天津2024年电力市场化直接交易相关方案印发（含中长期、绿电、独立储能交易）

北极星售电网获悉，天津市工信局发布关于做好天津市2024年电力市场化交易工作的通知。其中包含天津市电力中长期交易工作方案、天津市电力零售市场交易工作方案、天津市绿电交易工作方案（2024年修订版）、天津市独立储能市场交易工作方案、天津市电力市场履约保障凭证工作方案。

通知中提出，天津地区2024年电力市场化直接交易电量总规模暂定为365亿千瓦时(含绿电交易），区外机组交易电量上限为交易电量总规模的30%。电网企业代理购电交易与直接参与市场交易执行相同交易规则及区内外电量比例，代理购电产生的偏差暂不予考核。

天津市电力中长期交易工作方案（2024年修订版）提出，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，上网环节线损费用、系统运行费用、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。

天津市电力零售市场交易工作方案提出，现阶段，套餐包括“固定价格”和“固定价格+价差分成”两类，零售用户可与售电公司协商确定每个合同期内的套餐类型，同一合同期内仅可选择一种套餐。

天津市绿电交易工作方案（2024年修订版）提出，天津区域内具备市场化交易资格的新能源发电企业可全电量参与绿电交易，现阶段仅开展与区内用户交易。未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内、以及主动放弃补贴的风电和光伏发电企业（以下简称“无补贴新能源”）可自愿参与绿电交易。发电企业放弃补贴的交易电量，不计入合理利用小时数，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。

绿电电能量合同电价应在“本地燃煤基准价±20%”范围内。若经计算形成的合同电价超过允许上限，则按上限执行；若低于允许下限，则按下限执行。

环境价值取值不得为零，上限为50元/兆瓦时，环境价值补偿标准上限为30元/兆瓦时。

天津市独立储能市场交易工作方案提出，独立储能可分别按照电力用户、发电企业两种市场主体类型参与电力市场交易。储能交易以年度、月度、月内等交易周期开展，主要采取双边协商、挂牌交易等方式。现阶段独立储能作为发电企业与电力用户只能签订顶峰合同（即高峰、尖峰合同），高峰、尖峰合同价格不超过本地燃煤基准价上浮20%的1.5、1.8倍。

天津市电力市场履约保障凭证工作方案提出， 售电公司在天津电力市场参与批发和（或）零售市场交易前，应通过以下额度的最大值向电力交易中心提交履约保函或者履约保险等履约保障凭证：1．过去12个月参与批发市场交易总电量，按标准不低于0.8分/千瓦时；2．过去2个月内参与批发、零售两个市场交易电量的大值，按标准不低于5分/千瓦时。现货市场运营后，售电公司履约保障凭证具体标准另行确定。

首次参与天津电力市场交易的售电公司，额度根据次年全年（或当年剩余月份）预计批发市场交易总电量、不低于0.8分/千瓦时标准计算。由于连续12个月未进行交易被暂停交易资格的售电公司，再次完成交易公示可按该标准提交履约保障凭证。

详情如下：

市工业和信息化局关于做好天津市2024年电力市场化交易工作的通知

北京电力交易中心有限公司、国家电网华北分部、国网天津市电力公司、天津电力交易中心有限公司，各有关市场主体：

为深入贯彻《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件、《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）、国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、国家发改委办公厅《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），深入推进电力市场建设，保障电力安全稳定供应，营造良好营商环境，稳妥开展天津市2024年电力市场化交易工作，现将有关事项通知如下：

一、天津地区2024年电力市场化直接交易电量总规模暂定为365亿千瓦时(含绿电交易），区外机组交易电量上限为交易电量总规模的30%。

天津大唐国际盘山发电有限责任公司、天津国能盘山发电有限责任公司、天津国投津能发电有限公司等三家500千伏发电企业纳入区内电量份额。

二、电网企业代理购电交易与直接参与市场交易执行相同交易规则及区内外电量比例，代理购电产生的偏差暂不予考核。

三、为保证交易结果有效执行，相关电力交易中心应及时将交易结果纳入发电企业月度发电计划，做好月度发电计划编制与发布。

四、交易各方在交易过程中要严格遵守法律法规和有关规则，自觉维护好电力市场秩序，交易过程中不得与其他交易主体串通报价。交易各方应根据自身生产经营等情况据实申报电量、电价，市场主体不得恶意报量、报价或恶性竞争，影响市场交易正常进行。

