更新时间2018-11-23 04:50:07
重庆市电力直接交易规则(试行)
第一章 总 则
第一条 为规范推进电力直接交易试点工作(以下简称“直接交易”)，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》(中发〔2015〕9号)，《国家电监会、国家发展改革委、国家能源局关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场〔2009〕20号)，《重庆市人民政府办公厅关于印发重庆市电力直接交易试点方案的通知》(渝府办发〔2016〕167号)以及我市供给侧改革的相关精神，制定本规则。
第二条 直接交易指符合条件的电力用户、售电公司与发电企业，按照自愿参与、自主协商的原则直接进行购售电交易，电网企业按照有关规定提供输配电服务。
第三条 本规则适用于国网重庆市电力公司(以下简称“市电力公司”)供电范围内的直接交易。地方电网企业供电范围内的直接交易可参照本规则执行。市经济信息委牵头负责全市电力直接交易工作。
第四条 直接交易市场成员包括电力用户、发电企业、售电公司、电网企业。经审核符合条件、在市电力交易机构注册的电力用户、发电企业、售电公司、电网企业为直接交易市场主体(以下简称“市场主体”)。
第二章 准入与退出
第五条 电力用户进入直接交易市场条件及要求：
(一)具有法人资格，财务独立核算，信用良好，能独立承担民事责任的经济实体。
(二)申请人应符合国家产业政策，单位能耗、环保排放达到国家标准，产品和工艺属于限制类、淘汰类的不得参与直接交易。
(三)年用电量500万千瓦时及以上的大工业电力用户可自行参与直接交易，也可由售电公司代理参与直接交易;年用电量300-500万千瓦时的大工业电力用户由售电公司“打捆”参与直接交易。
(四)符合以上条件，积极开展电力需求侧管理工作的电力用户可优先参与直接交易。
第六条 售电公司进入直接交易市场条件及要求：
(一)售电公司准入直接交易市场的条件按照《市发展改革委、市经济信息委、华中能监局、市物价局关于重庆市售电侧改革市场主体准入与退出的指导意见》(渝发改能〔2016〕450号)有关规定执行。
(二)准入直接交易市场的售电公司可代理符合条件的电力用户参与直接交易，也可组织年用电量300万千瓦时及以上的大工业电力用户“打捆”参与直接交易。
第七条 发电企业进入直接交易市场条件及要求：
(一)具有法人资格，财务独立核算，信用良好，能独立承担民事责任的经济实体。
(二)符合国家基本建设审批程序并取得相关业务许可的统调公用发电企业。火电为单机容量30万千瓦及以上(国家鼓励发展的资源综合利用机组容量可放宽至10万千瓦以上)、符合国家环保要求、具有脱硫脱硝除尘等环保设施并正常投运的发电企业。水电为水库调节能力在季调节及以上，单机容量5万千瓦及以上的发电企业。水电参与直接交易的电量规模及具体细则由市经济信息委会同市级有关部门另行制定。
第八条 市场主体准入原则上按季度办理。符合条件的电力用户(年用电量300万千瓦时及以上)每季度向所在地区县经济信息委提出准入申请，各区县经济信息委每季度末初审汇总后，统一向市经济信息委申报;发电企业市场准入申请直接向市经济信息委申报。每季度的第一个月内，市经济信息委组织相关部门完成市场准入条件审核，并公示通过审核企业名单(公示期为5个工作日)。
第九条 经公示无异议的企业在公示期满后5个工作日内，在市电力交易机构完成基本信息注册，其中自行参与或由售电公司代理参与直接交易的电力用户均需办理基本信息注册，由售电公司“打捆”的电力用户可不办理基本信息注册。企业注册时应提交以下资料：
(一)电力用户：企业基本信息、交易员信息、生产规模等生产基础信息，报装容量(最大需量)、电压等级、年用电量、年用电负荷、用电负荷率等用电技术信息。
(二)售电公司：营业执照、法人代表、资产证明、交易员信息、经营场所等基本信息和银行账户等交易信息。
(三)发电企业：企业基本信息、交易员信息、项目核准文件、发电业务许可证、机组详细技术参数等。
第十条 有下列情况之一，市场主体应进行注册变更：
(一)已注册市场主体因新建、扩建、兼并、重组、合并、分立等原因，发生股权、经营权、营业范围、生产规模等变化的，需经所在地区县经济信息委报市经济信息委会同相关部门重新审核，符合准入条件的，重新办理注册。
(二)已注册市场主体更名但未发生股权、经营权、营业范围、生产规模等变化的，通过市电力交易机构变更注册，市电力交易机构将变更情况报市经济信息委。
第十一条 有下列情况之一，市场主体应退出交易市场：
(一)外部条件发生变化，市场主体不再满足准入条件。
(二)经审核具备市场主体资格，在完成信息注册后的1年内，没有开展市场交易的。
(三)合同期满，因故不愿再参与市场交易的。
第十二条 有下列情况之一，市经济信息委取消其交易主体资格：
(一)违反国家电力或节能环保政策。
(二)拒不执行交易合同。
(三)不服从调度命令。
