储能企业可参与！江苏省电力中长期交易规则 （征求意见稿）印发

第七章 安全校核

第七十七条电力调度机构负责涉及其调度范围的安全校核服务的责任，各类电力交易必须通过电力调度机构安全校核。涉及跨省跨区的交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核，安全校核的主要内容包括但不限于：通道输电能力限制、机组发电能力限制、机组辅助服务限制等内容。

第七十八条电力调度机构应及时向电力交易机构提供或更新各断面（设备）、各路径可用输电容量，交易在不同断面、路径上的分布系数，发电机组检修、调停安排，并通过交易平台发布必开机组组合和发电量需求，影响断面（设备）限额变化的停电检修等。

电力交易机构以各断面、各路径可用输电容量等为约束，对集中交易进行出清，并与同期组织的双边交易一并提交电力调度机构进行安全校核。

第七十九条为保障系统整体的备用和调频调峰能力，在各类市场化交易信息公示日前二个工作日，电力调度机构可以根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况，折算得出各机组的电量上限，对参与市场化交易的机组发电利用小时数提出限制建议，并及时提供关键通道可用输电容量、关键设备检修计划等电网运行相关信息，由电力交易机构予以公布。

其中，对于年度交易，应当在年度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划，按照不低于关键通道可用输电容量的80%下达交易限额。

对于月度交易，应当在月度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划和发电设备利用率，按照不低于关键通道可用输电容量的90%下达交易限额；发电设备利用率应结合调峰调频需求制定，并向市场主体公开设备利用率。

对于月度内的交易，参考月度交易的限额制定方法，按照不低于关键通道可用输电容量的95%下达交易限额。

第八十条电力交易机构根据交易规模安排和电力调度机构提供的市场化交易机组利用小时数限制建议，组织交易并出清，将初始交易结果提交电力调度机构进行安全校核。

第八十一条电力调度机构收到电力交易机构提供的初始交易结果汇总后，应在一个工作日内完成安全校核。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力交易机构予以公布。

第八十二条安全校核未通过的，由电力交易机构进行交易削减。对于双边交易，可按时间优先、等比例等原则进行削减；对于集中交易，可按价格优先原则进行削减，价格相同时按时间优先原则进行削减，对于约定电力交易曲线的，最后削减。

第八十三条执行过程中，电力调度机构因电网安全和可再生能源消纳原因未能按照中长期交易计划执行时，应当详细记录原因并向市场主体说明。

第八章 合同签订与执行

第一节 合同签订

第八十四条各市场主体应按照合同示范文本签订各类电力交易合同，并在规定时间内提交至电力交易机构，合同中应当明确购电方、售电方、输电方、电量（电力）、电价、执行周期、结算方式、偏差电量计量、违约责任、资金往来信息等内容。电力交易机构应对市场主体提交的各类合同进行审查。

第八十五条购售电合同原则上应当采用电子化形式签订，电力交易平台应当满足国家电子合同有关规定的技术要求，市场成员应当依法使用可靠的电子签名。

第八十六条在电力交易平台提交、确认的双边协商交易，以及电力交易平台生成的集中交易等电子交易结果凭据视同为电子合同，电子合同与纸质合同具备同等效力。

第八十七条电力市场合同（协议）主要包括以下类型：

1.发电企业与电网企业签订的购售电合同；

2.售电公司与签约用户签订的购售电合同；

3.直接交易的发电企业、电力用户（售电公司）与电网输电方签订直接交易三方合同；

4.合同电量转让合同（协议）；

5.抽水蓄能电量招标合同；

6.跨省跨区电网企业间的购售电合同。

第八十八条发电企业与电网企业签订购售电合同由中长期购售电合同和年度协议组成。中长期购售电合同有效期五年，约定发电企业并网计量点、电费支付以及应遵守电力市场交易规则等基础性条款；年度协议明确当年的基数电量、电价和分月电量安排。

第八十九条参与绿电交易的售电公司应当在与二类用户签订的购售电合同或补充协议中，明确绿色电力交易电量等相关信息。二类用户如需绿色电力交易凭证，应当在与售电公司签订的购售电合同或补充协议中，明确交易周期内分年绿色电力交易电量、价格以及消纳量归属等信息。

第九十条各类合同在执行示范文本的基础上，可以实行电子化管理。合同数据以电力交易机构的技术支持系统为准。

第二节优先发电合同

第九十一条对于省内优先发电计划，应结合电网安全、供需形势、电源结构等因素安排优先发电电量。原则上在每年年度双边交易开始前，对执行政府定价的电量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。

