浙江电力现货市场基本规则（征求意见稿）发布：市场化电力用户以报量不报价方式参与现货市场

（十）依法依规履行清洁能源消纳责任；

（十一）法律法规规定的其他权利和义务。

第十三条〔省电力调度机构的权利和义务〕省电力调度机构的基本权利和义务：

（一）负责按调度范围开展安全校核；

（二）根据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；

（三）合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行，保障电力市场正常运行；

（四）负责电力现货市场、辅助服务市场交易组织等工作；

（五）按规定披露和提供相关信息；

（六）经授权在特定情况下实施市场干预或市场终止；

（七）法律法规规定的其他权利和义务。

第十四条〔省电力交易机构的权利和义务〕省电力交易机构的基本权利和义务：

（一）参与拟定相应电力交易规则，拟定相应电力交易实施细则；

（二）提供各类市场主体的注册服务；

（三）按照规则组织电力市场交易，并负责交易合同的汇总管理；

（四）提供电力交易结算依据以及相关服务，按照规定收取交易服务费；

（五）建设、运营和维护电力市场化技术支持系统；

（六）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和发布信息，提供信息发布平台，为市场主体信息发布提供便利，获得市场成员提供的支撑市场化交易以及服务需求的数据等；

（七）监测和分析市场运行情况，依法依规干预市场，预防市场风险，并于事后向省发展改革委、浙江能源监管办及时报告；

（八）对市场主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为向省发展改革委、浙江能源监管办报告并配合调查；

（九）配合开展市场主体信用评价，维护市场秩序；

（十）法律法规规定的其他权利和义务。

第三节市场准入与退出

第十五条〔准入基本要求〕参与电力市场化交易的发电企业、售电公司、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）经法人单位授权，可以参与相应电力交易。

第十六条〔发电企业准入要求〕发电企业参与浙江电力市场需满足以下准入要求：

（一）具备安装双表双终端条件，具备电量分时计量与数据传送条件，数据精度、准确性与可靠性应能满足交易要求；

（二）依法取得发电项目核准或备案文件，依法取得或者豁免取得电力业务许可证（发电类）；新投产机组在取得电力业务许可证前，可凭项目核准文件先行办理注册手续，待取得电力业务许可证后按规则参与交易结算；

（三）并网自备电厂参与电力市场化交易，须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及附加以及政策性交叉补贴、支付系统备用费，取得电力业务许可证（发电类），达到能效、环保要求，并参与电网辅助服务与考核。

第十七条〔售电公司准入要求〕售电公司参与浙江电力市场需满足以下准入要求：

（一）按照《中华人民共和国公司法》进行工商注册，具有独立法人资格。

（二）资产要求：

1.资产总额不得低于2千万元人民币。

2.资产总额在2千万元到2亿元人民币的售电公司，具体可从事的售电业务年售电量为：

Q售电量=S资产总额×30

Q售电量：指售电公司可从事年售电量，单位：亿千瓦时；

S资产总额：指售电公司资产总额，单位：亿元。

3.资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。

4.拥有配电网经营权的售电公司，其注册资本不低于其总资产的20%。

（三）应具有与售电规模相适应的固定经营场所及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。拥有10名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验。至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人员。

（四）无不良信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。

（五）拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证，并符合其他有关规定。

（六）具备日前负荷预测、按要求报送分时电力需求曲线的技术能力。

第十八条〔市场化电力用户准入要求〕市场化电力用户参与浙江电力市场需满足以下准入要求：

（一）拥有燃煤自备电厂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等；

（二）符合电网接入规范，满足电网安全技术要求，与电网企业签订正式供用电协议；

（三）微电网用户应满足微电网接入系统的条件；

（四）具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足市场计量和结算的要求；

（五）具备安装双表双终端条件，且具备电量分时计量与数据传送条件，数据精度、准确性与可靠性应能满足交易要求；

（六）直接参加批发市场交易的电力用户，在满足前述条件基础上，还应具备日前负荷预测、按要求报送分时电力需求曲线的技术能力，与现货市场相适应的分时计量能力，满足现货市场计量和结算等要求。

第十九条〔独立辅助服务提供者准入条件〕独立辅助服务提供者经省电力调度机构进行技术测试通过后，可参与市场化交易。

第四节市场注册与注销

第二十条〔注册基本要求〕市场主体资格采取注册制度。参与电力市场化的发电企业和售电公司应符合国家、浙江省有关准入条件，在省电力交易机构完成注册后，可参与市场交易。省电力交易机构根据市场主体注册情况，及时汇总形成市场主体目录，并向省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办备案，及时向社会公布。

