两大电力交易中心成立基于跨省、跨区电力交易
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两大电力交易中心成立基于跨省、跨区电力交易
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　　3月1日上午，北京和广州电力交易中心分别于两地同时挂牌成立。
　　北京电力交易中心依托国家电网公司(下称国家电网)，以其全资子公司的形式组建。广州电力交易中心依托南方电网公司(下称南方电网)，按照股份制公司模式组建，南方电网持股比例66.7%，其他相关企业和第三方机构参股。
　　两大交易中心都不以营利为目的，独立核算，自负盈亏。交易机构的日常业务不受市场主体干预，交易业务与电网其他业务分开。
　　根据两大交易中心的组建方案，北京电力交易中心初期可设立六个处，共30人(含领导班子职数5人)。广州电力交易中心则根据工作职责设置市场运营部、交易组织部、结算统计部等相关职能部门，以及市场管理委员会秘书处，交易中心初期编制50人左右。
　　组建方案显示，对于两大交易中心的定位略有不同。北京电力交易中心主要负责跨区跨省电力市场的建设和运营，负责落实国家计划、地方政府协议，开展市场化跨区跨省交易，促进清洁能源大范围消纳，逐步推进全国范围内的市场融合，未来开展电力金融交易。
　　广州电力交易中心主要负责落实国家西电东送战略，落实国家指令性计划、地方政府间框架协议，为跨区跨省市场化交易提供服务，促进省间余缺调剂和清洁能源消纳，逐步推进全国范围的市场融合，在更大范围内优化配置资源。
　　此前，贵州、云南等省份已经组建了省内的电力交易中心。信达证券能源行业分析师曹寅对记者表示，北京和广州电力交易中心的角色，针对的是跨省、跨区域的电力交易，目的是为了使这类交易合同化。
　　在这两大电力交易中心成立之前，跨省、跨区域的电力交易，主要通过电网公司电力调度，以计划的方式进行安排。
　　“今后，包括三峡的水电、蒙东的风电、新疆哈密基地的火电等，要送到东部地区，可以按照市场，而不是按照原先的调度计划来分配输送。但这些交易必须合同化，所以就需要设立电力交易中心。”曹寅告诉记者，“北京和广州电力交易中心，就是基于跨省、跨区域的大宗电力交易，进行注册、结算等服务的平台。”
　　全国企业信用信息系统显示，北京电力交易中心有限公司已于日成立，注册资本5000万元，企业法人为国家电网，类型为法人独资的有限责任公司。
　　2月28日，北京电力交易中心已经开始运作。其发布2016年度银东直流跨区电力用户直接交易试点公告。山东30家电力用户企业计划于2016年3月-12月，通过银东(宁夏银川到山东胶东)直流输电线路，向银东3个配套电源企业，陕西、甘肃、青海、宁夏的煤电企业和风电、太阳能发电企业，直购90亿度电力。
　　根据组建方案，两大电力交易中心的业务范畴为市场建设与规划编制、交易平台建设与运维、市场成员注册管理、市场分析预测、交易组织、交易合同管理、交易计划与跟踪、交易结算、信息发布、市场评估与风险防控、合规管理、市场服务等内容。
　　副主任连维良曾表示，电力交易机构的建立，意味着电力体制改革将进入全面试点、有序推进的新阶段。
　　去年11月30日，国家发改委、能源局联合发布电6个电力体制改革配套文件，其中之一为《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》。
　　该意见指出，要以构建统一开放、竞争有序的电力市场体系为目标，组建相对独立的电力交易机构。不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。
　　对于组织形式，该《意见》当时指出，交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。其中，电网企业相对控股的公司制交易机构，由电网企业相对控股，第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等市场主体参股。会员制交易机构由市场主体按照相关规则组建。
　　最终，北京电力交易中心采取了由国家电网子公司的方式组建，广州电力中心则是由南方电网相对控股。
　　对此，不少业内人士认为，上述两大电力交易中心采取的方式过于保守。在他们看来，最理想的方式应为会员制，使得发电企业、电力用户能与电网企业处于平等的地位，进行公平交易。
　　曹寅对记者表示，未来中国的电力市场是以中长期的电力期货交易为主，再配合现货的市场。其中，中长期的期货又分大宗期货和小宗期货。北京和广州电力交易中心，就是针对中长期的大宗电力期货，而小宗的电力期货和现货主要在省域级的电力交易中心。
