陕西省发改委发布了关于征求《陕西省电力直接交易规则(试行)》和《陕西省电力中长期交易规则(暂行)》

2018-12-25 09:20:35 大云网　点击量：评论 (0)

陕西省发改委日前发布了关于征求《陕西省电力直接交易规则(试行)》和《陕西省电力中长期交易规则(暂行)》修改意见的通知。

陕西省电力直接交易规则中显示，现阶段，先行放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划，全电量参与市场化交易;年用电量500万千瓦时及以上的用户，可直接参与电力直接交易，或自主选择一家售电公司代理参与;年用电量500万千瓦时以下的用户，只可自主选择一家售电公司代理参与;电力用户购电价格(结算电价)由直接交易价格、输配电价和政府性基金及附加三部分组成。园区用户在园区内完成电能信息采集的基础上，可以园区为单位，成立售电公司，整体参与市场化交易。

鼓励直接交易购售双方签订具有价格联动机制的中长期交易合同。

售电公司的售电收入为正时，由电网企业向售电公司支付结算的价差电费(或代理费)，同时售电公司提供增值税专用发票给对应的电网企业;当售电公司的售电收入为负时，由售电公司向电网企业支付结算的价差电费(或代理费)，同时对应的电网企业提供增值税专用发票给售电公司，如售电公司不履行支付义务，该笔费用可从履约保证金中扣除。

售电公司代理的电力用户如果全电量参与市场，售电公司月度电量允许偏差范围为±5%，对±5%偏差以外的电量进行偏差考核;售电公司代理的电力用户如果部分电量参与市场，售电公司月度电量允许偏差范围为-5%，对-5%偏差以外的电量进行考核。

在陕西省电力中长期交易规则中提到，电力交易品种包括电力直接交易、合同电量转让交易、跨省跨区交易和辅助服务补偿(交易)机制等。

现阶段，跨省跨区交易可分为网对网交易、网对点交易、点对网交易、点对点交易四种形式。鼓励国网陕西省电力公司根据供需状况、清洁能源配额完成情况参与网对网的跨省跨区电力交易，促进清洁能源消纳，减少弃风弃光现象。

鼓励国网陕西省电力公司根据供需状况、清洁能源配额完成情况参与网对网的跨省跨区电力交易，促进清洁能源消纳，减少弃风弃光现象。支持发电企业积极参与网对点交易，积极争取电量，扩大外送规模，充分发挥陕西的资源优势，把资源优势转化为经济优势。鼓励国网陕西省电力公司代理或通过发电企业组织，将火电与风、光等新能源打捆外送，以提高参与省间市场的市场竞争力。

支持国网陕西省电力公司参与网对点交易，通过调峰置换、电量置换、省间现货市场等形式，购入新能源，解决陕西特定季节和时段的调峰困难。

有序放开点对网交易和点对点直接交易，发挥省间市场调剂余缺的作用，促进资源大范围优化配置和清洁能源消纳。

参与点对网交易和点对点交易的主体必须是列入陕西省发展改革委准许参加跨省跨区交易名单且在电力交易机构注册的大用户或售电公司。

售电公司参与点对网、点对点跨省跨区交易前，必须向电力交易机构提交与零售用户签订的购售电代理合同或协议。

附件1

陕西省电力直接交易规则

(试行)

第一章总则

第一条根据《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)、《电力中长期交易基本规则(暂行)》、《陕西省电力体制改革综合试点方案》等文件精神，为进一步规范陕西省电力直接交易(以下简称“直接交易”)工作，促进电力市场健康、有序发展，结合陕西省电力市场实际，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、售电公司和发电企业按照自愿参与原则直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输配电服务。

第三条直接交易通过陕西电力交易中心电力交易平台(以下简称“电力交易平台”)以双边协商交易、集中竞价交易等市场化方式开展，陕西电力交易中心有限公司(以下简称“陕西电力交易中心”)负责具体交易组织工作，电力调度机构负责安全校核工作。

第四条本规则适用于在陕西省内组织开展的电力直接交易，省间交易按其它相关规定执行。

第二章市场成员的权利和义务

第五条市场成员包括市场主体和陕西电力交易中心、电力调度机构。市场主体包括在陕西电力交易中心注册的发电企业、电力用户、售电公司和电网企业等。

第六条发电企业的权利和义务

(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行市场化交易形成的购售电合同、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)根据陕西电力交易中心、电力调度机构管理职责范围，服从统一管理;

(四)执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务;

(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。

第七条电力用户的权利和义务

(一)参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、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)遵守电力运行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。

第八条售电公司的权利和义务

(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行电力交易合同，约定交易、服务、结算、收费等事项;

(二)获得公平的输配电服务;

(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)承担保密义务，不得泄露用户信息;

(五) 按照国家有关规定，在指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报;

(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)拥有配电网的售电公司,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)按电力调度机构的要求配合安排有序用电;

(七)拥有配电网的售电公司，承担配电网安全责任，提供安全、可靠的电力供应，履行保底供电服务和普遍服务，确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和相关标准;

(八)拥有配电网的售电公司，负责所属配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司;

(九)拥有配电网的售电公司，负责提供本电网区域内用户电压等级、用电类别、营销编号、计量点编号等基础信息，并保证信息的准确性;

(十)法律法规规定的其他权利和义务。

第九条电网企业的权利和义务

(一)保障输配电设施的安全稳定运行;

(二)提供公平的输配电服务和电网接入服务;

(三)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;

(四)向接入电网的市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;

(五)按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加等;

(六)预测并确定优先购电用户的电量需求，执行厂网间优先发电等合同;

(七)按政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同;

(八)按规定披露和提供信息;

(九)负责提供本电网区域内用户电压等级、用电类别、营销编号、计量点编号等基础信息，并保证信息的准确性;

(十)法律法规规定的其他权利和义务。

第十条陕西电力交易中心的权利和义务

(一)组织各类交易;

(二)拟定相应电力交易实施细则;

(三)编制交易计划;

(四)负责市场主体的注册管理;

(五)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;

(六)监测和分析市场运行情况;

(七)建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统;

(八)配合陕西省发展和改革委员会(以下简称“省发展改革委”)和国家能源局西北监管局(以下简称“西北能源监管局”)对市场运营情况进行分析评估，提出修改建议;

(九)按规定披露和发布信息;

(十)法律法规规定的其他权利和义务。

第十一条电力调度机构的权利和义务

(一)负责安全校核;

(二)按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全;

(三)向陕西电力交易中心提供安全约束条件和基础数据，配合陕西电力交易中心履行市场运营职能;

