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          《浙江電力現貨市場基本規則(征求意見稿)》印發

          作者:中國儲能網新聞中心 來源:浙江省發改委 發布時間:2022-05-18 瀏覽:

          中國儲能網訊:5月11日,浙江省發改委發布關于征求《浙江電力現貨市場基本規則(征求意見稿)》意見的通知。

          規則指出,市場主體包括各類發電企業、售電公司、市場化電力用戶、獨立輔助服務提供者等。獨立輔助服務提供者是指具備提供調頻輔助服務能力的獨立儲能電站、虛擬電廠等。

          根據電力市場運營和發展需要,逐步探索建立風電、光伏、抽水蓄能和獨立儲能等參與現貨市場方式。

          原文如下:

          關于征求《浙江電力現貨市場基本規則(征求意見稿)》意見的通知

          為加快推進電力現貨市場建設,根據國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司印發《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》(發改辦體改〔2022〕129號)要求,并結合我省電力現貨市場五次結算運行實際,國網浙江省電力有限公司協同浙江電力交易中心代擬了《浙江電力現貨市場基本規則(征求意見稿)》,現向社會公開征求意見,此次公開征求意見的時間為2022年5月11日—2022年5月19日。為方便聯系,反饋意見時敬請預留聯系方式。

          聯系人:戴潔芬,汪文輝;聯系電話及傳真:0571-87058256,郵箱:zjfgwdlc@163.com。

          附件:浙江電力現貨市場基本規則(征求意見稿)

          浙江省發展和改革委員會

          2022年5月11日

          附件

          浙江省電力現貨市場基本規則(征求意見稿)

          2022年5月

          目錄

          第一章 總則

          第二章 市場成員管理

          第一節 市場成員

          第二節 權利和義務

          第三節 市場準入與退出

          第四節 市場注冊與注銷

          第三章 交易組織

          第一節 市場概述

          第二節 市場主體參與方式

          第三節 價格機制

          第四章 合約市場

          第一節 合約分類及要素

          第二節 交易組織

          第三節 合約管理

          第四節 外來電中長期合約

          第五章 日前市場

          第一節 組織方式

          第二節 邊界條件準備及事前信息發布

          第三節 市場主體申報

          第四節 市場出清及結果發布

          第六章 實時市場

          第一節 組織方式

          第二節 實時市場邊界條件準備

          第三節 實時市場出清與結果發布

          第四節 交易執行及運行調整

          第七章 輔助服務市場

          第一節 基本概念

          第二節 輔助服務市場出清與結果發布

          第八章 系統安全

          第九章 市場計量

          第十章 市場結算

          第一節 結算管理

          第二節 結算流程

          第三節 電費追補及其他

          第十一章 市場清算

          第一節 清算管理

          第二節 清算內容

          第十二章 信息發布

          第十三章 風險管控

          第一節 市場力管控

          第二節 特殊情況處理機制

          第三節 價格管制

          第四節 市場熔斷、中止與恢復

          第十四章 技術支持系統

          第十五章 信用體系

          第十六章 爭議處置

          第十七章 免責條款

          第十八章 附則

          附錄

          第一章 總則

          第一條〔目的〕為規范浙江電力現貨市場的運行和管理,維護交易各方的合法權益和社會公眾利益,構建安全、經濟、綠色的電力市場體系,制定《浙江省電力現貨市場規則(試行)》。

          第二條〔依據〕本規則根據國家有關法律、法規和《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)及其配套文件、《國家發展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》(發改辦能源〔2017〕1453號)、《國家能源局關于印發<電力現貨市場信息披露辦法(暫行)>的通知》(國能發監管〔2020〕56號)、《2022年浙江省電力市場化交易方案》(浙發改能源〔2021〕426號)、有關行業標準等文件精神,結合浙江實際進行編制。

          第三條〔編制原則〕本規則遵循的主要原則:

          (一)安全可靠,保障民生。確保電力供需平衡、安全可靠,保障基本公共服務供給和電力行業的健康平穩發展。

          (二)經濟高效,優質公平。優化省內電力資源配置,激發市場主體活力,構建多元、競爭、公平的市場體系。

          (三)綠色環保,可持續發展。推進國家能源戰略,保障清潔能源優先收購,積極服務清潔能源示范省建設。

          (四)統一市場,兩級運作。統籌考慮省間交易和省內交易,積極配合全國統一電力市場建設。

          第四條〔市場秩序〕市場成員應嚴格遵守市場規則、調度規程,服從市場運營機構統一管理,自覺自律、誠實守信,確保電力系統的安全、穩定、優質、經濟運行。任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。

          第五條〔監督主體〕浙江省發展改革委(以下簡稱省發展改革委)和國家能源局浙江監管辦公室(以下簡稱浙江能源監管辦)依法履行監管職責,對市場主體行使市場力、影響(妨礙)公平競爭、影響電網公平開放、不正當交易行為等情況實施監管,對省電力交易機構和省電力調度機構執行市場規則的情況實施監管。具體內容遵循《浙江省電力市場監管實施辦法》等文件要求。

          第二章 市場成員管理

          第一節 市場成員

          第六條〔市場成員構成〕浙江電力市場的市場成員包括市場主體、電網企業和市場運營機構。市場主體包括各類發電企業、售電公司、市場化電力用戶、獨立輔助服務提供者等。市場運營機構包括省電力交易機構和省電力調度機構。

          第七條〔發電企業〕發電企業主要包括受各級電力調度機構調度的發電廠。發電企業原則上以機組為單位參與市場,并且符合環保超低排放相關要求。聯合循環等不適合分成單臺機組參與交易的可虛擬為一臺機組參與市場。非統調電廠、光伏、風電站等新能源發電企業原則上以場站為單位注冊一個機組。一個場站有多個法人的,根據法人分別注冊。

          第八條〔售電公司〕售電公司可分為如下兩類:

          (一)擁有配電網運營權的售電公司。

          (二)不擁有配電網運營權的售電公司。

          第九條〔市場化電力用戶〕市場化電力用戶包括批發市場用戶、零售用戶和電網企業代理購電用戶:

          (一)批發市場用戶是指直接參與電力批發交易的電力用戶。

          (二)零售用戶是由售電公司代理參與電力零售交易的電力用戶。

          (三)電網企業代理購電用戶是指由電網企業通過市場化方式代理購電的工商業用戶。

          第一條〔獨立輔助服務提供者〕獨立輔助服務提供者是指具備提供調頻輔助服務能力的獨立儲能電站、虛擬電廠等。

          第二條〔電網企業〕電網企業主要是指國網浙江省電力有限公司、永強供電公司以及其他增量配電網企業。

          第三條〔階段保障性用戶〕階段保障性用戶是指按照相關政策規定,執行保量保價優先發電電源部分非市場化電量所對應的由電網企業承擔保底供電服務的電力用戶。

          第四條〔省電力交易機構〕省電力交易機構是指浙江電力交易中心有限公司。

          第五條〔省電力調度機構〕省電力調度機構是指浙江電力調度控制中心。

          第六條〔交易服務費〕省電力交易機構不以營利為目的,可向市場主體合理收費,主要包括注冊費、年費、交易手續費。交易服務收費方案由省電力交易機構提出,經電力市場管理委員會審議,報省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦同意后執行。

          第二節 權利和義務

          第七條〔發電企業的權利和義務〕發電企業的基本權利和義務:

          (一)按規則參與電力交易,簽訂和履行各類交易合同,按時完成電費結算;

          (二)獲得公平的輸電服務和電網接入服務;

          (三)簽訂并執行并網調度協議,服從各級電力調度機構的統一調度;

          (四)按照電力企業信息披露和報送等有關規定披露和提供信息,獲得市場化交易和輸配電服務等相關信息;

          (五)具備滿足參與市場化交易要求的技術支持手段;

          (六)法律法規規定的其他權利和義務。

          第八條〔不擁有配電網運營權的售電公司的權利和義務〕不擁有配電網運營權的售電公司的基本權利和義務:

          (一)按照規則參與電力市場化交易,簽訂和履行市場化交易合同,按時完成電費結算。提供電力中長期交易的電力電量需求、典型負荷曲線及其他生產、經營基本信息;

          (二)已在電力交易機構注冊的售電公司不受供電營業區限制,可在省內多個供電營業區參與市場化交易。交易對象為全省工商業電力用戶;

          (三)依法依規披露和提供信息,在政府指定網站上公示公司資產、經營狀況等情況和信用承諾,依法對公司重大事項進行公告,并定期公布公司年報;

          (四)按照規則向省電力交易機構、省電力調度機構提供簽約零售用戶的總交易電力電量需要、典型負荷曲線以及其他生產信息,獲得市場交易、輸配電服務和簽約市場主體的基礎信息等相關信息,承擔用戶信息保密義務;

          (五)依法依規履行清潔能源消納責任;

          (六)具備滿足參與市場化交易要求的技術支持手段;

          (七)法律法規規定的其他權利和義務。

          第九條〔擁有配網運營權售電公司的權利和義務〕擁有配電網運營權的售電公司的基本權利和義務:

          (一)具備不擁有配電網運營權的售電公司全部的權利和義務;

          (二)擁有和承擔配電區域內與電網企業相同的權利和義務,按國家有關規定和合同約定履行保底供電服務和普遍服務;

          (三)承擔配電網安全責任,按照要求提供安全、可靠的電力供應,確保承諾的供電質量符合國家、電力行業和浙江省標準;

          (四)按照要求負責配電網絡的投資、建設、運營等工作,無歧視提供配電服務,不得干預用戶自主選擇售電公司;

