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关于印发山东省电力体制改革专项实施方案的通知
发布日期:2017-07-24浏览次数:字号:[ ]

 各市人民政府,省直有关部门:

根据省委、省政府《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号)要求,省电力体制改革领导小组有关成员单位研究制定了《山东省输配电价改革实施方案》、《山东省电力市场建设实施方案》、《山东省电力交易机构组建实施方案》、《山东省有序放开发用电计划改革实施方案》、《山东省售电侧改革实施方案》、《山东省加强和规范自备电厂监督管理实施方案》、《山东省推动分布式电源建设实施意见》、《山东省电力中长期交易规则(试行)》。经省政府同意,现印发给你们,请认真贯彻落实。

 

山东省发展和改革委员会      山东省经济和信息化委员会

 

       山东省物价局          国家能源局山东监管办公室

                          

2017年7月12日

 

山东省输配电价改革实施方案

 

根据省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号)、国家《关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752号)、《关于全面推进输配电价改革试点有关事项的通知》(发改价格〔2016〕2018号)等文件规定,为探索建立科学合理的输配电价形成机制,推进电力市场化改革,结合山东实际,制定本方案。

  一、输配电价改革目标和原则

  (一)改革目标

  转变政府监管电网企业方式,健全约束和激励电网企业制度,建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系,形成保障电网安全运行、满足电力市场需要、促进电力用户合理负担、符合山东实际的输配电价机制。

  (二)改革原则

  1.配套推进,强化监管。输配电价改革应与我省电力体制改革相互适应、配套推进,以建立健全各项制度、规则、机制建设为核心,通过转变政府价格监管方式,促进电网企业加强管理、提高效率。

2.促进发展,公平负担。输配电价按“准许成本加合理收益”原则核定,引导电网企业合理投资,促进山东电网健康发展。同时,应逐步反映各类用户、各电压等级输配电成本,积极利用价格信号,引导用户合理使用电力资源。

3.积极稳妥,切合实际。输配电价改革应妥善化解各相关利益方的影响,既着眼长远,又符合山东实际,体现地方特色,推进改革顺利实施。

二、输配电价核定

(一)核价范围

国网山东省电力公司(以下简称“山东电网”)为使用其经营范围内共用网络的用户提供输配电服务的价格。

(二)核价基础

山东电网的输配电资产和业务。

(三)核价内容

根据国家《省级电网输配电价定价办法(试行)》规定,测算山东电网准许收入和输配电价。其中:

1.准许收入

准许收入=准许成本+准许收益+价内税金

2.输配电价

(1)山东电网平均输配电价(含增值税)=通过输配电价回收的准许收入(含增值税)÷省级电网共用网络输配电量。

(2)在平均输配电价基础上,原则上按220千伏及以上、110千伏、35千伏、10千伏、不满1千伏五个电压等级制定分电压等级输配电价,相邻电压等级用户较少的,电压等级适当合并。   

(3)在分电压等级输配电价基础上,考虑政策性交叉补贴、用户负荷特性、与现行销售电价水平基本衔接等因素后,原则上按大工业用电、一般工商业及其他用电、居民用电和农业用电制定分用户类别输配电价。

(四)核价程序

山东电网输配电价实行事前核定,监管周期为三年。山东电网应在每一监管周期开始前一年的6月30日前向省物价局提交申请及相关材料。省物价局受理后,经输配电成本监审、测算准许收入和输配电价水平,报国家发展改革委批复后,公布本监管周期内山东电网输配电价水平。

第一个监管周期为2017年1月1日至2019年12月31日,输配电价核定时间按照国家规定执行。

三、输配电价监管

(一)建立电网企业输配电价偏差调整机制

1.监管周期内山东电网新增投资、销售电量变化较大的,在监管周期内对各年准许收入和输配电价进行平滑处理。情况特殊的,可在下一个监管周期平滑处理。

2.监管周期内遇有国家重大政策调整、发生重大自然灾害、不可抗力等因素造成山东电网实际成本和收入发生重大变化的,山东电网可提出输配电价调整建议。

3.监管周期内遇有国家重大政策调整,造成山东电网实际收入显著提高的,省物价局可直接提出降低输配电价意见。

(二)建立电网企业运营成本激励约束机制

1.山东电网通过加强管理,提高效率,使其实际成本低于准许成本的,节约部分由电网企业和电力用户各分享50%。

2.山东电网实际借款利率高于基准利率的,按基准利率测算债务资本收益率;低于基准利率的,实际借款利率与基准利率的差额,由电网企业和电力用户各分享50%。

3.山东电网实际运行线损率超过国家核定值的,超出部分由电网企业承担;低于国家核定值的,实际线损率与核定值的差额,由电网企业和电力用户各分享50%。

(三)建立电网企业供电服务质量绩效考核机制

山东电网供电可靠率、服务质量超出规定标准一定幅度的,可适当提高下一监管周期准许收入;达不到标准的,降低下一监管周期准许收入。具体办法由省物价局会同有关部门研究制定。

(四)建立电网企业监管周期新增投资定期校核机制

自第一个输配电价监管周期开始(即2017年1月1日起),山东电网根据规划所投资的项目,在按权限报政府投资主管部门核准或备案的同时(企业自主安排项目在开工建设前),应向省物价局报送投资项目与共用网络输配电服务相关性说明(包括项目用途、投资金额、资金来源、工程进度安排、核准情况等),并定期上报投资完成进度及情况,作为下一监管周期输配电价影响、测算、调整依据。

(五)建立电网企业输配电价执行情况定期报告和评估机制

每月15日前,山东电网应向省物价局报送输配电价执行情况及企业月度经营状况;每年3月31日前,提交上一监管年度有关财务报表和输配电价改革实施情况年度报告。

省物价局将会同省输配电价改革工作协调小组成员、利益相关方和专家组成评估小组,定期对输配电价改革实施情况进行分析评估。

四、配套改革措施

(一)推进发电侧和售电侧电价市场化改革

独立输配电价体系建立后,按照“管住中间,放开两头”的总体思路,把输配电价与发售电价在形成机制上分开。其中,输配电价执行政府定价,公益性以外的发售电价由市场形成。

1.参与电力市场的发电企业,其上网电价由用户或售电公司与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定。

2.电网企业,按照政府核定的输配电价(含线损和政策性交叉补贴)收取过网费。

3.参与电力市场的用户,其用电价格由发电企业或售电公司与电力用户协商确定市场交易价格、输配电价(含线损和政策性交叉补贴)、政府性基金及附加组成。

4.未参与电力市场的发电企业上网电价和电力用户用电价格,继续执行政府定价。

5.双边协商交易原则上不进行限价,集中竞价交易中,确有必要时可以实施最高限价和最低限价。

(二)推进电价交叉补贴改革

结合我省电价改革进程,逐步减少工商业内部交叉补贴,妥善处理居民、农业用户交叉补贴。过渡期间,由山东电网测算并申报现有各类用户电价间交叉补贴数额,经省物价局审核报国家发展改革委后,通过输配电价回收。

(三)推进增量配电业务改革

增量配电区域内,参与电力市场交易的用户用电价格,由发电企业或售电公司与电力用户协商确定的市场交易价格、配电网接入电压等级对应的山东电网共用网络输配电价(含线损和政策性交叉补贴)、配电网的配电价格、政府性基金及附加组成;居民、农业、重要公用事业、公益性服务和其他未参与电力市场用户的用电价格,继续执行政府定价。配电区域内电力用户应当承担的政府性基金及附加,由配电公司代收,转山东电网代缴。

增量配电区域的配电价格由省物价局按照国家有关规定制定。配电价格核定前,暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的山东电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的山东电网共用网络输配电价执行。

(四)推进自备电厂改革

研究企业自备电厂关停和退出后,其向市场直接购电支持政策,鼓励企业自备机组关停淘汰和转型升级。研究余热、余压、余气自备电厂交叉补贴、系统备用费支持政策,推动企业工业余能回收利用。

随着我省电力市场化改革逐步推进,探索取消自备电厂系统备用费,以市场化机制代替。现阶段自备电厂缴纳的系统备用费计入山东电网收入,由省物价局在测算准许收入和输配电价水平时统筹平衡。

五、职责分工

在山东省电力体制改革领导小组统一领导下,省物价局负责会同有关部门制定输配电价改革试点方案、进行输配电成本监审、测算山东电网准许收入和输配电价水平、开展输配电价监管等工作;省发展改革委负责会同有关部门对山东电网监管周期预测新增固定资产投资的必要性进行审核;省经济和信息化委负责会同有关部门对山东电网销售电量的增减、结构变化情况进行合理预测和跟踪审核;山东能源监管办依照职能开展相关监管工作;国网山东省电力公司负责根据方案要求做好相关配合工作。


山东省电力市场建设实施方案

 

根据省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号),为着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局,加快推进全省电力市场化改革,制定本实施方案。

一、总体要求

坚持社会主义市场经济改革方向,坚持兼顾改到位和保稳定原则,按照管住中间、放开两头体制架构,协调落实“三放开、一独立、三强化”改革措施,公平无歧视开放电网,逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡新机制,加快构建“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的电力市场体系。

二、工作目标和实施步骤

(一)建立和完善中长期电力市场(2018年底前)。协调推进有序放开竞争性环节电价,放开售电公司进入市场,有序向社会资本放开配电业务,培育多元化市场主体,有序放开公益性和调节性以外的发用电计划,组建相对独立和规范运行的电力交易机构,推进股份制改造,强化政府市场监管,以年度双边协商和月度集中竞价为基础,逐步丰富交易品种,建立健全余缺电量调整考核机制,形成稳定的中长期电力市场。

(二)深化电力市场建设,启动和运行现货市场交易(2019年-2020年)。建立优先发电、优先购电制度,电力市场体系健全时,除公益性、调节性电量以外发用电计划全部进入市场,启动和运行电力现货交易、辅助服务交易和期货等衍生品交易,逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的电力电量平衡机制,最终形成以中长期交易稳定市场、以现货交易发现价格的电力市场机制。

三、主要任务

(一)推动各类市场主体进入市场

1.市场主体的范围。市场主体包括各类发电企业、电网企业(含趸售地方电网,下同)、售电主体和电力用户。

2.市场主体的基本条件

(1)各类市场主体的单位能耗、污染物排放应稳定达到国家和地方相应阶段标准,不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与市场交易。

(2)中发〔2015〕9号文件颁布实施后核准、发改运行〔2017〕294文件印发后投产的煤电机组,原则上不再安排发电计划,不再执行政府定价,投产后一律纳入市场化交易和由市场形成价格。新核准的水电、核电等机组根据相关政策安排一定优先发电计划外,参与电力市场交易,由市场形成价格。新增工业用户原则上要参与市场交易。

3.市场主体准入与退出管理。省政府有关部门、能源监管机构制定市场主体准入与退出管理实施细则,按年度公布符合条件的发电企业和电力用户准入目录,并实施动态监管。各类具备资格的市场主体自愿到电力交易机构注册成为市场交易主体。

4.协同推进发电、用电计划放开。与发电侧市场化电量放开规模相匹配,按电压等级、用电规模分期分批放开无议价能力用户以外的电力用户等购电主体参与市场交易,逐步取消电压等级限制。符合准入条件的用户,选择进入市场后全部电量参与交易,不再执行政府定价。已参加市场交易的用户又退出的,再次参与市场前,电网公司承担保底供电责任,保底价格在输配电价的基础上,按照居民电价的1.2-2倍执行。电力市场体系比较健全时,全部放开上网电价和公益性电量以外的销售电价。

5.积极培育售电市场主体。按照“一注册、一承诺、一公示、三备案”程序实施售电主体准入管理。中小用户无法参与市场交易的,可由售电公司代理参与。加强对电力用户参与市场意识的培育,大力发展电能服务产业。

(二)建立相对稳定的中长期交易市场机制

1.组织开展多方交易。制定出台中长期交易规则,完善省电力交易平台功能,扩大进入市场的电力用户与发电企业范围,放开符合条件的售电公司进入市场,各类市场主体直接洽谈合同,自主确定交易对象、方式、电量和价格,实现多方交易。

2.中长期交易市场构成。市场主体通过自主协商或参加电力交易机构组织的集中竞价等市场化方式,开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。

3.建立规范高效的交易机制。交易双方自主协商约定事项,签订有电网企业参加的多方合同;实行电子公章和网上合同,简化交易流程;鼓励签订长期稳定的购售电合同(协议),并实行余缺电量和约定价格调整,建立集中竞价交易的价格调整机制,规避市场交易风险。

(三)推进跨省跨区送入电量进入市场

1.省内外电力资源同步放开进入市场。国家规划内或政府间协议的跨省跨区送受电力电量,与省内机组同步放开进入市场;省外临时性的富裕水电、弃风等送入电量通过市场方式接受和消纳,按照市场形成的价格结算。

2.推进国家规划内送受电计划的市场化交易。建立与相关省区的送受电协商机制,按照市场化方向,将国家规划内送受电计划逐步调整为中长期交易合同(协议),推进跨省跨区交易和省内机组统一市场竞争。

(四)开展合同电量交易(转让)

1.促进市场电量余缺调整。由电力交易机构组织合同电量交易,各类市场主体通过双边协商、集中竞价转让合同电量。合同电量包括双边协商市场电量和集中竞价交易电量,调整市场电量余缺。

2.稳步扩大交易参与范围。市场初期,允许发电企业进入合同电量交易市场,参与转让交易;待市场条件成熟后,放开电力用户和售电企业参与合同电量转让交易。

3.确保节能减排和电网安全。合同电量转让应满足公益性电力热力需求、电网调峰调频和系统安全要求,有利于节能减排和可再生能源保障性收购。

4.允许优先发电计划指标有条件市场化转让。属于市场化方式形成价格的优先发电计划,如不能实现签约,指标可以转让给其他优先机组代发。

(五)建立电力现货交易市场

1.开展现货交易试点。开展现货市场交易机制研究,制定现货交易市场规则,强化市场人员业务培训,完善市场平台交易功能。视条件成熟情况,选择具备条件的发电企业、售电主体和电力用户开展日内现货市场和实时平衡市场试点。

2.建立现货市场交易机制。在保证安全、高效、环保的前提下,建立完善现货交易市场机制,启动日前、日内、实时电能量交易,形成发现电力价格新机制,促进电力平衡,引导电力投资。

(六)完善市场辅助服务机制

1.实施机组辅助服务考核奖惩。根据电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务需求,根据《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》(发改运行〔2016〕1558号)、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号),建立完善机组辅助服务考核奖惩机制。

2.建立辅助服务分担共享机制。按照“谁受益、谁承担”的原则,建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制,用户可以结合自身负荷特性,自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同,约定辅助服务权利与义务。

