12月13日,廣西壯族自治區(qū)工業(yè)和信息化廳 廣西壯族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會(huì) 國家能源局南方監(jiān)管局關(guān)于印發(fā)2023年廣西電力市場交易實(shí)施方案的通知。
通知指出市場主體包括:
(一)電力用戶
1.暫放開 10 千伏及以上工商業(yè)電力用戶(兩部制用電)、 已準(zhǔn)入的現(xiàn)代服務(wù)業(yè)集聚區(qū)生產(chǎn)性服務(wù)業(yè)用戶參與直接交易。
2.參加市場化交易(含批發(fā)、零售交易)的電力用戶全部 電量需通過批發(fā)或者零售交易購買,且不得同時(shí)參加批發(fā)交易 和零售交易。
(二)售電公司 售電公司按照《售電公司管理辦法》(發(fā)改體改規(guī)〔2021〕 1595 號(hào))及廣西電力市場主體準(zhǔn)入注冊管理辦法等有關(guān)規(guī)定執(zhí) 行。
(三)發(fā)電企業(yè)
1.廣西電網(wǎng)地市級(jí)及以上電力調(diào)度機(jī)構(gòu)調(diào)管的燃煤(含興 義電廠#2 機(jī)組,下同)、燃?xì)?、核電發(fā)電企業(yè),集中式風(fēng)電、 光伏發(fā)電企業(yè)。
2.燃煤、核電發(fā)電企業(yè)全電量進(jìn)入市場。
(四)新興市場主體 負(fù)荷聚合商、儲(chǔ)能企業(yè)(包括新型儲(chǔ)能、抽水蓄能電站, 下同)等按有關(guān)規(guī)定參與交易。
關(guān)于光伏進(jìn)入電力市場交易實(shí)施政策信息主要有:
風(fēng)電、光伏超過等效上網(wǎng)電量的電量參與市場化交易,暫定風(fēng)電發(fā)電企業(yè)等效利用小時(shí)數(shù)=800小時(shí),光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時(shí)數(shù)=500小時(shí)。享受補(bǔ)貼的風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目參與市場化交易的電量仍繼續(xù)享受補(bǔ)貼。
滿足交易條件,但未注冊參與市場化交易的風(fēng)電、光伏等發(fā)電企業(yè),不再設(shè)置等效利用小時(shí)數(shù),當(dāng)月上網(wǎng)電量認(rèn)定為自身原因造成的超發(fā)電量;新投產(chǎn)的,給予三個(gè)月過渡期,從第四個(gè)自然月起,其當(dāng)月上網(wǎng)電量認(rèn)定為自身原因造成的超發(fā)電量。廣西電網(wǎng)根據(jù)發(fā)電企業(yè)交易價(jià)格成本平衡機(jī)制、發(fā)電企業(yè)偏差結(jié)算價(jià)格機(jī)制對(duì)超發(fā)電量進(jìn)行結(jié)算,并作為電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電電量來源。
并網(wǎng)發(fā)電的風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)在交易中心辦理注冊時(shí)可暫不提供電力業(yè)務(wù)許可證,按實(shí)際并網(wǎng)容量注冊并參與市場交易。若未能按規(guī)定時(shí)限要求取得電力業(yè)務(wù)許可證,被要求停止上網(wǎng)發(fā)電的,暫停后續(xù)交易資格。暫停期間,已成交電量可出讓或繼續(xù)執(zhí)行。
按照廣西峰谷分時(shí)電價(jià)政策峰谷3:1的比例,峰段在平段的基礎(chǔ)上上浮50%,尖峰在峰段的基礎(chǔ)再上浮20%,谷段子平段的基礎(chǔ)上下浮50%。具體執(zhí)行范圍參照價(jià)格主管部門相關(guān)文件要求,如遇調(diào)整按新規(guī)定執(zhí)行。
