《2024年四川省内电力市场交易指引》解读

国家能源局四川监管办公室、四川省经济和信息化厅联合印发《关于印发2024年四川省内电力市场交易指引的通知》（川监能市场〔2023〕156号），明确了2024年四川省内电力市场交易指引（以下简称“《交易指引》”）。为便于市场主体充分掌握《交易指引》重点内容，特编制本解读。

一、基本情况

为全面贯彻落实党中央关于进一步深化电力体制改革的重要决策部署，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，《交易指引》结合省内市场运营实际，在总体延续2023年交易指引的基础上，优化了交易方式、交易组织、交易结算方式等；新增了偏差互保、系统偏差调整方式、新型储能等新兴市场主体参与市场交易的方式；强化了市场主体的要求、简化了新投发电机组并网及调试要求，交易规则更加完善、交易细节更加规范。

二、重点内容

（一）

优化交易方式

1、批发侧

一是丰富交易方式。新增月前发电侧预挂牌交易、电网代理购电交易和偏差互保，将四川省内交易方式扩充到5类，进一步满足市场主体各类交易诉求。

月前发电预挂牌允许水电（含按水电性质参加交易的风电、光伏发电企业）在上月最后1周，通过报价不报量的方式参与交易，并形成上调排序，作为系统偏差调整的依据。

电网代理购电交易允许水电（含按水电性质参加交易的风电、光伏发电企业）通过报价报量、电网企业报量不报价的方式参与交易，作为电网代购用户的购电来源。在水电优先发电电量不足以覆盖次月电网代购用户水电购电量时启动，在当月月底组织开展。

偏差互保允许市场主体在次月系统偏差电量调整后，采用同侧电能量交易方式、合同转让方式在发电侧、用电侧分别参加交易，通过市场手段缩小合同执行偏差。

二是优化拍卖交易。

增加批发用户同侧合同拍卖。批发用户签约电量超过其合同容量全月满功率运行时的电量、且在同侧电能量交易和合同转让交易后，仍未满足校核要求时，进行批发用户的用电侧合同拍卖交易。

优化同侧合同拍卖交易方式。发、用电侧市场主体不再自主选择参与拍卖的合同，将超限月份分交易品种形成拍卖包组织拍卖，由竞拍方根据自身剩余发电能力或剩余可签约空间，采用报量报价的方式参与竞拍；按出清电量和申报价格形成新的电能量合同，不再采用由出让方承担出清价格与标的价格间的价差部分的方式。

完善发用两侧拍卖交易方式。按照国家发改委《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）相关要求，继续推动高比例签约工作，对各月签约不足70%的部分分月组织发用两侧拍卖交易，在发电侧和用电侧同时组织，且市场主体纳入发用两侧拍卖部分、参与发用两侧拍卖交易竞拍部分互不包含。

三是明确省内绿电交易方式。省内绿电交易采用双边协商方式，在年度、月度、月内交易中优先组织。年度、月度开展发用两侧电能量（增量）交易，月内交易可开展发用两侧电能量（增量）交易、合同调减交易。

2、零售侧

一是丰富零售市场交易方式。在双边协商的基础上，新增挂牌交易、邀约交易两种零售市场交易方式；上线零售商城，引入电商式零售交易，向用户提供售电公司比选、交易协商、套餐签约等“一站式淘电”服务，进一步促进零售市场充分竞争和透明高效运作。

二是丰富零售标准化套餐。以阶梯价格套餐为基础，拓展衍生价格联动类、固定代理费类、比例分成类、省间绿电类等5类套餐，进一步满足零售用户多样化市场交易诉求。

（二）

优化交易组织

1、批发侧

一是锁定批发市场交易边界。优先发电年度分月计划确定后，原则上不再调整，系统偏差通过上下调方式进行调整。

二是优化调整批发市场月度、月内交易。月度交易以次月月度电能量和合同为标的，在每月最后1周组织次月月度电能量交易和合同交易。调整月内交易标的，交易日（D日）的交易标的调整为D+2日至月底剩余天数的电量和合同。提高月内交易频次，在5-10月水电现货市场长周期运行期间以及1-4月、11-12月，每月的最后一周增加2次平台集中交易和2次双边协商交易。

