电力交易总结

电力交易总结（共7篇）

1.电力交易总结 篇一

广东电力市场交易基本规则(试行)

(征求意见后修改稿)第一章 总 则

第1条 [目的、依据]为规范广东电力市场交易，构建安全、高效的市场结构和市场体系，保障市场成员合法权益，促进电力市场健康发展，依据有关法律法规和《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、《中共广东省委 广东省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》(粤发„2015‟14号)等文件精神，制定本规则。

第2条 [原则、指导思想]广东电力市场遵循安全高效、公平公正、因地制宜、实事求是的原则和务实起步、先易后难、循序渐进、逐步完善的指导思想。

第3条 [定义与分类]电力市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。

电力批发交易是指发电企业与售电公司或电力大用户之间通过市场化方式进行的电力交易活动的总称。现阶段，是指发电企业、售电公司、电力大用户等市场主体通过双边协商、集中竞争等方式开展的中长期电量交易。

电力零售交易是指售电公司与中小型终端电力用户(下称“一般用户”)开展的电力交易活动的总称。

第4条 [市场秩序]电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得利用市场力或市场规则的缺陷操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。第5条 [适用范围]本规则适用于《广东电力市场建设实施方案》中含交叉补贴的输配电价核定前的电力市场交易，并根据电力体制改革进程进行修订。

第6条 [实施主体]国家能源局南方监管局负责组织制定广东电力市场交易基本规则。国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会、广东省发展和改革委员会根据职能依法履行广东电力市场监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。

第二章 市场成员

第7条 [成员分类]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。

第8条 [发电企业权责]发电企业的权利和义务：(一)按规则参与电力市场交易，执行基数电量合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同。

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务。

(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务。

(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息。

(五)法律法规所赋予的其他权利和责任。第9条 [电力用户权责]电力用户的权利和义务：(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同。

(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等。

(三)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息。

(四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求安排用电。

(五)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。

(六)法律法规所赋予的其他权利和责任。

第10条 [售电公司权责]不拥有配电网运营权的售电公司的权利和义务：

(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电合同，约定交易、服务、结算、收费等事项。

(二)获得公平的输配电服务。

(三)已在电力交易机构注册的售电公司不受供电营业区限制，可在省内多个供电营业区售电。

(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息。

(五)应承担保密义务，不得泄露用户信息。

(六)按照国家有关规定，在指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。

(七)售电合同期满后，用户拥有自由选择售电公司的权利。

(八)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按政府要求和调度指令协助安排用电。

(九)法律法规所赋予的其他权利和责任。

第11条 [拥有配电网运营权的售电公司权责]拥有配电网运营权的售电公司的权利和义务：

(一)具备不拥有配电网运营权的售电公司全部的权利和义务。

(二)在其供电运营权范围内与电网企业相同的权利和义务，按约定履行保底供电服务和普遍服务义务等。

(三)承担配电网安全责任，按照国家标准或者电力行业标准提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量应符合国家和行业标准;获取政府规定的保底供电补贴。

(四)负责配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司。

(五)同一供电营业区内只能有一家公司拥有配电网运营权。拥有配电网资产绝对控股权且具备准入条件的售电公司，可以只拥有投资收益权，配电网运营权可委托电网公司或符合条件的售电公司，自主签订委托协议。

第12条 [电网企业权责]电网企业的权利和义务：(一)保障输配电设施的安全稳定运行。

(二)为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务。(三)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统。

(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、收催缴电费、维修等各类供电服务。

(五)按规定收取输配电费用，代国家收取政府性基金与附加等。

(六)预测并确定不参与市场交易的用户电量需求，执行厂网间基数电量等合同。

(七)按政府定价向不参与市场交易的用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同。

(八)按规定披露和提供信息。

(九)法律法规所赋予的其他权利和责任。

第13条 [电力交易机构权责]电力交易机构的权利和义务：

(一)组织和管理各类交易。(二)编制交易计划。

(三)负责市场主体的注册管理。

(四)提供电力交易结算依据及相关服务。(五)监视和分析市场运行情况。

(六)经授权在特定情况下实施市场干预。

(七)建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统。(八)配合对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议。(九)配合开展市场主体信用评价，维护市场秩序。(十)按规定披露和发布信息。

(十一)法律法规所赋予的其他权利和责任。

第14条 [电力调度机构权责]电力调度机构的权利和义务：

(一)按调度管理权限负责安全校核。

(二)根据调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全。

(三)向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能。

(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易计划的执行。(五)经授权暂停执行市场交易结果。

(六)按规定披露和提供电网运行的相关信息。(七)法律法规所赋予的其他权利和责任。第三章 市场准入管理 第一节 准入和退出条件

第15条 [基本准入条件]参加市场交易的发电企业、售电公司、电力用户，应当是具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授权，可参与相应市场交易。

第16条 [准入程序]市场主体资格采取注册制度。参与电力市场的发电企业、售电公司、电力用户应符合国家、广东省有关准入条件，进入广东省公布的目录，并按程序完成注册和备案后方可参与电力市场交易。

第17条 [发电企业准入条件]广东省内发电企业市场准入：

(一)与电力用户、售电公司直接交易的发电企业，应符合国家、广东省有关准入条件，并在电力交易机构注册。仅开展基数电量合同转让交易的发电企业，可直接在电力交易机构注册。

(二)并网自备电厂参与市场化交易，须公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费。

(三)省外以“点对网”方式向广东省送电的发电企业，符合国家、广东省有关准入条件并进入发电企业目录后，视同广东省内电厂(机组)参与广东电力市场交易。

第18条 [电力用户准入条件]电力用户市场准入：(一)符合国家产业政策，单位能耗、环保排放达到国家标准。

(二)拥有自备电厂的用户应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费。

(三)微电网用户应满足微电网接入系统的条件。第19条 [售电公司准入条件]售电公司的市场准入：(一)售电企业应依法完成工商注册，取得独立法人资格。(二)售电企业可从事与其资产总额相匹配的售电量业务。(三)拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职人员。

(四)拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证(供电类)。

(五)符合售电企业准入相关管理办法要求的其他条件。售电企业的准入条件及管理办法依照国家发展改革委和国家能源局的有关规定，由省政府有关部门另行制定。参与市场交易的售电企业应向电力交易机构申请注册。

第20条 [自愿退出]发电企业、售电企业、超过规定期限的电力用户履行完交易合同和交易结算的，可自愿申请退出市场。符合退出条件的，从市场主体目录中剔除。

第21条 [强制退出]市场主体由于不再符合准入条件等情形的，按有关规定强制其退出市场。

市场主体违反国家有关法律法规和产业政策规定、严重违反市场规则、发生重大违约行为，恶意扰乱市场秩序、未尽定期报告披露义务、拒绝接受监督检查的，国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会根据职能组织调查确认，强制其退出市场，并将有关法人、单位和机构情况记入信用评价体系，5年之内不得再进入市场。

第22条 [退出要求]售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭等特殊原因退出市场的，应提前至少45天通知国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会、电力交易机构以及电网企业和电力用户等相关方。退出之前，售电公司应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜，否则不得再参与市场。

电力用户自进入市场之日起，3年内不得自行退出市场，否则对其用电价格给予一定的惩罚。电力用户无法履约的，提前45天书面告知电网企业、相关售电公司、电力交易机构以及其他相关方，将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

第二节 市场注册管理

第23条 [注册管理]电力交易机构应建立市场注册管理工作制度，由市场管理委员会审议通过后，报国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会、广东省发展和改革委员会备案后执行。

第24条 [市场注册]符合准入目录的市场主体均需在电力交易机构进行市场注册。电力交易机构按规定披露相关信息，包括但不限于已注册的发电企业、售电公司和电力用户的名单、联系方式等相关信息。

第25条 [注册变更]市场主体注册变更，须向电力交易机构提出申请，电力交易机构按照注册管理工作制度有关规定办理。

第26条 [市场注销]自愿和强制退出的市场主体，由广东省经济和信息化委员会在目录中删除，由电力交易机构进行注销，并向社会公示。

监管中发现不再符合注册条件或强制退出的市场主体，国家能源局南方监管局直接向电力交易机构下达通知，取消其注册资格，并抄送广东省经济和信息化委员会。广东省经济和信息化委员会也可直接通知电力交易机构，取消注册资格，并抄送国家能源局南方监管局。

第四章 市场交易基本要求

第27条 [市场用户分类管理]市场用户分为电力大用户和一般用户，市场注册时分类管理。

电力大用户指进入广东省直接交易目录的用电企业;一般用户指除电力大用户以外、允许进入市场的其他用电企业。

所有准入的市场用户均须全电量参与市场交易，其全部用电量按市场规则进行结算，不再执行目录电价。

第28条 [电力大用户交易要求]现阶段，电力大用户选择以下两种方式之一参与市场交易：

(一)与发电企业开展双边协商交易，直接参与月度集中竞争交易。

(二)全部电量原则上通过一家售电公司购电，并在合约期限内维持购售电关系不变。

第29条 [一般用户交易要求]一般用户只可选择一家售电公司购电，并在合约期限内维持购售电关系不变。

第30条 [售电公司要求]同一投资主体(含关联企业)所属的售电公司，月度集中竞争交易申报电量不应超过月度集中竞争交易总电量的15%。

售电公司暂不能代理发电企业参与集中竞争交易。第31条 [省内发电机组分类和要求]省内省级及以上调度发电机组分为A类机组和B类机组。其中，A类机组是指暂未获得与用户侧直接交易资格的发电机组，只拥有基数电量;B类机组指获得与用户侧直接交易资格的发电机组，可同时拥有基数电量和市场电量。

发电企业初期以电厂为最小单元参与市场交易。单个发电企业的机组通过不同电压等级接入电网的，应分电压等级参与市场交易;单个发电企业的机组通过同一电压等级但不同并网点接入电网的，应分并网点参与市场交易;其他因电网安全运行需要的，可由电力交易机构会同电力调度机构发布发电企业参与市场交易的最小单元要求。随着市场的逐步完善，发电企业适时转变为以机组为最小单元参与市场交易。

第32条 [省间交易要求]按照“计划+市场”模式加快完善省间市场化交易机制。现阶段，政府间框架协议外的省间送电，主要通过合同电量转让交易方式进行。

加快推动广东电力市场建立分时电价机制以及辅助服务市场化交易机制。较为完善的市场机制基本具备后，积极吸纳省外发、用电等市场主体直接参与广东电力市场双边协商交易和月度集中竞争交易等市场交易。

第五章 交易周期和方式

第33条 [交易周期]现阶段主要以和月度为周期开展电能量交易(含合同电量转让交易)，适时启动辅助服务市场化交易。

第34条 [交易方式]电能量交易主要采用双边协商、集中竞争等方式进行。

(一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量、电价，形成双边交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

(二)集中竞争交易指市场主体通过电力技术支持系统申报电量、电价，采取双向报价的形式，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，确定最终的成交市场对象、成交电量与成交价格等。

第六章 价格机制

第35条 [基本原则]交易中的成交价格由市场主体通过市场化的交易方式形成，第三方不得干预。

第36条 [输配电价]输配电价核定前，采取保持电网购销差价不变的方式。相关政府性基金与附加按国家有关规定执行。

第37条 [用户侧电价计算]输配电价核定前，电力大用户购电价格按照广东省政府确定的电网环节输配电价暂不作调整的原则执行。具体如下：

(一)适用两部制电价的电力大用户，其购电价格由容量电价和电量电价组成。大用户购电的容量电价保持不变，电量电价为该大用户适用的目录电价的电量电价与交易价差之和。

(二)适用于单一制电价的电力大用户，其购电价格为该大用户适用的目录电价的电量电价与交易价差之和。

(三)原执行峰谷电价政策的电力大用户，交易价差不随峰谷电价浮动。

通过售电公司购电的用户参照执行。

第38条 [交易限价]双边协商交易原则上不进行限价。集中竞争交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或交易价差设臵上限，电力供应严重过剩时可对报价或成交交易价差设臵下限。

第七章 基数电量 第一节 基数电量确定

第39条 [供需预测]每年年底，预测次年全省电力供需平衡情况，预测总发用电量，测算西电东送计划、省级政府协议电量，根据用户放开程度测算市场需求电量，测算省内机组平均发电利用小时数。

第40条 [优先发电安排]按照以下原则安排优先发电量：优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电;充分安排保障电网调峰调频和安全运行需要的电量;背压热电联产机组全部发电量;兼顾资源条件、系统需要，合理安排水电发电;兼顾调峰需要，合理安排核电发电;合理安排余热、余压、余气、煤层气等资源综合利用机组发电;适当增加贫困地区、革命老区机组发电量;适当增加实施碳捕集(CCUS)示范项目发电量。

第41条 [基数电量安排]基数电量总规模应不低于优先发电电量规模，并按节能低碳发电调度原则安排。结合全年逐月的非市场用户需求预测、机组检修、来水预测、燃料供应等情况，以及发电企业签订的双边协商交易分月计划，确定发电企业基数电量分月计划。

其中，抽凝热电联产机组的供热需求、局部网络约束机组的发电需求可根据发用电计划放开程度，在基数电量安排时适当考虑。

第42条 [基数电量合同签订]广东省发展和改革委员会会同广东省经济和信息化委员会在年底前确定下一发电组合方案。发电企业、电网企业据此签订厂网间购售电合同。

第43条 [特殊情况]基数电量如果在交易或年初的月度交易开始后仍未分配，电力调度机构参照第一季度的发电组合方案执行。

第二节 月度基数电量计划编制

第44条 [A类机组月度基数电量计划编制]对于A类机组，电力调度机构以基数电量计划为目标，综合考虑以资源定电、输变电及发电设备检修变化等因素，合理编制各月份基数电量计划。

第45条 [B类机组月度基数电量计划编制]对于B类机组，电力调度机构以基数电量计划为目标，以后续负荷率为依据，结合非市场用户的需求变化、输变电及发电设备检修变化等因素，合理编制各月份基数电量计划，确保基数电量计划规模与非市场用电需求相匹配。

