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江蘇能監辦：風電、光伏企業按共用同一計量點的機組容量分攤上網電量（附原文件）

2017-11-06 10:53:36 江蘇能監辦　點擊量：評論 (0)

11月2日，江蘇省能監辦發布了關于印發《江蘇省電力中長期交易規則（暫行）》的通知，通知中有關風電的內容如下：　　江蘇電網中執行全額收購的風電、光伏、資源綜合利用發電企業以及熱電聯產發電企業中以熱定

11月2日，江蘇省能監辦發布了關于印發《江蘇省電力中長期交易規則（暫行）》的通知，通知中有關風電的內容如下：

　　江蘇電網中執行全額收購的風電、光伏、資源綜合利用發電企業以及熱電聯產發電企業中“以熱定電”的電量合同不得轉讓。

　　鼓勵電力用戶、售電企業與江蘇風電、光伏等可再生能源發電企業簽訂直接交易合同和電量認購，積極開展綠色能源證書認購工作。

　　結合電網安全、供需形勢、電源結構等，科學安排本地優先發電，確保規劃內的風電、太陽能、生物質發電、余熱余壓等可再生能源保障性收購

　　執行全額收購的風電、光伏發電企業，以中長期購售電合同為準，原則上不再簽訂年度協議。

　　風電、光伏企業，可以按照共用同一計量點的機組容量分攤上網電量。

　　對可再生能源、資源綜合利用電廠上網電量實行全額收購。對于參加綠色能源認證交易的風電、光伏發電企業，交易電量不再享受政府補貼。

　　以下為通知原文及原文件：

　　關于印發《江蘇省電力中長期交易規則（暫行）》的通知

　　各設區市發改委、經信委，江蘇省電力公司，江蘇電力交易中心有限公司，各有關發電（集團）企業，售電企業，電力用戶：

　　為貫徹落實《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）及其配套文件精神，進一步推進江蘇省電力市場建設，規范電力中長期交易行為，根據《國家發改委、國家能源局關于印發<電力中長期交易基本規則（暫行）>的通知》（發改能源〔2016〕2784號）等文件和有關法規規定，我們制定了《江蘇省電力中長期交易規則（暫行）》，現印發給你們，請遵照執行。實施過程中如有重大問題，請及時報告。

　　國家能源局江蘇監管辦公室江蘇省經濟和信息化委員會

　　江蘇省發展和改革委員會江蘇省物價局

　　2017年10月30日

　　附件：

　　江蘇省電力中長期交易規則（暫行）

　　第一章總則

　　第一條為規范江蘇電力市場中長期交易，依法維護電力市場主體的合法權益，保證電力市場建設工作統一、開放、競爭、有序，根據《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、國家發改委國家能源局《電力中長期交易基本規則（暫行）》（發改能源〔2016〕2784號）等文件和有關法律、法規規定，結合江蘇實際，制定本規則。

　　第二條本規則適用于江蘇現階段開展的電力直接交易、跨省跨區交易、抽水蓄能電量招標交易、合同電量轉讓交易等。隨著競爭性環節電價放開或者發用電計劃電量放開達到一定比例，或者合同執行偏差電量無法按照本規則規定的方法解決時，江蘇將適時啟動電力現貨市場建設，建立以電力中長期交易和現貨交易相結合的市場化電力電量平衡機制。

　　第三條本規則所稱電力中長期交易，主要是指符合準入條件的發電企業、售電企業、電力用戶和獨立輔助服務提供者等市場主體，通過自主協商、集中競價、掛牌交易等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周等日以上的電力交易。

　　優先發電電量和基數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，納入電力中長期交易范疇，其全部電量交易、執行和結算均需符合本規則相關規定。輔助服務補償（交易）機制納入電力中長期交易范疇，執行本規則相關規定。

　　第四條電力市場成員應嚴格遵守市場規則，誠信自律，不得操縱市場價格、損害其他市場主體的利益。

　　市場主體有自愿參與、自主交易的權利，任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。

　　第五條國家能源局江蘇監管辦公室（以下簡稱江蘇能源監管辦）、省經濟和信息化委員會（以下簡稱省經濟和信息化委）會同省發展改革委（省能源局）、省物價局等部門負責本規則的制定和實施工作，并依法履行監管職責。

　　第二章市場成員

　　第六條市場成員包括各類發電企業、售電企業、電網企業、電力用戶、電力交易機構、電力調度機構和獨立輔助服務提供者等。

　　進入江蘇電力市場的電力用戶分為兩類：第一類是指參加市場化批發交易的電力用戶；第二類是指參與市場化零售交易的電力用戶。

　　本條所稱的市場化批發交易是指電力用戶或售電企業通過電力交易機構，與發電企業直接購買電能的交易；市場化零售交易是指電力用戶向售電企業購買電能的交易。

　　第一節權利與義務

　　第七條發電企業：

　　（一）按規則參與電力市場交易，執行優先發電等合同，簽訂和履行市場化交易形成的購售電合同；

　　（二）獲得公平的輸電服務和電網接入服務；

　　（三）執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定提供輔助服務；

　　（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。

　　第八條電力用戶：

　　（一）按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、市場交易合同、輸配電服務合同，提供直接交易的電力電量需求、典型負荷曲線及其他生產信息；

　　（二）獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定支付購電價、輸配電價、政府性基金及附加等；

　　（三）自主選擇交易對象、方式，進入或退出交易市場；

　　（四）按規定披露和提供信息，有權獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；

　　（五）服從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）按調度機構要求安排用電；

　　（六）遵守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；

　　（七）法律法規規定的其他權利和義務。

　　第九條不擁有配電網運營權的售電企業：

　　（一）按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、市場交易合同、輸配電合同等，約定交易、服務、結算、收費，提供銀行履約保函等事項。提供直接交易的電力電量需求、典型負荷曲線及其他生產信息；

　　（二）獲得公平的輸配電服務；

　　（三）已在電力交易機構注冊的售電企業不受供電營業區限制，可在省內多個供電營業區售電；

　　（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）應承擔保密義務，不得泄露用戶信息；

　　（六）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；

　　（七）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）按調度要求協助安排購售電；

　　（八）法律法規規定的其他權利和義務。

　　第十條擁有配電網運營權的售電企業：

　　（一）具備不擁有配電網運營權的售電企業全部的權利和義務；

　　（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、電力行業和江蘇省標準；

　　（四）按照要求負責配電網絡的投資、建設、運營和維護、檢修和事故處理等工作，無歧視提供配電服務，不得干預用戶自主選擇售電企業；

　　（五）同一配電區域內只能有一家企業擁有該配電網運營權，并按規定向交易主體收取配電價格（含線損及交叉補貼），代收政府性基金及附加等。代收的政府性基金及附加，由電網企業匯總后上繳財政；

　　（六）法律法規規定的其他權利和義務。

　　第十一條電網企業：

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

　　（四）向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務；

　　（五）按規定收取輸配電價和政府性基金及附加等；

　　（六）預測并確定優先購電用戶的電量需求，執行廠網間優先發電等合同；

　　（七）按政府定價為優先購電用戶以及其他不參與市場交易的電力用戶提供售電服務；簽訂和履行相應的供用電合同和購售電合同；當售電企業不能履行配售電義務時，根據政府調配，代為履行；

