四川省經濟和信息化委員會

四 川 省發展和改革委員會

國家能源局四川監管辦公室

四 川 省 能 源 局

關于印發《四川省2018年省內電力市場化交易實施方案》的通知

各市（州）經濟和信息化委、發展改革委（能源局），國網四川省電力公司、四川電力交易中xin，有關售電公司、發電企業、電力用戶：

為深入貫徹落實黨的十九大精神和《 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），深化供給側結構性改革，推進能源生產和消費革命，積極穩妥推進電力市場建設，結合我省電力體制改革工作推進安排，省經濟和信息化委牽頭制定了《四川省2018年省內電力市場化交易實施方案》。現予以印發，請貫徹落實。

四川省經濟和信息化委員會 四川省發展和改革委員會

國家能源局四川監管辦公室 四川省能源局

2018年1月29日


四川省2018年省內電力市場化交易實施方案

章 總 則

條 為深入貫徹落實黨的十九大精神和《 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），深化供給側結構性改革，推進能源生產和消費革命，構建清潔低碳、 的能源體系，積極穩妥推進電力市場建設，結合我省電力體制改革工作推進安排和《四川電力中長期交易規則(暫行)》，特制定本方案。

二條 本市場化方案包括直接交易、富余電量交易、留存電量交易。

第三條 本方案適用于并入四川主網的統調統分電廠、西南網調調度電廠留川部分以及在四川電力交易中xin注冊獲準進入市場的電力用戶、售電公司。

第四條 本方案所稱市場化交易，是指符合市場準入條件的發電企業、售電公司、電力用戶等市場主體，通過自主雙邊、集中交易等市場化方式，開展的日以上的中長期交易。

第五條 電力市場成員應嚴格遵守市場規則，自覺自律，不得操縱市場價格、損害其他市場主體的利益。任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。

二章 市場準入成員

第六條 相關市場成員準入范圍為：

（一）電力直接交易市場主體

1、用電企業：

（1）原有用戶。2017年已納入直接交易范圍且2018年自愿參與的企業，經市（州）經濟和信息化委核查確認后，原則上保持不變。核查后不再符合市場準入條件的用戶，報省經濟和信息化委備案并公示，強制退出電力市場。

（2）新增用戶。綜合考慮2018年發用電計劃放開進度，新增一批符合國家產業政策、環保政策和節能減排政策的年用電量300萬千瓦時及以上的大工業用戶和年用電量達到2000萬千瓦時及以上的大型商業用戶（不含非居民和非普工業用電量）。

（3）電能替代用戶。2017年及以后實施的，納入全省電能替代項目實施計劃且單獨裝表計量的電能替代項目，不受電量規模限制。

（4）2018年新投用戶。2018年新投產月網購用電量達25萬千瓦時及以上的大工業企業，可自愿向市（州）經濟和信息化委書面提出，按程序進入2018年直接交易用戶范圍。在四川電力交易中xin注冊進入市場后，可參與本年度后續時期的直接交易。

（5）獨立地方電網企業。尚未納入全省輸配電價核定范圍的獨立地方電網企業，供電范圍內的大工業用電量可按年躉售電量中全部大工業用電量比例參加直接交易，輸配電價按躉售區電網企業接入電壓等級收取，大工業基本電費按躉售電量中大工業電量及四川電網基本電價折算電度電價標準（0.076元/千瓦時）計算，但一年內大工業用電量不得再執行躉售電價。地方電網內的燃煤機組停發替代可單獨進行。

2、發電企業：

參與直接交易的發電企業為西南網調調度電廠留川部分、2017年底之前并入四川主網的統調統分水電企業、火電企業、風電和太陽能發電企業以及天然氣分布式能源以熱（冷）定電余電上網部分。