市场主体需保证注册信息的真实性、完整性和准确性。如市场主体提供虚假注册材料、以及市场化电力用户同时与多个售电公司在一个合同周期内签署购售电合同而造成的损失，均由责任方承担。省电力交易机构收到市场主体提交的注册申请和注册材料后，原则上在7个工作日内完成材料完整性核验。

第二十一条〔发电企业和市场化电力用户注册〕参加浙江电力市场化交易的发电企业和市场化电力用户（由售电公司代理的用户除外），按照承诺、注册、备案的流程，在电力交易平台办理市场注册手续，获取交易资格。

承诺流程：发电企业和市场化电力用户按固定格式的信用承诺书，准确填写相关信息，由本单位法人代表签署并加盖单位公章。

注册流程：发电企业和市场化电力用户在电力交易平台办理注册，填写包括企业基本信息、商务信息、机组信息以及用电单元信息等注册信息，扫描上传公司营业执照等材料。电力交易机构在收到发电企业和市场化电力用户的注册申请后，对注册信息资料进行形式检查，并将检查结果告知发电企业和市场化电力用户。对资料提供不全或不规范的，发电企业和市场化电力用户应按要求对信息和资料进行补充和完善。

备案流程：省电力交易机构按月汇总发电企业和市场化电力用户的注册情况，向省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办备案。

第二十二条〔售电公司注册〕参加浙江电力市场化交易的售电公司，按照“一承诺、一注册、一公示、三备案”的流程，在电力交易平台办理市场注册手续，获取交易资格。

“一承诺”：售电公司按固定格式的信用承诺书，准确填写相关信息，由本单位法人代表签署并加盖单位公章。

“一注册”：售电公司在电力交易平台申请注册，填写并提供包括企业工商基本信息、专业人员、公司资产、电力市场技术支持系统及经营场所等信息资料。省电力交易机构在收到售电公司的注册申请后，对注册信息资料进行形式检查，并将检查结果告知售电公司。对资料提供不全或不规范的，售电公司应按要求对信息和资料进行补充和完善。电子资料形式检查合格后，售电公司按要求携带信用承诺书原件、相关资料原件及复印件，现场办理资料核对，核对通过的进入公示流程。

“一公示”：按规定将市场主体提交的满足准入条件的信息、材料和信用承诺书通过电力交易平台向社会公示，同步发“信用中国”网站，公示期为1个月。公示期满无异议的售电公司，注册手续自动生效。公示期存在异议的市场主体，注册暂不生效，市场主体可自愿提交补充材料并申请再次公示；经两次公示仍存在异议的，由省电力交易机构进行现场核验，情况属实的，可不同意注册，并将相关情况报告给省发展改革委、省能源局和浙江能源监管办。

“三备案”：省电力交易机构按月汇总售电公司注册情况向省能源局、浙江能源监管办和政府引入的第三方征信机构备案。

第二十三条〔注册信息变更〕市场主体注册信息发生变化时，应在电力交易平台提出注册信息变更申请。省电力交易机构完成信息变更形式检查后，注册信息变更生效。售电公司的公司名称、法定代表人、资产总额等变更属于信息变更范畴。售电公司申请注册信息变更的，应再次履行公示手续。

第二十四条〔市场注销〕市场注销主要包括自愿退市注销和与强制退市注销。

（一）自愿退市注销是指市场主体因自身原因主动要求退出电力市场，注销市场注册的行为。省电力交易机构负责受理市场主体的申请，并提交电网企业进行技术评估和应付款项支付确认评估并出具是否同意的意见，省电力交易机构同步研究违约补救措施。电网企业出具同意的意见后，由省电力交易机构对该市场成员进行注销，并根据违约补救措施组织剩余未履行合约专场交易。

（二）强制注销是指市场主体违约、违反相关规定等原因，由浙江能源监管办出具强制注销的行政处罚决定书，被动退出电力市场，省电力交易机构强制撤销其注册资格的行为。

第二十五条〔零售用户绑定〕售电公司与零售用户签订购售电合同后，售电公司登陆电力交易平台提交绑定申请，填写相关信息，并由零售用户通过交易平台确认，形成双向绑定。

第二十六条〔零售用户绑定关系失效处理〕零售用户与售电公司的绑定关系到期或解除后，未及时建立新的绑定关系，视为退出市场。

第二十七条〔批发市场用户与零售用户转换〕满足批发市场准入条件的零售用户与售电公司绑定关系到期或解除后，完成批发市场入市确认手续，即成为批发市场用户。批发市场用户在批发市场合同履约完毕后，与售电公司确立绑定关系，即成为零售用户。

第三章交易组织

第一节市场概述

第二十八条〔市场定位〕浙江电力现货市场主要面向省内发电企业、售电公司、市场化电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，在省内电力供需平衡和电网安全稳定运行的前提下，通过市场化竞争实现省内资源优化配置。跨省区送受电作为省内现货市场出清的边界条件。

