中國儲能網(wǎng)訊：川各類市場化交易，推動四川電力市場平穩(wěn)有序發(fā)展，根據(jù)《四川電力中長期交易規(guī)則（暫行）》（川監(jiān)能市場〔2017〕51號，以下簡稱《交易規(guī)則》）、結合《四川省2019年省內電力市場化交易實施方案》，以下簡稱《實施方案》，按照安全穩(wěn)定、因地制宜、統(tǒng)籌兼顧、積極穩(wěn)妥的原則，結合2017、2018年四川電力交易實施情況，制定2019年四川電力交易指導意見。
1. 交易品種、交易方式及限價
1.1批發(fā)市場
2019年四川電力批發(fā)市場交易品種包括電力直接交易、跨省跨區(qū)交易（含跨區(qū)域省間富佘可再生能源電力現(xiàn)貨交易）、合同電量轉讓交易和輔助服務交易等。
1.1.1電力直接交易
2019年電力直接交易包括常規(guī)直購、鋁電合作、戰(zhàn)略長協(xié)、跨省聯(lián)動、富佘電量、低谷棄水、留存電量和居民替代。其中，跨省聯(lián)動包括電能替代和重點優(yōu)勢企業(yè)等可跨省跨區(qū)交易的全水電直接交易；戰(zhàn)略長協(xié)包括鋼鐵氯堿，以及電能替代、自備替代和重點扶持企業(yè)等全水電直接交易。常規(guī)直購、鋁電合作、戰(zhàn)略長協(xié)、跨省聯(lián)動、富佘電量、低谷棄水和留存電量交易按照《實施方案》以及價格相關文件執(zhí)行。
1.1.1.1常規(guī)直購
年度常規(guī)直購交易中，水電實行最低和最高限價，年度雙邊交易全年簽訂單一價格的，簽約價格按基準電價288元/兆瓦時的上下浮動20%限價；年度雙邊交易簽訂分月價格的，月度簽約價格按288元/兆瓦時執(zhí)行豐枯浮動后上下浮動20%限價。年度常規(guī)直購交易進行復式競價撮合交易時，簽約價格按基準電價288元/兆瓦時的上下浮動20%限價，為消除市場用戶豐枯結構不同帶來的影響，市場用戶應將簽約價格折算后進行報價交易(單位：元/兆瓦時)。
周增量直接交易按照復式競價撮合方式開展，限價范圍為288元/兆瓦時執(zhí)行豐枯浮動后上下浮動20%。
火電按政府批復價格執(zhí)行，由交易平臺按月自動配置，鼓勵常規(guī)直購交易用戶與新能源雙邊協(xié)商，置換火電電量部分。
1.1.1.2鋁電合作
鋁電合作按照全水電配置，主要以年度、周雙邊協(xié)商方式開展，實行政府最低指導限價。
1.1.1.3戰(zhàn)略長協(xié)
除鋼鐵氯堿外，戰(zhàn)略長協(xié)按照全水電配置。主要以年度雙邊協(xié)商方式開展，年度未成交部分可采取平臺集中交易方式開展，月內可通過雙邊協(xié)商在周交易中調整。
戰(zhàn)略長協(xié)的水電部分年度和周交易均不限價。其中，鋼鐵氯堿的火電部分按政府批復價格執(zhí)行，由交易平臺按月自動配置。
1.1.1.4跨省聯(lián)動
跨省聯(lián)動按照全水電配置，不限價。符合跨省聯(lián)動準入的電力用戶與省內水電企業(yè)簽訂年度雙邊協(xié)議，月內可通過雙邊協(xié)商在周交易中調整。參與跨省聯(lián)動交易的水電企業(yè)，可按照與其對應用電企業(yè)簽訂的枯水期交易電量額度的一定比例獲得豐水期外送電量獎勵指標，其中參與電能替代項目交易的水電企業(yè)可按照其枯期全部電量獲得豐水期外送電量獎勵指標。
1.1.1.5富佘電量
富佘電量采取年度、周復式競價撮合方式進行交易，電量供需比按照1.2:1進行限制。實施最低和最高限價，限價范圍為100元/兆瓦時上下浮動25%。
1.1.1.6低谷棄水
符合條件的用電企業(yè)，可參與豐水期低谷棄水電量交易。交易可經(jīng)年度雙邊協(xié)商達成，也可參與豐水期(6-10月)周交易。低谷棄水電量交易價格實施最高限價，限價范圍為不高于富佘電量交易最低限價。周交易采用復式競價撮合交易方式實施。
1.1.1.7留存電量
留存電量實施方案由相關市（州）上報省發(fā)展改革委、經(jīng)濟和信息化廳批復后執(zhí)行。原則上，相關市（州）經(jīng)濟和信息化主管部門和供電公司應將參與的發(fā)電企業(yè)和電力用戶（或售電企業(yè)）電量計劃分解到月。由電力交易機構按照政府計劃以最小配對方式對購售方及電量進行配對，形成留存電量交易合同。
1.1.1.8居民替代
豐水期居民生活電能替代交易按月度開展，由電網(wǎng)企業(yè)代表居民用戶采用集中交易的方式優(yōu)先向風電、光伏發(fā)電企業(yè)采購。
1.1.2跨省跨區(qū)交易
跨省跨區(qū)中長期交易在北京交易平臺開展，主要采取掛牌交易方式?？鐓^(qū)域省間富佘可再生能源電力現(xiàn)貨交易在國調現(xiàn)貨交易平臺開展，水電企業(yè)根據(jù)自身富佘發(fā)電能力自主參與。跨區(qū)域省間富佘可再生能源電力現(xiàn)貨交易應在四川電網(wǎng)調節(jié)資源已經(jīng)全部用盡、各類已成交外送交易全部落實、中長期交易來不及開展、水電仍有富佘發(fā)電能力、預計會產生棄水電量的情況下開展，發(fā)電企業(yè)成交的現(xiàn)貨交易電量不應超過日有效申報電量減去日預計劃電量。
1.1.3合同電量轉讓交易
1.1.3.1基本要求
（1）合同電量轉讓交易分為發(fā)電側合同電量轉讓、關?；痣娧a償、用電側合同電量轉讓和強退售電企業(yè)合同轉讓。
（2）發(fā)電側和用電側合同電量（含發(fā)電企業(yè)優(yōu)先發(fā)電合同電量)轉讓應分品種進行。其中，發(fā)電側合同電量轉讓按省內合同電量、跨省跨區(qū)合同電量的順序進行。轉讓交易價格為合同電量的出讓或買入價格，即出讓方支付給受讓方的補償價格，不影響出讓方原有合同的價格，涉及的合同交易對象權責不受影響，不需要原合同交易對象確認。
同次轉讓交易中，發(fā)電企業(yè)和電力用戶不得同時轉出和轉入電量，售電企業(yè)同一交易品種不得同時轉出和轉入電量。
合同電量轉讓交易一般在事前開展，必要時可在月度后組織開展一次事后合同電量轉讓交易。
1.1.3.2發(fā)電側合同電量轉讓交易
1.1.3.2.1基本要求
