浙江省内10kV及以上电压等级的电力用户。其中，110kV及以上的电力用户统称为“批发市场用户”，可以选择参与电力批发交易或由售电企业代理参与电力零售交易；1 0kV及以上、110kV以下的电力用户统称为“零售用户”，由售电企业代理参与电力零售交易；具体放开行业根据国家有关规定和年度电力直接交易试点方案执行。
附件
浙江省售电市场交易基本规则
（征求意见稿）
总 则
为规范浙江直接交易试点售电市场交易，构建公平、有序、安全、高效的市场结构和市场体系，依法维护市场主体的合法权益，促进电力市场健康发展，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）及其配套文件，国家发展改革委、国家能源局《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）和《浙江省电力体制改革综合试点方案》（浙政发〔2017〕39号）及其相关专项方案等文件和有关法律、法规规定，结合浙江实际，制定本规则。
本规则适用于浙江直接交易阶段开展的售电市场交易，待浙江电力现货市场启动运行后，售电市场按照现货市场规则进行交易，本规则自动失效。
本规则所称的售电市场交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的年、月等中长期电量交易。售电市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。电力批发交易是指电力用户或售电企业通过电力交易机构，与发电企业直接购买电能的交易；电力零售交易是指电力用户向售电企业购买电能的交易。
电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得利用市场力或市场规则的缺陷，操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。
市场主体有自主交易的权利，任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
浙江省发展和改革委员会（能源局）会同国家能源局浙江监管办公室（以下简称浙江能源监管办）等部门负责本规则的制定和实施工作，根据职能依法履行监管职责。
市场成员
市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构等。
权利和义务
发电企业：
按规则参与售电市场交易，签订和履行售电市场交易形成的购售电合同；
获得公平的输电服务和电网接入服务；
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；
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；
法律法规规定的其他权利和义务。
电力用户：
按规则参与售电市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供售电市场交易的电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产、经营信息；
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、政府性基金及附加等；
自主选择交易对象、方式，自主进入或退出交易市场；
按规定披露和提供信息，有权获得市场交易和输配电服务等相关信息；
服从电力调度机构统一调度，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；
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。
法律法规规定的其他权利和义务。
不拥有配电网运营权的售电企业
按规则参与售电市场交易，签订和履行购售电合同、输配电合同等，提供银行履约保函等事项。提供售电市场交易的电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产、经营信息；
获得公平的输配电服务；
已在电力交易机构注册的售电企业不受供电营业区限制，可在省内多个供电营业区售电。售电对象为全省符合放开条件的电力用户；
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；
承担保密义务，不得泄露用户信息；
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；
法律法规规定的其他权利和义务。
拥有配电网运营权的售电企业：
具备不拥有配电网运营权的售电企业全部的权利和义务；
拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按国家有关规定和合同约定履行保底供电服务和普遍服务；
承担配电网安全责任，按照要求提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和浙江省标准；
按照要求负责配电网络的投资、建设、运营等工作，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电企业；
同一配电区域内只能有一家企业拥有该配电网运营权，并按规定收取输配电价（含线损及交叉补贴），代收政府性基金及附加等。代收的政府性基金及附加，由电网企业汇总后上缴财政；
法律法规规定的其他权利和义务。
电网企业：
保障输配电设施的安全稳定运行；
为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务；
向本电网区域内市场主体提供报装、计量、抄表、收费、维修等各类供电服务；
按规定收取输配电价和政府性基金及附加等；
按政府定价为优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供供电服务；签订和履行相应的供用电合同和购售电合同；当售电企业不能履行配售电义务时，承担自身配电网供电区域内相关放开电力用户的保底供电服务；
按规定披露和提供信息；
法律法规规定的其他权利和义务。
电力交易机构：
组织售电市场交易，建设和运维售电市场交易平台；
拟定相应电力交易实施细则；
编制交易计划；
负责批发市场主体的注册管理；
提供电力交易结算依据及相关服务；
