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电力中长期交易基本规则(征求意见稿)
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追售电侧改革，播报售电改革进展。
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&&北极星网讯：1、为什么要放开计划电量
&&所谓计划电量是指执行政府定价的电量，包括发电侧的计划电量和用户侧的计划电量。在由电网企业进行统购统销的模式下，除自备电厂和自备负荷之外，所有的发电量和用电量都执行政府定价，也即全部为计划电量。
&&计划电量的特点之一是，上网电价和在较长的时间周期内保持稳定，一般只有当电能生产成本发生较大变化时，才会对上网电价或销售电价进行调整，电价信号具有明显的滞后性，难以准确反映当时的电力供需情况，不利于及时引导电力投资进行调整、缓解电力供需矛盾。
&&计划电量的特点之二是，需要按一定的规则在发电企业之间进行分配，而分配规则受到各种因素的制约，公平公正性难免会遭受质疑，易于引发各方矛盾。放开计划电量之后，打破了电网企业统购统销的模式，发电企业和用户可直接参与市场交易，通过市场竞争确定发用电价格，电价信号能够及时反映电力生产成本和电力供需形势的变化，进而引导合理的电力投资建设。
&&2、当前存在的共性问题
&&大用户直接交易能够实现供需双方直接见面，并通过双边协商、集中竞价等市场化方式确定发用电价格，成为各地推进电力市场化改革的重要突破口。但是我国当前的电力直接交易普遍存在准入与退出机制不规范、电力平衡责任不清等方面的问题。
&&准入与退出机制方面：
&&一是部分地区参与直接交易的大用户并未严格按照公开、透明、规范的市场准入规则进行，行政色彩浓厚，演变成变相的优惠电价，有违用户之间公平竞争的原则，不利于促进电力资源的优化配置;
&&二是大用户通常只是部分电量参与直接交易，用电价格保持双轨制，一旦今后出现电力供不应求，直接交易价格超过目录电价时，电力用户就会失去参与直接交易的积极性，要求退出市场，直接交易市场不可持续;
&&三是，各地普遍实行节能发电调度原则，风电、光伏发电、水电等可再生能源以及核电等清洁能源都是优先调度，参与直接交易的发电企业主要为煤电企业。开展煤电企业与大用户的直接交易，显然是把本属于煤电企业的发电市场份额拿出来，再让煤电企业竞争。随着风电、光伏发电、核电并网规模的加大，以及伴随经济发展模式转变导致的电力负荷低增长，预计未来几年煤电机组的平均年发电利用小时数将继续下降，这种情况下开展仅煤电企业参与的电力直接交易，将进一步挤压煤电企业的利润空间，发电企业之间存在不公平竞争。
&&电力平衡责任方面：现行的直接交易合同只约定交易电量、不约定交易曲线，仅在结算时优先结算直接交易电量。水电、核电等清洁能源按节能发电调度原则优先上网发电，几乎不承担调峰功能。参与直接交易的火电企业因少扣减计划电量，运行曲线相对平滑，少承担调峰责任。相反，未参与直接交易的火电多承担了系统调峰责任，但是各类电源的定价机制上并没有充分考虑调峰等辅助服务成本，发电企业之间存在不公平竞争。此外，在直接交易合同不约定交易曲线、直接交易并未实现电力平衡责任一一对应的情况下，调度机构很难进行精确的安全校核，盲目扩大直接交易电量规模，调度机构执行交易合同时，可能无法将直接交易电量落实为可行的发电计划，制约了直接交易的进一步发展。
&&3、如何规范电力直接交易
&&如前所述，我国当前电力直接交易的问题主要在于准入与退出机制不规范和电力平衡责任不清两个方面。因此，下一步的市场建设应从上述两个方面对电力直接交易进行规范。
