中科宇杰：關于山東省電力市場建設實施方案

　　根據山東省委、省政府印發的《山東省電力體制改革綜合試點方案》(魯發〔2016〕33號)，為著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，加快推進全省電力市場化改革，制定本實施方案。

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　　一、總體要求

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　　堅持社會主義市場經濟改革方向，堅持兼顧改到位和保穩定原則，按照管住中間、放開兩頭體制架構，協調落實“三放開、一獨立、三強化”改革措施，公平無歧視開放電網，逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡新機制，加快構建“有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、價格合理、監管有效”的電力市場體系。

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　　二、工作目標和實施步驟

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　　(一)建立和完善中長期電力市場(2018年底前)。協調推進有序放開競爭性環節電價，放開售電公司進入市場，有序向社會資本放開配電業務，培育多元化市場主體，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃，組建相對獨立和規范運行的電力交易機構，推進股份制改造，強化政府市場監管，以年度雙邊協商和月度集中競價為基礎，逐步豐富交易品種，建立健全余缺電量調整考核機制，形成穩定的中長期電力市場。

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　　(二)深化電力市場建設，啟動和運行現貨市場交易(2019年-2020年)。建立優先發電、優先購電制度，電力市場體系健全時，除公益性、調節性電量以外發用電計劃全部進入市場，啟動和運行電力現貨交易、輔助服務交易和期貨等衍生品交易，逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的電力電量平衡機制，最終形成以中長期交易穩定市場、以現貨交易發現價格的電力市場機制。

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　　三、主要任務

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　　(一)推動各類市場主體進入市場

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　　1、市場主體的范圍。市場主體包括各類發電企業、電網企業(含躉售地方電網，下同)、售電主體和電力用戶。

　　2、市場主體的基本條件

　　(1)各類市場主體的單位能耗、污染物排放應穩定達到國家和地方相應階段標準，不符合國家產業政策以及產品和工藝屬于淘汰類的企業不得參與市場交易。

　　(2)中發〔2015〕9號文件頒布實施后核準、發改運行〔2017〕294文件印發后投產的煤電機組，原則上不再安排發電計劃，不再執行政府定價，投產后一律納入市場化交易和由市場形成價格。新核準的水電、核電等機組根據相關政策安排一定優先發電計劃外，參與電力市場交易，由市場形成價格。新增工業用戶原則上要參與市場交易。

　　3、市場主體準入與退出管理。省政府有關部門、能源監管機構制定市場主體準入與退出管理實施細則，按年度公布符合條件的發電企業和電力用戶準入目錄，并實施動態監管。各類具備資格的市場主體自愿到電力交易機構注冊成為市場交易主體。

　　4、協同推進發電、用電計劃放開。與發電側市場化電量放開規模相匹配，按電壓等級、用電規模分期分批放開無議價能力用戶以外的電力用戶等購電主體參與市場交易，逐步取消電壓等級限制。符合準入條件的用戶，選擇進入市場后全部電量參與交易，不再執行政府定價。已參加市場交易的用戶又退出的，再次參與市場前，電網公司承擔保底供電責任，保底價格在輸配電價的基礎上，按照居民電價的1.2-2倍執行。電力市場體系比較健全時，全部放開上網電價和公益性電量以外的銷售電價。

　　5、積極培育售電市場主體。按照“一注冊、一承諾、一公示、三備案”程序實施售電主體準入管理。中小用戶無法參與市場交易的，可由售電公司代理參與。加強對電力用戶參與市場意識的培育，大力發展電能服務產業。

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　　(二)建立相對穩定的中長期交易市場機制

　　1.組織開展多方交易。制定出臺中長期交易規則，完善省電力交易平臺功能，擴大進入市場的電力用戶與發電企業范圍，放開符合條件的售電公司進入市場，各類市場主體直接洽談合同，自主確定交易對象、方式、電量和價格，實現多方交易。

　　2.中長期交易市場構成。市場主體通過自主協商或參加電力交易機構組織的集中競價等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周等日以上的電力交易。

　　3.建立規范高效的交易機制。交易雙方自主協商約定事項，簽訂有電網企業參加的多方合同;實行電子公章和網上合同，簡化交易流程;鼓勵簽訂長期穩定的購售電合同(協議)，并實行余缺電量和約定價格調整，建立集中競價交易的價格調整機制，規避市場交易風險。

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　　(三)推進跨省跨區送入電量進入市場

　　1.省內外電力資源同步放開進入市場。國家規劃內或政府間協議的跨省跨區送受電力電量，與省內機組同步放開進入市場;省外臨時性的富裕水電、棄風等送入電量通過市場方式接受和消納，按照市場形成的價格結算。

　　2.推進國家規劃內送受電計劃的市場化交易。建立與相關省區的送受電協商機制，按照市場化方向，將國家規劃內送受電計劃逐步調整為中長期交易合同(協議)，推進跨省跨區交易和省內機組統一市場競爭。

