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福建省电力市场交易规则(试行)
第一章 总 则
第一条 为规范福建省电力市场交易工作，依法维护市 场主体合法权益，实现交易的公开、公平、公正，促进电力 市场健康、有序发展，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)及其 配套文件、《售电公司
6.监测和分析市场运行情况; 7.经依法授权在特定情况下调控市场; 8.建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统; 9.按规定披露和发布有关信息; 10.按照国家法律法规及有关政策文件，保守相关秘密; 11.对市场主体进行相关业务培训; 12.法律法规规定的其他权利和义务。 (二)电力调度机构 1.负责安全校核; 2.按调度规程公平、公开、公正实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全; 3.向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能; 4.合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行(因电力调度机构自身原因(不可抗力除外)造成实际执行与交易结果偏差时，允许电力调度机构在10个工作日内进行偏差调整，仍存在问题时，按照程序和规则界定责任范围，各自承担相应的经济责任); 5.经依法授权按规定暂停执行市场交易结果; 6.按规定披露和提供电网运行的相关信息; 7.法律法规规定的其他权利和义务。 第三章 交易周期和方式 第十四条初期，福建电力市场交易按交易周期主要有年度交易和月度(不包括12月份)交易等。根据市场需要，也可组织开展年度以上、季度交易(不包括第四季度)，市场成熟时适时组织开展日前、实时等市场交易。 第十五条电力市场交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式进行。 (一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量、电价，形成双边协商交易意向，签订双边交易确认单或协议(合同)，提交交易确认单扫描文档,并通过交易平台向电力交易机构登记交易信息。电力交易机构对双边协商交易结果进行汇总，并将汇总结果提交电力调度机构安全校核，平台登记信息与交易确认单不一致的按无效处理，并视情节轻重追究相关市场主体责任。安全校核通过后，电力交易机构在交易平台上发布安全校核结果，交易相关方通过交易平台确认交易结果。 (二)集中竞价交易指市场主体通过交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终成交对象、成交电量与成交价格等。 (三)挂牌交易指市场主体通过交易平台，将意向购买或出售电量的数量和价格等信息对外发布要约，符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经电力交易机构确认并提交经电力调度机构安全校核后，确定交易对象、成交电量和电价。 第十六条电力市场交易主要通过电力交易平台开展， 电力交易机构负责建设和管理电力交易平台。市场主体在参与电力市场交易之前应在电力交易机构进行注册，办理交易平台数字密钥证书，签订交易平台使用协议和保密协议，遵守交易平台运行使用相关管理办法。电力交易机构根据市场主体注册情况按期组织市场主体的交易员参加交易平台使用培训。 第四章 交易价格 第十七条市场交易价格由市场主体通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等市场化方式形成，交易双方可以根据需要协商约定价格调整机制。 第十八条双边协商交易价格由交易双方自由协商约定;集中竞价交易价格按照统一出清规则确定;挂牌交易价格以挂牌价格结算。 合同电量转让交易价格均维持原交易合同约定价格，如交易出让方和交易配对方对合同价格的调整机制另有约定，则转让价格三方另行协商，填写转让电价确认单并提交电力交易机构执行。 第十九条在国家核定福建省输配电价之前，省网直供区110千伏和220千伏电力用户执行现行的电力直接交易输配电价，其他用户采取电网购销差价不变的方式(价差模式)确定市场交易购电价格，即发电侧上网价格调整多少，用户侧用电价格调整多少的方式。即： (一)对于省网直供区110千伏、220千伏用户参与的市场交易(输配电价模式)： 发电企业售电价格=交易价格用户购电价格=交易价格+输配电价+交易价格×输配电 损耗率/(1-输配电损耗率)+政府性基金及附加 (二)对于其他用户参加的电力市场交易(价差模式)： 发电企业售电价格=批复电价+交易价差电力用户购电价格(电量电价)=目录电价(电量电价)+交易价差 (三)对于售电公司，视同代理用户参与交易，根据其代理的用户情况确定交易模式(输配电价模式或价差模式)，并根据该交易模式对应的用户购电价格计算办法确定售电公司的购电价格。 