天津市电力中长期交易、电力零售市场交易、绿电交易、售电公司履约保函及履约保险工作方案.docx

附件1天津市电力中长期交易工作方案第一章总则第一条为规范天津市电力中长期市场，充分发挥中长期交易压舱石、稳定器作用，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场的开放、竞争、有序，依据电力中长期交易基本规则（发改能源规（2020）889号）编制本方案。第二条本方案适用于天津市未开展电力现货市场交易环境下的电力中长期批发交易。第三条电力中长期交易是指发电企业、电力用户、售电公司等市场主体，通过电力交易平台以双边协商、集中交易、挂牌交易等市场化方式，开展的多年、年、多月、月、多日等电力交易。电力批发交易是指电力用户或售电公司通过电力交易平台，向发电企业直接购买电能的交易，参与此类交易的用户为批发用户。第二章市场主体第四条批发市场主体包括发电企业、售电公司和批发用户。市场主体的准入注册、变更和退出注销等参照现行管理要求执行。第五条天津地区燃煤发电电量原则上全部进入电力市场。第六条完成市场注册的售电公司，在规定时间内提交符合要求的履约保函或履约保险后，方可参与市场交易。履约保函或履约保险的开具、管理及执行等相关规定按照天津市售电公司履约保函及履约保险工作方案执行。第七条由电网企业代理购电的工商业用户（包括新装用户）,可在每季度最后15日前选择下一季度起参与批发市场交易，电网企业代理购电相应终止。第八条参与交易的电力用户全部工商业电量需通过市场购买，且不得同时参加批发交易和零售交易。第三章交易组织第一节电力批发交易第九条电力批发交易主要以双边协商、集中交易、挂牌交易等方式开展。第十条批发用户、售电公司与天津区内发电企业交易，由天津电力交易中心组织。批发用户、售电公司与天津区外发电企业交易由天津电力交易中心协助北京电力交易中心组织。第十一条天津电力批发交易按照年度、月度、月内交易周期开展。年度交易规模不低于全年交易总规模的80%,年度交易须按月分解计划申报，交易模式为双边协商交易、集中竞价交易。月度、月内交易的交易模式为集中竞价交易、挂牌交易。适时开展月内旬或周交易。第十二条交易电量预申报：（一）售电公司应与零售用户自行约定购售电合同内容并完成签订工作。（二）两级调度机构应分别向北京电力交易中心、天津电力交易中心提供必开机组交易上、下限，或提交必开机组必发电量需求，由电力交易中心进行发布。（三）批发用户、售电公司需在天津电力交易平台预申报本交易周期内交易电量总需求，天津电力交易中心汇总统计形成当期交易电量规模，据此核定售电公司当期交易电量申报限额及区内外电量规模。第十三条正式交易申报时，发电企业、批发用户、售电公司按照区内、区外划分原则，分别在天津、北京电力交易平台申报,采用一段式总电量和平段电价申报，燃煤发电企业交易电价在机组核定的“基准价±20%”范围内形成，高耗能企业交易电价上调不受限制。第十四条在同一交易周期内单一售电公司出清电量不应超过本周期全市场交易总电量的12%o第十五条市场化机组由于未申报或未出清等原因未形成市场化合同，实际产生的发电量视为其超发电量进行结算。批发用户和售电公司由于未申报或未出清等原因未形成市场化合同，实际发生的用电量视为超用电量进行结算。售电公司用电量为其签约用户用电量之和。第十六条年度合同执行周期内，购售双方在协商一致的情况下，可于每月最后一日24时前通过电力交易平台调整后续各月合同电价。第十七条国家电网华北分部调控中心和国家电网天津市电力公司调控中心按调度范围开展安全校核工作。第十八条天津电力交易中心、北京电力交易中心共同发布区内、区外交易结果。天津电力交易中心将交易结果及相关数据上报天津市工业和信息化局。第十九条交易合同采用电子合同的方式签订。现阶段天津地区电力批发交易以“交易公告+交易承诺书+交易结果”方式形成电子合同。第二节合同电量转让交易第二十条合同电量转让交易是指一方市场主体合同电量无法履行时，由另一方代发（代用）部分或全部电量。第二十一条现阶段按月开展批发用户、售电公司年度分月合同电量转让交易，但仅限于在本地区内转让，适时开展月内合同电量转让交易。发电侧合同电量转让交易范围及方式按照华北能监局相关规定执行。第二十二条市场主体合同电量转让交易应在每月月度交易开展前完成。