2016年2月28日北京市電力交易中心發布《2016年度銀東直流跨區電力用戶直接交易試點公告》，該交易使得電價從甘肅、青海到山東落地不超過0.4元，這將使得西北地區光伏電站整體電價大幅下滑，公告中含陜西省地區21家光伏電站，甘肅省地區154家光伏電站，青海省地區189家光伏電站，寧夏自治區117家光伏電站。詳細內容見正文及附件1.

2016年度銀東直流跨區電力用戶直接交易試點公告

為推進發用電計劃改革，發揮交易平臺的作用，探索建立跨區跨省送受電新機制，根據《國家發展改革委關于放開銀東直流跨區部分送受電計劃的復函》，北京電力交易中心發布2016年度銀東直流跨區電力用戶直接交易試點公告如下：

一、市場主體

購電方：山東省政府確認的電力用戶（具體名單見附件一）；

售電方：銀東直流3個配套電源企業，陜西、甘肅、青海、寧夏的煤電企業和風電、太陽能發電企業（煤耗高、污染排放高、裝機容量小的煤電企業暫不允許參與，具體名單見附件二）；

輸電方：國家電網公司，國網西北分部，國網山東、陜西、甘肅、青海、寧夏電力公司。

二、交易關口和標的

1.交易關口：發電企業交易關口為發電企業上網側；西北外送交易關口為銀東直流銀川東換流站換流變交流側；山東省交易關口為銀東直流膠東換流站換流變交流側；電力用戶交易關口為用戶下網側。2016年度銀東直流跨區電力用戶直接交易試點公告第2頁共29頁

2.本次交易執行時間為2016年3月-12月。

3.本次交易分為兩個階段開展。第一階段，為所有準入的售電方與購電方開展集中競價交易，交易上限為50億千瓦時（對應銀東直流銀川東換流站換流變交流側電量，下同）。第二階段，為銀東直流3個配套電源企業與購電方開展雙邊和集中交易，交易上限為40億千瓦時。

4.根據銀東直流送電曲線和已安排交易，本次交易第一階段各月交易上限原則上為5億千瓦時（具體根據安全校核和交易情況可略作調整），由發電企業和電力用戶自行申報，其中發電企業申報電量為上網電量折算至西北出口側電量（各省電量折算系數如下：陜西99.23%，甘肅99.15%，青海99.3%，寧夏100%），用戶申報下網側電量。

5.如兩個階段中交易未達到交易上限，后續根據銀東直流輸電通道使用情況和市場需求，可在2016年分批次再組織跨區電力用戶直接交易。

三、交易方式

1.發電企業可選擇直接參與或委托所在省級電網企業代理參與市場交易（委托的必須有委托協議，委托代理協議中應明確成交電量在各委托發電企業間的分配方式）。

2.集中交易中，購、售電主體通過電力交易平臺直接進行購售需求申報，申報內容包括購電量、購電價差和售電量、售電電價（發電企業申報的售電價均包含環保電價和工業企業結構調整專項資金），按照分月申報，每月均可分段申報電量、電價，但最多不超過3段，申報電量單位為兆瓦時，電價單位為元/兆瓦時；申報電量為100兆瓦時的整數倍，電價保留兩位小數。購、售電主體可滾動調整申報，以最后一次的申報為準。

3.集中交易中，在發電側，將西北發電企業申報價格考慮輸配電價和網損后，折算為山東省落地價格，并計算與山東省燃煤發電企業標桿電價的價差。在用戶側，用戶申報與目錄電價的價差。

4.集中交易采用邊際電價法出清。發電企業申報電量考慮跨區跨省輸電損耗后，折算為山東省落地電量。根據折算至山東省落地側的發電企業電量－價差曲線和用戶側的電量－價差曲線，按照邊際電價法進行出清，得到無約束交易結果。經調度機構安全校核后，形成有約束交易結果。

5.為保障跨區跨省電網安全運行和交易結果的順利執行，本次交易西北各省新能源成交比例不超過40%。新能源發電企業成交電量上限參照上年西北區域同類發電機組平均利用小時的30%確定，風電為361小時，光伏為315小時。

