浙江省电力市场化交易方案

浙江省电力市场化交易方案的思维导图，分为交易规模、主体类型、交易模式和准入方式、交易电量、保障措施、交易组织、交易价格，一起来看吧！

浙江省电力市场化交易方案

一、交易规模

浙江电力市场化交易规模根据全省工商业用户年度总用电量规模确定，其中，中上期交易电量占比不低于90%，中长期未覆盖的现货交易电量占比不高于10%。

二、主体类型、交易模式和准入方式

1、电力用户

除居民（含居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户，下同）、农业用户外，全省工商业电力用户全部参与电力市场化交易，交易模式分为直接参与市场交易（用户直接向发电企业或售电公司购电）、兜底售电公司兜底购电和 电网企业代理购电 （间接参与）。

1-10 千伏及以上用电电压等级的工商业用户原则上要直接参与市场交易。35kV 及以上用电电压等级的工商业用户可以自 主选择参与电力批发交易或由售电公司代理参与电力零售交易。

不满1千伏用电电压等级的工商业用户和暂无法直接参与市场交易的1-10 千伏及以上用电电压等级工商业用户可间接参与市场交易。鼓励不满1千伏用电电压等级的工商业用户直接参与市场交易。

2、发电企业

省内发电企业

符合国家基本建设审批程序并取得电力业务许可证 （发电类）的省统调燃煤、燃气、核电、水电等各类发电企业，非统调燃煤发电企业，无补贴的风电和光伏发电企业，储能电站 （参与方式另行明确）。

省外发电企业

未纳入保障性电源或执行保量竞价优先发电的省外来电发电企业 （主体）。包括跨省跨区水电（溪洛渡）、中核集团秦山核电公司（二期、三期、方家山）、宁夏来电、皖电东送等省外来电。

3、售电公司

在浙江电力交易中心完成市场注册公示并取得交易资格的售电公司可参与市场交易。被取消交易资格或列入信用黑名单的售电公司不得参与市场交易。

省内开展增量配电业务改革试点的增量配网企业，在浙江电力交易中心完成售电公司注册后，可参与市场交易。

兜底售电公司每年确定一次，具体数量由政府主管部门确定，原则上所有售电公司均可申请成为兜底售电公司，政府主管部门选取其中经营稳定、信用良好、资金储备充足、人员技术实力强的主体成为兜底售电公司，并向市场主体公布。原兜底售电公司可继续开展兜底售电业务。

三、交易电量

1、电力用户及售电公司

110 千伏及以上用电电压等级的工商业用户应参与电力现货市场交易，原则上其中长期交易电量不低于上一年度用电量的 90%。

年度交易电量原则上不低于上一年度用电量的80%，其余交易电量通过月度 （月内）交易或 （和）现货交易实现。

鼓励售电公司结合实际代理工商业用户参与现货市场交易，中长期未覆盖的现货交易电量比例不高于代理用户上一年度用电量的10%。

2、发电企业

省内发电企业

煤电：省统调煤电全年市场化交易电量暂按2600 亿千瓦时确定 （根据年用电增长适时调整）。非统调燃煤发电企业市场化交易电量暂按150 亿千瓦时确定。

核电：中核集团秦山一期全年市场化交易电量占其年发电量的50%。三门核电全年市场化电量占其年发电量的10%。

风电光伏：无补贴的风电和光伏发电参与绿电交易，鼓励有补贴的风电和光伏发电企业 （综合补贴和绿电交易价格等因素）与电力用户自主协商参与绿电交易。交易电量全部为中长期 交易电量。

省外发电企业

六、保障措施

1、发挥市场统筹功能

2、加强交易组织协调

3、确保信息公开透明

4、完善交易监管体系

电网企业、电力交易机构要按月开展交易、结算、偏差考核、分摊分享费用、合同履约等的统计分析，跟踪发电企业、售电企业、电力用户（含兜底、代理购电） 各类交易结算电量、电费，存在异常高价 （差）、低价，或者交易电量、电费明显超出（低于）合理水平的，应当详细分析原因；对于前期市场运行中存在的问题，应当持续监测，仍然存在异常的，做好记录、评估，提出优化建议；要分析分摊分享费用构成明细及依据情况。

