第一章 总则
第二条 参与电力直接交易的市场成员包括市场主体和电网企业。市场主体包括符合准入条件进入市场的电力用户和发电企业。
第三条 省内参与直接交易的所有市场成员必须遵守本规则。
第四条 国家能源局东北监管局（以下简称东北能源监管局）、辽宁省经济和信息化委员会（以下简称省经信委）、辽宁省物价局（以下简称省物价局）按照各自职责对本规则执行情况进行监管。
第二章 市场成员的权利和义务
第五条 电力用户的权利和义务
（一）按规定进入或退出直接交易市场；
（二）按规定参与市场交易，履行交易合同及协议；
（三）保证交易电量用于申报范围内的生产自用；
（四）遵守政府部门有关需求侧管理规定。
（五）按期交纳电费和国家规定的政府性基金及附加。
第六条 发电企业的权利和义务
（一）按规定进入或退出直接交易市场；
（二）按规定参与市场交易，履行交易合同及协议；
（三）按要求提供辅助服务；
（四）执行并网调度协议，服从统一调度，维护电网安全稳定运行。
第七条 电网企业的权利和义务
（一）公平、无歧视开放电网，提供输配电服务，合理安排系统运行方式，保证系统安全运行和电力供需平衡；
（二）负责组织市场交易，对无约束交易结果进行安全约束校核并进行必要的说明；
（三）负责组织签订交易合同，按交易合同分解编制月度交易计划和机组发电曲线；
（四）负责交易电量抄录、出具结算凭证、代理结算直接交易电费；
（五）负责市场信息统计、发布和报告；
（六）负责交易平台的建设、运行和维护；
（七）负责落实交易结果的执行。
第三章 市场准入与退出
第八条 直接交易实行市场准入制。电力用户、发电企业准入资格按照《办法》执行，省经信委和东北能源监管局联合确定准入企业名单并印发准入文件。电力交易机构按照准入文件组织获得准入资格的电力用户、发电企业进行市场登记注册。
第九条 电力用户准入应符合以下基本条件：
（一） 属于《产业结构调整指导目录（2011年本）（2013年修正）》鼓励类，符合国家和省相关产业政策、有节能潜力的企业；
（二）采取有效环保措施，符合国家和省环保要求，并经验收达标认证的企业；
（三）能耗指标先进，其单位能耗低于全国同行业平均水平;
（四）电力需求相对稳定且对电网安全可靠运行有益、用电电压等级在66千伏及以上的电力用户;
（五）拥有企业自备电厂的用户在全额缴纳政府性基金和附加后方可参与直接交易。
第十条 发电企业准入应符合以下基本条件：
（一）辽宁境内符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证，已投入商业化运行的火力（含核电）发电企业；
（二）单机容量在30万千瓦及以上火力（含核电）发电机组；
（三）具有环保设施并正常投运,符合国家和省环保要求。
第十一条 参与直接交易的电力用户和发电企业在合同期内原则上不得退出。
第十二条 发生以下情况，电力用户和发电企业退出直接交易市场：
（一）国家产业政策调整，不符合现行的市场准入条件；
（二）企业经营范围发生变化，不符合市场准入条件；
（三）企业面临倒闭、破产；
（四）发生不可抗力，严重影响企业的生产、经营活动；
（五）其它特殊原因。
第十三条 申请退出直接交易的电力用户或发电企业应以书面形式向电力交易机构提出申请，申请内容包括：
（一）退出原因、时间及相关支撑性文件；
（二）与其他主体之间尚未履行完毕的交易合同或协议及处理建议。
第四章 交易方式
第十四条 直接交易按交易模式分为双边交易、撮合交易和挂牌交易。按交易周期分为年度及以上中长期交易、季度及以下短期交易。中长期交易以双边交易为主，短期交易以撮合交易、挂牌交易为主。
第十五条 直接交易三要素：直接交易价格、直接交易电量及交易时段。直接交易价格是指发电企业上网关口的直接交易上网价格（元/兆瓦时）；直接交易电量是指电力用户的直接交易用电量（兆瓦时）；交易时段是指直接交易合同的有效周期，以起始时间（年、月、日）至结束时间（年、月、日）表述。