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　　(四)開展合同電量交易(轉讓)

　　1.促進市場電量余缺調整。由電力交易機構組織合同電量交易，各類市場主體通過雙邊協商、集中競價轉讓合同電量。合同電量包括雙邊協商市場電量和集中競價交易電量，調整市場電量余缺。

　　2.穩步擴大交易參與范圍。市場初期，允許發電企業進入合同電量交易市場，參與轉讓交易;待市場條件成熟后，放開電力用戶和售電企業參與合同電量轉讓交易。

　　3.確保節能減排和電網安全。合同電量轉讓應滿足公益性電力熱力需求、電網調峰調頻和系統安全要求，有利于節能減排和可再生能源保障性收購。

　　4.允許優先發電計劃指標有條件市場化轉讓。屬于市場化方式形成價格的優先發電計劃，如不能實現簽約，指標可以轉讓給其他優先機組代發。

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　　(五)建立電力現貨交易市場

　　1.開展現貨交易試點。開展現貨市場交易機制研究，制定現貨交易市場規則，強化市場人員業務培訓，完善市場平臺交易功能。視條件成熟情況，選擇具備條件的發電企業、售電主體和電力用戶開展日內現貨市場和實時平衡市場試點。

　　2.建立現貨市場交易機制。在安全、高效、環保的前提下，建立完善現貨交易市場機制，啟動日前、日內、實時電能量交易，形成發現電力價格新機制，促進電力平衡，引導電力投資。

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　　(六)完善市場輔助服務機制

　　1.實施機組輔助服務考核獎懲。根據電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務需求，根據《可再生能源調峰機組優先發電試行辦法》(發改運行〔2016〕1558號)、《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》(電監市場〔2006〕43號)，建立完善機組輔助服務考核獎懲機制。

　　2.建立輔助服務分擔共享機制。按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，用戶可以結合自身負荷特性，自愿選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定輔助服務權利與義務。

　　3.推進輔助服務市場建設。根據市場建設需要和條件，開展可中斷負荷、備用、調頻、調壓等輔助服務交易，協調推進跨省跨區輔助服務交易。

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　　(七)建立市場風險防范機制

　　1.完善制度建設。建立完善市場操縱力評價標準和工作機制，加強對市場操縱力的預防與監管。

　　2.加大技術投入。加大調度管理和技術投入，提高電力系統發、供、輸、配、用電環節的協同調節能力，兼顧電力市場化交易到位和電網穩定運行。

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　　(八)推動自備機組規范管理和轉型升級

　　1.研究現有自備機組關停和退出后，其向市場直接購電的過渡性電價支持政策。參照服役年限和機組類型確定合理期限，給予過渡性電價支持政策，緩解用電成本上升問題，推動老舊燃煤自備機組關停淘汰。新建自備機組必須符合電力規劃，納入建設規模。

　　2.允許自備機組規范進入市場。自備電廠成為合格市場主體后，允許在公平承擔發電企業社會責任的條件下參與電力市場交易。

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　　(九)建立健全電力行業市場主體信用體系

　　1.實施市場主體信用監管。引入第三方征信機構建立市場主體信用記錄及信用信息數據庫，建設電力行業市場信用體系，開展信用備案、信用評價、信用監測、風險預警;將市場主體的信用記錄納入全國公共信用信息平臺，確保信用狀況透明，可追溯、可核查。

　　2.發布市場主體信用信息。第三方征信機構定期向省政府有關部門、能源監管機構和電力交易機構，報告市場主體企業法人及其負責人、從業人員的市場交易信用監測等信息，并在指定網站定期發布，接受市場主體的監督。

　　3.建立失信聯合懲戒機制。對于不履約、拖欠電費、竊電、濫用市場力、電網歧視、未按規定披露信息等違法失信行為予以公開。對違法違規、嚴重失信的市場主體，納入失信黑名單，在全國范圍內對其經營活動依法實施懲戒措施;嚴重失信且拒不整改、影響電力安全的，實行嚴格的行業禁入措施。

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　　四、市場建設與運行

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　　(一)交易組織

　　1.中長期市場交易階段，電力交易機構負責市場運行組織工作，發布市場信息，組織市場主體參與中長期交易、合同電量轉讓交易，根據交易結果制定下達年度、月度交易計劃;負責交易合同管理。

　　電力調度機構負責系統安全和實時平衡，對各類交易電量開展安全校核，公布校核結果;組織日前市場交易，根據月度交易計劃下達日交易計劃并執行實施，公布交易計劃執行結果和偏差原因。協助提供交易管理所需的基礎材料及信息。

