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四川能监办近日发布《国家能源局四川监管办公室 四川省能源局关于优化调整2024年四川省内中长期市场有关规则》的通知，主要修订的内容：调整电网企业代理购电交易方式，取消月前发电侧预挂牌，取消偏差互保，调整系统偏差电量结算方式，调整偏差电量结算阈值，调整火电交易组织相关内容，完善信息披露相关内容。 具体修订的条款 (一)第一部分交易组织、第一章省内批发市场、电网代理购电交易中原“电网代理购电交易采用平台集中交易的方式。 水电(含按水电性质参加交易的风电、光伏发电企业)报量报价，电网企业以报量不报价的方式申报代理购电市场化采购电量，按照价格优先的原则进行边际出清。价格相同时，按申报电量等比例出清”，修改为“电网代理购电交易采用挂牌交易方式。电网企业提前1个工作日在交易平台披露电网代理购电增减持电量交易需求，在月度、月内交易中，以报量不报价的方式申报代理购电市场化增减持电量，价格按当月月度和月内平台集中交易加权均价确定。发用两侧市场主体以自身对应月度可交易规模为限申报摘牌电量，将MIN(|申报摘牌总电量|，|电网企业申报的代理购电市场化采购电量|)按市场主体各自申报的摘牌电量占比分配，确定各市场主体成交电量。成交电量不足部分由纳入市场交易范围的水电、风电、光伏发电企业按可交易规模等比例承担。 价格按当月月度和月内平台集中交易加权均价”，其他相关部分相应调整。 (二)删除第二部分交易组织、第五章月前发电侧预挂牌相关内容，其他相关部分相应调整。 (三)第二部分交易组织、第六章电网代理购电交易中原“水电量时，其差额部分由电网企业在当月月底通过市场化方式采购”，修改为“水电优先发电电量不足以覆盖次月电网代理工商业用户的水电购电电量时，其差额部分由电网企业在月度、月内通过市场化方式采购”，其他相关部分相应调整。 (四)删除第二部分交易组织、第七章偏差互保相关内容，其他相关部分相应调整。 (五)第二部分交易组织中原“第八章系统偏差电量调整”修改为“第八章系统偏差电量结算”，相关内容修改如下: 直接交易打捆非水电量偏差=直接交易部分实际应打捆购入的非水电量-直接交易部分按确定比例打捆购入的非水电量代理购电打捆非水电量偏差=代理购电实际应打捆购入的非水电量-代理购电按确定比例打捆购入的非水电量。 打捆非水电量偏差=直接交易打捆非水电量偏差+代理购电打捆非水电量偏差。 打捆非水电量偏差小于零时:对于发电企业，以MIN(l当月打捆非水电量偏差|，发电侧超发电量之和)计算系统偏差总量，以纳入市场交易范围的水电、风电、光伏发电企业按其超发电量在发电企业超发电量之和的占比，确定其系统偏差，按当月月度和月内平台集中交易加权均价结算;对于批发用户、售电公司，以MIN(|当月直接交易打捆非水电量偏差|，用电侧常规直购交易超用电量之和)计算直接交易系统偏差总量，以其常规直购交易超用电量在用电侧常规直购交易超用电量之和的占比， 电量时，其差额部分由电网企业在当月月底通过市场化方式采购”，修改为“水电优先发电电量不足以覆盖次月电网代理工商业用户的水电购电电量时，其差额部分由电网企业在月度、月内通过市场化方式采购”，其他相关部分相应调整。 (四)删除第二部分交易组织、第七章偏差互保相关内容，其他相关部分相应调整。 (五)第二部分交易组织中原“第八章系统偏差电量调整”修改为“第八章系统偏差电量结算”，相关内容修改如下: 直接交易打捆非水电量偏差=直接交易部分实际应打捆购入的非水电量-直接交易部分按确定比例打捆购入的非水电量代理购电打捆非水电量偏差=代理购电实际应打捆购入的非水电量-代理购电按确定比例打捆购入的非水电量。 