(四)串通报价，恶意报价，虚报电量，严重扰乱交易市场秩序。
(五)其他违法违规行为。
第十三条 市场主体合同期内原则上不得单方面退出市场交易。确需退出的，需相关方协商一致，抄报市经济信息委。市场主体未完成的剩余合同电量可以转让，受让方仅限于满足准入条件的市场主体。
第十四条 市场主体退出后，市电力交易机构注销其注册信息，并向其它市场主体公告。
第三章 交易实施
第十五条 市电力交易机构要搭建电力交易平台供电力用户、售电公司与发电企业实施直接交易，发布直接交易相关信息。
第十六条 直接交易可采取双边协商交易或集中交易。
(一)双边协商交易指交易期限内电力用户、售电公司与发电企业自主协商确定交易电量、交易价格、分月安排等内容，形成交易意向，经电网企业调度机构安全校核后纳入交易流程。
(二)集中交易指通过市电力交易机构的交易平台形成交易意向(包括挂牌交易、撮合交易等)，经市电力调度机构安全校核后纳入交易流程。
挂牌交易时，电力用户或售电公司通过市电力交易机构申报的直接交易电量为挂牌电量，申报的直接交易电价为挂牌电价。市电力交易机构发布挂牌电量、挂牌电价信息。有交易意向的发电企业申报摘牌电量，申报摘牌电量视同认可挂牌电价。若摘牌电量之和大于挂牌电量则按照发电企业各自申报电量比例分摊。
撮合交易时，电力用户或售电公司和发电企业分别通过市电力交易机构申报直接交易电量、电价，市电力交易机构根据双方价差由大到小依次匹配。匹配的购电与售电价差不小于零时，对应双方电量成交，价差部分由电力用户或售电公司与发电企业进行分摊，形成电力用户或售电公司与发电企业两两匹配的撮合电量、撮合价格。
第十七条 直接交易周期暂分为年度、季度和月度，初期以年度交易和季度交易为主，条件成熟后适时启动月度交易。
市场主体于每年11月1日前(年度交易)、每季度最后一个月5日前(季度交易)将下一交易周期的交易意向报市电力交易机构，市电力交易机构5个工作日内将交易意向提交电网企业电力调度机构进行安全校核。安全校核不满足全部交易时，公平裁减受约束交易意向，直至满足安全约束条件。每年12月5日前(年度交易)、每季度最后一个月20日前(季度交易)电网企业电力调度机构完成下一交易周期安全校核并公布校核结果，逾期视为通过安全校核。安全校核后的交易结果为直接交易结果，纳入交易合同管理流程。
月度交易适时启动后，流程参考年度交易、季度交易执行。
第十八条 因电网安全约束等非发电企业原因导致直接交易受限的，相应的直接交易电力电量可纳入电网电力电量平衡，也可在发电企业之间按月度进行发电权转让。
第十九条 依据直接交易结果，电力用户或售电公司、发电企业、电网企业经协商明确各方权责，原则上每年12月25日前(年度交易)、每季度最后一个月25日(季度交易)前依法依规签订直接交易合同，相关合同报市经济信息委、国家能源局华中监管局备案。
第二十条 发电企业参与直接交易涉及的发电容量，按照国家有关规定执行。
第二十一条 市电力交易机构应根据直接交易合同，将直接交易电力、电量纳入月度安排。
(一)发电企业月度直接交易电量优先于非市场化基数电量进行安排。电力用户月度直接交易安排包括直接交易电力、电量。
(二)电力用户、售电公司与发电企业协商一致后，应于每月25日前由发电企业向市电力交易机构申报次月直接交易电力、电量及季度或年度滚动调整建议。
(三)市电力交易机构参考电网历史分月发购电数据、发电企业和电力用户、售电公司申报的月度直接交易电力、电量及滚动调整建议、当期电网运行实际情况，制定分月直接交易安排，经月度安全校核后纳入分月发购电安排。市电力交易机构将分月发购电安排报市经济信息委，并向市场主体发布分月直接交易安排。当月直接交易安排确定后，原则上不作调整。
(四)电力系统发生紧急情况时，电网企业电力调度机构有权按照保证电网安全运行的有关规定实施调度，事后应及时向市经济信息委书面报告，并向受影响的市场主体书面说明原因。影响电量在后续分月直接交易安排中滚动调整。
第二十二条 电力用户、售电公司参与市场化交易时，在不影响合同已执行部分的情况下，每年10月底前，电力用户、售电公司可与发电企业协商提出一次性调整当年直接交易电量及剩余月份直接交易电量的调整意向，通过安全校核后，电力用户、售电公司、发电企业、电网企业签订年度直接交易补充协议，纳入年度交易安排，补充协议报市经济信息委和国家能源局华中监管局备案。
第四章 交易价格与结算
第二十三条 电力用户直接交易相关购电价格，由直接交易价格、电网输配电价(含线损)、政府性基金及附加组成。其中：
(一)直接交易价格由电力用户、售电公司与发电企业通过自主协商、集中交易等方式确定，不受第三方干预。
(二)电网输配电价暂按《重庆市物价局贯彻国家发展改革委关于核定重庆市电力用户与发电企业直接交易试点输配电价的通知》(渝价〔2010〕179号)执行。其中：
电量电价110千伏用户为0.091元/千瓦时，220千伏用户为0.07元/千瓦时，其他用户暂按0.113元/千瓦时。
线损电价=直接交易价格×线损率/(1-线损率)，线损率按6.87%计算。
