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第七十三条[紧急支援交易]在本省电网供需不平衡时,由电力调度机构组织开展跨省跨区支援交易,交易价格按事先预案执行。条件成熟时也可由电力交易机构采取预挂牌方式确定中标机组。
第八节批发零售交易
第七十四条【代理交易】在已放开准入的用电类别中,符合产业政策、不欠电费(或补缴全部电费)的电力用户,都可以委托售电企业代理参加中长期交易(直接交易等)。用户本身已经直接参与交易的,当次交易不能委托售电公司代理交易。一家用户企业一次交易只能委托一家售电企业参与交易。
第七十五条【代理交易】持有委托代理交易合同的售电企业,经交易机构审查通过后,可以代理一个或多个用户企业参与中长期交易。
第七十六条【批发交易】批发交易可以与直接交易合并组织,也可以单独组织。合并组织时,售电公司视作一个超级用户,除履行售电公司相关交易规则外,与用户企业的权利义务对等。单独组织时,须有多个售电公司参与,批发交易的电量规模由政府有关部门确定。
第七十七条【批发交易】完成规定准入程序的售电公司可以直接在中长期市场参与批发交易或直接交易。售电公司的购电量规模根据其企业实力(注册资本等)等具体指标由交易机构审定。交易完成后3个工作日内,售电公司须将80%以上的电量落实到具体用户,并分解到月度,同时将电量分月分解情况和与用户之间的购售电合同应报交易机构备案。具体实施细则由交易机构制定,并报监管机构和政府有关部门备案。
第七十八条【保证金制度】售电公司代理交易须缴纳交易额的2-5%的保证金,批发交易须缴纳交易额5-10%的保证金。具体实施细则由交易机构制定,并报监管机构和政府有关部门备案。
第七十九条【零售交易】售电公司批发交易电量以零售交易的方式转售用户。零售交易须签订购售电合同,并向交易机构统一备案。一家电力用户原则上只选择一家售电公司进行零售交易;正在参与直接交易的电力用户在直接交易合同期间,原则上不再参与零售交易。允许售电公司在交易周期内将部分购电量逐步落实到用户(原则上不超过每次批发交易电量的20%),与用户企业签订下个月或以后数个月的购售电合同,并在当月23日前在交易机构备案。
第八十条【零售交易】售电公司须有效衔接电网企业和用户企业,做好电量计划、电费结算等服务工作。
第八十一条【供电服务】电网企业应严格按规定提供计量、抄表、结算等普遍服务,为售电交易创造必要的条件,保证公平无歧视。相关监管办法由监管机构另行制定。
第九节合同转让交易
第八十二条【交易合同转让】持有直接交易合同或批发交易合同或跨省区交易合同的发电企业、用户企业和售电公司可以按规定进行转让。受让主体必须具备相应准入资格。转让标的为电量。转让周期可以为交易全周期,也可以的部分交易周期,但必须是月度以上;转让电量可以是交易全电量,也可以是部分电量。受让方应一并受让交易合同附有的电力(曲线)、交易电量月度分解以及其它条件。
第八十三条【计划电量合同转让】发电企业的计划电量转让必须遵照发电权转让的相关规定,体现节能减排的基本原则。
第八十四条【相关程序】转让合同签订后应及时交电力交易机构备案审查。交易机构应在收到转让合同后的第1个工作日将转让合同和原合同一并交调度机构安全校核。调度机构应在收到合同文本后的2个工作日内完成安全校核,并将安全校核结果和相关说明交电力交易机构。电力交易机构据此确定是否可以转让,并发布转让结果和相关说明。
第八十五条【禁止性条款】下列情况交易合同不得转让:
1、未备案的交易合同;
2、安全校核未通过者;
3、受让主体不具备相应准入资格者;
4、国家、省政府有关规定和相关规则明文禁止者。
第八章安全校核与交易执行
第八十六条[安全校核责任主体]电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、批发交易、合同调整和合同电量转让必须经电力调度机构安全校核后方可生效。涉及跨省跨区的交易,须提交相关电力调度机构共同进行安全校核。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。
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136号文件就市场体系、结算机制、政策协同三方面为新能源上网电价市场化改革、促进新能源企业高质量发展提供了机制保障。136号文件以“价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调”为总体思路,推动新能源公平参与市场交易,建立新能源可持续发展价格结算机制,完善电力市场体系。截至20
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自2015年国家发展改革委将贵州列为全国第一批电力体制改革综合试点省份以来,经过近9年的探索与实践,贵州电力市场建设和市场化交易取得了丰硕的成果,已经基本构建了体系完备、竞争充分、健康有序的中长期电力市场。同时,圆满完成7轮次现货市场结算试运行。贵州电力市场化改革的有序推进,为贵州能源
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