第46条 [月度基数电量计划发布]电力调度机构编制月度基数电量计划，作为合同转让交易以及基数电量结算依据，同月度交易计划一并发布。

第八章 电力批发交易 第一节 交易时序安排

第47条 [交易品种]现阶段，交易品种包括双边协商交易，月度集中竞争交易和合同电量转让交易。

第48条 [交易时序]开展双边协商交易，市场主体根据交易结果，签订双边协商交易合同(含及各月度双边协商交易电量)。

第49条 [月度交易时序]在月度基数电量计划和月度双边协商交易电量的基础上，首先组织月度合同电量转让交易，然后开展月度集中竞争交易。

第二节 双边协商交易

第50条 [总体要求]参加双边协商交易的市场主体包括准入的发电企业、电力大用户、售电公司。双边协商交易应在年底前完成。

签订的双边协商交易意向协议应包括总量及各月份分解电量、交易价差等。

第51条 [信息发布]每年10月下旬，电力交易机构会同电力调度机构应通过技术支持系统等方式发布双边交易相关市场信息，包括但不限于：

(一)次年省内全社会、统调口径电力电量供需预测;(二)次年参与市场用户总需求及分月需求预测;(三)次年关键输电通道网络约束情况;(四)次年西电东送协议电量需求预测;(五)次年全省煤机平均发电煤耗、各机组发电煤耗;(六)次年发电企业可参与(月度)双边协商交易的小时数上限。

第52条 [(月度)双边协商交易的小时数上限]发电企业(月度)双边协商交易的小时数上限计算公示：

(月度)平均双边协商交易小时数=已注册市场用户(月度)需求预测/B类机组总装机容量

燃煤发电企业可参与(月度)双边协商交易的小时数上限=(月度)平均双边协商交易小时数×[k0-k1×(发电企业发电煤耗-全省平均发电煤耗)/全省平均发电煤耗] B类中的其他类型发电企业参照煤耗最低的燃煤发电企业确定双边协商交易小时数上限。

k0、k1由广东电力交易中心市场管理委员会提出建议，省政府有关部门会同能源监管机构发布。

第53条 [交易意向提交] 每年11月底前，市场主体经过双边协商形成交易意向并签署书面协议，并通过技术支持系统提交至电力交易机构。

第54条 [交易校核]电力交易机构根据用户历史用电数据，对电力大用户、售电公司签订的双边协商交易合同进行交易校核，并在12月份前3个工作日内汇总交易意向协议，送电力调度机构进行安全校核。

第55条 [安全校核]电力调度机构原则上10个工作日内完成安全校核，并将校核结果返回电力交易机构。电力调度机构对发电企业基数电量分月计划以及双边协商交易分月计划一并进行安全校核，给出安全运行风险提示，包括局部送出受限情况、顶峰发电需求以及煤机运行负荷率建议等。

第56条 [合同签订]电力交易机构发布经安全校核后的双边协商交易结果。

市场主体如对交易结果有异议，应在结果发布24小时内向电力交易机构提出异议，由电力交易机构会同电力调度机构及时给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布24小时内通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。

交易确认完成后，自动生成双边协商交易合同，相关市场主体及时通过技术支持系统签订。

第三节 合同电量转让交易

第57条 [开市时间]合同电量转让交易先于月度集中竞争交易，原则上在每月25日前组织。

第58条 [交易标的和参与主体]现阶段，在发电企业之间开展基数电量和双边协商交易电量的转让交易，允许西南富余水电机组作为受让方参与合同电量转让交易。

合同电量转让交易不影响出让方原有合同的价格和结算。第59条 [交易要求]合同电量转让交易符合以下要求：(一)发电企业之间合同电量转让交易须符合节能减排原则，原则上只允许煤耗高的机组转让给煤耗低的机组。机组排序按照政府公布的节能发电调度机组序位确定。

(二)电网运行约束机组合同电量、热电联产机组合同电量、调峰调频电量原则上不得转让。

(三)合同电量转让交易原则上通过技术支持系统开展。第60条 [出让方交易申报]出让方通过技术支持系统向电力交易机构申报交易标的，包括：拟出让电量、出让价格。其中，拟出让电量不超过月度基数电量和月度双边协商交易电量之和，出让价格指出让方支付给受让方的补偿价格。拟出让的基数电量、双边协商交易电量按相同的出让价格分开申报。

电力调度机构对出让方申报的拟出让电量进行校核并确认。电力交易机构通过技术支持系统发布出让方名称、确认后的可出让电量等信息。

第61条 [受让方交易申报]受让方通过技术支持系统向电力交易机构申报拟受让电量、受让价格。

电力调度机构对受让方申报的拟受让电量进行校核并确认。电力交易机构通过技术支持系统发布受让方名称、确认后的可受让电量等信息。

第62条 [交易撮合]电力交易机构通过技术支持系统进行合同电量转让交易撮合：

(一)出让方按照出让价格排序，价高者优先。价格相同时，按照节能发电调度原则，按煤耗高的机组优先于煤耗低的机组排序。

(二)受让方按照申报的受让价格排序，价低者优先。价格相同时，按照节能发电调度原则，西南富余水电优先，省内煤耗低的机组优先于煤耗高的机组。

西南富余水电申报的受让价格应包含本省内以及省间输电价格、网损电价。

(三)将出让方申报价格、受让方申报价格配对，形成竞争交易价差对。价差对=出让价格-受让价格 价差对为负值时不能成交。

价差对为正值或零时，按照价差对大者优先撮合的原则进行交易。价差对相同时，出(受)让方机组能耗高(低)者优先成交;出(受)让方机组能耗相同的，按申报电量比例分配。

(四)受让方机组煤耗应低于出让方机组煤耗。(五)按照以上原则形成无约束交易结果，由电力交易机构发布，并送电力调度机构进行安全校核。

第63条 [结算价格]合同转让电量结算价格等于每个有效匹配对中，出让方和受让方申报价格的平均值。

第64条 [安全校核]合同电量转让交易与月度集中竞争交易形成的无约束交易结果一并进行安全校核，形成有约束交易结果。如发生输电阻塞，优先调整月度集中竞争交易结果。

第四节 月度集中竞争交易

第65条 [开市时间]原则上在每月的25日前组织开展次月的月度集中竞争交易。

第66条 [交易预通知发布]电力交易机构在不迟于交易日的3个工作日前发布月度集中竞争市场交易预通知，包括交易的开市时间、交易主体范围等信息。

第67条 [电力大用户申报交易需求]电力大用户在交易日的2个工作日前申报次月用电需求、次月需求增量。

次月需求增量=次月用电需求–月度双边协商交易电量 若单个电力大用户次月用电需求大于其次月双边协商交易电量，则差额部分为其月度集中竞争市场需求增量。若其用电需求小于或等于次月协商交易计划，则其月度集中竞争市场需求增量为0。

第68条 [售电公司申报交易需求]售电公司参照电力大用户，申报所代理全部用户的次月用电需求。

第69条 [发电企业申报物理执行的协商交易电量]发电企业在交易日的2个工作日前申报次月选择物理执行的协商交易电量，不得超过月度协商交易总量，则剩余的协商交易电量参与月度集中竞争优化。初期，发电企业的双边协商交易电量默认为物理执行，条件成熟时可选择参与月度集中竞争优化。

第70条 [发电企业集中竞争申报电量上限]发电企业集中竞争申报电量上限按以下步骤确定：

(一)按照双边协商交易与月度集中竞争交易供需比一致的原则确定发电企业月度市场电量的上限，减去选择物理执行的月度双边协商交易电量后，得到参与月度集中竞争交易的申报电量上限。

月度市场平均小时数 = 月度市场用户总用电需求/B类机组总装机容量

燃煤发电企业月度市场电量上限=燃煤发电企业装机容量×月度市场交易平均小时数×[k0-k1×(发电企业发电煤耗-全省平均发电煤耗)/全省平均发电煤耗] B类中的其他类型发电企业参照煤耗最低的燃煤发电企业确定市场电量上限。发电企业月度集中竞争申报电量上限 = 月度市场电量上限月度双边协商交易电量(含双边协商交易合同转让电量)申报电量超出第七十条确定的上限时，发电企业需对其预测准确性负责，预测偏差需接受考核。申报电量不超过第七十条确定的上限时，不纳入考核范围。

(二)对于受电网运行约束的必开机组，必开电量对应的月度集中竞争交易申报电量上限按以下公式计算：

必开电量对应的月度集中竞争交易申报电量上限 = 电力调度机构事前发布的安全约束必开电量需求月度双边协商交易电量(含双边协商交易合同转让电量)。

若必开电量对应的申报电量上限超出第七十条确定的上限，则按本款公式确定其月度集中竞争交易申报电量上限;若低于第七十条确定的上限，则按第七十条确定其月度集中竞争交易申报电量上限。

第72条 [交易信息发布]交易日的1个工作日前，电力交易机构会同电力调度机构，通过技术支持系统分批次发布次月集中竞争市场相关信息，包括但不限于：

(一)次月市场用户总需求、双边协商交易总电量、集中竞争交易电量总需求。

(二)次月发电企业基数电量(含合同转让交易无约束交易结果)、双边协商交易电量(含合同转让交易无约束交易结果)。

(三)次月关键输电通道输电能力。

(四)次月机组运行约束情况，包括必开机组(或机组群)及其电量下限，送出受限机组(或机组群)及其电量上限，受限断面的具体信息以及受影响的机组。

(五)次月发电企业参与集中竞争交易申报电量上限。(六)机组运行负荷率上限。

第73条 [发电企业申报原则]拥有基数电量且市场电量未超过上限的发电企业，都应参与集中竞争交易。发电企业持留发电能力、不参与集中竞争交易的，应主动向电力调度机构和电力交易机构说明具体原因。鼓励发电企业在充分考虑综合成本与合理收益预期的基础上，申报集中竞争交易价格。

第74条 [双边协商交易排序]电力用户、售电公司月度双边协商交易电量，默认按照最高价格纳入需求曲线排序并保证出清。若申报的次月用电需求小于月度协商交易电量，按申报的次月用电需求参与排序。

发电企业选择物理执行的月度双边协商交易电量，默认按照最低价格纳入供给曲线排序并保证出清。

第75条 [集中竞争交易申报]发电企业、售电公司和电力大用户均通过技术支持系统申报交易电量、交易价差，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。

售电方(发电企业)和购电方(售电公司、电力大用户)双向报价、报量。发电企业申报与政府核定上网电价的价差，电力大用户与售电企业申报与目录电价中电量电价的价差，电价下浮为负，电价上浮为正。现阶段，申报价差应小于或等于0。

交易电量维持三段式申报方式不变，售电方各段累计不超过可参与月度集中竞争交易的申报电量上限，购电方各段累计应等于申报的次月需求增量。售电方和购电方各段申报电量应占其申报电量一定比例。

第76条 [集中竞争交易排序]售电方各段申报电量按价格升序纳入供给曲线排序，购电方各段申报电量按价格降序纳入需求曲线排序。按第七十一条中公式计算的“热电联产机组月度集中竞争交易申报电量上限”、“必开电量对应的月度集中竞争交易申报电量上限”，按照最低价格纳入供给曲线排序。必开机组超出必开电量之外的申报电量，按常规机组参与供给曲线排序。

第77条 [出清程序]月度集中竞争交易出清程序：(一)将购电方申报价差、售电方申报价差配对，形成交易价差对。

价差对 = 购电方申报价差-售电方申报价差 价差对为负值时不能成交，价差对为正值或零时可以成交，价差对大的优先成交。

(二)售电方申报价差相同时，机组能耗低者优先成交;机组能耗相同的，按申报电量比例分配。

(三)所有成交的价差对中，最后一个成交的购电方与售电方申报价差的算术平均值为统一出清价差。

(四)同一投资主体(含关联企业)所属的售电公司，月度集中竞争交易申报电量不应超过月度集中竞争交易总电量的15%。

(五)鼓励市场份额大的发电企业多签订双边协商交易合同。B类机组中装机容量排名前3位的发电集团，各集团月度集中竞争市场申报电量份额超过其装机份额时，其所属发电企业申报价差不作为统一出清价差计算依据。从已成交的价差对中选择最靠近边际机组的其他发电企业，以其申报价差计算统一出清价差。(六)按照以上原则形成无约束交易结果。

(七)无约束交易结果送电力调度机构进行安全校核;经与合同电量转让交易结果一并校核后，形成有约束交易结果。因安全校核需要调整无约束交易结果的，按以上原则重新形成交易结果。

第78条 [交易结果]电力交易机构通过技术支持系统发布无约束交易结果，并同时送电力调度机构安全校核。

电力调度机构应在3个工作日内完成安全校核并将校核结果反馈给电力交易机构。

电力交易机构通过技术支持系统向市场主体发布有约束交易结果，作为售电方和购电方结算依据，不再另行签订合同。

第九章 电力零售交易

第79条 [合同签订]电网公司、售电公司和用户(包括电力大用户、一般用户)签订三方售电合同，售电合同中应包括但不限于以下内容：各方的权利和义务、用户在电网公司营销系统中户号、计量表计编号及对应的用电性质，合同变更、转让和终止程序以及违约责任等。

售电公司与用户单独约定售电套餐等商务条款，作为售电合同的补充协议，单独送电力交易机构登记。

电力交易机构以售电合同及其补充协议作为售电公司、用户结算依据。

第80条 [用户变更售电公司] 用户变更售电公司包括用户与售电公司关系的建立、变更、解除。(一)用户与售电公司建立购售关系时，应同时满足以下条件：

1.申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程;2.申请用户与其他用户不存在转供用电关系;3.申请用户已与售电公司签订购售电合同;4.售电公司已在电力交易机构完成市场注册;5.双方在电力交易机构确认交易关系后，视为双方约定的交易电量及价格等协议条款生效，并履约交易。