(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行;

(五)按规定披露和提供电网运行的相关信息;

(六)法律法规规定的其他权利和义务。

第三章市场主体准入与退出

第十二条进入直接交易的市场主体应符合产业政策，满足国家节能环保要求，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经济实体。

第十三条发电企业准入条件

(一)依法取得电力业务许可证(发电类);

(二)符合国家产业政策，单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业规定标准;

(三)并入陕西电网的单机容量200MW及以上公用火电企业;

(四)鼓励规划内的风电、太阳能发电等可再生能源发电企业在保障利用小时数之外的电量参与直接交易;

(五)燃煤自备电厂按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、系统备容费、普遍服务和社会责任，取得电力业务许可证，达到能效、环保排放要求，成为合格市场主体后，其自发自用以外电量可参与直接交易;

(六)有序开展分布式发电市场化交易试点工作。

第十四条电力用户准入条件

(一)在电网企业独立开户、单独计量，执行大工业和一般工商业电价的电力用户;

(二)大用户：年用电量500万千瓦时及以上，可直接参与电力直接交易，或自主选择一家售电公司代理参与;

(三)中小用户：年用电量在300-500万千瓦时的电力用户，只可自主选择一家售电公司代理参与;

(四)园区用户：在园区内完成电能信息采集的基础上，可以园区为单位，成立售电公司，整体参与市场化交易;或委托其它售电公司代理参与;

(五)现阶段，先行放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划，全电量参与市场化交易;年用电量500万千瓦时及以上的用户，可直接参与电力直接交易，或自主选择一家售电公司代理参与;年用电量500万千瓦时以下的用户，只可自主选择一家售电公司代理参与;

(七)全电量参与市场化交易的电力用户原则上不得随意退出市场，取消目录电价，执行保底供电电价。

第十五条售电公司准入条件

(一)符合《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)的相关规定;

(二)售电公司一般应拥有10名及以上专职专业人员，其中至少有1名电力工程类高级职称和3名电力工程类中级职称专职管理人员;具有配电网运营权的售电公司，拥有与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，不少于20人，其中至少拥有2名电力工程类高级职称和5名电力工程类中级职称的专业管理人员。

第十六条电力大用户自愿向所在地市级(含杨凌示范区、西咸新区、省级计划单列市、省直管县)发展改革部门申请参加直接交易，市级发展改革部门审核后对符合要求的企业，报省发展改革委统一备案，由省发展改革委发布准入电力用户名单。

第十七条符合条件的发电企业自愿向省发展改革委申请参加直接交易，由省发展改革委发布准入发电企业名单。

第十八条列入准入名单的发电企业和电力用户在陕西电力交易中心注册成为合格市场主体后，方可参与直接交易。发电企业、电力用户注册时，按要求和固定格式签署信用承诺书，向陕西电力交易中心提交注册资料，并对注册资料的真实性、准确性、合规性和完备性负责，陕西电力交易中心收到企业提交的注册申请和注册资料后，原则上7个工作日内完成材料完整性核验。完整性核验通过的企业，注册自动生效。

第十九条售电公司市场准入资格采用注册制度。按照“一注册、一承诺、一公示、三备案”的程序，列入市场主体目录后即可获得参与市场资格。

第二十条陕西电力交易中心为各类市场主体提供注册服务，编制注册流程、指南，对市场主体进行注册培训。

第二十一条陕西电力交易中心按期将市场主体注册情况向省发展改革委、西北能源监管局、第三方信用服务机构等备案，对市场主体目录实施动态管理。

第二十二条陕西电力交易中心收到电力用户的注册申请或电力用户与售电公司的代理关系绑定申请后，将电力用户注册信息、代理关系绑定信息按用户的供电关系分别发送给国网陕西省电力公司 (以下简称“省电力公司”)或陕西省地方电力(集团)有限公司(以下简称“省地方电力公司”)进行核对。省电力公司和省地方电力公司5个工作日内完成电力用户信息核对，确保信息正确和完整，将核对结果书面反馈陕西电力交易中心。

第二十三条集团公司类型用户和其所属单位不得同时注册，只能以集团用户注册或各隶属单位分别注册;同一用电地址的用户，不得以多个工商营业执照名称重复注册。

第二十四条市场主体有下列情形之一的，应强制退出市场并注销注册：

(一)违反国家有关法律法规或环保政策行为的;

(二)隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场;

(三)严重违反市场交易规则;

(四)依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的;

(五)企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的;

(六)被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理，并被纳入严重失信主体“黑名单”的;

(七)法律、法规规定的其他情形。

第二十五条市场主体选择进入市场，在3年内不可退出，通过市场竞争形成价格。强制退出的市场主体，应按合同承担相应违约责任，原则上3年内不得直接参与电力市场交易。自愿退出的市场主体，应按合同承担相应违约责任，原则上2年内不得直接参与电力市场交易。

第四章交易周期及交易方式

第二十六条直接交易按周期分为多年(1年以上)、年度(含半年)、季度、月度及月内短期交易。每年可根据实际情况选择交易周期。多年交易需分解到年度，年度、季度交易需分解到月度。

第二十七条直接交易可采取双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易等方式组织。

第二十八条集中竞价交易可采取边际电价法或报价撮合法进行市场出清，在每次交易公告中进行明确。边际电价法采用交易双方申报电量和价格方式组织交易，所有成交电量均采用统一价格进行出清。报价撮合法采用交易双方申报电量和价格方式组织交易，将购电方、售电方申报价格(差)配对，形成竞争交易价格(差)进行出清。

第二十九条集中竞价交易申报开始后，发电企业、电力用户和售电公司通过电力交易平台申报交易电量和价格。申报期间，可以多次修改申报数据，以交易申报截止时间前最后一次申报数据作为最终申报数据。

第三十条发电企业之间对已经达成的交易合同可以进行转让。

第三十一条售电公司之间对已经达成的与发电企业之间的交易合同可以进行转让，与用户之间签订的代理合同不能转让。

第三十二条售电公司参与交易前，应向电网企业提供履约保函作为违约担保，由陕西电力交易中心代收代管。

第三十三条同一市场主体同时具备发电企业、电力用户、售电公司中两种或两种以上类型时，每次交易只能选择一种类型参与。在每次交易前应向陕西电力交易中心申报参与交易的市场主体类型。

第五章交易组织

第三十四条每年11月上旬，省发展改革委下达次年电力直接交易工作方案，发布年度直接交易相关市场信息，包括但不限于直接交易总规模、交易组织安排、参与市场主体、相关工作要求等。

