新疆电力用户与发电企业直接交易实施细则修订稿.docx
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新疆电力用户与发电企业直接交易实施细则修订稿
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新疆电力用户与发电企业
直接交易实施细则
(修订稿)
2015年3月18日
目录
1.总则5
1.1目的5
1.2依据5
1.3适用范围6
1.4原则6
1.5交易品种6
1.6交易电量7
1.7其他7
2.市场管理8
2.1市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构权责8
2.2市场准入与退出10
2.2.1.基本准入条件10
2.2.2.市场准入条件10
2.2.3.进入与退出机制10
2.3市场交易主体注册与注销11
2.4电力用户购电模式13
2.5市场交易规则修订14
2.6临时条款的制定15
3.交易方式15
3.1双边协商交易15
3.2集中撮合和集中竞价交易15
3.2.1概述15
3.2.2申报数据格式16
3.2.3集中交易出清计算方法17
3.3安全校核20
4.年度(季度)交易组织22
4.1概述22
5.年度(季度)交易程序24
5.1基础信息发布24
5.2交易准备(季度参考执行)24
5.3交易公告24
5.4交易申报25
5.5交易汇总与出清25
5.6安全校核25
5.7交易结果发布25
6.月度交易组织25
6.1概述25
6.2月度交易流程25
6.2.1交易准备(含基础信息发布)25
6.2.2交易公告25
6.2.3交易申报25
6.2.4交易汇总与出清25
6.2.5安全校核25
6.2.6交易结果发布25
7.交易价格25
7.1概述25
7.2直接交易价格25
7.3输配电价及线损25
7.4政府性基金及附加25
7.5其他25
8.交易合同及偏差电量25
8.1概述25
8.2合同的签订25
8.3合同的变更与修改25
8.4合同的违约与解除25
8.5偏差电量25
8.6不可抗力25
9.交易执行25
9.1概述25
9.2年度(季度)交易计划25
9.2.1概述25
9.3月度交易计划编制25
9.4月度交易计划执行25
10.计量与结算25
10.1概述25
10.2计量点与计量装置25
10.3计量数据采集25
10.4计量数据确认和替代方法25
10.5电量结算25
10.5.1电量结算原则25
10.6电费结算25
10.6.1电力用户25
10.6.2发电企业25
10.6.3电费及违约金支付25
11.信息披露25
11.1信息分类25
11.1.1按照信息保密要求和公开范围分类25
11.1.2按照信息内容和主要用途分类25
11.2信息管理25
11.3市场运营信息发布25
11.4保密规定25
12.市场干预及终止25
13.争议与违规处理25
14.名词解释25
1.总则
1.1目的
为贯彻落实《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)文件及相关配套文件精神,深化电力体制改革,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,进一步规范和推进电力用户与发电企业直接交易(以下简称直接交易),放开用户电力采购和发电企业电力销售的自主权,完善电价形成机制,促进规范透明的市场交易机制建设,实现电力交易的公开、公平、公正,制订本细则。
1.2依据
