為做好2021年全省電力市場化交易和市場建設各項工作，江西省能源局日前印發2021年全省電力市場化交易實施方案的通知。通知表示，預計2021年全年市場化交易電量規模不低于600億千瓦時。全文如下：

為貫徹落實2020年電力市場化改革暨中長期交易會議精神，深入推進電力市場化改革工作，根據《國家發展改革委 國家能源局關于印發〈電力中長期交易基本規則〉的通知》（發改能源〔2020〕889號）、《國家發展改革委關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》（發改運行〔2019〕1105號）、《江西省發展改革委關于印發〈江西省深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案〉的通知》（贛發改商價〔2019〕1132號）等文件精神，制定本方案。

（一）保障優先原則。以保障全省電力安全穩定運行和電力穩定有序供應為基礎，積極、有序、穩妥推進電力市場化交易。

（二）節能環保原則。參與電力市場化交易的發電企業、用電企業必須符合國家產業政策和相關能耗、環保要求。

（三）自主協商原則。具備準入條件的市場主體自主選擇交易對象，在江西電力交易平臺上統一開展電力市場化交易。

（四）誠實守信原則。參與電力市場化交易的市場主體必須依法依規開展交易，嚴格遵守市場秩序。引入信用監管機構見證簽約，照付不議。禁止非理性競爭，促進市場良性發展。

市場主體應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。內部核算的市場主體經法人單位授權，可參與電力市場化交易。

（一）發電企業

符合國家基本建設程序，符合國家產業政策，環保設施正常投運且達到環保排放標準要求；完成并網商業化運行并取得電力業務許可證（發電類）、納入省級以上統一調度管理的常規火電機組。2021年并網商業化運行的統調火電機組取得國家開工核準文件、環保設施正常投運且達到環保排放標準后可參與電力市場化交易。

（二）售電公司

按照《江西省發展改革委 江西省能源局關于轉發〈售電公司準入與退出管理辦法〉的通知》（贛發改能源〔2016〕1306號）要求，完成注冊、承諾、公示和備案程序且符合要求的售電公司。

（三）電力用戶

按照有序放開原則，放開10千伏及以上電壓等級大工業、省級及以上工業園區、國家增量配售電業務改革試點區域電力用戶及2020年年用電量在1000萬千瓦時及以上的一般工商業電力用戶發用電計劃，電力用戶全年全電量參與電力市場化交易。原則支持符合條件的高鐵、稀土、5G等產業參與市場化交易。

參與市場的電力用戶應符合國家產業政策及節能環保要求；符合電網接入規范，滿足電網安全技術要求，與電網企業簽訂正式供用電協議（合同）；具備分時段計量能力或者替代技術手段，滿足市場計量和結算的要求。

2021年新入市的電力用戶原則上全部參與電量分時段市場化交易；2020年已入市的存量電力用戶2021年可選擇參與時段交易或者常規交易，鼓勵具備條件的、年購電量500萬千瓦時以上的電力用戶參與時段交易。

35千伏及以上電壓等級電力用戶可自主選擇直接參與市場化交易或者委托售電公司代理參與市場化交易；35千伏以下電壓等級電力用戶委托售電公司代理參與市場化交易。

為貫徹落實國家電力市場化改革工作部署，按照“中長期雙邊協商為主、月度集中交易為輔”原則，推動電力市場化交易從電量交易模式向分時段和帶曲線電力交易模式轉變。預計2021年全年市場化交易電量規模不低于600億千瓦時。

2021年電力市場化交易分三階段組織開展。年度交易開市前，電力用戶應確定參與常規電量交易或者參與時段交易，交易模式確定后一年內不得更改。

第一階段為一季度過渡期，過渡期內選擇參與常規電量交易的電力用戶，按照常規交易模式運行結算；選擇參與時段交易模式且具備計量條件的電力用戶，按照時段交易模式試運行結算；選擇參與時段交易模式但不具備條件的電力用戶，按常規電量交易模式結算電量。第二階段從二季度起，選擇參與常規電量交易的電力用戶，按照常規交易模式運行結算；選擇參與時段交易的電力用戶，按照時段交易運行結算。第三階段根據國家工作要求和我省現貨市場工作推進情況，探索與現貨市場相銜接的帶曲線交易模式，適時組織開展帶曲線交易。

