12月1日，陕西发改委印发《陕西省2023年电力中长期市场化交易实施方案》。其中提到，燃煤发电上网电量全部参与市场化交易。鼓励新能源发电参与市场交易，原则上除优先发电之外的电量全部进入市场，通过市场化方式进行消纳，新能源市场化方案另行印发。燃煤发电与新能源发电之间暂不开展合同电量转让交易。
结合陕西电网现有峰平谷时段划分及新能源发电特性，2023年年度交易暂定按照每日6至8个时段划分，其中2-6月、9-11月等常规月份为6个时段，其他月份考虑尖峰负荷因素，1、12月为7个时段，7、8月为8个时段。月度、月内交易时段划分根据现货市场运行需要设置，力争达到24个时段。
陕西省发展和改革委员会关于印发
《陕西省2023年电力中长期市场化交易实施方案》的通知
陕发改运行〔2022〕2137号
各设区市发展改革委、韩城市发展改革委、杨凌示范区发展改革局、神木市发展改革局、府谷县发展改革局，国网陕西省电力有限公司，陕西电力交易中心有限公司，有关发电企业，电力用户，售电公司：
为了持续推进电力市场化改革，充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用和中长期交易“压舱石”作用，全面落实国家发展改革委关于电力中长期合同高比例签约和分时段签约等工作要求，进一步引导省内各电力市场主体通过签订中长期合同，锁定全年发用电计划基本盘，稳定价格预期，保障电力供应，服务经济社会发展。我委结合陕西电力运行实际，在充分征求有关单位意见后，编制完成《陕西省2023年电力中长期市场化交易实施方案》。现予以印发，请遵照执行。
陕西省发展和改革委员会
2022年12月1日
陕西省2023年电力中长期市场化交易实施方案
为深入推进电力市场化建设，贯彻落实《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》（发改能源规〔2020〕889号）、《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格规〔2021〕1439号）、《国家发展改革委 国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）、《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）等国家有关文件精神，按照《陕西省电力中长期交易规则（试行）》（西北监能市场〔2020〕10号）、《陕西电力市场电力交易临时补充规定》（陕电交易〔2021〕23号）等相关要求，稳妥有序做好2023年电力中长期市场化交易工作，制定本实施方案。
一、实施原则
（一）充分发挥电力中长期市场兜底保障作用。发挥市场在资源优化配置中的决定性作用和中长期交易“压舱石”作用，规范有序组织中长期交易，切实落实高比例签约和分时段签约。引导省内市场主体通过中长期市场签约，锁定全年发用电计划基本盘，稳定价格预期，确保电价疏导到位，合同履约到位，保障电力供应，更好地服务经济社会发展。
（二）持续完善中长期交易连续运营体系。按照“年度交易为主，月度、月内交易为辅”的原则，优化“年度+月度+月内”交易组织时序，缩短交易周期，加大交易频次，不断深化中长期交易连续运营。
（三）统筹做好与现货市场的有效衔接。提升交易组织质效，开通零售市场，实现批发市场与零售市场解耦运行，全面开展中长期分时段带曲线交易，做好中长期市场与现货市场有效衔接。
二、市场主体及相关要求
（一）市场主体
1. 电力用户。符合市场化交易准入条件并在电力交易平台完成注册的电力用户，2021年11月-2022年10月实际用电量500万千瓦时及以上的电力用户可直接参与交易，或自主选择一家售电公司代理参与交易；实际用电量500万千瓦时以下的电力用户，只可自主选择一家售电公司代理参与交易。
2. 发电企业。交易组织前投入商业运营且获得电力业务许可证，符合市场化交易准入条件、符合国家环保排放标准，在陕西电力交易中心完成注册的发电企业。
3. 售电公司。按照《国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）要求，在陕西电力交易中心完成注册并公示无异议的、且已按规定递交履约保函（保险）的售电公司。
（二）相关要求
1. 燃煤发电上网电量全部参与市场化交易。
