準入條件：參加市場交易的發電企業、電力用戶、售電企業以及獨立輔助服務提供者，應當是具有法人資格、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。符合國家與省有關準入條件，并在電力交易機構完成注冊、辦理數字安全證書，方可獲準參與市場交易。內部核算的發電企業(電網企業保留的調峰調頻電廠除外)、電力用戶經法人單位授權，可以參與相應電力交易。

 

文章來源：電+網(www.365power.cn)作者：說電君

 

發電企業市場準入條件： (一) 應取得電力業務許可證(發電類)。僅開展基數電量合同轉讓交易的發電企業，可直接在電力交易機構注冊; (二) 符合國家產業政策，環保設施正常投運且達到環保標準要求; (三) 并網自備電廠參與市場化交易，須公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費; (四) 省外以“點對網”專線輸電方式向江蘇省送電的燃煤發電企業，可視同省內電廠(機組)參與江蘇電力交易。省外符合要求的其他類型機組，按本規則相關要求參與江蘇電力交易。

 

電力用戶市場準入條件： (一) 符合國家和地方產業政策及節能環保要求，落后產能、違規建設和環保不達標、違法排污項目不得參與; (二) 擁有自備電源的用戶應當按規定承擔國家政府性基金及附加、政策性交叉補貼和系統備用費; (三) 符合電網接入規范，滿足電網安全技術要求; (四) 微電網用戶應滿足微電網接入系統的條件; (五) 滿足江蘇省售電側改革試點方案的其他要求。

 

售電企業市場準入條件： 按照國家規定和江蘇省售電側改革試點方案相關要求執行。

 

獨立輔助服務提供者的市場準入條件：(一) 具有輔助服務能力的獨立輔助服務提供者，經電力調度機構進行技術測試通過后，方可參與交易; (二) 鼓勵電儲能設備、需求側(如可中斷負荷)等嘗試參與。

 

退出市場：自愿參與市場交易的電力用戶，全部電量進入市場，不得隨意退出市場，取消目錄電價;符合準入條件但未選擇參與直接交易的電力用戶，可向售電企業(包括保底供電企業)購電;不符合準入條件的電力用戶由所在地供電企業按政府定價提供供電服務。 市場主體在履行完交易合同和交易結算的情況下，可自愿申請退出市場。 市場主體變更注冊或者撤銷注冊，應當按照電力市場交易規則的規定，向電力交易機構提出變更或撤銷注冊;經公示后，方可變更或者撤銷注冊。當已完成注冊的市場主體不能繼續滿足市場準入條件時，經江蘇能源監管辦核實予以撤銷注冊，并從市場主體目錄中剔除。 市場主體存在違反國家有關法律法規和產業政策規定;嚴重違反市場規則;發生重大違約行為、惡意擾亂市場秩序、未按違規履行定期披露報告義務、拒絕接受監督檢查等情形的，由江蘇能源監管辦會同江蘇電力管理部門勒令整改，或強制其退出市場，同時記入信用評價。 市場主體進入市場后退出的，原則上3年內不得參與電力直接交易。退出市場的電力用戶須向售電企業購電。當售電公司不能滿足該電力用戶用電需求時，電網企業應履行保底供電義務，其價格暫按照對應目錄電價的110%執行;國家如有新的規定，從其執行。 市場主體被強制退出或者自愿退出市場的，按合同約定承擔相應違約責任，電力調度機構不再繼續執行涉及的合同電量。

 

二、 交易規則

 

1. 交易品種

 

電力市場交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易、抽水蓄能電量招標交易、合同電量轉讓交易、以及輔助服務補償(交易)機制等。

 

電力直接交易是指符合準入條件的發電企業與電力用戶(含售電公司)經雙邊協商、平臺競價等方式達成的購售電交易。

 

跨省跨區交易可以在對應區域交易平臺開展，也可以在江蘇電力交易平臺開展;外省發電企業經點對網專線輸電江蘇的發電機組(含網對網專線輸電但明確配套發電機組的情況)視同為江蘇省內發電企業，不屬于跨省跨區交易，納入江蘇電力電量平衡，并按本省要求參與電力市場。

 

