电力用户与发电企业直接交易实施细则样本.doc

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新疆电力用户和发电企业
直接交易实施细则
（修订稿）

3月18日

目 录
1. 总则 5
1.1 目标 5
1.2 依据 5
1.3 适用范围 6
1.4 标准 6
1.5 交易品种 6
1.6 交易电量 7
1.7 其它 7
2. 市场管理 8
2.1 市场交易主体、电网运行企业和市场运行机构权责 8
2.2 市场准入和退出 10
2.2.1. 基础准入条件 10
2.2.2. 市场准入条件 10
2.2.3. 进入和退出机制 10
2.3 市场交易主体注册和注销 11
2.4 电力用户购电模式 13
2.5 市场交易规则修订 14
2.6 临时条款制订 15
3. 交易方法 15
3.1 双边协商交易 15
3.2 集中撮合和集中竞价交易 15
3.2.1 概述 15
3.2.2 申报数据格式 16
3.2.3 集中交易出清计算方法 17
3.3 安全校核 20
4. 年度（季度）交易组织 22
4.1概述 22
5. 年度（季度）交易程序 24
5.1 基础信息公布 24
5.2 交易准备（季度参考实施） 24
5.3交易公告 24
5.4 交易申报 25
5.5交易汇总和出清 25
5.6安全校核 25
5.7交易结果公布 25
6. 月度交易组织 25
6.1概述 25
6.2月度交易步骤 25
6.2.1 交易准备（含基础信息公布） 25
6.2.2 交易公告 25
6.2.3 交易申报 25
6.2.4 交易汇总和出清 25
6.2.5 安全校核 25
6.2.6 交易结果公布 25
7. 交易价格 25
7.1 概述 25
7.2 直接交易价格 25
7.3 输配电价及线损 25
7.4 政府性基金及附加 25
7.5 其它 25
8. 交易协议及偏差电量 25
8.1 概述 25
8.2 协议签署 25
8.3 协议变更和修改 25
8.4 协议违约和解除 25
8.5 偏差电量 25
8.6 不可抗力 25
9. 交易实施 25
9.1 概述 25
9.2 年度（季度）交易计划 25
9.2.1 概述 25
9.3 月度交易计划编制 25
9.4 月度交易计划实施 25
10. 计量和结算 25
10.1 概述 25
10.2 计量点和计量装置 25
10.3 计量数据采集 25
10.4 计量数据确定和替换方法 25
10.5 电量结算 25
10.5.1 电量结算标准 25
10.6 电费结算 25
10.6.1 电力用户 25
10.6.2 发电企业 25
10.6.3 电费及违约金支付 25
11. 信息披露 25
11.1 信息分类 25
11.1.1根据信息保密要求和公开范围分类 25
11.1.2根据信息内容和关键用途分类 25
11.2 信息管理 25
11.3 市场运行信息公布 25
11.4保密要求 25
12.市场干预及终止 25
13.争议和违规处理 25
14.名词解释 25

1. 总则
1.1 目标
为落实落实《相关深入深化电力体制改革若干意见》（中发〔〕9号）文件及相关配套文件精神，深化电力体制改革，充足发挥市场在资源配置中决定性作用，深入规范和推进电力用户和发电企业直接交易（以下简称直接交易），放开用户电力采购和发电企业电力销售自主权，完善电价形成机制，促进规范透明市场交易机制建设，实现电力交易公开、公平、公正，制订本细则。
1.2 依据
本细则依据《中国电力法》、《中国可再生能源法》、《相关完善电力用户和发电企业直接交易试点工作相关问题通知》（电监市场〔〕20号）、《相关印发〈电力用户和发电企业直接交易试点基础规则（试行）〉通知》（电监市场〔〕50号）、《相关开展电力用户和发电企业直接交易相关事项通知》（国能综监管〔〕258号）、《相关规范电力用户和发电企业直接交易相关工作通知》（国能综监管〔〕506号）、《相关改善电力运行调整促进清洁能源多发满发指导意见》（发改运行〔〕518号）、《相关做好电力运行调整工作通知》（发改运行〔〕413号）、《相关做好“三北”地域可再生能源消纳工作通知》（国能监管〔〕39号）等国家相关法规、规程、行业标准、文件，根据《相关研究第一批发电企业和电力用户直接交易（试点）相关问题会议纪要》(新政阅〔〕9号)、《新疆电网第一批发电企业和电力用户直接交易（试点）方案》（新经信电〔〕103号）确定标准，结合国家电网企业编制《电力用户和发电企业直接交易运行规则》和中国直接交易试点省实施实施细则，进行编制。