本细则依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场〔2009〕20号)、《关于印发〈电力用户与发电企业直接交易试点基本规则(试行)〉的通知》(电监市场〔2009〕50号)、《关于开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》(国能综监管〔2013〕258号)、《关于规范电力用户与发电企业直接交易有关工作的通知》(国能综监管〔2013〕506号)、《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》(发改运行〔2015〕518号)、《关于做好2016年电力运行调节工作的通知》(发改运行〔2016〕413号)、《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》(国能监管〔2016〕39号)等国家有关法规、规程、行业标准、文件,按照《关于研究2016年第一批发电企业与电力用户直接交易(试点)相关问题的会议纪要》(新政阅〔2016〕9号)、《新疆电网2016年第一批发电企业与电力用户直接交易(试点)方案》(新经信电〔2016〕103号)确定的原则,结合国家电网公司编制的《电力用户与发电企业直接交易运营规则》和国内直接交易试点省执行的实施细则,进行编制。
1.3适用范围
新疆区域内开展的电力用户与发电企业直接交易(以下简称:
直接交易)均适用于本细则。
1.4原则
1.4.1坚持市场化方向和市场主导的原则。
在发电和用电侧引入市场竞争机制,公平开放电网,通过价格信号反映电力市场供需情况,发挥市场配置电力资源的作用。
1.4.2坚持“安全第一”的方针,维护电力调度秩序,确保电力系统安全稳定运行和电力有序供应。
1.4.3坚持节能减排原则,促进产业结构优化调整。
参与试点的电力用户和发电企业必须符合国家产业政策和有关节能环保的要求。
1.4.4坚持稳妥推进的原则,兼顾各方利益,控制市场风险,促进可持续健康发展。
直接交易应建立运营规则和统一的交易平台,实施有效的市场监管,规范有序地开展试点工作。
1.4.5坚持“公开、公平、公正”原则,建立规范透明的交易机制,交易主体自愿参与、自主选择交易方式。
1.5交易品种
1.5.1按照交易期限,直接交易分为年、季、月度交易。
1.5.2按照交易组织方式,直接交易分为双边协商交易、集中撮合(竞价)交易、挂牌交易等。
1.5.3年度(季度)交易电量应分解到月度,并按月进行月度电量结算,年度(季度)进行清算。
1.6交易电量
1.6.1新疆区域直接交易电量在确保电网安全情况下,根据符合新疆电网准入条件并注册的用户需求预测确定。
现阶段年度交易电量暂按政府印发的直接交易会议纪要和实施方案确定的原则执行。
1.6.2直接交易电量在政府确定的发电企业优先发电权电量之外单列,试点阶段发电企业的发电容量剔除原则暂按政府印发的直接交易会议纪要和实施方案执行,后期随着直接交易开展情况另行制确定。
1.6.3参加直接交易的发电企业、电力用户与电网运营企业的调度、结算等关系不变,由电网运营企业分别与发电企业、电力用户进行结算。
电力用户直接交易的电力电量仅限于生产自用,不得转售。
1.6.4新疆区域内直接交易原则上通过现有公用电网线路以及用电户已有自备电力线路实现,确需新建、扩建、改建线路的,应按相关规定履行手续。
1.7其他
1.7.1本细则中涉及电力的量纲为兆瓦(MW),电量的量纲为兆瓦时(MWh),电价的量纲为元/兆瓦时(元/MWh)。
1.7.2交易组织须提前公告。
2.市场管理
2.1市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构权责
2.1.1.市场交易主体包括发电企业、电力用户(趸售供电企业内用户)。
市场运营机构包括电力交易机构(简称电力交易中心)、电力调度机构(现为电力调度控制中心,简称电力调控中心)。
(1)电力用户(趸售供电企业内用户):
指符合准入条件、完成注册手续的电力用户。
(2)发电企业:
指符合准入条件、完成注册手续的发电企业。
(3)电网运营企业:
指符合准入条件、完成注册手续的电网运营企业。
2.1.2电力用户