监测和分析市场运行情况，不定期向省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办报告市场主体异常交易或违法违规交易行为，合同执行情况及处理建议；
配合省发展改革委（能源局）和浙江能源监管办对市场运营情况进行分析评估，提出市场规则修改建议；
配合开展市场主体信用评价，维护市场秩序；
按规定披露和发布信息；
法律法规规定的其他权利和义务。
电力调度机构：
按调度管理权限负责安全校核；
根据调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全；
向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据；
合理安排电网运行方式，按规执行机组调用，保障电力交易结果的执行（因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任）；
按规定披露和提供电网运行的相关信息；
法律法规规定的其他权利和义务。
市场准入与退出
参与售电市场交易的发电企业、电力用户、售电企业，应当是具有法人资格、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。
市场主体资格采取注册制度。参与售电市场的发电企业和电力用户应符合国家、浙江省有关准入条件，在浙江电力交易机构完成注册后，可参与市场交易。符合市场准入条件的售电企业按程序在浙江电力交易机构完成市场注册，获取交易资格并进入浙江省公布的目录可参与售电市场交易。
发电企业市场准入条件：
依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证（发电类）；
符合国家产业政策，环保设施正常投运且达到环保标准要求；并网自备电厂参与售电市场交易，须公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金及附加以及政策性交叉补贴、支付系统备用费，并参与电网辅助服务与考核；
初期售电市场准入的发电企业为省内统调电厂；待条件成熟后，允许省外以点对网专线输电方式（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）向浙江省送电的发电企业，视同省内电厂（机组）参与浙江售电市场交易。
电力用户市场准入条件：
浙江省内10kV及以上电压等级的电力用户。其中，110kV及以上的电力用户统称为“批发市场用户”，可以选择参与电力批发交易或由售电企业代理参与电力零售交易；10kV及以上、110kV以下的电力用户统称为“零售用户”，由售电企业代理参与电力零售交易；具体放开行业根据国家有关规定和年度电力直接交易试点方案执行。
拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费等；
符合电网接入规范，满足电网安全技术要求；
微电网用户应满足微电网接入系统的条件。
售电企业市场准入条件：
（一）按照《中华人民共和国公司法》进行工商注册，具有独立法人资格。
（二）资产要求：
注册资本不得低于2千万元人民币。
注册资本在2千万元到2亿元人民币的售电企业，具体可从事的售电业务年售电量为：
Q售电量=S注册资本×30
Q售电量: 指售电企业可从事年售电量，单位：亿千瓦时；
S注册资本：指售电企业注册资本，单位：千万元。
注册资本在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
拥有配电网经营权的售电企业，其注册资本不低于其总资产的20%。
（三）拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员3名及以上。
（四）无不良信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。
（五）拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证（供电类）。
（六）按照信用管理要求提交履约保函。
参与市场交易的“批发市场用户”和“零售用户”两类电力用户，全电量进入市场，不得随意退出市场。电力用户合同周期内只能向一个售电企业购电。初期售电市场，售电企业与电力用户合同期限到每年12月底。
市场主体在履行完或全部转让所有交易合同和交易结算的情况下，可自愿申请退出市场。
市场主体变更注册或者撤销注册，应向电力交易机构提出变更或撤销注册申请，经公示同意后，方可变更或者撤销注册。当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时，经政府主管部门核实予以撤销注册，并从市场主体目录中剔除。
市场主体存在违反国家有关法律法规和产业政策规定、严重违反市场规则、发生重大违约行为、恶意扰乱市场秩序、未按规定履行信息披露义务、拒绝接受监督检查等情形的，由省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办根据职能组织调查确认，提出警告，勒令整改。拒不整改的列入黑名单，强制退出市场，书面通知电力交易机构和电网企业，由电力交易机构对市场主体进行强制注销，有关法人、单位和机构情况记入信用评价体系，不得再进入市场。
参与市场交易的电力用户原则上不得退出市场。被强制退出市场的以及自愿退出市场的电力用户，原则上3年内不得再进入市场，由电力用户属地电网企业或其它拥有配网运营权的售电企业履行保底供电义务，保底供电价格暂按政府核定的目录电价执行。
“批发市场用户”进入电力批发交易后自愿退出的，须售电企业代理参与电力零售交易。
市场主体被强制退出或者自愿退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。
售电企业因运营不善、资产重组或者破产倒闭等特殊原因退出市场的，应至少提前45天通知浙江省发展改革委（能源局）、国家能源局浙江监管办、电力交易机构以及电网企业和电力用户等相关方。退出之前，售电企业应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜，否则不得再参与市场。
电力用户无法履约的，应至少提前45天书面告知电网企业、相关售电企业、电力交易机构以及其他相关方，将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。