          (五)同一配電區域內只能有一家企業擁有該配電網運營權,并按規定收取由發電企業或售電公司與電力用戶協商確定的市場交易價格、配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價(含線損和政府性交叉補貼)、配電網的配電價格、以及政府性基金及附加組成。配電區域內電力用戶承擔的政府性基金及附加,按國家規定執行,由配電公司代收、省級電網企業代繳;

          (六)承擔保密義務,不得泄露用戶信息;

          (七)法律法規規定的其他權利和義務。

          第十條〔市場化電力用戶的權利和義務〕市場化電力用戶的基本權利和義務:

          (一)按照規則參與電力市場化交易,簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同,提供市場化交易的電力電量需求、典型負荷曲線以及相關生產信息;

          (二)獲得公平的輸配電服務和電網接入服務,按時支付購電費、輔助服務費用、輸配電費、政府性基金及附加等;

          (三)依法依規披露和提供信息,獲得市場化交易和輸配電服務等相關信息;

          (四)服從省電力調度機構統一調度,在系統特殊運行狀況下(如事故、嚴重供不應求等)按省電力調度機構要求安排用電;

          (五)遵守政府電力管理部門有關電力需求側管理規定,執行有序用電管理,配合開展錯避峰;

          (六)依法依規履行清潔能源消納責任;

          (七)具備滿足參與市場化交易要求的技術支持手段;

          (八)法律法規規定的其他權利和義務。

          第十一條〔獨立輔助服務提供者的權利和義務〕獨立輔助服務提供者的基本權利和義務:

          (一)按規則參與電力市場交易,簽訂和履行市場交易合同,按時完成資金結算;

          (二)獲得公平的輸配電服務和電網接入服務;

          (三)服從省電力調度機構的統一調度,按調度指令和合同約定提供輔助服務;

          (四)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;

          (五)法律法規規定的其他權利和義務。

          第十二條〔電網企業的權利和義務〕電網企業的基本權利和義務:

          (一)保障電網以及輸配電設施的安全穩定運行;

          (二)為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務;

          (三)向市場主體提供報裝、抄表、計量、結算、收費、維修等各類供電服務;

          (四)建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統,服從各級電力調度機構的統一調度;

          (五)按照電力企業信息披露和報送等有關規定披露和提供信息,向各級電力交易機構提供支撐市場化交易和市場服務所需的相關數據,按照國家網絡安全有關規定實現與電力交易機構的數據交互;

          (六)為未直接參與市場交易、已直接參與市場交易又退出的工商業用戶和新裝工商業用戶提供代理購電服務。保障居民(含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶)、農業用電,保持價格穩定;

          (七)收取輸配電費,代收代付電費和政府性基金及附加等,按時完成電費結算;

          (八)簽訂和履行相應的代理購電合同和供用電合同;

          (九)考慮季節變更、節假日安排等因素定期預測代理購電工商業用戶分時段用電量及典型負荷曲線,保障居民、農業用戶的用電量規模單獨預測;

          (十)依法依規履行清潔能源消納責任;

          (十一)法律法規規定的其他權利和義務。

          第十三條〔省電力調度機構的權利和義務〕省電力調度機構的基本權利和義務:

          (一)負責按調度范圍開展安全校核;

          (二)根據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;

          (三)合理安排電網運行方式,保障電力交易結果的執行,保障電力市場正常運行;

          (四)負責電力現貨市場、輔助服務市場交易組織等工作;

          (五)按規定披露和提供相關信息;

          (六)經授權在特定情況下實施市場干預或市場終止;

          (七)法律法規規定的其他權利和義務。

          第十四條〔省電力交易機構的權利和義務〕省電力交易機構的基本權利和義務:

          (一)參與擬定相應電力交易規則,擬定相應電力交易實施細則;

          (二)提供各類市場主體的注冊服務;

          (三)按照規則組織電力市場交易,并負責交易合同的匯總管理;

          (四)提供電力交易結算依據以及相關服務,按照規定收取交易服務費;

          (五)建設、運營和維護電力市場化技術支持系統;

          (六)按照電力企業信息披露和報送等有關規定披露和發布信息,提供信息發布平臺,為市場主體信息發布提供便利,獲得市場成員提供的支撐市場化交易以及服務需求的數據等;

          (七)監測和分析市場運行情況,依法依規干預市場,預防市場風險,并于事后向省發展改革委、浙江能源監管辦及時報告;

          (八)對市場主體違反交易規則、擾亂市場秩序等違規行為向省發展改革委、浙江能源監管辦報告并配合調查;

          (九)配合開展市場主體信用評價,維護市場秩序;

          (十)法律法規規定的其他權利和義務。

          第三節 市場準入與退出

          第十五條〔準入基本要求〕參與電力市場化交易的發電企業、售電公司、獨立輔助服務提供者,應當是具有法人資格、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)經法人單位授權,可以參與相應電力交易。

          第十六條〔發電企業準入要求〕發電企業參與浙江電力市場需滿足以下準入要求:

          (一)具備安裝雙表雙終端條件,具備電量分時計量與數據傳送條件,數據精度、準確性與可靠性應能滿足交易要求;

          (二)依法取得發電項目核準或備案文件,依法取得或者豁免取得電力業務許可證(發電類);新投產機組在取得電力業務許可證前,可憑項目核準文件先行辦理注冊手續,待取得電力業務許可證后按規則參與交易結算;

          (三)并網自備電廠參與電力市場化交易,須公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金及附加以及政策性交叉補貼、支付系統備用費,取得電力業務許可證(發電類),達到能效、環保要求,并參與電網輔助服務與考核。

          第十七條〔售電公司準入要求〕售電公司參與浙江電力市場需滿足以下準入要求:

          (一)按照《中華人民共和國公司法》進行工商注冊,具有獨立法人資格。

          (二)資產要求:

          1.資產總額不得低于2千萬元人民幣。

          2.資產總額在2千萬元到2億元人民幣的售電公司,具體可從事的售電業務年售電量為:

          Q售電量=S資產總額×30

          Q售電量:指售電公司可從事年售電量,單位:億千瓦時;

          S資產總額:指售電公司資產總額,單位:億元。

          3.資產總額在2億元人民幣以上的,不限制其售電量。

          4.擁有配電網經營權的售電公司,其注冊資本不低于其總資產的20%。

          (三)應具有與售電規模相適應的固定經營場所及電力市場技術支持系統需要的信息系統和客戶服務平臺,能夠滿足參加市場交易的報價、信息報送、合同簽訂、客戶服務等功能。擁有10名及以上專業人員,掌握電力系統基本技術、經濟專業知識,具備電能管理、節能管理、需求側管理等能力,有三年及以上工作經驗。至少擁有一名高級職稱和三名中級職稱的專業管理人員。

          (四)無不良信用記錄,并按照規定要求做出信用承諾,確保誠實守信經營。

          (五)擁有配電網經營權的售電公司應取得電力業務許可證,并符合其他有關規定。

          (六)具備日前負荷預測、按要求報送分時電力需求曲線的技術能力。

          第十八條〔市場化電力用戶準入要求〕市場化電力用戶參與浙江電力市場需滿足以下準入要求:

          (一)擁有燃煤自備電廠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等;

          (二)符合電網接入規范,滿足電網安全技術要求,與電網企業簽訂正式供用電協議;

          (三)微電網用戶應滿足微電網接入系統的條件;

          (四)具備相應的計量能力或者替代技術手段,滿足市場計量和結算的要求;

          (五)具備安裝雙表雙終端條件,且具備電量分時計量與數據傳送條件,數據精度、準確性與可靠性應能滿足交易要求;

          (六)直接參加批發市場交易的電力用戶,在滿足前述條件基礎上,還應具備日前負荷預測、按要求報送分時電力需求曲線的技術能力,與現貨市場相適應的分時計量能力,滿足現貨市場計量和結算等要求。

          第十九條〔獨立輔助服務提供者準入條件〕獨立輔助服務提供者經省電力調度機構進行技術測試通過后,可參與市場化交易。

          第四節 市場注冊與注銷

          第二十條〔注冊基本要求〕市場主體資格采取注冊制度。參與電力市場化的發電企業和售電公司應符合國家、浙江省有關準入條件,在省電力交易機構完成注冊后,可參與市場交易。省電力交易機構根據市場主體注冊情況,及時匯總形成市場主體目錄,并向省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦備案,及時向社會公布。

          市場主體需保證注冊信息的真實性、完整性和準確性。如市場主體提供虛假注冊材料、以及市場化電力用戶同時與多個售電公司在一個合同周期內簽署購售電合同而造成的損失,均由責任方承擔。省電力交易機構收到市場主體提交的注冊申請和注冊材料后,原則上在7個工作日內完成材料完整性核驗。

          第二十一條〔發電企業和市場化電力用戶注冊〕參加浙江電力市場化交易的發電企業和市場化電力用戶(由售電公司代理的用戶除外),按照承諾、注冊、備案的流程,在電力交易平臺辦理市場注冊手續,獲取交易資格。

          承諾流程:發電企業和市場化電力用戶按固定格式的信用承諾書,準確填寫相關信息,由本單位法人代表簽署并加蓋單位公章。

          注冊流程:發電企業和市場化電力用戶在電力交易平臺辦理注冊,填寫包括企業基本信息、商務信息、機組信息以及用電單元信息等注冊信息,掃描上傳公司營業執照等材料。電力交易機構在收到發電企業和市場化電力用戶的注冊申請后,對注冊信息資料進行形式檢查,并將檢查結果告知發電企業和市場化電力用戶。對資料提供不全或不規范的,發電企業和市場化電力用戶應按要求對信息和資料進行補充和完善。

          備案流程:省電力交易機構按月匯總發電企業和市場化電力用戶的注冊情況,向省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦備案。

