《京津冀绿色电力市场化交易规则》.pdf

1 京 津冀绿 色电 力市场 化交 易规则 （试 行） 第 一章 总则 第 一条 为推进京津冀地区可再生能源市场化交易的有序 开展，进一步规范可再生能源市场化交易工作，确保保障性收购 年利用小时数以外的电量能够以市场化的方式实现有效利用，依 据中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见 （中发〔2015〕9号）及其配套文件、 河北省张家口市可再生能 源示范区发展规划 （发改高技〔2015〕1714 号 ）、 可再生能源 发电全额保障性收购管理办法 （发改能源〔2016〕625 号） 、 国 家发展改革委 国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性 收购管理工作的通知 （发改能源〔2016〕1150 号） 、 关于推进 电能替代的指导意见 （发改能源〔2016〕1054 号 ）、 电 力中长 期交易基本规则（暂行） （发改能源〔2016〕2784号 ）、 关 于印 发北方地区清洁供暖价格政策意见的通知 （发改价格〔2017〕 1684 号） 、 关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见 （发 改价格规〔2018〕943 号 ）、 关于积极推进电力市场化交易进一 步完善交易机制的通知 （发改运行〔2018〕1027 号）等相关政 策规定和文件精神，制定本规则。 第 二条 本规则所称绿色电力市场化交易， 主要是指准入的 电力用户与并网可再生能源发电企业，对保障性收购年利用小时 数以外的电量，通过协商、挂牌等市场化方式进行的中长期电量 2 交易。 第 三条 京津冀绿色电力市场化交易应在保障性收购框架 下实施，保障性收购年利用小时数以内的电量按价格主管部门核 定的火电燃煤机组标杆上网电价全额结算，保障性收购年利用小 时数以外的电量应参与绿色电力交易并以市场交易价格结算，国 家和相关补贴仍按相关规定执行。 第 四条 京津冀绿色电力交易应按照京津冀地区电网统筹 优化和京津唐电网电力电量统一平衡的要求，在国家发展改革委、 国家能源局的指导下， 坚持安全第一原则， 坚持市场化交易原则， 促进京津冀可再生能源一体化消纳。 第 五条 京津冀绿色电力交易开展初期采用封闭运行模式， 待市场平稳运行后，与京津唐电力中长期交易统一组织开展。 第 六条 京津冀绿色电力市场化交易由北京电力交易中心 牵头会同首都电力交易中心、天津电力交易中心、冀北电力交易 中心及河北电力交易中心按照分工开展交易。 第 七条 本规则适用于京津冀地区绿色电力市场化交易工 作，分布式可再生能源与配电网内电力用户的市场化交易机制， 按照有关规则执行。 第 八条 本规则是京津唐电网电力中长期交易暂行规则 的组成部分，试行成熟后，纳入京津唐电网电力中长期交易暂 行规则执行。 第 二章 市 场成员 3 第 九条 参与京津冀绿色电力市场化交易的市场成员包括 市场主体、市场运营机构和电网企业。市场主体包括接入北京、 天津、冀北电网的可再生能源发电企业，北京、天津、冀北及雄 安符合准入条件的电力用户和京津冀地区的售电公司。市场运营 机构包括电力交易机构和电力调度机构。 第 十条 电力用户的权利和义务 （一）按规定进入或退出绿色电力交易市场，签订和履行入 市协议； （二）按规定参与市场交易或由电网企业、售电公司代理交 易，履行交易结果； （三）保证交易电量用于申报范围内的生产自用，按规定支 付购电费、输配电费、政府性基金及附加等； （四）服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况 下按调度机构要求安排用电； （五）遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定； （六）承担交易电量偏差责任，接受相应考核； （七）其他政策法规所赋予的权利和义务。 第 十一条 可再生能源发电企业的权利和义务 （一） 按规定进入绿色电力交易市场， 签订和履行入市协议； （二）获得公平的输电服务和电网接入服务； （三）按规则参与电力市场交易，签订和履行市场化交易形 成的购售电合同； 4 （四）对超出保障性收购年利用小时数以外的电量，需通过 市场竞争的方式获得发电权； （五）做好可再生能源功率预测预报工作，确保市场化交易 电量预测准确性； （六）结合历史数据及风资源情况，自愿选择是否参与绿色 电力市场化交易，自行承担市场风险； （七）执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度； （八）按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务 等相关信息； （九）其他政策法规所赋予的权利和义务。 