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四川省电力体制改革综合试点方案

2016-09-08 10:20
瑾年Invader
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  (二)电力交易市场化改革试点。

  1.完善电力市场化交易机制。规范和明确市场主体准入标准。按照接入电压等级、节能减排水平、产业政策等条件确定并公布可参加电力市场直接交易的发电企业、售电企业和电力用户准入标准。鼓励符合条件的发电企业、售电企业和电力用户参与市场交易。建立电力市场主体注册制度。有意参加电力交易的发电企业、售电企业和用户须在省级电力交易平台注册后,方能通过交易平台开展直接交易,省政府定期公布注册的市场主体目录,并对目录实施动态监管。分阶段有序推进我省电力市场建设。电力市场建设初期(2020年前)主要任务是,制定电力市场运营和交易规则,建立电力市场交易技术支持系统,规范和完善中长期电能量交易,推动建立偏差电量调整交易机制,初步建立用户参与的辅助服务补偿新机制,完善跨区跨省交易机制,建立促进可再生能源消纳的市场机制,以及有效的市场监管、风险防控机制和市场信用体系,初步建立较为完善的电力市场。电力市场建设中期(2024年前)主要任务是,加快现货市场建设,推动建立以中长期差价合同管理市场风险、全电量集中竞价的现货市场发现价格的电力市场模式,扩大资源优化配置范围,丰富市场交易品种,开展电能量现货交易、日前辅助服务交易、长期备用容量等交易,探索零售市场竞争和电力期货、期权等金融衍生品交易。电力市场建设后期(2024年及以后)主要任务是,建立开放的市场框架,进一步实现与其他省、区域电力市场的融合。建立健全有效的电力市场安全校核、紧急事故处理和市场干预机制,确保电力交易与供应安全。

  完善电力市场辅助服务交易机制。结合电力市场建设进程,开展中长期市场辅助服务交易和现货市场辅助服务交易。中长期辅助服务交易以招投标方式为主,采用价格优先的原则,由调度机构根据系统安全运行需要购买无功和黑启动等服务;现货市场调频、备用和启机等辅助服务由调度机构按价格优先的市场机制购买,由购电主体承担。完善跨省跨区电力交易机制。推动与其他电力市场和交易平台的对接融合,积极推进我省电力市场向区域电力市场、省级电力交易中心向区域交易中心转变。加大外送通道建设,积极争取增加跨省跨区送受电的国家计划,通过省际或区域间整体协商方式积极支持我省水电等清洁能源外送,跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电,其他跨省跨区送受电参与电力市场交易,鼓励省内发电企业、电力用户、售电主体等以中长期交易为主,通过竞争参与跨省跨区送受电。

  2.组建相对独立的电力交易机构。组建股份制四川电力交易中心,对现有的交易中心进行股份制改造。将原由电网企业承担的电力交易业务与其他业务分离,实行独立核算。引入具有电力市场设计、电子化集中交易等方面经验和能力的第三方参与交易机构的建设。建立健全电力交易机构的信息发布制度,实时公布电网信息、通道信息和交易信息。电力交易机构主要负责电力交易平台的建设、运营和管理,市场交易的组织,汇总市场主体自主签订的双边合同,提供结算依据及相关服务,市场主体注册管理及交易信息的披露发布。

    交易机构按照章程履行自律自治管理职责,其日常运作不受市场主体干预,接受电力市场管理委员会监管和社会监督。在交易机构注册的发电企业、电网企业、售电主体和电力用户同时成为电力交易市场主体。交易机构通过向市场主体收取交易服务费的方式维持日常运作。搭建电力交易平台。按照国家有关技术标准,建设我省电力交易平台。全省统一的电力交易平台搭建完成前,在已开展大用户直购电试点基础上,鼓励和引导市场主体间开展直接交易,自行协商签订交易合同。

    全省统一的电力交易平台搭建完成后,积极引导市场主体依托平台参与挂牌交易和集中竞价交易,支持年度优先电能量合同、市场合同电量依托平台开展交易。组建电力市场管理委员会。由在电力交易机构注册的电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等按类别派代表组建电力市场管理委员会,负责研究讨论电力交易机构的章程、交易和运营规则,协调电力市场相关事宜。电力市场管理委员会实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制,四川能源监管办、省发展改革委、省经济和信息化委、省能源局派员参加市场管理委员会有关会议,电力市场管理委员会审议结果经审定后执行,四川能源监管办、省发展改革委、省经济和信息化委、省能源局可行使否决权,并根据职能职责分工履行电力监管职责,加强对电力交易和电力调度执行市场规则情况的监管。科学界定电力交易机构和电力调度机构的职能职责。

    电力交易机构主要负责市场主体注册管理、组织实施电力市场交易、编制交易计划,提供结算依据,根据市场规则确定的激励和约束机制要求,通过事后结算实现经济责任分担。电力调度机构主要负责日内即时交易、实时平衡和系统安全。电力调度机构向交易平台提供安全约束条件和基础数据,进行安全校核,制定并执行调度计划,及时公布执行结果,向交易各方说明实际执行与交易计划之间产生偏差原因。现货市场建设初期,日前交易由电力调度机构组织,在现货交易具备条件后,将日前交易适时移交电力交易机构。

  (三)有序放开发用电计划改革试点。

  1.建立优先购电制度。细化完善我省的有序用电方案,在编制方案时将农业用电、居民生活用电、重要公用事业和公益性服务用电纳入优先保障范围,出现电力缺口或重大突发事件时,其他电力用户按照有序用电方案确定的顺序及相应比例分担限电义务。纳入优先用电保障的用户按照政府定价优先购买电力电量。通过开展需求侧管理试点,推广需求侧响应等途径,健全优先购电保障机制。

  2.建立优先发电制度。将纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电,满足电网安全及调峰调频电量纳入一类优先发电保障范围,跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电、水电、余热余气余压发电、超低排放燃煤机组发电等纳入二类优先发电保障范围,通过充分安排年度发电量计划严格执行予以保障。结合我省实际,按照兼顾经济性和调节性的原则,进一步细化年度发电量计划,合理确定各类电源发电的优先顺序。通过充分预留发电空间、加强出力预测和电力外送消纳等途径,健全优先发电保障机制。

  3.建立健全电力电量平衡机制。做好本地区电力供需平衡情况和总发用电量预测,测算跨省跨区送受电电量(含优先发电部分、市场交易部分),科学测算本地区平均发电利用小时数。在制定年度发电计划时,根据电力市场直接交易情况扣除相应发电容量。在满足安全和供热等约束条件下,组织发电企业通过自主协商或集中撮合等方式实施替代发电,促进节能减排。

  4.探索有序放开发用电计划。根据我省电力发展实际,在确保电力系统安全可靠运行、供需平衡和保障优先购电、优先发电前提下,通过逐步增大直接交易比例,分阶段分步骤放开发用电计划。根据有序放开发用电计划试点工作安排,分阶段、分步骤实现相应电压等级的工商业电力用户、发电企业和享有优先发(用)电权的市场主体进入市场开展交易。随着用电逐步放开,相应放开一定比例发电容量参与市场交易。探索形成参与直接交易的发电能力和用电量间的合理比例关系,确保用户用电特性稳定、避免电力市场非理性竞争。

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