&&市场准入与退出机制方面，发电侧应逐步缩小优先发电权的范畴，各类发电企业公平参与市场竞争;用户侧应按电压等级或用电容量逐步放开用户的准入，符合准入条件的用户自愿进入市场后，应全部电量参与市场交易，且在规定的周期内不得退出市场;符合准入条件但未选择参与市场交易或向售电企业购电的用户，由当地供电企业提供保底服务并按政府定价购电，购电价格可参照市场价格进行浮动。
&&平衡责任方面，中长期合同不仅需要约定交易电量、交易价格、交易时间，还需要约定交易曲线。对于实物合同，交易曲线需要在日前阶段提交至调度机构进行安全校核。此外，为保障系统的电力平衡，还需要建立分时段竞价的现货市场，交易主体各时段的实际发用电需求与中长期合同交易曲线存在偏差时，可参与日前交易、日内交易以及实时交易进行调整。
&&4、计划电量和市场电量如何衔接
&&市场建设的过渡阶段，计划电量和市场电量仍将并存，可从以下几个方面保障计划电量和市场电量的有效衔接。
&&一是，进行年度电力电量平衡时，发电侧的计划电量和用户侧的计划电量应维持基本平衡。用户侧的计划电量包括居民生活用电，重要公用事业、公益性服务行业用电，以及其他非市场用户的用电。发电侧的计划电量根据用户侧的计划电量折算得到，发电侧的计划电量首先分配给优先发电电源，不足部分按一定规则分配给其他类型电源。二是，市场电量由市场用户的实际用电需求确定，电量规模不进行人为限制。发电企业计划电量之外的发电能力可通过双边协商、集中竞价等方式与市场用户进行交易。三是，非市场用户的实际用电需求与发电侧的计划电量存在偏差时，可通过市场交易进行电力电量平衡。其中，当发电侧的计划电量小于非市场用户的实际用电需求时，电量不足部分通过市场交易向其它发电企业购买;当发电侧的计划电量大于非市场用户的实际用电需求时，富余的计划电量通过市场交易出售给拥有市场电量合同的发电企业实现替代发电。
&&全文阅读：.cn/html/719.shtml
&&更多配售电新闻资讯请关注北极星配售电网或关注其官方微信：bjx-psd。分类： |电力直接交易多政府干预 - 今日头条()
北极星售电网讯:一、电力直接交易行为存在政府干预、违背交易规则、未按有关政策执行等问题在电力直接交易总量和覆盖省份不断增长的同时，部分地方出现了有关部门干预交易、电网企业未执行国家核定输配电价、重视电量交易而忽略电力运行特性等问题。专栏12：部分省份地方政府干预电力直接交易1.广西工信委下发《关于调整2014年广西火电厂电量预期调控目标的通知》(桂工信能源〔号)、《关于下达2015年广西发电量预期调控目标的通知》(桂工信能源〔2015〕73号)，组织广西投资集团下属的1家用户与4家发电企业(3家火电企业、1家水电企业)开展直接交易，在下达2014年度火电厂发电量调整后的预期调控目标以及2015年度预期调控目标时，直接下达4家发电厂直接交易计划。其中，2015年下达直接交易电量计划33.7亿千瓦时。2.2015年，云南工信委发布《关于2015年云南电力市场化工作方案和实施细则》(云工信电力〔号)，规定汛期富余水电直接交易水电降价的具体幅度由政府部门指定，在撮合交易中，按发电能力占比分配市场化电量。云南省的鲁布革电厂(南方电网公司所属调峰调频电厂)、漫湾电厂等电厂按照发电能力安排年度基数电量计划，有选择性的未参与市场化交易。专栏13：部分省份电力用户与发电企业直接交易组织不规范1. 新疆电力交易机构在2015年第一批电力直接交易撮合过程中，交易公告的规则发布不完整，执行的交易出清规则不符合能源监管机构印发的大用户直接交易竞价交易规则有关规定。2. 广西电力直接交易未按要求进行信息披露。专栏14：部分省份在电力直接交易中未执行国家核定的输配电价国家价格主管部门先后核定了福建、甘肃、安徽、浙江、江苏、重庆、黑龙江、湖南、贵州、云南、河南等省份的用户直接交易输配电价。但云南、湖南、甘肃等省份在开展电力直接交易工作中未执行国家核定的输配电价，河南省在部分电力直接交易中有选择的未执行国家核定输配电价。