年度交易开始前仍未确定优先发电的，可参考历史情况测算，预留优先发电空间，确保市场交易正常开展。

第九十二条优先发电电量原则上按照“保量不保价”的方式参与电力中长期市场交易，探索开展以“保量竞价”的方式参与电力中长期市场交易。

第三节 合同执行

第九十三条电力交易机构根据各年度合同中约定的月度电量分解安排和各类月度交易成交结果、次月电网检修及供需平衡情况等因素编制发电企业的次月月度发电计划。电力调度机构根据经安全校核后的月度（含调整后的）发电计划、可再生能源消纳需求，合理安排电网运行方式和机组开机方式。

第九十四条年度合同的执行周期内，在购售双方一致同意且不影响其他市场主体交易合同执行的基础上，允许通过电力交易平台调整次月的合同分月计划（合同总量不变），调整后的分月计划需通过电力调度机构安全校核。

第九十五条电力交易机构定期跟踪和公布月度（含多日交易调整后的）发电计划完成进度情况。市场主体对发电计划完成进度、发电曲线执行情况提出异议时，电力调度机构负责出具说明，电力交易机构负责公布相关信息。

第九十六条发电企业全部合同约定交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划；发电企业部分合同约定交易曲线的，由电力调度机构根据系统运行需要，安排无交易曲线部分的发电曲线，与约定交易曲线的合同叠加，形成次日发电计划。

第九十七条电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，事后向江苏能源监管办、省发展改革委（能源局）报告事件经过，并向市场主体进行相关信息披露。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。

第九章 计量和结算

第一节 计量

第九十八条电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损。电网企业应当在跨省跨区输电线路两端安装符合技术规范的计量装置，跨省跨区交易均应明确其结算对应计量点。

第九十九条计量周期和抄表时间应当保证最小交易周期的结算需要，并保证计量数据准确、完整。

第一百条发电企业、跨省跨区交易送受端计量点应当安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应当有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。

第一百〇一条电力用户应分电压等级、用电类别、用电户号进行计量。同一个工商营业执照，有多个不同电压等级户号的电力用户，可自愿选择是否按照电压等级就高不就低的原则合并户号参加交易。合并户号后相关合同计划调整结算以及偏差电费收取均按照合并后进行。合并户号的用户，在合同周期内，不得再进行拆分户号交易。

如计量点存在市场化与非市场化电量混合计量的情况，应在供用电合同中明确拆分方法。

第一百〇二条发电企业内多台发电机组共用计量点且无法拆分，各发电机组需分别结算时，按照每台机组的实际发电量等比例拆分共用计量点的上网电量。对于可再生能源企业处于相同运行状态的不同项目批次共用计量点的机组，可按照额定容量比例计算各自上网电量。

处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，则按照机组调试期的发电量等比例拆分共用计量点的上网电量，确定调试期的上网电量。

第一百〇三条电网企业应当按照电力市场结算要求定期抄录发电企业（机组）和参加市场化交易（含批发、零售交易）的电力用户电能计量装置数据，并在D+3日内将D日将电量数据提交电力交易机构,电网企业应保证各市场成员日电量数据准确。

第一百〇四条当出现计量数据不可用或对计量数据存在疑义时，由具有相应资质的电能计量检测机构确认并出具报告，由电网企业组织相关市场成员协商解决。

第二节 结算

第一百〇五条电力交易机构负责按照自然月向市场成员出具结算依据。

第一百〇六条发电企业上网电量电费由电网企业支付，发电企业电量转让合同，由交易机构按照合同约定，分别向转出方和转入方出具结算依据，由电网企业分别支付结算；电力用户仍向电网企业缴纳电费，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险；售电公司按照电力交易机构出具的结算依据与电网企业进行结算。

第一百〇七条电网企业向市场主体出具的电费账单应分项单列。用户的账单包括但不限于以下内容：用电户号、抄表周期、底码起止、倍率、是否市场化用户、签约的售电公司名称（如是二类用户）、市场化电量综合加权电价、为保障居民农业用电价格稳定产生的新增损益折合电度电价、输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加等。

第一百〇八条电力交易机构向各市场成员提供的结算依据包括以下内容：

（一）发电企业的结算依据。包括本月实际上网电量、每笔合同结算电量、电价、电费和偏差电量、电价、电费，基数电量（或优先发电电量）、电价、电费，新机组调试电量、电价、电费等内容。

