吉林省电力中长期交易规则征意见：一类用户欠合同用电量偏差率3%及以内的电量免于偏差考核

第三章 市场注册、变更与注销

第二十二条市场注册业务包括注册、信息变更、市场注销以及零售用户与售电公司业务关系确定等。

第二十三条市场主体参与电力市场化交易，应当符合准入条件，在电力交易机构办理市场注册，按相关规定履行承诺、公示、注册、备案等相关手续。市场主体应当保证注册提交材料的真实性、完整性。

第二十四条市场主体办理注册手续时应当关联用电户号等实际用电信息，并提供必要的单位名称、法定代表人、统一社会信用代码、联系方式等。非法人单位申请注册时，应提供上级法人单位委托授权书。

参与批发交易的市场主体，应当办理数字安全证书或者采取同等安全等级的身份认证手段等。

第二十五条办理售电增项业务的发电企业，应当分别以发电企业和售电公司的市场主体类别进行注册。

第二十六条当国家政策调整或者交易规则发生重大变化时，电力交易机构可组织已注册市场主体重新办理注册手续。

第二十七条电网企业应当及时梳理和汇总辖区内用户，通过电力交易平台提供至电力交易机构，并应动态更新，保证数据及时、准确。

电力用户按用电规模分为大用户和一般用户，具体标准按照省能源局规定执行；按批发和零售交易形式分为交易一类用户和交易二类用户。大用户可选择交易一类或交易二类用户的其中一种形式参与批发交易或零售交易，一般用户须以交易二类用户形式委托售电公司代理交易。

任何单位与个人不得干涉用户选择售电公司的权利，在市场注册前，电力用户应与售电公司按自然年签订代理协议，售电公司代理交易电量规模应与资产总额和银行保函额度相匹配。对于重复与多家售电公司签订代理协议的用户，电力交易机构可取消其当年度市场化交易资格，对其执行保底供电价格，并在电力交易网站上予以通报。

第二十八条市场主体注册信息发生变更时，应当及时向电力交易机构提出变更申请。市场主体类别、法人、业务范围、公司主要股东等有重大变化的，市场主体应当再次予以承诺、公示。公示期满无异议的，电力交易机构向社会发布。

第二十九条电力用户发生并户、销户、过户、更名或者用电类别、电压等级等信息以及业务关系（包括代理关系续签、用户类型转换、代理关系解除）等情况发生变化时，市场主体应当在电网企业和电力交易机构同步办理变更手续。业务手续办理期间，电网企业需向电力交易机构提供分段计量数据。电力交易机构完成注册信息变更后，开展交易结算，提供结算依据。

第三十条退出市场的市场主体，应当及时向电力交易机构提出注销申请，按照要求进行公示，履行或者处理完成交易合同有关事项后予以注销。

（一）机组均已关停的发电企业应在机组全部转移电量结算后及时提出注销申请，没有转移电量的发电企业应在所有关停机组电量结算后及时提出注销申请。

（二）所有用电户号全部销户或过户至其他用户的电力用户，按照退出市场处理。

（三）售电公司注销按照国家和吉林省有关售电公司准入与退出管理规定执行。

第三十一条发电企业、电力用户、增量配电网企业根据交易需求和调度管理关系在相应的电力交易机构办理注册业务相关手续；售电公司自主选择一家电力交易机构办理注册手续。各电力交易机构共享注册信息，无须重复注册，经其推送至吉林电力交易机构，按照吉林省的准入条件和市场规则参与交易。电力交易机构根据市场主体注册情况向省能源局、东北能源监管局和政府引入的第三方征信机构备案，并通过政府指定网站和电力交易机构网站向社会公布。

第四章 交易品种和方式

第一节 交易品种

第三十二条电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，灵活开展发电权交易、合同转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。

第三十三条根据交易标的物执行周期不同，中长期电能量交易包括年度（多年）电量交易（以某个或者多个年度的电量作为交易标的物，并分解到月）、月度电量交易（以某个月度的电量作为交易标的物）、月内（多日）电量交易（以月内剩余天数的电量或者特定天数的电量作为交易标的物）等针对不同交割周期的电量交易。

第三十四条发电权交易是指发电企业将计划电量或关停发电机组保留的发电量计划以及自备电厂发电量计划转让给其他发电机组替代发电的交易，发电权交易视同优先发电合同电量转让交易。

