2017年广西电力市场化交易 实施方案（第一批） （送审稿）

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）、《国家发改委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752号）以及《国家发展改革委 国家能源局关于同意广西壮族自治区开展电力体制改革综合试点的复函》（发改经体〔2016〕1096号）精神，结合我区实际，制定本方案。
一、执行原则
（一）符合国家产业政策和行业准入条件；
（二）按照国家和自治区有关项目投资管理的规定履行相关手续，证照齐全；
（三）采用国际国内行业先进或领先的生产工艺与装备，能耗及污染物排放指标达到国内行业先进水平。
二、执行内容
（一）交易规模
2017年开展年度、月度市场化交易，市场化交易电量规模达到当年全区全社会用电量的20%，即280亿千瓦时左右，视市场情况调整。其中，年度长期协议规模约240亿千瓦时，月度交易规模根据市场情况及年度交易剩余电量灵活安排。符合准入条件的市场主体交易规模如下：
1.发电企业
（1）火电企业
2017年暂定火电企业年度交易规模为210亿千瓦时，其中年度长期协议交易规模190亿千瓦时。各火电企业年度长期协议交易电量上限=本企业符合参与市场化交易机组装机容量/准入火电总装机容量×火电机组年度长期协议交易规模。
各火电企业年度长期协议交易电量不足或用户有增量需求时，可参与月度交易。
火电保供热电量通过市场化交易获取，不再单独安排各涉热火电企业的保供热电量。
（2）核电企业
2017年暂定核电企业年度交易规模为70亿千瓦时，其中年度长期协议交易规模50亿千瓦时，不足或用户有增量需求时，可参与月度交易。
    2.电力用户
    单个电力用户2017年年度长期协议交易电量不得超过其2016年实际外购电量（以供电部门结算电量为准），否则签订的意向书或合同无效，如有增量电量可参与月度交易。
3.售电公司
售电公司可代理电力用户（包括试点园区内用户）向发电企业购电。初期，单个售电公司年度长期协议交易电量不得超过6亿千瓦时（不含试点园区内用户电量）。参与月度交易时，申报的竞争电量不得超过当月竞争电量总规模的15%。
    （二）交易方式
采取年度交易和月度交易两种方式。
    1.年度交易
采用双边协商及双边挂牌两种模式。发电企业、电力用户（售电公司）自主选择参与。
（1）年度双边协商
发电企业与电力用户（售电公司）自主双边协商交易价差（价格）、交易电量，达成交易意向。
售电公司与所代理的电力用户自主协商签订售电协议（合同）后，再与发电企业达成交易意向。
（2）年度双边挂牌
发电企业、电力用户（售电公司）分别在电力交易系统上申报挂牌电量和挂牌价差（价格），采用相互摘牌、滚动调整、即时成交的方式开展。
广西电力交易中心（以下简称“交易中心”）汇总年度长期协议成交意向（含年度双边协商交易意向与年度双边挂牌交易无约束结果），交易意向通过电力调度机构安全校核后，发电企业、电力用户（售电公司）与电网企业签订市场化交易三方合同。涉及跨电网交易的，发电企业、电力用户（售电公司）与主电网、地方电网企业签订市场化交易多方合同。
2.月度交易
月度交易采用合约电量转让、集中竞价交易等方式。
（1）合约电量转让
交易中心根据市场主体需求以挂牌的方式组织合约电量转让交易，适时开展。
现阶段，在发电企业间开展年度双边协商交易电量的转让交易，机组电网安全约束电量不得开展转让交易。
合同电量转让交易不影响出让方与电力用户原有合同的价格及结算方式。出让方申报出让电量、出让价格。拟出让电量不超过出让方签订的年度长期协议交易电量，出让价格指出让方支付给受让方的补偿价格。交易中心通过电力交易系统发布出让方名称、出让价格、可出让电量等信息。
交易中心将无约束交易结果提交电力调度机构进行安全校核，安全校核后通过电力交易系统向市场主体发布合约转让交易成交结果。
（2）集中竞价交易
交易中心根据市场主体需求以集中竞价的方式组织，每月适时开展。
输配电价核定前，发电企业，电力用户（售电公司）均通过电力交易系统申报交易电量、交易价差，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。发电企业申报与上网电价的价差，电力用户申报与目录电价中电度电价的价差，售电公司申报价差电价，电价下浮为负，电价上浮为正。
