陕西2021新能源发电企业参与市场化交易实施细则-索比光伏网

日前，陕西电力交易中心发布关于公开征求《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施细则》意见的公告，称2021年1月20日，陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局印发了《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》(陕发改运行〔2021〕111号，以下简称《方案》)，该《方案》的出台有利于进一步促进陕西新能源消纳，提高我省跨省区电力外送市场竞争力，实现省内重点项目“绿电”供给，探索新能源清洁供暖。按照《方案》的相关要求，陕西电力交易中心有限公司编制了《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施细则(征求意见稿)》(附件1)，该细则于2021年3月3日向陕西省电力市场管理委员会成员单位书面征求意见并通过，经陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局批准，现向各市场主体公开征求意见。

其中提到：

依法取得核准和备案文件，按照风电、光伏等新能源开发利用规划建设，已并网运行且取得或豁免电力业务许可证(发电类)的国网陕西省电力公司、陕西省地方电力(集团)有限公司调管的集中式风电、光伏发电企业。

省内“绿电”交易涉及到并入陕西地方电网调管的集中式风电、光伏发电企业，只能与并入相同地市区域地方电网的电力用户开展交易。

具体公告详见附件。

附件1：

陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施细则

(征求意见稿)

第一章总则

第一条为推进陕西新能源市场化交易的有序开展，进一步规范陕西新能源市场化交易工作，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、《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)、《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889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)、《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》(陕发改运行〔2021〕111号)等相关政策规定和文件精神，制定本细则。

第二条本细则所称新能源市场化交易，是指新能源发电企业与购入省电网、新能源发电企业与购入的电力用户通过双边协商、集中竞价、挂牌等市场化方式进行的中长期电量交易。

第三条按照规定的新能源保障利用小时数，超出部分鼓励参与市场化交易。保障利用小时数以内的电量按照政府批复的价格水平或者价格机制进行结算。

第四条本细则适用于并入陕西电网的集中式新能源发电企业参与市场化交易，分布式新能源发电企业市场化交易按照国家相关政策要求另行制定规则。

第五条本细则适用于2021年组织的新能源市场化交易。

第二章市场主体的准入与退出

第六条参与陕西省2021年新能源电力市场化交易的市场主体包括新能源发电企业、电力用户、售电公司、电网企业、配售电企业。

第七条新能源发电企业的准入

(一)依法取得核准和备案文件，按照风电、光伏等新能源开发利用规划建设，已并网运行且取得或豁免电力业务许可证(发电类)的国网陕西省电力公司、陕西省地方电力(集团)有限公司调管的集中式风电、光伏发电企业;

(二)已在陕西电力交易平台完成市场主体注册;

(三)光伏领跑者基地项目、光伏扶贫项目、风电光伏发电平价上网项目和低价上网项目，遵照国家能源局《关于公布2017年光伏发电领跑基地名单及落实有关要求的通知》(国能发新能〔2017〕76号)、国家能源局国务院扶贫办《关于印发<光伏扶贫电站管理办法>的通知》(国能发新能〔2018〕29号)、国家发展改革委国家能源局《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能源〔2019〕19号)等文件要求，可不参与市场化交易;

上述可不参与市场化交易的项目，须在陕西电力交易平台申请政策类型认定并提交证明材料，经交易中心审核后，纳入可不参与市场的新能源发电项目主体目录。

第八条电力用户的准入

(一)符合《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》(陕发改运行〔2021〕111号)要求及其它获得政府相关部门同意的电力用户;

(二)无违规用电、拖欠电费等情况;

(三)已在陕西电力交易平台完成市场主体注册。

第九条售电公司的准入

(一)符合国家有关规定及地方政府相关管理办法要求的准入条件;

(二)已在陕西电力交易平台完成市场主体注册、公示无异议的并已递交履约保函。

第十条发生以下情况，新能源发电企业、售电公司、电力用户应退出交易市场。退出市场前，市场主体应妥善处理全部合同义务，并承担相应违约责任：

(一)因国家政策、市场规则发生重大调整或企业自身经营范围发生变化，导致原有市场主体不符合新能源市场化交易准入条件的;

(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)依法被撤销、解散，依法宣告倒闭、破产、歇业的;

(五)其他特殊原因。

第三章交易周期和方式

第十一条2021年以多年、年度和多月为周期开展新能源市场化交易，主要采用双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。

第十二条市场化交易成交价格为发电侧价格。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，则按照相关规定执行。

第十三条参与省内“绿电”交易的峰谷电价电力用户，继续执行峰谷电价，按现行结算规则结算。

第四章交易组织

第十四条新能源发电企业按照2021年发电情况预测及规定的保障利用小时数，合理测算可参与市场化交易的电量、选择交易品种参与交易。电力用户按需申报市场化交易电量。

第十五条跨省区外送交易

(一)跨省区外送交易由陕西电力交易中心根据北京电力交易中心发布的相关交易信息，按照约定的交易要素组织新能源发电企业在北京电力交易平台进行申报操作，由北京电力交易中心完成出清，成交电量、电价由北京电力交易中心发布;

(二)已参与2021年1-12月陕西送江苏年度省间外送交易的新能源发电企业，根据陕西省2021年新能源保障利用小时数，预测全年可参与市场化交易的电量，结合已签订的送江苏合同电量，安排后续参与市场化交易的电量规模。

