吉林电力用户与发电企业直接交易规则.docx

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吉林电力用户与发电企业直接交易规则

吉林省电力用户与发电企业直接交易规则

（暂行）

第一章总则

第一条为规范吉林省电力直接交易行为，维护电力用户与发电企业的合法权益，保障电力市场建设稳定健康有序。

根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件、《国家发改委国家能源局电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）、《吉林省政府办公厅关于推进电能清洁供暖的实施意见》（吉政办发〔2017〕49号）等有关法律、法规、文件的规定，制定本规则。

第二条本规则适用于吉林省境内的电力用户与发电企业开展的直接交易。

直接交易坚持平等自愿原则，通过发用电双方自主协商或集中报价撮合的方式，以期达到各自认同的合理价位。

第三条本规则所指的电力用户，为符合国家《产业结构指导目录》要求、环保达标的工业用户，以及电能清洁供暖用户；

本规则所指发电企业，为吉林省境内符合国家基本建设审批程序、取得电力业务许可证的20万千瓦及以上火电企业和不受电网约束的风电企业；

本规则所指交易中心，为吉林省电力交易中心有限公司；

本规则指电网企业，为国网吉林省电力有限公司和吉林省地方水电有限公司。

第四条市场准入

电力用户：

每年年初，省能源局结合全省电力市场情况，会同有关部门确定当年度电力用户用电量准入门槛，符合条件电力用户自愿进行申报，省能源局根据年度市场交易规模和电力用户上报情况核定电力用户基数电量并向社会公开。

发电企业：

省能源局依据发电企业自愿申报情况，发电企业上年度环保、能耗等达标情况，会同有关部门确定发电企业名单并向社会公开。

第二章注册、变更及退出

第五条注册原则与条件

（一）电力用户与发电企业取得省能源局公布的市场主体资格后，须到交易中心注册，才能开展直接交易。

（二）电力用户和发电企业应向交易中心提交注册材料

电力用户提交的材料包括：

企业基础信息，交易员信息、生产规模、年用电量范围等企业生产信息，电压等级、报装容量、年用电负荷、用电负荷率等企业用电技术信息。

发电企业提交的材料包括：

企业基础信息、交易员信息、发电业务许可证、机组详细技术参数。

第六条变更原则与条件

（一）已注册的电力用户和发电企业发生新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等导致其股权、经营权、营业范围发生变化时，需报请省能源局审批，并重新向交易中心申请注册。

（二）未导致股权、经营权、营业范围发生变化的电力用户和发电企业发生扩建和更名，需要通过交易中心运营系统变更注册，交易中心将以上变更情况报省能源局备案。

第七条退出原则与条件

（一）发生以下情况时发、用电方可申请退出市场：

1.外部形势发生变化或自身条件发生变化，已不满足准入条件；

2.不愿意继续参与市场交易的。

（二）电力用户、发电企业退出市场需向省能源局提出申请，并提供以下资料：

1.退出市场的原因；

2.合同履行情况和未完成合同的处理办法；

3.与其他市场成员的债权和债务关系。

（三）电力用户、发电企业获得批准退出后，交易中心负责为其办理市场主体注销手续，并向其它发、用电方进行公告。

第三章电力直接交易模式

第八条直接交易市场采用自主协商交易模式和集中报价撮合交易模式，自主协商交易模式交易周期为年度、季度、月度，集中报价撮合交易模式交易周期为月度。

目前，固定在每月的第三周（遇法定假日顺延），周二到周五共4个工作日，每天上午9：

00开市，下午17：

00结束。

特殊情况下，省能源局经商有关方面同意，可临时增加交易。

火电企业交易电量在年度发电调控目标之外由市场交易形成，风电企业交易电量（包含送华北和省内交易电量）为当月上网电量超出基数电量部分。

受客观因素影响，若市场交易电量无法完成，允许发电企业进行电量转移。

第四章电力直接交易组织

第九条所有交易均在交易中心交易平台上统一开展。

目前采用通过CFCA数字证书认证的方式在互联网上进行网络申报。

发电企业、电力用户要在前一年度11月30日前向交易中心提供本单位变化的交易员的报价授权书，交易中心负责存档。

第十条自主协商交易流程

（一）交易电价的申报

在交易申报时间内，发电企业先申报电价（含环保电价），交易平台按其电价自动附加与其协商的电力用户所对应的输配电价、政府基金及附加后传至电力用户，电力用户（电能清洁供暖用户除外）再对其进行核实确认。