          第二十二條〔售電公司注冊〕參加浙江電力市場化交易的售電公司,按照“一承諾、一注冊、一公示、三備案”的流程,在電力交易平臺辦理市場注冊手續,獲取交易資格。

          “一承諾”:售電公司按固定格式的信用承諾書,準確填寫相關信息,由本單位法人代表簽署并加蓋單位公章。

          “一注冊”:售電公司在電力交易平臺申請注冊,填寫并提供包括企業工商基本信息、專業人員、公司資產、電力市場技術支持系統及經營場所等信息資料。省電力交易機構在收到售電公司的注冊申請后,對注冊信息資料進行形式檢查,并將檢查結果告知售電公司。對資料提供不全或不規范的,售電公司應按要求對信息和資料進行補充和完善。電子資料形式檢查合格后,售電公司按要求攜帶信用承諾書原件、相關資料原件及復印件,現場辦理資料核對,核對通過的進入公示流程。

          “一公示”:按規定將市場主體提交的滿足準入條件的信息、材料和信用承諾書通過電力交易平臺向社會公示,同步發“信用中國”網站,公示期為1個月。公示期滿無異議的售電公司,注冊手續自動生效。公示期存在異議的市場主體,注冊暫不生效,市場主體可自愿提交補充材料并申請再次公示;經兩次公示仍存在異議的,由省電力交易機構進行現場核驗,情況屬實的,可不同意注冊,并將相關情況報告給省發展改革委、省能源局和浙江能源監管辦。

          “三備案”:省電力交易機構按月匯總售電公司注冊情況向省能源局、浙江能源監管辦和政府引入的第三方征信機構備案。

          第二十三條〔注冊信息變更〕市場主體注冊信息發生變化時,應在電力交易平臺提出注冊信息變更申請。省電力交易機構完成信息變更形式檢查后,注冊信息變更生效。售電公司的公司名稱、法定代表人、資產總額等變更屬于信息變更范疇。售電公司申請注冊信息變更的,應再次履行公示手續。

          第二十四條〔市場注銷〕市場注銷主要包括自愿退市注銷和與強制退市注銷。

          (一)自愿退市注銷是指市場主體因自身原因主動要求退出電力市場,注銷市場注冊的行為。省電力交易機構負責受理市場主體的申請,并提交電網企業進行技術評估和應付款項支付確認評估并出具是否同意的意見,省電力交易機構同步研究違約補救措施。電網企業出具同意的意見后,由省電力交易機構對該市場成員進行注銷,并根據違約補救措施組織剩余未履行合約專場交易。

          (二)強制注銷是指市場主體違約、違反相關規定等原因,由浙江能源監管辦出具強制注銷的行政處罰決定書,被動退出電力市場,省電力交易機構強制撤銷其注冊資格的行為。

          第二十五條〔零售用戶綁定〕售電公司與零售用戶簽訂購售電合同后,售電公司登陸電力交易平臺提交綁定申請,填寫相關信息,并由零售用戶通過交易平臺確認,形成雙向綁定。

          第二十六條〔零售用戶綁定關系失效處理〕零售用戶與售電公司的綁定關系到期或解除后,未及時建立新的綁定關系,視為退出市場。

          第二十七條〔批發市場用戶與零售用戶轉換〕滿足批發市場準入條件的零售用戶與售電公司綁定關系到期或解除后,完成批發市場入市確認手續,即成為批發市場用戶。批發市場用戶在批發市場合同履約完畢后,與售電公司確立綁定關系,即成為零售用戶。

          第三章 交易組織

          第一節 市場概述

          第二十八條〔市場定位〕浙江電力現貨市場主要面向省內發電企業、售電公司、市場化電力用戶和獨立輔助服務提供者等市場主體,在省內電力供需平衡和電網安全穩定運行的前提下,通過市場化競爭實現省內資源優化配置??缡^送受電作為省內現貨市場出清的邊界條件。

          第二十九條〔市場定義與分類〕浙江電力市場由電力批發市場和電力零售市場構成。電力批發市場由合約市場、現貨電能量市場和輔助服務市場組成。

          第三十條〔現貨市場架構〕現貨市場環境下,基于差價合約開展合約市場,現貨電能量市場主要包括日前市場和實時市場,通過全電量申報、集中優化出清的方式開展現貨電能量交易,得到機組開機組合、分時發電出力曲線以及分時現貨電能量價格。

          第三十一條〔輔助服務市場架構〕浙江電力輔助服務市場主要開展調頻輔助服務交易,逐步探索備用、快速爬坡、無功和黑啟動等輔助服務交易。

          第五節 市場主體參與方式

          第三十二條〔統調煤電機組〕統調燃煤機組通過報量報價方式,競價參與市場申報出清,依據出清結果確定啟停和出力,給予運行成本補償。

          第三十三條〔統調燃氣機組〕統調燃氣機組通過報量報價方式,競價參與市場申報出清,依據出清結果確定啟停和出力,給予運行成本補償。其中同軸燃機通過全容量報價決定啟停和出力;分軸燃機通過燃機容量報價決定啟停和出力,汽機不參與報價,按照固定比例跟隨燃機出力。

          第三十四條〔試驗及熱電聯產機組〕試驗機組、政府批準的熱電聯產機組等以自計劃模式參與。自計劃機組經省電力調度機構同意,在截止時間前提交交易日出力曲線,作為固定出力機組參與市場,不參與市場定價,不給予運行成本補償。

          第三十五條〔統調水電、統調核電、非統調煤電機組〕統調水電機組、統調核電機組、非統調煤電機組以自計劃模式參與市場,根據電力市場運營和發展需要,可適時調整參與模式。來水情況不受控的水電機組暫不參與日前市場結算,實發電量參與實時市場結算。

          第三十六條〔臨修(消缺)和計劃檢修機組〕臨修(消缺)或計劃檢修機組在檢修單終結并正式報復役前(含報復役當日D日)并網運行的,以自計劃模式參與市場。在機組正式報復役D+1日起,可正常參與市場申報和出清。

          第三十七條〔必開機組〕必開機組和必停機組為因系統安全等原因,由省電力調度機構指定開機和停機的燃煤或燃氣機組,必開機組采用核定成本和市場申報價格的低值參與出清和補償。

          第三十八條〔其他機組〕根據電力市場運營和發展需要,逐步探索建立風電、光伏、抽水蓄能和獨立儲能等參與現貨市場方式。

          第三十九條〔市場化電力用戶〕市場化電力用戶以報量不報價方式參與現貨市場,隨著現貨市場不斷發展和用戶側參與程度的提高,逐步實現市場化電力用戶以報量報價方式參與。

          第六節 價格機制

          第四十條〔基本原則〕現貨電能量市場采用單一制電量電價,市場主體基于絕對電能價格進行市場交易。日前市場和實時市場通過集中優化競爭的方式,形成分時節點電價。交易期間國家調整政府定價的,現貨電能量市場價格不作調整。

          第四十一條〔發電側電能量價格機制〕現貨市場運營期間,參與現貨市場的市場化機組采用節點電價。未參與現貨市場的市場化機組電能量價格,通過集中競價、掛牌交易、競爭性招標等中長期方式確定。電能量市場價格包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價。外來電中,保障性電源電量(對應居民和農業部分)的電能量價格執行政府主管部門核定的上網電價或政府間協議,其余部分電量的電能量價格通過市場化交易方式確定。

          第四十二條〔用戶用電價格機制〕工商業用戶用電價格由電能量交易價格、輸配電價格、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成。批發市場用戶電能量交易價格為負荷中心統一電價(除發電機組所在節點之外其余220kV節點)。零售用戶電能量交易價格,為零售合同約定的電能量交易價格。

          第四十三條〔分時電價政策銜接〕已參與電力現貨市場,或中長期交易合同曲線的分時電價峰谷比例不低于現行分時電價政策要求的工商業用戶,按市場形成的分時電價執行。未參與電力現貨市場,中長期交易合同未申報用電曲線,以及申報用電曲線的分時電價峰谷比例低于現行分時電價政策要求的工商業用戶,用戶用電價格按照現行分時電價政策規定的分時電價時段劃分及浮動比例執行。

          第四十四條〔輔助服務價格機制〕輔助服務市場與現貨電能量市場聯合優化出清,確定調頻等市場化輔助服務價格。非市場化輔助服務價格仍參照華東區域“兩個細則”及其補充規定執行。

          第四十五條〔輸配電價、政府性基金及附加〕輸配電價(含線損及交叉補貼)由市場化電力用戶按照政府核定的輸配電價標準和實際用電量結算。政府性基金及附加由市場化電力用戶按照政府有關規定和實際用電量結算,由電網企業代收代繳。

          第四章 合約市場

          第一節 合約分類及要素

          第四十六條〔合約類別〕中長期合約主要分為市場化交易合約和政府授權合約兩大類。

          第四十七條〔市場化交易合約〕市場化交易合約是指市場成員自主簽訂的中長期交易合約。

          第四十八條〔政府授權合約〕政府授權合約是指發電企業與電網企業之間為保障居民、農業用電簽訂的購售電合約,執行政府定價。

          第四十九條〔合約要素〕中長期合約應包括但不限于以下合約要素:交易主體、合約起止時間、合約電量、分時電力曲線及價格、交割結算節點等。

          第五十條〔合約曲線要求〕市場主體合約電量應細分到每日最小結算時段。

          第五十一條〔合約性質〕合約性質均為差價合約,僅作差價結算。

          第五十二條〔合約交割結算節點〕市場化交易合約的交割結算點暫定為負荷中心點。政府授權合約的交割結算節點為發電機組所在的發電側定價節點。

          第二節 交易組織

          第五十三條〔交易時序〕中長期合約交易按年度、月度、月內分別組織交易,可根據市場運行情況增加更短周期(日以上)的交易,并鼓勵連續開市。原則上,年度交易在上年12月底前完成;月度交易在上月的25日前開展;月內交易可定期開市或者連續開市。