第二十三条合同转让电量须经过电力调度机构的安全校核后执行，安全校核应综合考虑必开机组必发电量等因素。第二十四条市场主体不得在同一交易执行期间内同时作为出让方和受让方参加合同电量转让交易，且合同出让方不得再参加涉及该执行期间内的月度或月内增量交易。批发用户、售电公司出让的总电量不得超过其当月全部市场化合同电量总和的20%o第二十五条合同电量转让交易需确定交易电量、交易价格等内容，合同电量转让交易不影响出让方原有合同的价格和结算。发电侧在京津唐域内、域外机组间开展合同电量转让交易时，需考虑区域电网实际输电价的影响，由此增加或减少的区域电网实际输电价（费）由出让方承担。区域电网实际输电价（费）按照实际电量进行结算。第二十六条合同转让电量视为出让方完成电量进行统计和结算，并从受让方实际完成电量中扣减。合同电量转让交易由电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。第四章交易电量第二十七条合同电量用电侧合同电量是指批发用户、售电公司与发电企业达成交易并经安全校核后，电力交易机构发布的用电侧电量。发电侧合同电量是指发电侧考虑网损电量后的上网电量：发电侧合同电量二用电侧合同电量/（I-网损率）。华北区域电网、京津唐电网、天津电网网损率按相关规定执行。天津电网网损率与每月实际网损率的差值于次月进行清算。第二十八条偏差电量发电企业实际上网电量超出（低于）合同电量部分定义为超发（少发）电量，超发电量为正值，少发电量为负值，二者统称为发电侧偏差电量。电力用户、售电公司实际用电量超出（低于）合同电量部分定义为超用（少用）电量，超用电量为正值，少用电量为负值，二者统称为用电侧偏差电量。售电公司实际用电量取其签约的零售用户抄见电量之和。第二十九条网损电量与京津唐域外机组交易的用户和售电公司，需向对应发电企业购买网损电量。天津电网全部网损电量由电网企业统一购买，并与交易相关发电企业匹配。第三十条有绿电需求的市场主体可在年度、月度交易前自主预留部分电量用于绿电交易，绿电交易相关规定按照天津市绿电交易工作方案要求执行。第五章交易电价第三H一条合同电价合同电价为通过交易形成的市场化电价，指批发用户、售电公司从发电企业购电的价格，等于发电侧交易上网电价(含超低排放等环保电价)。第三十二条网损折价区域电网网损折价按如下公式计算：P网损二P送培xx%÷(l-x%)其中，P瞰为网损折价，P送端为合同电价，X%为区域电网网损率。第三十三条用户到户价格用户到户价格由合同电价、输配电价、政府性基金及附加、居民农业新增损益折算价格、网损平均购电价新增损益折算价格组成。与京津唐域外机组交易的用户和售电公司，结算价格中还应包含区域电网网损折价以及区域电网输电价。对于执行两部制电价的用户，其基本电费、功率因数调整电费等其它费用，根据现行规定执行。第三十四条输配电价送出省输电价格、区域电网输电价格、天津电网输配电价按照国家发展改革委发布的相关规定执行。第三十五条峰谷分时电价执行峰谷分时电价的电力用户，在参加市场化交易后应当继续执行峰谷电价，售电公司不执行峰谷电价。依据市发展改革委关于峰谷分时电价政策有关事项的通知（津发改价综（2021）395号），电力用户的尖峰、高峰及低谷电价按“平段价格+上下浮动”的方式形成。输配电价参与浮动，居民农业新增损益折算价格、网损平均购电价新增损益折算价格、政府性基金及附加，两部制电价的基本电费、功率因数调整电费不参与浮动。第三十六条居民农业新增损益折算价格居民农业新增损益折算价格为电网企业保障居民农业用电对应的平均购电价格与现行输配电价核价中核定的平均购电价格相比产生的新增损益，按月由全体工商业用户分摊或分享。第三十七条网损平均购电价新增损益折算价格网损平均购电价新增损益折算价格为电网企业统一购买网损电量的平均购电价格（含保障居民、农业用电产生的网损电量的平均购电价格）与现行输配电价核价中核定的平均购电价格相比产生的新增损益，按月由全体工商业用户分摊或分享。第六章交易结算第三十八条基本原则（一）发用解耦结算。发电侧与用电侧电量解耦结算，发电侧实际上网电量、用电侧实际用电量分别与其合同电量进行比较,计算各自偏差电量。（二）合同电量和偏差电量分开结算。合同电量按合同电价结算，偏差电量按偏差电价结算。（三）电费结算。