(二)用户与售电公司变更购售关系时，应同时满足以下条件：

1.申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程;2.申请用户拟转至的售电公司已在电力交易机构注册;3.申请用户应提供与原售电公司解除购售电合同的证明材料;4.申请用户已与新售电公司签订购售电合同。(三)用户与售电公司解除购售关系时，应同时满足以下条件：

1.申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程;2.申请用户应提供与售电公司解除购售电合同的证明材料。

第81条 [计量、抄表] 电网公司统一负责通过售电公司购电用户的计量装臵安装、运行和维护，计量资产管理及计量装臵的装、拆、移、换、检定检测按现行的法规、制度执行。用户抄表段的设臵，应统筹考虑抄表周期、抄表例日、地理位臵和线损管理等因素，按管理单位和售电公司分别设臵与管理。

第82条 [结算]售电公司与电力用户的结算和开票，政府部门有明确规定的，按有关规定执行;未规定的，按售电合同约定执行。

第十章 安全校核与交易执行 第一节 安全校核

第83条 [安全校核责任主体]电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。所有电力交易须经电力调度机构安全校核后生效。电力调度机构应明确校核标准，按时反馈校核结果，并说明调整原因。

第84条 [电网运行信息披露]电力调度机构在各类市场交易开始前应按规定及时提供相应的负荷预测、关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息，由电力交易机构在信息披露中予以公布。

第85条 [安全校核时限]安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力交易机构在信息披露中予以公布。若规定时间内市场交易计划未能通过安全校核，电力调度机构可按照系统运行要求按时编制并下达发电调度计划。

第二节 月度总发电计划形成与执行

第86条 [月度发电计划执行编制]电力调度机构根据合同月度电量分解计划和各类月度交易成交结果，编制发电企业的月度总发电计划，包括基数电量和各类市场交易电量。

第87条 [月度发电计划执行原则]电力调度机构负责根据月度总发电计划，合理安排电网运行方式和机组开机方式。

电力调度机构应制定发电调度执行规则，包括发电计划分解、编制及调整等相关内容，经能源监管机构和政府有关部门同意后执行。

发电企业对月度总发电计划进度偏差提出异议时，电力调度机构应出具说明，电力交易机构公布相关信息。

第88条 [紧急情况处理]电力系统发生紧急情况时，电力调度机构要按照安全优先的原则实施调度，事后应及时披露事故情况及计划调整原因;影响较大的，应及时向国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会、广东省发展和改革委员会报告。

第十一章 偏差电量处理

第89条 [A类机组执行偏差处理]对于A类机组，月度基数电量执行偏差可在年内滚动调整。

第90条 [B类机组执行偏差处理]对于B类机组，采取月结月清的方式结算偏差电量，电力调度机构应严格按照月度总发电计划实施发电调度，执行过程中的偏差电量按照约定价格结算。结算顺序上，基数电量先于市场电量。

第91条 [事后偏差结算价格形成]根据发电企业申报的月度价差，计算得出各发电企业申报价差对应的绝对价格，分别按照20%比例去掉最高和最低价格，剩余价格的算术平均值计为事后偏差结算价格，由电力交易机构封存。事后偏差电量结算价格不超过广东省燃煤机组标杆电价(含环保电价)与月度集中竞争交易成交价差之和。

第92条 [用户侧执行偏差处理]对于电力大用户、售电公司，采取月结月清的方式结算偏差电量。

第十二章 辅助服务

第93条 [辅助服务分类]辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。鼓励储能设备、需求侧资源参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。

第94条 [辅助服务补偿方式]按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，考虑辅助服务效果，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力大用户、独立辅助服务提供者进行补偿。

第95条 [提供方式]鼓励采用竞争方式确定辅助服务承担主体。电网企业根据系统运行需要，确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务。辅助服务提供主体较多的地区，可以通过招标方式统一购买系统所需的无功和黑启动服务。

第96条 [电力用户参与辅助服务]电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务的技术要求，并与发电企业按统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随用户电费一并结算。

第97条[执行两个细则]辅助服务市场启动前，按南方区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则有关规定执行。第十三章 计量和结算 第一节 计量和抄表

第98条 [计量位臵]电网企业应根据市场运行需要,根据《电能计量装臵技术管理规程》等国家和行业规程规范要求，为市场主体安装计量装臵;计量装臵原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装臵的，考虑相应的变(线)损，如有异议按相关制度执行。

第99条 [计量装臵]发电侧：原则上同一计量点应安装同型号、同规格、同精度的主、副电能表各一套。主、副表应有明确标志。以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照。当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。

用户侧：同一计量点安装一具符合技术要求的电能计量设备，对专变客户计量点可按照一套主表一套负荷管理终端的方式配臵。当确认主表故障后，可以参照负荷管理终端数据作为结算依据。

第100条 [计量数据]当出现计量数据不可用时，由电能计量检测中心确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。

第101条 [抄表责任]电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业(机组)和电力用户电能计量装臵记录电量，并提交给电力交易机构作为结算依据。

电力交易机构应建立并维护电能计量数据库，并按照有关规定向电力市场主体公布相关的电能计量数据。第102条 [辅助服务计量]辅助服务通过能量管理系统、电力需求侧系统等计量，由电力调度机构按结算要求统计辅助服务提供和使用情况。

第二节 结算和电费

第103条 [结算依据]电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体根据现行规定进行资金结算。

第104条 [电费结算]电力用户和发电企业原则上均按自然月份计量用电量和上网电量，不具备条件的地区可暂时保持现有计量抄表方式不变。

各市场主体保持与电网企业的电费结算支付方式不变并由电网企业承担用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。

第105条[发电侧结算]A类机组：实际上网电量按政府核定上网电价结算。

B类机组结算顺序：(一)月度基数电量结算。

1.计算B类机组总基数电量。所有参与市场交易的用户实际用电量计为总市场电量。B类机组总上网电量与总市场电量的差值计为B类机组实际总基数电量。

2.计算各发电企业月度基数结算电量。根据B类机组实际总基数电量与第四十六条确定的月度总基数电量计划的比值，同比例调整各发电企业月度基数电量计划(含基数合同转让电量)，得到各发电企业基数结算电量，按政府核定上网电价结算。

(二)月度市场电量结算。

1.结算月度双边协商交易电量(含双边协商交易合同转让电量)，按各自双边协商交易价差与政府核定上网电价之和结算。

2.结算月度集中竞争交易电量，按月度集中竞争交易成交价差与政府核定上网电价之和结算。

3.根据总市场电量与各发电企业月度市场电量之和的比值，同比例调整各发电企业月度市场电量，得到各发电企业市场结算电量。

各发电企业市场结算电量减去双边协商交易电量与集中竞争交易电量之和的差值部分，按照月度集中竞争交易成交价差与政府核定上网电价之和结算。

(三)月度偏差电量结算。

根据以下各项计算发电企业偏差电费：

1.当发电企业月度实际上网电量大于月度基数结算电量与月度市场结算电量之和时，按第九十一条事后偏差结算价格结算正偏差电量费用，为发电企业收入项。

2.当发电企业月度实际上网电量小于月度基数结算电量与月度市场结算电量之和时，按第九十一条事后偏差电量结算价格结算负偏差电量费用，为发电企业支出项。

3.特殊情况处理：

(1)由于发电企业自身原因造成全厂等效非计划停运超过3天的，产生的负偏差电量按照事后偏差结算价格与2倍的月度集中竞争交易成交价差绝对值之和进行结算[a1]。

(2)对于按照第七十一条确定参与月度集中竞争交易申

报电量上限的热电联产机组，实际运行中按照“以热定电”原则实施调度。若其申报的“以热定电”电量需求大于实际上网电量，超过实际上网电量3%的预测偏差部分，按2倍的月度集中竞争交易成交价差的绝对值进行考核。

(四)上述第一至第三款结算费用之和为发电企业净收入，其中第三款特殊情况下产生的考核费用计为发电侧市场收益。

第106条 [大用户结算]非市场用户按实际用电量和目录电价结算。

电力大用户的结算顺序如下：

(一)根据月度实际用电量以及对应的目录电量价格计算用户电费支出。

(二)根据以下各项计算电力大用户价差电费，其中负值为收入项，正值为支出项：

1.所有月度双边协商交易电量，按各自双边协商交易合同约定的交易价差结算。

2.电力大用户参与月度集中竞争交易后形成的月度总市场电量包括双边协商交易电量和集中竞争电量。

当总市场电量大于双边协商交易电量时，总市场电量减去双边协商交易电量后的偏差电量，按月度集中竞争交易成交价差结算;当总市场电量小于双边协商交易电量时，双边协商交易电量减去总市场电量后的偏差电量，按月度集中竞争交易成交价差的绝对值结算。

3.电力大用户的实际用电量与月度总市场电量的偏差，按以下方式结算。

(1)正偏差结算：当用户实际用电量超过月度市场电量(月度双边协商交易电量与集中竞争交易电量之和)时，偏差电量按月度集中竞争交易成交价差绝对值结算。

(2)负偏差结算：当用户实际用电量小于月度市场电量(月度双边协商交易电量与集中竞争交易电量之和)时，偏差电量按月度集中竞争交易成交价差绝对值的2倍结算。

(3)偏差电量结算所产生的收益全部用于补偿机组发电进度偏差。

(四)上述第一款至第三款结算费用之和为电力大用户净支出。

第107条 [售电公司结算]售电公司按照以下程序结算电费：

(一)与售电公司签订售电合同的用户，其实际用电量之和为售电公司的实际用电量。售电公司参照电力大用户结算其参与批发市场的价差电费。

(二)分别按售电公司与用户签订的售电合同约定的商务套餐以及用户实际用电量，计算售电公司参与零售市场的价差电费，其中负值为支出项。

(三)上述第一款和第二款结算费用之和为售电公司的净收益。

第108条 [市场收益处理]第一百〇五条产生的发电侧收益和第一百〇六条、第一百〇七条产生的用户侧收益计为

市场收益，用于辅助服务补偿。

第109条 [结算争议]市场主体在收到电力交易机构出具的电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在2个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。

第十四章 信息披露

第110条 [信息分类]按照信息属性分类，市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员公布的数据和信息。

第111条 [信息披露责任]电力交易机构、电力调度机构、市场主体和电网企业应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。

电力交易机构、电力调度机构应公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构及时向市场主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息、电网拓扑模型、发电机组检修计划、电网检修计划等。

第112条 [信息披露方式]在确保安全的基础上，电力市场信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构门户网站进行披露。

电力交易机构负责管理和维护电力市场技术支持系统、35 门户网站，并为其他市场成员通过技术支持系统、门户网站披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力市场技术支持系统、门户网站披露有关信息，并对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。

第113条 [信息答疑]市场主体如对披露的相关信息有异议及疑问，可向电力交易机构、电力调度机构提出，由电力交易机构、电力调度机构负责解释。

第114条 [信息保密]市场主体的申报价格、双边交易的成交价格、已经签订合同内容等信息属于私有信息，电力交易机构和电力调度机构应采取必要措施来保证市场主体可以按时获得其私有数据信息，并保证私有数据信息在保密期限(3年)内的保密性。

因信息泄露造成的市场波动和市场主体损失的，由国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会等组织调查并追究责任。

第115条 [信息披露监管]国家能源局南方监管局制定电力市场信息披露管理办法并监督实施。

第十五章 争议和违规处理

第116条 [争议内容]本规则所指争议是市场成员之间的下列争议：

(一)注册或注销市场资格的争议;(二)市场成员按照规则行使权利和履行义务的争议;(三)市场交易、计量、考核和结算的争议;(四)其他方面的争议。

第117条 [争议处理]发生争议时，按照国家有关法律法规处理，具体方式有协商、申请调解或裁决、仲裁、司法诉讼。

第118条 [违规行为]市场成员扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由国家能源局南方监管局会同广东省经济和信息化委员会查处：

(一)提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格;(二)滥用市场力，恶意串通、操纵市场;(三)不按时结算，侵害其他市场主体利益;(四)市场运营机构对市场主体有歧视行为;(五)提供虚假信息或违规发布信息;(六)其他严重违反市场规则的行为。

第119条 [违规处罚]对于市场成员的违规行为，国家能源局南方监管局按照《行政处罚法》、《电力监管条例》、《电力市场监管办法》等相关法律法规制定实施处罚。

第十六章 附 则

第120条 [交易实施细则]广东电力交易机构可根据本规则拟订实施细则，经电力市场管理委员会审议通过后，报国家能源局南方监管局会同广东省经济和信息化委员会、广东省发展和改革委员会同意后执行。

第121条 [解释]本规则由国家能源局南方监管局负责解释。原有广东省电力交易相关规则与本规则不一致的，以本规则为准。

第122条 [文件施行]本规则自XX年XX月XX日起施行。

2.电力交易总结 篇二

燃煤发电企业所产生的气体污染约占总气体污染的40%。世界上很多国家针对电力行业出台基于总量控制的排污权交易市场,而初始排污权的合理分配是总量控制的核心[1]。要解决初始排污权分配问题,首先需要确定可供分配的排污总量,也就是在排污权交易市场中,排污权总量控制在什么样的范围内才合理。

当前国内外研究此类的文献中,政府通常依据环境容量确定排污总量,如在文献[2]中,规定一个长期排污总量目标为环境容量。现行的排污权交易制度中,是在初始排污权基础上,每个发电商进行交易,交易一次,则成交量为交易申报的80%。使达到排污权总量的减少,直至达到总量控制目标。在文献[3]中,排污控制总量是由政府部门根据区域环境质量目标设定的。这种总量控制方法独立于产品交易体系之外,而在现实情况中,它们之间存在交互作用。控制水平过高则使电力企业规模发展减缓,电力企业发展过缓,会使电力企业无能力采取更高效的减排措施,导致不能达到总量控制标准;同样,标准过低,电力企业不愿意采取排污措施,对以后的环境优化产生负面影响[4]。