二灘電站通過直接交易等形式安排支持攀枝花市、樂山市、眉山市、廣元市的電量，在優先合同電量內安排。

風電和太陽能主要參與豐水期居民電能替代交易，經政府相關部門同意，可與相關企業按火電性質參與直接交易。

2018年新投水、火電和新能源發電機組及天然氣分布式能源以熱定電余電上網部分，可參與承接直接交易合同轉讓。

3、售電公司：

在四川電力交易中xin完成市場注冊的售電公司。

（二）留存電量政策市場主體

1、用電企業：

甘孜、阿壩、涼山三州民生用電；甘孜、阿壩、涼山三州和雅安以及其“飛地園區”內符合國家產業政策，并納入2018年留存電量實施范圍的大工業用戶。

2、發電企業：

參與留存電量交易的發電企業為2017年底之前并入四川主網的三州統調統分水電企業。

（三）富余電量政策市場主體

1、用電企業：

2017年年用電量300萬千瓦時及以上（含2018年直接交易用戶）、2018年復產或增產后月網購大工業用電量達到25萬千瓦時及以上，月用電量相對基數增長10萬千瓦時及以上，且符合國家產業政策、環保排放達標的大工業用戶，并在四川電力交易中xin完成相關市場注冊手續。尚未納入全省輸配電價核定范圍的獨立地方電網企業，供電范圍內的符合條件的大工業用戶可通過地方電網企業打捆參加富余電量交易。

2、發電企業：

參與富余電量交易的發電企業為西南網調調度電廠留川部分、2017年底之前并入四川主網的統調統分水電企業，2018年新投水電企業，自投產之日起，可以參與后續月份富余電量交易，也可承接富余電量合同轉讓。

3、售電公司：

在四川電力交易中xin完成市場注冊的售電公司。

第三章 市場電量規模

第七條 按照國家相關政策和我省有序放開發用電計劃安排：2018年直接交易電量規模在550億千瓦時左右，具體以電力供需實際情況為準；留存電量規模95億千瓦時；富余電量根據實際增量實施。

第四章 直接交易

第八條 交易方式

（一）長期戰略協議企業。要點扶持企業按省經濟和信息化委等四部門《印發〈關于進一步推進我省電力直接交易市場化的指導意見〉的通知》（川經信電力〔2017〕361號）、省經濟和信息化委《關于組織收集直購電交易長期戰略協議的通知》（川經信電力函〔2017〕858號）執行。其中對電解鋁企業采取分類扶持政策，深化鋁電長期戰略合作，利用直接交易政策、留存電量政策、富余電量政策和跨省區戰略互濟協議，加大市場化交易力度，促進企業生產穩定和用電增長，減少水電棄水。電能替代項目按省經濟和信息化委、省能源局《關于進一步推進我省電能替代電量市場化交易工作的通知》（川經信電力〔2017〕345號）執行。長期戰略協議采取雙邊協商方式實施，發用雙方在規定時間內將有關購售電合同（或協議）提交交易平臺備案。

（二）燃煤自備機組及過剩燃煤機組停發替代企業。繼續實施燃煤自備電廠停發消納富余水電替代交易，通過復式競價撮合交易方式開展。

（三）其他直接交易用電企業。其他參與直接交易的用戶，交易水、火電量的比例為7:3。火電電量由交易平臺自動配置，用電企業不再與火電企業簽訂協議。火電電量配置按月實施，配置的交易電價為當月火電優先計劃的加權電價，四川電力交易中xin于每月月底公布次月火電配置交易電價。

（四）年度交易優先采取雙邊協商方式，雙邊協商未成部分采取復式競價撮合方式，因 校核等原因未交部分在規定時間內可通過雙邊協商方式補充。除長期戰略協議外，月度交易全部采取復式競價撮合方式。

第九條 交易電量和電價

（一）交易電量

原則上，自愿參加市場化交易的電力用戶，其納入市場化放開范疇的電量應全部參與市場化交易；已納入四川電網輸配電價核價范圍的國網四川省電力公司全資、控股（含上市）供電公司，供電范圍內直接交易用戶各月直接交易電量總量不得大于當月從主網下網電量，年度交易之前暫按所在全資、控股（含上市）供電公司2016年、2017年從主網相應月份實際下網的 大電量作為月度交易上限，如參與用戶直接交易電量需求大于該上限，由所在市（州）經濟和信息化委商相關部門確定各個用戶直接交易電量上限并報四川電力交易中xin。

年網購用電量500萬千瓦時以下用戶須通過售電公司參與電力市場，開展零售交易。

水電企業電力批發市場年度交易電量上限在我省年度電力電量計劃中進行明確，各水電企業交易電量總和不可超過其上限。

（二）交易電價

參與直接交易用戶的到戶電價由用電企業與發電企業形成的交易電價、國家批復的輸配電價、政府性基金及附加組成。

常規直接交易中，水電實行 低和 高限價。年度雙邊交易全年簽訂單一價格的，交易價格按原水電標桿上網電價0.288元/千瓦時的上下浮動15%限價；年度雙邊交易簽訂分月價格的，交易價格按0.288元/千瓦時執行豐枯浮動后上下浮動15%限價。