电力交易机构负责按月向市场主体出具结算依据，市场主体根据现行规定进行电费结算。其中，涉及天津域外电厂交易结算的，由北京电力交易中心及其他省市交易中心出具结算依据，天津电力交易中心负责审核确认。国网天津市电力公司负责与域内发电企业、售电公司及经营区域内用户结算，地方增量配电网企业负责与其经营区域内的用户结算。合同电量转让交易，由电网企业分别与转让双方结算。（四）结算依据内容。电力交易机构向各市场主体提供结算依据，包括以下内容：各类市场交易合同结算电量、电价和电费、偏差电量、电价和电费、区域电网输电费及网损费用、分摊的不平衡资金差额或盈余等。第三十九条发电侧结算（一）合同电量结算发电侧按照合同约定的电价结算合同电量，市场化合同电价均包含环保电价和超低排电价。其中，超低排电价在下一季度首月按照环保部门认定的合格率参照现行规定进行清算。（二）偏差电量结算由于保障居民、农业用电、系统平衡需要等非发电企业原因造成的市场化机组的超发、少发电量不予偏差考核，价格按照P集中进行结算。PM为每月北京电力交易中心发布的京津唐电网月度电力直接交易有约束出清结果中天津地区区内、区外总电量的加权电价。由于非计划停运等发电企业原因造成的发电侧超发、少发电量按照P集中乘以发电侧偏差电量调节系数DI、D2进行结算。其中：超发电价P超发二P集中XDi;少发电价P少发二P集中XD2；现阶段发电侧偏差电量调节系数Di、D2暂取10。第四十条用电侧结算（一）用户采用分时段结算，售电公司采用一段式总电量及平段电价结算。（二）用户合同电量按照尖峰、峰、平、谷各时段实际用电量比例分劈，形成各时段合同电量。各时段合同电价较平段合同电价的浮动比例参照现行规定执行。各时段偏差电量按照偏差电价结算，各时段偏差电价如下：平段超用电价P平段超用=MAXP集中,P合同1,P合同2.P合同i,P合同nX调节系数U；平段少用电价P平段少用=MINP集中,P合同1,P合同2,P合同i,P合同nX调节系数U2。其中，P合同i为该用户与发电企业形成的第i份交易合同电价,n为合同总份数。各时段偏差电价较平段偏差电价的浮动比例参照现行规定执行。（三）售电公司和批发用户实际用电量与合同电量的偏差率L在±5%以内（含±5%）的部分，偏差调节系数U、U2均取1,超出±5%的部分，偏差电量调节系数Ul暂定L02,U2暂定0.98。（四）用户其它电费结算。输配电费、政府性基金及附加费、居民农业新增损益折算价格、网损平均购电价新增损益折算价格按照现行规定执行。两部制电价用户的基本电费、功率因数调整电费等其它费用，根据有关规定进行结算。（五）偏差电量免责因不可抗力、有序用电等原因产生偏差电量的批发用户和售电公司可以向天津市工业和信息化局提交偏差免责申请及证明材料，售电公司证明由其签约零售用户证明构成，其中零售用户免责电量上限为其实际合同偏差电量。天津电力交易中心将天津市工业和信息化局批准的免责电量叠加该批发用户或售电公司的实际抄表电量进行结算，并按照该批发用户和售电公司当月与发电企业签订的全部交易合同加权平均电价进行清算。获批偏差免责的批发用户和售电公司，不再参与偏差结算不平衡资金的分配。（六）不平衡资金包括以下来源：L批发用户、售电公司偏差结算造成的损益；2 .发电侧实际上网电量结构与市场化合同电量结构差异造成的损益；3 .综合线损与实际线损偏差所产生的损益；4 ,超低排电价清算造成的损益；5 .用户侧分时电价与发电侧非分时电价所产生的损益。（七）不平衡资金的分配发、用电两侧分别按月分摊各自的不平衡资金，于次月清算。其中：L批发用户、售电公司偏差结算造成的损益，由批发用户、售电公司（获批偏差免责的除外）按照实际用电量分摊或分享；6 .发电侧实际发电电量结构与市场化合同电量结构差异造成的损益，在全部市场化机组中按照实际上网电量比例分摊或分享；7 .综合线损和实际线损偏差所产生的损益，由全体工商业用户按照实际用电量的比例分摊或分享；8 .超低排电价清算造成的损益在全体工商业用户按照实际用电量的比例分摊或分享；9 分时电价产生的损益，在下一监管周期输配电价中统筹考虑。第四H一条其他（一）结算校核确认。市场主体收到电力交易机构出具的结算依据后，应进行核对确认，如有异议在2个工作日内通知电力交易机构，逾期视同无异议。（二）追、退补电费。