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        2019年四川電力交易指導意見
        作者: 720電工網 發布于: 1年前

        2019年四川電力交易指導意見

        為進一步加快四川電力市場建設,規范四川各類市場化交 易,推動四川電力市場平穩有序發展,根據《四川電力中長期交 易規則(暫行)》(川監能市場〔2017〕51號,以下簡稱《交易規 則》)、結合《四川省2019年省內電力市場化交易實施方案》,以 下簡稱《實施方案》,按照安全穩定、因地制宜、統籌兼顧、積極 穩妥的原則,結合2017、2018年四川電力交易實施情況,制定 2019年四川電力交易指導意見。

        1.交易品種、交易方式及限價

        1.1批發市場

        2019年四川電力批發市場交易品種包括電力直接交易、跨省 跨區交易(含跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易)、合同電 量轉讓交易和輔助服務交易等。

        1.1.1電力直接交易

        2019年電力直接交易包括常規直購、鋁電合作、戰略長協、 跨省聯動、富余電量、低谷棄水、留存電量和居民替代。其中, 跨省聯動包括電能替代和重點優勢企業等可跨省跨區交易的全水 電直接交易;戰略長協包括鋼鐵氯堿,以及電能替代、自備替代 和重點扶持企業等全水電直接交易。常規直購、鋁電合作、戰略 長協、跨省聯動、富余電量、低谷棄水和留存電量交易按照《實 施方案》以及價格相關文件執行。

        1.1.1.1常規直購

        (1) 年度常規直購交易中,水電實行最低和最高限價,年 度雙邊交易全年簽訂單一價格的,簽約價格按基準電價288元/ 兆瓦時的上下浮動20%限價;年度雙邊交易簽訂分月價格的,月 度簽約價格按288元/兆瓦時執行豐枯浮動后上下浮動20%限價。 年度常規直購交易進行復式競價撮合交易時,簽約價格按基準電 價288元/兆瓦時的上下浮動20%限價,為消除市場用戶豐枯結構 不同帶來的影響,市場用戶應將簽約價格折算后進行報價交易(單 位:元/兆瓦時)。

        簽約價格=市場用戶報價書

        其中:6=288x(2/12-平水期電量占比)+288x( 1+24.5%)

        x ( 5/12-枯水期電量占比);

        | 8 | <86.4O

        (2) 周增量直接交易按照復式競價撮合方式開展,限價范 圍為288元/兆瓦時執行豐枯浮動后上下浮動20%。

        (3 )火電按政府批復價格執行,由交易平臺按月自動配置, 鼓勵常規直購交易用戶與新能源雙邊協商,置換火電電量部分。

        1.1.1.2鋁電合作

        鋁電合作按照全水電配置,主要以年度、周雙邊協商方式開 展,實行政府最低指導限價。

        1.1.1.3戰略長協

        (1) 除鋼鐵氯堿外,戰略長協按照全水電配置。主要以年 度雙邊協商方式開展,年度未成交部分可采取平臺集中交易方式 開展,月內可通過雙邊協商在周交易中調整。

        (2) 戰略長協的水電部分年度和周交易均不限價。其中, 鋼鐵氯堿的火電部分按政府批復價格執行,由交易平臺按月自動 配置。

        1.1.1.4跨省聯動

        跨省聯動按照全水電配置,不限價。符合跨省聯動準入的電 力用戶與省內水電企業簽訂年度雙邊協議,月內可通過雙邊協商 在周交易中調整。參與跨省聯動交易的水電企業,可按照與其對 應用電企業簽訂的枯水期交易電量額度的一定比例獲得豐水期外 送電量獎勵指標,其中參與電能替代項目交易的水電企業可按照 其枯期全部電量獲得豐水期外送電量獎勵指標。

        1.1.1.5富余電量

        富余電量采取年度、周復式競價撮合方式進行交易,電量供 需比按照1.2 :1進行限制。實施最低和最高限價,限價范圍為 100元/兆瓦時上下浮動25%O

        1.1.1.6低谷棄水

        符合條件的用電企業,可參與豐水期低谷棄水電量交易。交 易可經年度雙邊協商達成,也可參與豐水期(6-10月)周交易。 低谷棄水電量交易價格實施最高限價,限價范圍為不高于富余電 量交易最低限價。周交易采用復式競價撮合交易方式實施。

        1.1.1.7留存電量

        留存電量實施方案由相關市(州)上報省發展改革委、經濟 和信息化廳批復后執行。原則上,相關市(州)經濟和信息化主 管部門和供電公司應將參與的發電企業和電力用戶(或售電企業) 電量計劃分解到月。由電力交易機構按照政府計劃以最小配對方 式對購售方及電量進行配對,形成留存電量交易合同。

        1.1.1.8居民替代

        豐水期居民生活電能替代交易按月度開展,由電網企業代表 居民用戶采用集中交易的方式優先向風電、光伏發電企業采購。

        1.1.2跨省跨區交易

        跨省跨區中長期交易在北京交易平臺開展,主要采取掛牌交 易方式??鐓^域省間富余可再生能源電力現貨交易在國調現貨交 易平臺開展,水電企業根據自身富余發電能力自主參與??鐓^域 省間富余可再生能源電力現貨交易應在四川電網調節資源已經全 部用盡、各類已成交外送交易全部落實、中長期交易來不及開展、 水電仍有富余發電能力、預計會產生棄水電量的情況下開展,發 電企業成交的現貨交易電量不應超過日有效申報電量減去日預計 劃電量。

        1.1.3合同電量轉讓交易

        1.1.3.1基本要求

        (1 )合同電量轉讓交易分為發電側合同電量轉讓、關?;?電補償、用電側合同電量轉讓和強退售電企業合同轉讓。

        (2)發電側和用電側合同電量(含發電企業優先發電合同


        電量)轉讓應分品種進行。其中,發電側合同電量轉讓按省內合 同電量、跨省跨區合同電量的順序進行。轉讓交易價格為合同電 量的出讓或買入價格,即出讓方支付給受讓方的補償價格,不影 響出讓方原有合同的價格,涉及的合同交易對象權責不受影響, 不需要原合同交易對象確認。

