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关于印发河南省电力市场交易规则(试行)的通知
来源:河南省发展和改革委员会  时间:2019-02-12

河南省发展和改革委员会 国家能源局河南

监管办公室关于印发河南省电力市场

交易规则(试行)的通知

 

各省辖市、省直管县(市)发展改革委,国网河南省电力公司,河南电力交易中心有限公司,各发电企业、售电公司、电力用户,各有关单位:

为加快推进我省电力市场建设,规范电力交易行为,根据中央电力体制改革精神和《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则(暂行)>的通知》(发改能源〔2016〕2784号)等文件要求,省发展改革委会同河南能源监管办组织制订了《河南省电力市场交易规则(试行)》,现印发你们,并提出如下要求,请一并贯彻执行。

  1. 省电力公司负责解决电力用户抄表时间不统一问题。争取2019年1月底全部实现参与电力市场交易用户抄表时间统一,具备偏差考核基本条件。

  2. 省电力公司负责完善与本规则相适应的结算系统。争取2019年2月底前具备偏差考核条件,2019年1、2、3月先执行预偏差考核。预考核期间,只通知相关主体偏差考核结果,不征收费用,1~3月的偏差通过年度长协调整平衡。

  3. 河南电力交易中心负责落实本交易规则的相关内容,厘清交易流程,组织宣讲培训,尽快规范市场交易行为。

  4. 河南省电力市场管理委员会各工作组要发挥积极作用,谋划行业发展,加强行业自律,为我省电力市场健康稳定发展提供好的意见和建议。

  5. 在《河南省电力市场交易规则(试行)》执行期间,如遇问题及时汇报,我们将根据情况适时予以调整、修订。

    联 系 人:周勇杰    电  话:0371-69691140(可传真)

    邮   箱:sdltzggldxzbgs@163.com

     

    附件:河南省电力市场交易规则(试行)

     

     

     

    河南省发展和改革委员会            国家能源局河南监管办公室

    2019年1月2日

 

 

 

附  件

河南省电力市场交易规则(试行)


第一章  总  则


    第一条  为规范河南省电力市场交易,构建有效竞争的电力市场结构与市场体系,依法保障市场成员合法权益,促进电力市场健康发展,依据《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)、《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则(暂行)>的通知》(发改能源〔2016〕2784号)、《国家发展改革委 国家能源局关于有序放开发用电计划的通知》(发改运行〔2017〕294号)等文件精神,制定本规则。
    第二条  本规则适用于省内准入的所有市场主体开展的电力市场交易(不含跨省跨区交易)。
电力市场交易主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体,通过自主协商、集中竞价等市场化方式,开展的多年、年、季、月等日以上的电力交易。
电力市场分为电力批发市场和电力零售市场。电力批发市场是指发电商与电力大用户、电力售电商之间,进行大宗电力交易的市场;电力零售市场是指在批发市场的基础上,电力用户自主选择供电商的售电侧市场形态。
    第三条  电力市场交易遵循自愿参与、公平开放、安全可靠、节能低碳原则。电力市场成员应严格遵守市场规则,自觉自律,不得利用市场力等操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
    第四条  河南省发展和改革委员会、国家能源局河南监管办公室(以下简称省发展改革委、河南能源监管办)会同有关部门依据职能依法实施监管。省发展改革委将会同有关单位逐步推进中长期交易电量从单一电量向峰、平、谷电量和分时电量过渡,偏差电量月度调节平衡向周、日前、实时调节平衡过渡,最终建立以电力中长期交易和现货市场交易相结合的电力市场模式。