第三十五条年度双边协商交易

(一) 每年11月中旬，电力调度机构应向陕西电力交易中心提供以下信息：

1.次年主要输电设备停电检修计划;

2.次年各输电通道输电能力(分解到月)。

(二) 每年11月下旬，陕西电力交易中心通过电力交易平台发布年度市场交易相关市场信息和交易公告，包括但不限于：

1.次年关键输电通道剩余可用输送能力情况;

2.次年直接交易电量预测;

3.次年各机组可发电量上限;

4.次年统调口径电力电量供需预测;

5.市场主体的基本信息及信用等级评价信息等。

(三) 交易公告发布之后，市场主体经过双边协商，在规定时间内由发电企业在陕西电力交易平台申报双边协商达成的交易电量、交易价格等信息，由发电企业、电力用户或售电公司通过平台共同确认。售电公司应同时向陕西电力交易中心提交与电力用户签订的委托代理购售电合同或协议。

(四) 陕西电力交易中心在交易申报结束后3个工作日内，对年度双边协商交易意向进行汇总、校核，提交电力调度机构进行安全校核，电力调度机构在5个工作日之内将校核结果返回陕西电力交易中心。

(五) 安全校核通过后，陕西电力交易中心于2个工作日在电力交易平台发布年度双边交易结果。安全校核未通过的电量，由陕西电力交易中心发布未通过校核电量的相关信息(包括相关市场主体、未通过校核电量、原因等)，由相关市场主体进行第二轮协商，于3个工作日内在陕西电力交易平台申报，交易组织流程同上。第二轮协商未成交电量转入集中竞价交易。

(六)交易结果发布后，由“交易承诺书+交易公告+正式发布的交易结果”组成的电子合同立即生效。

(七)陕西电力交易中心将双边协商直接交易电子合同报省发展改革委、西北能源监管局备案。

第三十六条月度集中竞价交易组织

(一)每月上旬，电力调度机构向陕西电力交易中心提供以下信息：

1.次月发电机组及主要输电设备停电检修计划(分解到日);

2.次月关键输电通道输电能力(分解到日)。

3.次月保障电网安全运行的关键支撑电厂最低发电量需求。

(二)每月上旬，陕西电力交易中心通过电力交易平台发布次月市场交易相关信息和交易公告，包括但不限于：

1.次月关键输电通道剩余可用输送能力情况;

2.次月直接交易电量预测;

3.次月各机组可发电量上限;

4.市场主体的基本信息及信用等级评价信息等。

5.综合平衡已有交易计划后，关键支撑电厂满足调度给定的最低发电量要求的电量缺额。

(三)月度集中竞价交易公告发布后的第2个工作日，月度集中竞价交易开始申报，申报时间原则上不超过1个工作日。

(四)购电方、售电方通过电力交易平台申报电量、电价等信息，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。售电公司应提前向陕西电力交易中心提交与电力用户签订的委托代理购售电合同或协议。

(五)陕西电力交易中心在申报结束后1个工作日内，依据集中竞价交易规则，形成交易结果，提交电力调度机构进行安全校核，电力调度机构在2个工作日之内将校核结果返回陕西电力交易中心。

(六)调度机构对重要支撑电厂发电量有要求的，应明确书面告知陕西电力交易中心，相关电厂在集中竞价交易时中标电量满足运行要求的，对竞价结果不予调整。相关电厂在集中竞价时中标电量不足或未中标时，陕西电力交易中心对交易结果进行调整，在出清电量中优先预留相关电厂缺额电量，集中竞价剩余出清电量按照同比例削减原则重新出清，所有出清电量执行统一出清电价。

(七)安全校核通过后，陕西电力交易中心于2个工作日在电力交易平台发布月度集中竞价交易结果。

(八)交易结果发布后，由“交易承诺书+交易公告+正式发布的交易结果”组成的电子合同立即生效。

(九)陕西电力交易中心将集中竞价交易电子合同报省发展改革委、西北能源监管局备案。

第三十七条多年双边协商交易在组织年度双边协商交易时进行确认。

第三十八条市场初期，年度双边协商交易也可按半年周期组织，上、下半年双边协商交易分别于上年11月、当年5月份组织，交易组织流程参照年度双边协商交易。

第三十九条直接交易合同生效后，陕西电力交易中心将直接交易电量一并纳入发电企业的月度发电安排。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。

第四十条年度交易电量原则上应分解到月。在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可以于每月15日前对年度双边交易合同中次月分解计划提出调整要求，通过电力交易平台上报陕西电力交易中心，经安全校核后，作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。

第六章价格机制

第四十一条电力用户购电价格(结算电价)由直接交易价格、输配电价和政府性基金及附加三部分组成。两部制电价用户基本电价按规定执行。

双边协商交易的直接交易价格由市场主体自主协商确定，集中竞价交易的直接交易价格根据市场主体报价按照集中竞价交易规则出清后确定，挂牌交易价格以挂牌价格结算。

第四十二条发电企业结算电价等于直接交易价格(含税、环保电价等)。

第四十三条电网输配电价暂按《陕西省物价局关于调整陕西电网电力价格的通知》(陕价商发〔2018〕84号)、《陕西省物价局关于调整榆林电网电力价格的通知》(陕价商发〔2018〕85号)执行。合同执行期间，遇输配电价、政府性基金及附加等电价政策调整，执行调整后的政策。

第四十四条双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价设置上下限。

第四十五条鼓励直接交易购售双方签订具有价格联动机制的中长期交易合同。在自主自愿、平等协商的基础上，约定建立固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤价格并综合考虑各种市场因素调整等多种形式的市场价格形成机制，分散和降低市场风险。

第四十六条对于电费支出占比较高的行业，鼓励直接交易购售双方签订随产品价格联动的中长期交易合同，协商确定交易基准电价、基准电价对应产品价格、随产品价格联动的电价机制。

第四十七条签订具有价格联动机制的中长期市场化交易合同，通过电力交易平台进行申报。遇有满足浮动条件、需要进行价格调整时，由购售双方在陕西电力交易平台进行申报(申报内容包括：已执行电量及对应电价，未执行电量及对应价格，价格调整原因及期限等)。

第四十八条若参与直接交易的电力用户由省地方电力公司供电，电厂接入国网陕西省电力公司电网，用户按直接交易价格、所在电网(陕西电网或榆林电网)输配电价和政府性基金及附加与省地方电力公司所属供电单位结算;省电力公司与省地方电力公司的结算价格暂按现行趸售电价扣减省物价局核定输配电价时的平均上网电价与直接交易价格的价差执行。逐步过渡到按地方电网配电价格执行，遇电价政策调整时，结算价格同步调整。

