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、交易主体准入与退出（一）主体分类本细则适用的新能源电价市场化交易主体分为四类：发电侧主体、用户侧主体、售电主体、交易组织机构。1.发电侧主体：已完成并网备案、处于合规运营状态的集中式新能源电站（含集中式风电、集中式光伏、集中式生物质发电），以及单个并网点装机容量≥10MW的分散式新能源发电项目，均可参与市场化交易。自然人分布式新能源发电项目暂不参与市场化交易，自发自用电量外的余电上网部分执行当地脱硫煤电价基准政策。2.用户侧主体：年用电量≥100万kWh的工业用户、年用电量≥50万kWh的商业用户，以及符合条件的增量配电网用户，全部放开参与新能源市场化交易；除国家明确的优先保障发电、优先购电用户外，10kV及以上电压等级用户均可自愿参与交易。优先购电用户的保障电量按照《关于有序推进电力用户参与电力市场化交易的指导意见》执行，保障外电量全部参与市场化交易。3.售电主体：取得电力业务许可证（供电类）、完成市场主体注册的售电公司，以及符合准入条件的电网企业代售电业务主体，可代理用户参与新能源市场化交易。售电公司注册资本要求：从事全国范围售电业务的注册资本不低于2亿元，从事省级范围售电业务的注册资本不低于2000万元，资产要求符合国家能源局监管规定。4.交易组织机构：由省级电力交易中心负责组织交易、提供交易平台服务，电力调度机构负责电力运行安全校核、交易结果出清后的调度执行。（二）准入流程1.所有交易主体需完成省级电力交易平台注册，提交营业执照、法定代表人身份证明、发电项目并网批复、电力业务许可证等材料，售电主体还需提交资产证明、信用报告、履约保函材料。2.注册信息经省级电力交易中心核验（核验时限不超过5个工作日），核验通过后完成市场主体公示，公示期为3个工作日，公示无异议的纳入市场化交易主体目录，取得交易资格。3.发电侧主体需满足最低交易电量要求：单场集中交易申报电量不低于1000MWh，月度双边协商交易申报电量不低于100MWh，低于最低申报要求的不予受理。（三）退出机制1.正常退出：主体因运营变更、注销等原因申请退出的，需提前30个工作日向省级电力交易中心提交申请，结清所有交易电费、处理完所有未履约合同后，注销交易资格。2.强制退出：存在以下情形之一的主体，由电力交易中心强制清退，纳入电力市场信用黑名单：（1）连续6个月无交易行为且未履行备案手续；（2）拖欠电费或履约保证金超过15个工作日；（3）存在虚假申报、操纵市场、串谋报价等违规行为，拒不整改；（4）违反国家环保、安全政策被责令停业。强制退出后未结清的债务由其出资人或担保人承担连带责任。二、交易类型与周期划分（一）中长期交易类型1.年度交易：每年11月中下旬组织下一年度新能源电量交易，交易周期为完整自然年，年度交易成交电量占年度新能源市场化总电量的比例不低于60%，用于锁定年度长协价格，降低市场波动风险。年度交易可选择带曲线分解交易或总量分解交易，带曲线分解交易需明确每个月的交割电量占比，总量分解交易由发电侧主体在年度开始前10个工作日提交分解计划，经调度校核后执行。2.月度交易：每月下旬组织下一月度新能源增量、减量调整交易，用于调整年度交易分解偏差、满足用户新增用电需求。月度交易成交电量不超过年度交易成交总量的30%，交易周期为下一个完整自然月。3.多日交易：每周最后一个工作日组织下一周新能源交易，针对日发电量波动较大的风光项目，满足用户短期调峰、绿电消纳需求，交易周期为3-7天，单场交易电量规模不设下限，但不超过当周新能源市场化可调总出力的15%。（二）现货交易类型已开展电力现货试点的省份，新能源发电项目全电量参与现货市场交易，具体规则如下：1.日前交易：每日组织次日新能源发电交易，按照风光功率预测结果申报段电价（每15分钟一个交易段），出清价格按照边际出清价格形成。2.实时交易：每5分钟滚动出清，根据超短期功率预测调整申报价格与电量，实时出清价格作为结算依据。未开展电力现货试点的省份，新能源现货交易暂不放开，仅开展中长期交易，偏差处理按照本细则第四章偏差考核规则执行。（三）绿电交易新能源市场化交易同步开展绿电交易，成交电量同时核发绿色电力证书，绿电价格由交易双方自主报价形成，价格溢价部分归发电侧主体所有，用于抵消新能源开发成本。参与绿电交易的用户，其成交电量不计入普通市场化交易电量规模，可单独享受绿电消纳权益，满足碳减排核算要求。单个绿电交易合同最小电量单位为1MWh，交易周期与中长期交易周期保持一致。