新能源电价市场化交易细则

新能源电价市场化交易细则一、总则1.1制定目的与依据为规范新能源参与电力市场化交易行为，落实《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》《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》《国家发展改革委关于完善新能源上网电价市场化改革机制的意见》等文件要求，促进新能源大范围优化配置和高效消纳，发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新型电力系统建设，制定本细则。1.2适用范围本细则适用于全国范围内符合并网准入要求的集中式风电、集中式光伏发电、分布式光伏发电、分散式风电、生物质发电、地热发电等新能源发电项目参与电力市场化交易，覆盖中长期交易、现货交易、绿色电力交易、分布式直接交易、辅助服务交易、跨省跨区交易等全品类交易活动。配建共享储能、独立储能的新能源项目，以及抽蓄电站配套新能源项目参与交易，同步适用本细则。1.3交易基本原则（1）安全优先原则：以电网安全稳定运行和电力可靠供应为前提，所有交易活动服从电力统一调度，不得影响系统安全；（2）公平公开原则：所有符合准入条件的市场主体平等参与交易，交易规则、交易流程、成交信息全公开，杜绝歧视性准入门槛；（3）风险共担原则：交易主体按照规则承担价格波动、出力偏差、信用违约等市场风险，依规享受市场收益，权责对等；（4）消纳保障原则：落实可再生能源消纳责任权重制度，市场化成交的新能源电量优先调度、优先消纳，保障交易合约执行。二、交易主体与准入退出2.1交易主体分类参与新能源市场化交易的主体分为四类：（1）卖方：符合准入条件的新能源发电企业，协同租赁共享储能的新能源项目可由储能运营主体共同作为联合卖方；（2）买方：符合条件的直接交易电力大用户、持证售电公司、增量配电网运营主体，以及承担保障性消纳义务的省级电网企业；（3）中介组织：国家电力交易中心、各省级电力交易中心，负责交易组织、注册管理、成交确认、合同备案、信息披露等工作；（4）调度运行机构：国家电网、南方电网各级调度机构，负责电力调度、安全校核、交割计划安排等工作。2.2准入条件2.2.1卖方准入条件（1）集中式新能源项目：2021年1月1日之后新投产的集中式风电、光伏发电项目，全部强制纳入市场化交易；2020年12月31日前投产的存量项目，装机规模10万千瓦及以上的强制纳入，10万千瓦以下的可自愿申请纳入；所有纳入市场化交易的项目需取得电力业务许可证（发电类），完成并网验收，满足电网安全运行要求。（2）分布式新能源项目：完成并网备案，装机规模100千瓦及以上，产权清晰，满足配电网安全运行要求，可参与分布式就近直接交易。（3）储能协同准入：新能源发电企业租赁共享储能容量比例不低于项目装机的5%/2小时，或自配储能不低于10%/2小时的，可将储能调节容量纳入交易标的，协同参与交易，享受偏差豁免政策。2.2.2买方准入条件（1）直接参与交易的电力用户：年用电量1000万千瓦时及以上，信用状况良好，完成市场主体注册，可直接参与交易；年用电量低于1000万千瓦时的电力用户，需通过持证售电公司代理参与交易。（2）售电公司：满足《售电公司准入与退出管理办法》要求，完成市场注册，缴纳交易保证金，配备2名以上熟悉电力交易规则的专业人员，可代理各类电力用户参与新能源交易。2.3退出机制（1）主动退出：市场主体需退出交易的，需提前30个工作日向交易机构提交申请，结清所有交易债务，处理完毕未交割的所有合约，经公示10个工作日无异议后，办理退出手续。（2）强制退出：存在严重违法违规行为、连续12个月未参与任何交易活动、信用等级被评为严重失信的市场主体，由交易机构启动强制退出程序，取消交易资格，公示后退出市场，相关失信记录纳入全国信用信息共享平台。三、交易品种与组织方式3.1中长期交易中长期交易是新能源市场化交易的核心品种，分为年度中长期交易、月度中长期交易、多年度中长期交易三类：（1）年度中长期交易：交易周期为次年完整自然年，交易组织时间为每年11月-12月，要求成交合约电量占新能源发电企业次年预测发电量的比例不低于70%，鼓励发电企业提高中长期合约比例至80%以上，降低价格波动风险；合约需明确分月分解电量，可选择带曲线合约和不带曲线合约两种形式，带曲线合约需明确逐日出力分解要求，适配新能源出力特性，优先保障带曲线合约调度执行。