第 十二条 售电公司的权利和义务 （一）按规定进入或退出绿色电力交易市场，签订和履行入 市协议； （二）按照相关规定代理电力用户开展绿色电力市场化交易； （三）承担保密义务，不得泄露用户信息； （四）遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定； （五）其他政策法规所赋予的权利和义务。 第 十三条 电网企业的权利和义务 （一）保障输配电设施的安全稳定运行； （二）为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务； （三）负责建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统； （四）根据需要代理电力用户参与绿色电力市场化交易； 5 （五）向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电 服务； （六）按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及 附加等； （七）按规定披露和提供信息； （八）其他政策法规所赋予的权利和义务。 第 十四条 电力交易机构的权利和义务 （一）负责京津冀绿色电力交易的组织实施，发布交易结果； （二）负责绿色电力交易平台建设与运维； （三）负责市场主体注册管理； （四）负责提供电力交易结算依据及相关服务； （五）监测和分析市场运行情况； （六）参与拟订交易规则，配合政府相关部门和能源监管机 构对交易规则进行分析评估，提出修改建议； （七）按规定披露和发布相关信息； （八）经国家能源局华北监管局授权在特定情况下干预市场； （九）其他政策法规所赋予的权利和义务。 第 十五条 电力调度机构的权利和义务 （一）负责绿色电力交易的安全校核； （二）按照调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确 保电网安全； （三）向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合 6 电力交易机构履行市场运营职能； （四）合理安排电网运行方式，保障可再生能源企业优先发 电； （五）按规定披露和提供电网运行的相关信息； （六）其他政策法规所赋予的权利和义务。 第 三章 市 场准入 及退出 第 十六条 参与绿色电力市场化交易的电力用户为电采暖 用户、冬奥会场馆设施、电能替代用户和高新技术企业用户，电 力用户类型界定按照地方政府电力管理部门制定的细则执行。 电力用户可自主参与交易或由售电公司以“分表计量、集中 打包”的方式代理开展交易。其中，电采暖用户可由电网企业代 理，冬奥会场馆设施由北京冬奥组委委托属地省级电网企业代理 参与绿色电力交易。 市场开展初期电采暖用户范围原则上仅限张家口地区。 第 十七条 电力用户准入条件 进入市场用户应符合国家产业政策，满足绿色发展要求，有 利于京津冀地区产业布局、结构调整和优化升级。地方政府电力 管理部门结合市场规模和准入条件，以鼓励电采暖用户、冬奥会 场馆设施、电能替代用户和高新技术企业参与交易的原则，出台 辖区内电力用户的具体准入细则，实施准入管理。 第 十八条 可再生能源发电企业准入条件 （一）按照风电、太阳能等可再生能源开发利用规划建设、 7 依法取得电力业务许可证（发电类） ； （二）接入电网、已并网运行的可再生能源发电项目； （三）符合相关并网技术标准。 第 十九条 售电公司的准入条件及管理办法依照 售电公司 准入与退出管理办法 （发改能源〔2016〕2120 号）文件要求， 由地方政府电力管理部门另行制定。 第 二十条 进入绿色电力市场化交易的电力用户应保持相 对稳定，不得随意退出市场。 第 二十一 条 发生以下情况，电力用户、可再生能源发电 企业应退出绿色电力交易市场 （一）企业经营范围发生变化，不符合绿色电力交易市场准 入条件的； （二）违反国家电力或环保政策并受到处罚的； （三）发生不可抗力，严重影响企业的生产、经营活动的； （四）拖欠直接交易及其他电费一个月以上的； （五）依法被撤销、解散，依法宣告倒闭、破产、歇业的； （六）其他特殊原因。 第 二十二 条 对于不履行市场义务的市场主体，相关管理 部门将责令其退出市场并公示。