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鼓励储能设施需求侧独立参与电力辅助服务 陕西中长期交易规则征求意见

北极星储能网  来源:北极星储能网    2018/12/26 11:31:19  我要投稿  

北极星储能网讯:北极星储能网获悉,陕西省发改委日前发布了关于征求《陕西省电力直接交易规则(试行)》和《陕西省电力中长期交易规则(暂行)》修改意见的通知。陕西省电力直接交易规则中显示,园区用户在园区内完成电能信息采集的基础上,可以园区为单位,成立售电公司,整体参与市场化交易。在陕西省电力中长期交易规则中提到,鼓励国网陕西省电力公司根据供需状况、清洁能源配额完成情况参与网对网的跨省跨区电力交易,促进清洁能源消纳,减少弃风弃光现象。鼓励电储能设备、需求侧(如可中断负荷)等独立参与电力辅助服务


附件1

陕西省电力直接交易规则

(试 行)

第一章 总 则

第一条 根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)、《电力中长期交易基本规则(暂行)》、《陕西省电力体制改革综合试点方案》等文件精神,为进一步规范陕西省电力直接交易(以下简称“直接交易”)工作,促进电力市场健康、有序发展,结合陕西省电力市场实际,制定本规则。

第二条 直接交易是指符合准入条件的电力用户、售电公司和发电企业按照自愿参与原则直接进行的购售电交易,电网企业按规定提供输配电服务。

第三条 直接交易通过陕西电力交易中心电力交易平台(以下简称“电力交易平台”)以双边协商交易、集中竞价交易等市场化方式开展,陕西电力交易中心有限公司(以下简称“陕西电力交易中心”)负责具体交易组织工作,电力调度机构负责安全校核工作。

第四条 本规则适用于在陕西省内组织开展的电力直接交易,省间交易按其它相关规定执行。

第二章 市场成员的权利和义务

第五条 市场成员包括市场主体和陕西电力交易中心、电力调度机构。市场主体包括在陕西电力交易中心注册的发电企业、电力用户、售电公司和电网企业等。

第六条 发电企业的权利和义务

(一)按规则参与电力市场交易,签订和履行市场化交易形成的购售电合同、输配电服务合同;

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;

(三)根据陕西电力交易中心、电力调度机构管理职责范围,服从统一管理;

(四)执行并网调度协议,服从电力调度机构的统一调度,按规定提供辅助服务;

(五)按规定披露和提供信息,获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(六)法律法规规定的其他权利和义务。

第七条 电力用户的权利和义务

(一)参与电力市场交易,签订和履行购售电合同、输配电服务合同,提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息;

(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务,按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等;

(三)按规定披露和提供信息,获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(四)服从电力调度机构的统一调度,在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度机构要求安排用电;

(五)遵守电力运行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)法律法规规定的其他权利和义务。

第八条 售电公司的权利和义务

(一)按规则参与电力市场交易,签订和履行电力交易合同,约定交易、服务、结算、收费等事项;

(二)获得公平的输配电服务;

(三)按规定披露和提供信息,获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(四)承担保密义务,不得泄露用户信息;

(五) 按照国家有关规定,在指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺,对公司重大事项进行公告,并定期公布公司年报;

(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)拥有配电网的售电公司,服从电力调度机构的统一调度,在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按电力调度机构的要求配合安排有序用电;

(七)拥有配电网的售电公司,承担配电网安全责任,提供安全、可靠的电力供应,履行保底供电服务和普遍服务,确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和相关标准;

(八)拥有配电网的售电公司,负责所属配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理,无歧视提供配电服务,不得干预用户自主选择售电公司;

(九)拥有配电网的售电公司,负责提供本电网区域内用户电压等级、用电类别、营销编号、计量点编号等基础信息,并保证信息的准确性;

(十)法律法规规定的其他权利和义务。

第九条 电网企业的权利和义务

(一)保障输配电设施的安全稳定运行;

(二)提供公平的输配电服务和电网接入服务;

(三)服从电力调度机构的统一调度,建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;

(四)向接入电网的市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;

(五)按规定收取输配电费,代收代付电费和政府性基金与附加等;

(六)预测并确定优先购电用户的电量需求,执行厂网间优先发电等合同;

(七)按政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务,签订和履行相应的供用电合同和购售电合同;

(八)按规定披露和提供信息;

(九)负责提供本电网区域内用户电压等级、用电类别、营销编号、计量点编号等基础信息,并保证信息的准确性;