        (3) 同次轉讓交易中,發電企業和電力用戶不得同時轉出 和轉入電量,售電企業同一交易品種不得同時轉出和轉入電量。

        (4) 合同電量轉讓交易一般在事前開展,必要時可在月度 后組織開展一次事后合同電量轉讓交易。

        1.1.3.2發電側合同電量轉讓交易

        1.1.3.2.1基本要求

        (1) 發電企業按照申報次日可發電量方式累加得到月度發 電計劃時不能參與合同電量轉讓交易。除互保型轉讓交易外,水 電機組留存電量可在甘孜、阿壩和涼山本州留存電量發電企業范 圍內進行轉讓;在運燃煤火電機組不能將合同電量轉給水電機組; 燃氣電廠合同電量不能實施轉讓;風電、光伏市場化交易電量只 能在參與市場化交易的風電、光伏間轉讓。

        (2) 發電側合同電量轉讓交易按年度、周開展。原則上, 年度合同電量轉讓交易僅在發電企業超過自身能力與電力用戶或 售電企業簽約的情況下實施電量轉讓,在年度合同完成校核后開 展。

        1丄3.2.2轉讓類型

        (1) 發電側合同電量轉讓交易分為普通型合同電量轉讓和 互保型合同電量轉讓。

        (2) 普通型合同電量轉讓按《交易規則》有關要求執行。

        (3) 互保型合同電量轉讓。

        1) 互保型合同電量轉讓定義與基本要求

        互保型轉讓交易是由交易雙方不變、交易電量相等的兩次合 同電量轉讓組合而成的轉讓交易。其中,第一次轉讓的出讓方是 第二次轉讓的受讓方,第一次轉讓的受讓方是第二次轉讓的出讓 方。兩次轉讓的交易電量必須相等,不應超過相關月份出讓方剩 余合同電量以及受讓方剩余發電能力,兩次交易的品種、交易價 格可以相同也可以不同,第二次轉讓時間不應超過本年?;ケP?轉讓交易主要采用雙邊協商的交易方式開展,其他要求同合同電 量轉讓交易。

        2) 互保型合同電量轉讓交易流程

        電力交易機構通過技術支持系統發布互保型轉讓交易相關 市場信息,包括但不限于開閉市時間和交易要點等。

        交易雙方按照平等自愿、協商一致的原則,達成互保型轉讓 交易意向協議,并在交易閉市前,通過技術支持系統向電力交易 機構提交意向協議。意向協議應包括但不限于轉讓合同電量、第 一次轉讓品種、第一次轉讓價格、第二次轉讓品種、第二次轉讓 月份、第二次轉讓價格。電力交易機構在閉市后匯總互保型轉讓 交易結果,完成合規校核,形成無約束交易結果,提交給電力調 度機構進行安全校核。電力調度機構應在1個工作日內完成安全 校核,返回電力交易機構形成最終交易結果。電力交易機構在收 到安全校核結果后,通過技術支持系統向市場主體發布最終交易 結果和安全校核說明。

        市場主體對交易結果有異議的,應當在結果發布當日向電力 交易機構提出,由電力交易機構會同電力調度機構在當日給予解 釋。市場主體對交易結果無異議的,應當在結果發布當日通過技 術支持系統返回成交確認信息,逾期不返回視為無意見。

        1.1.3.2.3轉讓方式

        發電側合同電量轉讓可采取雙邊協商、集中轉讓和拍賣三種 交易方式開展。

        (1 )雙邊協商方式

        按照《交易規則》執行。

        (2) 集中轉讓方式

        1) 發電側合同電量集中交易轉讓采取“復式掛牌”的交易 方式實施。

         

        2) 開市前,發電企業以交易單元為單位向交易平臺申報合 同轉讓需求,包括擬轉讓品種、轉讓電量、合同價格、轉讓月度, 電力交易機構將發電企業申報的數據匯總、編號形成轉讓包,并 予以公告。轉讓包編號、轉讓品種、轉讓月度、轉讓電量形成一 個轉讓包。

        3) 開市后,交易機構將所有轉讓包同時掛牌。掛牌方可對


        出讓電量進行分拆,但拆分包的最小電量不得低于100兆瓦時。

        4) 交易期間,掛牌方可隨時修改轉讓包價格,摘牌方可按 輸入電力交易技術支持系統的電量對目標轉讓包實施摘牌,對單 個轉讓包的最小摘牌電量不得低于100兆瓦時,成交價格為掛牌 方掛牌價格。當多個摘牌方參與同一轉讓包交易時,按時間先后 順序成交。

        5) 摘牌方以自身對應月度剩余能力為限可參與多個轉讓包 交易。發電側合同電量集中轉讓交易涉及的合同交易對象權責不 受影響。

        6) 原合同價格高于合同轉出價格時,由受讓方向出讓方支 付轉讓價差費用;原合同價格低于合同轉出價格時,由出讓方向 受讓方支付轉讓價差費用。四川電力交易中心統一向相關電廠出 具轉讓價差費用結算依據。電廠應在收到結算依據后15個工作 日內完成支付工作,逾期未支付的,收款方可向交易機構提出申 訴,交易機構核實后,將暫停違約電廠后續所有交易,直至完成 支付為止。

        (3)拍賣轉讓方式

        1) 拍賣轉讓方式原則上僅在年度開展,當發電企業部分月 度合同電量未通過校核,且雙邊協商和集中轉讓均未能轉出時實 施。

        2) 發電企業所有年度合同電量(含優先發電電量)分月匯 總后,超過其月度發電能力的部分電量應參與拍賣轉讓交易。發 電企業可自主選擇各月除省間外送交易以外其他交易品種參與拍 賣,在限定時間內未選擇的,電力交易機構按價格由低到高的順 序、交易成交時間逆序等原則安排參與拍賣的交易品種。電廠名 稱、超限月份、超限電量形成一個拍賣包,并通過技術支持系統 發布。

        3) 競拍方應在自身各月發電剩余能力范圍內選擇拍賣包參 與交易,可同時申報多個拍賣包,以最后一次申報價格為準。交 易結束后,每個拍賣包按申報價格由低到高、申報時間先后的順 序出清,出清價格與標的價格間的價差部分由出讓方承擔。

        4) 拍賣轉讓交易標的涉及的原合同交易對象權責不受影響。

        1.1.3.3關?;痣娧a償交易

        關?;痣娧a償交易按照《關于印發四川省“十三五”期間關 停統調統分燃煤機組電量補償方案的通知》(川經信電力〔2018〕 13號)相關要求實施。關?;痣娧a償交易按年度定價(補償價) 掛牌交易的方式開展,單位電量補償標準為80元/兆瓦時(含6% 增值稅)。