　　（八）按規定披露和提供信息；

　　（九）法律法規規定的其他權利和義務。

　　第十二條獨立輔助服務提供者：

　　（一）按規則參與輔助服務交易，簽訂和履行輔助服務合同；

　　（二）獲得公平的輸電服務和電網接入服務；

　　（三）服從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，獲得市場交易和輔助服務等相關信息；

　　（五）法律法規規定的其他權利和義務。

　　第十三條電力交易機構：

　　（一）組織各類交易，負責交易平臺建設與運維；

　　（二）擬定相應電力交易實施細則；

　　（三）編制交易計劃；

　　（四）負責市場主體的注冊管理；

　　（五）提供電力交易結算依據（包括但不限于全部電量電費、輔助服務費及輸電服務費等）及相關服務；

　　（六）監測和分析市場運行情況，不定期向省經濟和信息化委、江蘇能源監管辦和省發展改革委（省能源局）報告市場主體異常交易或違法違規交易行為，合同執行情況及處理建議；

　　（七）建設、運營和維護電力市場技術支持系統；

　　（八）配合省經濟和信息化委、江蘇能源監管辦、省發展改革委（省能源局）、省物價局對市場運營情況進行分析評估，提出修改建議；

　　（九）配合開展市場主體信用評價，維護市場秩序；

　　（十）按規定披露和發布信息；

　　（十一）法律法規規定的其他權利和義務。

　　第十四條電力調度機構：

　　（一）負責安全校核；

　　（二）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；

　　（三）向電力交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能；

　　（四）合理安排電網運行方式，按規執行機組調用，保障電力交易結果的執行（因電力調度機構自身原因造成實際執行與交易結果偏差時，由電力調度機構所在電網企業承擔相應的經濟責任）；

　　（五）按規定披露和提供電網運行的相關信息；

　　（六）法律法規規定的其他權利和義務。

　　第二節市場準入與退出

　　第十五條參加市場交易的發電企業、電力用戶、售電企業以及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。符合國家與省有關準入條件，按照工商營業執照為基本單位在電力交易機構完成注冊、辦理數字安全證書，方可獲準參與市場交易。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，可以參與相應電力交易。

　　第十六條發電企業市場準入條件：

　　（一）依法取得核準和備案文件，取得電力業務許可證（發電類）。僅轉讓基數電量合同的發電企業，可直接在電力交易機構注冊；

　　（二）符合國家產業政策，環保設施正常投運且達到環保標準要求；

　　（三）并網自備電廠參與市場化交易，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，并參與電網輔助服務與考核；

　　（四）省外以“點對網”專線輸電方式向江蘇省送電的發電企業，視同省內電廠（機組）參與江蘇電力交易。

　　第十七條電力用戶市場準入條件：

　　（一）符合國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、實行差別電價和懲罰性電價的用戶不得參與；

　　（二）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等；

　　（三）符合電網接入規范，滿足電網安全技術要求；

　　（四）微電網用戶應滿足微電網接入系統的條件；

　　（五）用電電壓等級在35 千伏及以上的用戶，可以自主選擇作為第一類用戶或者第二類用戶參與市場交易，其他用戶只能作為第二類用戶參與市場交易。

　　第十八條售電企業市場準入條件：

　　（一）按照國家規定和江蘇省售電側改革方案相關要求執行。

　　（二）售電企業應根據簽約用戶的電量，向交易機構提供銀行履約保函。其中，簽約電量（含已中標的存量合同電量）低于6億千瓦時的售電企業需提供不低于200萬元人民幣的銀行履約保函；簽約電量（含已中標的存量合同電量）達到6億千瓦時、低于30億千瓦時的售電企業需提供不低于500萬元人民幣的銀行履約保函；簽約電量（含已中標的存量合同電量）不低于30億千瓦時的售電企業需提供不低于2000萬元人民幣的銀行履約保函；

　　第十九條獨立輔助服務提供者的市場準入條件：

　　（一）具有輔助服務能力的獨立輔助服務提供者，經電力調度機構進行技術測試通過后，方可參與交易；

　　（二）擁有電儲能設備、具備需求側響應（如可中斷負荷）等條件的企業可參與輔助服務市場。

　　第二十條滿足準入條件的第一、第二類電力用戶，原與電網企業簽訂的非市場化供用電協議，應在參加市場化交易前完成變更（或修訂），明確物理電能繼續由電網企業提供，其容量電價、功率因數考核、峰谷電價調整、輸電線損、政府性基金及附加繼續執行國家及省相關政策，電度電價由市場交易價格和偏差考核決定。

　　滿足準入條件的第一類電力用戶在與電網企業完成原非市場供用電協議的修訂（或重簽）、滿足準入條件的第二類電力用戶與售電企業和電網企業簽訂三方購售電合同后，按照合同約定的開始日期，納入電力市場交易、合同計劃、結算和偏差考核的范圍。

　　第二十一條自愿參與市場交易的兩類電力用戶，全部電量進入市場，不再執行目錄電價，不得隨意退出市場。第二類電力用戶合同周期內只能向一個售電企業購電。第一類、第二類電力用戶當年內不得隨意轉換。

　　第二十二條符合準入條件但未選擇市場交易的電力用戶，可向所在地電網企業（包括保底供電企業）購電，執行目錄電價；不符合準入條件的電力用戶由所在地電網企業按政府定價提供供電服務。

　　第二十三條市場主體在履行完交易合同和交易結算的情況下，可自愿申請退出市場。

　　第二十四條市場主體變更注冊或者撤銷注冊，應向電力交易機構提出變更或撤銷注冊，經公示后，方可變更或者撤銷注冊。當已完成注冊的市場主體不能繼續滿足市場準入條件時，經江蘇能源監管辦會同政府主管部門核實予以撤銷注冊，并從市場主體目錄中剔除。

　　第二十五條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，由江蘇能源監管辦會同政府主管部門勒令整改，或強制其退出市場，同時記入信用評價系統。

　　第二十六條第一類電力用戶進入市場化批發業務后自愿退出的，須轉為第二類電力用戶，向售電企業購電。原則上3年內不得再參與市場化批發業務。

　　被強制退出市場的電力用戶以及自愿退出市場的第二類電力用戶，原則上3年內不得再進入市場。由用戶屬地電網企業或其它擁有配網運營權的售電企業履行保底供電義務，電網企業與電力用戶交易的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，暫按照政府核定的居民電價的1.2倍執行。

　　第二十七條市場主體被強制退出或者自愿退出市場的，按合同約定承擔相應違約責任，電力調度機構不再繼續執行涉及的合同電量。

　　第三節市場注冊

　　第二十八條直接并入江蘇電網的發電企業（不含個人分布式能源），均應在江蘇電力交易平臺辦理市場注冊手續并保證注冊信息的完整性和準確性。發電企業的注冊信息包括基礎信息（含企業工商基本信息、核準批復文件、電力業務許可等）和機組信息。

　　第二十九條進入市場交易的電力用戶必須在江蘇電力交易平臺辦理市場注冊手續并保證注冊信息的完整性和準確性。用戶的注冊信息包括基礎信息注冊（含企業工商基本信息、供用電協議等）和用電戶號信息（含電壓等級、用電類別等）。

　　第三十條在江蘇電網開展業務的售電企業必須在江蘇電力交易平臺辦理市場注冊手續并保證注冊信息的完整性和準確性。售電企業需提供包括企業工商基本信息、人員結構、注冊資金、技術平臺等資料，由電力交易機構通過電力交易平臺網站和“信用江蘇”網站向社會公示，公示期滿無異議的售電企業，注冊手續自動生效。

　　售電企業與第二類電力用戶簽訂購售電合同后，需與電網企業簽訂三方購售電合同，并向電力交易機構申請辦理綁定關系。電力交易機構對售電企業提交的業務綁定關系申請，以售電企業、電力用戶與電網企業的三方購售電合同為依據，在向電網企業核實后注冊完成。

　　第三十一條如市場主體提供虛假注冊材料（包括第二類電力用戶非法同時與多個售電企業在一個合同周期內簽署購售電合同的行為）而造成的損失，均由責任方承擔。

　　第三章交易品種、周期和方式

　　第一節交易品種

　　第三十二條電力市場交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易、抽水蓄能電量招標交易、合同電量轉讓交易、輔助服務補償（交易）機制等。

