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亮点与建议 | 《湖南电力中长期交易规则增补条款(第二次)》解读
发布日期:2019-4-16   点击次数:26

亮点与建议 | 《湖南电力中长期交易规则增补条款(第二次)》解读

湖南省电力中长期交易规则修改增补条款(第二次)(征求意见稿)已公开发布。这是湖南中长期交易规则第二次进行修订。湖南中长期交易规则是全国少数几个选择“月清月结”结算模式的省份之一,结算方式十分复杂,规则经过一年多的实际运行,效果良好。

目前发布的第二次征求意见稿,小编进行了详细的研究,觉得此次增补条款亮点颇多,下面详细的分析及相关建议如下;

亮点一:新增多种交易品种

规则新增了“月内交易、增补交易、增量交易”等交易品种,说明了交易启动的条件,售电公司需求没满足,用户用电大幅增长、可再生能源消纳困难时均找到了解决办法。

亮点二:合同转让全放开

规则允许发电企业在月内可以相互转让合同,同时放开了售电公司、用户之间的合同转让,但同时限制了转让或受让的比例,此条款可以很好的控制售电公司的偏差。

小编觉得为了防止市场买空卖空,适当限制比例无可厚非,但在确保受让合同无法下调套利的前提下发电侧的合同转让比例可以适当放开以满足正常的合同转让需求。由于可再生能源无法预测发电计划,月内合同转让截止时间可以适当推后,可以更好的保护积极进入市场的发电企业的利益。

亮点三:下调补偿分摊和平衡账户清算进一步完善

规则提出了”市场用户少用、非市场用户少用、市场化发电企业多发上网、非市场化发电企业多发上网”等四类导致下调的电量因素,相比原规则可以说是极大的进步。

但在分摊时序上仍由可再生能源多发上网的先承担,为全省兜底,这一点可以说是对可再生能源企业很不公平。小编认为既然规则已经找到导致下调的四类电量因素,应坚持“谁造成、谁负责”的原则。有发电企业少发不一定就全是因为进入市场的可再生能源企业超发造成的,其他不进市场的发电企业不仅不需要进入市场降价,超发电计划时也不用出钱。湖南全社会装机已超过4000万千瓦,要进入市场的700多万可再生能源装机为全省兜底,实在是负担太重,并非长久之计。小编觉得为了推动市场的充分竞争,还是应当尽快推动全省装机(包括外来电)统一清算,营造公平、公正的市场氛围。

亮点四:限制零售用户承担偏差考核比例不得小于50%

限制零售用户偏差考核比例可以避免出现售电公司全承担偏差的乱象,提升用户用电预测的能力,充分发挥偏差考核的引导作用,防止售电公司的恶性竞争。

亮点五:减小售电公司偏差考核负担

规则设度电偏差考核费用上限:正偏差电量度电考核费用不超过月度交易平均价差的1.5倍;负偏差电量度电考核费用不超过月度交易平均价差的3倍,大大减小了售电公司偏差考核的负担。

亮点六:推动电力用户信息公开

规则规定:电网企业应将市场用户的计量监测信息向该电力用户和存在批发零售关系的售电公司开放。原则上每4小时提供实时功率、累计电量等信息。信息的公开将为售电公司预测用户电量计划、为用户提供用能服务提供数据基础,小编很是期待啊!

总的来说,湖南交易规则相比原版本有了极大的改进,亮点颇多。但由于湖南电力市场的特殊情况,想要营造完全公平、公正、公开的市场环境不可能一蹴而就,需要各方市场主体的共同努力。

原文如下:

湖南省电力中长期交易规则修改增补条款(第二次)

(征求意见稿)

第一条交易组织有关条款修改增补以下内容:

(一)年度交易电量可实行总量控制(一般不超过全年市场化用户下网电量预测值的50%);

(二)月度交易可以根据实际需要选择双边协商、集中竞价、挂牌招标等交易方式中的几种或任一种。交易方式及其相应交易规模和时序安排可以根据实际情况合理调整,具体由交易机构在交易公告中予以明确。

第二条出现以下情形之一时,可在月度交易完成后开展增补交易:

(一)月度交易成交电量不足市场用户当月预测用电量的85%,可在月度交易完成后5个工作日内开展月度增补交易;

(二)经交易运营机构和监管机构、电力主管部门认定,月中预测市场用户用电量比月初预测值超出20%及以上时,原则上在交易月度25日前开展增补交易;

