上海市电力用户与发电企业直接交易规则试行上海市经济和信息化.docx

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上海市电力用户与发电企业直接交易规则试行上海市经济和信息化

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上海市电力用户与发电企业直接交易规则（试行）

第一章总则

第一条为了规范和推进上海市电力用户与发电企业直接交易（以下简称直接交易）工作，促进规范透明的市场化交易机制建设，保障市场主体合法权益，实现电力交易的公开、公平、公正，依据国家有关法津法规，制定本规则。

第二条直接交易是指符合准入条件的电力用户（或售电公司）向发电企业直接购电的市场交易行为，电网企业按规定提供输配电服务。

第三条直接交易根据上海市电力用户与发电企业直接交易工作方案要求开展。

第四条上海市经济和信息化委员会（以下简称市经济信息化委）、上海市发展和改革委员会（物价局）（以下简称市发展改革委）会同国家能源局华东监管局（以下简称华东能源监管局）负责直接交易的实施工作；华东能源监管局会同市经济信息化委、市发展改革委负责直接交易的监管工作。

第二章市场成员和权利义务

第五条在电力用户与发电企业直接交易中，市场成员包括市场主体（电力用户、售电企业、发电企业）、电网企业、市场运营机构（电力交易机构和电力调度机构）等。

第六条电力用户的主要权利和义务

（一）按规则参与直接交易，签订和履行交易合同、输配电服务合同，提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息。