由于政策调整变化、历史发用电量计量差错等原因，需要进行电费追退补时，应根据政策文件要求和电网企业推送的修正数据，按照对应的结算规则重新计算，结算结果与历史结算结果的差额部分作为追退补费用。市场主体发生各类电费追补时，造成的不平衡资金不超过追退补月份不平衡资金总额度的30%,不再对历史不平衡资金进行还原及分配，纳入结算月不平衡账户内统一分配；超过追补月份不平衡资金总额度的30%,需对历史不平衡资金进行还原及分配。（三）结算电量统计。市场化结算电量按照发电侧口径进行统计，包括合同结算电量及偏差结算电量。（四）结算依据归档。结算依据由电力交易机构以纸质或电子文件形式并经盖章后正式出具。电力交易机构以可靠介质妥善保存结算依据及相关资料，保存期限不少于五年。第七章附则第四十二条本方案内容由天津市工业和信息化局负责发布、解释和修订。第四十三条本方案执行过程中如遇重大问题，及时告知天津市工业和信息化局。附件2天津市电力零售市场交易工作方案第一章总则第一条为建设规范、高效的电力零售市场，推动零售市场健康发展，依据电力中长期交易基本规则（发改能源规（2020）889号）编制本方案。第二条本方案适用于天津市未开展电力现货市场交易环境下的电力零售交易。第三条电力零售交易是指电力用户向售电公司购买电能的交易，参与此类交易的电力用户为零售用户。第二章市场主体第四条参与电力零售交易的市场主体是售电公司和零售用户。市场主体的准入注册、变更和退出注销等参照现行管理要求执行。第五条由电网企业代理购电的工商业用户（包括新装用户）,可在每季度最后15日前选择下一季度起参与零售市场交易，电网企业代理购电相应终止。第六条参与交易的电力用户全部工商业电量需通过市场购买，且不得同时参加批发交易和零售交易。第三章交易组织第七条电力零售交易以双边交易方式开展。双边交易是指售电公司和零售用户通过自主签订购售电合同进行的交易。第八条零售用户在每个合同期内只能与一家售电公司签订购售电合同。第九条零售用户结算关键要素（一）结算关键要素填报。每月最后一日24时前，零售用户与售电公司需在天津电力交易平台录入后续月份的天津电力零售用户结算关键要素（附件2-1）,各月合同电量和电价采用一段式总电量和平段电价方式填报，结算关键要素以自然月为最小填报单位，最长12个月，不得跨自然年度。天津电力交易中心将据此开展零售结算工作。电力交易平台录入零售用户结算关键要素内容应与双方签订的购售电合同中相关内容保持一致，如果二者有差异，以电力交易平台录入要素为准。（二）结算关键要素调整及撤销。每月最后一日24时前，售电公司与零售用户在协商一致前提下，可在天津电力交易平台对后续月份的结算关键要素进行调整及撤销。第十条未在电力交易平台确认结算关键要素的零售用户，其全部用电量暂按批发市场用户超用电量价格结算，待保底电价相关政策出台后按保底电价进行结算。第四章交易电量第十一条合同电量合同电量为售电公司与零售用户通过零售用户结算关键要素约定的电量。第十二条偏差电量用户实际用电量超出合同电量部分定义为超用电量（记为正值），实际用电量低于合同电量部分定义为少用电量（记为负值）,二者统称偏差电量。第十三条有绿电需求的用户可预留部分电量用于绿电交易，绿电交易相关规定按照天津市绿电交易工作方案要求执行。第五章交易电价第十四条零售用户到户价零售用户到户价由合同电价、天津电网输配电价、政府性基金及附加、居民农业新增损益折算价格、网损平均购电价新增损益折算价格组成。对于两部制电价用户，基本电费、功率因数调整电费等其他费用仍按现行规定执行。第十五条合同电价合同电价为售电公司与零售用户在零售用户结算关键要素中约定的平段电价，合同电价应在“本地燃煤基准价±20%"范围内形成。第十六条输配电价天津电网输配电价按照国家发展改革发布的现行省级电网输配电价相关规定执行。第十七条居民农业新增损益折算价格居民农业新增损益折算价格为电网企业保障居民农业用电对应的平均购电价格与现行输配电价核价中核定的平均购电价格相比产生的新增损益，按月由全体工商业用户分摊或分享。第十八条网损平均购电价新增损益折算价格网损平均购电价新增损益折算价格为电网企业统一购买网损电量的平均购电价格（含保障居民、农业用电产生的网损电量的平均购电价格）与现行输配电价核价中核定的平均购电价格相比产生的新增损益，按月由全体工商业用户分摊或分享。