电力中长期交易基本规则.docx

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电力中长期交易基本规则

青海省电力中长期交易规则（暂行）

（征求意见稿）

第一章总则

第一条[目的和依据]为规范电力中长期交易，保障市场成员合法权益，促进电力市场健康发展，依据《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、《国家发改委、国家能源局电力中长期交易基本规则（暂行）》、《青海省电力体制改革综合试点方案》等相关法律法规，制定本规则。

第二条[电力中长期交易定义]符合准入条件的市场交易主体通过自主协商、集中竞价等市场化方式开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易（含电能和辅助服务），交易品种包括电力直接交易、跨区跨省交易、合同电量转让交易、辅助服务交易等。

优先发电电量和基数电量现阶段视为厂网双边交易电量，签订厂网间购售电合同，纳入电力中长期交易范畴，其全部电量交易、执行和结算均需符合本规则相关规定。

辅助服务补偿（交易）机制纳入电力中长期交易范畴，执行本规则相关规定。

第三条[基本原则]中长期交易组织应坚持以下基本原则

（一）坚持市场化方向，在发电侧和用电侧引入市场竞争机制，公平开放电网，发挥市场在资源配置中的决定性作用。

（二）坚持“安全第一”的方针，确保电力系统安全稳定运行和电力有序供应。

（三）坚持节能减排原则，促进产业结构优化调整。

（四）坚持积极稳妥、平稳推进的原则，兼顾各方利益，控制市场风险，促进可持续健康发展。

（五）坚持“公开、公平、公正”原则，建立规范透明的交易机制，交易主体自愿参与、自主选择交易方式。

第四条[规则适用范围]本规则适用于青海省电力中长期交易。

待市场条件成熟后，再开展电力现货市场交易，电力现货市场交易规则另行制定。

第五条西北能源监管局和省政府电力管理部门根据职能依法履行青海省电力中长期交易监管职责。

第二章市场成员

第六条[市场成员组成]市场成员包括发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。

第七条[对市场成员的基本要求]所有市场成员应严格遵守国家相关法律法规及本规则，主动接受监管，严格履行各项义务和职责，切实维护电力市场正常运营秩序。

第八条[市场成员的权利和义务]

（一）发电企业的权利和义务

1.按规则参与电力市场交易，执行优先发电等合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同；

2.获得公平的输电服务和电网接入服务；

3.执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务；

4.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；

5.法律法规规定的其他权利和义务。

（二）电力用户的权利和义务

1.按规则参与电力市场交易，签订和履行交易合同、输配电服务合同、供用电合同，提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息;按合同约定安全用电、计划用电和按时足额支付电费。

2.获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定及合同约定支付购电费、输配电费，缴纳政府性基金与附加等。

3.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。

4.服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按调度机构要求安排用电。

5.遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰。

6.法律法规规定的其他权利和义务。

（三）售电企业的权利和义务

1.按规则参与电力市场交易，签订和履行交易合同、输配电服务合同，提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息。

2.获得公平的输配电服务，按规定及合同约定支付购电费、输配电费，缴纳政府性基金与附加等。

3.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。

4.服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按调度机构要求安排用电。

5.遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰。

6.法律法规规定的其他权利和义务。

（四）独立辅助服务提供者的权利和义务

1.按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同。

2.获得公平的输电服务和电网接入服务。

3.服从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。

4.按规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息。

5.法律法规规定的其他权利和义务。

（五）电网企业的权利和义务

1.保障输配电设施的安全稳定运行。

2.为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务。

3.服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统。

4.向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务。

5.按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加等。

6.预测并确定优先购电用户的电量需求，执行厂网间优先发电等合同。

7.按政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同。

8.按规定披露和提供信息。

9.法律法规规定的其他权利和义务。

（六）电力交易机构的权利和义务

1.组织各类交易，负责交易平台建设与运维。

2.拟定相应电力交易实施细则。

3.编制交易计划。

4.负责市场主体的注册管理。

5.提供电力交易结算依据（包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等）及相关服务。

6.监视和分析市场运行情况。

7.建设、运营和维护电力市场交易电力交易技术支持系统。

8.配合国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议。

9.按规定披露和发布信息。

10.法律法规规定的其他权利和义务。

（七）电力调度机构的权利和义务

1.负责安全校核。

2.按调度规程实施电力调度，落实交易计划，负责系统实时平衡，确保电网安全。

3.向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能。

4.合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行。

5.按规定披露和提供电网运行的相关信息;

