據(jù)青海省發(fā)改委網(wǎng)站，24日,青海省能源局發(fā)布《青海省2025年電力中長期交易方案》。
單機容量30兆瓦及以上且單體50兆瓦以上水電站（龍羊峽電站除外），單機容量135兆瓦及以上火電機組（含氣電），集中并網(wǎng)光伏、風電企業(yè)（扶貧、特許經(jīng)營權(quán)項目，光伏應用領(lǐng)跑者基地項目保障利用小時以內(nèi)發(fā)電量除外），新投產(chǎn)光熱電站參與電力市場化交易。鼓勵2022年底前并網(wǎng)的存量光熱發(fā)電項目參與交易。青豫直流配套光伏、風電、光熱電站及班多水電站原則上不參與省內(nèi)交易，瑪爾擋水電站和羊曲水電站留青電量比例按相關(guān)協(xié)議執(zhí)行。
年度交易簽約比例原則上達到80%，其中廠網(wǎng)間保量保價購售電年度合同簽約電量按100%簽訂；年度市場交易合同簽約電量比例不低于省內(nèi)市場化總電量的70%（各類電源省內(nèi)年度交易電量規(guī)模為其年發(fā)電量的比例分別為：水電50%、新能源50%、火電80%、外購電80%），多月、月度及月內(nèi)（多日）交易合同簽約電量比例不高于省內(nèi)市場化總電量的30%。支持經(jīng)營主體簽訂多年長周期交易合同。
為深入推進電力市場化改革，充分發(fā)揮市場在資源優(yōu)化配置中的決定性作用，持續(xù)推動青海電力市場健康平穩(wěn)發(fā)展，制定2025年電力中長期交易方案。
（一）電力用戶 10千伏及以上用戶原則上直接參與市場交易，直接向發(fā)電企業(yè)或售電公司購電，暫無法直接參與市場交易的可由電網(wǎng)企業(yè)代理購電；鼓勵其他工商業(yè)用戶直接參與市場交易，未直接參與市場交易的由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。年用電量在1000萬千瓦時及以上的電力用戶，可直接參與電力批發(fā)交易或者參與電力零售市場交易購電；年用電量在1000萬千瓦時以下的電力用戶通過參與零售市場交易購電。
（二）發(fā)電企業(yè) 單機容量30兆瓦及以上且單體50兆瓦以上水電站（龍羊峽電站除外），單機容量135兆瓦及以上火電機組（含氣電），集中并網(wǎng)光伏、風電企業(yè)（扶貧、特許經(jīng)營權(quán)項目，光伏應用領(lǐng)跑者基地項目保障利用小時以內(nèi)發(fā)電量除外），新投產(chǎn)光熱電站參與電力市場化交易。鼓勵2022年底前并網(wǎng)的存量光熱發(fā)電項目參與交易。青豫直流配套光伏、風電、光熱電站及班多水電站原則上不參與省內(nèi)交易，瑪爾擋水電站和羊曲水電站留青電量比例按相關(guān)協(xié)議執(zhí)行。
（三）售電公司 在電力交易平臺完成注冊并備案且已足額提交履約保函保險的售電公司。
（四）獨立儲能 具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，接入調(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合相關(guān)標準規(guī)則規(guī)范和電力市場運營機構(gòu)等有關(guān)方面要求，具有獨立法人資格的新型儲能，并在電力交易平臺完成市場注冊的獨立儲能電站，作為獨立主體參與電力市場交易。
（一）交易組織方式 交易組織方式包括雙邊協(xié)商、集中交易（含集中競價交易、滾動撮合交易和掛牌交易3種形式）。按照年度、多月、月度及月內(nèi)（多日）交易開市，開展合同轉(zhuǎn)讓、合同變更等交易，為經(jīng)營主體提供合同偏差靈活調(diào)整市場化手段。優(yōu)先組織電力用戶、售電公司與光伏、風電、光熱發(fā)電項目開展省內(nèi)綠色電力交易，鼓勵經(jīng)營主體開展多年期綠色電力交易。
（二）簽約電量比例 考慮來水等不確定因素影響，為保證經(jīng)營主體交易合同的執(zhí)行率，年度交易簽約比例原則上達到80%，其中廠網(wǎng)間保量保價購售電年度合同簽約電量按100%簽訂；年度市場交易合同簽約電量比例不低于省內(nèi)市場化總電量的70%（各類電源省內(nèi)年度交易電量規(guī)模為其年發(fā)電量的比例分別為：水電50%、新能源50%、火電80%、外購電80%），多月、月度及月內(nèi)（多日）交易合同簽約電量比例不高于省內(nèi)市場化總電量的30%。支持經(jīng)營主體簽訂多年長周期交易合同。