三、价格形成机制（一）基准价与浮动区间新能源市场化交易价格以当地省级能源主管部门公布的年度燃煤发电基准价为基准（2024年全国平均燃煤发电基准价为0.3644元/kWh，各省份根据实际价格调整执行），设置浮动区间：中长期交易价格浮动范围为基准价的-20%至+30%；现货交易价格浮动范围不得超过基准价的±50%，超出浮动区间的申报为无效申报。（二）价格构成新能源市场化交易价格为电厂并网侧节点价格，不包含输电价格、配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加，上述费用由电网企业按照国家规定标准向用户单独收取，具体标准：1.跨省跨区交易输电价格按照国家发改委核定的标准执行；2.省级电网输电价格按照省级价格主管部门核定的标准执行，一般工商业用户输电+配电价格合计约0.10-0.18元/kWh，工业大用户约0.05-0.12元/kWh；3.政府性基金及附加合计为0.0548元/kWh（国家统一标准，含可再生能源电价附加0.015元、国家重大水利工程建设基金0.0015元、大中型水库移民后期扶持资金0.0062元、地方水库移民扶持基金0.0021元、农网还贷资金0.02元）。（三）跨省跨区交易价格跨区域新能源交易价格由送受端双方自主协商形成，送端价格为送端电厂并网侧价格，受端价格包含送端价格、输电损耗、输电价格，损耗按照电网实测线损计算，一般架空线路损耗率控制在3%-5%区间内，直流输电线路损耗率控制在1.5%-3%区间内。（四）报价规则1.中长期集中竞价交易：发电侧申报为卖价，用户侧与售电侧申报为买价，按照价格优先、时间优先排序，撮合成交。卖价低于买价即可成交，成交价格为买卖双方申报价格的算术平均值，当出清总电量超过市场可调总电量时，按价差从大到小依次成交。2.双边协商交易：交易双方自主协商确定交易价格与电量，电力交易中心仅核验交易主体资格与价格浮动范围，符合规则的直接成交。3.现货交易报价：日前交易申报每个交易段的出力段价，实时交易根据实际出力偏差调整报价，规则遵循省级现货市场已发布实施细则执行。四、交割与偏差处理（一）交割规则新能源市场化交易电量实行物理交割，年度、月度交易电量按照申报的分解曲线逐月交割，年度交易未分解的电量，由发电侧主体按照月度发电计划平均分解，经电力调度机构校核后执行。对于风光发电出力特性与用户负荷特性不匹配问题，鼓励交易双方签订灵活交割合同，允许发电侧将超额发电量转移至同一交易周期内的其他月份交割，转移比例不超过年度成交总量的10%。（二）偏差电量计算实际交割电量与合同约定交割电量的差值为偏差电量，计算公式为：正向偏差（发电侧超额发电量）=实际发电量-合同约定交割电量负向偏差（发电侧欠发电量）=合同约定交割电量-实际发电量用户侧偏差电量计算公式：正向偏差（超用电量）=实际用电量-合同约定购电量；负向偏差（少用电量）=合同约定购电量-实际用电量。（三）偏差考核标准1.发电侧偏差考核：月度允许偏差范围为±5%，偏差电量在允许范围内的，不考核，偏差电量按照月度双边交易出清价结算；超出允许范围的部分，按照以下标准考核：正向偏差超出部分：超出5%-10%区间，考核电价为当期出清价的90%；超出10%-15%区间，考核电价为当期出清价的80%；超出15%以上部分，考核电价为当期出清价的70%，考核资金纳入省级电力辅助服务市场统筹，用于补偿调峰资源。负向偏差超出部分：超出5%-10%区间，按照当期出清价的110%缴纳偏差补偿金；超出10%-15%区间，按照当期出清价的120%缴纳；超出15%以上部分，按照当期出清价的130%缴纳。2.用户侧偏差考核：用户侧月度允许偏差范围为±3%，代理购电的售电主体允许偏差范围为±2%，偏差在允许范围内不考核；超出允许范围的部分，按照现货价格（未开展现货的省份按照月度均价上浮10%作为考核价）结算，正向超用部分按照考核价购买，负向少用部分按照考核价核减电费。3.不可抗力因素（如极端天气导致电网故障、政府统一调度限电）产生的偏差，免除偏差考核，偏差电量按照当月市场化交易均价结算。（四）偏差调整渠道月度交易结束后，交易主体可在日前交易、实时交易市场进行偏差调整，也可通过主体间互济交易调整偏差：发电侧正偏差主体可向负偏差主体转让超额电量，转让价格由双方自主协商，转让后的偏差不纳入考核，转让规模不超过总偏差电量的60%。五、结算规则（一）结算周期中长期交易按月结算，年度清算；现货交易按日清算、按月结算，每年12月25日前完成年度最终清算。（二）结算流程1.