丰水期低谷电增量交易试点方案.docx

丰水期低谷电增量交易试点方案 2018 年重庆统调最高负荷为 2048 万千瓦，平均峰谷差率 39.68%，电网调峰困难。2018 年我市增购四川水电总电量 44 亿千瓦时，均在丰水期峰、平段购入，受我市负荷特性影响，无能力消纳四川丰水期低谷电，谷段有价格优势的电量难以被利用于改善电网运行特性。 为有效利用四川丰水期低价谷电，2019 年试点开展丰水期低谷电增量交易，在不影响 2019 年增购市外 90 亿千瓦时低价电工作的基础上，运用四川丰水期低谷电价优势引导我市电力用户调整生产计划（含电动汽车充电绿电交易），增加谷段用电负荷，改善夏季用电紧张、调峰困难矛盾，保障夏季高峰时段供应需求和电网运行安全。 一、试点范围及条件 （一）试点时间 2019 年 7 月至 9 月。 （二）试点主体 国网重庆市电力公司供区范围内，2018 年年用电量500 万千瓦时及以上，并能够调整生产计划、增加低谷时段用电负荷的工商业用户。2018 年以后新投产用户年用电量暂按实际用电量折算到全年达到 500 万千瓦时及以上。 售电公司可代理符合条件的工商业用户参与试点，提 供低谷电增量交易咨询和相关技术服务。二、用户申报及备案 拟参与丰水期低谷电增量交易的电力用户在试点时间 范围内每月底前，向重庆电力交易中心提供次月低谷电增量交易申请或补充协议等资料（7 月可申报当月）。其中： 对于未参加市场化交易的电力用户直接向重庆电力交 易中心提供低谷电增量交易申请；对于已参加市场化交易的电力用户，原直接交易合同关系不变，低谷电增量交易通过 原直接交易合同主体签订补充协议明确。申请或补充协议中须明确电力用户 2019 年参与交易的分月电量及低谷段分月增量、2018 年丰水期分月电量及低谷段分月电量等，2018 年以后新投产用户需明确正常投产以后分月电量及低谷段 分月电量。若由售电公司代理参与的，售电公司与电力用户 还应自行明确收益分配标准及结算方式等。 重庆电力交易中心对电力用户提交的相关资料进行核 实确认，并将确认后的电力用户相关资料报市经济信息委备案。 三、低谷电增量判定标准 低谷电增量即符合条件的工商业用户将原峰、平段用电负荷调整至谷段所产生的电量，其中低谷段时间为当日23:00 至次日 7:00。 电力用户低谷电增量交易负荷基线按其 2018 年丰水期谷段平均用电比例进行计算，低谷电增量按对应时段谷段平均比例提升量值进行计算。电力用户历史电量数据由重庆市 电力公司核定，重庆电力交易中心根据核定结果计算低谷电增量交易的负荷基线，并报市经济信息委备案。其中： 电力用户谷段平均用电比例=∑月度历史谷段用电量/∑ 月度历史总用电量。 电力用户谷段实际用电比例=∑月度谷段实际用电量/∑ 月度实际用电量。 电力用户月度低谷电增量=（谷段实际比例-谷段平均比 例）×月度实际用电量。 2018 年丰水期谷段平均用电比例无数据来源计算的， 暂按 33%确定，超过部分认定为增量。 四、低谷电增量交易组织实施 （一）交易组织方式 丰水期四川低谷水电由重庆市电力公司统一组织，具体由重庆电力交易中心负责。 丰水期低谷电增量交易由重庆电力交易中心负责组织。 （二）交易合同执行原则 对于未参加市场化交易的电力用户，根据低谷电增量交易申请中明确的分月增量与收益分配标准按月结算、按交易周期清算。 对于已参加市场化交易的电力用户，根据低谷电增量交 易补充协议中明确的分月增量与收益分配标准按月结算、按 交易周期清算。低谷电增量交易补充协议优先其它合同结算。 年度双边协商交易合同在扣除低谷电增量交易电量后按原双边协商价格结算。 （三）交易计划调整 电力用户每月向重庆电力交易中心申报次月调整电量 时需明确月度总电量和低谷用电量。 五、收益分配及发放 （一）收益分配原则 低谷电增量交易采用价差传导方式传导收益，价差为四川低谷水电与重庆综合购电均价的差值，收益为价差与购入低谷电总量的乘积。收益主要用于电力用户，网内相关火电企业可获得一定补偿，重庆电力交易中心收取交易手续费。其中： 电力用户：按照实际低谷电增量获取收益，暂按价差空间 70%进行分配，并实行激励机制： 低谷实际用电量/低谷计划用电量40%，补偿价格系数为 0； 40%≤低谷实际用电量/低谷计划用电量＜80%，补偿价 格系数为 0.6； 80%≤低谷实际用电量/低谷计划用电量＜120%，补偿价格系数为 1； 低谷实际用电量超出计划用电量 120%的电量按原销售电价或双边协商合同电价结算。 为电力用户提供交易咨询和相关技术服务的售电公司 具体收益由双方协商确定。 火电企业：对实际低谷电增量所获收益暂按价差空间的 15%进行补偿；对购入低谷电总量超出用户侧实际低谷电增 量部分补偿主要用于对火电企业补偿。 重庆电力交易中心：暂按价差空间的