        1.1.3.4用電側合同電量轉讓交易

        1.1.3.4.1基本要求

        (1) 售電企業之間、電力用戶之間、售電企業與電力用戶 之間均可開展合同電量轉讓交易。用電側合同電量轉讓交易按周 開展,可采取雙邊協商和集中轉讓的方式開展。

        (2) 受讓方不可承接未交易或未代理的交易品種,受讓后


        的合同總量不得高出與發電企業簽訂年度合同分月電量的110%; 售電企業或電力用戶月度累計出讓電量不得超過與發電企業簽訂 年度合同分月電量的15%o

        1.1.3.4.2交易方式

        (1 )雙邊協商方式

        達成交易的轉讓雙方根據需要確定要轉讓的交易品種(含年 度合同分月電量、月度/周交易成交電量)和電量,由合同出讓方 在交易系統填報,合同受讓方進行確認。

        (2)集中轉讓方式

        1) 用電側合同電量集中交易轉讓采取“復式掛牌”的交易 方式實施。

        2) 開市前,電力用戶或售電企業以交易單元為單位向交易 平臺申報擬轉讓月度、轉讓品種、轉讓電量,電力交易機構將掛 牌方申報的數據匯總、編號形成轉讓包,并予以公告。轉讓包編 號、轉讓品種、轉讓月度、轉讓電量形成一個轉讓包。

        3) 開市后,交易機構將所有轉讓包同時掛牌。掛牌方可對 出讓電量進行分拆,但拆分后最小電量不得低于100兆瓦時。

        4) 交易期間,掛牌方可隨時修改轉讓包價格,摘牌方可按 輸入電力交易技術支持系統的電量對目標轉讓包實施摘牌,對單 個轉讓包的最小摘牌電量不得低于100兆瓦時,成交價格為掛牌 方掛牌價格。當多個摘牌方參與同一轉讓包交易時,按時間先后 順序成交。

        5) 摘牌方可參與多個轉讓包交易。用電側合同電量集中轉 讓交易涉及的合同交易對象權責不受影響。

        6 )原合同價格高于合同轉出價格時,由出讓方向受讓方支 付轉讓價差費用;原合同價格低于合同轉出價格時,由受讓方向 出讓方支付轉讓價差費用。四川電力交易中心統一向相關售電企 業、電力用戶出具轉讓價差費用結算依據。售電企業和電力用戶 應在收到結算依據后15個工作日內完成支付工作,逾期未支付 的,收款方可向交易機構提出申訴,交易機構核實后,將暫停違 約售電企業或電力用戶后續所有交易,直至完成支付為止。

        1.1.3.5強退售電企業合同轉讓

        (1 )強退售電企業合同轉讓采取批零合同整體掛牌的交易 方式實施。

        (2) 開市前,電力交易機構應將強退售電企業自強退次月 起所有未履行的批發市場和零售市場合同予以公告,包括但不限 于代理的用戶名錄(名稱、用電性質等)、簽約發電企業名錄、批 發合同分品種簽約總量及簽約均價、零售合同分品種簽約總量及 簽約均價、售電服務費情況、履約保函繳納情況等。電力交易機 構將強退售電企業與發電企業和電力用戶的購售電合同整體掛 牌。

        (3) 開市后,擬摘牌售電企業向交易平臺申報摘牌費用, 即受讓整體批零合同的受入費用。摘牌售電企業最低受入費用限 價為0。

        (4) 按申報受入費用從高到低進行排序,價高者成交。

        (5) 當強退售電企業售電服務費為負時,首先啟用強退售 電企業履約保函,然后利用受入金額抵扣,最后不足部分由相應 的電力用戶按優惠費用總額的比例分攤。如果受入金額有盈余, 納入市場平衡賬戶清算。

        (6) 受讓售電企業應在成交十個工作日內向電力交易機構 完善履約保函。逾期未完善的取消其成交資格,并納入信用體系 評價。原批零合同按原出清順序由下一序位售電企業成交,若無 替補售電企業,原批零合同按轉讓不成功處理。

        1丄4輔助服務交易

        2019年將適時開展自動發電控制、深度調峰、啟停調峰、短 期發電、黑啟動等市場交易。其中,短期發電是指在全網電力短 缺的情況下,備用火電機組通過短時開機發電增加出力以平衡電 網電力需求所提供的輔助服務。

        1.1.4.1自動發電控制、深度調峰、啟停調峰、黑啟動開展前, 按《華中區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》及《華中區域 發電廠并網運行管理實施細則》進行考核和補償;開展后,按《交 易規則》執行。

        1.1.4.2短期發電

        (1) 短期發電輔助服務交易按以下原則組織:短期發電主 要采用月度預掛牌的方式,按申報價格確定調用排序,每月上旬, 電力交易機構通過技術支持系統發布短期發電相關信息,包括但 不限于開閉市時間、參與機組的指標性能要求及符合要求可參與 的機組。

        (2) 短期發電僅由次月可開機的燃煤火電機組參與,發電 企業通過技術支持系統申報機組短期發電的機組補償單價。申報 的機組補償單價下限為0萬元/兆瓦,上限暫定為:100兆瓦級別 0.5萬元/兆瓦,200兆瓦級別0.4萬元佻瓦,300兆瓦級別0.4萬 元/兆瓦,600兆瓦級別0.33萬元佻瓦,1000兆瓦級別0.3萬元 /兆瓦。未主動申報的,視為按機組補償單價下限申報。

        機組短期發電獲得補償費用=機組額定裝機容量x申報的機 組補償單價x (1-機組開機并網小時數/168)

        (3) 短期發電按以下原則形成無約束交易結果:根據發電 企業的申報的機組補償單價由低到高進行排序;申報價格相同時, 按在節能低碳電力調度序列上的先后順序排序。

        (4) 電力交易機構在閉市后1個工作日內完成合規校核, 并按交易規則出清形成無約束交易結果,提交給電力調度機構進 行安全校核。電力調度機構應在2個工作日之內將校核結果返回 電力交易機構并公布。安全校核不通過時,按競價交易規則重新 進行市場出清。市場主體對所申報的數據負責,交易結果原則上 不再另行簽訂合同。