　　第三十三條電力直接交易是指符合準入條件的發電企業與電力用戶（含售電企業）經雙邊協商、集中競價、掛牌等方式達成的購售電交易。

　　第三十四條跨省跨區交易是指在區域（省）電網之間開展的購售電交易，可以在區域交易平臺開展，也可以在江蘇電力交易平臺適時開展。外省發電企業經點對網專線輸電江蘇的發電機組（含網對網專線輸電但明確配套發電機組的情況）可視同為省內發電企業，不屬于跨省跨區交易，應納入江蘇電力電量平衡，并參與市場交易。

　　第三十五條抽水蓄能電量招標交易是指按國家規定，為分攤租賃制抽水蓄能電站發電側核定比例的租賃電費，在全省發電機組中招標的電量交易。

　　第三十六條合同電量轉讓交易是指發電企業之間、售電企業之間、電力用戶之間就存量合同開展的電量相互轉讓交易。合同電量轉讓包括發電企業基數電量合同轉讓、市場交易電量合同轉讓兩種情況。

　　（一）發電企業基數電量合同轉讓，應以基數存量合同為基礎，允許年度內基數電量分批次轉讓，并體現節能減排要求，低能耗發電機組不得將基數電量轉讓給高能耗發電機組。同一類型發電機組（指天然氣機組之間、常規燃煤的同一容量等級機組之間）因電網潮流穩定調整或燃料調配因數，可以進行基數電量合同轉讓。

　　（二）市場交易電量合同轉讓，應在發電企業之間、售電企業之間、第一類電力用戶之間開展。市場交易電量合同轉讓必須以存量合同為依據，可以將未完成的合同電量一次性或分次轉讓給符合市場準入條件的其它市場主體。合同電量轉讓應經過安全校核。

　　第二類電力用戶不得與其簽約售電企業外的市場主體進行市場交易電量合同轉讓。

　　第三十七條合同電量轉讓交易應在滿足電網安全校核的前提下，遵循平等自愿、公開透明的市場化原則；同時倡導節能減排，促進高效清潔機組發電。江蘇電網中執行全額收購的風電、光伏、資源綜合利用發電企業以及熱電聯產發電企業中“以熱定電”的電量合同不得轉讓。

　　第三十八條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，除正常電能生產、輸送、使用外，提供的一次調頻、黑啟動等服務。

　　第二節交易周期、方式

　　第三十九條電力中長期交易主要按照年度、月度、月內為周期開展。其中，電力直接交易和跨省跨區交易主要按年度和月度開展，合同電量轉讓交易主要按月度、月內開展。

　　第四十條電力中長期交易可以采取雙邊協商、集中競價、掛牌等方式進行，其中電力交易雙方的供需信息應在省經濟和信息化委、江蘇能源監管辦、省發展改革委（省能源局）認可和監管的電力交易平臺上發布。

　　（一）雙邊協商交易指市場主體之間自主協商交易電量（電力）、電價，形成雙邊協商交易初步意向后，經安全校核和相關方確認后形成的交易。

　　（二）集中競價交易指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清，經電力調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量（輔助服務）與成交價格等；鼓勵按峰、平、谷段電量（或按標準負荷曲線）進行集中競價。

　　1.集中競價可以采取高低匹配或者邊際出清方式進行，允許采取多段式的電量、電價申報。

　　2.省內優先發電機組優先于常規機組參加集中競價交易。在高低匹配出清的出清方式下，在價格相同時，優先于常規燃煤機組成交；在邊際出清的交易方式下，按照只申報電量方式進行，中標電價參照邊際電價優先成交，不再納入電價排序。

　　（三）掛牌交易指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或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，經安全校核和相關方確認后形成的交易。掛牌交易分單邊掛牌和雙邊掛牌兩種。

　　1.單邊掛牌按照“供方掛牌、需方掛牌”兩輪進行，供方掛牌時，只能需方摘牌；需方掛牌時，只能供方摘牌。

　　2.雙邊掛牌按照“供需掛牌、需供摘牌”同時進行，即供需雙方只能交叉摘牌。

　　3.掛牌期間，只公布每個市場成員的掛牌電量和電價，不公開出價方的市場成員名稱。供需雙方成交前可以調整掛牌價格。省內優先發電機組等供方可優先摘牌。

　　掛牌期間，市場如有成交，電力交易系統即時公布成交電量和電價，但不公開成交雙方名稱。交易雙方可即時獲知對方具體信息。

　　第四章交易價格

　　第四十一條電力中長期交易的成交價格由市場主體通過雙邊協商、集中競價、掛牌等市場化方式形成，第三方不得干預；基數電量應隨著發電計劃的放開采取市場化定價方式。

　　第四十二條交易電價為發電企業、電力用戶計量點電量的平段結算電度電價。發電企業的結算電價即為交易電價；對于市場化電力用戶，結算電度電價由交易電價、輸配電價（含線損及交叉補貼）、政府性基金及附加等構成。輸配電價、相關政府性基金及附加等按國家及省有關規定執行。

　　第四十三條跨省跨區輸電價格按照國家及省有關規定執行。

　　第四十四條雙邊協商交易價格按照雙方合同約定執行；集中競價交易價格按照邊際價格統一出清或高低匹配價格確定；掛牌交易價格按被摘牌的掛牌價格確定。

　　1.集中競價采用邊際價格統一出清的，按照“價格優先、容量優先、時間優先”的原則確定成交。以買方申報曲線與賣方申報曲線交叉點對應的價格確定，或者根據最后一個交易匹配對雙方價格的算術平均值確定市場邊際成交價，作為全部成交電量價格統一出清。

　　2.集中競價采用高低匹配出清的，按照“價格優先”的原則，對發電企業申報價格由低到高排序，電力用戶申報價格由高到低排序，依次配對直到匹配電量達到公布的集中競價交易規模或者一方可成交的電量全部匹配完，成交價為配對雙方價格的算術平均值。

　　3.掛牌交易價格按被摘牌的掛牌價格確定。掛牌電量低于等于1億千瓦時時，供需雙方只能掛牌一個價格及對應電量。大于1億千瓦時的可多筆掛牌，除末筆掛牌外，每筆掛牌不得低于1億千瓦時。在供需雙方掛牌后，在規定交易時間內可以對多筆掛牌進行摘牌，如果同一筆掛牌被多家摘牌，則按“時間優先”原則成交。摘牌方電量低于該筆掛牌電量時，則按摘牌電量成交，成交電價為該筆掛牌價；每成交一筆電量，電力交易平臺自動計算并扣減掛牌電量。

　　第四十五條跨省跨區交易的受電落地價格由成交價格（送電價格）、輸電價格（含線損）構成。輸電價格（含線損）根據國家發展改革委和國家能源局組織的跨省跨區送電專項輸電工程成本監審結果，由國家統一核定。跨省跨區交易輸電費用及損耗按照實際計量的物理量結算。

　　第四十六條合同電量轉讓交易價格為合同電量的出讓或者買入價格，不影響出讓方原有合同的價格和結算。跨省跨區合同轉讓應當按潮流實際情況考慮輸電費和損耗。

　　第四十七條執行峰谷電價的電力用戶參與市場交易時，可以繼續執行峰谷電價，峰、谷電價按市場交易電價和目錄平電價的差值同幅增減；如按市場交易電價結算，應承擔相應的調峰服務費用（通過直接購買或者輔助服務考核與補償機制分攤）。為規范電力用戶側執行峰谷分時電價損益的管理，省物價局可根據損益情況統籌考慮峰谷電價的調整。

　　采用發用電調度曲線一致方式執行合同的電力用戶，不再執行峰谷電價，按市場交易電價結算。

　　第四十八條雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競價、掛牌交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，可以對報價設置上限；參與市場交易機組發電能力明顯大于用電需求時，可對報價設置下限。

