《华中区域电力中长期交易实施规则( 暂行）》(征求意见稿)

第三章 市场准入与退出

参加市场交易的发电企业、 电力用户、 售电企业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。 发电企业以电厂(水电站)为单元参与市场交易， 同一电厂不同批复电价的机组应分开参与市场交易。

第十四条 电力直接交易的市场准入条件：

(一) 发电企业准入条件

1. 依法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. 火力发电企业为单机容量 30 万千瓦及以上的企业(资源综合利用火电机组可放宽至 10 万千瓦) ， 水力发电企业为单机容量 10 万千瓦及以上的企业。 国家统一分配电量的发电项目暂不参加直接交易。

4.并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、 承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参与市场交易。

(二) 电力用户准入条件

1. 10 千伏及以上电压等级电力用户， 鼓励优先购电的企业和电力用户自愿进入市场;

2. 符合国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. 符合电网接入规范， 满足电网安全技术要求。

5.参与省内直接交易的电力用户的准入按省级电力主管部门的有关规定执行。

(三)售电企业准入条件按照《 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。

第十五条 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。

第十六条 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、 售电公司原则上全部电量进入市场， 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， 可向售电企业(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(含拥有配电网的售电企业) 按政府定价提供供电服务。

在任何交易机构注册的市场主体可以选择交易平台参与跨省跨区交易。 各电力交易机构对注册信息共享， 无需重复注册。

电力交易机构根据市场主体注册情况按月汇总形成自主交易市场主体目录， 向国家能源局派出机构、 省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案， 并通过“ 信用中国” 网站和电力交易机构网站向社会公布。

第十七条 市场主体变更注册或者撤销注册， 应向电力交易机构提出申请， 经 10 个工作日公示后， 在 3 个工作日内作出变更或者撤销注册决定， 并完成相关手续。 当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时， 经国家能源局华中监管局核实予以撤销注册。

第十八条 符合准入条件的市场主体进入市场后退出的，原则上 3 年内不得直接参与电力市场交易， 由省级政府或者省级政府指定的部门向社会公示。 退出市场的电力用户须向售电企业购电。

第十九条 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 交易品种、 周期和方式

第二十条 电力市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。 电力批发交易是指发电企业与售电公司或电力用户之间通过市场化方式进行的电力交易行为， 现阶段主要指发电企业、 电力用户、 售电公司等市场主体通过双边协商、 集中竞价等方式开展的中长期电力交易。 电力零售交易是指售电公司将其从批发市场购入的电能销售给电力用户的交易行为。

第二十一条 交易品种包括电力直接交易、 跨省跨区交易(指跨越发电调度控制区)、 合同电量转让交易， 以及辅助服务补偿(交易) 机制等。

具备条件的地区可开展分时(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。

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。

合同电量转让交易主要包括基数电量合同、 直接交易合同、跨省跨区交易合同在省内和省间转让等交易。

发电企业之间以及电力用户之间可以签订电量互保协议， 一方因特殊原因无法履行合同电量时， 经电力调度机构安全校核通过后， 由调度机构安排另一方代发(代用)部分或全部电量， 在事后补充转让交易合同， 并报电力交易机构。

第二十二条 电力中长期交易主要按照年度和月度开展。有特殊需求的， 也可以按照年度以上、 季度或者月度以下周期开展交易。

第二十三条 电力中长期交易可采取双边协商、 集中竞价、挂牌等方式进行。

(一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量(电力)、 电价， 形成双边协商交易初步意向后， 经安全校核和相关方确认后形成交易结果。 双边协商交易应当作为主要的交易方式。

(二) 集中竞价交易指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。

第二十四条 双边交易初步意向提交交易平台确认后， 不得变更; 通过挂牌、 集中竞价形成的交易结果， 一经系统确认，不得变更。

第二十五条 市场化合同(经安全校核)签订后， 合同电量除通过市场化方式交易外， 应严格执行， 合同约定总电量不得调整。

第二十六条 具有直接交易资格的发电企业、 电力用户和售电企业可以参与跨省跨区交易， 发电企业和电力用户也可以委托售电企业或者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， 电网企业可以代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易， 电网企业、 发电企业、 售电企业可以代理小水电企业、风电企业等参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。

