2.4售電公司的權利和義務

1. 按細則參與省間交易，簽訂和履行電力交易合同，約定交易、服 務、結算、收費等事項。

2. 獲得公平的輸配電服務。

3. 按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信 息。

4. 承擔保密義務，不得泄露用戶信息。

5. 按照國家有關規定，在指定網站上公示公司資產、經營狀況等情 況和信用承諾,對公司重大事項進行公告，并定期公布公司年報。

6. 具有配電業務的售電公司服從電力調度機構的統一調度，在系統 特殊運行狀況下(如事故、嚴重供不應求等)，按電力調度機構 的要求配合安排有序用電。

7. 遵守相關政府電力管理部門有關電力需求側管理的規定，配合執

行有序用電管理，配合開展錯避峰。

8. 對于擁有配電網的售電公司，應按照國家、電力行業和所在省

(市、自治區)標準，承擔配電網安全責任，提供安全、可靠的 電力供應，履行保底供電服務和普遍服務，確保承諾的供電質量 符合國家、電力行業和相關標準。

9. 對于擁有配電網的售電公司，應按照國家、電力行業和所在省

(市、自治區)標準，按需負責配電網絡的投資、建設、運營和 維護、檢修和事故處理，無歧視提供配電服務，不得干預用戶自 主選擇售電公司。

10. 法律法規所賦予的其他權利和義務。

2.5電網企業的權利和義務

1. 嚴格遵守法律法規、行業標準以及相關政府電力管理、監管部門 的規定，保障經營范圍內輸配電設施的安全、穩定、經濟運行。

2. 為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務，作為輸電方 簽訂交易合同并嚴格履行，并對其管轄的輸、變、配電設備進行 運行管理、檢修維護。

3. 落實國家指令性計劃、省間政府框架協議、國家下達的年度跨區 跨省優先發用電計劃，簽訂并執行廠網優先發電合同，并承擔省 間電力中長期交易的保底供電職責。

4. 向發電企業、電力用戶和售電公司提供報裝、計量、抄表、維修、 結算、收費、支付等各類供電服務，按規定收取輸配電費并承擔 市場主體的電費結算責任，負責歸集交叉補貼，代收政府性基金， 并按規定及時向有關發電企業和售電公司支付電費。

5. 在優先發購電和購電側完全放開前，電網企業作為購電方市場主 體代理優先購電的電力用戶和未進入市場的電力用戶進行省間 購電，受其他用戶或發電企業委托代理購(售)電方參與省間交 易，簽訂和履行達成的交易合同，承擔省間電力交易的保底供電 職責。

6. 向北京電力交易中心提供所需的有關信息，包括但不限于：關口 表計量、電網規劃、輸電通道投運計劃、輸電價格方案、抽蓄電 站抽水電量價格上限等信息，并按規定向市場主體披露有關信 息。

7. 法律法規所賦予的其他權利和義務。

2.6電力調度機構的權利和義務

1. 按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，確保電網安全穩 定運行。

2. 負責建設、運行、維護和管理調度技術支持系統。

3. 按調度管轄范圍負責安全校核，向北京電力交易中心提供安全校 核結果及理由、電網設備停電檢修安排、輸電通道輸電能力等信 息，配合北京電力交易中心履行市場運營職能。