　　第五章交易組織

　　第一節交易流程

　　第四十九條電力交易機構組織市場交易前，應按省經濟和信息化委、江蘇能源監管辦、省發展改革委（省能源局）的要求，發布交易信息公告。交易的申報和出清必須在全過程的數字加密方式下進行。嚴禁任何單位、組織、個人在交易進行中泄露市場成員私有信息。除電網安全校核外，禁止任何單位、組織、個人在交易進行中臨時修改出清規則或設立修正系數干預交易。

　　（一）交易公告應提前三個工作日發布，內容包括但不限于以下內容：

　　1.合同執行周期內關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；

　　2.合同執行周期內江蘇電力市場總體供需情況；

　　3.合同執行周期內，跨省跨區交易電量需求預測；

　　4.合同執行周期內各準入機組的可發電量上限；

　　5.交易準入成員條件、交易總規模、交易申報時間、截止時間、結果發布時間等。

　　交易公告發布后，電力交易機構原則上按照準入成員條件，按照機組組合、用電單元組合配置交易單元，用于市場成員申報。

　　（二）交易申報時間應在工作日內進行，時間不低于1個小時。無約束出清應在申報結束后的一個工作日內完成，安全校核工作在兩個工作日內完成。

　　（三）交易結果的發布應按照本規則的第十章信息披露規定執行。

　　第五十條具有直接交易資格的發電企業、電力用戶和售電企業可以參與跨省跨區直接交易，發電企業和電力用戶也可以委托售電企業或者電網企業代理參與跨省跨區交易，由市場主體自主決定。

　　第五十一條現貨市場啟動前，電網企業可以代理未進入市場的電力用戶參與跨省跨區交易。

　　鼓勵電力用戶、售電企業與江蘇風電、光伏等可再生能源發電企業簽訂直接交易合同和電量認購，積極開展綠色能源證書認購工作。

　　第二節年度電量交易組織

　　第五十二條開展年度交易時遵循以下順序：

　　（一）確定省內優先發電。結合電網安全、供需形勢、電源結構等，科學安排本地優先發電，確保規劃內的風電、太陽能、生物質發電、余熱余壓等可再生能源保障性收購；為滿足調峰調頻和電網安全需要，抽水蓄能機組等調峰調頻電量優先發電；在保證安全、兼顧調峰需要的情況下合理安排核電優先發電，并鼓勵其參與市場交易；實行“以熱定電”，供熱方式合理、納入在線監測并符合國家和省環保要求的熱電聯產機組優先發電。

　　（二）確定跨省跨區優先發電。為落實國家能源戰略確保清潔能源送出，跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電量優先發電。

　　（三）按照國家確定的抽水蓄能租賃費用分攤比例，由電力交易機構組織掛牌交易。

　　（四）根據江蘇實際情況，每年12月初由售電企業和第一類電力用戶上報次年度的用電量規模預測，由電力交易機構組織開展年度市場交易。

　　（五）確定化石能源（含燃煤、天然氣）發電企業基數電量。根據本省年度發電預測情況，減去上述環節優先發電量、抽水蓄能招標發電量及年度市場交易發電量后，作為化石能源發電企業的年度基數電量，并按照機組容量等級確定基數電量。

　　（六）按照有序放開發用電計劃要求，逐年縮減化石能源發電企業基數電量，直至完全取消。除基數計劃外，其他電量均通過市場化交易實現。省經濟和信息化委、江蘇能源監管辦、省發展改革委（省能源局）應結合電量需求、電網運行、減煤減排等情況，綜合核定我省每年度燃煤機組發電小時數的最高上限，燃煤發電企業年度實際發電利用小時不應超過我省年度燃煤機組發電小時數的最高上限。

　　第五十三條電力交易機構應根據經安全校核后的交易情況，于12月底前將優先發電、基數電量、市場交易、跨省跨區交易和合同電量轉讓交易等合同進行匯總，并發布年度交易和分類交易結果。電力調度機構應按交易結果合理安排電網運行方式，保障交易順利實施。

　　第五十四條年度交易開始前仍未確定優先發電的，可參考歷史情況測算，預留足夠的優先發電空間，確保交易正常進行。

　　第五十五條積極落實國家指令性計劃和政府間送電協議。在保障本省電能平衡和保證發電企業簽訂的各類交易合同完成的基礎上，積極開展跨區跨省電能交易。在本省電能供應緊張時，優先購買省外清潔電能，在本省電能供應平衡和富裕情況下，推進省外清潔電能資源替代本省常規燃煤機組的發電工作。

　　第五十六條市場主體簽訂購售電合同后即可進行轉讓，但轉讓次月電量合同應于當月底3日之前完成，具體交易組織及申報時間以電力交易機構發布的交易公告為準。

　　第三節月度電量交易組織

　　第五十七條當月20日前，發電企業應在電力交易平臺申報參與次月市場交易的發電能力上限；售電企業、第一類電力用戶應在電力交易平臺申報參與次月市場交易的總用電量、雙邊協商交易計劃、集中競價、掛牌交易電量需求。

　　第五十八條當月24日前，電力交易機構完成月度市場交易的組織工作。相關交易的組織按照交易規則執行。

　　第五十九條當月25日前，市場主體完成次月合同電量轉讓。

　　第六十條當月26日前，市場主體應按照電網設備計劃檢修、自身生產經營情況和對發用電情況的預測，完成后續月份存量合同的分月計劃調整與確認工作。

　　第六十一條在各類月度交易結束后，電力交易機構應當根據經安全校核后的交易結果，對年度分月結果和次月月度交易結果進行匯總，于每月月底前發布匯總后的次月交易結果。

　　第四節合同電量轉讓組織

　　第六十二條市場交易電量合同轉讓的交易組織，原則上按照月度（前）開展。

　　第六十三條市場交易電量合同轉讓只能單向選擇轉讓或者受讓。

　　第六十四條省內基數電量轉讓合同、直接交易電量轉讓合同，不再收取輸電損耗費用。

　　第六十五條為規避市場風險，基數電量轉讓合同、直接交易電量轉讓合同均采取月度簽訂，月結月清方式進行。轉讓的合同電量不得再次轉讓。

　　第五節月度偏差電量交易

　　第六十六條月度偏差電量預掛牌交易主要針對次月可能出現的電量偏差，通過預掛牌方式確定次月上調機組調用排序（按照增發價格由低到高排序）和下調機組調用排序（按照補償價格由低到高排序）。

　　第六十七條電力交易機構在每月第4周組織發電企業申報次月預掛牌上下調價格，發電企業必須提供上下調價格。電力交易機構形成次月上下調價格序列并公布。當價格相同時，增發電量按照機組容量由大到小、減發電量按照機組容量由小到大的順序確定中標機組。當月未納入開機組合的機組不參與上調、下調電量交易。

　　第六十八條在電力市場建設過渡階段，可以在月內適時組織開展當月偏差電量的交易。

　　第六節臨時交易和緊急支援交易

　　第六十九條通過自主協商方式可與其它省（市、區）開展跨省區臨時及緊急支援交易，交易電量、交易曲線和交易價格均由購售雙方協商確定。

　　第七十條電力交易機構應當事先與其它交易機構約定跨省跨區緊急支援交易的價格及其他事項，在電力供應出現嚴重缺口時，由電力調度機構根據電網安全約束組織實施。必要時可以采取預掛牌方式確定跨省跨區緊急支援交易中標機組排序。

　　第七十一條電力調度機構事后應將臨時及緊急支援交易的原因、電量、電價等情況向江蘇能源監管辦、省經濟和信息化委、省發展改革委（省能源局）報告。

　　第六章安全校核

　　第七十二條電力調度機構負責涉及其調度范圍的各種交易的安全校核工作。所有電力交易必須通過電力調度機構安全校核后方可生效，涉及跨省跨區的交易，須通過所有相關電力調度機構的安全校核。安全校核的主要內容包括但不限于：通道阻塞管理、機組輔助服務限制等內容。

