廣東電力交易規則或巨變（附文件原文）
注：新電改下，電力交易市場該怎么玩? 近日，廣東電力市場流傳了一份《廣東電力市場交易基本規則(試行)》(以下簡稱規則)文件，引起了業內人士的廣泛關注，新規則相比之前有較大變化。 早在今年2月，南方能
注：新電改下，電力交易市場該怎么玩?
近日，廣東電力市場流傳了一份《廣東電力市場交易基本規則(試行)》(以下簡稱規則)文件，引起了業內人士的廣泛關注，新規則相比之前有較大變化。
早在今年2月，南方能源監管局在廣東電力市場交易基本規則研討會中，對《廣東電力市場交易基本規則(初稿)》做出研討和完善，隨后向各市場主體廣泛征求意見，進一步推進廣東省電力市場化改革。該規則為征求意見后的修改稿。
規則內容透露的信息量巨大，對廣東電力市場的交易品種、周期和方式，價格機制，電量規模，發、用電側不平衡電量處理、結算方式，信息披露和市場干預等內容做出了詳細的規范要求。在該規則的要求和引導下，廣東電力市場有望走向更嚴格、更規范。
而對于用戶、售電公司等市場主體，優惠與風險并存。那么，規則中具體都有哪些新變化呢?小編將《廣東電力市場交易基本規則(試行)》(征求意見后修改稿)全文摘錄如下，以供參考：
廣東電力市場交易基本規則(試行)
(征求意見后修改稿)
第一章 總 則
第1條 為規范廣東電力市場交易，構建安全、高效的市場結構和市場體系，保障市場成員合法權益，促進電力市場健康發展，依據有關法律法規和《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)及其配套文件、《中共廣東省委 廣東省人民政府關于進一步深化電力體制改革的實施意見》(粵發〔2015〕14號)等文件精神，制定本規則。
第2條 廣東電力市場遵循安全高效、公平公正、因地制宜、實事求是的原則和務實起步、先易后難、循序漸進、逐步完善的指導思想。
第3條 電力市場交易分為電力批發交易和電力零售交易。
電力零售交易是指售電公司與中小型終端電力用戶(下稱一般用戶)開展的電力交易活動的總稱。
第4條 電力市場成員應嚴格遵守市場規則，自覺自律，不得利用市場力或市場規則的缺陷操縱市場價格、損害其他市場主體的利益。
任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。
第5條 本規則適用于《廣東電力市場建設實施方案》中含交叉補貼的輸配電價核定前的電力市場交易，并根據電力體制改革進程進行修訂。
第6條 國家能源局南方監管局負責組織制定廣東電力市場交易基本規則。國家能源局南方監管局、廣東省經濟和信息化委員會、廣東省發展和改革委員會根據職能依法履行廣東電力市場監管職責，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對電力交易機構和電力調度機構執行市場規則的情況實施監管。
第二章 市場成員
第7條 市場成員包括各類發電企業、售電企業、電網企業、電力用戶、電力交易機構、電力調度機構和獨立輔助服務提供者等。
第8條 發電企業的權利和義務：
(一) 按規則參與電力市場交易，執行基數電量合同，簽訂和履行市場化交易形成的購售電合同。
(二)獲得公平的輸電服務和電網接入服務。
(三)執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定提供輔助服務。
(四)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。
(五)法律法規所賦予的其他權利和責任。
第9條 電力用戶的權利和義務：
(一)按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同。
(二)獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定支付購電費、輸配電費、政府性基金與附加等。
(三)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。
(四)服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下(如事故、嚴重供不應求等)按調度要求安排用電。
(五)遵守政府電力管理部門有關電力需求側管理規定，執行有序用電管理，配合開展錯避峰。
(六)法律法規所賦予的其他權利和責任。
第10條 不擁有配電網運營權的售電公司的權利和義務：
(一)按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電合同，約定交易、服務、結算、收費等事項。
(二)獲得公平的輸配電服務。
