最火江苏省电力改革路线图深度剖析

江苏省电力改革路线图深度剖析

准入条件：参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事的经济实体。符合国家与省有关准入也是高份子材料的发展机遇条件，并在电力交易机构完成注册、办理数字安全证书，方可获准参与市场交易。内部核算的发电企业(电企业保留的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授权，可以参与相应电力交易。

发电企业市场准入条件： (一) 应取得电力业务许可证(发电类)。仅开展基数电量合同转让交易的发电企业，可直接在电力交易机构注册; (二) 符合国家产业政策，环保设施正常投运且达到环保标准要求; (三) 并自备电厂参与市场化交易，须公平承担发电企业社会、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费; (四) 省外以“点对”专线输电方式向江苏省送电的燃煤发电企业，可视同省内电厂(机组)参与江苏电力交易。省外符合要求的其他类型机组，按本规则相关要求参与江苏电力交易也就是说。

电力用户市场准入条件： (一) 符合国家和地方产业政策及节能环保要求，落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与; (二) 拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费; (三) 符合电接入规范，满足电安全技术要求; (四) 微电用户应满足微电接入系统的条件; (五) 满足江苏省售电侧改革试点方案的其他要求。

售电企业市场准入条件： 按照国家规定和江苏省售电侧改革试点方案相关要求执行。

独立辅助服务提供者的市场准入条件：(一) 具有辅助服务能力的独立辅助服务提供者，经电力调度机构进行技术测试通过后，方可参与交易; (二) 鼓励电储能设备、需求侧(如可中断负荷)等尝试参与。

退出市场：自愿参与市场交易的电力用户，全部电量进入市场，不得随意退出市场，取消目录电价;符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业(包括保底供电企业)购电;不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。 市场主体在履行完交易合同和交易结算的情况下，可自愿申请退出市场。 市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照电力市场交易规则的规定，向电力交易机构提出变更或撤销注册;经公示后，方可变更或者撤销注册。当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时，经江苏能源监管办核实予以撤销注册，并从市场主体目录中剔除。 市场主体存在违反国家有关法律法规和产业政策规定;严重违反市场规则;发生重大违约行为、恶意扰乱市场秩序、未按违规履行定期披露报告义务、拒绝接受监督检查等情形的，由江苏能源监管办会同江苏电力管理部门勒令整改，或强制其退出市场，同时记入信用评价。 市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力直接交易。退出市场的电力用户须向售电企业购电。当售电公司不能满足该电力用户用电需求时，电企业应履行保底供电义务，其价格暂按照对应目录电价的110%执行;国家如有新的规定，从其执行。 市场主体被强制退出或者自愿退出市场的，按合同约定承担相应违约，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。

二、 交易规则

1. 交易品种

电力市场交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、抽水蓄能电量招标交易、合同电量转让交易、以及辅助服务补偿(交易)机制等。

电力直接交易是指符合准入条件的发电企业与电力用户(含售电公司)经双边协商、平台竞价等方式达成的购售电交易。

跨省跨区交易可以在对应区域交易平台开展，也可以在江苏电力交易平台开展;外省发电企业经点对专线输电江苏的发电机组(含对专线输电但明确配套发电机组的情况)视同为江苏省内发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入江苏电力电量平衡，并按本省要求参与电力市场。

抽水蓄能电量招标交易是指按国家规定，为分摊租赁制抽水蓄能电站发电侧核定比例的租赁电费，在全省发电机组中招标的电量交易。

合同电量转让交易是指发电企业之间、售电公司之间、电力用户之间，就存量合同开展的电量相互转让交易。主要包括基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易。

2. 交易电价

方式;暂未单独核定输配电价的，以及已核定输配电价但未覆盖电压等级的电力用户，可采取电购销差价不变的方式。相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。

跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行;双边协商交易价格按照双方合同约定执行;集中竞价交易按照统一出清价格或高低匹配价格确定;挂牌交易以挂牌价格确定。

集中竞价采用统一出清的,按照“价格优先、容量优先、时间优先”的原则确定成交。以买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格确定，或者根据最后一个交易匹配对双方价格的算术平不过是提供了1些没有价值的无用功罢了均值确定市场边际成交价，作为全部成交电量价格统一出清。

集中竞价采用高低匹配出清的，按照“价格优先”的原则，对发电企业申报价格由低到高排序，电力用户申报价格由高到低排序，依次配对直到匹配电量达到公布的集中竞价交易规模或者一方可成交的电量全部匹配完，成交价为配对双方价格的算术平均值。

