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电监会发布跨省跨区电能交易基本规则
发表于:2012-10-29 16:55:00

近日,电监会发布《跨省跨区电能交易基本规则(试行)》

《规则》明确,省级电网公司以及符合条件的独立配售电企业和电力用户均可以作为跨省跨区电能交易购电主体;跨省跨区电能交易原则上均应采取市场化的交易方式;年度交易优先保证清洁能源消纳利用。

近日,电监会发布《跨省跨区电能交易基本规则(试行)》(以下简称《规则》)。《规则》由7章组成,包括总则、交易组织和申报、交易方式及排序原则、合同执行与调整、交易价格与输电费用、监管措施和附则,共32条,自2013年1月1日起试行。

《规则》对于落实国家能源战略,进一步规范跨省跨区电能交易行为,充分发挥市场在资源配置中的基础性作用,保障市场主体合法权益,将发挥积极作用。对于交易组织和申报,《规则》明确跨省跨区电能交易市场主体分为售电主体、输电主体和购电主体。售电主体主要为已取得发电业务许可证的发电企业,以及受发电企业委托的电网企业;输电主体为已取得输电业务许可证的电网企业;购电主体为省级电网公司,以及符合条件的独立配售电企业和电力用户。

《规则》强调,发电企业应直接在电力交易平台上参与跨省跨区电能交易,除小水电、风电等打捆外送电交易,月度以内的短期或临时交易,其他必要的跨省跨区电能交易,可委托送出省电网公司代理交易外,省电网企业一般不得代理省内发电企业参与跨省跨区电能交易。委托和代理双方一般应签订委托代理协议,报电力监管机构备案。

《规则》指出,跨区、跨省电能交易同时组织时,年度交易原则上应在保证清洁能源消纳利用的前提下,区域内优先平衡;月度及月度以内交易应以保障系统安全稳定运行和电力可靠供应为前提,在更大范围内实现资源优化配置和余缺调剂。

为了规范电能交易机构和市场主体的交易注册申报制度,《规则》还设计了发电企业和购电电网企业交易参数申报表。

针对交易方式及排序原则,《规则》明确指出,除国家明确的年度跨省跨区电量交易以外,跨省跨区电能交易原则上均应采取市场化的交易方式。

根据《规则》,市场化的交易方式主要分为集中撮合方式和双边协商方式,当购电主体主要为省级电网企业时,跨省跨区电能交易原则上以集中撮合方式为主,双边协商方式为辅。

集中撮合方式组织的跨省跨区电能交易中,售电侧,需按照节能环保的原则进行排序;购电侧,则按照资源优化配置和余缺调剂的原则进行排序;当购电侧与售电侧电量平衡时,按照分配序列依次进行购、售主体匹配;当购电侧与售电侧电量不平衡时,按照序列中的权重比例在购、售电主体间进行分摊。同一区域内,购电侧与售电侧电量分配权重标准应该统一。

就交易的合同执行与调整,《规则》表示,市场主体签订的跨省跨区交易合同是交易执行与结算的法律依据。年度跨省跨区电能交易合同的分月合同电量原则上不进行滚动调整。确有需要调整的,调整情况应事先向市场主体发布,并报区域电力监管机构备案;当实际需求与合同电量出现偏差时,经交易相关主体(含输电方)协商一致,可自愿选择合同转让或合同回购等方式进行调整;协商不一致时,按照合同中约定的违约条款执行。

关于跨省跨区交易中的交易价格与输电费用,《规则》指出,上网侧电价及输电环节收费标准,按照国家有关规定执行;同时支持具备条件的地区,逐步探索形成市场化的价费形成机制。

此外,《规则》明确输电费用按照实际物理输送电量收取,同一断面输电费用应按一定周期内物理输送电量互抵后的净值收取。输电断面划分及互抵周期在实施细则中明确。

《规则》强调,输电损耗在输电价格中已明确包含的,不再单独或另外收取;跨省跨区电能交易合同转让和回购,原则上不另行收取输电费用。

附件

跨省跨区电能交易基本规则(试行)