(十)法律法规规定的其他权利和义务。

第十条 陕西电力交易中心的权利和义务

(一)组织各类交易;

(二)拟定相应电力交易实施细则;

(三)编制交易计划;

(四)负责市场主体的注册管理;

(五)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;

(六)监测和分析市场运行情况;

(七)建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统;

(八)配合陕西省发展和改革委员会(以下简称“省发展改革委”)和国家能源局西北监管局(以下简称“西北能源监管局”)对市场运营情况进行分析评估,提出修改建议;

(九)按规定披露和发布信息;

(十)法律法规规定的其他权利和义务。

第十一条 电力调度机构的权利和义务

(一)负责安全校核;

(二)按调度规程实施电力调度,负责系统实时平衡,确保电网安全;

(三)向陕西电力交易中心提供安全约束条件和基础数据,配合陕西电力交易中心履行市场运营职能;

(四)合理安排电网运行方式,保障电力交易结果的执行;

(五)按规定披露和提供电网运行的相关信息;

(六)法律法规规定的其他权利和义务。

第三章 市场主体准入与退出

第十二条 进入直接交易的市场主体应符合产业政策,满足国家节能环保要求,具有独立法人资格、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。

第十三条 发电企业准入条件

(一)依法取得电力业务许可证(发电类);

(二)符合国家产业政策,单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业规定标准;

(三)并入陕西电网的单机容量200MW及以上公用火电企业;

(四)鼓励规划内的风电、太阳能发电等可再生能源发电企业在保障利用小时数之外的电量参与直接交易;

(五)燃煤自备电厂按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、系统备容费、普遍服务和社会责任,取得电力业务许可证,达到能效、环保排放要求,成为合格市场主体后,其自发自用以外电量可参与直接交易;

(六)有序开展分布式发电市场化交易试点工作。

第十四条 电力用户准入条件

(一)在电网企业独立开户、单独计量,执行大工业和一般工商业电价的电力用户;

(二)大用户:年用电量500万千瓦时及以上,可直接参与电力直接交易,或自主选择一家售电公司代理参与;

(三)中小用户:年用电量在300-500万千瓦时的电力用户,只可自主选择一家售电公司代理参与;

(四)园区用户:在园区内完成电能信息采集的基础上,可以园区为单位,成立售电公司,整体参与市场化交易;或委托其它售电公司代理参与;

(五)现阶段,先行放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划,全电量参与市场化交易;年用电量500万千瓦时及以上的用户,可直接参与电力直接交易,或自主选择一家售电公司代理参与;年用电量500万千瓦时以下的用户,只可自主选择一家售电公司代理参与;

(七)全电量参与市场化交易的电力用户原则上不得随意退出市场,取消目录电价,执行保底供电电价。

第十五条 售电公司准入条件

(一)符合《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)的相关规定;

(二)售电公司一般应拥有10名及以上专职专业人员,其中至少有1名电力工程类高级职称和3名电力工程类中级职称专职管理人员;具有配电网运营权的售电公司,拥有与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等,不少于20人,其中至少拥有2名电力工程类高级职称和5名电力工程类中级职称的专业管理人员。

第十六条 电力大用户自愿向所在地市级(含杨凌示范区、西咸新区、省级计划单列市、省直管县)发展改革部门申请参加直接交易,市级发展改革部门审核后对符合要求的企业,报省发展改革委统一备案,由省发展改革委发布准入电力用户名单。

第十七条 符合条件的发电企业自愿向省发展改革委申请参加直接交易,由省发展改革委发布准入发电企业名单。

第十八条 列入准入名单的发电企业和电力用户在陕西电力交易中心注册成为合格市场主体后,方可参与直接交易。发电企业、电力用户注册时,按要求和固定格式签署信用承诺书,向陕西电力交易中心提交注册资料,并对注册资料的真实性、准确性、合规性和完备性负责,陕西电力交易中心收到企业提交的注册申请和注册资料后,原则上7个工作日内完成材料完整性核验。完整性核验通过的企业,注册自动生效。

