東北能監局發布關于征求《<吉林省電力中長期交易規則> 補充規定（征求意見稿）》意見的公告，其中提到，鼓勵依法取得項目核準或備案文件、通過相關驗收或安全性評價的各類新型經營主體（可調節負荷、負荷聚合商、獨立新型儲能、虛擬電廠等）參與電能量等市場交易。鼓勵符合市場準入基本條件且具備一定技術能力的新型經營主體參與可調節資源市場化互動交易，促進電力供需平衡及新能源消納；結合實際對新型經營主體的調節能力開展后評估，不具備技術條件的新型經營主體不再參與相關市場化互動交易；具體按照國家政策、吉林省相關規定執行。

詳情如下：

關于征求《<吉林省電力中長期交易規則> 補充規定（征求意見稿）》意見的公告

為進一步規范吉林省電力中長期交易工作，推動中長期市場開展分時交易及結算，更好適應當前綠電等品種交易，國家能源局東北監管局會同吉林省能源局、吉林省發展和改革委員會組織制定了《＜吉林省電力中長期交易規則＞補充規定（征求意見稿）》，現征求意見。

征求時間為2024年11月20日至12月20日。如有意見，請反饋至shichang＠nea．gov．cn郵箱，并注明單位或組織及個人有關信息。

附件：《吉林省電力中長期交易規則》補充規定（征求意見稿）

國家能源局東北監管局

2024年11月19日

《吉林省電力中長期交易規則》補充規定

第一章 市場準入注冊及退市注銷

第一條以中長期交易基本規則-綠色電力交易專章為基礎，吉林省參與綠電交易的發電側主體暫為集中式風電、光伏發電項目，適時推動其他可再生能源參與綠電交易。綠電交易購電側主體為具有綠色電力消費及認證需求、愿意承擔綠色電力環境價值的工商業用戶。

第二條鼓勵依法取得項目核準或備案文件、通過相關驗收或安全性評價的各類新型經營主體（可調節負荷、負荷聚合商、獨立新型儲能、虛擬電廠等）參與電能量等市場交易。鼓勵符合市場準入基本條件且具備一定技術能力的新型經營主體參與可調節資源市場化互動交易，促進電力供需平衡及新能源消納；結合實際對新型經營主體的調節能力開展后評估，不具備技術條件的新型經營主體不再參與相關市場化互動交易；具體按照國家政策、吉林省相關規定執行。相關技術能力要求如下：

（一）具備96點分時計量采集傳輸條件，具有發用電計劃、負荷預測管理及策略執行等能力；

（二）常規工商業用戶、電蓄熱（冷）和電動汽車充換電負荷的調節能力不小于10%（調節容量/總容量，下同）；

（三）獨立新型儲能、負荷聚合商和虛擬電廠應接入新型電力負荷管理等系統，聚合容量不小于5兆瓦，可調節能力不小于10%，獨立新型儲能最大充（放）電功率符合相關規定要求，充放電時間不低于1小時，獨立新型儲能、虛擬電廠主要設備依規通過相關檢測認證、并網及消防驗收。

第三條電力用戶按照購電模式形成不同身份（電網代理購電、市場交易），電網代理購電用戶可在每月15日前選擇轉為市場交易用戶，參與次月交易。市場交易用戶和售電公司可在交易平臺自主選擇零售套餐并簽訂零售合同，合同期限為自然年，合同期內可按月調整后續月份的零售套餐。

第四條電力用戶信息變更的身份界定及處理原則。

（一）銷戶、電價類別由工商業改居民或農業用電的，按照正常退市予以注銷；

（二）名稱發生變化但主體（統一社會信用代碼）未變的維持原有市場身份，主體變化的依規按照退市或新增入市辦理；

（三）用戶部分戶號或全部戶號過戶、分戶、并戶給其他用戶時，原用戶維持市場身份或正常注銷，承接戶號的用戶若為非市場交易用戶，可自主選擇入市按新增用戶辦理，若為存量市場交易用戶，按新增戶號辦理；