第十九条峰谷分时电价执行峰谷分时电价的用户，在参与零售市场交易后应当继续执行峰谷电价。依据市发展改革委关于峰谷分时电价政策有关事项的通知（津发改价综2021）395号），电力用户的尖峰、高峰及低谷电价按“平段价格+上下浮动”的方式形成。输配电价参与浮动，政府性基金及附加、居民农业新增损益折算价格、网损平均购电价新增损益折算价格、两部制电价用户的基本电费、功率因数调整电费不参与浮动。第六章交易结算第二十条零售用户结算（一）零售用户采用分时结算合同电量按照当月用户实际用电量的尖峰、峰、平、谷各时段比例分劈，由电力交易平台自动生成各时段合同电量。各时段合同电价在平段合同电价的基础上按照现行规定浮动后形成。（二）合同电量和偏差电量分开结算各时段合同电量按各时段合同电价结算。各时段偏差电量按各时段偏差电价结算。各时段偏差电价如下：平段超用电价P平段超用二P当月平段合同电价X调节系数Ul平段少用电价P平段少用二P当月平段合同电价X调节系数U2各时段超用、少用电量价格较平段超用、少用电量价格的浮动比例参照现行规定执行。零售用户与售电公司自行约定允许偏差电量范围及偏差调节系数。超用电量允许偏差率LI记为正值，少用电量允许偏差率L2记为负值。当电量偏差率在允许偏差率范围内（含Li,L2）时，Ul=U2=1;当电量偏差率大于Ll时，1WUlWL1；当电量偏差率小于L2时,0.9U210（三）偏差电量免责售电公司与零售用户在协商一致的前提下，可对当月零售用户偏差电量进行免责结算。每月月底前，零售用户通过电力交易平台向售电公司提出偏差电量免责申请，免责电量以用户实际产生的偏差电量为限，经售电公司确认后，天津电力交易中心将免责电量的正（负）偏差调节系数置为Io第二十一条售电公司结算按照购售双方在结算关键要素中的约定,零售用户采用总电量及平段电价的方式计算购电费用，作为售电公司售电收入。售电公司在零售市场收入与批发市场支出之间的差值为其当期损益，天津电力交易中心据此进行结算。第七章附则第二十二条本方案内容由天津市工业和信息化局负责发布、解释和修订。第二十三条本方案执行过程中如遇重大问题，及时告知天津市工业和信息化局。附件2-1天津电力零售用户结算关键要素（填写模板）甲方（零售用户）：乙方（售电公司）：甲乙双方就以下各项达成一致：L合同电量为包括尖峰、峰、平、谷各时段的总电量，合同电价为平段价格，合同电价在“本地燃煤基准价±20%”范围内形成。2 .甲方超用电量记为正值，少用电量记为负值。偏差电量按照偏差电价结算，偏差电价按如下方式确定：超用电价P超用二P当月合同电价X调节系数Ui；少用电价P少用二P当月合同电价X调节系数U2。P当月合同电价为表一中双方约定的合同电价,Ui为正偏差结算调节系数，U2为负偏差结算调节系数。超用电量允许偏差率计为LI记为正值，少用电量允许偏差率计为L2记为负值。当L2零售用户电量偏差率WLl时，UI=U2=1;零售用户电量偏差率大于Ll时，1WUlWL1；电量偏差率小于L2时，0.9WU2W13 .双方约定采用总电量及平段电价模式，计算甲方购电费用，作为乙方售电收入。表一：结算关键要素表月份合同电量(兆瓦时)合同电价(元/兆瓦时)正允许偏差率L1(%)负允许偏差率L2(%)正偏差调节系数U1负偏差调节系数U21月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月注：1合同电量保留3位小数，合同电价保留2位小数，1小L2取整数，UnUz取两位小数。2 .双方应于电力交易平台结算关键要素功能开放期间完成相关录入工作。3 .双方约定的合同电价为平段价格，峰谷分时结算按天津市电力零售市场交易工作方案执行。4 .零售用户结算关键要素内容原则上应与双方签订的购售电合同中相关内容保持一致，如果二者有差异，天津电力交易中心将以交易平台录入数据为准开展结算工作。附件3天津市绿电交易工作方案（2023年修订版）第一章总则第一条为贯彻落实国家发展改革委等部门关于印发促进绿色消费实施方案的通知（发改就业（2022）107号）相关要求,在保障电网安全、电力有序供应和新能源全额消纳的前提下，加快建立本市绿色能源消费市场机制，规范开展绿色电力交易工作,依据北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（京电交市（2022）24号）、国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知（发改办价格（2021）809号）及天津市工业和信息化局关于开展新能源发电主体参与电力市场化交易准入工作的通知，制定本工作方案。