3.推进辅助服务市场建设。根据市场建设需要和条件,开展可中断负荷、备用、调频、调压等辅助服务交易,协调推进跨省跨区辅助服务交易。

(七)建立市场风险防范机制

1.完善制度建设。建立完善市场操纵力评价标准和工作机制,加强对市场操纵力的预防与监管。

2.加大技术投入。加大调度管理和技术投入,提高电力系统发、供、输、配、用电环节的协同调节能力,兼顾电力市场化交易到位和电网稳定运行。

(八)推动自备机组规范管理和转型升级

1.研究现有自备机组关停和退出后,其向市场直接购电的过渡性电价支持政策。参照服役年限和机组类型确定合理期限,给予过渡性电价支持政策,缓解用电成本上升问题,推动老旧燃煤自备机组关停淘汰。新建自备机组必须符合电力规划,纳入建设规模。

2.允许自备机组规范进入市场。自备电厂成为合格市场主体后,允许在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。

(九)建立健全电力行业市场主体信用体系

1.实施市场主体信用监管。引入第三方征信机构建立市场主体信用记录及信用信息数据库,建设电力行业市场信用体系,开展信用备案、信用评价、信用监测、风险预警;将市场主体的信用记录纳入全国公共信用信息平台,确保信用状况透明,可追溯、可核查。

2.发布市场主体信用信息。第三方征信机构定期向省政府有关部门、能源监管机构和电力交易机构,报告市场主体企业法人及其负责人、从业人员的市场交易信用监测等信息,并在指定网站定期发布,接受市场主体的监督。

3.建立失信联合惩戒机制。对于不履约、拖欠电费、窃电、滥用市场力、电网歧视、未按规定披露信息等违法失信行为予以公开。对违法违规、严重失信的市场主体,纳入失信黑名单,在全国范围内对其经营活动依法实施惩戒措施;严重失信且拒不整改、影响电力安全的,实行严格的行业禁入措施。

四、市场建设与运行

(一)交易组织

1.中长期市场交易阶段,电力交易机构负责市场运行组织工作,发布市场信息,组织市场主体参与中长期交易、合同电量转让交易,根据交易结果制定下达年度、月度交易计划;负责交易合同管理。

电力调度机构负责系统安全和实时平衡,对各类交易电量开展安全校核,公布校核结果;组织日前市场交易,根据月度交易计划下达日交易计划并执行实施,公布交易计划执行结果和偏差原因。协助提供交易管理所需的基础材料及信息。

2.启动现货交易后,按照平稳衔接、责权对等的原则,逐步明确、界定电力交易机构和调度机构在日前交易工作中的职责边界。

(二)中长期交易合同形成

1.年度双边协商交易通过市场主体自主协商,确定成交电量和成交价格。

2.月度集中竞价交易通过在统一交易平台的集中撮合竞价,确定成交的电量和价格。

3.在市场电量占比较低的市场初期,中长期电能量交易合同为实物合同,经安全校核后执行;市场中后期,中长期交易逐步过渡为金融合同。

(三)日前发电计划形成。根据双方约定的协商交易合同日分解电量、月度竞价交易日分解电量和日前市场成交电量编制日交易计划,根据基数电量计划、日交易计划电量、日前偏差调整电量编制日发电调度计划,经安全校核后下达执行。

(四)竞争性环节电价形成。竞争性环节主要指月度集中竞价交易、日前竞价交易,竞争性环节的电价形成机制:

1.输配电价核定前,保持电网购销差价不变,竞争性环节电价主要实行单一电量电价,采取发用双方集中竞价撮合方式。

参与集中竞价的机组均统一采用全省按容量加权平均上网电价(不包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价,下同)作为申报价差的报价基准,用户以自身执行的目录电量电价为基准。

2.输配电价核定后,月度集中竞价电量价格成交机制按照双边撮合或统一出清。

(五)合同执行偏差处理

1.市场建设初期,统筹组织双边交易和集中竞价交易等方式,建立健全交易电量月度调整和考核机制,通过在发电侧采用预挂牌平衡偏差等方式处理合同执行偏差。

2.市场建设中后期,建立用户间合同电量转让、现货交易机制,解决偏差问题;鼓励年度及以上的中长期电能量交易签订金融合同。

(六)市场结算

1.电力交易机构根据市场主体签订的交易合同及平台集中竞价和执行结果,出具市场交易结算依据。建立市场风险防范机制,规范交易结算流程,保障电费安全。

2.售电公司进入市场后,交易机构根据交易执行结果出具结算凭据,电网企业与电力用户结算电费,并向用户开具发票;电网企业向发电厂支付上网电费,电厂向电网企业开具发票;售电公司应得的电费由电网企业支付,售电公司向电网企业开具发票。

3.输配电价核定前,参与交易机组集中竞价成交电量的上网电价,根据其脱硫、脱硝、除尘和超低排放完成情况按标准相应提高。峰谷电价电力用户电费结算,在政府规定的电价基础上,按现有峰平谷比价政策算出峰谷电价后,再执行市场交易电价降幅。

输配电价核定后,采用中长期方式交易的电量,可以继续执行峰谷电价,市场交易电价作为平段电价,峰、谷电价按峰平谷比价计算;也可以按交易电价结算,通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账,在以后电价调整中统筹考虑。采用发用电调度曲线一致方式交易的电量,不再执行峰谷电价,按交易电价结算。

(七)安全校核与阻塞管理。电力调度机构负责安全校核,按规定向各相关方提供市场所需的安全校核数据,公布电网输送能力、阻塞预警及相关信息。条件成熟时,通过市场机制进行阻塞管理,因此产生的盈利或费用按责任分享、分担。

(八)市场交易应急暂停。当系统发生紧急事故时,省级电力调度机构应按安全第一的原则处理事故,无需考虑经济性。由此带来的成本由相关责任主体承担,责任主体不明的由市场主体共同分担。当面临严重供不应求情况或出现重大自然灾害、突发事件时,省经济和信息化委、山东能源监管办可依照相关规定和程序暂停市场交易,组织或临时实施发用电计划管理。当市场运行规则不适应电力市场交易需要,电力市场运行所必须的软硬件条件发生重大故障导致交易长时间无法进行,以及电力市场交易发生恶意串通操纵行为并严重影响交易结果等情况时,省经济和信息化委、山东能源监管办可依照相关规定和程序暂停市场交易。

(九)市场交易监管。省经济和信息化委、省物价局、山东能源监管办根据职能分工,对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况,对电力交易机构、电力调度机构和市场主体实施监管。

五、组织实施

在省电力体制改革领导小组的领导下,充分发挥联合工作机制作用,各成员单位要明确职责,密切配合,加强协调联动,形成工作合力。省经济和信息化委牵头组织实施本方案,协调落实交易机构组建、市场主体培育、优先发电权和优先购电权管理、市场信用体系建设等具体改革措施;建立常态化问题反映机制,及时发现和解决市场建设中出现的新问题。山东能源监管办会同省经济和信息化委、省物价局等有关部门,负责制定电力市场中长期交易规则和现货市场交易规则,并根据职能依法实施市场监管,按照国家部署开展市场信用体系建设。省电力交易机构负责建设山东省电力市场交易技术支持平台,根据工作需要完善相应交易功能,为全省电力市场建设提供支撑。

 

山东省电力交易机构组建实施方案

 

根据省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号),为构建现代电力市场体系,推进全省电力市场化交易,结合我省电力行业实际,制定本实施方案。

一、总体要求

坚持社会主义市场经济改革方向,以构建主体多元、运行规范、富有活力的现代电力市场体系为目标,建立功能完善、竞争有序、依法监管、相对独立运行的电力交易平台,为全省提供公平、规范、高效、优质的电力交易服务,更好地发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。

二、机构及职能定位

按照国家要求,对现有批准成立的山东电力交易中心有限公司(以下简称“交易中心”)进行股份制改造,制定落实改造方案,引入部分发电公司、售电公司和电力用户等多元股东,进一步完善公司治理结构,实现交易中心的相对独立运行。

交易中心作为全省电力交易的市场平台,主要负责电力交易系统的建设、运营、管理,按照政府批准的章程、规则和有关技术标准依法依规开展省内外电力交易业务,做好与电力调度的衔接,并接受省政府有关部门和能源监管机构的监管。

交易中心属于依法设立的企业组织,可根据承担的职责任务设立相应内设机构,工作人员以国网山东省电力交易中心现有人员为主体。待股份制改造完成后,根据业务发展需要和任职标准,多渠道公开选聘人才,高级管理人员按规定聘任。

交易中心实行独立核算,不以盈利为目的,组建和运行初期,不收取交易相关费用,所需资金由国网山东省电力公司予以保障。完成股份制改造后,按照省物价局核定的标准收取交易手续费,实现收支平衡,确保交易中心有效运转。

三、主要职责

(一)编制市场建设与运营细则。根据国家和省关于电力市场建设的政策规定,拟定市场注册、市场交易、交易合同、交易结算、信息披露等运营工作规则;结合市场发展情况,设计交易品种,完善市场体系;开展电力市场研究,提出我省电力市场发展规划建议。

(二)交易平台建设与运营维护。建设市场服务场所,维护电力交易技术支持系统运营,提高交易平台自动化、信息化水平,确保交易平台功能健全、运行可靠、使用便捷,支撑市场主体接入和各类交易的开展。

    (三)市场成员注册管理。受理审核售电主体入市申请,与市场成员签订入市协议及交易平台使用协议,管理注册信息和档案资料。按照规定监督管理市场成员的市场交易行为,对违反市场规则或不符合准入条件的,按照有关规定予以清退。

交易中心与电网企业交互、核验市场主体的核批、结算、用电、并网等信息。售电企业与其服务用户的有关用电信息的绑定、调整由电网企业完成,相关信息提供交易中心。

(四)市场分析预测。依据电力市场供应能力、市场需求情况、输电通道利用等信息,对市场供需走势进行分析,与电网企业交互新增装机、负荷变化预测、运行方式、输电通道可用容量、电力销售市场分析预测、年度及中长期市场分析预测、短期平衡分析预测等信息,为市场主体提供相关信息服务。

(五)交易组织。交易中心负责定期发布交易信息及交易公告,完成交易组织准备;按照交易规则,通过交易平台组织市场交易,发布交易结果。根据市场交易品种和实际需要,按照平稳衔接、责权对等原则,逐步明确、界定交易中心和电力调度机构有关日前交易的职能边界。在多年、年度、月度交易组织中,交易中心与电网企业及电力调度机构交互输配电价、安全约束和检修等信息。电力调度机构负责系统安全、实时平衡、日以内即时交易及年度、月度交易的执行落实。

    (六)交易合同管理。交易中心负责各类交易合同的管理,通过交易平台为市场成员提供合同生成、签署等服务,负责合同的汇总归档。电网企业作为输电方或购电方,与其他市场主体签署交易合同。

(七)交易计划编制与跟踪。交易中心负责根据市场交易结果、市场规则和安全约束条件,编制年度、月度市场交易电量计划,用于电费结算并向电力调度机构提供。电力调度机构负责向交易中心提供安全约束条件和基础数据,进行安全校核,形成调度计划,并将实际执行结果和偏差原因提交交易中心。交易中心负责计划执行情况的跟踪,向市场主体公布执行结果和有关情况说明,并根据市场规则确定的激励约束机制要求,通过事后结算实现经济责任分担。

    (八)交易结算。根据电网企业提供的表计信息,交易中心进行交易电量电费结算,出具电量电费、辅助服务费及输电服务费等结算凭证。

(九)信息发布。交易中心负责发布电力市场交易执行的有关信息,配合省政府有关部门和能源监管机构对市场主体信息披露实施监管。电网企业、发电企业、用电企业、售电企业应按照交易规则,及时向交易中心提供相关信息。

(十)合规管理。按照市场主体信用评价有关规定,协助采集和管理市场主体和从业人员信用记录,报告和查证违反交易规则、扰乱交易秩序等违规行为,推动山东电力市场交易行为和业务依法依规开展。做好交易中心工作人员行为自律管理,配合省政府有关部门和能源监管机构开展外部审计及业务稽核工作。

(十一)市场服务。组织开展业务培训,开通热线电话,接受投诉举报和政策咨询,为我省发电、用电和售电企业等市场主体提供便捷、高效、优质的服务。

(十二)市场评估与风险防控。建立并完善电力市场风险防控体系,加强对市场运营情况的监控分析。当市场出现重大异常、影响电力稳定供应时,依规采取相应的市场干预措施,暂停或取消电力交易。

四、监督管理

(一)政府监管。省政府有关部门和能源监管机构按各自职责,依法依规对交易中心实施监管。交易中心按照授权对市场主体和相关从业人员违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为进行调查、取证。

(二)行业自治。组建山东省电力市场管理委员会(组建方案见附件)。市场管理委员会属市场主体的自治性议事协调机构,办事机构设在交易中心,主要负责向交易中心提出电力市场方面的专业建议,参与研究讨论交易中心的章程、运营规则和相关实施细则,推荐交易中心高级管理人员,听取和反映市场主体诉求,提出涉及市场主体利益的重要事项和意见建议,不干涉交易中心的日常运营。市场管理委员会成员由电力市场主体按类别推荐代表组成,不从交易中心领取薪酬。

(三)社会监督。交易中心应依法依规建立完善的财务管理制度,委托具有相关业务资格的会计师事务所按年度进行外部财务审计,财务审计报告应向社会发布。交易中心每年向市场成员公示山东省电力市场发展与运行、交易组织、风险防控、重大事项说明等相关情况,接受社会各界监督。

五、组织实施

(一)加强组织领导。在省电力体制改革领导小组的统一领导下,省经济和信息化委会同省发展改革委、山东能源监管办等单位,负责牵头指导交易中心和电力市场管理委员会的组建,跟踪交易中心和市场管理委员会的运行情况,协调解决出现的问题。

(二)机构组建和运行。国网山东省电力公司负责交易中心具体筹备组建,根据省政府批复要求依法注册成立交易中心。成立后的交易中心,要根据国家和省电力市场建设的有关部署要求,制定交易中心运营工作规则和市场交易细则,经电力市场管理委员会审议,并报省政府有关部门和能源监管机构审查通过后组织实施。每年1月31日前,交易中心要将上一年度全省电力市场交易情况,报省政府有关部门和能源监管机构。

 

附件:《山东省电力市场管理委员会组建方案》


附件

 

山东省电力市场管理委员会组建方案

 

根据省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号),制定山东省电力市场管理委员会(以下简称“市场管理委员会”)组建方案。

一、制定依据

(一)《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);

(二)《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》(发改经体〔2015〕2752号);

(三)《中共山东省委 山东省人民政府关于印发<山东省电力体制改革综合试点方案>的通知》(鲁发〔2016〕33号)。

二、职责定位

山东省电力交易机构(以下简称“交易机构”)按照政府批准的章程和规则组建运营。交易机构董事会、管理层依据《公司法》,负责交易机构重大事项决策和日常运营。市场管理委员会是由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等电力市场参与方和第三方代表组成的协商议事机构,由各市场参与方按类别选派代表组成,目的是维护市场的公开、公平、公正,充分体现各方意愿,保障市场主体的合法权益。