市场注册
参加浙江售电市场交易的发电企业和电力用户，按照承诺、注册、备案的流程，在电力交易平台办理市场注册手续，获取交易资格。
承诺流程：发电企业和电力用户按固定格式的信用承诺书，准确填写相关信息，由本单位法人代表签署并加盖单位公章。
注册流程：发电企业和电力用户在浙江电力交易平台办理注册，填写包括企业基本信息、商务信息、机组信息以及用电单元信息等注册信息，扫描上传公司营业执照等材料。电力交易机构在收到发电企业和电力用户的注册申请后，对注册信息资料进行形式检查，并将检查结果告知发电企业和电力用户。对资料提供不全或不规范的，发电企业和电力用户应按要求对信息和资料进行补充和完善。
备案流程：电力交易机构按月汇总发电企业和电力用户的注册情况，向省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办备案。
参加浙江售电市场交易的售电企业，按照“一承诺、一注册、一公示、三备案”的流程，在浙江电力交易平台办理市场注册手续，获取交易资格。
“一承诺”：售电企业按固定格式的信用承诺书，准确填写相关信息，由本单位法人代表签署并加盖单位公章。
“一注册”：售电企业在浙江电力交易平台申请注册，填写并提供包括企业工商基本信息、专业人员、公司资产、技术信息支持系统及经营场所等信息资料。电力交易机构在收到售电企业的注册申请后，对注册信息资料进行形式检查，并将检查结果告知售电企业。对资料提供不全或不规范的，售电企业应按要求对信息和资料进行补充和完善。电子资料形式检查合格后，售电企业按要求携带信用承诺书原件、相关资料原件及复印件，现场办理资料核对，核对通过的进入公示流程。
“一公示”：按规定将市场主体提交的满足准入条件的信息、材料和信用承诺书通过浙江电力交易平台向社会公示，同步发“信用中国”网站，公示期为7个工作日。公示期满无异议的售电企业，注册手续自动生效。公示期存在异议的市场主体，注册暂不生效，市场主体可自愿提交补充材料并申请再次公示；经两次公示仍存在异议的，市场主体可向省直接交易试点工作小组办公室（省发展改革委（能源局））申请核实处理，由省直接交易试点工作小组办公室（省发展改革委（能源局））明确是否同意注册。
“三备案”：电力交易机构按月汇总售电企业注册情况向省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办和政府引入的第三方征信机构备案。
市场主体注册信息发生变化时，应在电力交易平台提出注册信息变更申请。电力交易机构完成信息变更形式检查后，注册信息变更生效。
售电企业的公司名称、法定代表人、资产总额等信息变更属于重大变更。售电企业申请注册信息重大变更的，应再次履行公示手续。
市场主体需保证注册信息的真实性、完整性和准确性。如市场主体提供虚假注册材料（包括电力用户非法同时与多个售电企业在一个合同周期内签署购售电合同的行为）而造成的损失，均由责任方承担。交易机构收到市场主体提交的注册申请和注册材料后，原则上在7个工作日内完成材料完整性核验。
市场交易基本要求
浙江售电市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。
电力批发交易是发电企业、售电企业、批发市场用户之间通过市场化方式进行电力交易活动的总称。电力零售交易是售电企业与零售用户开展的电力交易活动的总称。
电力批发交易可采用双边协商、集中竞价、平台挂牌等方式进行，其中电力交易双方的供需信息应在浙江省电力交易平台上发布。
双边协商交易是指市场主体之间自主协商交易电量（电力）、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成的交易。
集中竞价交易是指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量与成交价格等。
平台挂牌交易是指市场主体通过电力交易平台，根据集中竞价结果，分段申报、分段成交，经安全校核和相关方确认后形成的交易。
市场用户分为批发市场用户和零售用户，批发市场用户指可以参加电力批发交易的用电企业；零售用户指除批发市场用户以外、允许进入浙江售电市场的其他用电企业。所有准入的市场用户均须全电量参与市场交易，其全部用电量按市场规则进行结算。
现阶段，批发市场用户可以选择以下两种方式之一参与售电市场交易：
参加电力批发交易，即与发电企业开展年度双边协商交易，直接参与月度集中竞价交易和平台挂牌交易。
参加电力零售交易，即全部电量在同一时期内原则上通过一家售电企业购电。选择通过售电企业购电的批发市场用户视同零售用户。
零售用户在同一时期内只可选择向一家售电企业购电。
同一投资主体（含关联企业）所属的售电企业，年度双边协商交易、月度集中竞价交易和平台挂牌交易总电量，原则上不应超过全省售电市场总电量的30%。
符合准入条件的发电企业可以与售电企业、批发市场用户签订年度双边协议，也可直接参与月度集中竞价交易和平台挂牌交易。交易发电量折扣按照年度电力直接交易试点工作方案执行。
符合准入条件的售电企业可以代理电力用户参与售电市场，可以与符合准入条件的发电企业、售电企业签订年度双边协议，也可以直接参与月度集中竞价交易和平台挂牌交易。
交易价格
售电市场的交易成交价格由市场主体通过双边协商、集中竞价等市场化方式形成，第三方不得干预。
双边协商交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价交易价格按照边际价格统一出清确定。
发电企业的结算电价即为交易电价；市场用户结算电度电价由交易电价、输配电价（含线损及交叉补贴）、政府性基金及附加等构成。输配电价、相关政府性基金及附加等按国家及浙江省有关规定执行。市场用户参与售电市场交易继续执行峰谷电价政策，峰谷电价按市场交易购电价格和目录电价差值同幅增减。
集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可对报价设置上限；参与市场交易机组发电能力明显大于用电需求时，可对报价设置下限。
电力批发交易
交易时序安排
电力批发交易品种包括年度双边协商交易，月度集中竞价交易、平台挂牌交易等。
年度开展双边协商交易，市场主体根据交易结果，签订年度双边协商交易合同。
根据月度用电需求，组织开展月度集中竞价交易；集中竞价未成交部分组织购、售双向平台挂牌交易。