(1)發(fā)電企業(yè)按照申報次日可發(fā)電量方式累加得到月度發(fā)電計劃時不能參與合同電量轉讓交易。除互保型轉讓交易外，水電機組留存電量可在甘孜、阿壩和涼山本州留存電量發(fā)電企業(yè)范圍內進行轉讓;在運燃煤火電機組不能將合同電量轉給水電機組;燃氣電廠合同電量不能實施轉讓；風電、光伏市場化交易電量只能在參與市場化交易的風電、光伏間轉讓。
(2)發(fā)電側合同電量轉讓交易按年度、周開展。原則上，年度合同電量轉讓交易僅在發(fā)電企業(yè)超過自身能力與電力用戶或售電企業(yè)簽約的情況下實施電量轉讓，在年度合同完成校核后開展。
1.1.3.2.2轉讓類型
（1）發(fā)電側合同電量轉讓交易分為普通型合同電量轉讓和互保型合同電量轉讓。
（2）普通型合同電量轉讓按《交易規(guī)則》有關要求執(zhí)行。
（3）互保型合同電量轉讓。
1）互保型合同電量轉讓定義與基本要求
互保型轉讓交易是由交易雙方不變、交易電量相等的兩次合同電量轉讓組合而成的轉讓交易。其中，第一次轉讓的出讓方是第二次轉讓的受讓方，第一次轉讓的受讓方是第二次轉讓的出讓方。兩次轉讓的交易電量必須相等，不應超過相關月份出讓方剩佘合同電量以及受讓方剩佘發(fā)電能力，兩次交易的品種、交易價格可以相同也可以不同，第二次轉讓時間不應超過本年?；ケ＾D讓交易主要采用雙邊協(xié)商的交易方式開展，其他要求同合同電量轉讓交易。
2）互保型合同電量轉讓交易流程
電力交易機構通過技術支持系統(tǒng)發(fā)布互保型轉讓交易相關市場信息，包括但不限于開閉市時間和交易要點等。
交易雙方按照平等自愿、協(xié)商一致的原則，達成互保型轉讓交易意向協(xié)議，并在交易閉市前，通過技術支持系統(tǒng)向電力交易機構提交意向協(xié)議。意向協(xié)議應包括但不限于轉讓合同電量、第一次轉讓品種、第一次轉讓價格、第二次轉讓品種、第二次轉讓月份、第二次轉讓價格。電力交易機構在閉市后匯總互保型轉讓交易結果，完成合規(guī)校核，形成無約束交易結果，提交給電力調度機構進行安全校核。電力調度機構應在1個工作日內完成安全校核，返回電力交易機構形成最終交易結果。電力交易機構在收到安全校核結果后，通過技術支持系統(tǒng)向市場主體發(fā)布最終交易結果和安全校核說明。
市場主體對交易結果有異議的，應當在結果發(fā)布當日向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在當日給予解釋。市場主體對交易結果無異議的，應當在結果發(fā)布當日通過技術支持系統(tǒng)返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。
1.1.3.2.3轉讓方式
發(fā)電側合同電量轉讓可采取雙邊協(xié)商、集中轉讓和拍賣三種交易方式開展。
(1)雙邊協(xié)商方式
按照《交易規(guī)則》執(zhí)行。
（2）集中轉讓方式
1）發(fā)電側合同電量集中交易轉讓釆取“復式掛牌”的交易方式實施。
2）開市前，發(fā)電企業(yè)以交易單元為單位向交易平臺申報合同轉讓需求，包括擬轉讓品種、轉讓電量、合同價格、轉讓月度,電力交易機構將發(fā)電企業(yè)申報的數(shù)據(jù)匯總、編號形成轉讓包，并予以公告。轉讓包編號、轉讓品種、轉讓月度、轉讓電量形成一個轉讓包。
3）開市后，交易機構將所有轉讓包同時掛牌。掛牌方可對
出讓電量進行分拆，但拆分包的最小電量不得低于100兆瓦時。
4）交易期間，掛牌方可隨時修改轉讓包價格，摘牌方可按輸入電力交易技術支持系統(tǒng)的電量對目標轉讓包實施摘牌，對單個轉讓包的最小摘牌電量不得低于100兆瓦時，成交價格為掛牌方掛牌價格。當多個摘牌方參與同一轉讓包交易時，按時間先后順序成交。
5）摘牌方以自身對應月度剩佘能力為限可參與多個轉讓包交易。發(fā)電側合同電量集中轉讓交易涉及的合同交易對象權責不受影響。
6）原合同價格高于合同轉出價格時，由受讓方向出讓方支付轉讓價差費用；原合同價格低于合同轉出價格時，由出讓方向受讓方支付轉讓價差費用。四川電力交易中心統(tǒng)一向相關電廠出具轉讓價差費用結算依據(jù)。電廠應在收到結算依據(jù)后15個工作曰內完成支付工作，逾期未支付的，收款方可向交易機構提出申訴，交易機構核實后，將暫停違約電廠后續(xù)所有交易，直至完成支付為止。
（3）拍賣轉讓方式
1）拍賣轉讓方式原則上僅在年度開展，當發(fā)電企業(yè)部分月度合同電量未通過校核，且雙邊協(xié)商和集中轉讓均未能轉出時實施。
2）發(fā)電企業(yè)所有年度合同電量（含優(yōu)先發(fā)電電量）分月匯總后，超過其月度發(fā)電能力的部分電量應參與拍賣轉讓交易。發(fā)電企業(yè)可自主選擇各月除省間外送交易以外其他交易品種參與拍賣，在限定時間內未選擇的，電力交易機構按價格由低到高的順序、交易成交時間逆序等原則安排參與拍賣的交易品種。電廠名稱、超限月份、超限電量形成一個拍賣包，并通過技術支持系統(tǒng)發(fā)布。
3）競拍方應在自身各月發(fā)電剩佘能力范圍內選擇拍賣包參與交易，可同時申報多個拍賣包，以最后一次申報價格為準。交易結束后，每個拍賣包按申報價格由低到高、申報時間先后的順序出清，出清價格與標的價格間的價差部分由出讓方承擔。
4）拍賣轉讓交易標的涉及的原合同交易對象權責不受影響。
1.1.3.3關?；痣娧a償交易
關?；痣娧a償交易按照《關于印發(fā)四川省“十三五”期間關停統(tǒng)調統(tǒng)分燃煤機組電量補償方案的通知》（川經(jīng)信電力〔2018〕13號）相關要求實施。關?；痣娧a償交易按年度定價（補償價）掛牌交易的方式開展，單位電量補償標準為80元/兆瓦時（含6%增值稅）。
1.1.3.4用電側合同電量轉讓交易
1.1.3.4.1基本要求
（1）售電企業(yè)之間、電力用戶之間、售電企業(yè)與電力用戶之間均可開展合同電量轉讓交易。用電側合同電量轉讓交易按周開展，可采取雙邊協(xié)商和集中轉讓的方式開展。
（2）受讓方不可承接未交易或未代理的交易品種，受讓后的合同總量不得高出與發(fā)電企業(yè)簽訂年度合同分月電量的110%;售電企業(yè)或電力用戶月度累計出讓電量不得超過與發(fā)電企業(yè)簽訂年度合同分月電量的15%。
1.1.3.4.2交易方式
