四川省经济和信息化委员会

四 川 省发展和改革委员会

国家能源局四川监管办公室

四 川 省 能 源 局

关于印发《四川省2018年省内电力市场化交易实施方案》的通知

各市（州）经济和信息化委、发展改革委（能源局），国网四川省电力公司、四川电力交易中xin，有关售电公司、发电企业、电力用户：

为深入贯彻落实党的十九大精神和《 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），深化供给侧结构性改革，推进能源生产和消费革命，积极稳妥推进电力市场建设，结合我省电力体制改革工作推进安排，省经济和信息化委牵头制定了《四川省2018年省内电力市场化交易实施方案》。现予以印发，请贯彻落实。

四川省经济和信息化委员会 四川省发展和改革委员会

国家能源局四川监管办公室 四川省能源局

2018年1月29日


四川省2018年省内电力市场化交易实施方案

章 总 则

条 为深入贯彻落实党的十九大精神和《 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），深化供给侧结构性改革，推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、 的能源体系，积极稳妥推进电力市场建设，结合我省电力体制改革工作推进安排和《四川电力中长期交易规则(暂行)》，特制定本方案。

二条 本市场化方案包括直接交易、富余电量交易、留存电量交易。

第三条 本方案适用于并入四川主网的统调统分电厂、西南网调调度电厂留川部分以及在四川电力交易中xin注册获准进入市场的电力用户、售电公司。

第四条 本方案所称市场化交易，是指符合市场准入条件的发电企业、售电公司、电力用户等市场主体，通过自主双边、集中交易等市场化方式，开展的日以上的中长期交易。

第五条 电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。

二章 市场准入成员

第六条 相关市场成员准入范围为：

（一）电力直接交易市场主体

1、用电企业：

（1）原有用户。2017年已纳入直接交易范围且2018年自愿参与的企业，经市（州）经济和信息化委核查确认后，原则上保持不变。核查后不再符合市场准入条件的用户，报省经济和信息化委备案并公示，强制退出电力市场。

（2）新增用户。综合考虑2018年发用电计划放开进度，新增一批符合国家产业政策、环保政策和节能减排政策的年用电量300万千瓦时及以上的大工业用户和年用电量达到2000万千瓦时及以上的大型商业用户（不含非居民和非普工业用电量）。

（3）电能替代用户。2017年及以后实施的，纳入全省电能替代项目实施计划且单独装表计量的电能替代项目，不受电量规模限制。

（4）2018年新投用户。2018年新投产月网购用电量达25万千瓦时及以上的大工业企业，可自愿向市（州）经济和信息化委书面提出，按程序进入2018年直接交易用户范围。在四川电力交易中xin注册进入市场后，可参与本年度后续时期的直接交易。

（5）独立地方电网企业。尚未纳入全省输配电价核定范围的独立地方电网企业，供电范围内的大工业用电量可按年趸售电量中全部大工业用电量比例参加直接交易，输配电价按趸售区电网企业接入电压等级收取，大工业基本电费按趸售电量中大工业电量及四川电网基本电价折算电度电价标准（0.076元/千瓦时）计算，但一年内大工业用电量不得再执行趸售电价。地方电网内的燃煤机组停发替代可单独进行。

2、发电企业：

参与直接交易的发电企业为西南网调调度电厂留川部分、2017年底之前并入四川主网的统调统分水电企业、火电企业、风电和太阳能发电企业以及天然气分布式能源以热（冷）定电余电上网部分。

二滩电站通过直接交易等形式安排支持攀枝花市、乐山市、眉山市、广元市的电量，在优先合同电量内安排。

风电和太阳能主要参与丰水期居民电能替代交易，经政府相关部门同意，可与相关企业按火电性质参与直接交易。

2018年新投水、火电和新能源发电机组及天然气分布式能源以热定电余电上网部分，可参与承接直接交易合同转让。

3、售电公司：

在四川电力交易中xin完成市场注册的售电公司。

（二）留存电量政策市场主体

1、用电企业：

甘孜、阿坝、凉山三州民生用电；甘孜、阿坝、凉山三州和雅安以及其“飞地园区”内符合国家产业政策，并纳入2018年留存电量实施范围的大工业用户。

2、发电企业：

参与留存电量交易的发电企业为2017年底之前并入四川主网的三州统调统分水电企业。

（三）富余电量政策市场主体

1、用电企业：

2017年年用电量300万千瓦时及以上（含2018年直接交易用户）、2018年复产或增产后月网购大工业用电量达到25万千瓦时及以上，月用电量相对基数增长10万千瓦时及以上，且符合国家产业政策、环保排放达标的大工业用户，并在四川电力交易中xin完成相关市场注册手续。尚未纳入全省输配电价核定范围的独立地方电网企业，供电范围内的符合条件的大工业用户可通过地方电网企业打捆参加富余电量交易。

