天津市电力中长期交易工作方案.docx

附件1天津市电力中长期交易工作方案第一章总则第一条为规范天津市电力中长期市场，充分发挥中长期交易压舱石、稳定器作用，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场的开放、竞争、有序，依据电力中长期交易基本规则(发改能源规(2020)889号)编制本方案。第二条本方案适用于天津市未开展电力现货市场交易环境下的电力中长期批发交易。第三条电力中长期交易是指发电企业、电力用户、售电公司等市场主体，通过电力交易平台以双边协商、集中交易、挂牌交易等市场化方式，开展的多年、年、多月、月、多日等电力交易。电力批发交易是指电力用户或售电公司通过电力交易平台，向发电企业直接购买电能的交易，参与此类交易的用户为批发用户。第二章市场主体第四条批发市场主体包括发电企业、售电公司和批发用户。市场主体的准入注册、变更和退出注销等参照现行管理要求执行。第五条天津地区燃煤发电电量原则上全部进入电力市场。第六条完成市场注册的售电公司，在规定时间内提交符合要求的履约保函或履约保险后，方可参与市场交易。履约保函或履约保险的开具、管理及执行等相关规定按照天津市售电公司履约保函及履约保险工作方案执行。第七条由电网企业代理购电的工商业用户（包括新装用户）,可在每季度最后15日前选择下一季度起参与批发市场交易，电网企业代理购电相应终止。第八条参与交易的电力用户全部工商业电量需通过市场购买，且不得同时参加批发交易和零售交易。第三章交易组织第一节电力批发交易第九条电力批发交易主要以双边协商、集中交易、挂牌交易等方式开展。第十条批发用户、售电公司与天津区内发电企业交易，由天津电力交易中心组织。批发用户、售电公司与天津区外发电企业交易由天津电力交易中心协助北京电力交易中心组织。第十一条天津电力批发交易按照年度、月度、月内交易周期开展。年度交易规模不低于全年交易总规模的80%,年度交易须按月分解计划申报，交易模式为双边协商交易、集中竞价交易。月度、月内交易的交易模式为集中竞价交易、挂牌交易。适时开展月内旬或周交易。第十二条交易电量预申报：（一）售电公司应与零售用户自行约定购售电合同内容并完成签订工作。（二）两级调度机构应分别向北京电力交易中心、天津电力交易中心提供必开机组交易上、下限，或提交必开机组必发电量需求，由电力交易中心进行发布。（三）批发用户、售电公司需在天津电力交易平台预申报本交易周期内交易电量总需求，天津电力交易中心汇总统计形成当期交易电量规模，据此核定售电公司当期交易电量申报限额及区内外电量规模。第十三条正式交易申报时，发电企业、批发用户、售电公司按照区内、区外划分原则，分别在天津、北京电力交易平台申报,采用一段式总电量和平段电价申报，燃煤发电企业交易电价在机组核定的“基准价±20%”范围内形成，高耗能企业交易电价上调不受限制。第十四条在同一交易周期内单一售电公司出清电量不应超过本周期全市场交易总电量的12%。第十五条市场化机组由于未申报或未出清等原因未形成市场化合同，实际产生的发电量视为其超发电量进行结算。批发用户和售电公司由于未申报或未出清等原因未形成市场化合同，实际发生的用电量视为超用电量进行结算。售电公司用电量为其签约用户用电量之和。第十六条年度合同执行周期内，购售双方在协商一致的情况下，可于每月最后一日24时前通过电力交易平台调整后续各月合同电价。第十七条国家电网华北分部调控中心和国家电网天津市电力公司调控中心按调度范围开展安全校核工作。第十八条天津电力交易中心、北京电力交易中心共同发布区内、区外交易结果。天津电力交易中心将交易结果及相关数据上报天津市工业和信息化局。第十九条交易合同采用电子合同的方式签订。现阶段天津地区电力批发交易以“交易公告+交易承诺书+交易结果”方式形成电子合同。第二节合同电量转让交易第二十条合同电量转让交易是指一方市场主体合同电量无法履行时，由另一方代发（代用）部分或全部电量。第二十一条现阶段按月开展批发用户、售电公司年度分月合同电量转让交易，但仅限于在本地区内转让，适时开展月内合同电量转让交易。发电侧合同电量转让交易范围及方式按照华北能监局相关规定执行。第二十二条市场主体合同电量转让交易应在每月月度交易开展前完成。第二十三条合同转让电量须经过电力调度机构的安全校核后执行，安全校核应综合考虑必开机组必发电量等因素。第二十四条市场主体不得在同一交易执行期间内同时作为出让方和受让方参加合同电量转让交易，且合同出让方不得再参加涉及该执行期间内的月度或月内增量交易。