上海电力用户与发电企业直接交易规则获批：专送上海的市外公用燃煤发电企业 视同市内发电企业参与直接交易

第五章 交易电量

第二十二条年度直接交易总量由市发展改革委、市经济信息化委综合考虑电力市场化进度、电力用户申报的用电需求、电力安全运行和供需平衡等要求实行总量目标管理。具体由市发展改革委、市经济信息化委在年度有序放开发用电量计划工作方案中予以明确。

第二十三条原则上参与直接交易的电力用户全部电量进入市场交易。

第二十四条为保障电网调峰能力，确保系统安全运行，市内发电企业的参与年度直接交易容量规模暂定为不超过总装机容量的50%，以后视情况逐步开放。市内发电企业的年度直接交易市场电量上限计算公式：

Si=Q市内发电企业直接交易电量*K申报放大系数*Ri装机容量占比*(1+Emi+Ehi+Exi)

其中：Si为当年市内发电企业参与直接交易的申报电量上限；

Q市内发电企业直接交易电量为当年市内发电企业参与直接交易的总规模；

Ri装机容量占比为当年该发电企业额定装机容量占参与直接交易市内发电企业总装机容量的比例；

Emi、Ehi、Exi为当年该发电企业煤耗、环保、信用系数，根据机组供电煤耗排序、环保排放排序、发电企业信用考核并在市场公告中予以确定；

K申报放大系数为申报电量放大系数，参照电网供需比等情况在市场公告中予以确定。

市内发电企业的月度直接交易市场电量上限公式参照执行。

第二十五条市外发电企业参与直接交易的电量上限为市发展改革委、市经济信息化委在年度有序放开发用电量计划工作方案中安排的市场化电量。

第二十六条因电网安全约束等非市场个体原因导致直接交易受限或取消的，发电企业的发电容量和电力用户的用电电量按现行发用电安排方式另行安排。

第六章 交易方式

第二十七条直接交易方式包括双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易。由电力交易机构在交易平台上根据市经济信息化委、市发展改革委授权定期组织实施，市场主体可自主选择。

第二十八条双边协商交易

双边协商交易指在规定的交易时间内，市场主体之间自主协商交易电量（电力）、电价（价差），形成双边协商交易初步意向后，双方通过交易平台协商确定直接交易意向（包括交易电量、交易价格、执行时间等内容），经电力交易机构汇总初审、电力调控机构安全校核后，交易各方根据发布的成交结果签订直接交易合同并执行。

第二十九条集中竞价交易

集中竞价交易指在规定的交易时间内，市场主体通过电力交易平台申报电量、电价（价差），由交易平台按照规定算法进行出清计算，形成无约束交易结果，经电力调控机构安全校核后，最终形成成交对象、成交电量与成交价格等。交易各方根据发布的成交结果执行。

集中竞价交易的出清计算有两种方式：边际电价法和撮合出清法。试点期间出清计算暂按边际电价法出清计算价格。

（一） 边际电价法

将发电企业依次按照“申报价差、发电类型、所在地域、机组热效率、容量等级、装机容量、供电煤耗、环保排放、申报时间”排序，电力用户依次按照“申报价差、申报时间”排序，配对形成竞价交易价差对。

价差对=发电企业申报价差-电力用户申报价差

其中：电力用户申报价差为与现行目录电价中电量电价的价差，市内发电企业申报价差为与批复上网电价（含税）的价差，市外发电企业申报价差为与上海侧落地电价（含税）的价差。电价下浮为负，电价上浮为正。

价差对为正值时不能成交；价差对为负或零值时，按照价差对数值由低到高排序，对相应申报电量依次匹配出清，直至成交电量达到一方可成交电量全部匹配完成或成交电量总额达到交易规模总量，最后一个成交价差对对应的发电企业申报价差与电力用户申报价差之和的算术平均值即为边际出清价差。

（二） 撮合出清法

将发电企业依次按照“申报价差、发电类型、所在地域、机组热效率、容量等级、装机容量、供电煤耗、环保排放、申报时间”排序，电力用户依次按照“申报价差、申报时间”排序，配对形成竞价交易价差对。

价差对=发电企业申报价差-电力用户申报价差

其中：电力用户申报价差为与现行目录电价中电量电价的价差，市内发电企业申报价差为与批复上网电价（含税）的价差，市外发电企业申报价差为与上海侧落地电价（含税）的价差。电价下浮为负，电价上浮为正。

价差对为正值时不能成交；价差对为负或零值时，按照价差对数值由低到高排序，对相应申报电量依次匹配出清，直至成交电量达到一方可成交电量全部匹配完成或成交电量总额达到交易规模总量，各发电企业和电力用户的出清价差分别为相应成交价差对对应的发电企业申报价差与电力用户申报价差之和的算术平均值。

