normal align=center>渝经信电力〔2015〕7号
normal align=center>重庆市经济和信息化委员会
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
各区县（自治县）经济信息委、发展改革委，国网重庆市电力公司，三峡水利电力（集团）股份有限公司、重庆乌江电力有限公司、重庆涪陵聚龙电力有限公司，有关发电企业、用电企业：
为贯彻《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）精神，有序推进电力用户与发电企业直接交易试点，促进电力竞争性业务的有序放开、公平竞争和多元化供应，根据《重庆市人民政府办公厅关于印发重庆市电力用户与发电企业直接交易试点方案的通知》（渝府办发〔2015〕99号），现将制定的《重庆市电力用户与发电企业直接交易规则（试行）》印发给你们，请遵照执行。
重庆市经济信息委 重庆市发展改革委
重庆市物价局 国家能源局华中监管局
2015年6月29日
normal align=center>重庆市电力用户与发电企业
normal align=center>直接交易规则（试行）
第一章 总 则
第一条 为规范推进电力用户与发电企业直接交易试点工作（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用户与发电企业直接交易试点方案的通知》（渝府办发〔2015〕99号），制定本规则。
第二条 直接交易指符合条件的电力用户与发电企业，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）供电范围内的电力用户和统一调度的发电企业。市经济信息委牵头负责全市电力直接交易试点工作。地方电网企业供电范围内的电力用户和统一调度的发电企业直接交易可参照本规则执行。
第四条 直接交易市场成员包括电力用户、发电企业、电网企业。经审核符合条件、在市电力交易机构注册的电网企业、电力用户和发电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应同时符合以下条件：
（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）用电电压等级原则在110千伏及以上、且年用电量3000万千瓦时及以上工业企业（其中高新技术企业年用电量可放宽至1000万千瓦时及以上）。用电电压等级及年用电量不符合以上条件，但属于国家鼓励发展的企业以及属于我市电子核心部件、物联网、机器人及智能装备、新材料、高端交通装备、新能源汽车及智能汽车、MDI及化工新材料、页岩气、生物医药、环保装备等十大战略性新兴产业的企业，经市政府同意后可纳入试点。
（三）单位能耗、环保排放达到国家标准。
（四）不符合国家产业政策以及产品和工艺属于限制类、淘汰类的企业不得参与直接交易。
（五）符合以上条件，积极参与并开展电力需求侧管理工作的企业可优先参与直接交易。
第六条 发电企业进入直接交易市场应同时符合以下条件：
（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、单机容量30万千瓦及以上、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企业（国家鼓励发展的资源综合利用机组容量可放宽至10万千瓦及以上）。
（三）水电企业和国家统一分配电量的跨省（区）供电项目暂不参加试点。
第七条 市场主体准入原则上按年办理。每年9月30日前，各区县（自治县）经济信息委对所在地电力用户市场准入申请初审汇总后，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。10月20日前，市经济信息委组织相关部门完成市场准入条件审核，并公示审核通过企业名单（公示期为3个工作日）。
第八条 经公示无异议的企业在公示期满后5个工作日内，通过市电力交易机构完成企业基本信息注册。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）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。
第九条 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。
第十一条 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）拒不履行市场主体义务。
（四）不服从调度命令。
（五）串通报价，恶意报价，严重扰乱交易市场秩序。
（六）其他违法违规行为。
第十二条 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。
第十三条 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
第十四条 市经济信息委会同相关部门研究提出全市年度交易电量，报市政府同意后，由市电力交易机构发布。市电力交易机构要搭建电力交易平台供电力用户与发电企业实施电力交易。
单个电力用户的年度交易电量原则上不超过全市年度直接交易电量的25%；单个发电企业的年度交易电量÷全市年度交易电量≤单个发电企业的准入机组容量÷全市准入机组合计容量×1.2。
第十五条 直接交易可采取双边协商交易或集中交易。
（一）双边协商交易指规定期限内电力用户与发电企业自主协商确定年度交易电量、交易价格、分月安排等内容，形成交易意向。每年11月20日前发电企业会同电力用户将交易意向报市电力交易机构。
