电力中长期交易基本规则做了哪些修改
2017-01-04 13:52 [能源评论] 来源于：壹条能 作者：壹条能
导读：在2016年最后一个工作日，国家发改委、国家能源局发布了《电力中长期交易基本规则(暂行)》，和征求意见稿相比，哪些地方做了修改呢?这些修改预示着什么?小编对此进行了系统梳理。 1、新增：随着竞争性环节电价放开或者发用电计划电量放开达到一定比例，或者
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在2016年最后一个工作日，国家发改委、国家能源局发布了《电力中长期交易基本规则(暂行)》，和征求意见稿相比，哪些地方做了修改呢?这些修改预示着什么?小编对此进行了系统梳理。
1、新增：随着竞争性环节电价放开或者发用电计划电量放开达到一定比例，或者合同执行偏差电量无法按照本规则规定的方法解决时，各地应当启动电力现货市场建设，建立以电力中长期交易和现货交易相结合的市场化电力电量平衡机制。
原表述：规则适用于中华人民共和国境内未开展电力现货市场试点地区，开展现货试点地区按照《电力市场运营基本规则》有关规定执行。
2、新增：优先发电电量和基数电量现阶段视为厂网双边交易电量，签订厂网间购售电合同，纳入电力中长期交易范畴，其全部电量交易、执行和结算均需符合本规则相关规定。
3、市场成员
现表述：市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。
原表述：市场成员包括市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构三类。其中，市场交易主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等;电网运营企业指运营和维护输配电资产的输配电服务企业;市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。现货市场启动前，电网运营企业可作为市场交易主体参加跨省跨区交易。
4、售电企业、电力用户的权利和义务
新增：提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息;遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰。
5、 电网企业的权利和义务
新增：向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;执行厂网间优先发电等合同。
6、电力交易机构的权利和义务
新增：负责交易平台建设与运维;拟定相应电力交易实施细则;编制交易计划。
删除：经授权在特定情况下干预市场。
7、电力调度机构的权利和义务
(新增：因电力调度机构自身原因)造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任);
删除：经授权按所在市场的交易规则暂停执行市场交易结果
8、发电企业准入条件
删除：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。
9、电力用户准入条件
现表述：10千伏及以上电压等级电力用户，鼓励优先购电的企业和电力用户自愿进入市场。
原表述：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
10、独立辅助服务提供者的市场准入条件
新增：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。
删除：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
11、自愿参与市场交易的电力用户(新增：原则上) 全部电量进入市场，不得随意退出市场，取消目录电价。
12、当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时，经国家能源局派出机构 (原稿为电力交易机构)核实予以撤销注册。
13、交易品种、周期和方式
新增：具备条件的地区可开展分时(如峰谷平)电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易(调度)曲线。
14、点对网专线输电的发电机组(新增：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，(新增：纳入受电地区电力电量平衡，并按受电地区要求参与市场)
15、合同电量转让交易主要包括优先发电合同、(新增：基数电量合同 )直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易。
删除：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。
16、集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力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。(新增：鼓励按峰、平、谷段电量(或按标准负荷曲线)进行集中竞价)
17、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，(新增：可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让)
18、已核定输配电价的地区，电力直接交易按照核定的输配电价执行，(新增：不得采取购销差价不变的方式)，暂未单独核定输配电价的地区，以及已核定输配电价未覆盖的电压等级电力用户，可采取电网购销差价不变的方式(原表述为：采用价差传导的方式开展交易)。
删除：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。
19、新增：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。
20、交易组织
原表述：[年度交易时序]年度交易周期，首先确定次年国家指令性和政府间协议的跨省跨区电量合同，其次确定优先发电合同，再次开展年度双边交易，最后开展年度集中竞价交易(双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易。
现表述给予了相当明确的细化，值得反复阅读：
(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(燃煤除外)。各地结合电网安全、供需形势、电源结构等，科学安排本地优先发电。首先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时以及可再生能源调峰机组优先发电，其次按照二类优先发电顺序合理安排。各地也可以按照气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏的先后次序，放开发电计划。优先发电机组参与电力直接交易时，各地应制定措施保障落实。
(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)确定燃煤发电企业基数电量。各地根据本地区年度发电预测情况，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，则该部分需求在燃煤发电企业中分配，作为其年度基数电量。各地应有序放开发用电计划，按照国家发展改革委、国家能源局确定的比例逐年缩减燃煤发电企业基数电量，直至完全取消。
(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。
21、新增：在电力供应宽松的情况下，受入省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，送出省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。