五、任何单位或个人不得非法干预市场。如出现违反有关规则、扰乱市场秩序等现象影响交易正常开展时，将视情况暂停、调整或终止交易，并依法依规追究相关单位或个人责任。

附件：1．天津市电力中长期交易工作方案

2．天津市电力零售市场交易工作方案

3．天津市绿电交易工作方案

4．天津市独立储能市场交易工作方案

5．天津市电力市场履约保障凭证工作方案

2023年11月7日

（联系人：市工业和信息化局电力处 梁弢

联系电话：83608082）

（此件主动公开）

天津市电力中长期交易工作方案

（2024年修订版）

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、集中竞价、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，参与此类交易的电力用户为批发用户。

第四条天津地区燃煤发电电量原则上全部进入市场，本地燃煤发电电量参与跨省电力中长期交易时，应符合政府部门关于环保等相关政策的要求。绿色电力交易工作方案另行制定。

第二章 市场主体

第五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、管理等按照《天津市电力市场履约保障凭证工作方案》执行。参与交易的售电公司应按年度开展售电公司信用评价工作。

第七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

第八条电力批发交易主要以双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式开展。

第九条批发用户、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。

第十条电力批发交易按照年度、月度、月内交易周期开展，其中年度交易规模不低于全年总交易规模的80%。年度交易须按月分解计划申报，交易模式为双边协商、集中竞价；月度、月内交易模式为集中竞价、挂牌交易；适时开展月内的旬或周交易。

第十一条交易电量预申报：

（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。

第十二条正式交易申报时，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。

第十三条同一投资主体所属售电公司（包括其所属或参股投资公司）全年交易（持有合同）电量之和不应超过本年度全市场交易总电量的15%。

第十四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零售用户用电量之和。

第十五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。

第十六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。

第十七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。

第十八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

第十九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（绿电交易暂不开展合同电量转让交易），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。

第二十一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。

第二十二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。

第二十三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（绿电交易除外）。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（不含绿电交易电量）的20%。

第二十四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。

第二十五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

第二十六条合同电量

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=用电侧合同电量/（1-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。

第二十七条偏差电量

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。

第二十八条网损电量

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代理采购，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享。

第五章 交易电价

第二十九条合同电价

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）。

第三十条网损折价

区域电网网损折价按如下公式计算：

P网损=P送端×X%÷（1-X%）

其中，P网损为网损折价，P送端为合同电价，X%为区域电网网损率。

第三十一条用户到户价格

用户到户价格由合同电价、输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加组成。

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。

第三十二条输配电价

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。

第三十三条峰谷分时电价

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，上网环节线损费用、系统运行费用、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。

第三十四条上网环节线损费用

上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算，按月向全体工商业用户分摊或分享，收取标准由电网企业在代理购电价格表中按月公布。

第三十五条系统运行费用

系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、天然气发电容量电费等，按月由全体工商业用户承担，收取标准由电网企业在代理购电价格表中按月公布。

第六章 交易结算

第三十六条基本原则

（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。

第三十七条发电侧结算

（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。P集中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（不含绿电交易）有约束出清结果中天津地区区内、区外总电量的加权电价。如合同执行月P集中未形成，则采用北京电力交易中心发布的最近一次、最短周期的京津唐电网电力直接交易（不含绿电交易）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D1、D2进行结算。

其中：

超发电价P超发=P集中×D1；

少发电价P少发=P集中×D2；

现阶段发电侧偏差电量调节系数D1、D2暂取1.000。

第三十八条用电侧结算

（一）绿电电能量与其他中长期交易电量（简称常规电能量）采用相同结算方式；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。

（三）用户各时段偏差电量按照偏差电价结算，偏差电价如下：

平段超用电价P平段超用=P集中×调节系数U1；

平段少用电价P平段少用=MIN{P集中，P合同平均}×调节系数U2。

其中，P合同平均为该用户与发电企业形成的所有交易合同的加权平均电价（含绿电电能量合同）。

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。

（四）售电公司平段偏差电价形成方式同批发用户。

（五）售电公司、批发用户实际用电量与合同总电量的偏差率L在±5%以内（含±5%）的部分，偏差调节系数U1、U2均取1.000，超出±5%的部分，偏差电量调节系数U1暂定1.02，U2暂定0.98。

（六）用户其它电费结算。输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加按照现行规定执行。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。