長期戰略協議交易價格由購售雙方自主協商。

年度集中競價交易水電實行 低和 高限價，上下浮動范圍暫定為原水電標桿上網電價0.288元/千瓦時的15%；月度集中競價交易上下浮動范圍為原水電標桿上網電價0.288元/千瓦時豐枯浮動后的15%。

（三）合同轉讓

發電企業之間可以開展直接交易合同轉讓，轉讓不得影響相應用戶等第三方利益，直接交易合同轉讓僅由轉讓方和受讓方確認；電力用戶之間、售電公司之間暫不開展直接交易合同轉讓。

（四）偏差調整及考核

直接交易電量偏差調整和考核按《四川省電力中長期交易規則（暫行）》及年度交易指導意見實施。經發用雙方同意，可對后續月份的直接交易電量進行調減；如需要增加后續月份交易電量，發用雙方均應參加月度復式競價撮合交易，不允許雙邊協商調增。

第十條 電力用戶參與直接交易要求

（一）電力用戶一旦確定參與市場，當年內不得退出市場，無論是否有交易成jiao電量，全部用電量按市場機制定價結算，不再執行目錄電價。已參加市場交易的用戶又退出或某月未簽訂直接交易協議的，在再次參與市場交易或通過售電公司購電前，由電網企業承擔保底供電責任。電網企業與電力用戶交易的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，按照四川電網直供區不滿1千伏合表居民到戶電價的1.2倍執行。

（二）電力用戶選擇通過售電公司參與市場的，其全部市場化電量只能通過一家售電公司進行交易，且不得再與發電企業直接交易。電力用戶選擇與發電企業直接交易的，可與多家發電企業直接交易。

（三）電力用戶通過售電公司參與直接交易的，其富余電量也須通過同一售電公司申報并參與交易。

（四）對于從主網下網電量比例較低的已納入四川電網輸配電價核價范圍的國網四川省電力公司全資、控股（含上市）供電公司，其網內的電力用戶如通過售電公司參與市場，建議均選擇一家售電公司參與市場化交易，降低偏差考核風險。

第五章 留存電量交易

第十一條 留存電量實施方案由相關市（州）上報省發展改革委、省經濟和信息化委批復，原則上應明確參與發電企業、電力用戶各水期計劃，相關市（州）經濟和信息化委和供電公司在水期計劃范圍內確定分月計劃。留存電量只能在本州范圍內進行轉讓。

第十二條 相關市（州）供電公司每月25日前向四川電力交易中xin提交次月各相關電廠留存電量計劃，四川電力交易中xin納入交易計劃安排。

第六章 富余電量交易

第十三條 富余電量政策實施時間為2018年6-10月。

第十四條 富余電量的確定

（一）基數的確定

2017年1月1日以前已投產的工業用戶，以2017年同期分月大工業用電量作為基數。

2017年1月1日及以后至2017年底投產的工業用戶，以投產后當年月均實際大工業用電量作為基數。

2018年1月1日及以后新投產的工業用戶，以實際大工業用電量的80%作為基數。其中，新投產的節能環保、新一代信息技術、生物、裝備制造、新能源、新材料、新能源汽車等戰略性新興產業企業以實際大工業用電量的60%作為基數，該類用戶由市（州）經濟和信息化委和供電公司共同認定。

基數電量及相關認定資料由用戶所屬市（州）供電公司提供并報四川電力交易中xin。

（二）增量的確定

用電企業在富余電量政策實施期間超過基數的部分為富余電量。富余電量按月度進行結算。

對于直接交易用戶、留存電量用戶參與富余電量交易，其增量按以下公式確定：

月度富余認定增量=用戶實際月度用電量-MAX（用戶富余電量基數電量,用戶直接交易結算電量+留存結算電量），富余認定增量≧0。

第十五條 富余電量電價

大工業用戶富余電量到戶電價由交易價格、輸配電價和政府性基金及附加組成。交易價格通過掛牌形成，并實施 高和 低限價，限價范圍為0.10元/千瓦時上下浮動20%。輸配電價按國家批復的四川電網大工業兩部制輸配電價標準執行。尚未納入全省輸配電價核定范圍的獨立地方電網企業，供電范圍內的符合富余電量條件的大工業用戶打捆參加富余電量交易的，輸配電價按躉售區電網企業接入電壓等級收取，大工業基本電費按躉售電量中大工業電量及四川電網基本電價折算電度電價標準（0.076元/千瓦時）計算。