1.3 适用范围
新疆区域内开展电力用户和发电企业直接交易（以下简称：直接交易）均适适用于本细则。
1.4 标准
1.4.1 坚持市场化方向和市场主导标准。在发电和用电侧引入市场竞争机制，公平开放电网，经过价格信号反应电力市场供需情况，发挥市场配置电力资源作用。
1.4.2 坚持“安全第一”方针，维护电力调度秩序，确保电力系统安全稳定运行和电力有序供给。
1.4.3 坚持节能减排标准，促进产业结构优化调整。参与试点电力用户和发电企业必需符合国家产业政策和相关节能环境保护要求。
1.4.4 坚持稳妥推进标准，兼顾各方利益，控制市场风险，促进可连续健康发展。直接交易应建立运行规则和统一交易平台，实施有效市场监管，规范有序地开展试点工作。
1.4.5 坚持“公开、公平、公正”标准，建立规范透明交易机制，交易主体自愿参与、自主选择交易方法。
1.5 交易品种
1.5.1 根据交易期限，直接交易分为年、季、月度交易。
1.5.2 根据交易组织方法，直接交易分为双边协商交易、集中撮合（竞价）交易、挂牌交易等。
1.5.3 年度（季度）交易电量应分解到月度，并按月进行月度电量结算，年度（季度）进行清算。
1.6 交易电量
1.6.1新疆区域直接交易电量在确保电网安全情况下，依据符合新疆电网准入条件并注册用户需求估计确定。现阶段年度交易电量暂按政府印发直接交易会议纪要和实施方案确定标准实施。
1.6.2直接交易电量在政府确定发电企业优先发电权电量之外单列，试点阶段发电企业发电容量剔除标准暂按政府印发直接交易会议纪要和实施方案实施，后期伴随直接交易开展情况另行制确定。
1.6.3参与直接交易发电企业、电力用户和电网运行企业调度、结算等关系不变，由电网运行企业分别和发电企业、电力用户进行结算。电力用户直接交易电力电量仅限于生产自用，不得转售。
1.6.4 新疆区域内直接交易标准上经过现有公用电网线路和用电户已经有自备电力线路实现，确需新建、扩建、改建线路，应按相关要求推行手续。
1.7 其它
1.7.1 本细则中包含电力量纲为兆瓦（MW），电量量纲为兆瓦时（MWh），电价量纲为元/兆瓦时（元/ MWh）。
1.7.2 交易组织须提前公告。
2. 市场管理
2.1 市场交易主体、电网运行企业和市场运行机构权责
2.1.1. 市场交易主体包含发电企业、电力用户（趸售供电企业内用户）。市场运行机构包含电力交易机构（简称电力交易中心）、电力调度机构（现为电力调度控制中心，简称电力调控中心）。
（1）电力用户（趸售供电企业内用户）：指符合准入条件、完成注册手续电力用户。
（2）发电企业：指符合准入条件、完成注册手续发电企业。
（3）电网运行企业：指符合准入条件、完成注册手续电网运行企业。
2.1.2 电力用户
负责本身用电安全；按规则参与直接交易，进入和退出符合要求；签署和推行交易协议及协议；按时足额支付电费；按要求披露和提供相关信息，取得直接交易和输配电服务等相关信息；遵守《供用电协议》、《调度运行规程》和需求侧管理要求，服从电力调度机构统一调度。
2.1.3 发电企业
负责本身电力安全；按规则参与直接交易，进入和退出符合要求；签署和推行交易协议及协议；按要求提供辅助服务；按要求披露和提供相关信息，取得直接交易和输配电服务等相关信息；遵守《并网调度协议》、《调度运行规程》，服从电力调度机构统一调度。
2.1.4 电网运行企业
保障输配电设施安全稳定运行，为市场交易主体提供公平输配电服务、电网接入服务和售电服务；按要求披露和提供电网相关信息；按要求收取输配电费，代收代付电费和政府基金及附加等；
2.1.5 市场运行机构
（1）负责管理市场交易主体注册、注销、变更；负责组织开展年度、季度和月度直接交易；负责直接交易协议及协议管理；负责编制直接交易月度计划；负责直接交易电量抄录、结算和统计分析；负责公布电力市场信息；经授权对市场采取干预方法；负责电力交易平台（含电力市场交易运行系统，简称交易运行系统）管理；负责实施有序用电方案；负责发电侧计量关口点和计量装置管理；负责直接交易相关业务咨询。