专栏15： 电力直接交易存在不重视电力特性造成合同执行困难等问题目前电力调度交易机构组织电力用户直接交易过程中，仅考虑中长期合同，对电力特性重视不足，一方面导致市场价格不能体现电力的时间信号和位置信号，另一方面导致通过安全校核的中长期直接交易屡屡不能执行。例如云南交易机构为防止因交易出现弃水，出现了不断修改直接交易成交结果情况，甘肃、内蒙等省区也存在部分交易无法执行的情况。二、部分省份年度发电计划安排不够合理，存在随意性2014年，部分地区年度计划电量安排未能体现节能减排发电调度的原则，部分调频调峰电厂未按其功能定位确定电量计划，部分省份年度发电计划调整存在较大随意性，而且部分地方政府随意调整电力企业之间的部分电费。专栏22：部分省份年度计划安排欠公平、欠科学1. 云南金安桥水电站2015年购售电合同中枯期基数电量较少，比同流域同等装机规模水电厂平均低10%。2. 2014年，湖南省经信委下达的发电计划以安全约束为由，为耒阳电厂30万千瓦机组发电小时数增加900小时，为株洲电厂增加300小时，并在下半年专函说明，年度计划中因安全约束增加的利用小时是固定值，不参与年度电量计划进度平衡。以上两厂增加计划利用小时的主要目的并非安全约束，而是运行方式安排对上述电厂发电进度平衡存在一定程度约束，并非需要绝对量的利用小时。发电企业普遍反对固化“安全约束利用小时”，要求根据全省公用火电企业计划完成率同步调整控制。3. 云南省鲁布革电站年度计划安排较多，基本带基荷运行，违背其作为南方电网调频调峰电厂功能定位原则。月云南省大规模弃水的背景下，鲁布革电站的发电负荷率基本保持在92%至99%之间，是云南电网负荷率最高的电站。4. 安徽省政府有关部门在安排安徽省2014年发电计划时，将年度计划与本地煤炭消纳挂钩，对淮北国安电厂、国电宿州电厂、大唐洛河电厂等30万千瓦级机组发电企业增加150小时的发电利用小时数，造成煤耗排放较低的60万千瓦机组发电份额降低。5. 上海年度计划抽水电量未采取公开自愿招标方式，而由上海市政府有关部门在安排年度发电量计划时直接指定发电企业承担。专栏23：部分省份年度发电计划调整不规范月初，新疆地区基数电量计划完成率最高的是国电克拉玛依电厂，完成率达到157%，完成率最低的是阿拉尔盛源电厂，仅有82.4%。年底交易机构通过签订基数电量补充协议的形式，将基数电量完成率控制在99.64%-100.96%之间。调度机构未能严格按照交易计划执行有关发电企业实际发电量指标，造成基数电量完成率偏差过大，再由交易机构调整交易计划进行弥补，存在调度计划与交易计划不相符的情况。专栏24：天津市有关部门违反电价有关规定，以自定容量电费方式要求电网企业向燃气电厂支付疏导资金2014年12月，天津市电力公司按照《关于2014年燃气电厂电价结算有关问题的通知》(津发改价管〔号)要求，以容量电费名义向陈塘热电有限公司、华电福源热电有限公司和华能临港热电有限公司三家发电企业分别支付13.38亿元、5.50亿元和2.43亿元，共计21.31亿元。经核查，上述三家发电企业并不执行容量电价，不存在容量电费结算，所谓“容量电费”是电价测算与实际执行差异形成的“结余资金”。《关于2014年燃气电厂电价结算有关问题的通知》(津发改价管〔号)由天津市发改委按照市政府第二次常务会议精神印发，明确“结余资金”用于疏导燃气电价矛盾的非居民销售电价上调后、燃气机组实际投运滞后、电网企业销售收入和购电成本之间形成的资金溢余，以容量电费方式向特定的三家燃气电厂结算分配“结余资金”。节选自《2015年全国电力调度交易与市场秩序监管报告 》原标题:乱象：电力直接交易多政府干预，发电计划存在随意性
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甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则