第二章  市场交易的基本要求


    第五条  参与电力交易的主体准入采用注册制度。符合国家及河南省准入条件的发电企业、售电公司和电力用户,按照“一注册、一承诺、一公示、三备案”的流程,在自愿注册成为合格的市场主体后,可参与电力市场交易。
    第六条  发电企业、售电公司和电力用户准入及退出按照国家及我省相关规定办理。
    第七条  自愿参与市场交易的电力用户原则上不再执行对应的目录电价。已参加市场交易的用户又退出的,在通过售电公司购电或再次参与市场交易前,由电网企业承担保底供电责任。
    第八条  政府定价优先发电电量和年度基础电量视为厂网双边交易合同,纳入电力市场交易范畴,其全部电量交易的执行和结算应符合本规则相关规定。
    第九条  通过交易平台组织开展的各类交易,包括但不限于优先购电合同、年度基础电量购售电合同、合同电量转让交易合同、抽蓄容量电费招标交易合同等,均实行电子化管理。交易结果以河南电力交易平台的公告数据为准。
第十条电力大用户可以选择直接参与电力批发市场交易,也可自主选择一家售电公司参与电力零售市场交易,上述两种交易方式中只能选择一种。参与零售市场的电力用户在同一委托代理期限内只能与一家售电公司签订委托代理合同。
    第十一条  售电公司在注册成功后连续2个自然年内(不含注册当年,下同)无市场交易记录的,由河南电力交易中心有限公司(以下简称“电力交易中心”)在交易平台进行警示性公示。连续3个自然年内无市场交易记录的,暂停参与市场交易。若申请再次参与市场交易,应向电力交易中心重新提交注册信息,电力交易中心应将注册信息重新公示,公示期为10个工作日。
    第十二条  售电公司参与市场交易的电量原则上不得超过其代理电力用户年总用电量和注册资产对应的售电最大限额。电力大用户参与批发市场交易的电量原则上不得超过其年总用电量。发电企业参与市场交易的电量原则上不得超过政府核定限额。
    第十三条  在开展电力市场交易前,电力交易中心应将电力交易(交易方式、规模、时限等)有关情况,提前1个工作日上报省发展改革委、河南能源监管办。在交易完成后,电力交易中心应在2个工作日内将交易结果上报省发展改革委、河南能源监管办。电力交易中心负责解释交易过程中的疑问和争议,河南省电力市场管理委员会负责监督和协调。


第三章  电力批发市场交易


                              第一节  交易方式和时序


    第十四条  交易方式可以采取双边协商、集中撮合等。
(一)双边协商交易:市场主体之间自主协商交易电量、交易电价、交易时段等,形成双边协商交易初步意向后,签订《双边交易合同》,在交易申报有效期内通过交易平台进行交易申报,经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
(二)集中撮合交易:市场主体通过电力交易平台申报电量、电价等,电力交易中心进行市场出清,经电力调度机构安全校核后,形成最终交易结果。根据电力市场建设情况,探索按峰、平、谷段电量(或标准负荷曲线)进行集中撮合交易。
    第十五条  开展年度交易时,遵循以下顺序:首先确定国家计划、政府间协议的跨区跨省电量合同,其次确定优先发电合同电量和年度批发交易等年度市场化交易电量、年度基础电量等政府定价合同电量。
开展月度交易时遵循以下顺序:在年度各类合同电量分解到月的基础上,先开展合同电量转让交易,再开展月度批发交易。
    第十六条  现阶段,根据用户参与市场情况,合理确定全省市场化电量规模,剩余的非市场化电量作为年度计划电量,按照节能低碳等原则编制差别化发电量计划。随着市场化程度提高,非市场化电量逐步过渡到完全落实优先发电优先购电的刚性计划,并最终通过市场化方式实现电力电量平衡。


第二节  市场交易价格形成机制


    第十七条  市场交易价格是市场主体通过双边协商、集中撮合等市场化交易方式形成的发电侧价格(含脱硫、脱硝、除尘、超低排放,下同),不包括输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金及附加,第三方不得干预。合同执行期间,遇有调整输配电价、政府性基金及附加标准时,按新的政策执行。
    第十八条  参与批发市场电力用户用电价格由交易成交价格(以下简称交易价格)、输配电价(含线损和交叉补贴,下同)、政府性基金及附加等顺加形成。参与零售市场的电力用户用电价格由合同价格、输配电价、政府性基金及附加、委托代理费率等顺加形成。
    第十九条  电力用户适用峰谷分时电价和功率因数调整等政策的,按照河南省的有关政策(规定)执行。市场交易电价为平段电价。
第二十条合同电量转让交易价格为合同电量的出让或买入的发电侧价格,不影响出让方原有合同的价格和结算。合同电量转让不收取额外的输电费和网损。


