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青海省电力中长期分时段交易规范指引征求意见:申报下限80元/兆瓦时、上限650元/兆瓦时

2025-10-13 13:49
发布者:浙江凌晨科技有限公司
来源:浙江凌晨科技有限公司
标签:电力中长期交易电力交易宁夏电力市场
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10月10日,青海电力交易中心发布关于征求青海省电力中长期交易规范指引(征求意见稿)意见建议的通知。文件提出,中长期分时段交易每个时段均应设置申报价格上下限,各时段申报价格的限额可统一设置为下限80元/兆瓦时、上限650元/兆瓦时。后期,可结合现货市场运行和现货市场价格情况每年动态调整中长期分时段申报价格限额,促进中长期与现货市场的价格衔接。

详情如下:

青海电力交易中心有限公司关于征求青海省电力中长期交易规范指引(征求意见稿)意见建议的通知_01.jpg

附件1:

青海省电力中长期分时段交易规范指引

(征求意见稿)

第一章  总则

第一条 为规范开展青海省电力中长期分时段交易,促进电力中长期市场与现货市场协同运行,依法维护电力经营主体的合法权益,推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设,根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其配套文件、《电力市场运行基本规则》(国家发改委2024年第20号令)、《国家发展改革委 国家能源局关于印发电力中长期交易基本规则的通知》(发改能源规〔2020〕889号)、《国家发展改革委关于进一步深化燃煤上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439 号)、《国家发展改革委 国家能源局关于印发售电公司管理办法的通知》(发改体改规〔2021〕1595 号)、《国家发展改革委 国家能源局关于印发电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章的通知》(发改能源〔2024〕1123号)、《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)、《青海省电力中长期交易规则(西北监能市场〔2021〕19号)》及《青海省电力中长期交易规则补充规定》等有关文件政策和规则规定,结合青海电力市场实际,制定本规范指引。

第二条 电能量交易按照交易周期分为电力中长期交易和电力现货交易。电力中长期交易指对未来某一时期内交割电力产品或服务的交易,包含数年、年、月、周、多日等不同时间维度的交易。电力中长期交易包括电力批发交易和电力零售交易。电力批发交易指发电企业、电力用户、售电公司等经营主体,通过市场化方式,开展的电力中长期交易。电力零售交易指售电公司向电力用户售电,在约定服务周期内所提供相关服务的市场交易。电力现货交易,是指通过现货交易平台在日前及更短时间内集中开展的次日、日内至实时调度之前电力交易活动的总称。

执行政府定价的优先发电电量为政府授权厂网间双边交易电量,签订厂网间购售电合同,相应合同纳入电力中长期交易合同管理范畴。

第三条 市场成员应严格遵守市场规则,自觉自律,不得操纵市场价格、损害其他经营主体的合法权益。

任何单位和个人不得非法干预电力市场正常运行。

第四条 国家能源局西北监管局和省政府电力主管部门根据职能依法履行青海省电力中长期分时段交易监管职责。

第二章  市场成员

第五条 市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。其中,经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体(含新型储能企业、负荷聚合商、虚拟电厂等);电力市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。

第三章 交易品种和交易方式

第六条 电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易、绿色电力交易,灵活开展合同转让、合同变更交易等。

第七条  交易品种

(一)电能量交易指经营主体根据交易规则,以协商或者竞价等市场化方式,对未来某一时期内的电能量进行买卖,从而确定电能量的价格、交易执行时间、交易量等合同要素,完成购售电的行为,包含数年、年、月、月内多日等不同时间维度的交易。

(二)绿色电力是指符合国家有关政策要求的风电(含分散式风电)、太阳能发电(含分布式光伏发电和光热发电)、 常规水电、生物质发电、地热能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量。绿色电力交易指以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的电力交易品种,交易电力的同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书(以下简称绿证),用以满足发电企业、售电公司、电力用户等出售、购买绿色电力的需求。初期,参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目,条件成熟时,可逐步扩大至符合条件的其他可再生能源。绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明,是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。

(三)合同转让交易指合同其中一方对未履行的合同的全部或部分,通过市场交易方式转让给第三方经营主体。

(四)合同变更交易指购售双方对持有的交易合同未执行部分交易电量、价格、电力曲线等进行协商变更。交易方式主要为双边协商。原则上合同变更交易电量只能做调减。

第八条 电力中长期交易可以采用双边协商交易、集中交易两种方式进行。

(一)双边协商指交易双方协商一致后,由一方通过交易平台将需求电量、价格、电力曲线等申报信息向交易意向方提出要约,由交易意向方接受该要约的交易方式。

(二)集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。

第九条 根据交易标的物执行周期不同,中长期电能量交易包括年度(多年)电量交易(年度交易指执行时间为自次年起多年分解到月、次年全部月份、次年部分月份的交易。年度交易在年度市场开展,每年开展一次)、月度电量交易(月度交易指执行时间为次月全部或部分自然日的交易。月度交易在月度市场开展,每月开展一次)、月内(多日)电量交易(月内市场于每月月度市场闭市后开展,执行时间为次月月内剩余自然日的交易)等针对不同交割周期的电量交易。