6.法律法规规定的其他权利和义务。

第三章市场准入与退出

第九条[基本准入条件]市场交易主体应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。

内部核算的发电企业（电网企业保留的调峰调频电厂除外）、电力用户经法人单位授权，可参与相应电力交易。

第十条[电力直接交易的市场准入条件]

（一）发电企业准入条件

1.依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证（发电类），满足系统安全稳定运营的技术标准要求，符合并网运行管理规定。

2.火电单机容量13.5万千瓦及以上机组、水电单机容量3万千瓦及以上机组及集中并网式太阳能发电、风力发电等参与直接交易。

初期，自备电厂、小水电站原则上暂不参与直接交易。

3.符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求。

（二）电力用户准入条件

1.按照电压等级或用电容量逐步放开用户参与直接交易。

现阶段电压等级35千伏及以上的大工业用户，选择连续稳定运行且用电量大的生产企业参与直接交易，根据市场发展情况，逐步扩大参与直接交易电力用户范围。

2.符合国家和地方产业政策及节能环保要求。

3.符合电网接入规范，满足电网接入安全技术要求。

4.拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费。

（三）售电企业准入条件

售电企业应依法完成工商注册，取得独立法人资格。

售电企业的售电量规模应与其资产总额相匹配，并拥有与售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职人员。

拥有配电网经营权的售电公司应取得供电类电力业务许可证。

具体按照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）有关规定执行。

第十一条[跨区跨省交易准入]

具有直接交易资格的发电企业、电力用户和售电企业可参与跨区跨省交易，发电企业、电力用户也可委托电网企业代理参与跨区跨省交易。

第十二条[合同电量转让交易准入]

（一）拥有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业，拥有直接交易合同、跨省跨区交易合同等的电力用户和售电企业可以参与合同转让交易。

合同转让交易的受让方应符合相应的市场准入条件和电网安全稳定运行要求。

（二）享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等不得转让，可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让。

第十三条[独立辅助服务提供者的市场准入条件]

（一）具有辅助服务能力的独立辅助服务提供者，经电力调度机构进行技术测试通过后，方可参与。

（二）鼓励电储能设备、需求侧（如可中断负荷）等尝试参与。

第十四条[准入与退出]

（一）发电企业、电力用户等市场主体参与电力市场交易，参照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。

（二）自愿参与市场交易的电力用户不得随意退出市场，取消目录电价;符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业（包括保底电网企业）购电;不符合准入条件的电力用户由所在地电网企业按政府定价提供供电服务。

（三）参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在北京或青海交易机构注册，注册后开展交易。

电力交易机构对注册信息共享，无需重复注册。

电力交易机构根据市场主体注册情况按月汇总形成自主交易市场主体目录，向西北能源监管局、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易机构网站向社会公布。

第十五条[注册变更或撤销]

（一）市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照电力市场交易规则的规定，向电力交易机构提出变更或撤销注册;经公示后，方可变更或者撤销注册。

当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时，经西北能源监管局核实予以撤销注册。

（二）市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力市场交易，由电力交易机构向社会公示。

退出市场的电力用户向电网企业购电。

（三）市场主体被强制退出或者自愿退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。

第四章交易品种、周期和方式

第十六条[交易品种]

（一）电力中长期交易品种包括:

电力直接交易、跨区跨省交易（含跨区跨省电力直接交易，下同）、合同转让交易（含跨区跨省合同转让交易，下同）和辅助服务交易（含跨区跨省辅助服务交易，下同）等。

（二）跨省跨区交易可以在北京交易平台开展，也可以在青海交易平台开展;点对网专线输电的发电机组（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）视同为受电地区发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入受电地区电力电量平衡，并按受电地区要求参与市场。