4. 合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行。

5. 經國家相關部門授權，在特定情況下暫停執行市場交易結果。

6. 按規定披露和提供電網運行等相關信息。

7. 法律法規所賦予的其他權利和義務。

2.7北京電力交易中心的權利和義務

1. 按細則在北京電力交易中心電力交易平臺，組織和管理多年、年 度、季度、月度及月內多日等各類省間交易。

2. 擬定細則，并配合相關政府電力管理部門和國家能源局及派出機 構對市場運營規則進行分析評估，提出修改建議。

3. 管理省間交易合同，組織簽訂優先發電合同和各類市場化交易合 同。

4. 根據省間交易合同編制年度交易計劃和月度交易計劃。

5. 負責市場主體的注冊及退出管理。

6. 負責提供電力交易結算憑證及相關服務。

7. 監視和分析市場運行情況，負責省間交易平衡分析預測。

8. 經授權在特定情況下干預市場，并立即向相關政府電力管理部門 和國家能源局派出機構申報、備案。

9. 建設、運營和維護電力交易平臺。

10. 按規定披露和發布信息，保證信息披露及時、真實、準確和完整。

11. 配合開展市場主體信用評價，按授權對市場主體和相關從業人員 違反交易規則、擾亂交易秩序等違規行為進行查處和報告。

12. 法律法規所賦予的其他權利和義務。

2.8有關省(市、自治區)電力交易中心、電力調度機構

1. 有關省(市、自治區)電力交易中心應配合北京電力交易中心做好市場主體注冊、交易組織、交易結算、信息發布等省間交易相 關的交易服務工作。有關省(市、自治區)電力調度機構應配合國調中心做好安全校 核及建設、運行、維護、管理電網調度技術支持系統等工作。

3. 市場準入和退出 3.1準入和退出條件

3.1.1準入條件

1. 參加市場交易的發電企業、售電公司、電力用戶，應當是具有獨 立法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任 的經濟實體。內部核算的發電企業(電網企業保留的調峰調頻電 廠除外)、電力用戶經法人單位授權，可參與相應市場交易。

2. 市場主體資格釆取注冊制度。參與電力市場的發電企業、售電公 司、電力用戶，應符合國家及開展業務所在省(市、自治區)有 關準入條件，并按程序完成注冊后方可參與電力市場交易。

3. 發電企業、電力用戶等市場主體按政府發布的交易主體動態目錄 進行注冊，售電公司按《售電公司準入與退出管理辦法》、《售電 公司市場注冊規范指引》和開展業務所在省(市、自治區)有關 規定履行注冊、承諾、公示、備案等相關手續。

4. 原則上，參與市場交易的電力用戶、售電公司全部電量進入市場, 鼓勵發電企業全部電量進入市場，不得隨意退出市場，進入市場 的電力用戶、售電公司取消目錄電價。

5. 具體可參與交易的市場主體名單或范圍，以北京電力交易中心發 布的交易公告為準。

3.1.1.1.發電企業準入條件

1. 依法取得核準和備案文件，取得電力業務許可證(發電類)。

2. 符合國家產業政策，國家規定的環保設施正常投運且達到環保標 準要求。

3. 政府明確跨省消納的發電企業、納入省政府市場交易主體動態目 錄的發電企業，以及其他經國家有關部門或省政府同意的可參與 省間交易。

4. 發電企業可委托電網企業代理參與省間交易，其中小水電、風電、 光伏發電等可再生能源企業也可委托發電企業代理，委托必須簽 訂委托協議。

5. 自備電廠暫不參與省間交易。

3.1.1.2. 電力用戶準入條件

1. 列入省(市、自治區)政府市場交易主體動態目錄。

2. 符合囯家和地方產業政策及節能環保要求，落后產能、違規建設 和環保不達標、違法排污項目不得參與。

3. 擁有自備電源的用戶應當按規定承擔國家政府性基金及附加、政 策性交叉補貼和系統備用費。

4. 委托電網企業、售電公司代理參與省間交易的電力用戶，委托必 須有委托協議。

3.1.1.3. 售電公司準入條件

1. 按照國家發改委、國家能源局《售電公司準入及退出管理辦法》

(發改經體〔2016〕2120號)有關規定執行。

2. 完成電力交易平臺注冊手續，并列入開展業務所在省(市、自治區)準入售電公司名單。

3.1.2退出條件

1. 市場主體有以下情形的，經相關政府電力管理部門和國家能源局 及派出機構核實后，應進行整改：

(1) 市場主體違反國家有關法律法規和產業政策規定。

(2) 嚴重違反市場規則。

(3) 發生重大違約行為。

(4) 惡意擾亂市場秩序。

(5) 未履行定期報告披露義務。

(6) 拒絕接受監督檢查。

2. 拒不整改的市場主體將被列入黑名單，按有關規定強制退出市 場，有關法人、單位和機構情況記入信用評價體系，不得再進入 市場。

3. 退出省間交易的市場主體，由北京電力交易中心或相關電力交易 機構對其參與省間市場交易權限進行注銷處理，并向社會公示。 強制退出的市場主體，應按合同承擔相應違約責任，原則上3年 內不得直接參與電力市場交易。自愿退出的市場主體，應按合同 承擔相應違約責任，原則上2年內不得直接參與電力市場交易。