第三节  年度批发交易


    第二十一条  年度批发交易以双边协商为主。如果年度双边交易未达到全年市场交易电量的60%时,可开展一次年度集中撮合交易。原则上每年12月底前完成下年度交易组织工作。
(一)政府发布年度指导发电小时数。省发展改革委组织省电力公司,综合考虑各区域电网输送断面功率规定、电力供需平衡等情况,按照低碳清洁节能原则,分区域测算并于12月初发布各地区煤电机组平均发电小时上下限和优先发电机组满足优先需要的发电小时数,指导市场交易。各发电企业全年发电利用小时数不得超过分区域上限,发电企业未达到平均发电小时下限、优先发电机组年度电量未达到满足优先发电需要的发电小时数的,需积极参与市场交易。
(二)开市前7个工作日,电力交易中心通过电力交易平台发布年度批发交易公告,主要包括:符合交易条件的市场主体名单、范围等;符合市场准入条件的售电公司名单及其委托的电力用户名单;交易组织方式、交易组织流程;市场主体的申报时间、申报方式、申报内容等有关事项;全省主要输电通道网络约束情况;其它需要公告的情况。
    第二十二条  年度双边协商交易按照以下要求开展:
(一)市场主体签订双边交易合同。双边交易合同应包含年度交易电量及分月安排、交易价格、交易周期、偏差电量经济补偿、违约经济处罚等内容。
(二)在规定期限内,市场主体通过电力交易平台提交交易意向。
(三)在年度双边交易闭市后1个工作日,电力交易中心将所有双边交易意向提交电力调度机构进行安全校核。安全校核出清原则为:按照交易降价幅度从大到小顺序、节能减排等原则进行出清,同等条件下按照交易提交时间先后顺序进行出清。
(四)电力调度机构应当在5个工作日之内将校核结果和相关书面说明返回电力交易中心。
(五)电力交易中心在电力调度机构返回安全校核结果后,于下1个工作日发布年度双边协商交易结果。
市场主体对交易结果有异议的,应当在结果发布后2个工作日内以书面形式向电力交易中心提出,由电力交易中心会同电力调度机构在1个工作日内给予解释。逾期不提交,视为无意见。
(六)年度双边交易结果发布2个工作日后,无异议的交易结果由交易平台自动生成年度交易电子合同,作为交易执行安排、电量结算的依据。
    第二十三条  年度集中撮合交易按照以下要求开展:
(一)市场主体集中在电力交易平台上申报交易电量、交易电价等数据。
(二)撮合交易按照价格优先原则确定成交。当申报电价相同时,按申报时间顺序优先成交,形成无约束交易结果。
(三)在年度集中撮合交易闭市后1个工作日内,电力交易中心将无约束交易结果提交电力调度机构进行安全校核。
(四)电力调度机构应当在5个工作日之内将校核结果和相关书面说明返回电力交易中心。
(五)电力交易中心在电力调度机构返回安全校核结果后,于下1个工作日发布年度集中撮合交易结果。
市场主体对交易结果有异议的,应当在结果发布后2个工作日内以书面形式向电力交易中心提出,由电力交易中心会同电力调度机构在1个工作日内给予解释。逾期不提交,视为无意见。
(六)年度集中撮合交易结果发布2个工作日后,无异议的交易结果由交易平台自动生成年度交易电子合同,作为交易执行安排、电量结算的依据。
    第二十四条  年度补充交易原则上每年6月底前完成年度补充批发交易。发电企业、售电公司代理的新进入市场的电力用户、新进入市场的电力大用户可自愿参与。年度补充批发交易按照双边协商或集中撮合交易方式开展。