2、零售侧

一是优化调整零售市场交易。月度交易中，允许采用阶梯价格套餐的零售用户与售电公司调减基础电量，但调减后仍执行原基础电价、不再执行原浮动电价，也允许调增基础电量，并调增基础电量增量部分的价格。零售合同量、价在某月的调整总次数，仍不超过1次。

二是增加新投零售用户年度签约电量要求。要求新投零售用户在该用户合同容量×24小时×当月天数的85%~100%之间的要求，但在月度调整时不受上述85%的限制。

三是新增批零电量校核要求。在年度、月度、月内交易中，对于某一交易品种，售电公司与发电企业的批发市场分月交易电量不得大于售电公司与零售用户签订的零售合同中该交易品种分月交易电量。

（三）

明确系统偏差处理方式

在次月，对发、用电侧市场主体进行系统偏差调整，减少市场主体因系统原因造成的偏差。

一是明确电网代理购电偏差调整方式。电网代理购电偏差为代理购电用户实际用电量与预计用电量之差。在电网代理购电偏差大于零时，按月度、月内发用两侧电能量增量交易加权均价、发电企业上网电量占比进行调整；小于零时，按自身均价、上网电量占比进行调整。

二是明确市场打捆非水电量偏差调整方式。市场打捆非水电量偏差为市场部分实际打捆购入的非水电量与确定比例打捆购入非水电量之差。

市场打捆非水电量偏差小于零时，以MIN（当月市场打捆非水电量偏差，电网代理购电偏差调整后发电侧整体超发电量）为边界，按月前发电侧预挂牌交易确定的顺序、电网代理购电偏差调整后的超发电量，进行出清。

大于零时，按MIN（当月市场打捆非水电量偏差，电网代理购电偏差调整后的发电侧整体欠发电量），在电网代理购电偏差调整后，根据发电企业欠发电量在发电企业欠发电量之和的占比、自身合同均价（不含调试电量）分配市场打捆非水电量偏差。批发用户、售电公司按其常规直购交易品种欠用电量占比、对应合同均价（不含调试电量）分配市场打捆非水电量偏差电量，售电服务费按实际非水电量打捆比例计算。

系统偏差调整情况表

（四）

细化市场主体要求

一是增加交易行为要求。增加避免出现不合理套利行为的要求，禁止进行不以缩小交易合同执行偏差为目的的双边协商交易、将履约保障凭证额度与月度和月内交易中售电公司批发合同电费及零售合同电费差额挂钩等，维护市场的公平运行。

二是规范市场主体行为。细化电力用户用电信息变更方式，明确电力用户正当理由退市的相关要求，进一步规范电力用户行为。允许不同的售电公司代理电力用户参加电能量交易、参加需求侧市场化响应、运营用户侧储能项目。增加新型储能参与市场交易的主体，助力新兴市场主体参与交易。

三是增加月度月内交易要求。明确月度可交易规模上限的约束条件：发电侧可交易规模上限＝月度发电能力-已成交当月合同电量（含当月已成交的所有市场交易合同电量、月度优先计划发电量等）；用电侧月度交易规模上限=合同容量×24小时×当月天数对应的电量-已签约合同电量。增加月内可交易规模上限的约束条件：发电侧可交易规模上限=MIN（当月发电能力-MIN（已成交当月合同电量，当月已执行上网电量），当月剩余天数*可用容量*24小时*系统控制系数）；用电侧交易规模上限=电力用户合同容量×24小时×当月剩余天数。

（五）

优化市场结算

一是优化结算原则。对发电企业、批发用户和售电公司，调整市场结算方式，按照“照付不议、偏差结算”原则，对市场主体所有合同均按照合同约定价格进行结算，并对偏差进行结算；明确按月进行结算，其中5月对发电侧1-4月市场偏差进行清算。对零售用户，按其签约的零售套餐结算，不开展偏差结算。

