金融合约下的中长期交易培训课件

《电力中长期市场基本规则》(发改能源规〔2025〕1656号)发改能源规〔2025〕1656号|2026年3月1日起施行|有效期5年应同时废止：《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889号)及《绿色电力交易专章》(发改能源〔2024〕1123号)注册、交易、执行、结算、信息披露和监督管理市场成员：经营主体+电力市场运营机构+电网企业市场目标：统一、开放、竞争、有序；服务全国统一电力市场体系建设B.全文结构(13章+附件)B.全文结构(13章+附件)第二章总体要求第三章市场成员第四章交易品种和价格机制第五章交易组织第六章交易校核第七章合同管理结算与支撑风险防控及争议处理风险与实施(第11—13章+附件) 附件名词解释基础框架主体与交易(第3—5章)校核与执行(第6—7章) 第八章计量和结算第九章信息披露结十章法律责任附则市场技术支持系统 C.主要内容提要(8个要点)统等中长期市场与现货市场，在交易时序、出清、结算等方面衔接，发挥中长期市场稳定供需的基础作用。⑤市场机制：绿电交易价格由“电能量价格+绿电环境价值”组成；中长期合同可采用固定价或灵活价格机制。②统一要求：推进统一标准、统一平台架构、统一交互规范，支撑全国市场纵向贯通、横向互联。⑥绿电规则：将绿电交易纳入统一规则体系，强调绿电环境价值可追踪溯源、支持合同转让与灵活调整。明确发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体、电网企业、交易机构、调度机构的权利义务。建立交易出清校核+电网安全校核机制；结算或差量结算；绿电环境价值按“合同电量、发电侧上网电量、用电侧电量三者取小”确定。交易体系：交易周期覆盖数年、年度、月度、月内；交易方式包括集中竞价、滚动撮合、挂牌交易和双边协商。建设具备注册、申报、出清、结算、信息发布、监测预警等功能的交易平台；强化从“交易规则”覆盖范围更完整绿电交易不再而是整体纳入主规则体系街接，强调明确按日连续开市、统一交易平台、“一地注册、全国共享”强化信息披露、风险防控与技术支持系统建设第二章：总体要求现行文件|第6—9条要点梳理C.主要内容提要(4项)发改能源规〔2025〕1656号|聚焦“衔接、耦合、统一、互联”C.主要内容提要(4项)A.A.本章定位1.功能定位：明确电力中长期市场建设的总体方向与基础要求。3.关键词：现货街接|跨省耦合|统一标准|统一平台。B.B.条文结构(第6-9条)四项总体要求四项总体要求四条主线第七条：中长期与现货市场街接统一标准与信息交互统一平台与数据互联D.关键看点(5条)D.关键看点(5条)从“单独运行”在新能源波动背景下，强调灵活连续交易与市场街接：统等推进电力中长期市场与电力现货市场建设，在交易时序、交易出清、市场结算等方面做好街接；发挥中长期市场在平衡电力电量长期供需、稳定市场运行中的基础作用；适应新能源出力波动特点，实现灵活连续交易，推广多年期购电协议机制，稳定长期消纳空间。交易耦合：促进跨省跨区交易与省内交易相互耦合，在经济责任、价格形成机制等方面动态街接；开展跨电网经营区常态化交易；鼓励区域内省间交易机制创新，协同推进区域电力互济与调节资源灵活共享。电力市场运营机构应按统一标准开展市场注册、交易组织、交易结算、信息披露等工作；电网企业应在上述环节按统一标准与电力交易机构动态交互信息。统一平台：电力交易平台应实现“统一平台架构、统一技术标准、统一核心功能、统一交互规范”,支撑全国统一电力市场数据信息纵向贯通、横向互联。省内与跨省跨区交易不再割裂，突出耦合联动。统一平台”是全国统一市场的重要底座。