年度双边协商交易
参加年度双边协商交易的市场主体包括准入的发电企业、批发市场用户、售电企业。原则上年度双边协商交易应在年底前完成，售电市场启动时年度双边协商交易截止时间另行通知。
年度双边协商交易意向协议，购售电双方应约定年度交易总量及分月分解电量。
购售电双方约定交易价格。
年度双边协商交易启动前，电力调度机构向电力交易机构提供以下信息，通过交易平台等方式发布年度双边交易相关市场信息，包括但不限于：
标的年省内全社会、统调口径电力电量供需预测；
标的年关键输电通道网络约束情况；
标的年发电企业可参与年度（月度）双边协商交易电量的上限；
电力交易机构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：
（一）标的年省内全社会、统调口径电力电量供需预测；
（二）标的年关键输电通道网络约束情况；
（三）标的年发电企业可参与年度（月度）双边协商交易电量的上限；
（四）市场成员准入名单、交易开始时间、交易截止时间、交易总规模、结果发布时间等。
原则上每年12月初，年度双边协商交易开市。市场主体经过双边协商形成年度交易意向，并签署书面意向合同。
年度双边交易意向通过电力交易平台提交至电力交易机构，申报时间以交易公告为准。申报截止时间之前，市场主体可在任意时间修改年度双边协商交易意向，但双边交易一方申报、另一方确认后不得再修改。
年度双边协商协议应包括年度总量及全年各月的分解电量、交易价格等。年度双边协商交易严格按照年度合同执行，交易期内不允许调整。
电力交易机构依据发电机组能力、允许交易电量上限和批发市场用户、售电企业允许年度交易上限对年度双边协商意向进行规范性检查，形成年度双边协商无约束交易结果，并发布，同时提交调度机构安全校核。
电力调度机构原则上7个工作日内完成安全校核，并将校核结果及校核说明返回电力交易机构。
未通过安全校核的，由交易机构按照双边协商确认时序逆序调减，直至通过安全校核。
交易机构发布经过安全校核后的年度双边协商交易结果及安全校核说明。
交易结果发布后，交易双方签署正式年度双边协商交易合同。
月度集中竞价交易
原则上在每月25日前组织开展次月的月度集中竞价交易。
电力交易机构在不迟于交易日前的3个工作日前发布月度集中竞价交易预通知，包括交易的开市时间、交易主体范围等信息。
批发市场用户和售电企业在交易日的2个工作日前申报次月集中竞价电量需求，作为集中竞价可交易上限值。
次月集中竞价电量需求 =次月用电预测–年度双边协商交易合同中该月合同量
若次月集中竞价电量需求大于0，则批发市场用户和售电企业可以作为“买方”自愿申报次月电量需求（q需求意向）。
若次月集中竞价电量需求小于0，则批发市场用户和售电企业可以作为“卖方”自愿申报（以下简称“合同转让”，记作q转让意向）；申报电量上限为年度双边协商交易合同中该月合同电量。
发电企业在交易日的2个工作日前申报次月集中竞价参与意向，意向包括本次交易本发电企业是卖方、买方、不参与何种身份。如填报买方，需同时填报购买电量G月，为集中竞价时可购电上限值。申报截止时间前为申报视为不参与本次交易。
发电企业月度集中竞价电量上限按以下步骤确定：
根据批发市场用户和售电企业申报的次月集中竞价电量需求总量（Q月度），按照当年直接交易试点工作方案确定的上限比例（K直），确定发电企业月度集中竞价电量上限总量（Q总上限）。
Q总上限 = Q月度 ×K直
其中：Q月度 = q需求意向–q转让意向+G月
根据发电企业申报的参与次月集中竞价卖方意向，确定月度全部发电企业装机总容量（MW月总），确定各发电企业集中竞价申报电量上限。
某一发电企业月度集中竞价电量上限=（该发电企业装机容量/MW月总）×Q总上限
交易日的1个工作日前，电力交易机构通过电力交易平台发布次月集中竞价交易相关信息，包括但不限于：
月度集中竞价交易报价时间、报价规则等；
次月集中竞价交易总需求电量，即批发市场用户和售电企业申报的次月电量总需求（q需求意向）；
次月批发市场用户和售电企业合同转让意向（q转让意向）、发电企业合同转让意向（G月）；
次月意向参与的发电企业名单及装机容量；
次月各发电企业申报上限电量；
次月发电机组、电网通道运行约束情况。
月度集中竞价交易申报要求如下：
发电企业、售电企业和批发市场用户均通过交易中心电力交易平台统一申报，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。
卖方申报（发电企业或批发市场用户和售电企业申请作为“卖方”申报）实行六段式报量、报价，每段电量不得超过其上限电量的20%，报价价格逐段递增，每段价差不得小于3.0元/MWh。
买方申报（批发市场用户和售电企业、发电企业作为“买方”申报）实行六段式报量、报价，每段电量不得超过其上限电量的20%，报价价格逐段递增，每段价差不得小于3.0元/MWh。
月度集中竞价交易排序与出清
月度集中竞价采用边际统一出清方式，按照“价格优先原则”对买方申报价格由高到底排序，卖方申报价格由低到高排序。
按市场边际成交价格统一出清。
若买方与卖方边际成交价格不一致，则按两个价格算术平均值执行。
若出清价格由两家及以上报价确定，则按各家该报价段所报电量比例分配成交电量。
电力交易机构将无约束交易结果通过交易平台发布，并同时送电力调度机构安全校核。
调度机构在3个工作日内完成安全校核，形成有约束交易结果。如存在未通过安全校核的机组，调减相应电量后将校核结果交电力交易机构。
调度机构应将有关机组未通过安全校核的原因一并转交交易机构，由电力交易平台向市场主体发布。
电力交易平台向市场主体发布有约束交易结果和安全校核说明。
交易结果发布后，买方和卖方应及时对交易结果进行核对，若有问题应在1个工作日内向交易机构提出，由交易机构汇同调度机构进行解释。逾期未提出问题的，视为无异议。交易出清后公告的各方交易结果，具备与纸质合同同等法律效力。
平台挂牌交易
根据月度集中竞价结果，组织平台挂牌交易。集中竞价阶段的买方和卖方均可以挂牌，可分段申报、分段成交。买方、卖方可挂牌上限为集中竞价阶段上限值减去集中竞价交易结果。
同一笔挂牌电量被多个市场主体摘牌，则按照摘牌“时间优先”原则依序形成合同；若时间优先级相同，则按申报比例分配交易电量。电力交易平台即时滚动更新剩余交易空间。
市场主体申报总电量不得超过挂牌交易上限。