（2）负责所辖电力系统调度运行，保持电网安全稳定运行，保持电力电量实时平衡; 负责提供直接交易相关电网运行、检修信息；负责直接交易安全校核和输电阻塞管理；负责实施各类直接交易协议，依据月度交易计划编制调度运行计划，并组织落实。
（3）结合新疆电网网架结构特点、受阻等约束条件，提出直接交易准入和退出意见和提议。
（4）依据电力行政主管部门审核公布准入结果，组织参与直接交易发电企业、电力用户在交易平台上完成注册后，并在交易平台上对经过审核发电企业、电力用户给予直接交易权限；对上年开展了直接交易、但本年度资格复核不经过电力用户和发电企业，由市场运行机构依据电力行政主管部门公布准入名单，在交易平台上取消其直接交易资格。
2.2 市场准入和退出
2.2.1. 基础准入条件
参与直接交易市场交易主体，应该是含有法人资格、财务独立核实、信用良好、能够独立负担民事责任经济实体。内部核实电力用户、发电企业经法人单位授权，可参与对应直接交易。
2.2.2. 市场准入条件
2.2.2.1 电力用户
（1）根据电压等级或用电容量（1000KVA）放开用户参与直接交易。现阶段根据政府确定准入标准实施。
（2）符合国家和新疆自治区产业政策及节能环境保护要求。
2.2.2.2发电企业
（1）符合国家产业政和基础建设审批程序，符满足环境保护要求，取得发电业务许可证（发电类），火电机组单机容量达成当地要求规模，并已转商业运行。现阶段在6月30日前还未满足实施方案准入要求新建火电机组和新能源取消中标电量。
2.2.3. 进入和退出机制
2.2.3.1 进入直接交易市场市场交易主体应保持相对稳定，在协议期（或交易期）内标准上不得退出，属本身责任被限制交易、自愿和强制退出在三年内不得再次进入直接交易市场，并按协议和规则约定赔偿相关损失。
2.2.3.2市场交易主体有下列行为之一，电力交易中心经授权后可取消其直接交易市场注册，并由市场交易主体负担对应违约责任。
（1）已注册市场交易主体发生吞并、重组、合并、分立、破产等改变，要求注销原市场交易主体；电力业务许可证已注销、退出商业运行、不能继续推行协议；
（2）违反市场规则（如相互串通报价，恶意报价，严重扰乱交易市场秩序）；
（3）违反国家电力或环境保护政策；
（4）未经许可私自将所购电力转售给其它用户；
（5）无正当理由不服从电网统一调度；
（6）不按时缴清电费，拖欠直接交易电费。
（7）参与直接交易企业出现重大安全隐患；
（8）其它违法违规行为。
2.3 市场交易主体注册和注销
2.3.1 市场交易主体须在电力交易机构进行登记，并进行直接交易市场注册后可参与直接交易，基础注册程序以下：
（1）市场交易主体最少在10个工作日（或每十二个月确定购电模式20个工作日前）向电力交易中心提交书面注册申请材料，包含交易运行系统使用申请书。
电力用户注册申请材料包含：电力用户参与直接交易注册申请表、交易员注册申请表、数字认证证书（电力交易证书）申请表，和企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、供用电协议、和电网运行企业发生供用电关系用户编码、准入目录等原件或复印资料。
发电企业注册申请材料包含：发电企业参与直接交易注册申请表、交易员注册申请表、数字认证证书（电力交易证书）申请表，和企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、发电业务许可证、准入目录等原件或复印资料。
（2）电力交易中心在收到注册申请材料后10个工作日内完成审核，向审核经过市场交易主体发送审核经过通知书；向审核未经过市场交易主体发送审核未经过通知书，书面说明原因，并向监管机构立案。
（3）收到审核经过通知书市场交易主体在5个工作日之内，签署直接交易入市协议及交易运行系统使用协议等。电力交易中心向市场交易主体提供交易运行平台账号、使用手册和数字认证证书等资料，并依据市场交易主体需要进行必需操作培训。
（4）市场交易主体在2个工作日内完成交易运行平台注册工作，电力用户经过交易运行系统选定购电模式。
2.3.2 已注册市场交易主体，当注册信息发生改变时，在10个工作日内，向受理其注册电力交易中心书面报送信息变更情况和变更后注册信息，电力交易中心在5个工作日之内完成注册信息变更。
2.3.3 出现下列情况之一者，电力交易中心应注销市场交易主体交易资格：
（1）符合2.2.3节要求取消交易主体资格；
（2）无正当理由未经过年度资格复核且；
