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当月电力用户市场化交易全部按照目录电价结算

2018年7月,江西电力市场“量价传递”输配电价结算工作扎实落地。通过电力交易平台,江西电力交易中心在一个工作日内完成对38家售电公司代理的2691家电力用户和4家直接参与市场化交易的大用户共计6495个用电单元的月度结算,并将参与市场化交易的电力用户的量、价、费结算依据传递至电网企业,让改革红利及时释放到广大电力用户。7月份当月结算电量36.09亿千瓦时,占年度双边协商电力直接交易总合同电量19.32%,当月降低电力用户用电成本4485.72万元。

近日,江西省能源局发布《关于试行交易+保供工作挂钩机制的通知》指出,按照谁受益、谁分担的原则,将企业参与电力市场化交易与参与需求侧管理的错避峰电量进行挂钩,引导企业改变粗放型用电方式。

一、 准入退出机制

参与对象包括纳入2019年各级有序用电工作方案并参与江西省2019年电力直接交易的电力用户,挂钩比例为有序用电、可中断负荷执行期间,按月度累计次数统计错避峰执行情况,按照月度+年度方式进行挂钩:电力用户累计三次错避峰执行不到位,当月电力用户市场化电量80%按交易电价结算,20%按目录电价结算;累计五次,则比例调整为50:50;七次情况下,当月电力用户市场化交易全部按照目录电价结算。

准入条件:参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者,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。符合国家与省有关准入条件,并在电力交易机构完成注册、办理数字安全证书,方可获准参与市场交易。内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授权,可以参与相应电力交易。

原本推进市场化改革,希望达到的目标是通过市场竞争产生价格信号,引导供需双方的行为决策,目前的市场化交易显然难以达到这样的功效。这份文件默认市场交易价格将低于目录电价,在此前提下,交易成为了需求侧管理的奖惩手段。

发电企业市场准入条件: 应取得电力业务许可证。仅开展基数电量合同转让交易的发电企业,可直接在电力交易机构注册; 符合国家产业政策,环保设施正常投运且达到环保标准要求; 并网自备电厂参与市场化交易,须公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费; 省外以“点对网”专线输电方式向江苏省送电的燃煤发电企业,可视同省内电厂参与江苏电力交易。省外符合要求的其他类型机组,按本规则相关要求参与江苏电力交易。

有业内人士指出,江西省内直接交易度电让利约为1分钱左右,这样的挂钩机制对用户来说未必能产生很好的错避峰激励效果。

电力用户市场准入条件: 符合国家和地方产业政策及节能环保要求,落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与; 拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费; 符合电网接入规范,满足电网安全技术要求; 微电网用户应满足微电网接入系统的条件; 满足江苏省售电侧改革试点方案的其他要求。

今年入夏以来,广东、江苏、山东等省区用电负荷屡创新高,激发需求侧的错峰潜力显得愈发重要。江西之外,虽然推进模式在全国各地略有不同,但总体来看,需求侧管理正从被动有序用电向主动削峰填谷的需求响应转变。2019年7月10日,山东省发改委、能源局联合发布《关于开展2019年电力需求响应工作的通知》,开启了电力需求响应单边竞价交易的大幕。根据山东电力交易中心7月29日披露的信息,在7月22日-7月23日的电力需求响应单边竞价交易中,确认555家电力用户达成削峰需求响应2103952千瓦,统一出清价格30元/千瓦;257家电力用户达成填谷响应827371千瓦,统一出清价格30元/千瓦。

售电企业市场准入条件: 按照国家规定和江苏省售电侧改革试点方案相关要求执行。

发电侧一边,2019年7月3日,江西省发展改革委发布《关于做好2019年迎峰度夏电力保障工作的通知》。通知提到强化发电机组运行管理,省能源局将对度夏期间机组顶峰出力、非计划停运、电煤库存等情况进行专项考核,与基数发电量挂钩,并视供需紧张程度研究加大挂钩电量考核力度。但在2019年6月22日,国家发展改革委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》,随着市场化电量的不断放开,机组的基数电量将持续减少直至取消。未来可否再用基数电量作为迎峰度夏的考核杠杆?