第十条 推进中长期交易按工作日连续开市。以双边协商、滚动撮合、挂牌交易形式开展的电力中长期交易可连续或定期开市,以集中竞价交易形式开展的电力中长期交易定期开市。

第十一条 中长期分时段交易以交易周期内某时段的电量作为标的,一般将每天分为24个时段(0-23点),经营主体分别申报各时段的电量、价格,按照出清规则形成分时段的电量、电价中长期交易合约。原则上电能量交易开展分时段交易,水火风光发电企业同台竞价。

第十二条 经营主体自主进行分时段交易申报,也可参照市场运营机构推荐的典型发(用)电曲线进行申报。中长期分时段交易按照24时段(0-23点)分别申报,每个时段均应设置交易申报价格、申报电量上下限,分时段交易电量、电价、曲线通过市场交易形成。

第十三条 执行政府定价的优先发电电量,根据各类电源典型发电曲线,由发电企业和电网企业签订厂网间年度分月中长期带曲线分时段购售电合同,相关合同通过电力交易平台推送电力交易机构。

第十四条 电网企业根据省内电力电量供需市场预测情况,参与北京电力交易中心组织的跨区跨省交易,代理购买省内缺口电量。省间外购电分时段电量是省内用户参与省内中长期分时段交易的边界条件,优先交易、优先执行。原则上跨区跨省外购电(分时段)电量,通过分时段交易由对应时段用电主体购买消费。

用电主体参与省内中长期交易应根据自身分时段用电量或用电曲线,扣减对应分时段外购电交易成交结果形成的省内预申报分时段用电量或用电曲线,参与省内中长期分时段交易的申报。

第十五条 电网企业通过分时段挂牌交易或场内集中交易方式(不含撮合交易)方式代理购电。其中采取挂牌交易方式的,价格按当月月度集中竞价分时段交易价格确定;采用场内分时段集中竞价交易方式的,以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。代理购买居民农业和线损的市场化电量以当月月度集中竞价分时段交易加权均价结算。代理工商业用户购电的偏差电量以现货实时市场月度均价结算。

第十六条 同一经营主体可根据自身电力生产或者消费需要,购入或者售出电能量。同一经营主体不能在单次交易或分时段交易中的单个时段中既购入电量又出售电量,只能二者选其一。

为降低市场操纵风险,发电企业在单笔电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力,购电量不得超过其售出电能量的净值(指多次售出、购入相互抵消后的净售电量)。电力用户和售电公司在单笔电力交易中的售电量不得超过其购入电能量的净值(指多次购入、售出相互抵消后的净购电量)。

除电网安全约束外,不得限制发电企业在自身发电能力范围内的交易电量申报、不得限制电力用户(售电公司)在自身用电能力范围内的交易电量申报。经营主体参与电力市场交易,不得影响电网安全及市场公平。

第四章  价格机制

第十七条 工商业用户全部进入电力市场参与中长期分时段交易,按照市场价格购电。

第十八条 居民(含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户)、农业等用电由电网企业保障供应,执行现行目录销售电价政策。优先将低价保量保价优先发电电源、新能源机制电量用于保障居民、农业用电。若上述优先发电电量不足以满足居民、农业等优先购电电量需求,可按照低价电源优先保供的原则,通过市场化方式组织省内电源补足缺口电量。

第十九条 除保量保价优发电量执行政府核定价格外,电力中长期交易的上网电价应由经营主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成,第三方不得干预。

第二十条 中长期分时段交易每个时段均应设置申报价格上下限,各时段申报价格的限额可统一设置为下限80元/兆瓦时、上限650元/兆瓦时。后期,可结合现货市场运行和现货市场价格情况每年动态调整中长期分时段申报价格限额,促进中长期与现货市场的价格衔接。

第二十一条 工商业用户各时段的用电价格由各时段上网电价及上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等构成。上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算,线损电量由电网企业代理采购;系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、电价交叉补贴新增损益、线损损益、火电容量电费等;输配电价、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。