（3）违反电力市场交易规则，符合退出条件；
（4）市场交易主体提出退出申请，经审核同意。
2.3.4市场交易主体资格注销后，必需按下列要求实施：
（1）停止直接交易；
（2）在15个工作日内结清和其它市场交易主体账目及款项；
（3）在资格注销前和其它市场交易主体存在争议仍经过市场争议处理程序处理。
2.3.5 市场交易主体完成注册、信息变更、注销手续后，电力交易中心在3个工作日内经过交易平台公布相关信息，并向能源监管机构报备。
2.3.6 直接交易主体变更注册或撤销注册，应该向电力交易机构提出申请，经同意后，方可变更或撤销注册；当已完成注册直接交易主体如不能继续满足准入市场条件时，由电力交易机构强制撤销注册。
2.3.7市场交易主体被强制或自愿退出市场，未完成协议和协议，能够在要求时间内进行转让，未转让终止实施，并由违约方负担对应违约责任。
2.4 电力用户购电模式
2.4.1.完成直接交易注册电力用户可选三种购电模式：全额直接交易模式、部分直接交易模式和全额向电网购电模式（即不参与直接交易）。
（1）选择全额直接交易模式电力用户能够市场方法直接向发电企业购电，须提前向电力交易机构申报年度、季度、月度购电计划（实际中标直接交易分月电量能够在月度交易计划编制10日前提出修改申请，但交易周期内应完成全部中标电量），电量实施、偏差电量计算、违约责任负担等按本细则要求实施。
（2）选择部分直接交易模式电力用户应提前向电力交易机构申报年度、季度、月度购电计划（含直接交易电量购电计划），约定直接交易协议（协议）月度交易电量分月进行滚动调整。
（3）选择全额向电网购电模式时（即不参与直接交易），其全部用电量均向电网运行企业购置。
2.4.2电力用户购电价格由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。现阶段，选择双边直接交易，事先明确交易模式，交易价格由电力用户和发电企业经过自主协商确定；选择集中撮合（竞价），依据事先明确交易模式，交易价格实施集中撮合（竞价）后市场交易价格。具体交易模式以下：
（1）顺推法
发电企业价格变动部分可全部传导到电力用户侧，即直接交易价格根据交易中标电价实施，交易中标电量对应电度电价实施交易中标电价，交易中标电量对应基础电价维持原标准不变；
（2）输配电价法
发电企业价格变动部分叠加输配电价变动部分累加后全部传导到电力用户侧，即直接交易价格根据交易中标电价实施，交易中标电量对应电度电价实施交易中标电价，交易中标电量对应基础电价按“输配电价”对应标准实施。输配电价实施直接交易会议纪要和实施方案确定标准。
2.5 市场交易规则修订
2.5.1 市场交易主体及市场运行机构有义务定时提出修改实施细则提议。
2.5.2 能源监管机构负责实施细则修订。
2.6 临时条款制订
2.6.1 如实施细则不适应电力市场交易需要，监管机构可制订临时条款，向市场组员说明制订理由后实施。
2.6.2 临时条款一经公布立即生效，本实施细则中和临时条款相抵触部分临时失效。
2.6.3 临时条款应制订使用期，在使用期内，应立即依据实际情况组织修订本实施细则相关条款，修订条款生效后，临时条款自动失效。
3. 交易方法
3.1 双边协商交易
电力用户和发电企业根据平等、自愿标准，自主协商确定直接交易意向并明确交易模式，包含交易电量、交易价格、实施时间、违约电量赔偿标准等内容，在要求时间内向电力交易平台提交，经电力交易中心汇总初审、电力调度机构安全校核后，双方根据安全校结果签署直接交易协议（或协议）并实施。
3.2 集中撮合和集中竞价交易
3.2.1 概述
电力用户和发电企业经过电力交易平台申报直接交易需求，由电力交易平台根据要求计算方法进行出清计算，确定各购售电主体直接交易电量和电价，形成无约束交易结果，经电力调度机构安全校核后形成交易结果，各方依据交易结果签署直接交易协议（或协议）并实施。
3.2.2 申报数据格式
3.2.2.1 直接交易申报数据关键包含实施时间（年度、季度交易要求明确实施月份）、电量和电价等。交易期内，发电企业最多能够根据申报价格单调增方法申报三个（含）以内价格、电量对，电力用户根据申报价格单调减方法至多申报三个（含）以内价格、电量对。
3.2.2.2 申报价格方法：
