北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则(暂行)：允许售电公司代理用户参加市场交易

2.4售电公司的权利和义务

1. 按细则参与省间交易，签订和履行电力交易合同，约定交易、服 务、结算、收费等事项。

2. 获得公平的输配电服务。

3. 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。

4. 承担保密义务，不得泄露用户信息。

5. 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。

6. 具有配电业务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。

7. 遵守相关政府电力管理部门有关电力需求侧管理的规定，配合执

行有序用电管理，配合开展错避峰。

8. 对于拥有配电网的售电公司，应按照国家、电力行业和所在省

(市、自治区)标准，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。

9. 对于拥有配电网的售电公司，应按照国家、电力行业和所在省

(市、自治区)标准，按需负责配电网络的投资、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。

10. 法律法规所赋予的其他权利和义务。

2.5电网企业的权利和义务

1. 严格遵守法律法规、行业标准以及相关政府电力管理、监管部门 的规定，保障经营范围内输配电设施的安全、稳定、经济运行。

2. 为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务，作为输电方 签订交易合同并严格履行，并对其管辖的输、变、配电设备进行 运行管理、检修维护。

3. 落实国家指令性计划、省间政府框架协议、国家下达的年度跨区 跨省优先发用电计划，签订并执行厂网优先发电合同，并承担省 间电力中长期交易的保底供电职责。

4. 向发电企业、电力用户和售电公司提供报装、计量、抄表、维修、 结算、收费、支付等各类供电服务，按规定收取输配电费并承担 市场主体的电费结算责任，负责归集交叉补贴，代收政府性基金， 并按规定及时向有关发电企业和售电公司支付电费。

5. 在优先发购电和购电侧完全放开前，电网企业作为购电方市场主 体代理优先购电的电力用户和未进入市场的电力用户进行省间 购电，受其他用户或发电企业委托代理购(售)电方参与省间交 易，签订和履行达成的交易合同，承担省间电力交易的保底供电 职责。

6. 向北京电力交易中心提供所需的有关信息，包括但不限于：关口 表计量、电网规划、输电通道投运计划、输电价格方案、抽蓄电 站抽水电量价格上限等信息，并按规定向市场主体披露有关信 息。

7. 法律法规所赋予的其他权利和义务。

2.6电力调度机构的权利和义务

1. 按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全稳 定运行。

2. 负责建设、运行、维护和管理调度技术支持系统。

3. 按调度管辖范围负责安全校核，向北京电力交易中心提供安全校 核结果及理由、电网设备停电检修安排、输电通道输电能力等信 息，配合北京电力交易中心履行市场运营职能。

4. 合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行。

5. 经国家相关部门授权，在特定情况下暂停执行市场交易结果。

6. 按规定披露和提供电网运行等相关信息。

7. 法律法规所赋予的其他权利和义务。

2.7北京电力交易中心的权利和义务

1. 按细则在北京电力交易中心电力交易平台，组织和管理多年、年 度、季度、月度及月内多日等各类省间交易。

2. 拟定细则，并配合相关政府电力管理部门和国家能源局及派出机 构对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议。

3. 管理省间交易合同，组织签订优先发电合同和各类市场化交易合 同。

4. 根据省间交易合同编制年度交易计划和月度交易计划。

5. 负责市场主体的注册及退出管理。

6. 负责提供电力交易结算凭证及相关服务。

7. 监视和分析市场运行情况，负责省间交易平衡分析预测。

8. 经授权在特定情况下干预市场，并立即向相关政府电力管理部门 和国家能源局派出机构申报、备案。

9. 建设、运营和维护电力交易平台。

10. 按规定披露和发布信息，保证信息披露及时、真实、准确和完整。

11. 配合开展市场主体信用评价，按授权对市场主体和相关从业人员 违反交易规则、扰乱交易秩序等违规行为进行查处和报告。

12. 法律法规所赋予的其他权利和义务。

2.8有关省(市、自治区)电力交易中心、电力调度机构

1. 有关省(市、自治区)电力交易中心应配合北京电力交易中心做好市场主体注册、交易组织、交易结算、信息发布等省间交易相 关的交易服务工作。有关省(市、自治区)电力调度机构应配合国调中心做好安全校 核及建设、运行、维护、管理电网调度技术支持系统等工作。

3. 市场准入和退出 3.1准入和退出条件

3.1.1准入条件

1. 参加市场交易的发电企业、售电公司、电力用户，应当是具有独 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。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，可参与相应市场交易。