市场管理委员会的主要职责包括:

(一)研究讨论交易机构组建章程;

(二)研究讨论交易机构市场交易和运营规则,根据市场发展情况,研究提出对市场交易和运营规则的修改意见;

(三)推荐交易机构高级管理人员,由交易机构依法按组织程序聘任;

(四)协调电力市场相关事项。

三、组织机构

(一)市场管理委员会。市场管理委员会由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等电力市场参与方和第三方等类别派出代表组成,人数37人。市场管理委员会成员不从交易机构领取薪酬,实行任期制,任期3年。

市场管理委员会成员应具备如下条件:从事电力行业相关工作5年以上,具有履行职责所需的管理能力,最近3年无违法违规记录。

市场管理委员会设主任1人,首任推荐国网山东省电力公司代表担任,以后由市场管理委员会成员按规则推选各类别代表。市场管理委员会主任负责召集和主持市场管理委员会会议。

(二)秘书处。市场管理委员会在交易机构设立秘书处,负责市场管理委员会日常工作。秘书处设秘书长1人,由交易机构负责人担任,工作场所、办公设备等办公设施由交易机构提供,工作人员由交易机构人员兼任。市场管理委员会成员单位可选派2-3人协助有关工作,定期轮换。除交易机构工作人员以外,其他工作人员不从交易机构领取薪酬。

(三)专业工作组。市场管理委员会可根据需要设若干专业工作组,负责处理市场管理委员会交办的某一方面专门工作。

专业工作组成员由市场管理委员会成员单位推荐,不从交易机构领取薪酬。

(四)专家委员会。市场管理委员会下设专家委员会,由相关领域专家和第三方咨询研究机构代表等组成。专家委员会成员按程序对市场管理委员会工作提出意见建议。专家委员会人选由市场管理委员会确定。

四、成员构成

市场管理委员会成员初期暂按以下方式产生;正式运行后,根据交易电量变化以及电力市场发展,可调整完善成员数量及构成。

    (一)发电方代表。中央驻鲁发电公司代表7位,地方发电企业代表4位,共11位。

    (二)购电方代表。电力用户及售电公司代表11位,市场初期可以电力用户为主,随着市场主体发育,逐步增加售电公司份额。

    (三)电网企业代表。11位。

    (四)交易机构代表。1位。

    (五)第三方代表。3位。

    省政府有关部门和能源监管机构可以派员参加市场管理委员会会议,可依法依规对市场管理委员会的审议结果行使否决权。

    五、议事规则

    市场管理委员会议事规则,由组建后的市场管理委员会负责制定,实行按类别投票表决等议事机制。交易机构和第三方代表不参加投票表决。

    六、组织落实

省经济和信息化委按本组建方案,推动组建市场管理委员会,做好相关指导工作。

 

山东省有序放开发用电计划改革实施方案

 

根据省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号),为有序放开公益性、调节性以外的发用电计划,加快推进电力市场建设,制定本实施方案。

一、总体要求

坚持社会主义市场经济改革方向,坚持兼顾改到位和保稳定原则,建立优先发电、优先购电制度,有序放开公益性、调节性电量以外发用电计划,推动电力电量平衡从计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主,使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用。

二、建立优先购电制度

(一)基本要求。享有优先购电权的用户按照政府定价优先购买电力电量,由电网企业予以保障;在编制有序用电方案时列入优先保障序列,原则上不参与限电;市场初期,不参与市场竞争。

(二)适用范围。第一产业、居民生活,以及第三产业中的重要公用事业、公益性服务行业用电享有优先购电权。重要公用事业、公益性服务行业主要包括党政机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水和供气等涉及社会生活基本需求,或提供公共产品和服务的部门和单位。

(三)保障措施

1.各类机组合理分担。优先购电权计划电量首先由可再生能源机组、余能机组、热电联产机组、核电机组、可再生能源调峰机组等优先发电机组承担,不足部分由其他公用机组按节能低碳发电原则,根据差别发电量计划或发电序位分担,相应的销售电价、上网电价执行政府定价。

2.加强电力需求侧管理。推广应用电蓄能技术,形成一定规模的常态削峰能力。组织开展需求响应,以经济手段推动用电企业与电网协同调峰,保障轻微缺电情况下的电力平衡。鼓励售电公司创新服务方式,为用户提供电力需求侧管理、用电运行检测、电能服务管理等增值服务。

3.常态化、精细化开展有序用电。制定有序用电方案并严格落实。出现电力缺口时,通过组织工业企业有序错避峰生产,保障严重缺电情况下的供用电秩序和具有优先购电权用户的供电。

4.建立用户管理机制。建立优先购电用户目录,实行目录动态管理,做好用户身份甄别、信息确认和电量统计,予以用电优先保障。

三、建立优先发电制度

(一)基本要求。享有优先发电权的机组按照政府定价或同等优先原则,优先上网或出售电力电量。优先发电容量通过安排基础发电量计划予以保障;优先发电电量原则上由政府定价和市场化方式形成价格两部分组成,其中,政府定价部分由电网企业保障收购;市场形成价格部分,发电企业参与市场交易时同等情况优先成交。分布式风能太阳能发电由电网企业足额收购保障。

(二)适用范围

1.一类优先保障:

(1)规划内的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电;

(2)为满足电网安全稳定运行的调峰调频发电;

(3)可再生能源调峰机组发电;

(4)实行“以热定电”,供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的热电联产机组在采暖期内发电。

2.二类优先保障:

(1)跨省跨区送我省的配套清洁能源发电;

(2)水电,核电,天然气发电机组;

(3)余能发电;

(4)涉外机组在合同期内按合同约定发电。

(三)落实原则

1.规划内风能、太阳能、生物质能、水能等可再生能源发电,按照资源条件预测的发电量安排优先发电计划,原则上保障性收购。

2.调峰调频电量,按年度全社会用电量(扣除孤网自备机组发电量)的适当比例安排优先发电计划;可再生能源调峰机组按照高出本年度同类型机组平均利用小时的10%-20%安排优先发电计划,原则上全部执行政府定价。

3.实施热力负荷在线监测的热电联产机组,在供热期根据“以热定电”政策安排优先发电计划,原则上全部执行政府定价。其中,背压机组根据实际热负荷放开发电,不再下达机组发电量计划;抽凝式热电联产燃煤机组和燃气热电联产机组,供热量按照上年度实际供热量并考虑当年变化核定,超出“以热定电”政策标准外的电量通过市场交易解决。

4.跨省跨区送受电量的优先发电计划及执行政府定价的比例,在贯彻国家能源战略的前提下,由送方参照我省同类型机组协商确定。优先发电计划电量原则上优先消纳,清洁能源送电比例原则上不低于25%。

国家规划内的既有大型水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电,以及网对网送受清洁能源的地方政府协议,通过优先发电计划予以保障。优先发电计划电量不低于上年实际水平或多年平均水平,按发改价格〔2015〕962号文件精神,由送受双方协商或通过市场化交易方式确定价格;优先发电计划电量以外部分参与我省市场化竞争。

国家规划内的既有燃煤机组,鼓励签订中长期协议(合同)。采用点对网或类似点对网专线输电方式送(分)电的,视同省内发电机组,统一纳入全省电力电量平衡,并与省内机组同比例放开参与市场。

国家规划内且在中发〔2015〕9号文颁布实施后核准的清洁能源机组,优先发电计划中市场化方式形成价格部分的比例应逐步扩大。

国家规划内且在中发〔2015〕9号文颁布实施后核准、发改运行〔2017〕294文件印发后投产的燃煤机组,视同省内发电机组管理。

5.核电机组,按照国家有关规定安排优先发电电量,其中,执行政府定价计划高于省内燃煤机组平均利用小时一定比例安排,其他优先发电电量由市场化方式形成价格。

6.余能发电,参照企业生产实际和前3年实际发电量安排优先发电计划,原则上全部执行政府定价。

7.涉外机组,按照合同约定安排优先发电计划,原则上全部执行政府定价。

(四)保障措施

1.分类安排优先发电计划。年初编制年度平衡方案时,整体预留规划内风电、太阳能、生物质、背压供热机组、余能机组、水能发电电量空间,不再下达具体机组计划。可再生能源调峰机组、其他调峰调频电量、核电、天然气发电,以及热电比符合热电联产政策标准的热电机组采暖期内发电、涉外机组等优先发电计划,建立完善运行考核和技术监督手段,据此编制机组发电量计划。

2.消纳省外来电规划内电量。省经济和信息化委确定跨省跨区送受电优先发电计划规模建议,报国家发展改革委备案后优先安排发电。

3.组织实施替代发电。可再生能源调峰机组因调峰无法完成的优先发电计划,可通过替代发电交易给其他机组。市场化方式形成价格的优先发电计划,可替代转让给其他优先发电机组。电量替代价格由双方协商确定。执行标杆价格部分的优先发电计划原则上不得进行替代发电。

电力交易机构制定优先发电权计划指标市场交易办法,报省经济和信息化委同意后实施。

四、平衡年度电量供需

(一)编制年度电量供需平衡方案。省经济和信息化委会同有关单位根据全省国民经济社会发展计划和各市预测,分析全省电力电量需求,制定年度全省电力电量平衡方案,提出优先发电计划编制和市场电量安排建议,报国家发展改革委备案。

(二)实施节能低碳发电调度。未进入市场的电量,按照节能低碳环保原则编制差别发电量计划或安排机组发电序位,提高能效和环保指标领先机组的利用小时。

(三)加强机组调峰调频考核奖惩。各类直调发电机组均等承担电力平衡和调峰调频任务,调峰调频能力原则上不得低于50%。根据机组调峰调频贡献大小,按节能低碳调度原则进行调峰调频电量考核奖惩。

(四)适时调整年度电量平衡方案。每年底前,根据全省电力供需平衡实际和市场电量情况,调整年度电力电量平衡方案,做好各类电量的收口工作。市场交易电量原则上按时间先后顺序优先落实、优先结算。

五、有序放开发用电计划

(一)用电逐步放开

1.市场建设初期,逐步放开年用电量达到一定规模的10千伏及以上电压等级的工商业用户参与直接交易。重点向市场前景好、发展潜力大、产品附加值高、创新能力强、转型升级示范作用大的企业倾斜。

2.市场建设中后期,电力市场体系比较健全时,除公益性、调节性电量以外的电量全部进入市场。鼓励无议价能力用户进入市场,可保留一定交叉补贴,确保电价合理;电网企业或拥有配电网运营权的售电企业提供保障供电服务,满足市场交易应急暂停时的用户生产用电。

(二)发电有序放开

1.市场建设初期,保留规划内可再生能源发电、可再生能源调峰机组发电、余能发电、调峰调频电量、热电比在政策范围内的热电机组发电,以及水电、核电、涉外机组合同期内的优先发电计划。在可再生能源消纳受限时,安排保障性收购小时落实优先发电计划。其他发电机组市场化电量逐步扩大规模,原则上经安全校核,燃煤发电企业只要不超过年度燃煤机组发电小时的最高上限,电网企业保障执行;如因发用电计划放开不同步产生的电费结算盈亏,计入本地输配电价平衡账户,可用于政策性交叉补贴、辅助服务费用等。

对中发〔2015〕9号文件颁布实施后核准、发改运行〔2017〕294文件印发后投产的燃煤机组,原则上不再安排发电计划,不再执行政府定价,但交易电量不应超过年度燃煤机组发电小时最高上限。

2.市场建设中后期,电力市场体系比较健全时,除公益性和调节性电量以外的其他电量全部进入市场。自备电厂成为合格市场主体后,允许在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。接入电网调度自动化系统、实现热力负荷或资源综合利用在线监测的地调公用机组发电,同步放开参与市场交易。

(三)跨省跨区送受电同步放开

1.市场建设初期,规划内跨省跨区送电电量与省内机组电量同步放开,其中,配套电源中规划内清洁能源执行优先保障消纳;其他送受电量全部按市场方式接纳。

2.市场建设中后期,电力市场体系比较健全时,逐步形成以中长期交易为主、临时交易为补充的跨省跨区交易机制。配套电源中规划内清洁能源执行优先发电计划,其他机组电量全部由市场化方式形成价格。

(四)加快建立完善市场交易机制。凡是参加电力市场交易的用户,均不再执行政府定价。除优先发电计划执行政府定价的电量外,机组其他电量价格主要由用户、售电主体与发电企业通过自主协商、市场竞价等方式确定。随着市场体系的不断健全,逐步放开公益性、调节性计划以外电量的上网电价和销售电价。已参加市场交易的用户又退出的,再次参与市场前,电网公司承担保底供电责任,保底价格在输配电价的基础上,按照居民电价的1.2-2倍执行。

(五)积极引导各类购电主体参与市场交易。新增大工业用户原则上通过签订中长期电力市场交易协议(合同)保障供电,鼓励其他新增用户参与电力交易。售电公司可视同电力用户参与电力市场,也可以代理中小用户参与电力交易。加快发展电能服务商,推动用户提升科学用电能力和市场化意识,逐步实现电力直接交易双方发用电曲线实时对应。

六、加强组织领导和措施落实

在省电力体制改革领导小组的领导下,各有关部门明确职责、相互配合,推动有序放开发用电计划各项改革措施的落实。发用电计划放开过程中,要综合改革条件、放开幅度和企业承受力,兼顾改到位和保稳定,根据市场建设需要,合理确定计划放开时间节点和规模,适时开展工作评估,完善措施,促进全省电网稳定运行和电力市场建设有序推进。省经济和信息化委牵头负责本方案组织实施。

 

山东省售电侧改革实施方案

 

根据省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号),为有序向社会资本开放配售电业务,培育多元化售电主体,结合我省实际,制定本方案。

一、总体要求

坚持社会主义市场经济改革方向,按照整体设计、试点先行、协调推进、分步实施原则,有序向社会资本开放配售电业务,多途径培育售电主体进入市场,强化政府监管和社会监督,加快形成多买多卖、规范高效、竞争有序的交易机制,更好地发挥市场配置资源的决定性作用。

二、售电侧市场主体及职责定位

(一)电网企业。电网企业是指拥有输电网、配电网运营权,承担其供电营业区保底供电服务的企业,履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。电网企业系指国网山东省电力公司及其所属企业。

1.提供普遍服务。依法依规取得相关业务许可,为营业区内的各类用户提供电力普遍服务,保障基本供电。

2.无歧视开放电网。无歧视地向各类市场主体提供报装、计量、抄表、维修、收费等供电服务,提供输配电服务。公开输配电网络的可用容量和实际使用容量、影响市场交易的电网约束等信息,保障电网公平无歧视开放。

3.履行社会责任。当售电公司终止经营或无法提供售电服务时,电网企业在保障电网安全和不影响其他用户供电的前提下,向相关用户供电并按照政府规定的电价收费。社会资本投资的配电公司在其营业区内无法履行责任时,若无其他公司履行责任,由政府指定电网企业代为履行。在保证电网安全运行的前提下,按照有关规定收购分布式电源发电。受委托承担省内电力行业统计工作。