（1）发电企业：以交易基准电价250元/兆瓦时为标准，申报相对应价格变量（正数表示涨价幅度，负数表示降价幅度，能够为0）；如设定了申报价格变量限价时，其变动范围不得超出限价幅度，超出限价幅度视为不合格报价。
（2）电力用户：可根据已确定其中一个交易模式（“输配电价法”或“顺推法”）要求标准进行申报。
采取“输配电价法”交易模式：以交易基准电价250元/兆瓦时为标准，和本企业用网电压等级（如110千伏、35千伏、10千伏等）对应输配电价、线损电价，和各地（州、市）对应政府性基金及附加电价之和为申报价折算基准数值，申报对应变量（正数表示涨价，负数表示降价，能够为0）；
采取“顺推法”交易模式：以本企业参与交易前用网电度电价（现在实施110千伏、35千伏、10千伏等用户到户电度电价）为基准，申报直接交易电价对应变量（正数表示涨价，负数表示降价，能够为0）；
3.2.2.3电子化申报程序和方法：电力用户和发电企业使用数字认证证书登录交易运行系统，根据要求格式录入电量、电价、交易实施时间等信息，并点击确定完成申报工作，交易运行系统对申报信息进行加密、传输、保留处理。
3.2.2.4 电力用户和发电企业申报总电量最小值为10兆瓦时，能够根据10兆瓦时整数倍向上增加申报电量；申报电价正确到0.1元/兆瓦时
3.2.3 集中交易出清计算方法
3.2.3.1 集中撮合“高低匹配法”。
依据发电企业报价，首先将最低卖出变量和最高卖出变量进行排队（降价排到涨价）；其次依据用户报价，将最高买入直接交易电价变量和最低买入直接交易电价变量进行排队（涨价排到降价）；最终对卖出和买入电价进行比较配对和出清。匹配方法为：第一步将最高买入价和最低卖出价优先配对，配对成功为预成交（成交电量为买方和卖方申报电量最小值，成交电价为配对双方中间报价之和二分之一）；第二步将次高买入价和最低卖出价进行配对，成交电量和电价同上，若买入价高于或等于卖出价则匹配预成交，直到发电企业最高卖出电量成交完成或用户最低买入价成交完成为止，如设定最高约束电量，出清电量不得超出最高约束电量（达成约束电量时等百分比成交），若相同条件匹配成交电量时，根据电力用户申报电量等百分比匹配。
3.2.3.2集中撮合“最低价匹配法”。
依据发电企业报价，第一步将发电企业按申报电价高低变量进行排序；第二步依据用户申报电价变量进行排序；第三步依据卖出和买入电价进行撮合、配对和出清。匹配方法为：首先将最低卖出价和最靠近买入价优先撮合配对，配对成功为预成交（成交电量为发电企业和电力用户申报电量最小值，成交电价为撮合配对双方中间报价之和二分之一），其次将次高卖出价和最靠近买入价进行撮合配对，成交电量、电价同上，直到用户最高买出电量（或发电企业最高卖出电量）成交完成为止，如设定最高约束电量，出清电量不得超出最高约束电量（达成约束电量且条件相同时等百分比成交），若相同条件匹配成交电量时，根据电力用户申报电量等百分比匹配。
3.2.3.3 集中竞价“边际电价法”
依据发电企业报价，将发电企业按申报电价高低变量进行排序，将用户申报电价变量进行排序，将卖出和买入电价进行竞价比较、并将对应申报交易电量、电价均设定为匹配条件进行出清。匹配出清方法为：将发电企业申报最低卖出价、申报电量两项指标进行排序，再对次低卖出价、申报电量进行排序和累加，直到申报电量达成交易要求总量时，形成对应卖出价；将电力用户申报最低买出价、申报电量两项指标进行排序，再对次低买出价、申报电量进行排序和累加，直到申报电量达成交易要求总量时，形成对应买出价；当卖入价和买出价相同时为边际电价出清条件，进行预出清，并计算成交电量（如已设定约束电量，则不得超出要求约束电量，少于约束电量时，能够出清）。预出清电价为全部中标发电企业边际电价，其成交电量均按边际电价对应电量确定，若相同条件匹配成交电量时，根据用户申报电量等百分比匹配。
3.2.3.4出清计算
第一阶段：预出清计算
首先对电力用户和发电企业预先匹配成功交易电价、电量进行预出清计算；然后对其次匹配成功交易电价、电量进行出清计算。基础步骤以下：
发电企业直接交易电价=发电企业基准电价250元/兆瓦时-发电企业出清变动价格（申报卖出报价后出清成交价格）。
电力用户买入价格按两种交易模式进行出清计算：
（1）采取“输配电价法”交易模式，电力用户直接交易价格（和电度电价相对应）=发电企业直接交易电价+核定输配电价+线损电价+当地政府性基金及附加；
（2）采取“顺推法”交易模式，电力用户直接交易价格（和电度电价相对应）=本企业用网电度电价为基准-电力用户出清变动价格（申报买入报价后出清价格）。