跨省跨区交易的受电落地价格由成交价格(送电价格)、输电价格(费用)和输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或者另外收取;未明确的，暂按前三年同电压等级线路的输电损耗水平，报国家发展改革委、国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，经协商一致，也可以由卖方或者买卖双方共同承担。跨省跨区交易输电费用及损按照实际计量的物理量结算。

合同电量转让交易价格为合同电量的出让或者买入价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和损。跨省跨区合同转让应当按潮流实际情况考虑输电费和损。

参与直接交易的峰谷电价电力用户，可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。

采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。

双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价设置上限;参与直接交易机组发电能力明显大于用电需求时，可对报价设置下限。

3. 交易合同

根据确定的跨省跨区优先发电(含年度以上优先发电合同)，相关电力企业在每年年度双边协商交易开始前协商签订次年度交易合同(含补充协议)，约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等，纳入我省优先发电计划，并优先安排输电通道。

电力市场合同(协议)类型主要包括以下类型：

1. 发电企业与电公司签订购售电合同;

2. 直接交易的发电企业、电力用户(含售电公司)与电输电方签订直接交易三方合同;

3. 抽水蓄能电量招标合同;

4. 合同电量转让合同(协议);

5. 售电企业与代理的用户签订的交易合同;

6. 电企业与售电公司及其代理的电力用户三方签订保底供用电协议(含输电服务);

7. 电企业与非市场化电力用户的供用电协议。

发电企业与电公司签订购售电合同由中长期基数购售电合同和当年度协议组成。中长期基数购售电合同有效期五年，约定发电企业并计量点、电费支付等基础性条款;当年度协议明确当年的基数电量、电价和分月电量安排。

其中，对于执行全额保障性收购的风电、光伏发电企业，以中长期购售电合同为主，年度电量只做预估，不再约定具体数值。

非市场化的电力用户与电公司签订供用电协议，明确计量、用电类型和电费支付等事项。

直接交易合同、抽水电量招标合同、合同电量转让协议，在执行示范文本的基础上，实行电子化管理。合同数据以电力交易机构的技术支持系统为准。如市场主体有明确用途需要纸质合同，另行签订。

市场化交易的各类中标通知书，具备纸质合同同等效力。

4. 偏差考核交易情况(±3%)

在市场化电量占全社会用电量比例不超过30%的情况下，可以采取滚动调整方式处理合同偏差。发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整，用户侧合同约定的年度合同可以滚动调整分月电量。同时，对当月负荷预测导致的发电企业优先发电和基数电量合同执行不平衡的，可以在月度内按照互保协议，以合同电量转让方式进行。

在市场化电量占全社会用电量比例超过30%的情况下，中长期合同执行偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理(优先发电、基数电量合同优先结算)。

在执行月度偏差电量预挂牌交易的方式下，电力调度机构应严格执行预挂牌确定的机组调用顺序。每月最后7日，电力调度机构根据各机组整体合同完成率，判断当月基本电力供需形势。当电力需求超出预期时(月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时)，基于预挂牌确定的机组排序，满足电安全约束的前提下，优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组按合同电量安排发电计划;当电力需求低于预期时(月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时)，优先安排补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。

在执行月度偏差电量预挂牌交易的方式下，月度上下调电量当月结清，不跨月滚动。上调电量不占用机组优先发电、基数电量和市场化交易合同，下调电量按照机组月度集中竞价交易电量、月度双边协商电量、年度双边协商交易分月电量、基数电量分月计划、优先发电分月计划的顺序依次扣减。

电力用户：在市场化电量占全社会用电量比重不超过30%时，与发电企业直接交易的电力用户，其本月实际用电量与合同分月计划电量(含合同电量转让互抵)允许偏差范围为±3%。在允许偏差范围以内，按照实际用电量结算;低于偏差下限，仍按照实际用电量结算，但需计入电力用户违约并扣减发电企业合同对应部分的结算电量;高于偏差上限，按照合同分月计划电量(含合同电量转让互抵)的103%结算，超过部分的电量，按照电力用户目录电价的110%结算。当月少用电量，可以滚动至下月执行。

在市场化电量占全社会用电量比重超过30%时，按照月度偏差电量预挂牌的方式进行：

(一)市场电力用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权平均价结算总合同电量，超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价或当月市场交易的最高成交价结算)。

