电监会发布《跨省跨区电能交易基本规则（试行）》

水电上网价或参照消纳地平均价核定 
2013年1月23日
  日前从有关渠道证实，我国水电价格形成机制或面临重大调整，即水电上网电价将参照消纳地平均上网电价核定。近期发改委已在小范围内征求完意见，有关指导意见或在条件成熟后下发并实行。业内人士认为，此举将提高水电投资者收益，加大水电投资力度。 

  新机制的核心是，将现行按投资额及发电量等因素成本综合加成的定价方式，改为参照电力消纳地（区域）平均上网电价水平核定水电上网电价，核定后的电价将随消纳地平均电价调整而调整。对于已核定上网电价的老电站项目，则有可能在合适的条件下，逐步理顺其上网电价。 

  尽管新机制定价核心发生本质变化，但在形式上，发改委将保留对新建大型电站电价“一事一议”的审批权。通过审批，可以控制新机制的实行节奏，以此减缓因上网电价上调造成的销售电价上涨压力。 

  业内人士认为，按消纳地平均上网电价核定水电上网电价，可以提高水电投资者收益，并使水电投资者形成固定投资回报预期，有利于加大水电投资力度，实现“十二五”到“十三五”大幅提高的水电发展目标。 

  业内人士分析，近期新建大型水电项目或最先参照新机制核定上网电价。因为新建大型水电项目在环保、移民方面成本越来越高，在即将投产的大型水电项目上试行电价增量改革，首先可以理顺亟待解决的大型新建机组上网定价问题；二是较少触及既有利益格局，有利于新机制推进。随着新机制的逐步落地，预计今后存量水电上网电价的调整也将参照新机制逐步理顺。（记者 王颖春） 

  “看齐”平均电价利好水电 谁买单是关键 

  中国证券报记者日前从有关渠道证实，水电价格形成机制或面临重大调整，即水电上网电价有望参照消纳地平均上网电价核定。近期发改委已在小范围内完成征求意见，有关指导意见将在条件成熟后下发实行。这一调整将为水电板块估值带来积极影响 

  现行价格机制需调整 

  最早预测水电价格形成机制将调整的是瑞银证券和中信证券近期发布的两份研报。中信证券公用事业首席分析师吴非在研报中预测，落地端（即消纳地）平均电价水平或成为今后水电上网电价的主要参考指标。随着新机制落地，老水电电价或逐步提高以解决移民环保等历史问题。 

  中国证券报记者通过多种渠道证实，国家发改委确实在酝酿水电价格形成机制的重大调整，方向与上述券商分析基本一致。目前发改委已在小范围内完成征求意见，有关指导意见将在条件成熟后下发并实行。 

  对于此时改革水电价格形成机制时机的选择，吴非认为，受水电进入持续投产期、造价持续提升、跨区送电项目增多等因素影响，现行水电价格形成机制已不能适应水电发展需要。 

  首先，在经历了2007-2009年移民及环保问题导致水电核准速度放缓后，国家发改委在2010年后又核准了一大批水电站，其中很多在“十二五”期间进入投产期。但与此同时，近年水电移民和环保成本不断提高。 

  其次，水电单位千瓦造价不断提高。以国电电力为例，其在大渡河流域各水电站造价呈逐年上涨趋势。 

  近年来，我国水电电价机制主要有标杆电价、成本加成及落地端倒减三种类型。其中，水电标杆电价与火电标杆电价类似，即在水电丰富区域内实施同一区域统一上网标杆电价。但2009年11月后，发改委逐渐停止水电标杆电价。成本加成是现在水电定价的主要方法，是按水电投资额及年均发电量等指标单独核定上网电价。 

  吴非认为，正是由于水电单位千瓦造价不断提高，使以往水电标杆电价难以覆盖成本提高，而成本加成方式不利于投资成本控制。因此，从理顺电价及提高市场化程度角度看，通过受电地区平均电价扣减输电及线损费用的落地端倒推得出的上网电价相对而言更为合理。 

  中国水电内部人士表示，按消纳地平均电价定价将提高水电投资者收益，并使水电投资者形成固定投资预期，有利于加大水电投资力度，实现“十二五”到“十三五”大幅提高的水电发展目标。 

  一定程度“水火同价” 

