2016年2月28日北京市電力交易中心發(fā)布《2016年度銀東直流跨區(qū)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(qū)光伏電站整體電價大幅下滑，公告中含陜西省地區(qū)21家光伏電站，甘肅省地區(qū)154家光伏電站，青海省地區(qū)189家光伏電站，寧夏自治區(qū)117家光伏電站。詳細內容見正文及附件1.
為推進發(fā)用電計劃改革，發(fā)揮交易平臺的作用，探索建立跨區(qū)跨省送受電新機制，根據《國家發(fā)展改革委關于放開銀東直流跨區(qū)部分送受電計劃的復函》，北京電力交易中心發(fā)布2016年度銀東直流跨區(qū)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(yè)，陜西、甘肅、青海、寧夏的煤電企業(yè)和風電、太陽能發(fā)電企業(yè)（煤耗高、污染排放高、裝機容量小的煤電企業(yè)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(fā)電企業(yè)交易關口為發(fā)電企業(yè)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(qū)電力用戶直接交易試點公告第2頁共29頁
2.本次交易執(zhí)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(yè)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(fā)電企業(yè)和電力用戶自行申報，其中發(fā)電企業(yè)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(xù)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(qū)電力用戶直接交易。
三、交易方式
1.發(fā)電企業(yè)可選擇直接參與或委托所在省級電網企業(yè)代理參與市場交易（委托的必須有委托協(xié)議，委托代理協(xié)議中應明確成交電量在各委托發(fā)電企業(yè)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(fā)電企業(yè)申報的售電價均包含環(huán)保電價和工業(yè)企業(yè)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(fā)電側，將西北發(fā)電企業(yè)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(fā)電企業(yè)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(fā)電企業(yè)申報電量考慮跨區(qū)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(fā)電企業(yè)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(qū)跨省電網安全運行和交易結果的順利執(zhí)行，本次交易西北各省新能源成交比例不超過40%。新能源發(fā)電企業(yè)成交電量上限參照上年西北區(qū)域同類發(fā)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(xié)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(fā)電企業(yè)標桿電價與用戶目錄電價之間的價差執(zhí)行。
3.西北各省工業(yè)企業(yè)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(fā)電企業(yè)送電電量進行清算。當參加交易的電力用戶、發(fā)電企業(yè)在執(zhí)行中與交易結果產生偏差時，采用以下方式處理：
1.交易執(zhí)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(zhí)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(xù)月份可以滾動調整，電價按照調整前的交易電價執(zhí)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(zhí)行完合同電量，按照山東省電力用戶直接交易有關規(guī)定考核，對應西北發(fā)電企業(yè)的多發(fā)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(zhí)行。
六、其他事宜
其他事宜按照目前銀東直流跨區(qū)交易組織、山東省電力用戶直接交易有關規(guī)定和簽訂的有關交易合同執(zhí)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(lián)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(fā)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(yè)、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(yè)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(fā)布交易補充公告，公布相關市場主體雙邊協(xié)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(yè)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(xié)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(fā)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(lián)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
