陕西征求电力中长期交易规则意见

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第七章 交易组织

第一节 交易时序安排

第四十四条 开展年度交易时遵循以下顺序:

(一)确定跨省跨区优先发电。为落实国家能源战略,确保清洁能源送出,跨省跨区送受电中的国家计划、省政府协议送电量优先发电。

(二)确定省内优先发电(燃煤除外)。结合电网安全、供需形势、电源结构等,科学安排省内优先发电。首先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时以及可再生能源调峰机组优先发电,其次按照二类优先发电顺序合理安排。优先发电机组参与电力直接交易时,另行制定措施保障落实。

(三)开展年度双边交易、年度集中竞价交易(双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易,挂牌交易视同集中竞价交易,下同)。年度双边交易和年度集中竞价交易时序根据市场实际情况确定。

(四)确定燃煤发电企业基数电量。根据省内年度发电预测情况,减去上述环节优先发电和年度交易结果后,如果不参与市场用户仍有购电需求,则该部分需求在燃煤发电企业中分配,作为其年度基数电量。省内将有序放开发用电计划,按照国家发展改革委、国家能源局确定的比例逐年缩减燃煤发电企业基数电量,直至完全取消。

第四十五条 开展月度交易时遵循以下顺序:在年度合同分解到月的基础上,可根据市场实际情况开展月度双边交易和月度集中竞价交易。

第四十六条 在电力供应紧张的情况下,可优先保障省内电力电量平衡,富余发电能力再参与跨省跨区交易,对于已签订的合同可予以执行或者协商合同另一方回购。

第二节 年度优先发电合同签订

第四十七条 根据确定的跨省跨区优先发电(含年度以上优先发电合同),相关电力企业在每年年度双边交易开始前协商签订次年度交易合同(含补充协议),约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等,纳入送、受电省优先发电计划,并优先安排输电通道。

第四十八条 根据确定的省内优先发电,在每年年度双边交易开始前签订厂网间年度优先发电合同,约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。

第三节 年度基数电量合同签订

第四十九条 根据燃煤发电企业基数电量安排,在每年年初签订厂网间年度购售电合同,约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。

第五十条 基数电量确定后,偏差主要通过市场方式处理。

第四节 省内直接交易

第五十一条 每年11月,陕西省发展改革委下达次年直接交易工作方案,发布年度直接交易相关市场信息,包括但不限于直接交易总规模、交易组织安排、参与市场主体、相关工作要求等。

第五十二条 省内直接交易按周期分为多年(1年以上)、年度(含半年)、季度、月度及月内短期交易。每年可根据实际情况选择交易周期。多年交易需分解到年度,年度、季度交易需分解到月度。

第五十三条 省内双边协商交易组织流程:

(一)陕西电力交易中心发布交易公告;

(二)市场主体经过双边协商形成交易意向,通过电力交易平台申报相关交易信息;

(三)陕西电力交易中心对双边协商交易意向进行汇总、校核,并将结果提交电力调度机构进行安全校核;

(四)安全校核通过后,陕西电力交易中心发布双边交易结果。

第五节跨省跨区交易

第五十四条 跨省跨区交易由北京电力交易中心组织,市场交易的申报、出清、签约、结算、信息发布等均在北京电力交易平台进行。陕西电力交易中心协助北京电力交易中心组织省内市场主体参加跨省跨区交易。

第五十五条 参加跨省跨区交易的市场主体须符合北京电力交易中心确定的市场准入条件。具体参与名单,由陕西省发展改革委确定。

第五十六条 跨省跨区交易是省内交易的边界条件。原则上,在同一周期内,应先组织跨省跨区交易,后组织省内交易。

第五十七条 跨省跨区交易应与省内交易有效衔接。跨省跨区交易的各类合同电量应纳入省间联络线交易计划和省内发用电平衡计划统一安排。

第五十八条 市场主体应做好省内市场与省间市场的统筹。参加跨省跨区交易的市场主体仍然享有省内市场成员的权利,同时也必须承担省内市场主体的义务。

第五十九条 现阶段,跨省跨区交易可分为网对网交易、网对点交易、点对网交易、点对点交易四种形式。网对网交易是指送受端电网企业之间交易,网对点交易是指受端电网企业与送端发电企业之间交易,点对网交易是指电力用户(售电公司)与送端电网企业之间的交易,点对点交易是指电力用户(售电公司)与发电企业之间的交易。