第四节  月度批发交易


    第二十五条  月度批发交易以集中撮合方式为主,必要时可开展补充交易。
每月20日前,电力交易中心应提前2个工作日通过电力交易平台发布次月批发交易公告。原则上,每年不组织开展1月份的月度批发交易。
(一)市场主体集中在电力交易平台上分别申报交易电量、交易电价等数据。
(二)月度交易闭市后1个工作日内,电力交易中心将月度无约束交易结果提交电力调度机构进行安全校核。
(三)电力调度机构应当在2个工作日之内将校核结果和相关书面说明返回电力交易中心。
(四)电力交易中心在电力调度机构返回安全校核结果后,于下1个工作日发布月度交易结果。
市场主体对交易结果有异议的,应在交易结果发布后1个工作日内,以书面形式向电力交易中心提出。电力交易中心会同电力调度机构在1个工作日内给予解释。逾期不提交,视为无意见。
(五)月度集中撮合交易结果发布2个工作日后,无异议的交易结果由交易平台自动生成月度交易电子合同,作为交易执行安排、电量结算的依据。


第五节  合同电量转让交易


    第二十六条  合同电量转让交易先于月度集中撮合交易开展,原则上每月10日前组织。现阶段,仅开展发电企业的合同转让交易,其中包括基础电量、市场交易电量转让交易。售电公司暂不代理省内发电企业参与批发市场交易,售电公司之间、参与批发交易的电力大用户之间暂不开展合同电量转让交易。后期,将根据电力市场建设情况,适时放开多市场主体间的合同转让交易。
    第二十七条  合同电量转让交易应符合以下要求:
(一)应在具备交易资格的市场主体之间进行,转让交易不得对市场其他主体利益造成损失;
(二)应符合低碳清洁节能原则,原则上,煤耗高的机组转让给煤耗低的机组,鼓励清洁能源机组替代火电机组,高效低排放燃煤机组替代低效高排放燃煤机组发电;
(三)享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量、调节性电源等不得转让。
    第二十八条  合同电量转让交易组织流程:
(一)每月10日前,合同转让方向电力交易中心提出次月转让交易申请。
(二)对符合条件的合同电量转让交易,电力交易中心应在每月15日前提交至电力调度机构进行安全校核。电力调度机构在2个工作日内,将安全校核结果和相关书面说明反馈电力交易中心。电力交易中心于下1个工作日公布安全校核的交易结果,并通知相关市场主体。
(三)在交易结果公布后3个工作日内,市场主体按照公布交易结果签订合同电量转让交易合同,合同应明确交易电量(另需说明交易电量为市场电量或基础电量)、交易时段、合同相关方权利与义务等内容。


第四章  电力零售市场交易


    第二十九条  售电公司与电力用户拟建立委托代理关系的,应满足以下条件:
(一)双方已市场准入,且具备交易资格;
(二)电力用户不存在转供电关系,无业扩或变更在途流程。
    第三十条  电力用户与售电公司签订双边委托代理合同时,须约定委托期限、电量、零售电价以及售电公司代理服务费率、偏差电量处理方式、违约责任等内容。
    第三十一条  售电公司与电力用户的委托代理合同按照自然年签订。新准入电力用户可以当年12月31日作为委托截止期限,其他电力用户委托代理期限不得低于1个自然年。
    第三十二条  电力用户在同一委托期内委托两家及以上售电公司提交至交易平台的,暂停该用户参与市场交易。期间,该用户的用电价格按照我省燃煤标杆电价(含脱硫、脱硝、除尘、超低排放,下同)顺加该用户输配电价、政府性基金及附加确定。
    第三十三条  售电公司与电力用户拟变更或解除委托代理关系的,售电公司与电力用户应提前5个工作日,向电力交易中心提交变更或解除委托代理合同及相关证明材料。合同关系经公示5个工作日,无异议后生效。
    第三十四条  委托代理合同须包含售电公司与电力用户的法定代表人(或授权代理人)亲自签字、盖章(单位公章或合同专用章)、合同签订日期、签订地点等,否则交易平台可不予受理。代理期跨年的委托代理合同,“委托代理期”条款处必须加盖电力用户单位公章或合同专用章。合同签署人为授权代理人的,需提供法定代表人亲自签署的授权书。


