12月1日，陜西發(fā)改委印發(fā)《陜西省2023年電力中長期市場化交易實施方案》。其中提到，燃煤發(fā)電上網電量全部參與市場化交易。鼓勵新能源發(fā)電參與市場交易，原則上除優(yōu)先發(fā)電之外的電量全部進入市場，通過市場化方式進行消納，新能源市場化方案另行印發(fā)。燃煤發(fā)電與新能源發(fā)電之間暫不開展合同電量轉讓交易。
結合陜西電網現有峰平谷時段劃分及新能源發(fā)電特性，2023年年度交易暫定按照每日6至8個時段劃分，其中2-6月、9-11月等常規(guī)月份為6個時段，其他月份考慮尖峰負荷因素，1、12月為7個時段，7、8月為8個時段。月度、月內交易時段劃分根據現貨市場運行需要設置，力爭達到24個時段。
陜西省發(fā)展和改革委員會關于印發(fā)
《陜西省2023年電力中長期市場化交易實施方案》的通知
陜發(fā)改運行〔2022〕2137號
各設區(qū)市發(fā)展改革委、韓城市發(fā)展改革委、楊凌示范區(qū)發(fā)展改革局、神木市發(fā)展改革局、府谷縣發(fā)展改革局，國網陜西省電力有限公司，陜西電力交易中心有限公司，有關發(fā)電企業(yè)，電力用戶，售電公司：
為了持續(xù)推進電力市場化改革，充分發(fā)揮市場在資源優(yōu)化配置中的決定性作用和中長期交易“壓艙石”作用，全面落實國家發(fā)展改革委關于電力中長期合同高比例簽約和分時段簽約等工作要求，進一步引導省內各電力市場主體通過簽訂中長期合同，鎖定全年發(fā)用電計劃基本盤，穩(wěn)定價格預期，保障電力供應，服務經濟社會發(fā)展。我委結合陜西電力運行實際，在充分征求有關單位意見后，編制完成《陜西省2023年電力中長期市場化交易實施方案》?，F予以印發(fā)，請遵照執(zhí)行。
陜西省發(fā)展和改革委員會
2022年12月1日
陜西省2023年電力中長期市場化交易實施方案
為深入推進電力市場化建設，貫徹落實《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于印發(fā)<電力中長期交易基本規(guī)則>的通知》（發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號）、《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格規(guī)〔2021〕1439號）、《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于印發(fā)<售電公司管理辦法>的通知》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）、《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2022〕129號）等國家有關文件精神，按照《陜西省電力中長期交易規(guī)則（試行）》（西北監(jiān)能市場〔2020〕10號）、《陜西電力市場電力交易臨時補充規(guī)定》（陜電交易〔2021〕23號）等相關要求，穩(wěn)妥有序做好2023年電力中長期市場化交易工作，制定本實施方案。
一、實施原則
（一）充分發(fā)揮電力中長期市場兜底保障作用。發(fā)揮市場在資源優(yōu)化配置中的決定性作用和中長期交易“壓艙石”作用，規(guī)范有序組織中長期交易，切實落實高比例簽約和分時段簽約。引導省內市場主體通過中長期市場簽約，鎖定全年發(fā)用電計劃基本盤，穩(wěn)定價格預期，確保電價疏導到位，合同履約到位，保障電力供應，更好地服務經濟社會發(fā)展。
（二）持續(xù)完善中長期交易連續(xù)運營體系。按照“年度交易為主，月度、月內交易為輔”的原則，優(yōu)化“年度+月度+月內”交易組織時序，縮短交易周期，加大交易頻次，不斷深化中長期交易連續(xù)運營。
（三）統(tǒng)籌做好與現貨市場的有效銜接。提升交易組織質效，開通零售市場，實現批發(fā)市場與零售市場解耦運行，全面開展中長期分時段帶曲線交易，做好中長期市場與現貨市場有效銜接。
二、市場主體及相關要求
（一）市場主體
1. 電力用戶。符合市場化交易準入條件并在電力交易平臺完成注冊的電力用戶，2021年11月-2022年10月實際用電量500萬千瓦時及以上的電力用戶可直接參與交易，或自主選擇一家售電公司代理參與交易；實際用電量500萬千瓦時以下的電力用戶，只可自主選擇一家售電公司代理參與交易。
2. 發(fā)電企業(yè)。交易組織前投入商業(yè)運營且獲得電力業(yè)務許可證，符合市場化交易準入條件、符合國家環(huán)保排放標準，在陜西電力交易中心完成注冊的發(fā)電企業(yè)。