第二条绿色电力产品、绿色电力交易、绿色电力证书按以下定义。（一）绿色电力产品是指符合国家有关政策要求的风电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。（二）绿色电力交易是指以绿色电力产品为标的物,用以满足发电企业、售电公司、电力用户等市场主体出售、购买绿色电力产品的需求，并为购买绿色电力产品的电力用户提供绿色电力证书的电力中长期交易。（三）绿色电力证书（简称“绿证”）是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证，作为绿色环境权益的唯一凭证。第二章市场主体第三条参与绿色电力交易的市场主体包括新能源发电企业、电网企业、售电公司和电力用户（含批发用户、零售用户），市场主体的准入及注册参照现行管理要求执行。第四条天津区域内具备市场化交易资格的新能源发电企业现阶段仅开展与区内用户的绿色电力交易。已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量不计入合理利用小时数，不领取补贴。第五条批发用户直接与发电企业进行交易购买绿色电力产品，零售用户通过售电公司代理购买绿色电力产品。第三章交易方式第一节交易品种第六条天津地区绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易、省间绿色电力交易，其中：（一）省内绿色电力交易由用户直接或通过售电公司向本地新能源发电企业购买绿色电力产品。（二）省间绿色电力交易由电网企业代理批发用户或售电公司，跨省跨区购买绿色电力产品。第七条绿色电力交易以年度（多年）、月度（多月）为周期开展，省内绿色电力交易以双边协商为主，省间绿色电力交易以双边协商、挂牌为主。参与绿色电力交易的批发用户或售电公司可同时作为出让方参与天津电力中长期市场同一交易周期内用户侧合同电量转让交易。第二节交易组织第八条绿色电力交易由北京电力交易中心、天津电力交易中心组织，在绿色电力交易平台上统一开展。绿色电力交易在中长期交易的其他品种之前优先组织开展。第九条天津地区省内绿色电力交易组织流程：（一）零售用户在天津电力交易平台提交绿色电力交易委托协议，售电公司确认后生效。（二）天津电力交易中心在绿色电力交易平台发布交易公告,各市场主体在公告规定时段进行申报，申报方式按一段式（平段）申报电量、电价。绿色电力交易价格应体现电能量价值和绿色环境权益价值。申报电量若要求为天津电网上网侧电量，用户侧申报电量应包含用户侧需求电量及天津电网网损电量。（S）绿色电力交易平台出清形成无约束交易结果，电力交易中心将无约束交易结果提交电力调控中心安全校核，经安全校核后发布有约束交易结果。（四）交易合同采用电子合同的方式签订。现阶段天津地区绿色电力交易以“交易公告+交易承诺书+交易结果”方式形成电子合同。第十条天津地区省间绿色电力交易组织流程：（一）市场主体交易委托协议提交工作按照省内绿色电力交易规定执行。（二）电网企业会同天津电力交易中心在绿色电力交易平台收集汇总用户、售电公司通过省间市场购买绿色电力产品的电量（电力）、电价等需求信息。市场主体申报要求同省内绿色电力交易一致。（三）北京电力交易中心根据电网企业汇总的需求信息，组织开展省间绿色电力交易，达成交易后发布无约束交易结果。（四）电力交易中心将无约束交易结果提交电力调控中心安全校核，经安全校核后发布有约束交易结果。（五）交易合同签订工作按照省内绿色电力交易执行。第十一条现阶段天津地区绿色电力交易，售电公司采用服务费模式，售电公司与零售用户双方约定单位电量服务价格，售电公司服务费为服务价格与绿色电力结算电量的乘积。第十二条绿色电力交易有约束交易结果发布后，售电公司须通过绿色电力交易平台将交易结果匹配至其代理的零售用户，零售用户确认交易电量、交易价格及服务价格后形成用户侧交易合同。