　　“电力具有自己的特性，不同于信息的传输不会随着距离发生损耗，电力传输必须要考虑到输配成本、调度的优先性等因素。”曹寅说，“因此，相比于北京、广州这种跨区域的交易中心，未来省域级电力交易市场的交易频度反而会更密集，参与方也会更多。”
责任编辑:上游
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&&新华社贵阳6月10日电（记者 王新明） 我国首批电力体制改革综合试点省份之一的贵州省,探索建立跨省跨区电力交易机制,拓展电力市场。&&记者从贵州省能源局了解到,在国家发展改革委、国家能源局和广东省、深圳市及南方电网公司等支持下,贵州初步建立了“计划+市场”的“西电东送”新机制。其中,计划数按不低于2015年送电量确定,超出部分按市场机制实施。同时,以“黔电送深”项目为基础开展跨区域直接交易试点,推进电力扶贫。&&同时,贵州省还与湖南省签订了深化能源合作框架协议,与重庆市发改委达成一致意见,将华润毕节电厂规模为4×660MW的燃煤发电项目纳入重庆“十三五”电力规划,2018年建成后贵州电量将直送重庆市。&&在电力体制改革综合试点中,贵州鼓励供需双方开展电力直接交易。统计数据显示,2016年年度双边协商电力直接交易签约电量约417亿千瓦时,其中省内签约电量357亿千瓦时,跨省区交易签约电量约60亿千瓦时。&&贵州省能源局相关责任人表示,下一步,将加强与周边省区市的能源合作,探索建立与周边省区市互联互通的电力直接交易机制,鼓励贵州发电企业不断拓展外送电渠道。&&贵州是“西电东送”南通道重要省份。近年来,电力市场出现买方市场格局,“西电东送”量、价矛盾突出,为此,贵州在电改中探索建立跨省跨区电力交易机制,提升电力行业竞争力。贵州省或将探索建立跨省跨区电力交易机制
来源： 财界网整合 07:38:18
　　据新华社记者从贵州省能源局了解到，在国家发展改革委、国家能源局和广东省、深圳市及南方电网公司等支持下，贵州初步建立了“计划+市场”的“西电东送”新机制。其中，计划数按不低于2015年送电量确定，超出部分按市场机制实施。同时，以“黔电送深”项目为基础开展跨区域直接交易试点，推进电力扶贫。　　同时，贵州省还与湖南省签订了深化能源合作框架协议，与重庆市发改委达成一致意见，将华润毕节电厂规模为4×660MW的燃煤发电项目纳入重庆“十三五”电力规划，2018年建成后贵州电量将直送重庆市。　　在电力体制改革综合试点中，贵州鼓励供需双方开展电力直接交易。统计数据显示，2016年年度双边协商电力直接交易签约电量约417亿千瓦时，其中省内签约电量357亿千瓦时，跨省区交易签约电量约60亿千瓦时。　　贵州省能源局相关责任人表示，下一步，将加强与周边省区市能源合作，探索建立与周边省区市互联互通电力直接交易机制，鼓励贵州发电企业不断拓展外送电渠道。　　电力交易机构的组建属于重大改革事项，中央9号文明确要求，“对于售电侧改革、组建相对独立的电力交易机构等重大改革事项，可以先行先试，在总结试点经验和修改完善相关法律法规的基础上再全面推开”。　　贵州是“西电东送”南通道重要省份。近年来，电力市场出现买方市场格局，“西电东送”量、价矛盾突出，为此，贵州在电改中探索建立跨省跨区电力交易机制，提升电力行业竞争力。
责任编辑：
路丽莎 IF112
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2016 年度银东直流跨区电力用户直接交易试点公告
中国储能网讯：为推进发用电计划改革，发挥交易平台的作用，探索建立跨区跨省送受电新机制，根据《国家发展改革委关于放开银东直流跨区部分送受电计划的复函》，北京电力交易中心发布 2016 年度银东直流跨区电力用户直接交易试点公告如下：
一、市场主体
购电方：山东省政府确认的电力用户（具体名单见附件一）；售电方：银东直流 3 个配套电源企业，陕西、甘肃、青海、宁夏的煤电企业和风电、太阳能发电企业（煤耗高、污染排放高、装机容量小的煤电企业暂不允许参与，具体名单见附件二）；输电方：国家电网公司，国网西北分部，国网山东、陕西、甘肃、青海、宁夏电力公司。
二、交易关口和标的
1. 交易关口：发电企业交易关口为发电企业上网侧；西北外送交易关口为银东直流银川东换流站换流变交流侧；山东省交易关口为银东直流胶东换流站换流变交流侧；电力用户交易关口为用户下网侧。
2016 年度银东直流跨区电力用户直接交易试点公告
2. 本次交易执行时间为 2016 年 3 月-12 月。
