吉林省电力中长期交易规则补充规定（征求意见稿）：鼓励具备技术条件的新型经营主体参与可调节资源市场化互动交易

北极星售电网获悉，东北能监局发布关于征求《<吉林省电力中长期交易规则> 补充规定（征求意见稿）》意见的公告，其中提到，鼓励依法取得项目核准或备案文件、通过相关验收或安全性评价的各类新型经营主体（可调节负荷、负荷聚合商、独立新型储能、虚拟电厂等）参与电能量等市场交易。鼓励符合市场准入基本条件且具备一定技术能力的新型经营主体参与可调节资源市场化互动交易，促进电力供需平衡及新能源消纳；结合实际对新型经营主体的调节能力开展后评估，不具备技术条件的新型经营主体不再参与相关市场化互动交易；具体按照国家政策、吉林省相关规定执行。

详情如下：

关于征求《<吉林省电力中长期交易规则> 补充规定（征求意见稿）》意见的公告

为进一步规范吉林省电力中长期交易工作，推动中长期市场开展分时交易及结算，更好适应当前绿电等品种交易，国家能源局东北监管局会同吉林省能源局、吉林省发展和改革委员会组织制定了《＜吉林省电力中长期交易规则＞补充规定（征求意见稿）》，现征求意见。

征求时间为2024年11月20日至12月20日。如有意见，请反馈至shichang＠nea．gov．cn邮箱，并注明单位或组织及个人有关信息。

附件：《吉林省电力中长期交易规则》补充规定（征求意见稿）

国家能源局东北监管局

2024年11月19日

《吉林省电力中长期交易规则》补充规定

第一章 市场准入注册及退市注销

第一条以中长期交易基本规则-绿色电力交易专章为基础，吉林省参与绿电交易的发电侧主体暂为集中式风电、光伏发电项目，适时推动其他可再生能源参与绿电交易。绿电交易购电侧主体为具有绿色电力消费及认证需求、愿意承担绿色电力环境价值的工商业用户。

第二条鼓励依法取得项目核准或备案文件、通过相关验收或安全性评价的各类新型经营主体（可调节负荷、负荷聚合商、独立新型储能、虚拟电厂等）参与电能量等市场交易。鼓励符合市场准入基本条件且具备一定技术能力的新型经营主体参与可调节资源市场化互动交易，促进电力供需平衡及新能源消纳；结合实际对新型经营主体的调节能力开展后评估，不具备技术条件的新型经营主体不再参与相关市场化互动交易；具体按照国家政策、吉林省相关规定执行。相关技术能力要求如下：

（一）具备96点分时计量采集传输条件，具有发用电计划、负荷预测管理及策略执行等能力；

（二）常规工商业用户、电蓄热（冷）和电动汽车充换电负荷的调节能力不小于10%（调节容量/总容量，下同）；

（三）独立新型储能、负荷聚合商和虚拟电厂应接入新型电力负荷管理等系统，聚合容量不小于5兆瓦，可调节能力不小于10%，独立新型储能最大充（放）电功率符合相关规定要求，充放电时间不低于1小时，独立新型储能、虚拟电厂主要设备依规通过相关检测认证、并网及消防验收。

第三条电力用户按照购电模式形成不同身份（电网代理购电、市场交易），电网代理购电用户可在每月15日前选择转为市场交易用户，参与次月交易。市场交易用户和售电公司可在交易平台自主选择零售套餐并签订零售合同，合同期限为自然年，合同期内可按月调整后续月份的零售套餐。

第四条电力用户信息变更的身份界定及处理原则。

（一）销户、电价类别由工商业改居民或农业用电的，按照正常退市予以注销；

（二）名称发生变化但主体（统一社会信用代码）未变的维持原有市场身份，主体变化的依规按照退市或新增入市办理；

（三）用户部分户号或全部户号过户、分户、并户给其他用户时，原用户维持市场身份或正常注销，承接户号的用户若为非市场交易用户，可自主选择入市按新增用户办理，若为存量市场交易用户，按新增户号办理；