（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等。

（三）按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息。

（四）服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按调度机构要求安排用电。

（五）遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰。

（六）法律法规规定的其他权利和义务。

第七条发电企业的主要权利和义务

（一）按规则参与直接交易，签订和履行交易合同、输配电服务合同。

（二）获得公平的输电服务和电网接入服务。

（三）确保发电机组运行能力达到国家相关技术标准要求，提供符合要求的电能和辅助服务。

（四）遵守并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，维护电网安全稳定运行。

（五）按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息。

（六）法律法规规定的其他权利和义务。

第八条电网企业的主要权利和义务

（一）保障输配电设施的安全稳定运行。

（二）为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务。

（三）保障电力交易机构、电力调度机构履行市场运营职责。

（四）向供电营业区内所有电力用户提供报装、计量、抄表、维修、结算、收费等供电服务。

（五）负责电能计量及抄录，代理结算直接交易电费，代收代缴电力用户的政府性基金及附加。

（六）按规定报送和披露信息。

（七）法律法规规定的其他权利和义务。

第九条电力交易机构的主要权利和义务

（一）负责组织直接交易。

（二）负责市场成员的注册和管理。

（三）负责直接交易合同管理，根据交易合同形成月度交易计划并转电力调度机构执行。

（五）提供直接交易结算依据及相关服务。

（六）负责交易平台的建设、运行和维护，交易平台需具有交易组织、执行、协调、结算以及信息发布等功能。

（七）监视和分析市场运行情况。

（八）按规定披露和发布信息。

（九）协调解决市场成员直接交易中的具体问题，并及时报送市经济信息化委、市发展改革委和华东能源监管局。

（十）法律法规规定的其他权利和义务。

第十条电力调度机构的主要权利和义务

（一）按调度管理权限负责安全校核，公布安全校核结果并对市场成员提出的异议进行必要的解释。

（二）负责所辖电力系统的调度运行，保证系统的安全稳定运行和电力电量实时平衡。

（三）向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能。

（四）根据月度交易计划编制调度运行计划，保障电力交易结果的执行。

（五）按规定披露和发布信息。

（六）法律法规规定的其他权利和义务。

第十一条上海市售电侧改革开展后，根据《上海市售电公司准入与退出管理实施细则》等管理规定，符合条件的售电公司作为购电方可参与直接交易。

第三章市场准入和退出

第十二条电力用户准入原则

（一）在上海市境内具有独立法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的用户。

在电网企业单独立户的内部核算用户，经法人单位授权，也可参与直接交易试点。

（二）符合国家最新的产业结构调整指导目录和上海市相关产业结构调整经济转型升级政策要求，节能环保指标达标，投资项目经依法备案或核准的用户。

（三）限制高污染、落后产能及过剩产能企业参与，严禁执行差别电价的企业参与。

（四）无自备电厂（不含光伏、纯余热余压、燃气三联供自发自用电站）、无转供电用户；有多个不同电压等级供电的，只限试点范围电压等级电网供电的电量。

（五）具备一定年用电量规模，具有较强用电管理能力的，且两年内能完成需求侧在线监测终端平台安装的用户。

（六）试点期间暂定电压等级在35千伏及以上，2016年年用电量在5000万千瓦时及以上并执行标准两部制电价的工业用户参与直接交易。

其中新报装接电或增容升压到35千伏及以上的工业用户，必须运行一年以上。

试点期间对上海市政府扶持的重大项目、重点行业、重点企业可适当放宽条件。

今后视情况逐步开放其他工商业用户准入。

第十三条发电企业准入原则

（一）市内发电企业

（1）直接参与上海电网电力电量平衡，具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能独立承担民事责任的统调公用燃煤发电企业。

（2）符合国家基本建设审批程序，依法取得核准和备案文件，按规定取得电力业务许可证（发电类）并按规定投入稳定运行的发电企业。

（3）符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到本市环保标准要求。

（4）按国家政策或政府间协议，所发电量专送上海的市外公用燃煤发电企业，视同上海市内发电企业参与直接交易。

（二）市外发电企业

根据国家发改委“省间送受电逐步过渡到优先发电权计划和有序实现直接交易相结合”的有关精神，按照上海市有序放开发用电计划工作方案的要求，上海跨区跨省送受电中落实国家能源战略、确保西部清洁能源送出的国家计划以及地方政府协议送电的市外来电参照上海市当年放开发用电计划比例参与直接交易，具体由市发展改革委、市经济信息化委在年度有序放开发用电量计划工作方案中予以明确。

第十四条市场主体的进入机制

在每年年度交易开始前，由市经济信息化委按基本准入原则对电力用户进行审核后公布参与直接交易的电力用户名单。

在每年年度交易开始前，由市发展改革委按基本准入原则对发电企业进行审核后公布参与直接交易的发电企业名单。

名单中的新增电力用户和发电企业等市场成员需到电力交易机构按程序注册成为市场主体后才能开展相关交易。

第十五条市场主体的退出机制

市场主体进入市场后退出（被注销）的，原则上三年内不得再参与直接交易。

退出直接交易的电力用户由电网企业提供保底供电服务。

第十六条市场主体被强制退出或自愿退出直接交易的，按合同约定承担相应违约责任，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。

第四章市场注册管理

第十七条进入准入目录的新增电力用户和发电企业应按规定时间到电力交易机构按程序注册成为市场主体，在完成注册后才能参与直接交易。

其中已在国网范围内其他电力交易机构注册的企业无需重复注册，但需向上海电力交易机构提交书面说明。

基本的注册程序如下：

（一）电力用户和发电企业在工作日向电力交易机构提交书面的注册申请材料。

电力用户注册申请材料包括：

用户参与直接交易注册申请表及信息表，企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、银行帐号、企业法人代表身份证复印件、联系人身份证复印件、直接交易准入文件，以及供用电合同、用电信息、用电设备、计量装置等资料。

发电企业注册申请材料包括：

发电企业参与直接交易注册申请表及信息表，企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、银行帐号、企业法人代表身份证复印件、联系人身份证复印件、发电业务许可证、直接交易准入文件，以及购售电合同、发电设备、计量装置等资料。

（二）电力交易机构在收到注册申请材料后10个工作日内完成资料的完整性核验，对资料不全或不符合规范的，相关企业需对资料进行补充和完善。

（三）收到核验通过通知的市场主体应在5个工作日之内，与电力交易机构签订直接交易入市协议及交易平台使用协议，电力交易机构向市场主体发放交易平台账号、使用手册等资料。

