交易品种的丰水期水电限价范围，实现5类交易品种年度、月度（月内）限价全部统一。

2.调整零售交易限价范围

增加零售交易基础电价下限。约定全年相同基础电价的，基础电价上下限与批发市场该交易品种年度分月交易价格上下限按零售用户对应水期基础电量占比折算后的加权均价相同；约定分月不同基础电价的，基础电价上下限与批发市场该交易品种月度（月内）交易电价上下限相同。

（四）“三个加强”

要点7：加强对市场主体的要求

1. 完善对运营机构的要求。

交易机构职责新增了对售电公司履约保险进行校核，向电网企业提供售电服务费为负的售电公司名单，以及披露电网企业代理购电电量、价格；调度机构职责新增了风电、光伏电站发电能力校核，送出受限区域内优先安排执行的交易合同新增了水电消纳示范交易合同。

2. 完善对电力用户的要求。

调整交易结算单元。以用户户号为交易结算和结算单元，按交易结算单元确认可参与的交易品种、选择售电公司、开展交易和结算，提高电力用户交易灵活性。

完善零售市场交易方式。在“基础价+浮动价”的零售市场签约方式基础上，可在月度（月内）交易中调整基础电量、基础电价，以进一步提高零售市场交易的灵活性。

新增退补电量处理方式。明确由于计量装置故障、电力用户窃电、违约用电等原因，退补往月电量电费处理方式。

3. 增加对售电公司的要求。

明确建立保底售电公司管理制度；明确在售电公司售电服务费低于零时，其零售用户先按当期水电电价上限和对应火电电量价格的加权均价预结算，待售电公司补齐缺额费用后，对其零售用户结算费用进行清算。

4. 强化对电网企业的要求。

电网企业新增代理购电业务；电网企业需配合四川电力交易中心向相关市场主体提供电力用户历史分时用电量等信息。

要点9：加强信息披露管理

明确市场信息披露应统一在电力交易平台完成；明确信息披露质量纳入信用评价体系，对违反信息披露有关规定的市场主体，将被纳入失信管理，问题严重的可暂停其交易资格或取消市场准入资格。

要点10：加强市场衔接管理

按照国家发改委关于2022年电力中长期合同签订相关要求，结合四川实际情况进一步完善相关工作：

1.落实高比例签约

在年度签约电量不低于历史用电量的85%的基础上，限制年度签约电量不高于历史用电量115%，进一步规范零售市场签约行为。

2.落实分时电价政策

纳入分时电价政策执行范围的市场化工商业用户中长期交易结算价格应按照《四川省发展和改革委员会关于进一步完善我省分时电价机制的通知》（川发改价格规〔2021〕499号）执行峰谷浮动。

3.落实电子化签约

鼓励售电公司与零售用户采用基于实人认证的电子化合同签约方式完成购售电合同的签约工作并进行电子备案，该项工作纳入售电公司合规行为评价。2022年全年售电公司采用基于实人认证的电子化合同签约方式完成签约的合同比例原则上应不低于50%。市场主体若选择采用实人认证的电子化合同签约方式开展交易，无需签订纸质购售电合同。

4.实现市场交易与代理购电有效衔接

明确火电电量配置方式。实际火电电量大于市场化工商业用户应打捆购入的火电电量时，超出部分由电力交易平台按月向代理工商业用户配置。实际火电电量小于市场化工商业用户应打捆购入的火电电量时，不足部分由新能源及燃气机组的优先电量补足。

明确市场交易和电网企业代理购电衔接方式。参加了留存电量、水电消纳示范、丰水期富余电量交易的电力用户户号，其全部电量须直接从电力市场购电，不得由电网企业代理购电。由售电公司代理的留存电量用户户号，其全电量需由售电公司代理；未选择由售电公司代理的留存电量用户户号，其留存电量之外的电量可直接从电力市场购电或由电网企业代理购电。

5.明确可再生能源电力消纳量责任

电网企业、售电公司和电力用户应按照《四川省可再生能源电力消纳保障实施方案（试行）》（川发改能源〔2021〕496号）承担相对应的可再生能源电力消纳量。