第四章交易结算第十三条绿色电力交易结算优先级最高，月清月结，合同偏差电量不滚动调整。省间绿色电力交易优先于省内绿色电力交易结算。第十四条绿色电力交易采用发、用两侧耦合结算，即结算电量取新能源发电企业实际上网电量、电力用户实际用电量与绿色电力交易合同电量的最小值。第十五条同一电力用户与多个新能源发电企业签约，总用电量低于总合同电量的，该电力用户对应于各发电企业的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减。同一新能源发电企业与多个电力用户签约的，总上网电量低于总合同电量时，该发电企业对应于各电力用户的上网电量按总上网电量占总合同电量比重等比例调减。第十六条天津省内新能源发电企业超发电量纳入本地保量保价优发电量，按照相应机组的批复电价进行结算，少发电量按照绿电交易价格（平段）的5%向购方用户支付偏差补偿费用。与天津省内新能源发电企业交易的电力用户超出绿电交易结算电量的用电量按照电力中长期交易结算政策执行，少用电量按照绿电交易价格（平段）的5%向售方支付偏差补偿费用。参与天津省间绿电交易的用户，偏差考核按北京电力交易中心绿色电力交易实施细则执行。第十七条绿色电力交易用户执行峰谷分时电价。用户侧按照实际用电量的尖峰、峰、平、谷各时段的比例分劈交易合同电量，形成各时段合同电量。各时段价格较平段价格的浮动比例参照现行规定执行，其中售电公司服务费部分不参与浮动。执行峰谷分时电价所产生的损益应单独统计，在下一监管周期输配电价中统筹考虑。第十八条用户侧输配电费、政府性基金及附加等其他费用按电力中长期交易方案规定执行。第十九条新能源发电企业进入市场，引起保障居民、农业用电的优发电量采购成本变化产生的损益应在全体工商业用户中分摊或分享。第五章绿色电力认证第二十条电力用户在当月绿色电力交易结算完成后，可通过绿色电力交易平台获得绿证。第二十一条天津电力交易中心按月向市场主体出具结算依据，并汇总后提交至北京电力交易中心。第二十二条北京电力交易中心依据绿色电力交易结算结果等信息，在绿色电力交易平台上完成绿证划转工作。第六章信息披露第二十三条北京电力交易中心及天津电力交易中心负责开展绿色电力交易相关信息披露工作，并为其它市场成员创造良好的信息披露条件。第二十四条市场成员按照信息披露规定，通过绿色电力交易平台向北京电力交易中心、天津电力交易中心提供信息，由北京电力交易中心、天津电力交易中心发布。第二十五条市场主体对披露的信息内容、时限等有异议或者疑问，可向北京电力交易中心、天津电力交易中心提出，由北京电力交易中心、天津电力交易中心责成信息披露主体予以解释及配合。第二十六条其它信息披露未尽事项，遵照天津中长期规则、省间细则及信息披露相关规则执行。第七章附则第二十七条本方案内容由天津市工业和信息化局负责解释。第二十八条以上规定自发布之日起执行，其他交易事项继续参照天津地区电力中长期市场相关规定执行。附件4天津市售电公司履约保函及履约保险工作方案第一章总则第一条为规范天津电力市场行为，防范运营风险，保障市场成员合法权益，促进天津电力市场安全有序运转，依据国家发展改革委国家能源局关于印发售电公司管理办法的通知（发改体改规（2021）1595号），结合天津电力市场实际情况，编制本方案。第二条本方案适用于具备电力交易资格、在天津电力市场开展电力交易的售电公司。第三条售电公司参与电力市场化交易前，需按签约零售用户合同总量（以下简称“签约电量”）向天津电力交易中心提交见索即付的履约保函（以下简称“履约保函”）或见索即赔的履约保证保险保单（以下简称“履约保险”，当履约保函和履约保险同时出现时，合并简称“履约保函、保险”）。履约保险须为索赔发生制保险，即引发索赔的事故发生在保险约定的追溯日期以后及保险止期以前，且不得设置等待期及免赔额等要求。第四条履约保函、保险提交主体为售电公司，受益人（被保险人）为国网天津市电力公司。第五条开具履约保函的金融机构应为经国务院银行业监督管理机构批准设立、颁发金融许可证的商业银行。开具履约保证保险保单的机构应为具备中国银行保险监督管理委员会或其下属机构颁发的有效的保险经营许可资格、偿付能力充足率不低于150%的持有有效企业营业执照的保险公司。笫六条售电公司提交履约保函、保险的额度应与其预计签约电量规模相匹配。