第三十五条合同电量转让交易是发电企业、批发用户、售电公司在不影响合同相对方权益的前提下，通过市场化方式实现市场主体之间全部或部分合同电量交易。

第三十六条合同电量转让交易包括发电侧交易合同转让和用电侧交易合同转让。

（一）发电侧合同电量转让交易原则上由大容量、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、光伏发电、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，实现全社会节能减排目标和资源有效利用。

（二）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；同时满足东北能源监管局印发的《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。

（三）转让交易的价格为合同电量的出让或买入价格，即出让方支付给受让方的价格，不影响出让方原有合同的价格。

（四）优先发电、基数合同电量转让交易应经省能源局、东北能源监管局同意。

第三十七条同一市场主体可根据自身电力生产或者消费需要，购入或者售出电能量。

为降低市场操纵风险，发电企业在单笔电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的净值（指多次售出、购入相互抵消后的净售电量）。电力用户和售电公司在单笔电力交易中的售电量不得超过其购入电能量的净值（指多次购入、售出相互抵消后的净购电量）。

除电网安全约束外，不得限制发电企业在自身发电能力范围内的交易电量申报；发电权交易、合同转让交易应当遵循购售双方的意愿，不得人为设置条件。

第二节 交易方式

第三十八条电能量交易包括集中交易和双边协商交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。

第三十九条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，在交易申报有效期内提交到电力交易平台，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

（一）市场主体通过平等协商，自主签订双边交易意向协议，明确交易电量、交易电价、交易时段及分月计划等，在交易申报有效期内，通过交易平台将双边交易意向协议提交到电力交易机构。

（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电量与当期交易规模之比等比例缩减。

（三）电力交易机构根据交易平台受理的交易申报情况和电力调度机构提供的关键通道年度可用输电容量，形成双边交易预成交结果，经电力调度机构安全校核后，由电力交易机构发布最终交易结果。

第四十条集中竞价交易指设置交易申报提交截止时间，电力交易平台汇总市场主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果，经电力调度机构安全校核后，由电力交易机构发布最终交易结果。条件具备时，可按峰、平、谷段电量（或按标准负荷曲线）进行集中竞价。

（一）发电企业、电力用户（售电公司）在规定时限内将交易电量、电价申报到交易平台。

（二）发电企业、电力用户（售电公司）申报交易数据均为发电企业上网侧口径。

（三）交易分轮次开展，但不超过3轮，每轮次双方可多段报价，但不得超过3段。

（四）交易双方申报每段电量不得小于1兆瓦时，发电企业合计申报电量不得超过校核的剩余发电空间。申报电价精确到0.1元/兆瓦时，电价含税。

（五）电力用户（售电公司）按其分段申报电价从高到低排序，发电方按其分段申报电价从低到高排序。

（六）按照双方申报价格的排序，计算电力用户（售电公司）与发电企业申报电价之间的价差。

（七）双方按照价差从大到小的顺序匹配成交，直至一方电量全部成交或者价差为零。成交价格为电力用户申报电价与发电企业申报电价的平均价格，即成交价格=（电力用户申报电价+发电企业申报电价）/2。

（八）报价相同的发电企业，且总电量超过用户交易电量时，参照挂牌交易分配方式，在考虑容量及环保系数后按容量分配。每轮次集中竞价交易结果经安全约束校核后，由交易平台发布交易匹配成功企业相关信息。

第四十一条挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经电力调度机构安全校核后，由电力交易机构发布最终交易结果。挂牌交易分为电力用户（售电公司）挂牌交易和发电企业挂牌交易两种方式。

（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不超过2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，可再生能源按照申购电量比例成交，火电按照各发电企业的申购容量及其权重系数进行计算，每申报单元中标的计算公式为：

中标电量=挂牌电量×（申购容量×容量系数×脱硝系数×脱硫系数×除尘系数×超净排放系数／（∑申购容量×容量系数×脱硝系数×脱硫系数×除尘系数×超净排放系数））

如申报单元中标电量大于其申购电量时，按申购电量成交。扣除该单元中标电量及申报容量后，其它单元按上述公式重新计算。

6.权重系数设置的目的是鼓励和提高大容量、环保机组的中标电量比例，促进节能减排。权重系数的设置规定如下：

容量系数：30万级（含低于30万）机组容量权数为1，30万级机组基础上每增加10万容量权重系数增加5%。即50万级机组以其申购电量提高10%后进行计算；60万级机组以其申购电量提高15%后进行计算；80万级机组以其申购电量提高25%后进行计算；100万及以上机组以其申购电量提高35%后进行计算。