        (5) 水電等可再生能源能滿足負荷平衡需要時,不能調用 短期發電。短期發電調用時間應控制在168小時內,超過168小 時為機組正常啟停,不屬于短期發電。被調用機組應在調度命令 下達后規定時間內并網(距機組上次解網時間小于24小時、大于 24小于48小時、大于48小時,并網時長分別不超過8、15、18 小時)且在4小時內調至指定出力。無法開機的,按其裝機容量 對應級別的短期發電補償價格上限進行考核,并按調用排序安排 后序機組開機;不能在規定時間內并網或調至指定出力的,按每 次10萬元進行考核;開機不到要求時間的按非計劃停運處理。 電力調度機構調用短期發電時,應根據電網實際運行情況,按需 依次調用;停機時按調用排序逆序安排停機。市場主體對執行提 出異議時,電力調度機構負責出具說明,電力交易機構負責公布 相關信息。

        (6) 短期發電輔助服務結算實行按月結清的方式,提供有 效的短期發電服務不影響發電企業合同電量計劃的執行。若提供 短期發電服務的發電企業當月無合同電量計劃或合同電量計劃不 足,電力調度機構在報四川能源監管辦備案后,負責組織相關庫 容水電采用互保型轉讓交易的方式予以平衡,相關發電企業應予 以配合。

        (7) 短期發電輔助服務補償費用和考核費用由當月所有發 電企業按上網電量比重進行分攤或返還。

        1.2零售市場

        1.2.1零售市場代理范圍與交易品種

        1.2.1.1.2019年,售電企業僅可與已納入省內市場放開范圍內 的電力直接交易用戶開展零售交易。

        1.2.1.2.零售市場交易包括常規直購、戰略長協、跨省聯動、 富余電量、低谷棄水和留存電量。

        1.2.2零售市場價格機制

        售電企業與零售用戶之間原則上應在年度交易中約定分月 電量、電價。售電企業與零售用戶之間的零售交易電量電價按不 同交易品種分別約定,對于某一交易品種,可約定全年相同價格, 也可按月約定不同價格。所有交易品種均不限價。如《實施方案》 對某一交易品種的水火(或新能源)電量配比有要求,則該交易 品種零售交易電量為用戶用電需求電量,交易電價為其中水電部 分的交易價格。

        2.交易組織

        2.1市場參與基本要求

        2.1.1電力用戶

        (1) 符合準入條件并在電力交易機構完成注冊的用戶可自 愿選擇進入市場,自主選擇參與批發市場或零售市場。電力用戶 一旦簽訂直接交易協議或確認與售電企業的代理關系,并提交電 力交易機構認可后,均視為自愿參與市場交易,原則上全部電量 進入市場,不得隨意退出市場,不再執行目錄電價。

        (2) 年用電量規模在500萬千瓦時以下的電力用戶必須通 過售電企業參與市場。

        (3 ) 一個交易年內,一家電力用戶只能選擇一家售電企業 進行零售交易。電力用戶與售電企業一旦簽定《四川省售電公司


        與電力用戶購售電合同》,電力用戶的全部用電量均應向該售電企 業購買。

        (4) 已參加市場交易的用戶某月未簽訂直接交易協議的, 以月度(周)增量直接交易最高限價按常規直接交易水火比例折 算后的加權平均價格結算,并按用電側考核原則實施超用考核; 三個月及以上未簽訂直接交易協議的,視為違約退出,在電力用 戶繳納輸配電價的基礎上,按照四川電網直供區不滿1千伏合表 居民到戶電價的1.2倍執行。

        (5) 已參加市場交易的用戶要銷戶的,應與發電企業或售 電企業達成解約協議,并經電網企業確認和交易平臺公示后永久 退市。

        (6) 電力用戶應以在電網公司單獨立戶繳費的主體在交易 技術系統開展注冊。

        (7) 電力用戶以交易單元參加市場交易,交易單元應包含 該電力用戶所有納入市場化放開范疇的電量對應的計量點。

        計量點跨縣級供電公司的,可申請以縣級供電公司為單位拆分交 易單元。除自備替代和電能替代以外,常規直購、鋁電合作、戰 略長協和跨省聯動不能同時注冊為單一用戶;電能替代應單獨注 冊交易單元。

        (8) 建售區電網企業可作為一個購電主體參與市場化交易, 參與交易的電量為其建售電量中的全部大工業用電量,輸配電價、 基本電價等按相關價格文件執行。多個建售區電網企業屬于同一 企業集團的,可將多個建售區電網企業作為一個購電主體參與市 場化交易。核定輸配電價后的省屬電網企業內符合準入范圍的電 力用戶,可申請直接參與省級電力市場交易或與售電企業簽訂零 售交易合同,電力用戶所在屬地電網企業應配合交易中心做好計 量抄表和電量報送工作。對已核定輸配電價省屬電網企業,結算 建售電量時應分別扣除區內所有電力用戶參與省級電力市場交易 的結算電量。

        2.1.2售電企業

        (1) 售電企業可代理除鋁電合作和居民電能替代以外的市 場主體參與批發市場電力直接交易,并按代理的交易品種設置交 易單元。售電企業可以和發電企業直接雙邊協商交易,也可以通 過四川電力交易中心交易平臺參與集中交易。售電企業年售電量 應與其資產總額以及繳納的保函金額相符。

        (2) 自愿退出市場的售電企業,應妥善處理所有購售電合 同和供用電合同,并經交易平臺公示后退市。

        (3) 被強制退出的售電企業,應按合同約定承擔相應違約 責任。電力交易機構受政府主管部門委托對強退售電企業與發電 企業和電力用戶簽訂的購售電合同予以整體掛牌轉讓,受讓售電 企業承擔原購售電合同所有權利與義務。如掛牌轉讓不成功,電 力交易機構可組織相應發電企業與電力用戶,在不突破原購售電 合同電量的基礎上,開展后續月份雙邊協商交易。

        當掛牌轉讓與雙邊協商均不成功時,電力交易機構和電力調


        度機構自售電企業強制退出次月起,不再繼續執行其涉及的所有 原購售電合同,發電企業相關合同電量作廢,相關零售電力用戶 在重新參與市場以前,其用電量按國家目錄銷售電價執行。

