2021年12月24日《四川省2022年省内电力市场交易总体方案》（以下简称：方案）尘埃落地。
（来源：微信公众号“硕电汇” 作者：小硕团队）
2022年的“方案”是四川电力市场开市以来变化最大的一年，常规直购配火比例变化、电网企业代理购电、火电入市、新能源入市等一系列大动作标志着四川电力市场改革正在大刀阔斧的进行，一个更加活跃、市场化的电力交易仿佛跃然眼前。
新方案与电力市场主体的“钱袋子”息息相关，指引如何参与市场、决定发电收益、代理收益和用电成本的高低。为方便了解方案升级后的变化，小硕团队熬更守夜对方案进行了深入解读和梳理，总结出规则重点以及核心变化点。
01
市场主体变化
工商业用户必须入市场
四川省已核定输配电价的供电区域内工商业用户均须进入市场，提高电力用户市场化参与度，暂未直接从电力市场购电的电力用户由电网企业代理购电。
地方电网、政府核准建设的增量配电网在核定配电价格前，其网内工商业用户可由所在供电区域内的供电企业整体打包直接从电力市场购电，未整体打包直接从电力市场购电的，其下主网电量（不含居民农业等保障类用户电量）纳入国网四川电力代理购电范畴。
市场化交易规范度提升
（1）电力用户以户号为交易结算单元，按交易结算单元确认可参与的交易品种、开展交易和结算。（2）建立保底售电公司管理制度，具体方案另行制定。（3）售电公司被强制退市，和电力用户签订的售电合同通过市场化交易未成交的，电力用户在通过其他售电公司参与市场前，按照保底售电公司、电网企业的顺序为电力用户提供保底服务。（4）以大数据等名义开展的虚拟货币“挖矿”活动用电不得参与市场交易。（5）重复签约惩罚加重。电力用户重复签约，取消当年交易资格并暂停该法人及其法人代表四川电力市场交易资格两年。 小硕解读：对重复签约设置惩罚标准，切勿重复签约，后果严重。
电网代理购电首次出现
电网公司首次作为市场参与主体代理符合市场准入条件、暂未直接从电力市场购电的工商业用户购电。
零售合同签约新设上限
售电公司年度零售市场与零售电力用户签约的某一品种分月基础电量应处于零售电力用户上一年分月实际结算电量的85%至115%之间。小硕解读：对零售侧签约合同电量加以限制，避免过于夸大或减少丰、枯水期电量导致的零售签约量偏离实际，对批发侧交易产生影响。
高耗能用户电费大幅增加
①已直接从电力市场购电的高耗能用户，不得退出市场交易。②常规直购打捆购入火电时高耗能用户省内火电电量部分价格最高下浮20%、上浮幅度不受20%限制；高耗能用户不得将打捆购入的火电电量置换为风电、光伏电量，但可全年全电量参加绿电试点交易，价格不低于401.2元/兆瓦时。③高耗能电力用户代理购电价格按电网企业代理购电价格的1.5倍执行。小硕解读：高耗能企业电网代理的成本很高，委托售电公司或者直接参与批发交易是最好的选择，且一旦入市，无法再退出；常规直购配火价格不受火电上限范围的约束，且不能将火电置换为新能源，当火电成本上涨时可能面临比非高耗能更高的配火电价。
02
市场交易品种
交易品种大幅缩减，品种的“减法”换市场活力的“加法”；常规直购变化大，各交易品种限价范围发生调整。
交易品种主要变化
品种的变化
交易品种大幅缩减，单纯政策性红利品种取消，电网代理首次站上电力市场历史舞台。
重要品种变化要点
1、常规直购
（1）配火比例调整
①丰、平、枯期水电占比分别为：80%、65%、50%。
②水电送出受限区域内拥有省调直调燃煤自备电厂的用电企业，在丰、平水期为促进水电消纳，停发自备机组所增加的下网电量，暂不打捆购入火电。
