遼寧省電力用戶與發電企業直接交易規則(試行)
第一章 總則第一條 為規范遼寧省電力用戶與發電企業直接交易(簡稱直接交易)工作，依據國家有關法津法規和《遼寧省電力用戶與發電企業暫行管理辦法》（以下簡稱《辦法》），制定本規則。第二條 參與電力直接交
第一章 總則
第二條 參與電力直接交易的市場成員包括市場主體和電網企業。市場主體包括符合準入條件進入市場的電力用戶和發電企業。
第三條 省內參與直接交易的所有市場成員必須遵守本規則。
第四條 國家能源局東北監管局（以下簡稱東北能源監管局）、遼寧省經濟和信息化委員會（以下簡稱省經信委）、遼寧省物價局（以下簡稱省物價局）按照各自職責對本規則執行情況進行監管。
第二章 市場成員的權利和義務
第五條 電力用戶的權利和義務
（一）按規定進入或退出直接交易市場；
（二）按規定參與市場交易，履行交易合同及協議；
（三）保證交易電量用于申報范圍內的生產自用；
（四）遵守政府部門有關需求側管理規定。
（五）按期交納電費和國家規定的政府性基金及附加。
第六條 發電企業的權利和義務
（一）按規定進入或退出直接交易市場；
（二）按規定參與市場交易，履行交易合同及協議；
（三）按要求提供輔助服務；
（四）執行并網調度協議，服從統一調度，維護電網安全穩定運行。
第七條 電網企業的權利和義務
（一）公平、無歧視開放電網，提供輸配電服務，合理安排系統運行方式，保證系統安全運行和電力供需平衡；
（二）負責組織市場交易，對無約束交易結果進行安全約束校核并進行必要的說明；
（三）負責組織簽訂交易合同，按交易合同分解編制月度交易計劃和機組發電曲線；
（四）負責交易電量抄錄、出具結算憑證、代理結算直接交易電費；
（五）負責市場信息統計、發布和報告；
（六）負責交易平臺的建設、運行和維護；
（七）負責落實交易結果的執行。
第三章 市場準入與退出
第八條 直接交易實行市場準入制。電力用戶、發電企業準入資格按照《辦法》執行，省經信委和東北能源監管局聯合確定準入企業名單并印發準入文件。電力交易機構按照準入文件組織獲得準入資格的電力用戶、發電企業進行市場登記注冊。
第九條 電力用戶準入應符合以下基本條件：
（一） 屬于《產業結構調整指導目錄（2011年本）（2013年修正）》鼓勵類，符合國家和省相關產業政策、有節能潛力的企業；
（二）采取有效環保措施，符合國家和省環保要求，并經驗收達標認證的企業；
（三）能耗指標先進，其單位能耗低于全國同行業平均水平;
（四）電力需求相對穩定且對電網安全可靠運行有益、用電電壓等級在66千伏及以上的電力用戶;
（五）擁有企業自備電廠的用戶在全額繳納政府性基金和附加后方可參與直接交易。
第十條 發電企業準入應符合以下基本條件：
（一）遼寧境內符合國家基本建設審批程序并取得發電業務許可證，已投入商業化運行的火力（含核電）發電企業；
（二）單機容量在30萬千瓦及以上火力（含核電）發電機組；
（三）具有環保設施并正常投運,符合國家和省環保要求。
第十一條 參與直接交易的電力用戶和發電企業在合同期內原則上不得退出。
第十二條 發生以下情況，電力用戶和發電企業退出直接交易市場：
（一）國家產業政策調整，不符合現行的市場準入條件；
（二）企業經營范圍發生變化，不符合市場準入條件；
（三）企業面臨倒閉、破產；
（四）發生不可抗力，嚴重影響企業的生產、經營活動；
（五）其它特殊原因。
第十三條 申請退出直接交易的電力用戶或發電企業應以書面形式向電力交易機構提出申請，申請內容包括：
（一）退出原因、時間及相關支撐性文件；
（二）與其他主體之間尚未履行完畢的交易合同或協議及處理建議。
第四章 交易方式
第十四條 直接交易按交易模式分為雙邊交易、撮合交易和掛牌交易。按交易周期分為年度及以上中長期交易、季度及以下短期交易。中長期交易以雙邊交易為主，短期交易以撮合交易、掛牌交易為主。