抽水蓄能電量招標交易是指按國家規定，為分攤租賃制抽水蓄能電站發電側核定比例的租賃電費，在全省發電機組中招標的電量交易。

 

合同電量轉讓交易是指發電企業之間、售電公司之間、電力用戶之間，就存量合同開展的電量相互轉讓交易。主要包括基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易合同等轉讓交易。

 

2. 交易電價

 

方式;暫未單獨核定輸配電價的，以及已核定輸配電價但未覆蓋電壓等級的電力用戶，可采取電網購銷差價不變的方式。相關政府性基金及附加按國家有關規定執行。

 

跨省跨區輸電價格按照價格主管部門有關規定執行;雙邊協商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高低匹配價格確定;掛牌交易以掛牌價格確定。

 

集中競價采用統一出清的,按照“價格優先、容量優先、時間優先”的原則確定成交。以買方申報曲線與賣方申報曲線交叉點對應的價格確定，或者根據最后一個交易匹配對雙方價格的算術平均值確定市場邊際成交價，作為全部成交電量價格統一出清。

 

集中競價采用高低匹配出清的，按照“價格優先”的原則，對發電企業申報價格由低到高排序，電力用戶申報價格由高到低排序，依次配對直到匹配電量達到公布的集中競價交易規?；蛘咭环娇沙山坏碾娏咳科ヅ渫?，成交價為配對雙方價格的算術平均值。

 

跨省跨區交易的受電落地價格由成交價格(送電價格)、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，不再單獨或者另外收取;未明確的，暫按前三年同電壓等級線路的輸電損耗水平，報國家發展改革委、國家能源局備案后執行。輸電損耗原則上由買方承擔，經協商一致，也可以由賣方或者買賣雙方共同承擔。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。

 

合同電量轉讓交易價格為合同電量的出讓或者買入價格，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?？缡】鐓^合同轉讓應當按潮流實際情況考慮輸電費和網損。

 

參與直接交易的峰谷電價電力用戶，可以繼續執行峰谷電價，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費用。電力用戶側單邊執行峰谷電價造成的損益單獨記賬，在今后電價調整中統籌考慮。

 

采用發用電調度曲線一致方式執行合同的電力用戶，不再執行峰谷電價，按直接交易電價結算。

 

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，可以對報價設置上限;參與直接交易機組發電能力明顯大于用電需求時，可對報價設置下限。

 

3. 交易合同

 

根據確定的跨省跨區優先發電(含年度以上優先發電合同)，相關電力企業在每年年度雙邊協商交易開始前協商簽訂次年度交易合同(含補充協議)，約定年度電量規模及分月計劃、送受電曲線、交易價格等，納入我省優先發電計劃，并優先安排輸電通道。

 

電力市場合同(協議)類型主要包括以下類型：

 

1. 發電企業與電網公司簽訂購售電合同;

 

2. 直接交易的發電企業、電力用戶(含售電公司)與電網輸電方簽訂直接交易三方合同;

 

3. 抽水蓄能電量招標合同;

 

4. 合同電量轉讓合同(協議);

 

5. 售電企業與代理的用戶簽訂的交易合同;

 

6. 電網企業與售電公司及其代理的電力用戶三方簽訂保底供用電協議(含輸電服務);

 

7. 電網企業與非市場化電力用戶的供用電協議。

 

發電企業與電網公司簽訂購售電合同由中長期基數購售電合同和當年度協議組成。中長期基數購售電合同有效期五年，約定發電企業并網計量點、電費支付等基礎性條款;當年度協議明確當年的基數電量、電價和分月電量安排。

 

其中，對于執行全額保障性收購的風電、光伏發電企業，以中長期購售電合同為主，年度電量只做預估，不再約定具體數值。

 

非市場化的電力用戶與電網公司簽訂供用電協議，明確計量、用電類型和電費支付等事項。

 

直接交易合同、抽水電量招標合同、合同電量轉讓協議，在執行示范文本的基礎上，實行電子化管理。合同數據以電力交易機構的技術支持系統為準。如市場主體有明確用途需要紙質合同，另行簽訂。

 

市場化交易的各類中標通知書，具備紙質合同同等效力。

 

4. 偏差考核交易情況(±3%)

 

