西藏电力市场化交易来了！《西藏自治区电力中长期交易规则（征求意见稿）》发布

第四十三条 跨区跨省交易的落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独收取；未明确的，暂按该输电通道前三年输电损耗的平均值计算，报国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，也可由市场主体协商确定承担方式。

第四十四条 执行峰谷电价的用户，在参加市场化交易后应当继续执行峰谷电价。适时建立完善峰谷分时交易机制和调峰补偿机制，引导发电企业、电网企业和电力用户等主动参与调峰。

第四十五条除国家有明确规定的情况外，双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵以及恶性竞争，可对报价或者出清价格设置上、下限。价格上、下限原则上由西藏自治区电力市场管理委员会提出，经华中能源监管局和自治区政府电力管理部门审定，应当避免政府不当干预。

第六章 交易组织

第一节 总体原则

第四十六条西藏自治区政府电力管理部门应当在每年11月底之前确定并下达次年跨区跨省优先发电计划、省内优先发电计划和基数电量。市场成员按照年度（多年）、月度、月内（多日）的顺序开展电力交易。

第四十七条 市场主体通过年度（多年）交易、月度交易和月内（多日）等交易满足发用电需求，促进供需平衡。根据西藏电力市场发展，适时开展中长期交易时约定电力交易曲线，以双边约定电力曲线、典型电力曲线分解、分时段竞价等方式，推进中长期交易由电量交易向电力曲线交易转变。

第四十八条 对于定期开市和连续开市的交易，交易公告应当提前至少1个工作日发布；对不定期开市的交易，应当提前至少5个工作日发布。交易公告发布内容应当包括：

（一）交易标的（含电力、电量和交易周期）、申报起止时间；

（二）交易出清方式；

（三）价格形成机制；

（四）关键输电通道可用输电容量情况。

第四十九条 交易的限定条件必须事前在交易公告中明确，原则上在申报组织及出清过程中不得临时增加限定条件，确有必要的应当公开说明原因。

第五十条 电力交易机构基于电力调度机构提供的安全约束条件开展电力交易出清。

第五十一条 对于签订市场化交易合同的机组，分配基数电量时原则上不再进行容量剔除。

第五十二条 电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易，在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。各承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时，应当向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。

第二节 年度（多年）交易

第五十三条 年度（多年）交易的标的物为次年（多年）的电量（或年度分时电量）。年度（多年）交易可通过双边协商或集中交易的方式开展。年度（多年）双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易。

第五十四条 每年11月，电力交易机构通过交易平台发布次年年度交易相关市场信息，并报华中能源监管局和自治区政府电力管理部门备案，市场信息包括但不限于：

（一）次年关键输电通道剩余可用输送能力、关键设备检修(包括机组)安排;

（二）次年直接交易电量需求预测及交易电量规模;

（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。

第五十五条 市场主体经过双边协商形成的年度（多年）意向协议，需要在年度双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道年度可用输电容量，形成双边交易预成交结果。

第五十六条 采用集中交易方式开展年度（多年）交易时，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道年度可用输电容量进行市场出清，形成集中交易预成交结果。

第五十七条 年度交易结束后，电力交易机构汇总每类交易的预成交结果，并提交电力调度机构统一进行安全校核。电力调度机构在5个工作日内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。安全校核越限时，由电力交易机构根据市场规则协同进行交易削减和调整。

第五十八条 市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内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1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。

相关市场主体在交易平台确认交易结果后，由“交易承诺书+交易公告+正式发布的交易结果”组成的电子合同即生效。为保障各市场主体权益，根据自治区电力市场发展需要，适时开展发电企业与电力用户（售电公司）签署双方合同，约定其他补充事项。

第三节 月度交易

第五十九条 月度交易的标的物为次月电量（或者月度分时电量），电力交易机构可组织开展针对年度内剩余月份的月度电量（或者月度分时电量）交易。月度交易可通过双边协商或者集中交易的方式开展。

第六十条 市场主体经过双边协商形成的意向协议，需要在月度双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道月度可用输电容量，形成双边交易预成交结果。

第六十一条 采用集中交易方式开展月度交易时，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道月度可用传输容量进行市场出清，形成集中交易预成交结果。