2. 市场主体资格釆取注册制度。参与电力市场的发电企业、售电公 司、电力用户，应符合国家及开展业务所在省(市、自治区)有 关准入条件，并按程序完成注册后方可参与电力市场交易。

3. 发电企业、电力用户等市场主体按政府发布的交易主体动态目录 进行注册，售电公司按《售电公司准入与退出管理办法》、《售电 公司市场注册规范指引》和开展业务所在省(市、自治区)有关 规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。

4. 原则上，参与市场交易的电力用户、售电公司全部电量进入市场, 鼓励发电企业全部电量进入市场，不得随意退出市场，进入市场 的电力用户、售电公司取消目录电价。

5. 具体可参与交易的市场主体名单或范围，以北京电力交易中心发 布的交易公告为准。

3.1.1.1.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. 政府明确跨省消纳的发电企业、纳入省政府市场交易主体动态目 录的发电企业，以及其他经国家有关部门或省政府同意的可参与 省间交易。

4. 发电企业可委托电网企业代理参与省间交易，其中小水电、风电、 光伏发电等可再生能源企业也可委托发电企业代理，委托必须签 订委托协议。

5. 自备电厂暂不参与省间交易。

3.1.1.2. 电力用户准入条件

1. 列入省(市、自治区)政府市场交易主体动态目录。

2. 符合囯家和地方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。

3. 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。

4. 委托电网企业、售电公司代理参与省间交易的电力用户，委托必 须有委托协议。

3.1.1.3. 售电公司准入条件

1. 按照国家发改委、国家能源局《售电公司准入及退出管理办法》

(发改经体〔2016〕2120号)有关规定执行。

2. 完成电力交易平台注册手续，并列入开展业务所在省(市、自治区)准入售电公司名单。

3.1.2退出条件

1. 市场主体有以下情形的，经相关政府电力管理部门和国家能源局 及派出机构核实后，应进行整改：

(1) 市场主体违反国家有关法律法规和产业政策规定。

(2) 严重违反市场规则。

(3) 发生重大违约行为。

(4) 恶意扰乱市场秩序。

(5) 未履行定期报告披露义务。

(6) 拒绝接受监督检查。

2. 拒不整改的市场主体将被列入黑名单，按有关规定强制退出市 场，有关法人、单位和机构情况记入信用评价体系，不得再进入 市场。

3. 退出省间交易的市场主体，由北京电力交易中心或相关电力交易 机构对其参与省间市场交易权限进行注销处理，并向社会公示。 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。

4. 售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭等特殊原因退出市 场的，应至少提前45天以书面形式告知国家能源局或相应派出 机构、北京电力交易中心以及电网企业、电力用户、发电企业等 相关方。退出之前，售电公司应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

5. 电力用户无法履约的，应至少提前45天以书面形式告知电网企 业、售电公司、发电企业、电力交易机构等相关方，将所有已签 订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

3.2市场注册管理

1. 北京电力交易中心应建立市场注册管理工作制度，由市场管理委 员会审议通过后，报国家发改委、国家能源局备案后执行。

2. 市场主体注册申请材料，包括但不限于：

(1) 公司法定代表人(或委托代理人)签署的书面申请，内容 包括：申请的交易主体类别，公司名称，公司通信地址、 邮政编码、联系人、联系电话、电子信箱地址等。

(2) 公司的企业法人营业执照复印件。

(3) 相应的电力业务许可证复印件(如有)。

(4) 公司最近三年经会计师事务所审计的企业法人年度财务报 告或验资报告及国家有关部门规定的其他相关会计资料。

(5) 公司章程、公司股权结构及股东的有关情况。

(6) 发电企业提交所有机组的详细技术参数，包括但不限于： 机组装机容量、最大出力、最小出力等。

(7) 发电企业还需提交有关自动化系统、数据通信系统等技术 条件满足电力市场要求的证明材料，包括：具备符合计量 规则的计量设备，具备电力调度数据网络接入条件，数据 网络满足电力二次安全防护条件;接入电力市场技术支持系统的终端设备或系统满足电力二次安全防护条件;电厂 需提供远动信息接入及AGC控制能力，并符合所属专业管 理的技术标准和《并网调度协议》的要求。

