浙江省电力中长期交易规则修订版.docx
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浙江省电力中长期交易规则修订版
浙江省电力中长期交易规则(2021年修订版)
第一章 总则
第一条 根据国家发展改革委、国家能源局《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889号)《关于进一步深化燃煤上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)《国家发改委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》(发改办价格〔2021〕809号)《浙江省电力体制改革综合试点方案》(浙政发〔2017〕39号)和有关法律、法规、文件规定,结合浙江实际,制定本规则。
第二条 本规则适用于浙江电力市场开展的电力中长期交易。
本规则所称的电力中长期交易,主要是指符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户等市场主体,通过自主协商、集中竞价等市场化方式,开展的年、月等电力电量交易。
电力中长期交易分为电力批发交易和电力零售交易。
电力批发交易是指电力用户或售电公司通过电力交易机构,与发电企业直接购买电能的交易;电力零售交易是指电力用户向售电公司购买电能的交易。
第三条 电力市场成员应严格遵守市场规则,自觉自律,不得利用市场支配地位或市场规则的缺陷,操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。
市场主体有自主交易的权利,任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
第四条 国家能源局浙江监管办公室(以下简称浙江能源监管办)、浙江省能源局(以下简称省能源局)共同牵头编制或修订本规则,根据职能依法履行监管职责。
第二章 市场成员
第五条 市场成员包括各类发电企业、电网企业、售电公司、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。
第一节 权利和义务
第六条 发电企业:
(一)按规则参与电力交易,签订和履行各类交易合同,按时完成电费结算;
(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;
(三)签订并执行并网调度协议,服从电力调度机构的统一调度;
(四)按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息,获得市场化交易和输配电服务等相关信息;
(五)具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段;
(六)法律法规规定的其他权利和义务。
第七条 电力用户:
(一)按照规则参与电力市场化交易,签订和履行购售电合同、输配电服务合同,提供市场化交易的电力电量需求、典型负荷曲线以及相关生产信息;
(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务,按时支付购电费、辅助服务费用、输配电费、政府性基金及附加等;
(三)依法依规披露和提供信息,获得市场化交易和输配电服务等相关信息;
(四)服从电力调度机构统一调度,在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按电力调度机构要求安排用电;
(五)遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定,执行有序用电管理,配合开展错避峰;
(六)依法依规履行清洁能源消纳责任;
(七)具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段;
(八)法律法规规定的其他权利和义务。
第八条 不拥有配电网运营权的售电公司
(一)按照规则参与电力市场化交易,签订和履行市场化交易合同,按时完成电费结算。
提供电力中长期交易的电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产、经营基本信息;
(二)已在电力交易机构注册的售电公司不受供电营业区限制,可在省内多个供电营业区参与市场化交易。
交易对象为全省工商业电力用户;
(三)依法依规披露和提供信息,在政府指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺,依法对公司重大事项进行公告,并定期公布公司年报;
(四)按照规则向电力交易机构、电力调度机构提供签约零售用户的总交易电力电量需要、典型负荷曲线以及其他生产信息,获得市场交易、输配电服务和签约市场主体的基础信息等相关信息,承担用户信息保密义务;
(五)依法依规履行清洁能源消纳责任;
(六)具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段;
(七)法律法规规定的其他权利和义务。
第九条 拥有配电网运营权的售电公司:
(一)具备不拥有配电网运营权的售电公司全部的权利和义务;
(二)拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务,按国家有关规定和合同约定履行保底供电服务和普遍服务;