第十五條 直接交易三要素：直接交易價格、直接交易電量及交易時段。直接交易價格是指發電企業上網關口的直接交易上網價格（元/兆瓦時）；直接交易電量是指電力用戶的直接交易用電量（兆瓦時）；交易時段是指直接交易合同的有效周期，以起始時間（年、月、日）至結束時間（年、月、日）表述。
第十六條 雙邊交易
（一）雙邊交易模式是指發電企業和電力用戶協商一致后向電力交易機構申報交易意向，經電力調度機構安全約束校核，發電企業、電力用戶、電網企業簽訂合同予以確認的直接交易。鼓勵開展長期雙邊交易并引入交易雙方上下游產品價格聯動機制。
（二）發電企業和電力用戶通過自主協商，確定交易電量、交易電價、交易時段及分月計劃等，形成雙邊交易申報單，在交易申報有效期內一并提交到交易平臺，并按提交的先后順序，確認交易。當成交電量達到當期交易總電量規模或交易期截止時間時，結束提交申報。當兩個或以上申報單同時提交并超過當期交易總電量規模的臨界時，其成交電量按申報電量比例分配，但交易周期長者優先成交。
（三）交易平臺根據受理的雙邊交易申報單，對電量空間、提交時間、交易時段和安全約束等進行校核后，發布最終交易結果。
第十七條 撮合交易
（一）撮合交易模式是指發電企業和電力用戶集中在交易平臺上雙向申報交易電量、交易電價，以撮合方式經安全約束校核后成交的直接交易。
（二）發電企業、電力用戶在規定時限內將交易電量、電價的申報到交易平臺。發電企業申報交易數據口徑為上網側，電力用戶申報交易數據口徑為用電側。
撮合交易實行交易價格申報限制，分別設立最高報價和最低報價，最高報價不超過標桿電價（含脫硫、脫硝電價，下同）120%，最低報價不低于標桿電價80%。原則上每年確定一次交易價格申報限制，若不出臺新的價格限制，則按前一次的價格限制繼續執行。
（三）交易分輪次開展，但不超過3輪；每輪次雙方可多段報價，但不得超過3段。
（四）交易雙方申報每段電量不得小于1000兆瓦時，發電企業合計申報電量不得超過校核的剩余發電空間。申報電價精確到0.1元/兆瓦時。
（五）電力用戶按其分段申報電價扣除對應的輸配電價、政府基金及附加后（折算到發電上網口徑）從高到低排序，發電方按其分段申報電價從低到高排序。
（六）按照雙方申報價格的排序，計算電力用戶折算到發電上網口徑的申報電價（剔除輸配電價、政府基金及附加后）與發電企業申報電價之間的價差；
（八）雙方按照價差從大到小順序匹配成交，直至價差為零。成交價格為扣除輸配電價、政府基金及附加后的電力用戶申報電價與發電企業申報電價的平均價格，即
成交價格=（電力用戶申報電價-輸配電價-政府基金及附加+發電企業申報電價）/2
（九）報價相同的發電企業，按照脫硫機組、脫硝機組、大容量機組的順序成交；如機組以上條件全部相同，按申報電量比例分配交易電量。每輪次撮合交易結果經安全約束校核后，由交易平臺發布交易匹配成功企業及其交易價格、交易電量等信息。
（十）撮合交易達成的交易電量無特殊約定按時間進度均衡分解，形成分月交易電量計劃。
第十八條 掛牌交易
（一）掛牌交易模式是指由電力用戶提出直接交易電量、電價等需求并在交易平臺進行發布，發電企業依據交易需求進行申報，并經安全約束校核后成交的直接交易。
（二）有交易意向的電力用戶向交易平臺提出掛牌交易申請，并申報交易的起始時間、交易電量和電價。
（三）年度及以上中長期交掛牌交易每次掛牌不超過3輪，季度及以下短期掛牌交易每次掛牌1輪。
（四）在接到交易需求后，交易平臺將掛牌交易的電力用戶名稱、交易起始時間，交易電量，交易電價，輸配電價、損耗，各主要約束斷面輸電能力（電量）及剩余輸電能力（電量），掛牌交易相關的發電機組容量系數、脫硝系數、脫硫系數等信息予以發布。
（五）發電企業向交易平臺申報申購電量和容量。
（六）掛牌交易中，當申購總電量不大于需求電量時，按申購電量成交；當申購總電量大于需求電量時，按各市場主體的申購容量及其權重系數進行計算。每申報單元中標的計算公式為：