（七）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已获电量免责证明构成。零售用户免责电量上限为其实际合同偏差电量，零售用户偏差调节系数为1.000的偏差电量不能用于售电公司申请免责；售电公司免责电量上限为证明材料中零售用户已获免责电量总和与售电公司实际偏差电量的较小值。

天津电力交易中心将天津市工业和信息化局批准的批发用户、售电公司偏差免责电量对应的偏差调节系数置为1.000开展结算。

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。

（八）不平衡资金包括以下来源：

1．批发用户、售电公司偏差结算造成的损益；

2．综合线损与实际线损偏差所产生的损益；

3．超低排电价清算造成的损益。

（九）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：

1．批发用户、售电公司偏差电量结算造成的损益，由批发用户、售电公司按照实际用电量分摊或分享；

2．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；

3．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。

第三十九条其他

（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。

第四十一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。

天津市电力零售市场交易工作方案

（2024年修订版）

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。

第四条零售交易市场主体包括售电公司和零售用户，其准入注册、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。

第二章 交易组织

第六条电力零售交易以双边协商方式开展。双边协商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。

第七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》，合同中应包含购售电套餐内容。

第八条套餐填报

（一）套餐填报。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填报后续月份的《天津电力零售市场购售电套餐》（简称套餐，见附件2-1、2-2），各月合同电量和电价采用一段式总电量和平段电价方式，以自然月为最小填报单位，最长12个月，不得跨自然年度。电力交易平台录入的套餐内容应与双方签订的《购售电合同》中相关内容保持一致，如二者有差异，以交易平台录入内容为准。天津电力交易中心将据此开展零售结算工作。

（二）套餐调整及撤销。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套餐进行调整及撤销。

第九条套餐类型

现阶段，套餐包括“固定价格”和“固定价格+价差分成”两类，零售用户可与售电公司协商确定每个合同期内的套餐类型，同一合同期内仅可选择一种套餐。

套餐一：固定价格

双方约定合同电量的价格为固定价格，该价格不随售电公司在批发市场交易合同价格变动；用户超用或少用电量按约定的偏差电价执行。

合同电价计算方式如下：

合同电价＝双方约定全月固定价格

套餐二：固定价格＋价差分成

双方在约定的合同电量固定价格基础上，售电公司在批发市场中长期交易合同均价（含年度、月度、月内,不含合同转让）与固定价格的差额，按一定比例传导给零售用户；用户超用或少用电量按约定的偏差电价执行。

合同电价计算方式如下：

合同电价＝固定价格+（售电公司批发市场合同加权均价-固定价格）×价差分成比例

合同电价构成中固定价格以外的部分定义为分成价格。

含绿电交易的套餐，分别计算售电公司批发市场常规电能量合同加权均价、绿电电能量合同加权均价。

第十条未在电力交易平台确认套餐的零售用户，其全部用电量暂按批发市场用户超用电量价格结算，待保底电价政策出台后按相关规定结算。

第三章 交易电量、电价

第十一条合同电量

合同电量为售电公司与零售用户通过购售电套餐约定的电量。

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。偏差率是指偏差电量与合同电量的比值。

第十三条零售用户到户价

零售用户到户价由合同电价、输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加组成。对于执行两部制电价的用户，基本电费、功率因数调整电费等其它费用仍按现行规定执行。

第十四条合同电价

对于套餐一，合同电价为售电公司与零售用户在套餐中约定的固定价格，在“本地燃煤基准价±20%”范围内形成。

对于套餐二，合同电价由售电公司与零售用户在套餐中约定的固定价格和分成价格构成，合同电价应在“本地燃煤基准价±20%”范围内；若经计算形成的合同电价超过允许上限，则按上限执行；若低于允许下限，则按下限执行。

第十五条输配电价

天津电网输配电价按照国家发展改革委发布的现行省级电网输配电价相关规定执行。

第十六条上网环节线损费用

上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算，按月向全体工商业用户分摊或分享，收取标准由电网企业在代理购电价格表中按月公布。

第十七条系统运行费用

系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、天然气发电容量电费等，按月由全体工商业用户承担，收取标准由电网企业在代理购电价格表中按月公布。

第十八条峰谷分时电价

执行峰谷分时电价的电力用户，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，上网环节线损费用、系统运行费用、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。