第十九条 售电公司市场准入资格采用注册制度。按照“一注册、一承诺、一公示、三备案”的程序,列入市场主体目录后即可获得参与市场资格。

第二十条 陕西电力交易中心为各类市场主体提供注册服务,编制注册流程、指南,对市场主体进行注册培训。

第二十一条 陕西电力交易中心按期将市场主体注册情况向省发展改革委、西北能源监管局、第三方信用服务机构等备案,对市场主体目录实施动态管理。

第二十二条 陕西电力交易中心收到电力用户的注册申请或电力用户与售电公司的代理关系绑定申请后,将电力用户注册信息、代理关系绑定信息按用户的供电关系分别发送给国网陕西省电力公司 (以下简称“省电力公司”)或陕西省地方电力(集团)有限公司(以下简称“省地方电力公司”)进行核对。省电力公司和省地方电力公司5个工作日内完成电力用户信息核对,确保信息正确和完整,将核对结果书面反馈陕西电力交易中心。

第二十三条 集团公司类型用户和其所属单位不得同时注册,只能以集团用户注册或各隶属单位分别注册;同一用电地址的用户,不得以多个工商营业执照名称重复注册。

第二十四条 市场主体有下列情形之一的,应强制退出市场并注销注册:

(一)违反国家有关法律法规或环保政策行为的;

(二)隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场;

(三)严重违反市场交易规则;

(四)依法被撤销、解散,依法宣告破产、歇业的;

(五)企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的;

(六)被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理,并被纳入严重失信主体“黑名单”的;

(七)法律、法规规定的其他情形。

第二十五条 市场主体选择进入市场,在3年内不可退出,通过市场竞争形成价格。强制退出的市场主体,应按合同承担相应违约责任,原则上3年内不得直接参与电力市场交易。自愿退出的市场主体,应按合同承担相应违约责任,原则上2年内不得直接参与电力市场交易。

第四章 交易周期及交易方式

第二十六条 直接交易按周期分为多年(1年以上)、年度(含半年)、季度、月度及月内短期交易。每年可根据实际情况选择交易周期。多年交易需分解到年度,年度、季度交易需分解到月度。

第二十七条 直接交易可采取双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易等方式组织。

第二十八条 集中竞价交易可采取边际电价法或报价撮合法进行市场出清,在每次交易公告中进行明确。边际电价法采用交易双方申报电量和价格方式组织交易,所有成交电量均采用统一价格进行出清。报价撮合法采用交易双方申报电量和价格方式组织交易,将购电方、售电方申报价格(差)配对,形成竞争交易价格(差)进行出清。

第二十九条 集中竞价交易申报开始后,发电企业、电力用户和售电公司通过电力交易平台申报交易电量和价格。申报期间,可以多次修改申报数据,以交易申报截止时间前最后一次申报数据作为最终申报数据。

第三十条 发电企业之间对已经达成的交易合同可以进行转让。

第三十一条 售电公司之间对已经达成的与发电企业之间的交易合同可以进行转让,与用户之间签订的代理合同不能转让。

第三十二条 售电公司参与交易前,应向电网企业提供履约保函作为违约担保,由陕西电力交易中心代收代管。

第三十三条 同一市场主体同时具备发电企业、电力用户、售电公司中两种或两种以上类型时,每次交易只能选择一种类型参与。在每次交易前应向陕西电力交易中心申报参与交易的市场主体类型。

第五章 交易组织

第三十四条 每年11月上旬,省发展改革委下达次年电力直接交易工作方案,发布年度直接交易相关市场信息,包括但不限于直接交易总规模、交易组织安排、参与市场主体、相关工作要求等。

第三十五条 年度双边协商交易

(一) 每年11月中旬,电力调度机构应向陕西电力交易中心提供以下信息:

1.次年主要输电设备停电检修计划;

2.次年各输电通道输电能力(分解到月)。

(二) 每年11月下旬,陕西电力交易中心通过电力交易平台发布年度市场交易相关市场信息和交易公告,包括但不限于:

1.次年关键输电通道剩余可用输送能力情况;

2.次年直接交易电量预测;

3.次年各机组可发电量上限;

4.次年统调口径电力电量供需预测;

5.市场主体的基本信息及信用等级评价信息等。

(三) 交易公告发布之后,市场主体经过双边协商,在规定时间内由发电企业在陕西电力交易平台申报双边协商达成的交易电量、交易价格等信息,由发电企业、电力用户或售电公司通过平台共同确认。售电公司应同时向陕西电力交易中心提交与电力用户签订的委托代理购售电合同或协议。

(四) 陕西电力交易中心在交易申报结束后3个工作日内,对年度双边协商交易意向进行汇总、校核,提交电力调度机构进行安全校核,电力调度机构在5个工作日之内将校核结果返回陕西电力交易中心。