（1）雙邊協(xié)商方式
達成交易的轉讓雙方根據(jù)需要確定要轉讓的交易品種（含年度合同分月電量、月度/周交易成交電量）和電量，由合同出讓方在交易系統(tǒng)填報，合同受讓方進行確認。
（2）集中轉讓方式
1）用電側合同電量集中交易轉讓采取“復式掛牌”的交易方式實施。
2）開市前，電力用戶或售電企業(yè)以交易單元為單位向交易平臺申報擬轉讓月度、轉讓品種、轉讓電量，電力交易機構將掛牌方申報的數(shù)據(jù)匯總、編號形成轉讓包，并予以公告。轉讓包編號、轉讓品種、轉讓月度、轉讓電量形成一個轉讓包。
3）開市后，交易機構將所有轉讓包同時掛牌。掛牌方可對出讓電量進行分拆，但拆分后最小電量不得低于100兆瓦時。
4）交易期間，掛牌方可隨時修改轉讓包價格，摘牌方可按輸入電力交易技術支持系統(tǒng)的電量對目標轉讓包實施摘牌，對單個轉讓包的最小摘牌電量不得低于100兆瓦時，成交價格為掛牌方掛牌價格。當多個摘牌方參與同一轉讓包交易時，按時間先后順序成交。
摘牌方可參與多個轉讓包交易。用電側合同電量集中轉讓交易涉及的合同交昜對象權責不受影響。
原合同價格高于合同轉出價格時，由出讓方向受讓方支付轉讓價差費用；原合同價格低于合同轉出價格時，由受讓方向出讓方支付轉讓價差費用。四川電力交易中心統(tǒng)一向相關售電企業(yè)、電力用戶出具轉讓價差費用結算依據(jù)。售電企業(yè)和電力用戶應在收到結算依據(jù)后15個工作曰內完成支付工作，逾期未支付的，收款方可向交易機構提出申訴，交易機構核實后，將暫停違約售電企業(yè)或電力用戶后續(xù)所有交易，直至完成支付為止。
1.1.3.5強退售電企業(yè)合同轉讓
（1）強退售電企業(yè)合同轉讓采取批零合同整體掛牌的交易方式實施。
（2）開市前，電力交易機構應將強退售電企業(yè)自強退次月起所有未履行的批發(fā)市場和零售市場合同予以公告，包括但不限于代理的用戶名錄(名稱、用電性質等)、簽約發(fā)電企業(yè)名錄、批發(fā)合同分品種簽約總量及簽約均價、零售合同分品種簽約總量及簽約均價、售電服務費情況、履約保函繳納情況等。電力交易機構將強退售電企業(yè)與發(fā)電企業(yè)和電力用戶的購售電合同整體掛牌。
（3）開市后，擬摘牌售電企業(yè)向交易平臺申報摘牌費用，即受讓整體批零合同的受入費用。摘牌售電企業(yè)最低受入費用限價為0。
（4）按申報受入費用從高到低進行排序，價高者成交。
（5）當強退售電企業(yè)售電服務費為負時，首先啟用強退售電企業(yè)履約保函，然后利用受入金額抵扣，最后不足部分由相應的電力用戶按優(yōu)惠費用總額的比例分攤。如果受入金額有盈佘，納入市場平衡賬戶清算。
（6）受讓售電企業(yè)應在成交十個工作日內向電力交易機構完善履約保函。逾期未完善的取消其成交資格，并納入信用體系評價。原批零合同按原出清順序由下一序位售電企業(yè)成交，若無替補售電企業(yè)，原批零合同按轉讓不成功處理。
1.1.4輔助服務交易
2019年將適時開展自動發(fā)電控制、深度調峰、啟停調峰、短期發(fā)電、黑啟動等市場交易。其中，短期發(fā)電是指在全網(wǎng)電力短缺的情況下，備用火電機組通過短時開機發(fā)電增加出力以平衡電網(wǎng)電力需求所提供的輔助服務。
1.1.4.1自動發(fā)電控制、深度調峰、啟停調峰、黑啟動開展前,按《華中區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》及《華中區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》進行考核和補償；開展后，按《交易規(guī)則》執(zhí)行。
1.1.4.2短期發(fā)電
（1）短期發(fā)電輔助服務交易按以下原則組織：短期發(fā)電主要采用月度預掛牌的方式，按申報價格確定調用排序，每月上旬，電力交易機構通過技術支持系統(tǒng)發(fā)布短期發(fā)電相關信息，包括但不限于開閉市時間、參與機組的指標性能要求及符合要求可參與的機組。
（2）短期發(fā)電僅由次月可開機的燃煤火電機組參與，發(fā)電企業(yè)通過技術支持系統(tǒng)申報機組短期發(fā)電的機組補償單價。申報的機組補償單價下限為0萬元/兆瓦，上限暫定為：100兆瓦級別0.5萬元/兆瓦,200兆瓦級別0.4萬元/兆瓦，300兆瓦級別0.4萬元/兆瓦，600兆瓦級別0.33萬元/兆瓦，1000兆瓦級別0.3萬元/兆瓦。未主動申報的，視為按機組補償單價下限申報。
機組短期發(fā)電獲得補償費用=機組額定裝機容量x申報的機組補償單價x(1-機組開機并網(wǎng)小時數(shù)A68)
（3）短期發(fā)電按以下原則形成無約束交易結果：根據(jù)發(fā)電企業(yè)的申報的機組補償單價由低到高進行排序；申報價格相同時,按在節(jié)能低碳電力調度序列上的先后順序排序。
（4）電力交易機構在閉市后1個工作日內完成合規(guī)校核，并按交易規(guī)則出清形成無約束交易結果，提交給電力調度機構進行安全校核。電力調度機構應在2個工作日之內將校核結果返回電力交易機構并公布。安全校核不通過時，按競價交易規(guī)則重新進行市場出清。市場主體對所申報的數(shù)據(jù)負責，交易結果原則上不再另行簽訂合同。
（5）水電等可再生能源能滿足負荷平衡需要時，不能調用短期發(fā)電。短期發(fā)電調用時間應控制在168小時內，超過168小時為機組正常啟停，不屬于短期發(fā)電。被調用機組應在調度命令下達后規(guī)定時間內并網(wǎng)(距機組上次解網(wǎng)時間小于24小時、大于24小于48小時、大于48小時，并網(wǎng)時長分別不超過8、15、18小時)且在4小時內調至指定出力。無法開機的，按其裝機容量對應級別的短期發(fā)電補償價格上限進行考核，并按調用排序安排后序機組開機；不能在規(guī)定時間內并網(wǎng)或調至指定出力的，按每次10萬元進行考核；開機不到要求時間的按非計劃停運處理。電力調度機構調用短期發(fā)電時，應根據(jù)電網(wǎng)實際運行情況，按需依次調用；停機時按調用排序逆序安排停機。市場主體對執(zhí)行提出異議時，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。