（四）市场主体按要求提交数字认证证书申请表，办理平台使用的数字证书，在取得数字认证证书后５个工作日内完成注册信息在交易平台的完善工作。

第十八条已注册的市场主体，当注册信息发生变化时，应在5个工作日内，向受理其注册的电力交易机构书面报送信息变更情况以及变更后的注册信息；电力交易机构应在5个工作日之内完成注册信息更新工作。

第十九条出现下列情况之一者，电力交易机构应注销市场主体的交易资格：

（一）已注册的市场主体发生兼并、重组、合并、分立、破产等变化，要求注销的。

（二）违反市场规则，或因严重违约按政府主管部门要求退出的。

（三）根据第九十一条规定被取消市场主体交易资格的。

第二十条市场主体交易资格注销后，必须执行下列规定：

（一）该市场主体必须按通知规定，停止其在市场中的所有交易活动。

（二）在市场主体交易资格注销后15个工作日内，该市场主体必须结清与所有其他市场主体的账目及款项。

（三）市场主体交易资格注销后，该市场主体在交易资格停止前与其他市场成员存在的争议仍须通过市场争议解决程序解决。

第二十一条在市场主体完成注册、信息变更、注销手续后，电力交易机构应3个工作日之内通过交易平台进行公示，及时更新有关信息，并向市经济信息化委、市发展改革委、华东能源监管局备案。

第五章交易电量

第二十二条年度直接交易总量由市发展改革委、市经济信息化委综合考虑电力市场化进度、电力用户申报的用电需求、电力安全运行和供需平衡等要求实行总量目标管理。

具体由市发展改革委、市经济信息化委在年度有序放开发用电量计划工作方案中予以明确。

第二十三条原则上参与直接交易的电力用户全部电量进入市场交易。

第二十四条为保障电网调峰能力，确保系统安全运行，市内发电企业的参与年度直接交易容量规模暂定为不超过总装机容量的50%，以后视情况逐步开放。

市内发电企业的年度直接交易市场电量上限计算公式：

Si=Q市内发电企业直接交易电量*K申报放大系数*Ri装机容量占比*（1+Emi+Ehi+Exi）

其中：

Si为当年市内发电企业参与直接交易的申报电量上限；

Q市内发电企业直接交易电量为当年市内发电企业参与直接交易的总规模；

Ri装机容量占比为当年该发电企业额定装机容量占参与直接交易市内发电企业总装机容量的比例；

Emi、Ehi、Exi为当年该发电企业煤耗、环保、信用系数，根据机组供电煤耗排序、环保排放排序、发电企业信用考核并在市场公告中予以确定；

K申报放大系数为申报电量放大系数，参照电网供需比等情况在市场公告中予以确定。

市内发电企业的月度直接交易市场电量上限公式参照执行。

第二十五条市外发电企业参与直接交易的电量上限为市发展改革委、市经济信息化委在年度有序放开发用电量计划工作方案中安排的市场化电量。

第二十六条因电网安全约束等非市场个体原因导致直接交易受限或取消的，发电企业的发电容量和电力用户的用电电量按现行发用电安排方式另行安排。

第六章交易方式

第二十七条直接交易方式包括双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易。

由电力交易机构在交易平台上根据市经济信息化委、市发展改革委授权定期组织实施，市场主体可自主选择。

第二十八条双边协商交易

双边协商交易指在规定的交易时间内，市场主体之间自主协商交易电量（电力）、电价（价差），形成双边协商交易初步意向后，双方通过交易平台协商确定直接交易意向（包括交易电量、交易价格、执行时间等内容），经电力交易机构汇总初审、电力调控机构安全校核后，交易各方根据发布的成交结果签订直接交易合同并执行。