第六十二条 每月中旬，电力交易机构通过交易平台发布次月月度交易相关市场信息，并报华中能源监管局和自治区政府电力管理部门，相关信息包括但不限于：

（一）次月（或后续 2-3个月）关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备检修(包括机组)情况;

（二）次月（或后续2-3个月）直接交易电量需求预测;

（三）次月（或后续2-3个月）跨省跨区交易电量需求预测;

（四）次月（或后续2-3个月）各机组可发电量上限。

第六十三条 月度交易开闭市时间如遇国家法定节假日，可顺延，但电力交易机构应提前3个工作日向市场主体公告开闭市时间调整事宜。

第六十四条月度交易结束后，电力交易机构汇总每类交易的预成交结果，并提交给电力调度机构统一进行安全校核。电力调度机构在2个工作日内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。安全校核越限时，由相关电力交易机构根据市场规则协同进行交易削减和调整。

第六十五条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内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1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。

第六十六条 电力交易机构应当根据经安全校核后的交易结果，对年度交易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。

第四节 月内（多日）交易

第六十七条 月内（多日）交易的标的物为月内剩余天数或者特定天数的电量（或者分时电量）。月内交易主要以集中交易方式开展。根据交易标的物的不同，月内交易可定期开市或连续开市。

第六十八条 月内集中交易中，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道月内可用输电容量进行市场出清，形成集中交易预成交结果。

第六十九条 电力交易机构将月内集中交易的预成交结果提交给电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应当在1个工作日之内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内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1个工作日内给予解释。

第七十条 月内集中交易结束后，电力交易机构应当根据经安全校核后的交易结果，对分月交易计划进行调整、更新和发布。

第五节 偏差电量处理机制

第七十一条允许发用双方在协商一致的前提下，可在合同执行一周前进行动态调整。鼓励市场主体通过月内（多日）交易实现月度发用电计划调整，减少合同执行偏差。

第七十二条 系统月度实际用电需求与月度发电计划存在偏差时,可通过发电侧上下调预挂牌机制进行处理，也可根据实际采用偏差电量次月挂牌、合同电量滚动调整等偏差处理机制。

第七十三条发电侧上下调预挂牌机制采用“报价不报量”方式，具有调节能力的机组均应当参与上下调报价。发电侧上下调预挂牌机制可采用如下组织方式：

（一）月度交易结束后，发电机组申报上调报价（单位增发电量的售电价格）和下调报价（单位减发电量的购电价格）。允许发电机组在规定的月内截止日期前，修改其上调和下调报价。

（二）电力交易机构按照上调报价由低到高排序形成上调机组调用排序列表，按照下调报价由高到低排序形成下调机组调用排序列表。价格相同时按照发电侧节能低碳电力调度的优先级进行排序。

（三）月度最后7个自然日，根据电力电量平衡预测，各类合同电量的分解执行无法满足省内供需平衡时，电力调度机构参考上下调机组排序，在满足电网安全约束的前提下，预先安排机组提供上调或者下调电量、调整相应机组后续发电计划，实现供需平衡。机组提供的上调或者下调电量根据电力调度机构的实际调用量进行结算。

第七十四条偏差电量次月挂牌机制可采用如下组织方式：

电力调度机构在保证电网安全运行的前提下，根据全网机组运行负荷率确定挂牌机组负荷率上限和下限，并在月初公布。各机组上调、下调电量的限额按照负荷率上下限对应发电量与机组当月计划发电量的差额确定。

在满足电网安全约束的前提下，将上月全网实际完成电量与全网计划发电量的差额，按照各机组上月申报的预挂牌价格（上调申报增发价格、下调申报补偿价格）确定机组上调、下调电量，作为月度调整电量累加至机组本月计划发电量。其中，下调电量按照机组月度集中交易电量、月度双边交易电量、年度分月双边交易电量、计划电量的顺序扣减相应合同电量。

（二）月度发电计划执行完毕后，发电侧首先结算机组上调电量或者下调电量,其余电量按照各类合同电量结算顺序以及对应电价结算；用户侧按照当月实际用电量和合同电量加权价结算电费，实际用电量与合同电量的偏差予以考核。