（一）常規交易

按照“中長期雙邊協商為主、月度集中交易為輔”的原則，建立年度、月度、月內交易模式。

（二）時段交易

按照“中長期雙邊協商為主、月度集中交易為輔”的原則，建立年度、月度、月內交易模式，參與時段交易的電力用戶和售電公司適當放寬偏差考核標準。

1、交易時段劃分

夏季（7、8月）高峰時段為18:00-23:00，其中20:00-22:00為尖峰時段；低谷時段為0:00-8:00；其余時段為平段。

冬季（1、12月）高峰時段為16:00-21:00，其中17:00-19:00為尖峰時段，低谷時段為0:00-8:00，其余時段為平段。

其他月份高峰時段為17:00-22:00，低谷時段為0:00-8:00，其余時段為平段，無尖峰時段。

2、時段價格上限

高峰時段價格上限為0.61元/千瓦時；尖峰時段價格上限為 0.91元/千瓦時；平價時段價格上限為0.4143元/千瓦時；低谷時段價格上限為 0.245 元/千瓦時。

3、電量電價申報

雙邊協商交易由市場主體自行協商后，通過電力交易平臺確定各時段電量和電價。月度集中交易由發電側根據自身發電能力在電力交易平臺報出各時段電量和電價，用電側根據自身用電需求在電力交易平臺購買各時段電量。

（三）帶曲線交易

市場主體可以自定或根據省電力公司提供的2020年典型工作日、節假日電力負荷曲線確定電力負荷曲線，明確與現貨市場相銜接的曲線轉換方式，交易規則另行制定。

（一）鼓勵市場主體簽訂中長期合同特別是年度及以上中長期合同，結合實際確定2021年年度及以上中長期合同簽訂工作目標，力爭簽約電量不低于前三年用電量平均值的80%，并通過后續月度合同簽訂保障中長期合同簽約電量不低于前三年用電量平均值90%—95%。對年度中長期合同簽約電量超過前三年用電量平均值80%的電力用戶和售電公司適當放寬偏差考核標準。

（二）同一園區可以有多個售電公司參與售電，一個售電公司可以在多個園區內售電。一家電力用戶在同一交易周期內不得委托多家售電公司參與交易。單個售電公司代理的所有電力用戶累計2020年用電量（不含自發自用電量）原則上應不低于1億千瓦時。

（三）各市場主體應有序競爭，共同維護正常市場秩序，構建主體多元的電力市場。除集中撮合交易，各發電集團原則上不與本集團售電公司開展市場化交易；同一投資主體控股的售電公司，全年代理用戶參與市場化交易電量原則上不得超過全省市場化交易電量的20%，月度及月內市場化交易申報電量之和原則上不得超過全省月度及月內市場化交易總電量的20%。

（四）在年度、月度交易基礎上，探索開展月內連續開市交易。發電企業在單筆電力交易中的售電量不得超過其剩余最大發電能力，購電量不得超過其售出電能量的凈值。電力用戶和售電公司在單筆電力交易中的售電量不得超過其購入電能量的凈值。除電網安全約束外，不得限制發電企業在自身發電能力范圍內的交易電量申報。

（一）參與電力市場化交易的電力用戶購電價格由市場化交易價格、輸配電價格（含線損、交叉補貼）、輔助服務費用、政府性基金及附加組成；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展改革委核定的標準執行。政府性基金及附加按照國家有關規定執行。

（二）未參與電力市場交易的經營性電力用戶由電網企業承擔保底供電責任，仍執行目錄銷售電價。退出市場的電力用戶在重新參與市場交易前，由電網企業承擔保底供電責任，電力用戶在繳納輸配電價的基礎上，按照政府核定的目錄電價的1.2倍執行。

（三）參與電量分時段市場化交易的電力用戶不再執行峰谷電價；參與常規交易的電力用戶執行現行峰谷電價政策。

（四）市場化交易價格由市場主體通過交易平臺形成，第三方不得干預；市場化交易價格一旦形成不得變更，如因其它原因造成交易雙方的損益，由交易雙方協商另行簽訂補充協議確定。

電力市場化交易具體實施步驟分為：用戶申報、資格準入、交易市場主體注冊、交易方式確定、交易組織、交易結果出清及合同簽訂等。

（一）用戶申報分為兩種途徑：直接參與電力市場化交易的電力用戶，由所在供電區域供電服務機構代理申報；委托售電公司參與電力市場化交易的電力用戶，由售電公司統一代理申報。供電服務機構和售電公司將申報材料匯總后，一次性提交用戶所在設區市電力運行主管部門和江西電力交易中心有限公司。

2021年實施用戶年度申報和動態滾動申報，年度申報時間為自方案印發之日起；動態滾動申報時間為2021年2月、5月、8月每月20日前。

（二）資格準入：設區市電力運行主管部門會同相關單位對轄區內電力用戶申報材料（環保排放、產業政策及欠費情況等）進行復核，將年度申報電力用戶復核結果公示后報省能源局，將動態滾動申報電力用戶復核結果公示后于2021年3月、6月、9月每月1日前報省能源局。用戶準入目錄在省發展改革委網站和江西電力交易平臺發布。當市場化交易電量規模超出預期，為保障江西電網安全穩定運行、電力安全有序供應，留足統調火電機組調峰調頻等必開電量，可適時停止電力用戶動態滾動準入工作。

