12月27日，四川省经济和信息化厅等四部门印发了《四川省2023年省内电力市场交易总体方案》（川经信电力〔2022〕273号）（以下简称“总体方案”）正式印发。为帮助市场主体充分把握总体方案要点，四川电力交易中心编制了总体方案解读。
一
2023年总体方案基本情况
(资料图片仅供参考)
为深入贯彻党的“二十大”关于深入推进能源革命、建设高标准市场体系、发展绿色低碳产业的精神，按照省委、省政府关于推进电力市场建设的要求，结合省内实际及供需形势变化，在保证政策延续性的基础上，总体方案进行了完善优化，主要体现在3个方面，即“两个放开、四个调整、两个加强”。
两个
放开
试点放开地方电网网内工商业用户参与交易；探索放开用电侧跨省购买绿电。
四个
调整
调整交易品种类别设置；调整非水电量配置比例及方式；调整交易组织方式；调整1-4月结算与偏差考核模式。
两个
加强
加强对市场成员的要求；加强市场衔接管理。
二
内容要点
（一）
“两个放开”
要点1：试点放开地方电网网内工商业用户参与交易
1．开展地方电网网内工商业用户参与交易试点
目前地方电网均已核定配电价格，满足网内工商业用户直接参与市场交易的基本条件。2023年起，试点开展地方电网工商业用户入市，具备相应条件的地方电网企业可参与试点。纳入试点范围的地方电网，其网内年用电量大于1000万千瓦时（纳入省上电能替代的项目不受该限制）的工商业用户可选择直接从电力市场购电；未直接从电力市场购电的，纳入电网企业代理购电范畴。
2．保留地方电网打包入市方式
未纳入试点范围的地方电网，仍可选择将网内工商业用户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。
要点2：探索放开用电侧跨省购买绿电
为提升全省可再生能源消纳权重，缓解省内供需矛盾，探索放开用户跨省购买绿电。经政府主管部门同意后，用电侧市场主体可参与省间市场购入绿电（市场初期主要指风电、光伏电量），该部分绿电电量可抵扣用户应配置的部分非水电量。
（二）
“四个调整”
要点3：调整交易品种类别设置
一是结合省内供需形势变化，取消富余电量交易品种。二是取消常规直购交易品种年度交易供需比，实现批发市场常规直购、战略长协、电能替代合并组织交易，进一步简化交易组织。三是取消常规直购交易品种中的风光常规及全风光高耗能类型，电力用户若有全清洁能源消纳需求，可根据电量溯源结果通过绿证交易平台购买绿证。四是因不再设置常规直购交易品种年度交易供需比，取消战略长协交易品种中的常规长协（钢铁长协）类型。五是新增市场化需求响应交易品种，相关组织流程、交易限价、电量结算等方式另行制定。
要点4：调整非水电量配置比例及方式
1．调整非水电量成分及配置比例
一是将燃气电量、新能源优先电量纳入非水电量配置。电力用户在参与常规直购交易时，配置的非水电量包含省内燃煤火电电量、燃气电量、新能源（含风电、光伏、生物质）优先电量、省间外购电量（含中长期外购电量、现货外购电量和跨省跨区应急调度购电电量）等。二是按照常规直购用户和代理购电用户度电消纳全网非水电量一致的原则，经测算，将配置比例调整为丰、平、枯水期分别为25%、35%、60%。
2．调整非水电量配置方式
一是将非水电量按相同比例配置给常规直购用户与代理购电用户，因实际非水电量与匹配非水电量存在差异产生的差额电费，由常规直购用户和代理购电用户分摊（或分享）。二是纳入非水电量配置的省间现货外购电量和跨省跨区应急调度购电电量价格按MIN{当月省间现货和应急调度购电均价，MAX（省内燃煤火电上网基准价×1.2，当年已有中长期外购电落地最高价）}执行；省间现货外购电量和跨省跨区应急调度购电量实际成本超出MAX（省内燃煤火电上网基准价×1.2，当年已有中长期外购电落地最高价）计算的购电成本的部分，为省间现货及应急调度外购电量损益，向全体工商业用户分摊。
要点5：调整交易组织方式
1．优化同侧电能量交易及合同转让方式
为促进中长期市场和现货市场进一步衔接，将带价差的合同转让交易调整为同侧电能量交易，增减电量部分交易限价须满足批发市场分月价限价要求。合同转让交易仅保留原价转让模式，发电侧可开展转让的交易品种包括优先计划合同、跨省跨区交易合同、留存电量交易合同、燃煤火电关停替代交易合同；用电侧可开展转让的交易品种为留存电量交易合同。在年度同侧电能量交易、合同转让交易中，水电、风电、光伏发电企业在无正当理由情况下分月电量减持之和原则上不超过该品种当月合同电量的40%；用电侧市场主体分月电量减持之和不超过该品种当月合同电量的40%。