2、发电企业：

参与富余电量交易的发电企业为西南网调调度电厂留川部分、2017年底之前并入四川主网的统调统分水电企业，2018年新投水电企业，自投产之日起，可以参与后续月份富余电量交易，也可承接富余电量合同转让。

3、售电公司：

在四川电力交易中xin完成市场注册的售电公司。

第三章 市场电量规模

第七条 按照国家相关政策和我省有序放开发用电计划安排：2018年直接交易电量规模在550亿千瓦时左右，具体以电力供需实际情况为准；留存电量规模95亿千瓦时；富余电量根据实际增量实施。

第四章 直接交易

第八条 交易方式

（一）长期战略协议企业。要点扶持企业按省经济和信息化委等四部门《印发〈关于进一步推进我省电力直接交易市场化的指导意见〉的通知》（川经信电力〔2017〕361号）、省经济和信息化委《关于组织收集直购电交易长期战略协议的通知》（川经信电力函〔2017〕858号）执行。其中对电解铝企业采取分类扶持政策，深化铝电长期战略合作，利用直接交易政策、留存电量政策、富余电量政策和跨省区战略互济协议，加大市场化交易力度，促进企业生产稳定和用电增长，减少水电弃水。电能替代项目按省经济和信息化委、省能源局《关于进一步推进我省电能替代电量市场化交易工作的通知》（川经信电力〔2017〕345号）执行。长期战略协议采取双边协商方式实施，发用双方在规定时间内将有关购售电合同（或协议）提交交易平台备案。

（二）燃煤自备机组及过剩燃煤机组停发替代企业。继续实施燃煤自备电厂停发消纳富余水电替代交易，通过复式竞价撮合交易方式开展。

（三）其他直接交易用电企业。其他参与直接交易的用户，交易水、火电量的比例为7:3。火电电量由交易平台自动配置，用电企业不再与火电企业签订协议。火电电量配置按月实施，配置的交易电价为当月火电优先计划的加权电价，四川电力交易中xin于每月月底公布次月火电配置交易电价。

（四）年度交易优先采取双边协商方式，双边协商未成部分采取复式竞价撮合方式，因 校核等原因未交部分在规定时间内可通过双边协商方式补充。除长期战略协议外，月度交易全部采取复式竞价撮合方式。

第九条 交易电量和电价

（一）交易电量

原则上，自愿参加市场化交易的电力用户，其纳入市场化放开范畴的电量应全部参与市场化交易；已纳入四川电网输配电价核价范围的国网四川省电力公司全资、控股（含上市）供电公司，供电范围内直接交易用户各月直接交易电量总量不得大于当月从主网下网电量，年度交易之前暂按所在全资、控股（含上市）供电公司2016年、2017年从主网相应月份实际下网的 大电量作为月度交易上限，如参与用户直接交易电量需求大于该上限，由所在市（州）经济和信息化委商相关部门确定各个用户直接交易电量上限并报四川电力交易中xin。

年网购用电量500万千瓦时以下用户须通过售电公司参与电力市场，开展零售交易。

水电企业电力批发市场年度交易电量上限在我省年度电力电量计划中进行明确，各水电企业交易电量总和不可超过其上限。

（二）交易电价

参与直接交易用户的到户电价由用电企业与发电企业形成的交易电价、国家批复的输配电价、政府性基金及附加组成。

常规直接交易中，水电实行 低和 高限价。年度双边交易全年签订单一价格的，交易价格按原水电标杆上网电价0.288元/千瓦时的上下浮动15%限价；年度双边交易签订分月价格的，交易价格按0.288元/千瓦时执行丰枯浮动后上下浮动15%限价。