3. 售電公司。按照《國家發(fā)展改革委國家能源局關于印發(fā)<售電公司管理辦法>的通知》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）要求，在陜西電力交易中心完成注冊并公示無異議的、且已按規(guī)定遞交履約保函（保險）的售電公司。
（二）相關要求
1. 燃煤發(fā)電上網電量全部參與市場化交易。
2. 鼓勵新能源發(fā)電參與市場交易，原則上除優(yōu)先發(fā)電之外的電量全部進入市場，通過市場化方式進行消納，新能源市場化方案另行印發(fā)。
3. 10千伏及以上的工商業(yè)用戶原則上要直接參與市場交易，其他用戶可自愿參與交易。其中，2022年12月31日以前并網的10千伏及以上工商業(yè)用戶，2023年4月及以后的用電量直接通過市場交易購買；2022年12月31日以后并網的10千伏及以上工商業(yè)用戶，自并網運行日起第4個完整月及以后的用電量直接通過市場交易購買。已直接參與市場交易的用戶，無特殊原因不得退出市場。
4. 參與2023年電力市場化交易的市場主體，需在陜西電力交易平臺完成注冊。其中參與年度交易的市場主體需在2022年11月23日前完成注冊。未按要求完成注冊的發(fā)電企業(yè)、電力用戶和售電公司可在注冊完成后參與后續(xù)批次組織的交易。
5. 市場化電力用戶2023年年度中長期合同簽約電量應高于上一年度用電量的80%，并通過后續(xù)月度、月內合同簽訂，保障全年中長期合同簽約電量高于上一年度用電量的90%；燃煤發(fā)電企業(yè)2023年年度中長期合同簽約電量不低于上一年度實際發(fā)電量的80%，月度及以上合同簽約電量不低于上一年度實際發(fā)電量的90%。
三、交易品種及相關要求
（一）交易品種
2023年開展的市場化交易品種有：電力直接交易、合同電量轉讓交易、發(fā)電側上下調預掛牌交易、零售合同回購交易。
1. 電力直接交易。發(fā)電企業(yè)與電力用戶、售電公司通過雙邊協(xié)商、集中交易（掛牌、集中競價、滾動撮合）等市場化方式開展的交易。
2. 合同電量轉讓交易。為減少交易執(zhí)行偏差，相同類型的市場主體間互相轉讓交易合同電量，即發(fā)電企業(yè)與發(fā)電企業(yè)、售電公司（批發(fā)用戶）與售電公司（批發(fā)用戶）之間可以通過雙邊協(xié)商方式開展合同電量轉讓交易。燃煤發(fā)電與新能源發(fā)電之間暫不開展合同電量轉讓交易。
3. 發(fā)電側上下調預掛牌交易。通過發(fā)電側上下調預掛牌交易來調整處理月度發(fā)電計劃與實際上網電量存在的偏差，具有調節(jié)能力的機組按照“報價不報量”方式參與上下調報價。
4. 零售合同回購交易。若零售市場主體預測已簽訂零售合同電量大于實際需求時，可通過雙邊協(xié)商對已經形成的合同進行回購，雙方凈合同電量為原合同電量減去回購電量。
以年度（多月）為周期開展的交易，執(zhí)行期為次年1-12月或者交易月次月至當年12月；以月度為周期開展的交易，執(zhí)行期為次月整月。以月內為周期開展的交易，執(zhí)行期為交易約定起始執(zhí)行日至月底。
（二）相關要求
1. 為適應現貨市場結算要求，實現中長期市場與現貨市場的有效銜接，批發(fā)市場和零售市場分別組織交易，中長期批發(fā)交易分時段申報電量形成分段電力曲線，匯總后形成完整曲線。結合陜西電網現有峰平谷時段劃分及新能源發(fā)電特性，2023年年度交易暫定按照每日6至8個時段劃分，其中2-6月、9-11月等常規(guī)月份為6個時段，其他月份考慮尖峰負荷因素，1、12月為7個時段，7、8月為8個時段。月度、月內交易時段劃分根據現貨市場運行需要設置，力爭達到24個時段。
2. 市場主體可根據自身發(fā)、用電情況，通過電力直接交易（增量）、合同轉讓交易、合同回購交易等調整交易電量和交易曲線。
3. 為保障市場穩(wěn)定，現貨市場結算電量原則上不超過同一周期全部交易電量的10%。
四、交易安排
（一）批發(fā)市場
1. 年度（多月）交易安排
在2022年12月底前組織發(fā)電企業(yè)與售電公司（批發(fā)用戶）開展2023年年度直接交易，根據用戶需要適時開展多月交易。年度（多月）交易合同必須明確分月電量和電力曲線。
2. 月度交易安排
每月集中開展年度合同分月電量調整。合同購售雙方在自主協(xié)商一致、不改變全年交易電量情況下，調整年度（多月）直接交易合同中次月至12月份的分月電量及電力曲線。現貨結算試運行前，經合同各方協(xié)商一致后，調整試結算期間的電量和電力曲線。
每月組織發(fā)電企業(yè)與售電公司（批發(fā)用戶）開展月度集中交易，交易曲線按典型曲線或分段出清形成。
每月在發(fā)電企業(yè)之間、售電公司（批發(fā)用戶）之間組織次月合同電量轉讓交易。
3. 月內交易安排