(三)已在電力交易機構注冊的售電公司不受供電營業區限制，可在省內多個供電營業區售電。
(四)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。
(五)應承擔保密義務，不得泄露用戶信息。
(六)按照國家有關規定，在指定網站上公示公司資產、經營狀況等情況和信用承諾，對公司重大事項進行公告，并定期公布公司年報。
(七)售電合同期滿后，用戶擁有自由選擇售電公司的權利。
(八)服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下(如事故、嚴重供不應求等)按政府要求和調度指令協助安排用電。
(九)法律法規所賦予的其他權利和責任。
第11條 擁有配電網運營權的售電公司的權利和義務：
(一)具備不擁有配電網運營權的售電公司全部的權利和義務。
(二)在其供電運營權范圍內與電網企業相同的權利和義務，按約定履行保底供電服務和普遍服務義務等。
(三)承擔配電網安全責任，按照國家標準或者電力行業標準提供安全、可靠的電力供應，確保承諾的供電質量應符合國家和行業標準;獲取政府規定的保底供電補貼。
(四)負責配電網絡的投資、建設、運營和維護、檢修和事故處理，無歧視提供配電服務，不得干預用戶自主選擇售電公司。
(五)同一供電營業區內只能有一家公司擁有配電網運營權。擁有配電網資產絕對控股權且具備準入條件的售電公司，可以只擁有投資收益權，配電網運營權可委托電網公司或符合條件的售電公司，自主簽訂委托協議。
第12條 電網企業的權利和義務：
(一)保障輸配電設施的安全穩定運行。
(二)為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務。
(三)服從電力調度機構的統一調度，建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統。
(四)向市場主體提供報裝、計量、抄表、收催繳電費、維修等各類供電服務。
(五)按規定收取輸配電費用，代國家收取政府性基金與附加等。
(六)預測并確定不參與市場交易的用戶電量需求，執行廠網間基數電量等合同。
(七)按政府定價向不參與市場交易的用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合同。
(八)按規定披露和提供信息。
(九)法律法規所賦予的其他權利和責任。
第13條 電力交易機構的權利和義務：
(一)組織和管理各類交易。
(二)編制交易計劃。
(三)負責市場主體的注冊管理。
(四)提供電力交易結算依據及相關服務。
(五)監視和分析市場運行情況。
(六)經授權在特定情況下實施市場干預。
(七)建設、運營和維護電力市場交易技術支持系統。
(八)配合對市場運營規則進行分析評估，提出修改建議。
(九)配合開展市場主體信用評價，維護市場秩序。
(十)按規定披露和發布信息。
(十一)法律法規所賦予的其他權利和責任。
第14條 電力調度機構的權利和義務：
(一)按調度管理權限負責安全校核。
(二)根據調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，確保電網安全。
(三)向電力交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能。
(四)合理安排電網運行方式，保障電力交易計劃的執行。
(五)經授權暫停執行市場交易結果。
(六)按規定披露和提供電網運行的相關信息。
(七)法律法規所賦予的其他權利和責任。
第三章 市場準入管理
第一節 準入和退出條件
第15條 參加市場交易的發電企業、售電公司、電力用戶，應當是具有獨立法人資格、獨立財務核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。內部核算的發電企業(電網企業保留的調峰調頻電廠除外)、電力用戶經法人單位授權，可參與相應市場交易。
第16條 市場主體資格采取注冊制度。參與電力市場的發電企業、售電公司、電力用戶應符合國家、廣東省有關準入條件，進入廣東省公布的目錄，并按程序完成注冊和備案后方可參與電力市場交易。
第17條 廣東省內發電企業市場準入：
(一)與電力用戶、售電公司直接交易的發電企業，應符合國家、廣東省有關準入條件，并在電力交易機構注冊。僅開展基數電量合同轉讓交易的發電企業，可直接在電力交易機構注冊。
(二)并網自備電廠參與市場化交易，須公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金以及與產業相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費。