脱硫系数=1+（10%×上年脱硫设施投运率）

脱硝系数=1+（20%×上年脱硝设施投运率）

除尘系数=1+10%×i。除尘设施经环保部门验收通过的，i=1；未验收通过的，i=0。

超净排放系数=1+10%×i。超净排放设施经环保部门验收的，i=1；未验收通过的，i=0。

参与挂牌交易的发电企业上年脱硫、脱硝设施投运率由发电企业自行申报，东北能源监管局进行认定。

7.挂牌交易计算完成，并经电力调度机构安全校核后，由电力交易机构在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不超过2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，由电力交易机构在交易平台发布交易结果，包括成交企业名单、成交电量。

第四十二条滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，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。

第四十三条以双边协商和滚动撮合形式开展的电力中长期交易鼓励连续开市，以集中竞价交易形式开展的电力中长期交易应当实现定期开市。双边交易意向协议在双边交易申报截止时间前均可提交或修改。

第四十四条根据电力供需平衡情况，探索建立容量市场或容量补偿机制，保障长期电力供应安全。

第四十五条结合电力市场发展情况，有序推进分时段、带电力曲线的交易，电力曲线形成方式可采用市场主体协商确定、自愿选择典型曲线等多种形式。

第五章 价格机制

第四十六条除计划电量执行政府确定的价格外，电力中长期交易的成交价格应当由市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，第三方不得干预。

电能量市场化交易（含省内和跨区跨省）价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。

第四十七条加强对必开机组组合和约束上电量的监管，保障公开、公平、公正。由于省能源局相关规定或者电网安全约束导致发电企业超发合同电量，按照当期市场交易加权平均价格执行；其余超发合同电量，按照当期市场交易最低价格执行。

新投产发电机组的调试电量按照调试电价政策进行结算。

第四十八条市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成（电供暖用户按照另行规定执行），促进市场用户公平承担系统责任。输配电价格、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。结合吉林省实际情况，带电力曲线交易采取市场化方式确定价格。

第四十九条双边交易价格按照双方合同约定执行。集中竞价交易可采用边际出清或高低匹配等价格形成机制；滚动撮合交易可采用滚动报价、撮合成交的价格形成机制；挂牌交易采用一方挂牌、摘牌成交的价格形成机制。

第五十条跨区跨省交易售电地区落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独收取；未明确的，暂按该输电通道前三年输电损耗的平均值计算，报国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，也可由市场主体协商确定承担方式。

第五十一条执行峰谷电价的用户，在参加市场化交易后应当继续执行峰谷电价。

第五十二条除国家有明确规定的情况外，双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵以及恶性竞争，可对报价或者出清价格设置上、下限。价格上、下限原则上由吉林省电力市场管理委员会提出，经省能源局和东北能源监管局审定。

第六章 交易组织

第一节 总体原则

第五十三条省能源局在每年12月底之前确定并下达省内优先发计划和基数电量。电力交易机构按照年度（多年）、月度、月内（多日）的顺序开展电力交易。

第五十四条市场主体通过年度（多年）交易、月度交易和月内（多日）等交易满足发用电需求，促进供需平衡。

第五十五条对于定期开市和连续开市的交易，交易公告应提前至少1个工作日发布；对于不定期开市的交易，应提前至少5个工作日发布。交易公告内容应当包括：

（一）交易标的（含电力、电量和交易周期）、申报起止时间；

（二）交易出清方式；

（三）价格形成机制；

（四）关键输电通道可用输电容量情况（包含必开机组组合及新能源约束条件）。

第五十六条交易的限定条件必须事前在交易公告中明确，原则上在申报组织以及出清过程中不得临时增加限定条件，确有必要的应当公开说明原因。

第五十七条电力交易机构基于电力调度机构提供的安全约束条件开展电力交易出清。

第五十八条对于签订市场化交易合同的机组，分配基数电量时原则上不再进行容量剔除。

第五十九条电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易，在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。各承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时，应当向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。