月內組織發(fā)電企業(yè)與售電公司（批發(fā)用戶）開展掛牌或滾動撮合交易，市場主體根據當月新增交易需求掛牌、摘牌。發(fā)電企業(yè)根據剩余發(fā)電能力掛牌（明確電量、電價、曲線）或者直接摘牌，售電公司（批發(fā)用戶）根據相應剩余購電需求掛牌（明確電量、電價、曲線）或直接摘牌，成交電量納入當月電量統(tǒng)一結算。
現貨市場結算試運行時，按照D日（交易日）申報D+3日至本月底時間內的電量進行連續(xù)滾動交易，其中試結算周期內按日出清交易結果，并將日出清結果納入結算。
月內組織發(fā)電企業(yè)之間、售電公司（批發(fā)用戶）之間開展當月尚未執(zhí)行合同的轉讓交易。
月內組織當月發(fā)電側上下調預掛牌交易，具體要求見《陜西電力市場發(fā)電側上下調預掛牌交易機制及對應結算實施細則（2022年7月修訂版）》。
（二）零售市場
1. 年度（多月）交易安排
在2022年12月底前組織售電公司與零售用戶年度交易。
2. 月度交易安排
零售用戶每月18日前，在與售電公司協(xié)商一致情況下，可通過交易平臺更新零售合同中的次月及后續(xù)月份分月合同電量，總合同電量應保持不變。
3. 月內交易安排
零售用戶當月用電需求如需調整的，在與售電公司協(xié)商一致情況下，每月20日前可通過交易平臺，申請對相關零售合同進行月內合同電量增購或回購。同一次交易中，零售用戶不能同時選擇進行合同電量增購和回購。累計回購交易電量不得超過原分月合同電量。
零售市場交易具體要求按照《陜西省電力零售市場交易細則》執(zhí)行。
以上批發(fā)交易和零售交易均由陜西電力交易中心負責組織，具體交易時間和要求以交易公告為準。
五、價格機制
1. 燃煤發(fā)電企業(yè)在省內電力中長期交易中申報的平段報價按照國家規(guī)定的燃煤基準價±20%的浮動范圍進行限制，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。
2. 參與電力市場化交易的用戶到戶用電價格由市場化交易價格、輸配電價格（含線損、交叉補貼）、政府性基金及附加組成；市場化交易價格中包含脫硫、脫硝、除塵電價和超低排放電價。輸配電價格依據國家發(fā)展改革委核定的標準執(zhí)行，政府性基金及附加按照國家有關規(guī)定執(zhí)行。
3. 市場化交易價格由市場主體通過電力交易平臺形成，第三方不得干預；以雙邊協(xié)商方式形成市場化交易價格后，如因燃料、產品成本變動等原因需調整合同價格的，經購售雙方協(xié)商一致可另行簽訂補充協(xié)議達成新的合同價格，提交至陜西電力交易中心在次月及以后執(zhí)行。
六、計量結算與合同偏差處理
市場化交易采用“照付不議、偏差結算”機制，依據合同分月電量和月度實際發(fā)、用電量進行電能量和偏差結算，月結月清。
所有批發(fā)市場形成的合同電量按照“照付不議”原則進行結算，發(fā)電企業(yè)市場化合同與實際上網電量的偏差電量采用上下調預掛牌機制處理，售電公司（批發(fā)用戶）市場化合同與用戶實際用電量的偏差電量按照《陜西電力市場發(fā)電側上下調預掛牌交易機制及對應結算實施細則（2022年7月修訂版）》和《陜西省電力零售市場交易細則》執(zhí)行。零售用戶結算參照《陜西省電力零售市場交易細則》執(zhí)行。
七、保障措施
1. 省發(fā)展改革委牽頭推進全省電力中長期交易工作，會同西北能源監(jiān)管局對交易組織實施全過程進行監(jiān)督，加強事中、事后監(jiān)管，維持市場正常秩序。
2. 電網企業(yè)、擁有配電網運營權的配售電公司要做好市場化電力用戶的供電服務和電力可靠供應，確保電網運行安全。嚴格落實本方案及相關政策、規(guī)則要求，做好面向用戶的宣貫工作，引導10千伏及以上用戶參與市場化交易，按照《關于進一步明確電力直接交易用戶市場準入條件的通知》（陜發(fā)改運行〔2022〕1376號），核查經營區(qū)內工商業(yè)電力用戶是否符合交易準入條件。
3. 陜西電力交易中心要嚴格按照本方案及相關政策、規(guī)則落實電力市場化改革和中長期合同簽訂相關要求，加快完善交易平臺功能，深化中長期交易連續(xù)運營，提升交易結算質效，做好市場交易信息披露，做好與現貨交易的街接。面向市場主體加強政策方案、交易規(guī)則的宣貫培訓，特別是針對分時段交易、零售市場、偏差結算、新能源市場化交易等內容組織開展專場培訓，確保市場主體“應知盡知”。
4. 各類市場主體要認真學習國家電力市場化改革政策和陜西電力中長期交易方案及相關規(guī)則，積極參加電網企業(yè)及交易機構組織的相關培訓，按照交易公告要求進行交易申報。
5. 在電力體制改革相關政策出現調整或變化時，陜西電力交易中心要依據最新政策，調整后續(xù)電力市場化交易組織。
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