吉林电力用户与发电企业直接交易规则

吉林省电力用户与发电企业直接交易规则(临时)第一章总则一是规范吉林省电力直接交易，维护电力用户和发电企业的合法权益，确保电力市场稳定、健康、有序建设。根据中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见(钟发20159号)及其配套文件国家发改委 国家能源局电力中长期交易基本规则(暂行)(法改能源20162784号)、吉林省政府办公厅关于推进电能清洁供暖的实施意见(郑绩银发201749号)等相关法律、法规和文件的规定，制定本规则。第二条本规则适用于吉林省电力用户与发电企业之间的直接交易。直接交易坚持平等自愿的原则，发电和用电双方通过独立谈判或集中报价相匹配，以达到双方商定的合理价格。第三条本细则所称用电用户，是指符合国家产业结构指导目录要求和环境保护标准的工业用户，以及清洁的电能供热用户。本细则所称发电企业是指20万千瓦及以上符合国家基本建设审批程序并取得吉林省电力经营许可证的不受电网约束的火电企业和风电企业；本规则所称交易中心是吉林电力交易中心有限公司；本规则所称电网企业，即国家电网吉林省电力有限公司和吉林省地方水电有限公司第四条市场准入电力用户：每年年初，省能源局会同有关部门确定当年电力用户准入门槛，符合条件的电力用户自愿申报。省能源局根据年度市场交易规模和电力用户报告，确定电力用户的基本电力，并向公众公布。发电企业：省能源局会同有关部门，根据发电企业自愿申报情况和去年发电企业环保及能耗标准，确定发电企业名单并公布。第二章登记、变更和撤回第五条登记的原则和条件(一)电力用户和发电企业取得省能源局公布的市场主体资格后，必须在交易中心登记，方可进行直接交易。(二)电力用户和发电企业应向交易中心提交登记材料电力用户提交的资料包括：企业基本信息、交易商信息、生产规模、年用电范围等企业生产信息，以及电压等级、报告容量、年用电负荷、用电负荷率等企业用电技术信息。发电企业提交的资料包括：基本企业信息、交易商信息、发电营业执照、机组详细技术参数。第六条变更的原则和条件(一)注册电力用户和发电企业在新建、扩建、合并、重组、合并、分立等导致其股权、经营权、经营范围发生变化的，应当报省能源局审批，并重新向交易中心申请登记。(二)未导致股权、经营权和经营范围发生变化的用电单位和发电企业的扩张和更名，需要通过交易中心操作系统进行登记。交易中心应将上述变更报省能源局备案。第七条回避原则和条件(一)发生下列情况时，申请退出市场：1.外部情况发生变化或者自身条件发生变化，不符合准入条件的；2.不愿意继续参与市场交易。(二)电力用户、发电企业退出市场需向省能源局提出申请，并提供以下资料：1.退出市场的原因；2.合同的履行和未完成合同的处理；3.债权火电企业的交易权是由年度发电监管目标之外的市场交易形成的。风电企业的交易电量(包括发往华北和本省的交易电量)是当月净电量超过基础电量的部分。受客观因素影响，如果市场交易不能完成，发电企业可以转让电力。第四章直接电力交易组织第九条所有交易应在交易中心的交易平台上统一进行。目前，在互联网上进行网络申报采用的是CFCA数字证书认证。发电企业和电力用户应当在上一年11月30日前向交易中心提供其变更交易商的报价授权书，交易中心负责备案。第十条交易过程的独立谈判(一)交易价格的申报在交易报告期内，发电企业应首先报告电价(包括环保电价)，交易平台应根据电价自动将输配电价、政府资金和与协商用电用户对应的新增电量添加到用电用户中，然后转移给用电用户，用电用户(清洁供热用户除外)应进行核实和确认。电能清洁供热用户原则上只参与自主协商交易，按照购销差价不变的方式与发电企业自主协商确定交易价格，并报交易中心审核。申报电价单位为人民币/兆瓦时，数据精确到小数点后两位。不符合申报要求的，视为无效申报数据。(二)交易用电信息申报在交易申报期间，发电企业应首先申报电量(用户侧电量)，然后由用电人核实确认。原则上，申报电量以100万千瓦时为基础，不符合申报要求的视为无效申报数据。在核实和确认交易电量和交易电价没有问题后，认为直接交易已经结束。(3)交易中心发布的信息，包括：双边交易总量：电力用户直接交易权为中标权，发电企业直接交易权为中标权/(1-线损率)，线损率暂定为7.5%；协商电价；电网主要通道的限制；向电力用户和发电企业披露的其他信息。(4)交易结果的确定和发布1.交易中心根据双方独立协商的电价制定交易方案，提交电网企业调度机构进行安全检查，形成交易结果。