2. 鼓励新能源发电参与市场交易，原则上除优先发电之外的电量全部进入市场，通过市场化方式进行消纳，新能源市场化方案另行印发。
3. 10千伏及以上的工商业用户原则上要直接参与市场交易，其他用户可自愿参与交易。其中，2022年12月31日以前并网的10千伏及以上工商业用户，2023年4月及以后的用电量直接通过市场交易购买；2022年12月31日以后并网的10千伏及以上工商业用户，自并网运行日起第4个完整月及以后的用电量直接通过市场交易购买。已直接参与市场交易的用户，无特殊原因不得退出市场。
4. 参与2023年电力市场化交易的市场主体，需在陕西电力交易平台完成注册。其中参与年度交易的市场主体需在2022年11月23日前完成注册。未按要求完成注册的发电企业、电力用户和售电公司可在注册完成后参与后续批次组织的交易。
5. 市场化电力用户2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%，并通过后续月度、月内合同签订，保障全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的90%；燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年度实际发电量的80%，月度及以上合同签约电量不低于上一年度实际发电量的90%。
三、交易品种及相关要求
（一）交易品种
2023年开展的市场化交易品种有：电力直接交易、合同电量转让交易、发电侧上下调预挂牌交易、零售合同回购交易。
1. 电力直接交易。发电企业与电力用户、售电公司通过双边协商、集中交易（挂牌、集中竞价、滚动撮合）等市场化方式开展的交易。
2. 合同电量转让交易。为减少交易执行偏差，相同类型的市场主体间互相转让交易合同电量，即发电企业与发电企业、售电公司（批发用户）与售电公司（批发用户）之间可以通过双边协商方式开展合同电量转让交易。燃煤发电与新能源发电之间暂不开展合同电量转让交易。
3. 发电侧上下调预挂牌交易。通过发电侧上下调预挂牌交易来调整处理月度发电计划与实际上网电量存在的偏差，具有调节能力的机组按照“报价不报量”方式参与上下调报价。
4. 零售合同回购交易。若零售市场主体预测已签订零售合同电量大于实际需求时，可通过双边协商对已经形成的合同进行回购，双方净合同电量为原合同电量减去回购电量。
以年度（多月）为周期开展的交易，执行期为次年1-12月或者交易月次月至当年12月；以月度为周期开展的交易，执行期为次月整月。以月内为周期开展的交易，执行期为交易约定起始执行日至月底。
（二）相关要求
1. 为适应现货市场结算要求，实现中长期市场与现货市场的有效衔接，批发市场和零售市场分别组织交易，中长期批发交易分时段申报电量形成分段电力曲线，汇总后形成完整曲线。结合陕西电网现有峰平谷时段划分及新能源发电特性，2023年年度交易暂定按照每日6至8个时段划分，其中2-6月、9-11月等常规月份为6个时段，其他月份考虑尖峰负荷因素，1、12月为7个时段，7、8月为8个时段。月度、月内交易时段划分根据现货市场运行需要设置，力争达到24个时段。
2. 市场主体可根据自身发、用电情况，通过电力直接交易（增量）、合同转让交易、合同回购交易等调整交易电量和交易曲线。
3. 为保障市场稳定，现货市场结算电量原则上不超过同一周期全部交易电量的10%。
四、交易安排
（一）批发市场
1. 年度（多月）交易安排
在2022年12月底前组织发电企业与售电公司（批发用户）开展2023年年度直接交易，根据用户需要适时开展多月交易。年度（多月）交易合同必须明确分月电量和电力曲线。
2. 月度交易安排
每月集中开展年度合同分月电量调整。合同购售双方在自主协商一致、不改变全年交易电量情况下，调整年度（多月）直接交易合同中次月至12月份的分月电量及电力曲线。现货结算试运行前，经合同各方协商一致后，调整试结算期间的电量和电力曲线。
每月组织发电企业与售电公司（批发用户）开展月度集中交易，交易曲线按典型曲线或分段出清形成。
每月在发电企业之间、售电公司（批发用户）之间组织次月合同电量转让交易。
3. 月内交易安排
月内组织发电企业与售电公司（批发用户）开展挂牌或滚动撮合交易，市场主体根据当月新增交易需求挂牌、摘牌。发电企业根据剩余发电能力挂牌（明确电量、电价、曲线）或者直接摘牌，售电公司（批发用户）根据相应剩余购电需求挂牌（明确电量、电价、曲线）或直接摘牌，成交电量纳入当月电量统一结算。
