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近期,《四川省2020年省内电力市场交易总体方案》(以下简称“交易方案”)正式印发,标志着四川今年的电力市场化交易已拉开序幕。为帮助各市场主体全面了解2020年总体方案的要点,四川电力交易中心特编制方案解读,供广大市场主体学习掌握。
一、基本情况
2020年交易方案基本情况:一是总体上保持了各项政策的连续性;二是进一步放开市场准入范围,一般工商业用户电量门槛大幅降低;三是新增水电消纳示范区交易;四是对交易方式、品种分类、限价等部分内容进行了修订和完善,同时为与现货接轨,对不同品种月度(内)交易进行简化合并。
二、调整和变化
(一)放开范围方面
要点1:一般工商业专变用户进一步放开。
电量门槛从年用电量500万千瓦时直降至100万千瓦时,更多中小用户可享受改革红利。党政军机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等重要公用事业、公益性服务用户作为优先购电客户,暂时仍不能进入市场。
要点2:注册流程简化。
不再需要供电公司和地市政府部门盖章,用户直接在交易平台预注册后,供电公司线上审核用电类别及电量规模,再由交易中心提交省经信厅公示,公示无异议后,自动进入市场,实现全程“不见面”办理。
(二)交易品种方面
按参与交易的水电电量是否下达计划,将交易品种分为水电计划内和水电计划外两大类。
水电计划内交易品种包括常规直购、留存电量;水电计划外交易品种包括战略长协、水电消纳示范、富余电量、低谷弃水、清洁替代(包括电能替代、自备机组停发替代、居民丰水期替代、燃煤火电关停补偿)。其中铝电合作纳入战略长协,水电消纳示范为新增品种,这两个品种的交易方案另行印发,请各相关市场主体密切关注。另外将电能替代、自备机组停发替代、居民丰水期替代、燃煤火电关停补偿归类为清洁替代大类,但实质没有变化。
(三)交易组织方面
今年交易方案中调整最大的部分是交易方式,这也是形势发展的需要:一是适应现货推进的需要,二是简化交易组织的需要,三是防范市场风险的需要。
要点1:年度交易方式优化。
年度交易采用集中交易和双边协商交替开展的方式进行,常规直购、战略长协(铝电合作除外)、水电消纳示范、富余电量、低谷弃水、电能替代、自备替代均既可自主双边协商,也可集中竞价,市场主体自愿选择。与2019年方案相比,允许年度双边的品种范围增加了富余电量。
年度交易期间的前三天和后三天开展集中交易,其余时段开展自主双边协商交易,不再安排补充交易。
年度平台集中交易采用“复式竞价撮合”方式。水电计划内的常规直购单独开展,水电计划外的战略长协(铝电合作除外)、富余电量、低谷弃水、清洁替代(电能替代、自备替代)等品种合并组织。同时组织全年丰平枯均衡电量结构(丰平枯电量比例为5:2:5)和全年12月分月电量的平台集中交易。
要点2:月度(内)交易方式重大调整。
交易频次提高。每周组织两次平台集中和两次自主双边协商交易,常规直购电月度(内)增量交易只开展平台集中交易,不开展双边协商交易;
交易品种合并简化。在月度(内)平台集中交易时,常规直购电、水电消纳示范集中交易分别单独组织,其他品种(铝电合作以外的战略长协、富余电量、低谷弃水、电能替代和自备替代)合并组织;
集中交易方式优化。将电能量增量与发用电侧合同电量转让、合同电量双侧调减交易合并组织,具体要求请阅指导意见;
全面取消供需比。月度(内)交易不再设供需比,虽然可以在一定程度上提高市场活力,但发用双方切记要“量力而行”。
要点3
在集中交易中引入“分段式”报价,分段式报价最多可以报5段电量,每段电量比例不作限制,每段电量对应不同价格。分段电量和电价不作强制要求,请自行把握使用。
(四)交易限价方面
要点1:年度交易限价。
常规直购电与2019年一样;战略长协,自备替代设置最低限价75元/兆瓦时,不设最高限价;电能替代年度双边不限价,年度集中交易设最低限价75元/兆瓦时;富余电量、低谷弃水最低限价75元/兆瓦时,最高限价169.15元/兆瓦时。
要点2:月度(内)交易限价。