挂牌交易闭市后，交易机构于第2个工作日对平台挂牌交易意向进行审核、汇总，形成平台挂牌无约束交易结果，并通过交易平台发布，同时提交调度机构安全校核。调度机构原则上在3个工作日内完成挂牌交易安全校核。
电力零售交易
售电企业与电力用户签订购售电合同后，需与电网企业签订三方购售电合同，并向电力交易机构申请办理绑定关系。由售电企业登陆电力交易平台提交绑定申请，填写相关信息，扫描上传三方购售电合同；交易平台推送给电力用户确认。电力用户确认后，电力交易机构通过电力交易平台提交电网企业核实后绑定完成。
电网企业、售电企业和用户（包括批发市场用户、零售用户）签订三方合同，合同中应包括但不限于以下内容：各方的权利和义务、用户在电网公司营销系统户号、计量表计编号及对应的用电性质，合同变更、转让和终止程序以及违约责任等。
年度双边协商交易开市后，售电企业通过电力交易平台选定售电价格套餐，通过平台提交分月交易电量和年度合同总量，并由用户确认，形成售电企业与用户年度购售电合同。售电价格套餐由交易平台提供。用户不确认视为无效协议。原则上，一家用户只能与一家售电企业签订购售电合同，合同有效期为一年。
电力交易机构以三方合同、购售电合同在交易平台中的月度电量作为售电企业、用户月度结算依据。
用户变更售电企业包括用户与售电企业关系的建立、变更、解除。
（一）用户与售电企业建立购售关系时，应同时满足以下条件：
1.申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程；
2.申请用户与其他用户不存在转供用电关系；
3.申请用户已与售电企业签订购售电合同以及三方合同；
4.售电企业已在电力交易机构完成市场注册；
5.双方在电力交易机构确认交易关系后，视为双方约定的交易电量及价格等协议条款生效，并履约交易。
（二）用户与售电企业变更购售关系时，应同时满足以下条件：
1.申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程；
2.申请用户拟转至的售电企业已在电力交易机构注册；
3.申请用户应提供与原售电企业解除购售电合同及三方合同的证明材料；
4.申请用户已与新售电企业签订购售电合同及三方合同。
（三）用户与售电企业解除购售关系时，应同时满足以下条件：
1.申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程；
2.申请用户应提供与售电企业解除购售电合同及三方合同的证明材料。
合同签订与执行
合同签订
各市场主体应根据交易中心浙江能源监管办提供的合同示范文本签订各类电力交易合同。
售电市场合同（协议）主要包括以下类型：
（一） 电网企业、售电企业及其代理的电力用户签订三方购售电合同（含输配电价和政府基金及附加）；
（二） 售电企业与其代理的电力用户签订的购售电合同；
（三） 发电企业与售电企业、电力用户签订的年度双边协商交易合同；
（四） 发电企业与售电企业、电力用户签订的年度双边协商交易意向合同；
（五） 电力交易机构出具的电力交易中标通知书有约束电力交易结果，与合同具备同等效力。
合同执行
电力交易机构根据年度双边协商交易合同中约定的月度电量分解安排和各类月度交易成交结果，形成发电企业的售电市场交易电量月度发电安排。
电力调度机构负责根据经安全校核后的售电市场交易月度电量和其他发电计划，合理安排电网运行方式和机组开机方式。
电力交易机构每周跟踪和公布售电市场交易月度电量完成情况。市场主体对完成进度提出异议时，电力调度机构负责出具说明，电力交易机构负责公布相关信息。
电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，并于事后向省发展改革委（能源局）和浙江能源监管办书面报告事件经过。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。
合同电量偏差处理
年度合同的执行周期内，在购售输电三方一致同意的基础上，保持年度电量不变的前提下，允许本月修改后续月的合同分月计划，修改后的分月计划需要提交电力调度机构安全校核通过后执行。
批发市场用户或售电企业可以通过参与月度竞价交易、合同电量转让交易等方式控制合同电量偏差。
发电企业、批发市场用户、售电企业售电市场的合同偏差电量，采取“月结月清”的方式结算偏差电量，不滚动调整。
计量和结算
计量
电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合国家技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损。
同一计量点应当安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照；当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况，配置必要的计量装置。
电力用户应分电压等级分户号计量。同一个工商营业执照，有多个不同电压等级户号的电力用户，可自愿选择是否按照电压等级就高不就低的原则合并户号参加交易。户号合并后相关合同结算以及偏差调整费用按照合并后进行。合并户号的用户，在合同期内，不得再进行拆分户号交易。
如计量点存在居民、农业等与工业电量混合计量的情况，应在合同中明确拆分方法。
为统计售电企业月度电量的偏差，应按照电网企业、售电企业与电力用户签订的三方购售电合同中明确的计量点，做汇总统计。
发电企业内多台发电机组共用上网计量点且无法拆分，不同发电机组又必须分开结算时，原则上按照每台机组的实际发电量等比例拆分共用计量点的上网电量。
电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置数据，并按照相关规定提交电力交易机构和相关市场成员。
结算的基本原则
电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。
各市场主体保持与电网企业的电费结算支付方式不变，并由电网企业承担用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。
发电企业售电市场电量电费与电网企业进行结算；售电企业电量电费按照交易机构出具的结算依据与电网企业进行结算。
电力用户的容量电价、政府基金及附加、输配电价、功率因素调整、峰谷比等按照电压等级和类别按实收取。
电力交易机构向各市场主体提供结算依据，包括以下部分：