负责自身的用电安全;按规则参与直接交易,进入和退出符合规定;签订和履行交易合同及协议;按时足额支付电费;按规定披露和提供相关信息,获得直接交易和输配电服务等相关信息;遵守《供用电合同》、《调度运行规程》和需求侧管理规定,服从电力调度机构的统一调度。
2.1.3发电企业
负责自身电力安全;按规则参与直接交易,进入和退出符合规定;签订和履行交易合同及协议;按规定提供辅助服务;按规定披露和提供相关信息,获得直接交易和输配电服务等相关信息;遵守《并网调度协议》、《调度运行规程》,服从电力调度机构的统一调度。
2.1.4电网运营企业
保障输配电设施的安全稳定运行,为市场交易主体提供公平的输配电服务、电网接入服务和售电服务;按规定披露和提供电网相关信息;按规定收取输配电费,代收代付电费和政府基金及附加等;
2.1.5市场运营机构
(1)负责管理市场交易主体的注册、注销、变更;负责组织开展年度、季度和月度直接交易;负责直接交易合同及协议管理;负责编制直接交易月度计划;负责直接交易电量抄录、结算和统计分析;负责发布电力市场信息;经授权对市场采取干预措施;负责电力交易平台(含电力市场交易运营系统,简称交易运营系统)的管理;负责执行有序用电方案;负责发电侧计量关口点和计量装置管理;负责直接交易相关业务咨询。
(2)负责所辖电力系统的调度运行,保持电网安全稳定运行,保持电力电量实时平衡;负责提供直接交易相关的电网运行、检修信息;负责直接交易的安全校核和输电阻塞管理;负责执行各类直接交易合同,根据月度交易计划编制调度运行计划,并组织落实。
(3)结合新疆电网网架结构特点、受阻等约束条件,提出直接交易准入和退出的意见和建议。
(4)依据电力行政主管部门审核公布的准入结果,组织参与直接交易的发电企业、电力用户在交易平台上完成注册后,并在交易平台上对通过审核的发电企业、电力用户赋予直接交易权限;对上年开展了直接交易、但本年度资格复核不通过的电力用户和发电企业,由市场运营机构依据电力行政主管部门公布的准入名单,在交易平台上取消其直接交易资格。
2.2市场准入与退出
2.2.1.基本准入条件
参加直接交易的市场交易主体,应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。
内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权,可参与相应的直接交易。
2.2.2.市场准入条件
2.2.2.1电力用户
(1)按照电压等级或用电容量(1000KVA)放开用户参与直接交易。
现阶段按照政府确定的准入原则执行。
(2)符合国家和新疆自治区产业政策及节能环保要求。
2.2.2.2发电企业
(1)符合国家产业政和基本建设审批程序,符满足环保要求,取得发电业务许可证(发电类),火电机组单机容量达到当地规定的规模,并已转商业运营。
现阶段在6月30日前尚未满足实施方案准入要求的新建火电机组和新能源取消中标电量。
2.2.3.进入与退出机制
2.2.3.1进入直接交易市场的市场交易主体应保持相对稳定,在合同期(或交易期)内原则上不得退出,属自身责任被限制交易、自愿和强制退出的在三年内不得再次进入直接交易市场,并按合同和规则约定补偿相关损失。
2.2.3.2市场交易主体有下列行为之一的,电力交易中心经授权后可取消其直接交易市场注册,并由市场交易主体承担相应违约责任。
(1)已注册的市场交易主体发生兼并、重组、合并、分立、破产等变化,要求注销原市场交易主体的;电力业务许可证已注销、退出商业运营、不能继续履行合同的;
(2)违反市场规则(如互相串通报价,恶意报价,严重扰乱交易市场秩序的);
(3)违反国家电力或环保政策的;
(4)未经许可私自将所购电力转售给其他用户的;
(5)无正当理由不服从电网统一调度的;
(6)不按时缴清电费,拖欠直接交易电费的。
(7)参与直接交易的企业出现重大安全隐患;
(8)其他违法违规行为。
2.3市场交易主体注册与注销
2.3.1市场交易主体须在电力交易机构进行登记,并进行直接交易市场注册后可参与直接交易,基本注册程序如下:
(1)市场交易主体至少在10个工作日(或每年确定购电模式的20个工作日前)向电力交易中心提交书面的注册申请材料,包括交易运营系统使用申请书。
电力用户注册申请材料包括:
电力用户参与直接交易注册申请表、交易员注册申请表、数字认证证书(电力交易证书)申请表,以及企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、供用电合同、与电网运营企业发生供用电关系的用户编码、准入目录等原件或复印资料。
发电企业注册申请材料包括:
发电企业参与直接交易注册申请表、交易员注册申请表、数字认证证书(电力交易证书)申请表,以及企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、发电业务许可证、准入目录等原件或复印资料。
(2)电力交易中心在收到注册申请材料后10个工作日内完成审核,向审核通过的市场交易主体发送审核通过通知书;向审核未通过的市场交易主体发送审核未通过通知书,书面说明原因,并向监管机构备案。
(3)收到审核通过通知书的市场交易主体在5个工作日之内,签订直接交易入市协议及交易运营系统使用协议等。
电力交易中心向市场交易主体提供交易运营平台账号、使用手册和数字认证证书等资料,并根据市场交易主体需要进行必要的操作培训。
(4)市场交易主体在2个工作日内完成交易运营平台注册工作,电力用户通过交易运营系统选定购电模式。
2.3.2已注册的市场交易主体,当注册信息发生变化时,在10个工作日内,向受理其注册的电力交易中心书面报送信息变更情况以及变更后的注册信息,电力交易中心在5个工作日之内完成注册信息变更。
2.3.3出现下列情况之一者,电力交易中心应注销市场交易主体的交易资格:
(1)符合2.2.3节规定取消交易主体资格的;
(2)无正当理由未通过年度资格复核且的;
(3)违反电力市场交易规则,符合退出条件的;
(4)市场交易主体提出退出申请,经审核同意的。
2.3.4市场交易主体资格注销后,必须按下列规定执行:
(1)停止直接交易;
(2)在15个工作日内结清与其他市场交易主体的账目及款项;
(3)在资格注销前与其他市场交易主体存在的争议仍通过市场争议解决程序解决。
2.3.5市场交易主体完成注册、信息变更、注销手续后,电力交易中心在3个工作日内通过交易平台发布有关信息,并向能源监管机构报备。
2.3.6直接交易主体变更注册或撤销注册,应当向电力交易机构提出申请,经批准后,方可变更或撤销注册;当已完成注册的直接交易主体如不能继续满足准入市场的条件时,由电力交易机构强制撤销注册。
2.3.7市场交易主体被强制或自愿退出市场,未完成的合同和协议,可以在规定的时间内进行转让,未转让的终止执行,并由违约方承担相应的违约责任。
2.4电力用户购电模式
2.4.1.完成直接交易注册的电力用户可选三种购电模式:
全额直接交易模式、部分直接交易模式和全额向电网购电模式(即不参加直接交易)。
(1)选择全额直接交易模式的电力用户可以市场方式直接向发电企业购电,须提前向电力交易机构申报年度、季度、月度购电计划(实际中标的直接交易分月电量可以在月度交易计划编制10日前提出修改申请,但交易周期内应完成全部中标电量),电量的执行、偏差电量计算、违约责任承担等按本细则规定执行。
(2)选择部分直接交易模式的电力用户应提前向电力交易机构申报年度、季度、月度购电计划(含直接交易电量的购电计划),约定的直接交易合同(协议)月度交易电量分月进行滚动调整。
(3)选择全额向电网购电模式时(即不参加直接交易),其全部用电量均向电网运营企业购买。
2.4.2电力用户的购电价格由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。
现阶段,选择双边直接交易的,事先明确交易模式,交易价格由电力用户与发电企业通过自主协商确定;选择集中撮合(竞价)的,根据事先明确交易模式,交易价格执行集中撮合(竞价)后的市场交易价格。