6.雙邊協商交易中，如提交的交易意向超過40億千瓦時，按照提交的交易意向等比例分配。集中競價交易中，如存在多個邊際機組或邊際用戶時，邊際機組或邊際用戶的中標電量按照申報電量等比例分配。

四、交易價格及網損

1.銀東直流輸電價60元/兆瓦時，網損率7%。

2.山東省內輸配電價（含網損）按照省內燃煤發電企業標桿電價與用戶目錄電價之間的價差執行。

3.西北各省工業企業結構調整專項資金分別為：陜西16.8元/兆瓦時、甘肅8.3元/兆瓦時、青海0元/兆瓦時、寧夏2.5元/兆瓦時（均不含稅）。

4.西北各省輸電價格（含省內輸電損耗）為30元/兆瓦時，西北分部輸電價格（不含線損）為12元/兆瓦時（寧夏電廠送出時，西北分部不收輸電費），西北各省穿越網損（參照上年平均網損率）如下：

五、交易結算與偏差電量處理

月度交易結算以月度計劃作為交易結算電量依據，在年底按照電力用戶分月實際用電量對發電企業送電電量進行清算。當參加交易的電力用戶、發電企業在執行中與交易結果產生偏差時，采用以下方式處理：

1.交易執行前，合同可以轉讓。合同轉讓交易必須經過安全校核后方可成交，不能對其他交易相關方的利益產生影響。

2.交易執行后，如電力用戶少用電量，月度偏差范圍（暫定5%）內的合同電量，在后續月份可以滾動調整，電價按照調整前的交易電價執行；偏差范圍外的合同電量，不再滾動調整；偏差電量在配套電源送電電量中進行滾動調整。若電力用戶全年無法執行完合同電量，按照山東省電力用戶直接交易有關規定考核，對應西北發電企業的多發部分電量按照標桿電價結算。如電力用戶用電量超過合同電量，可參加山東省內電力用戶直接交易，或按照目錄電價執行。

六、其他事宜

其他事宜按照目前銀東直流跨區交易組織、山東省電力用戶直接交易有關規定和簽訂的有關交易合同執行。

七、交易時間安排

1.2016年2月29日9:00-12:00，各市場主體登錄北京電力交易中心交易平臺（https://pmos.sgcc.com.cn），申報月度購電量、購電價差和售電量、售電電價。

2.2016年2月29日12:00-14:00，送出省電力公司進行送出電廠電量校核。

3.2016年2月29日14:00-15:00，國網西北分部進行跨省聯絡線電量校核。

4.2016年2月29日15:00-15:30，北京電力交易中心發布第一階段無約束交易結果。

5.2016年2月29日15:30-16:00，銀東直流3個配套電源企業、山東電力用戶登錄北京電力交易中心交易平臺，填報年度雙邊交易意向。由配套電源企業申報交易意向，山東電力用戶確認意向并提交交易平臺。

6.2016年2月29日16:00-17:00，發布交易補充公告，公布相關市場主體雙邊協商交易意向，以及配套電源與電力用戶集中競價交易上限。配套電源企業與山東電力用戶申報月度購電量、購電價差和售電量、售電電價，交易限額為40億電量中已達成雙邊協商交易以外的部分。

7.2016年2月29日17:00-17:30，北京電力交易中心發布第二階段無約束交易結果。

8.2016年3月1日15:00，經調度機構安全校核后，形成有約束交易結果。

八、聯系方式

北京電力交易中心：

謝文010-66597998，13910614037

李竹010-66597759,13511052305

國家電網西北電力交易分中心：

侯荊州029-87507027，13572480931

國家電網山東電力交易中心：

周鵬0531-80122911，18660789335

國家電網陜西電力交易中心：

李波029-81002582，13992873333

國家電網甘肅電力交易中心：

李娟0931-2966628，13893366080

國家電網青海電力交易中心：

馬耀武0971-6078911，13997181272

國家電網寧夏電力交易中心：

張靜0951-4915916，13995117682

交易平臺技術支持：

劉杰010-66597062，18501158952

劉永輝010-63413408，18510980486

2016年2月28日

附件1（僅摘光伏部分）

 

陜西

 

 

甘肅

 

 

 

青海

 

 

寧夏