第七十五条合同电量滚动调整机制可采用发电侧合同电量按月滚动调整，用户侧合同电量月结月清或者按月滚动调整。

第七章 安全校核

第七十六条 各类交易应当通过电力调度机构安全校核。涉及跨区跨省的交易，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电力交易机构提供电力交易（涉及本电力调度机构调度范围内）安全校核服务的责任。安全校核的主要内容包括但不限于：通道输电能力限制、机组发电能力限制、机组辅助服务限制、系统调峰调频能力限制等内容。安全校核应在华中能源监管局和自治区政府电力管理部门的指导下开展，满足电网安全约束条件。

第七十七条 电力调度机构应当及时向电力交易机构提供或者更新各断面（设备）、各路径可用输电容量，以及交易在不同断面、路径上的分布系数，并通过交易平台发布必开机组组合和发用电量需求，影响断面（设备）限额变化的停电检修等。

电力交易机构以各断面、各路径可用输电容量等为约束，对集中交易进行出清，与同期组织的双边交易一并提交电力调度机构进行安全校核。

第七十八条为保障系统整体的备用和调峰调频能力，在各类市场化交易开始前，电力调度机构可以根据机组可调出力、检修天数、用电需求、系统负荷曲线以及电网约束情况，折算得出各机组的电量上限，对参与市场化交易的机组发电利用小时数提出限制建议，并及时提供关键通道可用输电容量、关键设备检修计划等电网运行相关信息，由电力交易机构予以公布。

其中，对于年度交易，应当在年度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划，按照不低于关键通道可用输电容量的 80%下达交易限额。

对于月度交易，应当在月度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划和发电设备利用率，按照不低于关键通道可用输电容量的90%下达交易限额；发电设备利用率应当结合调峰调频需求制定，并向市场主体公开设备利用率。

对于月度内的交易，参考月度交易的限额制定方法，按照不低于关键通道可用输电容量的95%下达交易限额。

第七十九条安全校核未通过时，由电力交易机构进行交易削减。对于双边交易，可按照时间优先、等比例且符合电网安全稳定约束等原则进行削减；对于集中交易，可按照价格优先原则进行削减，价格相同时按照发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减，价格相同且发电侧节能低碳电力调度的优先级相同时，按申报时间优先原则进行削减。

执行过程中，电力调度机构因电网安全和清洁能源消纳原因调整中长期交易计划后，应当详细记录原因并向市场主体说明。

第八十条安全校核应当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。

第八章 合同签订与执行

第一节 合同签订

第八十一条各市场成员应当根据交易结果或者政府下达的计划电量，参照合同示范文本签订购售电合同，并在规定时间内提交至电力交易机构。购售电合同中应当明确购电方、售电方、输电方、电量（电力）、电价、执行周期、结算方式、偏差电量计量、违约责任、资金往来信息等内容。

第八十二条购售电合同原则上应当采用电子合同签订，电力交易平台应当满足国家电子合同有关规定的技术要求，市场成员应当依法使用可靠的电子签名，电子合同与纸质合同具备同等效力。

第八十三条在电力交易平台提交、确认的双边协商交易以及参与集中交易产生的结果，各相关市场成员可将电力交易机构出具的电子交易确认单（视同为电子合同）作为执行依据。

第二节 优先发电合同

第八十四条 跨省跨区的政府间协议原则上在上一年度的11月底前预测和下达总体电力电量规模和分月计划，由购售双方签订相应的购售电合同。合同需约定年度电量规模以及分月计划、送受电曲线或者确定曲线的原则、交易价格等，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。年度电量规模以及分月计划可根据实际执行情况，由购售双方协商调整。

第八十五条对于省内优先发电计划，结合电网安全、供需形势、电源结构、关键通道输电容量、发电能力、市场能力等因素，科学安排本地优先发电电量，不得将上述电量安排在指定时段内集中执行，也不得将上述电量作为调节市场自由竞争的手段。

第八十六条确定的省内优先发电电量，原则上在每年年度双边交易开始前，对执行政府定价的电量签订厂网间年度购售电合同，约定年度电量规模以及分月计划、交易价格等。

年度交易开始前仍未确定优先发电的，可参考历史情况测算，预留优先发电空间，确保市场交易正常开展。

第八十七条根据非市场用户年度用电预测情况，扣除各环节优先发电电量后，作为年度基数电量在燃气等发电企业中进行分配。