關(guān)于做好2021年蒙東地區(qū)

電力直接交易市場交易工作有關(guān)事宜的通知

內(nèi)工信經(jīng)運(yùn)字〔2020〕366號

各相關(guān)盟(市)工信局，國家電網(wǎng)公司東北分部、國網(wǎng)內(nèi)蒙古東部電力有限公司，各市場主體：

　　為深入貫徹落實(shí)國家及自治區(qū)電力市場化改革的總體部署和要求，進(jìn)一步做好2021年蒙東地區(qū)電力直接交易工作，現(xiàn)將有關(guān)事宜通如下：

　　一、電力市場交易總體安排

　　(一)2021年初步安排蒙東地區(qū)電力直接交易規(guī)模215億千瓦時，其中：國網(wǎng)東北分部調(diào)度火電機(jī)組約131億千瓦時，國網(wǎng)蒙東電力公司調(diào)度火電交易約10億千瓦時、新能源交易約74億千瓦時。

　　(二)蒙東地區(qū)一般工商業(yè)、大工業(yè)電力用戶中的電采暖、5G基站及配套設(shè)施、電動汽車充電等可參與市場交易，可向電力交易機(jī)構(gòu)申請注冊成為直接交易用戶或零售用戶。原則上，年用電量小于2000萬千瓦時的用電企業(yè)注冊成為零售用戶，通過售電公司代理參與交易。

　　(三)不執(zhí)行燃煤機(jī)組基準(zhǔn)電價的小火電機(jī)組、水電機(jī)組、生物質(zhì)發(fā)電機(jī)組、分散式風(fēng)電、分布式光伏、扶貧光伏項(xiàng)目和2020年以前投產(chǎn)無政府財(cái)政補(bǔ)貼風(fēng)電項(xiàng)目，2021年可自主選擇是否參與電力市場。

　　二、保底供電服務(wù)

　　電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)為未參與市場交易的市場化用戶提供保底供電服務(wù)。保底服務(wù)政策、保底供電價格按蒙東地區(qū)電力中長期交易規(guī)則和自治區(qū)價格主管部門相關(guān)文件執(zhí)行。

　　三、交易組織方式

　　(一)年度交易

　　年度交易主要采用雙邊協(xié)商方式組織，按峰谷平時段申報交易。參與批發(fā)交易的市場主體申報交易均價、分月電量、峰谷平各時段電量。交易出清后可分別形成總合同、分月合同以及分峰谷平時段合同。依據(jù)目前蒙東電網(wǎng)峰谷分段及電價政策，高峰時段為每日7:30至11:30和17:00至21:00，低谷時段為每日22:00至次日5:00，其余時段為平時段。電采暖峰谷分段參照自治區(qū)價格主管部門相關(guān)政策文件劃分。高峰時段電價按平時段電價上浮50%;低谷時段電價按平時段電價下浮50%。

　　(二)月度交易

　　電力交易機(jī)構(gòu)應(yīng)根據(jù)參與批發(fā)交易的市場主體需求適時開展月度(季度)交易，月度交易主要采取雙邊協(xié)商、掛牌、集中競價方式組織，鼓勵企業(yè)按峰谷平時段申報交易。根據(jù)相關(guān)市場主體交易申報情況，自治區(qū)重點(diǎn)招商引資新投產(chǎn)項(xiàng)目投產(chǎn)前一個月內(nèi)組織掛牌交易。

　　四、合同電量轉(zhuǎn)讓交易

　　(一)交易中心應(yīng)根據(jù)市場需求適時開展合同轉(zhuǎn)讓交易，合同電量轉(zhuǎn)讓交易分為發(fā)電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓、用電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓。蒙東電力交易中心、北京電力交易中心五部按照調(diào)度、結(jié)算機(jī)組管轄職責(zé)，分別負(fù)責(zé)相應(yīng)發(fā)電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓交易。用電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓交易由蒙東電力交易中心負(fù)責(zé)組織實(shí)施，交易結(jié)果在北京電力交易中心五部備案。

　　(二)合同轉(zhuǎn)讓最小周期為月度。發(fā)電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓交易在同類型電源間開展;用電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓交易在同電壓等級用戶間開展，合同轉(zhuǎn)讓后用戶新能源交易電量不得突破新能源配置比例。用電側(cè)電力直接交易合同電量轉(zhuǎn)讓交易暫按無償轉(zhuǎn)讓的方式開展。

　　(三)同次交易中發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司同一交易單元不得同時轉(zhuǎn)出和轉(zhuǎn)入電量。