(五) 安全校核通过后,陕西电力交易中心于2个工作日在电力交易平台发布年度双边交易结果。安全校核未通过的电量,由陕西电力交易中心发布未通过校核电量的相关信息(包括相关市场主体、未通过校核电量、原因等),由相关市场主体进行第二轮协商,于3个工作日内在陕西电力交易平台申报,交易组织流程同上。第二轮协商未成交电量转入集中竞价交易。

(六)交易结果发布后,由“交易承诺书+交易公告+正式发布的交易结果”组成的电子合同立即生效。

(七)陕西电力交易中心将双边协商直接交易电子合同报省发展改革委、西北能源监管局备案。

第三十六条 月度集中竞价交易组织

(一)每月上旬,电力调度机构向陕西电力交易中心提供以下信息:

1.次月发电机组及主要输电设备停电检修计划(分解到日);

2.次月关键输电通道输电能力(分解到日)。

3.次月保障电网安全运行的关键支撑电厂最低发电量需求。

(二)每月上旬,陕西电力交易中心通过电力交易平台发布次月市场交易相关信息和交易公告,包括但不限于:

1.次月关键输电通道剩余可用输送能力情况;

2.次月直接交易电量预测;

3.次月各机组可发电量上限;

4.市场主体的基本信息及信用等级评价信息等。

5.综合平衡已有交易计划后,关键支撑电厂满足调度给定的最低发电量要求的电量缺额。

(三)月度集中竞价交易公告发布后的第2个工作日,月度集中竞价交易开始申报,申报时间原则上不超过1个工作日。

(四)购电方、售电方通过电力交易平台申报电量、电价等信息,以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。售电公司应提前向陕西电力交易中心提交与电力用户签订的委托代理购售电合同或协议。

(五)陕西电力交易中心在申报结束后1个工作日内,依据集中竞价交易规则,形成交易结果,提交电力调度机构进行安全校核,电力调度机构在2个工作日之内将校核结果返回陕西电力交易中心。

(六)调度机构对重要支撑电厂发电量有要求的,应明确书面告知陕西电力交易中心,相关电厂在集中竞价交易时中标电量满足运行要求的,对竞价结果不予调整。相关电厂在集中竞价时中标电量不足或未中标时,陕西电力交易中心对交易结果进行调整,在出清电量中优先预留相关电厂缺额电量,集中竞价剩余出清电量按照同比例削减原则重新出清,所有出清电量执行统一出清电价。

(七)安全校核通过后,陕西电力交易中心于2个工作日在电力交易平台发布月度集中竞价交易结果。

(八)交易结果发布后,由“交易承诺书+交易公告+正式发布的交易结果”组成的电子合同立即生效。

(九)陕西电力交易中心将集中竞价交易电子合同报省发展改革委、西北能源监管局备案。

第三十七条 多年双边协商交易在组织年度双边协商交易时进行确认。

第三十八条 市场初期,年度双边协商交易也可按半年周期组织,上、下半年双边协商交易分别于上年11月、当年5月份组织,交易组织流程参照年度双边协商交易。

第三十九条 直接交易合同生效后,陕西电力交易中心将直接交易电量一并纳入发电企业的月度发电安排。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。

第四十条 年度交易电量原则上应分解到月。在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下,可以于每月15日前对年度双边交易合同中次月分解计划提出调整要求,通过电力交易平台上报陕西电力交易中心,经安全校核后,作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。

第六章 价格机制

第四十一条 电力用户购电价格(结算电价)由直接交易价格、输配电价和政府性基金及附加三部分组成。两部制电价用户基本电价按规定执行。

双边协商交易的直接交易价格由市场主体自主协商确定,集中竞价交易的直接交易价格根据市场主体报价按照集中竞价交易规则出清后确定,挂牌交易价格以挂牌价格结算。

第四十二条 发电企业结算电价等于直接交易价格(含税、环保电价等)。

第四十三条 电网输配电价暂按《陕西省物价局关于调整陕西电网电力价格的通知》(陕价商发〔2018〕84号)、《陕西省物价局关于调整榆林电网电力价格的通知》(陕价商发〔2018〕85号)执行。合同执行期间,遇输配电价、政府性基金及附加等电价政策调整,执行调整后的政策。

第四十四条 双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中,为避免市场操纵及恶性竞争,可以对报价设置上下限。

第四十五条 鼓励直接交易购售双方签订具有价格联动机制的中长期交易合同。在自主自愿、平等协商的基础上,约定建立固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤价格并综合考虑各种市场因素调整等多种形式的市场价格形成机制,分散和降低市场风险。