第二十九条〔市场定义与分类〕浙江电力市场由电力批发市场和电力零售市场构成。电力批发市场由合约市场、现货电能量市场和辅助服务市场组成。

第三十条〔现货市场架构〕现货市场环境下，基于差价合约开展合约市场，现货电能量市场主要包括日前市场和实时市场，通过全电量申报、集中优化出清的方式开展现货电能量交易，得到机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时现货电能量价格。

第三十一条〔辅助服务市场架构〕浙江电力辅助服务市场主要开展调频辅助服务交易，逐步探索备用、快速爬坡、无功和黑启动等辅助服务交易。

第五节市场主体参与方式

第三十二条〔统调煤电机组〕统调燃煤机组通过报量报价方式，竞价参与市场申报出清，依据出清结果确定启停和出力，给予运行成本补偿。

第三十三条〔统调燃气机组〕统调燃气机组通过报量报价方式，竞价参与市场申报出清，依据出清结果确定启停和出力，给予运行成本补偿。其中同轴燃机通过全容量报价决定启停和出力；分轴燃机通过燃机容量报价决定启停和出力，汽机不参与报价，按照固定比例跟随燃机出力。

第三十四条〔试验及热电联产机组〕试验机组、政府批准的热电联产机组等以自计划模式参与。自计划机组经省电力调度机构同意，在截止时间前提交交易日出力曲线，作为固定出力机组参与市场，不参与市场定价，不给予运行成本补偿。

第三十五条〔统调水电、统调核电、非统调煤电机组〕统调水电机组、统调核电机组、非统调煤电机组以自计划模式参与市场，根据电力市场运营和发展需要，可适时调整参与模式。来水情况不受控的水电机组暂不参与日前市场结算，实发电量参与实时市场结算。

第三十六条〔临修（消缺）和计划检修机组〕临修（消缺）或计划检修机组在检修单终结并正式报复役前（含报复役当日D日）并网运行的，以自计划模式参与市场。在机组正式报复役D+1日起，可正常参与市场申报和出清。

第三十七条〔必开机组〕必开机组和必停机组为因系统安全等原因，由省电力调度机构指定开机和停机的燃煤或燃气机组，必开机组采用核定成本和市场申报价格的低值参与出清和补偿。

第三十八条〔其他机组〕根据电力市场运营和发展需要，逐步探索建立风电、光伏、抽水蓄能和独立储能等参与现货市场方式。

第三十九条〔市场化电力用户〕市场化电力用户以报量不报价方式参与现货市场，随着现货市场不断发展和用户侧参与程度的提高，逐步实现市场化电力用户以报量报价方式参与。

第六节价格机制

第四十条〔基本原则〕现货电能量市场采用单一制电量电价，市场主体基于绝对电能价格进行市场交易。日前市场和实时市场通过集中优化竞争的方式，形成分时节点电价。交易期间国家调整政府定价的，现货电能量市场价格不作调整。

第四十一条〔发电侧电能量价格机制〕现货市场运营期间，参与现货市场的市场化机组采用节点电价。未参与现货市场的市场化机组电能量价格，通过集中竞价、挂牌交易、竞争性招标等中长期方式确定。电能量市场价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。外来电中，保障性电源电量（对应居民和农业部分）的电能量价格执行政府主管部门核定的上网电价或政府间协议，其余部分电量的电能量价格通过市场化交易方式确定。

第四十二条〔用户用电价格机制〕工商业用户用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。批发市场用户电能量交易价格为负荷中心统一电价（除发电机组所在节点之外其余220kV节点）。零售用户电能量交易价格，为零售合同约定的电能量交易价格。

第四十三条〔分时电价政策衔接〕已参与电力现货市场，或中长期交易合同曲线的分时电价峰谷比例不低于现行分时电价政策要求的工商业用户，按市场形成的分时电价执行。未参与电力现货市场，中长期交易合同未申报用电曲线，以及申报用电曲线的分时电价峰谷比例低于现行分时电价政策要求的工商业用户，用户用电价格按照现行分时电价政策规定的分时电价时段划分及浮动比例执行。

第四十四条〔辅助服务价格机制〕辅助服务市场与现货电能量市场联合优化出清，确定调频等市场化辅助服务价格。非市场化辅助服务价格仍参照华东区域“两个细则”及其补充规定执行。

第四十五条〔输配电价、政府性基金及附加〕输配电价（含线损及交叉补贴）由市场化电力用户按照政府核定的输配电价标准和实际用电量结算。政府性基金及附加由市场化电力用户按照政府有关规定和实际用电量结算，由电网企业代收代缴。

第四章合约市场

第一节合约分类及要素

第四十六条〔合约类别〕中长期合约主要分为市场化交易合约和政府授权合约两大类。