4.收费和结算。按规定向交易主体收取输配电费用(含线损和交叉补贴),按规定代收的政府性基金及附加;按照电力交易机构出具的结算依据,承担相关市场主体的电费结算责任,保障交易电费资金安全。

(二)售电公司。售电公司以服务用户为核心,以经济、优质、安全、环保为经营原则,实行自主经营,自担风险,自负盈亏,自我约束。

1.售电区域。同一供电营业区内可以有多个售电公司,同一售电公司可在多个供电营业区内售电。

同一供电营业区只能有一家公司拥有该区域配电网经营权,提供保底供电服务,供电营业区域范围根据市场发展情况进行调整,不得跨供电营业区域从事配电业务。本方案中配电网原则上系指110千伏及以下电压等级电网和220千伏及以下电压等级工业园区(经济开发区)等局域电网。

2.售电服务和社会责任。提供优质专业的售电服务,履行合同约定的权利义务,维护电力市场秩序,服从电力调度管理和有序用电管理。

社会资本投资增量配电网,且拥有该区域配电网绝对控股权的,可向政府主管部门申请并获准开展配电网经营业务,嵌入电网企业及其他配电网营业区域内的新增220千伏配电线路,经审核主要承担与主网联络作用的,应纳入省电力调度机构统一调度;按照国家和省有关规定,在供电营业区内拥有与电网企业相同的权利,履行相同的社会责任。具体负责区域内电力统计工作,并按有关规定报电网企业。

3.综合服务。鼓励开展合同能源管理、需求侧管理、综合节能和用电咨询等增值服务,丰富和拓展售电业务内涵。

(三)电力用户。符合市场准入条件的电力用户,可以直接与发电公司交易,也可以自主选择与售电公司交易,或选择不参与市场交易。任何单位和个人不得干涉用户自由选择售电市场主体的权利。

三、售电公司培育与管理

(一)多途径培育售电公司

1.允许电网企业投资组建售电公司。电网企业组建的售电公司应独立开展竞争性售电业务,与电网企业的输配电业务、调度业务及其他非市场化业务分开,确保公平竞争,鼓励电网企业与社会资本通过股权合作等方式成立产权多元化公司经营配电网。

2.允许发电企业投资组建配电、售电公司。发电企业组建的配电、售电公司从事的配电业务、竞争性售电业务,须与发电业务分开。电力用户或售电公司向发电企业购电,应通过现有公用电网线路实现;确需新建、改建或扩建线路的,应遵照电网发展规划,符合增量配电业务的按照增量配电网项目管理。发电企业及其资本不得参与投资建设电厂向用户直接供电的专用线路,也不得参与投资建设电厂与其参与投资的增量配电网络相连的专用线路。

3.鼓励各类社会资本投资从事售电业务。已具有法人资格且符合售电公司准入条件的工业园区、高新产业园区、经济技术开发区、节能服务公司和供水、供气、供热等公共服务行业等可以到工商部门申请业务增项,按规定履行相关程序后开展售电业务。鼓励社会资本和个人投资成立售电公司。

4.规范电网外存量配电业务。电网企业存量资产外,拥有配电网存量资产绝对控股权的公司,包括建设、运营配电网的高新产业园区、经济技术开发区和其他企业,按照国家和省开展配电网业务有关规定完备手续后,可自愿转为拥有配电网经营权的售电公司,视为增量配电业务统一管理。配电网并网运行的售电公司,供电营业区内220千伏线路配电业务可自主调度管理,也可委托电力调度机构统一调度。孤立于全省电网主网运行的配电网须具备必要的应急备用电源、黑启动等技术能力,确保供电稳定可靠和普遍服务落实。

5.配电、售电及相关业务分开核算。电网企业成立或其他拥有配电网经营权的售电公司,其竞争性售电业务应逐步实现由独立的售电公司承担,人员、资金、信息等方面应与配电业务及其他非市场化业务分开。发电企业成立的配电、售电公司,配电业务、竞争性售电业务和发电业务均应相互独立,人员、资金、信息等方面分开。

(二)售电公司准入条件

1.按照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人。

2.资产要求。资产总额不得低于2千万元人民币。

(1)资产总额在2千万元至1亿元人民币的,可以从事年售电量不超过6亿至30亿千瓦时的售电业务。

(2)资产总额在1亿元至2亿元人民币的,可以从事年售电量不超过30亿至60亿千瓦时的售电业务。

(3)资产总额在2亿元人民币以上(不含2亿元人民币)的,不限制其售电量。

(4)拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的20%。

3.经营场所与设备要求。拥有与申请售电规模和业务范围相适应的经营场所,及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台,能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能,具备开展电能管理服务的技术能力。拥有配电网经营权的售电公司,应具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设备,具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员,对外委托有资质的承装(修、试)队伍的,承担相应监管责任。

4.专业人员条件

(1)无配电网经营权的售电公司。拥有10名及以上专业人员,掌握电力系统基本技术、经济专业知识,具备电力需求侧管理、综合节能管理等能力,有三年及以上工作经验。至少拥有1名高级职称和3名中级职称的专业管理人员。

(2)有配电网经营权的售电公司。拥有配电网经营权的售电公司应增加与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等,不少于20人,其中至少拥有2名高级职称和5名中级职称的专业管理人员。生产运行负责人、技术负责人、安全负责人应具有5年以上与配电业务相适应的经历,具有中级及以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书。

5.信用要求。无不良信用记录,并按照规定做出信用承诺,确保诚实守信经营。

6.相关资质条件

(1)存量配电业务。除电网企业存量资产外,拥有配电网存量资产绝对控股权的公司,按照国家增量配电业务管理规定,按照基本建设程序要求,向发展改革部门申请补充相关核准手续,符合上述资金、场所、设备和人员条件的,应按政策规定申请办理相关业务许可,明确供电营业区、取得许可后方可开展配电业务。

(2)增量配电业务。增量配电业务须纳入全省配电网建设规划,符合条件的市场主体向省发展改革委申请作为增量配电网项目的业主。省发展改革委通过招标等市场化机制公开、公平、公正优选确定项目业主,明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议;政府有关部门和能源监管机构按规定颁发相关业务许可,赋予相应资格。

拥有配电网经营权的售电公司,应具有健全有效的安全生产组织和制度,按照相关法律规定开展安全培训工作,配备安全监督人员;承诺履行电力社会普遍服务义务。

7.法律法规规定的其他条件。

(三)准入和退出管理

1.准入管理

(1)一注册。省电力交易机构负责售电公司注册服务。符合准入条件的售电公司自主选择电力交易机构办理注册,获得交易资格。省电力交易机构收到市场主体入市注册申请后,应在10个工作内完成正式注册,与市场主体签订交易平台使用协议,办理交易平台使用账户及数字证书,并组织相关专业培训。

市场主体注册信息发生变化时,应在5个工作日向相应的省电力交易机构申请变更。业务范围、公司股东等有重大变化的,应再次予以承诺、公示。

(2)一承诺。售电主体办理注册时,应按固定格式签署信用承诺书,并向省电力交易机构提交以下资料:营业执照、法人代表、资产证明、从业人员、经营场所和设备等基本信息和银行账户等交易信息。

拥有配电网经营权的,还需提供配电网电压等级、供电范围、相关业务许可等相关资料。

(3)一公示。接受注册后,省电力交易机构要通过“信用中国”等政府指定网站,将满足准入条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示,公示期为1个月。公示期满无异议的,注册手续自动生效。省电力交易机构将公示期满无异议的售电公司纳入市场交易主体目录,向社会公布并实行动态管理。

公示期间存在异议的,注册暂不生效,暂不纳入交易市场主体目录。售电公司可自愿提交补充材料并申请再次公示;经两次公示仍存在异议的,由省经济和信息化委会同山东能源监管办核实相关情况后裁决。

(4)三备案。省电力交易机构按月汇总售电公司注册情况,向省经济和信息化委、山东能源监管办和政府引入的第三方征信机构备案,并通过“信用中国”网站和电力交易平台向社会公布。

2.退出管理

(1)强制退出。售电公司有下列情形之一的,应强制退出市场并取消注册,原则上3年内不得进入市场。

①隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场,且拒不整改的;

②严重违反市场交易规则,且拒不整改的;依法被撤销、解散,依法宣告破产、歇业的;

③违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的;

④被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理,并被纳入严重失信主体“黑名单”的;

⑤法律法规规定的其他情形。

(2)自愿退出。售电公司可以自愿申请退出售电市场,需提前30个工作日向相应的电力交易机构提出申请。拥有配电网经营权的售电公司申请自愿退出时,应妥善处置配电资产。

(3)退出后善后处理。退出市场的售电公司由交易机构在目录中删除并取消注册,向社会公示10个工作日,公示期满无异议,方可对该售电公司实施强制退出或办理退出市场手续。

强制退出的售电公司,其所有已签订但尚未履行的购售电合同由省经济和信息化委征求合同购售电各方意愿,通过电力交易平台转让给其他售电公司或交由电网企业供电服务,并处理好其他相关事宜。自愿退出的售电公司退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让,并处理好相关事宜。拥有配电网经营权的售电公司退出的,若无其他公司承担该地区配电业务,由电网企业接收并提供供电服务。

交易机构应及时将退出且公示期满无异议的售电公司从自主交易市场主体目录中删除,同时注销市场交易注册,向省经济和信息化委、山东能源监管办和政府引入的第三方征信机构备案,并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。

四、电费结算

发电公司、电网企业、售电公司和用户应根据相关交易规则,按照自愿原则签订三方合同,电力交易机构负责提供结算依据,电网企业负责归集交叉补贴,代收政府性基金及附加,并按规定及时向有关发电企业和售电公司支付电费。拥有配电网经营权的售电公司,参照电网企业,承担本供电营业区范围内的收费、结算。

电网企业和拥有配电网运营权的售电公司可以结算并开具发票。拥有配电网经营权的售电公司,还应代收政府性基金及附加,交电网企业汇总后上缴财政;代收政策性交叉补贴,按照国家有关规定支付给电网企业。市场建设初期,没有配电网运营权的售电公司进入市场后,交易机构根据交易执行结果出具结算凭据,电网企业与电力用户结算电费,并向用户开具发票;电网企业向发电企业支付上网电费,发电企业向电网企业开具发票;售电公司应得的电费由电网企业支付,售电公司向电网企业开具发票。

配电区域内的售电公司或电力用户可以不受配电区域限制购电。输配电价核定前,配电区域内居民、农业、重要公用事业、公益性服务以外的市场购电价格,按照省政府确定的电网环节输配价格暂不作调整的原则执行;输配电价核定后,用电价格由发电企业或售电公司与电力用户协商确定的市场交易价格、配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价(含线损和政策性交叉补贴)、配电网的配电价格、以及政府性基金及附加组成。居民、农业、重要公用事业、公益性服务等用电,继续执行政府规定的电价。

五、实施步骤

(一)市场建设初期(2018年底前)

1.放开售电公司参与市场交易。依据售电公司的资产、场所、设备、人员、信用等各类资质条件,按照“一注册、一承诺、一公示、三备案”的准入程序,让符合条件的售电公司进入市场。制定出台售电公司准入和退出管理实施细则。售电公司可代理用户、发电企业参与交易,也可以相互间购电;可跨行业从事供水供气供热等公共服务,为电力用户提供综合能源服务。

2.开展增量配电业务试点。选取部分具备条件的单位开展增量配电业务试点,探索拥有配电网经营权的售电公司运营机制及服务方式。

(二)市场建设中后期(2019年-2020年)

1.有序放开增量配电业务。总结配电业务放开试点经验,制定配电网投资及运营管理办法。

2.建立电力行业信用体系。按照国家的统一部署,加快建设电力市场信用体系,建立健全失信联合惩戒机制,增强各类市场主体契约精神和履约意识,对发生失信行为的市场主体纳入重点观察名单,对违法违规严重失信的市场主体,纳入失信黑名单,通过信用监管减少投机现象,促进市场规范有序发展。

六、组织实施

省电力体制改革领导小组办公室加强售电侧改革的指导,及时协调解决售电侧改革工作中的问题,重大问题向领导小组报告。省经济和信息化委负责售电侧市场主体的准入与退出管理、售电侧改革工作的组织实施。省发展改革委负责有序放开配电网业务,做好增量配电网项目规划、实施等工作。省物价局根据职能依法履行价格监管职责。山东能源监管办负责对电网公平开放、市场秩序、市场主体交易行为、电力普遍服务等实施监管。国网山东省电力公司要做好公平开放电网、电量结算和统计等相关工作。省电力交易机构负责售电主体注册管理。各单位要密切配合、通力协作,推动我省售电侧改革不断深入。

售电侧改革是一项涉及面广、工作量大的系统工程。各有关部门要依据相关法律法规和监管要求,对售电市场公平竞争、信息公开、合同履行、合同结算及信用情况进行监管,加强对售电侧改革进展及售电市场的跟踪,及时分析评估试点情况,协调解决出现的问题,切实防范存在风险,推动我省售电侧改革工作顺利有序推进。


山东省加强和规范自备电厂监督管理实施方案

 

    根据《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)和国家有关配套文件精神,按照省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号)的部署要求,为进一步规范我省自备电厂的建设和运营,制定本实施方案。

    一、指导思想

    贯彻落实中发9号文件及其配套文件精神,坚持市场化改革方向,统筹规划自备电厂建设,规范自备电厂运营,促进平等参与市场竞争和资源综合利用,实现资源优化配置,提升电力系统整体安全水平,维护电力市场秩序,推动我省自备电厂规范有序发展。

    二、基本原则

   (一)统筹规划,有序发展。强化电力发展规划的引领作用,统筹能源资源和市场需求,科学规划建设自备电厂,促进自备电厂有序发展。

    (二)分类指导,确保稳定。对燃煤自备电厂和资源综合利用自备电厂进行分类指导,充分发挥自备电厂作用,提升自备电厂运行管理水平,维护电力系统安全稳定运行。

    (三)节能减排,提质增效。严格新建机组能效、环保准入门槛,落实水资源管理“三条红线”控制指标。持续升级改造和淘汰落后火电机组,提升自备电厂能效和环保水平。

    (四)公平负担,平等竞争。加强自备电厂系统备用费、基本电费等政策研究,执行统一的产业政策和市场规则,促进自备电厂公平负担,推动自备电厂成为合格的市场主体,公平参与市场交易。

    (五)加强监管,规范运行。构建规划、政策、规则、监管协调一致的监管体系,强化对自备电厂的监督管理,维护电力建设运行秩序。

三、加强建设管理,促进规范有序发展

(一)严格控制新上燃煤自备电厂规模

    1.新(扩)建燃煤自备电厂项目(除背压机组和余热、余压、余气利用机组外)要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划,并按程序核准。除国家、省规划的重点园区、重大项目外,原则上不再新(扩)建燃煤自备电厂项目。