第二十二条 双边交易分时段价格按照双方合同约定执行。分时段集中竞价交易按照“价格优先、定时出清”的原则,集中申报,采用分时段统一边际出清的价格形成机制。滚动撮合交易按照“价格优先、时间优先、即时出清”的原则,采用报价撮合法,滚动申报、撮合成交的价格形成机制。挂牌交易按照分时段挂牌价格出清。

第五章 交易组织

第二十三条省内按照年度(多年)、月度(多月)、月内(多日)的顺序开展电力交易。按年度、月度定期开市,并向月内旬、周以及D-2日(D为交易执行日)交易延伸。组织开展月内电能量及合同融合交易,按工作日连续开市。

第二十四条 省间交易先于省内交易开展,其结果作为省内交易的边界条件。在省间交易开展前,预先进行省内电力电量供需平衡测算,优先保证省内电力电量供需平衡的基础上,市场成员可申报参与省间外送电交易。

第二十五条 电网企业于每年11月底前,预测形成次年省内年度分月分时段(可发)总发电曲线、省内年度分月分时段总用电曲线、年度分月净负荷曲线,预测年度分月外购电量和外送电量及曲线。

调度机构于每月5日前,预测形成省内月度分时段(可发)总发电曲线。电网企业预测形成省内月度分时段总用电曲线。调度机构预测形成全省月度净负荷曲线、月度外购电量和外送电量及曲线。

第二十六条 交易机构可设置发、用电等经营主体各时段交易申报电量(电力)最大限额,防控市场风险。

发电方经营主体:任一时段的申报电量(电力)不能超出该时段经营主体的最大发电能力。

用电方经营主体:任一时段的申报电量(电力)不能超出该时段经营主体的最大用电能力。

第二十七条 对于定期或连续开市的,交易公告应当提前

至少1 个工作日发布;对于不定期开市的交易,应当提前至少5 个工作日发布。交易公告发布内容应当包括:

(一)交易标的(含电量、电力和交易周期)、申报起止时间;

(二)交易出清方式;

(三)价格形成机制

(四)关键输电通道可用输电容量情况。

第二十八条 交易的限定条件事前应在交易公告中明确,原则上在申报组织以及出清过程中不得临时增加限定条件,确有必要的由电力交易机构公开说明。

第二十九条 电力交易机构基于电力调度机构提供的安全约束条件开展电力交易出清。

第三十条 交易优先级和执行原则如下:

(一)按交易周期,交易优先顺序依次为年度(含多年)交易、 月度(含多月)交易、 月内交易。

(二)在同一交易周期下,不同类型交易优先级由高至低如下:保量保价优先发电交易、保障电网安全必发机组(水电、火电、外购电等)优先发电交易、绿色电力交易、清洁能源电力交易、火电电力交易。

当调度机构安全校核不通过时,原则上交易出清结果按照上述交易优先级进行倒序削减。

第三十一条 零售市场交易按照青海省电力零售市场交易规则执行,售电公司、零售用户等经营主体通过“e-交易”APP开展零售市场交易。售电公司与零售用户主要开展固定服务费率分时段零售套餐市场交易。

第一节  年度(多年)交易

第三十二条 年度(多年)交易指执行时间为自次年起多年分月、次年全部月份、次年部分月份的交易。年度(多年)交易可通过双边协商或者集中交易的方式开展。

第三十三条 年度分时段交易按照年度分月(1-12月)、分时段申报、出清进行交易组织,原则上每年组织一次,经营主体每份电子合同形成12月×24时段的成交结果。

第三十四条 经营主体经过双边协商形成的年度(多年)分月意向协议(包括:电量、分时段电量或电力曲线、分时段电价),需要在年度双边交易申报截止前,通过电力交易平台提交至电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道年度可用输电容量,形成双边交易预成交结果。

第三十五条 采用集中交易方式开展年度(多年)交易时,发电企业、售电公司和电力用户等经营主体在规定的申报时限内,通过电力交易平台申报分月分时段电量、电价等交易数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道年度可用输电容量进行市场出清,形成年度(多年)分月分时段的集中交易预成交结果。经营主体交易申报的分时段电量数据,不应超过交易周期内经营主体的可发(用)电能力及年度交易电量总限额。

第三十六条 年度交易结束后,电力交易机构汇总每类交易的预成交结果,并提交电力调度机构统一进行安全校核。电力调度机构在5个工作日内返回安全校核结果并进行信息发布。安全校核越限时,由电力交易机构对有关预出清结果进行削减和调整,电力交易机构削减和调整后再次提交电力调度机构安全校核,直至安全校核通过形成有约束最终成交结果。

第三十七条 经营主体对交易成交结果有异议的,应在成交结果发布1个工作日内向电力交易机构提出,由电力交易机构会同电力调度机构在1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的,电力交易平台自动确认成交。电力交易机构在3个工作日内发布年度(多年)交易市场成交结果公告。