        2.1.3發電企業

        (1) 發電企業原則上按照調度單元設置交易單元參與市場, 當不滿足“同一企業法人、同一電價”的條件時,應對交易單元 予以拆分。

        (2) 參與關?;痣娧a償交易的燃煤火電機組應在交易前按 規定辦理業務許可注銷或變更手續。

        (3) 風電和光伏豐水期上網電量(光伏扶貧項目除外)全 額參與市場化交易,優先參與豐水期居民生活電能替代交易。

        2.1.4其他市場參與要求

        售電企業、電力用戶和發電企業均應按照《關于印發v四川 電力市場信息披露管理辦法>的通知》(川監能市場〔2017〕130 號)要求按年(月)向電力交易機構報送2019年分月及月度用 電需求預測和發電能力預測。市場主體未報送年度預測數據的, 不得參與年度交易;未報送月度預測數據的,不得參與當月月度 和周交易。

        2.2年度交易組織

        2.2.1年度優先發電量分解

        (1) 電力調度機構按以下原則將各機組年度優先發電量分 解到月。

        1) 按最大發電量預測分解安排非水可再生能源發電量。

        2) 按水期內網供用電預測占比將水電優先發電量由水期分 解到月。

        3) 按實際需求預測分解安排各月火電優先發電量。

        (2) 編制月度發電計劃前,如果年度優先發電量仍未確定, 電力調度機構可根據負荷預測并參考上年優先發電量分配情況, 預先安排月度各發電機組優先發電量,待年度優先發電量確定后, 先扣減已安排的優先發電量,再按前述原則將剩余的優先發電量 分解到后續月份。

        2.2.2年度交易組織時序及要求

        (1) 售電企業與零售電力用戶以年度雙邊協商的方式簽訂 年度購售電合同。售電企業應將零售市場合同報電力交易機構備 案,經合規性初校后確定售電企業年度零售合同總量。

        (2) 批發市場按照年度雙邊直接交易,年度集中直接交易, 年度關?;痣娧a償交易的順序開展。年度常規直購交易供需比為 1.1 : b集中交易發用兩側參與電量應綜合考慮發電企業常規直 購電指標、電力用戶年度用電需求和售電企業年度零售合同總量 進行控制。

        (3) 電力交易機構根據校核結果補充開展年度合同電量轉 讓交易,年度合同電量轉讓交易按雙邊協商、集中掛牌交易和拍 賣轉讓的順序開展。

        (4) 年度跨省跨區交易與上述交易啟動時間原則上不分先


        后,各發電企業根據自身實際情況合理測算并申報。

        2.3月度交易組織

        2.3.1批發市場

        月度交易主要開展居民生活電能替代交易、月度跨省跨區交 易、輔助服務交易。上述交易啟動時間原則上不分先后,各發電 企業根據自身實際情況合理測算并申報。

        2.3.2零售市場

        每月結算前,售電企業與零售用戶可對當月交易電量、電價 進行調整,以雙方在交易平臺最終確認的交易電量、電價為準。

        2.4周交易組織

        2.4.1. 周交易按照以下時序組織開展:發用電兩側合同電量 轉讓交易(含互保型合同電量轉讓交易)、發用電雙邊協商合同調 整交易、常規直購增量交易、富余電量增量交易、低谷棄水增量 交易。

        2.4.2. 鋁電合作、戰略長協、跨省聯動用戶(或相關售電企業) 可與發電企業協商調整后續月份交易電量和價格,也可與其他發 電企業簽訂雙邊交易合同;常規直購、富余電量和低谷棄水用戶 (或相關售電企業)可與發電企業協商調減后續月份交易電量并

        調整交易價格,如需增加后續月份交易電量,發用電雙方均應參 加復式競價撮合交易,不允許雙邊協商調增。其中,新能源配比 的常規直購用戶(或相關售電企業)參加復式競價撮合交易后, 應在規定時間內與新能源發電企業調增當月交易電量,或與其他 新能源發電企業簽訂雙邊交易合同。

        2.4.3. 在開展常規直購增量、富余電量增量、低谷棄水增量的 復式競價撮合交易時,電力用戶和售電企業按申報需求全電量參 與交易,發電企業以申報電量與按供需比折算后的指標電量的較 低值全電量參與交易,其中供需比按1.2 : 1控制。

        2.4.4. 售電企業有關交易單元、市場用戶調減雙邊合同的,當 月不能再參加該品種調增、雙邊交易或周增量集中交易;參加了 調增、雙邊交易或周增量集中交易的,當月不能再調減該品種雙 邊合同。

        2.4.5. 電力交易機構原則上應每半年發布一次月、周交易計劃 預安排表,可根據市場特殊變化適當調整、增加臨時交易。

        2.5月度優先發電量調整

        月度優先發電量調整按照《2019年全省電力電量平衡方案 及節能調度電力生產計劃》明確的調整原則進行。

        完成優先發電量調整后,電力交易機構可開展一次事后合同 電量轉讓交易。

        3. 合規與安全校核

        3.1合規校核

        電力交易機構負責對發電企業、電力用戶和售電企業等市場 主體參與交易的情況進行合規性校核。

        3.1.1發電企業合規校核

        (1 )發電企業均應符合2019年市場準入范圍,且已提交《入


        市承諾書》。

        (2) 水電企業年度常規直購的簽約電量不得大于《實施方 案》中明確的常規直購指標的1.1倍。

        (3) 為防止發電企業出現超能力交易、擾亂市場秩序的情 況,在年(月、周)度交易前,交易機構開展發電能力合規校核。 水電企業發電能力按照交易單元計算,年度分月發電能力和月度 發電能力分別作為電廠參與年度和月度(周)交易的約束條件, 發電企業不得超能力簽約或參與年(月、周)度市場交易。

        (4) 發電企業應按《關于印發〈四川電力市場信息披露管 理辦法〉的通知》(川監能市場〔2017〕130號)要求向電力交易 機構提供相關數據。分月發電能力預測用于年度交易發電能力測 算,月度發電能力預測用于月度交易發電能力測算,近五年內新 投發電企業可按設計的分月發電能力參與計算。