采用统一边际价差法出清。将发电企业申报价差、电力用户（售电公司）申报价差配对，形成交易价差对，即价差对=电力用户申报价差-发电企业申报价差。价差对为负值时不能成交，价差对为正值或零时可以成交，价差对大的优先成交。申报价差相同时，按申报电量比例分配。所有成交的价差对中，最后一个成交的电力用户（售电公司）与发电企业申报价差的算术平均值为统一出清价差。
输配电价核定后，发电企业，电力用户（售电公司）均通过电力交易系统申报交易电量、交易价格，电力用户（售电公司）申报交易价格大于等于发电企业申报交易价格方有效。以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。发电企业申报电价为其市场化交易上网电价，电力用户（售电公司）直接申报价交易价格。
采用统一边际价格法出清。将发电企业申报价格、电力用户申报价格配对，形成交易价差对。其中发电企业申报价格为其上网价格，电力用户申报价格为发电侧上网价格。
价差对=电力用户申报价格-发电企业申报价格。
价差对为负值时不能成交，价差对为正值或零时可以成交，价差对大的优先成交。
所有成交的价差对中，最后一个成交的电力用户与发电企业申报价格的算术平均值为统一出清价格。
交易电量可采用三段式申报方式，发电企业各段累计电量不超过可参与月度集中竞争交易的申报电量上限，电力用户各段累计电量应等于申报的次月市场化电量需求量。发电企业和电力用户各段申报电量应占其申报电量一定比例。
对于电网安全约束电量，按“保量不保价”原则参与市场化交易，鼓励电网安全约束电量通过年度长期协议参与交易。有安全约束的发电企业如不参与年度长期协议交易，在月度竞价中优先安排其安全约束电量，确保电网安全。机组安全约束电量大于年度长期协议交易电量上限的发电企业，如果其市场化交易电量小于年度长期协议交易电量上限，则差额电量在月度交易中安排，按月度交易的统一出清价优先出清，并计入该发电企业的市场化交易电量，直到其年度市场化电量总额达到年度长期协议交易电量上限。机组安全约束电量小于年度长期协议交易电量上限的发电企业，如果其市场化交易电量小于其安全约束电量，则差额电量在月度交易中安排，按月度统一出清价优先出清，直到其年度市场化电量总额达到安全约束电量。
   （三）交易价格
1.输配电价核定前
交易价格按照价差传导机制开展市场化交易，即发电企业参与市场化交易的上网电价在现行标杆上网电价上调整多少，则电力用户的落地电度电价在现行目录电价上相应调整多少。市场化交易价格由电力用户与发电企业通过协商自主确定，不受第三方干预。
适用两部制电价的电力用户，其购电价格由电度电价和基本电价组成，用户基本电价按自治区价格主管部门下发的文件执行。
2.输配电价核定后
发电企业的交易电量上网电价由电力用户（售电公司）与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与市场化交易的电力用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性基金及附加三部分组成。不同供电电压等级的电力用户，其输配电价（含线损）按自治区价格主管部门核定的价格执行。
售电公司按照市场化价格与其代理的电力用户、购电的发电企业开展市场化交易，交易价格自主商定，实行自主经营、自担风险、自负盈亏。
（四）交易结算
1.年度双边交易按“月结年清”、月度竞价交易按“月结月清”的原则进行结算。
2.电力用户当月超出申报的月度市场交易计划的电量按目录电价进行结算。
3.月度结算时，先结算月度集中竞价交易成交电量，再结算年度交易月度分解电量。
4.由于丰枯季节性变化等原因导致用户申报的年度双边协商月度分解电量未能通过安全校核或交易未能按计划实施，用户该部分申报的电量纳入滚动统计。电力用户先按照目录电价结算，发电企业在后续安排发电计划时对该电量进行安排发电后补结。
5.发电企业、电力用户（售电公司）、电网企业应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订三方合同。涉及跨电网交易的，发电企业、电力用户（售电公司）、主电网、地方电网应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订多方合同。交易中心负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收政府性基金及附加。其中，电力用户按目录电价向电网企业缴费，发电企业按交易结果从电网企业获取上网电费。直接向发电企业购电的电力用户，其价差电费由电网企业在其次月应缴电费中抵扣；由售电公司代理购电的电力用户，其价差电费按售电公司与其约定的月价差总电费分配比例，电网企业分别与售电公司及售电公司所代理的电力用户结算。如涉及跨电网交易的，售电公司与所代理的电力用户所属网区的电网企业进行结算。