(三)承担配电网安全责任,按照要求提供安全、可靠的电力供应,确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和浙江省标准;
(四)按照要求负责配电网络的投资、建设、运营等工作,无歧视提供配电服务,不得干预用户自主选择售电公司;
(五)同一配电区域内只能有一家企业拥有该配电网运营权,并按规定收取由发电企业或售电公司与电力用户协商确定的市场交易价格、配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价(含线损和政府性交叉补贴)、配电网的配电价格、以及政府性基金及附加组成。
配电区域内电力用户承担的政府性基金及附加,按国家规定执行,由配电公司代收、省级电网企业代缴;
(六)承担保密义务,不得泄露用户信息;
(七)法律法规规定的其他权利和义务。
第十条 电网企业:
(一)保障电网以及输配电设施的安全稳定运行;
(二)为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务,提供报装、计量、抄表、收费等各类供电服务
(三)建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统,服从电力调度机构的统一调度;
(四)按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息,向电力交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据,按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互;
(五)为未直接参与市场交易、已直接参与市场交易又退出的工商业用户提供代理购电服务。
保障居民(含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户)、农业用电,保持价格稳定;
(六)收取输配电费,代收代付电费和政府性基金及附加等,按时完成电费结算;
(七)按代理购电用户电价为代理工商业用户提供代理购电服务;按目录销售电价为居民(含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户,下同)、农业用户提供供电服务;签订和履行相应的代理购电合同和供用电合同;当售电公司不能履行配售电义务时,承担自身配电网供电区域内相关放开电力用户的代理购电服务;
(八)考虑季节变更、节假日安排等因素定期预测代理购电工商业用户分时段用电量及典型负荷曲线,保障居民、农业用户的用电量规模单独预测;
(九)依法依规履行清洁能源消纳责任;
(十)法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条 电力交易机构:
(一)参与拟定相应电力交易规则,拟定相应电力交易实施细则;
(二)提供各类市场主体的注册服务;
(三)按照规则组织电力市场交易,并负责交易合同的汇总管理;
(四)提供电力交易结算依据以及相关服务,按照规定收取交易服务费;
(五)建设、运营和维护电力市场化技术支持系统;
(六)按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和发布信息,提供信息发布平台,为市场主体信息发布提供便利,获得市场成员提供的支撑市场化交易以及服务需求的数据等;
(七)监测和分析市场运行情况,依法依规干预市场,预防市场风险,并于事后向省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办及时报告;
(八)对市场主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为向省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办报告并配合调查;
(九)配合开展市场主体信用评价,维护市场秩序;
(十)法律法规规定的其他权利和义务。
第十二条 电力调度机构:
(一)负责安全校核;
(二)根据调度规程实施电力调度,负责系统实时平衡,确保电网安全稳定运行;
(三)向电力交易机构提供安全约束边界和必开机组组合、必开机组发电量需求、影响限额的停电检修、关键通道可用输电容量等数据,配合电力交易机组履行市场运营职能;
(四)合理安排电网运行方式,保障电力交易结果的执行(因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时,由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任),保障电力市场正常运行;
(五)按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供电网运行的相关信息,提供支撑市场化交易以及市场服务所需的相关数据,按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互;
(六)法律法规规定的其他权利和义务。
第二节 市场准入与退出
第十三条 参与电力市场化交易的发电企业、售电公司,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。
内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)经法人单位授权,可以参与相应电力交易。