长期战略协议交易价格由购售双方自主协商。

年度集中竞价交易水电实行 低和 高限价，上下浮动范围暂定为原水电标杆上网电价0.288元/千瓦时的15%；月度集中竞价交易上下浮动范围为原水电标杆上网电价0.288元/千瓦时丰枯浮动后的15%。

（三）合同转让

发电企业之间可以开展直接交易合同转让，转让不得影响相应用户等第三方利益，直接交易合同转让仅由转让方和受让方确认；电力用户之间、售电公司之间暂不开展直接交易合同转让。

（四）偏差调整及考核

直接交易电量偏差调整和考核按《四川省电力中长期交易规则（暂行）》及年度交易指导意见实施。经发用双方同意，可对后续月份的直接交易电量进行调减；如需要增加后续月份交易电量，发用双方均应参加月度复式竞价撮合交易，不允许双边协商调增。

第十条 电力用户参与直接交易要求

（一）电力用户一旦确定参与市场，当年内不得退出市场，无论是否有交易成jiao电量，全部用电量按市场机制定价结算，不再执行目录电价。已参加市场交易的用户又退出或某月未签订直接交易协议的，在再次参与市场交易或通过售电公司购电前，由电网企业承担保底供电责任。电网企业与电力用户交易的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照四川电网直供区不满1千伏合表居民到户电价的1.2倍执行。

（二）电力用户选择通过售电公司参与市场的，其全部市场化电量只能通过一家售电公司进行交易，且不得再与发电企业直接交易。电力用户选择与发电企业直接交易的，可与多家发电企业直接交易。

（三）电力用户通过售电公司参与直接交易的，其富余电量也须通过同一售电公司申报并参与交易。

（四）对于从主网下网电量比例较低的已纳入四川电网输配电价核价范围的国网四川省电力公司全资、控股（含上市）供电公司，其网内的电力用户如通过售电公司参与市场，建议均选择一家售电公司参与市场化交易，降低偏差考核风险。

第五章 留存电量交易

第十一条 留存电量实施方案由相关市（州）上报省发展改革委、省经济和信息化委批复，原则上应明确参与发电企业、电力用户各水期计划，相关市（州）经济和信息化委和供电公司在水期计划范围内确定分月计划。留存电量只能在本州范围内进行转让。

第十二条 相关市（州）供电公司每月25日前向四川电力交易中xin提交次月各相关电厂留存电量计划，四川电力交易中xin纳入交易计划安排。

第六章 富余电量交易

第十三条 富余电量政策实施时间为2018年6-10月。

第十四条 富余电量的确定

（一）基数的确定

2017年1月1日以前已投产的工业用户，以2017年同期分月大工业用电量作为基数。

2017年1月1日及以后至2017年底投产的工业用户，以投产后当年月均实际大工业用电量作为基数。

2018年1月1日及以后新投产的工业用户，以实际大工业用电量的80%作为基数。其中，新投产的节能环保、新一代信息技术、生物、装备制造、新能源、新材料、新能源汽车等战略性新兴产业企业以实际大工业用电量的60%作为基数，该类用户由市（州）经济和信息化委和供电公司共同认定。

基数电量及相关认定资料由用户所属市（州）供电公司提供并报四川电力交易中xin。

（二）增量的确定

用电企业在富余电量政策实施期间超过基数的部分为富余电量。富余电量按月度进行结算。

对于直接交易用户、留存电量用户参与富余电量交易，其增量按以下公式确定：

月度富余认定增量=用户实际月度用电量-MAX（用户富余电量基数电量,用户直接交易结算电量+留存结算电量），富余认定增量≧0。

第十五条 富余电量电价

大工业用户富余电量到户电价由交易价格、输配电价和政府性基金及附加组成。交易价格通过挂牌形成，并实施 高和 低限价，限价范围为0.10元/千瓦时上下浮动20%。输配电价按国家批复的四川电网大工业两部制输配电价标准执行。尚未纳入全省输配电价核定范围的独立地方电网企业，供电范围内的符合富余电量条件的大工业用户打捆参加富余电量交易的，输配电价按趸售区电网企业接入电压等级收取，大工业基本电费按趸售电量中大工业电量及四川电网基本电价折算电度电价标准（0.076元/千瓦时）计算。

