辽宁省电力市场中长期交易细则（征求意见稿）：逐步将储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等纳入市场主体

（6）连续3年未在任一行政区域开展售电业务的。

（7）出现市场串谋、提供虚假材料误导调查、散布不实市场信息等严重扰乱市场秩序的。

（8）与其他市场主体发生购售电合同纠纷，经法院裁定为售电公司存在诈骗等行为的，或经司法机构或司法鉴定机构裁定伪造公章等行为的。

（9）未持续满足注册条件，且未在规定时间内整改到位的。

（10）法律、法规规定的其他情形。

（二）在辽宁省工业和信息化厅、辽宁省发展和改革委及国家能源局东北监管局确认售电公司符合强制退出条件后，应通过辽宁电力交易平台、“信用中国”和“信用辽宁”网站向社会公示10个工作日。公示期满无异议的，省工业和信息化厅、省发展改革委和东北能源监管局通知电力交易机构对该售电公司实施强制退出。

（三）售电公司被强制退出，其所有已签订但尚未履行的购售电合同优先通过自主协商的方式，在10个工作日内完成处理；自主协商期满，退出售电公司未与合同购售电各方就合同解除协商一致的，由地方主管部门征求合同购售电各方意愿，通过电力市场交易平台以转让、拍卖等方式转给其他售电公司；经合同转让、拍卖等方式仍未完成处理的，已签订尚未履行的购售电合同终止履行，零售用户可以与其他售电公司签订新的零售合同，否则由保底售电公司代理该部分零售用户，并按照保底售电公司的相关条款与其签订零售合同，并处理好其他相关事宜。

（四）售电公司可自愿申请退出售电市场，应提前45个工作日向电力交易机构提交退出申请，明确退出原因和计划的终止交易月。终止交易月之前（含当月），购售电合同由该售电公司继续履行，并处理好相关事宜。

（五）对于自愿退出的售电公司，电力交易机构将退出申请及相关材料通过电力交易平台、“信用中国”和“信用辽宁”网站向社会公示10个工作日。公示期满无异议的，方可办理退出市场手续。

（六）在省工业和信息化厅、省发展改革委和东北能源监管局协调下，自愿退出售电公司应在终止交易月之前通过自主协商的方式完成购售电合同处理；自愿退出售电公司未与购售电合同各方就合同解除协商一致的，须继续参与市场化交易，直至购售电合同履行完毕或合同各方同意终止履行。对继续履行购售电合同确实存在困难的，其批发合同及电力用户按照有关要求由保底售电公司承接。对购售电合同各方造成的损失由自愿退出售电公司承担。

（七）电力交易机构应及时将强制退出和自愿退出且公示期满无异议的售电公司从市场主体目录删除，向地方主管部门和能源监管机构备案，并通过电力交易平台、“信用中国”和“信用辽宁”网站向社会公布。拟退出售电公司退出前需结清市场化电费和交易手续费。电力交易机构注销售电公司的电力交易平台账号，但保留其历史信息。

3交易品种、方式、周期和价格机制

3.1交易品种

交易品种主要包括省间交易、省内电力直接交易、合约转让交易、绿色电力交易等。后期根据市场需要，增加其他类型交易品种。

3.1.1省间交易

省间交易按照《跨区跨省电力中长期交易实施细则》执行，由北京电力交易中心交易组织安排，省内发电企业在全国统一电力交易平台参与交易，保障交易计划优先落实、优先结算。省间交易成交电量按交易公告发布的交易曲线进行曲线分解。

3.1.2省内电力直接交易

在发电企业与售电公司、批发用户之间开展，由辽宁电力交易机构组织。

省内电力直接交易按照常规交易和分时段交易开展，常规交易带曲线开展，交易双发可自主协商交易曲线或者按照典型曲线进行分解；分时段交易将24小时分为若干时段，以每个时段的电量作为交易标的，由各个时段的交易结果形成各市场主体的中长期合同曲线。