  严格意义上讲，消纳地平均电价定价（即落地端倒推）并不等同于“水火同价”，因为同一消纳区域内除火电外，可能还有核电、新能源等其他电源形式，但由于火电占我国发电量的80％，因此，按消纳地平均电价核定水电上网电价，意味着其结果必然使水电价格向消纳地火电上网电价靠拢，这意味着水电上网价格大幅上调。从该意义上讲，可将新机制视作一定程度的“水火同价”。 

  有关“水火同价”的讨论早在2008年两会期间即已开始。当时电监会表示，在条件成熟时将实施水电和火电同价政策，以鼓励水电可再生能源的利用。国家能源局也一直对“水火同价”持支持态度，认为水电上网价格低于火电上网价格无法体现国家发展清洁能源的要求。 

  持反对意见的也大有人在。原能源部政策法规司副司长、资深电力专家朱成章认为，水电上网电价低于火电是合理的，因为水电在发电过程中不消耗煤、油、天然气等资源，成本较低，从全世界范围来看，水电价格也低于火电，我国不宜“水火同价”。此外，刘家峡、青龙峡等一些老电站是当时国家拨款建设的，不存在还本付息压力，按照“成本＋利润＋税金”的原则定价更为合理。如果实施同网同价，将给这些项目带来“暴利”。 

  种种迹象显示，国家已在争议中开始了新机制的实践。例如，三峡电站上网电价的核定原则是“按照受电省市电厂同期的平均上网电价确定，并随受电省市平均电价水平变化而浮动”。 

  据吴非测算，近期国投电力公告的锦屏及官地水电站0.32元/kw的上网价格与落地端倒推出来的价格基本一致。这在某种程度上意味着该模式的扩大推广只是时间问题。 

  调价谁买单是关键 

  瑞银和中信两家券商的研报指出，大型新建外送水电项目可能是率先“试水”新机制。 

  业内人士分析，大型水电项目在环保、移民方面成本越来越高，在即将投产的大型水电项目上试行电价增量改革，一是可以理顺亟待解决的大型新建机组上网定价问题，二是较少触及既有利益格局，有利于新机制推进。 

  业内人士普遍认为，如果水电上网价格因为试行新机制而普遍上调，但销售价格无法顺应调整，那么电网企业将因此承受较大压力，会由此成为改革推行的潜在阻力。那么，因为上调水电上网电价而多付的真金白银由谁买单将是决定改革成败的关键。 

  一种说法是，去年各地陆续实行阶梯电价后，电网增加的一部分销售电价节余可以用来弥补水电上网电价上调带来的电网支出增加。然而，如果调价范围过大，这部分资金量显然无法填补水电上网电价普涨的成本空间。这种情况下，进一步调整销售电价，将上网电价的成本向下游传递，将是政策的进一步选择。然而，销售电价调整直接涉及民生，会给CPI涨幅带来直接压力，因此发改委对调整销售电价必然谨慎。 

  中国证券报记者获悉，尽管新机制定价核心发生本质变化，但在形式上，发改委还将保留对大型电站电价“一事一议”的审批权。通过审批，可以控制新机制的推行节奏，减缓因上网电价上调造成的销售电价上涨压力。 

  业内人士认为，参照以往上调电价后电力板块走势，可以预见，如果新的水电价格机制落地预期形成，水电板块将迎来一波阶段性行情，建议关注有新建大型电站的相关上市公司，该类公司将在水电上网电价新机制落地中率先获益。此外，随着新机制在相关项目中的实施，预计今后存量水电上网电价上调预期也将激发，从而为众多拥有水电资产的上市公司开启长期盈利之门。记者 王颖春

国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见 

　　国办发〔2012〕57号 

　　各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构： 

　　为深入贯彻落实的十八大精神，加快完善社会主义市场经济体制，更大程度更广范围发挥市场在资源配置中的基础性作用，形成科学合理的电煤运行和调节机制，保障电煤稳定供应，促进经济持续健康发展，经国务院同意，现就深化电煤市场化改革提出以下指导意见： 

