各电力用户和发电企业：
为积极探索我省电力体制改革，推进电力市场化建设，发挥陕西电力交易中心交易平台的作用，按照《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细则(暂行)的通知》(陕发改运行〔2014〕1174号)的精神，并根据《陕西省发展和改革委员会 陕西省2017年上半年电力直接交易有关事项公告》的要求，陕西电力交易中心有限公司(以下简称交易中心)开始组织开展2017年一季度电力直接交易集中竞价交易。为进一步做好我省电力直接交易集中竞价工作，现将有关事宜通知如下：
一、市场主体
1.购电方：省发改委公示的符合准入条件的电力用户(详见附件1);
2.售电方：省发改委公示的符合准入条件的发电企业(详见附件2);
3.输电方：国网陕西省电力公司、陕西地方电力(集团)公司。
二、交易规模
电力直接交易集中竞价工作以季度组织开展。一季度，按照关中陕南、榆林(含神木县、府谷县)两个区域分别组织，交易电量21.2亿千瓦时，其中：关中陕南地区交易电量为16.5亿千瓦时，榆林地区交易电量4.7亿千瓦时。
三、交易申报及出清
各市场主体登陆陕西交易中心电力交易平台(http://pmos.sn.sgcc.com.cn)进行购售电主体的电量及电价申报。集中竞价交易申报及出清规则详见附件3。
四、交易时间安排
1. 2017年2月21日9：00-15:00，各市场主体登陆交易中心电力交易平台，进行电量、电价的申报。
2.2017年2月22日9：00-17:00，交易中心将集中竞价直接交易形成的初步无约束结果送相关调控机构进行送出电厂电量安全校核。
3.2017年2月23日9：00-17:00，交易中心将经过安全校核的有约束交易结果，向省发改委上报并进行审核确认。
4.2017年2月28日，交易中心通过交易平台公示集中竞价直接交易结果。
5.2017年3月31日，交易中心根据交易结果在电力交易平台生成电子版合同，报送省发改委、西北能监局备案。
五、联系方式
陕西电力交易中心有限公司：
刘姝玮 029-81002594
交易平台技术支持：
吴 蓓 029-81002911
魏海波 029-81002912
附件1：参加2017年一季度陕西省集中竞价直接交易发电企业名单
附件2：参加2017年一季度陕西省集中竞价直接交易电力用户名单
附件3：2017年一季度陕西省电力直接交易集中竞价有关事项的说明
陕西电力交易中心有限公司
2017年一季度陕西省电力直接交易
集中竞价有关事项的说明
一、市场主体
购电方：省发改委公示的符合准入条件中电力用户;
售电方：省发改委公示的符合准入条件中发电企业;
输电方：国网陕西省电力公司、陕西地方电力(集团)公司。
二、交易流程
陕西电力交易中心有限公司(以下简称交易中心)负责组织市场交易主体，在规定的时间段内，通过电力交易平台申报电量、电价等信息，电力交易平台按照集中竞价交易规则出清，经电力调度机构安全校核后，报陕西省发改委批准，形成最终成交结果。其流程为：
1.确定交易主体。省发改委按照《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细则(暂行)的通知》要求，对各地市上报的参与电力直接交易用户资料进行审核，确定准入用户企业，并与准入的发电企业一起向社会公布。
2.市场成员注册和承诺书签署。交易中心应在准入的电力用户和发电企业名单确定并发布后的30日内，完成市场成员信息的注册和CFCA证书的办理工作。同时，组织交易各方签署《陕西电力用户与发电企业直接交易入市承诺书》。
3.平台操作培训模拟。交易中心负责对电力用户和发电企业开展电力交易平台操作培训，对正确使用交易平台开展集中竞价交易给予现场指导，并开展线上模拟测试。
4.发布交易公告。交易中心确定开展集中竞价交易申报的时间以及其他需要注意事项等内容，在交易平台上发布《2017年一季度陕西电力用户和发电企业集中竞价直接交易的公告》(以下简称《公告》)，外网用户均可登录此界面查看。
5.交易申报。《公告》发布后，在规定的申报时间段内，电力用户和发电企业按照交易规则，通过电力交易平台进行购、售需求申报，申报内容包括购、售电量和直接交易电价。
6.竞价出清。根据电力用户和发电企业申报的有效数据进行排序，形成购方、售方电价排序队列。再按照集中竞价交易算法规则，采用边际电价法出清，得到无约束交易结果。
