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新版电力中长期交易规则有哪些主要变化?

作者:中国储能网新闻中心 来源:电力聚焦 发布时间:2020-07-02 浏览:
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日前,为贯彻落实《中共中央 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)及相关配套文件要求,深化电力市场建设,进一步指导和规范各地电力中长期交易行为,适应现阶段电力中长期交易组织、实施、结算等方面的需要,国家发展改革委、国家能源局印发最新版的《电力中长期交易基本规则》。新版规则与原规则相比,更能适应市场的需求,考虑更加全面、合理,经分析整理,小编认为主要变化如下:

1、交易周期的变化

交易周期增加为:多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。交易周期越来越短,为即将到来的现货交易做准备。

2、市场成员的变化

市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。增加了“配售电企业、储能企业”。

新规则取消了“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。”的条款,是否意味着电网企业保留的调峰调频电厂应该进入市场。

新规则取消了“电力用户准入的10kv电压等级限制。用户全面放开,市场规模将进一步扩大。

分布式发电可以参与市场交易。

3、交易品种的变化

电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易,灵活开展发电权交易、合同转让交易,根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。

集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。首次提出滚动撮合交易,交易方式更加灵活丰富。

明确提出:发电权交易、合同转让交易应当遵循购售双方的意愿,不得人为设置条件。

4、价格机制的变化

提出“四部制”电价:市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成;跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格(送电侧)、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。在价格机制里明确增加“辅助服务费用”,促进市场用户公平承担系统责任。

价格上、下限原则上由相应电力市场管理委员会提出,经国家能源局派出机构和政府有关部门审定,应当避免政府不当干预。进一步凸显市场管理委员会的作用。

5、偏差电量处理机制的变化

主推“发电侧上下调预挂牌机制”,进一步开放偏差调整窗口,

允许发用双方在协商一致的前提下,在合同执行一周前进行动态调整;通过月内(多日)交易实现月度发用电计划调整。

明确优先发电电量和基数电量的执行偏差可通过预挂牌上下调机制(或者其他偏差处理机制)处理。

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。

6、结算分摊的变化

强调“月清月结”,完善清算、分摊机制。电力用户侧(包括批发交易电力用户、售电公司、非市场用户)的偏差电量费用与发电侧的上下调费用、偏差电量费用等之间的的差额按照当月上网电量或者用网电量占比分摊或者返还给所有市场主体,而不仅仅是发电企业承担。

7、增加与可再生能源消纳机制市场的衔接

电力用户、售电公司、电网企业的的权利义务均增加了“

依法依规履行清洁能源消纳责任”。各电力交易机构指导参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易,在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。各承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时,应当向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。

8、明确电力用户惩罚机制

明确了电力用户退出市场的惩罚机制:电能量价格按照政府核定的销售电价目录中居民电价的1.2-2倍执行。

完成市场注册且已开展交易的电力用户,合同期满后未签订新的交易合同但发生实际用电时,参加批发交易的用户按照各地规则进行偏差结算,参加零售交易的用户按照保底价格进行结算。

9、有效期由三年延长至五年。

关键字:电力交易

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