五、交易组织

1、注册绑定

发电企业、批发市场用户签订入市承诺书，并按照要求在交易平台办理入市注册或信息变更相关手续。

售电公司，签订入市承诺书，向浙江电力交易中心递交申请资料和相关证明材料，按相关规定在交易平台办理注册手续。

零售用户与售电公司通过在交易平台签订零售合同进行绑定，零售合同原则上采用电子合同签订，具体参照 《浙江省电力零售市场管理办法》执行，初期可视情况设置过渡期同时采用 电子合同和纸质合同。

注册备案及发布。

市场 主体 需按 照相 关要求在 浙江 电力交易平 台 （https://zjpx.com.cn ）完成注册。

2、中长期交易

电力批发交易

年度双边协商交易

批发市场用户、售电公司等市场主体与发电企业在规定时间内通过电力交易平台提交年度双边协商交易意向协议。年度双边协商交易电价、电量按照尖峰、高峰和低谷时段按月分别确定。

年度挂牌交易

年度挂牌交易。根据年度双边协商交易情况，组织开展年度挂牌交易，批发市场用户、售电公司等市场主体与发电企业 在规定时间内通过电力交易平台提交挂牌意向并由平台成交。

月度（月内）交易

根据年度双边协商交易和年度挂牌交易情况，适时组织开展月度双边协商交易、月度集中竞价和月度 （月内）挂牌交易。

绿色电力交易

持续扩大绿电交易范围。推动平价风电和光伏发电参与绿电交易，鼓励非平价的风电和光伏发电企业综合补贴和绿电交易价格等因素，供需双方自主协商参与绿电交易。

电力零售交易

售电公司与零售用户签订购售电合同，分 别约定尖峰、高峰和低谷时段的分时价格。

电网企业与代理购电用户签订代理购电合同。

合同签订

交易结算

批发市场结算由浙江电力交易中心根据批发市场合同、中标电量、偏差考核等情况，出具结算依据，各市场主体根据结算依据分别与电网企业进行电费结算。

零售用户电费结算由电网企业根据交易平台传递的合同及绑定关系、零售套餐、绿电量价等信息及抄表电量，计算零售交易电费，经售电公司确认后，叠加输配电费、政府性基金及附加等费用后，形成零售用户结算总电费，出具零售用户电费账单。售电公司在批发市场的应付费用和零售市场的应收费用两笔资金分别记账、结算。

安全校核

3、核电参与市场化交易安排

4、能源价格回顾机制

5、现货市场交易和辅助服务交易

6、交易时间安排

四、交易价格

1、直接交易价格

2、代理购电价格

1．直接参与交易的工商业用户用电价格由直接交易价格（含辅助服务费用、成本补偿等）、输配电价 （含线损和交叉补贴，下同）和政府性基金及附加组成。 2.电网企业代理购电用户用电价格由代理购电交易价格 （含平均上网电价、辅助服务费用、代理购电用户分摊费用或分享收益折价等）、分电压等级输配电价 （含线损及交叉补贴，下同）、政府性基金及附加等组成。代理购电价格按照 《省发展改革委关于转发<国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知>的通知》（浙发改价格 〔2021〕406 号）执行，按照浙发改价格 〔2021〕377 号规定的时段和浮动比例形成 分时结算价格。 3.已直接参与市场交易改由电网企业代理购电的用户，其购电价格按电网企业代理其它用户购电价格的1.5倍。高耗能企业、拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，其购电价格按电网企业代理其它用户购电价格的1.5倍。 4．对电压等级不满1千伏的小微企业和个体工商业用电实 行阶段性优惠政策，不分摊天然气发电容量电费等费用。现货市场运行时，不参与成本补偿分摊，辅助服务费用在电能量费用中作等额扣除。 5．燃煤发电市场交易价格执行“基准价+上下浮动”市场价格机制，上下浮动范围不超过20%，当燃煤发电企业月度结算均价超过燃煤基准价上浮20%时，按燃煤基准价上浮20%进行结算。其中发电企业与售电公司、批发用户的单笔双边协商交易加权平 均价格上下浮动不得超过20%，单笔挂牌交易价格上下限按照年度交易工作通知执行。高耗能企业市场交易电价不受20%限制。电力现货价格不受20%限制。 6．天然气发电容量电费暂由全体工商业用户（不含电压等级不满1千伏的工商业用户）分摊。综合省内产业结构升级、能源双控、支持中小企业发展和规范高耗能企业用电管理等政策要求，可分类确定分摊费用比例。 7. 市场化直接交易价格由市场主体通过交易平台形成，如有其 他原因造成交易双方损益，由交易双方协商另行签订补充协议确定。