第二十九条集中竞价交易

集中竞价交易指在规定的交易时间内，市场主体通过电力交易平台申报电量、电价（价差），由交易平台按照规定算法进行出清计算，形成无约束交易结果，经电力调控机构安全校核后，最终形成成交对象、成交电量与成交价格等。

交易各方根据发布的成交结果执行。

集中竞价交易的出清计算有两种方式：

边际电价法和撮合出清法。

试点期间出清计算暂按边际电价法出清计算价格。

（一）边际电价法

将发电企业依次按照“申报价差、发电类型、所在地域、机组热效率、容量等级、装机容量、供电煤耗、环保排放、申报时间”排序，电力用户依次按照“申报价差、申报时间”排序，配对形成竞价交易价差对。

价差对=发电企业申报价差-电力用户申报价差

其中：

电力用户申报价差为与现行目录电价中电量电价的价差，发电企业申报价差为与批复上网电价的价差。

电价下浮为负，电价上浮为正。

价差对为正值时不能成交；价差对为负或零值时，按照价差对数值由低到高排序，对相应申报电量依次匹配出清，直至成交电量达到一方可成交电量全部匹配完成或成交电量总额达到交易规模总量（最后出清的电力用户需全电量成交，否则为不成交），最后一个成交价差对对应的发电企业申报价差与电力用户申报价差之和的算术平均值即为边际出清价差。

（二）撮合出清法

将发电企业依次按照“申报价差、发电类型、所在地域、机组热效率、容量等级、装机容量、供电煤耗、环保排放、申报时间”排序，电力用户依次按照“申报价差、申报时间”排序，配对形成竞价交易价差对。

价差对=发电企业申报价差-电力用户申报价差

其中：

电力用户申报价差为与现行目录电价中电量电价的价差，发电企业申报价差为与批复上网电价的价差。

电价下浮为负，电价上浮为正。

价差对为正值时不能成交；价差对为负或零值时，按照价差对数值由低到高排序，对相应申报电量依次匹配出清，直至成交电量达到一方可成交电量全部匹配完成或成交电量总额达到交易规模总量（最后出清的电力用户需全电量成交，否则为不成交），各发电企业和电力用户的出清价差分别为相应成交价差对对应的发电企业申报价差与电力用户申报价差之和的算术平均值。

第三十条挂牌交易

挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

第七章交易价格

第三十一条直接交易在试点期间采用价格传导法，即发电企业上网电价调整多少，电力用户销售电价调整多少，差价不变。

（一）直接交易价格=发电企业的核定上网电价+交易出清价差。

（二）按照现行销售目录电价使用单一制电价的直接交易电力用户，购电价格计算公式如下：

电力用户的直接交易购电价=电力用户执行的销售目录电价+交易出清价差

（三）按照现行目录电价适用两部制电价的直接交易电力用户，其购电价格包括容量电价和电量电价两个部分。

容量电价保持不变，电量电价计算公式同

（二）。

第三十二条采用双边交易模式时，直接交易价格由电力用户与发电企业通过协商自主确定；采用集中竞价交易、挂牌交易模式时，直接交易价格根据交易平台竞价、挂牌成交结果确定。

第三十三条待市场条件成熟后，直接交易按照国家核定的输配电价执行，届时交易规则应做相应调整。

第三十四条合同执行期间，遇有国家调整政府性基金及附加、标杆上网电价等价格时，按调价文件执行。

第八章交易组织

第三十五条直接交易的交易周期以年度交易为主，月度交易为辅。

待市场条件成熟后，可探索开展月内直接交易。

第三十六条年度直接交易开展遵循以下时序：

首先开展年度双边协商或年度挂牌交易；其次再开展年度集中竞价。

如果年度双边协商或年度挂牌交易已满足全部年度交易需求，则可不开展年度集中竞价。

原则上每年11月下旬，市经济信息化委、市发展改革委以公告形式向社会公布市场准入企业名单以及交易电量规模等，并委托电力交易机构通过交易平台发布交易公告开展年度直接交易。