中標電量=掛牌電量×（申購容量×容量系數×脫硝系數×脫硫系數／（∑申購容量×容量系數×脫硝系數×脫硫系數））
如申報單元中標電量大于其申購電量時，按申購電量成交。扣除該單元中標電量及申報容量后，其它單元按上述公式重新計算。
（七）權重系數設置的目的是鼓勵和提高大容量、環保機組的中標電量比例，促進節能減排。權重系數的設置規定如下：
容量系數：30萬級機組容量權數為1，30萬級機組基礎上每增加10萬容量權重系數增加5%。即50萬級機組以其申購電量提高10%后進行計算；60萬級機組以其申購電量提高15%后進行計算；80萬級機組以其申購電量提高25%后進行計算；100萬級機組以其申購電量提高35%后進行計算。
脫硫系數=1+（10%*上年脫硫設施投運率）
脫硝系數=1+（20%*上年脫硝設施投運率）
參與掛牌交易的發電企業上年脫硫、脫硝設施投運率由發電企業自行申報，東北能源監管局進行認定。
（八）掛牌交易計算完成后，交易平臺發布交易結果，包括成交企業名單、成交電量。
第五章 交易的組織及程序
第十九條 電力交易機構在交易平臺向參與市場交易成員發布交易公告，包括交易總規模、交易模式、交易周期、市場在冊成員的相關信息以及受理申報時限等信息。無特殊情況，每次組織交易，電力交易機構至少應提前一個月發布公告。
第二十條 參與交易市場成員按公告時限，向交易平臺提交相關交易申報單。逾期交易平臺將自動關閉，不再受理。
第二十一條 經過安全約束校核后，電力交易機構通過交易平臺發布交易結果，并組織交易雙方與電網企業按照能源監管機構制定的合同示范文本簽訂直接交易購售電合同和輸配電服務合同。
第六章 交易價格
第二十二條 參與直接交易的電力用戶的購電價格，由直接交易價格、電網輸配電價及線損、政府性基金及附加三部分組成。發電企業上網電價等于直接交易價格。
第二十三條 采用雙邊交易模式時，直接交易價格由電力用戶與發電企業通過協商自主確定，非因法定事由，不受第三方干預；采用集中撮合交易、掛牌交易模式時，直接交易價格根據交易平臺撮合、掛牌成交結果確定。
第二十四條 直接交易價格含脫硫、脫硝電價和其它環保加價，遇國家電價政策調整時，按調價文件執行。
第二十五條 直接交易輸配電價執行兩部制電價。其中：基本電價執行現行銷售電價表中的大工業用電基本電價標準；電量電價（不含損耗）按照國家價格主管部門批復價格執行。直接交易輸配電損耗以電量折算方式支付，線損率由省物價局確定。
第二十六條 政府性基金及附加按國家規定標準繳納。
第二十七條 合同執行期間，遇有國家調整電價時，直接交易輸配電價、政府性基金及附加相應調整。
第二十八條 電力用戶執行現行相關電價政策。其中實行峰谷分時電價的用戶，直接交易電量繼續執行峰谷分時電價，直接交易平段電價為電力用戶購電價格扣除政府性基金及附加，峰、谷段電價按現行比價計算。發電企業直接交易電量暫不執行峰谷電價。
第七章 交易電量
第二十九條 直接交易電量是指電力用戶與發電企業簽訂的直接交易合同約定的購電量，發電企業直接交易上網電量為直接交易電量線損折算后的電量，即
發電企業直接交易上網電量=直接交易電量/(1-輸配電損耗率)。
第三十條 年度直接交易總電量規模，由省經信委按照《辦法》確定。
第三十一條 不限制單個電力用戶和發電企業的交易電量，交易電量由市場交易結果確定。每次交易成交電量的總和應不大于當期直接交易總電量規模。
第三十二條 直接交易電量空間不參與全省年度發電計劃安排。全省負荷空間在剔除直接交易的電量后，按照國家發展改革委《關于加強和改進發電運行調節管理的指導意見》進行全省年度電力電量平衡。
第三十三條 執行峰谷分時電價政策的電力用戶，若全部用電量參與直接交易，則分別按峰、谷、平時段執行的電量確認直接交易電量；若部分用電量參與直接交易，則對峰、谷、平時段執行的電量分別按當月直接交易電量與全部用電量的比例分劈確認直接交易電量。