（2）交易方式发生改变
火电交易方式：电量、价格通过市场化机制出清（后续详解）；
风电、光伏电量交易方式：置换的风电、光伏电量由交易平台按月自动匹配；非高耗能电力用户通过绿电试点交易购入，交易方式与水电相同；高耗能电力用户参加绿电试点交易通过双边协商交易方式购入。
（3）新能源配比调整
常规直购配置风电、光伏电量规则在高耗能与非高耗能用户之间存在明显差异。
（4）水电交易变化
① 风电、光伏电量可作为水电交易的替代“电力用户在打捆购入火电电量或置换风电、光伏电量后，其余电量可通过直接交易购入水电、风电、光伏电量。”② 常规直购年度交易延续指标控制“水电企业参与常规直购年度交易电量实行指标控制，单个水电企业参与常规直购年度交易电量的上限为其指标的1.1倍。常规直购月度（月内）交易不实行指标控制。”小硕解读：水电企业参与常规直购年度交易电量上限不再与留存电量挂钩，而常规指标的下达影响年度交易行情。
（5）限价范围发生调整
水电限价：水电丰水期上下限均下调
新能源限价：高耗能与非高耗能用户差别大
2、战略长协
（1）发电企业参与类型发生改变
符合准入条件的水电、火电、风电、光伏发电企业均可参与，战略长协用户水电电量部分，可按水电方式实施风电、光伏直接交易。
（2）钢铁企业配火比例随常规配火比例调整
“重点支持的钢铁企业参加战略长协交易电量按与常规直购相同的水火比例打捆购入火电电量，其余电力用户参加战略长协交易的电量实施全水电交易。”
3、其余交易品种
（1）留存电量、水电示范消纳与富余电量
参与留存、水电消纳示范或富余电量品种电力用户户号购电方法。
①水电示范消纳该品种之前享有的输配电价优惠，本“方案”未提及。②丰水期富余电量所有符合市场准入条件的水电、风电、光伏发电企业均可参与该品种。
（2）清洁替代
4、交易互斥品种
新增工业用户的全部工业用电量和扩建工业用户的扩建产能的工业用电量，在参加水电消纳示范交易后，不同时参加丰水期富余电量交易。
5、月度增量交易方式
常规直购、战略长协、丰水期富余电量、电能替代月度（月内）交易组织形式相同，双边协商交易可开展合同双侧调减交易、发用两侧合同转让交易，平台集中交易可开展电能量增量、合同双侧调减交易、发用两侧合同转让交易。
小硕解读：计划内、外交易品种月度增量交易只能集中、不可双边，极大的强化了集中交易方式，而定投也将成为月度交易主要的“双边”手段。
6、合同转让
（1）电网企业代理购电合同不得转让（2）转让组织形式 ① 发电侧转让组织形式
风电及光伏发电企业与全风光高耗能电力用户形成的直接交易合同不采用平台集中转让方式。
② 用电侧转让组织形式
高耗能电力用户全年全电量与风光机组直接交易合同不采用平台集中转让方式。（3）转让规则
发电侧
①水电企业在无正当理由情况下分月双边协商调减电量与出让合同电量之和原则上不超过该品种当月合同电量的40%；
② 在运燃煤火电机组不能与水电机组及新能源发电企业相互转让合同；
③燃气机组优先计划合同不能转让；④ 火电交易合同转让交易均不带价差；⑤ 水电示范消纳、留存电量交易合同仍然只能在限制区域内转让。⑥发电侧绿色试点交易合同转让规则用电侧
① 留存电量和水电示范消纳交易合同只能在限制区域内转让；
② 电力用户打捆购入的火电电量合同、置换的风电及光伏电量合同、配置的新能源及燃气电量合同均不得转让。
③在年度合同转让（不含拍卖）交易中，用电侧主体分月电量转让不超过该品种当月合同电量的40%；
④用电侧绿色试点交易合同转让规则
（三）各品种新限价汇总
1、各交易品种限价调整