        (5) 進行發電能力校核時,應扣除機組已成交的所有交易 合同電量(含優先發電量),確保新成交合同電量不超過機組月度 剩余可發電量上限。

        水電企業月度剩余可發電量上限=水電企業月度發電能力- 水電企業已成交的所有交易合同電量-水電企業優先發電量

        (6) 水電企業分月發電能力應考慮機組檢修計劃等情況, 按下列原則確定:

        1 )水電企業枯水期i月發電能R=MIN (機組運行容量x24x 運行天數X系統控制系數,水電企業報送的i月發電能力,近五年 i月最大上網電量)。

        2)水電企業豐平水期j月發電能力=MIN (機組運行容量 x24x運行天數x系統控制系數,水電企業報送的j月發電能力)。 其中:i=l-4, 12 月;j=5-ll 月。

        系統控制系數:年度、月度交易安全校核暫設定為0.92 (發 電企業在交易前提出書面申請,承諾該機組月度合同電量不轉出 并承擔由此造成的后果,可超過0.92 );周交易安全校核暫設定為 0.95。

        (7) 在參加設有供需比限制的交易時,應以各機組月度剩 余可發電量上限為基數來測算各機組可參與交易的電量上限。

        3.1.2電力用戶合規校核

        (1) 電力用戶均應符合2019年市場準入范圍,且已提交《入 市承諾書》。

        (2) 電力用戶一旦參與市場交易,當年內不得退出市場。 其中,年網購用電量500萬千瓦時以下的用戶必須通過售電企業 代理,參與零售市場交易。

        (3) 電力用戶不得既與售電企業簽訂《四川省售電公司與 電力用戶購售電合同》,又與發電企業簽訂《四川省電力用戶與發 電企業年度雙邊交易購售電合同》。

        3.1.3售電企業合規校核

        (1) 售電企業已提交《入市承諾書》。

        (2) 售電企業代理電力用戶應符合2019年市場準入范圍,

        且代理的交易品種符合代理電力用戶市場參與相關規定。

        (3) 售電企業代理電力用戶總電量不得超過其資產總額許 可代理電量規模。

        (4) 售電企業與水電企業簽訂的年度雙邊協商合同中任何 一個月的交易電量不得大于售電企業與零售電力用戶簽訂的年度 購售電合同中對應月份水電交易總電量。

        (5) 售電企業應按期提交履約保函,且提交的保函額度應 不低于其零售電量規模所對應的額度。

        3.2安全校核

        3.2.1交易開展前,電力調度機構應給出本次交易的安全校核 原則和原因,由電力交易機構在交易公告中予以公布。

        3.2.2電力調度機構根據經電力交易機構合規校核后的成交 結果開展安全校核,通過后才能執行。交易機構應按規定時間提 交交易結果,調度機構應在規定時間內完成安全校核,給出校核 意見并提交交易機構。

        3.2.3調度機構在進行安全校核時,如外部條件(包括但不限 于外部電網運行方式、跨省跨區交易電量、國分調機組留川電量 等,下同)不能確定,按照不校核掉交易電量的原則執行。當外 部條件明確或發生變化后,交易計劃不能完全物理執行時,調度 機構應及時給出風險提示和轉讓建議,電力交易機構負責發布轉 出提示并組織轉讓交易。提示轉出但未能轉出的電量,未完成時 造成的損失和考核由發電企業自行承擔。校核時能確定安全校核 外部條件的,按《交易規則》執行。

        3.2.4調度可根據系統實際運行,結合歷史發電、來水預測、 梯級水庫運用、發電設備停電計劃等實際情況對發電企業能力進 行校核。

        3.2.5對受網絡約束區域內機組交易電量進行安全校核時,按 裝機容量等比例原則分配通道份額。若因個別機組能力或交易計 劃不足導致通道仍有空間,則按其余機組裝機容量等比例原則繼 續分配剩余通道。

        3.2.6能確定受網絡約束區域已無剩余通道外送電時,電力調 度機構應在交易前向電力交易機構提供該區域發電企業清單。

        3.2.7在安全校核過程中,應充分考慮系統運行約束,滿足調 峰、調壓、調頻、潮流控制等各種要求。

        3.2.8安全校核的校核意見包括以下結論:全部通過、部分通 過、不通過等。

        4. 調度執行

        4.1非水發電廠

        4丄1新能源(風電、光伏、生物質)電廠在確保電網安全的 前提下,優先發電,盡可能實現全額保障性收購。

        4.1.2燃煤火電在確保電網安全和可再生能源發電最大化消 納的前提下,結合系統實際需要和年度合同電量計劃統籌安排發 電,滿足系統調峰、調壓、備用、可靠供電、水庫水位控制等運 行要求,正常情況下各廠年度合同電量計劃完成率與平均完成率 的偏差應在2個百分點以內。

        4.1.3燃氣電廠原則上參照燃煤火電執行。

        4.2水電廠

        4.2.1豐水期

        在確保電網安全和電力可靠供應的前提下,水電外送電量按 照跨省跨區市場運營結果和上級調度實際安排執行。水電省內電 量按月度省內合同電量總量(含優先電量和市場電量)計劃完成 率基本一致安排發電,正常情況下各廠偏差應在2個百分點以內。

        4.2.2枯水期

        水電在確保電網安全和電力可靠供應的前提下,按不棄水原 則安排發電,其中季調節能力及以上水電按水庫水位控制要求發 電,確保4月末水庫整體維持低水位、12月末水位均衡消落(有 特殊要求的情況除外)。

        4.2.3平水期

        (1) 5月,在有條件不棄水的情況下,應沿用枯水期交易執 行模式,充分利用水庫調蓄能力,盡可能推遲棄水時間,直至全 網開始棄水。

        (2) 11月,在不具備停止棄水條件的情況下,應沿用豐水 期交易執行模式,直至全網不棄水。

        5. 交易結算

        5.1抄表計量與結算基礎數據

        5.1.1 2019年參與市場化交易的發電企業、電力用戶抄表時間


        暫按當前抄表例日執行,待條件具備后再調整為按自然月份計量 上網電量、用電量。

        5.1.2每月30日前,電網企業將統調電廠本月上網電量、電 力用戶本月市場化用電量、相關電量成分計劃以及輔助服務執行 及考核結果報送至電力交易機構。

        5.2發電側結算

        5.2.1結算考核周期按月結算和考核。

        5.2.2可再生能源月度發電計劃

        5.2.2.1風電、光伏、生物質等可再生能源全額收購。

        5.2.2.2風電、光伏、生物質等可再生能源未參與市場化交易 時,按照申報次日可發電量方式累加得到其月度發電計劃,申報 次日可發電量與實際發電量偏差超過±20%的部分不進行累加;參 與市場化交易時,匯總其所有合同電量得到月度發電計劃。