　　一、抓住有利时机深化电煤市场化改革 

　　煤炭是我国的基础能源，占一次能源生产和消费的70％左右。电煤是煤炭消费的主体，占消费总量的一半以上。深化电煤市场化改革，搞好产运需衔接，对保障电煤稳定供应和电力正常生产，满足经济发展和群众生活需求具有十分重要的意义。上世纪90年代以来，我国煤炭订货市场化改革不断推进，价格逐步放开，对纳入订货范围的电煤实行政府指导价和重点合同管理，对保障经济发展曾经发挥了积极的作用。但由于重点合同电煤与市场煤在资源供给、运力配置和价格水平上存在着明显差异，限制了市场机制作用的发挥，造成不公平竞争，合同签订时纠纷不断，执行中兑现率偏低，不利于煤炭的稳定供应，越来越不适应社会主义市场经济发展的要求，改革势在必行。今年以来，煤炭供需形势出现了近年来少有的宽松局面，重点合同电煤与市场煤价差明显缩小，一些地方还出现倒挂，电力企业经营状况有所改善，改革的条件基本成熟。为此，应抓住当前有利时机，坚定不移地推进改革。 

　　二、主要任务 

　　电煤市场化改革是能源领域的一项重要改革。要坚持市场化取向，充分发挥市场在配置煤炭资源中的基础性作用，以取消重点电煤合同、实施电煤价格并轨为核心，逐步形成合理的电煤运行和调节机制，实现煤炭、电力行业持续健康发展，保障经济社会发展和人民生活的能源需求。 

　　（一）建立电煤产运需衔接新机制。自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，发展改革委不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同，自主协商确定价格。鼓励双方签订中长期合同。地方各级人民政府对煤电企业正常经营活动不得干预。委托煤炭工业协会对合同的签订和执行情况进行汇总。运输部门要组织好运力衔接，对落实运力的合同由发展改革委、铁道部、交通运输部备案。 

　　（二）加强煤炭市场建设。加快健全区域煤炭市场，逐步培育和建立全国煤炭交易市场，形成以全国煤炭交易中心为主体、区域煤炭市场为补充，与我国社会主义市场经济体制相适应的统一开放、竞争有序的煤炭交易市场体系，为实施电煤市场化改革提供比较完善的市场载体。煤炭工业协会在发展改革委指导下做好衔接协调，研究制定交易规则，培育和发展全国煤炭交易市场体系。 

　　（三）完善煤电价格联动机制。继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5％时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30％调整为10％。鉴于当前重点合同电煤与市场煤价格接近，此次电煤价格并轨后上网电价总体暂不作调整，对个别问题视情况个别解决。 

　　（四）推进电煤运输市场化改革。铁道部、交通运输部要加强对有关路局、港航企业的指导，完善煤炭运力交易市场，依据煤炭供需双方签订的合同和运输能力，合理配置运力并保持相对稳定，对大中型煤电企业签订的中长期电煤合同适当优先保障运输。对签订虚假合同、造成运力浪费或不兑现运力、影响资源配置的行为要依法依规加大惩罚力度。铁道部要周密制定电煤铁路运输管理办法，进一步建立公开公平的运力配置机制。 

　　（五）推进电力市场化改革。鼓励煤电联营，增强互保能力。改进发电调度方式，在坚持优先调度节能环保高效机组的基础上，逐步增加经济调度因素，同等条件下对发电价格低的机组优先安排上网，促进企业改善管理、降低能耗和提高技术水平，为实行竞价上网改革探索经验。 

　　三、完善调控监管体系 

　依法加强和改善市场调控监管，创造公平公正的市场竞争环境。制定电煤价格异常波动的应对预案，在电煤价格出现非正常波动时，依据价格法有关规定采取临时干预措施。充分利用国内国外两个市场、两种资源，加强煤炭进出口调节，促进供需平衡。加强煤炭应急储备建设，完善供应保障应急预案。加强煤炭经营监管和电煤合同履行检查，规范流通秩序，进一步清理和取消不合理收费，严肃查处乱涨价、乱收费以及串通涨价等违法行为。煤炭、电力行业协会要加强与政府部门的沟通配合，加强企业诚信体系建设，做好行业自律工作。 

　　四、切实加强组织协调 

　　电煤市场化改革涉及重大利益调整，社会关注度高。各地区、各有关部门要统一思想，提高认识，增强大局观念，加强协调配合，形成工作合力。发展改革委要会同有关部门充分发挥煤电油气运保障工作部际协调机制作用，及时协调解决电煤市场化改革中的重大问题，指导做好煤炭产运需衔接工作。同时，继续加强对电价形成机制改革、电力体制改革、煤炭期货市场建设等重大问题研究。 

