陕西省2022年电力直接交易实施方案：实行交易电价与煤炭价格挂钩联动

北极星售电网获悉，陕西省发改委日前发布关于印发《陕西省2022年电力直接交易实施方案》的通知。深化燃煤发电上网电价改革。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动范围原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。鼓励购售双方在中长期合同签订中明确交易电价随燃料成本变化合理浮动条款，实行交易电价与煤炭价格挂钩联动，促进购售双方长期稳定利益共享。

市场化交易范围

供给侧：有序推动燃煤发电企业全部上网电量进入电力市场，其中电网安全约束、民生保障电量按“保量竞价”原则在市场化交易中优先出清。

需求侧：有序推动工商业用户全面进入电力市场。

市场主体

用电企业。全部工商业电力用户，符合国家产业政策及节能环保要求，符合电网接入规范，满足电网安全技术要求，与电网企业签订正式供用电协议（合同），满足市场计量和结算要求。上年度实际用电量500万千瓦时及以上的电力用户可直接参与交易，或自主选择一家售电公司代理购电；500万千瓦时以下的电力用户，只可自主选择一家售电公司代理购电。

发电企业。交易组织前投运且获得电力业务许可证，符合市场准入条件、符合国家环保排放标准，在陕西电力交易中心有限公司（以下简称“陕西电力交易中心”）完成注册的燃煤发电企业。

售电公司。在陕西电力交易中心完成注册并公示无异议的、且已递交2022年度履约保函的售电公司。

详情如下：

陕西省发展和改革委员会关于印发《陕西省2022年电力直接交易实施方案》的通知

陕发改运行〔2021〕1894号

各设区市发展改革委、韩城市发展改革委、杨凌示范区发展改革局、神木市发展改革和科技局、府谷县发展改革和科技局，国网陕西省电力有限公司，陕西电力交易中心有限公司，有关发电企业、电力用户、售电公司：

为了持续推进电力市场化改革，充分发挥价格引导作用，积极稳妥做好全省2022年电力直接交易各项工作。按照国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格规〔2021〕1439号）文件精神和2022年电力中长期合同签订工作意见，我委编制了《陕西省2022年电力直接交易实施方案》，现予以印发，请抓好贯彻落实。

附件：陕西省2022年电力直接交易实施方案

陕西省发展和改革委员会

2021年12月6日

陕西省2022年电力直接交易实施方案

根据国家发展改革委、国家能源局《关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》（发改能源规〔2020〕889号）、国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格规〔2021〕1439号），《陕西省电力中长期交易规则（试行）》（西北监能市场〔2020〕10号）、《陕西省售电侧改革试点实施细则（暂行）》（陕发改运行〔2017〕737号）、《陕西电力市场电力交易临时补充规定》（陕电交易〔2021〕23号）等文件要求，为积极稳妥做好全省2022年电力直接交易工作，制定本实施方案。

一、实施原则

（一）推进中长期市场连续运营。以“中长期双边协商为主、月度及月内交易为辅”原则，优化“年+月+月内”全时序覆盖交易体系，推进中长期市场连续运营。

（二）深化燃煤发电上网电价改革。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动范围原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。鼓励购售双方在中长期合同签订中明确交易电价随燃料成本变化合理浮动条款，实行交易电价与煤炭价格挂钩联动，促进购售双方长期稳定利益共享。

（三）稳妥推进分时段交易签约。以保障陕西电网安全稳定运行和电力可靠供应为基础，研究建立分时段市场化交易机制,以市场交易价格确定用户侧峰谷电价，以价格引导用户削峰填谷。

（四）提高用户侧合同转移灵活性。在月内（周、多日）高频次交易组织中，健全合同电量交易机制，通过合同分月计划调整、合同电量转让交易等方式，为电力用户提供合同灵活调整的市场化手段。