第十六条 富余电量实施方式

富余电量通过月度复式竞价撮合交易方式实施。用户的月度增量电量达到10万千瓦时及以上的，自愿向四川电力交易中xin申报，其中由售电公司代理的用户，通过售电公司申报。用户应在4月中旬一次性向交易中xin申报丰水期逐月富余电量，在每月18-20日，可向交易机构申请调整后续月份申报电量。按“以用定发、自愿参与、集中竞价”原则，根据用户电量需求，由四川电力交易中xin统一逐月组织交易。如用户当月实际用电增量未达到10万千瓦时或与申报电量负偏差超过15%，从次月起不再纳入富余电量政策实施范围。

第十七条 发电企业之间可开展富余电量转让，转让不得影响相应用户等第三方利益。电力用户之间、售电公司之间暂不开展富余电量合同转让。

第十八条 对已纳入四川电网输配电价核价范围的国网四川省电力公司全资、控股（含上市）供电公司的用户，在优先结算留存电量和直接交易电量后再进行富余电量结算，所结算的市场化交易电量不得超过下主网电量。

第十九条 富余电量月度竞价电量供需比按1.2:1控制。

第七章 政策衔接注意事项

二十条 参与直接交易的用电企业，如增量部分要参与富余电量，须在年度交易时合理统筹平衡直接交易电量。

二十一条 留存电量用户，如要参与直接交易和富余电量政策，原则上应优先确定留存电量指标，然后根据剩余电量合理确定参与直接交易和富余电量的空间。如先行签直接交易电量，相关市（州）政府应在其剩余电量空间中合理确定留存电量指标。

二十二条 自备电厂停发及过剩燃煤机组替代用户的替代交易电量，应由市（州）供电公司和用户共同确定交易电量，并报国网四川省电力公司核定后，提交四川电力交易中心。直接交易用户参与自备替代的，按自备替代交易电量之外的电量参与直接交易。

二十三条 电能替代项目由市（州）政府相关部门和供电公司共同认定，报省级相关部门公示无异议后，项目实施主体自愿到四川电力交易中心注册后纳入市场主体目录，方可参加电能替代交易。

二十四条 已纳入四川电网输配电价核价范围的国网四川省电力公司全资、控股（含上市）供电公司的用户参与市场，如年度直接交易电量分月计划已超过核定的下网电量，不得再参与月度交易和富余电量交易。

二十五条 尚未纳入全省输配电价核定范围的独立地方电网企业，按规定参与直接交易、富余电量交易形成的损益，应传导到符合条件的工业用户。

第八章 组织实施及监督检查

二十六条 省经济和信息化委牵头负责直接交易、富余电量政策工作；省发展改革委牵头负责电价政策及留存电量政策有关工作；四川能源监管办、省能源局负责做好职责范围内的相关工作；国网四川省电力公司、四川电力交易中xin负责具体组织实施。本方案相关政策以有权部门具体行文为准。市（州）各有关部门（单位）要严格把关，加强对企业执行国家产业政策、环保政策和节能减排政策监督检查，协调解决实施过程中出现的矛盾和问题，及时将重大问题上报，对涉及产业政策、环保政策和节能减排审查不严的部门，将进行追责。

二十七条 参与用电企业（包括独立地方电网）均要实现电量信息自动采集，并将数据传送至国网四川省电力公司用电采集主站。参与市场化交易的用电企业不得拖欠电费，拖欠电费用户从次月起强制退出市场，三年内不得再参与市场化交易，其市场化交易电量由省经济和信息化委商相关部门后安排处理。发电企业违反规定自建线路向用户或其投资的增量配电网直接供电的，一经核实，按有关规定处理。

二十八条 各市场主体要积极参与市场交易，对恶意虚报电量、串通报价等不正当竞争行为，由相关部门依法对其进行调查处理并责令退出市场。

二十九条 国网四川省电力公司、四川电力交易中xin应按月将实施情况报省经济和信息化委、省发展改革委、四川能源监管办、省能源局等部门。省经济和信息化委根据进度完成情况，会同省级相关部门适时作调整。

三十条 其他事项按照国家有关规定和《四川省电力中长期交易规则（暂行）》及年度交易指导意见执行。

三十一条 本《实施方案》印发后，国家出台有关政策的，按照国家有关规定执行。