4. 售電公司因運營不善、資產重組或者破產倒閉等特殊原因退出市 場的，應至少提前45天以書面形式告知國家能源局或相應派出 機構、北京電力交易中心以及電網企業、電力用戶、發電企業等 相關方。退出之前，售電公司應將所有已簽訂的購售電合同履行完畢或轉讓，并處理好相關事宜。

5. 電力用戶無法履約的，應至少提前45天以書面形式告知電網企 業、售電公司、發電企業、電力交易機構等相關方，將所有已簽 訂的購售電合同履行完畢或轉讓，并處理好相關事宜。

3.2市場注冊管理

1. 北京電力交易中心應建立市場注冊管理工作制度，由市場管理委 員會審議通過后，報國家發改委、國家能源局備案后執行。

2. 市場主體注冊申請材料，包括但不限于：

(1) 公司法定代表人(或委托代理人)簽署的書面申請，內容 包括：申請的交易主體類別，公司名稱，公司通信地址、 郵政編碼、聯系人、聯系電話、電子信箱地址等。

(2) 公司的企業法人營業執照復印件。

(3) 相應的電力業務許可證復印件(如有)。

(4) 公司最近三年經會計師事務所審計的企業法人年度財務報 告或驗資報告及國家有關部門規定的其他相關會計資料。

(5) 公司章程、公司股權結構及股東的有關情況。

(6) 發電企業提交所有機組的詳細技術參數，包括但不限于： 機組裝機容量、最大出力、最小出力等。

(7) 發電企業還需提交有關自動化系統、數據通信系統等技術 條件滿足電力市場要求的證明材料，包括：具備符合計量 規則的計量設備，具備電力調度數據網絡接入條件，數據 網絡滿足電力二次安全防護條件;接入電力市場技術支持系統的終端設備或系統滿足電力二次安全防護條件;電廠 需提供遠動信息接入及AGC控制能力，并符合所屬專業管 理的技術標準和《并網調度協議》的要求。

(8) 售電公司提交有關信息，包括但不限于：經營范圍、資產 總額、擬售電量規模、配網有關情況及關聯電力用戶有關 信息(如有)。

(9) 電力用戶及其用電單元提交有關信息，包括但不限于：用 電地址、接入電壓、計量關口等。

(10) 電網企業提交有關信息，包括但不限于：供電范圍、最高 電壓等級、電網接線圖等有關信息。

3. 北京電力交易中心應自市場主體提交注冊申請之日起5個工作 曰內受理或發出補正通知：

(1) 對申請材料齊備的，應通知申請單位已經受理。

(2) 對申請材料不齊備的，應通知申請單位補齊;申請單位必 須自通知發出之日起10個工作日內按要求補全資料，按照 規定的格式向北京電力交易中心補充注冊申請內容。

(3) 對申請材料不符合要求的，應通知申請單位修改和補充; 申請單位必須自通知發出之日起20個工作日內按要求完 成。申請單位修改和補充材料的時間不計算在審查工作時 限內。

(4) 北京電力交易中心對不予注冊的，應當通過電力交易平臺 通知申請單位并說明理由。

4. 電力交易機構按規定披露相關信息，包括但不限于已注冊的發電企業、售電公司和電力用戶的名單、聯系方式等相關信息。已經 在北京電力交易中心和省(市、區，下同)電力交易機構完成注 冊的市場主體，通過北京電力交易中心與各省電力交易機構的信 息交互實現市場主體信息共享。

