北极星售电网获悉，11月4日，浙江省发改委发布关于征求《浙江省电力中长期交易规则（2022年修订版，征求意见稿）》意见的通知。
通知指出，售电公司应主动“晾晒”批发侧、零售侧分时交易价格和平均度电购销价差，促进市场公开透明。
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批发用户和零售用户的结算依据应符合浙发改价格〔2021〕377号文件关于分时电价浮动比例的要求，不符合的由电网企业按校核（按规定拆分计算）后的应收总电费与结算依据总电费取小值进行结算，防止拆分套利。为避免售电公司重复分摊损益费用，由电网企业根据零售用户月度实际用电量计算零售用户损益分摊或分享费用。售电公司不得以任何名义向零售用户分摊损益电费。
当燃煤发电企业与单一市场主体成交的单笔双边协商交易结算加权平均价格不得超过燃煤基准价上下浮动20%。
当售电公司尖峰、高峰、低谷时段实际用电量超过月度合同电量时，按照偏差比例分别处理如下：
1.尖峰、高峰、低谷时段实际用电量在对应时段月度合同电量100%至105%之间时，不进行偏差考核；
2.尖峰、高峰、低谷时段实际用电量在对应时段月度合同电量105%至120%之间时，高于105%差值电量部分，按照当期浙江省统调燃煤机组发电基准价的5%收取交易合同偏差费用；
3.尖峰、高峰、低谷时段实际用电量在对应时段月度合同电量120%以上时，高于120%差值电量部分，按照当期浙江省统调燃煤机组发电基准价的10%收取交易合同偏差费用，月度合同电量105%与120%之间的差值电量即15%月度合同电量按照浙江省统调燃煤机组发电基准价的5%收取交易合同偏差费用。
当售电公司尖峰、高峰、低谷时段实际用电量低于对应时段月度合同电量时，按照偏差比例分别处理如下：
1.尖峰、高峰、低谷时段实际用电量在对应时段月度合同电量95%至100%之间时，不进行偏差考核；
2.尖峰、高峰、低谷时段实际用电量在对应时段月度合同电量80%至95%之间时，低于95%差值电量部分，按照当期浙江省统调燃煤机组发电基准价的5%收取交易合同偏差费用；
3.尖峰、高峰、低谷时段实际用电量在对应时段月度合同电量80%以下时，低于80%差值电量部分，按照当期浙江省统调燃煤机组发电基准价的10%收取交易合同偏差费用，月度合同电量80%与95%之间的差值电量即15%月度合同电量按照浙江省统调燃煤机组发电基准价的5%收取交易合同偏差费用。
电力用户市场准入条件：浙江省内全部工商业用户。其中，110kV及以上的电力用户统称为“批发市场用户”，可以选择参与电力批发交易或由售电公司代理参与电力零售交易；视情况可进一步扩大批发市场用户参与电压等级范围；其余工商业用户统称为“零售用户”，由售电公司代理参与电力零售交易。
详情如下：
省发展改革委关于征求《浙江省电力中长期交易规则（2022年修订版，征求意见稿）》意见的通知
为进一步规范电力中长期交易，省发展改革委组织开展了《浙江省电力中长期规则》修订工作，现向社会公开征求意见，截止时间11月15日。以企事业单位名义反馈意见的，请加盖公章；以个人名义反馈意见的，请署名和联系方式。
联系人：戴洁芬；联系电话：0571-87058255，传真0571-87058256，邮箱：zjfgwdlc@163.com。
附件：浙江省电力中长期交易规则（2022年修订版，征求意见稿）
浙江省发展和改革委员会
2022年11月4日
附件
浙江省电力中长期交易规则
（2022年修订版，征求意见稿）
第一章 总则
第一条 根据国家发展改革委、国家能源局《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）《关于进一步深化燃煤上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）《国家发改委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）《浙江省电力体制改革综合试点方案》（浙政发〔2017〕39号）和有关法律、法规、文件规定，结合浙江实际，制定本规则。
第二条 本规则适用于浙江电力市场开展的电力中长期交易。
本规则所称的电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的年、月等电力电量交易。电力中长期交易分为电力批发交易和电力零售交易。电力批发交易是指电力用户或售电公司通过电力交易机构，与发电企业直接购买电能的交易；电力零售交易是指电力用户向售电公司购买电能的交易。
第三条 电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得利用市场支配地位或市场规则的缺陷，操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。
市场主体有自主交易的权利，任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
国家能源局浙江监管办公室（以下简称浙江能源监管办）、浙江省能源局（以下简称省能源局）共同牵头编制或修订本规则，根据职能依法履行监管职责。
第二章 市场成员
第四条 市场成员包括各类发电企业、电网企业、售电公司、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。
第一节 权利和义务
第五条 发电企业：
（一）按规则参与电力交易，签订和履行各类交易合同，按时完成电费结算；
（二）获得公平的输电服务和电网接入服务；
（三）签订并执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度；
（四）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息；
（五）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；
（六）法律法规规定的其他权利和义务。
第六条 电力用户：
（一）按照规则参与电力市场化交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供市场化交易的电力电量需求、典型负荷曲线以及相关生产信息；
（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按时支付购电费、辅助服务费用、输配电费、政府性基金及附加等；
（三）依法依规披露和提供信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息；
（四）服从电力调度机构统一调度，在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按电力调度机构要求安排用电；
（五）遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰；
（六）依法依规履行清洁能源消纳责任；
（七）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；
（八）法律法规规定的其他权利和义务。
第七条 不拥有配电网运营权的售电公司
（一）按照规则参与电力市场化交易，签订和履行市场化交易合同，按时完成零售侧电费账单确认。提供电力中长期交易的电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产、经营基本信息；
（二）已在电力交易机构注册的售电公司不受供电营业区限制，可在省内多个供电营业区参与市场化交易。交易对象为全省工商业电力用户；
（三）依法依规披露和提供信息，在政府指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报；
