政策解读｜2022年四川电力交易意见的主要变化和重点内容

国家能源局四川监管办公室、四川省经济和信息化厅联合印发了《关于明确2022年四川电力交易意见的通知》（以下简称“交易意见”）。为便于市场主体尽快了解交易意见主要变化和重点内容，特编制本解读，供广大市场主体参考。

一

主要变化

结合市场化改革新要求和省内市场运营实际情况，围绕近期市场供需情况变化，在2021年的基础上，对2022年交易意见进行了适度优化和完善，主要体现在以下四个方面：

1

明确燃煤火电上网电量全额参加市场交易方式。

贯彻落实《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〔2021〕1439号）相关要求，结合省内燃煤火电实际运行情况，优化完善燃煤火电参加市场交易机制，实现燃煤火电上网电量全额参加市场交易。

2

推动非水可再生能源参与市场。

在水电、燃煤火电企业参加市场的基础上，稳步推动风电、光伏发电企业参加市场交易。2022年，符合条件的风电、光伏发电企业均可与水电企业“同台竞争”。

3

调整偏差免考核范围

针对发用两侧偏差免考核范围不对等的情况，调整发用两侧免偏差考核范围，进一步促进发用两侧偏差考核平衡。

4

强化零售市场建设。

按国家发改委1595号文要求，对售电公司合规性管理要求进行调整；建立零售市场月度（月内）调整机制，进一步提升零售市场灵活性。

二重点内容

（一）优化发电侧参加市场方式。

●一是明确了燃煤火电企业采用平台集中的方式参加月度（月内）交易。

●二是取消除水电消纳示范交易品种以外的月度（月内）双边协商电能量增量交易。年度平台集中交易中，常规直购水电部分单独组织交易，战略长协水电部分、丰水期富余电量、电能替代合并组织交易；在月度（月内）平台集中交易中，常规直购水电部分、战略长协水电部分、丰水期富余电量、电能替代合并组织交易。

●三是明确风电、光伏发电企业与全风光高耗能用户直接交易，在年度、月度（月内）交易中均采用双边协商方式；与除全风光高耗能用户以外的电力用户直接交易，在年度、月度（月内）交易中与对应水电方式相同，且采用平台集中方式时与对应水电交易合并组织。

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（二）优化用电侧参加市场方式。

电力用户的常规直购电量部分可将打捆购入的火电电量置换为风电、光伏电量，置换的风电、光伏电量在交易平台自动完成，比例不低于60%。电力用户的常规直购电量部分在选择置换风电、光伏电量的基础上，剩余电量部分除可与水电企业直接交易外，还可与风电、光伏发电企业直接交易。战略长协中的水电部分、丰水期富余电量、电能替代电量部分可与水、风、光企业直接交易。留存电量、水电消纳示范电量部分仅能与水电企业直接交易。

（三）调整市场交易限价

2022年交易限价在2021年的基础上进一步优化。

●一是调整了批发市场丰水期交易价格上下限范围；

●二是增加了零售市场交易价格限价范围，将零售市场与批发市场对应交易类别的限价范围相同。

（四）优化合同转让交易

在发电侧方面：

●一是增加了火电合同转让相关内容。火电合同转让采用双边协商方式，仅组织月度（月内）交易，原则上优先转让必发电量的部分，转让交易价格与原合同价格相同；在运燃煤火电机组不能与水电机组及新能源发电企业之间相互转让合同；燃气机组优先计划电量合同不能实施转让。

●二是明确了水电和风电、光伏发电企业之间可互相转让直接交易合同，转让交易限价范围与水电合同转让交易限价范围相同。

●三是增加了水电企业调减和转出合同电量之和不超过其当月省内市场化合同电量40%的限制。

在用电侧方面：

●一是明确售电公司不可承接未代理的交易品种，但在年度交易中战略长协、丰水期富余电量、电能替代交易品种可互相承接；在月度（月内）交易中除全风光高耗能和水电消纳示范交易以外的常规直购、战略长协、丰水期富余电量、电能替代交易合同均可互相承接。