第四十九条参与直接交易的峰谷电价电力用户，应继续执行现行峰谷电价政策，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。

第七章安全校核与交易执行

第五十条电力调度机构负责直接交易的安全校核工作。在规定期限内，电力调度机构未对直接交易合同提出异议的，视为通过安全校核。

第五十一条安全校核未通过时，对于双边协商交易，按时间优先、等比例原则进行削减;对于集中竞价交易，按价格优先原则进行削减，价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的，可以转让。

第五十二条对于跨越省电力公司和省地方电力公司电网进行的直接交易，两家电网企业应根据趸售电量执行情况对交易结果进行校核，保证交易结果的执行。

第五十三条参与直接交易的发电机组因事故跳闸、非计划临修、出力受限、电煤供应困难等原因无法继续发电，可开展合同电量转让交易。

第五十四条电力用户应执行政府批准的有序用电方案，按照电网安全需要实施错峰避峰等限电措施。因错峰避峰等限电措施影响计划执行的，经省级电力运行主管部门批准后调整。

第五十五条电力系统发生紧急情况和事故时，电力调度机构可以按照保证安全的原则实施调度，事后应向省发展改革委和西北能源监管局报告事件经过，并向受到影响的交易双方书面说明原因。非发电企业和电力用户原因影响计划执行的，在后续的发供电计划中滚动调整。紧急情况导致的经济损失，有明确责任主体的，由相关责任主体承担经济责任。

第八章计量与结算

第五十六条直接交易计量抄表暂维持原有方式不变。电力用户直接交易电量计量点以电力用户与电网企业签订的《供用电合同》为准。发电企业直接交易电量计量点以发电企业与电网企业签订的《购售电合同》为准。电网企业对电力用户、发电企业直接交易关口表抄表时间以相一致的自然月为周期。

第五十七条电网企业应于每月第1个工作日内报送用户用电量数据至陕西电力交易中心，并保证其数据的准确性。直接交易相关电费结算暂维持原有方式不变。陕西电力交易中心负责向市场主体出具结算凭证，电网企业负责进行资金结算。电网企业向参与直接交易的电力用户收取电费，含基本电费、交易电量电费、代收的基金和附加等;电网企业按照实际购售电合同履行情况，向售电公司支付或收取价差电费;电网企业按规定向发电企业结算直接交易电费。

第五十八条对于同一个市场成员，有多笔市场化交易合同时，按合同执行周期排序：当月到期的合同优先于未到期的合同执行;合同同时到期的，按合同剩余电量比例结算的原则执行。

第五十九条售电公司的售电收入为正时，由电网企业向售电公司支付结算的价差电费(或代理费)，同时售电公司提供增值税专用发票给对应的电网企业;当售电公司的售电收入为负时，由售电公司向电网企业支付结算的价差电费(或代理费)，同时对应的电网企业提供增值税专用发票给售电公司，如售电公司不履行支付义务，该笔费用可从履约保证金中扣除。

第六十条现阶段直接交易电量结算原则为“月度结算，合同末期清算”，适时过渡到“月结月清”。

第六十一条全电量参与市场的电力用户月度电量允许偏差范围为±5%，对±5%偏差以外的电量进行考核;部分电量参与市场的电力用户月度电量允许偏差范围为-5%，对-5%偏差以外的电量进行考核。

第六十二条售电公司代理的电力用户如果全电量参与市场，售电公司月度电量允许偏差范围为±5%，对±5%偏差以外的电量进行偏差考核;售电公司代理的电力用户如果部分电量参与市场，售电公司月度电量允许偏差范围为-5%，对-5%偏差以外的电量进行考核。

第六十三条现阶段，发电企业允许偏差电量范围为-5%。由于发电企业自身原因造成的-5%偏差以外的电量进行考核。

第九章信息披露

第六十四条陕西电力交易中心负责市场运营信息的管理和发布，负责管理和维护电力交易平台、网站，并为其他市场成员通过电力交易平台、网站披露信息提供便利。各市场成员对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。

第六十五条陕西电力交易中心会同电力调度机构及时向发布市场供需情况及电力电量平衡情况、电网约束情况、市场交易信息、电网概况及运行情况、直调发电企业基本信息及运行情况、主要发输电设备检修计划等。

第六十六条发电企业应每年进行一次信息披露，并根据市场情况，在变更时随时披露相关信息。信息披露内容主要包括：企业名称、股权结构、机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、已签合同电量、中长期交易电量完成情况等信息。

第六十七条电力用户应每年进行一次公众信息披露，并根据市场情况，在变更时随时披露相关信息。信息披露内容主要包括：企业名称、股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率、直接交易需求、价格、已签合同电量、中长期交易电量完成情况等信息。

第六十八条售电公司应每半年进行一次公众信息披露，并根据市场情况，在变更时随时披露相关信息。信息披露内容主要包括：企业名称、股权结构、注册资本、资产总额、注册生效时间、代理电力用户及交易需求、中长期交易电量完成情况等信息。

第六十九条电网企业按现有规定信息披露，并根据市场情况，在变更时随时披露相关信息。信息披露内容主要包括：企业名称、注册资本、经营范围、成立日期、相关业务许可证、年度电力供需预测、电力中长期交易合同电量、电量执行、电量清算等情况、输配电价标准(含线损)、政府性基金和附加等有关电价标准等信息。

第十章市场干预、监管、争议与违规处理

第七十条陕西省电力直接交易工作由省发展改革委牵头，西北能源监管局等单位参与配合。省发展改革委负责日常工作协调，组织市场运行。

第七十一条西北能源监管局会同省发展改革委负责市场监管，确保交易行为规范有序。

第七十二条市场主体要按照有关规则参与交易，各方要履行相关合同。发生争议时，各方应协商解决，也可提请西北能源监管局、省发展改革委调解，协调或调解不成的，当事方可提请仲裁委员会进行仲裁或提请人民法院通过法律途径解决。

第七十三条市场主体不遵守相关管理规定，无理由阻碍、拖延和扰乱电力直接交易工作的行为，任何一方均可向西北能源监管局和省发展改革委投诉。

第七十四条出现紧急情况导致交易难以正常进行时，省发展改革委会同西北能源监管局等相关部门进行市场干预。进行市场干预时，应及时向市场成员通告市场干预的原因、范围和持续时间。

