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推薦丨湖南省電力改革路線圖深度剖析

2017-10-03 12:06:25 電+網　點擊量：評論 (0)

一、準入退出機制參與直接交易的發電企業應具備如下條件：1、湖南電網并網公用發電企業，含火電（含資源綜合利用發電、熱電聯產）、水電（含抽水蓄能發電）、風電、太陽能發電。條件具備時，允許省外發電企業參與

一、準入退出機制

參與直接交易的發電企業應具備如下條件：

1、湖南電網并網公用發電企業，含火電（含資源綜合利用發電、熱電聯產）、水電（含抽水蓄能發電）、風電、太陽能發電。條件具備時，允許省外發電企業參與我省直接交易。

2、并入湖南電網的企業自備電廠在足額繳納依法合規設立的政府性基金、政策性交叉補貼及系統備用容量費的前提下，其自發自用以外的電量可參與直接交易。

3、具有獨立法人資格、財務獨立核算、能夠獨立承擔民事責任。內部核算的發電企業須經法人單位授權。

4、符合國家產業政策，節能、節水、污染排放達到國家要求。

參與直接交易的電力用戶應具備如下條件：

1、由湖南電網供電的工商業電力用戶（含上劃、代管的原地方電網供電范圍內的電力用戶），用電電壓等級在10kV及以上（在省電力交易機構技術條件具備前，10kV電壓等級電力用戶原則上須由售電公司代理）。

2、具有獨立法人資格，財務獨立核算，信用良好，能夠獨立承擔民事責任的經濟實體；內部核算的電力用戶須經法人單位授權。

3、符合國家產業政策，節能、節水、污染排放達到國家要求，非執行差別電價或懲罰性電價用戶。符合條件的電力用戶可由售電公司代理參與直接交易。售電公司應符合國家及我省電力體制改革文件的有關要求。由售電公司代理參與直接交易的電力用戶，不受電壓等級限制。允許地方電網、產業園區、經濟技術開發區等以售電公司形式參與直接交易。

售電公司準入條件

(一)依照《中華人民共和國公司法》登記注冊的企業法人，經營范圍包括“電力銷售”等內容。

(二)資產要求。資產總額不得低于2千萬元人民幣。資產總額在2千萬元至1億元人民幣的，可從事年售電量6億至30億千瓦時的售電業務。資產總額在1億元至2億元人民幣的，可從事年售電量30億至60億千瓦時的售電業務。資產總額在2億元人民幣以上的，不限制其售電量。

(三)從業人員。擁有10名及以上專業人員，掌握電力系統基本技術、經濟專業知識，具備電能管理、節能管理、需求側管理等能力，有3年及以上工作經驗。至少擁有1名高級職稱和3名中級職稱的專業管理人員。

(四)經營場所和設備。具有與售電規模相適應的固定經營場所、電力市場技術支持系統需要的信息系統和客戶服務平臺，能夠滿足參加市場交易的報價、信息報送、合同簽訂、客戶服務等功能。

(五)信用要求。售電公司及法定代表人無不良信用記錄，并按照規定要求做出信用承諾，確保誠實守信經營。

擁有配電網經營權的售電公司除茜足上述條件外，還應滿足以下條件:

(一)注冊資本不低于其總資產的20%。

(二)按規定取得相應的電力業務許可證(供電類)。

(三)增加與配電業務相適應的專業技術、營銷和財務人員等，總人數不少于20人，至少擁有2名高級職稱和5名中級職稱的專業管理人員。

(四)生產運行、技術和安全負責人應具有5年以上與配電業務相適應的經歷，具有中級及以上專業技術任職資格或者崗位培訓合格證書。

(五)具有健全有效的安全生產組織和制度，按照相關規定開展安全培訓工作，配備安全監督人員。

(六)具有與承擔配電業務相適應的機具設備和維修人員。對外委托有資質的承裝(修、試)隊伍的，要承擔監管責任。

(七)具有與配電業務相匹配并符合調度標準要求的場地設備和人員。

(八)承諾履行電力社會普遍服務、保底供電義務。

具有法人資格且符合售電公司準入條件的發電企業、電力建設企業，高新產業園區、經濟技術開發區，供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司，可向工商部門申請業務范圍增項，履行售電公司準入程序后，開展售電業務。除電網企業存量資產外，現有符合條件的高新技術產業園區、經濟技術開發區和其他企業建設、運營增量配電業務的，履行相應的準入程序后，可自愿轉為擁有配電業務的售電公司。