（四）主體存續但停止用電期間，無論是否辦理減容手續，均維持原有市場身份。

第五條電網企業辦理電力用戶信息變更時，須同步向電力交易機構推送相關變更信息。對于在交易平臺注冊但未曾參與交易或者無效注冊的用戶，以及符合市場注銷條件但未申請辦理注銷的用戶，電力交易機構可依據電網企業推送的變更信息，按月梳理及公示，并正常予以零售代理關系解綁、平臺注銷等處理。

第二章 交易組織

第六條交易原則。

（一）結合省內電力市場基礎條件，有序推進中長期市場連續運營。結合市場實際需要適時組織開展合同轉讓、置換、回購等交易。推動中長期市場實行按工作日開市分時段交易、“照付不議、偏差結算”月結月清模式，引導經營主體通過市場交易形成分時段價格。

（二）電網企業分類預測居民、農業和代理工商業用電量，綜合考慮上年度省級電網綜合線損、省內優發電量、政府間協議、省間聯絡線計劃等因素，按各交易周期分類匹配優發優購電量，預測電網代理購電量及典型曲線，合理確定市場化采購規模，參與中長期市場連續運營。

（三）逐步推動各類優先發電計劃，通過簽訂年度電力中長期合同方式落實，明確分月安排、月度調整機制及責任落實主體等。

第七條交易時段劃分。為引導市場交易形成合理分時段價格，將電力中長期市場按日暫劃為24個交易時段，經營主體按各交易時段進行交易申報，后續結合市場發展適時進行交易時段細化調整。

第八條交易方式。包括雙邊協商、掛牌、集中競價、滾動撮合交易。其中，滾動撮合交易由交易平臺按不同交易標的進行即時自動匹配撮合，當買方申報價格大于等于賣方申報價格時允許成交，價格較高的買方申報或價格較低的賣方申報可以優先成交；當買方或賣方申報價格相同時，申報時間較早的優先成交，申報時間以系統記錄時間為準，成交價格采用配對雙方先申報一方的價格。

第九條交易組織模式。年度交易以每年各月各交易時段電量為標的，主要以雙邊協商、集中競價方式開展，適時組織開展掛牌交易，集中競價交易方式以統一邊際價格出清。多月、月度交易按年度交易組織方式開展。月內（多日）交易以月內（多日）各交易時段電量為標的，均采用集中競價方式，以統一邊際價格出清。日融合交易按工作日連續開市，每日（D-2日）以滾動撮合方式組織開展融合交易，交易標的暫為D日至月底（含節假日）各交易時段電量，具備條件后調整為D日各交易時段電量（遇節假日組織多日交易）。

開展綠電交易時，用戶或售電公司與新能源應分別明確電能量價格和綠證價格，電能量價格按照新能源與用戶或售電公司分時段交易價格機制確定，綠證價格由雙方協商確定。綠電交易暫按照年度、月度為周期組織開展，適時組織開展月內綠電交易，依規簽訂及執行綠電交易合同，鼓勵經營主體簽訂多年期綠電購買協議。綠電交易暫采用雙邊協商方式，適時組織開展集中競價、掛牌交易。具體按照中長期交易基本規則-綠色電力交易專章執行。

第十條交易曲線分解。雙邊交易由經營主體按交易周期申報每日各交易時段的電量和價格；集中交易由經營主體申報各交易時段總電量、價格，并在交易平臺上將各時段成交總電量分別按照交易周期對應天數自動平均分解到每日對應時段。年度、月度及月內雙邊交易和集中交易形成的日曲線疊加日融合交易結果，形成每日交易合同曲線。電網企業代理購電量、優先發電計劃電量、省間中長期及短期交易結果均需按照相關機制進行曲線分解。

第三章 結算

第十一條現貨市場未運行時，按照電力中長期交易規則及本規定開展電費結算，現貨市場試運行期間，與現貨市場相關結算原則相銜接。

第十二條經營主體按“照付不議、偏差結算”原則，發用兩側解耦結算，月結月清，逐步實現日清月結。經營主體月度各時段所有省內交易合同（含優先發電計劃）按照合同價格全量結算，根據交易合同凈值與其實際發、用電量差值開展偏差結算。初期暫定免偏差考核范圍為±10%（特高壓輸電通道配套電源為±3%）。結合市場實際，經電力市場管理委員會審議，報送東北能源監管局、省發展改革委、省能源局審定后，適時調整免偏差考核范圍及考核系數。