第十四条 市场主体资格采取注册制度。
参与电力市场化的发电企业和售电公司应符合国家、浙江省有关准入条件,在浙江电力交易机构完成注册后,可参与市场交易。
浙江电力交易机构根据市场主体注册情况,及时汇总形成市场主体目录,并向浙江能源主管部门备案,及时向社会公布。
第十五条 发电企业市场准入条件:
(一)依法取得发电项目核准或备案文件,依法取得或者豁免取得电力业务许可证(发电类);新投产机组在取得电力业务许可证前,可凭项目核准文件先行办理注册手续,待取得电力业务许可证后按规则参与交易结算;
(二)并网自备电厂参与电力市场化交易,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及附加以及政策性交叉补贴、支付系统备用费,取得电力业务许可证(发电类),达到能效、环保要求,并参与电网辅助服务与考核;
(三)除居民、农业相关保障性电源外,其它各类电源的省内外发电企业参与电力市场化交易,省外以点对网专线输电方式(含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况)向浙江省送电的发电企业,视同省内发电机组参与浙江电力市场化交易。
第十六条 电力用户市场准入条件:
浙江省内全部工商业用户。
其中,110kV及以上的电力用户统称为“批发市场用户”,可以选择参与电力批发交易或由售电公司代理参与电力零售交易;其余工商业用户统称为“零售用户”,由售电公司代理参与电力零售交易。
(一)拥有燃煤自备电厂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等;
(二)符合电网接入规范,满足电网安全技术要求,与电网企业签订正式供用电协议;
(三)微电网用户应满足微电网接入系统的条件;
(四)具备相应的计量能力或者替代技术手段,满足市场计量和结算的要求。
第十七条 售电公司市场准入条件:
(一)按照《中华人民共和国公司法》进行工商注册,具有独立法人资格。
(二)资产要求:
1.资产总额不得低于2千万元人民币。
2.资产总额在2千万元到2亿元人民币的售电公司,具体可从事的售电业务年售电量为:
Q售电量=S资产总额×30
Q售电量:
指售电公司可从事年售电量,单位:
亿千瓦时;
S资产总额:
指售电公司资产总额,单位:
亿元。
1.资产总额在2亿元人民币以上的,不限制其售电量。
2.拥有配电网经营权的售电公司,其注册资本不低于其总资产的20%。
(三)应具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台,能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。
拥有10名及以上专业人员,掌握电力系统基本技术、经济专业知识,具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力,有三年及以上工作经验。
至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人员。
(四)无不良信用记录,并按照规定要求做出信用承诺,确保诚实守信经营。
(五)拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证,并符合其他有关规定。
第十八条 参与市场交易的批发市场用户和零售用户两类电力用户,全电量进入电力市场。
售电公司与电力用户合同期限不超过12月31日。
第十九条 售电公司在履行完所有交易合同和交易结算的情况下,可自愿申请退出市场。
电力用户在履行完所有交易合同和交易结算后未签订新交易合同的,由电网企业代理购电。
第二十条 市场主体注册信息变更或者撤销注册,应向电力交易机构提出注册信息变更或撤销注册申请,经公示同意后,方可变更或者撤销注册,公示期为7个工作日。
当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时,给予一定整改期限,整改期限结束后,仍然不能满足市场准入条件的,经调查核实后撤销注册并从市场主体目录中剔除,电力交易机构应及时将撤销注册的情况报告省发展改革委、省能源局和浙江能源监管办。
第二十一条 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、未按规定履行信息披露义务、拒绝接受监督检查等情形的,由省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办根据职能组织调查确认,提出警告,勒令整改。
拒不整改的,经过公示等有关程序后纳入涉电严重失信企业黑名单,强制退出市场的直接纳入黑名单,并书面通知电力交易机构和电网企业,由电力交易机构对市场主体进行强制注销,有关法人、单位和机构情况记入信用评价体系,不得再进入市场。
构成行政违法的应当予以行政处罚,由浙江能源监管办依法调查处理。
第二十二条 售电公司被强制退出或者自愿退出市场的、用户在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的,按合同约定的违约条款执行,电网企业要依法最大限度满足电力用户的用电需要。
第二十三条 售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭等原因退出市场的,应至少提前45个工作日通知省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办、电力交易机构以及电网企业和电力用户等相关方,并向电力交易机构提交撤销注册申请。
