贵州省2021年电力市场化交易工作实施方案

日前贵州省能源局、贵州能监办印发《贵州省2021年电力市场化交易工作实施方案》，称为规避电力市场价格大幅波动的风险，对集中竞价和挂牌交易限制最高、最低报价，最高不超过0.50元/千瓦时，最低不低于0.25元/千瓦时。

建立分时段定价机制。分时段价格实行“基准价+上下浮动”机制，平段交易价格由发用电双方协商确定，并作为基准价；峰段交易价格在基准价基础上上浮最高不超过5%；谷段交易价格在基准价基础上下浮最高不超过8%。

鼓励建立煤价-电价联动定价机制。鼓励建立电价-主要产品价格联动定价机制。鼓励双边协商建立年度阶梯电价定价机制。

电力用户准入：电力用户不受电压等级和用电量限制，完成市场注册且从2021年开始签订批发或零售合同的电力用户，全部电量需通过批发交易或零售交易购买，但不得同时参加批发交易和零售交易，且不再执行目录电价。

偏差考核：电力用户（售电公司）各时段完成电量大于对应时段合同电量计划时，超出部分仍按各时段交易价格与对应发电企业结算。各时段完成电量小于对应时段合同电量计划时，按对应时段实际完成电量和电价进行结算。

电力用户（售电公司）月度总完成电量小于月度总合同电量计划，对其5%（含）以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以外的少用电量按照所有合同加权综合均价的5%支付偏差考核费用。其中：售电公司需指定任一代理用户所属供电企业收取偏差考核费用。

详情如下：

贵州省能源局 国家能源局贵州监管办关于印发《贵州省2021年电力市场化交易工作实施方案》的通知

各市（州）能源行业主管部门、贵安新区经发局，贵州电力交易中心，贵州电网公司，各发电集团、独立发电企业，有关电力用户、售电企业：

根据《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）及相关配套文件精神，按照《电力中长期交易基本规则（修订）》（发改能源规〔2020〕889号）、《国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）以及电力中长期合同全签、长签、见签、分时段签、规范签、电子签“六签”要求，贵州电力市场管理委员会办公室牵头制定了《贵州省2021年电力市场化交易工作实施方案》，并在广泛征求有关部门和市场主体意见的基础上，经省能源局和国家能源局贵州监管办研究同意，现印发你们，请遵照执行。

贵州省能源局 国家能源局贵州监管办公室

2020年11月27日

贵州省2021年电力市场化交易工作实施方案

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）及相关配套文件精神，根据《电力中长期交易基本规则（修订）》（发改能源规〔2020〕889号）、《国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）、电力中长期合同“六签”及贵州能源工业运行新机制等有关要求，进一步规范市场主体交易行为，促进电力市场可持续发展，结合我省实际，制定2021年电力市场化交易工作实施方案。

一、市场主体准入与退出

市场主体包括电力用户、售电公司、发电企业和电网企业。各类市场主体应在贵州电力交易中心（以下简称交易中心）注册，并通过南方区域统一电力交易平台（以下简称电力交易平台）参与交易。

（一）市场主体准入

——电力用户：

1.根据《贵州省电力市场主体注册管理办法》完成注册的经营性电力用户。电力用户不受电压等级和用电量限制。

2.完成市场注册且从2021年开始签订批发或零售合同的电力用户，全部电量需通过批发交易或零售交易购买，但不得同时参加批发交易和零售交易，且不再执行目录电价。

参加市场化交易的电力用户，允许在合同期满的下一个年度，按照准入条件重新选择参加批发交易或零售交易。

参加零售交易的电力用户，合同有效期内原则上只能选择一家售电公司代理交易。

3.支持中小用户通过售电公司代理交易。10（20）千伏及以下用户须由售电公司代理交易。

——售电公司：

按照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）、《贵州省售电公司准入与退出管理办法实施细则》（黔能源电力〔2017〕175号）等有关规定执行。

——发电企业：

1.贵州省内统调火电企业、水电企业和其他新能源企业。其中水电企业（水电企业装机容量需达5万千瓦及以上）和新能源企业暂参与发电权交易，待具备条件后可参与其他电力交易。

2.参与交易的发电企业依法取得发电项目核准或者备案文件，依法取得或者豁免电力业务许可证（发电类）。

3.并网自备电厂公平承担发电企业社会责任，按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任。

——电网企业：

参与交易的电网企业需取得《供电营业许可证》《电力业务许可证》（输电类、供电类），拥有输电网、配电网运营权。

（二）市场主体退出

1.自愿参与市场交易的电力用户，原则上不得自行退出市场；无正当理由退市的电力用户，由为其提供输配电服务的电网企业承担保底供电责任。电网企业为电力用户供电的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按政府核定的目录电价的1.2倍执行。