（6）短期發(fā)電輔助服務結算實行按月結清的方式，提供有效的短期發(fā)電服務不影響發(fā)電企業(yè)合同電量計劃的執(zhí)行。若提供短期發(fā)電服務的發(fā)電企業(yè)當月無合同電量計劃或合同電量計劃不足，電力調度機構在報四川能源監(jiān)管辦備案后，負責組織相關庫容水電采用互保型轉讓交易的方式予以平衡，相關發(fā)電企業(yè)應予以配合。
（7）短期發(fā)電輔助服務補償費用和考核費用由當月所有發(fā)電企業(yè)按上網(wǎng)電量比重進行分攤或返還。
1.2零售市場
1.2.1零售市場代理范圍與交易品種
1.2.1.1.2019年，售電企業(yè)僅可與已納入省內市場放開范圍內的電力直接交易用戶開展零售交易。
1.2.1.2.零售市場交易包括常規(guī)直購、戰(zhàn)略長協(xié)、跨省聯(lián)動、富佘電量、低谷棄水和留存電量。
1.2.2零售市場價格機制
售電企業(yè)與零售用戶之間原則上應在年度交易中約定分月電量、電價。售電企業(yè)與零售用戶之間的零售交易電量電價按不同交易品種分別約定，對于某一交易品種，可約定全年相同價格,也可按月約定不同價格。所有交易品種均不限價。如《實施方案》對某一交易品種的水火(或新能源)電量配比有要求，則該交易品種零售交易電量為用戶用電需求電量，交易電價為其中水電部分的交易價格。
2. 交易組織
2.1市場參與基本要求
2.1.1電力用戶
（1）符合準入條件并在電力交易機構完成注冊的用戶可自愿選擇進入市場，自主選擇參與批發(fā)市場或零售市場。電力用戶一旦簽訂直接交易協(xié)議或確認與售電企業(yè)的代理關系，并提交電力交易機構認可后，均視為自愿參與市場交易，原則上全部電量進入市場，不得隨意退出市場，不再執(zhí)行目錄電價。
（2）年用電量規(guī)模在500萬千瓦時以下的電力用戶必須通過售電企業(yè)參與市場。
（3）—個交易年內，一家電力用戶只能選擇一家售電企業(yè)進行零售交易。電力用戶與售電企業(yè)一旦簽定《四川省售電公司與電力用戶購售電合同》，電力用戶的全部用電量均應向該售電企業(yè)購買。
（4）已參加市場交易的用戶某月未簽訂直接交易協(xié)議的，以月度(周)增量直接交易最高限價按常規(guī)直接交易水火比例折算后的加權平均價格結算，并按用電側考核原則實施超用考核；三個月及以上未簽訂直接交易協(xié)議的，視為違約退出，在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，按照四川電網(wǎng)直供區(qū)不滿1千伏合表居民到戶電價的1.2倍執(zhí)行。
（5）已參加市場交易的用戶要銷戶的，應與發(fā)電企業(yè)或售電企業(yè)達成解約協(xié)議，并經(jīng)電網(wǎng)企業(yè)確認和交易平臺公示后永久退市。
（6）電力用戶應以在電網(wǎng)公司單獨立戶繳費的主體在交易技術系統(tǒng)開展注冊。
（7）電力用戶以交易單元參加市場交易，交易單元應包含該電力用戶所有納入市場化放開范疇的電量對應的計量點。計量點跨縣級供電公司的，可申請以縣級供電公司為單位拆分交易單元。除自備替代和電能替代以外，常規(guī)直購、鋁電合作、戰(zhàn)略長協(xié)和跨省聯(lián)動不能同時注冊為單一用戶；電能替代應單獨注冊交易單元。
（8）躉售區(qū)電網(wǎng)企業(yè)可作為一個購電主體參與市場化交易，參與交易的電量為其躉售電量中的全部大工業(yè)用電量，輸配電價、基本電價等按相關價格文件執(zhí)行。多個躉售區(qū)電網(wǎng)企業(yè)屬于同一企業(yè)集團的，可將多個躉售區(qū)電網(wǎng)企業(yè)作為一個購電主體參與市場化交易。核定輸配電價后的省屬電網(wǎng)企業(yè)內符合準入范圍的電力用戶，可申請直接參與省級電力市場交易或與售電企業(yè)簽訂零售交易合同，電力用戶所在屬地電網(wǎng)企業(yè)應配合交易中心做好計量抄表和電量報送工作。對已核定輸配電價省屬電網(wǎng)企業(yè)，結算躉售電量時應分別扣除區(qū)內所有電力用戶參與省級電力市場交易的結算電量。
2.1.2售電企業(yè)
(1)售電企業(yè)可代理除鋁電合作和居民電能替代以外的市場主體參與批發(fā)市場電力直接交易，并按代理的交易品種設置交易單元。售電企業(yè)可以和發(fā)電企業(yè)直接雙邊協(xié)商交易，也可以通過四川電力交易中心交易平臺參與集中交易。售電企業(yè)年售電量應與其資產總額以及繳納的保函金額相符。
（2）自愿退出市場的售電企業(yè)，應妥善處理所有購售電合同和供用電合同，并經(jīng)交易平臺公示后退市。
（3）被強制退出的售電企業(yè)，應按合同約定承擔相應違約責任。電力交易機構受政府主管部門委托對強退售電企業(yè)與發(fā)電企業(yè)和電力用戶簽訂的購售電合同予以整體掛牌轉讓，受讓售電企業(yè)承擔原購售電合同所有權利與義務。如掛牌轉讓不成功，電力交易機構可組織相應發(fā)電企業(yè)與電力用戶，在不突破原購售電合同電量的基礎上，開展后續(xù)月份雙邊協(xié)商交易。
當掛牌轉讓與雙邊協(xié)商均不成功時，電力交易機構和電力調度機構自售電企業(yè)強制退出次月起，不再繼續(xù)執(zhí)行其涉及的所有原購售電合同，發(fā)電企業(yè)相關合同電量作廢，相關零售電力用戶在重新參與市場以前，其用電量按國家目錄銷售電價執(zhí)行。
2.1.3發(fā)電企業(yè)
（1）發(fā)電企業(yè)原則上按照調度單元設置交易單元參與市場，當不滿足“同一企業(yè)法人、同一電價”的條件時，應對交易單元予以拆分。
（2）參與關?；痣娧a償交易的燃煤火電機組應在交易前按規(guī)定辦理業(yè)務許可注銷或變更手續(xù)。
（3）風電和光伏豐水期上網(wǎng)電量(光伏扶貧項目除外)全額參與市場化交易，優(yōu)先參與豐水期居民生活電能替代交易。
2.1.4其他市場參與要求