3.1.3合约转让交易

包括发电权转让交易、发电侧市场化合约电量转让交易、用电侧市场化合约电量转让交易。发电权交易转让标的为政府相关部门下发的基数电量。

（一）在市场化合约电量转让交易中，均按照原曲线比例转让，由双方协商确定曲线的合同转让后出让方、受让方可协商调整合同曲线，原则是双方合同总曲线与原合同对手方的曲线匹配，原合同对方需要调整合同曲线时，可以自主协商调整曲线，按照典型曲线形成的合同转让后不可修改。同一市场主体在同一次交易中只可进行买入或卖出交易，不可同时进行买入和卖出交易，如同一市场主体在同次交易中同时申报买入或卖出交易，在交易出清阶段将按照该市场主体所有交易无效的原则进行出清。

发电侧合同电量转让交易应遵循安全高效、节能减排、公平公正、风险自担原则，在保障电网安全的前提下有序进行：

（1）发电侧合同电量转让交易要符合节能减排原则，由大容量、高参数、环保机组替代低效、高污染火电机组及关停发电机组发电，由风电、光伏、核电、水电等清洁能源发电机组替代低效、高污染火电机组发电，不应逆向替代。

（2）合同电量转让交易应在满足电网安全校核的前提下，遵循自愿平等、公开透明的市场化原则，同时满足国家能源局东北监管局印发的《东北区域火电厂最小运行方式》，保证供暖期机组安全稳定运行及正常供热。

（3）发电权交易应经辽宁省工业和信息化厅、国家能源局东北监管局同意。

（二）采用集中竞价和滚动撮合开展的分时段交易，不受节能减排原则的限制。

3.1.4绿色电力交易

绿色电力交易是以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足发电企业、售电企业、电力用户等市场主体出售、购买、消费绿色电力需求，并为购买绿色电力的市场主体提供绿色电力证书及相应的绿色电力消费凭证。

3.2交易方式

中长期市场交易方式主要包括双边协商、集中竞价、挂牌交易、滚动撮合等方式。

3.2.1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，经相关方确认后形成交易结果。

（一）发电企业和电力用户（售电公司）通过自主协商形成双边交易申报单，申报单内容包括交易电量、交易电价、交易时段及分月计划等，在交易申报有效期内提交到电力交易平台。

（二）如果申报的总量小于或等于当期交易规模，确认交易。如果申报的总量超过当期交易规模，其成交电量按申报总量与当期交易规模之比等比例缩减。

（三）交易平台最终确认的成交电量经电力调度机构安全校核后，发布最终交易结果。

3.2.2集中竞价交易

市场主体按照交易公告给出的标准交易曲线、交易执行起止时间，通过交易平台申报交易电量、交易价格，交易机构按高低匹配或统一边际进行出清，具体出清方式以交易公告为准，经调度机构安全校核后形成交易结果。集中竞价交易最小申报电量须为1兆瓦时的整数倍，申报电价精确到0.1元/兆瓦时。

（一）高低匹配法

（1）将购电方申报价格由高到低排序、售电方申报价格由低到高排序，售电方的最低价与购电方的最高价优先配对，并依次类推，直至售电方电价大于等于购电方电价为止，成交价格采用匹配双方申报价格的均价。

（2）售电方申报价格相同时，按照“可再生能源优先、容量等级优先”的顺序排序。当以上条件均相同时，按照申报电量等比例成交。

（3）购电方申报价格相同时，按照时间优先顺序排序。时间相同时，按照申报电量等比例成交。

（二）边际电价法

（1）当售电方报价曲线与购电方报价曲线有交叉，交叉点对应的价格为边际出清价格。报价低于边际出清价格的售电方申报电量，以及报价高于边际出清价格的购电方申报电量均成交。处于边际电价的售电方申报电量或购电方申报电量，大于可成交电量时，按照等比例原则成交。

（2）当售电方报价曲线与购电方报价曲线没有交叉，且购电方报价始终大于售电方报价时，成交电量为购电方与售电方申报总电量的较小者。边际出清价格为边际购电方报价与边际售电方报价的平均值。