          第五十四條〔交易模式〕中長期交易合約可開展的交易模式主要包括集中交易和雙邊協商交易兩種方式。其中集中交易包括集中競價交易、滾動撮合交易和掛牌交易三種形式。

          雙邊協商交易指市場主體之間自主協商交易電力、電價,要求按照結算時段分段申報電力曲線,形成雙邊協商交易結果。

          集中競價交易指設置交易報價提交截止時間,電力交易平臺匯總市場主體提交的交易申報信息,按照市場規則進行統一的市場出清,發布市場出清結果。

          滾動撮合交易是指在規定的交易起止時間內,市場主體可以隨時提交購電或者售電信息,電力交易平臺按照時間優先、價格優先的原則進行滾動撮合成交。

          掛牌交易指市場主體通過電力交易平臺,將需求電量或者可供電量的數量和價格等信息對外發布要約,由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請。

          第五十五條〔交易組織安排〕年度交易主要采用雙邊協商和滾動撮合模式,月度交易組織主要采用雙邊協商、集中競價、掛牌交易模式,月內交易主要采用雙邊協商、滾動撮合交易模式。

          第五十六條〔合約曲線形成〕開展雙邊協商交易時,市場主體雙方可自行協商確定電力曲線并簽訂合同;開展掛牌交易時,掛牌方自行確定電力曲線進行申報,若未約定交易曲線則由省電力交易機構按照公布的原則將總交易電量分解至每個結算時段形成交易曲線。開展集中競價交易與滾動撮合交易時應采用電力交易平臺確定的標準交易產品開展交易,電力曲線為標準交易產品明確的標準電力曲線。

          第五十七條〔交易價格形成機制〕雙邊交易價格按照雙方合同約定執行;集中交易價格采用邊際出清價格形成機制;滾動撮合交易采用滾動報價、撮合成交的價格形成機制;掛牌交易采用一方掛牌、摘牌成交的價格形成機制。

          第七節 合約管理

          第五十八條〔政府授權合約電量〕政府授權合約電量由統調保障性電源的非市場化交易電量確定,由省發改委、省能源局確認后下達,合約周期為一年,不得轉讓。

          第五十九條〔政府授權合約分解〕省電力交易機構參考典型負荷曲線、電源發電特性、電源檢修等因素,在每年年底之前將政府授權合約年度電量分解到月,每月下旬將次月政府授權合約分解到結算時段,形成政府授權合約分解曲線,并按照機組可調容量比例將合約從電廠分配至機組。

          第六十條〔市場交易合約上限〕市場交易合約設置交易電量上限。其中發電側市場主體限制根據機組裝機容量和歷史可用發電小時數確定,用戶側市場主體限制原則上根據歷史實際用電量、信用管理相關要求確定。

          第六十一條〔現有中長期合約與現貨市場銜接〕現貨市場運行前,中長期交易電量合同應根據政府相關規定提前約定電力曲線、交割結算節點和結算價格;若未約定電力曲線,則按照國家公布的典型曲線將其尖峰、高峰、低谷電量分解至每個最小結算時段形成電力曲線。

          第六十二條〔合同簽訂〕各類交易合同原則上應當采用電子合同簽訂,電力交易平臺應當滿足國家電子合同有關規定的技術要求,市場成員應當依法使用可靠的電子簽名,電子合同與紙質合同具備同等效力。

          第六十三條〔合約備案和歸檔〕省電力交易機構負責將所有合約在技術支持系統上進行匯總管理,定期向省發展改革委、浙江能源監管辦、省能源局進行備案。

          第八節 外來電中長期合約

          第六十四條〔總體原則〕以跨省區煤電作為外來電入市試點,參與我省省內合約市場,納入跨省區聯絡線計劃,現貨市場繼續保持外來電作為市場交易的邊界條件。

          第六十五條〔基本模式〕跨省區煤電入市根據國家計劃或政府協議確定的基數,按照“點~網~點”和“保量競價”模式,并經電網企業校核。

          第六十六條〔合約達成〕跨區煤電與省內售電公司或批發市場用戶簽訂市場化交易合同,并提交至北京電力交易中心??缡∶弘娕c省內售電公司或批發市場用戶開展年度、月度雙邊協商意向洽談,并在華東交易平臺完成交易。交易按首先售電公司或批發市場用戶、其次兜底售電公司優先順序與電廠洽談。

          第六十七條〔電網保底〕考慮到電力保供需要,若交易成交電量小于基數電量,剩余電量由電網企業購買,電量分配規則由政府確定。

          第五章 日前市場

          第一節 組織方式

          第六十八條〔日前市場時間定義〕運行日(D日)為實時市場交易的自然日,日前(D-1日)為運行日的前一日。市場主體在日前進行交易申報,出清形成日前市場交易結果。

          第六十九條〔日前市場組織方式〕省電力調度機構按日組織日前市場,在考慮電網運行和物理約束的前提下,滿足日前市場負荷需求和備用需求,通過電能、備用的聯合優化,以發電成本最小化為目標,進行日前市場出清,形成日前市場出清結果,以此為基礎編制日前調度計劃。

          第二節 邊界條件準備及事前信息發布

          第七十條〔機組運行邊界條件〕省電力調度機構在日前市場出清計算前,確定運行日電網運行的邊界條件,作為日前市場出清的約束條件。

          第七十一條〔事前信息發布〕日前事前信息發布截止前,省電力調度機構通過電力交易平臺向市場主體發布運行日的相關信息。

          第三節 市場主體申報

          第七十二條〔常設報價〕參與現貨市場交易的發電機組需在市場注冊時進行常設報價參數的申報,發電企業可向市場運營機構提出修改申請,按照規定程序進行更改。機組常設參數包括電能量常設報價、調頻市場常設報價等。

          第七十三條〔發電企業申報〕日前交易申報截止時間前,發電企業以發電機組為單位,通過電力交易平臺提交十段式電能量報價及輔助服務市場報價信息,若未報價則采用常設報價。

          第七十四條〔售電公司和市場化電力用戶交易申報〕日前交易申報截止時間前,售電公司和批發市場用戶通過交易平臺申報次日96點用電需求曲線,不申報價格。

          第七十五條〔申報數據審核〕交易申報信息應滿足規定要求,由電力交易平臺根據要求自動進行初步審核,初步審核不通過的不允許提交,直至符合申報要求。

          第四節 市場出清及結果發布

          第七十六條〔省間市場銜接〕省間日前市場交易結果和華東區域輔助服務市場交易結果,納入跨省區聯絡線計劃,作為省內日前市場的邊界條件。

          第七十七條〔日前市場出清方式〕省電力調度機構基于市場主體申報信息,綜合考慮系統負荷預測、母線負荷預測、新能源預測、省間聯絡線計劃曲線、發電機組檢修計劃、輸變電設備檢修計劃、發電機組運行約束條件、電網安全運行約束條件等因素,以發電成本最小化為目標,采用安全約束機組組合(SCUC)、安全約束經濟調度(SCED)方法進行集中優化計算,出清得到日前現貨市場交易結果,包括運行日(D)的機組啟停計劃、發電側中標出力曲線、發電側節點電價以及用戶側負荷中心統一電價。

          第七十八條〔日前市場出清調整〕在日前市場出清過程中,若事前披露的電網運行邊界條件發生變化,并且可能影響電網安全穩定運行、電力有序供應和清潔能源消納,省電力調度機構可調整邊界條件,進行日前市場出清計算。若遇到重大邊界條件調整時(邊界條件變化超過一定范圍),調度機構向市場主體公布調整后的外來電計劃等信息,并重新組織市場申報。

          第七十九條〔日前安全校核〕市場出清結果應嚴格滿足國家和行業的政策、標準要求,同時滿足電網安全穩定運行、機組安全運行以及電力電量平衡約束條件。省電力調度機構負責出清量價校核、電力平衡校核和安全穩定校核。

          第八十條〔出清結果發布〕日前市場出清完成后,省電力調度機構出具日前市場交易出清結果,按照有關程序通過電力交易平臺發布。

          第八十一條〔日前調度計劃〕日前市場出清完成后,省電力調度機構根據機組申報信息,綜合考慮最新的省間受電計劃、系統負荷預測、清潔能源消納、電網安全約束等因素,編制日前調度計劃,包括運行日機組組合和機組出力計劃等。運行日機組開停機計劃以日前調度計劃為準。

          第六章 實時市場

          第一節 組織方式

          第八十二條〔實時市場組織方式〕實時市場考慮電網實際運行狀態和物理約束,滿足超短期負荷預測和備用需求,通過電能、備用、調頻的聯合優化,以發電成本最小化為目標,進行實時市場出清,形成實時市場出清結果,以指導各市場主體實際執行。

          第二節 實時市場邊界條件準備

          第八十三條〔電網運行狀態信息〕實時市場出清計算前,讀取最新的電網運行狀態和受電計劃,并考慮備用、調頻需求以及實際生效的安全約束條件。

          第八十四條〔機組運行邊界信息〕實時市場出清計算前,讀取最新的機組物理運行參數以及發電能力信息,如固定出力曲線、出力上/下限值、爬坡率等。

          第八十五條〔超短期預測信息〕實時市場出清計算前,讀取最新的超短期統調負荷、母線負荷和新能源出力預測信息,省電力調度機構可根據實際偏差情況對超短期預測結果進行調整更新。