第四章 交易结算

第十九条零售用户结算

（一）绿电电能量与常规电能量采用相同结算方式。

（二）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。

（三）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。

（四）平段超用电价为当月常规电能量平段合同电价（简称P1）乘以正偏差调节系数（U1*）形成：P平段超用*=P1×U1*；平段少用电价为当月常规电能量平段合同电价（P1）与绿电电能量平段合同电价（P2）的加权平均值（P3）乘以负偏差调节系数（U2*）形成：P平段少用*=P3×U2*。其他时段超用、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。

（五）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L10记为正值，少用电量允许偏差率L20记为负值；当电量偏差率在允许偏差率范围内（含L10、L20）时，U10=U20=1.000；偏差率超出允许范围时，双方可按照偏差率范围分两段设置偏差调节系数，U1*、U2*取值范围如下：1.000≤U1*≤1.05、0.95≤U2*≤1.000。

（六）售电公司与零售用户协商一致，可对当月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1.000。

第二十条售电公司结算

按照双方在购售电套餐中的约定，售电公司电能量售电收入采用一段式总电量及平段电价模式计算。

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。

第五章 附则

第二十一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。

第二十二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．天津电力零售市场购售电套餐一

2-2．天津电力零售市场购售电套餐二

附件2-1

天津电力零售市场购售电套餐一

类型：固定价格

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：

1．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．合同电价为固定价格，该价格不随乙方在批发市场成交价格变动；甲方超用或少用电量按约定偏差价格执行。

3．甲方超用电量记为正值，少用电量记为负值；合同电量按照合同电价结算，偏差电量按照偏差电价结算， 偏差电价按如下方式确定：

超用电价为当月常规电能量平段合同电价乘以偏差调节系数形成。

少用电价为当月常规电能量平段合同电价与绿电电能量平段合同电价的加权平均值乘以偏差调节系数形成。

4．偏差电量在允许偏差率范围内时，偏差调节系数为1.000。

5．乙方电能量售电收入采用一段式总电量及平段电价模式计算。

附件2-2

天津电力零售市场购售电套餐二

类型：固定价格＋价差分成

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：

1．合同电量为包括尖峰、峰、平、谷各时段的总电量，电价为平段价格。

2．在约定的固定价格基础上，乙方在批发市场中长期交易合同价格（含年度、月度、月内，不含合同转让）与固定价格的差额，按一定比例传导给甲方；甲方超用或少用电量按约定的偏差价格执行。

合同电价＝固定价格+（乙方批发市场合同加权均价-固定价格）×价差分成比例

含绿电交易的套餐，分别计算乙方批发市场常规电能量合同加权均价、绿电电能量合同加权均价。

合同电价应在“本地燃煤基准价±20%”范围内。若经计算形成的合同电价超过允许上限，则按上限执行；若低于允许下限，则按下限执行。

3．甲方超用电量记为正值，少用电量记为负值。合同电量按照合同电价结算，偏差电量按照偏差电价结算，偏差电价按如下方式确定：

超用电价为当月常规电能量平段合同电价乘以偏差调节系数形成。

少用电价为当月常规电能量平段合同电价与绿电电能量平段合同电价的加权平均值乘以偏差调节系数形成。

4．偏差电量在允许偏差率范围内时，偏差调节系数为1.000。

5．乙方电能量售电收入采用一段式总电量及平段电价模式计算。

天津市绿电交易工作方案

（2024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（修订稿）》（京电交市〔2023〕44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、绿色电力交易平台按以下定义。

（一）绿色电力产品（以下简称“绿电”）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（以下简称“绿电交易”）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（以下简称“绿证”)是国家对发电企业每兆瓦时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，作为绿色电力环境价值的唯一凭证。

（四）绿色电力交易平台是支撑绿电交易开展的技术支持系统，包括“e-交易”与电力交易平台，分别为市场主体提供移动端和PC端绿电交易服务。

第三条绿电交易应分别明确电能量价格与绿色电力环境价值（简称“环境价值”），环境价值用于用户绿证核发，不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算。环境价值电量以兆瓦时为单位取整数，尾差不累计。

第二章 市场主体

第四条参与绿电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。

第五条天津区域内具备市场化交易资格的新能源发电企业可全电量参与绿电交易，现阶段仅开展与区内用户交易。未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内、以及主动放弃补贴的风电和光伏发电企业（以下简称“无补贴新能源”）可自愿参与绿电交易。发电企业放弃补贴的交易电量，不计入合理利用小时数，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。