跨省跨區交易的市場準入條件：

（一）具有直接交易資格的發電企業、電力用戶和具有批發零售資格的售電公司，在獲得省政府或省政府授權的部門的批準后，可直接參與跨省跨區交易，發電企業和電力用戶也可委托售電企業或電網企業代理參與跨省跨區交易；

（二）現貨市場啟動前，電網企業可以代理省內電力用戶參與跨省跨區購交易，電網企業、發電企業、售電企業可以代理小水電、風電等參與跨省跨區售電交易；

（三）保留在電網企業內部的發電企業不直接參與跨省跨區電能交易。

合同電量轉讓交易的市場準入條件:

（一）擁有優先發電合同、計劃基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區電能交易合同的發電企業，擁有直接交易合同、跨省跨區電能交易合同的電力用戶和售電企業可參與合同轉讓交易；

（二）直接交易合同、跨省跨區電能交易合同只能在符合市場準入條件的發電企業、電力用戶、售電企業之間進行轉讓交易；（三）調峰調頻電量、熱電聯產機組“以熱定電”電量、余熱余壓余氣優先發電電量原則上不得轉讓。

輔助服務提供者的市場準入條件:

（一）具備提供輔助服務能力的發電機組均可參與輔助服務交易，鼓勵儲能設備、需求側資源（如可中斷負荷）等嘗試參與；（二）能夠提供滿足技術要求的某項輔助服務的獨立輔助服務提供商，在電力電力調度機構進行技術測試認證后，方可參與交易。有輔助服務需求的發電企業、電力用戶、售電公司等市場主體均可進入輔助市場進行交易。

售電公司有下列情形之一的，應強制退出市場并注銷注冊:

(一)隱瞞有關情況或者以提供虛假申請材料等方式違法違規進入市場，且拒不整改的

(二)嚴重違反市場交易規則，且拒不整改的

(三)依法被撤銷、解散，依法宣告破產、歇業的

(四)違反信用承諾且拒不整改或信用評價降低為不適合繼續參與市場交易的

(五)被有關部門和社會組織依法依規對其他領域失信行為做出處理，并被納入嚴重失信主體“黑名單”的

(六)出現經營困難，可能嚴重影響配電網有效建設、運營或可能無法保障合同用戶安全用電的

(七)法律、法規規定的其他情形。

直接交易主體自愿退出直接交易的，應向省電力交易機構提出申請。省電力交易機構按程序予以辦理退出、注銷手續，并在電力交易平臺網站對退出信息進行公布。

當存在下列情況時，應拒絕該直接交易主體的退出：

1、該直接交易主體的退出將影響電網安全穩定運行。

2、該直接交易主體有作為直接交易主體應當履行而未履行的責任和義務。

直接交易主體出現以下情況之一，應強制退出直接交易：

1、由于外部形勢或自身條件發生變化，已不滿足直接交易準入條件的。

2、因破產、倒閉、歇業等原因依法終止的。

3、隱瞞有關情況或提供虛假申請材料等違規參與直接交易的。

4、發生直接交易規則規定退市行為的。

5、發生違反承諾行為的。直接交易主體應當強制退出的，在其滿足退出條件后，經省經信委同意，由省電力交易機構對其強制退出并注銷，并在電力交易平臺網站對退出信息進行公布。對強制退出有異議的，可向省經信委申請核實處理。

二、交易規則

1、交易品種

電力中長期交易品種包括電力直接交易、批發交易（含代理）、零售交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易、應急交易和輔助服務交易。同時，可根據實際情況創新交易品種，報經國家能源局批準后實施。