　　2.啟動現貨交易后，按照平穩銜接、責權對等的原則，逐步明確、界定電力交易機構和調度機構在日前交易工作中的職責邊界。

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　　(二)中長期交易合同形成

　　1.年度雙邊協商交易通過市場主體自主協商，確定成交電量和成交價格。

　　2.月度集中競價交易通過在統一交易平臺的集中撮合競價，確定成交的電量和價格。

　　3.在市場電量占比較低的市場初期，中長期電能量交易合同為實物合同，經安全校核后執行;市場中后期，中長期交易逐步過渡為金融合同。

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　　(三)日前發電計劃形成。根據雙方約定的協商交易合同日分解電量、月度競價交易日分解電量和日前市場成交電量編制日交易計劃，根據基數電量計劃、日交易計劃電量、日前偏差調整電量編制日發電調度計劃，經安全校核后下達執行。

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　　(四)競爭性環節電價形成。競爭性環節主要指月度集中競價交易、日前競價交易，競爭性環節的電價形成機制：

　　1.輸配電價核定前，保持電網購銷差價不變，競爭性環節電價主要實行單一電量電價，采取發用雙方集中競價撮合方式。

　　參與集中競價的機組均統一采用全省按容量加權平均上網電價(不包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價，下同)作為申報價差的報價基準，用戶以自身執行的目錄電量電價為基準。

　　2.輸配電價核定后，月度集中競價電量價格成交機制按照雙邊撮合或統一出清。

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　　(五)合同執行偏差處理

　　1.市場建設初期，統籌組織雙邊交易和集中競價交易等方式，建立健全交易電量月度調整和考核機制，通過在發電側采用預掛牌平衡偏差等方式處理合同執行偏差。

　　2.市場建設中后期，建立用戶間合同電量轉讓、現貨交易機制，解決偏差問題;鼓勵年度及以上的中長期電能量交易簽訂金融合同。

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　　(六)市場結算

　　1.電力交易機構根據市場主體簽訂的交易合同及平臺集中競價和執行結果，出具市場交易結算依據。建立市場風險防范機制，規范交易結算流程，保障電費安全。

　　2.售電公司進入市場后，交易機構根據交易執行結果出具結算憑據，電網企業與電力用戶結算電費，并向用戶開具發票;電網企業向發電廠支付上網電費，電廠向電網企業開具發票;售電公司應得的電費由電網企業支付，售電公司向電網企業開具發票。

　　3.輸配電價核定前，參與交易機組集中競價成交電量的上網電價，根據其脫硫、脫硝、除塵和超低排放完成情況按標準相應提高。峰谷電價電力用戶電費結算，在政府規定的電價基礎上，按現有峰平谷比價政策算出峰谷電價后，再執行市場交易電價降幅。

　　輸配電價核定后，采用中長期方式交易的電量，可以繼續執行峰谷電價，市場交易電價作為平段電價，峰、谷電價按峰平谷比價計算;也可以按交易電價結算，通過輔助服務考核與補償機制分攤調峰費用或者直接購買調峰服務。用戶側單邊執行峰谷電價造成的損益單獨記賬，在以后電價調整中統籌考慮。采用發用電調度曲線一致方式交易的電量，不再執行峰谷電價，按交易電價結算。

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　　(七)安全校核與阻塞管理。電力調度機構負責安全校核，按規定向各相關方提供市場所需的安全校核數據，公布電網輸送能力、阻塞預警及相關信息。條件成熟時，通過市場機制進行阻塞管理，因此產生的盈利或費用按責任分享、分擔。

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　　(八)市場交易應急暫停。當系統發生緊急事故時，省級電力調度機構應按安全第一的原則處理事故，無需考慮經濟性。由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。當面臨嚴重供不應求情況或出現重大自然災害、突發事件時，省經濟和信息化委、山東能源監管辦可依照相關規定和程序暫停市場交易，組織或臨時實施發用電計劃管理。當市場運行規則不適應電力市場交易需要，電力市場運行所必須的軟硬件條件發生重大故障導致交易長時間無法進行，以及電力市場交易發生惡意串通操縱行為并嚴重影響交易結果等情況時，省經濟和信息化委、山東能源監管辦可依照相關規定和程序暫停市場交易。

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　　(九)市場交易監管。省經濟和信息化委、省物價局、山東能源監管辦根據職能分工，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況，對電力交易機構、電力調度機構和市場主體實施監管。

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　　五、組織實施

　　在省電力體制改革領導小組的領導下，充分發揮聯合工作機制作用，各成員單位要明確職責，密切配合，加強協調聯動，形成工作合力。省經濟和信息化委牽頭組織實施本方案，協調落實交易機構組建、市場主體培育、優先發電權和優先購電權管理、市場信用體系建設等具體改革措施;建立常態化問題反映機制，及時發現和解決市場建設中出現的新問題。山東能源監管辦會同省經濟和信息化委、省物價局等有關部門，負責制定電力市場中長期交易規則和現貨市場交易規則，并根據職能依法實施市場監管，按照國家部署開展市場信用體系建設。省電力交易機構負責建設山東省電力市場交易技術支持平臺，根據工作需要完善相應交易功能，為全省電力市場建設提供支撐。

來源：山東發改 委