3. 本次交易分为两个阶段开展。第一阶段，为所有准入的售电方与购电方开展集中竞价交易，交易上限为 50 亿千瓦时（对应银东直流银川东换流站换流变交流侧电量，下同）。第二阶段，为银东直流 3 个配套电源企业与购电方开
展双边和集中交易，交易上限为 40 亿千瓦时。
4. 根据银东直流送电曲线和已安排交易，本次交易第一阶段各月交易上限原则上为 5 亿千瓦时（具体根据安全校核和交易情况可略作调整），由发电企业和电力用户自行申报，其中发电企业申报电量为上网电量折算至西北出口侧电量（各省电量折算系数如下：陕西 99.23%，甘肃 99.15%，青海 99.3%，宁夏 100%），用户申报下网侧电量。
5. 如两个阶段中交易未达到交易上限，后续根据银东直流输电通道使用情况和市场需求，可在 2016 年分批次再组织跨区电力用户直接交易。
三、交易方式
1. 发电企业可选择直接参与或委托所在省级电网企业代理参与市场交易（委托的必须有委托协议，委托代理协议中应明确成交电量在各委托发电企业间的分配方式）。
2. 集中交易中，购、售电主体通过电力交易平台直接进行购售需求申报，申报内容包括购电量、购电价差和售电量、售电电价（发电企业申报的售电价均包含环保电价和工业企业结构调整专项资金），按照分月申报，每月均可分段
申报电量、电价，但最多不超过 3 段，申报电量单位为兆瓦时，电价单位为元/兆瓦时；申报电量为 100 兆瓦时的整数倍，电价保留两位小数。购、售电主体可滚动调整申报，以最后一次的申报为准。
3. 集中交易中，在发电侧，将西北发电企业申报价格考虑输配电价和网损后，折算为山东省落地价格，并计算与山东省燃煤发电企业标杆电价的价差。在用户侧，用户申报与目录电价的价差。
4. 集中交易采用边际电价法出清。发电企业申报电量考虑跨区跨省输电损耗后，折算为山东省落地电量。根据折算至山东省落地侧的发电企业电量－价差曲线和用户侧的电量－价差曲线，按照边际电价法进行出清，得到无约束交易结果。经调度机构安全校核后，形成有约束交易结果。
5. 为保障跨区跨省电网安全运行和交易结果的顺利执行，本次交易西北各省新能源成交比例不超过 40%。新能源发电企业成交电量上限参照上年西北区域同类发电机组平均利用小时的 30%确定，风电为 361 小时，光伏为 315 小时。
6. 双边协商交易中，如提交的交易意向超过 40 亿千瓦时，按照提交的交易意向等比例分配。集中竞价交易中，如存在多个边际机组或边际用户时，边际机组或边际用户的中标电量按照申报电量等比例分配。
四、交易价格及网损
1. 银东直流输电价 60 元/兆瓦时，网损率 7%。
2. 山东省内输配电价（含网损）按照省内燃煤发电企业标杆电价与用户目录电价之间的价差执行。
2016 年度银东直流跨区电力用户直接交易试点公告
3. 西北各省工业企业结构调整专项资金分别为：陕西16.8 元/兆瓦时、甘肃 8.3 元/兆瓦时、青海 0 元/兆瓦时、宁夏 2.5 元/兆瓦时（均不含税）。
4. 西北各省输电价格（含省内输电损耗）为 30 元/兆瓦时，西北分部输电价格（不含线损）为 12 元/兆瓦时（宁夏电厂送出时，西北分部不收输电费），西北各省穿越网损
五、交易结算与偏差电量处理
月度交易结算以月度计划作为交易结算电量依据，在年底按照电力用户分月实际用电量对发电企业送电电量进行清算。当参加交易的电力用户、发电企业在执行中与交易结果产生偏差时，采用以下方式处理：
1. 交易执行前，合同可以转让。合同转让交易必须经过安全校核后方可成交，不能对其他交易相关方的利益产生影响。
2. 交易执行后，如电力用户少用电量，月度偏差范围（暂定 5%）内的合同电量，在后续月份可以滚动调整，电价按照调整前的交易电价执行；偏差范围外的合同电量，不再滚动调整；偏差电量在配套电源送电电量中进行滚动调整。若电力用户全年无法执行完合同电量，按照山东省电力用户直接交易有关规定考核，对应西北发电企业的多发部分电量按照标杆电价结算。如电力用户用电量超过合同电量，可参加山东省内电力用户直接交易，或按照目录电价执行。
六、其他事宜
其他事宜按照目前银东直流跨区交易组织、山东省电力用户直接交易有关规定和签订的有关交易合同执行。
七、交易时间安排
1. 2016 年 2 月 29 日 9:00-12:00，各市场主体登录北
京电力交易中心交易平台（.cn），
申报月度购电量、购电价差和售电量、售电电价。
2. 2016 年 2 月 29 日 12:00-14:00，送出省电力公司进行送出电厂电量校核。
3. 2016 年 2 月 29 日 14:00-15:00，国网西北分部进行跨省联络线电量校核。