交易、结算、披露统一第二节、第三节梳理|按单个主体归纳①发电企业(第13、18条)·按规则参与中长期市场并签订交易合同·获得注册、交易、计量结算、信息披露等服务·获得公平的电网接入与输配电服务·法律法规规定的其他权利·通守规则，履行合同，按时完成电费结算·签订并执行并网调度协议、购售电合同，服从统一调度·提供有效容量、辅助服务，以及检修计划、实测参数、·依法依规提供的市结息，执行信息披露规定雷②售电公司(第14、19条)·按规则参与中长期市场并签订交易合同·获得注册、交易、计量结算、信息披露等服务·具配网运营权的售电公司，获得公平的·获得签约电力用户合同期内用电负荷等信息；经授权可获得历史负荷信息·法律法规规定的其他权利·违守规则，履行合同，按时完成电费结算·为签约零售用户提供售电服务及约定的增值服务·提供签约零售用户的需求、典型负荷曲线等信息，·具配网运营权的售电公司，提供配电服务，服从统一调度，·按规定提交履约保函、保证金或其他结算担保品·依法依规披露信息，履行可再生能源消纳责任，具备参与电力用户(第15、20条)或与售电公司签零售合同·获得注册、交易、计量结算、信息披露等服务·获得公平的输配电和电网接入服务·法律法规规定的其他权利·违守规则，履行合同，按时完成电费结算并按规定支付·依法依规提供相关市场信息，执行信息披露规定·依法依规履行可再生能源消纳责任和消费义务新型经营主体(第16、21条)·按规则参与中长期市场并签订交易合同·获得注册、交易、计量结算、信息披露等服务·获得公平的输配电和电网接入服务·法律法规规定的其他权利·速守规则，履行合同，按时完成电费结算并建立服务关系·按规定提交履约保函、保证金或其他结算担保品·依法依规披露信息，具备参与市场技术条件这⑤电网企业(第17、24条)义务可申请使用履约保函、保证金或其他担保品·按照信息披露规定获得市场信息·保障输变电设备正常运行，建设、运行、维护和管理电网·依法依规提供相关市场信息，执行信息披露规定，·预测居民、农业和代理购电用户用电量规模及负荷曲⑥电力调度机构(第22条)·依法依规提供相关市场信息，执行信息披露规定·配合开展中长期市场分析和运营监控电力交易机构(第23条)·组织中长期交易，提供结算依据及服务·开展市场运营监测和分析，依法依规执行市场干预措公布干预原因，防控市场风险·及时报告经营主体违规行为，并配合调查第25—30条|结合名词解释第2—7条B.交易周期与交易品种第25条：交易周期与开市安排第26条：绿电交易定义第27条：绿电交易类型B.交易周期与交易品种第25条：交易周期与开市安排第26条：绿电交易定义第27条：绿电交易类型第28条：合同转让交易第29条：交易方式分类第30条：同一序列下买卖规则可探索连续开市年度交易以次年年度内电量为标的；应定期开市，可探索连续开市月度交易以次月、年内剩余月份或特定月份电量为标的；应定期开市，可探索连续开市以月内剩余天数或特定天数电量为标的；按日连续开市：指电力交易机构在每日(工作日或自然日)组织电力中长期交易的活动。黄师傅说电电能量交易分时电量、电价可通过约定或竞争形成绿电交易交易电力同时提供国家核发绿证跨省跨区绿电交易(含跨电网经营区)+省内绿电交易未履行合同可全部或部分转让给第三方，相关权责一并转让；绿色电力风电(含分散式、海上)、太阳能(含分布式C.交易方式与名词解释总体分类电力中长期交易方式集中交易双边协商交易集中竞价交易滚动撮合交易挂牌交易交易序列由电力交易机构在交易平台中，按不同交易方式、不同交易执行周期等要素建立的交易组织集中竞价交易由平台统一边际出售电信息，平台按挂牌交易一方发布需求电量或可供电量、数量和价格等要约，另一方申请接受，按摘牌情况成交；可单边挂牌，也可买摘牌。可以买可以买可卖(买入电量)(卖出电量)同一经营主体可以选择买入或卖出电量买入或卖出一种行为与绿证属性，应与交易品种说明对应理解电力用户发电企业电力用户零售签约月内滚动撮合年度集中竞价年度月度双边协商月度月内滚动撮合年度集中竞价年度月度双边协商月度集中竞价月度日前市场实时市场实际运行双边协商分散式交易vs集中式交易集中式交易各市场主体通过交易中心统一组织交易，双边协商双边协商大用户售电公司交易中心/交易平台先协商，后提交交易双方直接谈电量、电价等条款出清成交成交方式集中式：平台撮合/统一出清核心区别交易中心角色滚动撮合信息流向黄师傅说电物理交付承诺差价结算工具中长期为主，现货补偏差现货为物理执行平台合同驱动统一优化出清履约风险更直接价格风险更突出整体电量+单一价格+分解曲线再把总电量按执行时曲线，用于执行2.