现货市场结算试运行时，按照D日（交易日）申报D+3日至本月底时间内的电量进行连续滚动交易，其中试结算周期内按日出清交易结果，并将日出清结果纳入结算。
月内组织发电企业之间、售电公司（批发用户）之间开展当月尚未执行合同的转让交易。
月内组织当月发电侧上下调预挂牌交易，具体要求见《陕西电力市场发电侧上下调预挂牌交易机制及对应结算实施细则（2022年7月修订版）》。
（二）零售市场
1. 年度（多月）交易安排
在2022年12月底前组织售电公司与零售用户年度交易。
2. 月度交易安排
零售用户每月18日前，在与售电公司协商一致情况下，可通过交易平台更新零售合同中的次月及后续月份分月合同电量，总合同电量应保持不变。
3. 月内交易安排
零售用户当月用电需求如需调整的，在与售电公司协商一致情况下，每月20日前可通过交易平台，申请对相关零售合同进行月内合同电量增购或回购。同一次交易中，零售用户不能同时选择进行合同电量增购和回购。累计回购交易电量不得超过原分月合同电量。
零售市场交易具体要求按照《陕西省电力零售市场交易细则》执行。
以上批发交易和零售交易均由陕西电力交易中心负责组织，具体交易时间和要求以交易公告为准。
五、价格机制
1. 燃煤发电企业在省内电力中长期交易中申报的平段报价按照国家规定的燃煤基准价±20%的浮动范围进行限制，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。
2. 参与电力市场化交易的用户到户用电价格由市场化交易价格、输配电价格（含线损、交叉补贴）、政府性基金及附加组成；市场化交易价格中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。输配电价格依据国家发展改革委核定的标准执行，政府性基金及附加按照国家有关规定执行。
3. 市场化交易价格由市场主体通过电力交易平台形成，第三方不得干预；以双边协商方式形成市场化交易价格后，如因燃料、产品成本变动等原因需调整合同价格的，经购售双方协商一致可另行签订补充协议达成新的合同价格，提交至陕西电力交易中心在次月及以后执行。
六、计量结算与合同偏差处理
市场化交易采用“照付不议、偏差结算”机制，依据合同分月电量和月度实际发、用电量进行电能量和偏差结算，月结月清。
所有批发市场形成的合同电量按照“照付不议”原则进行结算，发电企业市场化合同与实际上网电量的偏差电量采用上下调预挂牌机制处理，售电公司（批发用户）市场化合同与用户实际用电量的偏差电量按照《陕西电力市场发电侧上下调预挂牌交易机制及对应结算实施细则（2022年7月修订版）》和《陕西省电力零售市场交易细则》执行。零售用户结算参照《陕西省电力零售市场交易细则》执行。
七、保障措施
1. 省发展改革委牵头推进全省电力中长期交易工作，会同西北能源监管局对交易组织实施全过程进行监督，加强事中、事后监管，维持市场正常秩序。
2. 电网企业、拥有配电网运营权的配售电公司要做好市场化电力用户的供电服务和电力可靠供应，确保电网运行安全。严格落实本方案及相关政策、规则要求，做好面向用户的宣贯工作，引导10千伏及以上用户参与市场化交易，按照《关于进一步明确电力直接交易用户市场准入条件的通知》（陕发改运行〔2022〕1376号），核查经营区内工商业电力用户是否符合交易准入条件。
3. 陕西电力交易中心要严格按照本方案及相关政策、规则落实电力市场化改革和中长期合同签订相关要求，加快完善交易平台功能，深化中长期交易连续运营，提升交易结算质效，做好市场交易信息披露，做好与现货交易的街接。面向市场主体加强政策方案、交易规则的宣贯培训，特别是针对分时段交易、零售市场、偏差结算、新能源市场化交易等内容组织开展专场培训，确保市场主体“应知尽知”。
4. 各类市场主体要认真学习国家电力市场化改革政策和陕西电力中长期交易方案及相关规则，积极参加电网企业及交易机构组织的相关培训，按照交易公告要求进行交易申报。
5. 在电力体制改革相关政策出现调整或变化时，陕西电力交易中心要依据最新政策，调整后续电力市场化交易组织。
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