每月5日前，电力调度机构向省级电力交易中心报送各交易主体上月实际交割电量数据；2.省级电力交易中心根据成交价格、偏差考核结果，计算各主体应付、应收电费，形成结算单，于每月8日前发送给各交易主体与电网企业；3.交易主体对结算单无异议的，电网企业于每月15日前完成电费划转；有异议的，需在3个工作日内提出复核申请，电力交易中心于2个工作日内完成复核并出具调整后的结算单；4.发电侧结算：电网企业按照交易结算结果，将市场化交易电费支付给发电企业，其中脱硫燃煤基准价部分纳入电网企业电费统一结算，超出基准价部分由发电企业直接向用户收取，售电公司代理的，由售电公司统一结算。（三）价差传导机制新能源市场化交易形成的价差，按照“谁受益、谁承担”原则传导：1.直接参与交易的用户，价差直接传导至用户，用户按照交易结算价格支付电费；2.售电公司代理的用户，售电公司与用户的结算价格需在合同中明确价差传导方式，允许售电公司收取合理代理服务费，代理服务费标准不超过0.03元/kWh，需明码标价，不得隐形加价；3.未参与市场化交易的用户，承担的新能源市场化分摊费用按照国家代理购电政策执行，分摊标准由省级价格主管部门核定，不得将新能源交易超额价差转嫁给终端用户。（四）保障性收购结算新能源发电项目完成年度市场化交易合同后，剩余发电量符合国家保障性收购政策要求的，由电网企业按照燃煤发电基准价收购，不再参与市场化交易结算；年度发电量超出市场化交易合同与保障性收购总和的部分，按照本细则偏差处理规则结算。六、履约管理（一）履约保证金要求所有参与市场化交易的售电主体与发电主体，需缴纳履约保证金，保证金标准为：1.发电侧：年度交易成交总金额的2%，最低不低于10万元，最高不超过500万元；2.售电侧：年度代理成交总金额的3%，最低不低于200万元，最高不超过2000万元；履约保证金可采用银行保函、信用证、现金等方式缴纳，现金保证金按照银行同期活期存款利率计息，交易主体正常退出时全额退还。未按要求缴纳履约保证金的，取消下一期交易资格。（二）合同管理所有新能源市场化交易成交结果，需通过省级电力交易平台签订电子交易合同，电子合同与纸质合同具有同等法律效力，合同需明确交易电量、价格、交割周期、偏差处理方式、结算方式、违约责任等核心条款，示范文本由省级电力交易中心统一发布。交易双方不得签订背离交易结果的阴阳合同，一经发现，取消交易资格，并处以违规交易额10%的违约金，违约金纳入偏差补偿资金统筹。（三）违约责任1.发电侧未按照合同交割电量，且拒不缴纳偏差补偿金的，扣除等额履约保证金，情节严重的强制退出市场；2.用户侧未按照合同支付电费，逾期超过15个工作日的，按照每日万分之五收取违约金，逾期超过30个工作日的，暂停交易资格；3.售电侧发生违约无法履约的，由其履约保证金承担违约责任，保证金不足的，由其担保人承担连带责任，拒不履行的，纳入社会信用黑名单，限制其参与任何电力市场交易。七、安全校核与市场监管（一）安全校核规则所有交易结果出清前，需由电力调度机构进行电网安全校核，校核内容包括：通道输送容量、节点电压稳定、备用容量、短路电流等，校核标准按照《电力系统安全稳定导则》（GB3877-2018）执行。对于超出电网输送能力的交易结果，电力调度机构按照“保民生、保重点、先长协后现货”的原则削减交易电量，削减比例不超过总成交电量的5%，超出5%的需重新组织交易。安全校核时限：年度交易不超过7个工作日，月度交易不超过3个工作日，日前交易不超过12小时。（二）信息披露省级电力交易中心按照“公开、公平、公正”原则披露市场信息，披露内容包括：交易主体目录、年度新能源可调发电总量、交易成交结果、出清价格、结算结果、偏差情况等，公开信息需在交易完成后3个工作日内对外发布，涉及商业秘密的信息，仅对交易主体定向披露。任何主体不得泄露未公开的市场信息，不得利用未公开信息操纵市场。（三）违规行为处理1.串谋报价、操纵市场：没收违规所得，并处违规所得3倍以下罚款，情节严重的终身禁止进入电力市场；2.虚假申报：申报容量与实际可调容量偏差超过20%的，给予警告，并处10万元以上100万元以下罚款，累计三次虚假申报的强制清退；3.不配合监管检查：拒绝提供交易材料、隐瞒真实交易情况的，暂停交易资格，整改到位后方可恢复；4.违反价格浮动规则：申报价格超出允许浮动区间的，直接作废申报，情节严重的暂停下一期交易资格。八、政策衔接与特殊事项处理（一）补贴政策衔接纳入国家可再生能源电价附加补贴目录的新能源项目，市场化交易成交价格不影响国家补贴的申领，补贴按照实际上网发电量减去自发自用电量后的基数核算，即：补贴