（一）通過跨區(qū)跨省外購電交易彌補的省內(nèi)缺口電量，由所有市場化用戶按照用電量等比例消納。燃煤發(fā)電市場交易價格在“基準價+上下浮動20%”范圍內(nèi)形成，高耗能企業(yè)與燃煤發(fā)電市場交易價格不受上浮20%限制。當燃煤發(fā)電必開機組及其必發(fā)電量市場化交易成交電量不足時，調(diào)度安排燃煤發(fā)電增發(fā)電量按照當月燃煤發(fā)電市場交易平均成交價格結(jié)算。增發(fā)燃煤發(fā)電分攤要統(tǒng)籌電力用戶已交易成交的電量，確保燃煤發(fā)電電量、電費由所有市場化用戶公平分享或分攤。氣電消納方式按照省發(fā)展改革委《關(guān)于核定格爾木燃氣電站上網(wǎng)電價的通知》（青發(fā)改價格〔2024〕737號）執(zhí)行。
（二）電網(wǎng)企業(yè)代理購電來源首先分攤外購電、省內(nèi)火電，再由省內(nèi)保量保價電源剩余電量予以補充，缺口部分通過市場化購電方式補足。省內(nèi)保量保價電源仍有剩余電量時，由其他市場化用戶等比例消納。
（三）鼓勵電力用戶在省內(nèi)電力短缺時段（19:00-次日9:00）購買省外綠色電力，購買的綠電電量可以優(yōu)先計入其外購電分攤電量份額，若還有剩余，可相應抵扣省內(nèi)火電電量分攤比例。
（四）按照青海省能源電力領(lǐng)域支持綠色算力產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施，支持算力企業(yè)公平參與電力中長期交易，通過中長期分時段交易、綠電交易、綠證交易等市場化方式，促進綠色算電協(xié)同發(fā)展。
（五）持續(xù)推進電力市場化改革，適時試點放開優(yōu)先發(fā)電電源龍羊峽電站部分電量參與省內(nèi)市場化交易。
（六）為保證市場交易公平性，防范不當使用市場力行為，經(jīng)營主體不得形成發(fā)、售、用電一體化的關(guān)聯(lián)交易。單個售電公司代理交易電量原則上不應超過上一年度全省零售市場總交易電量的20%。在省內(nèi)年度交易中，經(jīng)營主體間雙邊交易累計合同電量額度不應超過經(jīng)營主體自身年度交易發(fā)（用）電量合同總額的50%，最終按照市場運營機構(gòu)的校核結(jié)果執(zhí)行。
（七）零售市場交易按照《青海省電力零售市場交易規(guī)則》（青電市〔2024〕9號）執(zhí)行，售電公司、零售用戶通過“e-交易”APP開展零售市場交易。為做好零售合同的簽約執(zhí)行，原則上零售用戶80%用電量可通過下單售電公司年度套餐簽約，20%用電量可通過下單售電公司月度（多月）套餐簽約。建立批發(fā)與零售市場銜接機制，年度批發(fā)交易按照售電公司年度零售套餐簽約合同電量為額度參與交易，月度批發(fā)交易按照售電公司月度（多月）零售套餐簽約合同電量額度參與交易。健全批發(fā)與零售價格傳導機制，將批發(fā)市場價格信號合理傳導至零售用戶。推動售電公司與零售用戶簽約分時段零售套餐，以分時價格引導零售用戶合理調(diào)節(jié)用電方式。
（八）對新投發(fā)電機組進入商業(yè)運行參與市場交易按照《發(fā)電機組進入及退出商業(yè)運營辦法》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2023〕48號）、國家能源局西北監(jiān)管局《關(guān)于進一步明確西北區(qū)域發(fā)電機組進入及退出商業(yè)運營有關(guān)事項的通知》（西北監(jiān)能市場〔2024〕73號）有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
（一）各經(jīng)營主體應按照交易組織安排要求，做好中長期交易合同簽訂工作，穩(wěn)定供需和價格預期。經(jīng)營主體通過年度、多月、月度和月內(nèi)（多日）等交易滿足發(fā)、用電需求，交易機構(gòu)按年度、月度定期開市，并向月內(nèi)旬、周、多日交易延伸，實現(xiàn)中長期交易按日連續(xù)運營。
（二）電網(wǎng)企業(yè)、電力用戶、售電公司應承擔可再生能源電力消納責任，確保完成我省2025年可再生能源電力消納責任權(quán)重指標。
（三）電力市場運營機構(gòu)及各電力市場成員應加強和完善電力市場信息披露工作，不斷豐富信息披露內(nèi)容，進一步提升市場信息透明度，更好滿足市場交易需求。
（四）國網(wǎng)青海省電力公司、青海電力交易中心有限公司、青海電力調(diào)控中心要做好交易組織、合同簽訂、安全校核、電力調(diào)度、計量采集、交易結(jié)算等組織實施工作，加強各類交易協(xié)同運行，確保電力市場交易平穩(wěn)有序。
責任編輯： 江曉蓓
標簽：2025年電力交易方案,青海
電力
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