安徽省电力改革路线图深度剖析

　　市场主体应符合产业政策，满足国家节能环保要求，具有独立法人资格，财务独立核算、信誉良好、能够独立承担民事的经济实体。内部核算的发电企业(电企业保存的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授 权，可以参与相应电力交易。

　　发电企业

　　1.符合国家基本建设审批程序，取得发电类的电力业务许可证，且单机容量在 0万千瓦及以上的省调火电机组。

　　2.公平承当发电企业社会，承担政府性基金、政策 叉补贴，并足额支付系统备用费 0万千瓦及以上并自备电厂。

　　电力用户

　　1.10千伏及以上，执行大工业和一般工商业电价，且在电企业独立开户、单独计量。

　　2.年用电量 1000万千瓦时以下的，须由售电公司代理参与;年用电量 1000万千瓦时及以上的，可直接或拜托售电公司代理参与。

　　.履行惩罚性电价的，不得参与。

　　售电公司

　　(一)资产要求

　　资产总额应不低于 2000万元人民币。

　　拥有配电经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的 20%。

　　资产总额 = 2000万元人民币，可以从事的年售电量≤6亿千瓦时。

　　2000万元人民币 资产总额≤20000万元人民币，可以从事的最大年售电量 = 资产总额×( 0万千瓦时/万元)。

　　资产总额 20000万元人民币，不限制其售电量。

　　(二)从业人员

　　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，具有电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有 年及以上工作经验。最少具有 1名高级职称和 名中级职称的专业管理人员。

　　(三)经营场所和设备

　　具有与售电范围相适应的固定经营场所，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。

　　(四)其他要求

　　无不良信誉记录，并依照规定要求做出信誉许诺，确保诚实守信经营。满足法律法规规定的其他条件。

　　(5)拥有配电经营权的售电公司要求

　　除满足上述条件外，还应满足以下条件：

　　1.取得供电类的电力业务许可证。

　　2.专业人员不少于 20人，增加与配电业务相适应的专业技术、营销和财务人员等。最少具有 2名高级职称和 5名中级职称的专业管理人员。

　　.生产运行、技术和安全负责人，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。

　　4.具有健全有效的安全生产组织和制度，依照相关规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。

　　5.具备与承担配电业务相适应的机具装备和维修人员。承当对外拜托有资质的承装(修、试)队伍的监管。

　　6.具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设备和人员。

　　7.承诺履行电力社会普遍服务、保底供电义务。

　　(六)其他

　　具有法人资格且符合售电公司准入条件的发电企业、电力建设企业、高新产业园区、经济技术开发区、供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司，向工商部门申请业务范围增项，履行售电公司准入程序后，方展开售电业务。除电企业存量资产外，建设、运营配电的现有高新产业

　　园区、经济技术开发区和其他企业，符合具有配电业务售电公司准入条件的，在实行相应准入程序后，方可转为拥有配电业务的售电公司。

　　同一供电营业区内只能有一家企业具有该配电运营权。

　　市场主体有下列情形之一的，应强迫退出市场并注销注册：

　　(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;

　　(二)严重违背市场交易规则，不服从电力调度指令，且拒不整改的;

　　(三)依法被撤销、解散，依法宣布破产、歇业的;

　　(4)企业违背信用许诺且拒不整改或信誉评价降低为不适合继续参与市场交易的;

　　(5)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;

　　(六)法律、法规规定的其他情形。

　　市场主体被强迫退出，其所有已签订但还没有实行的购售电协议，通过电力市场交易平台转让给其他售电公司或交由省电力公司保底供电，并处理好其他相干事宜。

　　省能源局确认市场主体符合强制退出条件后，由省电力交易中心通过省能源局站、省电力交易中心站、“信誉安徽”站向社会公示，公示期为 10个工作日。公示期满无实质性异议的，方可对该市场主体实施强制退出。

　　市场主体可以自愿申请退出售电市场，并提前 0个工作日向省电力交易中心提交退出申请。申请退出之前，须将签订的所有购售电协议履行终了或转让，并处理好相关事宜。

　　拥有配电经营权的售电公司自愿申请退出电力市场时，还须妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务，由省电力公司接收并提供保底供电任务。

　　省电力交易中心收到市场主体自愿退出市场的申请后，通过省能源局站、省电力交易中心站、“信誉安徽”站向社会公示，公示期为 10个工作日。公示期满无异议的，方可办理退出市场手续。

　　省电力交易中心应及时将强迫退出和自愿退出且公示期满无异议的售电公司从市场主体目录中删除，同时注销市场交易注册，向省能源局、省物价局、华东能源监管局和第三方征信机构备案，并省能源局站、省电力交易中心站、“信誉安徽”站向社会公布。

　　2、交易规则

　　1.交易品种

　　电力中长期交易品种包括电力直接交易、合同电量转让交易、厂购售电交易、抽水电交易、跨省跨区交易 (指逾越发电调度控制区)、辅助服务补偿(交易)机制等。

　　电力中长期交易主要按照年度和月度展开。其中，厂购售电交易、抽水电交易依照年度开展，电力直接交易依照年度和月度开展，合同电量转让交易按照月度开展。

　　电力中长期交易可以釆取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。

　　(一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量(电力)、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。双边协商交易应当作为主要的交易方式。

　　(二) 集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构斟酌安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，肯定最终的成交对象、成交电量与成交价格等。

　　(3) 挂牌交易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外一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后构成交易结果。

　　现阶段，暂只开展发电企业之间的合同电量转让交易。享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等不得转让，可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让。