对于初始排污权分配方法主要有两类[5]:一类是免费分配。如文献[6]根据机制设计原理,依据社会福利最大化条件构建了初始排污权免费分配模型,并分析了免费分配决策机制存在的问题。文献[7]基于经济最优性、公平性和生产连续性原则,构建了初始排污权免费分配的一个多目标决策模型。另一类是有偿分配:主要包括公开拍卖和固定价格出售[8]。与免费分配方式相比,排污权拍卖的最大优势在于:拍卖能激励企业技术创新,提高技术水平。但这种机制会减少非赢利行业的竞争力,造成一定的社会福利损失。

本文采用演化博弈分析方法,构建了基于智能Agent的多主体博弈仿真模型。通过仿真模型设计了两个仿真实验,一个是排污总量固定时的排污权交易市场,该实验的目的是为了观察在给定排污总量的情况下,各个发电企业在电力交易市场和排污权交易市场中的定价和产量行为。以解决在给定固定排污总量时,不同发电企业之间的初始排污权如何分配。另一个是排污总量不固定的产品交易市场和排污权交易市场。该实验的主要目的是为了观察在排污总量不断变化的过程中,各个发电企业在电力交易市场和排污权交易市场中的定价和产量行为,并确定最优排污总量。通过实验可以解释,为什么排污权交易市场可以很快达到均衡。

为了解决初始排污权的分配及总量控制问题,本文提出由经济与环境协调发展来确定排污总量的方法,同时解释了排污权市场交易清淡的经济因素。与其它文献通过环境容量来确定排污总量的方法相比,本文更侧重于通过经济与环境协调发展过程,以减少单位减排量使经济产品减少量之间的比例关系确定排污控制总量,即经济产品的减少比率大于单位减排比率,则这种总量控制是不经济的。如果增加排污量,使经济的增加比率少于环境破坏的比率,则认为这种总量控制是具有环境破坏性。通过这种经济与环境之间的互动来确定排污总量指标。在仿真过程中考虑于电力交易市场与排污权交易市场之间的相互影响。

1 基于多主体博弈的Swarm仿真模型

在博弈过程中,政府确定排污总量,发电企业在给定排污总量的基础上,在电力交易市场和排污权交易市场上与其它发电企业进行博弈,以寻求最优产量策略。

1.1 排污权交易市场仿真概述

博弈主体包括政府和电力企业。政府寻求经济与环境协调发展目标。电力企业寻求在排污权市场与电力交易市场上的总体利益最大化目标。其博弈过程可以描述如下。

(1)初始时,政府给定一个排污总量,通过免费发放等方式给电力企业分配排污权。

(2)电力市场交易决策:在生产过程中,依据其所获取的排污权进行生产。依据其生产成本及现有装机容量决定最优发电量。依据现有的排污技术、所拥有的排污权和最优发电量来决定在排污权市场购买或卖出排污权。电力市场采用边际出清价方式,即每个发电企业提出其供给量和供给价,电力交易中心按照市场需求的方式,由低到高的方式对每个发电企业的报价产品进行采购。成交价以市场出清价,其高于出清价的电量不参与交易。

(3)排污权交易市场决策:需要购买或卖出排污权的发电企业在排污权市场上进行交易。如果在排污权市场上购买或卖出排污权,则在下一次电能生产时增加或减少其排污权。排污权交易市场采用高低匹配的竞价方式。高低匹配亦称为撮合交易[9],即买家按照报价由高到低依次安排优先级,卖家按照报价由低到高依次安排优先级。首先交易优先级高的卖家和买家,然后交易优先级次高的市场参与者,以此类推。交易完成后则转向(2)进行产品市场决策。

(4)当市场达到均衡时,政府再次调整排污总量,转向(1)开始新一轮博弈。

为了便于分析发电商在两个市场上的交易,我们对电力交易市场及发电企业作以下假设:

(1)假定发电企业i的成本函数:

其中:ia、ib为生产成本系数。iq为产量。

(2)发电企业i的市场需求函数:

(3)发电企业的决策目标函数:

其中:πi为发电企业i在博弈中所获取的利润。pqi-ci(q i)是发电企业i在电力交易市场上所获取的利润。ip为电力交易市场出清价,iq为发电企业i在电力交易市场中的销量,c i(q i)为发电企业i的生产成本函数。pi,w(wi,best-wi)是发电企业i在排污权交易市场获取的利润。pi,w是发电企业i在排污权交易市场的成交价。wi,best=dqi,best是发电企业i产量最优时的排污权,wi=dqi是发电企业i的现有排污权。

1.2 发电企业在电力交易市场上的博弈仿真模型

在仿真系统中,每个发电企业是一个独立的参与者,具有独立的决策能力和自适应学习能力,并且可以依据利益最大化原则动态调整自己的发电量和报价决策。其古诺博弈均衡时的产量:

由于发电企业的最优发电量还受到装机容量和排污权拥有量的限制。因此其在生产中的决策函数为三者最小值。即:

其中:qi,max为装机容量;为排污权许可下的生产量,其中d为单位排污量,iw为其排污权拥有量。

市场价格:

企业i卖出或购入的排污权:

为了实现其利润最大化目标,在电力交易市场和排污权交易市场上所获取的边际收益相等。即发电企业i排污权销售价格:

1.3 发电企业在排污权市场上的博弈仿真模型

由于电力交易市场是完美信息市场,且假定每个发电企业均按成本报价,因此卖出价格可由市场来确定。

排污权交易市场中高低匹配竞价机制的具体规则可以描述如下:

(1)计算所有购买排污权的发电企业、销售排污权的发电企业之间每笔申报价折算后的价差,计算公式为:

其中:dP为价差;bP为购买排污权的发电企业的申报价格;sP为销售排污权的发电企业的申报价格。

(2)按价差从大到小排序。价差小于零的不能成交,不参与排序。

(3)按照排序从价差最大的一笔交易开始,计算购、售双方每笔交易的成交量和成交价:

(1)待成交量是指价差不小于零的各组价、量中,购、售发电企业在上一笔成交之后,剩下的是未成交的排污权。

(2)成交价格为购买排污原始申报价格与销售排污权原始申报价格的算术平均值:

(4)按照价差排序计算下一笔的成交价格和成交电量。如果同一组价、量在不同笔交易中同时出现,则应从该组的待成交量中先扣减该笔之前已成交部分的量,再成交;如果某一组价、量的待成交量为零,则该组价、量成交完毕。

(5)价差相同时,则按待成交量的比例分配。

(6)市场中没有达成交易的发电企业,对其卖出或买入排污权的价格进行调整,并转向电力交易市场。

2 仿真实验

仿真中假设电力交易市场的需求函数为:Pd=1.5986-0.0055Qd。各发电企业的生产容量及生产成本函数系数如表1所示。排污总量调整系数∆w=0.05。排污权交易调整系数∆S=0.1。单位排污量d=1,也就是每单位排污0.1 g。

仿真实验进行了两次,一次是在排污总量固定时排污权交易市场交易出清情况,及其对电力交易市场的影响。一次是在排污总量以单位量不断减少的过程中,观察排污权交易市场交易出清的情况。

2.1 总量固定时排污权交易市场博弈仿真

图1和图2给出了排污权交易市场中各个发电企业进行博弈的均衡过程。其中图1给出了各个发电企业的排污权成交量。在排污权交易市场中,成本高的发电企业(企业6和7),其排污权向生产成本低的发电企业(企业1、3和5)的流动。

图2给出了各个发电企业的交易价格。其边际成本由上至下是越来越大。这主要是因为,电力市场中的成交价是相同的,因此,生产成本越低的发电企业,其边际产品的收益越高,当电力交易市场达到均衡时,电力交易市场的边际收益和排污权市场的边际收益是相同的。因此其排污权交易的报价也较高。

2.2 总量变化时两市场均衡仿真

图3给出了排污总量每减少一单位,电力交易市场上成交总量的变化情况。从图3中可以看出,随着排污权交易市场中排污总量的减少,电力交易市场中发电量也不断地以不同的变化幅度变化。单位减排相同时,总的减排量不断减少时,存在一个区域,引起产量增加。同样存在单位减排引起相同的产量减少。存在单位减排,引起发电量突然跃变性减少。这个变化因素对政府制定经济与环境协调策略具有重要意义。

图4给出了排污权交易随排污控制总量变化而变化的趋势图。市场中的排污权成交量随着排污总量的减少而减少,其交易量有一个先增加后减少的过程。初始时,卖出排污权的企业多,购买排污权的企业少,市场处于供给大于需求阶段,因此其成交量少。随着总体排污权的减少,卖出排污的发电企业变少,但购买排污权的发电企业个数增加,市场供求双方处于相对均衡阶段,因此总的成交量增加。但随着总体排污权的进一步减少,虽然购买排污权的发电企业增多,但卖出排污权的发电企业个数减少,市场供给小于需求,因此其成交量也减少。

3 结论

从仿真过程中可以得到以下结论:(1)在排污权交易机制的总量控制中,可以通过对排污总量的控制,使市场中排污权的供求相对均衡。此时的成交量最大。但交易一旦达成,市场立即处于出清状态,交易变得冷淡。随着技术创新的发展,排污权有剩余,或新的发电企业的进入,排污权交易市场又开始进行交易。但其均衡也能很快地达到。也就是说排污权交易市场交易是否兴旺与排污技术的发展有关,反过来,排污权交易市场激励发电企业采用新的排污技术。(2)在排污权交易机制的总量控制中,在总量确定时,存在一些临界点,如果大于这个临界点时,则会造成每减排一单位的污染,其经济损失的比率大于增加一单位污染所产生的经济收益的比率。此时,若再减少污染排放,就会产生过度激励问题,影响社会总体福利。这些临界点对于制定排污总量具有参考意义。(3)给定排污总量,对于初始排污权分配,可能采用电力交易市场中成交量最大时各个发电企业所拥有的排污权数量。在竞争环境,成交量最大时,市场价格最低,整个社会的福利也就最大。

摘要：世界上很多国家针对电力行业出台基于总量控制的排污权交易市场,而总量和初始排污权的分配是排污权交易市场的核心问题。采用演化博弈理论,依据经济与环境协调发展的关系,以减少单位减排量使发电量减少量和增加单位减排量使发电量增加量之间的比例关系确定排污控制总量。在此基础上构建了基于多主体博弈的Swarm仿真模型,并给出了一个仿真实例。政府制定排污控制总量,发电企业在产品市场和排污权市场中进行价格、产量决策。通过仿真发现随着排污总量的不断减少,电能生产存在一个先减少、后增加、再减少的过程,并且减少与增加的幅度是不同的,这为电力行业制定排污总量提供了科学依据。

关键词：排污权交易,演化博弈,经济与环境,Swarm仿真,总量控制

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3.浅谈电力营销中的大用户直接交易 篇三

1.我国电力营销中的大用户直接交易概述

2004年4月，国家电监会、国家发改委联合印发了《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》（电监输电[2004]17号），办法明确了开展大用户直接交易试点的指导思想、目的和原则，对试点的范围和条件、主要内容、组织实施等做了具体规定。自17号文发布以后，各省政府、发电企业和用电企业的积极支持并热烈响应，吉林、贵州、广东等地便相继开始展开了大用户直接交易的试点工作。先期试点的省份在实践中积累了丰富的交易经验与政策经验，本章

1.1 我国大用户直接交易的政策变迁

总体上讲，目前我国在开展大用户直接交易方面还没有在法律层面的规定，但国家已经出台了一些政策对其进行规范，主要包括：

（1）国务院下发《电力体制改革方案》（国发[2002]5号），规定“开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局”，“在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作”，“直供电量的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价。”

（2）国务院办公厅下发《电价改革方案》（国办发[2003]62号），提出具备条件的地区，实行集中竞价的同时，在合理制定输配电价的基础上，应允许较高电压等级或较大电量用户、独立核算的配电公司与发电公司双边交易，双边交易的电量和价格由买卖双方协商确定。

（3）《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》（电监输电[2004]17号）：明确了开展大用户直购电试点的指导思想、目的和原则，对试点的范围和条件、主要内容、组织实施等做了具体规定。

（4）《关于印发电价改革实施办法的通知》（发改价格[2005]514号）指出，有条件的地区可建立发电与用户买卖双方共同参与的电力市场，实行双边交易与现货交易相结合的市场模式;鼓励特定电压等级或特定用户容量的用户、独立核算的配电公司与发电企业经批准直接进行合同交易和参与鲜活市场竞争。销售电价由发电企业与用户协商确定。

（5）国务院办公厅转发电力体制改革工作小組《关于“十一五”深化电力体制改革实施意见的通知》（国办发[2007]19号）提出：完善市场运营规则和监管方法，处理好电源、调度、售电之间的关系，逐步实现发电企业竞价上网，推进大用户与发电企业直接交易，逐步建立公平竞争的市场机制。“十一五”期间前两年“推进区域电力市场平台建设和大用户与发电企业直接交易”。

（6）国家发展改革委下发的《关于公布各省级电网2007年销售电价和输配电价标准的通知》（发改价格[2008]2920号），提出“逐步建立科学合理的输配电价和销售电价形成机制，推进电价改革和大用户直接交易试点，促进电网企业健康发展，增加电价政策透明度”。

2009年以来，大用户直接交易试点有了最新政策：国家电监会印发了《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）》（电监市场[2009]50号），从操作层面上对三部门联合印发的《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场[2009]20号）进行了细化。

1.2 我国大用户直接交易试点的模式

目前，我国开展的大用户直接交易主要有两种模式，一种是“专线直购”模式，是指大用户和发电企业直接签订供电合同，大用户或发电企业自建专用输电线路，合同电力通过专用输电线路传送到大用户，不与电网相联;一种是“过网直购”模式，是指由电网公司提供的将电能通过电网从一地输送到另一地的一种输电服务。在这个过程中，提供转运服务的是电网公司，接受服务的是签订了合同的发电企业和用户的共同代表，在经济上与电网公司相互独立。目前的购电机制是电网公司将电能买进，然后再卖给用户。而转运机制中，电网公司既不能将电能从发电企业那里买进，也不能将电能向用户卖出，只是收取转运费用，即转运电价。需要说明的是，“大用户直接交易”与“大用户直购电”是同一交易模式的两种称呼，前者多用于2007年及以后，后者多用于2007年之前，两者本质是相同的，但在政策定位上略有差别，这一点将在第3章中加以详细分析。在本章中不对两种称呼作区分。