    2.自备电厂机组要合理选择机型和装机规模,项目开工建设前要按规定取得核准文件和必要的支持性文件,建设过程中要严格执行国家和省有关火电建设产业政策和能效、水效、环保、安全、质量等标准。严禁未批先建、批建不符及以余热、余压、余气名义建设常规燃煤机组等违规行为。

(二)鼓励资源综合利用自备电厂发展

    鼓励企业回收利用工业生产过程中产生的余热、余压、余气等建设相应规模的自备电厂,其生产的电力、热力在满足本企业自身需求的基础上,鼓励其上网销售或按有关规定参与电力市场交易、向周边供热。此类项目可按有关规定减免政策性交叉补贴和系统备用费。

(三)鼓励自备电厂并网运行

    1.电网企业应对符合规定的自备电厂无歧视开放电网,按照新建电源接入电网的有关规定做好系统接入服务。

2.自备电厂并网应符合山东电网并网运行安全、技术条件,按要求配置继电保护、安全自动装置以及调度自动化、通信、计量和热力在线监测等装置确保并网安全。

四、加强生产运行管理,规范企业运营

(一)加强生产管理

并网自备电厂要按照电力行业有关法规和标准,加强设备管理,承担维护电力系统安全稳定运行的责任和义务,严格执行调度纪律,服从电力调度机构的运行安排,按调度指令启停机组、接带负荷,合理组织设备检修。

    (二)加强自备机组并网运行管理

全省直调自备电厂余电上网的应参与并网运行管理和辅助服务考核与补偿,根据自身负荷和机组特性提供调峰、调压等辅助服务,严格按照调度指令和发电上网曲线安排机组生产,维护电网运行安全。利用余热、余压、余气发电的自备电厂,原则上不参与电网调峰;确需调峰的机组,不得因调峰引起余热、余气对空排放。

(三)鼓励自备电厂企业实施改制

自备电厂企业可以与国有电力企业等社会资本合资组建股份制企业,或由社会资本收购,或由原投资企业全资经营。改制后,可以保留原自备电厂性质,也可以自愿转为公用电厂。

(四)加强计量和统计管理

1.拥有自备电厂的企业应按国家有关规定在发电机出口、上网关口安装电能计量装置,在用电侧安装用电信息采集装置,并具备远程实时自动采集功能,接入电网企业相关信息采集系统。关口计量点的设置和变更按照国家有关规定执行。

2.拥有自备电厂的企业所安装的电能计量装置应符合国家电能计量相关规范和标准,满足计量和计费要求,并能够分别计量发电量、厂用电量、分类用电量和上网电量等。

3.计量装置安装要求。2017年12月31日前完成10万千瓦及以上自备发电机组的电能计量装置安装工作,2018年12月31日前完成所有自备发电机组的电能计量装置安装工作。

4.自备电厂应按国家统计制度及山东省电力统计相关规定和程序,按期上报有关统计报表。

    五、加强规费征收管理,公平承担社会责任

    (一)拥有自备电厂的企业自发自用电量应按规定缴纳国家依法合规设立的政府性基金以及政策性交叉补贴。

(二)拥有并网自备电厂的企业应与电网协商确定备用容量,并按约定备用容量向电网企业支付系统备用费。根据电力市场化改革需要,探索研究取消系统备用费。

六、推进升级改造,淘汰落后机组

(一)推进环保改造。自备电厂应严格执行环保排放标准,安装污染物自动监控设备,并与环保部门联网。污染物排放不达标的自备电厂要限期完成改造。2017年6月底前,全省单机10万千瓦及以上燃煤电厂必须全部实现超低排放;2017年10月底前,7个传输通道城市单机10万千瓦以下燃煤电厂完成超低排放改造;2017年年底前,其余10个市单机10万千瓦以下燃煤电厂力争完成超低排放改造。

(二)提高能效水平。自备电厂运行要符合国家、省有关能效标准要求。供电煤耗、水耗高于同类机组平均水平5克/千瓦时、0.5千克/千瓦时及以上的自备燃煤发电机组,要实施节能、节水升级改造。2017年底前,全省常规燃煤自备机组能耗、水耗水平要与公用机组相当,达到《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》(GB21258-2013)标准要求。

(三)鼓励自备电厂实施容量替代。煤电小机组较多的企业,可通过新建背压供热机组或容量替代新建高效煤电机组等方式对现有机组进行整合,优先支持容量替代比例高的项目列入煤电发展规划。

(四)淘汰落后机组。对机组类型属于《产业结构调整目录》等相关产业政策规定淘汰类的,予以强制淘汰关停。能耗和污染物排放不符合国家和我省最新标准的自备电厂应限期实施升级改造,到期不能完成改造的一律予以关停。关停机组相应设备应就地拆除报废,不得转供电或解列运行,不得易地建设。关停的自备机组在一定补偿期内给予发电量计划补偿,通过替代发电方式由高效、环保大机组代发。补偿期限最长不超过3年,补偿电量计划按本机组近3年的平均发电利用小时数确定。

(五)推动燃煤消减。采用市场化机制引导拥有燃煤自备电厂的企业减少自发自用电量,增加市场购电量,逐步实现可再生能源替代燃煤发电。

七、明确市场主体,参与市场交易

    (一)确定市场主体。拥有并网自备电厂的独立法人企业(或授权企业)成为发电主体参与市场,应符合国家产业政策,达到能效、环保要求,按规定承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴,进入政府公布的交易主体目录并在交易机构注册。

    (二)有序参与市场交易。拥有自备电厂的企业成为发电市场主体后,其自用有余的电量可按电力市场交易规则与售电企业、电力用户开展直接交易,或通过交易机构集中交易平台交易。

    (三)平等参与购电。拥有自备电厂但仍需使用公用电网电力电量的企业,按规定承担国家依法合规设立的政府性基金,以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴后,可视为普通电力用户,平等参与市场购电。

    八、落实主体责任,加强监督管理

    (一)明确主体责任。拥有自备电厂的企业要严格落实国家和我省的电力产业政策和环保政策等要求,积极参与电力体制改革和电力市场建设,加强自备电厂管理,主动履行自备电厂的安全、环保等主体责任,严格执行能效、环保标准,切实维护电力系统安全稳定运行,公平承担社会责任。

    (二)加强监督管理,形成工作合力。省发展改革委、省经济和信息化委、省环保厅、省物价局、财政部驻山东专员办、山东能源监管办、国网山东省电力公司等相关部门、单位要根据各自职责范围,加强对自备电厂的规范和管理。省发展改革委负责自备电厂项目规划管理等工作;省经济和信息化委负责将自备电厂纳入全省电力电量平衡,做好供需衔接等工作;省环保厅负责对自备电厂环保设施建设、改造、环保指标管理等工作;省物价局负责自备电厂价格政策制定、价格监管等相关工作;财政部驻山东专员办负责自备电厂缴纳中央政府性基金情况的征收和监督检查等工作;山东能源监管办负责自备电厂并网运行和辅助服务管理、自备电厂市场主体认定等工作;国网山东省电力公司负责并网自备电厂的调度管理、政府性基金代征和电量计量、统计等工作。各地政府要加强属地管理,落实国家和省有关自备电厂的政策、要求。自备电厂所属企业要承担其安全生产的主体责任。各部门、单位要加强协调,齐抓共管,形成工作合力,确保自备电厂规范有序发展。


山东省推动分布式电源建设实施意见

 

根据省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号)等文件精神,为加快推动分布式电源建设,形成分布式电源发展新机制,结合我省实际,制定本实施意见。

一、重要意义

分布式电源是指在电力用户所在场地或附近区域建设,运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网为辅,且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施,包括天然气、太阳能、生物质能、风能、地热能、海洋能及余热余压余气等资源综合利用电源项目。与传统集中式发电相比,分布式电源遵循因地制宜、分散布局、就近消纳的原则,并具有直接面向终端用户、能源综合利用效率高、能耗低污染少等特点。在资源环境约束日益趋紧、储能和智能电网技术快速发展的新形势下,抓住推进电力体制改革的重大机遇,通过开放电网公平接入,建立分布式电源发展新机制,推动分布式电源建设发展,既有利于增强能源供应能力、提高能源系统综合利用效率,也有利于增加清洁能源供给、促进节能减排、减少大气污染。同时,还能带动相关技术进步和设备制造行业发展,拓展新的经济增长点。

二、指导思想、基本原则和主要目标

(一)指导思想

认真贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神,按照中央和省委、省政府电力体制改革的统一部署要求,坚持市场主导、政府引导、政策支持,坚持自发自用、余量上网、电网调节,加快推进分布式电源建设,完善并网运行服务,着力提升清洁能源在终端能源消费中的比重,着力提升分布式电源在电力应用中的比重,着力提升能源系统综合利用效率,积极构建公正开放、竞争有序、健全完善的现代电力市场体系。

(二)基本原则

分散布局、就近利用。依据区域能源发展规划,统筹各类能源资源,因地制宜、科学合理布局分布式电源项目,建立健全供需协调的用能系统,提高系统消纳能力和能源利用效率。

优先发电、全额保障。建立优先发电制度,保障规划内的风能、太阳能、生物质能等发电优先上网,促进清洁能源多发满发;全面放开用户侧分布式电源建设,实现新能源和可再生能源发电无歧视、无障碍接入。

机制创新、科技支撑。积极创新政策环境和体制机制,鼓励多种主体参与分布式电源建设、运营和管理;加强技术研发,推动产学研结合,加快推进技术进步和装备制造能力升级。

先行试点、逐步推广。积极开展分布式电源项目的各类试点和示范,深入探索各种新技术、新业态、新模式,总结积累试点经验,促进分布式电源健康有序发展。

(三)目标任务

通过推动分布式电源建设发展,到“十三五”末,全省新能源和可再生能源占能源消费比重达到7%;新能源和可再生能源发电由集中式为主向集中式与分散式并举转变,新增新能源和可再生能源发电装机中分布式发电占三分之一左右;建成50个左右具备各类典型特征的分布式电源示范项目,以此带动全省能源生产和消费变革。

三、主要应用领域和相关技术

(一)主要应用领域

1.各类企业、工业园区、经济开发区等;

2.政府机关和事业单位的建筑物或设施;

3.文化、体育、医疗、教育、交通枢纽等公共建筑物或设施;4.商场、宾馆、写字楼等商业建筑物或设施;

5.城市居民小区、住宅楼及独立的住宅建筑物;

6.农村地区村庄和乡镇;

7.偏远海岛;

8.适合分布式发电的其他领域。

(二)主要技术

1.与建筑物结合的用户侧光伏发电技术;

2.分散布局建设的并网型风电、太阳能发电技术;

3.小型风光储等多能互补发电技术;

4.工业余热余压余气发电及多联供技术;

5.以农林剩余物、畜禽养殖废弃物、有机废水和生活垃圾等为原料的气化、直燃和沼气发电及多联供技术;

6.地热能、海洋能发电及多联供技术;

7.天然气多联供技术、煤层气(煤矿瓦斯)发电技术;

8.微电网、“互联网+”智慧能源(能源互联网)、储能技术;9.其他分布式发电技术。

四、工作重点任务

(一)扩大分布式电源推广应用规模

充分发挥我省电网接入和市场消纳优势,放开用户侧分布式电源建设,支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件,因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源,准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。在城镇、工业园区、大型公用设施(机场、车站、医院、学校等)、商务区等重点区域,加强终端供能系统统筹规划和一体化建设,优化发展布局,通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源互联网等方式实现多能互补及协同供应,推动能源就地清洁生产和就近消纳,提高能源综合利用效率。在农村新型社区建设、旧村改造、农村改暖等工程中,按照“新农村、新能源、新生活”的总体思路,统筹规划沼气、光伏、生物质等分布式发电系统,改善农村供电状况和用能水平;坚持精准扶贫、精准脱贫,加快推进以小型村级电站为主的光伏扶贫项目建设,让贫困群众获得长期稳定收益。

(二)增强电网消纳保障能力

加强城乡配电网规划建设,坚持统一规划、统一标准、统筹城乡、协同推进,加大资金项目投入,着力解决城乡配电网薄弱问题,优化城乡网络结构,组织实施好新一轮农村电网改造升级工程,推进配电网转型升级,全面提升配电网信息化、智能化、自动化水平,构建安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好的现代配电网,满足分布式电源接入电网的需要。充分挖掘电网调峰能力,统筹推进抽水蓄能、燃机发电等调峰电源建设,强化需求侧管理,提高电网调峰能力和消纳能力。加强电源与电网规划的有机衔接,统筹考虑土地资源、电网消纳能力等因素,合理确定分布式电源开发规模和建设时序,保障分布式电源与配套电网同步建设、及时并网,促进分布式电源与电网协调有序发展。

(三)加快推进技术创新

坚持将科技创新驱动作为促进分布式电源持续健康发展的基本动力,建立完善以市场为导向、政府为引导、企业为主体、科研单位为支撑、各类用户广泛参与的产学研用技术创新体系,不断提高分布式电源利用效率,降低项目建设和运行成本,增强分布式电源技术经济综合竞争力。以提高光伏电池转换效率、生物质发电系统集成、储能设施能量密度、智能微网等关键技术为核心,加大技术及装备研发投入和攻关力度,提高科技创新能力和核心竞争力。适应分布式电源发展和多元化用户需求,优化电力需求侧管理,积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术,提高电网与发电侧、需求侧的交互响应能力。

(四)着力构建标准规范体系

贯彻落实国家分布式电源项目规划设计、装备制造、电网接入、并网运行等技术标准及规范,确保分布式电源项目合理合规建设。根据发展需要建设分布式电源并网运行监测、功率预测和优化运行相结合的综合技术体系,采用先进运行控制技术,实现分布式电源高效利用和系统安全稳定运行。充分发挥市场配置资源的决定性作用,提高分布式电源相关产品市场准入标准,鼓励和支持采用高效节能产品和先进技术,促进技术进步和产业升级。积极引导省内企业参与分布式电源相关标准规范的制订(修订),引领和带动本行业加快发展。

(五)加快推进“互联网+”分布式电源建设

充分发挥互联网在分布式电源生产、传输、存储、消费中的作用,促进分布式电源发展与互联网、物联网、云计算、大数据等技术深度融合,建设“源-网-荷-储”协调发展、集成互补的分布式电源综合系统,推动能源使用朝着设备智能、多能协同、信息对称、供需分散、交易开放的方向发展,激活能源供给端和消费端潜力,形成新型的能源生产消费体系和管控体制,带动能源互联网新技术、新模式、新业态发展。加快构建基于互联网的分布式能源信息化服务平台,为用户提供开放共享、灵活智能的能源供应及增值服务。

(六)搞好试点示范项目

鼓励具备条件的地区、部门和企业,因地制宜地开展各类分布式电源试点示范。围绕多能协同互补、高比例清洁能源利用、新能源微电网、储能、“互联网+”等重点领域,积极开展分布式能源利用城市、园区、项目三级示范体系创建工作,形成一批可复制、可推广的发展模式,促进各类分布式电源发展。积极探索分布式电源与农业、工业、交通、旅游以及充电基础设施、新型城镇化、新农村建设等不同行业融合发展的新途径。