（四）按照规则向电力交易机构、电力调度机构提供签约零售用户的总交易电力电量需要、典型负荷曲线以及其他生产信息，获得市场交易、输配电服务和签约市场主体的基础信息等相关信息，承担用户信息保密义务；
（五）依法依规履行清洁能源消纳责任；
（六）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；
（七）法律法规规定的其他权利和义务。
第八条 拥有配电网运营权的售电公司：
（一）具备不拥有配电网运营权的售电公司全部的权利和义务；
（二）拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按国家有关规定和合同约定履行保底供电服务和普遍服务；
（三）承担配电网安全责任，按照要求提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和浙江省标准；
（四）按照要求负责配电网络的投资、建设、运营等工作，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司；
（五）同一配电区域内只能有一家企业拥有该配电网运营权，并按规定收取由发电企业或售电公司与电力用户协商确定的市场交易价格、配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价（含线损和政府性交叉补贴）、配电网的配电价格、以及政府性基金及附加组成。配电区域内电力用户承担的政府性基金及附加，按国家规定执行，由配电公司代收、省级电网企业代缴；
（六）承担保密义务，不得泄露用户信息；
（七）法律法规规定的其他权利和义务。
第九条 电网企业：
（一）保障电网以及输配电设施的安全稳定运行；
（二）为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务，提供报装、计量、抄表、收费等各类供电服务
（三）建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统，服从电力调度机构的统一调度；
（四）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息，向电力交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；
（五）为未直接参与市场交易、已直接参与市场交易又退出的工商业用户提供代理购电服务。保障居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电，保持价格稳定；
（六）收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等，按时完成电费结算；
（七）按代理购电用户电价为代理工商业用户提供代理购电服务；按目录销售电价为居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户，下同）、农业用户提供供电服务；签订和履行相应的代理购电合同和供用电合同；当售电公司不能履行配售电义务时，承担自身配电网供电区域内相关放开电力用户的代理购电服务；
（八）考虑季节变更、节假日安排等因素定期预测代理购电工商业用户分时段用电量及典型负荷曲线，保障居民、农业用户的用电量规模单独预测；
（九）依法依规履行清洁能源消纳责任；
（十）法律法规规定的其他权利和义务。
第十条 电力交易机构：
（一）参与拟定相应电力交易规则，拟定相应电力交易实施细则；
（二）提供各类市场主体的注册服务；
（三）按照规则组织电力市场交易，并负责交易合同的汇总管理；
（四）提供电力交易结算依据以及相关服务，按照规定收取交易服务费；
（五）建设、运营和维护电力市场化技术支持系统；
（六）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和发布信息，提供信息发布平台，为市场主体信息发布提供便利，获得市场成员提供的支撑市场化交易以及服务需求的数据等；
（七）监测和分析市场运行情况，依法依规干预市场，预防市场风险，并于事后向省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办及时报告；
（八）对市场主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为向省发展改革委、省能源局、浙江能源监管办报告并配合调查；
（九）配合开展市场主体信用评价，维护市场秩序；
（十）法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条 电力调度机构：
（一）负责安全校核；
（二）根据调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全稳定运行；
（三）向电力交易机构提供安全约束边界和必开机组组合、必开机组发电量需求、影响限额的停电检修、关键通道可用输电容量等数据，配合电力交易机组履行市场运营职能；
（四）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造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任），保障电力市场正常运行；
（五）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供电网运行的相关信息，提供支撑市场化交易以及市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；
（六）法律法规规定的其他权利和义务。
第二节 市场准入与退出
第十二条 参与电力市场化交易的发电企业、售电公司，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的发电企业（电网企业保留的调峰调频电厂除外）经法人单位授权，可以参与相应电力交易。
第十三条 市场主体资格采取注册制度。参与电力市场化的发电企业和售电公司应符合国家、浙江省有关准入条件，在浙江电力交易机构完成注册后，可参与市场交易。浙江电力交易机构根据市场主体注册情况，及时汇总形成市场主体目录，并向浙江能源主管部门备案，及时向社会公布。
第十四条 发电企业市场准入条件：
（一）依法取得发电项目核准或备案文件，依法取得或者豁免取得电力业务许可证（发电类）；新投产机组在取得电力业务许可证前，可凭项目核准文件先行办理注册手续，待取得电力业务许可证后按规则参与交易结算；
（二）并网自备电厂参与电力市场化交易，须公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金及附加以及政策性交叉补贴、支付系统备用费，取得电力业务许可证（发电类），达到能效、环保要求，并参与电网辅助服务与考核；
（三）除居民、农业相关保障性电源外，其它各类电源的省内外发电企业参与电力市场化交易，省外以点对网专线输电方式（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）向浙江省送电的发电企业，视同省内发电机组参与浙江电力市场化交易。
第十五条 电力用户市场准入条件：
浙江省内全部工商业用户。其中，110kV及以上的电力用户统称为“批发市场用户”，可以选择参与电力批发交易或由售电公司代理参与电力零售交易；视情况可进一步扩大批发市场用户参与电压等级范围；其余工商业用户统称为“零售用户”，由售电公司代理参与电力零售交易。
（一）拥有燃煤自备电厂的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费等；
（二）符合电网接入规范，满足电网安全技术要求，与电网企业签订正式供用电协议；
（三）微电网用户应满足微电网接入系统的条件；
（四）具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足市场计量和结算的要求。