          第八十六條〔省間市場銜接〕省間日內市場交易結果和華東區域輔助服務市場交易結果,納入跨省區聯絡線計劃,作為實時市場的邊界條件。

          第三節 實時市場出清與結果發布

          第八十七條〔實時市場報價〕實時市場發電側報價采用日前封存的信息,用戶側不參與交易申報。

          第八十八條〔日內滾動調度計劃〕在日內運行期間,省電力調度機構根據系統運行情況開展日內滾動發電計劃,采用安全約束機組組合(SCUC)和安全約束經濟調度(SCED)算法模型,以系統發電成本最小為目標,對日內機組啟停狀態、機組出力進行優化決策,確保滾動調度計劃結果滿足系統備用需求、供區平衡裕度、電網阻塞管理等要求。

          第八十九條〔實時市場出清方式〕在實時運行期間,省電力調度機構基于電網運行狀態、機組運行邊界和超短期預測信息等邊界條件,在日前調度計劃和日內滾動調度計劃的基礎上,以發電成本最小為目標,采用安全約束經濟調度(SCED)進行集中優化計算,通過電能、調頻、備用聯合出清得到實時市場交易結果,包括運行日(D日)的機組實時發電計劃曲線、發電側實時節點電價、輔助服務價格以及用戶側實時負荷中心統一電價等。實時市場采用事前定價方式進行結算,即結算價格為實時市場的事前出清價格,發電企業結算電量為實際計量上網電量,用戶結算電量為實際用電量。

          第九十條〔實時安全校核〕實時市場出清結果滿足電網安全穩定運行、機組安全運行以及電力電量平衡約束等條件。省電力調度機構負責實時出清量價校核、電力平衡校核和安全穩定校核,校核通過后出清結果生效。

          第九十一條〔實時市場結果發布〕實時市場出清完成后,省電力調度機構出具實時市場交易出清結果,按照有關程序通過電力交易平臺發布。

          第四節 交易執行及運行調整

          第九十二條〔電網實時運行要求〕省電力調度機構應密切監視系統頻率、電壓和備用,使其滿足標準要求;密切監視送受電關口區域控制偏差(ACE),使其滿足控制性能標準(CPS)的要求;密切監視設備負荷和斷面潮流,使其滿足穩定限額的要求。

          第九十三條〔機組執行〕機組實時運行時按照調度指令調整機組出力,并按規定要求接受偏差考核,確保系統發用電維持平衡。

          第九十四條〔實時運行方式調整〕在發生以下電力系統事故或突發情況之一時,省電力調度機構可根據保障電網安全運行的原則,對電網運行方式進行調整:

          (一)電力系統頻率或電壓超過規定范圍時;

          (二)電力系統調頻容量、備用容量、無功容量等無法滿足系統安全運行要求時;

          (三)區域開機方式不滿足系統穩定運行規定時;

          (四)輸變電設備或斷面重載或超出穩定限額時;

          (五)電力設備缺陷或者故障影響電網安全時;

          (六)電力系統發生事故可能影響電網安全時;

          (七)繼電保護、安全自動裝置故障,需要改變電網運行方式時;

          (八)自動化、通信設備故障,影響市場正常運行時;

          (九)區域控制偏差(ACE)超出規定范圍時;

          (十)氣候發生等極端變化可能對電網安全造成影響時;

          (十一)省電力調度機構為保證電網安全運行認為需要進行調整的其他情形。

          第九十五條〔實時運行調整措施〕省電力調度機構應對事件經過、調整情況等信息進行記錄,并通過電力交易平臺向市場主體發布,可采取的調整措施包括,但不限于:

          (一)改變機組發電計劃,調整機組無功出力;

          (二)調整省間聯絡線送受電計劃;

          (三)指定發電機組進行深度調峰;

          (四)指定必開機組或要求機組停機;

          (五)投入或退出機組調頻模式;

          (六)調整斷面限額,設置臨時斷面限額;

          (七)調整電網運行方式,包括調整設備停復役計劃;

          (八)按規定執行需求側管理等措施進行負荷控制;

          (九)省電力調度機構認為有效的其他手段。

          第九十六條〔處置恢復原則〕處置結束后,受影響的發電機組以當前的出力點為基準,恢復參與實時市場出清計算。

          第七章 輔助服務市場

          第一節 基本概念

          第九十七條〔輔助服務定義〕輔助服務是指為維護電力系統的安全、穩定運行,保證電能質量,適應清潔能源消納需求,除正常電能生產、輸送、使用外,由發電企業、電網企業、市場化電力用戶以及獨立輔助服務提供者等市場主體提供的服務。

          第九十八條〔輔助服務種類〕輔助服務市場交易品種主要為調頻輔助服務,與現貨電能量市場聯合優化出清。根據電力市場運營和發展需要,逐步完善調頻輔助服務市場化交易機制,并探索建立備用、快速爬坡等其他輔助服務交易品種。

          第九十九條〔輔助服務提供者〕調頻輔助服務提供者主要為并網發電企業的發電單元和獨立輔助服務提供者。

          第一百條〔參與基本要求〕省電力調度機構應定期對市場主體調頻輔助服務性能指標進行測試,根據性能指標試驗結果確定市場參與資格,并有權取消性能指標不滿足要求的市場主體的市場參與資格。

          第二節 輔助服務市場出清與結果發布

          第一百〇一條〔交易方式〕調頻輔助服務市場僅在實時市場階段組織交易。

          第一百〇二條〔容量需求〕省電力調度機構依據相關規定確定調頻市場容量需求,并可結合電網運行需要進行調整。

          第一百〇三條〔交易申報〕在日前市場申報截止時間前,發電企業和獨立輔助服務提供者通過電力交易平臺進行調頻報價,包括但不限于調頻容量、調頻容量價格和調頻里程價格,若未報價則采用常設報價。

          第一百〇四條〔調頻出清流程〕根據系統調頻需求、機組調頻報價信息及機組綜合調頻性能,按照調頻組合排序價格由低到高進行調頻市場出清,形成調頻中標機組及中標容量,調頻市場每小時滾動出清一次,每次出清未來1小時的調頻結果。

          第一百〇五條〔與實時電能量市場的銜接〕實時電能量市場與輔助服務市場時序銜接,按照運行過程先后順序分為調頻市場出清和實時電能量市場出清兩部分。調頻市場出清鎖定每小時調頻中標機組以及調頻中標容量。實時市場階段,按中標調頻容量修正調頻機組的出力上下限,進行實時市場出清。

          第一百〇六條〔價格組成〕調頻價格包括調頻容量價格和調頻里程價格。

          第一百〇七條〔調度調整措施〕緊急情況下,省電力調度機構有權采取征調調頻機組、下令調頻機組退出AGC調節等手段保證系統安全。

          第一百〇八條〔輔助服務考核〕市場主體不能按要求提供輔助服務時,應及時向省電力調度機構報告,并接受考核。

          第一百〇九條〔信息發布〕實時市場運行后,省電力調度機構出具輔助服務市場交易出清結果,按照有關程序通過電力交易平臺發布。

          第八章 系統安全

          第一百一十條〔概述〕電力系統是一個不可分割的完整系統,所有市場主體必須嚴格遵守調度紀律、相互協作配合,保障系統的安全穩定運行。

          第一百一十一條〔運行管理依據〕電力系統運行管理應遵循國家電網各級電力調度管理規程以及相關規程文件。相關規程如發生變更,以新生效的規程為準。

          第一百一十二條〔電力系統安全原則〕省電力調度機構、電網企業及各市場主體應嚴格按照《電力安全事故應急處置和調查處理條例(國務院令第599號)》、《電網運行準則》、《電力系統安全穩定導則》、《電力系統電壓和無功電力技術導則》、各級電力調度規程等相關行政法規、國家標準和行業技術規范的規定以及其他臨時制定的穩定控制要求,控制設備運行狀態在相關穩定限額以內。

          第一百一十三條〔穩定限額管理〕穩定限額由各級調度機構按照調度管轄范圍分別制定。浙江電網500千伏及以上設備穩定限額由上級電力調度機構制定;220千伏及以下省調調度管轄范圍設備穩定限額由省電力調度機構負責制定。穩定限額制定應符合各級電網穩定管理標準和計算規定的要求,并根據計算標準留取一定安全裕度。

          第一百一十四條〔電網風險管理〕電網運行安全風險管理按照調度規程的相關規定執行。電網風險預控是運行方式安排與穩定限額制定必須考慮的因素,按照確保不發生《電力安全事故應急處置和調查處理條例(國務院令第599號)》上規定的一般及以上事故、確保不發生較大社會影響的停電事故的原則進行考慮。

          第一百一十五條〔有功備用管理〕省電力調度機構按照電力調度機構相關運行備用調度管理規定等要求,同時考慮氣象預報偏差及新能源預測偏差引起的負荷預測偏差,以及特高壓直流閉鎖及電網事故等因素,留取電網運行必要的備用容量,確保浙江電網的發用電平衡。

          第一百一十六條〔負荷預測〕省電力調度機構負責浙江電網負荷預測管理。相關市場成員應按省電力調度機構要求,提供負荷預測的基礎數據。

          第一百一十七條〔電壓和無功管理〕電壓和無功管理按照調度規程的相關規定執行。規劃、設計電力系統時,必須包括無功電源及無功補償設施的規劃。在發電廠和變電所設計中,應根據電力系統規劃設計的要求,同時進行無功電源及無功補償設施的設計。

          第一百一十八條〔需求側管理措施〕在系統出現發用電不平衡或備用不足、頻率或電壓超下限、超穩定限額、電力系統故障等情況下,省電力調度機構可按照相關規定開展需求側管理,確保電網安全運行。

          第一百一十九條〔安全自動裝置管理〕省電力調度機構可以根據系統需要,要求市場主體在合適地點加裝低頻低壓減負荷、高頻切機、汽門快關等安全自動裝置;市場主體必須履行省電力調度機構的合理要求,在規定的時間內完成此項要求。安全自動裝置管理按照調度規程的相關規定執行。