(8) 售电公司提交有关信息，包括但不限于：经营范围、资产 总额、拟售电量规模、配网有关情况及关联电力用户有关 信息(如有)。

(9) 电力用户及其用电单元提交有关信息，包括但不限于：用 电地址、接入电压、计量关口等。

(10) 电网企业提交有关信息，包括但不限于：供电范围、最高 电压等级、电网接线图等有关信息。

3. 北京电力交易中心应自市场主体提交注册申请之日起5个工作 曰内受理或发出补正通知：

(1) 对申请材料齐备的，应通知申请单位已经受理。

(2) 对申请材料不齐备的，应通知申请单位补齐;申请单位必 须自通知发出之日起10个工作日内按要求补全资料，按照 规定的格式向北京电力交易中心补充注册申请内容。

(3) 对申请材料不符合要求的，应通知申请单位修改和补充; 申请单位必须自通知发出之日起20个工作日内按要求完 成。申请单位修改和补充材料的时间不计算在审查工作时 限内。

(4) 北京电力交易中心对不予注册的，应当通过电力交易平台 通知申请单位并说明理由。

4. 电力交易机构按规定披露相关信息，包括但不限于已注册的发电企业、售电公司和电力用户的名单、联系方式等相关信息。已经 在北京电力交易中心和省(市、区，下同)电力交易机构完成注 册的市场主体，通过北京电力交易中心与各省电力交易机构的信 息交互实现市场主体信息共享。

5. 只参加省间交易的市场主体直接在北京电力交易中心注册;同时 参加省间交易和省内交易的市场主体可以自愿选择在北京电力 交易中心或所在省电力交易机构注册，无需重复注册;售电公司 注册按照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕 2120号)和《售电公司市场注册规范指引(试行)》执行。

6. 对北京电力交易中心的决定有异议的，申请单位可以在收到处理 通知之日起30日内向电力市场管理委员会提请复议。

7. 已通过注册的市场主体,应办理北京电力交易中心技术认可的数 字交易证书，由北京电力交易中心或所在省电力交易机构通过电 力交易平台为每一市场主体分配交易权限。

8. 市场主体注册变更，发电企业、电力用户可向原注册地交易中心 提出注册变更申请，售电公司注册变更须按照《售电公司市场注 册规范指引(试行)》相关规定执行。有关电力交易中心按照注 册管理工作制度有关规定办理。信息变更包括但不限于：

(1) 因新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等导致市场主体 股权、经营权、营业范围发生变化的。

(2) 企业更名、法人变更的。

(3) 企业主要产品类型更换的。

(4) 发电企业通过设备改造、大修、变更等，关键技术参数发生变化的。

(5) 企业银行账号变更的。

(6) 其他与市场准入资质要求相关的信息变更等。

9. 出现下列情况之一者，北京电力交易中心应注销其市场主体资 格：

(1) 已注册的市场主体发生破产、关停等变化，应通过电力交 易平台提出申请，经国家能源局派出机构核实后，报原注 册地电力交易机构办理注销手续。

(2) 对违反市场规则、不能继续满足市场准入条件的市场主体， 按规定列入黑名单，并由国家能源局派出机构对其处罚， 由原注册地电力交易机构进行注销处理。

10. 市场主体资格注销后，必须执行下列规定：

(1) 该市场主体必须按规定，停止其在市场中的所有交易及活 动。

(2) 该市场主体必须结清与所有相关市场主体的账目及款项。

(3) 该市场主体应将所有已签订的交易合同履行完毕或转让， 并妥善处理相关事宜。

(4) 该市场主体与其他市场主体存在的争议按照此前合同约定 解决。

4. 交易品种及组织方式

4.1交易品种

1. 省间交易按照交易标的分为省间电力直接交易、省间外送交易和 省间合同交易。优先发电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，纳入省间电力中长期交易范畴，以合同方 式予以保障执行，其全部电量交易、执行和结算均需符合本细则相关规定。

2. 省间电力直接交易指发电企业与电力用户、售电公司按照自愿参 与的原则直接进行的购售电交易，相应电网企业按规定提供输配 电服务。

(1) 具备条件的地区可在年度交易分解至月度交易的基础上， 开展分时(如峰平谷)的电量交易。

(2) 鼓励新能源发电企业与储热、储能、电釆暖、蓄冷等电力 用户、电能替代用户开展电力直接交易。

3. 省间外送交易指发电企业与电网之间，或者送受端电网之间开展 的购售电交易，相应电网企业按规定提供输配电服务。

(1) 省间外送交易主要为了实现促进清洁能源外送、保障电网 供需平衡等目的，按照自愿参与的原则开展，通过市场化 方式组织。

(2) 在就地优先利用的基础上，鼓励清洁能源发电企业与抽蓄 电站或其所在地的电网企业试点开展年度、月度抽蓄电站 富裕抽水电量省间交易(以下简称“抽蓄电量试点交易”)。初期，在湖北、湖南和江西开展抽蓄电量试点交易。北京 电力交易中心及时总结试点经验，适时推广实施，并向国 家能源局报备。