(三)省外以點對網方式向廣東省送電的發電企業，符合國家、廣東省有關準入條件并進入發電企業目錄后，視同廣東省內電廠(機組)參與廣東電力市場交易。
第18條 電力用戶市場準入：
(一)符合國家產業政策，單位能耗、環保排放達到國家標準。
(二)擁有自備電廠的用戶應按規定承擔國家依法合規設立的政府性基金，以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼和系統備用費。
第19條 售電公司的市場準入：
(一)售電企業應依法完成工商注冊，取得獨立法人資格。
(二)售電企業可從事與其資產總額相匹配的售電量業務。
(三)擁有與申請的售電規模和業務范圍相適應的設備、經營場所，以及具有掌握電力系統基本技術經濟特征的相關專職人員。
(四)擁有配電網經營權的售電企業應取得電力業務許可證(供電類)。
(五)符合售電企業準入相關管理辦法要求的其他條件。
售電企業的準入條件及管理辦法依照國家發展改革委和國家能源局的有關規定，由省政府有關部門另行制定。參與市場交易的售電企業應向電力交易機構申請注冊。
第20條 發電企業、售電企業、超過規定期限的電力用戶履行完交易合同和交易結算的，可自愿申請退出市場。符合退出條件的，從市場主體目錄中剔除。
第21條 市場主體由于不再符合準入條件等情形的，按有關規定強制其退出市場。
市場主體違反國家有關法律法規和產業政策規定、嚴重違反市場規則、發生重大違約行為，惡意擾亂市場秩序、未盡定期報告披露義務、拒絕接受監督檢查的，國家能源局南方監管局、廣東省經濟和信息化委員會根據職能組織調查確認，強制其退出市場，并將有關法人、單位和機構情況記入信用評價體系，5年之內不得再進入市場。
第22條 售電公司因運營不善、資產重組或者破產倒閉等特殊原因退出市場的，應提前至少45天通知國家能源局南方監管局、廣東省經濟和信息化委員會、電力交易機構以及電網企業和電力用戶等相關方。退出之前，售電公司應將所有已簽訂的購售電合同履行完畢或轉讓，并處理好相關事宜，否則不得再參與市場。
電力用戶自進入市場之日起，3年內不得自行退出市場，否則對其用電價格給予一定的懲罰。電力用戶無法履約的，提前45天書面告知電網企業、相關售電公司、電力交易機構以及其他相關方，將所有已簽訂的購售電合同履行完畢或轉讓，并處理好相關事宜。
第二節 市場注冊管理
第23條 電力交易機構應建立市場注冊管理工作制度，由市場管理委員會審議通過后，報國家能源局南方監管局、廣東省經濟和信息化委員會、廣東省發展和改革委員會備案后執行。
第24條 符合準入目錄的市場主體均需在電力交易機構進行市場注冊。電力交易機構按規定披露相關信息，包括但不限于已注冊的發電企業、售電公司和電力用戶的名單、聯系方式等相關信息。
第25條 市場主體注冊變更，須向電力交易機構提出申請，電力交易機構按照注冊管理工作制度有關規定辦理。
第26條 自愿和強制退出的市場主體，由廣東省經濟和信息化委員會在目錄中刪除，由電力交易機構進行注銷，并向社會公示。
監管中發現不再符合注冊條件或強制退出的市場主體，國家能源局南方監管局直接向電力交易機構下達通知，取消其注冊資格，并抄送廣東省經濟和信息化委員會。廣東省經濟和信息化委員會也可直接通知電力交易機構，取消注冊資格，并抄送國家能源局南方監管局。
第四章 市場交易基本要求
第27條 市場用戶分為電力大用戶和一般用戶，市場注冊時分類管理。
電力大用戶指進入廣東省直接交易目錄的用電企業;一般用戶指除電力大用戶以外、允許進入市場的其他用電企業。
所有準入的市場用戶均須全電量參與市場交易，其全部用電量按市場規則進行結算，不再執行目錄電價。
第28條 現階段，電力大用戶選擇以下兩種方式之一參與市場交易：
(一)與發電企業開展年度雙邊協商交易，直接參與月度集中競爭交易。
(二)全部電量原則上通過一家售電公司購電，并在合約期限內維持購售電關系不變。
第29條 一般用戶只可選擇一家售電公司購電，并在合約期限內維持購售電關系不變。
第30條 同一投資主體(含關聯企業)所屬的售電公司，月度集中競爭交易申報電量不應超過月度集中競爭交易總電量的15%。
售電公司暫不能代理發電企業參與集中競爭交易。
第31條 省內省級及以上調度發電機組分為A類機組和B類機組。其中，A類機組是指暫未獲得與用戶側直接交易資格的發電機組，只擁有基數電量;B類機組指獲得與用戶側直接交易資格的發電機組，可同時擁有基數電量和市場電量。