　　第七十三條為保障系統整體的備用和調頻調峰能力，省級電力調度機構在市場信息公示日前2個工作日，可以根據機組可調出力、檢修天數、系統負荷曲線以及電網約束情況，折算得到各機組電量上限，對參與市場交易的機組發電利用小時數提出限制建議，由電力交易機構在信息披露中予以公布。

　　第七十四條電力調度機構在市場信息公示日前2個工作日，向電力交易機構提供電網關鍵通道輸電能力、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息，由電力交易機構在信息披露中予以公布。

　　第七十五條電力調度機構在收到電力交易機構提供的初始交易結果匯總后，應在1個工作日內完成安全校核。安全校核未通過時，調度機構需出具書面解釋，由電力交易機構在信息披露中予以公布。

　　第七十六條發電企業在年度交易過程中，如因參加市場化交易，導致發電負荷率等安全校核條件未通過時，應優先扣減市場化交易電量，確保基數電量完成；發電企業在參加月度及月度以內交易過程中，如發電負荷率等安全校核條件未通過，因根據電網實際運行情況調整合同，優先調整機組基數電量，后調整市場交易電量。基數電量受市場交易電量影響不能通過安全校核的，可以轉讓。削減市場交易電量時，先削減集中競價交易電量，后削減雙邊協商交易電量。對于集中競價交易，按集中競價成交順序進行削減；對于雙邊協商交易，按時間優先原則進行削減，時間相同時，按發電側節能低碳調度的優先級進行削減，對于約定電力交易曲線的，最后削減。

　　第七章合同簽訂與執行

　　第一節合同簽訂

　　第七十七條各市場主體應根據合同示范文本簽訂各類電力交易合同。

　　第七十八條根據確定的跨省跨區優先發電（含年度以上優先發電合同），相關電力企業在每年年度市場交易開始前協商簽訂次年度交易合同（含補充協議），約定年度電量規模及分月計劃、送受電曲線、交易價格等，納入我省優先發電計劃，并優先安排輸電通道。

　　第七十九條電力市場合同（協議）主要包括以下類型：

　　1. 發電企業與電網公司簽訂購售電合同；

　　2. 省內經營配電網的售電企業與電網企業的供用電合同；

　　3. 電網企業與非市場化電力用戶的供用電合同；

　　4. 電網企業與參加市場化批發業務的電力用戶供用電合同（含輸電服務）；

　　5. 電網企業、售電企業及其簽約的電力用戶（市場化零售用戶）簽訂三方購售電合同（含輸電服務）；

　　6. 售電企業與簽約的用戶簽訂的購售電合同；

　　7. 直接交易的發電企業、電力用戶（含售電企業）與電網輸電方簽訂直接交易三方合同；

　　8. 抽水蓄能電量招標合同；

　　9. 合同電量轉讓合同（協議）；

　　10. 跨省跨區電網企業間的購售電合同。

　　電力交易機構出具的電子交易中標通知書，與合同具備同等效力。

　　第八十條發電企業與電網企業簽訂購售電合同由中長期購售電合同和年度協議組成。中長期購售電合同有效期五年，約定發電企業并網計量點、電費支付以及應遵守電力市場交易規則等基礎性條款；年度協議明確當年的基數電量、市場化電量、各類電價和分月電量安排。

　　執行全額收購的風電、光伏發電企業，以中長期購售電合同為準，原則上不再簽訂年度協議。

　　第八十一條各類合同在執行示范文本的基礎上，可以實行電子化管理。合同數據以電力交易機構的技術支持系統為準。

　　第二節合同執行

　　第八十二條電力交易機構根據各年度合同中約定的月度電量分解安排和各類月度交易成交結果，形成發電企業的月度發電安排，包括優先發電、基數電量和各類交易電量。

　　第八十三條電力調度機構負責根據經安全校核后的月度總發電計劃，合理安排電網運行方式和機組開機方式。

　　第八十四條電力交易機構每日跟蹤和公布月度發電計劃執行進度情況。市場主體對月度發電計劃執行進度提出異議時，電力調度機構負責出具說明，電力交易機構負責公布相關信息。

　　第八十五條已約定交易曲線的電力直接交易合同，其中發電企業部分合同約定了交易曲線的，電力調度機構根據系統運行需要，運行前安排無交易曲線合同的發電曲線，與合同約定曲線疊加形成次日發電計劃；發電企業全部合同約定了交易曲線的，按合同約定曲線形成次日發電計劃。

　　第八十六條未約定交易曲線的電力直接交易合同以及優先發電合同和基數電量合同，由電力調度機構根據系統運行需要安排機組的發電計劃。

　　第八十七條電力系統發生緊急情況時，電力調度機構可基于安全優先的原則實施調度，并于事后向江蘇能源監管辦和省經濟和信息化委書面報告事件經過。緊急情況導致的經濟損失，有明確責任主體的，由相關責任主體承擔經濟責任。

　　第三節合同電量偏差處理

　　第八十八條在年度合同的執行周期內，在購售輸電三方一致同意的基礎上，允許本月修改后續月的合同分月計劃，修改后的分月計劃需要提交電力調度機構安全校核通過后執行。

　　第八十九條在執行月度偏差電量預掛牌交易的方式下，電力調度機構應嚴格執行預掛牌確定的機組調用順序。每月最后7日，電力調度機構根據各機組整體合同完成率，判斷當月基本電力供需形勢。當電力需求超出預期時（月度系統實際用電需求大于月度系統總合同電量時），基于預掛牌確定的機組排序，滿足電網安全約束的前提下，優先安排增發價格較低的機組增發電量，其余機組按合同電量安排發電計劃；當電力需求低于預期時（月度系統實際用電需求小于月度系統總合同電量時），優先安排補償價格較低的機組減發電量，其余機組按照合同電量安排發電計劃。

　　第九十條在執行月度偏差電量預掛牌交易的方式下，月度上下調電量當月結清，不跨月滾動。上調電量不占用機組優先發電、基數電量和市場化交易合同，下調電量按照機組月度平臺交易電量（含集中競價和掛牌）、月度雙邊協商電量、年度雙邊協商交易分月電量、基數電量分月計劃、優先發電分月計劃的順序依次扣減。

　　第八章輔助服務

　　第九十一條輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務。鼓勵需求側、高性能儲能設備參與提供輔助服務，允許獨立輔助服務提供者參與提供輔助服務。

　　第九十二條按照“補償成本、合理收益”的基本原則，按照輔助服務效果確定輔助服務計量公式，對提供有償輔助服務的并網發電廠、電力用戶、獨立輔助服務提供者進行補償。

　　第九十三條逐步放開輔助服務市場化交易品種，采用競爭方式確定輔助服務提供主體。電力調度機構根據系統運行需要，確定調峰、自動發電控制、備用等服務總需求量，各主體通過競價的方式提供輔助服務。輔助服務提供主體較多的地區，可以通過競價方式統一購買系統所需的無功和黑啟動服務。

　　第九十四條電力用戶、獨立輔助服務提供者參與提供輔助服務需滿足各類輔助服務技術要求，并且與發電企業按照統一標準進行補償。電力用戶輔助服務費用隨電力用戶電費一并結算。

　　第九十五條用電側未實行峰谷電價的地區，根據電力用戶自身負荷曲線和全網用電負荷曲線，計算電力用戶對電網調峰的貢獻度。電力用戶峰谷差率小于全網峰谷差率時調峰貢獻度為正，電力用戶峰谷差率大于全網峰谷差率時調峰貢獻度為負。與貢獻度為正的電力用戶簽訂直接交易合同的電廠，免除相應直接交易電量調峰補償費用的分攤。