（2）月度中长期交易：交易周期为次月自然月，组织时间为每月下旬，主要用于调整年度合约偏差，补充交易规模，月度成交电量不得超过次月新能源预测发电量的30%，避免过度投机。（3）多年度中长期交易：鼓励新能源发电企业与大工业用户、售电公司签订1-10年的长期固定价格合约，锁定长期收益与购电成本，交易机构优先保障长期合约的登记与执行，长期合约可按年度分期分解交割。3.2现货交易已开展电力现货市场试点的地区，所有纳入市场化交易的新能源发电企业必须全部参与现货交易，分为日前现货、日内现货、实时现货三个环节：（1）日前现货：新能源发电企业提前1天申报次日96点（每15分钟一个时段）出力预测曲线和分段报价，新能源报价不受价格上下限约束，调度机构完成安全校核后出清，形成日前现货节点价格。（2）日内现货：每1小时滚动更新一次出力预测与报价，调整日前成交结果，平抑日前出力预测偏差，提高交割准确度。（3）实时现货：按照实际出力执行交割，最终偏差部分按实时出清价格结算。未开展现货试点的地区，偏差结算暂按月度集中竞争交易形成的价格执行。3.3绿色电力交易绿色电力交易是新能源电力的专属交易品种，分为捆绑绿电交易和专项绿电交易两类：（1）捆绑绿电交易：绿电量可捆绑在中长期电力合约中共同交易，也可单独拆分交易，绿电价格由电能量价格和绿色环境溢价两部分组成，溢价由交易双方竞价形成。（2）专项绿电交易：每月组织1次专项交易，满足用户绿色电力认证、低碳产品生产、可再生能源消纳责任权重完成等需求，按照“溢价从高到低、需求优先满足”原则撮合成交，溢价部分全额归新能源发电企业所有，不参与输配电价和公共服务费用分摊。3.4分布式新能源直接交易符合准入条件的分布式新能源项目，可开展“隔墙售电”直接交易，发电企业直接将电量卖给同一配电网内的就近电力用户，交易周期可以选择季度、月度，价格由交易双方协商确定，配电网企业按照国家核定标准收取过网费。3.5辅助服务交易新能源发电企业可参与调峰、调频、调压、备用辅助服务交易，配建储能的新能源可独立提供辅助服务，获得相应收益；新能源出力波动导致的系统调节成本，按照“谁受益谁承担、谁波动谁承担”原则，由新能源发电企业按照规则分摊辅助服务费用。3.6跨省跨区新能源交易符合条件的跨区域送电新能源项目，可在全国电力交易平台组织交易，送端优先保障送出，受端优先安排消纳，成交电量的消纳责任权重全部计入受端购电方。四、交易价格与偏差结算规则4.1价格形成机制（1）中长期交易价格：由交易双方协商形成或通过集中竞价、撮合出清形成，价格随行就市，仅在极端价格波动时启动临时价格上下限管控，正常运行时段不设置行政性价格限制。（2）现货交易价格：按照现货市场节点出清价格形成，不同区域因电网阻塞形成的价格差异由市场主体自行承担，体现区位差异价值。（3）输配电价与政府性基金：参与市场化交易的新能源电量，输配电价严格按照国家和省级价格主管部门核定的标准执行，政府性基金及附加照常征收，不得违规减免；分布式直接交易的过网费，执行所在电压等级输配电价扣减基本电价后的标准，10千伏及以下分布式交易过网费标准不得超过0.1元/千瓦时。（4）绿电溢价：绿色环境溢价浮动区间为0.01元/千瓦时-0.5元/千瓦时，溢价部分全额计入发电企业收入，仅征收对应增值税，不缴纳输配电费。（5）保障性消纳电量价格：各地公布的新能源保障性消纳小时数内的电量，发电企业可选择由电网企业按当地燃煤发电基准电价收购，也可自行参与市场化交易，交易价格高于基准电价的收益全部归发电企业，低于基准电价的差额不享受国家政策性补贴。4.2偏差结算规则针对新能源出力随机性、波动性特征，建立分级偏差豁免与考核机制：（1）月度偏差率计算：偏差率=（实际交割电量-合约约定交割电量）/合约约定交割电量×100%。（2）偏差豁免范围：未配建合规储能的项目，实际偏差率在±5%以内（含）的偏差电量，按照原合约价格结算，不收取偏差补偿，也不进行考核；自配储能不低于10%/2小时或租赁储能不低于5%/2小时的新能源项目，偏差豁免范围扩大至±7%，鼓励通过储能平抑出力波动。（3）正偏差处理：偏差率超过+5%（合规储能项目超过+7%）的多发电量，已开展现货市场的地区，按照当月日前现货加权平均出清价格结算；未开展现货的地区，按照当地燃煤发电基准价的90%结算。