（三）合同转让交易指市场交易主体按照市场规则，将已经拥有的合同电量全部或部分转让给其他市场交易主体的行为。

主要包括优先发电合同转让交易、基数电量合同、直接交易合同、跨区跨省合同等转让。

调节性电源、热电联产“以热定电”等优先发电电量原则上不得转出。

直接交易合同、跨区跨省合同只能在符合市场准入条件的发电企业、用户、售电企业之间进行转让交易，转让交易不得对市场其他交易主体的利益造成损失，不得违反节能减排的原则，并经过电网企业安全校核。

（四）发电企业之间以及电力用户之间可以签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，由另一方代发（代用）部分或全部电量，在事后补充转让交易合同，并报电力交易机构。

（五）电力交易机构可根据实际情况创新交易品种，经省政府有关部门批准后实施。

第十七条[交易周期]电力中长期交易主要按年度、季度、月度、周开展，有特殊需求的可开展年度以上、日以上等其他周期的交易。

第十八条[交易方式]电力中长期交易原则上应在电力交易平台上开展，交易方式包括双边协商、集中竞价、挂牌等方式。

（一）双边协商交易指市场交易主体之间自主协商交易电量（电力）、电价，形成双边协商交易初步意向后提交电力交易平台，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

校核不通过时，按提交时间先后或等比例的原则削减。

（二）集中竞价交易指电力交易机构组织市场交易主体通过电力交易平台申报电量、电价等信息，电力交易机构进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，形成最终成交结果。

（三）挂牌交易指市场交易主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，按照提交时间优先或等比例原则形成无约束交易结果，经安全校核和相关方确认后形成最终交易结果。

第十九条[集中竞价的申报]

集中竞价交易采取购方（用电方、受让方）、售方（发电方、出让方）双向申报的方式。

（一）参与年度、月度集中撮合交易的市场成员需向电力交易平台申报交易电量、价格、典型电力曲线等交易信息，电力交易平台对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效报价作为最终报价。

（二）申报价格为对应其计量关口点的实际交易价格。

即用户、售电企业申报的价格为下网电量购买价格（包括直接交易价格、输配电价（含交叉补贴及线损）、政府性基金及附加），发电企业申报价格为上网电量售出价格。

（三）电力直接交易价格申报：

未核定输配电价时，价格申报采用价差方式，用户申报与现行目录电价中电度电价的价差，发电企业申报与核定上网电价的价差，电价下浮为负，电价上浮为正，电价不变为零。

当核定输配电价后，价格申报采用常规方式，用户、售电企业申报下网电度电价，发电企业申报上网电度电价。

（四）跨区跨省交易价格申报：

购电省参与交易的用户申报下网购电电度电价，购电省电网企业申报购电电度电价，发电企业申报上网电度电价。

（五）合同转让交易价格申报：

受让方申报受让价格，出让方申报出让价格。

发电企业间合同转让交易，受（出）让双方申报上网电度电价；用户（售电企业）间合同转让交易，受（出）让双方申报下网电度电价。

第二十条[集中竞价的出清方式]集中竞价交易的出清计算采用统一出清电价法。

买方和卖方的申报均按照“申报价格优先、节能环保优先”的原则进行排序，如果以上条件均相同，最后采用按照申报电量等比例分配的原则分配成交电量。

（一）统一电价法计算流程

1.计算购电方中间报价。

采用常规方式时，购电方中间报价=购电方申报价格-对应的输配电价（含交叉补贴及线损）-对应的政府性基金及附加；采用价差方式申报时，购电方申报价格即为中间报价；对于跨区跨省交易，电网企业购电申报价格即为中间报价，不需要剔除输配电价、政府性基金及附加。

2.购电方中间报价由高到低排序形成买方申报曲线，价格相同时按照节能环保指标排序，当以上条件均相同时，按其申报电量的比例分配成交电量。

3.售电方报价由低到高排序形成卖方申报曲线，价格相同时按照节能环保指标排序，当以上条件均相同时，按其申报电量的比例分配成交电量。

4.所有成交电量均采用统一价格进行出清，称为边际出清价格，该价格的确定方法为：

（1）当买方申报曲线与卖方申报曲线有交叉，交叉点对应的价格为边际出清价格；报价低于边际出清价格的售电方申报电量，以及中间报价高于边际出清价格的购电方申报电量均成交；如果等于边际出清价格的购电方申报电量与售电方申报电量不相等，按照较小的申报电量成交；