（二）一类用户电度电费的结算依据。包括该用户每笔合同分户号和电压等级的结算电量、电价，偏差电量、电价等内容。

（三）二类用户电度电费的结算依据。电力交易机构根据电网企业提供的该用户分户号和电压等级的抄核电量，按照绑定时售电公司与二类用户依据购售电合同约定确认的结算方案，生成市场化电度电量结算依据。

（四）售电公司可与二类用户在购售电合同中约定根据二类用户的用电偏差情况调整购售电价的条款，不得对二类用户额外征收偏差电费。电力交易机构对二类用户出具的结算单中不包括偏差电费。

（五）售电公司的结算依据由两部分组成，一是与发电企业直接交易每笔合同结算电量、电价，偏差电费,签约用户辅助服务费用等应付电费；二是由售电公司签约用户每个户号的结算电量、电价、辅助服务费用等应收电费。上述两部分电费分别记账，资金可对冲结算。

（六）电网企业分摊市场交易相关费用的结算依据。

第一百〇九条市场主体因偏差电量引起的电费资金，暂由电网企业收取和支付，并在电费结算依据中单项列示。

第一百一十条市场主体收到市场化电费结算依据后，应进行核对确认。如有异议，需在三个工作日内通知电力交易机构，各市场主体在结算年度内（通常为当年2月至次年1月底），仍可继续申请复核和清算。对超过结算年度的纠纷，由涉事各方自行协商，协商不成依法提请仲裁或诉讼。

第一百一十一条售电公司与其签约用户如出现电费结算争议，争议解决后应进行清算。争议期间，电力交易机构可按照电费争议的具体情况，要求售电公司补充追加履约保障凭证。

第一百一十二条批发市场的市场主体实际用电量与对应时段合同电量总量（含政府明确不纳入市场化交易的电量）的差值，为用电偏差电量。对其中超过原合同电量3%的电量收取偏差电费。售电公司所有签约用户的实际用电总量计为该售电公司用电量。偏差电费暂由电网企业收取。一类用户偏差电费由电网企业在电费发票中单项列示；售电公司偏差电费纳入与电网企业结算范围，开具发票并单项列示。

第一百一十三条对于同一个市场成员，有多笔市场化交易合同的情况，结算顺序依次如下：

（一）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；

（二）按交易品种排序：跨省跨区交易合同、抽水电量交易合同、合同电量转让合同、直接交易合同结算优先级依次递减；

（三）按交易组织方式排序：挂牌、集中竞价、双边协商结算优先级依次递减；

（四）如上述排序后，仍存在合同排序完全一样的情况，按照价格优先、系统数据库备案时间（毫秒级）优先方式决定结算顺序。

第一百一十四条优先结算绿电交易电量、分布式发电市场化交易电量。

第一百一十五条如果事后发现某市场主体在过去某月发生计量差错，则对该市场主体及结算电费受影响的其它市场主体按照更正后的电量和当时的市场结算规则重新进行结算计算，并计算出与该月已实际支付或收取电费的差值，与当前月份的电费合并进行资金结算。

第三节 购电侧结算与偏差调整

第一百一十六条一类用户和售电公司可以通过调整年度合同的分月计划、参加月度交易、月内交易及多日分时段能量块交易等方式，规避电量偏差风险。

第一百一十七条批发市场（不含参加现货市场的现货日电量）电量电费及偏差电费结算方法为：

（一）实际用电量低于当月净合同总量时，依照市场化合同结算次序进行结算；

（二）一类用户和售电公司实际用电量超过当月净合同总量时，按实际用电量结算。其中，合同电量按照合同价格结算，3%以内的超用电量按照市场化合同加权平均价结算，超过3%的超用电量按照当期燃煤机组市场化交易价格浮动上限结算；

（三）一类用户、售电公司和电网企业代理购电超过3%的偏差电量，按照当期燃煤机组基准电价的10%征收偏差电费。其中，月度竞价中以不小于市场化交易价格浮动上限申报但未成交的电量不纳入超用偏差电费计算。

第一百一十八条用户的峰谷、功率因数调整按照国家及省有关规定执行。

第一百一十九条售电公司与其签约二类用户的结算，根据售电公司与电力用户的购售电合同约定进行。

第一百二十条偏差电费，以当月用电量占比为基准返还给所有参与市场化交易的一类用户、售电公司、电网企业。

第四节 发电侧结算与偏差调整

第一百二十一条在次月月度交易前，一类用户、售电公司可与发电企业协商调整次月的年度交易合同分月计划。市场主体可通过月内（多日）交易调整当月市场化合同电量，减少合同执行偏差。