第五章  安全校核与合同电量执行


    第三十五条  电力调度机构负责各类交易结果的安全校核工作,安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时,电力调度机构需出具书面解释,由电力交易中心在信息披露中予以公布。
    第三十六条  电力调度机构在各类市场交易开始前应按规定及时提供相关信息,所有电力交易结果须经电力调度机构安全校核后生效。电力调度机构应明确校核标准,按时反馈校核结果,并说明调整原因。
电力交易中心根据年度合同电量分月安排和各类月度交易成交结果,编制发电企业的月度综合发电方案,包括政府定价优先发电电量、基础电量和各类市场交易电量等。
    第三十七条  市场主体根据年度交易合同,在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下,可于月度集中撮合交易结果发布后2个工作日内对年度合同中次月电量安排提出调整要求,经交易各方同意后,作为月度综合发电方案的编制依据。
    第三十八条  电力调度机构负责合理安排电网运行方式,保障月度综合发电方案执行。电力交易中心负责跟踪月度综合发电方案的进度,分析电力市场运行情况。
    第三十九条  电力系统发生紧急情况时,电力调度机构要按照安全优先的原则实施调度,事后应及时披露事故情况及计划调整原因;影响较大的,应及时向省发展改革委、河南能源监管办报告。


第六章 合同偏差电量处理和考核


    第四十条  按照国家《电力中长期交易规则》关于偏差处理方式的要求,结合我省电力市场建设情况,按照安全可靠供电、稳步有序推进的原则,现阶段我省采用发电侧滚动调整方式优先实现购电侧合同电量月清月结,并逐步过渡到发电侧预招标月平衡方式,实现所有合同电量月清月结。
    第四十一条  预招标月平衡偏差处理方式
(一)电力交易中心应在月度调度计划发布1个工作日后,组织各发电企业在1个工作日内申报增发上网电价和减发补偿价格。发电企业可多次申报,以申报有效期内最后一次申报数据为准。
(二)电力交易中心根据企业申报价格确定各发电企业增发和减发序位。
1.增发序位。按照增发上网电价由低到高确定增发企业调用序位,价格相同时,按照节能清洁低碳机组优先安排原则排序;
2.减发序位。按照减发补偿价格由低到高确定减发企业调用序位,价格相同时,按照节能清洁低碳机组后安排原则排序。
3.发电企业增发和减发序位是次月电力调度机构增减发电企业发电的依据,应在企业申报截至后2个工作日内在电力交易平台发布。
(三)当合同执行中出现偏差电量时,电力调度机构在满足电网安全约束的前提下,按照以下要求依次增减发电企业负荷。
1.实际用电量增加时,按照增发企业调用序位,依次优先增加排序靠前的机组增加发电,其他机组严格按照计划发电。
2.实际用电量减少时,按照减发企业调用序位,依次优先减少排序靠前的机组减少发电,其他机组严格按照计划发电。
3.机组增发电量或减发电量均以调度安排为准,月内既增发又减发电量的,以互抵后的净值为准。
(四)月度合同执行偏差电量带来的经济利益调整,按照权责对等原则承担,通过建立偏差电量结算机制实行月清月结。
1.实际用电量增加带来的经济利益调整,由增用购电方和增发发电企业承担。
2.实际用电量减少带来的经济利益调整,由减少用电量的购电方承担,包括由此带来的电网企业购电成本变化和按照减发补偿价格对减发发电企业进行补偿。
3.发电企业因自身原因导致的少发电量由企业自身承担,在后续不再补发。
    第四十二条  在预招标平衡偏差处理机制未建立的过渡期间,可暂先实现用户侧和售电侧交易电量月清月结的考核方式。
    第四十三条  用户侧和售电侧交易电量月清月结考核方式
(一)合同偏差考核电量是指参与批发交易的售电公司、电力大用户月度偏差电量占其该月交易安排电量在±5%以外的电量,±5%以内(含±5%)的部分免于考核。考核对象主要是参与批发交易的电力大用户、售电公司。
1.售电公司的月偏差电量是指售电公司代理的电力用户月度实际用电量之和与售电公司该月交易安排电量的差值。
2.电力大用户的月偏差电量是指电力大用户月度实际用电量与其该月交易安排电量的差值。
(二)合同偏差考核电价是指对参与批发交易的售电公司、电力大用户,在月度实际用电量超出交易电量的规定标准时,按照一定标准收取的考核费用。售电公司与其代理电力用户的偏差电量考核,按照双方签订的委托代理合同约定内容进行考核。
1.电力大用户、售电公司的偏差考核费率
正偏差考核费率:月度偏差电量超过其该月交易安排电量105%部分的偏差考核费率,按照5%我省燃煤标杆电价确定。
负偏差考核费率:月度实际用电量低于其该月交易安排电量95%部分的偏差考核费率,按照10%我省燃煤标杆电价确定。
2.电力大用户、售电公司正偏差电量的电价
电力大用户月度偏差电量超过其该月交易安排电量105%部分的电量电价和售电公司代理电力用户承担正偏差考核的电量电价,按照我省燃煤标杆电价顺加该用户对应的输配电价、政府性基金及附加确定。