发电企业的结算依据。包括本月售电市场实际上网电量、每笔合同结算电量/电价、偏差调整电量/电价，每笔合同结算费用、偏差调整费用等信息。
批发市场用户的结算依据。包括该用户分户号和电压等级的实际用电量、每笔合同结算电量/电价、偏差调整电量/电价，每笔合同结算费用、偏差调整费用、总结算费用等信息。
零售用户的结算依据。售电企业根据电网企业提供的该用户分户号和电压等级的抄核电量，按照购售电合同约定，将包括分户号和电压等级的电量、电价以及偏差情况在内的结算方案通过交易平台提供给电力交易机构。电力交易机构与零售用户核对确认汇总后，形成售电市场电量结算依据。由售电企业代理的批发市场用户的结算依据按零售用户规定执行。
售电企业的结算依据由两部分组成，一是与发电企业签订的每笔合同结算电量/电价、偏差调整电量/电价，每笔合同结算费用、偏差调整费用等，由电力交易机构提供；二是由售电企业向电力交易机构提供其签约的电力用户每个户号的结算电量/电价等。电力交易机构与零售用户、售电企业确认后，上述两部分电费汇总记账，资金可对冲结算。
交易机构将确认后的售电市场结算依据提供给电网企业，包括合同结算费用、偏差调整费用、总结算费用等。
市场主体接收电费结算依据后，应进行校核确认，如有异议在3个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。
偏差调整费用由交易机构计算，并按规定提供结算依据，由电网企业反馈给市场主体。批发市场用户偏差调整费用由电网企业在电费发票中单项列示；售电企业偏差调整电费纳入与电网企业结算范围，按照对冲抵消结果开具发票并单项列示；发电企业偏差调整电费在向电网开具上网或交易电费发票中扣减并单项列示。
零售用户月度偏差由售电企业参照本规则在购售电合同中约定偏差调整费用处理办法。
对于同一市场成员，多个用电户号（或者发电机组）共同签订售电市场交易合同的情况，按照各用电户号的实际用电量（或者机组实际发电量）进行合同结算电量的拆分。
电力用户的结算
批发市场用户可以通过年度双边协商交易、合同分月计划调整、参加月度交易等方式，规避电量偏差调整风险；在此基础上，实际用电量与当月合同电量的偏差，纳入偏差调整费用。
批发市场用户电度电费参照其与发电企业签订的售电市场交易合同约定的分月计划进行结算，如果合同电量与实际用电量没有偏差，那么批发市场用户电度电费结算价格为合同约定的价格；如果有偏差，那么结算价格按下列规定执行。
其中：批发市场用户合同电量是指年度双边协商交易合同该月电量、月度集中竞价交易电量与月度合同转让电量之和。
批发市场用户偏差调整结算：
（一）当批发市场用户实际用电量超过月度合同电量时，合同内电量按照合同约定电量、价格结算。超合同电量部分结算价格按照燃煤机组标杆电价、输配电价（含线损及交叉补贴）、政府性基金及附加等组成，不进行偏差考核。具体不同用户结算价格按照第四十条规定执行。
（二）当批发市场用户实际用电量低于月度合同电量时，按照偏差比例分别处理如下：
1.如果实际用电量在月度合同电量95%至100%之间时，实际用电量按照月度集中竞价交易电量、平台挂牌交易电量和年度双边协商交易电量的顺序，以合同约定价格进行结算，不进行偏差考核；
2.如果实际用电量在月度合同电量95%以下时，实际用电量按照月度集中竞价交易电量、平台挂牌交易电量和年度双边协商交易电量的顺序，以合同约定价格进行结算，低于95%差值电量部分，按照当期浙江火电燃煤机组标杆上网电价的5%征收偏差调整费用；
3.如果实际用电量在月度合同电量80%以下时，实际用电量按照月度集中竞价交易电量、平台挂牌交易电量和年度双边协商交易电量的顺序，以合同约定价格进行结算，低于80%差值电量部分，按照当期浙江火电燃煤机组标杆上网电价的10%征收偏差调整费用。
零售用户电度电费由其签约的售电企业出具结算方案，并提交电力交易机构和电力用户确认审核。交易机构根据双方签订的购售电合同的价格和约定的偏差调整费用处理方案，按照月度实际用电量出具零售用户批发交易的结算依据，由电网企业进行电费结算。
售电企业的结算
售电企业可以通过年度双边协商交易合同分月计划调整、参加月度交易等方式，规避电量偏差调整风险；在此基础上，实际用电量与当月合同电量的偏差，纳入偏差调整费用。
售电企业参照其与发电企业签订的售电市场交易合同约定的分月计划进行结算，如果月度合同电量与实际用电量没有偏差，那么售电企业电费结算价格为合同约定的价格；如果有偏差，那么结算价格按下列规定执行。
其中：售电企业月度实际用电量是指与该售电企业签订三方合同、购售电合同的电力用户的月度实际用电量；月度合同电量是指年度双边协商交易合同该月电量、月度集中竞价交易电量与月度合同转让电量之和。
售电企业偏差调整结算：
（一）售电企业月度实际用电量超过月度合同电量时，合同内电量按照合同约定价格结算。超合同电量部分结算价格按照燃煤机组标杆电价结算，不进行偏差考核。
（二）当售电企业实际用电量低于月度合同电量时，按照偏差比例分别处理如下：
1.如果实际用电量在月度合同电量95%至100%之间时，实际用电量按照月度集中竞价交易电量、平台挂牌交易电量和年度双边协商交易电量的顺序，以合同约定价格进行结算，不进行偏差考核；
2.如果实际用电量在月度合同电量95%以下时，实际用电量按照月度集中竞价交易电量、平台挂牌交易电量和年度双边协商交易电量的顺序，以合同约定价格进行结算，低于95%差值电量部分，按照当期浙江火电燃煤机组标杆上网电价的5%征收偏差调整费用；
3.如果实际用电量在月度合同电量80%以下时，实际用电量按照月度集中竞价交易电量、平台挂牌交易电量和年度双边协商交易电量的顺序，以合同约定价格进行结算，低于80%差值电量部分，按照当期浙江火电燃煤机组标杆上网电价的10%征收偏差调整费用。
（三）售电企业与其代理的电力用户的偏差调整费用，由售电企业根据与电力用户的购售电合同约定进行结算。
经营配网业务的售电企业与电网企业之间的结算，在前文结算的基础上，按照供电线路电压等级和计量点实际电量，向电网企业支付输电费用。
经营配电网业务的售电企业，其配网范围内供电的电力用户的电量、电费结算由售电企业参照供用电协议执行，政府基金和附加由配售电企业代收。
发电企业的结算
发电企业按照签订的月度集中竞价交易电量、平台挂牌交易和年度双边协商交易电量的顺序，优先结算售电市场交易电量，不滚动调整。
发电企业月度上网电量大于其售电市场合同签订总电量时，售电市场电量按照合同价格进行结算。