第六十条 鼓励国网陕西省电力公司根据供需状况、清洁能源配额完成情况参与网对网的跨省跨区电力交易,促进清洁能源消纳,减少弃风弃光现象。

第六十一条 支持发电企业积极参与网对点交易,积极争取电量,扩大外送规模,充分发挥陕西的资源优势, 把资源优势转化为经济优势。

第六十二条 鼓励国网陕西省电力公司代理或通过发电企业组织,将火电与风、光等新能源打捆外送,以提高参与省间市场的市场竞争力。

第六十三条 支持国网陕西省电力公司参与网对点交易,通过调峰置换、电量置换、省间现货市场等形式,购入新能源,解决陕西特定季节和时段的调峰困难。

第六十四条 有序放开点对网交易和点对点直接交易,发挥省间市场调剂余缺的作用,促进资源大范围优化配置和清洁能源消纳。

第六十五条 参与点对网交易和点对点交易的主体必须是列入陕西省发展改革委准许参加跨省跨区交易名单且在电力交易机构注册的大用户或售电公司。

第六十六条 售电公司参与点对网、点对点跨省跨区交易前,必须向电力交易机构提交与零售用户签订的购售电代理合同或协议。

第六十七条 参加跨省跨区交易的市场主体一般应在交易合同中约定分月计划和典型日电力曲线。

第六十八条 跨省跨区紧急支援一般应按网对网交易方式组织,在电力供需出现不平衡时,由电力调度机构具体实施。紧急支援交易价格及其他有关事项应当事先约定,条件成熟时可以采取预挂牌方式确定跨省紧急支援交易中标机组排序。

第八章 安全校核与交易执行

第六十九条 电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同调整和合同电量转让必须通过电力调度机构安全校核。涉及跨省跨区的交易,需提交相关电力调度机构共同进行安全校核,电力调度机构有为交易机构提供电力交易(涉及本电力调度机构调度范围的)安全校核服务的义务。安全校核的主要内容包括但不限于:通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。

第七十条 为保障系统整体的备用和调频调峰能力,在各类市场交易开始前,电力调度机构可以根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况,折算得出各机组的电量上限,对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。

第七十一条 电力调度机构在各类市场交易开始前应当按照规定及时提供关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息。

第七十二条 安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时,电力调度机构会同电力交易机构予以解释。

第七十三条 安全校核未通过时,对于双边协商交易,按时间优先、等比例原则进行削减;对于集中竞价交易,按价格优先原则进行削减,价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。对于约定电力交易曲线的,最后进行削减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的,可以转让。

第七十四条 电力系统发生紧急情况时,电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度,并在事后向省发展改革委和西北能源监管局书面报告事件经过。紧急情况导致的经济损失,有明确责任主体的,由相关责任主体承担经济责任。

第七十五条 电力交易机构根据各年度合同中约定的月度电量分解安排和各类月度交易成交结果,结合电网运行实际需要,形成发电企业的月度发电安排,包括优先发电、基数电量和各类交易电量。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。

第七十六条 电力调度机构负责执行月度发电计划。市场主体对月度发电计划执行提出异议时,电力调度机构负责解释。

第九章 合同电量偏差处理

第七十七条 电力市场交易双方根据年度交易合同,在保持原有分解计划总量不变的前提下,可以于每月2日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整要求,通过交易平台上报电力交易机构,经安全校核后,作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。

第七十八条 现阶段,中长期合同执行偏差主要通过滚动调整方式处理,随着市场的逐渐成熟,可采用预挂牌月平衡偏差方式及其它方式进行处理。

第七十九条 滚动调整方式。发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整,用户侧合同电量可以月结月清,也可以月度结算,合同末期清算。