小硕解读：除留存电量外，其他主要交易品种限价范围调整为一样。
03
新能源入市交易
建立绿电试点交易机制，有序推动新能源发电企业参与市场交易。（一）消纳去向风电、光伏发电企业在保障利用小时数以外的电量，须直接参与市场交易。新能源发电企业不再参与燃煤火电关停替代交易，可参与非高耗能电力用户常规直购火电置换，以及参与绿电试点交易，可与燃气机组优先电量一起补足实际火电电量小于市场化工商业用户应打捆购入的火电电量时的不足部分。
高耗能、非高耗能用户常规直购用户风电、光伏电量消纳方式：
小硕解读：新能源品种电量入市交易，满足电力市场工商业用户绿电消纳需求，丰富了市场交易品种。
（二）交易组织
（三）参与种类
04
火电入市交易
常规直购火电打捆销售（1）实际火电电量与市场化工商业用户应打捆购入的火电电量不相等时
“实际火电电量大于市场化工商业用户应打捆购入的火电电量时，超出部分由电力交易平台按月向代理工商业用户配置。” 小硕解读：电网企业代理电力用户电量是否配火存在不确定性。
“实际火电电量小于市场化工商业用户应打捆购入的火电电量时，不足部分由新能源及燃气机组的优先电量补足，两类优先电量比例与电网企业代理购电电量中新能源及燃气机组的优先电量比例相同。”（2）月度火电发电预计划和必发电量每月月前，省调制定当月省内火电发电预计划总量和分机组必发电量，在月度交易前公布；月内，根据系统实际运行情况，省调可动态补充增量部分，在月内交易前公布。四川电力交易中心根据当月高耗能和非高耗能电力用户直接从电力市场购电的交易合同电量比例，将省内火电发电预计划总量和分机组必发电量划分为对应高耗能和非高耗能电力用户两部分，在月度（月内）交易前公布。（3）交易组织 省内火电交易在月度（月内）开展，月度（月内）采用平台集中交易方式组织开展电能量增量交易、采用双边协商交易方式组织开展省内火电企业之间合同电量转让交易。
事后交易，采用双边协商方式组织开展发电企业省内火电电量合同转让交易，原则上优先转让必发电量，转让不带价差。
05
电网代理购电
1、交易电量
（1）购电来源
电网企业代理工商业用户购电电量包括执行保量保价的优先发电电量和市场化方式采购的火电电量。
（2）配火电量
代理工商业用户配置的火电电量中省间外购电量占比与市场化工商业用户一致。
2、代理价格
（1）代理购电价格按电网企业代理购电价格1.5倍执行的情况
①拥有燃煤发电自备电厂户号；②高耗能电力用户。
（2）配火价格
配置火电电量价格与非高耗能电力用户应购买的火电电量价格相同。
3、代理关系
代理工商业用户可在每季度最后15日前选择下一季度起直接从电力市场购电，电网企业代理购电相应终止。
4、合同转让
电网企业不得转让代理工商业用户合同。
5、其他
地方电网、政府核准建设的增量配电网在核定配电价格前，未整体打包直接从电力市场购电的，其下主网电量（不含居民农业等保障类用户电量）纳入国网四川电力代理购电范畴，购电方式确定后当年内不得改变。
06
分时电价浮动
纳入分时电价政策执行范围的市场化工商业用户中长期交易结算价格应按照《四川省发展和改革委员会关于进一步完善我省分时电价机制的通知》（川发改价格规〔2021〕499号）执行峰谷浮动。小硕解读：峰平谷价差比为：1.6:1:0.4，政府性基金及附加、基本电费不参与浮动，执行分时电价的大工业用户在夏季7月26日-8月25日、冬季12月26日-1月25日执行尖峰电价机制，尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%。