第一百二十二条可再生能源和非常规燃煤机组结算基本原则:

（一）可再生能源机组参加绿电交易以及分布式发电市场化交易，按照相应规则执行；

（二）垃圾掺烧发电机组按国家确定的电价政策结算。

第一百二十三条发电机组的结算方法为：

（一）市场化合同照付不议，月结月清，偏差结算。允许对基数电量合同（如有），年度范围内分月滚动结算。

（二）发电机组当月实际市场化结算电量与全体市场化用户市场化结算电量（含当月代理购电市场化成交合约电量）的差值，为市场化机组的总体结构性超（欠）发电量。各发电机组实际上网电量与其市场净合同电量的差值，为该机组当月实际超（欠）发电量。

(三）当月市场化机组总体结构性超(欠）发时。

（1）当月实际上网电量低于市场化净合同电量之和的发电机组，在市场化合同电量按照合同价格结算的基础上，欠发电量电费按照当月欠发电量结算价格，从当月电费中扣除。

（2）当月实际上网电量高于市场化净合同电量之和的发电机组，合同电量按照合同价格结算，超发电量按照当月超发电量结算价格结算。

（四）当月超发电量的结算价格从当月集中竞价统一出清价格、月内挂牌交易成交均价、发电侧合同电量转让交易均价、电网企业代理购电价格中取最小值；当月欠发电量的结算价格从当月集中竞价统一出清价格、月内挂牌交易成交均价、发电侧合同电量转让交易均价、电网企业代理购电价格中取最大值。

（五）市场化机组的总体结构性超（欠）发电量，按照当月月度集中竞价价格，和电网公司结算。当月市场化机组总体结构性超发时，当月结算的不平衡电费，以当期上网电量超过燃煤机组当期平均上网小时数的电量为权重，返还给全电量参与市场化交易的机组。当月市场化机组总体结构性欠发时，当月结算的不平衡电费，以当期欠发电量为权重，由全电量参与市场化交易的欠发机组分摊。

（六）市场化结算不平衡费用是指批发市场购售电量电费差（不含偏差考核费用），按照所有全电量参与市场机组的上网电量进行分摊或返还。

（七）若发电机组当月上网电量高（低）于月度及月内市场成交电量，若属自身原因，则对差值电量超过1%的部分按照当期燃煤机组基准电价的10%征收偏差电费。

第十章 信息披露

第一百二十四条市场信息分为社会公众信息、市场公开信息和私有信息。社会公众信息是指向社会公众披露的信息；市场公开信息是指向所有市场主体披露的信息；私有信息是指向特定的市场主体披露的信息。

第一百二十五条社会公众信息包括但不限于：

（一）电力交易适用的法律、法规及相关政策文件，电力交易业务流程、管理办法等；

（二）国家批准的发电侧上网电价、销售目录电价、输配电价、各类政府性基金及附加、系统备用费及其他电力交易相关收费标准等；

（三）电力市场运行基本情况，包括各类市场主体注册情况，电力交易总体成交电量、价格情况等；

（四）电网运行基本情况，包括电网主要网络通道的示意图、各类型发电机组装机总体情况，发用电负荷总体情况等；

（五）电网企业代理购电相关信息；

（六）其他政策法规要求向社会公众公开的信息。

第一百二十六条市场公开信息包括但不限于：

（一）市场主体基本信息，市场主体注册准入以及退出情况，包括企业名称、统一社会信用代码、联系方式、信用评价信息等；

（二）发电设备信息，包括发电企业的类型、所属集团、装机容量、检修停运情况，项目投产（退役）计划、投产（退役）情况等；

（三）电网运行信息，电网安全运行的主要约束条件、电网重要运行方式的变化情况，电网各断面（设备）、各路径可用输电容量，必开必停机组组合和发电量需求，以及导致断面（设备）限额变化的停电检修等；