退出之前,售电公司应将所有已签订的交易合同履行完毕,并处理好相关事宜,否则不得再参与市场。
电力用户无法履约的,应至少提前30个工作日书面告知电网企业、相关售电公司、电力交易机构以及其他相关方,并向电力交易机构提交撤销注册申请,将所有已签订的购售电合同履行完毕,并处理好相关事宜。
第三节 市场注册
第二十四条 参加浙江电力市场化交易的发电企业和电力用户(由售电公司代理的用户除外),按照承诺、注册、备案的流程,在电力交易平台办理市场注册手续,获取交易资格。
承诺流程:
发电企业和电力用户按固定格式的信用承诺书,准确填写相关信息,由本单位法人代表签署并加盖单位公章。
注册流程:
发电企业和电力用户在电力交易平台办理注册,填写包括企业基本信息、商务信息、机组信息以及用电单元信息等注册信息,扫描上传公司营业执照等材料。
电力交易机构在收到发电企业和电力用户的注册申请后,对注册信息资料进行形式检查,并将检查结果告知发电企业和电力用户。
对资料提供不全或不规范的,发电企业和电力用户应按要求对信息和资料进行补充和完善。
备案流程:
电力交易机构按月汇总发电企业和电力用户的注册情况,向省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办备案。
第二十五条 参加浙江电力市场化交易的售电公司,按照“一承诺、一注册、一公示、三备案”的流程,在电力交易平台办理市场注册手续,获取交易资格。
“一承诺”:
售电公司按固定格式的信用承诺书,准确填写相关信息,由本单位法人代表签署并加盖单位公章。
“一注册”:
售电公司在电力交易平台申请注册,填写并提供包括企业工商基本信息、专业人员、公司资产、电力市场技术支持系统及经营场所等信息资料。
电力交易机构在收到售电公司的注册申请后,对注册信息资料进行形式检查,并将检查结果告知售电公司。
对资料提供不全或不规范的,售电公司应按要求对信息和资料进行补充和完善。
电子资料形式检查合格后,售电公司按要求携带信用承诺书原件、相关资料原件及复印件,现场办理资料核对,核对通过的进入公示流程。
“一公示”:
按规定将市场主体提交的满足准入条件的信息、材料和信用承诺书通过电力交易平台向社会公示,同步发“信用中国”网站,公示期为1个月。
公示期满无异议的售电公司,注册手续自动生效。
公示期存在异议的市场主体,注册暂不生效,市场主体可自愿提交补充材料并申请再次公示;经两次公示仍存在异议的,由电力交易机构进行现场核验,情况属实的,可不同意注册,并将相关情况报告给省发展改革委、省能源局和浙江能源监管办。
。
“三备案”:
电力交易机构按月汇总售电公司注册情况向省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办和政府引入的第三方征信机构备案。
第二十六条 市场主体注册信息发生变化时,应在电力交易平台提出注册信息变更申请。
电力交易机构完成信息变更形式检查后,注册信息变更生效。
第二十七条 售电公司的公司名称、法定代表人、资产总额等变更属于信息变更范畴。
售电公司申请注册信息变更的,应再次履行公示手续。
第二十八条 市场主体需保证注册信息的真实性、完整性和准确性。
如市场主体提供虚假注册材料、以及电力用户非法同时与多个售电公司在一个合同周期内签署购售电合同而造成的损失,均由责任方承担。
电力交易机构收到市场主体提交的注册申请和注册材料后,原则上在7个工作日内完成材料完整性核验。
第四节 市场交易基本要求
第二十九条 浙江电力市场化交易分为电力批发交易和电力零售交易。
电力批发交易是发电企业、售电公司、批发市场用户之间通过市场化方式进行电力交易活动的总称。
电力零售交易是售电公司与零售用户开展的电力交易活动的总称。
第三十条 电力批发交易可采用双边协商、集中竞价、平台挂牌等方式进行,其中电力交易双方的供需信息应在电力交易平台上发布。
(一)双边协商交易是指市场主体之间自主协商交易电量(电力)、电价,形成双边协商交易初步意向后,经安全校核和相关方确认后形成的交易。
(二)集中竞价交易是指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价,电力交易机构进行市场出清,经电力调度机构安全校核后,确定最终的成交对象、成交电量与成交价格等。
(三)平台挂牌交易是指市场主体通过电力交易平台,将需求电量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布要约,由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请。
第三十一条 市场用户(除电网企业代理购电用户以外)分为批发市场用户和零售用户,批发市场用户指可以参加电力批发交易的用电企业;零售用户指除批发市场用户以外的其他用电企业。
所有市场用户均须全电量参与市场交易,其全部用电量按市场规则进行结算。
第三十二条 现阶段,批发市场用户可以选择以下两种方式之一参与电力中长期交易:
(一)参加电力批发交易,即与发电企业开展年度(月度)双边协商交易,直接参与月度集中竞价交易和平台挂牌交易。
(二)参加电力零售交易,即全部电量在同一合同周期内原则上通过一家售电公司购电。
选择通过售电公司购电的批发市场用户视同零售用户。