        5.2.3結算順序

        按照跨省跨區優先發電量、跨省跨區市場合同電量、調試電 量、留存電量、省內優先發電量、省內市場合同電量、超發電量 或少發電量的順序進行結算。

        5.2.4結算價格

        5.2.4.1 豐水期(6-10 月)

        (1)風電、光伏、生物質等可再生能源:全額(包括超發 電量)按國家或省價格主管部門核定的與電網結算電價進行結算, 2%以上的超發電量、少發電量均按月度(周)增量直接交易最高 限價的10%支付偏差考核費用。

        (2)其他發電企業:超發電量不予結算,2%以內的超發、 少發電量免于支付偏差考核費用,2%以上的超發電量按月度(周) 增量直接交易最高限價的10%支付偏差考核費用,2%以上的少發 電量按月度(周)增量直接交易最高限價的20%支付偏差考核 費用。

        5.242枯水期(1-4月、12月)和平水期(5、11月)

        (1) 風電、光伏、生物質等可再生能源:與豐水期相同。

        (2) 其他發電企業:超發電量按月度(周)增量直接交易 最低限價的80%結算,2%以內的少發電量免于支付偏差考核費 用,2%以上的少發電量按月度(周)增量直接交易最高限價的 20%支付偏差考核費用。

        5.3用電側結算

        5.3.1結算順序

        電力用戶和零售電力用戶按留存電量、自備替代電量、

        常規直購(或鋁電合作、除自備替代和電能替代外的戰略長 協、除電能替代外的跨省聯動)、富余電量的順序進行結算。電能 替代、低谷棄水單獨進行交易結算。省屬電網內電力用戶或這售 區電網企業與市場電力用戶結算順序相同。

        5.3.2超用電量和少用電量

        超用電量和少用電量是電力用戶和售電企業需要支付偏差 費用的電量。


        (1) 電力用戶

        1) 對于國網四川省電力公司的直供區和子改分供區以及納 入四川電網輸配電價核價范圍的建售區,區內電力用戶(或建售 區電網企業)某品種月度結算電量大于該品種月度合同電量部分 為超用電量,小于該品種月度合同電量部分為少用電量。

        2) 對于已核定輸配電價省屬電網企業內的電力用戶,當下 網電量不小于區內所有電力用戶交易合同電量時,以電力用戶月 度實際用電量結算;當下網電量小于區內所有電力用戶交易合用 電量時,以下網電量為限進行結算。

        3) 對于未核定輸配電價的獨立地方電網企業,整體作為一 個購電主體參與市場化交易結算,以其供區范圍內下網電量中全 部大工業電量作為其每月參與市場的用電量進行結算。

        (2) 售電企業

        售電企業其零售用戶某品種月度結算總電量大于該品種月 度批發合同電量部分為超用電量,小于該品種月度批發合同電量 部分為少用電量。

        5.3.3結算價格

        5.3.3.1偏差考核閾值

        (1) 市場電力用戶、售電企業、是售區電網企業正偏差考 核閾值為4%,負偏差考核閾值為-4%。

        (2) 非市場電力用戶正偏差考核閾值為5%,負偏差考核閾 值為-5%。非市場電力用戶考核對象為電網企業報送的次月非市 場電力用戶用電總量預測值,該預測值應于次月月度發電計劃執 行前通過書面方式或電力交易技術支持系統報送電力交易機構。

        533.2市場電力用戶

        (1 )超用電量按市場電力用戶該品種的合同加權平均價結 算,其中:4%以內的超用電量免于支付偏差考核費用;4%及以 上超用電量按月度(周)增量直接交易最高限價的40%作為偏 差考核標準,進行偏差考核。

        (2)4%以內的少用電量免于支付偏差考核費用,4%及以上 的少用電量按月度(周)增量直接交易最高限價的20%作為偏 差考核標準,進行偏差考核。

        5.333售電企業

        (1 )售電企業價差收入結算

        售電企業購售電價差收入=£售電企業交易品種k購售電價 差收入,其中:

        售電企業交易品種k購售電價差收入=CMIN ( £售電企業與 電廠交易品種k成交電量,£零售用戶交易品種k實際結算電量)〕 X (售電企業交易品種k售電均價.售電企業交易品種k購電均 價)。其中:交易品種k包括:常規直購、戰略長協、跨省聯動、 富余電量、低谷棄水和留存電量,下同。

        (2)售電企業偏差考核

        1)售電企業按交易品種進行偏差考核,原則和電力用戶一 致。


        售電企業偏差考核費用=Z售電企業當月交易品種k偏差考 核電費

        2) 售電企業按其與零售電力用戶約定的偏差考核費用分擔 方式,對電力交易機構出具偏差考核費用分攤明細,電力交易機 構據此形成售電企業和零售用戶的結算憑據。

        3) 零售電力用戶應承擔的費用,由電網企業統一隨當月電 費向零售電力用戶收??;售電企業應承擔的費用,由電網企業向 售電企業收取。

        5.334非市場電力用戶

        非市場電力用戶5%以內的超用電量免于支付偏差考核費用; 5%及以上的超用電量按月度(周)增量直接交易最高成交價10% 支付偏差考核費用。5%以內的少用電量免于支付偏差考核費用, 5%及以上按月度(周)增量直接交易最高成交價的10%支付偏差 考核費用,其他按照《交易規則》執行。

        5.4費用結算、清算、返還和分攤

        (1) 電力交易機構負責按年度對平衡賬戶當年實際收支進 行清算,實際收支的盈余或缺額由發電企業(含網調電廠留川電 量)按上網電量比重返還或分攤。其中,燃煤火電按其上網電量 50%計算返還或分攤。費用清算細則另行制定。

        (2) 電力交易機構應按時向市場主體(含電網企業)提供 電力交易結算依據(包括但不限于全部電量電費、偏差考核費用、 售電企業價差收入、輔助服務費、分攤的結算差額或盈余資金以 及輸電服務費等),市場主體根據相關規則進行資金結算。

