电力中长期交易基本规则征求意见稿doc.docx

1、电力中长期交易基本规则征求意见稿doc附件4电力中长期交易基本规则（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20159号）及其配套文件及其配套文件和有关法律、行政法规，制定本规则。第二条 第三条 定义本规则所称电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等市场交易主体，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、跨省跨区交易、合同电量转让

2、交易、辅助服务交易等。第四条 第五条 适用范围本规则适用于中华人民共和国境内未开展电力现货市场试点地区，开展现货试点地区按照电力市场运营基本规则有关规定执行。第六条 第七条 实施主体国家能源局依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管。第八条 国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力市场监管职责。第二章 市场成员第九条 成员分类市场成员包括市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构三类。其中，市场交易主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等；电网运营企业指运营和维护输配电资产的输配

3、电服务企业；市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。现货市场启动前，电网运营企业可作为市场交易主体参加跨省跨区交易。第一十条 第一十一条 对市场成员的要求所有市场成员应严格遵守本规则，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。第一十二条 第一十三条 市场交易主体权责市场交易主体的权利和义务：第一十四条 （一）发电企业1.执行优先发电合同（发电企业发电量分为优先发电电量、市场交易电量和基数电量，市场初期基数电量视为优先发电电量，随着发用电计划的放开，基数电量逐渐缩减，下同），按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同；2.获得公平的输电服务和电网接入服务，支付相应

4、的费用；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.其他法律法规所赋予的权利和责任。（二）电力用户1.按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同；2.获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费，缴纳政府性基金与附加；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.在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等），服从电力调度机构的统一调度；5.其他法律法规所赋予的权利和责任。（三）售电企业1.按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电合同；

5、2.获得公平的输配电服务，按规定支付购电费、输配电费，经与用户协商一致可收取售电费、代收代缴政府性基金与附加；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.在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等），服从电力调度机构的统一调度；5.其他法律法规所赋予的权利和责任。（四）独立的辅助服务提供商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.其他法律法规所赋予的权利和责任。第一十五条 电网运营企业权责电网运

6、营企业的权利和义务：第一十六条 1.保障输配电设施的安全稳定运行；2.为市场交易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.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；5.预测并确定优先购电用户月度电量需求；6.按政府定价向公益性用户、保障性用户及其他非市场用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同；7.按规定披露和提供信息；8.其他法律法规所赋予的权利和责任。第一十七条 市场运营机构权责市场运营机构的权利和义务：第一十八条 （一）电力交易机构1.按规定组织和管理各类电力市场交易；2.编制年度和

7、月度交易计划；3.负责市场交易主体的注册管理；4.提供电力交易结算依据及相关服务；5.监视和分析市场运行情况；6.经授权在特定情况下干预市场；7.建设、运营和维护电力交易技术支持系统；8.配合相关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.其他法律法规所赋予的权利和责任。（二）电力调度机构1.负责安全校核；2.按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全；3.向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。实际执行与交易计划存在偏差时，按照事后考核和结

8、算规则分担相应的经济责任；5.经授权按所在市场的交易规则暂停执行市场交易结果；6.按规定披露和提供电网运行的相关信息；7.其他法律法规所赋予的权利和责任。第三章 市场准准入与退出第一十九条 基本准入条件参加市场交易的电力用户、售电企业、发电企业以及独立的辅助服务提供商，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。内部核算的电力用户、发电企业（电网运营企业保留的调峰调频电厂除外）经法人单位授权，可参与相应电力交易。第二十条 第二十一条 直接交易准入直接交易的市场准入条件:第二十二条 （一）发电企业准入条件1.符合国家基本建设审批程序，取得电力业务许可证（发电类），