因发电企业自身原因，其月度上网总电量小于年度双边协商交易和月度集中竞价交易电量之和，差额部分按照第一百零五条结算顺序，按其年度双边协商交易价格或月度集中竞价交易价格与当期浙江火电燃煤机组标杆上网电价之差进行偏差调整，支付偏差调整费用。
电网企业的结算
除不可抗力外，因电网企业的责任导致发电企业、电力用户（含售电企业）电量超欠，电网企业需双向赔偿发电企业和电力用户（含售电企业）。具体赔偿标准按合同约定执行。
售电市场中各市场主体的电度电费、偏差调整费用等结算依据由电力交易机构出具，电网企业根据电力交易机构提供的结算依据与市场主体进行电费结算。
对电力用户、售电企业、发电企业等收取的偏差调整资金应在电网企业设立售电偏差调整专户进行管理，实行收支两条线，专项补偿用于其他不可抗力因素导致的合同执行偏差费用。
其他
因人为原因造成电网故障导致的合同电量执行偏差，由电网企业承担相关偏差调整费用；因不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，相关费用先由售电偏差调整专户资金支付，不足部分由所有市场主体共同分摊相关费用。
发电企业因不可抗力欠发，售电市场相关合同仍参照发电企业欠发情况确定可结算电量，电力用户（含售电企业）因发电企业欠发而超用部分按照目录电价结算，不收取其他考核分摊费用。
电力用户（含售电企业）因不可抗力少用，售电市场相关合同仍参照电力用户少用情况确定可结算电量，不进行偏差考核。
信用管理
信用保证形式和管理
交易机构根据市场运营情况，建立市场信用管理机制。
现阶段，信用管理对象为参与浙江售电市场的售电企业。
售电市场信用保证形式为按照购售电量，向电网企业提交履约保函。
职责和分工
交易机构职责：
组织制定售电市场信用管理实施细则；
对信用管理对象进行履约风险评估、信用保证额度计算、风险监控和预警、履约保函管理。
市场主体职责：
遵守售电市场信用管理的制度和办法；
按照信用管理要求及时足额提交履约保函；
配合落实风险监控和预警的控制措施。
电网企业职责：
（一）按照有关程序使用市场主体提交的履约保函。
（二）将市场主体的结算（缴费及欠费）信息及时推送至交易机构。
信用保证要求
售电企业在入市交易前应提交足额的信用保证，信用保证形式为履约保函。
信用保证额度要求。
初期售电市场信用保证额度按照以下原则确定：
预估本年度售电企业所代理用户的用电量。按照上一年度该售电企业代理的用户实际用电量的120%，预估本年度的预计年售电量；
当售电企业预计年售电量不超过4亿千瓦时（含4亿千瓦时）时，应提供的履约保函额度为售电企业准入要求的最低注册资本的10%，即200万元；
当售电企业预计年售电量超过4亿千瓦时，每增加1亿千瓦时增加信用保证额度50万元，最大额度不超过2000万元。
具体信用保证额度计算详见下表：
单位：亿千瓦时，万元
预计年售电规模E |
信用保证额度 |
E≤4 |
200 |
4˂E≤40 |
每亿千瓦时50万，50×E |
E>40 |
2000 |
待电力交易平台信用管理功能建设成后，信用保证额度要求按照以下原则确定：
预估本年度售电企业所代理用户的用电量。按照上一年度该售电企业代理的用户实际用电量的120%，预估本年度每一个用户的预计电量，记作Qi；
确定该售电企业不与发电企业签订购售电合同时的信用保证额度（PG全保），公式如下：
PG全保=
（P标杆
-
Pi）Qi
其中：
P标杆：当期浙江火电燃煤机组标杆上网电价；
Pi：售电企业与其代理的电力用户所约定的售电价格；
Qi：与价格对应的，售电企业代理的电力用户，本年度预计用电量；
n:为该售电企业代理企业的数量。
根据该售电企业与其他市场主体签订的年度双边协商交易合同，确定初始信用保证额度（PG初始），公式如下：
PG初始=PG全保
– if(
（P平均–P协商i）Q协商i<0,
（P平均–P协商i）Q协商i,0)
– if(Q协商总>Q预计总,（P标杆-P平均）×Q预计总,（P标杆–P平均）×Q协商总)
– if(Q协商总>Q上年实际,（Q协商总
-
Q上年实际）×P标杆×10%，0)
其中：
m ：是指该售电企业签订的年度双边协商交易合同个数；
P协商i：该售电企业签订的年度双边协商交易合同价格；
Q协商i：与价格相对应，售电企业签订的年度双边协商交易合同电量；
P平均：该售电企业与其代理的电力用户所约定的所有售电价格的加权平均值；
Q协商总：是指该售电企业签订的年度双边协商交易合同总量；
Q预计总：是指计算该售电企业履约保函时，预计的其代理的电力用户本年度用电量总和；
Q上年实际：是指该售电企业代理用户上年度实际用电量总和。
售电企业入市交易前，向交易机构提交的信用保证金额应大于PG初始额度。
售电市场开始交易后，售电企业信用保证额度应按照以下方式确定，公式如下：
PG运营= MAX（PG初始，MAX（Bn，Bn+Bn-1,Bn+Bn-1+Bn-2））
其中：
PG运营：售电企业运营信用额度；
Bn：为该售电企业当月月度账单金额（售电企业应付费用）；
Bn-1：为该售电企业上个月月度账单金额（售电企业应付费用）；
Bn-2：为该售电企业上上个月月度账单金额（售电企业应付费用）。
履约保函要求和使用：
电网企业建立履约保函管理工作制度，明确保函的接收、管理、退还、使用申请、执行情况记录和通报程序。
履约保函提交主体为售电企业，受益人为电网企业。
企业集团财务公司只能对本集团成员单位开具履约保函。
履约保函有效期应覆盖至本年度售电市场结束。
如果售电企业提交的履约保函额度足够，可以向电网企业申请退还多余的履约保函。
售电企业未缴纳或未足额向电网企业缴纳相关结算费用，电网企业可以使用履约保函，并向履约保函开立单位出具原件，要求支付款项。同时向相关市场主体发出执行告知书，并提前向电力交易机构说明售电企业欠费情况，以便交易机构做好相关信用管理和交易工作。
电网企业应于履约保函执行前至少5个工作日内，向交易机构书面说明售电企业欠费情况。
电网企业需制定执行履约保函的相关流程，并按照规定使用履约保函，否则承担一切法律后果。
追加信用保证
交易机构应每月结算后计算售电企业运营信用额度，并与售电企业实际提交的信用保证金额进行比较，进行信用监控和预警，发现实际提交的信用保证金额不足时及时通知售电企业和电网企业。
售电企业应在接到交易机构通知的3个工作日内，向电网企业提交履约保函，满足市场交易信用要求。
售电企业未按时足额缴纳履约保函，经交易机构书面提醒仍拒不足额缴纳的，交易机构可对其实施以下措施：