2．优化批发市场双边调减方式
取消双边调减修改原合同模式。将批发市场双边合同调减由直接调整原合同的电量和电价方式，修改为：发用双方约定调减部分的量、价信息，调减部分电量不得大于发用双方各自某一交易品种的存量电量及双方原签订的该品种的存量电量，调减部分交易电价须满足批发市场分月价限价要求。
设置双边调减及同侧电能量交易限制。发电企业与用电侧主体对批发市场合同进行调减的，发电企业之间、用电侧主体之间开展同侧电能量交易的，交易后相关市场主体的电费不能为负、电量须大于零。
3．优化留存电量合同形成方式
留存电量合同形成方式不再采用最小配对方式对购售方及电量进行配对。发电侧留存电量上网电价为政府相关部门确定的电价，用电侧留存电量的交易电价按该地区发电侧留存电量分月计划的加权均价形成。
4．优化零售合同签约和调整方式
一是零售合同基础电量签约保留大于上一年分月实际结算电量的85%的限制，取消小于上一年分月实际结算电量的115%的限制，上限按照用户合同容量*24小时*当月天数计算。二是对于除留存电量外的交易品种，每月零售电力用户可以与售电公司按双边协商的方式调整一次当月分品种基础电量或基础电价。
要点6：调整1-4月结算与偏差考核模式
考虑枯水期1-4月常出现部分月水电发电能力不足，将批发市场结算模式调整为发用两侧1-4月打捆结算（注：发电侧为水电及按水电性质参与交易的风电、光伏均打捆），有关校核和考核都相应打捆。
（三）
“两个加强”
要点7：加强对市场成员的要求
1．完善对运营机构的要求
电力交易机构新增信用评价职责。四川电力交易中心在政府有关部门指导下，加快电力市场信用体系建设，按照发布的信用评价实施方案对相关类型市场主体“以季评分，按年评级”，促进规范、自律市场建设。
电力调度机构完善电网阻塞校核相关要求。一是明确电网阻塞校核适用于持续弃水时期、且水电竞价现货市场未运行期间。二是送出受限区域内优先安排执行的交易合同取消水电消纳示范交易合同。三是在已发布阻塞校核公告的区域内，相关水电不能通过从受限区域外受入发电合同、受入区域内新能源发电合同（新能源执行全额消纳政策情况下）、电能量增量交易、省间现货交易获取增量电量。
2．完善对电力用户的要求
一是明确电力用户应于2023年6月30日前按要求在电力交易平台进行实人认证。二是批发用户的不同户号打捆开展交易和结算。三是电力用户（包括该用户的所有户号）上一年购网用电量500万千瓦时以下的，拟直接参与市场交易，须通过售电公司代理；电力用户（包括该用户的所有户号）上一年购网用电量500万千瓦时及以上的，拟直接参与市场交易，可以选择与发电企业进行直接交易。四是电力用户（包括该用户的所有户号）在一个交易年度内的全部电量仅可通过同一家售电公司代理或选择与发电企业进行直接交易。五是为保证电力用户全用电量正常结算，所有直接参与市场交易的电力用户户号均应签约常规直购交易品种。
要点8：加强市场衔接管理
1．强化中长期合同高比例签约保障
进一步落实国家发展改革委关于电力中长期合同高比例签约的要求，将发用两侧年度批发签约电量未达到80%的部分，分别组织发用两侧拍卖交易。
（1）售电公司年度批发分月签约电量不得低于零售分月签约电量的80%，批发用户年度分月签约电量（含非水配置电量）不得低于近三年分月平均用电量或上一年分月用电量的80%。不足部分（不含非水配置电量）按拍卖交易方式组织与水电企业成交，形成市场水电交易合同、水电消纳示范交易合同。
（2）水电企业年度批发分月签约电量不得低于近三年分月平均省内市场化结算电量（含留存电量）的80%。不足部分按拍卖交易方式组织与售电公司、批发用户成交，形成市场水电交易合同。
2．进一步落实电子化签约
继续鼓励售电公司与零售用户采用基于实人认证的电子合同签约方式完成购售电合同的签约和备案。2023年全年售电公司采用电子合同签约方式的合同比例原则上应不低于70%。售电公司未采用电子合同签约方式的，须签订纸质购售电合同，并提交四川电力交易中心备案。售电公司在零售购售电合同签约过程中的电子签约比例、纸质合同合规性、合同备案情况、整改情况等均应纳入售电公司信用评价；在合同签订、备案中弄虚作假的，经政府主管部门同意后，还应视情节轻重采取公开通报、暂停交易资格和售电服务费（为正时）支付、强制退市等措施，由此引起法律纠纷的，按相关法律法规处理。
3．探索新型储能市场化交易机制
提出探索建立市场化交易机制，完善相关支持政策，鼓励和引导社会资本投资新型储能，促进新型储能有序发展。具体交易结算管理方式另行制定。
文件全文如下：