打捆非水电量偏差=直接交易打捆非水电量偏差+代理购电打捆非水电量偏差。 打捆非水电量偏差小于零时:对于发电企业，以MIN(l当月打捆非水电量偏差|，发电侧超发电量之和)计算系统偏差总量，以纳入市场交易范围的水电、风电、光伏发电企业按其超发电量在发电企业超发电量之和的占比，确定其系统偏差，按当月月度和月内平台集中交易加权均价结算;对于批发用户、售电公司，以MIN(|当月直接交易打捆非水电量偏差|，用电侧常规直购交易超用电量之和)计算直接交易系统偏差总量，以其常规直购交易超用电量在用电侧常规直购交易超用电量之和的占比，确定其系统偏差,按当月月度和月内平台集中交易加权均价结算; 对于电网企业代理购电部分，以MIN(|当月代理购电打捆非水电量偏差|，电网代理购电超用电量)计算代理购电系统偏差，按当月月度和月内平台集中交易加权均价结算，电网代理购电部分其他偏差，按照交易指引明确的用电侧偏差结算方式结算，由此产生的偏差结算费用按月向代理购电用户分摊或分享。 打捆非水电量偏差大于零时:对于发电企业，以MIN(当月打捆非水电量偏差，|发电侧少发电量之和|)计算系统偏差总量，以纳入市场交易范围的水电、风电、光伏发电企业按其少发电量在发电企业少发电量之和的占比，确定其系统偏差，按当月月度和月内平台集中交易加权均价结算;对于批发用户、售电公司，以MIN(当月直接交易打捆非水电量偏差，【用电侧常规直购交易少用电量之和|)计算直接交易偏差总量，以其常规直购交易少用电量在用电侧常规直购交易少用电量之和的占比，确定其系统偏差，按当月月度和月内平台集中交易加权均价结算，售电服务费按照交易指引明确的方式结算;对于电网企业代理购电部分，以 MIN(当月代理购电打捆非水电量偏差，|电网代理购电少用电量|)计算代理购电系统偏差总量，按当月月度和月内平台集中交易加权均价结算，电网代理购电部分其他偏差，按照交易指引明确的用电侧偏差结算方式结算，由此产生的偏差结算费用按月向代理购电用户分摊或分享。 (六)第四部分交易结算、第十三章发电侧结算、3结算价格、3.2纳入市场交易的发电企业(省内绿电交易部分)，偏差结算涉及的比例修改如下： 省内绿电的电能量部分，按发电企业当月省内绿电交易合同电量，以对应交易合同中约定的电能量价格结算。省内绿电少发电量(不含系统偏差电量，下同)在发电企业省内绿电市场交易合同电量 5%及以内的部分，按当月省内绿电市场发用两侧电能量(增量)交易加权均价支付少合同电量电费。少发电量在5% 以上的部分，按当月省内绿电市场发用两侧电能量(增量)交易加权均价的 1.1 倍支付少合同电量电费;少发电量在 10%以上的 部分，按当月省内绿电市场发用两侧电能量(增量)交易加权均价的 1.5 倍支付少合同电量电费。 其他相关部分相应调整。 (七)第四部分交易结算、第十三章发电侧结算、3结算价格、3.3 纳入市场交易的发电企业(不含省内绿电交易部分)，偏 差结算涉及的比例修改如下: 超发电量(不含系统偏差电量，下同)在发电企业全部合同(不含省内绿电)5%及以内的部分，按当月月度和月内发用两侧电能量(增量)交易(不含省内绿电)加权均价获得超合同电量电费;超发电量在 5%以上的部分，按当月月度和月内发用两侧电能量(增量)交易(不含省内绿电)加权均价的0.9倍获得超合同电量电费;超发电量在10%以上的部分，按当月月度和月内发用两侧电能量(增量)交易(不含省内绿电)加权均价0.5倍获得超合同电量电费。 