第四十六条 对于电费支出占比较高的行业,鼓励直接交易购售双方签订随产品价格联动的中长期交易合同,协商确定交易基准电价、基准电价对应产品价格、随产品价格联动的电价机制。

第四十七条 签订具有价格联动机制的中长期市场化交易合同,通过电力交易平台进行申报。遇有满足浮动条件、需要进行价格调整时,由购售双方在陕西电力交易平台进行申报(申报内容包括:已执行电量及对应电价,未执行电量及对应价格,价格调整原因及期限等)。

第四十八条 若参与直接交易的电力用户由省地方电力公司供电,电厂接入国网陕西省电力公司电网,用户按直接交易价格、所在电网(陕西电网或榆林电网)输配电价和政府性基金及附加与省地方电力公司所属供电单位结算;省电力公司与省地方电力公司的结算价格暂按现行趸售电价扣减省物价局核定输配电价时的平均上网电价与直接交易价格的价差执行。逐步过渡到按地方电网配电价格执行,遇电价政策调整时,结算价格同步调整。

第四十九条 参与直接交易的峰谷电价电力用户,应继续执行现行峰谷电价政策,直接交易电价作为平段电价,峰、谷电价按现有峰平谷比价计算,电力用户不参与分摊调峰费用。

第七章 安全校核与交易执行

第五十条 电力调度机构负责直接交易的安全校核工作。在规定期限内,电力调度机构未对直接交易合同提出异议的,视为通过安全校核。

第五十一条 安全校核未通过时,对于双边协商交易,按时间优先、等比例原则进行削减;对于集中竞价交易,按价格优先原则进行削减,价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。对于约定电力交易曲线的,最后进行削减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的,可以转让。

第五十二条 对于跨越省电力公司和省地方电力公司电网进行的直接交易,两家电网企业应根据趸售电量执行情况对交易结果进行校核,保证交易结果的执行。

第五十三条 参与直接交易的发电机组因事故跳闸、非计划临修、出力受限、电煤供应困难等原因无法继续发电,可开展合同电量转让交易。

第五十四条 电力用户应执行政府批准的有序用电方案,按照电网安全需要实施错峰避峰等限电措施。因错峰避峰等限电措施影响计划执行的,经省级电力运行主管部门批准后调整。

第五十五条 电力系统发生紧急情况和事故时,电力调度机构可以按照保证安全的原则实施调度,事后应向省发展改革委和西北能源监管局报告事件经过,并向受到影响的交易双方书面说明原因。非发电企业和电力用户原因影响计划执行的,在后续的发供电计划中滚动调整。紧急情况导致的经济损失,有明确责任主体的,由相关责任主体承担经济责任。

第八章 计量与结算

第五十六条 直接交易计量抄表暂维持原有方式不变。电力用户直接交易电量计量点以电力用户与电网企业签订的《供用电合同》为准。发电企业直接交易电量计量点以发电企业与电网企业签订的《购售电合同》为准。电网企业对电力用户、发电企业直接交易关口表抄表时间以相一致的自然月为周期。

第五十七条 电网企业应于每月第1个工作日内报送用户用电量数据至陕西电力交易中心,并保证其数据的准确性。直接交易相关电费结算暂维持原有方式不变。陕西电力交易中心负责向市场主体出具结算凭证,电网企业负责进行资金结算。电网企业向参与直接交易的电力用户收取电费,含基本电费、交易电量电费、代收的基金和附加等;电网企业按照实际购售电合同履行情况,向售电公司支付或收取价差电费;电网企业按规定向发电企业结算直接交易电费。

第五十八条 对于同一个市场成员,有多笔市场化交易合同时,按合同执行周期排序:当月到期的合同优先于未到期的合同执行;合同同时到期的,按合同剩余电量比例结算的原则执行。

第五十九条 售电公司的售电收入为正时,由电网企业向售电公司支付结算的价差电费(或代理费),同时售电公司提供增值税专用发票给对应的电网企业;当售电公司的售电收入为负时,由售电公司向电网企业支付结算的价差电费(或代理费),同时对应的电网企业提供增值税专用发票给售电公司,如售电公司不履行支付义务,该笔费用可从履约保证金中扣除。

第六十条 现阶段直接交易电量结算原则为“月度结算,合同末期清算”,适时过渡到“月结月清”。

第六十一条 全电量参与市场的电力用户月度电量允许偏差范围为±5%,对±5%偏差以外的电量进行考核;部分电量参与市场的电力用户月度电量允许偏差范围为-5%,对-5%偏差以外的电量进行考核。