交易表达方式示例：年度合同电量1200万kWh|合同电价420元/MWh按曲线分解执行曲线决定“何时执行”,总电量与合同价格决定“执行多少、按什么价格结算”。全年总量：1200万kWh或典型月曲线分解1月90、2月80、...12月110(示意)③分日曲线可按工作日/周末特征或典型日曲线分解按时分解5④分时曲线高峰每日电量再拆分到24小时，可体现峰平谷或典型负布荷特征分解后各层级电量逐级对应，但累计总量保持一致。4.曲线来源与应用应用价值□02②平均曲线：按历史平均负荷或用电特征形成03③典型曲线：采用调度发布的典型曲线或行业典型曲线便于把年度合同落实到月、日、时执行有助于与现货市场、负荷曲线和计划安排衔接便于偏差分析与结算管理更清楚体现电量在时间维度上的分布特征0-5点5-11点11-15点15-19点19-24点19-24点19-24点0-1点…0-1点0-1点打捆潜力价格机制整体电量(Qotal)电量分解到具体日小时间范围内的整体电量时间范围内的整体电量核心特点3.达到了分时交易B=对该时段一个月的A=B=对该时段一个月的分时价格乘数分时价格乘数格整体加权均价(如30天的0-1点)格整体加权均价(如30天的0-1点)最终价格=D×(·一直有“基荷的存在”·煤电最小技术出力成本变化新能源大面积进入电力系统在新能源的铺底电量新能源大面积进入电力系统在新能源的铺底电量第31-39条|要点梳理围绕“价格形成、绿电价格、合同电价、限价约束、与现货衔接”展开A.条文结构(第31-39条)第31条：价格机制制定原则第32条：市场形成价格第33条：绿电交易价格构成第34条：中长期合同电价形式第35条：分时电价安排第36条：跨省跨区交易价格第37条：约束上电量价格机制第38条：价格上下限机制第39条：与现货限价衔接B.价格形成主逻辑国务院价格主管部门制定总体原则。各省(区、市)价格主管部门④③分时电价安排(第35条)·对直接参与市场交易的④③分时电价安排(第35条)·对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。对电网代理购电用户，由政府价格主管部门统筹优化峰谷时段刽分和价格浮动比例。合同电价形式(第34条)绿电交易价格(第33条)合同电价形式(第34条)·中长期合同电价可签订固定价格。●绿电交易价格=·中长期合同电价可签订固定价格。发电成本变化的灵活价格机制。·两部分应在交易中发电成本变化的灵活价格机制。·绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算。黄师傅说电2.市场定价原则应由经营主体通过市场形成。3.跨省跨区价格跨省跨区交易价格相关价格机制按照国家发展改革委、国家能源局价格上下限(第38条)6与现货街接(第39条)为避免市场操纵及恶性竞争，可对申报价格和出清价格设置上、下限。设置主体：政府价格主管部门会同能源、电力运行主管部门、电力监管机构。电力市场管理委员会、相关经营主体可提出建议。·逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价·逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价·其约束上电量超出合同电量部分的··与现货交易限价贴近。D.机制图解(横向总结)政府定价电量由市场形成成交价格电能量价格+绿电环境价值固定价格/灵活价格机制短周期交易限价逐步贴近现货限价同一价格机制下，既要体现市场形成价格，也要兼顾安全约束和规则边界。黄师傅说电年度交易为何更像“压舱石”?3.分时段交易模式转变单一年度/月度标的年/月24小时标的从总量交易，逐步走向分时段交易；可形成24个时段(按日)2.