（四）主体存续但停止用电期间，无论是否办理减容手续，均维持原有市场身份。

第五条电网企业办理电力用户信息变更时，须同步向电力交易机构推送相关变更信息。对于在交易平台注册但未曾参与交易或者无效注册的用户，以及符合市场注销条件但未申请办理注销的用户，电力交易机构可依据电网企业推送的变更信息，按月梳理及公示，并正常予以零售代理关系解绑、平台注销等处理。

第二章 交易组织

第六条交易原则。

（一）结合省内电力市场基础条件，有序推进中长期市场连续运营。结合市场实际需要适时组织开展合同转让、置换、回购等交易。推动中长期市场实行按工作日开市分时段交易、“照付不议、偏差结算”月结月清模式，引导经营主体通过市场交易形成分时段价格。

（二）电网企业分类预测居民、农业和代理工商业用电量，综合考虑上年度省级电网综合线损、省内优发电量、政府间协议、省间联络线计划等因素，按各交易周期分类匹配优发优购电量，预测电网代理购电量及典型曲线，合理确定市场化采购规模，参与中长期市场连续运营。

（三）逐步推动各类优先发电计划，通过签订年度电力中长期合同方式落实，明确分月安排、月度调整机制及责任落实主体等。

第七条交易时段划分。为引导市场交易形成合理分时段价格，将电力中长期市场按日暂划为24个交易时段，经营主体按各交易时段进行交易申报，后续结合市场发展适时进行交易时段细化调整。

第八条交易方式。包括双边协商、挂牌、集中竞价、滚动撮合交易。其中，滚动撮合交易由交易平台按不同交易标的进行即时自动匹配撮合，当买方申报价格大于等于卖方申报价格时允许成交，价格较高的买方申报或价格较低的卖方申报可以优先成交；当买方或卖方申报价格相同时，申报时间较早的优先成交，申报时间以系统记录时间为准，成交价格采用配对双方先申报一方的价格。

第九条交易组织模式。年度交易以每年各月各交易时段电量为标的，主要以双边协商、集中竞价方式开展，适时组织开展挂牌交易，集中竞价交易方式以统一边际价格出清。多月、月度交易按年度交易组织方式开展。月内（多日）交易以月内（多日）各交易时段电量为标的，均采用集中竞价方式，以统一边际价格出清。日融合交易按工作日连续开市，每日（D-2日）以滚动撮合方式组织开展融合交易，交易标的暂为D日至月底（含节假日）各交易时段电量，具备条件后调整为D日各交易时段电量（遇节假日组织多日交易）。

开展绿电交易时，用户或售电公司与新能源应分别明确电能量价格和绿证价格，电能量价格按照新能源与用户或售电公司分时段交易价格机制确定，绿证价格由双方协商确定。绿电交易暂按照年度、月度为周期组织开展，适时组织开展月内绿电交易，依规签订及执行绿电交易合同，鼓励经营主体签订多年期绿电购买协议。绿电交易暂采用双边协商方式，适时组织开展集中竞价、挂牌交易。具体按照中长期交易基本规则-绿色电力交易专章执行。

第十条交易曲线分解。双边交易由经营主体按交易周期申报每日各交易时段的电量和价格；集中交易由经营主体申报各交易时段总电量、价格，并在交易平台上将各时段成交总电量分别按照交易周期对应天数自动平均分解到每日对应时段。年度、月度及月内双边交易和集中交易形成的日曲线叠加日融合交易结果，形成每日交易合同曲线。电网企业代理购电量、优先发电计划电量、省间中长期及短期交易结果均需按照相关机制进行曲线分解。

第三章 结算

第十一条现货市场未运行时，按照电力中长期交易规则及本规定开展电费结算，现货市场试运行期间，与现货市场相关结算原则相衔接。

第十二条经营主体按“照付不议、偏差结算”原则，发用两侧解耦结算，月结月清，逐步实现日清月结。经营主体月度各时段所有省内交易合同（含优先发电计划）按照合同价格全量结算，根据交易合同净值与其实际发、用电量差值开展偏差结算。初期暂定免偏差考核范围为±10%（特高压输电通道配套电源为±3%）。结合市场实际，经电力市场管理委员会审议，报送东北能源监管局、省发展改革委、省能源局审定后，适时调整免偏差考核范围及考核系数。