各市、州发展改革委、物价局、工信委，兰州新区经济发展局，省电力公司，有关发电企业：
为规范有序推进2016年我省电力用户与发电企业直接交易工作，省发展改革委会同省工信委、省环保厅、甘肃能源监管办、省能源局研究制定了《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》（见附件1）。现予以印发，请加快组织相关企业开展2016年直购电申报工作。
对于符合准入条件、愿意参加直接交易试点的电力用户和发电企业，要按照细则要求，完整准确填报《甘肃省电力用户与发电企业直接交易电力用户申请表》（见附件2）和《甘肃省电力用户与发电企业直接交易发电企业申请表》（见附件3）。各企业务必于日前，通过所在市、州供电公司提出申请。申报完成后，省发改委会同省工信委、省环保厅、甘肃能源监管办和省电力公司组织资格审查。11月28日对符合国家产业政策和环保政策的申报企业在省电力公司网站进行公示。公示完成后，相关企业到省电力公司交易中心办理系统登录数字安全认证相关手续，12月1日开始交易，12月10日完成直购电交易，并签订交易合同。(省电力公司网站网址：http：//www..cn）
中央在甘企业和省属企业由所在地市、州发展改革委负责转发本通知。
联系人：甘肃省发展和改革委员会商价处 吕海刚
联系电话：
省发展改革委&省工信委&甘肃能监办
甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则
第一章& 总则
第一条& 为推进甘肃省电力体制改革，规范电力用户与发电企业直接交易工作，根据《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)、《中共甘肃省委办公厅、甘肃省人民政府办公厅关于印发〈甘肃省电力体制改革实施方案〉的通知》(甘办发〔2015〕26号) 、《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》(发改办运行(号)等文件精神，制定本实施细则。
第二条 电力用户与发电企业直接交易以电网安全为前提，坚持依法合规、自愿交易的原则，维护各市场主体合法权益。
第三条& 组织实施部门和单位职责
省发展改革委牵头组织电力用户与发电企业直接交易工作；
省工信委负责年度电力电量平衡原则，参与交易主体资格审查等工作；
省环保厅组织市（州）、县（市、区）、兰州新区、甘肃矿区环保部门负责对参与直接交易的电力用户与发电企业进行环保资格（环评审批、验收及环境违法、违规等情况）审查等工作；
甘肃能源监管办参与交易主体资格审查，对电力用户与发电企业直接交易的实施进行监管；
省电力公司负责电力用户与发电企业直接交易的价格协调、安全校核、交易执行、交易结算、信息披露等实施工作。
第二章& 准入条件
第四条& 体现扶大、扶优、扶强的政策导向，有利于结构调整和产业升级。参与企业要符合国家产业结构调整指导目录，符合节能环保要求。
第五条 电力用户条件
（1）省内符合政策的电解铝、铁合金、碳化硅、电石等企业；
（2）用电容量在315KVA及以上且年用电量100万千瓦时以上的高新技术企业和战略性新兴产业骨干企业；
（3）兰州新区容量在315KVA及以上且年用电量200万千瓦时以上的工业企业；
（4）在全年电力电量平衡基础上，上述行业用电量超过上年同期电量的企业。
战略性新兴产业骨干企业是指符合《甘肃省人民政府办公厅关于印发2015年战略性新兴产业发展总体攻坚战工作方案的通知》（甘政办发〔2015〕33号）要求的38户企业。
第六条 发电企业条件
（1）省内全部统调火电、水电企业；
（2）全省范围内发电出力不受网架和时段限制的、符合国家政策、具有独立法人资格、已并网发电的集中式、风力发电企业（但特许权新能源企业、分布式新能源企业、临时接入电网的新能源企业除外）。