第六条批发用户直接与发电企业进行交易购买绿电，零售用户通过售电公司购买绿电。

第三章 零售市场交易

第七条绿电零售市场交易采用双边协商方式，零售用户与售电公司需在《购售电合同》中明确绿电交易相关事项。

第八条每月最后一日24时前，零售用户与售电公司需在天津电力交易平台填报后续月份《天津电力零售市场购售电套餐》（以下简称“套餐”）中绿电部分，包括绿电电能量合同电量、合同电价、绿电环境价值、绿电环境价值补偿标准等内容。其他填报要求以及套餐调整、撤销等按《天津市电力零售市场交易工作方案》（以下简称《零售市场交易方案》）执行。

第九条套餐一中绿电电能量合同电价取值范围同常规电能量零售市场合同电价，即“本地燃煤基准价±20%”。

套餐二中绿电电能量合同电价应在“本地燃煤基准价±20%”范围内。若经计算形成的合同电价超过允许上限，则按上限执行；若低于允许下限，则按下限执行。

环境价值取值不得为零，上限为50元/兆瓦时，环境价值补偿标准上限为30元/兆瓦时。

第十条绿电电能量结算按照《零售市场交易工作方案》执行。

第十一条环境价值结算电价取套餐中约定的绿电环境价值。

第十二条零售用户的环境价值结算电量取新能源发电企业上网电量、零售用户用电量和零售用户环境价值预分配电量的最小值。

第十三条零售用户实际用电量少于绿电电能量合同电量时，零售用户需对偏差部分按照环境价值补偿标准向售电公司进行补偿。

第十四条发电企业上网电量、环境价值预分配电量少于绿电电能量合同电量时，售电公司需按偏差量较大值以环境价值补偿标准向零售用户进行补偿。

第四章 批发市场交易

第一节 交易品种

第十五条天津地区绿电批发市场交易主要包括省内绿电交易、省间绿电交易，其中：

（一）省内绿电交易由批发用户、售电公司向本地新能源发电企业购买绿电。

（二）省间绿电交易由批发用户、售电公司向省外新能源发电企业购买绿电。

第十六条批发市场绿电交易以年度（多年）、月度（多月）、月内（旬、周）为周期开展，省内绿电交易以双边协商为主，适时开展集中竞价交易；省间绿电交易以双边协商、挂牌交易、集中竞价等方式开展。

第十七条绿电交易由北京电力交易中心、天津电力交易中心在交易平台上统一组织；绿电交易在中长期交易其他品种之前优先开展。

第十八条绿电交易申报方式按一段式（平段）申报电量、电价，应分别明确电能量价格、环境价值，对于双边交易还需明确环境价值补偿标准。

电能量价格应在“本地燃煤基准价±20%”范围内形成，环境价值取值不得为零，上限为50元/兆瓦时。

若要求申报电量为天津电网上网侧电量，用户侧申报电量中还应包括天津电网网损电量。

第十九条交易出清方式

（一）以双边协商方式组织的绿电交易，由购售双方自行确定绿电交易整体价格，并分别明确电能量价格、环境价值及环境价值补偿标准。

（二）以挂牌交易方式组织的绿电交易，挂牌方确定绿电交易整体价格，并明确电能量价格与环境价值；摘牌方摘牌等同于接受绿电交易整体价格、电能量价格和环境价值。

（三）以集中竞价方式组织的绿电交易，市场主体申报绿电交易整体价格，按照报价高低匹配原则，以购售双方报价的平均值形成每个交易对的整体交易价格。其中，环境价值取交易组织时国家电网公司经营区平价绿证市场上一结算周期成交均价；电能量价格由整体交易价格扣减环境价值后形成。

第二十条购售双方应事先明确环境价值补偿标准，对于双边协商交易，由购售双方自行约定；对于挂牌、集中竞价交易，按照交易合同中明确的环境价值与偏差电量进行费用补偿。

第二节 交易组织

第二十一条天津地区省内绿电交易组织流程：

（一）天津电力交易中心在交易平台发布省内绿电交易公告，各市场主体在公告规定时段进行申报。

（二）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。

第二十二条天津地区省间绿电交易组织流程：

（一）北京电力交易中心在交易平台发布省间绿电交易公告，各市场主体在公告规定时段进行申报。

（二）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。

第二十三条交易合同采用电子合同的方式签订。现阶段天津地区绿电交易以“交易公告+交易承诺书+交易结果”方式形成电子合同。

第二十四条绿电交易有约束交易结果发布后，售电公司须及时通过交易平台将批发侧成交电量分配至零售用户，作为零售用户环境价值预分配电量（预分配电量不得超过该用户绿电电能量合同电量）。