（四）市场交易类信息，包括年、季、月电力电量平衡预测分析情况，非市场化电量规模及交易总电量安排、计划分解，各种交易的总成交电量和成交均价，安全校核结果及原因等；

（五）交易执行信息，包括交易计划执行总体情况，计划执行调整及原因，市场干预情况等；

（六）结算类信息，包括合同结算总体完成情况，差额资金每月的盈亏和分摊情况；

（七）其他政策法规要求对市场主体公开的信息。

第一百二十七条市场私有信息主要包括：

（一）发电机组的机组特性参数、性能指标，电力用户用电特性参数和指标；

（二）各市场主体的市场化交易申报电量、申报电价等交易申报信息；

（三）各市场主体的各类市场化交易的成交电量及成交价格等信息；

（四）各市场主体的市场化交易合同以及结算明细信息；

（五）售电公司签约用户的日用电量。

第一百二十八条市场成员应当遵循及时、准确、完整的原则披露电力市场信息，对其披露信息的真实性负责。对于违反信息披露有关规定的市场成员，可依法依规纳入失信管理，问题严重的可按照规定取消市场准入资格。

第一百二十九条电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露社会公众信息和市场公开信息。市场成员严禁超职责范围获取私有信息，不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。

第一百三十条电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构按照市场信息分类及时向社会及市场主体、政府有关部门发布相关信息。市场主体、电力调度机构应当及时向电力交易机构提供支撑市场化交易开展所需的数据和信息。

第一百三十一条在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力交易平台、电力交易机构网站进行披露。电力交易机构负责电力交易平台、电力交易机构网站的建设、管理和维护，并为其他市场主体通过电力交易平台、电力交易机构网站披露信息提供便利。电力交易平台、电力交易机构网站安全等级应当满足国家信息安全三级等级防护要求。

第一百三十二条市场主体如对披露的相关信息有异议或疑问，可向电力交易机构、电力调度机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构负责解释。

第一百三十三条江苏电力中长期市场信息披露按照本章要求执行，其他有关信息披露未明确的事项参照《江苏电力市场信息披露监管实施办法》（苏监能市场〔2019〕80 号）执行。

第十一章 市场监测和风险防控

第一百三十四条电力交易机构、电力调度机构根据有关规定，按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，履行市场运营、市场监控和风险防控等职责，采取有效风险防控措施。

第一百三十五条电力交易机构、电力调度机构将相关信息系统接入电力监管信息系统，应加强对市场运营情况的监控分析，按照有关规定定期向江苏能源监管办、省发展改革委（能源局）提交市场监控分析报告。

第一百三十六条当出现以下情况时，电力交易机构、电力调度机构可依法依规采取市场干预措施：

（一）电力系统内发生重大事故危及电网安全；

（二）电力市场交易发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的；

（三）电力市场技术支持系统发生重大故障，导致交易无法正常进行的；

（四）因不可抗力电力市场化交易不能正常开展的；

（五）国家能源局、江苏能源监管办作出暂停市场交易决定的；

（六）电力市场运营规则不适应电力市场交易需要，必须进行重大修改的；

（七）电力市场发生其他严重异常情况的。

第一百三十七条市场干预期间，电力交易机构、电力调度机构应当详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容，并向江苏能源监管办、省发展改革委（能源局）提交报告。

第一百三十八条当面临重大自然灾害和突发事件，省级以上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态时，可暂停电力市场交易，全部或部分发电量应执行指令性交易，包括电量、电价，并免除市场主体的全部或部分违约责任。

第一百三十九条当市场秩序满足正常电力交易时，电力交易机构应及时向市场交易主体发布市场恢复信息。

第十二章 争议和违规处理

第一百四十条本规则所指争议是市场成员之间的下列争议：

（一）注册或注销市场资格的争议；

（二）市场成员按照规则行使权利和履行义务的争议；

（三）市场交易、计量、结算的争议；

（四）其他方面的争议。

第一百四十一条发生争议时，按照国家、省有关法律法规和相关规定处理，具体方式有：

（一）协商解决；

（二）申请调解或裁决；

（三）提请仲裁；

（四）提请司法诉讼。

第一百四十二条市场成员扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由江苏能源监管办按照《电力监管条例》《关于印发江苏电力市场监管实施办法（试行）的通知》等相关法律法规处理：

（一）提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格；

（二）滥用市场力，恶意串通、操纵市场；

（三）不按时结算，侵害其他市场交易主体利益；

（四）市场运营机构对市场交易主体有歧视行为；

（五）提供虚假信息或违规发布信息；

（六）泄露应当保密的信息；

（七）其他严重违反市场规则的行为。

第十三章 附 则

第一百四十三条本规则由江苏能源监管办、省发展改革委（能源局）负责解释。本规则未尽事宜，按照国家、省有关规定执行。

第一百四十四条本规则自发布之日起施行。《关于印发〈江苏省电力中长期交易规则（暂行）〉的通知》（苏监能市场〔2021〕8号）同时废止。