2.大用户直接交易对电力营销的影响

2.1 电网企业将被动承担大用户的交叉补贴义务

在大用户直接交易机制下，符合国家产业政策、电压等级高、用电量大、信用记录良好的优质电力用户将可以直接与发电企业协商购电，而不需与电网企业发生交易关系，从而压缩了电网企业的市场份额，也剥离了电网企业的优质客户，改变了电网企业的用户结构。

与此同时，现行的直接交易机制使得电网企业将被动承担大用户的交叉补贴义务，从而使电网企业蒙受经济损失，降低了企业的赢利能力。交叉补贴是当前我国电价体系中的一个普遍现象，由工商业用户应补贴居民用电，是我国政府调节社会利益的一种手段。然而，现行机制要求电网企业向大用户收取平均购售价差，以资输电费用，此价差小于大用户先前所承担的输电成本，即等效于使参与直接交易的大用户减免承担了部分交叉补贴的义务。而该部分义务，也即所收取输电费用的差额部分，将由电网企业被动承担。

2.2 电力营销角色定位与业务重点将发生转变

大用户直接交易打破了传统电网企业与大用户之间直接的、“理所当然”的供需关系，改变了电网企业在营销中的角色定位，脱去了“垄断”的外衣，更多地呈现为一个竞争性的电能供应商与本地网络运营商，这也将带来营销业务重点的转变。

传统的电力营销业务多以业扩包装、检修维护等常规业务为主，并引导用户调整电力消费行为，以达到削峰填谷、降低网损、提高电网负荷率及功率因素等目标。然而，在直接交易模式下，电网企业将面临激烈的竞争关系，因此，营销重点势必将以争取电力用户，提高市场覆盖率为重点，提高服务质量，满足电力用户各个层面上的用电需求。

其次，电网企业的负荷管理业务同样面临着重要变化。传统的负荷管理多以行政手段为主，如：拉闸限电、用电稽查等等。随着直接交易的引入，一方面，负荷管理将从计划手段逐渐过渡到市场手段，通过类似可中断负荷、分时电价等双边机制实现;另一方面，负荷管理的职能将得到扩展，负控系统将成为电网企业与电力用户之间重要的信息沟通渠道，通过负控系统获取的用户信息，将作为电网企业开展营销业务的重要决策依据。

3.电力营销可采取的关键应对策略

（1）应对交叉补贴转移对电网企业赢利能力的影响

交叉补贴转移是现行直接交易机制最致命的缺陷，也将极大地影响电网企业的赢利能力（具体测算将在后续章节展开）。电网企业应测算不同交易方式与交易规模下电网企业的赢利损失，实施量化评估，并积极向上级部门反应情况。此外，要尽快提出合理的应对策略，通过建立平衡账户、平均分摊差额等方式，规避电网企业所面临的巨大财务风险。

（2）切实转移电网企业的营销业务重点

在新的市场环境下，电网企业应转变传统以业务性工作为主的营销重点，开展以市场需求为导向、以满足客户需求为中心的新型电力营销业务，面向用户需求提供多样化的增值服务，切实提高电网企业的市场开拓能力与赢利能力。

（3）加强基于市场机制的大用户负荷管理

4.电力交易总结 篇四

为深化电力体制改革，推进电力市场建设，根据《浙江省电力用户与发电企业直接交易试点实施方案(试行)》(下称“试点方案”)，结合我省实际情况和前期试点经验，制定本工作方案。

一、参与本次直接交易试点的市场主体范围(一)电力用户的参与范围及准入条件

按照《浙江省人民政府关于加快供给侧结构性改革的意见》(浙政发〔2016〕11号)要求，参加直接交易的电力用户，原则上优先支持高新技术企业、战略性新兴产业企业和省“三名”培育试点企业，特别是企业分类综合评价中A类(重点发展类)、B类(鼓励提升类)的企业参与，限制高污染、落后产能及过剩产能企业参与，参与范围为：2016年用电量在100万千瓦时以上的工商企业，以及2016年底前已投产的执行大工业电价的工商企业。具体电力用户参与资格审核由各设区市负责，并实行市场准入负面清单管理：一是2016内，发生过环境污染等事件并被环保部门处以罚款或行政拘留、追究刑事责任的企业不得参与;二是2015能源“双控”目标任务考核不合格的用能企业不得参与;三是执行差别电价或惩罚性电价的企业不得参与。

(二)省内发电企业的参与范围

1.符合国家基本建设审批程序并取得电力业务许可证(发电类)的省统调公用燃煤、燃气发电企业。

2.中核集团秦山核电公司一期机组、三门核电公司1#机组。

3.参与电力交易的燃煤发电机组必须按规定投运脱硫、脱硝、除尘等环保设施，环保设施运行在线监测系统正常运转，运行参数达标，符合省级及以上环保部门要求。

(三)省外来电的参与范围

根据《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)精神，按照“风险共担、利益共享”原则，探索建立通过市场化交易方式确定省外来电电量、价格机制。三峡集团溪洛渡水电站、中核集团秦山核电公司(二期、三期、方家山)、发电送我省的皖电东送机组(凤台电厂，平圩三期等)、宁东煤电基地送浙机组、四川富余水电、福建和新疆来电参与本次直接交易试点。

二、本次直接交易试点规模

本次直接交易电量，原则上按可参与本次直接交易发电企业(不含燃气机组)2015年11月1日至2016年10月31日实发电量的30%确定，2017年投产的中核集团三门核电公司1#机组、宁东煤电基地送浙机组按当年计划电量的30%确定，合计折算省内发电上网电量及省外来电落地电量共930亿千瓦时，其中优先发权电量291.48亿千瓦时。

三、本次直接交易试点的工作安排

本次直接交易试点工作，原则上按照《试点方案》相关规定和程序组织落实，考虑到参与试点的市场主体数量较多，为提高工作效率，方便省外来电和省内中、小型企业参与，实行省、市、县(市、区)分级负责制，同时对部分工作程序进行精简。具体安排如下：

(一)明确责任分工。省经信委、省物价局会同省电力直接交易工作小组成员单位，主要负责组织省内外发电企业开展平台集中竞价，并根据集中竞价结果测算确定电力用户直接交易电价;各市经信委会同物价、环保、电力等相关单位，负责组织本地电力用户参与试点，对用户参与资格及参与电量进行审核公示，并按要求将情况汇总后报省直接交易试点工作小组办公室(省经信委)备案。

(二)建立优先发电权制度。根据中发〔2015〕9号文配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》，本次试点明确三峡集团溪洛渡水电站，中核集团秦山核电公司(一期、二期、三期、方家山)，三门核电公司，四川富余水电、福建和新疆来电，参与我省直接交易电量享有优先发电权。

(三)市场主体提交申请表。电力用户方面：符合条件的110kV及以上工商企业用户(包括已办理入市注册手续的)向所在地县(市、区)经信部门提交参与直接交易的市场准入申请表(详见附件1)，各县(市、区)经信部门初审合格后，将申请表报所在设区市经信委，35kV及以下工商企业用户免予提交申请表及办理入市注册手续。

发电企业方面：参加本次平台竞价的省内外发电企业(包括享有优先发电权的相关发电企业)应向省直接交易工作小组办公室(省经信委)提交参与直接交易的市场准入申请表(详见附件2)，宁东煤电基地送浙机组、三门核电等新投产机组在取得电力业务许可证前，可凭项目核准文件先行办理入市手续，参与直接交易，待取得电力业务许可证后再行补全。

(四)入市资格审查。电力用户方面：由各市经信委会同物价、环保、电力等相关部门对各县(市、区)上报的电力用户进行资格审查，并将通过资格审查的电力用户名单、交易电量等信息予以公示，经公示无异议的，按照要求汇总有关情况，报省直接交易工作小组办公室备案。对于不符合准入条件的电力用户，省直接交易工作小组办公室(省经信委)有权直接取消其入市资格，并在省经信委网站予以公告。

发电企业方面：由省经信委会同省级相关部门对发电企业进行资格审查，并按规定由省直接交易工作小组办公室(省经信委)公布相关信息。

(五)入市手续的办理。电力用户方面：经审核符合准入条件的110kV及以上工商企业用户，持市场准入申请表及其附件，到浙江电力交易中心(以下简称交易中心)签订市场主体入市协议(详见附件3，下同)，办理入市注册相关手续。

发电企业方面：通过直接交易市场准入审核的发电企业，尚未办理入市注册手续的，持市场准入申请表及其附件，到交易中心签订市场主体入市协议，办理入市注册相关手续。享有优先发电权的相关发电企业在规定期限内未办理入市手续的，或办理入市手续但未进行有效报价的，视同参加我省直接交易市场竞争，其享有优先发电权的直接交易电量按市场出清价格直接予以结算。

(六)直接交易的组织方式。发电企业通过平台集中竞价，实行六段式报价，每段电量不得超过其允许参与直接交易电量的20%，报价价格逐段递增，每段价差不得小于3.0元/MWh。除四川富余水电、福建和新疆来电外，其他发电企业均平等参与竞价，按边际出清价格统一确定交易价格。发电企业参与竞价，须在规定时间内申报一组电量、电价，其中享有优先发电权的发电企业申报电量为其核定的直接交易电量，其他发电企业申报电量不高于其核定的可直接交易电量上限;省内发电企业按上网电价报价，省外发电企业按落地电价报价。各发电企业申报的电量按报价由低到高排序，进行预出清，若享有优先发电权的电量在预出清中全额中标，则预出清结果为市场正式出清结果。若享有优先发电权的电量在预出清中未全额中标，则所有享有优先发电权的电量全部按最低报价处理，再次排序进行市场出清。市场出清后，中标发电企业按报价排序，从低到高分配交易电量。若出清价格由两家及以上发电企业报价确定，则按各家发电企业该报价段所报电量比例分配该段成交电量。皖电东送机组除凤台电厂和平圩三期机组外，其他送我省电量请华东电网公司指定相关电厂参与平台竞价。

(七)防止不正当竞争。为防止发电企业恶意竞争扰乱市场秩序，平台竞价中若出现报价低于本企业2015平均燃料成本，或者有2家及以上发电企业六段报价中有连续三段及以上报价相同、有3家及以上发电企业六段报价中有连续二段及以上报价相同等涉嫌不正当竞争行为的，享有优先发电权的企业按最低报价处理，其余发电企业报价按无效报价处理并取消其参与试点资格。按无效报价处理后，若市场出清价格未受到影响，其他发电企业报价及当次市场竞价结果继续有效;若市场出清价格受到严重影响，当次竞价结果无效，由其他发电企业重新进行平台竞价。享有优先发电权的企业涉嫌不正当竞争的，其所有电量按最低报价处理。参与竞价的省内外燃煤机组(不含2017年新投产机组和未正式明确送我省电量的机组)竞得电量按所属集团累计，各集团竞得电量占其燃煤机组允许参加直接交易电量比例最高的，给予2亿千瓦时计划电量奖励，按所属电厂参与竞价燃煤机组的容量分配到各电厂;若2个及以上的发电集团竞得电量占比并列最高的，按各集团参与竞价燃煤机组的容量比例分配。

(八)直接交易合同的签订。根据发电企业平台集中竞价结果，由交易中心负责组织直接交易合同的签订。其中110kV及以上工商企业用户按相关规定与电网企业、发电企业签订三方合同，其他用户委托电网企业与中标发电企业签订直接交易合同。为便于交易结算，参与本次试点三方合同签订的发电企业仅限于省内燃煤发电企业，由交易中心对省内燃煤发电企业中标的申报段量和段价进行加权平均，由低到高排序，与110kV及以上工商企业用户进行配对。

(九)直接交易的结算方式。110kV及以上工商企业用户按三方合同约定的电量电价结算，其他用户按照按省经信委、省物价局测算确定的直接交易电价，以该企业月度实际用电量的50%结算。溪洛渡水电站、秦山核电公司、三门核电公司、皖电东送机组、宁东煤电基地机组、四川富余水电、福建和新疆来电等享有优先发电权或省外来电，如在规定期限内未签订直接交易合同，由省级相关部门下达正式文件，其参与本次直接交易电量先按市场出清价格暂行结算，待双方协商一致签订直接交易合同后再正式结算。

四、本次直接交易试点相关交易信息

(一)直接交易电价。发电企业侧的电价，由交易平台集中竞价确定。电力用户侧的电价，根据《浙江省人民政府专题会议纪要》(〔2015〕37号)精神，2014年已参加首批试点的110千伏用户，按国家批复的输配电价0.098元/千瓦时执行，用户直接交易电量电价由直接交易价格(发电企业平台集中竞价出清价格)、线损、输配电价和政府性基金及附加费组成;其他110kV及以上工商企业用户采用顺价方式，用户直接交易电量电价由市场出清价格和电网购销差价组成;其余工商企业用户直接交易电价，由省经信委、省物价局按照发电企业竞价产生的电价空间和参与直接交易试点的用电企业2017年预计用电量，另行确定。试点期间，国家调整我省输配电价、政府性基金及附加费和上网电价的，本次试点输配电价、政府性基金及附加费和直接交易价格同步调整，其中输配电价、政府性基金及附加费按国家文件规定执行，直接交易价格按上网电价调整幅度同步调整。

(二)过网综合线损率。本次扩大试点过网综合线损率，按照《浙江电力统计简报》中的2015年浙江省综合线损率4.24%确定。

(三)直接交易电量。省内发电企业(不包括秦山核电一期、三门核电)、皖电东送机组和宁东煤电基地机组，可参与直接交易电量，不高于其2015年11月1日至2016年10月31日实发电量的60%(2015年11月1日-2016年12月31日投产的，参照同类型机组实发电量)，具体由企业自主决定;2017年1月1日以后投产的宁东煤电基地送浙机组，可参与直接交易电量不高于其2017年计划电量的60%，具体由企业自主决定。