第十六條 富余電量實施方式

富余電量通過月度復式競價撮合交易方式實施。用戶的月度增量電量達到10萬千瓦時及以上的，自愿向四川電力交易中xin申報，其中由售電公司代理的用戶，通過售電公司申報。用戶應在4月中旬一次性向交易中xin申報豐水期逐月富余電量，在每月18-20日，可向交易機構申請調整后續月份申報電量。按“以用定發、自愿參與、集中競價”原則，根據用戶電量需求，由四川電力交易中xin統一逐月組織交易。如用戶當月實際用電增量未達到10萬千瓦時或與申報電量負偏差超過15%，從次月起不再納入富余電量政策實施范圍。

第十七條 發電企業之間可開展富余電量轉讓，轉讓不得影響相應用戶等第三方利益。電力用戶之間、售電公司之間暫不開展富余電量合同轉讓。

第十八條 對已納入四川電網輸配電價核價范圍的國網四川省電力公司全資、控股（含上市）供電公司的用戶，在優先結算留存電量和直接交易電量后再進行富余電量結算，所結算的市場化交易電量不得超過下主網電量。

第十九條 富余電量月度競價電量供需比按1.2:1控制。

第七章 政策銜接注意事項

二十條 參與直接交易的用電企業，如增量部分要參與富余電量，須在年度交易時合理統籌平衡直接交易電量。

二十一條 留存電量用戶，如要參與直接交易和富余電量政策，原則上應優先確定留存電量指標，然后根據剩余電量合理確定參與直接交易和富余電量的空間。如先行簽直接交易電量，相關市（州）政府應在其剩余電量空間中合理確定留存電量指標。

二十二條 自備電廠停發及過剩燃煤機組替代用戶的替代交易電量，應由市（州）供電公司和用戶共同確定交易電量，并報國網四川省電力公司核定后，提交四川電力交易中心。直接交易用戶參與自備替代的，按自備替代交易電量之外的電量參與直接交易。

二十三條 電能替代項目由市（州）政府相關部門和供電公司共同認定，報省級相關部門公示無異議后，項目實施主體自愿到四川電力交易中心注冊后納入市場主體目錄，方可參加電能替代交易。

二十四條 已納入四川電網輸配電價核價范圍的國網四川省電力公司全資、控股（含上市）供電公司的用戶參與市場，如年度直接交易電量分月計劃已超過核定的下網電量，不得再參與月度交易和富余電量交易。

二十五條 尚未納入全省輸配電價核定范圍的獨立地方電網企業，按規定參與直接交易、富余電量交易形成的損益，應傳導到符合條件的工業用戶。

第八章 組織實施及監督檢查

二十六條 省經濟和信息化委牽頭負責直接交易、富余電量政策工作；省發展改革委牽頭負責電價政策及留存電量政策有關工作；四川能源監管辦、省能源局負責做好職責范圍內的相關工作；國網四川省電力公司、四川電力交易中xin負責具體組織實施。本方案相關政策以有權部門具體行文為準。市（州）各有關部門（單位）要嚴格把關，加強對企業執行國家產業政策、環保政策和節能減排政策監督檢查，協調解決實施過程中出現的矛盾和問題，及時將重大問題上報，對涉及產業政策、環保政策和節能減排審查不嚴的部門，將進行追責。

二十七條 參與用電企業（包括獨立地方電網）均要實現電量信息自動采集，并將數據傳送至國網四川省電力公司用電采集主站。參與市場化交易的用電企業不得拖欠電費，拖欠電費用戶從次月起強制退出市場，三年內不得再參與市場化交易，其市場化交易電量由省經濟和信息化委商相關部門后安排處理。發電企業違反規定自建線路向用戶或其投資的增量配電網直接供電的，一經核實，按有關規定處理。

二十八條 各市場主體要積極參與市場交易，對惡意虛報電量、串通報價等不正當競爭行為，由相關部門依法對其進行調查處理并責令退出市場。

二十九條 國網四川省電力公司、四川電力交易中xin應按月將實施情況報省經濟和信息化委、省發展改革委、四川能源監管辦、省能源局等部門。省經濟和信息化委根據進度完成情況，會同省級相關部門適時作調整。

三十條 其他事項按照國家有關規定和《四川省電力中長期交易規則（暫行）》及年度交易指導意見執行。

三十一條 本《實施方案》印發后，國家出臺有關政策的，按照國家有關規定執行。