青海推电力交易：电力中长期交易规则(暂行)(征求意见稿）发布

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，减去上述环节优先发电和年度交易结果后，如果不参与市场用户仍有购电需求，则该部分需求在发电企业中分配，作为其年度基数电量。

(五)电力交易机构在各类年度交易结束后，应根据经安全校核后的交易结果，于12月底前将优先发电合同、基数电量合同、双边和集中竞价的直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果和分项交易结果。电力调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。

第三十九条[月度交易时序]开展月度交易时遵循以下顺序：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。如果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。

第四十条[跨区跨省与省内交易时序] 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，外购电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，外送电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，对于已签订的合同可予以执行或者协商合同另一方回购。具体执行中，可根据实际情况调整省内交易和跨省跨区交易的开展次序。

第四十一条 [合同转让交易时序]合同转让交易原则上应早于合同执行3日之前完成，市场主体签订电力电量购售合同后即可进行转让。

第三节 优先发电合同签订

第四十二条[跨区跨省优先发电]根据确定的跨省跨区优先发电(含年度以上优先发电合同)，相关电力企业在每年年度双边交易开始前协商签订次年度交易合同(含补充协议)，约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等，并优先安排输电通道。

第四十三条 [省内优先发电]根据确定的省内优先发电，在每年年度双边交易开始前签订厂网间年度优先发电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。

第四十四条[优先发电确定时间]省经信委会同西北能源监管局，在每年12月1日前确定次年度优先发电的电量规模，并分解到月度及机组(水电可分解到厂，风电、光伏电站可分解到场，下同)。年度优先发电电量规模无法按时确定的，由交易机构参考上年情况进行优先发电电量的月度分解。每月20日之前确定经安全校核后的发电机组次月度优先发电量。

第四节 年度基数电量合同签订

第四十五条[年度基数电量合同签订]根据基数电量安排，在每年12 月底前签订厂网间年度购售电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。基数电量确定后，偏差主要通过市场方式处理。

第五节 年度双边交易

第四十六条[信息发布与交易公告]每年12月上旬之前，政府电力主管部门、监管机构、电网企业、电力交易机构共同完成次年用电需求预测、优先发电量安排、直接交易电量规模安排、电源电网设备检修安排等交易准备工作，电力交易机构通过电力交易平台发布年度双边交易相关市场信息及市场交易公告，包括但不限于:

(一)次年关键输电通道剩余可用输送能力情况;

(二)次年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(送出地区或区域平台发布);

(四)次年各机组可发电量上限。

第四十七条[交易品种] 年度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易、合同转让交易(含跨省跨区合同转让交易，下同)。

第四十八条[交易申报] 市场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，并在年度双边交易闭市前，按照交易公告通过电力交易平台系统向电力交易机构申报数据，提交意向协议。年度双边交易的意向协议应提供月度分解电量或明确年度电量按月(天数)平均分解。

第四十九条[安全校核]电力交易机构在年度双边交易闭市后2 个工作日内将所有双边交易结果提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应当在5个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。

第五十条[交易结果发布] 电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果后，于下 1 个工作日发布年度双边交易结果。市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布当日向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。

市场主体对交易结果无异议的，应当在结果发布当日通过电力交易平台系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。交易结果确认后，由电力交易平台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。

第六节 年度集中竞价交易

第五十一条[信息发布与交易公告]每年12月中旬，电力交易机构通过电力交易平台系统发布次年度集中竞价市场相关信息及市场交易公告，包括但不限于：

(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。

第五十二条[交易品种]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。每类集中竞价交易自开市至闭市原则不超过 2 个工作日。

第五十三条[交易申报] 年度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户按照交易公告通过电力交易平台系统申报电量、电价。电力交易平台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。市场主体对所申报的数据负责。

第五十四条[安全校核与交易结果发布] 报价结束后，电力交易平台系统考虑安全约束自动生成初始交易结果，由电力交易机构在申报结束后2 个工作日内提交电力调度机构并向相关市场主体公开。电力调度机构应在 5 个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的下1 个工作日，通过电力交易平台系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。

第七节月度双边交易

第五十五条[信息发布与交易公告]每月上旬，电力交易机构应通过交易平台发布次月双边交易相关市场信息及交易公告，包括但不限于：

(一)次月关键输电通道剩余可用输送能力情况;

(二)次月直接交易电量需求预测;

(三)次月跨省跨区交易电量需求预测(送出地区或区 域平台发布);

(四)次月各机组可发电量上限。

第五十六条[交易品种]月度双边交易自开市至闭市原则上不超过 3 个工作日。月度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易。

第五十七条[交易申报]市场主体经过双边协商分别形成月度双边省内直接交易、月度双边跨省跨区交易和月度双边合同转让交易的意向协议，并且在月度双边交易市场闭市前，通过电力交易平台系统向电力交易机构申报数据，提交意向协议(包含互保协议)。

第五十八条[安全校核] 电力交易机构在闭市后2个工作日将所有双边交易结果提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在2 个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。

第五十九条 [交易结果发布]电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果后，于下 1 个工作日发布月度双边交易结果。

市场主体对交易结果有异议的，应在结果发布当日向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布当日通过电力交易平台系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。

交易结果确认后，由电力交易平台系统自动生成月度双边直接交易、月度双边跨省跨区交易和月度双边合同电量转让交易合同。

第八节 月度集中竞价交易

第六十条[信息发布与交易公告]每月中下旬，电力交易机构通过电力交易平台系统发布次月集中竞价市场相关信息及市场交易公告，包括但不限于：

(一)次月关键输电通道剩余可用输送能力情况;

(二)次月集中竞价直接交易电量需求预测;

(三)次月集中竞价跨省跨区交易电量需求预测(送出 地区或区域平台发布);

(四)次月各机组剩余可发电量上限。

第六十一条[交易品种] 月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。每类集中竞价交易自开市至闭市原则上不超过 2 个工作日。

第六十二条[交易申报]月度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户通过电力交易平台系统申报电量、电价。电力交易平台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。市场主体对所申报的数据负责。

第六十三条[安全校核] 报价结束后，电力交易平台系统自动生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公开。电力调度机构应在 2 个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的下 1 个工作日，通过电力交易平台系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。

第六十四条[交易结果发布]电力交易机构在各类月度交易结束后，应当根据经安全校核后的交易结果，对年度分月结果和月度交易结果进行汇总，于每月月底前发布汇总后的交易结果。

第九节 其它周期交易

第六十五条[其它周期交易]多年、季度、周、多日交易组织流程参照年度、月度双边交易、集中竞价交易流程。周交易为月度交易的补充，满足电力用户和发电企业临时新增或补充交易需求。周交易可采用双边交易或集中竞价交易方式。每周二前，交易机构通过电力交易平台系统发布次周市场交易相关信息;市场主体于每周三上午9:00开始交易，每周三15:00前闭市。调度机构于每周四上午12:00前完成安全校核。交易机构于周四16:00前发布交易结果，相关市场主体应于17:00前通过电力交易平台系统或书面方式返回成交确认信息。逾期未确认成交信息的，视为同意。由电力交易平台系统自动生成周交易合同。