5. 只參加省間交易的市場主體直接在北京電力交易中心注冊;同時 參加省間交易和省內交易的市場主體可以自愿選擇在北京電力 交易中心或所在省電力交易機構注冊，無需重復注冊;售電公司 注冊按照《售電公司準入與退出管理辦法》(發改經體〔2016〕 2120號)和《售電公司市場注冊規范指引(試行)》執行。

6. 對北京電力交易中心的決定有異議的，申請單位可以在收到處理 通知之日起30日內向電力市場管理委員會提請復議。

7. 已通過注冊的市場主體,應辦理北京電力交易中心技術認可的數 字交易證書，由北京電力交易中心或所在省電力交易機構通過電 力交易平臺為每一市場主體分配交易權限。

8. 市場主體注冊變更，發電企業、電力用戶可向原注冊地交易中心 提出注冊變更申請，售電公司注冊變更須按照《售電公司市場注 冊規范指引(試行)》相關規定執行。有關電力交易中心按照注 冊管理工作制度有關規定辦理。信息變更包括但不限于：

(1) 因新建、擴建、兼并、重組、合并、分立等導致市場主體 股權、經營權、營業范圍發生變化的。

(2) 企業更名、法人變更的。

(3) 企業主要產品類型更換的。

(4) 發電企業通過設備改造、大修、變更等，關鍵技術參數發生變化的。

(5) 企業銀行賬號變更的。

(6) 其他與市場準入資質要求相關的信息變更等。

9. 出現下列情況之一者，北京電力交易中心應注銷其市場主體資 格：

(1) 已注冊的市場主體發生破產、關停等變化，應通過電力交 易平臺提出申請，經國家能源局派出機構核實后，報原注 冊地電力交易機構辦理注銷手續。

(2) 對違反市場規則、不能繼續滿足市場準入條件的市場主體， 按規定列入黑名單，并由國家能源局派出機構對其處罰， 由原注冊地電力交易機構進行注銷處理。

10. 市場主體資格注銷后，必須執行下列規定：

(1) 該市場主體必須按規定，停止其在市場中的所有交易及活 動。

(2) 該市場主體必須結清與所有相關市場主體的賬目及款項。

(3) 該市場主體應將所有已簽訂的交易合同履行完畢或轉讓， 并妥善處理相關事宜。

(4) 該市場主體與其他市場主體存在的爭議按照此前合同約定 解決。

4. 交易品種及組織方式

4.1交易品種

1. 省間交易按照交易標的分為省間電力直接交易、省間外送交易和 省間合同交易。優先發電電量現階段視為廠網雙邊交易電量，簽 訂廠網間購售電合同，納入省間電力中長期交易范疇，以合同方 式予以保障執行，其全部電量交易、執行和結算均需符合本細則相關規定。

2. 省間電力直接交易指發電企業與電力用戶、售電公司按照自愿參 與的原則直接進行的購售電交易，相應電網企業按規定提供輸配 電服務。

(1) 具備條件的地區可在年度交易分解至月度交易的基礎上， 開展分時(如峰平谷)的電量交易。

(2) 鼓勵新能源發電企業與儲熱、儲能、電釆暖、蓄冷等電力 用戶、電能替代用戶開展電力直接交易。

3. 省間外送交易指發電企業與電網之間，或者送受端電網之間開展 的購售電交易，相應電網企業按規定提供輸配電服務。

(1) 省間外送交易主要為了實現促進清潔能源外送、保障電網 供需平衡等目的，按照自愿參與的原則開展，通過市場化 方式組織。

(2) 在就地優先利用的基礎上，鼓勵清潔能源發電企業與抽蓄 電站或其所在地的電網企業試點開展年度、月度抽蓄電站 富裕抽水電量省間交易(以下簡稱“抽蓄電量試點交易”)。初期，在湖北、湖南和江西開展抽蓄電量試點交易。北京 電力交易中心及時總結試點經驗，適時推廣實施，并向國 家能源局報備。