批发用户、售电公司出让的总电量不得超过其当月全部市场化合同电量总和的20%o第二十五条合同电量转让交易需确定交易电量、交易价格等内容，合同电量转让交易不影响出让方原有合同的价格和结算。发电侧在京津唐域内、域外机组间开展合同电量转让交易时，需考虑区域电网实际输电价的影响，由此增加或减少的区域电网实际输电价（费）由出让方承担。区域电网实际输电价（费）按照实际电量进行结算。第二十六条合同转让电量视为出让方完成电量进行统计和结算，并从受让方实际完成电量中扣减。合同电量转让交易由电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。第四章交易电量第二十七条合同电量用电侧合同电量是指批发用户、售电公司与发电企业达成交易并经安全校核后，电力交易机构发布的用电侧电量。发电侧合同电量是指发电侧考虑网损电量后的上网电量：发电侧合同电量=用电侧合同电量/（I-网损率）。华北区域电网、京津唐电网、天津电网网损率按相关规定执行。天津电网网损率与每月实际网损率的差值于次月进行清算。第二十八条偏差电量发电企业实际上网电量超出（低于）合同电量部分定义为超发（少发）电量，超发电量为正值，少发电量为负值，二者统称为发电侧偏差电量。电力用户、售电公司实际用电量超出（低于）合同电量部分定义为超用（少用）电量，超用电量为正值，少用电量为负值，二者统称为用电侧偏差电量。售电公司实际用电量取其签约的零售用户抄见电量之和。第二十九条网损电量与京津唐域外机组交易的用户和售电公司，需向对应发电企业购买网损电量。天津电网全部网损电量由电网企业统一购买，并与交易相关发电企业匹配。第三十条有绿电需求的市场主体可在年度、月度交易前自主预留部分电量用于绿电交易，绿电交易相关规定按照天津市绿电交易工作方案要求执行。第五章交易电价第三H一条合同电价合同电价为通过交易形成的市场化电价，指批发用户、售电公司从发电企业购电的价格，等于发电侧交易上网电价(含超低排放等环保电价)。第三十二条网损折价区域电网网损折价按如下公式计算：P网损二P送端xx%+(1-X%)其中，P网损为网损折价，P送端为合同电价，X%为区域电网网损率。第三十三条用户到户价格用户到户价格由合同电价、输配电价、政府性基金及附加、居民农业新增损益折算价格、网损平均购电价新增损益折算价格组成。与京津唐域外机组交易的用户和售电公司，结算价格中还应包含区域电网网损折价以及区域电网输电价。对于执行两部制电价的用户，其基本电费、功率因数调整电费等其它费用，根据现行规定执行。第三十四条输配电价送出省输电价格、区域电网输电价格、天津电网输配电价按照国家发展改革委发布的相关规定执行。第三十五条峰谷分时电价执行峰谷分时电价的电力用户，在参加市场化交易后应当继续执行峰谷电价，售电公司不执行峰谷电价。依据市发展改革委关于峰谷分时电价政策有关事项的通知（津发改价综（2021）395号），电力用户的尖峰、高峰及低谷电价按“平段价格+上下浮动”的方式形成。输配电价参与浮动，居民农业新增损益折算价格、网损平均购电价新增损益折算价格、政府性基金及附加，两部制电价的基本电费、功率因数调整电费不参与浮动。第三十六条居民农业新增损益折算价格居民农业新增损益折算价格为电网企业保障居民农业用电对应的平均购电价格与现行输配电价核价中核定的平均购电价格相比产生的新增损益，按月由全体工商业用户分摊或分享。第三十七条网损平均购电价新增损益折算价格网损平均购电价新增损益折算价格为电网企业统一购买网损电量的平均购电价格（含保障居民、农业用电产生的网损电量的平均购电价格）与现行输配电价核价中核定的平均购电价格相比产生的新增损益，按月由全体工商业用户分摊或分享。第六章交易结算第三十八条基本原则（一）发用解耦结算。发电侧与用电侧电量解耦结算，发电侧实际上网电量、用电侧实际用电量分别与其合同电量进行比较,计算各自偏差电量。（二）合同电量和偏差电量分开结算。合同电量按合同电价结算，偏差电量按偏差电价结算。（三）电费结算。电力交易机构负责按月向市场主体出具结算依据，市场主体根据现行规定进行电费结算。其中，涉及天津域外电厂交易结算的，由北京电力交易中心及其他省市交易中心出具结算依据，天津电力交易中心负责审核确认。国网天津市电力公司负责与域内发电企业、售电公司及经营区域内用户结算，地方增量配电网企业负责与其经营区域内的用户结算。合同电量转让交易，由电网企业分别与转让双方结算。（四）结算依据内容。电力交易机构向各市场主体提供结算依据，包括以下内容：各类市场交易合同结算电量、电价和电费、偏差电量、电价和电费、区域电网输电费及网损费用、分摊的不平衡资金差额或盈余等。