市场主体进入市场后退出的，原 则上 3年内不得参与电力市场交易，并由地方政府电力管理部门 向社会公示。市场主体退出市场应按有关规定承担相应违约责任。 第 四章 交 易周期 和方式 8 第 二十三 条 现阶段主要以年度和月度为周期开展市场化 交易，绿色电力交易可采用双边协商和挂牌方式进行。 第 二十四 条 电采暖用户及国家发展改革委、国家能源局 相关文件明确的张家口地区相关行业高新技术企业纳入挂牌交 易。电能替代用户、高新技术企业纳入双边协商交易。 第 二十五 条 所有准入的电力用户原则上需全电量参与市 场化交易，其全部用电量按市场规则进行结算，不再执行目录电 价。 第 二十六 条 可再生能源发电企业之间，可以自主进行年 度和月度的交易合同电量转让（发电权） 。售电公司之间及电力 用户之间，暂不开展交易合同电量转让。 第 二十七 条 合同电量转让（发电权）交易价格为合同电 量的出让或者买入价格，由双方协商确定。合同电量转让交易不 影响出让方原有合同的价格和结算，京津唐电网网内合同电量转 让不额外收取输电费和网损。 第 二十八 条 双边交易价格为发电侧价格，挂牌交易价格 为代理用户的省级电力公司或售电公司提出的挂牌交易发电侧 价格。用户侧购电价格由交易价格、国家价格主管部门批复的输 配电价、政府性基金及附加组成。如遇国家调整电价，则按照规 定进行相应调整。 第 二十九 条 绿色电力市场化交易输配电价按照国家有关 部门的批复执行。发电企业交易结算电量按用户侧实际用电量计 9 算。 第 三十条 直接参与交易和通过电网企业或售电公司代理 参与交易的峰谷电价电力用户，继续执行峰谷电价，直接交易电 价为平段电价， 按现行时段划分及浮动幅度分别计算峰、 谷电价。 当地政府价格主管部门有相关规定的，按照规定执行。 第 三十一 条 电网公司代理用户参与交易的，其购电价格 与政府定价的正负偏差，均由电网公司承担。 第 五章 交 易组织 第 三十二 条 市场开展初期，每年11月 1 日前由河北省发 展改革委根据冀北地区可再生能源规划建设、并网运行实际情况 测算次年可再生能源保障性收购年利用小时数（发电量口径） ， 并由河北省发展改革委上报国家能源局批准，确定次年京津唐电 网可再生能源保障性收购年利用小时数。待北京、天津可再生能 源发电企业参与市场化交易后，京津唐电网可再生能源保障性收 购年利用小时数由三地政府相关部门测算并协商一致后上报国 家能源局批准。 国家发展改革委、国家能源局相关文件明确的张家口地区风 电企业保障性收购年利用小时数以上的电量原则上应全部纳入 京津冀绿色电力市场化交易。 第 三十三 条 电力交易机构依据京津唐电网当年各月份可 再生能源发电情况（11、12 月可采用预测数据） ，将次年保障性 收购年利用小时数进行月度分解，并依此生成可再生能源发电企 10 业月度保障性电量，可再生能源包括风电和光伏，月度分解分别 计算。 （一）第 i个月保障性收购利用小时数计算公式如下 第 i个月保障性收购利用小时数 （京津唐电网当年第 i个月 可再生能源发电量/京津唐电网当年可再生能源总发电量）次 年保障性收购年利用小时数 （二）可再生能源发电企业第 i 个月保障性收购电量计算公 式如下 可再生能源发电企业第 i个月保障性收购电量次年第 i个月 保障性收购利用小时数可再生能源发电企业装机容量 第 三十四 条 每年 11 月 20 日前，电力交易机构会同电力 调度机构将次年保障性收购年利用小时数月度分解结果和可再 生能源发电企业月度保障性电量在交易平台予以发布。年中投产 的可再生能源发电企业保障性收购年利用小时数按照其投产后 剩余月份计算确定。 第 三十五 条 国家能源局华北监管局于每年 11 月 25 日前 确定次年绿色电力市场供需比。电力交易机构会同电力调度机构 根据次年可再生能源发电量预测和保障性收购年利用小时数月 度分解结果，按照确定的供需比，于每年 11月 28 日前确定参与 绿色电力交易的用户次年年度交易电量总规模、张家口电采暖用 户采暖季预期用电规模和冬奥会场馆设施的预期用电规模。绿色 电力市场供需比暂定为 1.2，后续根据市场运行情况每年进行调 11 整。 第 三十六 条 北京电力交易中心于每年 11 月 30 日前将扣 除张家口电采暖和冬奥会场馆设施用电量后的用户次年年度交 易电量规模，按规则分配至北京、天津、冀北和冀南，作为各地 交易电量规模上限。在冀北交易电量规模内，对张家口地区的电 能替代用户和高新技术企业给予一定倾斜，具体由河北省政府相 关部门确定。 第 i 个地区的交易电量规模上限 W·P i/ ∑P i ，其中 W 为 用户年度交易电量规模，P i 为 i 地区上一采暖季的平均低谷负荷 （调度口径） 。