交易價(jià)格的峰谷浮動(dòng)以廣西燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)(420.7元/兆瓦時(shí))作為基準(zhǔn),峰段上調(diào)價(jià)格為燃煤發(fā)電企業(yè)基準(zhǔn)價(jià)×(1.5-1),即210.35元/兆瓦時(shí),谷段下調(diào)價(jià)格為燃煤發(fā)電企業(yè)基準(zhǔn)價(jià)×(1-0.5),即210.35元/兆瓦時(shí),尖峰上調(diào)價(jià)格=燃煤發(fā)電企業(yè)基準(zhǔn)價(jià)×(1.5×(1+0.2)-1),即336.56元/兆瓦時(shí);電力用戶峰段(尖峰)電量結(jié)算價(jià)格=交易價(jià)格+峰段(尖峰)上調(diào)價(jià)格;電力用戶谷段電量結(jié)算價(jià)格=交易價(jià)格-谷段下調(diào)價(jià)格。
原文如下:
廣西壯族自治區(qū)工業(yè)和信息化廳 廣西壯族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會(huì) 國家能源局南方監(jiān)管局關(guān)于印發(fā)2023年廣西電力市場交易實(shí)施方案的通知
2023年廣西電力市場交易方案的政策解讀
近日,自治區(qū)工業(yè)和信息化廳聯(lián)合自治區(qū)發(fā)展改革委、國家能源局南方監(jiān)管局印發(fā)了《2023年廣西電力交易實(shí)施方案》(以下簡稱《實(shí)施方案》),為了更好理解和貫徹實(shí)施,現(xiàn)將《實(shí)施方案》解讀如下:
一、出臺(tái)的背景和過程
為深入貫徹落實(shí)《中共中央國務(wù)院關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號(hào))文件精神,按照《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于積極推進(jìn)電力市場化交易進(jìn)一步完善交易機(jī)制的通知》(發(fā)改運(yùn)行〔2018〕1027號(hào))、《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》(發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號(hào))、《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》(發(fā)改價(jià)格〔2021〕1093號(hào))、《電力中長期交易基本規(guī)則》(發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號(hào))等有關(guān)要求,制定本《實(shí)施方案》。2022年10月開始,自治區(qū)工業(yè)和信息化廳會(huì)同自治區(qū)發(fā)展改革委、國家能源局南方監(jiān)管局組織啟動(dòng)《實(shí)施方案》起草工作。起草過程中,自治區(qū)工業(yè)和信息化廳深入開展調(diào)研,多次召開專題座談會(huì),結(jié)合廣西電力行業(yè)實(shí)際情況,征求了相關(guān)部門、各有關(guān)市場主體的意見,進(jìn)行多次修改完善后,由自治區(qū)工業(yè)和信息化廳、自治區(qū)發(fā)展改革委、國家能源局南方監(jiān)管局聯(lián)合印發(fā)?!秾?shí)施方案》通過構(gòu)建主體多元、競爭有序的售電市場,完善市場價(jià)格形成機(jī)制,真正發(fā)揮市場在電力資源配置中的決定性作用,加快推進(jìn)電力市場化改革,確保發(fā)用電計(jì)劃放開過程中電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行和電力用戶的穩(wěn)定供應(yīng)。
二、《實(shí)施方案》的主要內(nèi)容
《實(shí)施方案》由七個(gè)部分構(gòu)成,分別是市場規(guī)模、市場主體、市場交易價(jià)格、交易安排、交易結(jié)算、市場關(guān)鍵機(jī)制和其他,主要內(nèi)容如下:
(一)市場規(guī)模
2022年廣西市場化交易電量預(yù)計(jì)完成830億千瓦時(shí),根據(jù)市場用戶電量增長測算,2023年預(yù)計(jì)850億千瓦時(shí)左右。2023年廣西電力市場中長期電能量交易分為發(fā)用市場主體之間直接開展的電量交易和合同電量轉(zhuǎn)讓交易。直接交易包括用戶直接交易和電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易。
(二)市場主體
1.電力用戶
因與電力現(xiàn)貨市場銜接,市場合同需簽分時(shí)曲線,考慮表計(jì)更換情況,2022年暫放開10千伏及以上工商業(yè)電力用戶(兩部制用電)以及已準(zhǔn)入的集聚區(qū)用戶。用戶參與交易全部電量需通過批發(fā)或者零售交易購買,不得同時(shí)參加??紤]用電體量較小的用戶對(duì)市場規(guī)則了解程度不夠,無專職人員等因素,對(duì)年度用電量500萬千瓦時(shí)以下的用戶要求通過售電公司來代理參與交易。年度用電量取2021年11月1日至2022年10月31日實(shí)際外購電量。部分企業(yè)外購電中要存在留成電,或者跨區(qū)跨省市場開展后參與外省區(qū)購電,因此,用戶的留成電、跨區(qū)跨省交易結(jié)算外的剩余用電量須通過區(qū)內(nèi)市場化交易方式采購。
2.售電公司
售電公司按照《售電公司管理辦法》(發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號(hào))及廣西電力市場主體準(zhǔn)入注冊管理辦法等有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
3.發(fā)電企業(yè)
廣西電網(wǎng)地市級(jí)及以上電力調(diào)度機(jī)構(gòu)調(diào)管的燃煤、燃?xì)?、核電發(fā)電企業(yè);集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè);豐水期視情況放開水電發(fā)電;待網(wǎng)間結(jié)算問題解決后,適時(shí)放開地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)內(nèi)的發(fā)電企業(yè);自備機(jī)組公平承擔(dān)社會(huì)責(zé)任,符合相關(guān)條件后可參與;分布式電源按有關(guān)規(guī)定參與。
燃煤、核電發(fā)電企業(yè)全電量進(jìn)入市場。燃?xì)獍l(fā)電企業(yè)自愿選擇,進(jìn)市場后享受補(bǔ)貼的部分不影響。風(fēng)電、光伏超過等效上網(wǎng)電量的電量參與市場化交易,暫定風(fēng)電發(fā)電企業(yè)等效利用小時(shí)數(shù)=800小時(shí),光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時(shí)數(shù)=500小時(shí)。享受補(bǔ)貼的風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目參與市場化交易的電量仍繼續(xù)享受補(bǔ)貼。
4.新興市場主體
按《國家發(fā)展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》(發(fā)改辦運(yùn)行〔2022〕475號(hào))要求,鼓勵(lì)儲(chǔ)能企業(yè)、負(fù)荷聚合商等新型市場主體參與交易。列入自治區(qū)儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)劃或儲(chǔ)能示范項(xiàng)目的儲(chǔ)能企業(yè)可分別以發(fā)電企業(yè)、電力用戶身份注冊參與交易。
(三)市場交易價(jià)格
1.發(fā)電企業(yè)交易價(jià)格