9、单机容量达到当地规定规模的火电、水电机组，鼓励核电、风电、太阳能发电等尝试参与；2.符合国家产业政策，环保设施正常投运且达到环保标准要求；3.并网自备电厂在承担相应的各种责任后可逐步参与电力直接交易。（二）用户准入条件1.按照电压等级或用电容量（1000kVA及以上）放开用户参与直接交易。现阶段可放开电压等级在110千伏（66千伏）及以上的工商业用户，根据需要放开用电容量1000kVA及以上的35千伏和10千伏用户，根据市场发展情况逐步放开用户；2.符合国家和地方产业政策及节能环保要求；3.用户选择进入市场后，全部电量参与市场交易；4.符合准入条件但未选择参与直接交易的用户，可向售电企业（包括

10、保底供电企业）购电；不符合准入条件的用户由所在地供电企业按政府定价提供保底服务。（三）售电企业准入条件1.售电企业应依法完成工商注册，取得独立法人资格；2.售电企业可从事与其资产总额相匹配的售电量规模；3.拥有与申请的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，有关要求另行制定；4.拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证（供电类）；5.符合售电企业准入相关管理办法要求的其他条件。第二十三条 跨省跨区交易准入跨省跨区交易的市场准入条件：第二十四条 （一）符合直接交易准入条件的发电企业、电力用户和售电企业可直接参与跨省跨区交易，发电企业和电

11、力用户也可委托售电企业或电网运营企业代理参与跨省跨区交易；（二）现货市场未建立之前，电网运营企业、售电企业可以代理本省未准入用户参与跨省跨区交易，电网运营企业、发电企业、售电企业可以代理小水电、风电等参与跨省跨区交易；（三）保留在电网运营企业内部且没有核定上网电价的发电企业以及企业自备机组不参与跨省跨区电能交易。第二十五条 合同电量转让交易准入合同电量转让交易的市场准入条件:第二十六条 （一）拥有优先发电合同、直接交易合同、跨省跨区电能交易合同的发电企业，拥有直接交易合同、跨省跨区电能交易合同的电力用户和售电企业可参与合同转让交易；（二）直接交易合同、跨省跨区电能交易合同只能在符合市场准入条件

12、的发电企业、电力用户、售电企业之间进行转让交易；（三）调节性电源优先发电电量、热电联产“以热定电”等优先发电电量原则上不得转让。第二十七条 辅助服务交易准入辅助服务提供者的市场准入条件:第二十八条 （一）具备提供辅助服务能力的发电机组均可参与辅助服务交易，鼓励储能设备、需求侧资源（如可中断负荷）等尝试参与；（二）能够提供满足技术要求的某项辅助服务的独立辅助服务提供商，在进行技术测试通过认证后，方可参与交易。第二十九条 市场登记市场成员参加市场交易须在电力交易机构进行登记，能源监管机构负责制定电力市场登记负面清单，明确不予登记有关事项情况。市场主体登记后即可参加电力直接交易外的各类电力交易。第三

13、十条 第三十一条 直接交易市场注册市场主体登记后须进行市场注册方可参与电力直接交易。能源监管机构负责直接交易注册的监督管理。进入地方政府准入目录的发电企业、售电主体、电力用户可自愿到电力交易机构注册成为市场交易主体。第三十二条 完成市场注册的用户，全部电量参与市场交易，不再按政府定价购电，并在规定的时间周期内不得退出市场。参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何一个相关交易平台上注册，注册后可自由选择平台开展交易。第三十三条 直接交易准入目录地方政府电力管理部门根据地方政府授权负责直接交易准入目录管理。省级政府或由省级政府授权的部门，按年度公布当地符合直接交易市场准入条件的发电企业、售电企业、

14、电力用户目录，并对相应的目录实施动态监管。其他交易类别暂不设置准入目录。第三十四条 第三十五条 注册变更或注销电力直接交易主体和电网运营企业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申请。经批准后，方可变更或者撤销注册。当已完成注册的直接交易主体和电网运营企业不能继续满足准入市场的条件时，由电力交易机构强制撤销注册。第三十六条 第三十七条 市场退出市场交易主体被强制退出或列入黑名单，原则上3年内不得直接参与市场交易，被强制退出的电力用户须向售电企业购电。退出市场的主体由省级政府或省级政府授权的部门在目录中删除，交易机构取消注册，并向社会公示。第三十八条 第三十九条