第一章  总 则

第一条 为落实国家能源战略,进一步规范跨省跨区电能交易行为,充分发挥市场在资源配置中的基础性作用,保障市场主体合法权益,依据《电力监管条例》和有关法律、行政法规制定本规则。

第二条 跨省跨区电能交易坚持以市场为导向、以电网安全和公平开放为基础,坚持科学调度、余缺调剂、交易公平、价格合理、结算及时,充分利用电网互联优势,促进资源配置和节能减排,保障电力平衡和安全供应。

第三条 跨省跨区电能交易市场主体分为售电主体、输电主体和购电主体。售电主体主要为已取得发电业务许可证的发电企业,以及受发电企业委托的电网企业;输电主体为已取得输电业务许可证的电网企业;购电主体为省级电网公司,以及符合条件的独立配售电企业和电力用户。

第四条 国家电力监管委员会及其派出机构(以下简称电力监管机构),依据有关法律法规对跨省跨区电能交易实施监管。

第五条 依据本基本规则,跨区域电能交易的相关规定由国家电力监管委员会组织制定;区域内跨省电能交易实施细则由相应区域电监局会同省电监办组织制定,报国家电力监管委员会备案。

第六条 电力监管机构应定期组织市场主体对电力交易、调度机构的工作进行评价,适时向社会公布评价结果。

第七条 电力企业不得自行制定约束其他市场主体行为的跨省跨区电能交易管理文件。

第二章 交易组织和申报

第八条 电力交易机构依据规则负责跨省跨区电能交易的具体组织和实施,并负责相应交易平台的建设、运营和维护。

第九条 跨省跨区电能交易实行注册管理制度。参与交易的市场主体应当向电力交易机构提交注册申请。

第十条 发电企业应直接在电力交易平台上参与跨省跨区电能交易,省电网企业一般不得代理省内发电企业参与跨省跨区电能交易。

根据各地电能交易组织的具体情况,有以下情形之一的,可委托送出省电网公司代理交易,委托和代理双方一般应签订委托代理协议,报电力监管机构备案。

(一)小水电、风电等打捆外送电交易;

(二)月度以内的短期或临时交易;

(三)其他必要的跨省跨区电能交易。

第十一条 省级电网企业,在申报外购电需求时,应充分考虑省内电力电量平衡实际情况,听取各方面意见,向省内发电企业和电力监管机构通报外购电量测算方案。

省电网公司通报的交易参数应包括:购电量(年度交易应分解到月)、购电价格、输电费用(含网损)、所在地区发电设备平均负荷率及系统备用率等。(通报格式参见附表1)

第十二条 发电企业进行跨省跨区电能交易,原则上以单个机组为单位在交易平台上进行申报。经批准,同一发电厂的多个机组可集中申报。

发电企业申报的交易参数应包括:售电量(年度交易应分解到月)、机组容量、供电煤耗、上网电价、脱硫脱硝设施投运情况、冷却方式等。(申报格式参见附表2)

第十三条 购售电主体应保证所注册信息及交易参数真实、准确。必要时,电力监管机构应对申(通)报信息进行核查,发现虚报、瞒报等违规行为及时处理。

第十四条 跨区、跨省电能交易同时组织时,年度交易原则上应在保证清洁能源消纳利用的前提下,区域内优先平衡;月度及月度以内交易应以保障系统安全稳定运行和电力可靠供应为前提,在更大范围内实现资源优化配置和余缺调剂。

第三章 交易方式及排序原则

第十五条 除国家明确的年度跨省跨区电量交易以外,跨省跨区电能交易原则上均应采取市场化的交易方式。

第十六条 市场化的交易方式主要分为集中撮合方式和双边协商方式:

(一)集中撮合方式是指购、售电主体通过跨省跨区交易平台直接进行购售需求申报,由交易系统按照规定的排序原则进行交易匹配,形成无约束交易意向,经电力调度机构安全校核后,形成有约束交易结果。

(二)双边协商方式是指购、售电主体根据自愿原则,自主协商确定交易电量和价格,形成无约束交易意向,经电力调度机构安全校核后,形成有约束交易结果。

当购电主体主要为省级电网企业时,跨省跨区电能交易原则上以集中撮合方式为主,双边协商方式为辅。

第十七条 集中撮合方式组织的跨省跨区电能交易,应按照以下原则进行交易排序和匹配:

(一)售电侧,按照节能环保的原则进行排序,原则上先清洁能源机组后火电机组;对于火电机组,结合机组申报的售电量、供电煤耗、脱硫脱硝效率、上网电价等权重因素,计算售电量分配序列。同一价区内,高效环保机组优先。

(二)购电侧,按照资源优化配置和余缺调剂的原则进行排序,结合申报购电量、购电价格、输电费用(含网损)、所在地区发电设备平均负荷率及系统备用率等权重因素,计算购电量分配序列。

(三)当购电侧与售电侧电量平衡时,按照分配序列依次进行购、售主体匹配;当购电侧与售电侧电量不平衡时,按照序列中的权重比例在购、售电主体间进行分摊。

(四)同一区域内,购电侧与售电侧电量分配权重标准应该统一。

第十八条 经电力调度机构安全校核的有约束交易排序成交结果,由电力交易机构或电力调度机构及时向市场主体发布。(格式参见附表3、4)

第十九条 跨省跨区电能交易的输电方应公平开放输电网,并向相关市场主体、电力监管机构披露输电环节相关收费信息(见附表5)。

第二十条 市场主体应当签订跨省跨区电能交易合同,明确结算方式、输电费用和违约责任等。月内完成的临时交易,应在事后补充签订合同。

第四章  合同执行与调整

第二十一条市场主体签订的跨省跨区交易合同是交易执行与结算的法律依据。

第二十二条交易合同执行与结算的优先级,由高到低依次为:

(一)跨省跨区事故应急支援交易;

(二)年度跨省跨区电能交易;

(三)月度跨省跨区电能交易;

(四)月内短期或临时跨省跨区电能交易。

当实际跨省跨区电能交易供需发生变化,需对交易合同进行调整时,合同调整的次序与上述相反。

第二十三条年度跨省跨区电能交易合同的分月合同电量原则上不进行滚动调整。确有需要调整的,调整情况应事先向市场主体发布,并报电力监管机构备案。

第二十四条当实际需求与合同电量出现偏差时,经交易相关主体(含输电方)协商一致,可自愿选择合同转让或合同回购等方式进行调整;协商不一致时,按照合同中约定的违约条款执行。

(一)合同转让,是指在购电省需求发生变化,自身无法履行原有合同时,由购电方将已生效的原购电交易合同全部或部分转让给第三方,不影响送电侧的合同执行和结算。如因发电企业原因导致无法履行原有合同时,可通过发电权交易将合同转让给其他发电企业,不影响购电侧的合同执行和结算。

(二)合同回购,是指在售电省或购电省需求发生变化,或因售电方原因导致无法履行原有合同时,经合同有关各方同意,可由售电方将已生效的原售电交易合同全部或部分从原购电方购回。

(三)合同调整须签订相应补充合同。

第二十五条月内短期或临时交易合同原则上不进行转让和回购,交易无法完成时,执行约定的违约条款。

第二十六条跨省区电能交易合同及转让、回购合同须按规定报相应电力监管机构备案。

第二十七条参与跨省跨区交易的售电主体,应按照辅助服务考核与补偿的相关规定,承担必要的跨省跨区辅助服务义务。

第五章  交易价格与输电费用

第二十八条跨省跨区交易中的上网侧电价及输电环节收费标准,按照国家有关规定执行。支持具备条件的地区,逐步探索形成市场化的价费形成机制。

第二十九条输电费用按照实际物理输送电量收取,电能计量关口的设置应向市场主体公布。同一断面输电费用应按一定周期内物理输送电量互抵后的净值收取。输电断面划分及互抵周期在实施细则中明确。

第三十条 输电损耗在输电价格中已明确包含的,不再单独或另外收取。由于潮流穿越而引起的省级电网输电损耗,按国家核定的标准执行;未经核定的,可按前三年220千伏及以上线路平均输电损耗水平执行,应向市场主体通报,并报电力监管机构备案。

第三十一条跨省跨区电能交易合同转让和回购,原则上不另行收取输电费用。

第六章  附 则

第三十二条本规则自2013年1月1日起试行。

 

来自: 电监会网站

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