    涉及跨电网交易的，市场化交易电量的结算方式由自治区价格主管部门另行规定。
6.拥有配电网资产的售电公司，参照电网企业，承担供电营业区范围内的收费、结算等业务。
三、执行对象
（一）电力用户
    1.单个电力用户
供电电压等级35kV及以上，且2016年用电量（指外购电量，不含自发自用电量）3000万千瓦时及以上（详见附表1）。符合准入条件的电力用户原则上应全部电量参与市场交易。
供电电压等级35kV及以上，且2016年用电量6000万千瓦时及以上电力用户，年度长期协议可以自主选择发电企业购电，或选择售电公司代理购电，但只能选择一种购电方式，月度交易可选择任何一种购电方式，但每次交易只能选择一种。2016年用电量在3000万千瓦时及以上、6000万千瓦时以下的电力用户，年度长期协议只能由一家售电公司代理购电，月度交易可选择不同售电公司代理购电，但每次交易只能选择一家。
（2）园区用户
第一批在全区选择1-2家工业园区作为试点，园区内所有电力用户自愿以捆绑打包形式参与市场化交易，与售电公司签订市场化交易合同，各电力用户年度长期协议电量不超过其2016年外购电量，增量电量由售电公司代理参与月度交易。
选择试点园区的原则为：电力用户供电电压等级在35kV及以上，对地方经济贡献较大，用电成本占生产成本比例相似，电力用户自愿参与。
同一个试点园区只能由一家售电公司代理购电，同一家售电公司可以代理多个试点园区购电。试点园区用户的增量电量参与月度交易可选择不同售电公司代理购电，但每次交易只能选择一家。
（二）发电企业
并入电网运行的发电企业；符合国家基本建设（技改）审批程序并取得发电业务许可证，单位能耗应优于行业平均水平（详见附表2）。
（三）售电公司
符合国家发展改革委、国家能源局印发的《售电公司准入与退出管理办法》，在交易中心完成注册，获得交易资格的售电公司，可代理符合准入条件的用户参与市场化交易。
    （四）电网企业
具有独立法人资格，独立财务核算，已取得营业许可证，具备安全稳定的输配电能力，能独立承担民事责任（详见附表3）。
四、执行时间
2017年1月至12月。
五、执行要求
（一）本方案所指交易电量，为执行大工业电价的电量。
（二）参与市场化交易的电力用户应具备零点抄表条件，不拖欠电费。
（三）考虑当前的供需关系及鼓励市场化交易，2017年参与市场化交易的发电企业不剔除容量。
（四）交易中心按照市场化交易三方合同约定的分月计划，汇总月度市场化交易电量，提交电力调度机构。电力调度机构执行调度任务时，优先安排市场化交易合同电量。
（五）参与市场化交易的发电企业、电力用户、售电公司需在交易中心完成注册后，方可参与市场交易。同时，必须服从电网公司统一调度，严格执行用电错避峰指令，共同维护好全区供用电秩序。
（六）鉴于我区水、火电源结构的特殊性，根据本年用电和来水情况，可在第四季度对年初制定的电力直接交易规模进行合理调整。
（七）除电力调度机构安全校核不通过外，发电企业、电力用户（售电公司）、电网企业达成协议或合同后不得更改电量、电价、退出交易。擅自退出交易的，三年内不得进入电力交易市场。
（八）为确保电力系统安全稳定运行，提高月市场化计划完成率，对月市场化计划电量完成率进行考核。由于交易主体自身原因导致月市场化计划电量完成率低于95%的，差额电量考核责任方。
    （九）允许年度合同约定电量偏差-5%。由于交易主体自身原因，造成实际市场化交易电量低于年度合同约定电量95%的，低于部分视为违约电量。违约责任方按照市场化交易合同约定的赔偿标准条款承担违约责任。    
    （十）为了提高市场电量履约率，保证我区电力市场健康稳定发展，根据市场交易情况，适时出台履约保证金管理规定。
（十一）交易中心根据本方案要求，制定年度市场化交易相关规则，指导市场主体开展电力交易工作。

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