售電企業(yè)、電力用戶和發(fā)電企業(yè)均應按照《關于印發(fā)＜四川電力市場信息披露管理辦法＞的通知》(川監(jiān)能市場〔2017〕130號)要求按年(月)向電力交易機構報送2019年分月及月度用電需求預測和發(fā)電能力預測。市場主體未報送年度預測數(shù)據(jù)的，不得參與年度交易；未報送月度預測數(shù)據(jù)的，不得參與當月月度和周交易。
2.2年度交易組織
2.2.1年度優(yōu)先發(fā)電量分解
（1）電力調度機構按以下原則將各機組年度優(yōu)先發(fā)電量分解到月。
1）按最大發(fā)電量預測分解安排非水可再生能源發(fā)電量。
2）按水期內網(wǎng)供用電預測占比將水電優(yōu)先發(fā)電量由水期分解到月。
3）按實際需求預測分解安排各月火電優(yōu)先發(fā)電量。
（2）編制月度發(fā)電計劃前，如果年度優(yōu)先發(fā)電量仍未確定,電力調度機構可根據(jù)負荷預測并參考上年優(yōu)先發(fā)電量分配情況，預先安排月度各發(fā)電機組優(yōu)先發(fā)電量，待年度優(yōu)先發(fā)電量確定后,先扣減已安排的優(yōu)先發(fā)電量，再按前述原則將剩佘的優(yōu)先發(fā)電量分解到后續(xù)月份。
2.2.2年度交易組織時序及要求
(1)售電企業(yè)與零售電力用戶以年度雙邊協(xié)商的方式簽訂年度購售電合同。售電企業(yè)應將零售市場合同報電力交易機構備案，經(jīng)合規(guī)性初校后確定售電企業(yè)年度零售合同總量。
（2）批發(fā)市場按照年度雙邊直接交易，年度集中直接交易,年度關?；痣娧a償交易的順序開展。年度常規(guī)直購交易供需比為1.1:1，集中交易發(fā)用兩側參與電量應綜合考慮發(fā)電企業(yè)常規(guī)直購電指標、電力用戶年度用電需求和售電企業(yè)年度零售合同總量進行控制。
（3）電力交易機構根據(jù)校核結果補充開展年度合同電量轉讓交易，年度合同電量轉讓交易按雙邊協(xié)商、集中掛牌交易和拍賣轉讓的順序開展。
（4）年度跨省跨區(qū)交易與上述交易啟動時間原則上不分先后，各發(fā)電企業(yè)根據(jù)自身實際情況合理測算并申報。
2.3月度交易組織
2.3.1批發(fā)市場
月度交易主要開展居民生活電能替代交易、月度跨省跨區(qū)交易、輔助服務交易。上述交易啟動時間原則上不分先后，各發(fā)電企業(yè)根據(jù)自身實際情況合理測算并申報。
2.3.2零售市場
每月結算前，售電企業(yè)與零售用戶可對當月交易電量、電價進行調整，以雙方在交易平臺最終確認的交易電量、電價為準。
2.4周交易組織
周交易按照以下時序組織開展：發(fā)用電兩側合同電量轉讓交易（含互保型合同電量轉讓交易）、發(fā)用電雙邊協(xié)商合同調整交易、常規(guī)直購增量交易、富佘電量增量交易、低谷棄水增量交易。
銷電合作、戰(zhàn)略長協(xié)、跨省聯(lián)動用戶（或相關售電企業(yè)）可與發(fā)電企業(yè)協(xié)商調整后續(xù)月份交易電量和價格，也可與其他發(fā)電企業(yè)簽訂雙邊交易合同；常規(guī)直購、富佘電量和低谷棄水用戶（或相關售電企業(yè)）可與發(fā)電企業(yè)協(xié)商調減后續(xù)月份交易電量并
調整交昜價格，如需增加后續(xù)月份交易電量，發(fā)用電雙方均應參加復式競價撮合交易，不允許雙邊協(xié)商調增。其中，新能源配比的常規(guī)直購用戶（或相關售電企業(yè)）參加復式競價撮合交易后，應在規(guī)定時間內與新能源發(fā)電企業(yè)調增當月交易電量，或與其他新能源發(fā)電企業(yè)簽訂雙邊交易合同。
在開展常規(guī)直購增量、富佘電量增量、低谷棄水增量的復式競價撮合交易時，電力用戶和售電企業(yè)按申報需求全電量參與交易，發(fā)電企業(yè)以申報電量與按供需比折算后的指標電量的較低值全電量參與交易，其中供需比按1.2:1控制。
售電企業(yè)有關交易單元、市場用戶調減雙邊合同的，當月不能再參加該品種調增、雙邊交易或周增量集中交易；參加了調增、雙邊交易或周增量集中交易的，當月不能再調減該品種雙邊合同。
電力交易機構原則上應每半年發(fā)布一次月、周交易計劃預安排表，可根據(jù)市場特殊變化適當調整、增加臨時交易。
2.5月度優(yōu)先發(fā)電量調整
月度優(yōu)先發(fā)電量調整按照《2019年全省電力電量平衡方案及節(jié)能調度電力生產計劃》明確的調整原則進行。
完成優(yōu)先發(fā)電量調整后，電力交易機構可開展一次事后合同電量轉讓交易。
3. 合規(guī)與安全校核
3.1合規(guī)校核
電力交易機構負責對發(fā)電企業(yè)、電力用戶和售電企業(yè)等市場主體參與交易的情況進行合規(guī)性校核。
3.1.1發(fā)電企業(yè)合規(guī)校核
(1)發(fā)電企業(yè)均應符合2019年市場準入范圍，且已提交《入市承諾書》。
（2）水電企業(yè)年度常規(guī)直購的簽約電量不得大于《實施方案》中明確的常規(guī)直購指標的1.1倍。
（3）為防止發(fā)電企業(yè)出現(xiàn)超能力交易、擾亂市場秩序的情況，在年（月、周）度交易前，交易機構開展發(fā)電能力合規(guī)校核。水電企業(yè)發(fā)電能力按照交易單元計算，年度分月發(fā)電能力和月度發(fā)電能力分別作為電廠參與年度和月度（周）交易的約束條件，發(fā)電企業(yè)不得超能力簽約或參與年（月、周）度市場交易。
（4）發(fā)電企業(yè)應按《關于印發(fā)〈四川電力市場信息披露管理辦法〉的通知》（川監(jiān)能市場〔2017〕130號）要求向電力交易機構提供相關數(shù)據(jù)。分月發(fā)電能力預測用于年度交易發(fā)電能力測算，月度發(fā)電能力預測用于月度交易發(fā)電能力測算，近五年內新投發(fā)電企業(yè)可按設計的分月發(fā)電能力參與計算。
（5）進行發(fā)電能力校核時，應扣除機組已成交的所有交易合同電量（含優(yōu)先發(fā)電量），確保新成交合同電量不超過機組月度剩佘可發(fā)電量上限。