第七章  计量和结算


    第四十四条  电网企业应按照自然月抄录发电企业(机组)和电力用户电能计量装置数据,并提交电力交易中心。当出现计量数据不可用时,由电能计量检测中心确认并出具报告,结算电量由电力交易中心组织相关主体协商解决。
    第四十五条  建立和完善偏差电量结算机制,逐步实现所有电量结算月清月结。在预招标偏差处理机制建立前的过渡期间,暂按照以下原则结算。
(一)电力大用户电量结算实行月清月结。
1.正常电量结算:电力大用户月度实际用电量不超过偏差考核范围,按照该用户的合同电价进行结算。不同的发电侧交易合同,发电侧按照等比例的原则进行结算。
2.正偏差电量结算:月度实际用电量出现正偏差时,该月交易安排电量105%以内按照正常电量结算,超出该月交易安排电量105%的偏差电量部分,在征收偏差考核费的基础上按照我省燃煤标杆电价顺加该用户对应的输配电价、政府性基金及附加结算。
3.负偏差电量结算:月度实际用电量出现负偏差时,该电力大用户实际用电量按照正常电量结算方式进行结算,低于该月交易安排电量95%的偏差电量部分按照电力大用户负偏差考核费率进行考核。
(二)售电公司的代理电量结算实行月清月结。
1.售电公司代理电力用户正常电量结算:售电公司代理电力用户月度实际用电量之和未出现正负偏差时,电力用户的月度实际用电量,按照电力用户委托售电公司参与市场交易形成的零售电价进行结算。不同的发电侧交易合同,发电侧按照等比例的原则进行结算。
2.正偏差电量结算:售电公司代理电力用户月度实际用电量之和出现正偏差时,超出该月交易安排电量105%的偏差电量与售电公司正偏差考核费率的乘积,为该售电公司的偏差考核费。售电公司正偏差电量的电价,按照我省燃煤标杆电价顺加承担偏差考核用户对应的输配电价、政府性基金及附加确定。
如代理合同中约定用户承担正偏差考核费用的,售电公司应依据合同,在每月20日前向交易机构提供承担其偏差电量的电力用户名单和偏差电量数额,承担偏差考核用户的偏差电量按照售电公司正偏差电量的电价结算。如售电公司对偏差电量未进行分解,除承担偏差考核费外,度电还需缴纳该月交易电价加权平均值与燃煤标杆电价的差额。
3.负偏差电量结算:售电公司代理电力用户月度实际用电量之和出现负偏差时,低于该月交易安排电量95%的偏差电量与售电公司负偏差费率的乘积,为该售电公司的偏差考核电费。售电公司代理服务费应扣除其承担的偏差考核电费。如代理合同中约定用户承担负偏差考核费用的,售电公司应依据合同,在每月20日前向交易机构提供承担其偏差电量的电力用户名单和偏差电量数额;如售电公司对偏差电量未进行分解,考核费用由售电公司承担。
    第四十六条  月度偏差电量考核费用每月进行归零清算,按照参与批发市场的售电公司、电力大用户的该月交易安排电量的占比分摊。
    第四十七条  售电公司月度代理服务费出现负值且未能按时缴纳费用的,电网企业可以先用银行保函清算相关欠费。售电公司履约保函管理办法另行制定。