初期以雄安（保定）用电负荷为基础依据，测算 冀南交易电量规模上限。 条件成熟后，过渡为根据上个月的平均低谷负荷、当月预计 增加的低谷负荷、虚报上月增量给予的惩罚容量等因素，按月确 定各地参与交易的用户电量规模。 第 三十七 条 在各类交易开始前，电力调度机构应当按照 规定及时提供关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行 相关信息。 第 三十八 条 每年12月初北京电力交易中心会同各省 （市） 交易机构开展绿色电力年度双边交易。市场主体达成的次年年度 双边交易意向，应于12月 20日前通过交易平台提交电力交易机 构。年度交易意向应提供月度分解电量。 第 三十九 条 每月原则上15日开展月度挂牌交易。代理用 12 户的电网公司或售电公司，可通过交易平台提出挂牌交易申请， 包括交易电量和交易发电侧价格。可再生能源发电企业自主申报 认购，按照时间先后顺序形成交易意向。 第 四十条 每月原则上16日（12月除外）开展月度双边交 易，可再生能源发电企业将其与电能替代用户、高新技术企业、 售电公司达成的次月双边交易意向，通过交易平台提交电力交易 机构。 第 四十一 条 每月原则上17日（12月除外）开展年度双边 交易的次月及后续月份合同电量转让交易，交易标的为已通过安 全校核并签订合同的交易电量。交易双方通过交易平台提交电力 交易机构。 第 四十二 条 每月20日前由北京电力交易中心负责将各类 交易意向提交华北电力调控分中心进行安全校核。华北电力调控 分中心会同相关电力调度机构开展安全校核并在3个工作日内返 回安全校核结果。 第 四十三 条 北京电力交易中心应于安全校核结果返回当 日向市场主体发布通过安全校核的交易结果。 第 四十四 条 参与交易的可再生能源发电企业，以项目期 次为报价单元参与交易（以电力交易平台结算单元为准） ，以同 一调度名称场站的注册企业为单元进行结算。 第 四十五 条 为合理确定参与交易的可再生能源发电企业 中标电量，可对参与报价的项目期次申报发电能力设置上限，并 13 定期调整。 第 四十六 条 市场主体如对交易结果有异议，应在结果发 布 1 个工作日内向交易机构提出异议，由电力交易机构会同电力 调度机构及时给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的， 应在结果发布1个工作日内通过技术支持系统返回成交确认信息， 逾期不返回视为无意见。 第 六章 安 全校核 第 四十七 条 京津冀绿色电力交易的安全校核由华北电力 调控分中心统一组织，各级电力调度机构按照调度范围及职责界 面协同开展工作。 第 四十八 条 安全校核应在规定的期限内完成。安全校核 未通过时，华北电力调控分中心须出具书面解释，由北京电力交 易中心予以公布，并报国家能源局华北监管局备案。 第 四十九 条 安全校核未通过时，双边协商交易、集中挂 牌交易和合同电量转让交易由电力交易机构按时间优先、等比例 原则进行削减。 第 七章 交 易执行 第 五十条 电力调度机构应优先安排参与市场交易的可再 生能源发电企业发电，保证交易结果的执行。 14 第 五十一 条 当电网网架存在断面约束时，该断面下可再 生能源发电指标应在满足参与交易可再生能源发电企业发电需 求后，剩余发电指标在未参与交易的可再生能源发电企业中按照 装机容量分配。 第 五十二 条 当京津唐电网调峰受限时，电力调度机构应 最大限度保证参与交易的可再生能源发电企业发电。可再生能源 发电指标在满足参与交易的可再生能源发电企业发电需要后，将 剩余发电指标按照装机容量在未参与市场交易的可再生能源发 电企业间进行分配。 第 五十三 条 在发生断面约束和电网调峰受限时优先保障 光伏扶贫电站及特许权风电场发电。 第 八章 计 量与结 算 第一节 电能计量 第 五十四 条 交易电量按照电力用户、可再生能源发电企 业与电网企业签订的供用电合同 购售电合同所约定的计 量点进行计量。电能计量装置的设置、定期校验、异常处理等技 术管理要求，按照电力用户、可再生能源发电企业与电网企业签 订的供用电合同 购售电合同的约定执行。 第 五十五 条 可再生能源发电企业和电力用户原则上均按 照自然月份计量上网电量和用电量，不具备条件的可按购售电 合同 供用电合同约定，暂保持现有抄表计量方式不变。 第 五十六 条 市场主体通过电力交易平台接收电量电费结 15 算凭证，应及时进行核对确认，如有异议应在 1个工作日内通知 电力交易机构，逾期视同没有异议。