享有优先发电权的电量中，溪洛渡水电站按其2015年11月1日至2016年10月31日实际送我省电量的30%参与，计79.11亿千瓦时;秦山核电公司(一期、二期、方家山)按其2015年11月1日至2016年10月31日实际送我省电量的30%参与，秦山核电三期机组因承担国家重大专项工程，按2015年11月1日至2016年10月31日送我省上网电量的20%参与，合计103.22亿千瓦时;三门核电公司按其2017年计划电量的30%参与，计16.91亿千瓦时;四川富余水电、福建和新疆来电，根据两省间政府协议，参与电量分别为67.33亿千瓦时、13.91亿千瓦时和11亿千瓦时。

工商企业用户参加直接交易电量，110kV及以上用户为其2016年用电量的50%，其他用户为其2017年实际用电量的50%。

(四)直接交易发电量折扣。省内发电企业(不包括秦山核电一期、三门核电)、皖电东送机组和宁东煤电基地送浙机组，本次扩大试点直接交易发电量折扣，按发电企业中标电量的20%确定。溪洛渡水电站、秦山核电公司(一期、二期、三期、方家山)、三门核电公司、四川富余水电、福建和新疆来电等，参与我省直接交易的电量享有优先发电权，无直接交易发电量折扣。

(五)交易期限。本次试点自2017年1月1日至2017年12月31日，为期一年。

五、其他

(一)2016年电力直接交易试点中，发电企业竞价产生的电价空间与电力用户实际结算的差额部分，纳入2017年发电企业竞价产生的电价空间平衡;2017年电力直接交易试点中，发电企业竞价产生的电价空间与电力用户实际结算的差额部分，纳入下发电企业竞价产生的电价空间平衡。

(二)本方案未尽事宜按照《浙江省电力用户与发电企业直接交易试点实施方案(试行)》、《浙江省电力用户与发电企业直接交易规则(试行)》办理。

(三)各地、各部门在执行中如遇问题和情况，请及时向省直接交易试点工作小组办公室反映，联系电话：0571-87058255。

关于做好2017电力直接交易试点相关工作的通知 省直接交易工作小组成员单位，各中央发电集团浙江分公司，各市经信委、物价局、供电公司，各有关发用电企业，有关省外发电企业：

根据《2017浙江省电力直接交易试点工作方案》(以下简称《工作方案》)总体要求，积极稳妥推进电力直接交易试点工作。现将有关工作安排通知如下，请认真组织、抓紧落实。

一、组织协调发电企业参加试点

省经信委、省物价局会同省电力公司，负责组织协调省外来电参加我省电力直接交易试点。与国家电网公司、国网华东分部协商组织溪洛渡水电站、宁东送浙煤电基地机组、四川富余水电、新疆等跨区送电，以及皖电东送送浙机组、福建来电、秦山核电等华东区调机组参与我省直接交易试点工作，以及根据本次直接交易竞价结果，调整区外及省外来电的生产调度计划和电费结算等事宜。召集溪洛渡水电、秦山核电、三门核电、皖电东送、宁东煤电基地等参与我省试点的相关发电企业，传达推进电力市场化改革相关文件精神，通报本次试点《工作方案》，做好交易动员工作。

以上工作于1月9日前完成。

二、组织电力用户参与试点

各市经信委会同物价、电力等相关部门，并加强与环保部门的联系，根据《工作方案》要求，积极做好本次试点的宣传发动和具体实施工作。制定专项工作方案，指导所属县(市、区)，初步确定本地参与试点的电力用户名单和直接交易电量(110kV及以上用户按其2016年实际用电量的50%上报，其他用户按其2017年预计用电量的50%上报)，并将相关情况汇总公示后(详见附件

1、附件

2、附件3)，报送省直接交易工作小组办公室(省经信委)，其中附表1以书面形式报送，附件

2、附件3以电子表格形式报送。各级电网企业要积极做好通知电力用户、提供电力用户相关信息等配合工作，并接受委托办理直接交易相关事宜。

以上工作于1月18日前完成。

三、办理入市手续

(一)提交入市申请。电力用户方面：符合条件的110kV及以上电力用户(包括已办理入市注册手续的)向所在地县(市、区)经信部门提交市场准入申请表(详见《工作方案》附件1)，各县(市、区)经信部门初审合格后，将申请表报所在设区市经信委，35kV及以下电力用户免予提交申请表及办理入市注册手续。发电企业方面：参加本次平台竞价的省内外发电企业(包括享有优先发电权的相关发电企业)应向省直接交易工作小组办公室(省经信委)提交参与直接交易的市场准入申请表(详见《工作方案》附件2)，宁东煤电基地送浙机组、三门核电等新投产机组在取得电力业务许可证前，可凭项目核准文件先行办理入市手续，参与直接交易，待取得电力业务许可证后再行补全。

以上工作于1月13日前完成。

(二)办理市场注册。电力用户方面：经审核符合准入条件的110kV及以上电力用户，持市场准入申请表及其附件，到浙江电力交易中心(以下简称交易中心)签订市场主体入市协议(详见《工作方案》附件3)，办理入市注册相关手续。

发电企业方面：通过直接交易市场准入审核的发电企业，尚未办理入市注册手续的，持市场准入申请表及其附件，到北京电力交易中心、华东分中心和浙江电力交易中心签订市场主体入市协议(详见《工作方案》附件3)，办理入市注册相关手续。享有优先发电权的相关发电企业在规定期限内未办理入市手续的，视同参加我省直接交易。

以上工作于1月18日前完成。

四、公布市场交易信息

根据审核结果，省直接交易工作小组办公室(省经信委)负责发布发电企业名单、直接交易电量和用电企业情况等相关市场交易信息。

以上工作于1月19日前完成。

五、发电企业开展平台集中竞价

(一)发电企业通过平台集中竞价开展直接交易，交易价格按边际出清价格统一确定。享有优先发电权的电量在预出清中未全额中标，则所有享有优先发电权的电量全部按最低报价处理，其他中标发电企业按报价排序，从低到高分配交易电量，报价相同的按所报电量比例分配交易电量。

(二)交易中心对省内燃煤发电企业中标的申报段量和段价进行加权平均，由低到高排序，与110kV及以上电力用户(按名称拼音首字母排序)进行配对。

(三)浙江能源监管办、省电力公司在5个工作日内，分别对配对结果进行规范性审查和安全校核，交易中心根据规范性审查和安全校核意见，对配对情况进行调整。(四)发电企业开展平台集中竞价初定于1月20日，具体由交易中心负责组织，省经信委、省物价局和浙江能源监管办负责监督。

六、签订直接交易合同

省经信委、省物价局根据发电企业平台集中竞价结果，确定本次试点电力用户直接交易电价，由北京电力交易中心、华东分中心和浙江电力交易中心负责组织直接交易合同的签订。其中110kV及以上电力用户，根据配对情况和相关规定与电网企业、发电企业签订三方合同，其他用户委托电网企业与中标发电企业签订直接交易合同。合同签订后，及时报省经信委、浙江能源监管办备案。

以上工作于2月10日前完成。

七、直接交易的监督履行

5.电力交易总结 篇五

日期：2018-05-18 来源：能源局电力处 浏览次数： 59 字号：[ 大 中 小 ] 视力保护色：

浙交易办〔2018〕5号

省直接交易工作小组成员单位、各市、县（市、区）经信委（局）、供电公司：

2018我省电力直接交易试点涉及市场主体范围较广，交易电量规模较大，后续相关工作较为复杂。为维护市场正常秩序，保证直接交易顺利进行，保障市场主体合法权益，现就将有关事宜通知如下：

一、电力用户信息变更的办理

（一）试点期间，参与直接交易的电力用户办理过户的，由负责办理其过户业务的市、县（市、区）供电公司负责告知用户，填写《2018年浙江省电力直接交易试点用电企业信息变更申请表》（详见附件1，以下简称申请表）并提交申请表附件材料。

（二）电力用户将申请材料（申请表及申请表附件，一式三份）备齐后，递交负责办理其过户业务的市、县（市、区）供电公司，市供电公司于每月10日前（遇节假日顺延）汇总本地用户申请材料（一式三份），交同级经信部门审核。

（三）市经信部门应在收到同级供电公司转交的申请材料后予以公示，并在每月17日前（遇节假日顺延）出具审核意见，一式两份发还同级供电公司，由负责办理其过户业务的供电公司将一份经审核的材料交用户留存，并将一份报送省电力公司进行直接交易信息变更。

（四）各市、县（市、区）供电公司应于每月5日前（遇节假日顺延），汇总本地上月电力用户信息变更情况（更名、过户或退出直接交易，详见附件2），报送同级经信部门。各设区市经信委应在汇总后，于每月10日前（遇节假日顺延）将本地区上月电力用户信息变更情况（详见附件2）报送省直接交易工作小组办公室（省能源局）备案，并抄送国网浙江省电力公司。

二、直接交易合同的监督履行

（一）各市、县（市、区）供电公司应汇总本地上月电力用户参加直接交易合同执行及电费结算情况（详见附件3，县（市、区）供电公司填报附件3中本县（市、区）情况即可），于每月5日前（遇节假日顺延）报送同级经信部门。

（二）省电力公司应汇总全省上月电力用户参加直接交易合同执行及电费结算情况，填写汇总表（详见附件4），于每月10日前（遇节假日顺延）报送省直接交易工作小组办公室（省能源局）和省物价局。

（三）各市、县（市、区）经信部门应认真审核本地上月电力用户参加直接交易合同执行及电费结算情况，并采取抽样调查等方式进行核查，同级供电公司应予配合，检查中发现的问题及时报送省直接交易工作小组办公室（省能源局）。

三、其他

（一）试点期间，发电企业和电力用户按照“月结年清”原则分别结算，发电企业的直接交易电量结算由浙江电力交易中心负责，电力用户的直接交易电量结算由国网浙江省电力公司及所属各供电企业负责。

（二）签订三方合同的电力用户因故无法履行合同的，合同剩余电量转为电网企业代理用户参加的直接交易电量，由签订该合同的发电企业继续履行。

（三）发电企业各类市场化交易电量，按合同签订时序确定优先结算顺序。

（四）试点期间，电力用户更名的，该用户直接交易电量继续按直接交易电价结算；电力用户过户的，经所在地设区市经信委同意，自次月起该用户直接交易电量按直接交易电价结算；电力用户因故退出直接交易的，经所在地设区市经信委确认，其后电费按目录电价结算。

6.电力交易总结 篇六

每月7个工作日内报送上月统计表及风险控制指表监管表

每年4.30前上年度财务报表和交易所要求的年度报告材料 和上年度会员交易系统运行情况报告 证券交易所开出接纳会员决定后5个工作日内向证监会备案

转让席位5个交易日审核

国债 企业债（含可转换债券），国债回购以及新的交易品种，证交所制定报证监会和国家发展和改革委员会备案 15天内无异议实施

中小板退市警示的情形（2006.11）：

C24个月内再次受到公开谴责

D 连续20个交易日收盘价低于面值

E 连续120个交易日成交量低于300万股

中小企业板上市公司在公司股票交易实行退市风险警示期间，每月前5个交易日内披露公司为撤销退市风险所采取的措施

撤销的为前一交易日公告

P67 创业板的退市风险警示

A.因股权分布或股东数变化导致20个交易日不具备上市条件的B.连续120个交易日成交量低于100万股

异常波动情形：A连续3个交易日价格涨跌幅偏离值累计达±20%的 B ST，*ST连续3个交易日涨跌幅偏离值达±15% ±12%

C连续3个交易日日均换手率与前5个交易日换手率比值达到30倍 股、封基连续3个交易日累计换手率达20% OFII持有一家上市公司股票不得超过10%，所有QFII持有一家总数不超过20% 单个QFII和所有QFII（后买先卖原则）超过限定比例的，接到通知后5个交易日平仓

营业部每3年对个人客户信息全面核查，对机构客户每一年全面核查

合伙企业、创业投资企业变更信息的审核后结算公司5个工作日内更改信息，经办人5日后打印新证券账户卡。申请注销的 自清算结束日起15日内申请注销

开通创业板 有2年交易经验客户 T+3日开通 无2年经验T+6开通

证券公司接受客户申请完成交易结算后2个交易日内办理完 撤销指定交易转托管资金销户

投资顾问业务公司广告宣传 讲座报告会需提前5个工作日向公司住所地证监局报备

2010.4证监会发布《关于加强证券经纪业务管理的规定》

新开客户一个月内完成回访，对于原有客户回访比例不低于上年末客户总数的10%

客户回访资料、投诉档案、安全自查演练 保存时间不少于3年

每年4月底前 证券公司及其营业部汇总上一年度证券经纪业务投诉及处理情况 分别报所在地证监局备案 营业部负责人每3年强制离岗1次，时间连续不少于10个工作日，违规人员至少2年不得任职。证券公司审计结束后3个月内，将报告报证监局备案