（2）当买方申报曲线与卖方申报曲线没有交叉，且买方中间报价始终大于卖方报价时，成交总电量为购电方与售电方申报总电量的较小者，边际出清价格为成交电量中最低的购电方中间报价与最高的售电方报价的算术平均值；

（3）当买方申报曲线与卖方申报曲线没有交点，且购电方中间报价始终小于售电方报价时，没有成交电量。

（4）对于跨区跨省交易，需要考虑跨区跨省输电价格，将购电方、售电方的申报价格进行折算。

5.根据市场交易主体的出清计算优先顺序将成交的购电主体与售电主体进行配对，确定直接交易合同的购电方、售电方、成交电量、执行时间等要素，即将排序第一的购电方与排序第一的售电方配对，以此类推；如果采用购电售电电量解耦结算，则不需要对购电主体与售电主体进行配对。

6.计算用户、售电企业的实际购电价格。

实际购电价格=边际出清价格+对应的输配电价（含交叉补贴及线损）+对应的政府性基金及附加（常规申报方式）

实际购电价格=边际出清价格+目录电度电价（价差申报方式）

合同转让交易受让价格=合同转让交易边际出清价格

7.计算发电企业的实际售电价格（价差申报方式）。

实际售电价格=边际出清价格+批复上网电价

合同转让交易出让价格=合同转让交易边际出清价格

（二）高低匹配法出清算流程

1.计算购电方中间报价。

购电方中间报价=购电方申报价格-对应输配电价（含交叉补贴及线损）-对应政府性基金附加。

采用价差方式申报时，购电方申报价格即为中间报价；对于跨区跨省交易，电网企业购电申报价格即为中间报价，不需要剔除输配电价、政府性基金及附加。

2.根据购电方中间报价和售电方报价，先将最高的购买价与最低的售出价进行比较，若购买价高于或等于售出价则匹配成交，成交价格为配对双方报价的算术平均值，成交电量为买方与卖方申报电量的较小值，由此确定交易对象、成交电量、执行时间等合同要素；再在剩余未匹配的买卖申报中，按以上同样的方法进行交易匹配，直到所有申报购电量（或售电量）均已成交或最高购电方中间报价低于最低售电方报价为止。

对于跨区跨省交易，需要考虑跨区跨省输电价格，将购电方、售电方的申报价格进行折算。

3.对于中间报价相同的购电申报和报价相同的售电申报，按照以下原则确定成交优先顺序：

（1）节能环保指标优者优先成交；

（3）当以上条件均相同时，按其申报电量的比例分配成交电量。

4.以上成交价格均为发电企业上网关口点的交易价格，用户、售电主体的实际购电价格为：

实际购电价格=成交价格+对应的输配电价（含交叉补贴及线损）+对应的政府性基金及附加（输配电价申报方式）

实际购电价格=成交价格+目录电度电价（价差申报方式）

合同转让交易受让价格=边际出清价格

5.发电企业的实际售电价格

实际售电价格=成交价格+批复上网电价（价差申报方式）

实际售电价格=直接交易成交价格（输配电价申报方式）

合同转让交易出让价格=边际出清价格

第五章价格机制

第二十一条[基本原则]电力市场交易中的成交价格由市场交易主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预。

其相关的输配电价、政府性基金与附加按国家规定执行。

第二十二条[输配电价]开展电力直接交易，未核定输配电价时，采用价差传导的方式开展交易，保持电网企业购销差价不变；输配电价核定后，按核定的输配电价执行。

未核定输配电价的地州，以及已核定输配电价未覆盖电压等级电力用户，可采取电网企业购销差价不变的方式。

第二十三条[交易价格]双边交易价格按照双方合同约定或交易成交价格执行;集中竞价交易按照电力交易平台出清价格确定;挂牌交易按照挂牌价格结算。

集中竞价采用统一出清的，可以根据买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格确定或者根据最后一个交易匹配对的成交价格确定;采用撮合成交的，根据各交易匹配对的申报价格，即：