暂停其在月度竞价交易中的交易资格,暂停其在售电市场中的结算资格；
在省政府有关部门网站、电力交易平台网站、“信用中国”网站公布该售电企业相关信息和行为；
公示结束后将该售电企业纳入涉电严重失信企业黑名单，并按照国家能源局相关要求对该企业法定代表人、自然人股东、其他相关人员采取惩戒措施；
其所有已签订但尚未履行的购售电合同由省能源局、省能源监管办会同交易机构征求合同购售电各方意愿，通过电力交易平台转让给其他售电企业。
未达成一致意见或未完成转让交易的，强制执行该售电企业提交的剩余履约保函，并将其代理的用户交由电网企业进行供电，供电价格根据履约保函执行情况和各用户后续用电量进行平摊计算。
信息披露
市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。
市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。
市场成员应该报送与披露包括但不限于以下信息：
（一）电力交易机构：交易约束条件及情况；交易电量执行，电量清算、结算等；每笔交易的公告，成交总体情况，成交结果公示等；电力交易计划和执行情况等；偏差电量责任认定、偏差调整资金收入及支出情况等。
（二）电力调度机构：具体输配电线路或输变电设备名称的安全约束情况、限制容量、限制依据、该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等；交易计划执行过程中的偏差电量责任认定情况；法律法规要求披露的其他信息。
（三）电网企业：发电总体情况、年度电力电量需求预测、电网项目建设进度计划信息、电网概况、检修计划、运行控制限额、输配电价标准、政府性基金和附加、输配电损耗率、电网安全运行情况、重要运行方式变化情况、新设备投产情况、机组非计划停运情况、火电机组启停调峰情况、机组调频调压情况、发电企业发电考核和并网辅助服务执行情况、电网电力供应和用电需求信息等。
（四）发电企业：公司名称、股权结构；发电企业的机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证等；已签合同电量、发电装机容量、剩余容量等；市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。
（五）售电企业：公司名称、股权结构；市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
（六）电力用户：公司名称、股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、年用电量、月度用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率等；直接交易需求、价格等信息；市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等信息。
在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站进行披露。电力交易机构负责管理和维护电力交易机构网站，并为其他市场成员通过交易平台、电力交易机构网站披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力交易平台、电力交易机构网站披露有关信息，并对所披露信息的真实性、准确性和及时性负责。
能源监管机构、政府电力管理部门、电力市场成员不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。
市场合同成交价格、市场主体申报价格等信息属于私有信息，电力交易机构应在一定期限内保密。因信息泄露造成的市场波动和市场主体损失的，由省发展改革委（省能源局）、浙江能源监管办等组织调查并追究责任。
市场干预
当出现以下情况时，省发展改革委（省能源局）、浙江能源监管办可做出中止电力市场的决定，并向市场交易主体公布中止原因。
（一）售电市场未按照规则运行和管理的；
（二）售电市场交易规则不适应交易需要，必须进行重大修改的；
（三）售电市场交易发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的；
（四）电力交易平台、自动化系统、数据通信系统等发生重大故障，导致交易长时间无法进行的；
（五）因不可抗力市场交易不能正常开展的；
（六）售电市场发生严重异常情况的。
电力调度机构、电力交易机构为保证电力系统安全稳定运行，可以进行市场干预。
市场干预期间，电力调度机构、电力交易机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容，并报省发展改革委（省能源局）、浙江能源监管办备案。
当面临重大自然灾害和突发事件，省级以上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态时，可暂停市场交易，全部或部分发电量、用电量应执行指令性交易，包括电量、电价，并免除市场主体的全部或部分违约责任。
当市场秩序满足正常电力交易时，电力交易机构应及时向市场交易主体发布市场恢复信息。
争议和违规处理
本规则所指争议是市场成员之间的下列争议：
（一）注册或注销市场资格的争议；
（二）市场成员按照规则行使权利和履行义务的争议；
（三）市场交易、计量、考核和结算的争议；
（四）其他方面的争议。
发生争议时，按照国家有关法律法规和国家能源局及浙江的相关规定处理，具体方式有：
协商解决；
申请调解或裁决；
提请仲裁；
提请司法诉讼。
市场成员扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由浙江能源监管办按照《电力监管条例》等相关法律法规处理：
提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格；
滥用市场力，恶意串通、操纵市场；
不按时结算，侵害其他市场交易主体利益；
市场运营机构对市场交易主体有歧视行为；
提供虚假信息或违规发布信息；
泄露应当保密的信息；
其他严重违反市场规则的行为。
附则
售电市场监管办法由浙江能源监管办另行制定。
本规则由浙江省发展改革委（省能源局）、省能源监管办负责解释。
本规则自发布之日起施行。以往规定如与本规则不一致的，以本规则为准。