【政策】电力市场忙布局 能源局跟进3大细则

(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

第十条 [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。

第十一条 [直接交易准入]直接交易的市场准入条件:

(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)，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。

第十二条 [跨省跨区交易准入]跨省跨区交易的市场准入条件：

(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。

第十三条 [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:

(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。

第十四条 [辅助服务交易准入]辅助服务提供者的市场准入条件:

(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。

第十五条 [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。

第十六条 [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。

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。

第十七条 [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、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。

第十八条 [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。

第十九条 [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。

第二十条 [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。

第四章 交易品种、周期和方式

第二十一条 [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。

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。

第二十二条 [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。

第二十三条 [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。

(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，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

第二十四条 [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。

第二十五条 [输配电价]开展电力直接交易的地区，已核定输配电价的，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。

第二十六条 [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。

第二十七条 [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。

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，即卖方报价和买方报价的平均值。

第二十八条 [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。

第二十九条 [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。

第三十条 [合同转让电价]合同电量转让交易价格为合同电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。

第三十一条 [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。

第三十二条 [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。

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，用户通过辅助服务考核分摊调峰等辅助服务补偿费用。

第三十三条 [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。

第六章 电量规模

第三十四条 [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。

第三十五条 [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。

第三十六条 [跨省跨区交易]国家指令性和政府间协议的跨省跨区电量，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。

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。

第三十七条 [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。

第三十八条 [优先发电的电量下限]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。