（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。
挂牌交易时，电力用户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和发电企业均摊，形成电力用户与发电企业两两匹配的撮合电量、撮合价格。
第十六条 每年11月25日前，市电力交易机构将双边交易意向及集中交易意向提交电网企业电力调度机构进行年度安全校核。安全校核不满足全部交易时，对受约束交易意向公平裁减交易计划，直至满足安全约束条件。12月5日前，电网企业电力调度机构完成交易意向安全校核并公布校核结果，逾期视为通过安全校核。安全校核后的交易意向为直接交易结果，并报市经济信息委后纳入交易合同管理流程。
第十七条 因电网安全约束等非电力用户和发电企业原因导致年度直接交易受限的，相应的发电容量和直接交易电量纳入电网电力电量平衡。
第十八条 依据直接交易结果，电力用户、发电企业、电网企业经协商明确各方权责，原则上每年12月底前依法依规签订年度直接交易三方合同，三方合同报市经济信息委、国家能源局华中监管局备案。
第十九条 发电企业参与直接交易后相应发电容量应予剔除，剔除的发电容量不参与发电计划分配。
剔除容量=直接交易合同电量×（1+线损率）/（1-上一年度综合厂用电率）÷（统调主力火电机组当年计划平均利用小时数×1.2倍）。
第二十条 市电力交易机构应根据年度直接交易三方合同，将直接交易计划纳入月度发购电计划。
（一）发电企业月度发电计划中包括直接交易电量和非直接交易电量，计划安排时直接交易电量应优先于非直接交易电量。电力用户月度直接交易计划包括电力用户直接交易电力、电量。
（二）发电企业和电力用户协商一致后，应于每月25日前向市电力交易机构申报次月直接交易计划及年度滚动计划建议。
（三）市电力交易机构参考电网年度分月发购电计划、发电企业和电力用户申报的月度直接交易计划及年度滚动计划建议、电网运行实际情况，制定分月直接交易计划，经月度安全校核后纳入分月发购电计划。市电力交易机构将分月发购电计划报市经济信息委，并向市场主体发布分月直接交易计划。
（四）分月直接交易计划一经下达当月不再调整，电力用户、发电企业应严格执行。
（五）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计划中滚动调整。
第二十一条 在不影响合同已执行部分的情况下，每年9月30前电力用户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、发电企业、电网企业签订年度直接交易三方补充协议，纳入年度交易安排，三方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
第二十二条 电力用户支付的直接交易相关的购电价格，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。
基本电价按最大需量为40元/千瓦/月，按变压器容量26元/千伏安/月。
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。
（三）合同执行期间，遇国家电价政策调整，执行调整后的政策。
第二十三条 参与直接交易的电力用户按有关规定执行功率因数考核，不再执行丰枯峰谷电价。
第二十四条 直接交易计量抄表维持原有方式不变。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。
第二十五条 直接交易相关电费结算维持原有方式不变。电网企业向电力用户结算购电电费，与发电企业结算上网电费。直接交易相关电费电网企业应优先结算。
第二十六条 直接交易相关电费及余缺电量电费采用月度结算、年度清算，随着市场的发展可逐步过渡到月度结算、月度清算。
（一）年度清算时，当直接交易完成电量与直接交易计划电量偏差超过±3％时，超出偏差的余缺电量视为向电网企业买卖，电力用户的购电价格按目录电价的110%执行，发电企业的售电价格按核定上网电价的90%执行。电网企业由此增加的收益在核算电价时统筹平衡。因电力用户或发电企业原因，造成实际直接交易电量低于合同电量97%的部分视为违约电量，违约责任双方在年度直接交易合同中约定。
（二）月度清算时，以月度直接交易计划为基数，参照年度清算原则开展，具体事宜可在直接交易合同中明确。
第二十七条 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
第二十八条 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。
第二十九条 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
第三十一条 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。
第三十二条 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。
第三十三条 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。
第三十四条 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。
第三十五条 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。
第三十六条 本规则由市经济信息委会同相关部门负责解释。
第三十七条 本规则自公布之日起施行。
重庆市经济和信息化委员会办公室 2015年6月29日印发