第七十五条发生下列情况可进行市场干预：

(一)市场主体滥用市场力、串谋及其它严重违约、不能履约等，致使市场秩序受到严重扰乱。

(二)陕西电力交易中心有关交易程序及平台发生故障，交易无法正常运行时。

(三)出现天气、外部环境等不可抗力造成电网运行方式发生重大变化。

(四)需要进行市场干预的其它情况。

第七十六条市场干预措施包括：

(一)调整市场交易时间、暂缓或终止市场交易。

(二)调整直接交易电量规模。

(三)其它干预措施。

第七十七条本规则由省发展改革委会同西北能源监管局共同解释。

第七十八条已有规定如与本规则不一致，按本规则执行。

第七十九条本规则自发布之日起施行，《陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局关于印发陕西省电力用户与发电企业直接交易实施规则(暂行)的通知》(陕发改运行〔2014〕1174号)、《陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局关于印发陕西省电力用户与发电企业直接交易暂行办法的通知》(陕发改运行〔2014〕1002号)同时废止。

附件2

陕西省电力中长期交易规则

(暂行)

第一章总则

第一条为规范陕西省电力中长期交易，构建安全、高效的市场结构和市场体系，保障市场成员合法权益，促进电力市场健康发展，依据《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、《电力中长期交易基本规则(暂行)》、《陕西省电力体制改革综合试点方案》等文件精神，结合陕西省实际，制定本规则。

第二条陕西电力交易遵循安全高效、公平公正、因地制宜、实事求是的原则和务实起步、先易后难、循序渐进、逐步完善的指导思想。

第三条本规则适用于陕西省内开展的电力直接交易、跨省跨区交易(指跨越发电调度控制区)、合同电量转让交易等。随着竞争性环节电价放开或者发用电计划电量放开达到一定比例，或者合同执行偏差电量无法按照本规则规定的方法解决时，可适时启动电力现货市场建设，建立以电力中长期交易和现货交易相结合的市场化电力电量平衡机制。

第四条本规则所称电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，通过自主协商、集中竞价、挂牌交易等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周、等日以上的电力交易。

优先发电电量和基数电量现阶段视为厂网双边交易电量，签订厂网间购售电合同，纳入电力中长期交易范畴，其全部电量交易、执行和结算均需符合本规则相关规定。辅助服务补偿(交易)机制纳入电力中长期交易范畴，执行本规则相关规定。

第五条电力市场成员应严格遵守市场规则，严格履行各项义务和职责，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的合法利益，切实维护电力市场秩序。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。

第六条陕西省发展和改革委员会(以下简称：“省发展改革委”)和国家能源局西北监管局(以下简称“西北能源监管局”)根据职能依法履行陕西电力中长期交易监管职责。

第二章市场成员

第七条市场成员包括各类发电企业、售电公司、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。

第八条发电企业的权利和义务：

(一)按规则参与电力市场交易，执行优先发电等合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同;

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;

(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务;

(四)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;

(五)法律法规规定的其他权利和义务。

第九条电力用户的权利和义务：

(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、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、政府性基金及附加等;

(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)遵守电力运行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。

第十条售电公司的权利和义务

(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行电力交易合同，约定交易、服务、结算、收费等事项;

(二)获得公平的输配电服务;

(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)承担保密义务，不得泄露用户信息;

(五) 按照国家有关规定，在指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报;

(五)遵守政府电力运行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)拥有配电网的售电公司,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)按电力调度机构的要求配合安排有序用电;

(八)拥有配电网的售电公司，负责所属配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司;

(九)拥有配电网的售电公司，负责提供本电网区域内用户电压等级、用电类别、营销编号、计量点编号等基础信息，并保证信息的准确性;

(十)法律法规规定的其他权利和义务。

第十一条独立辅助服务提供者的权利和义务：

(一)按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同;

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;

(三)服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务;

(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息;

(五)法律法规规定的其他权利和义务。

第十二条电网企业的权利和义务：

(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)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;

(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;

(五)按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等;

(六)预测并确定优先购电用户的电量需求，执行厂网间优先发电等合同;

(七)按政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同;

(八)按规定披露和提供信息;

(九)负责提供本电网区域内用户电压等级、用电类别、营销编号、计量点编号等基础信息，并保证信息的准确性;

(十)法律法规规定的其他权利和义务。

第十三条电力交易机构的权利和义务：

(一)组织各类交易;

(二)拟定相应电力交易实施细则;

(三)编制交易计划;

(四)负责市场主体的注册管理;

(五)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;

(六)监测和分析市场运行情况;

(七)建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统;

(八)配合省发展改革委和西北能源监管局对市场运营情况进行分析评估，提出修改建议;

(九)按规定披露和发布信息;

(十)法律法规规定的其他权利和义务。

第十四条电力调度机构的权利和义务：

(一)负责安全校核;

(二)按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全;

(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)合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行;

(五)按规定披露和提供电网运行的相关信息;

(六)法律法规规定的其他权利和义务。

第三章市场主体准入与退出

第十五条参加市场交易的发电企业、售电公司、电力用户以及独立辅助服务提供者，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授权，可以参与相应电力交易。

第十六条市场准入条件：

(一)发电企业准入条件

1.依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证(发电类);

2.符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求;

3.与电力用户、售电公司直接交易的发电企业，应符合国家、陕西省准入条件，并在电力交易机构注册;

4.鼓励规划内的风电、太阳能发电等可再生能源发电企业在保障利用小时数之外的电量参与直接交易;

5.燃煤自备电厂按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、系统备容费、普遍服务和社会责任，取得电力业务许可证，达到能效、环保排放要求，成为合格市场主体后，其自发自用以外电量可参与直接交易;

(二)电力用户准入条件

1.在电网企业独立开户、单独计量，执行大工业和一般工商业电价的电力用户;

2.大用户：年用电量500万千瓦时及以上，可直接参与电力直接交易，或自主选择一家售电公司代理参与;

3.中小用户：年用电量在300-500万千瓦时的电力用户，可自主选择一家售电公司代理参与;

4.园区用户：在园区内完成电能信息采集的基础上，可以园区为单位，成立售电公司，整体参与市场化交易或委托其它售电公司代理参与;

5.符合国家和陕西省产业政策及节能环保要求，落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与;

6.拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费;

7.符合电网接入规范，满足电网安全技术要求。

(三)售电公司准入条件

1.售电公司准入条件按照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)有关规定执行;

2. 售电公司一般应拥有10名及以上专职专业人员，其中至少有1名电力工程类高级职称和3名电力工程类中级职称专职管理人员;具有配电网运营权的售电公司，拥有与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，不少于20人，其中至少拥有2名电力工程类高级职称和5名电力工程类中级职称的专业管理人员。