第三十条挂牌交易

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。

第七章 交易价格

第三十一条直接交易在试点期间暂采用价格传导法，即上网电价、销售电价等幅度调整。

（一） 直接交易价格 =市内发电企业的核定上网电价（或市外发电企业的上海侧落地电价）+交易出清价差。

（二） 按照现行销售目录电价使用单一制电价的直接交易电力用户，购电价格计算公式如下：

电力用户的直接交易购电价=电力用户执行的销售目录电价+交易出清价差

（三） 按照现行目录电价适用两部制电价的直接交易电力用户，其购电价格包括容量电价和电量电价两个部分。容量电价保持不变，电量电价计算公式同（二）。

第三十二条采用双边交易模式时，直接交易价格由电力用户与发电企业通过协商自主确定；采用集中竞价交易、挂牌交易模式时，直接交易价格根据交易平台竞价、挂牌成交结果确定。

第三十三条待市场条件成熟后，直接交易按照国家核定的输配电价执行，届时交易规则应做相应调整。

第三十四条合同执行期间，遇有政府性基金及附加、电厂上网电价（或上海侧落地电价）、本市销售电价、电网输配电价等价格调整时，按调价文件同步执行。

第八章 交易组织

第三十五条直接交易的交易周期以年度交易为主，月度交易为辅。待市场条件成熟后，可探索开展月内直接交易。

第三十六条年度直接交易开展遵循以下时序：首先可开展年度双边协商、年度挂牌交易；其次再开展年度集中竞价。如果年度双边协商或年度挂牌交易已满足全部年度交易需求，则可不开展年度集中竞价。原则上每年11月下旬，政府部门以公告形式向社会公布市场准入企业名单以及交易电量规模等，并委托电力交易机构通过交易平台发布交易公告明确年度直接交易的交易时序及方式。

第三十七条月度直接交易开展遵循以下时序：月度直接交易在年度合同分月的基础上，可先开展月度集中竞价交易；再开展发电企业月度合同电量转让交易。原则上每月20日，根据参与直接交易的电力用户或发电企业的需求，电力交易机构通过交易平台组织开展。

第三十八条电力交易机构通过交易平台发布的交易公告包括但不限于以下内容：

（一） 交易组织方式与程序、交易执行时间、参与交易的市场成员名单。

（二） 下年度（月度）参与直接交易发电企业的可交易电量规模、参与直接交易电力用户的总用电需求。

（三） 直接交易电价机制。

（四） 下年度（月度）电网电力电量平衡预测。

（五） 下年度（月度）电网阻塞情况，包括：电网安全约束、主要输电通道重载情况等。

（六） 其他按规定应向市场主体公开披露的信息等。

第三十九条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布24小时内向电力交易机构提出质疑，由电力交易机构会同电力调度机构给予解释；市场主体对交易结果无异议的，应当在结果发布24小时内返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。

第四十条交易结果发布后10个工作日内，电力交易机构须向市经济信息化委、市发展改革委及华东能源监管局报送交易结果。

第一节 双边协商交易

第四十一条参与的发电企业在公告规定时间内按规定格式向交易平台提交已达成交易意向的交易电量、交易价格、执行时间等内容。

申报数据格式：

（一） 直接交易申报数据主要包括执行时间（应明确到执行月份）、电量及电价。

（二） 发电企业申报的电价为与批复上网电价的价差，其中：电价下浮为负，电价上浮为正。

（三） 采用电子化申报方式。市场主体使用数字认证证书登录交易平台，按照规定的格式录入并提交电量、电价、交易执行时间等信息，交易平台对申报信息进行加密、传输、保存处理。

（四） 申报电量精确到电量量纲（兆瓦时）的整数位，申报电价为含税价格，精确到价格量纲（元/兆瓦时）的小数点后两位。

第四十二条电力用户根据发电企业提交的市场信息在交易平台上予以确认。确认后，交易双方不得取消或者变更已经提交的交易意向。

第四十三条电力交易机构根据申报提交时间的先后顺序，形成无约束交易成交结果并报送电网调度机构，无约束交易成交结果经安全校核后形成最终交易结果，审定后在交易平台发布。

（一） 公开信息：市场总成交电量、市场成交均价、各电力用户和发电企业成交配对名单等。

（二） 向成交企业下达交易结果通知书，包括成交量、价，分月计划，安全校核信息，交易容量等信息。

第四十四条在交易有效期内，以市场成员协商达成提交申报的先后顺序，确认交易，至交易期截止时间，直接交易结束。

第二节 集中竞价交易

第四十五条在规定的集中竞价交易时段内，参与的电力用户与发电企业按要求申报电量、电价等集中交易数据。在交易申报截止时间之前，各市场成员可以进行多次集中交易申报，以最后提交的申报数据为准。

申报数据格式：

（一） 直接交易申报数据主要包括执行时间（应明确到执行月份）、电量（电力用户申报电量需分时段，峰时段时间为6:00-22:00，谷时段为22:00-6:00）、电价。