电能清洁供暖用户原则上只参与自主协商交易，按照购销差不变的方式与发电企业自主协商确定交易价格，向交易中心申报审核。

申报电价单位为元/兆瓦时，数据精确到小数点后二位，不符合申报要求的视为无效申报数据。

（二）交易电量信息申报

在交易申报时间内，发电企业先申报电量（用户侧的电量），电力用户再对其进行核实确认。

申报电量原则上以100万千瓦时为单位，不符合申报要求的视为无效申报数据。

交易电量及交易电价核实确认无问题后，认为直接交易成交。

（三）交易中心发布的信息，内容包括：

双边交易总量：

电力用户的直接交易电量是中标电量，发电企业的直接交易电量是中标电量/（1-线损率），线损率暂定为7.5%；

协商电价；

电网主要通道极限；

其他应向电力用户、发电企业披露的信息。

（四）成交结果确定与发布

1.交易中心根据双方自主协商电量电价编制交易方案，提交电网企业调度机构进行安全校核，并形成成交结果。

2.当安全校核不能满足全部交易电量时按照电网约束条件对交易申报顺序进行裁减。

3.交易中心发布成交结果，安全校核未通过部分，应向市场成员方发布原因。

第十一条集中报价撮合交易流程

（一）交易公告

交易中心每月末前12个工作日向准入的电力用户和发电企业发布交易公告，主要包括：

1.交易起止时间；

2.交易申报起止时间；

3.电力用户目录电度电价（不含基本电费）；电力用户用电增量需求

4.各电压等级的输配电价；

5.发电企业基本电量电价、发电剩余能力等；

6.电网输电阻塞等情况；

7.其它相关要求和说明。

（二）交易申报

1.所有交易均在交易中心交易平台上统一开展。

2.目前采用通过CFCA数字证书认证的方式在互联网上进行网络申报。

3.每30分钟进行一轮交易，其中前20分钟为申报阶段，后10分钟为交易计算、安全校核和成交情况发布阶段。

每轮交易结束均发布成交电量、价格的明细，同时发布未成交的电量、交易价格，但不发布报价单位等信息。

每轮信息发布后，需有关市场成员重新申报，进行下一轮交易，直到交易开放期结束为止。

4.在交易申报时间内，电力用户按其分段申报电价，系统自动扣除对应的输配电价、政府基金及附加后（折算到发电上网口径）从高到低排序，发电企业按其分段申报电价（含环保电价）从低到高排序。

申报电量原则上以100万千瓦时为单位进行多段报价，申报电价单位为元/兆瓦时，数据精确到小数点后二位。

不符合申报要求的视为无效申报数据。

5.撮合配对

（1）按照电力用户和发电企业申报价格的排序，计算电力用户折算到发电上网口径的申报电价（剔除输配电价、政府基金及附加后）与发电企业申报电价之间的价差。

（2）双方按照价差从大到小顺序匹配成交，直至价差为零。

成交价格为扣除输配电价、政府基金及附加后的电力用户申报电价与发电企业申报电价的平均价格，即：

成交价格=（电力用户申报电价-输配电价-政府基金及附加+发电企业含环保电价的申报电价）/2。

（3）每轮交易中，如多个发电企业报价相同时，环保机组优先成交；条件仍相同时，按各方申报电量的比例，经加权计算后分配交易量。

（4）每轮交易中，如多个电力用户报价相同时，按各电力用户申报电量的比例，经加权计算后分配交易量。

（5）发电企业的直接交易电量是中标电量/（1-线损率），线损率暂定为7.5%。

按直接交易的成交结果，相应调整发电企业的月度发电计划。

6.电网企业的调度机构负责进行电网安全校核，交易中心及时发布成交电量和成交价格等信息，并在交易日结束后，发布当月的总成交情况。

第五章电力直接交易合同

第十二条合同签订

（一）直接交易结果最终通过电力用户、发电企业和电网企业三方共同签订直购电交易合同的方式确认，三方合同应将权责、涉及电网企业的内容和交易计划、结算所需要的内容全部纳入进去；