卖方报价和买方报价的平均值形成成交价格。

第二十四条[跨区跨省输电价格]跨区跨省输电价格按照价格主管部门有关规定执行。

第二十五条[跨省跨区交易价格]跨省跨区交易的受电落地价格由成交价格（送电价格）、输电价格（费用）和输电损耗构成。

输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或者另外收取;未明确的，暂按前三年同电压等级线路的输电损耗水平，报价格主管部门、监管机构备案后执行。

输电损耗原则上由买方承担，经协商一致，也可以由卖方或者买卖双方共同承担。

跨区跨省交易输电费用及网损按照实际计量的物理量结算。

第二十六条[合同转让交易价格]合同电量转让交易价格为合同电量的出让或者买入价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。

省内合同电量转让、回购，以及跨区跨省合同回购不收取输电费和网损。

跨区跨省合同转让应当按潮流实际情况考虑输电费和网损。

第二十七条[两部制电价]参与直接交易的两部制电价用户，基本电价按对应的电价标准执行。

第二十八条[峰谷电价]参与直接交易的峰谷电价电力用户，可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算。

也可以按直接交易电价结算，电力用户、发电企业通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。

电力用户应积极配合省内电力调峰，促进新能源电量消纳。

电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。

采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。

第二十九条[交易限价]双边协商交易原则上不进行限价。

集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或者结算价格设置上、下限。

第六章交易组织

第一节电量规模

第三十条[省内用电量需求预测〕省内电量需求预测综合考虑全省经济社会发展形势、经济结构、政策调整、电能消费增长、新增用电负荷等因素，采用电力弹性系数法、年平均增长率法或用电单耗法等进行多维度预测，综合测算合理确定。

第三十一条[优先发电电量定义]优先发电的电量包括：

为满足调峰调频和电网安全需要的调节性电源电量；纳入规划的水电、风电、太阳能、生物质能等可再生能源发电量；热电联产机组“以热定电”电量，余热余气余压机组发电量；国家指令性、政府间协议的跨区跨省交易电量等。

第三十二条[优先发电的电量规模]年度优先发电的电量规模根据省内电力电量需求、调峰调频供热和电网安全需要、跨区跨省交易计划、清洁能源外送电需求、省内电量缺口等预测确定。

五年内逐步过渡到根据优先购电用户电量需求预测，直接确定优先发电的电量规模。

每年度优先发电电量规模由政府根据市场情况研究制定，具体依据省经信委有关文件执行。

第三十三条[直接交易电量规模]年度省内直接交易电量规模，原则上根据国家有序放开发用电计划实施意见精神，按照市场准入电力用户与发电企业交易电量需求等预测确定，具体依据省经信委有关文件执行。

第三十四条[优先发电与市场交易]符合市场准入条件的各类机组包括优先发电电量的发电能力，均可参与市场交易。

第三十五[跨区跨省交易]国家指令性和政府间协议的跨区跨省交易电量，由相关市场主体协商签订年度合同，纳入送、受电省优先发电计划。

第三十六条[特殊情况]如果在年度交易或年初的月度交易开始后仍未分配年度优先发电电量，可以由交易机构参考上年情况预先进行优先发电电量的月度分解。

待年度优先发电电量分配正式确定后，再在后续月份进行调整。

第三十七条[机组电量上限约束]为避免恶性竞争，并保障电力系统整体的备用和调频调峰能力，可采用下述或其他方式对发电企业的电量上限进行约束。

根据机组可调出力、检修天数和系统净负荷曲线及电网约束情况，折算得到各机组的电量上限。

机组的优先发电电量和其它市场交易电量之和原则上不得超过其电量上限。

第二节交易时序安排

第三十八条[开展年度交易时遵循以下顺序]

（一）确定跨省跨区优先发电。

为落实国家能源战略，确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电。

（二）确定省内优先发电。

结合电网安全、供需形势、电源结构等，按照优先发电顺序科学合理安排优先发电。

优先发电机组参与电力直接交易时，应保障电量消纳的落实。

　　（三）开展年度双边交易、年度集中竞价交易（双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易，挂牌交易视同集中竞价交易，下同）。

如果年度双边交易已满足全部年度交易需求，也可以不开展年度集中竞价交易。

（四）确定发电企业基数电量。

根据年度发电预测情况，减去上