  　　国务院办公厅 

　  　2012年12月20日

发电企业应直接在电力交易平台上参与跨省跨区电能交易，省电网企业一般不得代理省内发电企业参与跨省跨区电能交易。
---------说明发电企业是自己生产电力产品经营的主体，有了自己产品的决定权，这点很有深远意义。在跨省跨区间实现了电能竞争交易的上网方式，湖南，重庆的火电企业会受到四川水电的竞争局面，现在制约的关键就是通道建设没有跟上来，当然仍然会面临受电方地方发电的利益保护，向前漫出一小步也是好事。电监会办了件好事。

跨省跨区电能交易基本规则（试行）

 第一章  总 则

  第一条 为落实国家能源战略，进一步规范跨省跨区电能交易行为，充分发挥市场在资源配置中的基础性作用，保障市场主体合法权益，依据《电力监管条例》和有关法律、行政法规制定本规则。
  第二条 跨省跨区电能交易坚持以市场为导向、以电网安全和公平开放为基础，坚持科学调度、余缺调剂、交易公平、价格合理、结算及时，充分利用电网互联优势，促进资源配置和节能减排，保障电力平衡和安全供应。
  第三条 跨省跨区电能交易市场主体分为售电主体、输电主体和购电主体。售电主体主要为已取得发电业务许可证的发电企业，以及受发电企业委托的电网企业；输电主体为已取得输电业务许可证的电网企业；购电主体为省级电网公司，以及符合条件的独立配售电企业和电力用户。
  第四条 国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构），依据有关法律法规对跨省跨区电能交易实施监管。
  第五条 依据本基本规则，跨区域电能交易的相关规定由国家电力监管委员会组织制定；区域内跨省电能交易实施细则由相应区域电监局会同省电监办组织制定，报国家电力监管委员会备案。
  第六条 电力监管机构应定期组织市场主体对电力交易、调度机构的工作进行评价，适时向社会公布评价结果。
  第七条 电力企业不得自行制定约束其他市场主体行为的跨省跨区电能交易管理文件。

第二章 交易组织和申报

  第八条 电力交易机构依据规则负责跨省跨区电能交易的具体组织和实施，并负责相应交易平台的建设、运营和维护。
  第九条 跨省跨区电能交易实行注册管理制度。参与交易的市场主体应当向电力交易机构提交注册申请。
  第十条 发电企业应直接在电力交易平台上参与跨省跨区电能交易，省电网企业一般不得代理省内发电企业参与跨省跨区电能交易。
根据各地电能交易组织的具体情况，有以下情形之一的，可委托送出省电网公司代理交易，委托和代理双方一般应签订委托代理协议，报电力监管机构备案。
  （一）小水电、风电等打捆外送电交易；
  （二）月度以内的短期或临时交易；
  （三）其他必要的跨省跨区电能交易。
  第十一条 省级电网企业，在申报外购电需求时，应充分考虑省内电力电量平衡实际情况，听取各方面意见，向省内发电企业和电力监管机构通报外购电量测算方案。
  省电网公司通报的交易参数应包括：购电量（年度交易应分解到月）、购电价格、输电费用（含网损）、所在地区发电设备平均负荷率及系统备用率等。（通报格式参见附表1）
  第十二条 发电企业进行跨省跨区电能交易，原则上以单个机组为单位在交易平台上进行申报。经批准，同一发电厂的多个机组可集中申报。
  发电企业申报的交易参数应包括：售电量（年度交易应分解到月）、机组容量、供电煤耗、上网电价、脱硫脱硝设施投运情况、冷却方式等。（申报格式参见附表2）
  第十三条 购售电主体应保证所注册信息及交易参数真实、准确。必要时，电力监管机构应对申（通）报信息进行核查，发现虚报、瞒报等违规行为及时处理。
  第十四条 跨区、跨省电能交易同时组织时，年度交易原则上应在保证清洁能源消纳利用的前提下，区域内优先平衡；月度及月度以内交易应以保障系统安全稳定运行和电力可靠供应为前提，在更大范围内实现资源优化配置和余缺调剂。