独立辅助服务提供者的市场准入条件: 具有辅助服务能力的独立辅助服务提供者,经电力调度机构进行技术测试通过后,方可参与交易; 鼓励电储能设备、需求侧等尝试参与。

退出市场:自愿参与市场交易的电力用户,全部电量进入市场,不得随意退出市场,取消目录电价;符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户,可向售电企业购电;不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。 市场主体在履行完交易合同和交易结算的情况下,可自愿申请退出市场。 市场主体变更注册或者撤销注册,应当按照电力市场交易规则的规定,向电力交易机构提出变更或撤销注册;经公示后,方可变更或者撤销注册。当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时,经江苏能源监管办核实予以撤销注册,并从市场主体目录中剔除。 市场主体存在违反国家有关法律法规和产业政策规定;严重违反市场规则;发生重大违约行为、恶意扰乱市场秩序、未按违规履行定期披露报告义务、拒绝接受监督检查等情形的,由江苏能源监管办会同江苏电力管理部门勒令整改,或强制其退出市场,同时记入信用评价。 市场主体进入市场后退出的,原则上3年内不得参与电力直接交易。退出市场的电力用户须向售电企业购电。当售电公司不能满足该电力用户用电需求时,电网企业应履行保底供电义务,其价格暂按照对应目录电价的110%执行;国家如有新的规定,从其执行。 市场主体被强制退出或者自愿退出市场的,按合同约定承担相应违约责任,电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。

二、 交易规则

  1. 交易品种

电力市场交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、抽水蓄能电量招标交易、合同电量转让交易、以及辅助服务补偿机制等。

电力直接交易是指符合准入条件的发电企业与电力用户经双边协商、平台竞价等方式达成的购售电交易。

跨省跨区交易可以在对应区域交易平台开展,也可以在江苏电力交易平台开展;外省发电企业经点对网专线输电江苏的发电机组(含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况)视同为江苏省内发电企业,不属于跨省跨区交易,纳入江苏电力电量平衡,并按本省要求参与电力市场。

抽水蓄能电量招标交易是指按国家规定,为分摊租赁制抽水蓄能电站发电侧核定比例的租赁电费,在全省发电机组中招标的电量交易。

合同电量转让交易是指发电企业之间、售电公司之间、电力用户之间,就存量合同开展的电量相互转让交易。主要包括基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易。

  1. 交易电价

方式;暂未单独核定输配电价的,以及已核定输配电价但未覆盖电压等级的电力用户,可采取电网购销差价不变的方式。相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。

跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行;双边协商交易价格按照双方合同约定执行;集中竞价交易按照统一出清价格或高低匹配价格确定;挂牌交易以挂牌价格确定。

集中竞价采用统一出清的,按照“价格优先、容量优先、时间优先”的原则确定成交。以买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格确定,或者根据最后一个交易匹配对双方价格的算术平均值确定市场边际成交价,作为全部成交电量价格统一出清。

集中竞价采用高低匹配出清的,按照“价格优先”的原则,对发电企业申报价格由低到高排序,电力用户申报价格由高到低排序,依次配对直到匹配电量达到公布的集中竞价交易规模或者一方可成交的电量全部匹配完,成交价为配对双方价格的算术平均值。

跨省跨区交易的受电落地价格由成交价格、输电价格和输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的,不再单独或者另外收取;未明确的,暂按前三年同电压等级线路的输电损耗水平,报国家发展改革委、国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担,经协商一致,也可以由卖方或者买卖双方共同承担。跨省跨区交易输电费用及网损按照实际计量的物理量结算。

合同电量转让交易价格为合同电量的出让或者买入价格,不影响出让方原有合同的价格和结算。省内合同电量转让、回购,以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同转让应当按潮流实际情况考虑输电费和网损。

参与直接交易的峰谷电价电力用户,可以继续执行峰谷电价,直接交易电价作为平段电价,峰、谷电价按现有峰平谷比价计算,电力用户不参与分摊调峰费用。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账,在今后电价调整中统筹考虑。

采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户,不再执行峰谷电价,按直接交易电价结算。

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