(三)无约束成交结果未通过安全校核,交易电量被削减或部分被削减,可在月度交易完成后5个工作日内对被削减电量开展月度增补交易;

(四)电力主管部门与监管机构认为应当启动增补交易的其它情形。

第三条出现下列情形之一时,经电力主管部门与监管机构认定,可启动月内交易:

(一)供需两侧市场主体主动申请;

(二)丰水期等特殊时期确需扩大可再生能源电能消纳能力;

(三)预测市场用户月度用电量将出现10%及以上的异常增长;

(三)电力主管部门与监管机构认为应当启动补充交易的其它情形。

月内交易有周期以周、多日为主,最长不超过15天,原则上不跨月。月内交易周期内暂停其月度交易电量执行或分别申报曲线,从而实现该周期内实现单列的计量、偏差考核和结算等;月内交易电量不纳入月度交易电量,有关交易方式及交易结算、考核、分摊参照月度交易机制执行。参与月内交易的市场主体必须达到必备条件,分别申报发用电曲线;具体由交易实施细则明确。

第四条满足以下情形之一时,可组织有关市场主体开展增量交易:

(一)电力供给能力富余,需要刺激需求,促进产能充分利用;

(二)可再生能源消纳困难,可能出现弃电。

增量的定义由电力交易机构在交易实施细则或交易方案中明确。增量交易可以按照上述第二条作为月度增补交易的方式开展,纳入月度交易范畴,也可参照上述第三条以月内交易的方式开展。

增量交易主要由发电企业与用户企业直接交易。经政府价格主管部门批准,电网企业可作为输配电主体参与交易,并实行增量输配电价,从而促进交易达成和实现。

增量交易可采取双边协商和挂牌交易的方式开展交易,其中挂牌交易可根据实际情况由发电企业或用户企业分别挂牌招标。

第五条合同转让有关规则修改增补以下内容:

(一)市场化发电企业(包括可再生能源发电企业)之间可在月内开展当月合同电量转让交易,转让交易时间截止于每月20日;受让的当月合同电量计入该发电企业当月月度交易电量;

(二)电力用户之间、售电公司之间以及售电公司与电力用户之间可在每月26日前开展当月合同电量转让交易;

(三)转让电量占转让方当月购(售)电量的比重原则上不超过20%;

(四)可能出现下调的市场化发电企业原则上不能再受让电量;

(五)受让电量占受让方当月购电量的比重原则上不能超过30%;

(六)合同转让应通过调度机构的安全校核。

第六条月度平衡上下调机制有关规则修改增补以下内容:

(一)可再生能源企业不参加上调预招标交易,按照相关法规全额消纳上网,按交易规则结算;

(二)可再生能源企业参与月前挂牌下调预招标交易。发生下调时,下调电量按规则认定和补偿;

(三)发电企业出现下调时,按其下调补偿报价予以补偿;如其无下调补偿报价按强制下调价格予以补偿。发电侧下调补偿费用纳入月度平衡市场机制清算,不足部分在发电侧按规则进行分摊;

(四)上下调预招标交易价格、强制上下调交易价格可根据成本监测和市场运营状况实行限价;其中,上调报价价差原则上不低于月度交易平均价差,可再生能源下调报价及强制下调价格应单列明确(单列限价时不实行此前相关规则内容);

(五)交易机构确定各可再生能源发电企业的月度计划发电量和上网电量;相关办法由交易机构在月度交易实施细则中明确。

第七条月度平衡市场机制有关费用清算和平衡账户管理相关规则增补修订以下内容:

(一)由发电侧合同电量下调造成的交易价差资金缺额(含下调补偿),扣除可再生能源发电企业超发电量承担部分外,全部纳入月度平衡账户清算;

(二)发电侧上调报价产生的价差资金溢余直接纳入平衡账户清算;

(三)售电公司及用户正偏差电量(+5%及以内部分)产生的价差资金缺额,纳入平衡账户清算;用户超过+5%以上的正偏差电量不享受交易价差,售电公司与用户之间的交易合同应对此明确约定;

(四)售电公司及用户负偏差电量产生的价差资金溢余直接纳入平衡账户清算;

(五)可再生能源企业超发造成发电侧净下调(各类下调电量减去上调电量之差大于零)时,首先核算其造成的净下调电量总额和下调补偿金额(净下调电量与下调补偿均价之积),再进行平衡账户清算。当下调电量大于等于可再生能源超发电量时,可再生能源企业补偿总额为超发电量与下调补偿均价之积,相关企业按各自超发电量承担上述下调补偿金额;当下调电量小于可再生能源超发电量时,可再生能源企业补偿总额为下调电量与下调补偿均价之积,由相关可再生能源企业按超发电量占比分摊。具体由实施细则明确。