（3）当售电方报价曲线与购电方报价曲线没有交叉，且购电方报价始终小于售电方报价时，没有成交电量。

3.2.3挂牌交易

购电方或售电方通过交易平台，发布购电量或售电量、交易曲线、交易价格、交易执行时间等交易要约，由认可该要约的售电方或购电方自主摘牌，经交易机构交易校核后形成交易结果。也可以采用统一曲线方式组织，即参与交易的双方均采用交易公告中明确的交易曲线，挂牌方挂牌时只需挂出电量和电价，由摘牌方摘牌。挂牌交易出清价格为挂牌方的挂牌价格。

（一）电力用户（售电公司）挂牌交易

（1）有交易意向的电力用户（售电公司）向交易平台提出挂牌交易申请，并申报交易的起始时间、交易电量和电价。

（2）年度及以上挂牌交易每次挂牌不超过3轮，季度及以下挂牌交易每次挂牌1轮。

（3）在接到交易需求后，交易平台将挂牌交易的市场成员名称、交易起始时间，交易电量，交易电价，输配电价、损耗，各主要约束断面输电能力（电量）及剩余输电能力（电量），挂牌交易相关的发电机组容量系数、脱硝系数、脱硫系数等信息予以发布。

（4）发电企业向交易平台申报申购电量和容量。

（5）当申购总电量小于或等于需求电量时，按申购电量成交；当申购总电量大于需求电量时，按各发电企业的申购容量及其权重系数进行计算。

（6）挂牌交易计算完成，并经电力调度机构安全校核后，由交易平台发布交易结果，包括成交企业名单、成交电量。

（二）发电企业挂牌交易

（1）有交易意向的发电企业向交易平台提出挂牌交易申请，并申报交易的起始时间、交易电量和电价。

（2）年度及以上挂牌交易每次挂牌不超过3轮，季度及以下挂牌交易每次挂牌1轮。

（3）在接到交易需求后，交易平台将挂牌交易的市场成员名称、交易起始时间、交易电量、交易电价、输配电价、损耗、各主要约束断面输电能力（电量）及剩余输电能力（电量）等信息予以发布。

（4）电力用户（售电公司）向交易平台申报申购电量。

（5）当申购总电量小于或等于需求电量时，按申购电量成交；当申购总电量大于需求电量时，按申购电量比例成交。

（6）挂牌交易计算完成，并经电力调度机构安全校核后，由交易平台发布交易结果，包括成交企业名单、成交电量。

挂牌交易最小申报电量须为1MWh的整数倍。若在挂牌有效期内无市场主体摘牌，到达挂牌交易截止时间后该挂牌自动失效。挂牌交易截止时间应早于挂牌交易执行起始时间。挂牌交易用于直接交易时，只允许发、用侧进行相互摘牌；用于合约转让交易时，只允许发-发、用-用摘牌。

3.2.4滚动撮合交易

滚动撮合交易，是指市场主体按照交易公告给出的标准交易曲线、交易执行起止时间，在规定时间内，通过电力交易平台随时申报购电量价、售电量价，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交，成交价为购售双方报价的均价。

3.3交易周期

市场主体根据北京电力交易平台时间安排参与省间交易。省内中长期电力直接交易以多年、年度、多月、月度、月内（多日）、日为周期组织开展。合约电量转让交易以年度、多月为周期组织开展。

3.4价格机制

3.4.1交易价格形成

中长期交易的成交价格由市场化方式形成，第三方不得干预。市场主体申报价格限制由电力交易机构根据政府有关文件，在交易时间预安排或交易公告中明确。双边协商交易价格按照达成的交易合约确定；集中竞价交易根据双方报价高低匹配确定或按统一边际出清价格确定；挂牌交易价格按摘牌价格确定。市场化形成的上网电价包括脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。

3.4.1.1非现货模式下

燃煤发电机组省内中长期市场化交易上网电价在“基准价+上下浮动”范围内形成，基准价按我省现行燃煤发电上网基准电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过20%、下浮原则上不超过20%。市场电价峰谷比例低于辽宁省分时电价政策要求的，结算时购电价格按辽宁省分时电价峰谷时段及浮动比例执行。