第十三條“照付不議、偏差結算”執行原則。

（一）發電企業在免偏差考核范圍內的電量按該企業當期省內各類中長期交易加權均價結算。煤電偏差率在10%以外的超（少）發電量按煤電當期各類中長期交易最低（高）價的0.95（1.05）倍結算，可再生能源免偏差考核范圍以外的超（少）發電量按可再生能源當期各類中長期交易最低（高）價的0.95（1.05）倍結算。

當期發電企業非自身原因引起的偏差電量，由電力調度機構負責統計，通過交易平臺在發電企業范圍公示2天無異議后，向電力交易機構提供相關認定信息（包括偏差原因、起止時間、偏差電量等），電力交易機構在發電企業實際上網電量基礎上扣除該部分偏差電量后重新核算。

（二）電力用戶（批發用戶、售電公司）在免偏差考核范圍內的電量按該用戶當期各類中長期交易加權均價結算。免偏差考核范圍以外的超用電量按省內當期中長期交易最高價的1.05倍結算，少用電量按該用戶當期各類中長期交易最低價的0.95倍結算。已參與交易且無正當理由申請辦理退市的用戶，從次月起由電網企業按國家電價政策執行；若批發或零售用戶未申請辦理退市、當期無交易合同但實際發生用電量，則全電量按省內當期中長期交易最高價的1.05倍結算。

日內滾動撮合交易、合同轉讓交易中的價格不納入市場相關最高（低）價計算。

第十四條售電公司代理用戶偏差電量以售電公司為整體進行偏差結算。售電公司收益為其在批發市場購電費用和零售市場售電收入的差額費用。售電公司與零售用戶自主通過交易平臺開展零售合同電量分解及結算單確認等業務，關鍵業務信息確認應在2天內完成，逾期未確認交易平臺將自動默認各方均無異議。

第十五條綠電交易電能量部分與綠證部分分開結算，結算依據出具、偏差處理、綠證核發劃轉等按照國家發布的中長期交易基本規則-綠色電力交易專章執行。

第十六條電網企業代理購電用戶按照批發用戶結算原則，每月在實際用電量基礎上扣除調試電量、省間現貨購入電量、應急調度電量、省間偏差購入電量后計算偏差電量。

第十七條省間中長期交易電量據實結算，省間偏差責任費用由參與該筆交易的經營主體按照交易合同等比例分攤或分享。

第十八條特高壓輸電通道配套電源按照省間實際結算結果“照付不議、偏差結算”，超（少）發電量按該企業當期各類中長期交易加權均價的0.95（1.05）倍結算。

第十九條因計量尾差、計量故障、技術支持系統差錯等原因導致需要進行電費追退補的，對于出具結算依據當月2天內經營主體反饋發現的問題，經電網企業核實確認的，重新計算并公布當期結算數據；對于差錯月電費發行后發現的問題，由電網企業按差錯月省內中長期交易加權平均價格進行電費退補。電網企業須按月將相關情況報送東北能源監管局、省發展改革委、省能源局備案。

第二十條用戶側與發電側電能量費用之間的差額，按照當月發電企業（不含輸電通道配套電源）上網電量（扣除省間交易結算電量）及用戶用網電量占比分攤或者返還所有經營主體，月結月清。

第四章 風險防控

第二十一條依據國家《電力市場運行基本規則》，每年結合電力供需、市場運行等實際情況，由電力交易機構進行綜合測算，并由電力市場管理委員會提出市場交易電量電價申報約束的建議，報送東北能源監管局、省發展改革委、省能源局審定后，在年度交易方案中進行明確，引導市場交易量價運行在合理區間，防范電力市場運行風險。

第五章 其他

第二十二條省內中長期市場交易須遵循電力中長期交易規則及本規定的基本原則，具體事宜和每年需要適時調整的內容、關鍵市場參數標準及取值，經電力市場管理委員會審議，報送東北能源監管局、省發展改革委和省能源局審定后，在年度交易方案或者其他備案報告中明確執行。

第二十三條本規定由東北能源監管局、省發展改革委和省能源局負責解釋并監督執行。

第二十四條本規定自印發之日起執行。原有電力中長期交易規則、補充規定及方案與本規定不一致的，按照本規定執行。