对于“高低匹配法”，根据申报卖出、买入报价进行匹配，最终直接交易成交价格为配对双方报价之和二分之一，即成交价格=[电力用户申报买入价格+发电企业申报卖出价格]/2；
对于“最低价匹配法”，根据申报卖出、买入报价进行匹配，最终直接交易成交价格为撮合配对双方报价差值二分之一，即成交价格=[电力用户申报买入价格-发电企业申报卖出价格]/2；
对于“边际电价法”，根据申报卖出、买入报价进行匹配，最终直接交易成交价格为配对双方成交边际电价，即成交价格=[电力用户申报买入价格-发电企业申报卖出价格]=0后，对应边际出清价格；
当报价相同且发电企业申报总电量和用电申报总电量不匹配时，根据以下标准匹配交易电量：对于发电企业，环境保护发电机组申报电量相同条件下优先成交（即含脱硫、脱销、高效除尘三部分优先，其次含脱硫、脱销两部分优先）；环境保护发电机组相同时按其申报电量百分比匹配成交；电力用户相同条件下按其申报电量百分比匹配成交电量，逐步过渡到相同条件下能耗低优先。
第二阶段为正式出清计算阶段：
依据预出清计算进行安全校核，当不满足安全约束要求需要调减直接交易电量时，调减发电企业申报电量后进行匹配交易，直至满足直接交易计算出清，形成正式交易结果。
对于电力用户，现阶段根据“分区方法”和“分用户用电方法”进行校核和正式出清，如出现偏差电量时，偏差部分在乌昌地域平衡；
对于火力发电企业，根据“分区方法”和“机群方法”进行校核和正式出清；
对于新能源企业，根据“分区方法”和“就地平衡方法”进行校核和正式出清。
根据先新能源发电后火力发电机组标准出清。
3.2.3.5 电力用户如原用网电量实施峰谷电价，直接交易电量根据平段电价申报、匹配和出清计算，直接交易对应电量全部根据平段电价实施，网购电量实施原标准。
3.3 安全校核
3.3.1 安全校核包含：调峰裕度校核、节能约束校核、电网阻塞校核、“机群方法”校核、“分区方法”校核、“就地平衡方法”校核、“新能源打捆方法”校核等。鉴于现在电源装机严重过剩、供热和新能源消纳矛盾比较突出实际情况，安全校核充足考虑火电机组全停方法、部分月份新能源企业全停方法等。
3.3.2 电力调度机构基于估计电量、估计负荷及发电设备检修计划、电网设备检修计划、已确定“分区方法”和“机群方法”、“就地平衡方法”和“新能源打捆方法”等已知边界条件进行安全校核。当边界条件发生改变时，在交易实施过程中能够依据电网安全运行需要调整已签署协议电量。
3.3.3 电力调度机构对发电企业直接交易电量中标分月电量和总电量进行安全校核。当电网安全约束对发电企业直接交易电量（总电量及分月电量）产生影响时，出具安全校核总体意见并报监管机构立案。
3.3.4 基于总量和分月电量校核标准，电力交易中心应编制年度、季度、月度交易总方案，包含直接交易电量等全部交易成份，提交电力调度机构进行校核。
3.3.5 当“发电机群方法”、“分区方法”和电力用户所在“分区方法”参与直接交易时，以电力用户申报用电曲线、分月交易电量作为边界条件进行安全校核；当新能源企业参与交易时，以电力用户所在“分区方法”进行同区域“就地平衡方法”安全校核；用户和主网联结供电设备（包含线路、开关、变压器等）由相关责任方进行安全校核。
3.3.6 调峰能力校核是电力调度机构根据各发电厂提供调峰、调频、备用等辅助服务而且不影响清洁能源消纳标准，分层、分区进行测算。调度机构依据调峰能力校核结果给出“影响清洁能源消纳”、“影响辅助服务提供”和“基础无影响”评级。
3.3.7 电网阻塞校核是指依据电网运行结构和负荷估计，对可能出现电网安全约束进行估计性分析。电力调度机构依据安全分析情况，给“机群方法”、“分区方法”、“就地平衡方法”存在“电网阻塞”、“无阻塞”评级。
3.3.8 当不满足安全约束要求时，电力调度机构提供交易总方案调整提议，内容包含待调整发电企业和电力用户调减电量等提议，由电力交易中心对具体交易电量进行调整。
3.3.9 当电量不满足安全约束要求、需要调减时，按以下标准进行：
（1）集中交易优先于双边协商交易成交；
（2）对于集中交易，价格低交易电量优先成交；当价格相同时，环境保护机组交易电量优先成交；当价格和机组环境保护等级相同时，根据各自交易电量百分比调减；
（3）对于双边协商交易，根据交易意向提交时间前后次序逆序调减交易电量，即先提交交易意向优先成交。