發(fā)電企業(yè)采用“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的市場化上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制。所有發(fā)電企業(yè)以廣西內(nèi)陸燃煤發(fā)電企業(yè)核定上網(wǎng)電價(jià)(422.7元/兆瓦時(shí))上浮20%作為交易上限價(jià)格(507.24元/兆瓦時(shí)),交易價(jià)格在上限電價(jià)基礎(chǔ)上向下浮動(dòng),交易下限價(jià)格為各發(fā)電企業(yè)核定的上網(wǎng)電價(jià)下浮20%。
2.電力用戶市場購電價(jià)格
直接交易用戶用電價(jià)格由電能量交易價(jià)格、輔助服務(wù)費(fèi)用、輸配電價(jià)、政府性基金及附加、市場損益分?jǐn)偦蚍窒?、峰谷浮?dòng)價(jià)格等組成。
電力用戶代理購電價(jià)格由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)相關(guān)政策文件形成,電網(wǎng)企業(yè)通過市場化方式采購的電量價(jià)格按照標(biāo)的月批發(fā)交易用戶市場交易計(jì)劃加權(quán)平均價(jià)格確定。
根據(jù)國家1439號(hào)文規(guī)定,對(duì)于已參與市場交易、無正當(dāng)理由改為電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶,擁有燃煤發(fā)電自備電廠、由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶,以及未參與市場交易由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的高耗能企業(yè),用電價(jià)格為電網(wǎng)企業(yè)代理購電價(jià)格的1.5倍加上輸配電價(jià)、政府性基金及附加等。
原則上符合交易條件的電力用戶應(yīng)參與市場化交易,應(yīng)于2023年3月1日前辦理市場注冊手續(xù),通過參與市場交易直接購電。對(duì)于2023年3月1日后接火送電的10千伏及以上兩部制工商業(yè)電力用戶,應(yīng)自接火送電之日起的3個(gè)月內(nèi)(含接火送電當(dāng)月)辦理市場注冊手續(xù)。上述滿足上述條件但未辦理市場注冊手續(xù)、仍由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的,其工商業(yè)用電價(jià)格由電網(wǎng)企業(yè)代理購電價(jià)格的1.5倍、輸配電價(jià)、政府性基金及附加等組成;已辦理市場注冊手續(xù)的視同已參與交易用戶,按市場規(guī)則執(zhí)行。具體接火送電時(shí)間以相關(guān)供電企業(yè)確認(rèn)為準(zhǔn)。
高耗能企業(yè)交易價(jià)格按市場交易價(jià)格機(jī)制執(zhí)行,但結(jié)算價(jià)格在前述價(jià)格機(jī)制上加收政策性附加價(jià)格,不受上浮20%限制。高耗能企業(yè)的結(jié)算價(jià)格在現(xiàn)價(jià)格機(jī)制上加收政策性附加價(jià)格,高耗能企業(yè)名單由自治區(qū)政府相關(guān)主管部門另行確定。
為減少中間環(huán)節(jié)二次分配的復(fù)雜性,市場損益分?jǐn)偦蚍窒?、峰谷浮?dòng)價(jià)格、高耗能企業(yè)政策性附加價(jià)格等均在終端電力用戶執(zhí)行,售電公司不參與。儲(chǔ)能企業(yè)因?qū)儆陔p重身份,暫不參與市場損益分?jǐn)偦蚍窒怼?/p>
3.煤電價(jià)格浮動(dòng)機(jī)制
按照平等協(xié)商、利益共享、風(fēng)險(xiǎn)共擔(dān)的原則,鼓勵(lì)各市場主體簽訂年度中長期交易合同時(shí),約定煤電價(jià)格浮動(dòng)機(jī)制,交易價(jià)格保持在上、下限范圍內(nèi)。
(四)市場交易安排
1.交易安排