保留在电网企业内部且没有核定上网电价的发电企业不参与跨省跨区交易。

第二十七条 为保障交易长期稳定， 参与直接交易的发电

能力与用户需求应保持合理比例、 基本匹配， 避免出现非理性竞争。 现阶段考虑电力供需实际情况， 参与市场化交易的发电能力可略大于用户需求。 为调动发电企业积极性， 直接交易电量折算发电容量时， 可根据对应用户最大负荷利用小时数、 本地工业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算。 国家若出台新规定，按规定执行。

第二十八条 售电公司代理用户参与中长期市场交易， 应事先与相关用户签订委托代理合同， 明确与代理用户的风险约定， 并交电力交易机构备案。 合同期内， 代理关系不得变更。

第二十九条 通过售电公司购电的用户不得同时参与直接交易、 跨省区交易， 参与直接交易的电力用户不允许同时向售电公司购电。 只有一个计量点的电力用户只能选择一家售电公司。售电公司与电力用户交易电量、 电价应通过交易平台向交易机构备案。

第五章 价格机制

第三十条 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; 计划电量应随着政府定价的放开采取市场化定价方式， 尚未放开的计划电量执行政府定价。

第三十一条 已核定输配电价的地区， 电力直接交易按照核定的输配电价执行， 不得采取购销差价不变的方式; 暂未单独核定输配电价的地区， 以及已核定输配电价未覆盖的电压等级电力用户， 可采取电网购销差价不变的方式。 相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。

第三十二条 跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。

第三十三条 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， 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) 。

第三十四条 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， 不再单独或者另外收取; 未明确的，暂按前三年同电压等级线路的输电损耗水平， 报国家发展改革委、 国家能源局备案后执行。 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。 跨省跨区交易输电费用及网损按照实际计量的物理量结算。

第三十五条 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。

第三十六条 参与直接交易的峰谷电价电力用户， 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; 也可以按直接交易电价结算， 电力用户通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。 电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账， 在今后电价调整中统筹考虑。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， 按直接交易电价结算。

第三十七条 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限， 参与直接交易机组发电能力明显大于用电需求的地区可对报价或者结算价格设置下限。

第六章 交易组织

第一节 交易时序安排

第三十八条 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、 地方政府协议送电量优先发电， 国家计划分配的电量由各省市按国家政策执行。

(二)确定省内优先发电。 首先安排规划内的一类优先发电(其中， 风电、 太阳能等可再生能源按国家明确的保障性收购小时数安排) ， 其次按照二类优先发电顺序合理安排。

(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)。 年度双边交易应在年度集中竞价交易前开展和完成， 如果年度双边交易已满足全部年度交易需求， 也可以不开展年度集中竞价交易。

(四)确定燃煤发电企业基数电量。 根据本省市年度发电预测情况， 减去上述环节优先发电、 年度交易结果和年内市场化交易预安排电量后， 剩余电量作为其年度基数电量。

(五)电力交易机构在各类年度交易结束后， 应根据经安全校核后的交易结果， 于 12 月底前将下一年度优先发电合同、 双边和集中交易、 跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果和分项交易结果。 电力调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式， 保障交易结果的执行。

第三十九条 年度交易开始前仍未确定优先发电的， 可由电力调度机构参考历史情况测算， 预留足够的优先发电空间， 确保交易正常进行。

第四十条 开展月(季)度交易时遵循以下顺序： 在年度合同分解到月的基础上， 首先开展月(季)度双边交易(包括合同转让交易) ， 其次开展月(季) 度集中竞价交易。 如果月(季)度双边交易已满足全部交易需求， 也可以不开展月(季)度集中竞价交易。 日以上月度以内交易主要采用集中竞价交易方式。在落实国家指令性计划和政府间协议送电的前提下， 省内交易和跨省跨区交易的启动时间原则上不分先后。

第二节 年度优先发电合同签订

第四十一条 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。

第四十二条 根据各省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 年度双边交易

第四十三条 每年 12 月初， 电力交易机构应通过交易平台发布次年度双边交易相关市场信息， 包括但不限于：

(一) 次年关键输电通道剩余可用输送能力情况;

(二) 次年直接交易电量需求预测;

(三)次年跨省跨区交易电量需求预测(送出地区或区域平台发布) ;