五、保障措施

(一)加强规划引导

坚持规划先行、统筹布局,根据能源资源禀赋、当地用能需求、社会承受能力、科技装备水平、行业发展趋势等因素,科学规划分布式电源发展,明确不同技术类型的分布式电源发展目标、建设规模和空间布局,引导分布式电源均衡、有序发展。加强与经济社会发展、城镇化、城乡、土地利用、天然气管网、电网发展等规划的有机衔接,增强规划的一致性、协调性和可操作性。

(二)规范项目管理

按照简政放权、放管结合、优化服务的要求,各类别分布式电源项目按照简化审批程序办理。根据新修订的政府核准的投资项目目录,小水电、分布式燃气热电联产、农林生物质热电联产、垃圾焚烧发电、风电项目由市级投资主管部门核准;光伏发电项目由各级发展改革部门按照属地原则实行分级备案管理;其他不在核准目录范围的分布式电源项目实行备案管理。如国家或省对基本建设项目审批政策作出调整,按照新规定执行。

(三)做好并网服务和电量消纳

对于符合规划的分布式电源项目,按照优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率的原则,完善分布式电源接网服务程序,为分布式电源提供便捷高效的接网服务。结合分布式电源发展需求,加强电网适应性和消纳能力等关键技术研究,完善电网接入技术标准、工程规范和相关管理办法,不断提升分布式电源并网管理水平。电网企业负责分布式发电外部接网设施及由接入引起公共电网改造部分的投资建设。认真落实国家可再生能源发电全额保障性收购制度,加强分布式电源统一调度管理,提升新能源功率预测水平,优先保障分布式电源运行,解决好无歧视、无障碍上网问题,并确保按期及时结算电费、转付补贴。

(四)完善财税支持政策

积极争取中央财政资金、基建投资资金、相关产业专项建设基金以及示范项目奖补资金,对分布式电源项目建设、技术研发、运营管理等给予支持;优化各级财政资金使用方向,采取政府购买服务、补助、奖励、贴息等方式,加大倾斜支持力度。对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加、国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持基金、农网还贷资金等4项针对电量征收的政府性基金,以及系统备用容量费和相关服务费用。各地要结合实际,研究制定相关财政支持政策,落实国家对各类分布式电源项目的增值税、所得税等优惠政策,不得以各种名义向分布式发电企业收取法律法规规定之外的费用,合力推动分布式电源项目发展。

(五)加大价格支持力度

贯彻落实国家分布式可再生能源发电价格支持政策。对符合条件的项目,按国家有关规定及时申报可再生能源电价资金附加补助目录,经国家审核、确认后,按期支付补贴。对新投产天然气分布式发电机组在企业自发自用或直接交易有余,并由电网企业收购的电量,其上网电价原则上参照当地新投产天然气热电联产发电上网电价执行。支持分布式电源项目建设单位通过技术进步、效率提升和运营创新等,探索降低发电成本。按照国家统一部署,积极开展分布式发电市场化交易试点工作。

(六)拓宽多元化融资渠道

积极引导社会资本投资建设分布式发电项目,支持采取政府和社会资本合作模式(PPP)建设分布式发电项目。鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以“合同能源管理”模式,投资建设和运营管理分布式电源项目。鼓励银行等金融机构创新产品和服务,对技术先进、市场需求大、发展潜力大的分布式发电企业给予信贷支持;支持分布式发电企业通过在多层次资本市场挂牌交易、私募股权投资、发行债券、融资租赁等方式拓宽融资渠道;积极推广股权、项目收益权、特许经营权等质押方式融资;鼓励融资性担保机构为分布式电源项目提供贷款和债务融资担保。

(七)创造良好的市场环境

进一步加大对分布式电源的科学技术普及和舆论宣传工作力度,营造有利于加快分布式电源发展的社会氛围。加大与省内外先进地区和企业的交流合作,加强对地市和企业对分布式电源项目相关技术、标准、流程的培训和指导。国家能源局派出机构要加强后续监管,对分布式电源项目接入电网、并网运行、补贴和电费结算强化监督检查,确保项目建设合法合规有序推进。

 

山东省电力中长期交易规则(试行)

 

第一章 总 则

 

第一条   为规范我省电力中长期市场交易,依法维护电力市场主体的合法权益,保证电力市场的开放、竞争、有序,根据《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》及其配套文件、省委省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》、国家《电力中长期交易基本规则(暂行)》以及有关政策规定,结合山东实际,制定本规则。

第二条   本规则适用于山东省电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易和辅助服务交易。

第三条   本规则所称电力中长期交易主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体,通过市场化方式,开展的多年、年、月等日以上的电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易和辅助服务交易。

第四条   电力市场成员应严格遵守市场规则,自觉自律,不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。

任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。

第二章 市场成员

 

第五条   市场成员包括发电企业、售电企业、电力用户、电网企业、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。

第六条   发电企业的权利和义务:

(一)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,执行优先发电和基数电量等合同;

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;

(三)执行并网调度协议,服从电力调度机构的统一调度,按规定提供辅助服务;

(四)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;

(五)法律法规规定的其他权利和义务。

第七条   售电企业、电力用户的权利和义务:

(一)按规则参与电力市场交易,签订和履行购售电合同、输配电服务合同,提供直接交易电力电量需求及其他生产信息;

(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务,按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等;

(三)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;

(四)服从电力调度机构的统一调度,在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)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,执行有序用电管理,配合开展错避峰;

(六)已确定由售电企业代理的电力用户,不得再进入市场参与交易;

(七)法律法规规定的其他权利和义务。

第八条   独立辅助服务提供者的权利和义务:

(一)按规则参与辅助服务交易,签订和履行辅助服务合同;

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;

(三)服从电力调度机构的统一调度,按调度指令和合同约定提供辅助服务;

(四)按规定披露和提供信息,获得市场交易和辅助服务等相关信息;

(五)法律法规规定的其他权利和义务。

第九条   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)向市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;

(三)服从电力调度机构的统一调度,建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;

(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;

(五)按规定收取输配电费(含交叉补贴、线损),代收代付电费和政府性基金与附加等;

(六)按照交易机构出具的结算依据,承担市场主体的电费结算责任,保障交易电费资金安全;

(七)预测并确定优先购电电力用户的电量需求,执行厂网间优先发电、基数电量等合同;

(八)按政府定价向优先购电用户及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务,签订和履行相应的供用电合同,与发电企业签订和履行购售电合同;

(九)按规定披露和提供信息;

(十)法律法规规定的其他权利和义务。

第十条   电力交易机构的权利和义务:

(一)组织和管理各类交易;

(二)根据本规则拟定相应电力交易实施细则;

(三)编制年度和月度交易计划;

(四)负责市场主体的注册管理;

(五)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;

(六)监视和分析市场运行情况;

(七)经授权在特定情况下实施市场干预;

(八)建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统;

(九)配合分析评估市场规则,提出修改建议;

(十)按规定披露和发布信息;

(十一)法律法规规定的其他权利和义务。

第十一条      电力调度机构的权利和义务:

(一)负责安全校核;

(二)按调度规程实施电力调度,负责系统实时平衡,确保电网运行安全;

(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,保障电力交易结果的执行(因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时,由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任);

(五)经授权,暂停执行市场交易结果;

(六)按规定披露和提供电网运行的相关信息;

(七)法律法规规定的其他权利和义务。

 

第三章 市场准入与退出

 

第十二条      参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者,应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。非独立法人的电力用户、发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)经法人单位授权,可参与相应电力交易。

第十三条      电力直接交易的市场准入条件:

(一)发电企业准入条件

1.依法取得《电力业务许可证》(发电类),新投产机组达到商业运营的条件;

2.符合产业政策、安全生产和环保标准要求;

3.并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后,可作为合格的市场主体参与市场交易。

(二)电力用户准入条件

1.符合产业政策及节能环保要求;

2.符合电网接入规范,满足电网安全技术要求;

3.拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费;

4.符合省政府有关部门制定的其他准入条件,鼓励优先购电的电力用户自愿进入市场。

(三)售电企业准入条件

按照《售电企业准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)有关规定执行。

(四)准入目录

市场建设初期,暂对参与直接交易的发电企业和电力用户实行目录管理。省经济和信息化委对申请进入或退出电力直接交易的电力用户审核,山东能源监管办对申请进入或退出电力直接交易的发电企业审核。符合准入条件的目录应实行动态管理。

进入电力直接交易目录且完成注册的市场主体方可参与交易。

第十四条      具有直接交易资格的电力用户和售电企业可以参与跨省跨区直接交易,电力用户也可以委托售电企业或者电网企业代理参与跨省跨区交易,由市场主体自主决定。在市场建设初期,暂对参与跨省跨区直接交易的电力用户实行目录管理。

第十五条      合同电量转让交易的市场准入条件:

(一)拥有基数电量合同、直接交易合同的发电企业可参与合同转让交易;

(二)直接交易合同仅限于符合市场准入条件的发电企业之间进行转让交易;

(三)优先发电电量原则上不得转让。

第十六条      独立辅助服务提供者的市场准入条件:

(一)具有辅助服务能力的独立辅助服务提供者,经电力调度机构进行技术测试通过后,方可参与交易;

(二)鼓励电储能设备运营商、参与市场的用户等参与辅助服务市场。

第十七条      售电企业参与电力市场交易,按照《售电企业准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。发电企业、电力用户等市场主体参与电力市场交易,参照《售电企业准入与退出管理办法》办理有关手续。

售电企业注册生效后,省内售电企业须在注册地地级市供电公司开立电费结算账户,省外售电企业须到济南供电公司开立电费结算账户。

电力交易机构根据市场主体注册情况按月汇总形成市场主体目录,向山东能源监管办、省政府有关部门和第三方征信机构备案,并通过“信用中国”网站和电力交易机构网站向社会公布。

第十八条      参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场,不得随意退出市场,取消政府定价。

    符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户,可向售电企业购电,也可向所在地供电企业购电。其他未参与市场的电力用户由所在地供电企业提供供电服务。

第十九条      参与市场交易的用户可以直接与发电企业进行交易,也可以选择售电企业代理交易,两种方式只能选择其一。

    选择代理交易的用户只能由一家售电企业代理,且同一年内不得变更代理关系。电力用户由售电企业代理后,不得再直接与发电企业进行双边交易,也不得直接参与集中竞价交易。

第二十条      市场主体变更注册或者撤销注册,应当按照电力市场交易规则的规定,向电力交易机构提出变更或撤销注册;经公示后,方可变更或者撤销注册。当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时,经山东能源监管办核实予以撤销注册。

第二十一条         已参加市场交易的用户又退出的,在通过售电公司购电或再次参与市场交易前,由电网企业承担保底供电责任。电网企业与电力用户交易的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上,由省物价局按照政府核定的居民电价的1.2-2倍确定。

    市场主体进入市场后被列入黑名单的,原则上3年内不得参与电力市场交易,列入黑名单的用户可通过售电公司购电或由电网企业保底供电,相关信息通过信用信息平台公布。

第二十二条         市场主体被强制退出或自愿退出市场的,按合同约定承担相应违约责任。电力交易机构、电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。

 

第四章 交易品种、周期和方式

 

第二十三条         电力中长期交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易和辅助服务交易。

直接交易电量为电力用户使用的大工业与一般工商业用电量,不含政府公用事业、居民生活等保障性电量。合同电量是指发电企业的基数合同电量、直接交易合同电量,用户和售电企业的合同电量暂不交易。辅助服务是指自动发电控制(AGC)、有偿调峰等。

第二十四条         电力中长期交易主要按年度和月度开展。鼓励发电企业、售电企业、电力用户之间建立长期稳定的合作关系,签订一年以上长期双边合同。

第二十五条         电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式。

(一)双边协商交易是指市场主体之间自主协商交易电量、电价,形成双边协商交易初步意向后,经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

(二)集中竞价交易是指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价,电力交易机构考虑安全约束进行市场出清,经电力调度机构安全校核后,确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格等。向我省送电的跨省跨区电能交易原则上应在我省电力交易平台与省内集中竞价交易同时开展。

(三)挂牌交易是指市场主体通过电力交易平台,将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约,由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请,经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

第二十六条         我省电力直接交易以双边协商交易方式为主、集中竞价交易方式为辅,现阶段主要开展年度双边协商交易、月度双边协商交易、月度集中竞价交易;合同电量转让交易以月度双边协商交易方式为主、月度挂牌交易方式为辅;辅助服务交易采取月度集中竞价交易方式。

 

第五章 价格机制

 

第二十七条          电力中长期交易的成交价格原则上由市场主体通过自主协商、集中竞价等市场化方式形成,第三方不得干预正常交易形成的价格。

第二十八条          核定输配电价前,电力直接交易采取电网购销差价不变、价差传导的方式。核定输配电价后,电力直接交易按照核定的输配电价执行。相关政府性基金与附加按国家有关规定执行。

第二十九条          跨省跨区输电价格和输电损耗按照国家有关规定执行。

第三十条      双边协商交易价差或价格按照双方合同约定执行,集中竞价交易按照统一出清价差或价格确定,挂牌交易以挂牌成交价差或价格结算。

输配电价核定前,集中竞价交易采用交易双方分别申报交易电量和价差,按市场边际成交价差作为全部成交电量价差的统一出清模式。若发电企业与用户(售电企业)的边际成交价差不一致,则按两个价差的算术平均值执行。

输配电价核定后,集中竞价交易采用交易双方分别申报交易电量和电价,按市场边际成交电价作为全部成交电量价格的统一出清模式。若发电企业与用户(售电企业)的边际成交电价不一致,则按两个电价的算术平均值执行。

第三十一条          在输配电价核定前,发电企业申报电力直接交易上网价差,统一以参加直接交易的公用机组按容量加权平均上网电价为基准。用户以自身执行的、物价部门确定的电度电价为基准。售电企业以其代理用户执行的、物价部门确定的电度电价为基准。公用机组按容量加权平均上网电价由省物价局确定、公布。上网电价不包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放等环保电价。如遇电价调整,按照平均调价幅度相应调整并由省物价局确定、公布。

第三十二条          输配电价核定前,直接交易用户和售电企业结算电价计算公式:P=Pc+△P

其中:P是指用户或售电企业的直接交易结算电价;

Pc是指用户或售电企业代理用户对应的物价部门确定的电度电价;

△P是指用户或售电企业与发电企业直接交易成交价差。

输配电价核定后,电力用户、售电企业购电价格由直接交易成交电价、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金和附加等组成。