二是优化偏差电量确定方式。对发电企业，未纳入市场交易的发电企业，按其月度发电计划的±2%确定；纳入市场交易范畴的，省内绿电交易部分按省内绿电合同的±2%确定，其他部分按其全部合同（不含省内绿电）±2%确定。对批发用户和售电公司，省内绿电交易部分按省内绿电合同的±2%确定，其他部分按其全部合同（不含省内绿电）±2%确定。

三是优化偏差电量结算方式。按阶梯式偏差结算，分2%、8%两个阶梯对发电企业（不含省内绿电交易部分）进行偏差计算。偏差结算均价与月度、月内电能量（增量）交易市场交易均价挂钩。偏差电量在2%以内的按合同均价结算；偏差电量在2%-8%的，发电侧超发、用电侧少用按市场均价的0.9倍结算，发电侧少发、用电侧超用，按市场均价1.1倍结算；偏差电量在8%以上部分，发电侧超发、用电侧少用按市场均价的0.5倍结算，发电侧少发、用电侧超用，按市场均价1.5倍结算。

四是优先结算省内绿电交易。以合同为限对省内绿电交易分别进行电能量结算和绿色环境价值结算。

电能量部分。分2%、8%两个阶梯对发电侧进行少发偏差结算，偏差结算均价与省内绿电市场月度交易均价挂钩，2%以上的少发电量按市场均价的1.1倍结算，8%以上的少发电量按市场均价的1.5倍结算；分2%、8%两个阶梯对用电侧进行少用偏差结算，偏差结算均价与省内绿电市场月度交易均价挂钩，2%以上的少用电量按市场均价的0.9倍结算，8%以上的少用电量按市场均价的0.5倍结算。

绿色环境价值。按当月省内绿电交易合同电量、发电企业上网电量、电力用户省内绿电电量三者取小的原则确定对应的结算电量，按照上一结算周期国家电网经营区平价绿证市场成交均价结算。实际上网电量少于省内绿电合同电量时，发电企业按照合同约定的方式对批发用户、售电公司进行补偿；批发用户、售电公司实际结算省内绿电电量小于省内绿电合同电量时，发电企业绿色电力环境价值未能售出时，批发用户、售电公司按合同约定的方式对发电企业进行补偿；批发用户、售电公司实际结算省内绿电电量和发电企业省内绿电上网电量均少于省内绿电合同电量时，双方按照合同约定互相补偿。

五是优化售电公司售电服务费计算方式。将非水电量纳入售电公司售电服务费计算。其中，售电公司当月售电服务费=∑售电公司当月各类别售电服务费，其中：售电公司当月各类别售电服务费=零售合同售电费（含非水电量部分）-批发合同购电费（含非水电量部分）。

六是明确新型储能结算方式。

明确计量数据要求。明确新型储能参加市场交易时，计量数据应包括储能电站分时段充放电电量、用户侧储能项目分时段充放电电量及该用户总分时段下网电量。

明确独立新型储能电站结算。充电时，充电电量参照用电侧电能量结算规则分时段结算；由售电公司代理的，偏差结算和购售电收入与其代理的常规直购交易品种电量合并计算。放电时，放电电量参照燃煤火电结算规则结算。容量租赁费用按合同约定的价格结算。

明确用户侧储能项目结算。充电时，充电电量参照用电侧电能量结算规则分时段结算。放电时，放电电量替代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）；超出部分可按常规直购、弃水电量消纳、保障性小水电电量、留存电量、省内绿电的顺序继续替代电力用户该时段直接交易水电（风光）电量；放电电量超过电力用户该时段原用电量，超出部分不予结算。代理用户侧储能运营的售电公司，其储能运营服务费按约定分成比例，及用户侧储能投运前后用户原结算费用与实际结算费用差额确定。

七是优化费用清算要求。按月对偏差电量差价费用清算，并将每月实际收取的偏差电量差价费，用发电侧按当月上网电量占比在次月返还至发电企业，用电侧按照批发用户、售电公司结算电量占比在次月返还至批发用户和售电公司。按月对市场主体市场化结算电费差额资金进行清算。

《2024年四川省内电力市场交易指引》

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