预计总签约电量低于1亿千瓦时（含1亿千瓦时），售电公司需提供不低于IoO万元人民币的履约保函、保险，总签约电量高于1亿千瓦时，签约电量每增加1亿千瓦时及以内，履约保函、保险额度提高80万元人民币，履约保函、保险额度不设上限。第七条售电公司参与电力市场化交易前，须按通知的时限要求完成履约保函、保险的提交，否则不得参与相关年度、月度、月内市场交易。因结算及清算工作需要，参与年度交易的售电公司，履约保函、保险的有效期限起始日应不晚于交易执行当年的1月1日，截止日应不早于交易执行年次年3月15日。仅参与月度交易的，履约保函、保险的有效期限起始日应不晚于交易执行当月1日，截止日应不早于交易执行年次年3月15日。第二章职责分工第八条天津电力交易中心职责：（一）参与拟定天津电力市场履约保函、保险相关管理规定,并组织实施。（二）负责履约保函、保险的接收、管理、退还、使用申请、执行情况记录、履约额度跟踪和通报程序。（三）负责售电公司履约保函、保险的相关信息披露、报送备案。（四）配合国网天津市电力公司对售电公司开展履约保函、保险执行工作。第九条售电公司职责：（一）向银行申请开具售电公司履约保函，及时提交天津电力交易中心；向保险公司申请开具售电公司履约保险，及时提交至被保险人审核，并保证履约保函、保险的真实有效，履约保函、保险额度须满足自身交易电量规模的要求。（二）按照天津电力市场履约保函、保险相关规定做好履约保函、保险相关执行工作。（S）按照天津电力交易中心出具的结算依据，及时足额向国网天津市电力公司缴纳相关费用。（四）当预计履约保函、保险额度不足时，应提前及时补足相应的履约保函、保险额度。第十条国网天津市电力公司职责：（一）审核售电公司提交的履约保险，并将审核通过的履约保险及时提交天津电力交易中心。（二）按时与售电公司开展电费结算工作。（三）对未及时足额缴纳相关电力市场交易费用的售电公司发起履约保函、保险执行工作。第三章履约保函、保险管理与使用第十一条天津电力交易中心收到售电公司提交的履约保函、保险后，向售电公司开具履约保函、保险接收回执（模板见附件4-1）,建立及更新履约保函、保险保管台账，并负责履约保函、保险的日常保管工作。第十二条售电公司根据业务需要变更已提交的履约保函、保险额度、有效期及开具银行信息时，须向天津电力交易中心提交银行履约保函（履约保险）变更申请书（模板见附件牛2）,经天津电力交易中心审查通过后，向天津电力交易中心提交新的履约保函、保险，同时收回原履约保函、保险。履约保险的变更需严格按照其保险条款执行。天津电力交易中心同步做好履约保函、保险的保管台账变更登记、统计工作。第十三条售电公司未按合同约定、交易规则规定向国网天津市电力公司支付相关结算费用，产生欠费时，其所提交的履约保函、保险将被国网天津市电力公司用于清算相关欠费。国网天津市电力公司书面向天津电力交易中心和售电公司提出履约保函、保险启用告知书（模板见附件4-3）,售电公司应在接到申请7个工作日内与国网天津市电力公司协商相关资金支付事宜，并向天津电力交易中心书面反馈协商结果。若售电公司逾期未反馈或未与国网天津市电力公司达成一致意见，或者在协商达成的宽限期内仍未支付欠费的，则由天津电力交易中心配合国网天津市电力公司启动履约保函、保险索赔流程。第十四条国网天津市电力公司书面向天津电力交易中心办理借用履约保函、保险相关手续（模板见附件4-4）,方可借出售电公司履约保函、保险原件。启用时按照履约保函优先、提交时间优先的顺序进行。国网天津市电力公司向对应的开具银行或开具保险公司书面送达索赔通知（模板见附件4-5）,出示履约保函、保险原件，要求银行或保险公司在履约保函、保险额度内支付售电公司欠交款项，同时向售电公司发出执行告知书（模板见附件4-6）o若索赔金额大于履约保函金额、保险保额时，国网天津市电力公司先期按照履约保函金额、保险保额索赔，剩余费用由国网天津市电力公司向售电公司索赔。第十五条建立售电公司履约额度跟踪预警机制。天津电力交易中心发现实际提交的履约保函、保险额度不足时，通过短信或书面形式及时通知售电公司补缴。售电公司应在接到天津电力交易中心通知的3个工作日内，向天津电力交易中心提交足额履约保函、保险，满足市场交易信用要求。如售电公司提交的履约保函额度超过规定标准，可向天津电力交易中心申请退还多缴的履约保函。第十六条履约保函有效期到期后，