第三十三条          参与电力直接交易用户的功率因数调整电费和执行两部制电价用户的基本电价政策保持不变。

第三十四条          参与电力直接交易且符合执行峰谷分时电价的用户,继续执行峰谷分时电价。核定输配电价前,先按峰谷分时电价政策计算峰谷电价,再执行直接交易价差。核定输配电价后,直接交易电价作为平段电价,峰谷电价按分时电价政策确定。电力用户不参与分摊调峰服务费用。电力用户侧单边执行峰谷分时电价造成的损益单独记账,在今后电价调整中统筹考虑。

第三十五条          双边协商交易原则上不限价。集中竞价交易中,为避免市场操纵及恶性竞争,在确有必要时,对市场交易价格实行最高、最低限价,限价标准由省物价局根据国家有关规定确定。

第三十六条          跨省跨区电能交易的受电落地价格由成交价格(送电价格)、输电价格(费用)和输电损耗构成。成交价格根据双边协商交易、集中竞价交易和挂牌交易等方式确定。

第三十七条          合同电量转让交易价格为合同电量的双方协商或挂牌成交价格。原有合同的结算价格保持不变。省内合同电量转让、回购以及跨省跨区合同回购不收取输电费和线损。跨省跨区合同转让按照潮流实际情况收取输电费和线损。

第三十八条          参与AGC服务的机组按照调用机组报价的加权平均价格补偿,参与调峰服务的机组按照调用机组每档报价的加权平均价格补偿。

 

第六章 电力直接交易组织

 

第一节 交易时序安排

 

第三十九条         开展年度交易时,首先根据市场放开要求确定年度电力直接交易电量规模,然后组织开展年度双边交易。

    随着市场化程度的提高,逐步过渡到按照用电类别放开用户,根据进入市场用户的用电需求预测确定交易规模。

第四十条      开展月度交易时,首先开展月度双边交易,其次开展月度集中竞价交易。

第四十一条          在年度交易、月度交易结束后,电力交易机构在2个工作日内将省内和跨省跨区双边交易和集中竞价交易结果进行汇总,发布年度、月度汇总后的交易结果和分项交易结果。电力调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式,保障交易结果的执行。

 

第二节 年度双边交易

 

第四十二条          每年12月初,电力交易机构应通过交易平台发布次年双边交易相关市场信息,包括但不限于:

(一)次年关键输电通道剩余可用输电能力情况;

(二)次年直接交易电量需求预测;

(三)次年跨省跨区交易电量需求预测;

(四)次年各机组可发电量上限;

(五)年度双边交易开市及闭市时间。交易时间原则上不超过10个工作日。

第四十三条          售电企业应在交易开始前5个工作日之前,将与代理用户签订的代理协议(或合同)报送电力交易机构(或通过技术支持系统确定双方代理关系)。

    代理协议(或合同)应标明代理的用户名称、电费结算户头等。用户名称应与其供用电合同保持一致,存在多个结算户头的应全部列明。

第四十四条          电力用户与售电企业年购电量小于2亿千瓦时的,只允许提交一个年度双边交易合同。

第四十五条          签订一年以上长期合同的发电企业、售电企业和电力用户,应在每年双边协商交易开市前签订该年度的双边协商交易意向书(或合同),并将意向书(或合同)通过技术支持系统报送电力交易机构优先进行确认,逾期不予受理。

第四十六条          签订一年以上长期合同的发电企业、售电企业和电力用户,在合同期内不得随意解除合同,如确需解除,由主动解除方将解除协议书面报送电力交易机构。解除长期合同后,3年内不再接受主动解除方签订一年以上长期合同。

第四十七条          市场主体经过双边协商达成年度双边直接交易意向后,应将交易电量参照《山东省电力用户与发电企业直接(双边)交易年度/月度合约交易意向书(示范文本)》按月分解到机组,并在年度双边交易市场闭市前,通过技术支持系统向电力交易机构提交意向电量。

第四十八条          电力交易机构在闭市后2个工作日内完成交易意向电量的审查、汇总、计算,确定分机组意向电量,转送电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应在3个工作日内完成安全校核。如果存在未通过安全校核的机组,提出调减电量意见并将校核结果交由交易机构。

第四十九条          电力交易机构在接到电力调度机构安全校核结果的下一个工作日将双边交易结果向所有市场主体公开发布。

    市场主体对交易结果有异议的,应在结果发布当日向电力交易机构提出,由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的,应当在结果发布当日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。

第五十条      建立电子合同系统。交易机构发布交易结果后,由技术支持系统自动生成年度双边直接交易合同,相关市场主体应在成交信息发布后的3个工作日内,通过技术支持系统签订电子合同。

第五十一条          跨省跨区年度双边交易的流程与省内年度双边交易相同,具备条件时同时组织开展。送电省参与跨省跨区年度双边交易发电企业的安全校核由该省电力调度机构负责,输电通道的安全校核由承担调度责任的相应电力调度机构负责。

 

第三节 月度双边交易

 

第五十二条          每月上旬,电力交易机构应通过交易平台发布次月双边交易相关市场信息,包括但不限于:

(一)次月关键输电通道剩余可用输电能力情况;

(二)次月直接交易电量需求预测;

(三)次月跨省跨区交易电量需求预测;

(四)次月各机组可发电量上限;

(五)月度双边交易开市及闭市时间。交易时间原则上不超过5个工作日。

第五十三条          市场主体经过双边协商达成月度双边直接交易意向后,应将交易电量分解到机组,并在月度双边交易市场闭市前,通过技术支持系统向电力交易机构提交意向电量。

第五十四条          电力交易机构在闭市后2个工作日内完成交易意向电量的审查、汇总、计算,确定分机组意向电量,转送电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应在3个工作日内完成安全校核。如果存在未通过安全校核的机组,提出调减电量意见并将校核结果交由交易机构。

第五十五条          电力交易机构在接到电力调度机构安全校核结果的下一个工作日将双边交易结果向所有市场主体公开发布。

    市场主体对交易结果有异议的,应在结果发布当日向电力交易机构提出,由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的,应当在结果发布当日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。

第五十六条          交易机构发布交易结果后,由技术支持系统自动生成月度双边直接交易合同,相关市场主体应在成交信息发布后的3个工作日内,通过技术支持系统签订电子合同。

第五十七条          跨省跨区月度双边交易的流程与省内月度双边交易相同,具备条件时同时组织开展。送电省参与跨省跨区月度双边交易发电企业的安全校核由该省电力调度机构负责,输电通道的安全校核由承担调度责任的相应电力调度机构负责。

 

第四节 月度集中竞价交易

 

第五十八条          每月中下旬,电力交易机构通过技术支持系统发布次月集中竞价交易相关市场信息,包括但不限于:

(一)次月关键输电通道剩余可用输送能力情况;

(二)次月集中竞价直接交易电量需求预测;

(三)次月集中竞价跨省跨区交易电量需求预测;

(四)次月各机组可发电量上限;

(五)月度集中竞价交易开市及闭市时间。交易时间原则上不超过2个工作日。

第五十九条          月度集中竞价交易开始后,发电企业、售电企业和电力用户通过技术支持系统申报电量、价差(或电价)。技术支持系统对申报数据进行确认,并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。市场主体对所申报的数据负责。

发电企业按机组申报次月上网电量和上网价差(或上网电价),用户和售电企业申报次月用电量和用电价差(或电价)。发电企业申报的电量应包括总电量和分解到机组的电量,每台机组只能申报一个电量和一个价差(或电价)。用户和售电企业只能申报一个电量和一个价差(或电价)。

申报电量的最小单位为10兆瓦时,价差或电价的最小单位为1元/兆瓦时。价差为负数(正数)时,表明直接交易的发电上网电价低于(高于)参与直接交易公用机组按容量加权平均上网电价,直接交易的用户和售电企业用电价格低于(高于)物价部门确定的电度电价(或电度电价加权平均值)。

第六十条      集中竞价交易按市场边际成交价差(或电价)作为全部成交电量价差(或电价)的统一出清模式执行。若发电企业与用户(售电企业)的边际成交价差(或电价)不一致,则按两个价差的算术平均值执行。

输配电价出台前,将发电企业、电力用户和售电企业申报价差配对,形成竞价交易价差对:

 价差对=发电企业申报价差-电力用户(售电企业)申报价差;

当价差对数值为正值时,双方不能成交。当价差对数值为0或负值时,按照价差对数值由低到高排序,对相应申报电量依次匹配成交,直至成交电量达到一方可成交电量全部匹配完成。

输配电价出台后,将发电企业、售电企业和电力用户申报电价配对,当发电企业报价高于用户、售电企业报价时,双方不能成交;发电企业报价低于或等于用户、售电企业报价时,可以成交。发电企业按照报价由低到高排序,用户、售电企业按照报价由高到低排序,依次匹配成交,直至成交电量达到一方可成交电量全部匹配完成。

当成交的一方存在多个价差(电价)数值相同的主体时,按等比例原则确定各自中标电量。

市场出清结果应包含:成交总电量,各电力用户、售电企业、发电企业(分解到机组)成交电量,市场出清价差(电价)。

第六十一条          报价结束后,技术支持系统考虑安全约束自动生成初始交易结果,由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在2个工作日内完成安全校核,返回电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的当日,通过技术支持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。集中竞价交易以交易机构发布的最终结果为准,不再签订合同。

第六十二条          跨省跨区月度集中竞价交易的流程与省内月度集中竞价交易相同,具备条件时同时、同平台组织开展。送电省参与跨省跨区月度集中竞价交易发电企业的安全校核由该省电力调度机构负责,输电通道的安全校核由承担调度责任的相应电力调度机构负责。

 

第七章 合同电量转让交易组织

 

第一节 交易时序安排

 

第六十三条          在年度合同分解到月的基础上,发电企业内部机组间或各发电企业间可开展基数合同电量、月度直接交易合同电量转让交易。首先开展月度双边交易,其次开展月度挂牌交易。月度双边交易已成交的发电企业,当月不得参与反向月度挂牌交易。

第六十四条          电力交易机构在月度交易结束后,应于2个工作日内将双边交易和挂牌交易的结果进行汇总,发布月度汇总后的交易结果。电力调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式,保障交易结果的执行。

第六十五条          同电量转让交易应在当月集中竞价交易前完成,出让电量的发电企业(机组)原则上不得参与月度集中竞价交易。

 

第二节 交易信息提交及发布

 

第六十六条          每月上旬,有挂牌转让意向的发电企业向电力交易机构提交月度基数合同电量、月度直接交易合同电量的挂牌转让信息,列明转让电量的品种、数量、价格等。

第六十七条          每月上旬,电力交易机构通过交易平台发布次月基数合同电量、月度直接交易合同电量等挂牌转让交易相关市场信息,包括但不限于:

(一)关键输电通道剩余可用输送能力情况;

(二)发电企业各合同电量转让交易需求规模;

(三)各机组可发电量上限;

(四)月度双边合同交易开市及闭市时间,交易时间原则上不超过5个工作日;挂牌交易开市及闭市时间,交易时间原则上不超过3个工作日。

 

第三节 合同电量转让月度双边交易

 

第六十八条          有合同电量转让意向的发电企业经过双边协商,形成合同电量转让月度双边交易意向协议,确定合同电量转让的品种、数量、价格。在月度双边交易闭市前,通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。

第六十九条          合同电量转让双方以发电量为基础,按照上网电量不变原则,根据转让双方综合厂用电率折算确定转让电量,电量分解到机组、到月份。

第七十条      电力交易机构应在双边交易闭市后1个工作日内完成交易意向协议的审查、汇总,转送电力调度机构进行安全校核。

第七十一条          电力交易机构应在接到调度机构安全校核结果的当日将合同电量转让双边交易结果向所有市场主体公开发布。市场主体如对交易结果有异议,应在结果发布当日向电力交易机构提出,由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的,应在结果发布当日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。

第七十二条          交易结果确认后,由技术支持系统自动生成月度合同电量转让双边交易合同,相关市场主体应在成交信息发布后的3个工作日内,通过技术支持系统签订电子合同。

 

第四节  合同电量转让月度挂牌交易

 

第七十三条          挂牌交易开市后,由市场主体在交易平台上发布月度转让电量的品种、数量和价格,发布要约持续时间不超过3个工作日。符合条件的发电企业通过技术支持系统提出接受该要约的申请,技术支持系统对申请数据进行确认。开市期间,在申请数据未接受要约前,出让方可多次修改申报数据。挂牌交易申报的电量应包括总电量和分解到机组的电量。

第七十四条          闭市后,电力交易机构根据接受要约情况确定成交电量和价格,形成出清结果,并在1个工作日内交由电力调度机构进行安全校核。调度机构应在3个工作日内完成挂牌交易出清结果的安全校核,并转交电力交易机构。

第七十五条          电力交易机构接到电力调度机构安全校核结果后,应在当日将最终出清结果和安全校核说明在交易平台一并发布。发电企业对交易结果有异议的,应当在当日向电力交易机构提出,由电力交易机构会同电力调度机构进行解释和协调。发电企业对交易结果无异议的,应当在结果发布当日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。各方以最终交易结果为准,不再另行签订合同。

 

第八章 安全校核与交易执行

 

第七十六条          电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同电量转让必须通过电力调度机构安全校核。跨省跨区交易须提交相关电力调度机构共同进行安全校核。安全校核的主要内容包括但不限于:通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。

第七十七条          为保障系统整体的备用和调频调峰能力,在各类市场交易开始前,电力调度机构可根据机组可调出力、检修天数、系统净负荷曲线以及电网约束情况,折算得到各机组的电量上限,对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。

第七十八条          电力调度机构在各类市场交易开始前应按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,由电力交易机构予以公布。

第七十九条          安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时,电力调度机构需出具书面解释,提出调整意见,由电力交易机构予以公布。

第八十条      安全校核未通过时,双边交易按等比例原则进行削减,集中竞价交易按发电机组申报价格从高到低顺序进行削减,价格相同时按发电侧节能低碳调度的优先级进行削减。

第八十一条          电力交易机构根据发电企业各类年度合同中约定的月度电量分解和各类月度交易成交结果,形成发电企业的月度发电计划。

第八十二条          月度发电计划内容包括:

(一)月度总发用电量平衡计划;

    (二)跨省跨区电力电量计划;

    (三)月度优先发电电量计划;

    (四)月度基数电量计划;

    (五)月度直接交易电量计划;

   (六)其他交易电量计划。

第八十三条          电力调度机构负责执行月度发电计划,每日跟踪和公布月度发电计划执行进度情况。市场主体对月度计划执行提出异议时,电力调度机构负责出具说明并公布相关信息。

电力交易机构应在每月10日前总结、发布上月市场交易信息,并于每年1月15日前向山东能源监管办、省经济和信息化委、省物价局书面报送上一年度电力市场交易开展情况。

 

第九章 合同电量偏差处理

 

第八十四条          中长期合同执行偏差通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理。

预挂牌月平衡偏差方式是指在满足电网安全约束的前提下,将上月全网实际完成电量与计划电量的差额,按照各机组上月的预挂牌价格排序确定机组上调、下调电量,作为月度调整电量累加至机组本月计划电量。每月结束后,按照机组月度调整电量、集中竞价交易电量、双边交易电量和基数电量的顺序依次结算。月度调整电量在发电侧当月结清,其余电量可在当年后续月份电量中进行滚动调整。