水電企業(yè)月度剩佘可發(fā)電量上限=水電企業(yè)月度發(fā)電能力-水電企業(yè)已成交的所有交易合同電量-水電企業(yè)優(yōu)先發(fā)電量
（6）水電企業(yè)分月發(fā)電能力應考慮機組檢修計劃等情況，按下列原則確定：
1）水電企業(yè)枯水期i月發(fā)電能力=MIN（機組運行容量x24x運行天數(shù)X系統(tǒng)控制系數(shù)，水電企業(yè)報送的i月發(fā)電能力，近五年i月最大上網(wǎng)電量)。
系統(tǒng)控制系數(shù)：年度、月度交易安全校核暫設定為0.92(發(fā)電企業(yè)在交易前提出書面申請，承諾該機組月度合同電量不轉出并承擔由此造成的后果，可超過0.92);周交易安全校核暫設定為0.95。
在參加設有供需比限制的交易時，應以各機組月度剩佘可發(fā)電量上限為基數(shù)來測算各機組可參與交易的電量上限。
3.1.2電力用戶合規(guī)校核
（1）電力用戶均應符合2019年市場準入范圍，且已提交《入市承諾書》。
（2）電力用戶一旦參與市場交易，當年內不得退出市場。其中，年網(wǎng)購用電量500萬千瓦時以下的用戶必須通過售電企業(yè)代理，參與零售市場交易。
（3）電力用戶不得既與售電企業(yè)簽訂《四川省售電公司與電力用戶購售電合同》，又與發(fā)電企業(yè)簽訂《四川省電力用戶與發(fā)電企業(yè)年度雙邊交易購售電合同》。
3.1.3售電企業(yè)合規(guī)校核
（1）售電企業(yè)已提交《入市承諾書》。
（2）售電企業(yè)代理電力用戶應符合2019年市場準入范圍，且代理的交易品種符合代理電力用戶市場參與相關規(guī)定。
（3）售電企業(yè)代理電力用戶總電量不得超過其資產總額許可代理電量規(guī)模。
（4）售電企業(yè)與水電企業(yè)簽訂的年度雙邊協(xié)商合同中任何一個月的交易電量不得大于售電企業(yè)與零售電力用戶簽訂的年度購售電合同中對應月份水電交易總電量。
（5）售電企業(yè)應按期提交履約保函，且提交的保函額度應不低于其零售電量規(guī)模所對應的額度。
3.2安全校核
3.2.1交易開展前，電力調度機構應給出本次交易的安全校核原則和原因，由電力交易機構在交易公告中予以公布。
3.2.2電力調度機構根據(jù)經(jīng)電力交易機構合規(guī)校核后的成交結果開展安全校核，通過后才能執(zhí)行。交易機構應按規(guī)定時間提交交易結果，調度機構應在規(guī)定時間內完成安全校核，給出校核意見并提交交易機構。
3.2.3調度機構在進行安全校核時，如外部條件(包括但不限于外部電網(wǎng)運行方式、跨省跨區(qū)交易電量、國分調機組留川電量等，下同)不能確定，按照不校核掉交易電量的原則執(zhí)行。當外部條件明確或發(fā)生變化后，交易計劃不能完全物理執(zhí)行時，調度機構應及時給出風險提示和轉讓建議，電力交易機構負責發(fā)布轉出提示并組織轉讓交易。提示轉出但未能轉出的電量，未完成時造成的損失和考核由發(fā)電企業(yè)自行承擔。校核時能確定安全校核外部條件的，按《交易規(guī)則》執(zhí)行。
3.2.4調度可根據(jù)系統(tǒng)實際運行，結合歷史發(fā)電、來水預測、梯級水庫運用、發(fā)電設備停電計劃等實際情況對發(fā)電企業(yè)能力進行校核。
3.2.5對受網(wǎng)絡約束區(qū)域內機組交易電量進行安全校核時，按裝機容量等比例原則分配通道份額。若因個別機組能力或交易計劃不足導致通道仍有空間，則按其佘機組裝機容量等比例原則繼續(xù)分配剩佘通遒。
3.2.6能確定受網(wǎng)絡約束區(qū)域已無剩佘通道外送電時，電力調度機構應在交易前向電力交易機構提供該區(qū)域發(fā)電企業(yè)清單。
3.2.7在安全校核過程中，應充分考慮系統(tǒng)運行約束，滿足調峰、調壓、調頻、潮流控制等各種要求。
3.2.8安全校核的校核意見包括以下結論：全部通過、部分通過、不通過等。
4. 調度執(zhí)行
4.1非水發(fā)電廠
4.1.1新能源（風電、光伏、生物質）電廠在確保電網(wǎng)安全的前提下，優(yōu)先發(fā)電，盡可能實現(xiàn)全額保障性收購。
4.1.2燃煤火電在確保電網(wǎng)安全和可再生能源發(fā)電最大化消納的前提下，結合系統(tǒng)實際需要和年度合同電量計劃統(tǒng)籌安排發(fā)電，滿足系統(tǒng)調峰、調壓、備用、可靠供電、水庫水位控制等運行要求，正常情況下各廠年度合同電量計劃完成率與平均完成率
的偏差應在2個百分點以內。
4.1.3燃氣電廠原則上參照燃煤火電執(zhí)行。
4.2水電廠
4.2.1豐水期
在確保電網(wǎng)安全和電力可靠供應的前提下，水電外送電量按照跨省跨區(qū)市場運營結果和上級調度實際安排執(zhí)行。水電省內電量按月度省內合同電量總量(含優(yōu)先電量和市場電量)計劃完成率基本一致安排發(fā)電，正常情況下各廠偏差應在2個百分點以內。
4.2.2枯水期
水電在確保電網(wǎng)安全和電力可靠供應的前提下，按不棄水原則安排發(fā)電，其中季調節(jié)能力及以上水電按水庫水位控制要求發(fā)電，確保4月末水庫整體維持低水位、12月末水位均衡消落(有特殊要求的情況除外)。
4.2.3平水期
（1）5月，在有條件不棄水的情況下，應沿用枯水期交易執(zhí)行模式，充分利用水庫調蓄能力，盡可能推遲棄水時間，直至全網(wǎng)開始棄水。
（2）11月，在不具備停止棄水條件的情況下，應沿用豐水期交易執(zhí)行模式，直至全網(wǎng)不棄水。
5. 交易結算
5.1抄表計量與結算基礎數(shù)據(jù)
5.1.1 2019年參與市場化交易的發(fā)電企業(yè)、電力用戶抄表時間暫按當前抄表例日執(zhí)行，待條件具備后再調整為按自然月份計量上網(wǎng)電量、用電量。
5.1.2每月30日前，電網(wǎng)企業(yè)將統(tǒng)調電廠本月上網(wǎng)電量、電力用戶本月市場化用電量、相關電量成分計劃以及輔助服務執(zhí)行及考核結果報送至電力交易機構。
5.2發(fā)電側結算
5.2.1結算考核周期按月結算和考核。
5.2.2可再生能源月度發(fā)電計劃
5.2.2.1風電、光伏、生物質等可再生能源全額收購。