已進入《江西省電力市場化交易用戶準入目錄》的電力用戶不需重新申報，但各設區市電力運行主管部門需會同相關單位對轄區內已進入《江西省電力市場化交易用戶準入目錄》的電力用戶就環保排放、產業政策及欠費情況等進行核查，將不符合準入條件的電力用戶名單公示后報省能源局。

（三）市場主體注冊和交易方式確定：參加2021年年度交易的市場主體應于年度交易閉市前在江西電力交易平臺完成市場注冊、明確參與時段交易或常規交易、簽訂信用承諾書；2021年起，參加月度交易的市場主體應于月度交易開市前完成市場注冊、簽訂信用承諾書，當月新增的市場主體可參加次月月度交易。各市場主體應及時簽訂電力中長期交易合同。

（四）交易組織：2020年12月組織開展2021年年度市場化交易（包括常規交易和時段交易），2021年1至12月分月組織開展月度、月內交易；根據發電企業的申請，適時開展發電權轉讓交易。

（五）交易結果出清及合同簽訂：電力用戶、售電公司和發電企業達成意向性協議并通過調度機構安全校核。江西電力交易中心組織各市場主體簽訂電力中長期電子合同，向江西省能源局報備并發布交易出清結果。

市場化交易采用“月結月清、月度偏差”結算機制。2021年電力市場化交易電量電費結算規則另行發布。

發電側市場化合同偏差采用上下調預掛牌機制處理；售電公司和電力大用戶合同電量和偏差電量分開結算，具體處理方式在電費結算規則中明確。完善銀行履約保函違約擔保和履約保證保險機制，保障交易結算落實到位。

（一）省能源局牽頭推進全省電力市場化交易工作，會同國家能源局華中監管局對各市場主體進行日常監督和信用管理，強化事中事后監管，維持市場正常秩序。如電力市場出現劇烈波動或突發情況，將調整或暫停時段交易等交易機制，保障市場平穩運行。

（二）各設區市電力運行主管部門及時做好通知和政策宣貫，組織做好電力用戶準入資格復核，協調交易中存在的問題并及時報告。

（三）國網江西省電力有限公司做好市場化交易電力用戶供電服務和電力可靠供應工作，配合完成電力用戶市場準入及注冊工作，提供2020年典型工作日、節假日電力負荷曲線，預測非市場化電力用戶分時段電力、電量需求等。

（四）國網江西省電力有限公司要加強用戶用電數據披露和加快開展市場化用戶分時計量裝置改造進度。在2020年底前開放本省市場化用戶歷史分時用電數據，并在用戶授權的前提下，以“網上國網”作為線上服務主入口，向售電公司和電力大用戶開放歷史分時用電數據。要對市場化用戶全面開展分時計量表計改造，確保2021年二季度前完成計量改造，滿足用戶參與市場的需要。

（五）江西電力交易中心負責市場化交易的具體實施；負責匯總省內市場成員參與的各類交易合同，按月跟蹤并向政府有關部門、監管機構報送各類市場主體電力中長期合同簽訂與履約情況。負責電力交易平臺開發和維護，按照時段簽、見證簽技術要求抓緊時間升級改造交易平臺，推廣合同示范文本，為市場主體簽約提供制式規范，全面推進電力中長期合同簽訂平臺化、電子化運轉。組織披露市場交易信息，配合做好江西電力市場主體運營評價等工作，有關情況及時報告省能源局、國家能源局派出機構。要加快與信用監管機構的對接，實現見證簽約。

（六）電力調度機構負責安全校核，向江西電力交易中心提供安全約束邊界等數據，配合江西電力交易中心履行市場運營職能。按規定披露和提供電網運行的相關信息，提供支撐市場化交易及市場服務所需的相關數據，實現與江西電力交易中心的數據交互。合理安排電網運行方式，落實月度發電計劃的“三公”執行，保障電力市場正常運行。

（七）各市場主體按規定披露市場信息，提高履約意識，公平競爭，營造規范有序的電力市場環境，規避杜絕不利電力市場發展的行為。

（八）參與市場化交易的電力用戶應按時足額繳納電費；按時申報月度各時段市場化交易電量需求預測并及時調整；參加市場化交易的電力用戶應加強需求側管理，積極參與可中斷負荷獎勵工作，原則上約定可中斷負荷能力不低于企業最高用電負荷的5%，按規定執行“交易+保供”工作掛鉤機制。