（4）负偏差处理：偏差率低于-5%（合规储能项目低于-7%）的缺额电量，已开展现货市场的地区，缺额部分由发电企业按照当月日前现货加权平均出清价格的1.1倍向购电方支付偏差补偿；未开展现货的地区，按照当地燃煤发电基准价的1.1倍结算补偿。（5）免责情形：因电网安全约束、极端自然灾害、电网事故、政府管制要求导致的出力偏差，经调度机构和交易机构共同认定后，免除偏差考核，正偏差多发电量由电网企业按照燃煤基准电价全额收购。4.3结算周期与流程（1）结算周期：实行“月度结算、年度清算”，每月5个工作日内完成上月电量结算，次年1月31日前完成上年度全电量清算。（2）交易保证金制度：参与交易的售电公司缴纳保证金比例不低于上年度交易电量对应电费的5%，最低额度为200万元，最高额度为5000万元；新能源发电企业缴纳保证金比例不低于上年度电费收入的2%，最低额度为50万元；信用等级A级以上的市场主体可降低50%保证金缴纳额度，信用等级C级及以下的市场主体提高100%保证金缴纳额度，保证金利息归缴纳主体所有。（3）常规结算流程：①每月前3个工作日，电网企业计量关口核对各市场主体实际发电量、用电量，形成原始结算数据报送交易机构；②交易机构按照成交价格、偏差规则计算各方应收应付电费，出具结算单发送各市场主体确认；③发电企业开具增值税专用发票，购电方在3个工作日内支付电费，电网企业收取输配电费和政府性基金，完成资金清算。（4）消纳责任权重结算：市场主体购买的新能源电量、绿电量，全额计入其可再生能源消纳责任权重完成量；跨省跨区交易的新能源电量，消纳量全额计入受端购电方，不计入送端；未完成年度消纳责任权重的市场主体，需在次年3月1日前通过购买绿证或增量新能源电量补齐缺口，逾期未补齐的，按照每千瓦时1.5倍当地燃煤基准电价缴纳消纳补偿金，补偿金纳入全国可再生能源发展基金管理，专项用于可再生能源开发建设。五、电网消纳与调度保障5.1消纳优先级安排调度机构应当按照“新能源优先”原则安排发电计划，市场化交易成交的新能源电量，调度优先级高于常规化石能源发电，保障合约交割执行，除电网安全约束外，不得无故限发新能源市场化交易电量。5.2网损与阻塞管理（1）跨省跨区新能源交易的网损，按照国家核定的跨省跨区输电价格标准执行，网损承担方由交易双方自行约定，未约定的由卖方承担送端网损，买方承担受端网损。（2）电网发生局部阻塞时，调度机构按照“报价从低到高减出力”原则调整新能源出力，因发电企业超计划发电导致的阻塞，减发电量的损失由发电企业自行承担；因电网规划建设滞后、电网设备改造不及时导致的阻塞，减发电量由电网企业按照燃煤基准电价全额收购，免除发电企业偏差考核。5.3分布式交易保障配电网运营企业应当为分布式新能源直接交易提供接入、计量、结算服务，按照交易要求改造分时计量装置，提供分时段准确计量数据，保障交易正常开展，不得设置不合理准入障碍限制分布式交易开展。六、风险管控与违规处理6.1市场风险管控（1）价格波动风险管控：鼓励市场主体签订多年长期差价合约，锁定价格波动风险，交易机构提供差价合约登记、结算服务，支持市场主体对冲现货价格波动风险。（2）市场力防控：单一新能源发电企业在同一省级市场年度交易中，成交电量占全省新能源总交易电量的比例不得超过20%；单一售电公司代理的新能源购电量占全省总购电量的比例不得超过25%，超过部分申报无效，防范单一主体操纵市场价格。（3）信用风险管控：建立新能源交易主体信用评价体系，信用评价分为A、B、C、D四级，A级主体享受保证金降低、优先成交等优惠，D级主体强制退出市场，信用记录纳入全国信用信息共享平台，实施联合惩戒。（4）极端风险应对：当现货市场出清价格连续24小时超过燃煤基准电价3倍，或者系统供应缺口超过总负荷的10%时，启动市场风险应急预案，执行临时价格上限，暂停日内投机性交易，由电网企业启动备用电源保障供应，待市场供需恢复正常后解除应急预案。6.2违规行为处理（1）轻微违规：包括未按时报送信息、微小逾期支付电费、无主观故意的微小偏差违约等，给予警告、通报批评，扣除10%交易保证金。（2）中度违规：包括串通报价、虚报出力、虚报需求、逾期超过7天支付电费等，暂停交易资格3-6个月，扣除全额交易保证金。（3）严重违规：包