3.4.1.2现货模式下

市场主体所有直接交易合同均须约定曲线并标明全天96点各时刻的价格。

3.4.2交易价格约束

综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，可对省内电力直接交易集中交易设置报价上、下限。上、下限标准由辽宁省电力市场管理委员会根据国家相关政策，于每年11月底前提出建议，报辽宁省工业和信息化厅、辽宁省发改和改革委和国家能源局东北监管局批准后用于次年交易。

4交易曲线

4.1发用两侧交易曲线形成

以双边协商方式开展的直接交易，交易双方可自行约定交易曲线，也可以选取典型交易曲线；以集中竞价和滚动撮合方式开展的直接交易，采用交易公告给出的典型交易曲线；以挂牌交易方式开展的直接交易，挂牌方可自行定义交易曲线，也可以选取典型交易曲线。

4.2典型交易曲线

典型交易曲线包括年度、月度、月内（多日）标准交易曲线，根据辽宁电网统调负荷特性制定并于交易前发布。

（一）基础数据准备

（1）年度分月电量比例（Y）：根据上一年统调电力电量历史数据确定年度分月电量比例。

（2）月度分日电量比例（M）：根据上一年统调日电量历史数据确定工作日、周六、周日、节假日四类常用日的电量比例。

（3）日分时电量曲线（D）有三种形式：

峰平谷曲线D1：将一日划分为峰段（含尖峰）、平段和谷段，根据统调历史负荷确定峰（含尖峰）、平、谷三段负荷比例，将日电量分解为96点电量曲线。

全天平均曲线D2：将日电量平均分解为96点电量曲线。

高峰（尖峰）时段曲线D3：将日电量平均分解至每日峰段（含尖峰），平段、谷段为零，形成96点电量曲线。峰（含尖峰）平谷时段可按照峰谷电价文件中规定的时段进行约定，或按照现货市场价格差异进行划分。

（二）典型交易曲线计算方法

（1）年度典型交易曲线：根据统调历史负荷确定年度分月电量比例（Y）和月度分日电量比例（M），将年度电量分解至分月、分日电量，再按日典型分解曲线（D1、D2或D3），将日电量分解为96点电量曲线，即年度典型分解曲线包括Y+M+D1、Y+M+D2、Y+M+D3三种形式。

（2）月度典型交易曲线：按照月度分日电量比例（M），将月度合约电量分解至日电量，再按日典型分解曲线（D1、D2或D3）将日电量分解为96点电量曲线，即月度典型分解曲线有M+D1、M+D2、M+D3三种形式。

（3）月内（多日）典型交易曲线：按照月度分日电量比例（M），将短期多日的合约电量分解至日电量，再按日典型分解曲线（D1、D2或D3），将日电量分解为96点电量曲线，即月内（多日）典型分解曲线包括M+D1、M+D2、M+D3三种形式。

（三）分时段交易曲线的分解原则上按照交易合约总量在合同周期内按自然日平均分配至相应时段。

5交易组织

根据北京电力交易中心安排，组织省内发电企业参与省间交易。达成交易后，年度分月电量由购电方确定，交易曲线按交易公告执行。省内交易由辽宁电力交易中心根据辽宁省工业和信息化厅和国家能监局东北监管局确定的交易方案组织开展。原则上，省内交易的优先次序为：年度发电权转让交易、年度电力直接交易（常规交易和分时段交易）、多月合约转让交易、多月分时段交易、月度双边交易（仅新能源企业开展）、月度分时段交易、月内分时段交易、日分时段交易。省内各类交易均需在交易平台开展，禁止发电企业与售电公司或电力用户等市场主体通过私自返还服务费等形式开展线下交易。

新能源发电作为受让方可参与年度发电权转让交易，实现对常规能源机组发电的替代。新能源发电可通过年度合约分月调整、月度双边交易、月度分时段交易、月内分时段交易、日分时段交易等方式调控新能源中长期合约电量与实际交割电量之间的偏差。

5.1年度交易

原则上，每年12月份开展次年年度交易，具体时间以交易公告为准。

5.1.1厂网基数电量合约签订

基数电量视为厂网间双边交易电量，签订厂网间购售电合同，相应合同纳入电力中长期交易合同管理范畴。