4. 2016 年 2 月 29 日 15:00-15:30，北京电力交易中心发布第一阶段无约束交易结果。
5. 2016 年 2 月 29 日 15:30-16:00，银东直流 3 个配套电源企业、山东电力用户登录北京电力交易中心交易平台，填报年度双边交易意向。由配套电源企业申报交易意向，山东电力用户确认意向并提交交易平台。
6. 2016 年 2 月 29 日 16:00-17:00，发布交易补充公告，公布相关市场主体双边协商交易意向，以及配套电源与电力用户集中竞价交易上限。配套电源企业与山东电力用户申报月度购电量、购电价差和售电量、售电电价，交易限额为 40亿电量中已达成双边协商交易以外的部分。
7.2016 年 2 月 29 日 17:00-17:30，北京电力交易中心发布第二阶段无约束交易结果。
8. 2016 年 3 月 1 日 15:00，经调度机构安全校核后，形成有约束交易结果。
八、联系方式
北京电力交易中心：
国家电网西北电力交易分中心：
侯荆州 029-
国家电网山东电力交易中心：
国家电网陕西电力交易中心：
国家电网甘肃电力交易中心：
国家电网青海电力交易中心：
国家电网宁夏电力交易中心：
交易平台技术支持：
刘永辉 010-
2016 年 2 月 28 日
附件下载：
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　　北极星配网讯：3月24日，国家能源局综合司公布了《关于做好建设有关工作的通知(征求意见稿)》，并向社会征求意见，以加快推进电力市场建设和电力市场化交易，逐步构建符合我国国情的电力市场体系。
　　综试地区力争尽快开展现货交易
　　《征求意见稿》提出，要加快推进电力市场建设试点工作。向国家发改委、国家能源局申请或已批准开展电力体制改革综合试点地区，要尽快组建领导小组和工作组。制定和完善包含中长期交易和现货交易的电力市场试点方案;按照国家能源局制定的电力市场基本规则，拟定本地区电力市场交易实施细则;依照已获批的电力市场建设方案，明确组建电力交易机构牵头单位，制定和批准本地区电力交易机构章程，并督促尽快组建本地区相对独立的电力交易机构;建设功能健全、运行可靠的电力调度交易一体化的技术支持系统，逐步实现电力交易技术支持系统和市场主体、电力调度机构相关信息系统的集成，确保系统能够支撑市场注册、交易、结算、监管与信用管理等职能。力争尽快开展电力中长期和现货市场交易。
　　另外，各地区要认真分析当地电力结构、供需平衡、输配电能力和市场控制力等基本情况，科学论证电力市场建设的模式，明确市场建设的主要内容、步骤和组织实施方式等，形成比较完善的市场建设方案。积极申报市场建设方案，主动参与电力体制改革。
　　全面推进中长期市场建设
　　《征求意见稿》要求，要全面推进中长期市场建设。未获批开展试点的地区，要重点搞好工商业用户()与发电企业直接交易为主的电力中长期市场建设。一是放宽市场准入条件，完善市场主体退出机制，选择直接交易的用户原则上应全部电量参与市场交易，年度发电计划外的机组富余能力可参与市场化交易，9号文印发后新投产的发电机组原则上全部参与市场交易，被强制退出或列入黑名单的市场交易主体原则上3年内不得直接参与市场交易。二是不断扩大电量规模，2016年力争直接交易电量比例达到本地工业用电量的30%，2018年实现工业用电量100%放开，2020年实现商业用电量的全部放开。按照国家能源局制定的交易基本规则，拟定本地区电力中长期交易实施细则。通过自主协商、集中竞价等市场化方式开展多年、年、季、月直至周等日以上的电力交易和可中断负荷、调压、调峰等辅助服务交易。三是逐步建立市场兜底的电力电量平衡机制，加强直接交易合同执行的刚性约束力。加快推进跨省跨区电能交易市场化，建立规则统一开放的跨省跨区电能交易市场，符合条件的省(区、市)内外发电和用户都可参与。任何企业不得以任何形式变相下达跨省跨区交易计划。
　　属于“点对网”方式(含网对网方式送电但明确配套电源点情况)的政策性跨省跨区交易，原则上纳入受电地区市场建设进程，电源点平等视为受电地区电源点统筹考虑;属于“点对多网”方式的政策性跨省跨区交易可暂不放开，待受电地区均开展市场建设后统筹考虑;属于“网对网”方式的跨省跨区可以近三年平均电量一定比例下浮签订年度合同，年度合同以外电量开展市场化交易，经双方政府有关部门同意后也可直接纳入市场化进程;现货试点地区涉及的跨省跨区交易根据现货市场规则纳入市场化进程。
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