15、 违约责任市场交易主体被强制退出或自愿退出市场的，未完成合同可以转让，未转让的终止执行，并由违约方承担相应的违约责任。第四十条 第四章 交易品种、周期和方式第四十一条 交易品种电力中长期交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易和辅助服务交易。第四十二条 其中，跨省跨区交易包含跨省跨区电力直接交易；点对网发电机组视同为受电地区发电企业，不属于跨省跨区交易；合同电量转让交易主要包括优先发电合同电量转让交易、跨区跨省合同电量转让交易、直接交易合同电量转让交易等。允许发电企业之间以及用户之间签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经调度机构同意后，由另一方代发（代用）部分或

16、全部电量，并在事后补充转让交易合同。未签订合同的发电指标转让，按有关规定执行。各地可根据实际情况创新交易品种，经国家能源局批准后实施。第四十三条 交易周期电力中长期交易主要按年度和月度开展。具有特殊需求的地区，可开展年度以上、季度或月度以下等其他周期的交易。第四十四条 第四十五条 交易方式电力中长期交易各品种可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。第四十六条 （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，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。校核不通过时，按等比例原则进行削减；（二）集中竞价交易指市场交易主体通过电力交易平台申报电量、电价，

17、交易机构考虑安全约束进行市场出清，经调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量（辅助服务）与成交价格等；（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，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。同一周期内提交的交易按等比例原则分配，不同周期内提交的交易按时间优先原则成交。第五章 价格机制第四十七条 基本原则电力中长期交易中的成交价格由市场交易主体通过自主协商、竞争等方式形成，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。第四十八条 第四十九条 输配电价开展电力直接交易的地区，已核

18、定输配电价的，严格按国家规定执行；未核定输配电价的，采用价差传导的方式开展交易，保持电网运营企业购销差价不变。第五十条 第五十一条 跨省区输电价格跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。送出地区未核定输配电价的，按不超过30元/兆瓦时（含网损）的原则自主协商。第五十二条 第五十三条 交易价格双边交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定；挂牌交易价格以挂牌价格结算。第五十四条 集中竞价采用统一出清价格的，可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，或根据最后一个交易匹配对的价格形成；采用申报价格的，根据各个交易匹配对的价格形成成交价格，即卖

19、方报价和买方报价的平均值。第五十五条 收益分配电网运营企业参与跨省跨区交易代理购电时，因外购电价格相对省内平均上网电价的变化而形成的损益，在今后输配电价调整中统筹考虑。第五十六条 第五十七条 输电损耗跨省跨区电能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，不再单独或另外收取；未明确的，暂按前三年同电压等级线路的平均输电损耗水平，报价格主管部门、监管机构备案后执行。输电损耗由购电方承担，购电方在报价时应综合考虑承担的网损。跨省跨区交易输电费用及网损按照物理量计量、结算。第五十八条 第五十九条 合同转让电价合同电量转让交易价格为合同电

20、量的出让或买入价格，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，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同转让应按潮流实际情况考虑输电费和网损。第六十条 第六十一条 两部制电价参与直接交易的两部制电价用户，基本电价按现行标准执行。第六十二条 第六十三条 峰谷电价参与直接交易的峰谷电价用户，可采用以下方式作为结算价格。第六十四条 方式一：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，用户不参与分摊调峰服务费用。因用户侧单边执行峰谷电价造成的结算收益或损失，计入平衡账户或调整电价时一并考虑。方式二：取消峰谷电价，用户用电量均按直接交易电价结算，