●二是增加了售电公司参加年度合同转让时，承接的某交易品种合同电量与原持有的该交易品种合同电量之和不应超过该售电公司与零售用户该品种签约总电量。

（五）优化交易组织方式

●一是调整年度批发市场电能量交易方式，按平台集中与双边协商的方式同步组织开展。

●二是调整零售市场年度交易组织时序，与批发市场同步组织。

●三是调整售电公司批零校核方式：常规直购交易品种单独进行校核；代理全风光高耗能用户购入的风电和光伏电量单独校核；战略长协、电能替代、丰水期富余电量等3个交易品种合并校核。

●四是建立零售用户月度（月内）调整机制，允许零售用户在通过基础电量增量交易调增基础电量并约定基础电量增量部分的价格，或调减基础电量并调整原基础电价，但零售用户基础电量调增、调减总次数不超过2次，月月度（月内）仅可调整1次。

●五是优化完善了发电侧的安全校核内容，增加了对风电、光伏发电企业的发电能力校核，放宽了电网阻塞校核中送出受限区域内水电消纳示范合同的限制。

（六）明确非同价区用户参加市场的要求

2022年的意见中，对非同价区用户参加市场的方式进行了明确，主要由以下四个方面：

●一是非同价区地县调直调小水电总上网电量优先保障当地居民农业等保障类用户，用于保障非同价区大工业用户的剩余电量（即保障性小水电电量）合同不可转让。

●二是非同价区大工业用户优先使用当地留存电量指标，不足部分由当地保障性小水电电量补足。

●三是相关市（州）政府会同供电公司确定当地直接参加市场化交易的各大工业用户户号的保障性小水电电量分月计划，在年度交易前推送至四川电力交易中心。

●四是用电侧保障性小水电电量电价按当地所有保障性小水电电量上网均价执行。

（七）调整交易结算与考核方式

发电侧，主要有四方面变化：

●一是调整了直接参加市场交易的发电企业超发结算和欠发考核的免考核计算方式，将免考核范围调整为省内市场化交易合同电量的2%；

●二是调整了水电企业枯水期超发结算价格；

●三是调整了的风电、光伏（扶贫项目及平价上网项目除外）以及燃煤火电企业月度发电计划的形成方式；

●四是明确了火电和风电、光伏（扶贫项目及平价上网项目除外）发电企业上网电量的结算及偏差考核原则。

用电侧，主要有四方面变化：

●一是调整电力用户结算顺序，按留存电量、保障性小水电电量、水电消纳示范、常规直购（或战略长协）的顺序进行结算。

●二是调整了电力用户偏差考核类别，按全风光高耗能、水电消纳示范、其他交易品种（留存电量、常规直购、战略长协、丰水期富余电量、电能替代）3个类别进行结算和偏差考核，保障性小水电电量不计算偏差。

●三是调整了用电侧偏差考核标准，将用电侧市场主体偏差考核阈值调整为2%。

●四是调整了售电公司价差收入计算方式，按全风光高耗能、水电消纳示范、其他交易品种3个类别分别计算价差收入。水电消纳示范分地区纳入价差收入计算，留存电量和保障性小水电电量不纳入价差收入计算。

（八）增加交易相关要求

●一是纳入分时电价政策执行范围的市场化工商业用户中长期交易结算价格按照四川省分时电价相关规定执行峰谷时段浮动，市场主体的合同交易价格为其平段价格。

●二是鼓励售电公司与零售用户采用基于实人认证的电子化合同签约方式完成购售电合同的签约工作，2022年原则上应不低于50%。市场主体未采用基于实人认证的电子化合同签约方式时，仍须签订纸质购售电合同。

●三是明确电力用户按户号进行交易、结算。同一户号不得既与售电公司签订购售电合同，又与发电企业签订购售电合同或由电网公司代理购电。同时要求零售用户选择参加零售市场交易的户号，原则上均应由同一家售电公司代理。

●四是细化了电力用户年度签约电量应在上一年分月实际结算电量85%-115%之间的要求，并明确签约未达到要求的须按向四川电力交易中心提交承诺书。若实际用电量情况与承诺情况不符，将对相关市场主体进行通报、纳入信用评价。

2022年年度交易已然拉开序幕，四川电力交易中心将进一步做好四川电力市场运营工作，为市场主体提供更加优质的市场交易服务工作，和全体市场主体一起共同为全省经济发展做出更大贡献。