《青海省电力中长期交易规则》(暂行)(征求意见稿）

(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。