二、市场化交易范围

供给侧：有序推动燃煤发电企业全部上网电量进入电力市场，其中电网安全约束、民生保障电量按“保量竞价”原则在市场化交易中优先出清。

需求侧：有序推动工商业用户全面进入电力市场。

三、市场主体及注册时间要求

（一）市场主体

用电企业。全部工商业电力用户，符合国家产业政策及节能环保要求，符合电网接入规范，满足电网安全技术要求，与电网企业签订正式供用电协议（合同），满足市场计量和结算要求。上年度实际用电量500万千瓦时及以上的电力用户可直接参与交易，或自主选择一家售电公司代理购电；500万千瓦时以下的电力用户，只可自主选择一家售电公司代理购电。

发电企业。交易组织前投运且获得电力业务许可证，符合市场准入条件、符合国家环保排放标准，在陕西电力交易中心有限公司（以下简称“陕西电力交易中心”）完成注册的燃煤发电企业。

售电公司。在陕西电力交易中心完成注册并公示无异议的、且已递交2022年度履约保函的售电公司。

（二）注册时间要求

参与2022年年度双边协商直接交易的市场主体，需于2021年12月5日前完成注册，未完成注册的电力用户和售电公司可在注册完成后参与后续批次组织的直接交易。

参与2022年月度及月内交易的市场主体，需于交易组织月的上月15日前在陕西电力交易平台（简称“交易平台”）完成注册。

四、交易模式和交易组织

交易模式分为双边协商、集中竞价、合同转让及挂牌交易,适时开展滚动撮合交易。其中：双边协商交易在年、月定期开市；集中竞价、挂牌交易在每月定期开市；合同转让及滚动撮合交易在月内连续开市。

（一）年度（多月）双边协商交易

年度交易，以2022年全年电力用户用电需求预测为基础，由购电方在交易平台自行申报，交易价格按照双方约定执行。发电企业交易电量申报不能超过发电机组参与本次交易的最大发电能力，年度交易在2021年12月25日前组织完成。

多月交易，在年度双边协商交易组织完成后，后续每月再次针对未参与年度双边协商交易且已完成市场注册的新增电力用户按照年度双边协商交易规则组织次月至年底的双边协商交易。

（二）月度竞价交易

以次月预测需求电量未签订中长期交易合同的部分为交易标的物，按集中竞价交易规则组织。交易时间在每月组织的多月双边协商交易后。交易平台按照“价格优先、时间优先”原则，对同一交易序列下购售双方申报队列进行排序，集中竞价交易按照统一边际价格出清。

在月度集中竞价交易中，电网安全约束、民生保障电量在发电侧优先成交，非优先电量按照“价格优先、时间优先”原则排序统一出清。

（三）发电侧上下调预挂牌交易

为解决预测偏差、月内短期临时交易等问题，开展发电侧上下调预挂牌交易，采用“报价不报量”方式，具有调节能力的燃煤发电企业均可参与上下调报价，陕西电力交易中心每月下旬组织次月发电侧上、下调预挂牌，按照交易结果编制次月上、下调机组调用排序表，并提交给电力调度机构在次月实际发电需求与中长期计划出现偏差时参考调用机组。开展初期，上、下调产生的偏差费用可暂不考虑与新能源侧、用户侧联动，随着市场规则的不断完善，再适时建立完善的上下调交易机制。具体交易规则以交易公告为准。

（四）月内交易

合同电量转让连续交易。合同电量转让交易分为发电侧合同电量转让和用电侧合同电量转让。原则上采用双边协商交易方式开展合同电量转让，每月1-20日24小时连续交易。

滚动撮合交易。为促进电力用户全部用电量进入市场，减少正负偏差电量，适时组织开展月内滚动撮合交易。电力用户在交易合同执行当月，如果对市场化合同仍有需求调整，可向陕西电力交易中心提出申请，每月中旬组织开展1-2次月内滚动撮合交易，具体交易规则以交易公告为准。

（五）电网企业代理购电

按照《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）要求，建立健全电网企业代理购电机制，暂未直接参与市场交易的、已直接参与市场交易又退出的电力用户可由电网企业代理购电。