2、交易電價

電力中長期交易的成交價格由市場主體通過自主協商等方式形成，第三方不得干預。相關的輸配電價、政府性基金與附加按國家規定執行。

跨省跨區輸電價格按照價格主管部門有關規定執行。我省送出時，省內輸配電價按不超過30 元/兆瓦時（含網損）的原則自主協商，也可以由省政府或省政府授權的部門測算核定。

雙邊交易價格按照雙方合同約定執行；集中競價交易按照統一出清價格或根據雙方申報價格確定；掛牌交易價格以掛牌成交價格結算。

集中競價采用統一出清的，可根據最后一個交易匹配對的成交價格確定，或根據買方申報曲線與賣方申報曲線交叉點對應的價格確定；采用撮合成交的，根據各個交易匹配對的申報價格形成成交價格，一般為賣方報價和買方報價的平均值。

電網企業參與跨省跨區交易代理購電時，因外購電價格相對省內平均上網電價的價差形成的損益應納入輸配電價核定和電價調整中統籌考慮。

【輸電損耗】跨省跨區電能交易的受電落地價格由成交價格（送電方交易價格）、輸電價格（費用）和輸電損耗構成。輸電損耗在輸電價格中已明確包含的，不再單獨或另外收取；未明確的，按國家價格主管部門、國家能源局相關規定執行。輸電損耗原則上由買方承擔，經協商一致，也可由賣方或買賣雙方共同承擔。跨省跨區交易輸電費用及網損按照實際計量的物理量結算。

【合同轉讓電價】合同電量轉讓交易價格為合同電量的出讓或買入價格，不影響出讓方原有合同的價格和結算。省內合同電量轉讓、回購，以及跨省跨區合同回購不收取輸電費和網損。跨省跨區合同轉讓應按潮流實際情況考慮輸電費和網損。

【兩部制電價】參與直接交易的兩部制電價電力用戶，基本電價可按現行標準執行。

【輔助服務電價】輔助服務市場交易原則上不計輸電損耗，無須支付輸配電價和繳納相關基金附加。

【峰谷電價】參與直接交易的峰谷電價電力用戶，可采用以下方式作為結算價格。

方式一：繼續執行峰谷電價，直接交易電價作為平段電價，峰、谷電價按現有峰平谷比價計算，電力用戶不參與分攤調峰服務費用。因電力用戶側單邊執行峰谷電價造成的損益納入輸配電價核定和電價調整中統籌考慮。

方式二：不執行峰谷電價，電力用戶用電量均按直接交易電價結算，電力用戶通過購買輔助服務補償或參與輔助服務補償機制分攤調峰費用。采用這種辦法時，電力用戶應向交易機構提出申請，有關部門須制定出臺相關市場機制。

【交易限價】雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競價交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，可以對報價或結算價格設置上限及下限。

市場電力用戶的電費構成包括：電量電費、違約金、輸配電費、政府性基金與附加。發電企業的電費構成包括：電量電費、下調服務補償費、違約金、平均分攤的結算差額或盈余資金。

3、偏差考核交易情況（2%）

【合同電量調整】電力市場交易雙方根據年度交易合同，在保持后續月份原有分解計劃總量不變的前提下，可于每月5 日前對年度交易合同中次月分解計劃提出調整申請，通過交易平臺上報電力交易機構，經安全校核后，作為月度發電安排和月度交易電量結算的依據。

【偏差電量平衡原則】中長期合同執行偏差主要采取調整發電側市場電量方式（優先結算計劃電量）進行處理。在直接交易電量占比較高時，采取預招標方式按月平衡偏差。

【預招標處理方式】預招標方式按月平衡偏差是指月度交易結束后，通過預招標方式確定次月上調機組調用排序（按增發價格由低到高排序）和下調機組調用排序（按補償價格由低到高排序）。月底最后7 天，電力調度機構根據各個機組的合同完成率，判斷當月基本電力供需形勢。當電力供需形勢緊張時（月度系統實際用電需求大于月度系統總合同電量時），基于預招標確定的機組排序，滿足電網安全約束的前提下，優先安排增發價格較低的機組增發電量，其余機組嚴格按合同電量安排發電計劃；當電力需求不足時（月度系統實際用電需求小于月度系統總合同電量時），優先安排補償價格較低的機組減發電量，其余機組嚴格按合同電量安排發電計劃。