在市場化電量占全社會用電量比例不超過30%的情況下，可以采取滾動調整方式處理合同偏差。發電側優先發電和基數電量按月滾動調整，用戶側合同約定的年度合同可以滾動調整分月電量。同時，對當月負荷預測導致的發電企業優先發電和基數電量合同執行不平衡的，可以在月度內按照互保協議，以合同電量轉讓方式進行。

 

在市場化電量占全社會用電量比例超過30%的情況下，中長期合同執行偏差主要通過在發電側采用預掛牌月平衡偏差方式進行處理(優先發電、基數電量合同優先結算)。

 

在執行月度偏差電量預掛牌交易的方式下，電力調度機構應嚴格執行預掛牌確定的機組調用順序。每月最后7日，電力調度機構根據各機組整體合同完成率，判斷當月基本電力供需形勢。當電力需求超出預期時(月度系統實際用電需求大于月度系統總合同電量時)，基于預掛牌確定的機組排序，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，其余機組按合同電量安排發電計劃;當電力需求低于預期時(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，其余機組按照合同電量安排發電計劃。

 

在執行月度偏差電量預掛牌交易的方式下，月度上下調電量當月結清，不跨月滾動。上調電量不占用機組優先發電、基數電量和市場化交易合同，下調電量按照機組月度集中競價交易電量、月度雙邊協商電量、年度雙邊協商交易分月電量、基數電量分月計劃、優先發電分月計劃的順序依次扣減。

 

電力用戶：在市場化電量占全社會用電量比重不超過30%時，與發電企業直接交易的電力用戶，其本月實際用網電量與合同分月計劃電量(含合同電量轉讓互抵)允許偏差范圍為±3%。在允許偏差范圍以內，按照實際用網電量結算;低于偏差下限，仍按照實際用網電量結算，但需計入電力用戶違約并扣減發電企業合同對應部分的結算電量;高于偏差上限，按照合同分月計劃電量(含合同電量轉讓互抵)的103%結算，超過部分的電量，按照電力用戶目錄電價的110%結算。當月少用電量，可以滾動至下月執行。

 

在市場化電量占全社會用電量比重超過30%時，按照月度偏差電量預掛牌的方式進行：

 

(一)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總合同電量，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或當月市場交易的最高成交價結算)。

 

(二)非市場電力用戶(含優先購電電力用戶，下同)按實際用電量和目錄電價結算。

 

1.非市場電力用戶的總用電量大于優先發電和基數電量時，2%以內的超用電量免于支付偏差考核費用;2%以外的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用。

 

2.非市場電力用戶的總用電量小于優先發電電量和基數電量時，2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以上的少用電量按下調電量補償單價支付偏差考核費用(系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價或當月市場交易的最高成交價的10%支付偏差考核費用)。

 

3.非市場電力用戶用電偏差導致的偏差考核費用由電網企業承擔，電網企業也可以委托電力調度機構通過對非統調電廠等造成的偏差進行計量，按責任分攤部分偏差考核費用。偏差計量、責任劃分和費用分攤辦法由電網企業另行制定，報江蘇能源監管辦和江蘇電力管理部門同意后實施。

 

(三)對于約定交易曲線的用戶，根據每日實際用電曲線考核偏差電量。每日各時段的累計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或當月市場交易的最高成交價結算);每日各時段的累計少用電量，2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以上的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差考核費用(系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差考核費用)。

 

售電公司： 在市場化電量占全社會用電量比重不超過30%時，對于與發電企業直接交易的售電公司，其本月各用戶實際用網電量累加值與合同分月計劃電量(含合同電量轉讓互抵)偏差按照±3%為允許偏差范圍。在允許偏差范圍以內，按照實際用網電量累加值結算;低于偏差下限，仍按照實際用網電量累加值結算，但需計入售電公司違約并扣減發電企業合同對應部分的結算電量;高于偏差上限，按照合同分月計劃電量(含合同電量轉讓互抵)的103%結算，超過部分電量，按照110%的電力用戶目錄電價(該筆合同中電力用戶對應的最高目錄電價)結算。

 

當月少用電量，可以滾動至下月執行。

 

在市場化電量占全社會用電量比重超過30%時，參照按照月度偏差電量預掛牌的方式進行。