2.其他规定按照《贵州省电力中长期交易规则（试行）》《贵州省市场主体注册管理办法》《贵州省售电公司准入与退出管理办法实施细则》等相关文件执行。

二、交易品种

（一）省内电能量交易

1.省内双边协商交易。市场主体之间以多年、年、多月、月、月内为周期，自主协商交易电量（电力）、电价，形成多年、年、多月、月度、月内双边协商交易初步意向，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。鼓励双方提交多年双边协商交易意向。

2.省内集中交易。省内集中交易包括省内集中竞价交易、挂牌交易两种形式。探索开展竞拍（招标）交易，由售电或购电方向交易中心提交竞拍（招标）申请，通过电力交易平台进行竞价（投标）。

（1）集中竞价交易。市场主体之间以多年、年、月、月内为周期，通过电力交易平台申报电量（电力）、电价，交易中心根据调度机构提供的安全约束条件和市场交易规则进行市场出清，经调度机构安全校核后，确定最终成交对象、成交电量、成交价格等。电力用户（售电公司）月度超计划用电量事后撮合交易，视为月度集中竞价交易。

（2）挂牌交易。市场主体之间以多年、年、月、月内为周期，通过电力交易平台将需求电量（电力）或可供电量（电力）及价格等信息对外发布要约，由参与交易另一方提出接受该要约申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

（二）周边跨省跨区电能量交易

周边跨省跨区企业可通过电力交易平台与发电企业签订购售电合同，也可委托售电公司或电网企业代理参与交易。周边跨省跨区交易采用多年、年、多月、月、月内双边协商或多年、年、月、月内集中交易等方式进行，鼓励采用集中交易方式开展交易。电网企业送周边跨省跨区企业输配电价参考省内输配电价执行，具体由购售电双方协商确定。具体事宜由交易中心商相关市场主体确定。

（三）合同电量转让交易

在年度、多月双边合同分解到月的基础上，发电企业之间、电力用户（售电公司）之间可开展合同电量转让交易。

合同电量转让交易是指在不影响第三方权益的前提下，通过市场化交易方式实现市场主体之间全部或部分合同电量的有偿转让，受让方按转让前合同条款享受权利和履行义务。执行阶梯电价、价格联动的用户不参与合同电量转让交易。

交易标的包括基数电量计划、“黔电送粤”（含“黔电送深”）计划、直接交易合同、周边跨省区交易合同。交易方式采用双边协商或挂牌交易进行组织。相关规定按照《贵州电力市场电量转让交易实施办法》执行。

（四）电量互保交易

电量互保交易是指在不影响第三方权益的前提下，具有直接交易资格的发电企业之间、电力用户（售电公司）之间通过自主协商，签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，由另一方代发（代用）部分或全部电量进行电量电费结算，并按照实际发（用）电量签订事后合同电量转让合同。

电量互保交易原则上“一对一”签订电量互保协议，同一集团发电企业或同一市场主体所属不同地域的企业可在企业内部建立互保关系，事后进行合同电量转让交易。执行阶梯电价、价格联动的用户不参与电量互保交易，专场交易用户只能与同类型用户进行电量互保交易。电量互保协议签订后提交交易中心，每月20日前提交的电量互保协议当月生效。相关规定按照《贵州电力市场电量互保交易实施办法（暂行）》执行。

（五）省内发电权交易

继续开展省内水火发电权交易，具体方案另行制定。探索开展新能源发电权交易。

（六）电力现货交易

根据国家关于电力现货市场建设有关要求，适时开展电力现货交易。

（七）其他交易

根据电力市场建设、产业发展、企业需求，可组织开展相关市场交易。具体方案另行制定。

三、交易价格及定价机制

（一）电价组成

电力用户、售电公司购电价格由市场交易价格、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加等组成。

1.市场交易价格。双边协商交易、合同电量转让交易价格由发电企业、电力用户（售电公司）自主协商确定。集中竞价交易、挂牌交易价格分别以统一出清价格和挂牌价格为准。合同电量转让交易价格为合同电量的出让或买入价格，不影响出让方原有合同价格及结算。

2.输配电价。按照政府价格主管部门核定的标准执行，含电度电价、基本电价。周边跨省跨区交易的电网或电力用户输配电价，由电网企业和跨省区电力用户（售电公司）参照价格主管部门核定的省内输配电价协商确定。

3.辅助服务费用。按照辅助服务相关规定执行。

4.政府性基金及附加。按照规定标准执行，由电网企业代收代缴。

5.按照国家规定，电网企业对相关电力用户计收功率因数考核电费。

6.按照有关规定向交易中心缴纳交易手续费。