21、用户通过辅助服务考核分摊调峰等辅助服务补偿费用。第六十五条 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，可以对报价或结算价格设置上限，电力供应严重过剩地区可对报价或结算价格设置下限。第六十六条 第六章 电量规模第六十七条 供需平衡预测每年年底，各地预测来年电力供需平衡情况，预测总发用电量，预测跨省跨区送受电电量。第六十八条 第六十九条 省内电量需求预测省内电量需求预测，应综合考虑当地经济社会发展形势、经济结构、投资与消费增长等因素，综合采用电力弹性系数法、年平均增长率法和用电单耗法等进行预测后合理确定。第七十条 第七十一条 跨省跨区交易国家指令性和政府间协议

22、的跨省跨区电量，由相关电力企业协商签订年度合同，纳入送、受电省优先发电计划。第七十二条 购电省三年内火电平均发电利用小时数低于全国火电平均发电利用小时数80%时，除国家计划、地方政府协议和已签订的三年及以上跨省跨区电能交易合同外，原则上不得再开展长期跨省跨区购电交易。购电省可再生能源发电量比重超过30%时，根据实际需求开展中长期跨省跨区购电交易，不得影响本地区可再生能源的消纳。第七十三条 直接交易电量需求预测省内直接交易电量需求预测，根据符合准入条件并注册的用户需求预测确定。通过用户准入条件的设置，控制直接交易电量规模，确保优先发电的电量规模不小于优先发电的电量下限。第七十四条 第七十五条 优

23、先发电的电量下限安排优先发电电量时，应充分预留水电和规划内的风能、太阳能、生物质能等可再生能源及调节性电源的发电空间。其中，风电、太阳能发电量原则上按原核价小时数确定，弃风、弃光严重地区可根据实际情况灵活处理；水电发电量兼顾资源条件、历史电量均值和综合利用确定；供热机组以热定电电量、调节性电源必要发电量、必开机组的最低发电量、现有国家指令性和政府间协议的跨省跨区电量也要予以保障。第七十六条 第七十七条 优先发电的电量规模确定优先发电的电量规模根据省内电力电量需求预测、省内直接交易用户电量需求预测和跨省跨区交易计划确定。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。第

24、七十八条 优先发电的电量规模=省内电量需求预测现有国家指令性和政府间协议的跨省跨区交易电量-省内直接交易电量需求预测现有3年及以上跨省跨区交易合同电量。（送出省为正，受入省为负）优先发电的电量规模一经确定，不再进行调整，偏差原则上通过市场方式处理。第七十九条 特殊情况年度优先发电电量如果在年度交易或年初的月度交易开始后仍未分配，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，再由交易机构在后续月份进行调整。第八十条 第八十一条 容量剔除安排机组优先发电电量时，可根据其年度直接交易电量，扣除相应发电容量。直接交易电量折算发电容量时，可根据对应用户最大

25、负荷利用小时数、本地工业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算，按剩余装机容量分配优先发电电量。发电企业通过申报容量参与市场交易的，分配优先发电量时直接扣除申报容量。容量扣除原则上每年只进行一次。第八十二条 第八十三条 优先发电电量分配机组扣除直接交易的发电量、发电容量后，剩余发电量、发电容量可以按照现行的差别电量计划制定规则，考虑年度检修计划后，确定各类机组优先发电电量。各类机组优先发电电量之外的发电能力，均可参与直接交易和市场化跨省跨区交易。第八十四条 第七章 交易组织第一节 交易时序安排第八十五条 年度交易时序年度交易周期，首先确定次年国家指令性和政府间协议的跨省跨区电量合同，其次确定优

26、先发电合同，再次开展年度双边交易，最后开展年度集中竞价交易（双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易，下同）。第八十六条 第八十七条 月度交易时序月度交易周期，在年度合同分解到月合同的基础上，首先开展月度双边交易，再次开展月度集中竞价交易。第八十八条 第八十九条 跨省跨区交易时序省内、跨省跨区交易的启动时间原则上不分先后，但送出省发电企业应优先保障本省电力平衡。各区域在保障区域内各省供需基本平衡的基础上，根据自身实际情况确定、调整省内、跨省跨区交易的开展次序。第九十条 第九十一条 合同转让交易时序合同转让交易应早于合同执行一周之前完成，原则上市场主体签订电力、电量购售合同后即可进行转让交易。第九十