第十三条“照付不议、偏差结算”执行原则。

（一）发电企业在免偏差考核范围内的电量按该企业当期省内各类中长期交易加权均价结算。煤电偏差率在10%以外的超（少）发电量按煤电当期各类中长期交易最低（高）价的0.95（1.05）倍结算，可再生能源免偏差考核范围以外的超（少）发电量按可再生能源当期各类中长期交易最低（高）价的0.95（1.05）倍结算。

当期发电企业非自身原因引起的偏差电量，由电力调度机构负责统计，通过交易平台在发电企业范围公示2天无异议后，向电力交易机构提供相关认定信息（包括偏差原因、起止时间、偏差电量等），电力交易机构在发电企业实际上网电量基础上扣除该部分偏差电量后重新核算。

（二）电力用户（批发用户、售电公司）在免偏差考核范围内的电量按该用户当期各类中长期交易加权均价结算。免偏差考核范围以外的超用电量按省内当期中长期交易最高价的1.05倍结算，少用电量按该用户当期各类中长期交易最低价的0.95倍结算。已参与交易且无正当理由申请办理退市的用户，从次月起由电网企业按国家电价政策执行；若批发或零售用户未申请办理退市、当期无交易合同但实际发生用电量，则全电量按省内当期中长期交易最高价的1.05倍结算。

日内滚动撮合交易、合同转让交易中的价格不纳入市场相关最高（低）价计算。

第十四条售电公司代理用户偏差电量以售电公司为整体进行偏差结算。售电公司收益为其在批发市场购电费用和零售市场售电收入的差额费用。售电公司与零售用户自主通过交易平台开展零售合同电量分解及结算单确认等业务，关键业务信息确认应在2天内完成，逾期未确认交易平台将自动默认各方均无异议。

第十五条绿电交易电能量部分与绿证部分分开结算，结算依据出具、偏差处理、绿证核发划转等按照国家发布的中长期交易基本规则-绿色电力交易专章执行。

第十六条电网企业代理购电用户按照批发用户结算原则，每月在实际用电量基础上扣除调试电量、省间现货购入电量、应急调度电量、省间偏差购入电量后计算偏差电量。

第十七条省间中长期交易电量据实结算，省间偏差责任费用由参与该笔交易的经营主体按照交易合同等比例分摊或分享。

第十八条特高压输电通道配套电源按照省间实际结算结果“照付不议、偏差结算”，超（少）发电量按该企业当期各类中长期交易加权均价的0.95（1.05）倍结算。

第十九条因计量尾差、计量故障、技术支持系统差错等原因导致需要进行电费追退补的，对于出具结算依据当月2天内经营主体反馈发现的问题，经电网企业核实确认的，重新计算并公布当期结算数据；对于差错月电费发行后发现的问题，由电网企业按差错月省内中长期交易加权平均价格进行电费退补。电网企业须按月将相关情况报送东北能源监管局、省发展改革委、省能源局备案。

第二十条用户侧与发电侧电能量费用之间的差额，按照当月发电企业（不含输电通道配套电源）上网电量（扣除省间交易结算电量）及用户用网电量占比分摊或者返还所有经营主体，月结月清。

第四章 风险防控

第二十一条依据国家《电力市场运行基本规则》，每年结合电力供需、市场运行等实际情况，由电力交易机构进行综合测算，并由电力市场管理委员会提出市场交易电量电价申报约束的建议，报送东北能源监管局、省发展改革委、省能源局审定后，在年度交易方案中进行明确，引导市场交易量价运行在合理区间，防范电力市场运行风险。

第五章 其他

第二十二条省内中长期市场交易须遵循电力中长期交易规则及本规定的基本原则，具体事宜和每年需要适时调整的内容、关键市场参数标准及取值，经电力市场管理委员会审议，报送东北能源监管局、省发展改革委和省能源局审定后，在年度交易方案或者其他备案报告中明确执行。

第二十三条本规定由东北能源监管局、省发展改革委和省能源局负责解释并监督执行。

第二十四条本规定自印发之日起执行。原有电力中长期交易规则、补充规定及方案与本规定不一致的，按照本规定执行。