4. 省間合同交易指不影響相關方利益的前提下，通過市場化交易方 式實現市場主體之間合同電量的有償出讓和買入，也稱發電權交 易。省間合同交易按照組織類型分為合同回購、合同轉讓和合同 置換。

(1) 合同回購交易是由原合同各方協商一致，由售電方回購部 分交易電量。回購電量、價格由合同雙方協商確定。

(2) 合同轉讓交易是指將合同的全部或部分電量轉讓給合同之 外的第三方的交易。

(3) 合同置換交易是指交易雙方將各自的售電(或購電)合同 執行時間段進行置換，保持雙方全年總的合同電量不變。

5. 按照電力交易期限分為多年(2年及以上)、年度、季度、月度 交易及月內多日等中長期交易。一般按照年度、月度交易時序開 展，必要時可開展月內多日的中長期交易，抽蓄電量試點交易在 初期只開展月度交易。

6. 多年交易需分解到年度，年度、季度交易需分解到月度。

4.2交易組織方式

1. 按照電力交易組織方式分為雙邊協商、集中競價、掛牌交易等。

2. 各類交易按照本細則組織開展，具體組織時結合交易公告執行， 交易公告中需明確市場主體、交易關口及標的、交易方式、價格、

結算、具體時間安排、相關交易參數等內容。

4.2.1雙邊協商交易

1. 雙邊協商交易是指市場主體之間自主協商交易電量(電力)、價 格，形成雙邊協商交易初步意向，通過電力交易平臺進行申報確 認，經電力調度機構安全校核后，形成雙邊協商交易結果。

2. 若安全校核未通過，由電力調度機構出具安全校核結果，明確校 核不通過的具體電量并說明原因，由北京電力交易中心予以公布 并對無約束成交結果進行調減，直至通過安全校核。

3. 鼓勵在雙邊協商交易中約定交易的電力曲線，并在安全校核未通 過時，最后調減約定電力曲線的交易合同。

4.2.2集中競價交易

1. 集中競價交易是指所有市場主體均通過電力交易平臺申報電量、 價格等信息，以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報， 經電力調度機構安全校核后，形成集中競價交易結果。

2. 電力交易平臺根據細則統一進行市場出清(按照4.2.2.1邊際電 價法或4.2.2.2報價撮合法確定)。

3. 若安全校核未通過，由電力調度機構出具安全校核結果，明確校 核不通過的具體電量并說明原因，由北京電力交易中心予以公布 并對無約束成交結果進行調減，直至通過安全校核。

4. 鼓勵在集中競價交易中分解電力曲線，可逐步細化至峰、平、谷 段電量，分別進行集中競價出清，并在安全校核未通過時，最后調減約定電力曲線的交易合同。

4.2.2.1邊際電價法計算流程

1. 所有成交電量均釆用統一價格進行出清的方法，稱為邊際電價 法。

2. 申報截止后，電力交易機構根據交易公告，將發電企業、電力用 戶、售電公司、電網企業申報的購電價格、售電價格，考慮輸配 電價(含網損)、政府基金及附加后統一折算到落地側交易關口， 形成折算后的購電方報價和售電方報價。

3. 折算后的購電方報價由高到低排序形成購電方申報曲線。原則 上，價格相同時，按“時間優先”的順序依次分配成交電量;當以 上條件均相同時，按申報電量等比例分配成交電量。具體以交易 公告為準。

4. 折算后的售電方報價由低到高排序形成售電方申報曲線;價格相 同時，按照“可再生能源優先，節能環保優先(能耗低優先，下 同)，時間優先”的順序排序;當以上條件均相同時，按申報電量 等比例分配成交電量。

5. 邊際電價的確定方法為：

(1)當購電方申報曲線與售電方申報曲線有交叉，交叉點對應 的價格為邊際出清價格。折算后的售電方報價低于邊際出 清價格的售電方申報電量，以及折算后的購電方報價高于 邊際出清價格的購電方申報電量均成交。如果等于邊際出 清價格的購電方申報電量與售電方申報電量不相等，按照較小的申報電量成交。