3.3.10 每个交易周期（年、月），市场运行机构提前公布全网分月估计负荷、估计电网阻塞、发电检修（备用）计划、输变电设备停电计划，引导各市场组员主动规避电网安全约束。
4. 年度（季度）交易组织
4.1概述
4.1.1 年度（季度）交易：电力用户和发电企业自由选择交易对象，自主协商年度（季度）直接交易意向，并经过双边协商和集中撮合、集中竞价、挂牌交易等交易方法确定年度（季度）直接交易电量和电价。
4.1.2年度（季度）交易采取双边协商交易方法，按年度（季度）内滚动组织，参考政府确定年度优先发电权电量，综合考虑多种交易协议电量，确定年内（季度内）各月直接交易电量和电价。
4.1.3 年度（季度）交易由电力用户和发电企业自由选择交易对象，自主协商年度（季度）交易意向，交易意向达成后，发电企业先登录交易运行系统，根据要求格式录入分月电量、电价等信息，然后电力用户再登录确定并提交发电企业录入信息；交易中心对交易意向进行初审后提交调度机构安全校核，形成直接交易成交结果，交易各方在10个工作日内依据直接交易成交结果签署直接交易协议。
4.1.4 年度（季度）双边协商交易和年度（季度）集中撮合交易、集中竞价申报时间、汇总和出清时间、安全校核时间、交易结果公布时间相同。
在申报时间内，电力用户和发电企业申报双边协商交易意向，同时也申报集中撮合交易需求；在汇总和出清阶段，首先对双边协商交易意向进行汇总，然后对集中撮合交易、集中竞价申报数据分别进行出清计算；在安全校核阶段，对包含双边协商交易意向和集中撮合、集中竞价交易结果交易预案进行统一安全校核，消除阻塞时优先调整双边交易结果，其次调整集中交易结果；在交易结果公布时间，同时公布双边协商和集中撮合交易最终成交结果。
5. 年度（季度）交易程序
5.1 基础信息公布
5.1.1电力交易中心经过交易运行平台公布直接交易基础信息，包含已注册电力用户和发电企业名单及其联络方法、发电企业装机容量、发电类型、上网批复电价，电力用户用电类型、到户目录电价、供电电压等级、报装用电容量等，并依据市场交易主体注册情况立即更新相关信息
5.1.2 电力交易中心经过交易运行系统提供信息交流服务，市场交易主体能够经过交易运行平台公布下十二个月度（季度）直接交易供需信息。
5.2 交易准备（季度参考实施）
5.2.1 每十二个月10月份，电力用户和发电企业上报下十二个月度投产计划至市场运行机构。
5.2.2 每十二个月11月份，发电企业经过交易运行系统提交下十二个月度机组检修计划、各月可直接交易电量等信息，电力用户经过交易运行系统提交下十二个月度各月用电需求信息。
5.2.3 每十二个月12月前，市场运行机构负责编制和完成下十二个月度电网电力电量平衡分析、电网输送能力分析、发电设备检修计划、输变电设备检修计划、直接交易发电企业可交易电量计算、直接交易用户用电需求汇总等，在此基础上编制年度直接交易公告。
5.3交易公告
5.3.1 每十二个月12月份，经过交易运行平台公布年度直接交易公告，包含但不限于以下内容：
（1) 下十二个月度参与直接交易发电企业可交易电量规模和参与直接交易电力用户总用电需求；
（2）参与直接交易电力用户年度用电利用小时数和年度平均利用小时数，其中，
年度用电利用小时数=1至10月份用电量×1.2/最大需量（或变压器报装容量）
年度平均利用小时数为各用户年度用电利用小时数电量加权平均值；
（3）输配电价标准、政府基金及附加、线损折价标准及变动情况，不一样价区用户电价情况；
（4）下十二个月度电网电力电量平衡估计结果，火电、水电等发电量估计；
（5）下十二个月度风电、光伏等新能源发电量估计；
（6）下十二个月度发电设备检修计划，包含：检修设备、检修时间等；
（7）下十二个月度输变电设备停电计划，包含：停电设备、关键工作内容、停电时间及对运行方法影响等；
（8）下十二个月度跨区跨省交、直流通道输送能力及已经签署协议；
（9）下十二个月度关停替换发电量、上网电量指标及将要关停机组容量等；
（10）当年电网阻塞情况，包含：电网安全约束、关键输电通道重载情况、主变负载率等；
（11）下十二个月度电网阻塞估计，包含：电网安全约束、经典时尚等；
（12）下十二个月度各机组剩下发电量上限；
（13）下十二个月度关键输电通道时尚极限和关键输电通道可用输送能力情况；
（14）其它应披露信息等。