5.2.2.2風電、光伏、生物質等可再生能源未參與市場化交易時，按照申報次日可發(fā)電量方式累加得到其月度發(fā)電計劃，申報次曰可發(fā)電量與實際發(fā)電量偏差超過±20%的部分不進行累加；參與市場化交易時，匯總其所有合同電量得到月度發(fā)電計劃。
5.2.3結算順序
按照跨省跨區(qū)優(yōu)先發(fā)電量、跨省跨區(qū)市場合同電量、調試電量、留存電量、省內優(yōu)先發(fā)電量、省內市場合同電量、超發(fā)電量或少發(fā)電量的順序進行結算。
5.2.4結算價格
5.2.4.1豐水期（6-10月）
（1）風電、光伏、生物質等可再生能源：全額（包括超發(fā)電量）按囯家或省價格主管部門核定的與電網(wǎng)結算電價進行結算，2%以上的超發(fā)電量、少發(fā)電量均按月度（周）增量直接交易最高限價的10%支付偏差考核費用。
（2）其他發(fā)電企業(yè)：超發(fā)電量不予結算，2%以內的超發(fā)、少發(fā)電量免于支付偏差考核費用，2%以上的超發(fā)電量按月度（周）增量直接交易最高限價的10%支付偏差考核費用，2%以上的少發(fā)電量按月度（周）增量直接交易最高限價的20%支付偏差考核費用。
5.2.4.2枯水期（1-4月、12月）和平水期（5、11月）
（1）風電、光伏、生物質等可再生能源：與豐水期相同。
（2）其他發(fā)電企業(yè)：超發(fā)電量按月度（周）增量直接交易最低限價的80%結算，2%以內的少發(fā)電量免于支付偏差考核費用，2%以上的少發(fā)電量按月度（周）增量直接交易最高限價的20%支付偏差考核費用。
5.3用電側結算
5.3.1結算順序
電力用戶和零售電力用戶按留存電量、自備替代電量、
常規(guī)直購（或鋁電合作、除自備替代和電能替代外的戰(zhàn)略長協(xié)、除電能替代外的跨省聯(lián)動）、富佘電量的順序進行結算。電能替代、低谷棄水單獨進行交易結算。省屬電網(wǎng)內電力用戶或躉售區(qū)電網(wǎng)企業(yè)與市場電力用戶結算順序相同。
5.3.2超用電量和少用電量
超用電量和少用電量是電力用戶和售電企業(yè)需要支付偏差費用的電量。
（1）電力用戶
1）對于國網(wǎng)四川省電力公司的直供區(qū)和子改分供區(qū)以及納入四川電網(wǎng)輸配電價核價范圍的躉售區(qū)，區(qū)內電力用戶(或躉售區(qū)電網(wǎng)企業(yè))某品種月度結算電量大于該品種月度合同電量部分為超用電量，小于該品種月度合同電量部分為少用電量。
2）對于已核定輸配電價省屬電網(wǎng)企業(yè)內的電力用戶，當下網(wǎng)電量不小于區(qū)內所有電力用戶交易合同電量時，以電力用戶月度實際用電量結算；當下網(wǎng)電量小于區(qū)內所有電力用戶交易合用電量時，以下網(wǎng)電量為限進行結算。
3）對于未核定輸配電價的獨立地方電網(wǎng)企業(yè)，整體作為一個購電主體參與市場化交易結算，以其供區(qū)范圍內下網(wǎng)電量中全部大工業(yè)電量作為其每月參與市場的用電量進行結算。
（2）售電企業(yè)
售電企業(yè)其零售用戶某品種月度結算總電量大于該品種月度批發(fā)合同電量部分為超用電量，小于該品種月度批發(fā)合同電量部分為少用電量。
5.3.3結算價格
5.3.3.1偏差考核閾值
市場電力用戶、售電企業(yè)、躉售區(qū)電網(wǎng)企業(yè)正偏差考核閾值為4%,負偏差考核閾值為-4%。
非市場電力用戶正偏差考核閾值為5%,負偏差考核閾值為-5%。非市場電力用戶考核對象為電網(wǎng)企業(yè)報送的次月非市場電力用戶用電總量預測值，該預測值應于次月月度發(fā)電計劃執(zhí)行前通過書面方式或電力交易技術支持系統(tǒng)報送電力交易機構。
5.3.3.2市場電力用戶
（1）超用電量按市場電力用戶該品種的合同加權平均價結算，其中：4%以內的超用電量免于支付偏差考核費用；4%及以上超用電量按月度（周）增量直接交易最高限價的40%作為偏差考核標準，進行偏差考核。
（2）4%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，4%及以上的少用電量按月度（周）增量直接交易最高限價的20%作為偏差考核標準，進行偏差考核。
5.3.3.3售電企業(yè)
（1）售電企業(yè)價差收入結算
（2）售電企業(yè)偏差考核
1）售電企業(yè)按交易品種進行偏差考核，原則和電力用戶一致。
2）售電企業(yè)按其與零售電力用戶約定的偏差考核費用分擔方式，對電力交易機構出具偏差考核費用分攤明細，電力交易機構據(jù)此形成售電企業(yè)和零售用戶的結算憑據(jù)。
3）零售電力用戶應承擔的費用，由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一隨當月電費向零售電力用戶收??；售電企業(yè)應承擔的費用，由電網(wǎng)企業(yè)向售電企業(yè)收取。
5.3.3.4非市場電力用戶
非市場電力用戶5%以內的超用電量免于支付偏差考核費用；5%及以上的超用電量按月度（周）增量直接交易最高成交價10%支付偏差考核費用。5%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，5%及以上按月度（周）增量直接交易最高成交價的10%支付偏差考核費用，其他按照《交易規(guī)則》執(zhí)行。
5.4費用結算、清算、返還和分攤
（1）電力交易機構負責按年度對平衡賬戶當年實際收支進行清算，實際收支的盈佘或缺額由發(fā)電企業(yè)（含網(wǎng)調電廠留川電量）按上網(wǎng)電量比重返還或分攤。其中，燃煤火電按其上網(wǎng)電量50%計算返還或分攤。費用清算細則另行制定。
（2）電力交易機構應按時向市場主體（含電網(wǎng)企業(yè)）提供電力交易結算依據(jù)（包括但不限于全部電量電費、偏差考核費用、售電企業(yè)價差收入、輔助服務費、分攤的結算差額或盈佘資金以及輸電服務費等)，市場主體根據(jù)相關規(guī)則進行資金結算。
5.5偏差考核電量免責