          第一百二十條〔網絡安全〕各市場主體應嚴格遵守有關電力監控系統網絡安全的設計、運行和管理規程、規范,確保網絡安全系統與一次、二次系統同步建設、同步驗收、同步投入運行。

          第九章 市場計量

          第一百二十一條〔電能計量裝置配備〕電能計量裝置配置、準確度等級、接線方式等技術要求應滿足《電能計量裝置技術管理規程》(DL/T448)和交易結算要求。電能表由電網企業為市場主體安裝。

          第一百二十二條〔計量點設置〕電能計量裝置原則上安裝在產權分界點,產權分界點無法安裝電能計量裝置的,考慮相應的變(線)損。

          第一百二十三條〔電能計量裝置要求〕計量裝置至少要具備正向有功、反向有功和四象限無功電能量計量功能,支持尖、峰、平、谷4個費率時段電能量累計和存儲,支持15分鐘分時電能量和日費率電能量凍結,計量裝置時鐘應具有日歷、計時、同步功能,具備失壓、斷相、掉電、開蓋等各類事件記錄功能。

          第一百二十四條〔主副電能表配備〕220千伏及以上計量點、單機容量100兆瓦及以上發電機組上網電量計量點配置型號、準確度等級相同的主、副電能表各一套,接在同一計量回路。主副電能表應有明確標識,經確認后運行中不得隨意調換。以主表計量數據作為結算依據,副表計量數據作為參照。當確認主表故障后,副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。

          第一百二十五條〔電能計量檢定〕計量器具檢定工作必須由政府計量行政部門依法授權的計量技術機構開展。電能表、計量用互感器必須檢定/檢測合格方能使用。

          第一百二十六條〔數據采集〕電網企業負責電能計量數據采集系統建設運維與數據管理,其他市場成員做好配合工作。

          電能計量數據采集系統以15分鐘為區間采集電能表表碼,電能計量數據缺失時由電網企業按照積分電量代等統一的數據擬合機制補全結算電量。采集失敗時,電網企業應及時進行消缺,相關市場主體應予以配合。

          第一百二十七條〔臨時檢定〕對于有疑義的電能計量裝置,相關市場成員向電網企業申請校驗。電網企業負責開展現場檢驗,現場檢驗不合格或仍有異議的,拆回至依法受權的計量檢定機構進行實驗室檢定。

          第一百二十八條〔電量數據差錯處理〕市場成員對發布的電量有異議時,應提供相應的證據,向省電力交易機構提出電量數據重算的要求。省電力交易機構受理后,組織相關市場成員對有異議的電量進行重算和發布。

          第十章 市場結算

          第一節 結算管理

          第一百二十九條〔結算職責〕省電力交易機構負責成本補償及輔助服務計算;負責提供批發市場日、月結算依據,與市場主體進行確認;負責將電力批發市場結算依據詳細信息推送至電網企業。電網企業負責市場主體電費結算,負責清分輔助服務費用、成本補償費用、阻塞盈余、各類分享(分攤)費用等;負責匯總并校核市場主體各類費用,出具完整的結算賬單,與市場主體進行確認,并進行電費收取與支付。

          第一百三十條〔結算模式〕電能電費按照“日前基準、實時差量、合約差價”的原則進行結算。日前市場按照日前出清價格進行全電量結算;實時市場按照實時市場出清價格,對實際上網電量(實際用電量)與日前市場出清電量的差值進行差量結算;合約市場按照合約約定價格和日前市場出清價格的差值作差價結算。

          第一百三十一條〔結算周期〕批發市場按日發布電能量和輔助服務市場結算依據,按月進行市場主體所有類型費用結算,生成月結算賬單,并向市場主體發布。若遇特殊情況,結算相關工作順延。

          第一百三十二條〔結算電量〕日前市場、實時市場結算均以每30分鐘為一個結算時段,根據電網企業計量裝置數據,發電側結算電量包含每天48個時段機組上網電量;用戶側結算電量包含每天48個時段批發市場用戶實際電量等。

          第一百三十三條〔發電企業結算項目〕發電企業電費收入包括電能電費(含脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價費用、輔助服務費用、輔助服務分攤費用、成本補償費用、成本補償分攤費用、燃氣機組容量電費、偏差考核費用、燃煤電廠超低排放扣除費用、追退補電費等。

          第一百三十四條〔批發市場用戶結算項目〕批發市場用戶電費支出包括電能電費、輔助服務分攤費用、成本補償分攤費用、阻塞盈余分享(分攤)、燃氣機組容量電費分攤、各類分享(分攤)費用、輸配電費(含容(需)量電費)、政府基金及附加費用、力調電費等。

          第一百三十五條〔售電公司結算項目〕售電公司結算價差電費,為其零售市場售電收入(零售用戶購電成本,不含輸配電費、政府性基金及附加,含輔助服務分攤費用、成本補償分攤費用、各類分享(分攤)費用等)與批發市場購電支出的差額。售電公司在批發市場的購電支出主要包括批發市場電能電費、輔助服務分攤費用、成本補償分攤費用、阻塞盈余分享(分攤)、燃氣機組容量電費分攤、各類分享(分攤)費用等。

          第一百三十六條〔零售用戶結算項目〕零售市場購電成本根據售電公司與其簽訂的售電合約約定價格及用戶實際用電量等計算。

          第一百三十七條〔批發用戶和零售用戶分次結算管理〕批發用戶和零售用戶分次結算統一按電網企業代理購電價格進行電費結算,終次結算時依據其與發電企業或售電公司簽約的購售電合同重新計算全月電費,扣減已收取的電費作為終次結算的應收電費。

          第一百三十八條〔發電企業電能電費〕參與現貨電能量市場機組的電能電費,按照“日前基準、實時差量、合約差價”的原則,以所在物理節點的節點電價進行結算;未參與現貨交易的市場化機組的電能電費,根據中長期電力交易基本規則和相關工作方案等進行結算。

          第一百三十九條〔批發市場用戶電能電費〕批發市場用戶電能電費,按照“日前基準、實時差量、合約差價”的原則,以負荷中心統一電價進行結算。

          第一百四十條〔售電公司批發市場電能電費〕售電公司批發市場電能電費,包括應參與現貨電能量市場的零售用戶對應電量的電能電費和其他零售用戶對應電量的電能電費兩部分。應參與現貨電能量市場的零售用戶對應參與現貨電能量市場機組,其電能電費按照批發市場用戶的方式結算。其他零售用戶對應未參與現貨電能量市場機組和參與現貨交易的市場化機組;其對應未參與現貨電能量市場機組的電量,根據中長期電力交易基本規則和相關工作方案等進行結算;其對應參與現貨電能量市場機組的電量,按照現貨市場平均價格結算。

          第一百四十一條〔現貨市場平均價格〕現貨市場平均價格根據參與現貨電能量市場機組的電能電費和上網電量、批發市場用戶電能電費和用電量、應參與現貨電能量市場的零售用戶電能電費和對應用電量等計算確定。

          第一百四十二條〔電網企業代理購電用戶批發市場電能電費〕電網企業代理購電用戶批發市場電能電費,按照現貨市場平均價格結算。

          第一百四十三條〔售電公司零售市場售電收入〕售電公司零售市場售電收入為零售用戶購電成本。

          第一百四十四條〔輔助服務與成本補償費用分攤〕輔助服務與成本補償費用,由發電企業、售電公司、批發市場用戶等市場主體,根據權責利對等原則按月合理分攤。分攤方式根據市場實際情況適時調整,由浙江電力市場管理委員會提議,報省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦同意后執行。

          第二節 結算流程

          第一百四十五條〔結算依據編制〕電網企業于每個運行日的D+2日,將發用電分時計量曲線、日前市場和實時市場的出清執行結果送至省電力交易機構,省電力交易機構據此于1個自然日內出具批發市場日結算依據。

          第一百四十六條〔結算依據推送〕次月,由省電力交易機構出具批發市場更新后的日結算依據,市場主體在1個自然日內對結算依據進行核對、確認,逾期未反饋的視為同意確認。由省電力交易機構在1個自然日內出具批發市場月結算依據,推送至電網企業,由電網企業進行結算。

          第一百四十七條〔結算賬單生成〕電網企業在4個自然日內生成市場主體的完整結算賬單,點對點推送給市場主體。

          第一百四十八條〔結算賬單確認與發布〕市場主體在1個自然日內對結算賬單進行核對、確認。電網企業根據市場主體確認結果生成正式結算賬單,發布至相關市場主體。市場主體在核對、確認期間,可提出反饋意見,逾期未反饋的視為同意確認。

          第一百四十九條〔收付款管理〕電網企業在收到全部市場用戶繳款并具備付款條件后,月底前向發電企業支付市場用戶購電費及向售電公司支付(收?。┢湓谂l市場和零售市場中的價差電費。根據結算賬單結果,若購銷價差電費為正數,售電公司開具發票,電網企業支付購銷價差電費;若購銷價差電費為負數,電網企業向售電公司開具發票并收取購銷價差電費。

          第三節 電費追補及其他

          第一百五十條〔市場化電量電費差錯追退補〕市場化電量電費的退補,經電網企業、售電公司或交易中心、市場化交易用戶三方協商一致,由電網企業最終完成退補電費結算,退補電費納入市場主體正常電費結算賬單合并出具。

          第十一章 市場清算

          第一節 清算管理

          第一百五十一條〔清算職責〕各類分享(分攤)費用由電網企業按月清算,并按照市場公平公正原則,由市場主體合理分享(分攤)。具體清算操作細則由電網企業提出,經電力市場管理委員會審議,報省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦同意后執行。

          第一百五十二條〔清算項目〕清算的各類分享(分攤)費用包括執行分時電價產生損益、發用兩側電能電費偏差、保障居民和農業用電價格穩定產生新增損益、電網企業代理特殊用戶增收收入、綜合線損偏差清算費用、現貨市場阻塞盈余等。