2023年主要按年度、月度和月內(nèi)組織。其中,年度主要開展年度市場電量交易、年度電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易;月度主要開展月度市場電量直接交易、月度市場合同電量轉(zhuǎn)讓交易、月度電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易、月度代購合同電量轉(zhuǎn)讓交易;月內(nèi)主要開展周市場電量直接交易;根據(jù)市場需求開展需求側(cè)響應(yīng)交易、現(xiàn)貨電能量交易等。
2.交易要求
為與電力現(xiàn)貨市場銜接,2023年發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司、儲(chǔ)能企業(yè)等以交易單元開展市場化交易,交易電量須分解至小時(shí)。
電力用戶根據(jù)所屬交易單元按年度選擇參加批發(fā)交易或零售交易,新注冊電力用戶須在注冊過程中完成選擇,存量用戶在年度市場電量交易前規(guī)定時(shí)間內(nèi)完成選擇,逾期未完成選擇的視為零售用戶。零售合同采用線上電子簽訂方式,在廣西電力市場交易系統(tǒng)開展。在開展零售合同線上電子簽訂前,各零售用戶應(yīng)完成企業(yè)認(rèn)證及電子簽章申領(lǐng)授權(quán)。
為了便于結(jié)算,電力用戶交易單元在交易系統(tǒng)完成注冊后,次月電量納入市場交易;戶號(hào)或計(jì)量點(diǎn)在交易系統(tǒng)發(fā)生變更業(yè)務(wù)的,其當(dāng)月電量按變更前狀態(tài)執(zhí)行,次月起電量按變更后狀態(tài)執(zhí)行。
發(fā)電合同電量轉(zhuǎn)讓交易應(yīng)符合節(jié)能減排原則,原則上只允許煤耗高的機(jī)組轉(zhuǎn)讓給煤耗低的機(jī)組。儲(chǔ)能企業(yè)暫不參與發(fā)電合同電量轉(zhuǎn)讓交易。
3.交易品種
交易品種主要有年度市場電量交易、電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易、月度市場電量直接交易、月度市場合同電量轉(zhuǎn)讓交易、月度代購合同電量轉(zhuǎn)讓交易、周市場電量直接交易等。具體如下:
年度市場電量交易:采用雙邊協(xié)商、掛牌交易方式,標(biāo)的物為電力用戶2023年外購電量,市場主體可開展多年交易。
2023年年度市場電量交易規(guī)模為650億千瓦時(shí),為了適當(dāng)引入競爭,設(shè)置競爭電量30億千瓦時(shí),即按照680億千瓦時(shí)設(shè)置各發(fā)電交易單元上限,其中,燃煤發(fā)電企業(yè)440億千瓦時(shí)、核電發(fā)電企業(yè)160億千瓦時(shí)、風(fēng)電發(fā)電企業(yè)60億千瓦時(shí)、光伏發(fā)電企業(yè)10億千瓦時(shí)、燃?xì)獍l(fā)電企業(yè)10億千瓦時(shí),各發(fā)電交易單元按所屬發(fā)電類型的裝機(jī)容量比例設(shè)定交易上限,裝機(jī)容量以交易系統(tǒng)注冊容量為準(zhǔn)。在規(guī)定的交易時(shí)間內(nèi),交易電量到達(dá)650億千瓦時(shí)即結(jié)束,其他需求電量參與月度、月內(nèi)交易。
為了體現(xiàn)年度長協(xié)交易電量“壓艙石”的作用,電力用戶年度交易電量原則上應(yīng)高于前一年用電量的70%,售電公司年度交易電量原則上應(yīng)高于其所有代理用戶前一年用電量的70%。前一年用電量以電力用戶2021年11月1日至2022年10月31日實(shí)際外購電量為準(zhǔn)。