第三节交易结算

第二十五条绿电电能量与环境价值分开结算。其中，电能量部分执行中长期交易结算规则，环境价值按用户实际可获得的环境价值电量结算，环境价值省外优先于省内进行结算。

第二十六条发电侧电能量结算

合同电量和偏差电量分开结算：合同电量按照绿电电能量合同价格结算，偏差电量按照偏差价格结算。

省内新能源发电企业超发电量，按照发电企业与电网企业签订的《购售电合同》中约定电价结算；少发电量偏差价格如下：

少发电价P绿电少发=MAX{P集中，P合同平均}×偏差调节系数C

P集中定义同电力中长期市场，P合同平均为该发电企业所有绿电电能量合同的加权平均电价；现阶段偏差调节系数C暂取1.05。

第二十七条用户侧电能量结算执行中长期交易结算规则。

第二十八条环境价值结算电价取绿电交易合同中的绿电环境价值。

第二十九条批发用户的环境价值结算电量取新能源发电企业上网电量、绿电交易合同电量、批发用户实际用电量的最小值。

第三十条发电企业环境价值结算电量取与其有绿电交易合同的批发用户、有环境价值预分配电量零售用户的环境价值结算电量之和。

第三十一条售电公司环境价值结算电费取批零两侧环境价值、环境价值补偿结算代数和。

第三十二条当新能源发电企业存在多个批发用户绿电交易合同、多个零售用户环境价值预分配电量时，新能源发电企业对应参与结算的实际上网电量按照批发用户绿电交易合同电量、零售用户环境价值预分配电量的比例进行分劈。

第三十三条当批发用户存在多个绿电交易合同，批发用户对应参与结算的实际用电量按照绿电交易合同电量的比例进行分劈。

第三十四条当零售用户存在多个环境价值预分配电量时，零售用户对应参与结算的实际用电量按照各环境价值预分配电量的比例进行分劈。

第三十五条当环境价值结算电量与绿电合同电量出现偏差时，责任方需对偏差部分按照环境价值补偿标准向无责任方进行补偿（责任方、无责任方均指批发市场主体）。

第三十六条天津电力交易中心按月向市场主体出具结算依据，汇总后提交北京电力交易中心。

第三十七条北京电力交易中心依据绿电交易结算结果等信息，在电力交易平台上完成绿证划转工作。

第三十八条发电侧负偏差电量结算产生的不平衡资金在参与绿电交易的发电企业中按绿电电能量结算电量比例分摊或分享。

第三十九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 信息披露

第四十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。

第四十一条市场成员按照信息披露规定，通过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。

第四十二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。

第六章 附则

第四十三条本方案内容由天津市工业和信息化局负责解释。

第四十四条以上规定自发布之日起执行，其他事项按照天津地区电力中长期市场以及零售市场相关规定执行。

天津市独立储能市场交易工作方案

第一章 总则

第一条 为建立适应储能参与的电力市场机制，提升电力系统调节能力，支撑新型电力系统建设，促进储能行业健康发展，按照《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号)、《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号）、《市发展改革委关于印发天津市新型储能发展实施方案的通知》（津发改能源〔2023〕209号）相关要求，制定本工作方案。

第二条 本方案适用于天津市未开展电力现货交易环境下的独立储能市场交易。

第三条独立储能是指利用除抽水蓄能外的物理储能、电化学储能、电磁储能、相变储能等技术，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关国家标准规范和市场运营要求，具有法人资格的新型储能项目。

第二章 市场主体

第四条参与独立储能市场交易的市场主体包括发电企业、独立储能、电力用户、售电公司、电网企业等。市场主体的准入注册、变更、注销等参照相关管理要求执行。

第五条独立储能参与电力市场交易应签订并网调度协议，具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足要求，并在电网企业营销系统完成报装立户工作。

第三章交易组织

第六条独立储能可分别按照电力用户、发电企业两种市场主体类型参与电力市场交易。

作为电力用户，独立储能可选择参加市场化交易或由电网企业代理购入电量；作为发电企业，独立储能可与批发用户直接交易售出电量，也可通过售电公司向零售用户售出电量（独立储能作为发电企业参与的交易简称储能交易）。现阶段独立储能只能与天津域内电力用户进行交易。