【偏差電量結算】建立合同偏差電量結算機制，發電企業和電力用戶的合同偏差分開結算。以年度交易和月度交易為主時，按月清算、結賬；開展（日）交易時，按周（日）清算，按月結賬。預招標按月平衡偏差時的結算流程和結算價格如下：

（一）發電側

1、可再生能源：根據自身發電能力預測，申報次月可發電量。鼓勵可再生能源參與市場競爭，相應上網電量按其合同價格結算。（1）實際上網電量超過其申報電量時，水電、風電、光伏發電105%以上的超發電量按實際上調服務的加權平均價結算（系統未調用上調服務時，按月度集中競價交易的最低成交價結算），其余電量按政府批復電價或合同電價進行結算。

（2）實際上網電量低于其申報電量時，按政府批復電價或合同電價結算其實際上網電量。風電、光伏發電75%（水電85%）以下的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付違約金，因調度運行需要導致的少發電量免于支付違約金。

2、其他類型電源： （1）實際上網電量小于其月度計劃電量時，按政府批復的上網電價結算實際上網電量；提供下調服務導致的減發電量按其預招標價格獲得補償，2%以內的減發電量免于補償；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付違約金，2%以內的少發電量免于支付違約金。

（2）實際上網電量大于其月度計劃電量但小于月度計劃電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算計劃電量，按其所簽訂的市場合同價結算剩余電量；提供下調服務導致的減發電量按其預招標價格獲得補償，2%以內的減發電量免于補償；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付違約金，2%以內的少發電量免于支付違約金。

（3）實際上網電量大于其月度計劃電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算計劃電量，按合同價格結算各類市場合同電量；提供上調服務導致的增發電量按其預招標價格獲得補償；因自身原因導致的超發電量按月度集中競價交易的最低成交價結算。機組提供上調服務（或下調服務）導致的增發電量（或減發電量），均以調度安排為準。月內既提供上調服務又提供下調服務的機組，以互抵后的凈值作為月度增發電量或減發電量。

（二）電力用戶側

1、市場電力用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權平均價結算合同電量后，超用電量按上調服務的加權平均價結算（系統未調用上調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價結算）。

2、市場電力用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權平均價結算實際用電量。2%以內的少用電量免于支付違約金，2%以外的少用電量按系統下調電量的補償單價支付違約金（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易平均成交價的10%支付違約金）。非市場電力用戶用電偏差導致的違約金由電網企業承擔，電網企業也可以通過對地方電廠、地方電網造成的偏差進行考核，按責任分攤部分違約金。

（三）售電公司

1、售電公司代理交易按上述本條第（二）款規定由委托的電力用戶承擔偏差電量結算責任；

2、售電公司零售交易時，將與售電公司交易的用戶企業的用電量加總后，作為一個超級大用戶按照上述本條第（二）款承擔偏差電量結算責任。

（四）電力用戶、售電公司、發電企業的違約金以及上調服務所增加的電網企業結算收益，首先用于支付下調機組的補償費用，盈余或缺額部分由所有統調發電企業按上網電量比重分攤。

上調服務所增加的電網結算收益=（計劃電量加權平均價-機組上調服務加權平均價）*非市場電力用戶的超用電量。

【電網原因造成的偏差】對于電網故障、電網改造等非不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由電網企業承擔相關偏差考核費用；對于不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由所有市場主體共同分攤相關費用。

三、交易情況

湖南電力交易中心積極組織發電廠和電力用戶直接交易，2016年電力用戶與發電企業簽訂直接交易合同電量50.29億千瓦時，同比增長136.33%。

2017年采取全面放開用戶市場準入、選擇重點園區打捆直供等方式擴大交易規模，直接交易規模不低于300億千瓦時。

四、售電公司注冊公示情況

截止2017年8月,累計公示售電公司 107家。