　　五、電量結(jié)算

　　(一)在現(xiàn)貨市場啟動前，電力中長期帶曲線合同暫按“月度結(jié)算、交易周期清算”原則結(jié)算，結(jié)算價格為各時段加權(quán)平均電價，暫不按分段電價結(jié)算。執(zhí)行峰谷電價的用戶，在參加市場化交易后繼續(xù)執(zhí)行峰谷電價。

　　(二)建立合同偏差電量結(jié)算機(jī)制，將發(fā)用電雙方結(jié)算出現(xiàn)的差額資金、合同電量偏差電量費(fèi)用單獨(dú)記賬。

　　超合同發(fā)用電量按照以下原則結(jié)算：火電企業(yè)按照火電平均交易電價的0.9倍結(jié)算;新能源企業(yè)按照新能源平均交易電價的0.9倍結(jié)算;用電側(cè)按照合同簽訂的相應(yīng)類別發(fā)電企業(yè)平均交易電價的1.1倍結(jié)算(最高為燃煤發(fā)電基準(zhǔn)上網(wǎng)電價)。用電側(cè)結(jié)算價格=1.1×火電(新能源)平均交易電價(最高為燃煤發(fā)電基準(zhǔn)上網(wǎng)電價)+輸配電價+政府基金及附加;平均交易電價采用前3年區(qū)內(nèi)交易成交均價(開展交易前由交易機(jī)構(gòu)公布)。

　　欠交易合同的發(fā)用電量按以下原則結(jié)算：發(fā)電企業(yè)因自身原因未完成交易合同發(fā)電的，偏差在5%以內(nèi)的少發(fā)電量，免于支付偏差電量費(fèi)用;偏差超過5%的少發(fā)電量，按照相應(yīng)類別發(fā)電企業(yè)平均交易電價的10%計(jì)取。用戶未完成交易合同偏差在5%以內(nèi)的少用電量，免于支付偏差電量費(fèi)用;偏差超過5%的少用電量，按照相應(yīng)類別交易電量平均交易電價的10%計(jì)取。

　　(三)未能直接成交的電量由交易機(jī)構(gòu)根據(jù)各電廠應(yīng)承擔(dān)區(qū)內(nèi)交易電量剩余部分匹配至各發(fā)電企業(yè)?；痣姀S應(yīng)承擔(dān)區(qū)內(nèi)交易電量按照該火電廠裝機(jī)容量占蒙東地區(qū)市場內(nèi)火電機(jī)組總裝機(jī)容量的比例計(jì)算。新能源場站應(yīng)承擔(dān)區(qū)內(nèi)交易電量按照該場站超基礎(chǔ)保障小時電量占蒙東地區(qū)市場內(nèi)新能源企業(yè)超基礎(chǔ)保障小時總電量計(jì)算。

　　(四)選取部分計(jì)量條件較好的電力用戶探索開展模擬分段電價結(jié)算試點(diǎn)。

　　(五)結(jié)算過程中的差額資金仍按照2020年相關(guān)辦法執(zhí)行。

　　六、其他事宜

　　(一)交易方案未明確事宜參照《內(nèi)蒙古東部地區(qū)電力中長期交易規(guī)則》及相關(guān)文件執(zhí)行。

　　(二)推動蒙東地區(qū)用能電氣化，可根據(jù)電采暖用戶交易需求適時開展年度、月度和D-1日前交易。

　　(三)電網(wǎng)公司、電力交易機(jī)構(gòu)繼續(xù)完善中長期市場電力用戶按照電力負(fù)荷曲線交易相關(guān)機(jī)制，加強(qiáng)電量計(jì)量采集、合同偏差電量結(jié)算以及調(diào)度執(zhí)行等帶曲線交易所需技術(shù)支持條件，同時進(jìn)行模擬調(diào)度校核、執(zhí)行和結(jié)算工作研究，做好中長期與現(xiàn)貨市場有效銜接。

　　(四)電力直接交易合同原則上采用電子合同簽訂，電子合同與紙質(zhì)合同具備同等效力，現(xiàn)階段采用“交易承諾書+交易公告+交易結(jié)果”的電子化方式。

　　(五)交易機(jī)構(gòu)應(yīng)做好市場交易辦法的培訓(xùn)解讀工作，做好2021年交易組織工作，指導(dǎo)市場主體合同參與電力直接交易。

　　2020年12月31日

　　來源：內(nèi)蒙古自治區(qū)工業(yè)和信息化廳