第十六条省内“绿电”交易

参与2021年省内“绿电”交易的电力用户有：“十四运”及“残特奥会”赛事场馆、“煤改电”电采暖用户、汇集接入陕西智慧车联网平台的充电设施。省内“绿电”交易根据陕西电力交易中心发布的交易公告均在陕西电力交易平台上组织。

(一)“十四运”、“残特奥会”场馆“绿电”交易预计组织时间为2021年4月，成交结果执行时间预计为2021年7月1日-10月31日(以最终发布的交易公告为准)，交易电量规模为“十四运”、“残特奥会”赛事场馆赛季前后的预测用电量，一次性组织完成;

国网陕西省电力公司、陕西省地方电力(集团)有限公司要高度关注“十四运”、“残特奥会”场馆设施的建设及投运情况，及时向陕西电力交易中心提供最新场馆设施清单及用电量预测。

(二)煤改电用户电采暖交易预计组织时间为2021年3月，交易周期为多年，电量合同采用“长签”，成交结果执行时间为2021年2月1日-2024年3月31日内的采暖季(即当年11月1日至次年3月31日)，交易电量规模为相关电力用户在2021-2024年采暖季的预测用电量。本次“长签”交易合同电量执行完毕后若仍存在需求电量缺口，再行组织补充交易;

国网陕西省电力公司、陕西省地方电力(集团)有限公司会同关中各市区发展改革部门核对散煤治理在线平台电力用户对应用电信息，做好参与交易的“煤改电”用户名单确定和电量规模测算工作，确保交易按期有序组织。

(三)陕西智慧车联网平台“绿电”交易依据陕西省发展和改革委员会《关于支持陕西智慧车联网平台参与绿电交易的函》(陕发改能电力函〔2021〕123号)，汇集接入陕西智慧车联网平台的充电设施与新能源发电企业开展“绿电”交易，预计组织时间为2021年2月下旬，成交结果执行时间为2021年1月1日-12月31日，交易电量规模为已接入陕西智慧车联网平台的相关充电设施预测用电量，一次性组织完成。

(四)以上省内“绿电”交易涉及到并入陕西地方电网调管的集中式风电、光伏发电企业，只能与并入相同地市区域地方电网的电力用户开展交易。

第十七条新能源发电企业已签订的市场化交易合同按照《陕西电力市场合同电量转让交易实施细则(试行)》(陕发改运行〔2020〕959号)可参与合同电量转让交易。

第五章交易执行

第十八条在月度计划编制时，新能源发电企业每月20日前向陕西电力交易中心申报次月预测发电总量，并明确次月保障利用小时数电量及各类市场化交易电量，陕西电力交易中心据此安排相关新能源发电企业的月度发电计划。

在计划执行时，若新能源发电企业实际上网电量大于月度计划时，差额电量按照保障利用小时数电量结算，市场化交易电量按计划结算;若新能源发电企业实际上网电量小于月度计划时，保障利用小时数电量按计划结算，差额电量滚动至后续月份执行。在保障利用小时数电量达到《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》(陕发改运行〔2021〕111号)规定的年度保障利用小时数后，不再结算保障利用小时数电量。跨省区外送交易合同电量不参与计划滚动调整。

第十九条为消除用户侧电量合同在执行中存在的预测偏差，陕西电力交易平台于每月1-10日开放省内“绿电”交易用户侧合同电量调整功能，电力用户可调整次月及后续月份合同电量，作为电力用户月度结算依据。

第二十条国网陕西省电力公司、陕西省地方电力(集团)有限公司调度机构负责做好市场交易计划执行，确保电网安全稳定运行。

第六章计量与结算

第二十一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、新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。

电网企业应当按照电力市场结算要求定期抄录发电企业(机组)和电力用户电能计量装置数据，并将计量数据提交电力交易机构。对计量数据存在疑义时，由具有相应资质的电能计量检测机构确认并出具报告，由电力交易机构组织相关市场成员协商解决。

第二十二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。

第二十三条电力交易机构根据年度保障利用小时数(发电量口径)和装机容量，并计及厂用电率等因素后确定其年度保障利用小时数上网电量。

新能源发电企业的厂用电率按照各厂上一年度总发电量和总上网电量计算，由调度机构计算并提供。

第二十四条新能源发电企业的市场化电量按照对应的合同电价进行结算，保障利用小时数以外且无市场化交易合同的电量(视为超发电量)按照当年新能源发电企业外送平均价下浮10%结算，补贴按照国家相关规定执行。超发电量产生的差额资金的清算按照《陕西发电企业超发欠发电量期末清算细则》规定的原则执行。

第二十五条以上交易涉及到并入陕西地方电网的、并入国网陕西电网且非省调调管的新能源发电企业在交易计划执行过程中出现的差额电量同样执行《陕西发电企业超发欠发电量期末清算细则》，产生的各类清算费用与并入国网陕西电网的省调调管新能源发电企业分别计算、分别返还或分摊。

第二十六条新能源发电企业先结算保障利用小时数电量，再结算市场化交易电量。清算时，保障利用小时数电量结算上限为规定的保障利用小时数对应的电量，超出部分签订市场化交易合同的按合同电价结算，无市场化交易合同的视为超发电量。

第二十七条新能源发电企业市场化交易合同电量按照先跨省区外送合同再省内“绿电”交易合同的顺序进行结算。