电力中长期交易基本规则解读(2017.01)

电力中长期交易政策历史沿革
探索与尝试
跨 省 跨 区 电 能 交 易
• 原电监会《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》电监办市场〔2012〕151号
• 交易组织和申报。 • 交易方式及排序原则。除国家明确的年度跨省跨区电量交易以外，跨省跨区电能交 易原则上均应采取市场化的交易方式。主要分为集中撮合方式和双边协商方式。
现货市场启动前，电ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ企业可以代理未进入市场的电力用户（需满足准入条件）参与跨省跨区
交易，电网企业、发电企业、售电企业可以代理小水电企业、风电企业等参与跨省跨区交易。 保留在电网企业内部且没有核定上网电价的发电企业不参与跨省跨区交易。
转让直接交易合同、跨省跨区交易合同的受让方应符合市场准入条件。享有优先发电政策的热
市场准入与退出
各地的准入条件参差不齐：或以用电量（电压等级）为准入条件、或以产业政策为前置条件、 或以是否属于政府重点扶持对象获得交易“机会”，受惠的只是部分市场主体，突显了市场准 入不公平性。 《规则》从主体的合法性、环保、国家产业政策等条件统一市场主体准入条件。电力用户放开 到了10千伏及以上电压等级，并鼓励优先购电的企业和电力用户自愿进入市场，新增独立辅助 服务提供者作为市场成员。最大程度放开市场准入条件。 参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何交易机构注册，注册后可以自由选择平台开展交 易，无需重复注册。
交易组织
年度交易顺序：跨省跨区优先发电（国家指令性计划、政府间协议送电），省内优先发电，开
展年度双边交易、年度集中竞价交易（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），燃煤发电企业基数电量（先市场，后基数）。12月底前发布年度汇
总后的交易结果和分项交易结果。年度交易开始前仍未确定优先发电的，可由电力调度机构参
主要内容（共十二章100条）
章节
1、总则 2、市场成员 3、市场准入与退出 4、交易品种、周期和方式 5、价格机制 6、交易组织
内容概述
明确了中长期交易定义、适用范围和组织实施。
包括各类发电企业、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。界定了市场成员的权利和义务。
• 合同执行与调整。交易合同执行与结算的优先级，由高到低依次为：（一）跨省跨 区事故应急支援交易；（二）年度跨省跨区电能交易；（三）月度跨省跨区电能交 易；（四）月内短期或临时跨省跨区电能交易。
• 交易价格与输电费用
• 其中交易方式与合同执行顺序在《规则》中有所体现。
电力中长期交易政策历史沿革
探索与尝试
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（合同转让条件）。
价格机制
成交价格自主协商。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。 已核定输配电价的地区，按照核定的输配电价执行，不得采取购销差价方式；暂未单独核定输 配电价的地区，以及已核定输配电价未覆盖电压等级电力用户，可采取电网购销差价的方式。 跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。预计2017年将完成跨省区输配电价核定。
确定了相关标准和程序。 定义了适用于本规则的直接交易、跨省跨区交易、合同转让交易、辅助服 务交易等交易品种，明确了各品种的交易周期和交易方式。 分别建立了已出台和未出台输配电价地区开展市场化交易的价格形成机制， 并明确输电损耗承担方式。 规定国家计划、地方政府协议以及省内优先发电等优先电量、基数电量确 定方式。规范年、月度双边市场和集中竞价、临时与紧急支援交易的时间 要求。
市场主体变更注册或者撤销注册，向电力交易机构提出；经公示后，方可变更或者撤销注册。
对不能继续满足市场准入条件的撤销注册，需经国家能源局派出机构核实。 进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力市场交易，并向售电企业购电（不是电网企业）。 市场主体被强制退出或者自愿退出的，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。（合同终止，不再继续执行，也不可转让）
交易品种、周期和方式
《规则》整合电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务交易。 跨省跨区交易可以在区域交易平台开展，也可以在相关省交易平台开展；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。 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可以转让。 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，
安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力 交易机构予以公布。 安全校核未通过的双边交易，按时间优先、等比例原则进行削减；安全校核未通过的集中竞价 交易，按价格优先原则进行削减，价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。 对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。 发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度。紧急情况导致的经济损失， 有明确责任主体的，由相关责任主体承担经济责任。
电力中长期交易政策历史沿革
探索与尝试
发 电 权 交 易
• 原电监会《发电权交易监管暂行办法》电监市场〔2008〕15号。
• 发电权交易原则上由高效环保机组替代低效、高污染火电机组，水电、核电等清 洁能源发电机组替代火电机组。 • 发电权交易电量包括各类合约电量，也可以在省人民政府当年发电计划基础上进 行。 • 发电权交易一般在省级电网范围内进行，并创造条件跨省、跨区进行。 • 发电权交易采取双边交易或集中交易方式进行交易。