第十六条 双边交易
（一）双边交易模式是指发电企业和电力用户协商一致后向电力交易机构申报交易意向，经电力调度机构安全约束校核，发电企业、电力用户、电网企业签订合同予以确认的直接交易。鼓励开展长期双边交易并引入交易双方上下游产品价格联动机制。
（二）发电企业和电力用户通过自主协商，确定交易电量、交易电价、交易时段及分月计划等，形成双边交易申报单，在交易申报有效期内一并提交到交易平台，并按提交的先后顺序，确认交易。当成交电量达到当期交易总电量规模或交易期截止时间时，结束提交申报。当两个或以上申报单同时提交并超过当期交易总电量规模的临界时，其成交电量按申报电量比例分配，但交易周期长者优先成交。
（三）交易平台根据受理的双边交易申报单，对电量空间、提交时间、交易时段和安全约束等进行校核后，发布最终交易结果。
第十七条 撮合交易
（一）撮合交易模式是指发电企业和电力用户集中在交易平台上双向申报交易电量、交易电价，以撮合方式经安全约束校核后成交的直接交易。
（二）发电企业、电力用户在规定时限内将交易电量、电价的申报到交易平台。发电企业申报交易数据口径为上网侧，电力用户申报交易数据口径为用电侧。
撮合交易实行交易价格申报限制，分别设立最高报价和最低报价，最高报价不超过标杆电价（含脱硫、脱硝电价，下同）120%，最低报价不低于标杆电价80%。原则上每年确定一次交易价格申报限制，若不出台新的价格限制，则按前一次的价格限制继续执行。
（三）交易分轮次开展，但不超过3轮；每轮次双方可多段报价，但不得超过3段。
（四）交易双方申报每段电量不得小于1000兆瓦时，发电企业合计申报电量不得超过校核的剩余发电空间。申报电价精确到0.1元/兆瓦时。
（五）电力用户按其分段申报电价扣除对应的输配电价、政府基金及附加后（折算到发电上网口径）从高到低排序，发电方按其分段申报电价从低到高排序。
（六）按照双方申报价格的排序，计算电力用户折算到发电上网口径的申报电价（剔除输配电价、政府基金及附加后）与发电企业申报电价之间的价差；
（八）双方按照价差从大到小顺序匹配成交，直至价差为零。成交价格为扣除输配电价、政府基金及附加后的电力用户申报电价与发电企业申报电价的平均价格，即
成交价格=（电力用户申报电价-输配电价-政府基金及附加+发电企业申报电价）/2
（九）报价相同的发电企业，按照脱硫机组、脱硝机组、大容量机组的顺序成交；如机组以上条件全部相同，按申报电量比例分配交易电量。每轮次撮合交易结果经安全约束校核后，由交易平台发布交易匹配成功企业及其交易价格、交易电量等信息。
（十）撮合交易达成的交易电量无特殊约定按时间进度均衡分解，形成分月交易电量计划。
第十八条 挂牌交易
（一）挂牌交易模式是指由电力用户提出直接交易电量、电价等需求并在交易平台进行发布，发电企业依据交易需求进行申报，并经安全约束校核后成交的直接交易。
（二）有交易意向的电力用户向交易平台提出挂牌交易申请，并申报交易的起始时间、交易电量和电价。
（三）年度及以上中长期交挂牌交易每次挂牌不超过3轮，季度及以下短期挂牌交易每次挂牌1轮。
（四）在接到交易需求后，交易平台将挂牌交易的电力用户名称、交易起始时间，交易电量，交易电价，输配电价、损耗，各主要约束断面输电能力（电量）及剩余输电能力（电量），挂牌交易相关的发电机组容量系数、脱硝系数、脱硫系数等信息予以发布。
（五）发电企业向交易平台申报申购电量和容量。
（六）挂牌交易中，当申购总电量不大于需求电量时，按申购电量成交；当申购总电量大于需求电量时，按各市场主体的申购容量及其权重系数进行计算。每申报单元中标的计算公式为：
中标电量=挂牌电量×（申购容量×容量系数×脱硝系数×脱硫系数／（∑申购容量×容量系数×脱硝系数×脱硫系数））