電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易:采用掛牌交易方式開展,按年度、月度組織。標(biāo)的物為電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶年度、次月市場化購電電量。電網(wǎng)企業(yè)須在交易系統(tǒng)申報(bào)交易需求電量等信息,需求電量須分解至小時(shí),電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)填報(bào)的需求電量進(jìn)行掛牌,采用一段式申報(bào)方式,以報(bào)量不報(bào)價(jià)的方式形成要約。其中開展年度交易時(shí),摘牌電量上限按符合交易條件的發(fā)電交易單元裝機(jī)容量占比分配。當(dāng)電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易掛牌成交不足部分由各發(fā)電交易單元按剩余可摘牌電量等比例承擔(dān)。
廣西桂東電力股份有限公司等其他電網(wǎng)企業(yè)、增量配電網(wǎng)“保量保價(jià)”的優(yōu)先發(fā)電電源滿足不了電網(wǎng)代理購電用戶的用電量時(shí),暫由省級(jí)電網(wǎng)(含廣西電網(wǎng)有限責(zé)任公司、廣西新電力投資集團(tuán)有限責(zé)任公司)根據(jù)發(fā)、用電量預(yù)測情況統(tǒng)一開展電網(wǎng)代理購電。
月度市場電量直接交易:采用集中競價(jià)交易方式(具備條件后,可采用先開展集中競價(jià)交易,后進(jìn)行滾動(dòng)撮合交易的方式),按月組織,標(biāo)的物為電力用戶次月外購電量。
月度市場合同電量轉(zhuǎn)讓交易:包括發(fā)電合同、用電合同電量轉(zhuǎn)讓交易,采用雙邊協(xié)商方式,按月組織,交易價(jià)格為代發(fā)、代用絕對(duì)價(jià)格,標(biāo)的物為當(dāng)月月度合同電量(不含標(biāo)的為周的交易)。其中出讓的分月、分日、分時(shí)電量不允許超過原合同分解曲線。
月度代購合同電量轉(zhuǎn)讓交易:僅開展發(fā)電合同電量轉(zhuǎn)讓交易,采用雙邊協(xié)商方式,按月組織,交易價(jià)格為代發(fā)絕對(duì)價(jià)格,標(biāo)的物為當(dāng)月月度代購合同電量(含電網(wǎng)企業(yè)年度代理購電交易分月計(jì)劃電量)。月度代購合同電量轉(zhuǎn)讓交易須按原合同分解曲線轉(zhuǎn)讓。
周市場電量直接交易:采用掛牌交易方式,具備條件后,可采用滾動(dòng)撮合交易的方式開展。每周一次,如遇節(jié)假日,根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行調(diào)整,標(biāo)的物原則上為次周周一至周日新增用電量,當(dāng)剩余標(biāo)的日不足一周時(shí),可與前序周合并開展交易。若計(jì)量不具備條件,則每月開展一次月內(nèi)交易,于每月下旬組織,標(biāo)的物為電力用戶當(dāng)月新增外購電量。
(五)交易結(jié)算
1.結(jié)算原則。
交易結(jié)算及市場損益分配按交易單元開展。不滿足按交易單元計(jì)量條件的發(fā)電企業(yè),可按照總上網(wǎng)電量結(jié)合交易單元發(fā)電量比例,或以調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)采集計(jì)算的交易單元電量比例擬合分配形成。
零售結(jié)算按照廣西電力市場零售結(jié)算管理辦法執(zhí)行,未建立代理關(guān)系的零售用戶按批發(fā)交易用戶結(jié)算原則開展結(jié)算及統(tǒng)計(jì)。
組織開展周交易時(shí),發(fā)電企業(yè)和批發(fā)交易用戶的周交易負(fù)偏差電量按周計(jì)算,按相應(yīng)市場主體月度偏差結(jié)算價(jià)格結(jié)算。在月度結(jié)算臨時(shí)結(jié)果發(fā)布前,周結(jié)算臨時(shí)結(jié)果暫不出具負(fù)偏差電量的結(jié)算價(jià)格。