第六十二条 售电公司代理的电力用户如果全电量参与市场,售电公司月度电量允许偏差范围为±5%,对±5%偏差以外的电量进行偏差考核;售电公司代理的电力用户如果部分电量参与市场,售电公司月度电量允许偏差范围为-5%,对-5%偏差以外的电量进行考核。

第六十三条 现阶段,发电企业允许偏差电量范围为-5%。由于发电企业自身原因造成的-5%偏差以外的电量进行考核。

第九章 信息披露

第六十四条 陕西电力交易中心负责市场运营信息的管理和发布,负责管理和维护电力交易平台、网站,并为其他市场成员通过电力交易平台、网站披露信息提供便利。各市场成员对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。

第六十五条 陕西电力交易中心会同电力调度机构及时向发布市场供需情况及电力电量平衡情况、电网约束情况、市场交易信息、电网概况及运行情况、直调发电企业基本信息及运行情况、主要发输电设备检修计划等。

第六十六条 发电企业应每年进行一次信息披露,并根据市场情况,在变更时随时披露相关信息。信息披露内容主要包括:企业名称、股权结构、机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、已签合同电量、中长期交易电量完成情况等信息。

第六十七条 电力用户应每年进行一次公众信息披露,并根据市场情况,在变更时随时披露相关信息。信息披露内容主要包括:企业名称、股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率、直接交易需求、价格、已签合同电量、中长期交易电量完成情况等信息。

第六十八条 售电公司应每半年进行一次公众信息披露,并根据市场情况,在变更时随时披露相关信息。信息披露内容主要包括:企业名称、股权结构、注册资本、资产总额、注册生效时间、代理电力用户及交易需求、中长期交易电量完成情况等信息。

第六十九条 电网企业按现有规定信息披露,并根据市场情况,在变更时随时披露相关信息。信息披露内容主要包括:企业名称、注册资本、经营范围、成立日期、相关业务许可证、年度电力供需预测、电力中长期交易合同电量、电量执行、电量清算等情况、输配电价标准(含线损)、政府性基金和附加等有关电价标准等信息。

第十章 市场干预、监管、争议与违规处理

第七十条 陕西省电力直接交易工作由省发展改革委牵头,西北能源监管局等单位参与配合。省发展改革委负责日常工作协调,组织市场运行。

第七十一条 西北能源监管局会同省发展改革委负责市场监管,确保交易行为规范有序。

第七十二条 市场主体要按照有关规则参与交易,各方要履行相关合同。发生争议时,各方应协商解决,也可提请西北能源监管局、省发展改革委调解,协调或调解不成的,当事方可提请仲裁委员会进行仲裁或提请人民法院通过法律途径解决。

第七十三条 市场主体不遵守相关管理规定,无理由阻碍、拖延和扰乱电力直接交易工作的行为,任何一方均可向西北能源监管局和省发展改革委投诉。

第七十四条 出现紧急情况导致交易难以正常进行时,省发展改革委会同西北能源监管局等相关部门进行市场干预。进行市场干预时,应及时向市场成员通告市场干预的原因、范围和持续时间。

第七十五条 发生下列情况可进行市场干预:

(一)市场主体滥用市场力、串谋及其它严重违约、不能履约等,致使市场秩序受到严重扰乱。

(二)陕西电力交易中心有关交易程序及平台发生故障,交易无法正常运行时。

(三)出现天气、外部环境等不可抗力造成电网运行方式发生重大变化。

(四)需要进行市场干预的其它情况。

第七十六条 市场干预措施包括:

(一)调整市场交易时间、暂缓或终止市场交易。

(二)调整直接交易电量规模。

(三)其它干预措施。

第七十七条 本规则由省发展改革委会同西北能源监管局共同解释。

第七十八条 已有规定如与本规则不一致,按本规则执行。

第七十九条 本规则自发布之日起施行,《陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局关于印发陕西省电力用户与发电企业直接交易实施规则(暂行)的通知》(陕发改运行〔2014〕1174号)、《陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局关于印发陕西省电力用户与发电企业直接交易暂行办法的通知》(陕发改运行〔2014〕1002号)同时废止。

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7月2日,国家发改委印发《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》,明确指出加大峰谷电价实施力度,运用价格信号引导电力削峰填谷,利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制,促进储能发展。该政策的出台,意味着储能峰谷价差套利模式获得官方认可。紧随其后,江苏、陕西也相继出台配套政策,

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