    第四十八条  在当前保障政府定价优先发电电量、基础电量指标均衡完成的情况下,原则上发电企业市场化电量实行月清月结,政府定价优先发电电量、基础电量实行月度预结算、滚动调整、全年统算。
(一)发电企业电量结算优先顺序为外送电量、抽蓄招标电量、电力批发交易电量、合同电量转让交易电量、政府定价优先发电电量、基础电量。合同电量转让交易中,优先执行关停机组的合同电量转让交易。
(二)发电企业电力批发交易月度结算电量,以合同对方月度电量结算中执行合同电价的电量数额进行结算。合同对方出现正偏差时,正偏差电量不与发电企业进行结算;出现负偏差时,按照合同对方月度实际用电量进行结算。
(三)合同转让交易按照月度结算。
(四)发电企业年度政府定价优先发电量、基础电量可进行月度滚动调整。
(五)发电企业全年实际发电量在开展事后合同电量转让交易后,仍有超过市场化电量、优先发电电量、基础电量之和的部分,按有关规定执行,对豫南地区适当倾斜。
    第四十九条  每月15日前,电力交易中心应将电力用户上月实际用电量对相应市场主体公布,便于售电公司和电力大用户在参与次月月度交易时,对偏差电量进行调整。售电公司、电力用户对电量电费结算情况存在异议的,应及时向省电力公司、电力交易中心提出意见。省电力公司应牵头汇总有关部门意见,于当月25日前,将处理结果告知相关市场主体。对处理结果仍有异议的,可提请省电力市场管理委员会定期会议研究决定。
    第五十条  因市场主体偏差电量对其他市场主体利益造成影响的,相关市场主体按照合同约定或国家政策进行协商处理。拒不执行的,纳入诚信记录或列入黑名单。
    第五十一条  除拥有配电网运营权的售电公司外,其他市场成员保持现有电费结算支付方式不变。拥有配电网运营权的售电公司电费结算方式另行制定。
    第五十二条  以下情况产生的负偏差电量,经认定后可免于偏差考核:
(一)实际运行出现计划外的公用输配电设施向用户供电受限,经电网企业确认,经有关政府部门同意的。
(二)不可抗力导致的用户用电设施受损,经政府部门和电网企业认可同意的。
(三)用户参与有序用电安排或政府要求减少生产,导致的用电量减少,经省发展改革委认可同意的。


第八章  辅助服务


    第五十三条  按照“补偿成本、合理收益”的基本原则,考虑辅助服务效果,对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。
    第五十四条  鼓励采用竞争方式确定辅助服务提供主体。电力调度机构根据系统运行需要,确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量,各主体通过竞价的方式提供辅助服务。辅助服务提供主体较多的地区,可以通过竞价方式统一购买系统所需的无功和黑启动服务。
    第五十五条  积极推进辅助服务市场化,辅助服务市场交易前,按照现行辅助服务管理细则执行。


