《四川省2024年省内电力市场交易总体方案》解读

2023年12月29日，四川省经济和信息化厅、四川省发展和改革委员会、国家能源局四川监管办公室、四川省能源局联合印发《四川省2024年省内电力市场交易总体方案》（川经信电力〔2023〕234号）。

一

基本情况

为加快推动适应四川能源转型发展和结构优化调整的市场机制建设，严格落实国家各项政策部署和省委、省政府各项工作要求，切实保障全省电力安全稳定可靠供应、促进清洁能源高质量利用和绿色电力生产消费、支撑全省经济社会高质量发展，《四川省2024年省内电力市场交易总体方案》立足资源禀赋特点，坚持安全公平原则，服务源网荷储发展，在保证政策延续性的基础上，基于两个原则开展优化调整：

一是

遵循政策导向、适应供需趋势，开展规则适应性调整。

二是

促进规范运营、服务新型业态，推动市场健康发展。

二

主要变化

较2023年方案的变化，主要体现为以下“四方面9要点”。

（一）

关于市场主体准入条件

要点1：市场主体范围一扩大、一新增

扩大地方电网网内工商业用户参与交易试点范围。纳入试点范围的地方电网工商业电力用户均可直接从电力市场购电，取消年用电量大于1000万千瓦时要求。

增加新型主体参与市场交易。推动新型主体参与系统调节，增加满足市场准入条件的独立新型储能电站、用户侧新型储能项目、车网互动试点示范项目参与市场交易，助力新型电力系统建设。

（二）

关于市场交易品种

要点2：交易品种两增加、两取消、两另定

增加绿电交易品种，满足省内风电、光伏发电企业与用电企业之间绿电交易诉求。增加新型储能交易，运用市场化方式满足负荷中心削峰填谷需要。

取消战略长协、取消电能替代交易品种，原参与战略长协、电能替代交易用户可通过参与常规直购交易、绿电交易等购入电量。

另行制定弃水电量消纳交易具体实施方案，原水电消纳示范交易品种更名为弃水电量消纳交易品种。另行制定车网互动试点示范项目实施方案，按照国家关于开展新能源汽车与电网融合互动实施意见要求，探索培育车网融合互动新型产业生态。

要点3：非水电量调比例、定价格、优清算

调整非水电量成分及配置比例。常规直购用户和代理购电用户打捆购入的非水电量包含省内燃煤火电电量、燃气电量、新能源优先电量、省间外购电量等，其中省间外购电量包括中长期外送转回购的电量。结合全年电力电量供需平衡预测情况，按照常规直购用户和代理购电用户度电消纳全网非水电量一致的原则，测算2024年丰、平、枯水期非水电量比例为30%、40%、60%。

固定非水电量价格。常规直购用户与代理购电用户非水电量价格保持一致，按上一年度非水电量的全年电能量均价测算确定。

优化差额电费清算方式。匹配非水电量与实际非水电量之间电量电价差异产生的差额电费，由政府主管部门组织清算并由全体工商业用户分摊（分享）。

要点4：燃煤燃气火电交易新要求

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），基于现行燃煤发电上网电价形成机制，适应国家煤电容量电价机制关于保持煤电价格基本稳定等要求，并结合获得的容量电价和2023年煤电价格水平，燃煤火电交易要形成合理反映燃料成本的对应非高耗能电力用户的申报交易价格。

明确对于不执行两部制电价的燃气调峰机组超出优先电量部分，以及统调天然气分布式项目以热（冷）定电余电上网部分，参照省内燃煤火电交易方式，与省内燃煤火电对应非高耗能电力用户部分一并组织交易。

要点5：省内绿电交易首年开启

发电企业。市场初期，平价风电、光伏发电企业优先电量以外的部分，可参加绿电交易，绿电交易后剩余电量可参与风电、光伏市场电量交易。

电力用户。电力用户参与省内绿电交易之外的电量应参与常规直购等其他符合条件的交易。

交易组织。在年度、月度、月内交易中优先组织、优先结算、优先调度，市场初期采用双边协商方式。

交易价格。省内绿电交易品种约定整体绿电交易电价，绿电交易价格上下限根据各水期水电上下限按确定的打捆比例与非水电量价格加权后确定。绿电交易价格包括电能量价格和绿色电力环境价格，其中，绿色电力环境价格为上一结算周期国家电网经营区平价绿证市场成交均价。

其余参照《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）。

要点6：独立储能与用户侧储能交易同步推进

独立新型储能电站。在《四川省发展和改革委员会等4部门关于印发<关于加快推动四川省新型储能示范项目建设的实施意见>的通知》（川发改〔2023〕327号）的基础上，进一步明确了电能量交易和储能容量租赁交易的组织方式。

用户侧新型储能项目。充电时，充电电量可参加常规直购交易。放电时，放电电量替代电力用户对应时段原应打捆购入的非水电量（替代顺序在省间绿电之后）；超出部分可继续替代电力用户该时段直接交易水电（风光）电量。

要点7：固定优先发电计划，完善偏差处理机制

取消优先发电计划动态调整机制。适应“市场边界、优先兜底”向“优先边界、市场兜底”方式转变，尽可能降低来水波动性影响，维持省内市场平稳运行。

实施电网代购缺口市场化采购。年度分月发电优先计划下达后，当水电优先发电电量不足以覆盖次月电网代理工商业用户的水电购电电量时，差额部分由电网企业通过市场化方式采购。

健全系统偏差处理机制。引入月前发电侧预挂牌交易，处理系统月度实际用电需求与月度发电计划存在的偏差。

（三）

关于市场主体要求

要点8：完善主体要求，促进市场规范运营

电力用户。持续推行电力用户实人认证，利于市场信息及时传递到终端用户。明确已参与交易用户在办理了销户、过户、改类用电业务后视为正当理由退市，不执行电网企业代理购电价格1.5倍。

售电公司。进一步明确售电公司代理用户参与电能量交易、需求侧市场化响应、用户侧储能项目的相关要求，完善零售套餐类型，更好满足市场主体多样化的交易需求。新增售电公司月度、月内交易批零校核，以及关联履约保障凭证额度开展批发市场月度、月内交易事前校核，防范市场风险。

（四）

关于市场衔接事项

要点9：落实国家要求，促进市场规范签约

中长期合同高比例签约。落实《国家发展改革委 国家能源局关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》（发改运行〔2023〕1662号），结合省内水电和新能源高占比实际，将发用两侧年度批发分月签约电量比例由80%调整为70%，未足额签约部分组织发用两侧拍卖交易。

持续推行电子化签约。持续推行售电公司与零售用户应采用基于实人认证的电子合同签约方式完成购售电合同的签约和备案，电子签约比例纳入售电公司信用评价。