第十七条独立辅助服务提供者的市场准入条件：

(一)具有辅助服务能力的独立辅助服务提供者，经电力调度机构进行技术测试通过后，方可参与;

(二)鼓励电储能设备、需求侧(如可中断负荷)等尝试参与。

第十八条发电企业、电力用户等市场主体参与电力市场交易，参照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。

自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场(可根据实际情况确定放开程度)，不得随意退出市场，取消目录电价;符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户可向售电公司(包括保底供电企业)购电;不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。

第十九条参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何电力交易机构注册。各电力交易机构对注册信息共享，无需重复注册。

第二十条市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照电力市场交易规则的规定，向电力交易机构提出变更或撤销注册;经公示后，方可变更或者撤销注册。

第二十二条市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力市场交易。退出市场的电力用户须向所在地供电企业购电。

第二十三条市场主体被强制退出或者自愿退出市场的，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。

第四章市场交易基本要求

第二十四条市场用户分为直接交易用户和零售用户，市场注册时分类管理。直接交易用户指进入陕西省电力直接交易目录、并且选择直接与发电企业开展交易的大用户;零售用户指售电公司代理参与直接交易的中小用户或大用户。

第二十五条现阶段，大用户可选择以下两种方式之一参与市场交易：

(一)直接与发电企业开展交易;

(二)自主选择一家售电公司代理参与交易。

第二十六条中小用户只可自主选择一家售电公司代理参与交易。

第二十七条售电公司交易前，应向电网企业提供履约保函作为违约担保，由陕西电力交易中心代收代管。

第二十八条发电企业原则上以电厂为最小单元参与市场交易。单个发电企业的机组通过不同电压等级接入电网的，应分电压等级参与市场交易;单个发电企业的机组通过同一电压等级但不同并网点接入电网的，应分并网点参与市场交易;单个发电企业的机组政府批准有不同上网电价的，应分不同上网电价参与市场交易;其他因电网安全运行需要的，可由电力交易机构会同电力调度机构发布发电企业参与市场交易的最小单元要求。

第二十九条同一市场主体同时具备发电企业、电力用户、售电公司中两种或两种以上类型时，每次交易只能选择一种类型参与。在每次交易前应向电力交易机构申报参与交易的市场主体类型。

第五章交易品种和方式

第三十条电力交易品种包括电力直接交易、合同电量转让交易、跨省跨区交易和辅助服务补偿(交易)机制等。

具备条件时可开展分时(如峰谷平)电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易(调度)曲线。

(一)直接交易是指电力用户、售电公司和发电企业按照自愿参与原则直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输配电服务。

(二)合同电量转让交易是指在不影响电力消费者利益的前提下，通过市场化交易方式实现市场主体之间合同电量的有偿出让和买入。主要包括优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易。

(三)跨省跨区交易包含跨省跨区电力直接交易;跨省跨区交易可以在区域交易平台开展，也可以在陕西电力交易平台开展;点对网专线输电的发电机组(含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况)视同为受电地区发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入受电地区电力电量平衡，并按受电地区要求参与市场。

(四)辅助服务是指在电力市场的运营过程中，为完成输电和电能量交易并保障电力系统安全和电能商品质量，发电企业和其它辅助服务提供者提供的与正常电能生产和交易相互耦合的频率控制、备用、无功支持、黑启动和其它安全措施等服务。

第三十一条电力中长期交易主要按照年度和月度开展。也可以按照年度以上、季度或者月度以下、日以上周期开展交易。

第三十二条电力中长期交易主要采取双边协商、集中竞价和挂牌交易等方式进行。

(一)双边协商交易。市场主体自主协商交易电量(电力)、电价，形成交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

(二)集中竞价交易。市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格等;鼓励按峰、平、谷段电量(或按标准负荷曲线)进行集中竞价。

(三)挂牌交易。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。

第三十三条具有直接交易资格的发电企业可以参与跨省跨区直接交易，也可以委托电网企业代理参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。

现货市场启动前，电网企业、发电企业可以代理小水电企业、风电企业、光伏企业等参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。

第三十四条拥有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业，拥有直接交易合同、跨省跨区交易合同等的电力用户和售电公司可以参与合同转让交易。直接交易合同、跨省跨区交易合同转让交易的受让方应符合市场准入条件。

享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等不得转让，可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让。

第六章价格机制

第三十五条电力中长期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;基数电量应随着政府定价的放开采取市场化定价方式。

第三十六条电力直接交易市场主体结算价格

(一)电力直接交易按照核定的输配电价执行，不得采取购销价差不变的方式。

(二)电力用户、售电公司购电价格(结算价格)由直接交易价格、输配电价和政府性基金及附加三部分组成。两部制电价用户基本电价按规定执行。

(三)发电企业结算电价等于直接交易电价(含税、环保电价等)。

(四)电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费。

(五)若参与直接交易的电力用户由陕西省地方电力(集团)有限公司供电，电厂接入国网陕西省电力公司电网，用户按直接交易价格、所在电网(陕西电网或榆林电网)输配电价和政府性基金及附加与陕西省地方电力(集团)有限公司所属供电单位结算;国网陕西省电力公司与陕西省地方电力(集团)有限公司的结算价格暂按现行趸售电价扣减省物价局核定输配电价时的平均上网电价与直接交易价格的价差执行。逐步过渡到按地方电网配电价格执行，遇电价政策调整时，结算价格同步调整。

第三十七条跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。

第三十八条双边交易价格按照双方合同约定执行;集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定;挂牌交易价格以挂牌价格结算。

集中竞价采用统一出清的，可以根据买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格确定，或者根据最后一个交易匹配对的成交价格确定;采用撮合成交的，根据各交易匹配对的申报价格形成成交价格(比如卖方报价和买方报价的平均值)。

第三十九条参与直接交易的峰谷电价电力用户，应继续执行现行峰谷电价政策，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。

采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价执行。

第四十条跨省跨区交易的受电落地价格由成交价格(送电价格)、输电价格(费用)和输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独收取。输电损耗原则上由买方承担，经协商一致，也可以由卖方或者买卖双方共同承担。

第四十一条合同电量转让交易价格为合同电量的出让或者买入价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同转让应当按潮流实际情况考虑输电费和网损。

第四十二条合同执行期间，遇有国家调整输配电价、政府性基金及附加，电力用户购电价格相应调整。

第四十三条双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或者结算价格设置上下限。

第七章交易组织

第一节交易时序安排

第四十四条开展年度交易时遵循以下顺序：

(一)确定跨省跨区优先发电。为落实国家能源战略，确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、省政府协议送电量优先发电。