          第一百五十三條〔清算分攤〕各類分享(分攤)費用由全體工商業用戶按實際用電量占比進行分攤或分享。其中,電網企業代理購電用戶應承擔的部分,折價納入市場清算完成后次月的預測價格中;售電公司(兜底售電公司)代理用戶應承擔部分,由售電公司納入對應零售用戶市場清算完成后次月的電費賬單中;直接與發電企業交易用戶應承擔部分,由電網企業納入該用戶市場清算完成后次月的電費賬單中。

          第二節 清算內容

          第一百五十四條〔執行分時電價產生損益〕執行分時電價產生損益,為工商業用戶和居民、農業用戶按分時電價結算電能電費與按電度電價結算電能電費的差值。

          第一百五十五條〔發用兩側電能電費偏差〕發用兩側電能電費偏差(含現貨市場阻塞盈余),為用戶側與電網企業結算的電能電費(含現貨電能量市場電能電費),和電網企業與發電企業結算電能電費(含現貨電能量市場電能電費)之差。

          第一百五十六條〔保障居民和農業用電價格穩定產生新增損益〕保障居民和農業用電價格穩定產生新增損益,為國家發改委核定的居民(含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶)、農業基準購電成本減去對應發電企業實際結算電費。

          第一百五十七條〔電網企業代理特殊用戶增收收入〕電網企業代理特殊用戶增收收入,為電網企業代理執行加價政策的退市用戶、電網代理高耗能用戶和擁有燃煤發電自備電廠用戶產生的增收收入。

          第一百五十八條〔綜合線損偏差清算費用〕綜合線損偏差清算費用,為按照線損電量實際購電價格與省統調燃煤發電基準價的差值。

          第一百五十九條〔現貨市場阻塞盈余〕現貨市場阻塞盈余,為用戶側現貨電能量市場電能電費與發電側現貨電能量市場電能電費差值。

          第十二章 信息發布

          第一百六十條〔信息發布原則〕市場成員應當遵循及時、真實、準確、完整、易于使用的原則披露電力市場信息,不得擅自改變披露范圍。對于違反信息披露有關規定的市場成員,可依法依規納入失信管理,問題嚴重的可按照規定取消市場準入資格。

          第一百六十一條〔信息發布管理〕省電力交易機構負責市場信息的管理和發布,組織省電力調度機構等市場成員及時披露市場信息。省電力交易機構、省電力調度機構等市場運營機構應當公平對待市場主體,無歧視披露公眾信息和公開信息,嚴禁超職責范圍獲取或泄露私有信息,不得泄露任何內幕信息、國家秘密和企業秘密。

          第一百六十二條〔信息發布分類〕按照信息屬性分類,市場信息分為公眾信息、公開信息、私有信息和依申請披露信息。公眾信息是指可以向社會公眾披露的信息。公開信息是指向所有市場成員披露的信息。私有信息是指向特定市場主體披露的信息,其他市場成員無權訪問的信息。依申請披露信息是指僅在履行申請、審核程序后向申請人披露的信息。

          第一百六十三條〔信息發布職責〕在確保安全的基礎上,市場信息主要通過電力交易平臺、省電力交易機構網站進行披露。省電力交易機構負責管理和維護電力交易平臺,并為其他市場成員通過電力交易平臺、省電力交易機構網站披露信息提供便利。各類市場成員按規定通過電力交易平臺、省電力交易機構網站披露有關信息,并對所披露信息的真實性、準確性和及時性負責。

          第一百六十四條〔查詢途徑〕市場化電力用戶可通過營業廳、網上國網APP等線上或線下途徑查詢電價政策、賬單信息等內容。涉及用戶私有信息的,應通過身份認證、密碼認證等管理手段核實身份,經確認后方可查詢。

          第一百六十五條〔異議及疑問處理〕市場主體對披露的市場信息有異議及疑問,可向省電力交易機構提出,由省電力交易機構組織相關信息披露主體予以解釋。

          第一百六十六條〔信息泄露〕任何單位和個人不得違規獲取或者泄露未經授權披露的信息。因信息泄露造成市場異常波動和市場主體損失的,由浙江能源監管局組織調查并追究責任。

          第一百六十七條〔政府監管〕省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦、市場成員不得泄露影響公平競爭和涉及用戶隱私的相關信息。市場合同成交價格、市場主體申報價格等信息屬于私有信息,省電力交易機構應在一定期限內保密。因信息泄露造成的市場波動和市場主體損失的,由省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦等組織調查并追究責任。

          第十三章 風險管控

          第一節 市場力管控

          第一百六十八條〔概述〕市場力管控分為事前檢測和事后監管,避免具有市場力的市場主體操縱市場價格,使之偏離市場充分競爭情況下所應達到的價格水平。

          第一百六十九條〔職責分工〕市場力事前檢測由市場運營機構負責,在市場運營過程中對市場力評估指標、成員報價及出清價格進行監測和處置。市場力事后監管由浙江能源監管辦負責,對市場行為進行分析,并按照政府相關規定進行處置。

          第一百七十條〔檢測方法〕市場力檢測方法主要采用市場結構分析、行為測試和影響測試,市場力緩解措施包括事前、事中、事后措施等。相關的檢測門檻值、市場力檢測參考價格由市場管理委員會提出建議,經省發展改革委、省能源局和浙江能源監管辦同意后執行。

          第二節 特殊情況處理機制

          第一百七十一條〔特殊時期處理原則〕特殊時期指電力系統受外部因素影響,對系統運行方式或控制標準有特殊要求,但不影響電力現貨市場運行的時期。特殊時期可持續一日或多日,對于特殊時期的處理,一般以日前提前安排、日內加強控制為主。特殊時期主要包括:保供電時期、自然災害影響時期、特殊管控要求時期、電力供應緊張時期、系統出清異常時期等。為確保特殊時期電力系統安全穩定運行,省電力調度機構按照“安全第一”的原則處理特殊情況和調整電網運行方式。

          第一百七十二條〔保供電時期處理機制〕保供電時期,為保證電網安全和保供電區域的供電可靠性,不安排單一故障導致電網穩定破壞、導致一般及以上電力安全事故、導致重大不良影響的用戶停電事件和超過設計能力和運行規定的運行方式。根據保供電等級要求,原則上保持保供電區域的電網全接線運行,不新增發輸變電檢修工作并減少設備操作,不安排對電網安全有影響的涉網試驗和設備啟動,不安排操作量大、施工作業復雜、大型機械作業的檢修工作。

          第一百七十三條〔自然災害影響時期處理機制〕臺風、冰雹、冰災、雷暴、山火、洪水、地震等嚴重自然災害影響時期,根據災害影響的范圍和等級,省電力調度機構可采取調整機組組合及出力、指定必開/必停機組、調整設備檢修計劃、安排設備臨時停復役、調整電網運行方式、采取特殊的穩定控制標準等措施,盡快恢復受災地區電網穩定運行,保障人民生活和重要用戶用電。

          第一百七十四條〔特殊管控要求時期處理機制〕在省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦有特殊管控要求(如能源消費總量和強度控制、燃煤消耗總量管控、排放總量管控、對特定區域發電機組特殊管控要求等)的時期,省電力調度機構可根據管控要求對相應機組進行電量約束、出力約束、安排開機或停機等。

          第一百七十五條〔電力供應緊張時期處理機制〕在日前市場、實時市場組織環節,當預測部分時段存在電力供不應求情況且未達到啟動市場熔斷或中止的條件時,省電力調度機構可采取增開機組、增購外來電、調整運行方式、需求側管理等措施保障電力系統安全穩定運行,并按照削減電力缺口后的負荷曲線進行現貨電能量市場出清計算。

          第一百七十六條〔系統出清異常時期處理機制〕當技術支持系統運行異常導致市場出清結果有誤時,需按照原有邊界條件重新進行出清計算,得到校正之后的出清結果,并及時向市場成員發布。若重新計算后,出清結果尚未執行,則按校正之后的結果執行。若重新計算后,出清結果已經執行,但市場未正式結算,則按校正之后的結果結算。

          第三節 價格管制

          第一百七十七條〔最高限價制度〕市場采用最高限價制度,最高限價根據發電企業運營、市場化電力用戶電價承受能力、市場供需關系等因素適時調整,由浙江電力市場管理委員會提議,報省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦同意后執行。

          第一百七十八條〔價格管制〕現貨市場發生價格異常情況時,省電力調度機構可對市場交易采取價格管制,并宣布相應的交易時段為價格管制時段,相關情形包括并不限于:

          (一)當市場出清得到的節點電價超過最高限價時,該節點在該交易時段的節點電價用最高限價代替;

          (二)由于各種原因未能按時公布市場出清結果時,相應交易時段按系統出清異常時期處理機制執行,若已無法重新出清計算,則采用上周相同交易日相同時段的現貨市場價格作為該時段的現貨市場價格;

          (三)其他需要價格管制的情形。

          一旦上述情況均不再發生時,則從下一個結算時段開始,價格管制自動終止。

          第四節 市場熔斷、中止與恢復

          第一百七十九條〔現貨市場熔斷條件〕在現貨市場運行過程中已發生或預判即將發生以下情況,省電力調度機構應按照“安全第一”的原則進行應急處置和安排電力系統運行,必要時可以觸發電力現貨市場熔斷,恢復常規調度方式,在24小時內向市場主體發布相關說明,并盡快報告省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦,熔斷時長不超過72小時?,F貨市場熔斷觸發條件主要包括:

          (一)因發生突發性的社會事件、氣候異常和自然災害等原因導致電力供應嚴重不足或電力系統運行安全風險較大;

          (二)發生重大電網故障,導致網絡拓撲發生重大變化,或當電網整體或局部發生穩定破壞,經實時調節仍無法恢復正常時;