第八十五条          在组织月度集中竞价交易时,发电企业应同时报送分机组的上调增发价格和下调补偿价格,并据此确定上调机组调用排序(按增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按补偿价格由低到高排序)。

第八十六条          每月5日前,交易机构按照上调、下调机组调用排序依次确定中标机组和电量,直至上月差额电量全部成交。

当月度实际发电量大于计划电量时,差额为正,按照预招标上调报价确定的机组排序,增发价格较低的机组优先中标;当月度实际发电量小于计划电量时,差额为负,按照预招标下调补偿报价确定的机组排序,减发补偿价格较低的机组优先中标。当价格相同时,增发按照机组容量由大到小、减发按照机组容量由小到大的顺序确定中标机组。

当月未纳入开机组合的机组不参与上调、下调电量交易。

第八十七条          调度机构在保证电网安全运行的前提下,根据全网机组运行负荷率确定预挂牌机组负荷率上限和下限,并在月初公布。各机组上调、下调电量的限额按照负荷率上下限对应发电量与机组当月全部发电量计划的差额确定。

第八十八条          上调电量电价和下调电量补偿电价统一按最后一台中标机组的报价执行。

第八十九条          发电机组中标的月度调整电量当月有效、当月执行,不向后滚动。上调电量不占用机组年度计划与市场合同,下调电量按照机组月度集中竞价交易电量、月度双边交易电量、年度分月双边交易电量、基数电量计划、优先发电计划的顺序依次扣减。

月度双边交易和集中竞价交易结束后,发电机组的月度市场合同电量不再调整,月度实际发电量与合同的偏差可在后续月份滚动调整。

第九十条      月度双边交易和集中竞价交易结束后,用户、售电企业按月度实际用电量结算电费,实际用电量与合同偏差超出+6%和-2%的部分予以考核。

第九十一条          电力调度机构根据各个电厂的年度总发电量计划和月度市场电量,考虑供需平衡、检修和安全约束等实际情况,安排机组组合和出力计划。

 

第十章 辅助服务

 

第九十二条          辅助服务执行我省辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则(以下简称“两个细则”)。

第九十三条          辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务是指并网发电厂提供的一次调频、基本调峰、基本无功调节等,基本辅助服务不进行补偿。有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务,包括自动发电控制(AGC)、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等,以及电力用户、独立辅助服务提供者提供的有偿调峰、调频等服务。

现阶段辅助服务交易仅包括自动发电控制(AGC)和有偿调峰。当电网黑启动、无功等其他辅助服务提供主体较多时,采用竞争方式确定提供主体,由电力调度机构根据系统运行需要确定其他辅助服务总需求量,各主体通过竞价的方式提供辅助服务。

第九十四条          鼓励独立辅助服务提供者和电力用户参与提供辅助服务。

第九十五条          按照“补偿成本、合理收益”的基本原则,考虑辅助服务效果,对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户和独立辅助服务提供者进行补偿。

第九十六条          采用竞争方式确定自动发电控制提供主体(AGC机组及储能装置),提供主体应满足调节性能标准要求。

提供主体每日通过辅助服务交易平台提报次日AGC装置补偿价格,补偿价格应为非负数。电力调度机构按照补偿价格对满足调节性能标准的AGC装置进行排序,并根据系统运行需要和排序组织、安排AGC装置提供AGC服务。参与AGC服务的机组按照实际调用的最后一台机组报价作为市场出清价进行补偿(因电网约束调用机组不参与市场价格出清),并按所有参与分摊机组的日发电量(含跨省区受电量)进行分摊。

    根据辅助服务测评报告,调度机构可以取消调节性能不满足标准要求的AGC装置调用资格。

第九十七条          采用竞争方式确定有偿调峰提供主体。有偿调峰是指燃煤火电机组按电力调度指令机组出力低于额定容量70%的调峰(不包括AGC投R模式的机组,开停机期间和机组偏离计划曲线被考核期间不予补偿),以及发电机组备用启停调峰所提供的服务。如果停机备用调峰机组不能按照调度指令启动并网,则取消调峰补偿,并按山东电网“两个细则”有关条款考核。

发电企业每日通过辅助服务交易平台提报次日机组调峰补偿价格,以机组出力低于70%额定容量为基准,出力每降10%为一档分别报价,报价应为非负数。电力调度机构对机组报价进行综合排序。在安排调峰时,电力调度机构根据电网运行需要以15分钟为一个统计周期确定调峰总需求量,按照机组报价综合排序结果组织、安排机组提供调峰服务。参与调峰的机组按照单位统计周期内同一档内实际调用到的最后一台调峰机组的报价作为市场出清价进行补偿(因电网约束调用机组不参与市场价格出清),并在该统计周期内按所有参与分摊机组的发电量(含跨省区受电量)分摊。

第九十八条          独立辅助服务提供者、电力用户参与提供辅助服务应满足相应辅助服务的技术要求,并与发电企业按统一标准进行报价、补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。

第九十九条          跨省跨区送电到我省的发电企业纳入我省辅助服务管理范围,并根据提供的辅助服务获得或者支付补偿费用。

跨省跨区送电到我省的电能交易曲线调峰能力未达到我省电网基本调峰要求的,按照我省电网基本调峰考核条款执行;达到有偿调峰要求的,按照有偿调峰补偿条款给予补偿。

 

第十一章 计量和结算

 

第一百条       电力中长期交易电量的计量点、计量装置、校验要求和异常处理办法按电网企业与电力用户签订的《高压供用电合同》和与发电企业签订的《购售电合同》的约定执行。

第一百零一条             电网企业按合同约定时间完成发电企业和电力用户抄表后,及时将结果送至电力交易机构。电力交易机构负责对电量、电价进行清分,并将结果及时发送电网企业进行电费结算。电网企业应逐步将用电量和上网电量的计量周期统一调整到自然月份。

第一百零二条             电力交易机构根据发电企业的月度抄表电量,按照上调服务增发电量、集中竞价电量、双边交易电量、基数电量、优先电量的顺序依次结算。

第一百零三条             核定输配电价之前,发电企业公用机组双边和集中竞价成交电量的结算价格按照省物价局公布的参加直接交易的公用机组按容量加权平均上网电价加上市场出清价差执行。自备机组双边和集中竞价成交电量的结算价格按照省物价局公布的我省企业自备机组自用有余上网电价加上市场出清价差执行。机组上网电价中包含环保电价的,相应加上环保电价,作为结算价格。用户双边和集中竞价成交电量的结算电价按对应电度电价加上市场出清价差执行。售电企业双边和集中竞价成交电量的结算电价按其代理用户对应电度电价加上市场出清价差执行。

第一百零四条             核定输配电价之后,发电企业双边协商和集中竞价交易成交电量的结算价格按照交易价格执行。用户和售电企业双边协商和集中交易电量的结算电价按照交易价格加上输配电价(含线损和交叉补贴)、基金与附加执行。

第一百零五条             建立合同偏差电量结算机制,发电企业和电力用户、售电企业的合同偏差分开结算。发电企业的月度上调(下调)电量、用户和售电企业的月度偏差电量按月清算、结账。

(一)发电企业

1.可再生能源发电企业:根据实际发电上网电量按照政府批复电价进行结算。

2.其他类型发电企业:

(1)提供上调服务的机组。首先按上调电价结算上调电量,其余电量依次按照集中竞价交易电量、双边交易电量、基数电量、优先电量顺序及对应电价结算。

(2)提供下调服务的机组。按下调补偿电价结算下调电量。实际上网电量依次按照集中竞价交易电量、双边交易电量、基数电量、优先电量顺序扣除下调电量以后、对照相应电价结算。

(二)电力用户、售电企业

1.市场电力用户、售电企业实际用电量超过其合同电量时,按其合同加权平均购电价(价差合同根据电度电价折算为购电价,下同)结算实际用电量。6%以内的多用电量免于支付偏差考核费用,6%以外的多用电量按其合同加权平均购电价的5%支付偏差考核费用。

市场电力用户、售电企业实际用电量小于其合同电量时,按其合同加权平均购电价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用,2%以外的少用电量按系统下调电量补偿电价支付偏差考核费用(未调用下调服务时,按其合同加权平均购电价的15%支付)。

市场电力用户、售电企业当月没有任何成交的,其用电量按以下方式结算:在输配电价核定前,以当月集中竞价交易价差为基准,降价时按价差的80%结算,涨价时按价差的120%结算(未开展月度集中竞价交易时,以当月全部用户、售电企业的月度双边合同成交价差加权平均值为基准);核定输配电价后,以当月集中竞价交易价格的105%结算(未开展月度集中竞价交易时,以当月全部用户、售电企业的月度双边合同成交价加权平均值为基准)。

2.非市场电力用户(含优先购电电力用户,下同)按实际用电量和政府定价结算。

(三)差额资金分配

电力用户和售电企业的偏差考核费用、发电企业上调服务所增加的电网结算正收益,统一用于支付下调机组的补偿费用,盈余或缺额部分由所有参与市场的发电机组按上网电量比重返还或分摊。

上调服务所增加的电网结算正收益=(全部用户实际用电量加权平均价-上调电量电价)×全部用户的超用电量。

全部用户的超用电量=全部用户的实际用电量-全部跨省跨区合同落地电量-全部优先发电实际上网电量-全部基数合同上网电量-全部市场合同上网电量-省内实际线损。

(四)电力用户、售电企业与发电企业电费构成

市场电力用户、售电企业的电费构成包括:电量电费、偏差考核费用、输配电费(含交叉补贴、线损)、政府性基金与附加等。发电企业的电费构成包括:电量电费、下调服务补偿费、平均分摊的结算缺额或盈余资金、辅助服务费用。

第一百零六条             电力交易机构负责向市场主体出具电费结算依据,市场主体根据相关规则进行资金结算。市场主体接收电费结算依据后,应进行核对确认,如有异议在3个工作日内通知电力交易机构,逾期则视同没有异议。

第一百零七条             各市场主体保持与电网企业的电费结算和支付方式不变,交易电费和偏差考核费用由电网企业根据电力交易机构提供的清分依据向用户收取,并向发电企业和售电公司支付。

    电网企业承担电力用户侧欠费风险,保障交易电费资金安全。

第一百零八条             直接参与交易的用户电费由电力交易机构每月提供清分依据,由电网企业进行结算。

    由售电企业代理的用户电费每月首先按政府定价进行结算,与交易结果的差额电费及考核费用次月以退补方式进行清算。售电企业代理的用户差额电费、售电企业应得的费用由售电企业按月计算并报送电力交易机构,并经签约用户在线审核确认。系统条件具备后,由售电企业代理的用户电费每月由电力交易机构提供清分依据,电网企业每月按时结算。

第一百零九条             电网企业向用户开具增值税发票,发电企业和售电企业向电网企业开具增值税发票。

第一百一十条             对于电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差,由电网企业承担相关偏差考核费用;对于不可抗力因素导致的合同电量执行偏差,由所有市场主体共同分摊相关费用。

第一百一十一条   电力用户、售电企业、发电企业、电网企业在电力中长期交易合同、输配电服务合同中另行约定结算方式的,按合同约定执行。

 

第十二章 信息披露

 

第一百一十二条   市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息,公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息,私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。

第一百一十三条   市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则,披露电力市场信息。

电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体,无歧视披露公众信息和公开信息,严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

电力交易机构负责市场信息的管理和发布,会同电力调度机构及时向市场主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息、电网拓扑模型、发电机组检修计划、电网检修计划等。

第一百一十四条   在确保安全的基础上,市场信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站进行披露。

电力交易机构负责管理和维护电力市场技术支持系统、电力交易机构网站,并为其他市场成员通过技术支持系统、电力交易机构网站披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站披露有关信息,并对所披露信息的真实性、准确性和及时性负责。

第一百一十五条   市场主体如对披露的相关信息有异议或疑问,可向电力交易机构、电力调度机构提出,由电力交易机构、电力调度机构负责解释。

第一百一十六条   山东能源监管办、省经济和信息化委、电力市场成员不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。

 

第十三章 争议和违规处理

 

第一百一十七条   本规则所指争议是市场成员之间的下列争议:

(一)注册或注销市场资格的争议;

(二)市场成员按照规则行使权利和履行义务的争议;

(三)市场交易、计量、考核和结算的争议;

(四)其他方面的争议。

第一百一十八条   发生争议时,按照有关法律法规及相关规定处理,具体方式有:

(一)协商解决;

(二)申请调解或裁决;

(三)提请仲裁;

(四)提请司法诉讼。

第一百一十九条   市场成员扰乱市场秩序,出现下列违规行为的,由山东能源监管办、省经济和信息化委、省物价局按照各自职责查处:

(一)提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格;

(二)滥用市场力,恶意串通、操纵市场;

(三)不按时结算,侵害其他市场主体利益;

(四)对市场主体有歧视行为;

(五)提供虚假信息或违规发布信息;

(六)其他严重违反市场规则的行为。

第一百二十条            山东能源监管办、省经济和信息化委、省物价局根据各自职责按照《行政处罚法》、《价格法》、《电力监管条例》等相关法律法规制定处罚标准。对于市场成员的违法违规行为,依法依规进行查处。

 

第十四章 市场干预

 

第一百二十一条   当出现以下情况时,山东能源监管办可以做出中止电力市场的决定,并向市场成员公布中止原因:

(一)电力市场未按照规则运行和管理的;

(二)电力市场运营规则不适应市场交易需要,必须进行重大修改的;

(三)电力市场交易发生恶意串通操纵市场行为,并严重影响交易结果的;

(四)电力市场技术支持系统、自动化系统、数据通信系统等发生重大故障,导致交易长时间无法进行的;

(五)因不可抗力市场交易不能正常开展的;

(六)电力市场发生严重异常情况的。

第一百二十二条   电力交易机构和电力调度机构为保证电力系统安全稳定运行,可以进行市场干预。

市场干预期间,电力交易机构和电力调度机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容,并报山东能源监管办备案。

第一百二十三条   当系统发生紧急事故时,电力调度机构应按安全第一的原则处理事故,由此带来的成本由相关责任主体承担,责任主体不明的由市场主体共同分担。当面临严重供不应求情况时,政府有关部门可依照相关规定和程序暂停市场交易,组织实施有序用电方案。当出现重大自然灾害、突发事件时,政府有关部门、山东能源监管办可依照相关规定和程序暂停市场交易,临时实施发用电计划管理。

第一百二十四条   市场秩序满足正常交易时,电力交易机构应及时向市场主体发布市场恢复信息。

 

第十五章 附 则

 

第一百二十五条   电力交易机构可以根据实际情况适时开发建设跨省跨区直接交易系统。

第一百二十六条   本规则由山东能源监管办负责解释。

第一百二十七条   本规则自2017年7月1日起施行。




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