滿足交易條件,但未注冊參與市場化交易的風(fēng)電、光伏等發(fā)電企業(yè),不再設(shè)置等效利用小時(shí)數(shù),當(dāng)月上網(wǎng)電量認(rèn)定為自身原因造成的超發(fā)電量;新投產(chǎn)的,給予三個(gè)月過渡期,從第四個(gè)自然月起,其當(dāng)月上網(wǎng)電量認(rèn)定為自身原因造成的超發(fā)電量。廣西電網(wǎng)根據(jù)發(fā)電企業(yè)交易價(jià)格成本平衡機(jī)制、發(fā)電企業(yè)偏差結(jié)算價(jià)格機(jī)制對(duì)超發(fā)電量進(jìn)行結(jié)算,并作為電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電電量來源。
并網(wǎng)發(fā)電的風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)在交易中心辦理注冊時(shí)可暫不提供電力業(yè)務(wù)許可證,按實(shí)際并網(wǎng)容量注冊并參與市場交易。若未能按規(guī)定時(shí)限要求取得電力業(yè)務(wù)許可證,被要求停止上網(wǎng)發(fā)電的,暫停后續(xù)交易資格。暫停期間,已成交電量可出讓或繼續(xù)執(zhí)行。
在廣西電網(wǎng)第三監(jiān)管周期輸配電價(jià)政策實(shí)行前,暫按廣西電網(wǎng)第二監(jiān)管周期輸配電價(jià)執(zhí)行,其中參與市場交易的10千伏工商業(yè)用戶延續(xù)執(zhí)行平衡價(jià)格,具體價(jià)格參照《自治區(qū)工業(yè)和信息化廳關(guān)于調(diào)整2022年電力市場交易實(shí)施方案有關(guān)事項(xiàng)的通知》(桂工信運(yùn)行〔2022〕777號(hào))執(zhí)行。
2.發(fā)電企業(yè)偏差結(jié)算價(jià)格
根據(jù)發(fā)電交易單元產(chǎn)生電量偏差原因不同,將偏差電量分為非自身原因偏差和自身原因偏差。不同原因產(chǎn)生的偏差電量根據(jù)偏差率不同,分別設(shè)置不同發(fā)電偏差結(jié)算價(jià)格系數(shù)。由廣西中調(diào)會(huì)同交易中心按有關(guān)操作規(guī)范進(jìn)行認(rèn)定,結(jié)果報(bào)政府主管部門和能源監(jiān)管機(jī)構(gòu);對(duì)難以認(rèn)定的情形,由廣西中調(diào)會(huì)同交易中心研究提出處理意見建議,報(bào)政府主管部門和能源監(jiān)管機(jī)構(gòu)審定。未認(rèn)定原因的電量均視為因非自身原因產(chǎn)生。對(duì)于發(fā)電企業(yè)因惡意申報(bào)電量、電價(jià)產(chǎn)生的超額偏差收益,原則上需進(jìn)行回收。
3.批發(fā)交易用戶偏差結(jié)算價(jià)格
批發(fā)用戶交易單元偏差電量根據(jù)偏差率不同,設(shè)置不同用電偏差結(jié)算價(jià)格系數(shù)。
4.電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易偏差結(jié)算價(jià)格
電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易偏差結(jié)算價(jià)格參照批發(fā)交易用戶偏差結(jié)算價(jià)格執(zhí)行。省級(jí)電網(wǎng)非市場電源向市場反向供電電量對(duì)應(yīng)的實(shí)際購電度電成本由省級(jí)電網(wǎng)進(jìn)行測算,當(dāng)出現(xiàn)省級(jí)電網(wǎng)非市場電源向市場反向供電時(shí),省級(jí)電網(wǎng)應(yīng)于次月25日前向交易中心提供當(dāng)月省級(jí)電網(wǎng)非市場電源反向向市場供電的購電成本。
5.其他電網(wǎng)及增量配電網(wǎng)躉售偏差結(jié)算價(jià)格
其他電網(wǎng)負(fù)偏差電量的結(jié)算價(jià)格參照廣西電網(wǎng)現(xiàn)行未代理購電時(shí)居民和農(nóng)業(yè)以及未進(jìn)入市場的工商業(yè)電量對(duì)應(yīng)的平均購電價(jià)現(xiàn)行平均購電成本330.9元/兆瓦時(shí)執(zhí)行;增量配電網(wǎng)負(fù)偏差電量的結(jié)算價(jià)格參照區(qū)內(nèi)風(fēng)電、光伏核定的上網(wǎng)電價(jià)執(zhí)行,即420.7元/兆瓦時(shí)。