电网企业合理预测代理购电市场化采购电量规模，以挂牌交易方式或集中竞价交易方式参与年度、月度交易。其中采取挂牌交易方式的，按照当月月度集中竞价交易加权平均价格组织挂牌；采取集中竞价交易方式的，电网企业直接参与当月月度集中竞价交易，以报量不报价方式，作为价格接受者参与市场出清。电网企业代理购电每月27日前组织完成，月底前3日对外公布次月执行的电网代理购电价格。

五、分时段交易

按照《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）、《关于做好2022年电力中长期合同签订工作的通知》的要求，进一步落实陕西电力中长期合同“六签”工作，结合2022年全省电力市场化交易工作安排，研究建立分时段市场化交易机制，《陕西电力2022年中长期分时段交易实施细则》另行通知。

六、计量结算与合同偏差处理

市场化交易采用“月结月清、偏差结算”机制，交易中心依据合同分月电量和月度实际用电量进行月度结算，并对合同偏差电量按月进行清算。发电侧市场化合同偏差采用上下调预挂牌机制和超发欠发机制处理，售电公司和电力大用户合同电量和偏差电量分开结算，具体处理方式在后续发布的陕西省电力中长期交易规则中明确。完善银行履约保函违约担保和履约保证保险机制，保障交易结算落实到位。

七、其他事项

（一）鼓励市场主体积极签订中长期合同，年度及以上中长期合同签约电量不低于前三年用电量平均值的80%，并通过后续月度、月内合同签订保障中长期合同签约电量不低于前三年用电量平均值的90%。

（二）参与电力市场化交易的电力用户购电价格由市场化交易价格、输配电价格（含线损、交叉补贴）、辅助服务费用、政府性基金及附加组成；交易价格中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。输配电价格依据国家发展改革委核定的标准执行。政府性基金及附加按照国家有关规定执行。

（三）燃煤发电企业参与市场化交易的价格遵照国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，《陕西电力市场电力交易临时补充规定》等文件执行。

（四）取消工商业目录电价，按市场交易价格购电。尚未进入市场的电力用户，特别是10千伏及以上工商业用户，要尽快进入市场，暂未进入市场的由电网公司代理购电，已进入市场的电力用户出现退市、无合同用电、电量偏差、转由电网公司代理购电等情况，按《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、《陕西电力市场电力交易临时补充规定》（陕电交易〔2021〕23号）执行。

（五）市场化交易价格由市场主体通过交易平台形成，第三方不得干预；年度（多月）双边协商交易形成市场化交易价格后，如因电煤成本等因素变动需调整合同价格的，经购售双方协商一致可另行签订补充协议达成新的合同价格，提交至陕西电力交易中心于提交月次月开始执行。

八、保障措施

（一）省发展改革委牵头推进全省电力直接交易工作，会同国家能源局西北监管局对各市场主体进行日常监督和信用管理，加强事中、事后监管，维持市场正常秩序。

（二）电网企业要做好直接交易的电力用户供电服务和电力可靠供应，确保电网运行安全。

（三）陕西电力交易中心负责直接交易的具体实施，落实好国家发展改革委关于电力市场化改革和中长期合同的要求，按照本方案加快完善交易平台功能，研究落实分段申报和合同“六签”工作，研究与现货交易的街接，及时开展交易结算工作，做好市场交易信息披露。

（四）陕西电力交易中心要开展好交易规则的宣贯培训工作，特别针对燃煤机组“基准价±20%”的价格政策、分时段交易、合同电量交易、正偏差考核、正偏差电量结算、退市（无合同电量等）结算等新内容，要组织专场培训，确保市场主体应知尽知。

（五）电网企业要严格按照电网公司代理购电相关规定开展代理购电业务，完善代理购电工作流程，制定代理购电实施方案，报省发展改革委备案后执行。

（六） 相关售电公司要开展好代理电力用户的政策宣贯工作，对签订代理协议的电力用户负责到位。

（七）广大电力用户要认真学习新政策，积极参与中长期交易，合理预测交易电量。

（八）具体交易的时间安排和交易流程以陕西电力交易中心发布的交易公告为准。