4. 省间合同交易指不影响相关方利益的前提下，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，也称发电权交 易。省间合同交易按照组织类型分为合同回购、合同转让和合同 置换。

(1) 合同回购交易是由原合同各方协商一致，由售电方回购部 分交易电量。回购电量、价格由合同双方协商确定。

(2) 合同转让交易是指将合同的全部或部分电量转让给合同之 外的第三方的交易。

(3) 合同置换交易是指交易双方将各自的售电(或购电)合同 执行时间段进行置换，保持双方全年总的合同电量不变。

5. 按照电力交易期限分为多年(2年及以上)、年度、季度、月度 交易及月内多日等中长期交易。一般按照年度、月度交易时序开 展，必要时可开展月内多日的中长期交易，抽蓄电量试点交易在 初期只开展月度交易。

6. 多年交易需分解到年度，年度、季度交易需分解到月度。

4.2交易组织方式

1. 按照电力交易组织方式分为双边协商、集中竞价、挂牌交易等。

2. 各类交易按照本细则组织开展，具体组织时结合交易公告执行， 交易公告中需明确市场主体、交易关口及标的、交易方式、价格、

结算、具体时间安排、相关交易参数等内容。

4.2.1双边协商交易

1. 双边协商交易是指市场主体之间自主协商交易电量(电力)、价 格，形成双边协商交易初步意向，通过电力交易平台进行申报确 认，经电力调度机构安全校核后，形成双边协商交易结果。

2. 若安全校核未通过，由电力调度机构出具安全校核结果，明确校 核不通过的具体电量并说明原因，由北京电力交易中心予以公布 并对无约束成交结果进行调减，直至通过安全校核。

3. 鼓励在双边协商交易中约定交易的电力曲线，并在安全校核未通 过时，最后调减约定电力曲线的交易合同。

4.2.2集中竞价交易

1. 集中竞价交易是指所有市场主体均通过电力交易平台申报电量、 价格等信息，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报， 经电力调度机构安全校核后，形成集中竞价交易结果。

2. 电力交易平台根据细则统一进行市场出清(按照4.2.2.1边际电 价法或4.2.2.2报价撮合法确定)。

3. 若安全校核未通过，由电力调度机构出具安全校核结果，明确校 核不通过的具体电量并说明原因，由北京电力交易中心予以公布 并对无约束成交结果进行调减，直至通过安全校核。

4. 鼓励在集中竞价交易中分解电力曲线，可逐步细化至峰、平、谷 段电量，分别进行集中竞价出清，并在安全校核未通过时，最后调减约定电力曲线的交易合同。

4.2.2.1边际电价法计算流程

1. 所有成交电量均釆用统一价格进行出清的方法，称为边际电价 法。

2. 申报截止后，电力交易机构根据交易公告，将发电企业、电力用 户、售电公司、电网企业申报的购电价格、售电价格，考虑输配 电价(含网损)、政府基金及附加后统一折算到落地侧交易关口， 形成折算后的购电方报价和售电方报价。

3. 折算后的购电方报价由高到低排序形成购电方申报曲线。原则 上，价格相同时，按“时间优先”的顺序依次分配成交电量;当以 上条件均相同时，按申报电量等比例分配成交电量。具体以交易 公告为准。

4. 折算后的售电方报价由低到高排序形成售电方申报曲线;价格相 同时，按照“可再生能源优先，节能环保优先(能耗低优先，下 同)，时间优先”的顺序排序;当以上条件均相同时，按申报电量 等比例分配成交电量。

5. 边际电价的确定方法为：

(1)当购电方申报曲线与售电方申报曲线有交叉，交叉点对应 的价格为边际出清价格。折算后的售电方报价低于边际出 清价格的售电方申报电量，以及折算后的购电方报价高于 边际出清价格的购电方申报电量均成交。如果等于边际出 清价格的购电方申报电量与售电方申报电量不相等，按照较小的申报电量成交。