第九章  争议和违规处理

    第五十六条  本规则所指争议是市场主体之间的下列争议:
(一)注册或注销市场资格的争议;
(二)市场主体按照规则行使权利和履行义务的争议;
(三)市场交易、计量、考核和结算的争议;
(四)其他方面的争议。
发生争议时,可采取协商解决、申请调解或裁决、提请仲裁、提请司法诉讼等方式处理。
    第五十七条  市场主体扰乱市场秩序,出现下列违规行为的,由省发展改革委、河南能源监管办联合相关单位共同查处:
(一)提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格;
(二)滥用市场力,串通、操纵市场交易;
(三)不按时结算,侵害其他市场主体利益;
(四)提供虚假信息或违规发布信息;
(五)其他严重违反市场规则的行为。
    第五十八条  市场主体存在违反国家有关法律法规或产业政策规定的,无故未履行市场交易合同或具有法律效力的交易意向,恶意串通报价、操纵市场或变相操纵市场,提供虚假申请材料,违规发布信息或未按规定披露、提供信息,违反交易规则开展交易等行为,情节严重或拒不整改,一经查实直接列入黑名单。被强制退出或自愿退出市场的市场主体,原则上3年内不得参与电力市场交易。电力交易中心、电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。


                                   第十章  市场干预


    第五十九条  当出现以下情况时,省发展改革委、河南能源监管办可以做出中止电力市场的决定,并向市场主体公布中止原因。
(一)电力市场运营规则不适应电力市场交易需要,必须进行重大修改的;
(二)电力市场交易发生恶意串通操纵市场的行为,并严重影响交易结果的;
(三)电力交易平台、自动化系统、数据通信系统等发生重大故障,导致交易长时间无法进行的;
(四)因不可抗力市场交易不能正常开展的;
(五)其他发生严重异常情况的。
    第六十条  当电力系统发生紧急事故时,电力调度机构应按安全第一的原则处理事故,由此带来的成本由相关责任主体承担,责任主体不明的由市场主体共同分担。
(一)当面临严重供不应求情况时,省发展改革委会同河南能源监管办可依照相关规定和程序暂停市场交易,组织实施有序用电方案。
(二)当出现重大自然灾害、突发事件时,省发展改革委会同河南能源监管办可依照相关规定和程序暂停市场交易,临时实施发用电计划管理。
(三)当发生供需严重失衡、重大自然灾害、突发事件时,省发展改革委会同河南能源监管办可依法宣布进入应急状态或紧急状态,暂停市场交易,全部或部分免除市场主体的违约责任。
    第六十一条市场秩序满足正常交易时,电力交易中心应及时向市场交易主体发布市场恢复信息。


第十一章  信息披露


    第六十二条  市场信息一般分为公众信息、公开信息、私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息,公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息,私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。交易公告等是公开信息、非公众信息,在组织交易期间,不得将交易公告对外公开或泄露。
    第六十三条  市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则,披露电力市场信息。电力交易中心、电力调度机构应当公平对待市场主体,无歧视披露公众信息和公开信息。
电力交易中心负责市场信息的管理和发布,会同电力调度机构及时向市场主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息、电网拓扑模型、发电机组检修计划、电网检修计划等。
    第六十四条  在确保安全的基础上,电力市场信息主要通过电力交易平台网站进行披露。电力交易中心负责管理和维护电力市场技术支持系统、电力交易机构网站,并为其他市场成员通过技术支持系统、电力交易平台网站披露信息提供便利。各类市场主体按规定通过电力平台网站披露有关信息,并对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。
    第六十五条  市场主体如对披露的相关信息有异议及疑问,可向电力交易中心、调度机构提出,由电力交易中心、调度机构负责解释。
电力交易中心每季度召开电力市场调度交易信息披露会,公布电力市场化交易情况、月度计划制定及执行情况、合同结算情况等信息,调度机构公布电力供需形势、交易安全校核、调度考核等信息,市场主体对市场化交易工作提出反馈和建议。
    第六十六条  市场成员不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。河南能源监管办、河南省发展改革委将按照有关规定,依法依规对电力市场信息披露实施管理和监督,必要时可依法依规追究相关责任主体责任。


                                 第十二章  附  则


    第六十七条  本规则自发布之日起执行,以前规定与本规则不一致的,按照本规则规定执行。
    第六十八条  根据河南电力市场建设情况及运行过程中出现的新问题,省发展改革委将会同河南能源监管办适时予以修订。

 

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