(二)非市场电力用户(含优先购电电力用户，下同)按实际用电量和目录电价结算。

1.非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量时，2%以内的超用电量免于支付偏差考核费用;2%以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用。

2.非市场电力用户的总用电量小于优先发电电量和基数电量时，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按下调电量补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价或当月市场交易的最高成交价的10%支付偏差考核费用)。

3.非市场电力用户用电偏差导致的偏差考核费用由电企业承担，电企业也可以委托电力调度机构通过对非统调电厂等造成的偏差进行计量，按分摊部分偏差考核费用。偏差计量、划分和费用分摊办法由电企业另行制定，报江苏能源监管办和江苏电力管理部门同意后实施。

(三)对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价或当月市场交易的最高成交价结算);每日各时段的累计少用电量，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用)。

售电公司： 在市场化电量占全社会用电量比重不超过30%时，对于与发电企业直接交易的售电公司，其本月各用户实际用电量累加值与合同分月计划电量(含合同电量转让互抵)偏差按照±3%为允许偏差范围。在允许偏差范围以内，按照实际用电量累加值结算;低于偏差下限，仍按照实际用电量累加值结算，但需计入售电公司违约并扣减发电企业合同对应部分的结算电量;高于偏差上限，按照合同分月计划电量(含合同电量转让互抵)的103%结算，超过部分电量，按照110%的电力用户目录电价(该笔合同中电力用户对应的最高目录电价)结算。

当月少用电量，可以滚动至下月执行。

在市场化电量占全社会用电量比重超过30%时，参照按照月度偏差电量预挂牌的方式进行。

发电企业：

1. 当发电企业欠发、用户超用时，按照发电企业可结算电量结算，电力用户由此超用电量按照目录电价110%结算，但发电企业只承担自身欠发部分的违约赔偿。

2. 当发电企业与用户同时欠发、欠用，且发电企业可结算电量低于用户用电量，则按照发电企业的可结算电量结算，电力用户由此超用电量按照目录电价110%结算，但发电企业只承担自身欠发超出用户少用部分的违约赔偿。

3. 当发电企业与用户同时欠发、欠用，且电力用户的实际用电量低于发电企业可结算电量，则按照电力用户的实际用电量，发电企业由此超发电量按照目录电价90%结算，但电力用户只承担自身少用超出发电企业欠发部分的违约赔偿。

上述条款中，对于售电公司与发电企业直接签订的合同，售电公司视同为电力用户，需要承担违约。售电公司与其内部代理用户的结算由售电公司出具结算依据，报电力交易机构汇总统计。

在市场化电量占全社会用电量比重超过30%时

(一) 机组实际上电量小于其月度优先发电和基数电量时，按政府批复的上电价结算实际上电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%或标杆上电价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

(二) 机组实际上电量大于其月度优先发电和基数电量但小于月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按其所签订的市场合同加权平均价结算剩余电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%或标杆上电价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

(三) 机组实际上电量大于其月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价或当月市场交易合同中最低电价结算。

(四) 机组提供上调服务(或下调服务)导致的增发电量(或减发电量)，均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。

(五) 全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易最低成交价或当月市场交易合同中最低电价结算;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿。

三、 交易情况

2017年2月24日，共有27家发电企业和178家电力用户参与集中竞价交易申报，发电企业总申报电量30.76亿千瓦时;电力用户总申报电量33.38亿千瓦时。

经过集中竞价，共成交电量25亿千瓦时，成交价差-26元/兆瓦时;发电企业边际机组报价-42元/兆瓦时，边际用户报价-10元/兆瓦时。

2017年4月24日,共有25家发电企业和311家电力用户参与集中竞价交易申报,发电企业总申报电量43亿干瓦时;电力用户总申报电量46.038亿千瓦时。

经过集中竟价,共成交电量39亿干瓦时,成交价差-24.5元/兆瓦时。发电企业边际机组报价-46元/兆瓦时,边际用户报价-3元/兆瓦时。

2017年6月26日，共27家发电企业和324家电力用户参与集中竞价申报，发电企业总申报电量49.05千瓦时;电力用户总申报电量53.47亿千瓦时。成交45亿千瓦时，成交价差-18元兆瓦时。

四、 售电公司注册公示情况

截止2017年8月3日，注册售电公司508家。