2024年浙江省电力市场化交易方案：省统调煤电全年市场化交易电量暂按2600亿千瓦时确定

北极星售电网获悉，浙江省发展改革委 浙江能源监管办 浙江省能源局发布关于印发《2024年浙江省电力市场化交易方案》的通知。2024年浙江电力市场化交易规模根据全省工商业用户年度总用电量规模确定。其中，中长期交易电量占比不低于95%，中长期未覆盖的现货交易电量占比不高于 5%。

电力用户及售电公司年度交易电量原则上不低于上一年度用电量的80%，其余交易电量通过月度（月内）交易或（和）现货交易实现。

省内发电企业：

煤电：省统调煤电全年市场化交易电量暂按2600亿千瓦时确定（根据年用电增长适时调整）。

风电光伏：无补贴的风电和光伏发电可参与绿电交易，鼓励有补贴的风电和光伏发电企业（综合补贴和绿电交易价格等因素）与电力用户自主协商参与绿电交易。

省外发电企业宁夏来电、皖电东送市场化交易电量根据两省政府间协议和国家优先发电计划确定。

详情如下：

省发展改革委 浙江能源监管办 省能源局关于做好2024年度浙江省电力市场化交易相关工作的通知

各设区市发展改革委、宁波市能源局，省电力公司、浙江电力交易中心，各相关单位：

根据《浙江省电力中长期交易规则（2023年修订版）》《2024年浙江省电力市场化交易方案》，现将2024年电力市场交易有关工作安排通知如下：

一、市场主体范围

按照《2024年浙江省电力市场化交易方案》执行。

二、市场主体注册及绑定

1.发电企业入市注册。申请参加电力市场、未注册的发电企业签订入市承诺书，登录浙江电力交易平台（以下简称交易平台），办理入市注册或信息变更相关手续。

2.售电企业入市注册。符合《浙江省电力中长期交易规则（2023年修订版）》准入条件、未注册的售电企业，签订入市承诺书，向浙江电力交易中心（以下简称交易中心）递交申请资料和相关证明材料，按照相关规定流程在交易平台办理注册手续。

3.市场用户入市注册。发电企业、批发市场用户（35千伏及以上电压等级用户）和售电公司需签订入市承诺书，并按照要求在交易平台办理入市注册或信息变更相关手续。

4.零售交易线上绑定。售电公司与零售用户通过在电力交易平台签订电力零售交易合同进行绑定，绑定有效期同零售合同有效期。鼓励电网企业代理购电用户、兜底用户有序入市，直接参与市场交易。

5.注册备案及发布。交易中心汇总市场主体注册情况，向省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办公室备案，并及时向社会公布。

6.由电网企业代理购电的工商业用户在每季度末15日前选择下一季度起直接参与市场交易的，电力交易机构应将上述变更信息于2日内告知电网企业。

三、中长期市场交易组织

根据国家发展改革委“六签”工作要求，结合前期浙江电力市场交易经验，具体交易组织如下：

（一）时间安排

电网代理购电用户入市签约手续应在2023年12月15日前完成。意向转为直接参与市场用户的兜底用户和已于2023年度直接向售电公司购电的电力用户，原则上应于2023年12月29日前在电力交易平台上完成合同签订。

批发用户入市手续应在2023年12月29日前完成。2024年度批发交易和2024年1月份月度交易组织原则上应在2024年1月20日前完成。

交易中心和电网公司应在零售用户绑定截止后2个工作日内确认售电公司签约用户名单。

（二）电力零售交易

1.零售套餐选择。售电企业与零售用户签订购售电合同，应根据《浙江省电力零售市场管理办法（试行）》选择零售套餐种类（含封顶价格条款）。为确保零售交易价格在合理区间，零售套餐封顶价格条款最大上浮系数暂定0.6%，并视市场运营情况定期调整、公布。