工业企业结构调整专项资金不纳入线损计算范围。
(三)合同执行期间，遇国家输配电价、政府性基金和附加等电价政策调整，执行调整后的政策。
第二十四条 参与直接交易的电力用户按有关规定执行功率因数考核，暂不执行丰枯峰谷电价浮动。
第二十五条 直接交易计量抄表暂维持原有方式不变。电力用户直接交易电量计量点以电力用户与电网企业签订的《供用电合同》为准。发电企业直接交易电量计量点以发电企业与电网企业签订的《购售电合同》为准。电网企业对电力用户、发电企业直接交易关口表抄表时间以相一致的自然月为周期。
第二十六条 直接交易相关电费结算暂维持原有方式不变。电网企业与电力用户结算购电电费并开具发票，与发电企业结算交易电费，与售电公司结算售电代理服务费。电网企业应优先结算直接交易相关电量、电费。
第二十七条 直接交易电量相关电费及余缺电量电费采用月度结算，按交易合同期清算。
按交易合同期清算时，当直接交易完成电量与直接交易合同电量偏差不超过±5%(含5%)时，直接交易各方不存在违约责任。当电力用户用电量超过合同电量105%的部分，超过部分由电网企业按目录电价进行结算，发电企业无违约责任;当实际直接交易电量低于合同电量95%的部分视为违约电量，违约责任由各市场主体在直接交易合同中约定。
第二十八条 电力用户按有关规定参与移峰、错峰、避峰用电等有序用电措施，因此影响的电量不计入电力用户、售电公司和相关发电企业偏差电量考核。影响电量根据负控系统实施有序用电措施前后的负荷对比曲线测算。
第五章 信息披露
第二十九条 电力用户应披露以下信息：
(一)电力用户的公司股权结构、投产时间、用电电压等级、变压器报装容量、年度最大需求容量、最大生产能力、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率等。
(二)直接交易需求信息。
(三)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。
第三十条 售电公司应披露以下信息：
(一)营业执照、法人代表、股权结构、资产证明、交易员信息、从业人员、经营场所和设备、信用情况等基本信息。
(二)代理电力用户及其直接交易需求信息。
(三)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。
第三十一条 发电企业应披露以下信息：
(一)发电企业的机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证等。
(二)已签合同电量、发电装机容量剔除直接交易容量后剩余容量等信息。
(三)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。
第三十二条 电网企业应披露以下信息：
(一)输配电价标准(含线损)、政府性基金和附加等有关电价标准。
(二)年度电力供需预测，与直接交易相关的输配电设备最大允许容量、预测需求容量、约束限制的依据等。
(三)直接交易合同电量等。
(四)因电网安全约束限制直接交易的具体输配线路或输变电设备名称、限制容量、限制依据，该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等。
(五)直接交易电量执行、电量清算、电费结算等情况。
第六章 市场干预监管、争议与违规处理
第三十三条 国家能源局华中监管局会同相关部门对直接交易的实施情况进行监管，确保交易行为规范有序。
第三十四条 下列情况之一的，市经济信息委可会同相关部门根据各自职能进行市场干预：
(一)市场主体滥用市场力、串谋及其它严重违约、不能履约等，致使市场秩序受到严重扰乱。
(二)市电力交易机构有关交易程序及平台发生故障，交易无法正常运行时。
(三)出现天气、外部环境等不可抗力造成电网运行方式发生重大变化。
(四)需要进行市场干预的其它情况。
第三十五条 市场干预措施包括：
(一)调整市场交易时间、暂缓或终止市场交易。
(二)调整直接交易电量规模。
(三)经市政府及相关主管部门批准的其它干预措施。
第三十六条 进行市场干预时，市经济信息委应及时向市场成员通告市场干预的原因、范围和持续时间。市场干预期间，电网企业应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。市场恢复正常后，电网企业应及时取消市场干预的执行，向市场成员发布市场恢复的信息。
第三十七条 市场成员发生争议，可双方协商、提请调解、申请仲裁及提起司法诉讼。
第三十八条 本规则由市经济信息委会同相关部门负责解释。
第三十九条 本规则自印发之日起施行，《市经济信息委、市发展改革委、市物价局、华中能监局关于印发重庆市电力用户与发电企业直接交易规则(试行)的通知》(渝经信发〔2015〕38号)同时废止。
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