7.安全校核和审核确认。调度部门负责对已达成的无约束交易结果提出电网安全校核意见，得到有约束的交易结果，并向省发改委上报交易结果进行审核。
8.公布结果生成合同。经省发改委批准后，交易中心在电力交易平台上发布交易结果以及交易补充公告。电力交易平台根据交易结果生成电子版《电力用户和发电企业直接交易输配电服务合同》和《电力用户和发电企业直接交易购售电合同》，报省发改委、西北能监局备案。
三、交易申报
发电企业和电力用户，通过电力交易平台进行购售需求申报，其中发电企业申报售电量、直接交易电价;电力用户申报购电量、直接交易电价。本次集中竞价交易申报实行“一户一量一价”，不实行分月分段申报。
1.交易电量申报
购方申报电量限额设定：电力用户按其实际生产需求申报直接交易电量，以2016年年度用电量1/4为限额电量(交易周期为一个季度)。申报电量当月结算，合同期末清算，不得进行转移。
售方申报电量限额设定：系统中可按折算小时数计算售方申报电量限额，算法为：准入机组容量×折算小时数×放大比例系数。其中折算小时数=本次全省交易电量总量/本次全省准入机组总容量，本次放大比例系数暂定为1.15。
申报电量原则上以 10兆瓦时的整数倍，电量的量纲为兆瓦时。
2.交易电价申报
购方申报电价：电力用户通过电力交易平台申报直接交易电价。
售方申报电价：发电企业通过电力交易平台申报直接交易电价。
申报电价最小单位为0.1元/兆瓦时，电价的量纲为元/兆瓦时。电力用户和发电企业应理性报价，保障本次交易工作的顺利开展。
四、集中竞价交易出清
1.数据有效筛选。
售方申报数据筛选：售方申报电价数据有效筛选的规则为：将售方申报电价进行加权平均计算，得到均电价。
在均电价的基础上设立上下限比例得出售方电价范围(本次比例暂定为±30%)，超出范围的均视为无效申报电价，不参与排序竞价。
2.交易排序
购方申报电价排序：按照“价格优先”原则，对有效的购方申报电价按照降序进行排列，形成购方排序队列。
售方申报电价排序：按照“价格优先、容量优先”原则，对有效的售方申报电价按照升序进行排列，报价相等时按照单机容量等级由大到小进行排列，形成售方排序队列。
3.交易竞价
(1)依次按顺序将购方与售方形成配对。每次配对中，购方申报电价减去售方申报电价，形成竞价交易的电价对：电价对=购方申报电价-售方申报电价。只有当电价对数值大于或等于零的为有效匹配对，才能进行交易。
(2)按照电价对数值由大到小排序，电价对数值最大的有效匹配对优先交易，按照双方较小的申报电量确定成交电量。交易的剩余电量进入相应队列的最前方继续进行交易，直至成交电量达到集中竞价直接交易电量规模或者一方可成交电量全部匹配完成。成交电量四舍五入保留至1兆瓦时。
(3)电价对数值相同时存在多个交易主体，各交易主体成交电量按照其剩余申报电量比例进行分配;最后一个有效匹配对所成交的电量为之前交易完成后的剩余电量，其按购方和售方剩余申报电量比例进行分配。
(4)当电价对数值始终小于零，即购方申报电价始终小于售方申报电价，没有成交电量。
4.交易出清
所有有效匹配对成交电量均采用统一电价进行出清，称为边际出清电价，保留两位小数。直接交易电价的确定方法为：最后一个有效匹配对申报交易电价的平均值，即为所成交电量中最低的购方申报电价与最高的售方申电电价的平均值。
五、结算电价与直接交易电价的关系
电力用户结算电价(平段)=直接交易电价+输配电价(含线损和交叉补贴)+政府性基金附加;
发电企业结算电价=直接交易电价(含工业企业结构调整专项资金、含税、含环保电价)。
成交价格保留两位小数。
六、市场主体的违约责任
1.关于电力用户：一是实际结算电量在合同电量90%以上时不计算违约责任，实际结算电量大于合同电量的80%，但低于90%时，低于90%的这部分电量视为本期违约电量，在下一周期成交的直接交易电量结算时扣除，违约电量按照目录电价执行。连续两个交易周期产生违约电量的用户列入电力直接交易黑名单，不予参与第三个交易周期直接交易;二是实际结算电量低于合同电量80%时，取消下一个交易周期直接交易资格。
2.关于发电企业：由于企业经营及安全管理不到位导致机组故障停机、设备长期维修等自身原因未能完成直接交易电量计划的，视计划完成率削减下一周期直接交易电量，未能完成直接交易电量计划80%的，取消下一周期直接交易资格。
3.因人为不可抗力、自然灾害等因素导致的合同无法履行不按违约处理。