少发电量(不含系统偏差电量，下同)在发电企业全部合同(不含省内绿电)5%及以内的部分，按当月月度和月内发用两侧电能量(增量)交易(不含省内绿电)加权均价支付少合同电量电费;少发电量在5%以上的部分，按当月月度和月内发用两侧电能量(增量)交易(不含省内绿电)加权均价的1.1倍支付少合同电量电费;少发电量在10%以上的部分，按当月月度和月内发用两侧电能量(增量)交易(不含省内绿电)加权均价的1.5倍支付少合同电量电费。 其他相关部分相应调整。 (八)第四部分交易结算、第十四章用电侧结算、3结算价格、3.1省内绿电交易部分，偏差结算涉及的比例修改如下: 省内绿电的电能量部分，按批发用户或售电公司当月省内绿电交易合同电量，以对应交易合同中约定的电能量价格结算。零售用户按电力交易平台上售电公司实际分配的省内绿电合同电量、以及零售套餐合同约定的电能量价格结算。对于批发用户、售电公司，少用电量在省内绿电市场交易合同电量5%及以内的部分，按当月省内绿电市场发用两侧电能量(增量)交易加权均价获得少合同电量电费;少用电量在5%以上的部分，按当月省内绿电市场发用两侧电能量(增量)交易加权均价的09倍获得少合同电量电费;少用电量在10%以上的部分，按当月月度和月内省内绿电市场发用两侧电能量(增量)交易加权均价的0.5倍获得少合同电量电费。 其他相关部分相应调整、 (九)第四部分交易结算、第十四章用电侧结算、3结算价格、3.2除省内绿电交易以外的部分，偏差结算涉及的比例分别修改如下: 5%及以内的超用电量(不含系统偏差电量，下同)按当月月度和月内发用两侧电能量(增量)交易(不含省内绿电)加权均价支付超合同电量电费;5%以上超用电量按当月月度和月内发用两侧电能量(增量)交易(不含省内绿电)加权均价1.1倍支付超合同电量电费;10%以上超用电量按当月月度和月内发用两侧电能量(增量)交易(不含省内绿电)加权均价1.5倍支付超合同电量电费。 5%及以内的少用电量(不含系统偏差电量，下同)按当月月度和月内发用两侧电能量(增量)交易(不含省内绿电)加权均价获得少合同电量电费:5%以上少用电量按当月月度和月内发用两侧电能量(增量)交易(不含省内绿电)加权均价09倍获得少合同电量电费:10%以上少用电量按当月月度和月内发用两侧电能量(增量)交易(不含省内绿电)加权均价05倍获得少合同电量电费。 其他相关部分相应调整。 (十)第一部分交易方式、第一章省内批发市场、1电能量交易、1.2火电电能量交易，以及第一部分交易方式、第一章省内批发市场、2 合同交易、2.1.2.2 火电合同转让中关于火电交易组织相关内容，修改如下: 省内火电电能量(增量)交易、合同转让交易在月度、月内按工作日连续组织，电力调度机构提前1个工作日在交易平台披露火电电能量增量交易需求，火电企业在相关交易的安全校核结果发布后的下1个工作日起，可继续参与月内交易。 (十一)第三部分市场成员要求、第九章市场运营机构要求、电力交易机构和2电力调度机构，以及第三部分市场成员要求第十章市场主体要求、5电网企业要求中，分别增加信息披露相关内容: 电力交易机构负责在月度、月内通过电力交易平台向市场主体披露省间中长期外购交易电量等信息。 电力调度机构负责在月度、月内通过电力交易平台向市场主体披露各类电源上网电量、省间购电电量等实际运行信息。 电网企业负责按照国家、省级电力市场信息披露相关要求披露用电侧相关信息，支撑市场运行。 以2024年11月、12月电量为标的的四川省内电力市场交易有关事项按此通知执行。 |