2.当安全检查不能满足所有交易用电时，应根据电网约束条件削减交易申报单。3.交易中心应当公布交易结果，安全检查不合格的，应当向市场成员公布原因。第十一条集中报价匹配交易流程(一)交易公告交易中心应在每月终了前12个工作日内向被接纳的电力用户和发电企业发布交易公告，主要包括：1.交易的开始和结束时间；2.交易申报的起止时间；3.电力用户目录中的电价(不含基本电价)；电力用户的增量需求4.各种电压等级的输配电价格；5.发电企业基本电价和剩余发电能力；6.电网传输阻塞等。7.其他相关要求和说明。(2)交易申报1.所有交易均在交易中心的交易平台上统一进行。2.目前，在互联网上进行网络申报采用的是CFCA数字证书认证。3.每30分钟进行一轮交易，其中前20分钟是申报阶段，t(1)根据电力用户和发电企业申报价格的先后顺序，计算电力用户向电网转换的申报价格(不含输配电价、政府资金和附加费)与发电企业申报价格的差价。(2)交易双方应按差价由大到小的顺序进行匹配，直至差价为零。交易价格是电力用户申报电价和发电企业申报电价扣除输配电价、政府资金和新增用电后的平均价格，即交易价格=(电力用户申报电价-输配电价-政府资金和新增发电企业申报电价包括环保电价)/2。(3)在每一轮交易中，如果多个发电企业提供相同的价格，环保单位将在交易中享有优先权；在条件相同的情况下，交易量按各方申报的电量比例进行加权计算后进行分配。(4)在每一轮交易中，如果多个电力用户报价相同，交易量按每个电力用户申报电量的比例进行加权计算后进行分配。(5)发电企业的直接交易能力为中标能力/(1-线损率)，线损率暂定为7.5%。根据直接交易的交易结果，发电企业的月度发电计划应进行相应调整。6.电网企业的调度机构负责检查电网安全。交易中心应及时发布交易数量、交易价格等信息，并在交易日结束后发布当月总交易情况。第五章直接电力交易合同第十二条合同签订(1)直接交易的结果最终通过电力用户、发电企业和电网企业共同签订直接购电交易合同的方式得到确认。三方合同应包括权力和责任、涉及电网企业的内容、交易计划和结算所需的内容；(2)年度、季度独立谈判交易和月度集中撮合交易完成后5个工作日内，交易中心应组织签订三方直接交易合同。交易合同签订后，交易中心负责报省能源局备案。第十三条交易的执行(一)发电企业的直接交易电量应统一纳入全省电力平衡。(二)交易中心根据直接交易结果制定发电企业月度上网电量计划。(3)电力用户应根据交易结果组织用电，确保每月用电增量满足交易结果的要求。第六章直接电力交易结算第十四条电力用户和发电企业原则上应当按照自然月计量用电量和在线用电量。如果不具备条件，现有的抄表方式可以暂时保持不变。目前，各市场主体与电网企业之间的电费结算和支付方式保持不变。电网企业向电力用户开具统一发票，结算和收取电费。发电企业向电网企业开具发票，电网企业结算并支付电费。第十五条发电企业不能完成本合同规定的电力市场交易的，经省能源局审批后，可以进行发电权交易。如果发电权交易不成功，将首先结算市场交易电量，并相应减少基本电量结算。第十六条与直接交易相关的电费应当按月和按年结算，并进行严格的偏差评估。在年度清算中，当完成的第七章电力直接交易价格的监督管理第十七条直接电力交易的交易价格应当由市场参与者通过独立谈判等市场化方式形成，第三方不得干预。第十八条直接电力交易应当采用输配电价的方式进行，即发电上网价格(含环保电价)、政府相关资金输配电价格和附加=用户电价。输配电价格应当按照国家批准的电价标准执行。在电能清洁供暖专项输配电价出台之前，电能清洁供暖用户仍将采用电网购销差价的方式，即电能清洁供暖价格=当前电网销售价格-电能清洁供暖用户与发电企业协商的降价金额。有关政府性基金和附加费按照国家有关规定执行。第十九条直接电力交易(非电力清洁供热)产生的电能损耗，由电网公司按照基准电价购买。电能清洁供热直接交易产生的网损电由电网公司按照发电企业的交易价格购买。第二十条集中报价和撮合交易可以限制交易价格申报。原则上由吉林省电力市场管理委员会提出意见，经省物价局、省能源局和东北能源监督局同意后实施。如果没有新的价格限制，以前的价格限制将继续。第二十一条参与直接交易的电力用户应当执行现行相关电价政策。其中，实行峰谷分时电价的用户可以继续对直接交易电量实行峰谷电价。直接交易电价被用作平段电价。峰谷电价根据当前峰谷电价比率计算。电力用户不参与调峰费用的分配。电力用户单方面执行峰谷电价给电网企业造成的损益单独核算，在未来电