第八十条 预挂牌月平衡偏差方式(即优先发电、基数电量合同优先结算)是指月度交易结束后(如果不需要开展月度交易,可以直接开展预挂牌),通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序(按照增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按照补偿价格由低到高排序)。每月最后7日,电力调度机构根据各机组整体合同完成率,判断当月基本电力供需形势。当电力供需形势紧张时(月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时),基于预挂牌确定的机组排序,满足电网安全约束的前提下,优先安排增发价格较低的机组增发电量,其余机组按合同电量安排发电计划;当电力需求不足时(月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时),优先安排补偿价格较低的机组减发电量,其余机组按照合同电量安排发电计划。

第十章 辅助服务

第八十一条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务,允许第三方参与提供辅助服务。

第八十二条 按照“补偿成本、合理收益”的基本原则,按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式,对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。

第八十三条 逐步放开辅助服务市场化交易品种,采用竞争方式确定辅助服务提供主体。电力调度机构根据系统运行需要,确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量,各主体通过竞价的方式提供辅助服务。辅助服务提供主体较多时,可以通过竞价方式统一购买系统所需的无功和黑启动服务。

第八十四条 电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求,并且与发电企业按照统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。

第八十五条 加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上,推广用电用能在线监测和需求侧响应(参与直接交易的用户都应安装用电用能在线监测,数据按有关要求接入陕西省电力需求侧管理平台),积极培育电能服务,参与市场竞争,逐步形成需求侧机动调峰能力,保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。

第十一章 计量和结算

第八十六条 电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置;计量装置原则上安装在产权分界点,产权分界点无法安装计量装置的,考虑相应的变(线)损。

第八十七条 同一计量点应当安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套,主、副表应有明确标志,以主表计量数据作为结算依据,副表计量数据作为参照,当确认主表故障后,副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。

第八十八条 电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业(机组)和电力用户电能计量装置数据,并于每月2日前提交电力交易机构。陕西省地方电力(集团)有限公司应于每月1日前将其所属的电力用户电量数据报国网陕西省电力公司。电网企业应当按照电力市场结算要求通过电能量采集系统将纳入关口贸易计量结算的表计数据远程自动采集,并每日推送至电力交易机构技术支撑平台。当出现表计变更、改线等影响集采数据准确性的事项时,电网企业及表计产权所属企业应于变更前及时书面通知电力交易机构。当出现计量数据不可用时,相关企业应立即查找原因并修正数据,由相应的电能计量检测中心确认并出具报告,报告需提交给电力交易机构,结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。

第八十九条 电力交易机构负责向市场主体出具结算依据,电网企业负责进行资金结算。其中,参加跨省跨区交易的省内市场主体由陕西电力交易中心向市场主体出具结算依据,在区域交易平台开展的交易由区域电力交易机构向陕西电力交易中心出具结算依据;合同电量转让交易由电力交易机构出具结算依据,电网企业向受让方支付上网电费。出让方和受让方按双方合同约定结算转让交易费用。

第九十条 对于同一个市场成员,有多笔市场化交易合同时,按合同执行周期排序:当月到期的合同优先于未到期的合同执行;合同同时到期的,按合同剩余电量比例结算的原则执行。

第九十一条 电力用户和发电企业原则上均按照自然月份计量用电量和上网电量(每月1日0点至次月1日0点),不具备条件的地区可暂时保持现有计量抄表方式不变。各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变,并由电网企业承担电力用户侧欠费风险,保障交易电费资金安全。不承担电费结算职能的电网企业也不再承担欠费风险,市场主体可自行约定结算方式。

第九十二条 市场主体接收电费结算依据后,应进行核对确认,如有异议在3个工作日内通知电力交易机构,逾期则视同没有异议。

第九十三条 建立合同偏差电量结算机制,发电企业和电力用户的合同偏差分开结算,逐步实现按月清算、结账。

采用预挂牌月平衡偏差方式的,结算流程和结算价格如下:

(一)发电侧

1.根据可再生能源次月整体最大发电能力预测值,安排其他类型电源的月度发电计划,并按照有关规定和实施细则对可再生能源进行结算。风电、光伏和无调节能力的水电(含部分时段无调节能力的水电)可按照申报次日可发电量方式累加得到月度发电计划。