(六)平衡账户清算有盈余时,可以按合同电量占比返还发电市场主体,也可以转存平衡账户,用于后续月度清算或电力市场技术支持系统建设维护开支;平衡账户清算亏空时,交易机构在对比实际与计划的基础上核算四类电量,即市场用户少用、非市场用户少用、市场化发电企业(不含可再生能源)多发上网、非市场化发电企业多发上网电量四类电量总量。现阶段,市场化发电企业(不含可再生能源)超发电量以其在四类电量总量中的占比分摊清算亏空(单位电量承担的分摊额度不超过下调补偿均价,若可再生能源单位超发电量分摊低于此处分摊额度部分应追补),剩余亏空金额全部由发电侧市场主体按当月发电上网电量(扣除已参与分摊的超发电量或上调电量)在总上网电量中的占比分摊。分摊负担过重时,可以使用平衡账户结余。非市场用户和非市场化发电企业适时纳入偏差考核范畴或承担分摊,考核或分摊办法另行制订。

(七)月度清算时,因分摊造成的上网电量结算电价降价额度应设上限,原则上不超过当月下调补偿均价。

(八)月度清算可以与当月发电侧电费结算一并进行,也可以单独进行,原则上在后续2个月以内完成。

第八条售电市场规则有关条款修改增补以下内容:

(一)零售用户应当参与月度偏差电量考核,且须承担偏差考核费用的50%及以上,避免平衡机制功能弱化或失效;

(二)发电企业与与其关联售电公司发生交易均属于关联交易。关联交易应当遵循公平合规、诚实信用的原则,不得对非关联售电公司排斥和歧视。拒绝交易、捂量惜售、价差压制等行为,均为交易歧视。相关规定具体由实施细则明确。

(三)任何一个售电公司的月度交易交易电量在当月月度交易电量总量中占比不允许超过15%;任何一个售电公司及其关联售电公司的月度交易交易电量在当月月度交易电量总量中占比允许超过20%;

(四)禁止售电公司以不正当竞争或操纵串联的方式争取零售用户或排挤压制对手。不正当竞争行为和操纵串联行为认定指引办法另行制定;

(五)交易机构对售电不正当竞争行为应予警告,责令改正,并记入诚信档案,及时报电力主管部门和监管机构。

第九条售电侧月度偏差考核有关条款修改增补以下内容:

(一)售电侧月度偏差考核设±3%的豁免区间,并设度电偏差考核费用上限:正偏差电量度电考核费用不超过月度交易平均价差的1.5倍;负偏差电量度电考核费用不超过月度交易平均价差的3倍,K2取值范围为0.1-1.5;

(二)月度交易平均价差由交易机构根据月度交易结果及时计算公布。

第十条为进一步改进完善电力市场,推动电力平衡供需响应,电网企业应将市场用户的计量监测信息向该电力用户和存在批发零售关系的售电公司开放。原则上每4小时提供实时功率、累计电量等信息。根据市场建设进程及实际需要,按规定以更短的周期开放提供相关信息。

第十一条售电公司、电力用户和电网企业应就售电交易与输配电服务、结算与支付等问题签订三方协议。三方协议应符合推荐格式规范,采用电子格式,实行网上签订。电网企业和交易机构负责开发、维护、运营包括相关功能的系统平台,提供优质服务,提高交易效率。

第十二条市场主体必须依法依规、诚实守信地参与交易和执行交易结果。交易机构应建立市场主体征信档案;市场主体发生违规行为且受到处罚包括被监管机构责令整改的,应记入其征信档案。

第十三条为促进湖南电力市场健康有序发展,防范交易欠费风险,建立售电公司履约保函制度。根据售电公司交易规模和交易情况,确定其履约保函额度,具体由交易实施细则另行明确。

第十四条在现行月度平衡机制下,月度交易的安全校核以交易前限额控制为主,调度机构在月度交易结果的基础上通过上下调机制来实现系统平衡需要。

第十五条本规则由国家能源局湖南监管办会同省发改委、省能源局按职责分工负责解释。此前规则与本次规则修改增补条款不一致的,按本次规则修改增补条款执行。

第十六条本规则自公布之日起实施。


来源:电力聚焦