海南省2021年电力中长期市场化交易方案：电力市场化交易规模不少于68亿千瓦时

北极星售电网获悉，日前海南省发改委发布《海南省2021年电力中长期市场化交易方案》，称2021年全年电力市场化交易规模不少于68亿千瓦时。其中，通过广州电力交易中心进行跨省交易约15亿千瓦时。省内年度交易规模中，气电市场化交易计划电量约34亿千瓦时，煤电、核电市场化交易计划电量约14.94亿千瓦时，海口老厂煤电机组（4、5号机组）关停补偿电量4.06亿千瓦时参与发电权市场化交易。

经营性电力用户全部放开准入参与市场化交易，(除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户)，不符合国家产业政策暂不参与市场化交易。

偏差电量允许范围定为-3%—+5%。

详情如下：

海南省发展和改革委员会

国家能源局南方监管局

关于印发海南省2021年电力中长期

市场化交易方案的通知

琼发改能源〔2020〕998号

各市、县、自治县发展改革委，海南电网有限责任公司、各发电企业、有关用电企业、有关售电企业、海南电力交易中心:

为保障海南省电力市场体系高效有序运营，更好发挥中长期交易“压舱石”作用，根据国家发展改革委的统一部署，结合海南电力发展实际，现将《海南省2021年电力中长期市场化交易方案》印发给你们，请遵照执行。

海南省发展和改革委员会

国家能源局南方监管局

2020年12月17日

（此件主动公开）

海南省2021年电力中长期市场化交易方案

为贯彻落实党中央、国务院关于深化电力体制改革要求，更好发挥中长期交易“压舱石”作用，保障电力市场体系高效有序运营，按照国家发改委关于推进电力市场化改革暨中长期交易视频会议精神要求，结合《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）、《海南电力中长期交易基本规则》（南方监能市场〔2020〕287号）和我省电力系统运行实际，制定本方案。

一、交易规模

（一）根据海南省发展和改革委关于2021年统调机组发电量调控目标计划安排，2021年全年电力市场化交易规模不少于68亿千瓦时。其中，通过广州电力交易中心进行跨省交易约15亿千瓦时。省内年度交易规模中，气电市场化交易计划电量约34亿千瓦时，煤电、核电市场化交易计划电量约14.94亿千瓦时，海口老厂煤电机组（4、5号机组）关停补偿电量4.06亿千瓦时参与发电权市场化交易。

（二）各发电机组交易电量上限=K×参与市场化交易机组容量/本次交易准入机组的总装机容量×年度交易规模，2021 年系数K 暂定为1.5。

（三）售电公司交易电量上限=“售电公司资产总额约束下的交易电量限额”、“已提交的履约保函约束下的交易电量限额”和“代理零售用户交易电量限额之和”三者的最小值。

（四）上述交易规模可根据市场实际供需情况进行调整。省内年度交易电量的差额电量部分，相应通过省内月度交易等其他方式进行补充。

二、交易准入主体

市场主体包括发电企业、电力用户和售电公司。各类市场主体应在海南电力交易中心有限责任公司（以下简称“交易中心”）注册，并通过海南电力交易系统（以下简称“交易系统”）参与交易。具体的市场主体准入名单以交易系统公告为准，未在准入名单内的经营性电力用户，可根据《海南省电力市场主体注册管理办法（修订）》办理准入和注册。

（一）发电企业

依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证（发电类）或经国家能源局南方监管局批准的；符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求的省内统调燃气、核电、燃煤电厂。

（二）电力用户

1、经营性电力用户全部放开准入参与市场化交易，(除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户)，不符合国家产业政策暂不参与市场化交易。

2、电压等级35千伏及以上或年购电量500万千瓦时及以上的电力用户可以选择直接与发电企业进行交易，也可以选择由售电公司代理参与交易，但只能选择一种方式参与交易。电压等级35千伏以下且年购电量500万千瓦时以下的电力用户须由售电公司代理参与市场化交易。

3、由售电公司代理参加市场化交易的电力用户，应与售电公司签订代理购电合同，与电网企业签订供用电合同，明确有关责任义务。

4、参与市场化交易用户须具备相应的计量能力或替代技术手段，满足市场化交易计量和结算的要求。

（三）售电公司

售电公司应符合《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体）〔2016〕2120号）有关要求，在海南电力交易中心完成注册、承诺、公示和备案等准入程序后，可参与市场化交易。由其他电力交易中心推送到海南的售电公司，在海南电力交易系统完成登记后，可参与市场化交易。

售电公司须根据《海南电力市场售电公司履约保函管理办法》规定，在交易申报前5个工作日向交易中心提交履约保函方可参与交易，交易中心依据售电公司所提供履约保函额度和其资产总额确定的允许售电规模。

三、交易品种、周期和方式

（一）2021年电力中长期年度交易品种采用双边协商和挂牌等方式开展。

（二）2021年月度采用双边协商、挂牌、集中竞价、合同交易电量分解计划调整、合同电量转让等方式进行组织交易，确保市场化主体全量签约入市，畅通市场主体避险渠道。

四、交易价格机制

（一）按照有关规定，2021年发电侧市场交易价格上限为电厂未参与电力市场化交易的上网电价（包含脱硫、脱硝、除尘和超低电价）。

（二）电力用户、售电公司购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）和政府性基金及附加构成。过渡期，无法采用输配电价传导模式的趸售区用户可选择与核电或煤电通过价差传导模式开展市场化交易，其他用户采用输配电价模式与气电、核电、煤电开展市场化交易。