(二)确定省内优先发电(燃煤除外)。结合电网安全、供需形势、电源结构等，科学安排省内优先发电。首先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时以及可再生能源调峰机组优先发电，其次按照二类优先发电顺序合理安排。优先发电机组参与电力直接交易时，另行制定措施保障落实。

(三)开展年度双边交易、年度集中竞价交易(双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易，挂牌交易视同集中竞价交易，下同)。年度双边交易和年度集中竞价交易时序根据市场实际情况确定。

(四)确定燃煤发电企业基数电量。根据省内年度发电预测情况，减去上述环节优先发电和年度交易结果后，如果不参与市场用户仍有购电需求，则该部分需求在燃煤发电企业中分配，作为其年度基数电量。省内将有序放开发用电计划，按照国家发展改革委、国家能源局确定的比例逐年缩减燃煤发电企业基数电量，直至完全取消。

第四十五条开展月度交易时遵循以下顺序：在年度合同分解到月的基础上，可根据市场实际情况开展月度双边交易和月度集中竞价交易。

第四十六条在电力供应紧张的情况下，可优先保障省内电力电量平衡，富余发电能力再参与跨省跨区交易，对于已签订的合同可予以执行或者协商合同另一方回购。

第二节年度优先发电合同签订

第四十七条根据确定的跨省跨区优先发电(含年度以上优先发电合同)，相关电力企业在每年年度双边交易开始前协商签订次年度交易合同(含补充协议)，约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。

第四十八条根据确定的省内优先发电，在每年年度双边交易开始前签订厂网间年度优先发电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。

第三节年度基数电量合同签订

第四十九条根据燃煤发电企业基数电量安排，在每年年初签订厂网间年度购售电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。

第五十条基数电量确定后，偏差主要通过市场方式处理。

第四节省内直接交易

第五十一条每年11月，陕西省发展改革委下达次年直接交易工作方案，发布年度直接交易相关市场信息，包括但不限于直接交易总规模、交易组织安排、参与市场主体、相关工作要求等。

第五十二条省内直接交易按周期分为多年(1年以上)、年度(含半年)、季度、月度及月内短期交易。每年可根据实际情况选择交易周期。多年交易需分解到年度，年度、季度交易需分解到月度。

第五十三条省内双边协商交易组织流程：

(一)陕西电力交易中心发布交易公告;

(二)市场主体经过双边协商形成交易意向，通过电力交易平台申报相关交易信息;

(三)陕西电力交易中心对双边协商交易意向进行汇总、校核，并将结果提交电力调度机构进行安全校核;

(四)安全校核通过后，陕西电力交易中心发布双边交易结果。

第五节跨省跨区交易

第五十四条跨省跨区交易由北京电力交易中心组织，市场交易的申报、出清、签约、结算、信息发布等均在北京电力交易平台进行。陕西电力交易中心协助北京电力交易中心组织省内市场主体参加跨省跨区交易。

第五十五条参加跨省跨区交易的市场主体须符合北京电力交易中心确定的市场准入条件。具体参与名单，由陕西省发展改革委确定。

第五十六条跨省跨区交易是省内交易的边界条件。原则上，在同一周期内，应先组织跨省跨区交易，后组织省内交易。

第五十七条跨省跨区交易应与省内交易有效衔接。跨省跨区交易的各类合同电量应纳入省间联络线交易计划和省内发用电平衡计划统一安排。

第五十八条市场主体应做好省内市场与省间市场的统筹。参加跨省跨区交易的市场主体仍然享有省内市场成员的权利，同时也必须承担省内市场主体的义务。

第五十九条现阶段，跨省跨区交易可分为网对网交易、网对点交易、点对网交易、点对点交易四种形式。网对网交易是指送受端电网企业之间交易，网对点交易是指受端电网企业与送端发电企业之间交易，点对网交易是指电力用户(售电公司)与送端电网企业之间的交易，点对点交易是指电力用户(售电公司)与发电企业之间的交易。

第六十条鼓励国网陕西省电力公司根据供需状况、清洁能源配额完成情况参与网对网的跨省跨区电力交易，促进清洁能源消纳，减少弃风弃光现象。

第六十一条支持发电企业积极参与网对点交易，积极争取电量，扩大外送规模，充分发挥陕西的资源优势，把资源优势转化为经济优势。

第六十二条鼓励国网陕西省电力公司代理或通过发电企业组织，将火电与风、光等新能源打捆外送，以提高参与省间市场的市场竞争力。

第六十三条支持国网陕西省电力公司参与网对点交易，通过调峰置换、电量置换、省间现货市场等形式，购入新能源，解决陕西特定季节和时段的调峰困难。

第六十四条有序放开点对网交易和点对点直接交易，发挥省间市场调剂余缺的作用，促进资源大范围优化配置和清洁能源消纳。

第六十五条参与点对网交易和点对点交易的主体必须是列入陕西省发展改革委准许参加跨省跨区交易名单且在电力交易机构注册的大用户或售电公司。

第六十六条售电公司参与点对网、点对点跨省跨区交易前，必须向电力交易机构提交与零售用户签订的购售电代理合同或协议。

第六十七条参加跨省跨区交易的市场主体一般应在交易合同中约定分月计划和典型日电力曲线。

第六十八条跨省跨区紧急支援一般应按网对网交易方式组织，在电力供需出现不平衡时，由电力调度机构具体实施。紧急支援交易价格及其他有关事项应当事先约定，条件成熟时可以采取预挂牌方式确定跨省紧急支援交易中标机组排序。

第八章安全校核与交易执行

第六十九条电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同调整和合同电量转让必须通过电力调度机构安全校核。涉及跨省跨区的交易，需提交相关电力调度机构共同进行安全校核，电力调度机构有为交易机构提供电力交易(涉及本电力调度机构调度范围的)安全校核服务的义务。安全校核的主要内容包括但不限于：通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。

第七十条为保障系统整体的备用和调频调峰能力，在各类市场交易开始前，电力调度机构可以根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况，折算得出各机组的电量上限，对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。

第七十一条电力调度机构在各类市场交易开始前应当按照规定及时提供关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息。

第七十二条安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构会同电力交易机构予以解释。

第七十三条安全校核未通过时，对于双边协商交易，按时间优先、等比例原则进行削减;对于集中竞价交易，按价格优先原则进行削减，价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的，可以转让。

第七十四条电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，并在事后向省发展改革委和西北能源监管局书面报告事件经过。紧急情况导致的经济损失，有明确责任主体的，由相关责任主体承担经济责任。