证券公司自每一会计年度结束之日起4个月内，向证券监管机构报送年度报告，自每月结束之日起7个工作日内，报送月度报告

股票上网发行操作流程：

（1）投资者申购（T+0日）。

（2）申购资金冻结、验资及配号（T+1日）。

（3）摇号抽签、中签处理（T+2日）。

（4）申购资金解冻（T+3日）。

（5）结算与登记。

2.A股现金红利派发日程安排：

（1）申请材料送交日（T-5日前）。

（2）中国结算上海分公司核准答复日（T-3日前）。

（3）向证券交易所提交公告申请日（T-1日前）。

（4）公告刊登日（T日）。

（5）权益登记日（T+3日）。

（6）除息日（T+4日）。

（7）发放日（T+8日）。

3.在现阶段，我国A股的配股权证不挂牌交易，不允许转托管。

（二）B股现金红利派发日程安排

1.申请材料送交日为T-5日前。

2.中国结算公司上海分公司核准答复日为T-3日前。

3.向交易所提交公告申请日为T-1日前。

4.公告刊登日为T日。

5.最后交易日为T+3日。

6.权益登记日为T+6日。

7.现金红利发放日为T+11日。

★未办理指定交易A、B股投资者，现金红利由结算公司保管，不计息

送股登记日的下一个交易日，所有流通股的送股部分可到投资者账上，并可在以后上市流通。

（三）A股送股日程安排

1.申请材料送交日为T-5日前。

2.结算公司核准答复日为T-3日前。

3.向证券交易所提交公告申请日为T-1日前。

4.公告刊登日为T日。

5.股权登记日为T+3日。

（四）B股送股日程安排

1.申请材料送交日为T-5日前。

2.结算公司核准答复日为T-3日前。

3.向证券交易所提交公告申请日为T-1日前。

4.公告刊登日为T日。

5.最后交易日为T+3日。

6.股权登记日为T+6日。

.深圳证券交易所配股操作流程：

（1）在股权登记日（R日）收市后，证券营业部接收股份结算信息库中的配股权证数据，即证券营业部根据每个股东股票账户中的持股量，按配股比例给予相应的权证数量。

（2）配股认购于R+1日开始，认购期为5个工作日。逾期不认购，视同放弃。

（3）配股缴款结束后（即R+7日），公司股票及其衍生品种恢复交易。

召开股东大会的上市公司要提前30天刊登公告，在公告中说明是否要进行网络投票。如公司股东大会审议的事项涉及增发新股、发行可转换公司债券、向原有股东配售股份、重大资产重组、以股抵债、对公

司有重大影响的附属企业到境外上市等，公司还应在股权登记日后3日内再次公告股东大会通知。

基金管理人可以依据有关法律、法规、行政规章的规定，提前1个工作日，以书面形式向上海证券交易所申请暂停基金份额的申购或赎回。

权证存续期满前5个交易日，权证终止交易，但可以行权。

采用证券给付结算方式行权且权证在行权期满时为价内权证的，代为办理权证行权的证券经纪商应在权证期满前的5个交易日提醒未行权的权证持有人权证即将期满，或按事先约定代为行权

以及在董事会就公司股本结构变动、资产重组等重大事项做出决议后的5个工作日内发布分析报告，客观地向投资者揭示公司存在的风险。

标的证券结算价格为行权日前10个交易日标的证券每日收盘价的平均数。

发布关于所推荐股份转让公司的分析报告。包括在挂牌前发布推荐报告，在公司披露定期报告后的10个工作日内发布对定期报告的分析报告，采用现金结算方式行权且权证在行权期满时为价内权证的，发行人在权证期满后的3个工作日内向未行权的权证持有人自动支付现金差价。

上交所发行可转换债券在发行结束6个月后，可转换为股票

代办股份转让的资格条件

2.经中国证监会批准为综合类证券公司或比照综合类证券公司运营1年以上。

6.最近2年内不存在重大违法违规行为。

对于《指导意见》施行前已退市的公司，在《指导意见》施行后15个工作日内未确定代办机构的，由证券交易所指定临时代办机构。临时代办机构应自被指定之日起45个工作日内，开始为退市公司向社会公众发行的股份的转让提供代办服务。

IB业务的资格条件：1）前6个月风险指标合规

证券公司的证券自营账户，应自开户之日起3个交易日内报证券交易所备案。

要求会员按月编制库存证券报表，并于次月5日前报送证券交易所。

每年6月30日和12月31日过后的30日内，向中国证监会报送各家会员截止到该日的证券自营业务情况。证券自营相关原始凭证保存20年 每半年，一年后的30日报证监会证券自营的情况

具有3年以上证券自营、资产管理或者证券投资基金管理从业经历的人员不少于5人。

5.最近1年未受到过行政处罚或者刑事处罚

最近一年不存在挪用客户交易结算资金等客户资产的情形

6个月内启动推广工作，并在60个工作日内完成设立工作并开始投资运作。

证券公司应当在定向资产管理合同失效、被撤销、解除或者终止后15日内，向证券登记结算机构代为申请注销专用证券账户，或者可以申请转换为普通证券账户。专用账户注销后，证券公司应当在3个交易日内报证券交易所备案。

证券公司应当自专用证券账户开立之日起3个交易日内，将专用证券账户报证券交易所备案。

建立集合资产管理计划投资主办人员制度，即应当制定专门人员具体负责每一个集合资产管理计划的投资管理事宜。投资主办人员须具有3年以上证券自营、资产管理或证券投资基金从业经历，前5个工作日会籍办理系统，交资料

（六）投资组合证券公司应当在集合资产管理计划开始投资运作之日起6个月内，使集合资产管理计划的投资组合比例符合集合资产管理合同的约定。因证券市场波动、投资对象合并、集合资产管理计划规模变动等外部因素致使集合资产管理计划的组合投资比例不符合集合资产管理合同约定的，证券公司应当在10个工作日内进行调整。

（八）信息披露与报告

至少每3个月向客户提供管理报告和托管报告，并报证监会和注册地派出机构备案

上交所++集合资产管理计划应通过会籍办理系统每月前5个工作日向上交所提供上月资产净值

集合资产管理规模会计年度结束后4个月报年度审计单项审计意见

在开始运作之日起6个月内首次达到合同约定比例的，应于次日以书面形式向上海（深圳）证券交易所报告达到的日期及投资组合情况；因证券市场波动等外部因素致使组合投资比例不符合集合资产管理合同约定的，应在10个工作日内进行调整，并于调整次日以书面形式向上海（深圳）证券交易所报告调整情况；发生投资者巨额退出或出现其他可能对集合资产管理计划的持续运作产生重大影响的，应在发生之日起2个工作日内以书面形式向上海（深圳）证券交易所报告有关情况。解散后5个工作日报备（上海会籍、深圳资产管理）

深圳+投资于自身 或机构关联公司，2工作日内书深交所；每季度结束后15个工作日以书面形式向深交所报送集合资产管理计划的管理报告和托管报告和集合资产管理计划的交易监控报告

证券公司注册地中国证监会派出机构应当按照有关规定对申报材料进行审查，并自中国证监会决定受理其申报材料后10个工作日内，将对申请材料的书面意见报送到中国证监会。

至少每周披露一次集合计划份额净值。

二、监管措施

第二，证券公司开展定向资产管理业务，应当于每季度结束之日起5日内，将签订定向资管理合同报注册地中国证监会派出机构备案。

证券公司应当在集合资产管理计划设立工作完成后5个工作日内，将集合资产管理计划的设立情况报中国证监会及注册地中国证监会派出机构备案。

第三，证券公司应当在每个年度结束之日起60日内，完成资产管理业务合规检查年度报告、内部稽核年度报告和定向资产管理业务年度报告，并报注册地中国证监会派出机构备案。

第四，集合计划审计报告应当在每个年度结束之日起60个交易日内，按照合同约定的方式向客户和资产托管机构提供，并报送住所地中国证监会派出机构备案。

融资融券试点的条件：A经纪业务满3年的创新类证券公司 B高管2年内没有违法和处C最近2年各项风险控制指标合规定6个月净资本在12亿

首批融资融券条件a最近6个月净资本均在50亿以上b最近一次评级A级，目前扩大到30亿和B级

客户应当在与证券公司签订《融资融券合同》时，向证券公司申报其本人及关联人持有的全部证券账户。客户融券期间，其本人或关联人卖出与所融入证券相同的证券的，客户应当自该事实发生之日起3个交易日内向证券公司申报。

标的证券为股票的，应当符合下列条件：

1.在交易所上市交易满3个月。

4.近3个月内日均换手率不低于其基准指数日均换手率的20%，日均涨跌幅的平均值与基准指数涨跌幅的平均值的偏离值不超过4个百分点，且波动幅度不超过基准指数波动幅度的500%以上。

有价证券冲抵保证金的折算率：上证180成份股和深圳100成份股折算率不超过70%，其他股票不超过65% 开放式基金折算率不超过90% 国债不超过95%，其他上市证券投资基金和债券不超过80%

客户维持担保比例不得低于130%。当该比例低于130%时，证券公司应当通知客户在约定的期限内追加担保物。该期限不得超过2个交易日。客户追加担保物后的维持担保比例不得低于150%。

维持担保比例超过300%时，客户可以提取保证金可用余额中的现金或充抵保证金的有价证券，但提取后维持担保比例不得低于300%。交易所另有规定的除外。

证券公司应当在每一月份结束后10个工作日内，向证监会、注册地证监会派出机构和证券交易所书面报告当月的下列情况：

1.融资融券业务客户的开户数量。

2.全体客户和前10名客户的融资、融券余额。

3.客户交存的担保物种类和数量。

4.强制平仓的客户数量、强制平仓的交易金额。

5.有关风险控制指标值。

6.融资融券业务盈亏状况。

1.单只标的证券的融资余额达到该证券上市可流通市值的25%时，交易所可以在次一交易日暂停其融资买入，并向市场公布。当该标的证券的融资余额降低至20%以下时，交易所可以在次一交易日恢复其融资买入，并向市场公布。

2.单只标的证券的融券余量达到该证券上市可流通量的25%时，交易所可以在次一交易日暂停其融券卖出，并向市场公布。当该标的证券的融券余量降低至20%以下时，交易所可以在次一交易日恢复其融券卖出，并向市场公布。

上海证券交易所实行标准券制度的债券质押式回购分别为：1天、2天、3天、4天、7天、14天、28天、91天、182天9个品种。GC

深圳证券交易所实行标准券制度的债券质押式回购分为：有1天、2天、3天、4天、7天、14天、28天、63天、91天、182天、273天11个品种。R0

实行标准券制度的质押式企业债回购有1天、2天、3天、7天4个品种。

全国银行间债券市场回购期限最短为1天，最长为1年。

全国银行间市场买断式回购的期限由交易双方确定，但最长不得超过91天。

同业中心和中央结算公司应在接到报告后5个工作日内将最终结果予以公告。

国债买断式回购交易的券种和回购期限由交易所确定并向市场公布。买断式回购的回购期限从1天、2天、3天、4天、7天、14天、28天、91天和182天中选择（9个）。回购期限有7天、28天和91天。

质押券欠库的，融资方结算参与人应当于次一交易日补足质押券。

在融资回购业务应付资金交收违约后的1个交易日内，融资方结算参与人支付融资回购业务应付资金及违约金的，中国结算公司接受该结算参与人提出的转回多余质押券的申报。

在融资回购业务应付资金交收违约后的1个交易日内，融资方结算参与人未支付融资回购业务应付资金及违约金的，中国结算公司可以按规定确定足额可供处分的质押券。

国债买断式回购到期购回结算交收时点为R+1日（R为到期日）14：00 权证交收上海市场是T日日终，深圳为T+1日日终。。。。。。。。。。。。。。p301

关于首次公开发行股份登记，上市公司应在发行结束后2个交易日内，上市公司应当向中国结算公司申请办理股份发行登记，对网上和网下发行的结果加以确认。

美国证券市场采取T+3，我国香港市场采取T+2。

我国内地市场目前存在两种滚动交收周期，即T+1与T+3

结算备付金利息每季度结息一次，结息日为每季度第三个月的20日，应计利息记入结算参与人资金交收账户并滚入本金。

7.电力交易总结 篇七

关键词：电力市场,电力用户,发电企业,直接交易,电价

0 引言

从国外经验来看, 电力用户和发电企业交易 (以下简称直接交易) 是一个逐步放开的过程, 基本上先是放开发电侧市场, 然后逐步放开用户选择权, 先是放开用电大户建立购售批发市场, 其次是中小企业用户逐步建立零售市场, 并允许交易商存在[1]。随着国内经济社会发展和经济体制改革[2]的不断推进, 厂网已经基本分开, 以电力用户直接交易为主要方式和突破形式的售电侧市场开放已经走上中国电力改革历史舞台[3,4,5,6]。综合国内外交易现状, 电力用户与发电企业之间交易处于不同发展阶段[7,8,9]。从20世纪90年代开始, 英国、法国、日本等国家陆续开放了大用户购电选择权, 一般根据电压等级和容量区分拥有购电选择权的用户。如英国从1994年起容量大于100kW的可以自由选择供电商, 到1998年所有用户原则上可以自由选择供电商;日本容量大于50kW用户可以自由购电。发电企业一般通过专线或者大电网向大用户供电, 交易方式分为双边合同、集中撮合和集中竞价3种。小用户可以自由选择配电公司或者零售商, 配电公司或者零售商代表一般用户购买电力, 如美国加州电力市场、澳大利亚电力市场。澳大利亚、英国等国家已经实施零售市场, 用户有很多选择权。

直接交易是中国电力市场由发电侧的单边市场转向负荷侧进入的双边市场的一个跨越, 相关的机制、理论、算法和策略研究已成为热点[10,11,12,13,14]。目前, 多个省 (区) 已经开展了试点工作, 取得了市场化实施经验, 为后续推广奠定了基础。同时, 也存在一些具体问题, 如政策落实存在偏差、交易规则执行不到位、市场公平性有待提升、输配电价传导机制欠缺等。目前, 中国电力用户与发电企业直接交易尚处于起步阶段。应加快对直接交易的市场准入、交易组织、输配电价、阻塞管理、偏差处理等核心问题分析研究, 有助于交易近期及将来平稳开展。

本文定位在当前和购售批发市场阶段, 原有计划电量方式将代之以市场交易的方式, 在一段时间内计划和市场交易并存, 重点在市场准入、组织形式、电价确定、调度机制、执行调整、计量结算等方面进行探讨, 并分析了各种方式的优缺点, 以期对直接交易实施有所裨益。

1 市场准入和交易范围

1.1 市场准入

1.1.1 发电企业

发电企业的市场准入应坚决贯彻执行国家产业政策和环保政策, 由国家行业主管部门和环保主管部门严格审查, 确认发电企业参与直接交易的资格。现期应综合考虑环保要求与能耗标准, 鼓励煤耗低、排放少的火电机组参与直接交易, 严格限制能耗高、污染大的机组参与, 已到关停期限或违反国家有关规定的机组应严禁参与。