　　電力直接交易雙方發用電曲線一致的，對應電量不分攤調峰輔助服務補償費用；剔除直接交易曲線后的剩余發電曲線，對應電量分攤調峰輔助服務補償費用。

　　第九十六條加強需求側管理。在負荷控制系統、用電信息采集系統基礎上，推廣用電用能在線監測和需求側響應，積極培育電能服務，參與市場競爭，逐步形成需求側機動調峰能力，保障輕微缺電情況下的電力供需平衡。

　　第九十七條跨省跨區送電到江蘇的發電企業納入本省輔助服務管理范圍，并根據提供的輔助服務獲得或者支付補償費用。

　　第九十八條在江蘇電網輔助服務市場啟動前，按《江蘇電網輔助服務管理實施辦法》執行。

　　第九章計量和結算

　　第一節計量

　　第九十九條電網企業應當根據市場運行需要為市場主體安裝符合國家技術規范的計量裝置；計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變（線）損。

　　第一百條同一計量點應當安裝相同型號、相同規格、相同精度的主、副電能表各一套，主、副表應有明確標志，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。電力用戶可根據實際情況，配置必要的計量裝置。

　　第一百〇一條電力用戶應分電壓等級分戶號計量。同一個工商營業執照，有多個不同電壓等級戶號的電力用戶，可自愿選擇是否按照電壓等級就高不就低的原則合并戶號參加交易。合并戶號后相關合同計劃調整結算以及偏差考核均按照合并后進行。合并戶號的用戶，在合同周期內，不得再進行拆分戶號交易。

　　如計量點存在照明、農業等與工業電量混合計量的情況，應在供用電合同中明確“定量定比”拆分方法。

　　為統計售電企業月度電量的偏差，應按照電網企業、售電企業與第二類電力用戶簽訂的三方購售電合同中明確的計量點，做匯總統計。

　　第一百〇二條發電企業內多臺發電機組共用上網計量點且無法拆分，不同發電機組又必須分開結算時，原則上按照每臺機組的實際發電量等比例拆分共用計量點的上網電量。風電、光伏企業，可以按照共用同一計量點的機組容量分攤上網電量。

　　第一百〇三條電網企業應按照電力市場結算要求定期抄錄發電企業（機組）和電力用戶電能計量裝置數據，并提交電力交易機構和相關市場成員。當交易按月開展時，電網企業應保證各市場成員日電量數據準確；當交易按日開展時，電網企業應保證各市場成員小時電量數據準確。

　　第一百〇四條當出現計量數據不可用時，由電能計量檢測中心確認并出具報告，結算電量由電力交易機構組織相關市場主體協商解決。

　　第二節結算的基本原則

　　第一百〇五條市場主體的可結算電量統計口徑，由實際上網電量（或用網電量）、合同電量轉讓、月度上下調電量等部分組成，并按照合同約定，區分基數電量、直接交易電量、抽水蓄能招標電量、跨省外送電量、月度上下調電量等。

　　新投產發電機組的調試電量單獨統計。

　　第一百〇六條電力交易機構負責按照自然月向市場主體出具結算依據，市場主體根據相關規則進行資金結算。其中，跨省跨區交易原則上由電力用戶所在地區的電力交易機構向市場主體出具結算依據，在區域交易平臺開展的交易由區域電力交易機構向電力用戶所在地區的電力交易機構出具結算依據；合同電量轉讓交易由江蘇電力交易機構分別向出讓方和受讓方出具結算依據。

　　第一百〇七條電力用戶和發電企業原則上均按照自然月份計量用電量和上網電量，各市場主體暫時保持與電網企業的電費結算和支付方式不變。

　　第一百〇八條發電企業上網電量電費次月由電網企業支付；電力用戶仍向電網企業繳納電費，并由電網企業承擔電力用戶側欠費風險；售電企業按照交易機構出具的結算依據和電網公司進行電費結算。

　　第一百〇九條隨著電力市場發展，如不承擔電費資金結算職能的電網企業也不再承擔欠費風險，市場主體可自行約定結算方式。

　　第一百一十條電力用戶的容量電價、政府基金及附加、輸電損耗、峰谷比、功率因數調整等按照電壓等級和類別按實收取，上述費用均由電網企業根據國家及省有關規定提供結算依據。

　　第一百一十一條電力交易機構向各市場主體提供結算依據，包括以下部分：

　　（一）發電企業的結算依據。包括本月實際上網電量、每筆合同結算電量/電價和違約電量/電價、基數電量（或優先發電電量）、電價等信息；在實行預掛牌交易的方式下，發電企業的電費構成包括：電量電費、上調服務補償費、下調服務補償費、偏差調整費用、平均分攤的結算差額或盈余資金、輔助服務費用。

　　（二）第一類電力用戶的結算依據。包括該用戶分戶號和電壓等級的每筆合同結算電量/電價、違約（偏差調整）電量/電價等內容。

　　（三）第二類電力用戶的結算依據。售電企業根據電網企業提供的該用戶分戶號和電壓等級的抄核電量，按照購售電合同約定，將包括分戶號和電壓等級的電量、電價以及偏差情況在內的結算方案提供給電力交易機構。電力交易機構與用戶核對匯總后，形成市場化電量結算依據。

　　（四）售電企業的結算依據由兩部分組成，一是與發電企業直接交易每筆合同結算電量/電價，違約電量/電價等，由電力交易機構結算完成；二是由售電企業向電力交易機構提供其簽約的電力用戶每個戶號的結算電量、電價等。電力交易機構與用戶確認后，上述兩部分電費匯總記賬，資金可對沖結算。

　　（五）電網企業結算依據均由電力交易機構提供：一是輸電費用結算單，包括每筆合同輸電電量、結算電價（含損耗明細），以及違約電量、電價等；二是電網公司向跨區跨省市場主體購售電結算單，包括每筆合同的結算電量和電價以及違約電量、電價等。

　　（六）輔助服務結算依據由電力交易機構提供。

　　（七）市場主體接收電費結算依據后，應進行核對確認，如有異議在3個工作日內通知電力交易機構，逾期則視同沒有異議。

　　（八）偏差調整電費暫由電網企業收取。第一類電力用戶偏差調整電費由電網企業在電費發票中單項列示；售電公司偏差調整電費納入與電網企業結算范圍，按照對沖抵消結果開具發票并單項列示；發電企業偏差調整電費在向電網開具上網或交易電費發票中扣減并單項列示。

　　第一百一十二條第二類電力用戶月度偏差由售電企業參照本規則在購售電合同中約定偏差補償辦法，電力交易機構不提供偏差調整結算單。

　　第一百一十三條對于同一個市場成員，有多筆市場化交易合同的情況，結算順序如下：

　　（一）按合同執行周期排序：當月到期的合同優先于未到期的合同執行；

　　（二）按交易品種排序：合同電量轉讓合同、跨區跨省交易合同、直接交易合同、抽水電量交易合同結算優先級依次遞減；

　　（三）按交易組織方式排序：集中競價、掛牌交易、雙邊協商結算優先級依次遞減；

　　第一百一十四條對于同一個市場成員，多個用電戶號（或者發電機組）共同簽訂市場化交易合同的情況，按照各用電戶號的實際用電量（或機組實際發電量）進行合同結算電量的拆分。

　　第三節電力用戶的結算

　　第一百一十五條對于非市場化售電業務的電力用戶（電網企業保底供電用戶），仍按照目錄電價和供用電合同約定執行。

　　第一百一十六條第一類電力用戶可以通過存量合同的分月計劃調整、參加月度交易、合同電量轉讓等方式，規避電量偏差調整風險；在此基礎上，實際用電量與當月合同電量的偏差，納入偏差調整費用。

