东北区域省间电能交易办法

关于印发《东北区域省间电能交易办法》的通知东北监能市场〔2016〕202号东北电网有限公司，辽宁、吉林、黑龙江省电力公司，蒙东电力公司，各有关发电企业：为推进东北区域跨省电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置，保障东北区域可再生能源消纳，依据电改9号文及其配套文件，以及《国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（发改价格[2015]962号）等相关规定，结合东北地区实际，我局制定了《东北区域省间电能交易办法》，现印发给你们，请遵照执行。附件：东北区域省间电能交易办法国家能源局东北监管局2016年9月26日

东北区域省间电能交易办法第一章总则第一条为推进东北区域跨省电力交易市场化，促进电力资源在更大范围优化配置，保障东北区域可再生能源消纳，依据电改9号文及其配套文件，以及《国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（发改价格[2015]962号）等相关规定，结合东北地区实际，按照安全稳定、循序渐进、统筹兼顾、优先消纳可再生能源的原则，制定本办法。第二条东北区域省间电能交易是东北区域电力市场的组成部分，是指在省间联络线中长期合约电量之外，以调剂余缺和消纳可再生能源为目的，通过相关电力市场交易平台与外省市场主体开展的电能交易。可再生能源优先参与东北区域省间电能交易。第三条东北区域省间电能交易在保证电网安全稳定运行和正常用电秩序前提下，以市场为导向，坚持公平、透明和市场主体自愿的原则，实现区域内电力资源优化配置。第四条开展东北区域省间电能交易要维护电力调度秩序，保证调度的权威性和严肃性，有关各方要服从电力统一调度，保证电力供应，共同保障电网安全、稳定、优质、经济运行。第五条东北区域省间电能交易的市场主体包括国家电网公司东北分部，辽宁、吉林、黑龙江、蒙东电力公司和经准入并在相关网、省电力市场交易平台注册的发电企业、电力用户、售电企业等。第六条电网企业应公平开放电网，为省间电能交易提供输电服务，并按照规定收取输电费用。第七条本办法中，电力、电量、电价（含税）和电费的量纲分别为万千瓦、万千瓦时、元/兆瓦时和元。第八条国家能源局东北监管局（以下简称东北能源监管局）负责对东北区域省间电能交易实施监管。第二章交易价格和网损第九条东北区域省间电能交易价格按照《国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（发改价格[2015]962号）有关规定执行。市场初期，送电价格暂执行国家已核定的跨省跨区电能交易送电价格；条件成熟后，送受电双方可按照市场化方式确定交易价格。第十条输电价格（一）国家已规定输电价格的，严格按照国家规定的价格执行。（二）国家尚未规定输电价格的，按照国家相关规定原则上送电省电网企业的跨省输电价格不得超过每千瓦时0.03元（含网损）。（三）购电主体为售电企业或电力用户时，购电省省内输配电价按价格主管部门相关规定执行。（四）如国家价格主管部门调整现有或出台新的跨省输电价格标准，严格按规定执行新的跨省输电价格标准。第十一条交易成交电量考虑送电省上一年度一次网损率折算发电企业交易上网电量；如交易穿越其他省电网，则考虑穿越省上一年度500千伏平均一次网损率再次进行折算。购电主体为售电企业或电力用户时，省内网损按照相关规定执行。第三章交易组织第十二条东北区域省间电能交易模式分为挂牌交易、协商交易、撮合交易，具体交易模式由东北电力交易平台确定并发布。市场初期，采取挂牌交易模式，东北电力交易平台发布总交易规模后，各省（区）按照原年度计划联络线电量比例，确定本省（区）具体挂牌交易规模。第十三条省间电能交易按时间周期又可分为长期交易和月度交易，根据市场需求也可组织临时交易。第十四条东北区域省间电能交易可由东北电力交易平台组织开展，也可由省电力交易平台组织开展。挂牌交易在各省（区）电力交易平台开展，蒙东地区交易可由东北电力交易平台开展，也可由蒙东电力交易平台开展。第十五条相关电力市场交易平台原则上于25日前发布下月各市场主体申报的交易需求。交易相关的具体时间以相关电力市场交易平台发布的通知为准。第十六条相关电力市场交易平台可根据市场交易需求和电网运行实际情况，确定网省交易平台、市场主体、交易模式、交易周期，以及交易电量（电力）、价格限制（包括设立最高限值和最低限值）等，并在交易前予以发布，交易后报东北能源监管局备案。第十七条省间电能交易结果发布后，相关电力市场交易平台按交易结果形成<省间电能交易工作单》，于交易结果发布次日传递给相关调度、交易、财务等部门。