试点期间可根据实际情况确定交易周期及交易方式。

第三十七条月度直接交易开展遵循以下时序：

在年度合同分月的基础上，可先开展月度集中竞价交易；再开展发电企业月度合同电量转让交易。

原则上每月20日，根据参与直接交易的电力用户或发电企业的需求，电力交易机构通过交易平台组织开展。

第三十八条电力交易机构通过交易平台发布的交易公告包括但不限于以下内容：

（一）交易组织方式与程序、交易执行时间、参与交易的市场成员名单。

（二）下年度（月度）参与直接交易发电企业的可交易电量规模、参与直接交易电力用户的总用电需求。

（三）直接交易电价机制。

（四）下年度（月度）电网电力电量平衡预测。

（五）下年度（月度）电网阻塞情况，包括：

电网安全约束、主要输电通道重载情况等。

（六）其他按规定应向市场主体公开披露的信息等。

第三十九条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布24小时内向电力交易机构提出质疑，由电力交易机构会同电力调度机构给予解释；市场主体对交易结果无异议的，应当在结果发布24小时内返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。

第四十条交易结果发布后10个工作日内，电力交易机构须向市经济信息化委、市发展改革委及华东能源监管局报送交易结果。

第一节双边协商交易

第四十一条参与的发电企业在公告规定时间内按规定格式向交易平台提交已达成交易意向的交易电量、交易价格、执行时间等内容。

申报数据格式：

（一）直接交易申报数据主要包括执行时间（应明确到执行月份）、电量及电价。

（二）发电企业申报的电价为与批复上网电价的价差，其中：

电价下浮为负，电价上浮为正。

（三）采用电子化申报方式。

市场主体使用数字认证证书登录交易平台，按照规定的格式录入并提交电量、电价、交易执行时间等信息，交易平台对申报信息进行加密、传输、保存处理。

（四）按照10兆瓦时的整数倍申报电量，申报电价精确到0.1元/兆瓦时。

第四十二条电力用户根据发电企业提交的市场信息在交易平台上予以确认。

交易平台将对每一笔成功提交的交易意向生成一个顺序号，交易双方可以据此进行查询。

在申报截止时间之前，交易双方可以登录交易平台，取消或者变更已经提交的交易意向。

第四十三条电力交易机构根据申报提交时间的先后顺序，形成无约束交易成交结果并报送电网调度机构，无约束交易成交结果经安全校核后形成最终交易结果，审定后在交易平台发布。

（一）公开信息：

市场总成交电量、市场成交均价、各电力用户和发电企业成交配对名单等。

（二）向成交企业下达交易结果通知书，包括成交量、价，分月计划，安全校核信息，交易容量等信息。

第四十四条在交易有效期内，以市场成员协商达成提交申报的先后顺序，确认交易，至交易期截止时间，直接交易结束。

第二节集中竞价交易

第四十五条在规定的集中竞价交易时段内，参与的电力用户与发电企业按要求申报电量、电价等集中交易数据。

在交易申报截止时间之前，各市场成员可以进行多次集中交易申报，以最后提交的申报数据为准。

申报数据格式：

（一）直接交易申报数据主要包括执行时间（应明确到执行月份）、电量（电力用户申报电量需分时段，峰时段时间为6:

00-22:

00，谷时段为22:

00-6:

00）、电价。

（二）电力用户申报的电价为与现行目录电价中电量电价的价差，发电企业申报的电价为与批复上网电价的价差，其中：

电价下浮为负，电价上浮为正。

（三）发电企业可采取三段式报价，每段电量不得超过其允许参与直接交易电量的50%，报价价格逐段递增，每段价差不得小于1.0元/MWh；电力用户应一次性将年度电量全部申报。