常规直购电与2019年一样;战略长协、富余电量、低谷弃水、电能替代、自备替代丰水期最低限价75元/兆瓦时,最高限价169.15元/兆瓦时;战略长协、电能替代、自备替代平水期和枯水期按常规直购电限价。
(五)合同转让方面
合同电量转让也是交易的重要组成部分,因此今年在总体方案中,对合同转让的基本原则和要求也进行了明确。
一是将合同电量转让主要原则纳入总体方案范畴。二是增加用电侧合同电量拍卖转让交易。三是明确了发电侧合同电量转让顺序,即在全国跨区跨省偏差电量处理机制完善前,发电企业在仍有省内市场化合同电量(不含留存电量)的情况下,原则上不得转让跨省跨区合同电量。四是月度(内)转让更加灵活,发用两侧均可在月度(内)交易闭市前,每周各开展两次平台集中转让和两次自主双边协商转让。
(六)市场成员的要求方面
针对2019年电力交易和市场运行中出现的问题,为进一步规范市场行为,今年总体方案中对市场成员提出了更多要求。
一是新增对市场运营机构的要求,包括安全及合规校核、交易组织、计划执行、市场运行监测和信息披露等;二是新增对电网企业的要求,包括市场服务、保底供电、电费结算和配合准入认定等内容;三是增加和完善了对发、售、用电主体的要求,其中最大的变化有两点:售电公司可代理留存电量用户除留存电量以外的交易品种、零售侧实行限价。
三、特别提醒
(一)注册方面
1、常规直购电、战略长协不能同时注册为单一用户,即一个注册用户,在常规直购电和战略长协之间,只能有一种属性,不能二者同时兼顾。
2、低谷弃水属于排他性交易品种,一旦注册为低谷弃水用户,就不能再注册和参与其他交易品种(单独装表计量的电能替代除外)。
(二)交易电量方面
1、未纳入全省输配电价核定范围的地方电网参与市场化交易的电量,不得大于从主网下网的电量。已纳入四川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,其电能替代、水电消纳示范交易电量不受从主网下网的电量约束,其余交易电量不得大于从主网下网的电量。这些地区的用电企业或代理的售电公司,一定要注意防范风险。
2、自备替代的分月交易电量不得超过核定的分月计划,自备替代用户或相关售电公司要严格遵守。
3、留存电量用户如还需参与其他交易,一定要先确定分月留存计划,再根据剩余电量空间参与其他交易,以免因留存计划变化导致偏差考核。
(三)规范交易行为方面
1、电力用户应规范招标行为,不得无故反复招标,一旦达成协议,不得随意更改或恶意毁约。一经举报查实,政府相关部门将严肃处理。
2、零售用户只能与一家售电公司签订代理协议,如发现用电企业同时与多家售电公司签订代理协议,交易中心将暂停该用户交易,并报监管部门处理。
3、强化零售市场管理。一是设置零售侧市场限价,并与批发市场限价保持一致,以维护零售用户合理利益。二是完善售电公司与零售用户之间的交易电量、电价调整方式,双方需调减交易电量并调整交易电价的,应事前提交由双方签字盖章的书面确认函,由交易中心人员在系统完成填报,市场主体确认生效;采用“开口合同”方式满足双方交易电量调增需求,基数电量以上的,直接按浮动价格结算,不允许调整电价。
4、售电公司与零售用户,必须按照“基准+浮动”方式约定量价,其中浮动价格为一段,由双方在年度交易时约定。
5、严禁中间环节恶意截留改革红利。对售电公司与转供电主体,一经发现并查实通过签订“阴阳合同”截留应传导给终端用户的红利,将严肃处理。对尚未纳入全省输配电价核定范围的地方电网企业,按规定参与市场交易形成的收益,应全额传导到符合要求的工业用户,否则将取消交易资格,希望地方电网企业严格执行。
6、售电公司必须与零售用户约定偏差考核分摊比例,分摊比例不低于20%。零售用户虽然把业务都委托给售电公司了,但也要关注生产安排的变化并及时与售电公司沟通,以降低偏差考核风险。
7、最后再次提醒广大零售用户:一定要妥善保管好自己的CFCA数字证书(密匙),因为它就如同你的银行卡及密码一样重要,事关切实利益。如果你确实没有时间和精力亲自管理密匙,也一定要把它托付给值得信赖的人,签订委托协议,并时时关注你的交易数据是否正常。
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