2.零售用户结算要求。电网企业根据交易平台推送的零售套餐电量、电价信息进行计算。零售用户勾选封顶价格条款的，当零售交易价格超过零售封顶价格时，按照零售封顶价格进行计算；当零售交易价格不超过零售封顶价格时，按照零售交易价格进行计算。

3.售电公司结算要求。售电公司零售侧收入按其代理零售用户套餐结算单一价格和用户实际用电量结算。

（三）电力批发交易

电力批发交易包括年度双边协商、年度挂牌、月度双边协商、月度集中竞价、月度（月内）挂牌交易和合同转让交易等，由浙江电力交易中心负责组织实施，省发展改革委（能源局）和浙江能源监管办按照规定进行监督；年度、月度（月内）交易电量、电价按照单一电量、单一价格按月分别确定。

1.年度交易

批发用户、售电公司与发电企业在交易平台完成年度双边协商、挂牌交易申报与确认，在“e-交易”（北京电力交易中心App）完成年度绿电双边协商交易申报与确认。

2.月度（月内）交易

（1）根据月度用电需求，每月分别开展次月的月度合同转让、集中竞价、双边协商交易以及当月的合同转让、月内挂牌等交易。其中，批发市场用户、售电公司在合同转让交易中的转出电量不得大于当月净合同电量（当月年度双边、年度挂牌、月度双边、月度竞价、合同转让等所有交易多次购入、售出相互抵消后的净电量）。其中合同转让不得加价，并按原合同结算顺序开展结算。

（2）每月开展次月月度交易前，批发用户、售电公司与发电企业协商一致后，可调整后续月的年度双边协商交易合同分月计划，但必须保证年度合同总量及价格不变。年度合同变更的，按变更后执行。

3.电网企业代理购电。电网企业代理购电和结算按《省发展改革委关于转发<国家发展改革委关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知>的通知》（浙发改价格〔2021〕406号）执行。每季度最后15日前，电网企业代理购电用户可选择下一个季度起直接参与市场交易（具体以与售电公司线上签约生效日期为准），电网企业代理购电相应终止。用户信息由电力交易机构通过电力交易平台推送给电网企业。

4.绿电交易组织暂按照《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（修订稿）》（京电交市〔2023〕44号）执行。

（四）合同签订

1.各市场主体应根据浙江能源监管办2024年的合同示范文本签订各类合同，批发交易年度合同期限自2024年1月1日0时至2024年12月31日24时。

2.浙江电力交易中心及时将批发市场交易合同（电子版）签订情况汇总报省发展改革委（能源局）和浙江能源监管办备案。

（五）计量

1.电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业和电力用户电能计量装置数据，并按照相关规定提交电力交易机构和相关市场成员，电力交易机构以此提供批发市场结算依据，推送电网企业进行结算。其中与省级电网公司签订直接购售电合同的发电企业，以电能量采集系统（TMR）数据为准。

2.参与批发交易的用户户号，若同一户号下存在不同电压等级的计量点，同一户号下低电压等级的计量点电量一并参与批发市场交易和结算。

3.售电公司或批发用户批发市场结算依据发布后，因计量或抄表差错等原因造成用户实际用电量与前期用于结算的用电量不一致时，电网企业可对该结算依据提出差错处理申请，电力交易机构按照电网企业提交的正确用电量进行差错更正，偏差考核费用同步调整，对涉及市场主体需要补交的在偏差考核资金统筹平衡。

（六）交易结算

1.批发市场结算由交易中心根据批发市场合同、中标电量和偏差考核等情况，出具结算依据，各市场主体根据结算依据分别与电网企业进行电费结算。

2.零售用户市场结算由电网企业根据交易平台传递的合同及绑定关系、零售套餐、绿电量价等信息及抄表电量，计算零售交易电费，经售电公司确认后，叠加发用两侧电能偏差费用、上网环节线损费用、输配电费、系统运行费用、政府性基金及附加等费用后，分时电价用户按照分时电价政策规定的浮动比例形成分时结算价格，并形成零售用户结算总电费，出具零售用户电费账单。直接参与市场用户损益分摊或分享费用、辅助服务费用由电网企业根据用户用电量计算到户，售电公司不得以任何名义向零售用户分摊。现货市场运行期间，辅助服务等费用结算另行明确。售电企业在批发市场的应付费用和零售市场的应收费用两笔资金分别记账、结算。