2.其他机组实际上网电量小于其月度优先发电和基数电量时,按政府批复的上网电价结算实际上网电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿,5%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用,5%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

3.其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量但小于月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时,按政府批复电价结算优先发电和基数电量,按其所签订的市场合同加权平均价结算剩余电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿,5%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用,5%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

4.其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时,按政府批复电价结算优先发电和基数电量,按合同价格结算各类市场合同电量;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算。

机组提供上调服务(或下调服务)导致的增发电量(或减发电量),均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组,以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。

5.全部合同均约定交易曲线的发电企业,根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段,因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易最低成交价结算;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿。

(二)电力用户侧

1.市场电力用户实际用电量超过其合同电量时,按其合同加权平均价结算总合同电量,超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时,按月度集中竞价交易的最高成交价结算)。

市场电力用户实际用电量小于其合同电量时,按其合同加权平均价结算实际用电量。5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用,5%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时,按其合同加权价的10%支付偏差考核费用)。

下调电量补偿单价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量

发电侧下调电量总补偿费用由所有机组下调电量的补偿价格和机组下调电量的乘积累加得到。

2.非市场电力用户(含优先购电电力用户,下同)按实际用电量和目录电价结算。

3.非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量时,5%以内的超用电量免于支付偏差考核费用;5%以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用。

非市场电力用户的总用电量小于优先发电电量和基数电量时,5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用,5%以上的少用电量按下调电量补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时,按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用)。

非市场电力用户用电偏差导致的偏差考核费用由电网企业承担,电网企业也可以委托电力调度机构通过对非统调电厂、地方电网造成的偏差进行计量,按责任分摊部分偏差考核费用。

4.对于约定交易曲线的用户,根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时,按月度集中竞价交易的最高成交价结算);每日各时段的累计少用电量,5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用,5%以上的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时,按其合同加权价的10%支付偏差考核费用)。

(三)电力用户偏差考核费用、发电企业偏差考核费用,以及上调服务所增加的电网企业结算正收益,统一用于支付下调机组的补偿费用,盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重返还或分摊。

上调服务所增加的电网结算正收益=(优先发电和基数电量加权平均价—机组上调服务加权平均价)×(非市场电力用户当月实际用电量—可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量—其他类型电源当月计划合同电量)

优先发电和基数电量加权平均价=(可再生能源政府批复电价(不含补贴)×可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源政府批复电价×其他类型电源当月计划合同电量)/(可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源当月计划合同电量)

以上用电量均按上年网损率折算到发电侧。

(四)市场电力用户的电费构成包括:电量电费、偏差考核费用、输配电费、政府性基金及附加等。发电企业的电费构成包括:电量电费、下调服务补偿费、偏差考核费用、平均分摊的结算差额或盈余资金、辅助服务费用。

第九十四条 省发展改革委、西北能源监管局根据市场实际情况可建立市场主体违约风险防范机制、合同电量偏差考核制度等。

第十二章 信息披露

第九十五条 市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息,公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息,私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。

第九十六条 市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则,披露电力市场信息。

电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体,无歧视披露公众信息和公开信息,严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

电力交易机构负责市场信息的管理和发布,会同电力调度机构及时向市场主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息、电网拓扑模型、发电机组检修计划、电网检修计划等。

第九十七条 在确保安全的基础上,市场信息主要通过电力交易平台、电力交易机构网站进行披露。

电力交易机构负责管理和维护电力交易平台、电力交易机构网站,并为其他市场成员通过电力交易平台、电力交易机构网站披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力交易平台、电力交易机构网站披露有关信息,并对所披露信息的真实性、准确性和及时性负责。

第九十八条 市场主体如对披露的相关信息有异议或疑问,可向电力交易机构、电力调度机构提出,由电力交易机构、电力调度机构负责解释。

第九十九条 省发展改革委、西北能源监管局、电力市场成员不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。

第一百条 省发展改革委、西北能源监管局可根据陕西省实际情况制定电力市场信息披露管理办法并监督实施。

第十三章 附 则

第一百〇一条 本规则由省发展改革委、西北能源监管局负责解释。

第一百〇二条 本规则自发布之日起施行,有效期3年。

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