          (三)市場機組受阻嚴重、新能源出力波動劇烈、重大電源故障、受電曲線突變或預測偏差大等情況造成電力供不應求;

          (四)因技術支持系統故障、安全校核連續不通過或電力系統網絡與信息安全事件等原因,導致市場交易無法正常組織;

          (五)為保證電網安全運行需要觸發熔斷機制或現貨市場系統無法依據規則完成市場正常出清的其他情形。

          第一百八十條〔現貨市場中止條件〕在現貨市場熔斷超過72小時仍未恢復運行,或市場運營機構在現貨市場運行中預見或發現以下情況時,市場運營機構應向省發展改革委、省能源局和浙江能源監管辦報告有關情況,由省發展改革委、省能源局和浙江能源監管辦作出中止市場的決定:

          (一)市場未按照規則運行和管理的;

          (二)市場交易規則不適應市場交易需要,必須進行重大修改的;

          (三)發生惡意串通操縱市場的行為,并嚴重影響交易結果的;

          (四)發生不可抗事件,妨礙市場繼續有效運作的;

          (五)因交易規則或技術支持系統等問題導致結算日市場主體出現較大范圍的巨額盈虧,影響市場公平時;

          (六)由于省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦等有約束力的命令而影響電力市場運行。

          第一百八十一條〔現貨市場中止的生效〕現貨市場中止在作出宣布的交易時段開始生效。市場運營機構宣布市場中止后,應立即報告省發展改革委、省能源局和浙江能源監管辦,并向市場主體發布公告,說明市場中止的原因、市場中止開始時間和預期結束時間。市場運營機構不得追溯宣布市場中止,現貨市場中止宣布至市場恢復的時期為市場中止期。

          第一百八十二條〔現貨市場熔斷或中止時處理〕省電力調度機構應以保障電力有序供應、確保電網安全運行為原則安排電網運行并調整機組發電計劃。僅日前市場熔斷或中止時,以運行日實際執行的結果以及相同時段的實時市場價格作為日前市場出清結果;僅實時市場熔斷或中止時,以實際執行的結果以及相同時段的日前市場價格作為實時市場出清結果;日前市場和實時市場均熔斷或中止時,市場中止期間所對應的結算時段,以實際執行的結果和上周相同交易日相同時段的現貨市場價格作為現貨市場出清結果;或遵循政府部門及市場監管機構指定方式進行結算。

          第一百八十三條〔現貨市場熔斷恢復〕省電力調度機構應持續跟蹤研判市場運行各項風險,在自然災害、電網故障等突發性事件結束后、系統安全風險解除、電力恢復有序供應的情況下,省電力調度機構可恢復現貨市場交易并發布公告。

          第一百八十四條〔現貨市場中止恢復〕當異常情況解除,現貨市場可恢復至正常開展市場交易時,由省發展改革委、省能源局和浙江能源監管辦作出市場恢復的決定,并授權市場運營機構向各市場成員發布市場恢復的公告。

          第十四章 技術支持系統

          第一百八十五條〔技術支持系統定義〕電力市場技術支持系統是支持電力市場運營的計算機、數據網絡與通信設備、各種技術標準和應用軟件的有機組合。

          第一百八十六條〔技術支持系統建設原則〕技術支持系統必須符合有關國家標準、行業標準和國際標準,按照國家發布的電力市場相關功能規范要求以及浙江電力市場規則的具體規定組織實施。技術支持系統應保障電力市場運營所需的交易安全、數據安全和網絡安全,并具備可維護性,適應電力市場逐步發展完善的需要。

          第一百八十七條〔技術支持系統組成〕技術支持系統主要包括浙江電力市場交易平臺以及與市場交易有關的電力調度運行技術支持系統等。

          第一百八十八條〔技術支持系統功能〕技術支持系統須對電力市場的市場主體注冊管理、數據申報、合同分解與管理、交易出清、交易計劃編制、調度計劃編制、安全校核、輔助服務、市場信息披露、市場結算等運作環節提供技術支撐。

          第一百八十九條〔技術支持系統功能變更〕當市場運營機構認為有必要對技術支持系統進行功能變更時,經市場管理委員會確認后,由市場運營機構組織技術支持系統的功能變更,并將功能變更相關信息向全體市場成員公布。

          第一百九十條〔技術支持系統異常處理〕市場成員發現技術支持系統功能異常時,應聯系市場運營機構處理。若技術支持系統發生重大功能異常影響市場出清結果,市場運營機構應立即采取相應措施,并及時向市場成員公布。

          第一百九十一條〔數據交互〕技術支持系統中的各子系統和功能模塊間、技術支持系統與其它相關系統間的數據交互應滿足相關標準和技術規范的要求,以保證數據交換的實時性、完整性以及可靠性。

          第十五章 信用體系

          第一百九十二條〔目的和依據〕建立浙江電力市場信用管理制度,降低電力市場交易風險,保障電力市場交易的規范運作和良好發展。

          第一百九十三條〔信用管理內容〕浙江電力市場交易信用體系主要包括履約管理、信用評價、信用懲戒管理等。

          第一百九十四條〔信用管理主體〕電力市場信用管理及評價由省電力交易機構經省發改委、省能源局授權開展相關工作。市場成熟階段,可由第三方征信機構開展信用評價工作。

          第一百九十五條〔履約管理〕參加浙江電力市場交易的售電公司,按照相關規定要求向省電力交易機構提交形式符合要求、足額的信用保證,并對其提交的信用保證的真實性、有效性負責。

          第一百九十六條〔信用保證形式和要求〕省電力交易機構根據市場運營情況,制定履約管理實施細則,確定信用保證的形式和要求,經電力市場管理委員會審議,報省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦同意后執行。

          第一百九十七條〔信用保證使用〕售電公司未及時足額繳納電力市場結算欠費時,資金結算機構可向省電力交易機構申請使用信用保證清算欠費。

          第一百九十八條〔應急結算流程〕若售電公司的虧損金額大于其信用保證金額,資金結算結構應根據履約管理實施細則要求啟動應急結算流程。

          第一百九十九條〔信用評價辦法〕根據市場主體注冊時間不同,電力市場主體信用評價標準分為初始信用評價標準和常規信用評價標準兩部分。信用評價周期為1年。

          第二百條〔信用評價流程〕電力市場主體信用評價流程主要包括:信用評價申報材料提交、信用信息的獲取、信用信息審核、開展信用評價、評價結果公示、公示異議處理、評價結果錄入、評價結果信息披露等步驟。

          第二百〇一條〔失信行為管理〕根據市場主體失信行為,建立市場主體失信觀察名單、黑名單管理機制。

          第二百〇二條〔信用懲戒管理〕根據市場主體信用評價結果和市場主體失信行為,建立交易行為預警、交易行為管控、黑名單聯合懲戒等機制。

          第二百〇三條〔信用管理〕市場主體存在違反國家有關法律法規和產業政策規定、嚴重違反市場規則、發生重大違約行為、惡意擾亂市場秩序、未按規定履行信息披露義務、拒絕接受監督檢查等情形的,由省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦根據職能組織調查確認,提出警告,勒令整改。拒不整改的,經過公示等有關程序后納入涉電嚴重失信企業黑名單,強制退出市場的直接納入黑名單,并書面通知省電力交易機構和電網企業,由電力交易機構對市場主體進行強制注銷,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。構成行政違法的應當予以行政處罰,由浙江能源監管辦依法調查處理。

          第十六章 爭議處置

          第二百〇四條〔爭議內容〕本規則所指爭議主要是指市場成員之間的下列爭議:

          (一)注冊或注銷市場資格的爭議;

          (二)市場成員按照規則行使權利和履行義務的爭議;

          (三)市場交易、計量、考核和結算的爭議;

          (四)因電力現貨市場交易引起的其他方面的爭議。

          第二百〇五條〔計量故障、差錯處理〕電網企業負責計量設備損壞、人為差錯造成的電量退補的調查與處理,相關市場成員應做好配合工作。市場成員對故障、差錯原因和責任分析的認定有異議時,由省電力交易機構組織相關市場成員協商確定退補電量。經省電力交易機構協商仍有爭議,市場成員應在15日內向政府計量行政部門申請仲裁檢定和計量調解。

          第二百〇六條〔電力市場主體之間爭議處理〕市場主體之間、市場主體與電網企業之間發生爭議時,可以協商解決,也可以向能源監管機構、政府相關部門、浙江電力市場管理委員會申請調解。協商、調解不成的,可根據合同約定依法向仲裁機構申請仲裁或向人民法院提起訴訟。

          第二百〇七條〔電力市場主體與市場運營機構之間爭議處理〕市場主體與市場運營機構之間因電力市場交易發生爭議,可以協商解決,也可以向能源監管機構、政府相關部門、浙江電力市場管理委員會申請調解解決。協商、調解不成的,可依法向人民法院提起訴訟。

          第十七章 免責條款

          第二百〇八條電網企業輸配電業務屬于監管業務,依法接受監管,不承擔市場運行相關的經濟責任。

          第二百〇九條不可抗力引發的發輸變電設備異常,造成其他市場成員經濟損失的,其設備所屬的相關方不承擔經濟責任。不可抗力指對市場和電力系統有嚴重影響的不能預見、不能避免并不能克服的客觀情況。

          第二百一十條出現電力系統發生重大事故、系統安全穩定受到威脅、電力供應無法保持平穩有序等情況,市場運營機構按規定對市場進行干預或中止,電力調度機構按“安全第一”的原則處理,并予以免責。

          第十八章 附則

          第二百一十一條本規則常用術語及含義見附錄。

          第二百一十二條本規則由省發展改革委、省能源局、浙江能源監管辦負責制定、修改和解釋。

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