　　第一百一十七條第一類電力用戶電度電費參照其與發電企業簽訂的市場化交易合同約定的分月計劃進行結算：

　　（一）實際用電量低于市場化交易合同約定的月度計劃97%時，依照第一百一十三條的次序結算電量，低于97%的差值電量部分，按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收偏差調整費用；

　　（二）實際用電量在月度計劃97%至103%之間時，依照第一百一十三條的市場化合同次序，按實際用電量結算。其中超出月度計劃的電量按照市場化合同加權平均價結算；

　　（三）實際用電量在月度計劃103%至110%之間時，在上條結算基礎上，超出103%部分按照對應的目錄電價結算并按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收偏差調整費用；

　　（四）實際用電量超過月度計劃110%時，在上條結算的基礎上，超出110%部分按照對應的目錄電價結算并按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的20%征收偏差調整費用。

　　第一百一十八條在電力市場過渡時期，對第一類電力用戶市場化交易合同可采用“月度結算，年度清算”的方式進行結算：

　　（一）在上條結算基礎上，每年1月初，參照上年實際用電量和所有調整后的合同，對第一類電力用戶收取年度偏差考核費用，并對上年各月份的月度偏差考核費用進行清算退補；

　　（二）上年實際用電量超出市場化交易合同總電量的103%的電量部分，按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收年度偏差調整費用；

　　（三）若上年實際用電量低于市場化交易合同總電量的97%，對低于97%的差值電量部分，按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收年度偏差調整費用。

　　第一百一十九條按照電力市場開展情況，在開展月度交易預掛牌的方式下：

　　（一）第一類用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權平均價結算總合同電量，超用電量按上調服務的加權平均價結算（系統未調用上調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價或當月市場交易的最高成交價結算）。

　　第一類用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權平均價結算實際用電量。3%以內的少用電量免于支付偏差調整費用，3%以外的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差調整費用（系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差調整費用）。

　　下調電量補償單價=發電側下調電量總補償費用/下調總電量；發電側下調電量總補償費用由所有機組下調電量的補償價格和機組下調電量的乘積累加得到。

　　（二）非市場電力用戶（含優先購電電力用戶，下同）按實際用電量和目錄電價結算。

　　1.非市場電力用戶的總用電量大于優先發電和基數電量時，3%以內的超用電量免于支付偏差調整費用；3%以外的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差調整費用。

　　2.非市場電力用戶的總用電量小于優先發電電量和基數電量時，3%以內的少用電量免于支付偏差調整費用，3%以上的少用電量按下調電量補償單價支付偏差調整費用（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價或當月市場交易的最高成交價的10%支付偏差調整費用）。

　　3.非市場電力用戶用電偏差導致的偏差調整費用由電網企業承擔，電網企業通過對非統調電廠等造成的偏差進行計量，按責任分攤部分偏差調整費用。偏差計量、責任劃分和費用分攤辦法由電網企業另行制定，報江蘇能源監管辦和省經濟和信息化委同意后實施。

　　（三）對于約定交易曲線的用戶，根據每日實際用電曲線計算偏差電量。每日各時段的累計超用電量按上調服務的加權平均價結算（系統未調用上調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價或當月市場交易的最高成交價結算）；每日各時段的累計少用電量，3%以內的少用電量免于支付偏差調整費用，3%以上的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差調整費用（系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差調整費用）。

　　第一百二十條第二類電力用戶電度電費由其簽約的售電企業出具結算方案，提交電力交易機構和電力用戶審核。如電力用戶有異議，經調解無法達成一致，電力交易機構暫按照目錄電價對電力用戶進行當月結算。電力用戶可提交仲裁機構或上訴解決。爭議期間，電力交易機構凍結售電企業的履約保函，并可按照電費爭議的具體情況，要求售電企業補充追加履約保函。

　　第一百二十一條上述用戶的峰谷、功率因數調整繼續執行原有國家及省規定不變。

　　第四節售電企業的結算

　　第一百二十二條售電企業可以通過存量合同的分月計劃調整、參加月度交易、合同電量轉讓等方式，規避電量偏差調整風險；在此基礎上，按照被委托電力用戶的實際用電總量與當月合同總電量（分月計劃）的偏差，納入考核。

　　第一百二十三條售電企業參照直接交易合同約定的當月分月計劃進行結算：

　　（一）所有簽約的電力用戶實際用電量總和低于市場化交易合同約定的月度計劃97%時，依照第一百一十三條的次序結算電量。低于97%的差值電量部分，按照當期江蘇火電燃煤機組標桿電價的10%征收偏差調整費用；

　　（二）所有簽約的電力用戶實際用電量總和在市場化交易合同約定的月度計劃97%至103%之間時，依照第一百一十三條的次序，按實際用電量結算。其中超出月度計劃的電量按照市場化合同加權平均價結算；

　　（三）所有簽約的電力用戶實際用電量總和在市場化交易合同約定的月度計劃103%至110%之間時，在上條結算基礎上，超過103%部分，按照所有簽約用戶加權目錄電價結算并按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收偏差調整費用；

　　（四）所有簽約的電力用戶實際用電量總和超過月度計劃110%時，在上條結算基礎上，超出110%部分，按照所有簽約用戶加權目錄電價結算并按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的20%征收偏差調整費用。

　　第一百二十四條在電力市場過渡時期，對售電企業直接交易合同可采用“月度結算，年度清算”的方式進行結算：

　　（一）在上條結算基礎上，每年1月初，參照上年所有簽約的電力用戶實際用電量和所有調整后的合同，對售電企業收取年度偏差考核費用，并對上年各月份的月度偏差考核費用進行清算退補；

　　（二）上年所有簽約的電力用戶實際用電量超出直接交易合同總電量的103%的電量部分，按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收年度偏差調整費用；

　　（三）若所有簽約的電力用戶上年實際用電量低于直接交易合同總電量的97%，對低于97%的差值電量部分，按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收年度偏差調整費用。

　　第一百二十五條按照電力市場開展情況，在開展月度交易預掛牌的方式下，參照第一百一十九條第（一）款進行結算。

　　第一百二十六條售電企業與其市場化零售電力用戶的結算及偏差調整費用，由售電企業根據與電力用戶的購售電合同約定進行。

　　第一百二十七條經營配網業務的售電企業與電網企業間的結算，在前文結算的基礎上，按照供電線路電壓等級和計量點的實際電量，向電網企業支付輸電費用。

　　第一百二十八條經營配網業務的售電企業，其配網范圍內供電的電力用戶的電量、電費結算由售電企業參照供用電協議執行，政府基金和附加，由配售電企業代收。

　　第五節發電企業的結算

　　第一百二十九條可再生能源和非常規燃煤機組結算基本原則：

　　（一）對可再生能源、資源綜合利用電廠上網電量實行全額收購。對于參加綠色能源認證交易的風電、光伏發電企業，交易電量不再享受政府補貼；

　　（二）垃圾摻燒發電企業按國家確定的電價政策結算；熱電聯產企業按照“以熱定電”原則結算；

　　（三）核電、天然氣發電企業按市場化電量優先結算、基數電量月度滾動方式執行。如當月實際上網電量不足以滿足市場化交易電量時（電網調度因素除外），差額電量部分，按照當期標桿上網電價與當月發電權交易加權平均電價的差價，向電網公司支付。

　　第一百三十條常規燃煤機組市場化電量優先結算，基數電量按照月度滾動方式進行結算，其中：

　　（一）當月度實際上網電量高于月度市場化電量時，超出電量計入基數電量。年度基數電量累加超出年度基數計劃101%的電量為當月超發電量，超發電量按照當月省內基數電量轉讓平臺指導價結算，若當月無基數電量轉讓，則按照最近一個月的省內基數電量轉讓平臺指導價結算；