第十八条《省间电能交易工作单》是相关企业在书面合同签订前组织实施省间电能交易的依据，内容包括交易主体、交易周期时段、交易电量（电力）、交易价格等。第四章挂牌交易第十九条挂牌交易模式是指购电主体和售电主体在相关电力市场交易平台针对固定的交易周期时段、电量（电力）、电价等市场需求进行申报认购，并经安全校核后成交的省间电能交易模式。第二十条有交易意向的购电主体在相关电力市场交易平台提出挂牌交易申请，包括交易的周期时段、交易电量（电力）和交易电价。由售电主体按照相关电力市场交易平台发布的市场需求和挂牌价格，自主申报认购交易周期时段、交易电量（电力）。第二十一条根据交易需求，相关电力市场交易平台将挂牌交易的市场主体名称、交易周期时段、交易电量（电力）、交易电价、输配电价、损耗、各主要约束断面输电能力（电量）及剩余输电能力（电量）等信息予以发布。第二十二条挂牌交易每批原则上不超过三轮，当申购总电量不大于需求电量时，按申购电量成交；当申购总电量大于需求电量时，发电企业按照容量占比成交。火电企业按照考虑权重系数后的容量占比成交，权重系数的计算参照《东北火电送华北电量交易办法（试行）>。第二十三条在按照容量占比成交的情况下，如申报单元计算电量值大于其申购电量，按申购电量成交，其中差值由其它单元按上述公式再行计算。第二十四条挂牌交易计算完成后，相关电力市场交易平台经安全校核后发布交易结果。第五章协商交易第二十五条协商交易模式是指购电主体和售电主体协商达成交易意向，经相关电力市场交易平台进行安全校核后，相关主体签订合同予以确认的省间电能交易模式。第二十六条购电主体和售电主体通过协商确定交易电量（电力）、电价和周期时段，形成协商交易申请。第二十七条相关电力市场交易平台接到协商交易申请后，完成包括电量（电力）空间、发电能力、运行方式、输电阻塞等的安全校核，并根据安全校核结果发布成交信息。第六章撮合交易第二十八条撮合交易模式是指购电主体和售电主体集中在相关电力市场交易平台双向申报电量（电力）、电价等数据，以撮合方式经安全校核后成交的省间电能交易模式。第二十九条有交易意向的购电主体或售电主体向相关电力市场交易平台提交撮合交易需求。第三十条相关电力市场交易平台在接到交易需求后发布以下信息：（一）撮合交易电量（电力）及时段；（二）各轮次交易总电量（电力）空间；（三）各发电企业基本情况；（四）输配电价、电网损耗率情况；（五）交易开始和结束时间；（六）交易价格机制；（七）电网输电安全约束情况。第三十一条撮合交易的组织：（一）购电主体和售电主体在相关电力市场交易平台申报交易时段、电量（电力）、电价；（二）交易分轮次开展，但不超过3轮；（三）双方每轮次可多段报价，但不得超过3段；（四）售电主体申报每段电量不得小于规定限值，售电主体合计申报电量不得超过其剩余发电空间；（五）购电主体按其分段申报电价扣除对应的输配电价等中间费用后从高到低排序，售电主体按其分段申报电价从低到高排序；（六）按照双方申报价格的排序，计算购电主体申报电价（剔除输配电价、政府性基金和附加后）与售电主体申报电价之间的价差；（七）双方按照价差从大到小顺序成交，价差为零或交易电量满足需求时交易结束。（八）成交价格有按申报价格结算和出清价格结算两种方式，具体采用何种方式由市场运营机构事先发布。若采用申报价格结算，成交价格=（购电主体申报电价-输配电价-政府基金及附加+售电主体申报电价）／2若采用出清价格结算，成交价格=（购电主体边际价格-输配电价-政府基金及附加+售电主体边际价格）／2其中，购电主体边际价格为购电主体最低配对价格，售电主体边际价格为售电主体最高配对价格。（九）对于报价相同的发电企业，按照考虑权重系数后的容量占比成交。权重系数的计算参照《东北火电送华北电量交易办法（试行）》。第七章合同签订与执行第三十二条省间电能交易结果一经相关电力市场交易平台确认并发布即视为达成交易。各方应按照相关规定签订交易合同，并作为交易执行依据。第三十三条省间电能交易可以由交易相关各方共同签订合同，也可以由电网企业间签订互供电量交易合同，并按照结算关系分别由电网企业与相关市场主体签订交易合同。第三十四条达成交易后，发电企业交易电量为其新增发电空间。对于风电企业交易电量，电力调度机构应在其原有发电空间基础上进行叠加，区域级电力调度机构应在原省间联络线基础上叠加风电企业交易空间。第三十五条发电企业如遇特殊情况，不能完成交易电量时，通过相关电力市场交易平台在准入的发电主体之间进行合同转让交易，鼓励可再生能源发电企业优先受让。第三十六条省间电能交易电量结算原则为月度结算、年度清算。各市场主体按照相关电力市场交易平台出具的结算凭据进行结算。第三十七条可再生能源补贴