(四) 次年各机组可发电量上限。年度双边交易应在年底前完成。

第四十四条 年度双边交易主要开展省内直接交易、 跨省跨区交易、 合同转让交易(含跨省跨区合同转让交易， 下同) 。

第四十五条 市场主体经过双边协商分别形成年度双边省内直接交易、 年度双边跨省跨区交易和年度双边合同转让交易的意向协议， 并在年度双边交易闭市前， 通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。 年度双边交易的意向协议应当提供月度分解电量。

第四十六条 电力交易机构在年度双边交易闭市后第 1 个工作日将所有双边交易意向提交相关电力调度机构进行安全校核， 电力调度机构应当在 5 个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。

第四十七条 电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果后， 于下 1 个工作日发布年度双边交易结果。 市场主体对交易结果有异议的， 应当在结果发布当日向电力交易机构提出， 由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。 市场主体对交易结果无异议的， 应当在结果发布当日通过技术支持系统返回成交确认信息， 逾期不返回视为无意见。 交易结果确认后， 由技术支持系统自动生成年度双边直接交易、 年度双边跨省跨区交易和年度双边合同电量转让交易合同， 相关市场主体应当在成交信息发布后的 3 个工作日内， 通过技术支持系统签订电子合同。

第四节 年度集中竞价交易

第四十八条 每年 12 月中旬， 电力交易机构通过技术支持系统发布次年度集中竞价市场相关信息， 包括但不限于：

(一) 次年关键输电通道剩余可用输送能力情况;

(二) 次年集中竞价直接交易电量需求预测;

(三)次年集中竞价跨省跨区交易电量需求预测(送出地区或区域平台发布) ;

(四) 次年各机组剩余可发电量上限。

第四十九条 年度集中竞价交易主要开展省内直接交易、

跨省跨区交易和合同电量转让交易。 每类集中竞价交易自开市至闭市原则上不超过 2 个工作日。

第五十条 年度集中竞价交易开始后， 发电企业、 售电企业和电力用户通过技术支持系统申报分月电量、 分月电价。 技术支持系统对申报数据进行确认， 并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。 年度集中竞价交易原则上应分月申报、 分月成交。 市场主体对所申报的数据负责。

第五十一条 报价结束后， 技术支持系统考虑安全约束自动生成初始交易结果， 由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公布。 电力调度机构应在 5 个工作日内完成安全校核， 返回电力交易机构形成最终交易结果。 电力交易机构在收到安全校核结果的下 1 个工作日通过技术支持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。

第五节 年度基数电量合同签订

第五十二条 根据燃煤发电企业基数电量安排， 厂网双方应在 3 月底前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。

第五十三条 基数电量确定后， 偏差主要通过市场方式处理。

第六节 月(季) 度双边交易

第五十四条 每月(每季第三个月)前 10 日， 电力交易机构应通过交易平台发布次月(季)双边交易相关市场信息， 包括但不限于：

(一) 次月(季) 关键输电通道剩余可用输送能力情况;

(二) 次月(季) 直接交易电量需求预测;

(三)次月(季)跨省跨区交易电量需求预测(送出地区或区域平台发布) ;

(四) 次月(季) 各机组可发电量上限。

第五十五条 月(季) 度双边交易自开市至闭市原则上不超过 3 个工作日。 月(季) 度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易。

第五十六条 市场主体经过双边协商分别形成月(季) 度双边省内直接交易、 月(季)度双边跨省跨区交易和月(季)度双边合同转让交易的意向协议， 并且在月(季)度双边交易市场闭市前， 通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议(包含互保协议) 。

第五十七条 电力交易机构在闭市后 1 个工作日将所有双边交易意向提交相关电力调度机构进行安全校核， 电力调度机构应在 2 个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。

第五十八条 电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果后， 于下 1 个工作日发布月(季)度双边交易结果。 市场主体对交易结果有异议的， 应在结果发布当日向电力交易机构提出， 由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。 市场主体对交易结果无异议的， 应在结果发布当日通过技术支持系统返回成交确认信息， 逾期不返回视为无意见。 交易结果确认后， 由技术支持系统自动生成月(季)度双边直接交易、 月(季)度双边跨省跨区交易和月(季)度双边合同电量转让交易合同， 相关市场主体应在成交信息发布后的 3 个工作日内， 通过技术支持系统签订电子合同。