5.3.2 交易公告公布后，电力用户和发电企业参考公告信息，准备年度直接交易申报相关工作。
5.3.3 因存在不确定性原因，电力交易中心公布相关电网电力电量供需平衡、可再生能源发电、发电设备检修计划、输变电设备停电计划、估计电网阻塞等估计信息仅供市场交易主体参考，不负担因估计信息偏差对电力用户和发电企业造成损失。
5.4 交易申报
5.4.1 每十二个月12月上旬直接交易公告公布后，电力用户和发电企业经过交易运行系统申报年度双边协商交易意向和年度集中撮合、集中竞价交易需求。
5.4.2 年度双边协商交易意向关键包含分月直接电量和电价等信息。首先，由发电企业在交易运行系统中根据要求格式录入分月电量、电价、违约电量赔偿标准等信息；然后，电力用户登录交易运行系统进行确定、提交；交易运行系统将对每一笔成功提交交易意向生成一个次序号，交易双方能够据此进行查询，在申报截止时间之前，交易双方能够登录交易运行系统，取消、调整已经提交交易意向。
5.4.3 年度集中撮合、集中竞价交易申报数据格式参见3.2.2节。
5.4.4 电力用户双边交易意向电量+集中交易申报电量+向电网购电电量为其下十二个月度全部用电量需求，集中交易未能成交电量默认为购网电量。
电力用户年度申报电量应考虑相关输变电检修计划，单一方向供电用户供电通道关联设备停电检修时不应安排直接交易电量。
5.4.5 发电企业年度申报电量应综合考虑机组检修计划、相关输变电设备检修计划、合理发电负荷率等原因，不能超出机组发电能力，发电厂全部机组检修期间不安排直接交易电量。
5.4.6交易运行系统对申报数据进行加密处理，在交易申报截止时间之前不能解密数据包。所以，交易运行系统在用户端进行合理性检验，在交易端只确定申报数据是否接收，不对申报数据合理性进行检验。
5.4.7 在交易申报截止时间之前，电力用户和发电企业能够进行数次申报。对于集中交易，后一次申报数据将覆盖前一次申报数据，以最终提交申报数据为准。
5.5交易汇总和出清
5.5.1 每十二个月12月中旬，首先汇总年度双边协商交易意向，然后进行年度集中撮合交易出清计算。
5.5.2 对于年度双边协商交易，对交易双方提交交易意向根据发电企业和电力用户分别进行统计、汇总，确定各交易主体分月电量和电价。
5.5.3 对于年度集中撮合交易，根据3.2.3节方法进行年度集中撮合、集中竞价交易出清计算，形成交易对。
5.5.4 在此基础上，结合年度直接交易协议编制年度直接交易预案，并充足考虑发电企业超发电量估计等。
5.6安全校核
5.6.1 每十二个月12月20日至25日，完成对年度交易预案安全校核和调整，形成年度直接交易成交结果。
5.6.2 安全校核标准参见 3.3节。
5.7交易结果公布
5.7.1 每十二个月12月26日左右，电力交易中心在交易运行系统公布年度直接交易成交结果，已达成交易转入交易实施阶段：
（1）公开信息：市场总成交电量、市场成交均价、各电力用户和发电企业成交配对名单；
（2）向成交企业公布私有信息：成交电量及其价格，分月计划，安全校核信息等。
5.7.2 交易结果公布后3个工作日内，交易各方经过交易运行系统签署电子协议。
5.7.3 交易结果公布后10个工作日内，电力交易中心向自治区电力行政主管部门和能源监管机构报备成交结果，向能源监管机构报备直接交易协议。
6. 月度交易组织
6.1概述
6.1.1 月度交易按月组织，在年度（季度）直接交易协议分月电量基础上，市场交易主体能够经过月度交易深入优化购售电方案。
6.1.2 月度交易包含双边协商、集中撮合（竞价）、挂牌交易等组织方法，月度双边协商交易实施时间能够是本年内后多个月，月度集中撮合交易实施之间为下30天。
6.1.3 月度双边协商交易、月度集中竞价（撮合）、挂牌交易申报时间、汇总和出清时间、安全校核时间、交易结果公布时间相同。在申报时间内，电力用户和发电企业申报双边协商交易意向，同时也申报集中撮合、集中竞价交易需求；在汇总和出清阶段，首先对双边协商交易意向进行汇总，然后对集中撮合、集中竞价交易申报数据进行出清计算；在安全校核阶段，依据双边协商交易、月度集中竞价（撮合）、挂牌交易出清结果、已经签署交易协议分月计划（如优先发电权协议、跨省跨区外送电协议，发电权交易协议、新能源替换自备）等编制交易预案，进行统一安全校核,出现阻塞时优先调整双边交易意向，其次调整集中交易结果；在交易结果公布时间，同