3.按照《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），煤电容量电费纳入系统运行费用，向全体工商业用户收取。煤电企业与售电公司、批发用户的市场化批发交易电价，售电公司与零售用户的零售交易电价，均不含煤电容量电费。

4.售电公司向电力交易机构提交履约保函或者履约保险等履约保障凭证：履约保障凭证金额不低于批发市场交易总电量乘以0.8分/千瓦时。兜底售电公司从事兜底业务对应电量暂免除缴纳履约保障凭证。其他暂按《浙江售电市场履约管理实施细则》（浙电交易市场〔2021〕33号）执行。参加2024年年度交易的售电公司应于12月11日前足额缴纳履约保障凭证。

5.发电侧合同偏差考核资金结余按月按结算电量（不含调试电量，绿电发电企业按照绿电结算电量）占比，在费用发生月次次月返还给统调直购燃煤发电企业和绿电发电企业；用电侧合同偏差考核资金结余按月按批发用户和售电公司结算电量占比，在费用发生月次次月返还给批发用户和售电公司，若售电公司对其代理零售用户约定偏差考核条款的，则所获得的偏差考核费用返还资金在费用发生月次次月按照其代理的所有零售用户用电比例全额返还至零售用户。

合同偏差考核资金结余不纳入售电公司收取的零售用户偏差考核费超出批发交易偏差考核费用一定额度（即当月售电公司代理零售用户实际用电量乘以0.1厘/千瓦时）费用的计算。若用户发生过户销户，则合同偏差考核资金结余不再返还至该用户，对应资金纳入全市场清算。

6.为维护用户权益，各类批发、零售合同的交易结算以2024年合同文本为准。

7.加强交易事中事后监管，对违规套利的市场主体，追回套利金额，并实施考核或处罚措施。相关发电企业和售电公司纳入电力市场主体信用评价。

四、交易相关参数

1.燃煤发电市场交易价格执行“基准价+上下浮动”市场价格机制，上下浮动范围不超过20%。当燃煤发电企业月度结算均价超过燃煤基准价上浮20%时，按燃煤基准价上浮20%进行结算。发电企业与售电公司、批发用户的单笔交易价格上下浮动不得超过20%。高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

2.电力交易机构应在年度交易后10个工作日公布高低价电源年度参考价，每月25日前公布月度参考价。零售套餐参考价格按照年度交易均价80%、月度交易均价20%的权重确定。

五、规范信息公开制度

电力交易机构要及时公布批发侧相关价格情况，并在交易平台按月发布售电公司整体购电均价及度电平均价差；电网企业要规范全省用户电费账单格式，同步列示将批发侧交易均价；售电公司应向代理用户告知月度平均购电成本、偏差考核费用等相关信息，促进市场公开透明。

附件：典型曲线分解方式

浙江省发展和改革委员会 国家能源局浙江监管办公室 浙江省能源局

2023年12月11日

附件

典型曲线分解方式

若未约定电力曲线，则由浙江电力交易中心按照历史统调负荷曲线将合同电量分解至每个最小结算时段形成电力曲线。历史统调负荷曲线形成方式如下：

通过近36个月统调负荷数据提取历史统调负荷曲线。每月按工作日、周六、周日、节假日（如有）划分为4种典型日，不同典型日的每日48点曲线根据M-12月权重赋值0.5、M-24月权重赋值0.3、M-36月权重赋值0.2进行加权平均，得到月典型日历史统调负荷曲线。

不同典型日的负荷曲线有名值电量进行累加后，得到全月4种典型日的总电量比例参数，全月合约总电量按照各典型日比例参数分解成日合约电量。

每日合约电量，乘以各典型日对应的典型负荷曲线中各点数值占48点累加值的比例，得到48点分解电量。