第七十五条电力交易机构根据各年度合同中约定的月度电量分解安排和各类月度交易成交结果，结合电网运行实际需要，形成发电企业的月度发电安排，包括优先发电、基数电量和各类交易电量。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。

第七十六条电力调度机构负责执行月度发电计划。市场主体对月度发电计划执行提出异议时，电力调度机构负责解释。

第九章合同电量偏差处理

第七十七条电力市场交易双方根据年度交易合同，在保持原有分解计划总量不变的前提下，可以于每月2日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整要求，通过交易平台上报电力交易机构，经安全校核后，作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。

第七十八条现阶段，中长期合同执行偏差主要通过滚动调整方式处理，随着市场的逐渐成熟，可采用预挂牌月平衡偏差方式及其它方式进行处理。

第七十九条滚动调整方式。发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整，用户侧合同电量可以月结月清，也可以月度结算，合同末期清算。

第八十条预挂牌月平衡偏差方式(即优先发电、基数电量合同优先结算)是指月度交易结束后(如果不需要开展月度交易，可以直接开展预挂牌)，通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序(按照增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按照补偿价格由低到高排序)。每月最后7日，电力调度机构根据各机组整体合同完成率，判断当月基本电力供需形势。当电力供需形势紧张时(月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时)，基于预挂牌确定的机组排序，满足电网安全约束的前提下，优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组按合同电量安排发电计划;当电力需求不足时(月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时)，优先安排补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。

第十章辅助服务

第八十一条辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。

第八十二条按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。

第八十三条逐步放开辅助服务市场化交易品种，采用竞争方式确定辅助服务提供主体。电力调度机构根据系统运行需要，确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务。辅助服务提供主体较多时，可以通过竞价方式统一购买系统所需的无功和黑启动服务。

第八十四条电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。

第八十五条加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧响应(参与直接交易的用户都应安装用电用能在线监测，数据按有关要求接入陕西省电力需求侧管理平台)，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。

第十一章计量和结算

第八十六条电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置;计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变(线)损。

第八十七条同一计量点应当安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。

第八十八条电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业(机组)和电力用户电能计量装置数据，并于每月2日前提交电力交易机构。陕西省地方电力(集团)有限公司应于每月1日前将其所属的电力用户电量数据报国网陕西省电力公司。电网企业应当按照电力市场结算要求通过电能量采集系统将纳入关口贸易计量结算的表计数据远程自动采集，并每日推送至电力交易机构技术支撑平台。当出现表计变更、改线等影响集采数据准确性的事项时，电网企业及表计产权所属企业应于变更前及时书面通知电力交易机构。当出现计量数据不可用时，相关企业应立即查找原因并修正数据，由相应的电能计量检测中心确认并出具报告，报告需提交给电力交易机构，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。

第八十九条电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，电网企业负责进行资金结算。其中，参加跨省跨区交易的省内市场主体由陕西电力交易中心向市场主体出具结算依据，在区域交易平台开展的交易由区域电力交易机构向陕西电力交易中心出具结算依据;合同电量转让交易由电力交易机构出具结算依据，电网企业向受让方支付上网电费。出让方和受让方按双方合同约定结算转让交易费用。

第九十条对于同一个市场成员，有多笔市场化交易合同时，按合同执行周期排序：当月到期的合同优先于未到期的合同执行;合同同时到期的，按合同剩余电量比例结算的原则执行。

第九十一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(每月1日0点至次月1日0点)，不具备条件的地区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，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。不承担电费结算职能的电网企业也不再承担欠费风险，市场主体可自行约定结算方式。

第九十二条市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在3个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。

第九十三条建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算，逐步实现按月清算、结账。

采用预挂牌月平衡偏差方式的，结算流程和结算价格如下：

(一)发电侧

1.根据可再生能源次月整体最大发电能力预测值，安排其他类型电源的月度发电计划，并按照有关规定和实施细则对可再生能源进行结算。风电、光伏和无调节能力的水电(含部分时段无调节能力的水电)可按照申报次日可发电量方式累加得到月度发电计划。

2.其他机组实际上网电量小于其月度优先发电和基数电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，5%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，5%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

3.其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量但小于月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按其所签订的市场合同加权平均价结算剩余电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，5%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，5%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

4.其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算。

机组提供上调服务(或下调服务)导致的增发电量(或减发电量)，均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。

5.全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易最低成交价结算;因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿。

(二)电力用户侧

1.市场电力用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权平均价结算总合同电量，超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算)。

市场电力用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权平均价结算实际用电量。5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用)。

下调电量补偿单价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量

发电侧下调电量总补偿费用由所有机组下调电量的补偿价格和机组下调电量的乘积累加得到。

2.非市场电力用户(含优先购电电力用户，下同)按实际用电量和目录电价结算。

3.非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量时，5%以内的超用电量免于支付偏差考核费用;5%以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用。

非市场电力用户的总用电量小于优先发电电量和基数电量时，5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以上的少用电量按下调电量补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用)。

非市场电力用户用电偏差导致的偏差考核费用由电网企业承担，电网企业也可以委托电力调度机构通过对非统调电厂、地方电网造成的偏差进行计量，按责任分摊部分偏差考核费用。

4.对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算);每日各时段的累计少用电量，5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以上的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用)。

(三)电力用户偏差考核费用、发电企业偏差考核费用，以及上调服务所增加的电网企业结算正收益，统一用于支付下调机组的补偿费用，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重返还或分摊。

上调服务所增加的电网结算正收益=(优先发电和基数电量加权平均价—机组上调服务加权平均价)×(非市场电力用户当月实际用电量—可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量—其他类型电源当月计划合同电量)

优先发电和基数电量加权平均价=(可再生能源政府批复电价(不含补贴)×可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源政府批复电价×其他类型电源当月计划合同电量)/(可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源当月计划合同电量)

以上用电量均按上年网损率折算到发电侧。

(四)市场电力用户的电费构成包括：电量电费、偏差考核费用、输配电费、政府性基金及附加等。发电企业的电费构成包括：电量电费、下调服务补偿费、偏差考核费用、平均分摊的结算差额或盈余资金、辅助服务费用。

第九十四条省发展改革委、西北能源监管局根据市场实际情况可建立市场主体违约风险防范机制、合同电量偏差考核制度等。

第十二章信息披露

第九十五条市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。

第九十六条市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。

电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构及时向市场主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息、电网拓扑模型、发电机组检修计划、电网检修计划等。

第九十七条在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力交易平台、电力交易机构网站进行披露。