27、二条 第二节 优先发电安排第九十三条 跨省跨区计划报送时间相关电力企业在每年11月15日前，协商确定次年国家指令性和政府间协议的跨省跨区电量合同。如无法按时确定，参照上年确定。第九十四条 第九十五条 优先发电确定时间地方政府电力管理部门会同国家能源局派出机构，在每年11月25日前确定年度优先发电的电量规模，并分到月度及机组（水电厂可分解到厂，风电场、光伏电站可分解到场站，下同）。年度优先发电电量规模无法按时确定的，执行第四十条规定。每月25日之前确定经安全校核后的发电机组次月优先发电量。第九十六条 第三节 年度双边交易第九十七条 信息发布每年11月26日前，交易机构应通过交易平台发布年度双边交

28、易相关市场信息，包括但不限于：第九十八条 （一）次年关键输电通道潮流极限情况；（二）次年省内直接交易电量需求预测；（三）次年跨省跨区交易电量需求预测；（四）次年各机组可发电量上限。第九十九条 交易时间各交易机构于每年12月1日（遇节假日顺延，下同）开始接收年度双边交易意向，12月5日闭市。年度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易及合同转让交易。第一百条 第一百零一条 交易意向提交市场交易主体经过双边协商分别形成年度双边省内直接交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同转让交易的意向协议，并在年度双边交易市场闭市前，通过技术支持系统向交易机构提交意向协议。年度双边交易的意向协议应提供月度分解

29、电量。第一百零二条 第一百零三条 安全校核交易机构在闭市后第一个工作日10:00前将交易意向提交相关调度机构进行安全校核，调度机构应在两个工作日之内将校核结果返回交易机构并公布。逾期未返回安全校核结果的，视为同意。第一百零四条 各类年度双边交易在闭市后统一进行安全校核，若安全校核不通过，按等比例原则进行交易削减。第一百零五条 合同签订交易机构在调度机构返回安全校核结果后，于下一工作日10:00前发布年度双边交易结果。第一百零六条 相关市场交易主体应在双边交易结果发布后的下一工作日10:00前通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见；市场交易主体如对交易结果提出异议，交易机构应会同

30、调度机构在当日16：00前给予解释和协调。对于确认交易，由技术支持系统自动生成年度双边直接交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同电量转让交易合同，相关市场交易主体应在成交信息发布后的三个工作日内，通过技术支持系统予以确认并签订电子合同。第四节 年度集中竞价交易第一百零七条 信息发布每年12月15日前，交易机构通过技术支持系统发布年度集中竞价市场相关信息，包括但不限于：第一百零八条 （一）次年关键输电通道剩余可用输送能力情况；（二）次年集中竞价省内直接交易电量需求预测；（三）次年集中竞价跨省跨区交易电量需求预测；（四）次年各机组剩余可发电量上限。第一百零九条 交易时间交易机构于每年12月16日

31、开始组织年度集中竞价交易，12月24日前闭市。年度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。第一百一十条 第一百一十一条 数据申报年度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和用户通过技术支持系统申报电量、电价。技术支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。年度集中竞价交易原则上应分月申报、分月成交。为做好年度竞价交易中省内交易与跨省跨区交易的衔接，采取以下交易方式：第一百一十二条 （一）对于送电省：首先在省平台开展省内集中直接交易，然后在区域平台开展跨省跨区集中交易，最后省和区域平台开展合同转让交易。省平台直接交易的发电企业未成交电量及其报价，自动送入区域平台参与跨省跨区交易；（二）对于受电省：省内集中直接交易和跨省跨区集中交易在省平台和区域平台上同时开展，最后省和区域平台开展合同转让交易。市场交易主体可以在省和区域平台同时注册，但每次交易只能选择在一个平台报价。两个平台可采取统一出清