1.1.2 电力用户

市场初期, 电力用户准入首先要解决用户用电类型的选择问题。从中国大部分省的用户结构来看, 大型工业用户用电量大, 用电电压等级高, 用电负荷较为平稳, 而且大都属于当地的经济支柱企业, 经济实力较强, 信用较佳, 可作为直接交易首选对象。但是参与交易的用户选择必须符合中国节能环保政策和产业政策, 对限制类和禁止 (淘汰) 类企业一律不开放, 以促进产业结构优化。由于各地区经济发展水平、电力建设规模、企业用电规模、用户结构不尽相同, 各地区可以因地制宜确定当地的大用户准入标准。

1.2 交易空间

1.2.1 发电企业交易空间

当前, 发电企业参与直接交易的电量空间可采取以下3种方式:一是现有发电企业发电量仅参与计划市场, 新增发电企业全部电量参与直接交易;二是先由各方商议确定直接交易总电量, 然后根据当年预计总用电量扣除交易电量后作为计划电量, 并分给所有发电企业, 准入发电企业按照计划外的发电能力确定交易空间;三是前几年平均利用小时数对应电量作为发电企业计划电量, 剩余电量参与直接交易。

相比较而言, 第2种方式市场化交易力度最大, 而其他2种交易方式更有利于兼顾现有发电运营方式。未来, 随着市场发展和完善, 发电企业的交易空间可以逐步扩大至全电量交易, 并通过长期的电力交易、发电燃料交易机制规避市场风险。

1.2.2 电力用户交易空间

电力用户参加交易电量空间可以由2种方式确定:一是以用户上一年用电量为基数电量, 当年预计用电量超出部分作为交易空间, 新报装用户全部电量参与交易, 所有用户交易电量累计即为该年度直接交易空间;二是以当年预计的全部用电量作为基数, 按照一定的比例确定大用户的直接交易电量空间, 该比例由政府部门、电力监管机构及市场各方商议确定。

不管是发电企业还是电力用户, 采取增量电量或一定电量比例方式能较好尊重历史, 基本维持了目前的利益格局, 易为各方所接受, 但在具体操作中可能会在增量电量或比例方面出现分歧。

1.3 交易范围

根据经济学一般原理, 交易范围越大, 市场效率越高。从国家政策、电网基础、能源流动等方面来看, 都需要开展跨区跨省交易。但国内行政区划以省为主, 实行以省为责任单位的财政、税收、金融、社会管理和电力计划管理体制, 往往省级政府不断加强电力管理, 对交易主体约束越来越多。

当前体制下, 省内开展电力用户与发电企业直接交易便于与政策环境、经济发展、电力供需平衡、税收政策、电价管理等工作衔接, 容易获得省政府支持。但由于发电企业和用电企业市场主体相对集中, 少量发电企业或电力用户占据了较大市场份额, 容易发生市场操作等问题, 影响市场公平。

从国际多年运营经验来看, 即使国情、法律、税收、政策等不同, 也已经实现跨省 (州) 甚至跨国交易。从经济学原理来看, 更大范围的交易可以提高整体资源优化配置水平, 提升国家整体运作效率。事实上, 不同省份的发电装机种类、用电高峰时段等往往存在一定的差异, 开展跨地区直接交易, 有助于水火互济、错峰用电, 优化区域内的资源配置;市场主体较多, 市场力较小。因此, 远期来看国家将加大跨地区交易支持力度, 消除电能资源流通阻力。

2 市场交易形式

电力市场发展至今, 交易形式呈现多元化态势, 包括双边、集中、代理等多种方式。从国外电力市场建设经验来看, 双边交易和集中交易是市场中不可缺少的方式。其中, 双边交易多用于中长期交易, 集中交易可适用范围较广。当前电力用户直接交易的组织形式主要包括双边交易、集中撮合式交易、集中竞价交易。

2.1 双边交易形式

电力用户与发电企业可直接沟通并确定交易意向, 也可在交易平台上公布本体交易意愿并从中选择确定交易对象。交易内容包括电量、电价、电力曲线等。双方达成一致后, 将交易内容提交省 (自治区、直辖市) 电力调度中心进行安全校核。通过安全校核后, 电力用户、发电企业和电力公司签订购售电与输电合同 (三方合同) 。该形式的最低技术要求是建立双边交易管理平台。

双边交易形式是商品市场普遍存在的交易方式, 能充分体现双方意愿, 有助于买卖双方根据自身需要进行灵活交易;交易简便易行, 技术要求相对较低;可与集中竞价交易形式并存, 为交易双方提供更多选择, 增加市场竞争度。但信息透明度较低, 竞争力度较小, 各方改进动力不足, 价格信号不足。

2.2 集中撮合形式

若电力用户与发电企业参与者较多, 且要明确交易双方匹配关系, 则更多选择集中撮合形式。相对双边交易而言, 该方式要基于交易管理平台构建交易撮合功能。电力用户和发电企业向平台申报购电和售电意愿, 内容包括价格、电量、电力等。

交易平台根据各方申报意愿, 综合考虑输配电价、损耗、网络拓扑等因素, 计算不同匹配对用户和发电企业的社会福利 (双方的价差) , 在满足电网安全约束前提下, 以社会福利最大化为目标进行撮合优化, 形成成交交易匹配对[14]。社会福利按照预定原则进行分摊形成购售双方成交价格。最后, 交易平台将成交结果发布给市场主体和调度中心实施。

集中撮合形式有利于与现有交易品种或未来市场建设相结合, 实现用户侧响应机制。交易更加公开、透明、规范, 买卖各方根据预定规则进行交易;交易效率相对提高, 既体现了交易双方意愿、输配电价、网损等因素, 又能够容纳众多主体进行交易从而提高市场交易效率, 可规避双边交易谈判成本。另外, 交易技术平台相对复杂, 初期建设成本大;申报价格过多, 难以很好地发挥信号引导作用;交易机会有限, 交易电量可能会走低。

2.3 集中竞价形式

交易平台、组织流程等基本与集中撮合形式相同。不同的是此形式不需要确定交易匹配对, 采用统一边际出清电价机制, 并根据阻塞情况进行优化调整。

这种形式中, 市场各方在同一个市场平台上开展竞争, 统一出清价格, 具有很好的价格信号引导作用。集中竞价交易, 不需要为单独匹配用户和发电企业的交易配对, 简化了系统安全校核程序, 有利于系统安全稳定运行。市场参与方众多, 竞争激烈, 对各方的竞争压力较大。可以开展日前交易、实时交易等多种交易。同样, 交易技术平台要求高, 投入较大, 在市场主体不多的情况下, 交易成本较高。市场竞争激烈, 市场波动较大, 容易产生市场操纵, 需要进行多种交易品种设计, 降低市场风险。

近期, 参与直接交易的电力用户数较少, 市场空间有限, 电网约束基本可忽略, 对运营系统要求不高, 可采取任何一种形式。具体选择根据各方协商确定。远期来看, 多种交易方式可以并存, 互相补充, 增强市场活力, 降低市场风险。

3 输电和辅助服务

3.1 输电阻塞

在实际系统运行中由于稳定限额约束, 直接交易可能需要削减, 以保证系统安全稳定运行。那么, 如何合理、公平地确定计划电量和直接电量的削减次序可以有以下几种方式。

1) “先到先服务”法。根据直接交易提交的先后顺序分配输电通道, 对先提交直接交易合同的, 优先分配输电通道。同时, 在发生输电阻塞时, 提交直接交易的合同可根据合同电量同比例进行削减。这种方式的优点是简单易操作、校核过程透明、争议少;缺点是仅由时间次序来确定直接交易合同的削减量, 输电通道的分配不够精确和科学。

2) 电量同比例集中削减法。对于某类直接交易 (年度、月度、日前) , 每笔直接交易合同集中进行安全校核。如出现几条输电线阻塞, 则针对逐条阻塞线路进行交易削减。首先确定哪几笔直接交易合同引起了该线路的阻塞, 然后对这几笔直接交易的合同电量同比例进行削减。其中, 确定哪几笔双边合同引起了线路阻塞, 可采用国际通常采用的确定方法, 即通过潮流计算功率传输分布因子 (PTDF) 来确定。与按时间次序相比, 这种方法精确地计算了引起线路阻塞的每笔直接交易, 对市场参与者提供了公平竞争的机会, 但操作复杂。

3) 削减量最小原则法。对于某类直接交易合同集中进行安全校核, 如出现阻塞, 则集中以合同电量的削减量最小为目标对直接交易进行削减。这种方式可将阻塞对交易相关各方的影响降至最低, 但不能准确反映每笔直接交易对输电阻塞的影响。

3.2 输配电费用

中国电价改革方案及其配套文件明确了输配电价改革的方向, 但输电电价体系尚未建立。而此恰恰又是电力用户直接交易的关键。借鉴输配电价定价理论和国外运营经验, 当前国内电力用户直接交易的输配电价确定可以采用以下3种方法。

方法1:同电压等级大用户购销差价, 即采用《电监输电[2004]17号》文中规定的“按对应电压等级的大工业用电价格扣除平均购电价格的原则测算”。此定价方法采取平均方式, 且未能真实核实输配成本。事实上, 不同用户用电负荷率以及功率因数等区别较大, 此法难以准确反映不同用户差别。

方法2:目录用户购销差价, 即采取现行的大用户的目录电价与发电企业批复上网电价之差。若用户执行两部制电价, 参照上年该用户用电量情况将两部制电价折算为电量电价;若执行分时目录电价, 参照上年分时用电量加权平均计算确定。此法对目前利益的调整最小, 可操作性较好。

方法3:两部制定价法, 采取容量电价和电量电价。该法借鉴了国外的做法, 符合输配电成本大部分是固定成本的特点。优点是两部制的输配电价与大用户两部制的目录电价相对应, 有利于与现有的电价机制相衔接;对目前利益格局的调整不大, 有利于电力用户直接交易的平稳推进;同时, 两部制输配电价中固定的容量电费有利于回收投资, 而电量电价则低于单一制形式下的电价, 有利于促进电力用户直接交易。缺点是需要核定合理的容量电价和电量电价的比例, 成本核算和定价计算相对复杂。

近期来看, 为平稳起步采用相对简单易懂方法更好, 建议采取第2种方法。长远来看, 根据中国输配电价改革思路, 将来采取“成本加收益”的方式, 并根据情况逐步向具有激励机制的管制方式过渡。电力用户直接交易将主要执行共用网络输配电电价, 区域电网内的共用网络按邮票法统一制定输电电价, 省级输配电价以省为价区按电压等级或按照用户所接变压器容量 (或最大用电需量) 制定。进一步, 为保证市场公平, 可以根据发电企业与大用户间的交易量和输电距离的不同, 分别收取输电费用, 典型的定价方法包括MW-Mile法等。

3.3 辅助服务

辅助服务费用的设定和收取将涉及市场多个主体的利益, 需要制定合理的机制来获取辅助服务和补偿辅助服务费用, 至少有如下3种方式可供选择。

方式1:辅助服务不单独收费, 用户承担有序用电义务。对提供有偿辅助服务的并网发电厂的补偿费用, 主要来源于对提供辅助服务的发电厂的考核费用。

方式2:辅助服务单收费。将共用网络服务成本、专项服务成本和辅助服务成本进行合理的核算后, 辅助服务价格作为输配电价体系的一部分, 单独进行核算, 然后向相应主体收取。

方式3:建立辅助服务市场化机制。市场逐步成熟后, 建立辅助服务市场。发电企业、电力用户、电网企业可参与辅助服务市场, 以提供和获取辅助服务, 并按照辅助服务的市场规则进行结算。

方式1相对简单, 对现有利益格局影响不大, 易实施, 是当前首选;方式2清晰地划分了辅助服务的权利和义务;方式3完全通过市场机制实现, 辅助服务更加公开、透明。

4 交易执行和偏差处理

4.1 交易合同分解与执行

交易开展初期, 电力用户与发电企业可能只约定了年度购电量、分月供电计划, 未约定分时电价 (例如吉林省电力用户直接交易试点) 。在此情况下, 调度中心可将直接交易的分月计划分解形成日曲线, 安全校核通过后再由双方签订合同, 电厂应该严格执行调度计划, 并遵守调度机构的考核规定。

若大用户与发电企业在直接交易中采用分时电价, 在交易合同中应明确典型日供电曲线, 并向调度中心提交日直接交易发电曲线计划, 调度中心安全校核通过后纳入发电厂的总体发电计划。

4.2 执行偏差电量处理

考虑直接交易与非直接交易的电价不同, 当直接交易实际电量与合同电量发生偏差时, 必须公正维护各方利益, 合理处理。根据偏差电量产生的原因不同, 近期可采用以下3种方法。

1) 通过合同电量滚动平衡。交易合同优先执行, 当出现用户实际电量与合同电量发生偏差时, 将偏差电量滚动至下一日合同计划中, 并保证直接交易合同总电量不变。该方法操作方便, 与现行的调度方式相衔接, 但缺乏经济补偿和惩罚机制, 易造成某一方蓄意违反合同。

2) 设定合同电量允许偏差范围, 超出允许偏差范围, 执行事先商定的惩罚性电价, 以此约束交易各方严格履行交易合同。市场初期, 允许偏差范围可较大, 随着市场发展可逐步减小。

3) 通过实时市场或发电权转让市场进行调节。在电力市场建立实时平衡市场后双方可以通过在实时市场进行不平衡量处理, 从而保证直接交易合同的履行。该法主要通过市场方式处理, 可有效地避免蓄意违反合同的发生, 但短期内实时市场难以建立。

5 结语

随着市场化进程不断推进, 电力用户与发电企业直接交易将从现有试点逐步推广。为促进将来交易平稳开展, 本文针对市场准入、交易空间、交易组织、输配电价、辅助服务、阻塞管理、交易执行等方面进行了比较分析。