22、删除：为做好年度竞价交易中省内交易与跨省跨区交易的衔接，采取以下交易方式：(一)对于送电省：首先在省平台开展省内集中直接交易，然后在区域平台开展跨省跨区集中交易，最后省和区域平台开展合同转让交易。省平台直接交易的发电企业未成交电量及其报价，自动送入区域平台参与跨省跨区交易;(二)对于受电省：省内集中直接交易和跨省跨区集中交易在省平台和区域平台上同时开展，最后省和区域平台开展合同转让交易。市场交易主体可以在省和区域平台同时注册，但每次交易只能选择在一个平台报价。两个平台可采取统一出清、统一校核、结算分离的方式，也可采用分别出清、分别校核、结算分离的方式。
23、新增：年度基数电量合同签订
根据燃煤发电企业基数电量安排，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。
24、删除：若按市场方式难以达成交易，在受入地区仍有电量消纳能力的前提下，可采取强制跨省发电权的方式，即由送出地区可再生能源购买有消纳能力地区的火电直接交易合同电量，购买价格执行受入省最近一次火电合同电量转让集中竞价交易价格。
25、新增： 各地应当事先约定跨省跨区紧急支援交易的价格及其他有关事项。
26、新增：各级电力调度机构均有为各交易机构提供电力交易(涉及本电力调度机构调度范围的)安全校核服务的义务。
27、全校核未通过时，对于双边协商交易，按时间优先、等比例原则进行削减;对于集中竞价交易，按价格优先原则进行削减，(新增：价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的，可以转让。)
28、新增：对于电力直接交易合同约定交易曲线的，其中发电企业部分合同约定了交易曲线的，电力调度机构根据系统运行需要，运行前安排无交易曲线合同的发电曲线，与合同约定曲线叠加形成次日发电计划;发电企业全部合同约定了交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划。
未约定交易曲线的电力直接交易合同以及优先发电合同和基数电量合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。
29、合同电量偏差处理
此处修改最大
原表述分为三条：
[合同电量调整]电力市场交易双方根据年度交易合同，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可于每月5日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整申请，通过交易平台上报电力交易机构，经安全校核后，作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。
[偏差电量平衡原则]未开展现货交易的地区，为尽量处理合同电量执行偏差，推荐采取预招标方式按月平衡偏差，也可根据实际情况选取附件中提供的其他四种合同电量偏差处理方式。
[预招标处理方式]预招标方式按月平衡偏差是指月度交易结束后，通过预招标方式确定次月上调机组调用排序(按增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按补偿价格由低到高排序)。月底最后一周，调度机构根据各个机组的合同完成率，判断当月基本电力供需形势。当电力供需形势紧张时(月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时)，基于预招标确定的机组排序，优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组严格按合同电量安排发电计划;当电力需求不足时(月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时)，优先安排补偿价格较低的机组减发电量，其余机组严格按合同电量安排发电计划。
现表述为：
1)中长期合同执行偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理(即优先发电、基数电量合同优先结算)。
预挂牌月平衡偏差方式是指月度交易结束后(如果不需要开展月度交易，可以直接开展预挂牌)，通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序(按照增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按照补偿价格由低到高排序)。每月最后7日，电力调度机构根据各机组整体合同完成率，判断当月基本电力供需形势。当电力供需形势紧张时(月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时)，基于预挂牌确定的机组排序，满足电网安全约束的前提下，优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组按合同电量安排发电计划;当电力需求不足时(月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时)，优先安排补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。
2)除以上方式外，各地还可以采取以下三种方式之一处理合同电量偏差，也可以根据实际探索其他偏差处理方式。
(一)预挂牌日平衡偏差方式。月度交易结束后，通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序(按照增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按照补偿价格由低到高排序)。实时运行过程中，当系统实际用电需求与系统日前计划存在偏差时，按照价格优先原则调用相应机组增发电量或减发电量，保障系统实时平衡。机组各日的增发电量或减发电量进行累加(互抵)，得到月度的净增发电量或净减发电量，按照其月度预挂牌价格进行结算。其余机组原则上按日前制定的计划曲线发电。
(二)等比例调整方式。月度交易结束后，在实时调电过程中，电力调度机构按照“公开、公平、公正”要求，每日跟踪各发电企业总合同执行率，以同类型机组总合同执行率基本相当为目标，安排次日发电计划。发电企业超发、少发电量按照各自月度计划合同和市场合同电量比例划分，超发电量按照其全部合同的加权平均价格进行结算，少发电量对相应合同进行扣减且后期不予追补。用户承担超用、少用偏差责任并且支付偏差考核费用，偏差考核费用按照发电企业电量或者电费比例返还给发电企业。采用本方式导致的发电企业合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。
(三)滚动调整方式。此方式适用于发电计划放开比例较低地区。发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整，用户侧合同电量可以月结月清，也可以按月滚动调整。采用本方式导致的发电企业优先发电和基数电量合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。
30、偏差电量结算
原表述：[偏差电量结算]建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。以年度交易和月度交易为主的地区，按月清算、结账;开展周(日)交易的地区，按周(日)清算，按月结账。预招标按月平衡偏差时的结算流程和结算价格如下：
(一)发电侧
1.新能源、可再生能源：按实际发电量和政府批复的上网电价结算;年内累计发电量超过年度核价利用小时数后，参与市场交易、按成交合同结算。
2.新能源、可再生能源之外的所有合同电量(含优先发电合同电量、市场合同电量、预招标调用电量):
存在超发电量的机组，优先发电合同电量、市场合同电量和预招标增发电量按其合同电量和合同价格结算，超出部分按月度集中竞价交易最低成交价格结算;因自身原因导致少发的电厂，按其优先发电合同电量和市场合同电量的加权平均价结算实际发电量，少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付违约金;因提供下调服务导致少发的电厂，按按其优先发电合同电量和市场合同电量的加权平均价结算实际发电量，少发电量按其预招标补偿价格结算。机组提供的增发电量和减发电量，以调度安排为准，机组擅自增发或减发的电量视为偏差电量，纳入考核范畴。
(二)用户侧