　　2. 交易电价

　　电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预;计划电量应随着政府定价的放开采取市场化定价方式。

　　电力直接交易履行已核定的输配电价。相关政府性基金及附加按国家有关规定履行。

　　双边交易价格依照双方合同约定履行;集中竞价交易按照统一出清价格肯定;挂牌交易价格以挂牌价格结算。

　　双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中为避免市场操纵及恶性竞争，统一出清价与火电上标杆电价最大上下偏差为±20%，超过20%时按20%确定。

　　合同电量转让交易价格由买卖双方自主确定，不影响出让方原有合同的价格和结算。合同电量转让不收取输电费和损。

　　参与直接交易的峰谷电价电力用户，可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用;也可以按直接交易电价结算。

　　电力用户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。电力用户侧单边履行峰谷电价造成的损益单独记账，在今后电价调剂中统筹斟酌。

　　.交易合同

　　根据燃煤发电企业基数电量安排，在每一年 12月底前签订厂间年度购售电合同，约定年度电量规模、 价格及分月计划等。根据肯定的跨省跨区优先发电(含年度以上优先发电合同)，相关电力企业协商签订次年度交易合同 (含补充协议)，约定年度电量范围及分月计划、送受电曲线、交易价格等，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。

　　根据省内肯定的优先发电，在每年年度抽水电量交易开始前签订厂间年度优先发电合同，约定年度电量范围及分月计划、交易价格等。

　　合同电量转让交易分月前合同电量转让交易和月中合同电量转让交易，标的分别为发电企业合法拥有合同的次月和当月电量。

　　每个月上旬，电力交易机构通过技术支持系统发布次月合同电量转让交易市场相关信息，包括但不限于：

　　(一)次月关键输电通道剩佘可用输送能力情况(公然信息);

　　(2)次月发电企业合同电量(私有信息);

　　(3)次月各机组剩余可发电量上限(私有信息)。

　　月前合同电量转让交易采用双边协商和挂牌交易方式进行。合同电量转让交易在电力交易平台上组织实施，交易结果经安全校核后，生成电子合同。

　　月中合同电量转让交易釆用双边协商交易方式进行。每月15曰前，市场主体经过双边协商形成合同 电量转让交易意向协议，通过技术支持系统向电力交易机构 提交意向协议。交易结果经安全校核后，生成电子合同。

　　4.偏差考核交易情况( %)

　　双边交易输配电服务合同电量月结年清，当月按电力用户实际用电量结算电费，偏差电量按年清算。

　　集中交易输配电服务合同电量月结月清。

　　1.偏差电量 = 实际完成电量-合同电量

　　2.电力用户、售电公司的偏差电量，大于零时按目录电价结算;小于零且合同完成率低于 97%时，须支付违约金。违约金 =(合同电量 × 97%-实际履行电量)×全省市场交易平均降价额度

　　.发电企业的偏差电量，大于零时按国家批复上电价结算，小于零时须支付违约金。违约金 =(合同电量-实际履行电量)×全省市场交易平均降价额度

　　4.违约金由电企业代收，纳入全省平衡账户管理使用。

　　交易双方根据年度交易合同，可以于每月 5日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整要求，通过 交易平台上报电力交易机构，经安全校核后，作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。

　　调剂时，直接交易合同需保持后续月份总计划电量不变。电力用户对用电量进行调减的，不参与月度集中直接交易。

　　合同电量偏差处理目前暂采用滚动调整方式，适时推动预挂牌等方式。对参与市场的发电企业、电 力用户和售电公司，釆取月结月清的方式结算偏差电量。

　　结算顺序上，发电企业、省外来电市场电量优先于基数电量。发电企业由于本身原因不能为直接交易用户提供电量的按照月度集中交易成交价与安徽省燃煤标杆电价差绝对值的2倍进行考核。若当月无月度集中交易成交价，则按标杆电价的10%进行考核。

　　电力用户和售电公司月度电量允许偏差范围为± %

　　电力用户和售电公司电量电费正偏差结算价格为：

　　允许正偏差范围之内的电量电费结算价格=月度集中交易价格;允许正偏差范围以外的电量电费结算价格=月度集中交易价格+|月度集中交易成交价格-安徽省燃煤标杆电价|x 2

　　若当月无月度集中交易成交价，则允许正偏差范围以内的电费结算价格为目录电价，允许正偏差范围之外的电费结算价格为目录电价的110%。正偏差电量和电费在参与直接交易的燃煤机组间统筹。

　　电力用户和售电公司出现负偏差的电量，根据该用户或售电公司与燃煤机组签订的交易合同，依照月中双边交易、月度集中交易、年度双边交易的顺序调减。

　　允许负偏差范围以外的调减电量，应依照以下价格支付罚金：

　　允许负偏差范围之外的调减电量罚金价格=|月度集中 交易成交价格-安徽省燃煤标杆电价|X 2若当月无月度集中交易成交价，则以10%的电力用户目录电价支付罚金。负偏差电量和罚金与相应燃煤发电企业直接结算。

　　3、交易情况

　　2017年省电力交易中心共收到电地电力双边直接交易意向书88份，涉及2 家发电企业、 9家直购用户(直接参与交易)和24家售电公司(代理用户参与交易)，有效申报总意向电量591. 4亿千瓦时，其中无中长期双边交易意向书的电量6. 6亿千瓦时，有中长期双边交易意向书的电量584.98亿千瓦时。

　　本次年度双边直接交易范围为400亿千瓦时，按照交易规则首先调减无中长期双边交易意向书的电量6. 6亿千瓦时，其次调减有中长期双边交易意向书的电量184.98亿千瓦时，实际成交电量为400亿千瓦时，全部为中长期意向电量。

　　本次年度双边直接交易成交均价(指发电侧)为0. 067元/千瓦时，较我省煤机组标杆上电价下降0.0 86 元/千瓦时。

　　四、售电公司注册公示情况

　　截止2017年7月26日，注册售电公司 54家，本省受理公示 6家，北京+本身受理公示66家。

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