如申报单元中标电量大于其申购电量时，按申购电量成交。扣除该单元中标电量及申报容量后，其它单元按上述公式重新计算。
（七）权重系数设置的目的是鼓励和提高大容量、环保机组的中标电量比例，促进节能减排。权重系数的设置规定如下：
容量系数：30万级机组容量权数为1，30万级机组基础上每增加10万容量权重系数增加5%。即50万级机组以其申购电量提高10%后进行计算；60万级机组以其申购电量提高15%后进行计算；80万级机组以其申购电量提高25%后进行计算；100万级机组以其申购电量提高35%后进行计算。
脱硫系数=1+（10%*上年脱硫设施投运率）
脱硝系数=1+（20%*上年脱硝设施投运率）
参与挂牌交易的发电企业上年脱硫、脱硝设施投运率由发电企业自行申报，东北能源监管局进行认定。
（八）挂牌交易计算完成后，交易平台发布交易结果，包括成交企业名单、成交电量。
第五章 交易的组织及程序
第十九条 电力交易机构在交易平台向参与市场交易成员发布交易公告，包括交易总规模、交易模式、交易周期、市场在册成员的相关信息以及受理申报时限等信息。无特殊情况，每次组织交易，电力交易机构至少应提前一个月发布公告。
第二十条 参与交易市场成员按公告时限，向交易平台提交相关交易申报单。逾期交易平台将自动关闭，不再受理。
第二十一条 经过安全约束校核后，电力交易机构通过交易平台发布交易结果，并组织交易双方与电网企业按照能源监管机构制定的合同示范文本签订直接交易购售电合同和输配电服务合同。
第六章 交易价格
第二十二条 参与直接交易的电力用户的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价及线损、政府性基金及附加三部分组成。发电企业上网电价等于直接交易价格。
第二十三条 采用双边交易模式时，直接交易价格由电力用户与发电企业通过协商自主确定，非因法定事由，不受第三方干预；采用集中撮合交易、挂牌交易模式时，直接交易价格根据交易平台撮合、挂牌成交结果确定。
第二十四条 直接交易价格含脱硫、脱硝电价和其它环保加价，遇国家电价政策调整时，按调价文件执行。
第二十五条 直接交易输配电价执行两部制电价。其中：基本电价执行现行销售电价表中的大工业用电基本电价标准；电量电价（不含损耗）按照国家价格主管部门批复价格执行。直接交易输配电损耗以电量折算方式支付，线损率由省物价局确定。
第二十六条 政府性基金及附加按国家规定标准缴纳。
第二十七条 合同执行期间，遇有国家调整电价时，直接交易输配电价、政府性基金及附加相应调整。
第二十八条 电力用户执行现行相关电价政策。其中实行峰谷分时电价的用户，直接交易电量继续执行峰谷分时电价，直接交易平段电价为电力用户购电价格扣除政府性基金及附加，峰、谷段电价按现行比价计算。发电企业直接交易电量暂不执行峰谷电价。
第七章 交易电量
第二十九条 直接交易电量是指电力用户与发电企业签订的直接交易合同约定的购电量，发电企业直接交易上网电量为直接交易电量线损折算后的电量，即
发电企业直接交易上网电量=直接交易电量/(1-输配电损耗率)。
第三十条 年度直接交易总电量规模，由省经信委按照《办法》确定。
第三十一条 不限制单个电力用户和发电企业的交易电量，交易电量由市场交易结果确定。每次交易成交电量的总和应不大于当期直接交易总电量规模。
第三十二条 直接交易电量空间不参与全省年度发电计划安排。全省负荷空间在剔除直接交易的电量后，按照国家发展改革委《关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》进行全省年度电力电量平衡。
第三十三条 执行峰谷分时电价政策的电力用户，若全部用电量参与直接交易，则分别按峰、谷、平时段执行的电量确认直接交易电量；若部分用电量参与直接交易，则对峰、谷、平时段执行的电量分别按当月直接交易电量与全部用电量的比例分劈确认直接交易电量。