跨省跨区交易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。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。
跨省跨区交易输电费用及网损按照实际物理量结算。
章节
7、安全校核与交易执行 8、合同电量偏差处理 9、辅助服务 10、计量和结算 11、信息披露 12、附则
内容概述
明确了交易机构和调度机构在安全校核、交易执行工作中的职能分工。
规则推荐采取预挂牌月度平衡偏差方式，同时提供了其他可选择的三种合 同电量偏差处理方式。
对辅助服务从补偿机制过渡到市场机制进行了规定。 规定了市场主体计量装置的基本要求，明确了结算流程。 分类界定公众信息、公开信息和私有信息，并规范了其披露要求。 相关说明
• 原电监会、发改委、能源局三部委2009年联合发文“关于完善电力用户与发电企业直接 交易试点工作有关问题的通知”电监市场20号文，进一步完善市场准入条件、试点内容、 计量结算等内容。 • 电监会单独印发了《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）》（电监市场〔 2009〕50号） • 2013年，按照国务院简政放权要求，取消直购电试点审批事项。 • 直接交易方式：点对点、双边、多边交易、集中竞价等； • 直接交易电量：2015年约4300亿千瓦时，2016年约10000亿千瓦时，2017年的规 模应该更大。 • 直接交易省份：福建、广东、江苏、内蒙等全国大部分省区。
电力中长期交易基本规则
起草的必要性
依据： 电改配套文件二、三明确“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” 国家能源局“三定”方案明确的工作职责 过去奠定的工作基础。 现状： 目前各地开展的电力中长期交易品种、交易周期和交易方式差异明显；各交易品种 相互割裂，没有统筹考虑，没有实现有效结合，也没有形成一个体系。 基本定位： 指导电力现货市场启动前的电力中长期交易，通过自主协商、集中竞价等市场化方式， 开展的年、季、月等日以上的电力交易。
价格机制
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 当按潮流实际情况考虑输电费和网损。 双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易，市场力大的，可以对报价或者结算价格设置 上限，发电能力明显大于用电需求的，可对报价或者结算价格设置下限。
考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行。 月度交易顺序：在年度合同分解到月的基础上，首先开展月度双边交易，其次开展月度集中竞 价交易。月度双边交易已满足全部交易需求，也可以不开展月度集中竞价交易。 在落实国家指令性计划和政府间协议送电的前提下，省内、跨省跨区交易的启动时间原则上不 分先后。在电力供应宽松的情况下，受入省可按价格优先原则确定交易开展次序；在电力供应 紧张的情况下，送出省可优先保障省内电力电量平衡，富余发电能力再参与跨省跨区交易。各 区域、各省可根据自身实际情况调整省内交易和跨省跨区交易的开展次序。 合同电量转让交易，合同签订后即可进行转让，原则上应早于合同执行3日之前完成。
安全校核与交易执行
电力交易机构分解安排和各类月度交易成交结果（合同），电力调度机构应当合理安排电网运
电力中长期交易基本规则
唐俊
2017年1月 福州
电力中长期交易政策历史回顾
电力中长期交易政策历史沿革
探索与尝试
大 用 户 直 接 交 易
• 原电监会、发改委2004年（电监输电[2004]17号）《电力用户向发电企业直接购电试点 暂行办法》，对试点的基本原则、试点内容和试点组织实施做了规定。吉林碳素、广东台 山率先开展了直购电交易。之后辽宁抚铝、华能伊敏
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。（给了大家一次规避风险的机会） 具备条件的地区可开展分时（如峰谷平）电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易（调度）
曲线。（电力交易尽可能按照电力实时平衡的特点开展）
交易品种、周期和方式
主要按照年度和月度开展。有特殊需求的，也可以按照年度以上或者月度以下周期开展交易。 突出了月度周期在中长期交易的基础性地位，发挥月度比年度预测准确度高、合同执行度好的 优势，缓解合同执行偏差大的问题。 采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。 发电企业和电力用户、售电企业可以参与跨省跨区直接交易，发电企业和电力用户也可以委托 售电企业或者电网企业代理参与跨省跨区交易。
安全校核与交易执行
电力调度机构负责安全校核。直接交易、合同调整和合同电量转让必须通过电力调度机构安全
校核。涉及跨省跨区交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核，各级电力调度机构均 有为各交易机构提供（涉及本电力调度机构调度范围的）安全校核义务。
安全校核主要内容包括但不限于：通道阻塞管理、机组辅助服务限制等。
起草过程
设立起草工作组： 成立了起草工作组，由市场监管司及部分派出机构熟悉电力交易的人员组成。
起草过程：
充分考虑各地实际情况，吸收了已出台的电力交易规则成熟通用的内容；形成初稿。
广泛征求国家相关部委部际联席会议成员单位、国家能源局派出机构、地方政府有 关部门、中央及地方电力企业（包括部分新组建的售电公司）以及电力用户的意见。 并在网上向社会公开征集意见。 邀请国网、大唐、华电、三峡等部分电力企业一起参与修改。
辅 助 服 务 补 偿 机 制
• 原电监会《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》电监市场〔2006〕43号
• 辅助服务包括：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑 启动服务等。对一次调频、基本调峰、基本无功调节等基本辅助服务不进行补偿 。对自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、备用、黑启动服务等有 偿辅助服务给予补偿 。 • 按贡献大小对提供有偿辅助服务的企业进行补偿。补偿费用主要来源于辅助服务 考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电企业分摊（分配）。相关考 核费用包括非计划停运考核费用、日发电计划偏差考核费用等。