第三十四條 鼓勵公用電廠替代高耗能、高污染的企業自備電廠發電（不含綜合利用機組）。擁有自備電廠的企業，機組按國家政策關停后，其前三年自發自用電量的平均數由省經信委核定后可進入直接交易市場，不受全省總規模的限制，對應發電空間由公用電廠代發，此部分電量空間按每年三分之一的比例逐年遞減。
第八章 合同簽訂及調整
第三十五條 交易結果發布后，按合同范本，發電企業、電力用戶、電網企業三方簽訂電力用戶與發電企業直接交易購售電合同和輸配電服務合同。對短期交易如交易雙方已簽訂長期合同的，只需簽訂補充協議。各類交易合同及補充協議須報省經信委和東北能源監管局備案。
第三十六條 直接交易合同簽訂各方應嚴格履行合同約定。電力用戶、發電企業的雙邊交易、撮合交易、掛牌交易的成交電量在合同中應分解到月，按合同約定的時間完成交易電量。特殊情況可采取滾動平衡措施，保證直接交易合同執行。
第三十七條 在不影響已執行合同的情況下，交易雙方可協商提出直接交易合同調整意向，允許對合同電量、電價、違約賠償標準等合同要素進行調整，其中，電量調整須經電網安全約束校核。
第三十八條 有不可抗力等原因需終止合同，經交易雙方同意，向電力交易機構提前提出書面申請，報經省經信委和東北能源監管局同意后方可終止履約，并由電力交易機構發布市場公告，但已發生部分合同電量視為有效。合同終止情況報省經信委和東北能源監管局備案。
第三十九條 參加直接交易的發電企業如遇特殊情況，不能完成直接交易電量時，可遵循節能減排原則在準入的發電企業之間進行發電權交易。
第九章 計量與結算
第四十條 電力用戶計量點以電力用戶與所在電網企業簽訂的《供用電合同》約定的計量點為準；發電企業計量點以發電企業與電網企業簽訂的《購售電合同》約定的計量點為準。
第四十一條 電能計量裝置、電能計量裝置校驗要求和計量裝置異常處理辦法按電力用戶與所在電網企業簽訂的《供用電合同》和發電企業與電網企業簽訂的《購售電合同》的約定執行。
第四十二條 電費結算方式及時間保持現行體系不變，即發電企業、電力用戶雙方均通過電網企業結算，以保證各類交易電量得以均衡兌現。
第四十三條 電力交易機構根據抄表電量和交易合同，從用戶抄表電量中按照直接交易優先的原則切割電量，并向相關市場主體出具結算憑證，由電網企業按“月清月結，年終清算”原則優先與發電企業和電力用戶結算直接交易電費。
第四十四條 發電企業上網電量結算優先順序為：直接交易合同、跨區跨省外送電交易合同、發電權交易合同、年度基數電量計劃；電力用戶用電量結算優先順序為：直接交易合同、購網電量計劃。
第四十五條 按照風險共擔、利益同享的原則，電網企業與發電企業共同承擔用戶欠費損失的風險。電力用戶發生的直接交易欠費由電網企業與發電企業按發供電環節電價比例劃分，各自承擔相應的欠費損失。
第四十六條 電力用戶直接交易購電費
電力用戶直接交易購電費包括交易電量電費、電度輸配電費、輸配電損耗費、基本電費、政府性基金及附加。其中:
交易電量電費=直接交易電量×直接交易電價
電度輸配電費=直接交易電量×電度輸配電價
輸配電損耗費=[直接交易電量/(1一輸配電損耗率)]×輸配電損耗率×直接交易電價
政府性基金及附加=直接交易電量×政府性基金及附加標準
第四十七條 發電企業直接交易上網電費
發電企業直接交易上網電費=[直接交易電量/(1一輸配電損耗率)]×直接交易電價
第十章 信息披露
第四十八條 市場主體應根據各自職責及時在交易平臺披露相關信息，并保證真實有效，否則將承擔相應的責任。電力交易機構要通過交易平臺對電力用戶直接交易信息進行匯總、整理、發布和保存。
第四十九條 電網企業應披露的信息
（一）交易開始前電網企業應披露以下信息：
1、輸配電價、政府基金及附加標準、線損率；
2、直接交易總規模，交易周期，交易方式，受理起止時間，發布結果時間