（1）電力交易機構負責向市場主體出具結算依據(jù)，市場主體接收電費結算依據(jù)后，應進行核對確認，對于偏差電費有異議、確因不可抗因素及電網(wǎng)企業(yè)設備故障等原因造成合同執(zhí)行偏差的，應在3個工作日內通知電力交易機構，并向有關政府部門提交書面申訴材料，逾期未提交書面申訴材料的視同沒有異議。
（2）發(fā)電側因不可抗力因素、電網(wǎng)企業(yè)設備故障等原因造成合同執(zhí)行偏差的，由四川能源監(jiān)管辦會同經(jīng)濟和信息化廳組織有關單位核實后，可予以免責；用電側因地震、洪水等不可抗拒自然災害原因造成合同執(zhí)行偏差的，由經(jīng)濟和信息化廳會同四川能源監(jiān)管辦組織有關單位核實后，可予以免責。
6. 其他事項
6.1市場注冊
（1）電力用戶實施注冊制。在電力交易機構進行注冊時，注冊的企業(yè)名稱應與工商營業(yè)執(zhí)照中的企業(yè)名稱一致。其中，重點優(yōu)勢企業(yè)(項目)名稱應與經(jīng)濟和信息化廳下達的用戶名單中的企業(yè)名稱一致。
（2）電力用戶在同一縣級供電公司轄區(qū)內的多個用電點應全部進行注冊并全電量參與市場化交易。在多個縣級供電公司用電的電力用戶，若只選取部分縣級供電公司下的全部用電點注冊并參與市場化交易，其參與市場化交易的年用電量應滿足市場準入對電力用戶的年用電量要求。
6.2交易合同
（1）市場主體參與省內市場交易前應在四川電力交易平臺簽訂《入市承諾書》。承諾書中權利義務、電量電費結算等相關約定對市場主體具有法律約束力。
（2）自主雙邊協(xié)商的市場主體應參照《四川省電力用戶與發(fā)電企業(yè)年度雙邊交易購售電合同（示范文本）》或《四川省售電公司與發(fā)電企業(yè)年度雙邊交易購售電合同（示范文本）》簽訂購售電合同，確定交易電量、電價和違約責任等內容。雙邊協(xié)商的電量、電價以錄入電力技術支持系統(tǒng)并經(jīng)雙方確認的數(shù)據(jù)為準。雙邊協(xié)商和集中交易結果須經(jīng)合規(guī)性審核和安全校核后方可生效執(zhí)行。以四川電力交易平臺發(fā)布的通過安全校核的交易結果為準。交易結果一經(jīng)發(fā)布，電子合同即為成立。
（3）售電企業(yè)與電力用戶進行零售交易，雙向自主選擇并協(xié)商一致后，應參照《四川省售電公司與電力用戶購售電合同（示范文本）》簽訂購售電合同，并與電網(wǎng)企業(yè)簽訂《四川省市場化零售供用電合同（示范文本）》三方合同?！端拇ㄊ∈袌龌闶酃┯秒姾贤ㄊ痉段谋荆吩瓌t上應在年度交易完成后30天內完成簽訂，電網(wǎng)企業(yè)應積極配合售電企業(yè)和零售客戶及時完成簽訂工作。
（4）所有市場化合同須提交到四川電力交易中心備案，發(fā)用雙方應嚴格按照合同內容在電力交易技術支持系統(tǒng)申報并確認量、價等信息，經(jīng)合規(guī)性審核和安全校核后方可生效執(zhí)行。通過交易平臺集中交易的，其預成交結果由電力調度機構安全校核后生效執(zhí)行。
6.3信息披露
（1）電網(wǎng)企業(yè)應配合提供市場主體相關上網(wǎng)和用電信息，包括但不限于發(fā)電企業(yè)并網(wǎng)電壓等級、計量點、結算模型以及市場用戶用電電壓等級、用電類別、計量點、富佘電量基數(shù)等關鍵信息，并應確保信息的準確和完整。
（2）電力調度機構應在轉讓交易開展的前一日上午12點以前，向電力交易機構提供當月各發(fā)電廠外送交易品種的完成情況和省內合同電量平均完成進度，由電力交易機構進行披露，供市場主體作為交易參考。
（3）其他按《關于印發(fā)〈四川電力市場信息披露管理辦法〉的通知》(川監(jiān)能市場〔2017〕130號)要求執(zhí)行。
6.4新投機組參與市場及并網(wǎng)調試
（1）新投機組在完成啟動試運行并在電力交易機構注冊后，可參與相應準入范圍內的市場交易，但應在90天內取得發(fā)電類電力業(yè)務許可證。逾期未取得的，取消后續(xù)市場參與資格，直至取得為止，并承擔相應市場風險和違約責任。未履約完成的合同電量由電力交易機構采取拍賣轉讓等方式處理。
（2）待啟動投運的機組應提前向電力調度機構報送啟動投運計劃及啟動調試及運行等電量。具備投運條件的，電力調度機構應在次月月度發(fā)電計劃中安排其啟動調試等電量。原則上待啟動投運的機組無發(fā)電計劃不能進行啟動投運，因特殊原因必須啟動投運的，所發(fā)電量須接受超發(fā)偏差考核。
（3）需并網(wǎng)試驗的火電機組原則上應提前1個月向電力調度機構報送試驗方案和計劃，并確保試驗當月有滿足試驗需求的合同電量，電力調度機構根據(jù)電網(wǎng)實際情況予以安排并列入相應月度發(fā)電計劃?；痣姍C組試驗導致的超發(fā)、少發(fā)電量，由發(fā)電企業(yè)通過市場等方式自行負責解決。
6.5非計劃停運
（1）火電機組非計劃停運后，應將當月剩佘合同電量轉讓給同類可滿足電網(wǎng)安全運行需要并可及時開出的備用火電機組，電力調度機構負責安全校核并安排開機。若非計劃停運火電機組當月剩佘合同電量未能轉出，電力調度機構可直接安排其他滿足電網(wǎng)安全運行需要的備用火電機組開機，非計劃停運火電機組當月剩佘合同電量強制轉給增開火電機組，轉讓價格為兩者政府批復上網(wǎng)電價中較高價。電力調度機構應按增開火電機組轉入合同電量安排其發(fā)電，因合同電量少于增開火電機組7天最低負荷運行所需電量導致增開火電機組開機不足7天時，增開火電機組自動獲得短期發(fā)電輔助服務補償，補償費用全部由非計劃停運機組承擔。
（2）水電機組非計劃停運導致系統(tǒng)增開火電機組時，可參照火電機組非計劃停運處理方式進行處理。
（3）機組非計劃停運的考核按相關規(guī)定執(zhí)行。
7.組織實施
國網(wǎng)四川省電力公司、電力交易機構等市場成員應及時向四川能源監(jiān)管辦、經(jīng)濟和信息化廳報告實施過程中出現(xiàn)的特殊情況和問題，由四川能源監(jiān)管辦、經(jīng)濟和信息化廳商有關單位（部門）確定對應的處置措施和辦法。對電力供應和電力生產秩序有重大影響的，由經(jīng)濟和信息化廳會同四川能源監(jiān)管辦協(xié)調解決。