（四）采用电子化申报方式。

市场主体使用数字认证证书登录交易平台，按照规定的格式录入并提交电量、电价、交易执行时间等信息，交易平台对申报信息进行加密、传输、保存处理。

（五）按照10兆瓦时的整数倍申报电量，申报电价精确到0.1元/兆瓦时。

第四十六条电力交易机构通过交易平台按照规定算法进行出清。

并将最终申报形成的交易结果报送电网调度机构，经安全校核后形成最终成交结果，信息公开、交易结果通知方式与双边协商交易相同。

第四十七条年度集中竞价交易中市外发电企业未成交的年度剩余市场化电量将按照年度集中竞价交易的成交出清序列中发电企业加权平均申报价差强制出清，形成市外发电企业未成交的年度剩余市场化电量的上网价格。

市外发电企业未成交的年度剩余市场化电量的上网价格=发电企业的核定上网电价+交易强制出清价差

第三节挂牌交易

第四十八条在规定的交易时间内，参与的发电企业通过电力交易平台，按照交易公告约定的交易要素提出售电的电量和价格等申报交易意向。

第四十九条申报数据格式：

（一）直接交易申报数据主要包括执行时间（应明确到执行月份）、电量及电价。

（二）发电企业申报的电价为与批复上网电价的价差，其中：

电价下浮为负，电价上浮为正。

（三）采用电子化申报方式。

市场主体使用数字认证证书登录交易平台，按照规定的格式录入并提交电量、电价、交易执行时间等信息，交易平台对申报信息进行加密、传输、保存处理。

（四）按照10兆瓦时的整数倍申报电量，申报电价精确到0.1元/兆瓦时。

第五十条发电企业应一次性将全部可交易电量挂牌交易。

第五十一条在发电企业挂牌后，在规定交易时间内电力用户可以对挂牌电量进行摘牌操作。

如果同一笔挂牌电量被多家摘牌，则按“时间优先”原则成交。

第五十二条电力用户、发电企业双方成交电量取双方申报电量的较小值，成交电价为发电企业的挂牌电价。

第五十三条发电企业可以对已挂牌未成交的电量进行电价调整。

第五十四条电力交易机构根据市场成员摘牌提交时间的先后顺序，形成无约束交易成交结果并报送电网调度机构。

无约束交易成交结果经安全校核后形成最终交易结果，审定后在交易平台发布成交信息。

信息公开、交易结果通知方式与双边交易相同。

第四节发电企业合同电量转让交易

第五十五条发电企业合同电量转让交易指发电企业将已经签定且未执行的直接交易合同电量全部或部分在交易平台上按挂牌交易的方式转让给其他符合准入条件的发电企业的行为。

第五十六条原则上发电企业应严格执行直接交易合同，当出现机组临时检修、电网运行方式发生变化等特殊情况时，经电力调度机构同意后，由电力交易机构按月在电力交易平台上组织实施。

同时直接交易合同转让在转让前要取得直接交易合同相关的同意后方可进行。

合同电量转让交易不影响原有直接交易合同的价格和结算。

第五十七条合同电量转让交易需确定交易电量、交易价格、交易时段、电压等级、计量关口、分月计划等内容。

第五十八条合同转让方应在交易组织前向电力交易机构提出合同转让申请，提供合同转让交易所需信息。

在规定的交易时间内，市场主体通过电力交易平台发布合同转让交易相关市场信息，包括但不限于：

（一）合同转让期限、转让合同电量、转让电价。

（二）原合同违约条款内容、执行情况。

（三）转让合同必须继承原合同的相关义务和责任情况。

（四）原合同已执行部分的各方履约情况。

第五十九条电力交易机构根据市场成员摘牌提交时间的先后顺序，形成无约束交易成交结果并报送电网调度机构。

无约束交易成交结果经安全校核后形成最终交易结果，审定后在交易平台发布成交信息。

信息公开、交易结果通知方式与双边交易相同。

第九章合同签订

第六十条直接交易经交易双方通过双边协商或挂牌形式达成交易并通过电网安全校核的，由电力交易机构组织市场交易双方及电网企业按照政府主管部门制定的有关合同示范文本签订直接交易及输配电服务三方合同并作为交易执行依据。

第六十一条参与集中竞