如因交易平台无法正常访问 导致市场主体无法按期核对结算凭证的，可按电力交易机构出具 的结算依据进行结算，存在异议的电量电费经核实确认后可在下 月一并追退。 第二节 电费结算 第 五十七 条 电力交易机构负责向市场主体出具结算依据， 由电网企业组织电费结算，相关市场主体维持现有结算关系不变。 第 五十八 条 电力交易机构根据月度保障性收购小时数 （发电量口径）和装机容量，并计及厂用电等因素后合理确定月 度保障性收购上网电量。厂用电率按照上一年度京津唐统调可再 生能源总发电量和总上网电量计算，风电、光伏发电分别统计。 第 五十九 条 可再生能源发电企业月度保障性收购小时数 以内的电量按火电标杆上网电价优先结算，超出保障性收购小时 数以外的电量均视作市场化交易电量进行结算，年终统一清算。 结算次序如下 （一）月度保障性收购电量； （二）电采暖、冬奥会场馆设施交易电量； （三）其他交易电量； （四）未参与绿色电力交易的超发电量。 第 六十条 若可再生能源发电企业当月实际上网电量少于 其月度保障性收购电量与交易合同电量之和，不足部分按当月相 16 应价格滚动至次月优先执行。电力用户或售电公司当月按交易价 格和交易合同电量结算。 第 六十一 条 若可再生能源发电企业当月实际上网电量超 过其月度保障性收购电量与交易合同电量之和，超出部分电量按 京津唐电网上一年度双边协商交易电厂侧最低价格结算。 第 六十二 条 自愿参与市场交易的可再生能源发电企业， 未达到保障性收购年利用小时数的，缺额电量不予补偿。 第 六十三 条 参与市场化交易的可再生能源发电企业，免 除其电采暖交易电量调峰服务费用的分摊。 第 六十四 条 绿色电力市场化交易电量在用户侧只结算电 量电费，基本电费按相关规定结算。用户全部电量纳入功率因数 考核，考核标准按现行规定执行。 第 六十五 条 可再生能源发电企业未参与绿色电力交易的 超发电量在年终统一进行清算，此部分电量结算造成的差额收益 主要返还至所有参与绿色电力交易的可再生能源发电企业，剩余 部分可分配给送出可再生能源的电网企业，用于补偿其在可再生 能源接网工程的投资。差额收益在可再生能源发电企业和电网企 业间的分配比例按年确定。参与绿色电力交易的可再生能源发电 企业获得的返还费用按照如下公式计算。 第 i个可再生能源发电企业获得返还费用计算公式为 R 返还 𝑖 𝛼 𝑚 1 𝑖 𝑚 2 𝑖 𝛼 𝑚 1 𝑚 2 𝐹 收益其中， R 返还 𝑖 为第 i个可再生能源发电企业获得返还费用， 𝐹 收益 17 为可再生能源发电企业所获得的总收益， 𝑚 1 𝑖 为第 i个可再生能源 发电企业参与电采暖挂牌交易总电量， 𝑚 2 𝑖 为第 i个可再生能源发 电企业参与双边交易总电量， 𝑚 1 为电采暖挂牌交易总电量， 𝑚 2 为 双边交易总电量。 𝛼 为调节系数,暂定为 2，后续根据市场运行情 况由监管机构适时调整。 第 九章 电 量偏差 处理与 考核 第 六十六 条 绿色电力市场年度双边交易的月度分解电量 计划，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可以于 每月 20 日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整要求，通 过交易平台上报电力交易机构，经安全校核后执行。 第 六十七 条 电采暖市场化交易结算电量，按用户侧实际 用电量计算。电采暖用户侧实际用电量低于当月交易合同电量时， 发电侧交易结算电量等比例调减；电采暖用户侧实际用电量超出 当月交易合同电量时，发电侧次月交易电量等比例调增，调增部 分电量次月按电采暖交易成交价格优先执行。 第 六十八 条 电能替代用户和高新技术企业的月度实际用 电量超出当月交易合同电量，交易合同电量按交易电价结算，超 出部分电量参照目录电价进行结算。 第 六十九 条 电能替代用户和高新技术企业因自身原因造 成月度实际用电量低于其当月交易合同电量的偏差在 5（含，下 同）以内时，免予考核，交易按交易电价和实际用电量结算。偏 差超过 5时，超出部分电量视为市场化偏差考核电量，向当月参 18 与交易的可再生能源发电企业按实际上网电量比例支付市场化 偏差考核电费，市场化偏差考核电费计算公式如下 市场化偏差考核电费市场化偏差考核电量京津唐电网火 电年度双边协商交易发电侧加权平均成交价格20。 第 十章 附则 第 七十条 本规则根据市场运行情况及时修订。 第 七十一 条 本规则由国家能源局华北监管局负责解释。 第 七十二 条 本规则自印发之日起施行，原京津唐电网 冀北 （张家口可再生能源示范区） 可再生能源市场化交易规则 （试 行） 同时废止。