陕西省电力直接交易规则（试行）、电力中长期交易规则公开征意见

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。