（三）参与市场化直接交易主体实施峰平谷分时段签订带曲线交易合同形成交易价格，具体峰平谷时段与海南目录销售电价的峰平谷时段划分保持一致。交易双方协商确定的交易价格作为平时段交易价格，峰、谷时段交易价格按海南目录销售电价峰平谷比价计算。用电侧市场化主体实施峰平谷分时段电价结算，发电侧市场化主体按平时段交易价格结算。

（四）电网企业因发电企业、电力用户（或售电企业）违约考核增加的收益应单独记账，在核算电价时统筹平衡。

（五）已参与市场化交易又退出的电力用户，在重新参与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，兜底保供的电量电价在足额缴纳输配电价的基础上，按照政府价格主管部门核定的目录电价的1.2-2倍执行，具体标准为自愿退市1.2倍，强制退市1.5倍。

五、交易组织

（一）电力用户、发电企业和售电公司需按照电力市场化交易方案和市场交易规则开展交易，并按要求在交易系统完成注册及交易合同签订等工作。

发电企业以厂为单位进行交易，电力用户以营销户号为单位进行交易，售电公司以公司为单位进行交易。

（二）自愿参与市场交易的电力用户，除执行居民、农业、行政事业办公电价之外的计量点电量，其余电量进入市场，执行市场交易价格，不再执行目录电价，且不得随意退出市场；市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力市场交易，由海南省政府相关部门向社会公示。

（三）为促进海南清洁能源岛建设，参与市场交易的电压等级35千伏及以上电力用户全部采购燃气机组和核电机组电量。其中，核电按照不超过其相应省内年度交易规模20%的总电量与35千伏及以上电力用户进行市场交易；电压等级35千伏以下电力用户优先采购煤电、核电机组电量。

（四）华能海口老厂4、5号机组关停补偿电量中，2亿千瓦时的补偿电量可优先由华能海南发电股份有限公司内部电厂机组进行替代发电；2.06亿千瓦时的补偿电量由华能海南发电股份有限公司以外的省内核电、气电、煤电机组通过市场化方式开展发电权交易。未能完成替代发电或发电权交易的补偿电量，以挂牌交易方式由省内自愿申报的核电、气电和煤电企业完成平台交易。

（五）电力用户委托售电公司代理参与交易，在同一交易周期内不得同时参与直接交易，且只能与一家售电公司签订代理购电合同。

（六）鼓励市场主体签订较高比例的中长期合同，市场主体的年度电力中长期合同签约电量不低于上一年或近三年用电量平均值的80%。中长期合同签约电量不足不享受市场化政策，对于未足额签订电力中长期合同的市场主体，其签订电力中长期合同电量与实际电量的差额部分不享受电力市场化改革红利，执行海南目录销售电价。

针对电力用户新增产能，有新增用电和购电需求，可参与月度交易。

（七）市场主体按照海南目录销售电价的峰平谷划分的时段，结合自身电力负荷特性，在峰、平、谷三个时段作好交易电量分配，签订分时段电力中长期交易合同。年购电量500万千瓦时以上的电力用户及售电公司，均须签订分时段电力中长期合同。电力中长期合同中未约定分时段电量和价格的用户侧市场主体执行海南目录销售电价，不享受市场红利。

（八）交易中心具体负责交易组织实施，开展交易规则和交易系统操作培训，依据交易中心职责汇总交易合同、发布电力市场化交易结果，提供电力市场化交易结算依据，并做好偏差电量考核、市场主体相关违约行为的信用记录和信息披露等相关工作。

（九）海南电力调度控制中心具体负责电力市场化交易的安全校核和电力市场化交易结果执行，并做好电力调度运行和有关信息披露等工作。

（十）交易中心负责组织市场主体签订《电力中长期交易信息登记协议》，交易中心汇总各方签订合同后，将电子合同中合同要素传递至国家公共信用信息中心，同时要保障传递、保管过程中的信息安全。

（十一）2021年年度长协交易开展前，电网公司负责完成向所有具备准入条件的电力用户告知参与市场化交易及注册相关信息工作，不得误导用户选择参与市场化交易。

六、偏差电量考核处理

（一）偏差电量指发电企业、批发用户、售电公司月度应结算市场交易电量与计划交易电量之间的偏差，偏差电量允许范围定为-3%—+5%。

（二）发电侧市场主体允许的负偏差为3%，按月度进行考核，超过允许负偏差范围以外的电量，按当期燃煤机组基准电价的0.1倍缴纳考核费用。

（三）参与电力直接交易的电力用户（售电公司）允许的偏差范围为正偏差5%，负偏差3%，按月进行考核。超出允许正偏差的电量，电力用户按目录电价向电网企业购电，对应发电企业按照标杆上网电价进行结算。超出允许负偏差的电量产生的考核费用，暂由电网企业收取，不计入电网企业售电收入；超过电量允许偏差范围以外的电量按当期燃煤机组基准电价的0.1倍缴纳考核费用，考核费用=当期燃煤机组基准电价*10%*偏差电量。

七、时间安排

2020年12月底完成年度电力市场化交易组织。

八、有关要求

（一）售电公司注册及交易前须提交履约保函。履约保函具体额度、使用方式及样本由交易中心另行确定。售电公司应做好代理电力用户的市场服务，协助电力用户开展注册、绑定等入市准备工作。

为保证按照国家要求在年底前完成年度交易合同签订工作，符合要求的电力用户和售电公司在通过交易平台网站对外公示时，公示期适当缩短为5个工作日，并加强事中事后监督管理。

（二）交易各方交易过程中不得与其他市场主体串通报价。各方应根据自身生产经营情况据实申报电量、电价，不得恶性报量、报价或者恶性竞争，影响市场交易正常进行。

（三）交易各方在交易过程中要严格遵守法律法规和有关规则，自觉维护好电力市场秩序。