　　（二）發電企業因自身原因，當月實際上網電量低于月度市場化電量計劃時，實際上網電量按照第一百一十三條的規定按實結算。若實際上網電量低于月度計劃的97%，對低于月度計劃97%的差值電量部分，按照當月（最近一個月）省內基數電量轉讓平均電價收取偏差調整費用。

　　第一百三十一條在電力市場過渡時期，對發電企業市場化交易合同可采用“月度結算，年度清算”的方式進行結算：

　　（一）在上條結算基礎上，每年1月初，參照上年所有上網電量和所有調整后的合同，對發電企業收取年度偏差考核費用，并對上年各月份的月度偏差考核費用進行清算退補；

　　（二）上年實際上網電量低于市場化交易合同總電量的97%時，對低于97%的差值電量部分，按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收年度偏差調整費用。

　　第一百三十二條按照電力市場開展情況，在開展月度交易預掛牌的方式下：

　　（一）機組實際上網電量小于其月度優先發電和基數電量時，按政府批復的上網電價結算實際上網電量；提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償，3%以內的減發電量免于補償；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%或標桿上網電價的10%支付偏差調整費用，3%以內的少發電量免于支付偏差調整費用。

　　（二）機組實際上網電量大于其月度優先發電和基數電量但小于月度優先發電和基數電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算優先發電和基數電量，按其所簽訂的市場合同加權平均價結算剩余電量；提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償，3%以內的減發電量免于補償；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%或標桿上網電價的10%支付偏差調整費用，3%以內的少發電量免于支付偏差調整費用。

　　（三）機組實際上網電量大于其月度優先發電和基數電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算優先發電和基數電量，按合同價格結算各類市場合同電量；提供上調服務導致的增發電量按其預掛牌價格獲得補償；因自身原因導致的超發電量按月度集中競價交易的最低成交價或當月市場交易合同中最低電價結算。

　　（四）機組提供上調服務（或下調服務）導致的增發電量（或減發電量），均以調度安排為準。月內既提供上調服務又提供下調服務的機組，以互抵后的凈值作為月度增發電量或減發電量。

　　（五）全部合同均約定交易曲線的發電企業，根據每日的實際發電曲線計算偏差電量。各時段，因自身原因導致的超發電量按月度集中競價交易最低成交價或當月市場交易合同中最低電價結算；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差調整費用；提供上調服務導致的增發電量按其預掛牌價格獲得補償；提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償。

　　第六節預掛牌方式下偏差調整費用的處理

　　第一百三十三條電力用戶偏差調整費用、發電企業偏差調整費用，以及上調服務所增加的電網企業結算正收益，統一用于支付下調機組的補償費用，盈余或缺額部分由所有統調發電企業按上網電量比重返還或分攤。

　　上調服務所增加的電網結算正收益=（優先發電和基數電量加權平均價—機組上調服務加權平均價）×（非市場電力用戶當月實際用電量—可再生能源當月實際完成的優先發電和基數電量—其他類型電源當月計劃合同電量）

　　優先發電和基數電量加權平均價=（可再生能源政府批復電價（不含補貼）×可再生能源當月實際完成的優先發電和基數電量+其他類型電源政府批復電價×其他類型電源當月計劃合同電量）/（可再生能源當月實際完成的優先發電和基數電量+其他類型電源當月計劃合同電量）

　　以上用電量均按上年損耗率折算到發電側。

　　第七節電網企業的結算

　　第一百三十四條除不可抗力外，因電網企業的責任導致發電企業、電力用戶（含售電企業）電量超欠，電網企業需雙向賠償發電企業和電力用戶（含售電企業）。具體賠償標準按合同約定執行。

　　第一百三十五條跨區跨省各類交易的電量結算依據，由電力交易機構提供。

　　第一百三十六條對電力用戶、售電企業、發電企業等收取的偏差考核資金在電網企業設立專戶進行管理，實行收支兩條線，具體使用辦法另行制定。

　　第八節其他

　　第一百三十七條因電網故障、電網改造、電網企業間的跨區跨省電能交易等非不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由電網企業承擔相關偏差調整費用；因不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由所有市場主體共同分攤相關費用。

　　第一百三十八條發電企業因不可抗力欠發，直接交易合同仍參照發電企業欠發情況確定可結算電量，電力用戶（含售電企業）因發電企業欠發而超用部分按照目錄電價結算，不收取其他考核分攤費用。

　　第一百三十九條電力用戶（含售電企業）因不可抗力少用，直接交易合同仍參照電力用戶少用情況確定可結算電量，發電企業因電力用戶欠用而超發部分計入基數電量滾動結算或按照月度預掛牌上調服務處理。

　　第一百四十條售電企業違背電力市場交易規則時，交易中心可代資金結算方在保函約定的范圍內向銀行提出索賠，收取并轉付賠款。

　　第十章信息披露

　　第一百四十一條市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和信息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問并且不得向其他市場成員公布的數據和信息。

　　第一百四十二條市場成員應當遵循及時、真實、準確、完整的原則，披露電力市場信息。電力交易機構、電力調度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。

　　第一百四十三條市場成員應該報送與披露包括但不限于以下信息：

　　（一）電力交易機構：交易約束條件及情況；交易電量執行，電量清算、結算等；每筆交易的公告，成交總體情況，成交結果公示等；電力交易計劃和執行情況等；偏差電量責任認定、偏差處理資金收入及支出情況等。

　　（二）電力調度機構：具體輸配電線路或輸變電設備名稱的安全約束情況、限制容量、限制依據、該輸配電設備上其他用戶的使用情況、約束時段等；交易計劃執行過程中的偏差電量責任認定情況；法律法規要求披露的其他信息。

　　（三）電網企業：電網發電總體情況、年度電力電量需求預測、電網項目建設進度計劃信息、電網概況、檢修計劃、運行控制限額、輸配電價標準、政府性基金和附加、輸配電損耗率、電網安全運行情況、重要運行方式變化情況、新設備投產情況、機組非計劃停運情況、火電機組啟停調峰情況、機組調頻調壓情況、發電企業發電考核和并網輔助服務執行情況、電網電力供應和用電需求信息等。

　　（四）發電企業：公司名稱、股權結構；發電企業的機組臺數、機組容量、投產日期、發電業務許可證等；已簽合同電量、發電裝機容量扣減直接交易容量后剩余容量等；市場交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等信息。

　　（五）售電企業：公司名稱、股權結構；市場交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等。

　　（六）電力用戶：公司名稱、股權結構、投產時間、用電電壓等級、最大生產能力、年用電量、電費欠繳情況、產品電力單耗、用電負荷率等；直接交易需求、價格等信息；市場交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等信息。

　　（七）獨立輔助服務提供商：公司名稱、股權結構、服務性質和能力；市場交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等。

　　第一百四十四條根據出具售電企業保函的銀行要求，電力交易機構應向其提供該售電企業所有投標和中標文件，并對上述文件的真實性、有效性、完整性負責。

　　第一百四十五條在確保安全的基礎上，市場信息主要通過電力市場技術支持系統、電力交易機構網站進行披露。

　　第一百四十六條電力交易機構負責管理和維護電力市場技術支持系統、電力交易機構網站，并為其他市場成員通過技術支持系統、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市場技術支持系統、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。

　　第一百四十七條市場主體如對披露的相關信息有異議或疑問，可向電力交易機構、電力調度機構提出，由電力交易機構、電力調度機構負責解釋。

　　第一百四十八條任何單位和個人不得泄露影響公平競爭和涉及用戶隱私的相關信息。

　　第十一章市場干預

　　第一百四十九條當出現以下情況時，江蘇能源監管辦、省經濟和信息化委、省發展改革委（省能源局）可做出中止電力市場的決定，并向市場交易主體公布中止原因。

　　（一）電力市場未按照規則運行和管理的；