价格形成范围2.价格形成范围年度双边协商交易你情我愿，协商成交燃煤基准价±20%4分时限价与最大价差5.整体汇入影响5.整体汇入影响即便引入分时因素，最终汇总后的整体价差往往并不突出。从临近交易到分时段交易，从人力限价到更统一的市场边界1.交易窗口与功能定位2.价格限制模式对比A.A.现行行政分时系数法上限=1.2×1.2×(1+行政峰价上浮系数)下限=0.8×0.8×(1+行政谷价下浮系数)传统分时段独立限价法(较少见/旧模式)(基准价×上浮系数)±20%C.理想统一限价机制临近/月度/旬/周灵活交易窗口(市场导向/未来趋势)临近/月度/旬/周灵活交易窗口续建仓&调仓基准价±20%续建仓&调仓3.机制演进逻辑阶段1:早期：人力引导较强交易窗口较粗、分时表达有限阶段2:过渡：分时段细化阶段1:早期：人力引导较强交易窗口较粗、分时表达有限阶段2:过渡：分时段细化更强调峰平台差异与调仓功能统一边界下由交易行为形成更真实的时段价格核心理解：中长期分时段交易的演进方向，不是把价格限制做得更复杂，而是让交易表达更精细、让价格形成更市场化。从时间维度、交易定位、价格关系到功能作用进行图解1.时间维度与交易标的2.特征与定位价格日滚动价格趋势价格现货价格趋势趋势接近，峰谷结构相似(非绝对相同)3.功能目标4.跨市场套利示例(以发电侧为例)(高位锁价)完成交割/回补(高位锁价)完成交割/回补核心理解核心理解黄师傅说电黄师傅说电直接批发用户直接参与批发市场交易与售电公司关系较小零售用户通过售电公司参与市场交易市场化用户(主动参与)食电网代理购电用户由电网公司统一代理参与交易非市场化用户(被动参与)重要说明中长期市场全面进入分时电价时代中长期市场市场分时现货市场零售侧到户电价第40-55条|要点梳理B.B.基本要求(第40-43条)●跨省跨区交易：由北京电力交易中心、广州电力交易中心按照电网经营区组织●省内交易：由各省(区、市)电力交易机构组织专项输电工程配套新能源外送大基地项目等，参与方式另行规定A.条文结构(第40-55条)第一节基本要求(第40—43条)第二节交易约束与出清(第44—50条)第三节绿色电力交易组织(第51-55条)123黄师傅说电2.运行与公告要求2.运行与公告要求C.交易约束与出清(第44-50条)关键参数前置安全约束信息发布交易公告中应明确关键参数，申报组织及出清过程中不得临时调整或增加平台发布并动态更输电容量、停电检修等安全约束信息，交易公告中应明确关键参数，申报组织及出清过程中不得临时调整或增加申报限额形成调整；跨省跨区交易不得高于对应标的物规模或剩余通道容量对应规模；限额应至少提前1个工作日统一公布特殊主体限额负荷聚合商的申报限额，应结合注册资产总额、履约担保额度、代理或聚合申报交易数据交易机构根据必要的交易出清约束形成预成交结果；跨省跨区交易中、北京、广州交易中心可协同各省交易机构根据电网运行约束出清；交易出清、电网安全校核和交易执行阶段的优先级由实施细则明确月内交易特殊安排因电力安全保供、清洁能源消纳等需要，跨省跨区月内交易可不受输电通道常规送电方向、送电类型约束D.绿色电力交易组织(第51-55条)与电力用户——对应，实现绿电环境价值可追踪溯源开市机制参与绿电交易前，应提前与申报时将绿电需求电量全部 关联至代理用户聚合分布式新能源参与绿电交易前，应提前建立聚合服务关系；申报电量全部关联至各分布式新能源项目月或更短周期开展合同转让，且一并转让对应绿电环境价值3)运行日滚动层形算本省负荷、余和可交易空间。第56—63条|要点梳理围绕“交易出清校核、电网安全校核、削减机制、时限要求、结果确认、与废除文件比对”展开经营主体交易出清校核预成交结果电网安全校核成交结果申报(交易机构)(调度机构)⑨⑨时限要求调整或增加(此点可结合前章街接展示)并披需原因衔接的特殊安排)交易校核总体框架交易出清校核内容削减与形成成交结果交易出清校核交易出清校核1个工作日电网安全校核电网安全校核月度2个工作日；月内1个工作日削减完成并削减完成并月度2个工作日；月内1个工作日结果发布与异议处理C.