1.市场用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权价结算总合同电量，3%以内的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价结算，3%以上的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的110%结算。
市场用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权价结算实际用电量，3%以内的少用电量按系统下调电量补偿单价的50%缴纳违约金(系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的5%缴纳违约金)，3%以上的少用电量按系统下调电量补偿单价缴纳违约金(系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的10%缴纳违约金)。
下调电量补偿单价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量
发电侧下调电量总补偿费用由所有机组下调电量的补偿价格和机组下调中标电量的乘积累加得到。
2.优先购电用户按实际用电量和目录电价结算。
3.优先购电用户实际用电量与优先发电合同电量存在偏差时，3%以内的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的5%缴纳违约金，3%以上的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%缴纳违约金;3%以内的少用电量按下调电量补偿单价的50%缴纳违约金(系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的5%缴纳违约金)，3%以上的少用电量按下调电量补偿单价缴纳违约金(系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的10%缴纳违约金)。
违约金由电网运营企业承担，电网运营企业也可以通过对地方电厂、电网的考核按责任分摊部分违约金。
(三)用户违约金、发电企业违约金、下调电量的补偿金额，首先进行平衡，盈余或缺额部分由所有发电企业按上网电量比重分摊。
(四)市场用户的电费构成包括：电量电费、违约金、输配电费、政府性基金与附加。发电企业的电费构成包括：电量电费(含上调电量电费和下调电量电费)、违约金、平均分摊的结算差额资金。
[电网原因造成的偏差]对于电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由电网运营企业承担相关偏差考核费用;对于不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由所有市场交易主体共同分摊相关费用。
现表述：
建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。以年度交易和月度交易为主的地区，按月清算、结账;开展周(日)交易的地区，按周(日)清算，按月结账。
采用预挂牌月平衡偏差方式的，结算流程和结算价格如下：
(一)发电侧
1.根据可再生能源次月整体最大发电能力预测值，安排其他类型电源的月度发电计划，并按照有关规定和实施细则对可再生能源进行结算。风电、光伏和无调节能力的水电(含部分时段无调节能力的水电)可按照申报次日可发电量方式累加得到月度发电计划。
2.其他机组实际上网电量小于其月度优先发电和基数电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。
3.其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量但小于月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按其所签订的市场合同加权平均价结算剩余电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。
4.其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算。
机组提供上调服务(或下调服务)导致的增发电量(或减发电量)，均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。
5.全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易最低成交价结算;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿。
6.各地可按照以上原则，区分电源类型细化结算方式和流程。
(二)电力用户侧
1.市场电力用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权平均价结算总合同电量，超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算)。
市场电力用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用)。
下调电量补偿单价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量
发电侧下调电量总补偿费用由所有机组下调电量的补偿价格和机组下调电量的乘积累加得到。
2.非市场电力用户(含优先购电电力用户，下同)按实际用电量和目录电价结算。
3.非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量时，2%以内的超用电量免于支付偏差考核费用;2%以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用。
非市场电力用户的总用电量小于优先发电电量和基数电量时，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按下调电量补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用)。
非市场电力用户用电偏差导致的偏差考核费用由电网企业承担，电网企业也可以委托电力调度机构通过对非统调电厂、地方电网造成的偏差进行计量，按责任分摊部分偏差考核费用。
4.对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算);每日各时段的累计少用电量，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用)。
(三)电力用户偏差考核费用、发电企业偏差考核费用，以及上调服务所增加的电网企业结算正收益，统一用于支付下调机组的补偿费用，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重返还或分摊。
上调服务所增加的电网结算正收益=(优先发电和基数电量加权平均价—机组上调服务加权平均价)×(非市场电力用户当月实际用电量—可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量—其他类型电源当月计划合同电量)
优先发电和基数电量加权平均价=(可再生能源政府批复电价(不含补贴)×可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源政府批复电价×其他类型电源当月计划合同电量)/(可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源当月计划合同电量)
以上用电量均按上年网损率折算到发电侧。
31、市场电力用户的电费构成包括：电量电费、偏差考核费用(原稿为：违约金)、输配电费、政府性基金与附加等。发电企业的电费构成包括：电量电费、下调服务补偿费[原稿为：电量电费(含上调电量电费和下调电量电费)]、偏差考核费用、平均分摊的结算差额或盈余资金、(新增：辅助服务费用)。
32、各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，(新增：并由电网企业承担电力用户侧欠费风险)。
（编辑：东北亚） |
电力行业需深入推进供