第三十四条 鼓励公用电厂替代高耗能、高污染的企业自备电厂发电（不含综合利用机组）。拥有自备电厂的企业，机组按国家政策关停后，其前三年自发自用电量的平均数由省经信委核定后可进入直接交易市场，不受全省总规模的限制，对应发电空间由公用电厂代发，此部分电量空间按每年三分之一的比例逐年递减。
第八章 合同签订及调整
第三十五条 交易结果发布后，按合同范本，发电企业、电力用户、电网企业三方签订电力用户与发电企业直接交易购售电合同和输配电服务合同。对短期交易如交易双方已签订长期合同的，只需签订补充协议。各类交易合同及补充协议须报省经信委和东北能源监管局备案。
第三十六条 直接交易合同签订各方应严格履行合同约定。电力用户、发电企业的双边交易、撮合交易、挂牌交易的成交电量在合同中应分解到月，按合同约定的时间完成交易电量。特殊情况可采取滚动平衡措施，保证直接交易合同执行。
第三十七条 在不影响已执行合同的情况下，交易双方可协商提出直接交易合同调整意向，允许对合同电量、电价、违约赔偿标准等合同要素进行调整，其中，电量调整须经电网安全约束校核。
第三十八条 有不可抗力等原因需终止合同，经交易双方同意，向电力交易机构提前提出书面申请，报经省经信委和东北能源监管局同意后方可终止履约，并由电力交易机构发布市场公告，但已发生部分合同电量视为有效。合同终止情况报省经信委和东北能源监管局备案。
第三十九条 参加直接交易的发电企业如遇特殊情况，不能完成直接交易电量时，可遵循节能减排原则在准入的发电企业之间进行发电权交易。
第九章 计量与结算
第四十条 电力用户计量点以电力用户与所在电网企业签订的《供用电合同》约定的计量点为准；发电企业计量点以发电企业与电网企业签订的《购售电合同》约定的计量点为准。
第四十一条 电能计量装置、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法按电力用户与所在电网企业签订的《供用电合同》和发电企业与电网企业签订的《购售电合同》的约定执行。
第四十二条 电费结算方式及时间保持现行体系不变，即发电企业、电力用户双方均通过电网企业结算，以保证各类交易电量得以均衡兑现。
第四十三条 电力交易机构根据抄表电量和交易合同，从用户抄表电量中按照直接交易优先的原则切割电量，并向相关市场主体出具结算凭证，由电网企业按“月清月结，年终清算”原则优先与发电企业和电力用户结算直接交易电费。
第四十四条 发电企业上网电量结算优先顺序为：直接交易合同、跨区跨省外送电交易合同、发电权交易合同、年度基数电量计划；电力用户用电量结算优先顺序为：直接交易合同、购网电量计划。
第四十五条 按照风险共担、利益同享的原则，电网企业与发电企业共同承担用户欠费损失的风险。电力用户发生的直接交易欠费由电网企业与发电企业按发供电环节电价比例划分，各自承担相应的欠费损失。
第四十六条 电力用户直接交易购电费
电力用户直接交易购电费包括交易电量电费、电度输配电费、输配电损耗费、基本电费、政府性基金及附加。其中:
交易电量电费=直接交易电量×直接交易电价
电度输配电费=直接交易电量×电度输配电价
输配电损耗费=[直接交易电量/(1一输配电损耗率)]×输配电损耗率×直接交易电价
政府性基金及附加=直接交易电量×政府性基金及附加标准
第四十七条 发电企业直接交易上网电费
发电企业直接交易上网电费=[直接交易电量/(1一输配电损耗率)]×直接交易电价
第十章 信息披露
第四十八条 市场主体应根据各自职责及时在交易平台披露相关信息，并保证真实有效，否则将承担相应的责任。电力交易机构要通过交易平台对电力用户直接交易信息进行汇总、整理、发布和保存。
第四十九条 电网企业应披露的信息
（一）交易开始前电网企业应披露以下信息：
1、输配电价、政府基金及附加标准、线损率；
2、直接交易总规模，交易周期，交易方式，受理起止时间，发布结果时间