第七条& 2015年交易合同未履行的企业,合同责任方不得参与2016年直购电交易。
第三章&& 资格审查
第八条& 符合第五条的电力用户，向所在市、州供电公司申领、填报《甘肃省电力用户与发电企业直接交易申请表》。经市州供电公司初审后，集中交省电力公司收集汇总。
发电企业向省电力公司交易中心申报。
第九条& 省发展改革委组织省工信委、省环保厅、省能源局、甘肃能源监管办、省电力公司在5个工作日内完成对企业的市场准入资格审查。审核结果在甘肃省电力市场交易平台和甘肃省电力公司网站公示。
第四章& 交易组织
第十条& 直接交易申报电量
1.电力用户交易申报电量为企业生产用电量；
2.发电企业交易申报电量为上网电量，其中：
（1）新能源企业的电量按用户的用电量的1/5参与交易。
（2）火电、水电企业与电力用户的电量对应关系为1:1；
（3）新能源发电企业与火电企业打捆参与交易，原则上新能源发电企业与火电企业发电量按照1：4打捆的电量，对应电力用户交易电量。打捆交易由省电力公司负责组织实施。
第十一条 &交易周期以年度交易为主，季度交易为辅。年度交易组织在上一年12月底前完成；季度交易组织在当年3、6、9月底完成。具体时间安排在省电力公司网站发布。
第十二条 &季度交易内容主要包括，未参加年度交易且符合准入资格的企业；符合第五条第（4）款规定的电力用户；合同主体一方需要对年度交易合同进行调整。
第十三条& 交易顺序原则上按新能源发电企业与电力用户交易、火电企业和电力用户交易。
第十四条& 符合准入资格的发电企业和电力用户交易通过甘肃电力市场交易平台，采取双边自主协商交易或集中撮合交易方式开展。
双边自主协商交易是电力用户与发电企业自主协商确定直接交易意向，提交交易平台，经甘肃电力调度控制中心安全校核后形成交易结果。
集中撮合交易是电力用户与发电企业通过电力交易平台进行直接交易意向申报，由电力交易平台按规定计算方法进行出清计算，确定无约束出清结果，经甘肃电力调度控制中心安全校核后形成交易结果。
第十五条& 交易结果通过交易平台公示，公示内容主要包括出清计算原则、出清结果、校核结果、未成交原因等。
第十六条　交易结果确定后，电力用户与发电企业双方在5个工作日内签订《电力用户与发电企业直接交易购售电合同》。同时，电力用户、发电企业与电网企业三方签订《电力用户与发电企业直接交易输配电服务合同》。双方合同及三方合同由发电企业及甘肃省电力公司，按规定向省发展改革委、省工信委、甘肃能源监管办备案。
第五章& 安全校核
第十七条& 以售电侧需求预测为基础，统筹平衡电力电量。最大交易电量按预测电量确定。优先考虑可再生能源发电。火电机组应全电量参与直接交易。
第十八条& 省电力公司依据年度电力电量平衡原则编制年度发用电计划，明确电网安全的约束电量、“以热定电”电量等，明确有关边界条件、最小开机方式、交易上限及安全校核注意事项，并在交易组织前发布。
第十九条& 安全校核按交易周期分年度和季度进行，电力调度机构在交易周期内所有交易出清后进行总量安全校核，电力交易机构依据安全校核结果发布最终交易结果。
第二十条& 签订直接交易合同的发电企业，对其直接交易电量所对应的发电容量统筹考虑安排其他类型交易，包括基数交易、临时交易及外送电交易等
第二十一条& 因不可抗力以及电力系统发生事故等紧急情况影响直接交易完成时，电力调度机构有权按照保证电网安全的原则实施调度。
第六章& 交易结算
第二十二条& 直接交易委托电网企业统一结算。直接交易电量以电网企业与电力用户、发电企业合同所约定的计量点计量电量为准。
第二十三条& 电力用户与发电企业交易电价按照电力用户到户电价与发电企业上网电价购销两侧价差等额传导的方式确定。
第二十四条 &电力用户按月结算、季度清算；发电企业交易电量按年内滚动平衡结算，年度清算原则按三方合同约定为准。
第二十五条 &直接交易结算，电量先结算直接交易电量，再结算其它电量；电费先结算直接交易电费，再结算其它电费。