重点条款解读(第56—63条)申报与限额(第57条)●交易电力电量限额、交易限价是出清校核申报与限额(第57条)●交易电力电量限额、交易限价是出清校核●跨省跨区交易由北京、广州电力交易中心结果确认(第63条)●发布：1个工作日内●异议：1个工作日内提出●解释：1个工作日内答复●逾期：自动确认成交电网安全校核(第59-60条)未通过后的处理(第61-62条)●调度机构提供规范统一的越限信息●交易机构据此完成削减并形成成交结果交易机构●根据意见削减交易机构●根据意见削减●提供越限信息●披露未通过原因●预成交结果再进入调度侧安全校核●跨省跨区数年交易逐年开展安全校核●月内交易可按日统一推送校核●先校核限额、限价，再形成预成交结果组织相关交易机构完成总体看，现行文件把交易校核从“单一安全校核”升级为“出清校核+安全校核”的双层校核体系，责任分工更清晰、时限更明确、流程更闭环；同时将部分技术性、操作性校强的细节下沉至实施细则，总体看，现行文件把交易校核从“单一安全校核”升级为“出清校核+安全校核”的双层校核体系，责任分工更清晰、时限更明确、流程更闭环；同时将部分技术性、操作性校强的细节下沉至实施细则，增强了统一规则的框架性与适用性。流程更标准第72-80条|要点梳理围绕“结算周期、交割参考点、差价/差量结算、偏差结算、绿电结算”展开A.条文结构(第72-80条)B.结算总体框架结算周期结算参考点·原则上以自然月为周期设置电力中长期结算参考点聚合主体单独结算绿电分开结算·按日开展清分市场的交割点绿电环境价值结算·按月开其他结算要求·可按差价结算开展黄师傅说电居民、农业用户和电网企业代理购电的偏差电量·电网企业应分别提供相关电量信息·资源聚合类新型经营主体及分散资源，按聚合服务合同明确的电能量价格单独结算基本节奏·兼顾市场连续运行与月度统一结算·中长期市场电量需要与现货市场衔接交割·差价结算：更强调合同价格与参考点价格之间的差额结算·差量结算：更强调合同电量与实际执行之间的量差处理按偏差电量结算特殊主体(第75-76条)·电能量部分：按本章相关条款结算·根据可再生能源项目月度结算电量，经审核后统一核发绿证合同电量绿电环境价值结算电量=三者取小绿电环境价值偏差补偿费用，按照合同约定执行绿电合同对应绿证按月度结算电量审核核发并划转合约电量×合约电价合约电量×合约电价合约电量×(合约电价-现货电价)+合约电量×现货电价发电：合约电量×(合约电价-合约结算点电价)+合约电量×发电现货市场结算电价用电：合约电量×(合约电价-合约结算点电价)+合约电量×用电现货市场结算电价现货市场内的节点现货市场内的节点中长期合约的结算点中长期合约的结算点发电：合约电量×(合约电价-合约结算点电价)+合约电量×发电现货市场结算电价用电：合约电量×(合约电价-合约结算点电价)+合约电量×用电现货市场结算电价中长期合约阻塞费用发电：合约电量×合约电价+合约电量×(发电现货市场结算电价-合约结算点电价)用电：合约电量×合约电价+合约电量×(用电现货市场结算电价-合约结算点电价)发电：合约电量×(合约电价-用户侧统一结算点电价)+合约电量×机组节点电价用电：合约电量×(合约电价-用户侧统一结算点电价)+合约电量×用户侧统一结算点电价发电：合约电量×合约电价+合约电量×(机组节点电价-用户侧统一结算点电价)用电：合约电量×合约电价+合约电量×(用户侧统一结算点电价-用户侧统一结算点电价)中长期合约的结算点发电现货结算点发电：合约电量×(合约电价-用户侧统一结算点电价)+合约电量×机组节点电价用电：合约电量×(合约电价-用户侧统一结算点电价)+合约电量×用户侧统一结算点电价发电：合约电量×合约电价+合约电量×(机组节点电价-用户侧统一结算点电价)用电：合约电量×合约电价+合约电量×(用户侧统一结算点电价-用户侧统一结算点电价)∑(Q发电量/用电量×P节点无阻塞→节点电价无差距有阻塞→统一结算