（二）年度、季度自主协商交易和月度集中撮合交易完成5个工作日内，交易中心应统一组织签订三方直接交易合同。

交易合同完成签订后，交易中心负责报省能源局备案。

第十三条交易执行

（一）发电企业的直接交易电量应统一纳入到省内电力电量平衡。

（二）交易中心根据直接交易结果编制发电企业月度上网电量计划。

（三）电力用户应按交易结果组织用电，保证月度用电增量满足交易结果要求。

第六章电力直接交易结算

第十四条电力用户和发电企业原则上均按照自然月份计量用电量和上网电量，不具备条件时可暂时保持现有计量抄表方式不变。

各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，电网企业向电力用户统一开具发票并结算收取电费，发电企业向电网企业开具发票并由电网公司统一结算支付购电费。

第十五条发电企业如无法完成本合同规定的市场交易电量，经省能源局审查同意后，可进行发电权交易。

如发电权交易不成功，则优先结算市场交易电量，同时相应减少基本电量结算。

第十六条直接交易电量相关电费采用月度结算，年度清算方式进行，要严格偏差考核。

年度清算时，当直接交易完成电量与直接交易合同电量偏差不超过±10%时，直接交易各方不存在违约责任。

若电力用户当月完成的实际交易电量（月度用电量-月度基数电量）低于月度合同电量的90%，差值部分（月度合同电量×90%-实际交易电量）为未完成交易电量。

对应发电企业仍按照月度合同电量的90%进行结算，并相应抵减发电企业的月度基本发电量指标。

抵减电量=用户违约电量/（1-7.5%）。

设立违约平衡账户，由于违约产生的结余资金计入平衡账户，以年为周期，按照容量均分给省内参与市场的发电企业。

若全年实际交易电量能够达到年度合同电量的90%以上，按年度滚动平衡，月度偏差考核造成的资金损失退还给相应发电企业。

若电力用户实际完成电量低于年度合同电量的90%，次年基数电量提高30%；实际完成电量低于年度合同电量的70%，如无特殊原因，三年内不允许参与市场交易。

第七章电力直接交易价格监督与管理

第十七条电力直接交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预。

第十八条电力直接交易采用输配电价方式进行，即发电上网电价（含环保电价）+输配电价+相关政府性基金及附加=用户电价，输配电价按照国家核定的电价标准执行。

在电能清洁供暖专项输配电价出台前，电能清洁供暖用户仍采取电网购销价差的方式不变，即电能清洁供暖电价=现行电网销售电价-电能清洁供暖用户与发电企业协商的降价额度。

相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。

第十九条电力直接交易（非电能清洁供暖）产生的网损电量由电网公司按标杆电价收购。

电能清洁供暖直接交易产生的网损电量由电网公司按照发电企业成交价格收购。

第二十条集中报价撮合交易可实行交易价格申报限制，原则上由吉林省电力市场管理委员会提出意见，经省物价局、省能源局、东北能源监管局同意后执行。

若不出台新的价格限制，则按前一次的价格限制继续执行。

第二十一条参与直接交易的电力用户执行现行相关电价政策。

其中实行峰谷分时电价的用户，直接交易电量可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用。

电力用户侧单边执行峰谷电价造成的电网企业损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。

第八章法律责任

第二十二条执行过程中严禁企业间相互串通、操纵市场价格或哄抬（压低）交易价格，违规者由省能源局会同东北能源监管局取消其市场交易资格，并由省物价局依法进行查处。

第二十三条交易过程中出现的其他事宜由省能源局、省物价局进行裁决。

第二十四条本规则由省能源局、省物价局负责解释，此前与本规则不符的，以本规则为准。

第九章附则

第二十五条本规则自发文日期起施行。