第三十三条 零售用户在同一合同周期内只可选择向一家售电公司购电,不得同时与两家及以上售电公司签订购售电合同。
第三十四条 同一投资主体(含关联企业)所属的售电公司,所占市场份额均不得超过20%。
第三十五条 符合准入条件的发电企业可以与售电公司、批发市场用户签订年度(月度)双边协议,也可直接参与月度集中竞价交易和平台挂牌交易。
第三十六条 符合准入条件的售电公司可以代理电力用户参与电力市场,可以与符合准入条件的发电企业签订年度(月度)双边协议,也可以直接参与月度集中竞价交易和平台挂牌交易。
第三章 交易相关价格
第三十七条 电力中长期交易的交易价格由市场主体通过双边协商、集中竞价、挂牌等市场化方式形成,第三方不得干预,交易价格含环保和超低排放电价。
第三十八条 双边协商交易的交易价格按照双方合同约定执行;集中竞价交易价格按照边际价格统一出清确定;挂牌交易价格按照摘牌成交电价确定。
交易价格分为尖峰、高峰和低谷价格三种,尖峰、高峰和低谷时段按照浙江省工商业用户分时电价政策规定的时段划分确定。
交易期间,国家调整我省发电侧上网电价的,各类交易价格不作调整。
第三十九条 发电企业与售电公司或批发市场用户的批发侧合同电量的结算价格即为交易价格;批发市场用户的用电价格由交易价格、辅助服务费用、输配电价(含线损及交叉补贴)、政府性基金及附加等构成。
输配电价、相关政府性基金及附加等按国家及浙江省有关规定执行。
市场用户继续执行基本电价、功率因数考核等电价政策。
交易合同未申报用电曲线,以及基于交易价格形成的用户分时电价峰谷比例低于浙江省工商业用户分时电价政策要求的,结算时用户的用电价格按照分时电价政策规定的浮动比例执行。
第四十条 单一发电企业的月度总合同成交电量(即当月全部月度交易合同电量与本年度已成交电量的当月分月电量之和)的谷电比例原则上不低于本年度电力中长期基准谷电占比,若该发电企业月度合同成交谷电比例不足,低谷电量不足部分(以下简称低谷缺额电量)纳入该发电企业的年度电力中长期总结算电量(即总合同电量与低谷缺额电量之和)。
年度电力中长期基准谷电占比原则上参考上一年度全行业用户峰谷比确定。
第四十一条 电网企业代理购电用户电价由代理购电价格(含平均上网电价、辅助服务费用等)、输配电价(含线损及政策性交叉补贴)、政府性基金及附加组成。
其中,代理购电价格基于电网企业代理工商业用户购电费(含偏差电费)、代理工商业用户购电量等确定。
第四十二条 已直接参与市场交易(不含已在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易,仍按目录销售电价执行的用户)在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户、拥有燃煤发电自备电厂且由电网企业代理购电的用户,用电价格为电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成。
已直接参与市场交易的高耗能用户,不得退出市场交易;尚未直接参与市场交易的高耗能用户原则上要直接参与市场交易,暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电,用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成。
电网企业代理上述用户购电形成的增收收入,纳入其为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益统筹考虑。
第四十三条 电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益(含偏差电费),按月由全体工商业用户分摊或分享。
零售用户的分摊或分享费用由电网企业与其签约的售电公司结算,售电公司按照与零售用户合同约定具体负责分摊或分享。
第四十四条 直接参与电力现货交易的电力用户及售电公司应与发电企业在交易合同中约定分时结算方式,包括但不限于分时电价或详细分时结算曲线(组)等。
第四十五条 现货市场运行时,直接参与现货市场的用户和售电公司的中长期交易合同电量,以及其对应发电企业的中长期交易合同电量,若已约定电力曲线、交割结算节点和相应结算价格,则按照合同约定执行;若未约定则按照国家公布的典型曲线将其尖峰、高峰、低谷电量分解至每个最小结算时段形成电力曲线,交割结算节点为负荷中心节点。
第四十六条 集中竞价交易中,为避免市场操纵及恶性竞争,可对报价设置上限;参与市场交易机组发电能力明显大于用电需求时,可对报价设置下限。
第四章 电力批发交易
第一节 交易时序安排
第四十七条 电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易、发电权交易、合同转让交易、绿电交易等。
电力批发交易方式包括年(多月、月、月内)度双边协商、集中竞价、挂牌交易等。
第四十八条 原则上每年11月初,开展次年年度双边协商交易,在11月底前完成。
市场主体经过双边协商,根据交易结果,签订年度双边协商交易合同。
每年12月初,根据年度双边协商交易情况,适时组织开展年度挂牌交易。
第四十九条 根据月度用电需求,适时组织开展月度双边协商交易、月度集中竞价交易、月度挂牌交易。
其中,月度双边协商交易原则上应在每月15日前组织,在次月执行;月度集中竞价交易原则上应在每月20日前组织,在次月执行;月度挂牌交易原则上应在每月2
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