电监会发布跨省跨区电能交易基本规则
来源：电监会 | 0评论 | 3788查看 | 2012-12-19 09:31:56
电监会日前发布《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
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