第七条储能交易以年度、月度、月内等交易周期开展，主要采取双边协商、挂牌交易等方式。

第八条现阶段独立储能作为发电企业与电力用户只能签订顶峰合同（即高峰、尖峰合同），具体时段划分按《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）执行。高峰、尖峰合同价格不超过本地燃煤基准价上浮20%的1.5、1.8倍。

第九条储能交易组织

（一）市场主体按高峰、尖峰两个时段申报电量、电价。

（二）独立储能与批发用户可直接通过交易平台开展交易，形成独立储能与批发用户的无约束交易结果。

（三）售电公司与零售用户在电力交易平台签订代理协议，协议中需明确顶峰各时段代理交易电量上限、交易价格上限、代理服务价格。

（四）代理储能交易的售电公司应为与用户签订零售套餐的售电公司，零售套餐常规电能量合同电量中不包含储能交易电量。

（五）售电公司代理用户通过交易平台申报电量、电价，申报的电量及电价不应超过代理协议中约定上限，独立储能确认后形成零售用户与独立储能的无约束交易结果。

（六）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。

（七）交易合同采用电子合同的方式签订。现阶段天津地区储能交易以“交易公告+交易承诺书+交易结果”方式形成电子合同。

第四章交易电量、电价

第十条合同电量是指独立储能参与市场化交易，与相关市场主体达成交易并经安全校核后，由电力交易机构发布的电量。

独立储能作为电力用户或发电企业，其偏差电量定义同电力中长期批发市场或零售市场交易工作方案。

第十一条独立储能作为电力用户参与市场化交易，合同电价为其从发电企业或售电公司购电的价格；独立储能作为发电企业参与交易，合同电价为电力用户从储能企业购电价格，等于其上网电价。

第五章交易结算

第十二条独立储能作为电力用户和发电企业分开结算购电费用与售电费用。

第十三条独立储能作为市场化用户采用合同电量加偏差电量结算方式，按照一段式总电量和平段价格结算，不参与峰谷价格浮动；偏差电量结算执行电力中长期批发市场或零售市场交易规定。

独立储能由电网企业代理购电的，按实际用电量结算，结算价格执行一般工商业用户电网代理购电价格，不参与峰谷价格浮动。

上述结算电量中向电网送电的充电电量不承担输配电价、系统运行费用、上网环节线损费用和政府性基金及附加。

第十四条独立储能作为发电企业，储能交易按如下方式结算：

（一）储能交易结算优先于其他电能量交易，月清月结，合同偏差电量不滚动调整。

（二）储能交易采用发、用两侧耦合结算，即结算电量取独立储能实际顶峰段上网电量、电力用户实际顶峰段用电量与储能交易合同电量的最小值。

（三）同一电力用户与多个独立储能签约，总用电量低于总合同电量的，该电力用户对应于各独立储能的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减。同一独立储能与多个电力用户签约的，总上网电量低于总合同电量时，该独立储能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。

（四）电力用户优先结算储能交易电量后，其他中长期交易批发合同或零售合同按照实际剩余峰谷电量比例分劈形成分时段合同。

（五）独立储能在合同时段以外对电网送电电量、合同时段超发电量以及交易结算电量与合同电量的偏差电量，按照天津地区燃煤基准电价上浮20%结算，合同时段少发电量按照交易合同价格的2%向电力用户支付偏差补偿费用。

（六）电力用户超出储能交易结算电量的用电量按照中长期批发市场或零售市场交易规定结算，少用电量按照储能交易合同价格的2%向独立储能支付偏差补偿费用。

（七）售电公司服务费为代理服务价格与储能交易结算电量的乘积。

第六章 附则

第十五条本方案内容由天津市工业和信息化局负责解释。

第十六条以上规定自发布之日起执行，其他事项按照天津地区电力批发和零售市场相关规定执行。

天津市电力市场履约保障凭证工作方案

（2024年修订版）

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天津电力市场化交易前，需向天津电力交易中心提交见索即付的履约保函或见索即赔的履约保险（当履约保函和履约保险同时出现时，合并简称“履约保障凭证”）。其中，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。

第四条履约保障凭证提交主体为售电公司，受益人（被保险人）为与售电公司开展资金结算的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。开具履约保险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。

第六条售电公司在天津电力市场参与批发和（或）零售市场交易前，应通过以下额度的最大值向电力交易中心提交履约保函或者履约保险等履约保障凭证：1．过去12个月参与批发市场交易总电量，按标准不低于0.8分/千瓦时；2．过去2个月内参与批发、零售两个市场交易电量的大值，按标准不低于5分/千瓦时。现货市场运营后，售电公司履约保障凭证具体标准另行确定。