(六)市場關(guān)鍵機(jī)制
1.發(fā)電企業(yè)成本平衡機(jī)制
因風(fēng)光、燃煤、核電、燃?xì)獾榷嚯娫催M(jìn)入市場,各自成本不同、上網(wǎng)電價(jià)也不同,為平衡不同類型電源成本差異,在2022年試探的基礎(chǔ)上繼續(xù)建立發(fā)電企業(yè)成本平衡機(jī)制。并對(duì)不用電源類型設(shè)置不同平衡系數(shù),主要是為了平衡各方利益,支持目前經(jīng)營困難的燃煤發(fā)電企業(yè),保障全力能源電力保供和電力可持續(xù)發(fā)展,成本平衡后得到的資金主要是支持電力用戶降低用電成本,少部分的給予燃煤電廠支持。其中,6月30日對(duì)未按時(shí)限要求配置儲(chǔ)能設(shè)施的市場化并網(wǎng)風(fēng)電、光伏項(xiàng)目需向資金池中貢獻(xiàn)更多的資金。
2.峰谷浮動(dòng)價(jià)格機(jī)制
按照廣西峰谷分時(shí)電價(jià)政策峰谷3:1的比例,峰段在平段的基礎(chǔ)上上浮50%,尖峰在峰段的基礎(chǔ)再上浮20%,谷段子平段的基礎(chǔ)上下浮50%。具體執(zhí)行范圍參照價(jià)格主管部門相關(guān)文件要求,如遇調(diào)整按新規(guī)定執(zhí)行。
交易價(jià)格的峰谷浮動(dòng)以廣西燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)(420.7元/兆瓦時(shí))作為基準(zhǔn),峰段上調(diào)價(jià)格為燃煤發(fā)電企業(yè)基準(zhǔn)價(jià)×(1.5-1),即210.35元/兆瓦時(shí),谷段下調(diào)價(jià)格為燃煤發(fā)電企業(yè)基準(zhǔn)價(jià)×(1-0.5),即210.35元/兆瓦時(shí),尖峰上調(diào)價(jià)格=燃煤發(fā)電企業(yè)基準(zhǔn)價(jià)×(1.5×(1+0.2)-1),即336.56元/兆瓦時(shí);電力用戶峰段(尖峰)電量結(jié)算價(jià)格=交易價(jià)格+峰段(尖峰)上調(diào)價(jià)格;電力用戶谷段電量結(jié)算價(jià)格=交易價(jià)格-谷段下調(diào)價(jià)格。
3.市場損益分配機(jī)制
市場損益包括市場用戶側(cè)電量電費(fèi)(含電網(wǎng)企業(yè)代理購電)與市場發(fā)電側(cè)電量電費(fèi)間的差額電費(fèi)(含省級(jí)電網(wǎng)向市場反向供電的對(duì)應(yīng)返還)、發(fā)電企業(yè)執(zhí)行成本平衡機(jī)制產(chǎn)生的盈余、高耗能用戶的市場政策性附加盈余、10千伏工商業(yè)用戶執(zhí)行平衡價(jià)格所需費(fèi)用等。并按照“取之于市場,用之于市場”原則結(jié)合市場主體經(jīng)營情況每月進(jìn)行分配或分?jǐn)偂?023年市場盈余資金主要向用戶側(cè)傾斜,發(fā)電側(cè)重點(diǎn)支持燃煤、燃?xì)獍l(fā)電企業(yè)。
(七)其他
1.遵守市場規(guī)則。各市場主體應(yīng)依法依規(guī)開展2023年電力市場化交易工作,違規(guī)行為按照《南方區(qū)域電力市場監(jiān)管實(shí)施辦法(試行)》(南方監(jiān)能市場〔2021〕156號(hào))處理,失信行為納入廣西電力市場主體信用評(píng)價(jià)。
2.融入南方區(qū)域市場。在落實(shí)省間扶貧電量協(xié)議的基礎(chǔ)上,鼓勵(lì)區(qū)內(nèi)發(fā)電企業(yè)、售電公司(批發(fā)交易用戶)根據(jù)區(qū)內(nèi)供需情況參與省間市場化交易;積極融入南方區(qū)域電力市場,按照區(qū)域市場有關(guān)方案和規(guī)則參與試運(yùn)行。
評(píng)論