第二十六条& 结算方法
1.电网企业与电力用户电费结算
直接交易价格=用电企业到户电价±购销两侧价差等额传导价格
月度结算电费=月度直接交易电量×直接交易价格
2.电网企业与发电企业电费结算
直接交易价格=发电企业上网电价±购销两侧价差等额传导价格
月度结算电费=月度直接交易电量×直接交易价格
第二十七条& 参与直接交易的发电企业运行和辅助补偿执行《西北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》、《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》，考核兑现方式不变。
第七章& 交易管理
第二十八条& 新能源发电企业与电力用户的交易，不应改变国家可再生能源电价附加补贴资金使用方向。
第二十九条 参与直接交易的发电企业和电力用户均应服从电网统一调度，严格执行并网运行及发电厂辅助服务的相关规定。
第三十条& 省电力公司于每月15日前在对外网站公布直接交易情况。
第三十一条& 电力用户与发电企业年度直接交易完成后，省电力公司对交易执行情况进行报告，报告内容包括：交易电量、交易电价、交易金额、合同履行情况、电费交纳情况、交易电量与合同电量的偏差情况、合同违约情况等
第三十二条 &发电企业因自身原因（包括出现环保设施运行不正常、环保措施未落实等被环保部门责令限产、停产等环保因素）造成电力直接交易合同无法完成时，在后期调度时不予追补，相关违约责任在合同中约定。
第三十三条 &当参与直接交易的发电企业预计无法完成合同电量时，应由发电企业向甘肃能源监管办提出申请，经批准后可将发电权转让给其他符合准入条件的发电企业。合同无法执行的，双方解除合同后，电力用户可参加季度交易。
第三十四条& 参与直接交易的电力用户年内无法完成合同约定电量，存在下列情况之一者，除按合同承担违约责任外，还须遵守以下规定：
电力用户实际交易电量累计出现三个月低于合同约定电量70%的，该电力用户不得在年内再次参与直购电交易，且在次年直接交易时取消首轮交易资格。
电力用户实际交易电量累计出现三个月低于合同约定电量50%时，合同发电企业一方可提出调整合同或终止合同，并提前十个工作日函告合同相关方。
第三十五条& 在交易合同期内，发现电力用户或发电企业有下列情况之一者，取消其交易资格：
1.私自将所购电量转售其它用户的；
2.相互串通报价，操纵或控制交易市场的；
3.拖欠直接交易电费三个月的；
4.不服从电网调度命令的；
6.违反国家有关法律法规及交易规则的。&&
第三十六条& 除不可抗力外，对2016年度合同履约率低于10%的企业，暂停责任方次年交易资格；
第三十七条& 当因电力电量平衡等因素发生重大变化，确需对直接交易合同进行普遍调整时，应由合同主体提出申请，在政府相关部门指导下进行。
第三十八条& 省发展改革委会同省工信委、省环保厅、省能源局、甘肃能源监管办、省电力公司对电力用户与发电企业直接交易进行动态监督管理，定期对电力用户和发电企业直接交易情况进行总结，并征求相关方面意见，完善直接交易工作。
第三十九条& 省政府相关部门要严格维护直接交易秩序，不得采取影响直接交易的措施、办法。
第四十条& 参与电力用户与发电企业直接交易工作的相关人员，须严格遵守相关法律法规和工作纪律。
第八章& 附则
第四十一条& 依据本实施细则，省电力公司另行制定《甘肃省电力市场交易平台操作细则》。
第四十二条& 本实施细则由省发展改革委会同相关部门解释。
第四十三条& 本实施细则自发文之日起实行。原《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点实施细则（暂行）》的通知（甘发改商价〔号）同时废止。
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