第二节  月度(多月)交易

第三十八条 月度交易指执行时间为次月全部或部分自然日的交易。月度交易在月度市场开展,每月开展一次。月度市场可开展执行时间为2个月及以上的多月交易。月度交易可通过双边协商或者集中交易等方式开展。

第三十九条 月度分时段交易按照分时段申报、出清进行交易组织,原则上每月组织一次,经营主体的每份电子合同形成月×24时段的成交结果。

第四十条 经营主体经过双边协商形成的分时段带曲线意向协议,需要在月度双边交易申报截止前,通过电力交易平台提交至电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道月度可用输电容量,形成分时段带曲线双边交易预成交结果。

第四十一条 采用集中交易方式开展月度分时段交易时,经营主体在规定的交易申报时限内通过电力交易平台申报分时段交易数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道月度可用输电容量进行市场出清,形成集中交易预成交结果。经营主体交易申报的分时段电量数据或电力曲线,不应超过交易周期内经营主体的可发或用电能力(应考虑剔除已成交合同电量)及月度交易组织电量总限额。

第四十二条 月度交易结束后,电力交易机构汇总每类交易的预成交结果,并提交给电力调度机构统一进行安全校核。电力调度机构在2个工作日内返回安全校核结果并进行信息发布。安全校核越限时,由电力交易机构对有关预出清结果进行削减和调整,电力交易机构削减和调整后再次提交电力调度机构安全校核,直至安全校核通过形成有约束最终成交结果。

第四十三条 经营主体对交易结果有异议的,应在结果发布1个工作日内向电力交易机构提出,由电力交易机构会同电力调度机构在1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的,电力交易平台自动确认成交,电力交易机构在2个工作日内发布月度(多月)交易市场成交结果公告。

第三节  月内(多日)交易

第四十四条 月内市场于每月月度市场闭市后开展。月内(多日)电能量交易的标的物为月内剩余天数或特定天数的分时电量。月内(多日)交易主要通过集中交易方式开展。月内电能量交易以交易日为T日,交易标的为T+2日至月底的分时电量。月内交易按工作日连续开市,原则上从上月倒数第2天至当月倒数第2天按工作日组织。

第四十五条 月内交易可开展标准能量块和标准合约融合交易,融合月内电能量交易、合同转让交易、合同变更交易等多个交易品种,按照“自主申报、价格优先、时间优先、即时成交”的滚动撮合交易方式组织。发电企业、批发用户、售电公司等经营主体均可以作为买方或卖方,买入或卖出相应时段的电量或合同。融合交易以T+2(T为交易日)至月底每日分时段电量为交易标的,每1个小时作为1个时段,按照每日24个时段组织交易,经营主体可对期间某日某时段电量或合同进行买入或卖出的交易申报。经营主体通过电力交易平台分别申报每一个交易时段(1小时)的“电量、电价”数据。

在融合交易中采用中央对手方模式,发电企业、批发用户、售电公司等经营主体均可以作为买方或卖方,买入或卖出电量。但在同一个时段只能选定一个交易方向(买入或卖出)。买方单元可以是有剩余购电需求的电力用户、售电公司、新型经营主体,也可以是已签订售电合同并有合同调减需求的发电企业等;卖方单元可以是有剩余发电能力的发电企业,也可以是已签订购电合同,并有合同调减需求的电力用户、售电公司和新型经营主体,具体交易组织方式见附件1《青海省电力中长期标准能量块与标准合约融合交易规范指引》。

第四十六条 经营主体经过双边协商形成的分时段交易意向协议,需要在月内(多日)交易申报截止前,通过电力交易平台提交至电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道月内(多日)可用输电容量,形成双边交易预成交结果。

第四十七条 月内集中交易中,经营主体在规定的交易申报时限内通过电力交易平台申报数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道月内可用输电容量进行市场出清,形成集中交易预成交结果。

第四十八条 电力交易机构汇总每类交易的预成交结果,并提交给电力调度机构统一进行安全校核。电力调度机构在1个工作日内返回安全校核结果,由电力交易机构发布。月内交易按工作日连续开市,调度机构应按工作日连续开展安全校核。

第四十九条 经营主体对交易结果有异议的,应在结果发布1个工作日内向电力交易机构提出,由电力交易机构会同电力调度机构在1个工作日内给予解释。

第五十条 月内交易结束后,电力交易机构应根据经安全校核后的交易结果,对分月分日分时段交易计划进行调整、更新和发布。

声明:以上信息仅代表发布者自身观点,并不代表本平台赞同其观点,也不代表本平台对其真实性负责。

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