第七条首次参与天津电力市场交易的售电公司，额度根据次年全年（或当年剩余月份）预计批发市场交易总电量、不低于0.8分/千瓦时标准计算。由于连续12个月未进行交易被暂停交易资格的售电公司，再次完成交易公示可按该标准提交履约保障凭证。

第八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

第九条天津电力交易中心职责：

（一）拟定天津电力市场履约保障凭证相关管理制度。

（二）负责履约保障凭证的接收、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障凭证的相关信息披露、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障凭证执行工作。

第十条售电公司职责：

（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，并保证履约保障凭证的真实有效，履约保障凭证须满足额度标准的要求。

（二）按照天津电力市场履约保障凭证相关规定做好履约保函、保险执行工作。

（三）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结算费用。

（四）当预计履约保函、保险额度不足时，应在规定时间内及时补足相应的履约保函、保险额度。

第十一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相关费用结算工作。

（三）对未及时足额缴纳相关费用的售电公司发起履约保障凭证执行工作。

第三章履约保函、保险管理与使用

第十二条天津电力交易中心收到售电公司提交的履约保障凭证后，向售电公司开具《履约保障凭证接收回执》（模板见附件5-1），建立及更新履约保障凭证保管台账，并负责履约保障凭证的日常管理工作。

第十三条售电公司根据业务需要变更已提交的履约保障凭证额度、有效期及开具银行、保险公司等信息时，须向天津电力交易中心提交《履约保障凭证变更申请书》（模板见附件5-2）。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障凭证。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障凭证的保管台账变更登记、统计工作。

第十四条售电公司未向国网天津市电力公司缴纳或未足额缴纳相关结算费用，产生欠费时，其所提交的履约保障凭证将被用于与国网天津市电力公司清算相关欠费。

第十五条国网天津市电力公司经与售电公司催缴、调解无果后，可根据结算依据向天津电力交易中心提出《履约保障凭证原件借出申请》（模板见附件5-3），并向履约保函、保险开立单位出具原件和《索赔通知》（模板见附件5-4），要求支付款项。启用时按照履约保函优先、提交时间优先的顺序进行。

天津电力交易中心同时向相关售电公司发出《履约保障凭证执行告知书》（模板见附件5-5），说明欠费和履约保障凭证启用情况；向市场主体公示售电公司欠费情况至支付完成。

第十六条在使用履约保障凭证时，售电公司所交履约保障凭证总额度不足以支付应缴相关结算费用，售电公司应在收到执行告知书的3个工作日内向国网天津市电力公司补足履约保障凭证缺额部分的费用。

第十七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障凭证额度不足时，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障凭证，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。

第十八条履约保函有效期到期后，售电公司可向天津电力交易中心申请办理履约保函退还业务《履约保障凭证退还申请书》（模板见附件5-6）。售电公司可视业务开展情况选择履约保障凭证展期或撤旧换新。履约保险的保险期限到期后，其保险责任自动终止。售电公司退市并完成全部结算清算程序后，可以向天津电力交易中心申请办理履约保障凭证退还等后续业务。

第四章 其他规定

第十九条售电公司违约失信行为包括：售电公司未按时足额缴纳履约保函、保险，经天津电力交易中心书面提醒仍拒不足额缴纳的；售电公司提交履约保函、保险中存在提供虚假、伪造、拒不整改等违规情况的。

天津电力交易中心将售电公司违约失信行为上报天津市工业和信息化局，由天津市工业和信息化局核实后对其实施以下措施：

（一）取消其后续交易资格；

（二）在市政府有关部门网站、电力交易平台网站、“信用中国”网站公布该售电公司相关信息和行为；

（三）公示结束后按照国家有关规定，对该企业法定代表人、自然股东人、其他相关人员依法依规实施失信惩戒；

（四）其所有已签订但尚未履行的购售电合同由政府主管部门依照相关规定进行转让、取消或其他方式处理。

第二十条天津电力交易中心按照信息披露规定，通过天津电力交易平台开展履约保障凭证信息披露工作。市场主体对信息披露内容有异议时，可向天津电力交易中心提出，由天津电力交易中心予以解释及配合。

第二十一条天津电力交易中心做好市场主体相关违约行为的信用记录和通报等相关工作，并于每季度末前上报天津市工业和信息化局。

第五章 附则

第二十二条本方案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，请及时报送天津市工业和信息化局。