第三十九条发电侧结算（-）合同电量结算发电侧按照合同约定的电价结算合同电量，市场化合同电价均包含环保电价和超低排电价。其中，超低排电价在下一季度首月按照环保部门认定的合格率参照现行规定进行清算。（二）偏差电量结算由于保障居民、农业用电、系统平衡需要等非发电企业原因造成的市场化机组的超发、少发电量不予偏差考核，价格按照P集中进行结算。P集中为每月北京电力交易中心发布的京津唐电网月度电力直接交易有约束出清结果中天津地区区内、区外总电量的加权电价。由于非计划停运等发电企业原因造成的发电侧超发、少发电量按照P更。乘以发电侧偏差电量调节系数D、D2进行结算。其中：超发电价P超发二P集中XD；少发电价P少发二P集中XD2；现阶段发电侧偏差电量调节系数D、D2暂取10。第四十条用电侧结算（一）用户采用分时段结算，售电公司采用一段式总电量及平段电价结算。（二）用户合同电量按照尖峰、峰、平、谷各时段实际用电量比例分劈，形成各时段合同电量。各时段合同电价较平段合同电价的浮动比例参照现行规定执行。各时段偏差电量按照偏差电价结算，各时段偏差电价如下：平段超用电价P平段超用工MAXP集中，P合同1,P合同2,P合同i,P合同n×调节系数U；平段少用电价P平段少用=MlNP集中,P合同LP合同2,P合同i,P合同nX调节系数U2。其中，P合同i为该用户与发电企业形成的第i份交易合同电价,n为合同总份数。各时段偏差电价较平段偏差电价的浮动比例参照现行规定执行。（三）售电公司和批发用户实际用电量与合同电量的偏差率L在±5%以内（含±5%）的部分，偏差调节系数Ui、U2均取1,超出±5%的部分，偏差电量调节系数Ul暂定1.02,U2暂定0.98。（四）用户其它电费结算。输配电费、政府性基金及附加费、居民农业新增损益折算价格、网损平均购电价新增损益折算价格按照现行规定执行。两部制电价用户的基本电费、功率因数调整电费等其它费用，根据有关规定进行结算。（五）偏差电量免责因不可抗力、有序用电等原因产生偏差电量的批发用户和售电公司可以向天津市工业和信息化局提交偏差免责申请及证明材料，售电公司证明由其签约零售用户证明构成，其中零售用户免责电量上限为其实际合同偏差电量。天津电力交易中心将天津市工业和信息化局批准的免责电量叠加该批发用户或售电公司的实际抄表电量进行结算，并按照该批发用户和售电公司当月与发电企业签订的全部交易合同加权平均电价进行清算。获批偏差免责的批发用户和售电公司，不再参与偏差结算不平衡资金的分配。（六）不平衡资金包括以下来源：L批发用户、售电公司偏差结算造成的损益；2 .发电侧实际上网电量结构与市场化合同电量结构差异造成的损益；3 .综合线损与实际线损偏差所产生的损益；4 .超低排电价清算造成的损益；5 .用户侧分时电价与发电侧非分时电价所产生的损益。（七）不平衡资金的分配发、用电两侧分别按月分摊各自的不平衡资金，于次月清算。其中：L批发用户、售电公司偏差结算造成的损益，由批发用户、售电公司（获批偏差免责的除外）按照实际用电量分摊或分享；6 .发电侧实际发电电量结构与市场化合同电量结构差异造成的损益，在全部市场化机组中按照实际上网电量比例分摊或分享；7 .综合线损和实际线损偏差所产生的损益，由全体工商业用户按照实际用电量的比例分摊或分享；8 .超低排电价清算造成的损益在全体工商业用户按照实际用电量的比例分摊或分享；9 .分时电价产生的损益，在下一监管周期输配电价中统筹考虑。第四H"一条其他（一）结算校核确认。市场主体收到电力交易机构出具的结算依据后，应进行核对确认，如有异议在2个工作日内通知电力交易机构，逾期视同无异议。（二）追、退补电费。由于政策调整变化、历史发用电量计量差错等原因，需要进行电费追退补时，应根据政策文件要求和电网企业推送的修正数据，按照对应的结算规则重新计算，结算结果与历史结算结果的差额部分作为追退补费用。市场主体发生各类电费追补时，造成的不平衡资金不超过追退补月份不平衡资金总额度的30%,不再对历史不平衡资金进行还原及分配，纳入结算月不平衡账户内统一分配；超过追补月份不平衡资金总额度的30%,需对历史不平衡资金进行还原及分配。（三）结算电量统计。市场化结算电量按照发电侧口径进行统计，包括合同结算电量及偏差结算电量。（四）结算依据归档。结算依据由电力交易机构以纸质或电子文件形式并经盖章后正式出具。电力交易机构以可靠介质妥善保存结算依据及相关资料，保存期限不少于五年。第七章附则第四十二条本方案内容由天津市工业和信息化局负责发布、解释和修订。第四十三条本方案执行过程中如遇重大问题，及时告知天津市工业和信息化局。