本报讯  1月3日，浙江省发改委再次向社会公开征求《浙江电力现货市场基本规则（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》）意见，截止时间为1月11日。

　　其中，在零售用户绑定关系失效处理方面，《征求意见稿》指出，零售用户与售电公司的绑定关系到期或解除后，未及时建立新的绑定关系，视为退出市场，后续可按月重新入市。

　　在外来电中长期合约方面，《征求意见稿》指出，以跨省区煤电作为外来电入市试点，参与浙江省内合约市场，现货市场继续保持外来电作为市场交易的边界条件。跨省区煤电入市根据国家计划或政府协议确定的基数，按照“点-网-点”和“保量竞价”模式形成交易，并经电网企业校核，纳入跨省区联络线计划。同时，实行电网保底措施。现阶段，考虑到电力保供需要，经浙江省发改委、浙江省能源局和浙江能源监管办授权，由电网企业代理锁定基数电量，交易方式参照浙江省中长期交易规则执行。

　　《征求意见稿》明确，售电公司批发市场电能电费，包括应参与现货电能量市场的零售用户对应电量的电能电费和其他零售用户对应电量的电能电费两部分。应参与现货电能量市场的零售用户对应参与现货电能量市场机组，其电能电费按照批发市场用户的方式结算。其他零售用户对应未参与现货电能量市场机组和参与现货交易的市场化机组；其对应未参与现货电能量市场机组的电量，根据中长期电力交易基本规则和相关工作方案等进行结算；其对应参与现货电能量市场机组的电量，按照现货市场平均价格结算。

　　《征求意见稿》明确，独立辅助服务提供者的基本权利和义务包括按规则参与电力市场交易，签订和履行市场交易合同，按时完成资金结算；获得公平的输配电服务和电网接入服务；服从省电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务；按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息，以及法律法规规定的其他权利和义务。

　　在价格机制方面，《征求意见稿》明确，现货电能量市场采用单一制电量电价，市场主体基于绝对电能价格进行市场交易。日前市场和实时市场通过集中优化竞争的方式，形成分时节点电价。交易期间国家调整政府定价的，现货电能量市场价格不作调整。

　　对于发电侧电能量价格机制，现货市场运营期间，参与现货市场的市场化机组采用节点电价。未参与现货市场的市场化机组电能量价格，通过集中竞价、挂牌交易、竞争性招标等中长期方式确定。电能量市场价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。外来电中，执行保量保价优先发电电源部分非市场化电量价格执行政府主管部门核定的上网电价或政府间协议，其余部分电量的电能量价格通过市场化交易方式确定。

　　对于用户用电价格机制，工商业用户用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。批发市场用户电能量交易价格为负荷中心统一电价（除发电机组所在节点之外其余220kV节点）。零售用户电能量交易价格，为零售合同约定的电能量交易价格。

　　对于分时电价政策衔接，已参与电力现货市场，或中长期交易合同曲线的分时电价峰谷比例不低于现行分时电价政策要求的工商业用户，按市场形成的分时电价执行。未参与电力现货市场，中长期交易合同未申报用电曲线，以及申报用电曲线的分时电价峰谷比例低于现行分时电价政策要求的工商业用户，用户用电价格按照现行分时电价政策规定的分时电价时段划分及浮动比例执行。

　　对于辅助服务价格机制，辅助服务市场与现货电能量市场联合优化出清，确定调频等市场化辅助服务价格。非市场化辅助服务价格仍参照华东区域“两个细则”及其补充规定执行。

　　对于输配电价、政府性基金及附加，输配电价（含线损及交叉补贴）由市场化电力用户按照政府核定的输配电价标准和实际用电量结算。政府性基金及附加由市场化电力用户按照政府有关规定和实际用电量结算，由电网企业代收代缴。

　　事实上，2022年5月11日，浙江省发改委曾发布通知，表示为加快推进电力现货市场建设，根据国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合印发的《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》要求，并结合该省电力现货市场五次结算运行实际，国网浙江省电力有限公司协同浙江电力交易中心代拟了《浙江电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，并向社会公开征求意见，征求意见的时间为2022年5月11日—2022年5月19日。

　　（宗合）