        5.5偏差考核電量免責

        (1 )電力交易機構負責向市場主體出具結算依據,市場主 體接收電費結算依據后,應進行核對確認,對于偏差電費有異議、 確因不可抗因素及電網企業設備故障等原因造成合同執行偏差 的,應在3個工作日內通知電力交易機構,并向有關政府部門提 交書面申訴材料,逾期未提交書面申訴材料的視同沒有異議。

        (2)發電側因不可抗力因素、電網企業設備故障等原因造 成合同執行偏差的,由四川能源監管辦會同經濟和信息化廳組織 有關單位核實后,可予以免責;用電側因地震、洪水等不可抗拒 自然災害原因造成合同執行偏差的,由經濟和信息化廳會同四川 能源監管辦組織有關單位核實后,可予以免責。

        6. 其他事項

        6.1市場注冊

        (1) 電力用戶實施注冊制。在電力交易機構進行注冊時, 注冊的企業名稱應與工商營業執照中的企業名稱一致。其中,重 點優勢企業(項目)名稱應與經濟和信息化廳下達的用戶名單中 的企業名稱一致。

        (2) 電力用戶在同一縣級供電公司轄區內的多個用電點應 全部進行注冊并全電量參與市場化交易。在多個縣級供電公司用 電的電力用戶,若只選取部分縣級供電公司下的全部用電點注冊 并參與市場化交易,其參與市場化交易的年用電量應滿足市場準


        入對電力用戶的年用電量要求。

        6.2交易合同

        (1 )市場主體參與省內市場交易前應在四川電力交易平臺 簽訂《入市承諾書》。承諾書中權利義務、電量電費結算等相關約 定對市場主體具有法律約束力。

        (2) 自主雙邊協商的市場主體應參照《四川省電力用戶與 發電企業年度雙邊交易購售電合同(示范文本)》或《四川省售電 公司與發電企業年度雙邊交易購售電合同(示范文本)?簽訂購售 電合同,確定交易電量、電價和違約責任等內容。雙邊協商的電 量、電價以錄入電力技術支持系統并經雙方確認的數據為準。雙 邊協商和集中交易結果須經合規性審核和安全校核后方可生效執 行。以四川電力交易平臺發布的通過安全校核的交易結果為準。 交易結果一經發布,電子合同即為成立。

        (3) 售電企業與電力用戶進行零售交易,雙向自主選擇并 協商一致后,應參照《四川省售電公司與電力用戶購售電合同(示 范文本)》簽訂購售電合同,并與電網企業簽訂《四川省市場化零 售供用電合同(示范文本)》三方合同?!端拇ㄊ∈袌龌闶酃┯?電合同(示范文本)》原則上應在年度交易完成后30天內完成簽 訂,電網企業應積極配合售電企業和零售客戶及時完成簽訂工作。

        (4) 所有市場化合同須提交到四川電力交易中心備案,發 用雙方應嚴格按照合同內容在電力交易技術支持系統申報并確認 量、價等信息,經合規性審核和安全校核后方可生效執行。通過 交易平臺集中交易的,其預成交結果由電力調度機構安全校核后 生效執行。

        6.3信息披露

        (1) 電網企業應配合提供市場主體相關上網和用電信息, 包括但不限于發電企業并網電壓等級、計量點、結算模型以及市 場用戶用電電壓等級、用電類別、計量點、富余電量基數等關鍵 信息,并應確保信息的準確和完整。

        (2) 電力調度機構應在轉讓交易開展的前一日上午12點以 前,向電力交易機構提供當月各發電廠外送交易品種的完成情況 和省內合同電量平均完成進度,由電力交易機構進行披露,供市 場主體作為交易參考。

        (3) 其他按《關于印發〈四川電力市場信息披露管理辦法〉 的通知》(川監能市場〔2017〕130號)要求執行。

        6.4新投機組參與市場及并網調試

        (1) 新投機組在完成啟動試運行并在電力交易機構注冊后, 可參與相應準入范圍內的市場交易,但應在90天內取得發電類 電力業務許可證。逾期未取得的,取消后續市場參與資格,直至 取得為止,并承擔相應市場風險和違約責任。未履約完成的合同 電量由電力交易機構采取拍賣轉讓等方式處理。

        (2) 待啟動投運的機組應提前向電力調度機構報送啟動投 運計劃及啟動調試及運行等電量。具備投運條件的,電力調度機 構應在次月月度發電計劃中安排其啟動調試等電量。原則上待啟 動投運的機組無發電計劃不能進行啟動投運,因特殊原因必須啟 動投運的,所發電量須接受超發偏差考核。

        (3) 需并網試驗的火電機組原則上應提前1個月向電力調 度機構報送試驗方案和計劃,并確保試驗當月有滿足試驗需求的 合同電量,電力調度機構根據電網實際情況予以安排并列入相應 月度發電計劃?;痣姍C組試驗導致的超發、少發電量,由發電企 業通過市場等方式自行負責解決。

        6.5非計劃停運

        (1) 火電機組非計劃停運后,應將當月剩余合同電量轉讓 給同類可滿足電網安全運行需要并可及時開出的備用火電機組, 電力調度機構負責安全校核并安排開機。若非計劃停運火電機組 當月剩余合同電量未能轉出,電力調度機構可直接安排其他滿足 電網安全運行需要的備用火電機組開機,非計劃停運火電機組當 月剩余合同電量強制轉給增開火電機組,轉讓價格為兩者政府批 復上網電價中較高價。電力調度機構應按增開火電機組轉入合同 電量安排其發電,因合同電量少于增開火電機組7天最低負荷運 行所需電量導致增開火電機組開機不足7天時,增開火電機組自 動獲得短期發電輔助服務補償,補償費用全部由非計劃停運機組 承擔。

        (2) 水電機組非計劃停運導致系統增開火電機組時,可參 照火電機組非計劃停運處理方式進行處理。

        (3)機組非計劃停運的考核按相關規定執行。

        7. 組織實施

        國網四川省電力公司、電力交易機構等市場成員應及時向四 川能源監管辦、經濟和信息化廳報告實施過程中出現的特殊情況 和問題,由四川能源監管辦、經濟和信息化廳商有關單位(部門) 確定對應的處置措施和辦法。對電力供應和電力生產秩序有重大 影響的,由經濟和信息化廳會同四川能源監管辦協調解決。


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