第二十条国家核定福建省输配电价之后，交易双方实际结算价格按如下规则确定： (一)发电企业售电价格=交易价格 (二)对于省级电网共用网络内的用户，其购电价格=交易价格+输配电价(含线损和交叉补贴)+政府性基金及附加。 (三)对于省级电网共用网络之外增量配电网内的用户，其购电价格=交易价格+省级电网共用网络输配电价(含线损和交叉补贴)+配电价格+政府性基金及附加。 (四)对于售电公司，根据售电公司参与交易的相关价格规定确定其购电价格。 第二十一条双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或者结算价格进行限价，为维护市场稳定，结合实际可调整上、下限幅度。 第二十二条电力用户基本电价(容量电价)按国家有关规定收取，遇有国家调整标准，则相应同步调整。 第二十三条参与电力市场交易的峰谷电价电力用户，可以继续执行峰谷电价，市场交易电价作为交易电量的平段电价，交易电量的峰、谷电价按现有峰平谷比价计算;也可以按市场购电价格结算，通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。 采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按市场购电价格结算。 第二十四条售电公司在其经营范围内与用户的交易电价和电量由其双方协商形成,不受第三方干预。为保障电费结算，售电公司应根据需要将相关信息提交电力交易机构，电力交易机构应为其承担保密义务。 第二十五条辅助服务市场化之前，发电企业应通过辅助服务考核与补偿机制承担系统辅助服务责任;用户侧辅助服务市场建立后，电力用户也应公平承担系统辅助服务责任。 第五章 交易组织 第一节通则 第二十六条每年12月，福建省经信委提出次年度全省电力市场交易电量规模指导意见，公布负面清单。实际交易电量规模可根据电力市场的变化情况适时进行调整。 第二十七条每年10月，福建电力市场管理委员会研究提出次年度全省电力直接交易工作建议;12月，福建省经信委牵头会同相关部门拟定次年度电力直接交易总体方案，包括年度月度交易电量规模、发电企业准入机组容量等内容。 交易总体方案经省政府办公厅组织电力直接交易工作协调小组成员单位讨论确定后实施，相关单位按职责做好具体工作。 第二十八条每次交易开展前，电力用户、售电公司应按照交易通知要求，提前在电力交易平台上填报本次交易电量需求，年度电量需求应包含分月电量初步计划。未按时填报的，视为不参与本次交易。 对于月度交易，原则上应依次实施分月合同电量调整、合同转让交易、双边协商交易、集中竞价、挂牌交易。月度下调分月合同电量或合同出让者，不允许参加月度集中竞价、挂牌等购电交易。 月度竞争交易中，单一售电公司申报电量不应超过月度。 第二十九条电力交易机构根据交易通知要求和申报结果，公布购买方提出的总电量需求和发电侧交易总电量限额。发电侧交易总电量限额应控制在购买方交易电量总限额范围之内。 第三十条交易时，电力用户和售电公司通过交易平台申报的交易电量范围为其在本次交易前所填报的需求电量的97%～103%。 第三十一条为防止出现市场操控力，对每批次参与交易的市场主体交易电量设置限额。为维护市场稳定，必要时可对交易限额进行调整。 单一售电公司交易电量限额≤交易总电量×15。 单一发电交易单元1交易电量限额=发电侧交易总电量×该发电交易单元参与交易机组容量/参与交易的发电主体机组的总容量，且单一发电交易单元交易限额≤发电侧交易总。 发电交易单元参与交易机组容量为交易方案明确的当期准入机组容量总和。 第三十二条每批次交易完成后，按交易方案需要扣减发电企业计划发电容量的，按发电企业成交电量相应扣减发电容量，计算方式如下： 输配电价模式：扣减容量=交易电量/(1-输配电网损率)/(1-综合厂用电率)/平衡小时数 价差模式：扣减容量=交易电量/(1-综合厂用电率)/平衡小时数 第三十三条发电企业按交易单元申报电量、价格或价差;发电企业全厂申报价格(价差)一致的，可按全厂统一申报电量与价格(价差)，系统根据交易单元装机占比自动分配各单元电量;电力用户按用电户申报电量、价格或价差;售电公司根据其代理用户情况，区分不同交易模式及电压等级申报电量、价格或价差。 发电企业申报最少电量为100万千瓦时，电力用户申报的最少电量为10万千瓦时，申报电量增减步幅均为10万千瓦时，申报电价为含税价格(单位为元/千瓦时)。 第三十四条对于价差模式，交易价差的定义如下： (一)发电企业：价差=拟售电价格-交易单元基数电量批复上网电价(含环保电价) (二)电力用户：价差=拟购电价格(电度电价)-用户用电单元的目录电度电价 (三)售电公司：价差=拟购电价格(电度电价)-拟代理用户用电单元的目录电度电价 第三十五条对于输配电价模式，交易各方申报价格及购电折算上网价的计算办法如下： (一)申报价格1.发电企业：申报价格=拟售电价格
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