（二） 电力用户申报的电价为与现行目录电价中电量电价的价差，发电企业申报的电价为与批复上网电价的价差，其中：电价下浮为负，电价上浮为正。

（三） 发电企业可采取三段式报价，每段电量不得超过其允许参与直接交易电量的50%，报价价格逐段递增，每段价差不得小于1.0元/MWh；电力用户应一次性将年度电量全部申报。

（四） 采用电子化申报方式。市场主体使用数字认证证书登录交易平台，按照规定的格式录入并提交电量、电价、交易执行时间等信息，交易平台对申报信息进行加密、传输、保存处理。

（五） 申报电量精确到电量量纲（兆瓦时）的整数位，申报电价为含税价格，精确到价格量纲（元/兆瓦时）的小数点后两位。

第四十六条年度集中竞价交易申报时，发电企业须将剩余市场化电量一次性申报完毕。某发电企业的剩余市场化电量若未完全申报，则该发电企业将作为价格接受者，剩余市场化电量暂定按电力用户在集中竞价交易中的最低申报电价参与交易。

其中，发电企业的剩余市场化电量是指其应承担市场化电量（对于市内发电企业系申报电量放大系数为1时计算得出的申报电量上限，对于市外发电企业系政府主管部门核定的年度市场化电量）与在年度其它交易中已成交电量的差值。

第四十七条电力交易机构通过交易平台按照规定算法进行出清。并将最终申报形成的交易结果报送电网调度机构，经安全校核后形成最终成交结果，信息公开、交易结果通知方式与双边协商交易相同。

第四十八条年度集中竞价交易中市外发电企业未成交的年度剩余市场化电量将按照年度集中竞价交易的成交出清序列中发电企业加权平均申报价差强制出清，形成市外发电企业未成交的年度剩余市场化电量的上网价格。

市外发电企业未成交的年度剩余市场化电量的上网价格=发电企业的核定上网电价+交易强制出清价差

第三节 挂牌交易

第四十九条在规定的交易时间内，参与的发电企业通过电力交易平台，按照交易公告约定的交易要素提出售电的电量和价格等申报交易意向。

第五十条申报数据格式：

（一） 直接交易申报数据主要包括执行时间（应明确到执行月份）、电量及电价。

（二） 发电企业申报的电价为与批复上网电价的价差，其中：电价下浮为负，电价上浮为正。

（三） 采用电子化申报方式。市场主体使用数字认证证书登录交易平台，按照规定的格式录入并提交电量、电价、交易执行时间等信息，交易平台对申报信息进行加密、传输、保存处理。

（四） 申报电量精确到电量量纲（兆瓦时）的整数位，申报电价为含税价格，精确到价格量纲（元/兆瓦时）的小数点后两位。

第五十一条 发电企业应一次性将全部可交易电量挂牌交易。

第五十二条在发电企业挂牌后，在规定交易时间内电力用户可以对挂牌电量进行摘牌操作。如果同一笔挂牌电量被多家摘牌，则按“时间优先”原则成交。

第五十三条电力用户、发电企业双方成交电量取双方申报电量的较小值，成交电价为发电企业的挂牌电价。

第五十四条发电企业可以对已挂牌未成交的电量进行电价调整。

第五十五条电力交易机构根据市场成员摘牌提交时间的先后顺序，形成无约束交易成交结果并报送电网调度机构。无约束交易成交结果经安全校核后形成最终交易结果，审定后在交易平台发布成交信息。信息公开、交易结果通知方式与双边交易相同。

第四节 发电企业合同电量转让交易

第五十六条发电企业合同电量转让交易指发电企业将已经签定且未执行的直接交易合同电量全部或部分在交易平台上按挂牌交易的方式转让给其他符合准入条件的发电企业的行为。

第五十七条原则上发电企业应严格执行直接交易合同，当出现机组临时检修、电网运行方式发生变化等特殊情况时，经电力调度机构同意后，由电力交易机构按月在电力交易平台上组织实施。同时直接交易合同转让在转让前要取得直接交易合同相关的同意后方可进行。合同电量转让交易不影响原有直接交易合同的价格和结算。

第五十八条 合同电量转让交易需确定交易电量、交易价格、交易时段、电压等级、计量关口、分月计划等内容。

第五十九条合同转让方应在交易组织前向电力交易机构提出合同转让申请，提供合同转让交易所需信息。在规定的交易时间内，市场主体通过电力交易平台发布合同转让交易相关市场信息，包括但不限于：

（一） 合同转让期限、转让合同电量、转让电价。

（二） 原合同违约条款内容、执行情况。

（三） 转让合同必须继承原合同的相关义务和责任情况。

（四） 原合同已执行部分的各方履约情况。

第六十条电力交易机构根据市场成员摘牌提交时间的先后顺序，形成无约束交易成交结果并报送电网调度机构。无约束交易成交结果经安全校核后形成最终交易结果，审定后在交易平台发布成交信息。信息公开、交易结果通知方式与双边交易相同。