具体交易模式如下:
(1)顺推法
发电企业价格变动部分可全部传导到电力用户侧,即直接交易价格按照交易中标电价执行,交易中标电量对应的电度电价执行交易中标电价,交易中标电量对应的基本电价维持原标准不变;
(2)输配电价法
发电企业价格变动部分叠加输配电价变动部分累加后全部传导到电力用户侧,即直接交易价格按照交易中标电价执行,交易中标电量对应的电度电价执行交易中标电价,交易中标电量对应的基本电价按“输配电价”对应的标准执行。
输配电价执行直接交易会议纪要和实施方案确定的标准。
2.5市场交易规则修订
2.5.1市场交易主体及市场运营机构有义务定期提出修改实施细则的建议。
2.5.2能源监管机构负责实施细则的修订。
2.6临时条款的制定
2.6.1如实施细则不适应电力市场交易需要的,监管机构可制定临时条款,向市场成员说明制订的理由后实施。
2.6.2临时条款一经发布立即生效,本实施细则中与临时条款相抵触部分暂时失效。
2.6.3临时条款应制定有效期,在有效期内,应及时根据实际情况组织修订本实施细则的相关条款,修订的条款生效后,临时条款自动失效。
3.交易方式
3.1双边协商交易
电力用户与发电企业按照平等、自愿原则,自主协商确定直接交易意向并明确交易模式,包括交易电量、交易价格、执行时间、违约电量赔偿标准等内容,在规定时间内向电力交易平台提交,经电力交易中心汇总初审、电力调度机构安全校核后,双方按照安全校结果签订直接交易合同(或协议)并执行。
3.2集中撮合和集中竞价交易
3.2.1概述
电力用户与发电企业通过电力交易平台申报直接交易需求,由电力交易平台按照规定计算方法进行出清计算,确定各购售电主体直接交易电量和电价,形成无约束交易结果,经电力调度机构安全校核后形成交易结果,各方依据交易结果签订直接交易合同(或协议)并执行。
3.2.2申报数据格式
3.2.2.1直接交易申报数据主要包括执行时间(年度、季度交易要求明确执行月份)、电量和电价等。
交易期内,发电企业最多可以按照申报价格单调增的方式申报三个(含)以内的价格、电量对,电力用户按照申报价格单调减的方式至多申报三个(含)以内的价格、电量对。
3.2.2.2申报价格方式:
(1)发电企业:
以交易基准电价250元/兆瓦时为标准,申报相对应的价格变量(正数表示涨价幅度,负数表示降价幅度,可以为0);如设定了申报价格变量限价时,其变动范围不得超过限价幅度,超出限价幅度的视为不合格报价。
(2)电力用户:
可按照已确定的其中一种交易模式(“输配电价法”或“顺推法”)规定的原则进行申报。
采取“输配电价法”交易模式的:
以交易基准电价250元/兆瓦时为标准,与本企业用网电压等级(如110千伏、35千伏、10千伏等)对应的输配电价、线损电价,以及各地(州、市)对应的政府性基金及附加电价之和为申报价的折算基准数值,申报对应的变量(正数表示涨价,负数表示降价,可以为0);
采取“顺推法”交易模式的:
以本企业参加交易前的用网电度电价(目前执行的110千伏、35千伏、10千伏等用户到户电度电价)为基准,申报直接交易电价对应的变量(正数表示涨价,负数表示降价,可以为0);
3.2.2.3电子化申报的程序和方法:
电力用户与发电企业使用数字认证证书登录交易运营系统,按照规定的格式录入电量、电价、交易执行时间等信息,并点击确认完成申报工作,交易运营系统对申报信息进行加密、传输、保存处理。
3.2.2.4电力用户与发电企业申报总电量的最小值为10兆瓦时,可以按照10兆瓦时的整数倍向上增加申报电量;申报电价精确到0.1元/兆瓦时
3.2.3集中交易出清计算方法
3.2.3.1集中撮合“高低匹配法”。
根据发电企业的报价,首先将最低的卖出变量与最高的卖出变量进行排队(降价排到涨价);其次根据用户的报价,将最高的买入直接交易电价变量与最低的买入直接交易电价变量进行排队(涨价排到降价);最后对卖出和买入电价进行比较配对和出清。
匹配方式为:
第一步将最高买入价与最低卖出价优先配对,配对成功为预成交(成交电量为买方与卖方申报电量最小值,成交电价为配对双方中间报价之和的二分之一);第二步将次高买入价与最低卖出价进行配对,成交电量与电价同上,若买入价高于或等于卖出价则匹配预成交,直到发电企业最高卖出电量成交完毕或用户最低买入价成交完毕为止,如设定最高约束电量的,出清电量不得超过最高约束电量(达到约束电量时等比例成交),若同等条件匹配成交电量时,按照电力用户申报电量等比例匹配。
3.2.3.2集中撮合“最低价匹配法”。
根据发电企业的报价,第一步将发电企业按申报电价高低的变量进行排序;第二步根据用户的申报电价变量进行排序;第三步根据卖出和买入电价进行撮合、配对和出清。
匹配方式为:
首先将最低卖出价与最接近买入价优先撮合配对,配对成功为预成交(成交电量为发电企业和电力用户申报电量最小值,成交电价为撮合配对双方中间报价之和的二分之一),其次将次高卖出价与最接近买入价进行撮合配对,成交电量、电价同上,直到用户最高买出电量(或发电企业最高卖出电量)成交完毕为止,如设定最高约束电量的,出清电量不得超过最高约束电量(达到约束电量且条件相同时等比例成交),若同等条件匹配成交电量时,按照电力用户申报电量等比例匹配。
3.2.3.3集中竞价“边际电价法”
根据发电企业的报价,将发电企业按申报电价高低的变量进行排序,将用户的申报电价变量进行排序,将卖出和买入电价进行竞价比较、并将对应的申报交易电量、电价均设定为匹配条件进行出清。
匹配出清方式为:
将发电企业申报的最低卖出价、申报电量两项指标进行排序,再对次低卖出价、申报电量进行排序和累加,直到申报电量达到交易规定的总量时,形成对应的卖出价;将电力用户申报的最低买出价、申报电量两项指标进行排序,再对次低买出价、申报电量进行排序和累加,直到申报电量达到交易规定的总量时,形成对应的买出价;当卖入价和买出价相同时为边际电价出清条件,进行预出清,并计算成交电量(如已设定约束电量,则不得超过规定的约束电量,少于约束电量时,可以出清)。
预出清电价为所有中标发电企业边际电价,其成交电量均按边际电价对应的电量确定,若同等条件匹配成交电量时,按照用户申报电量等比例匹配。
3.2.3.4出清计算
第一阶段:
预出清计算
首先对电力用户与发电企业预先匹配成功交易电价、电量的进行预出清计算;然后对其次匹配成功的交易电价、电量进行出清计算。
基本流程如下:
发电企业直接交易电价=发电企业基准电价250元/兆瓦时-发电企业出清的变动价格(申报卖出报价后的出清成交价格)。
电力用户买入价格按两种交易模式进行出清计算:
(1)采取“输配电价法”交易模式,电力用户直接交易价格(与电度电价相对应)=发电企业直接交易电价+核定输配电价+线损电价+当地政府性基金及附加;
(2)采取“顺推法”交易模式,电力用户直接交易价格(与电度电价相对应)=本企业用网电度电价为基准-电力用户出清变动价格(申报买入报价后的出清价格)。
对于“高低匹配法”,按照申报卖出、买入报价进行匹配,最终直接交易成交价格为配对双方报价之和的二分之一,即成交价格=[电力用户申报买入价格+发电企业申报卖出价格]/2;
对于“最低价匹配法”,按照申报卖出、买入报价进行匹配,最终直接交易成交价格为撮合配对双方报价差值的二分之一,即成交价格=[电力用户申报买入价格-发电企业申报卖出价格]/2;
对于“边际电价法”,按照申报卖出、买入报价进行匹配,最终直接交易成交价格为配对双方成交的边际电价,即成交价格=[电力用户申报买入价格-发电企业申报卖出价格]=0后,对应的边际出清价格;
当报价相同且发电企业申报总电量与用电申报总电量不匹配时,按照以下原则匹配交易电量:
对于发电企业,环保发电机组的申报电量同等条件下优先成交(即含脱硫、脱销、高效除尘三部分的优先,其次含脱硫、脱销两部分的优先);环保发电机组相同时按其申报电
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