第三章 交易方式及排序原则　

  第十五条 除国家明确的年度跨省跨区电量交易以外，跨省跨区电能交易原则上均应采取市场化的交易方式。
  第十六条 市场化的交易方式主要分为集中撮合方式和双边协商方式：
  （一）集中撮合方式是指购、售电主体通过跨省跨区交易平台直接进行购售需求申报，由交易系统按照规定的排序原则进行交易匹配，形成无约束交易意向，经电力调度机构安全校核后，形成有约束交易结果。
  （二）双边协商方式是指购、售电主体根据自愿原则，自主协商确定交易电量和价格，形成无约束交易意向，经电力调度机构安全校核后，形成有约束交易结果。
  当购电主体主要为省级电网企业时，跨省跨区电能交易原则上以集中撮合方式为主，双边协商方式为辅。
  第十七条 集中撮合方式组织的跨省跨区电能交易，应按照以下原则进行交易排序和匹配：
  （一）售电侧，按照节能环保的原则进行排序，原则上先清洁能源机组后火电机组；对于火电机组，结合机组申报的售电量、供电煤耗、脱硫脱硝效率、上网电价等权重因素，计算售电量分配序列。同一价区内，高效环保机组优先。
  （二）购电侧，按照资源优化配置和余缺调剂的原则进行排序，结合申报购电量、购电价格、输电费用（含网损）、所在地区发电设备平均负荷率及系统备用率等权重因素，计算购电量分配序列。
  （三）当购电侧与售电侧电量平衡时，按照分配序列依次进行购、售主体匹配；当购电侧与售电侧电量不平衡时，按照序列中的权重比例在购、售电主体间进行分摊。
  （四）同一区域内，购电侧与售电侧电量分配权重标准应该统一。
  第十八条 经电力调度机构安全校核的有约束交易排序成交结果，由电力交易机构或电力调度机构及时向市场主体发布。（格式参见附表3、4）
  第十九条 跨省跨区电能交易的输电方应公平开放输电网，并向相关市场主体、电力监管机构披露输电环节相关收费信息（见附表5）。
  第二十条 市场主体应当签订跨省跨区电能交易合同，明确结算方式、输电费用和违约责任等。月内完成的临时交易，应在事后补充签订合同。

第四章  合同执行与调整

  第二十一条 市场主体签订的跨省跨区交易合同是交易执行与结算的法律依据。

  第二十二条 交易合同执行与结算的优先级，由高到低依次为：
  （一）跨省跨区事故应急支援交易；
  （二）年度跨省跨区电能交易；
  （三）月度跨省跨区电能交易；
  （四）月内短期或临时跨省跨区电能交易。
  当实际跨省跨区电能交易供需发生变化，需对交易合同进行调整时，合同调整的次序与上述相反。
  第二十三条 年度跨省跨区电能交易合同的分月合同电量原则上不进行滚动调整。确有需要调整的，调整情况应事先向市场主体发布，并报电力监管机构备案。
  第二十四条 当实际需求与合同电量出现偏差时，经交易相关主体（含输电方）协商一致，可自愿选择合同转让或合同回购等方式进行调整；协商不一致时，按照合同中约定的违约条款执行。
  （一）合同转让，是指在购电省需求发生变化，自身无法履行原有合同时，由购电方将已生效的原购电交易合同全部或部分转让给第三方，不影响送电侧的合同执行和结算。如因发电企业原因导致无法履行原有合同时，可通过发电权交易将合同转让给其他发电企业，不影响购电侧的合同执行和结算。
  （二）合同回购，是指在售电省或购电省需求发生变化，或因售电方原因导致无法履行原有合同时，经合同有关各方同意，可由售电方将已生效的原售电交易合同全部或部分从原购电方购回。
  （三）合同调整须签订相应补充合同。
  第二十五条 月内短期或临时交易合同原则上不进行转让和回购，交易无法完成时，执行约定的违约条款。
  第二十六条 跨省区电能交易合同及转让、回购合同须按规定报相应电力监管机构备案。 
  第二十七条 参与跨省跨区交易的售电主体，应按照辅助服务考核与补偿的相关规定，承担必要的跨省跨区辅助服务义务。

第五章  交易价格与输电费用

  第二十八条 跨省跨区交易中的上网侧电价及输电环节收费标准，按照国家有关规定执行。支持具备条件的地区，逐步探索形成市场化的价费形成机制。
  第二十九条 输电费用按照实际物理输送电量收取，电能计量关口的设置应向市场主体公布。同一断面输电费用应按一定周期内物理输送电量互抵后的净值收取。输电断面划分及互抵周期在实施细则中明确。
  第三十条 输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或另外收取。由于潮流穿越而引起的省级电网输电损耗，按国家核定的标准执行;未经核定的，可按前三年220千伏及以上线路平均输电损耗水平执行，应向市场主体通报，并报电力监管机构备案。
  第三十一条 跨省跨区电能交易合同转让和回购，原则上不另行收取输电费用。

第六章  附 则

  第三十二条 本规则自2013年1月1日起试行。