參與直接交易發電企業的可交易電量規模及聯系方式，參與直接交易電力用戶的用電需求及聯系方式；
3、年度電力供需預測，主要輸配電設備典型時段的最大允許容量、預測需求容量、約束限制的依據等信息；
4、其他應向市場主體披露的信息。
（二）交易成交后電網企業應披露以下信息：
1、市場總成交電量、市場成交均價、各電力用戶和發電企業成交配對名單、安全約束校核信息等。對于因電網安全約束限制的直接交易，應詳細說明約束的具體事項，提出調整意見。包括具體的輸配電線路或設備名稱、限制容量、限制依據、其他用戶的使用情況、約束時段等。
2、對成交的相關市場成員發布成交電量及其價格，分月計劃等。
3、其他應向市場主體披露的信息等。
第五十條 電力用戶應及時披露以下信息：
（一）電力用戶的公司股權結構、投產時間、用電電壓等級、最大生產能力、年用電量、電費欠繳情況、產品電力單耗、用電負荷率、聯系方式、以前年度違約情況等。
（二）直接交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等。
第五十一條 發電企業應及時披露以下信息：
（一）發電機組臺數、機組容量、投產日期、發電業務許可證、上網電價、聯系方式、以前年度違約情況等。
（二）直接交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等。
第十一章 市場監管及干預
第五十二條 東北能源監管局、省經信委、省物價局對電力用戶與發電企業直接交易過程、合同簽訂與調整、安全約束校核、計量與結算、信息披露等進行監督管理。
第五十三條 電力交易機構應將直接交易合同、市場主體的注冊信息、交易情況等信息報省經信委和東北能源監管局備案。
第五十四條 東北能源監管局可采取定期或不定期的方式對本規則的實施情況開展現場檢查，對市場主體和電力交易機構違反有關規定的，會同省經信委依法進行處理。
第五十五條 電力用戶和發電企業有下列行為之一的，經核實，由省經信委和東北能源監管局聯合發文，予以強制退出：
（一）提供虛假材料或其它欺騙手段取得市場準入的；
（二）互相串通報價，操縱或控制市場交易，哄抬或打壓交易價格的；
（三）將所購交易電量轉售或變相轉售給其他用戶的；
（四）拖欠直接交易或其它電費一個月以上的；
（五）不按交易結果簽訂合同的；
（六）無正當理由，不履行已簽訂的交易合同或協議的；
（七）不服從電網調度命令的；
（八）其它違反交易規則行為并造成嚴重后果的。
第五十六條 發生以下情況時，東北能源監管局會同省經信委，可對市場進行強制干預：
（一）發生市場主體濫用市場力、串謀及其它嚴重違約等情況導致市場秩序受到嚴重擾亂；
（二）交易平臺發生故障，直接交易無法正常進行時；
（三）其它必要情況。
第五十七條 市場干預的主要手段包括：
（一）改變市場交易時間或暫停市場交易；
（二）調整市場限價；
（三）調整市場交易電量等。
第十二章 違約處理
第五十八條 市場主體發生違約時，根據所簽訂的合同相關條款的約定處理政策執行。
第五十九條 市場主體要嚴格遵守各類合同、計劃，若出現超欠合同約定電量情況，按以下規定處理：
（一）發電企業產生超合同（偏差超過＋3%）發電，則超發部分電量按政府核定上網電價的90%結算。若產生欠合同（偏差超過-3%）發電，電力用戶可購買目錄電價電量，發電企業需補償電力用戶因此增加的電費。
（二）若電力用戶超合同用電，按國家核定的目錄電價向電網企業購買。
（三）除因經濟發展變化造成全社會用電需求低于預期或特殊原因聯絡線年度電量增幅較大等不確定因素外，因電網企業原因，導致發電企業未能完成合同發電量（偏差超過-3%），則欠合同部分電量，電網企業按政府核定上網電價的11
責任編輯：大云網
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