参与直接交易发电企业的可交易电量规模及联系方式，参与直接交易电力用户的用电需求及联系方式；
3、年度电力供需预测，主要输配电设备典型时段的最大允许容量、预测需求容量、约束限制的依据等信息；
4、其他应向市场主体披露的信息。
（二）交易成交后电网企业应披露以下信息：
1、市场总成交电量、市场成交均价、各电力用户和发电企业成交配对名单、安全约束校核信息等。对于因电网安全约束限制的直接交易，应详细说明约束的具体事项，提出调整意见。包括具体的输配电线路或设备名称、限制容量、限制依据、其他用户的使用情况、约束时段等。
2、对成交的相关市场成员发布成交电量及其价格，分月计划等。
3、其他应向市场主体披露的信息等。
第五十条 电力用户应及时披露以下信息：
（一）电力用户的公司股权结构、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、联系方式、以前年度违约情况等。
（二）直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
第五十一条 发电企业应及时披露以下信息：
（一）发电机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、上网电价、联系方式、以前年度违约情况等。
（二）直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
第十一章 市场监管及干预
第五十二条 东北能源监管局、省经信委、省物价局对电力用户与发电企业直接交易过程、合同签订与调整、安全约束校核、计量与结算、信息披露等进行监督管理。
第五十三条 电力交易机构应将直接交易合同、市场主体的注册信息、交易情况等信息报省经信委和东北能源监管局备案。
第五十四条 东北能源监管局可采取定期或不定期的方式对本规则的实施情况开展现场检查，对市场主体和电力交易机构违反有关规定的，会同省经信委依法进行处理。
第五十五条 电力用户和发电企业有下列行为之一的，经核实，由省经信委和东北能源监管局联合发文，予以强制退出：
（一）提供虚假材料或其它欺骗手段取得市场准入的；
（二）互相串通报价，操纵或控制市场交易，哄抬或打压交易价格的；
（三）将所购交易电量转售或变相转售给其他用户的；
（四）拖欠直接交易或其它电费一个月以上的；
（五）不按交易结果签订合同的；
（六）无正当理由，不履行已签订的交易合同或协议的；
（七）不服从电网调度命令的；
（八）其它违反交易规则行为并造成严重后果的。
第五十六条 发生以下情况时，东北能源监管局会同省经信委，可对市场进行强制干预：
（一）发生市场主体滥用市场力、串谋及其它严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱；
（二）交易平台发生故障，直接交易无法正常进行时；
（三）其它必要情况。
第五十七条 市场干预的主要手段包括：
（一）改变市场交易时间或暂停市场交易；
（二）调整市场限价；
（三）调整市场交易电量等。
第十二章 违约处理
第五十八条 市场主体发生违约时，根据所签订的合同相关条款的约定处理政策执行。
第五十九条 市场主体要严格遵守各类合同、计划，若出现超欠合同约定电量情况，按以下规定处理：
（一）发电企业产生超合同（偏差超过＋3%）发电，则超发部分电量按政府核定上网电价的90%结算。若产生欠合同（偏差超过-3%）发电，电力用户可购买目录电价电量，发电企业需补偿电力用户因此增加的电费。
（二）若电力用户超合同用电，按国家核定的目录电价向电网企业购买。
（三）除因经济发展变化造成全社会用电需求低于预期或特殊原因联络线年度电量增幅较大等不确定因素外，因电网企业原因，导致发电企业未能完成合同发电量（偏差超过-3%），则欠合同部分电量，电网企业按政府核定上网电价的11