發電企業初期以電廠為最小單元參與市場交易。單個發電企業的機組通過不同電壓等級接入電網的，應分電壓等級參與市場交易;單個發電企業的機組通過同一電壓等級但不同并網點接入電網的，應分并網點參與市場交易;其他因電網安全運行需要的，可由電力交易機構會同電力調度機構發布發電企業參與市場交易的最小單元要求。隨著市場的逐步完善，發電企業適時轉變為以機組為最小單元參與市場交易。
第32條 按照計劃+市場模式加快完善省間市場化交易機制。現階段，政府間框架協議外的省間送電，主要通過合同電量轉讓交易方式進行。
加快推動廣東電力市場建立分時電價機制以及輔助服務市場化交易機制。較為完善的市場機制基本具備后，積極吸納省外發、用電等市場主體直接參與廣東電力市場年度雙邊協商交易和月度集中競爭交易等市場交易。
第五章 交易周期和方式
第33條 現階段主要以年度和月度為周期開展電能量交易(含合同電量轉讓交易)，適時啟動輔助服務市場化交易。
第34條 電能量交易主要采用雙邊協商、集中競爭等方式進行。
(一)雙邊協商交易指市場主體之間自主協商交易電量、電價，形成雙邊交易初步意向后，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。
(二)集中競爭交易指市場主體通過電力技術支持系統申報電量、電價，采取雙向報價的形式，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清，經電力調度機構安全校核后，確定最終的成交市場對象、成交電量與成交價格等。
第六章 價格機制
第35條 交易中的成交價格由市場主體通過市場化的交易方式形成，第三方不得干預。
第36條 輸配電價核定前，采取保持電網購銷差價不變的方式。相關政府性基金與附加按國家有關規定執行。
第37條 輸配電價核定前，電力大用戶購電價格按照廣東省政府確定的電網環節輸配電價暫不作調整的原則執行。具體如下：
(一)適用兩部制電價的電力大用戶，其購電價格由容量電價和電量電價組成。大用戶購電的容量電價保持不變，電量電價為該大用戶適用的目錄電價的電量電價與交易價差之和。
(二)適用于單一制電價的電力大用戶，其購電價格為該大用戶適用的目錄電價的電量電價與交易價差之和。
(三)原執行峰谷電價政策的電力大用戶，交易價差不隨峰谷電價浮動。
通過售電公司購電的用戶參照執行。
第38條 雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競爭交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，可以對報價或交易價差設置上限，電力供應嚴重過剩時可對報價或成交交易價差設置下限。
第七章 年度基數電量
第一節 年度基數電量確定
第39條 每年年底，預測次年全省電力供需平衡情況，預測總發用電量，測算西電東送計劃、省級政府協議電量，根據用戶放開程度測算市場需求電量，測算省內機組平均發電利用小時數。
第40條 按照以下原則安排優先發電量：優先安排風能、太陽能、生物質能等可再生能源保障性發電;充分安排保障電網調峰調頻和安全運行需要的電量;背壓熱電聯產機組全部發電量;兼顧資源條件、系統需要，合理安排水電發電;兼顧調峰需要，合理安排核電發電;合理安排余熱、余壓、余氣、煤層氣等資源綜合利用機組發電;適當增加貧困地區、革命老區機組發電量;適當增加實施碳捕集(CCUS)示范項目發電量。
第41條 年度基數電量總規模應不低于優先發電電量規模，并按節能低碳發電調度原則安排。結合全年逐月的非市場用戶需求預測、機組檢修、來水預測、燃料供應等情況，以及發電企業簽訂的年度雙邊協商交易分月計劃，確定發電企業年度基數電量分月計劃。
其中，抽凝熱電聯產機組的供熱需求、局部網絡約束機組的發電需求可根據發用電計劃放開程度，在年度基數電量安排時適當考慮。
第42條 廣東省發展和改革委員會會同廣東省經濟和信息化委員會在年底前確定下一年度發電組合方案。發電企業、電網企業據此簽訂廠網間年度購售電合同。
第43條 年度基數電量如果在年度交易或年初的月度交易開始后仍未分配，電力調度機構參照第一季度的發電組合方案執行。
第二節 月度基數電量計劃編制
第44條 對于A類機組，電力調度機構以年度基數電量計劃為目標，綜合考慮以資源定電、輸變電及發電設備檢修變化等因素，合理編制各月份基數電量計劃。
第45條 對于B類機組，電力調度機構以年度基數電量計劃為目標，以年度后續負荷率為依據，結合非市場用戶的需求變化、輸變電及發電設備檢修變化等因素，合理編制各月份基數電量計劃，確保基數電量計劃規模與非市場用電需求相匹配。
第46條 電力調度機構編制月度基數電量計劃，作為合同轉讓交易以及基數電量結算依據，同月度交易計劃一并發布。
第八章 電力批發交易
第一節 交易時序安排
第47條 現階段，交易品種包括年度雙邊協商交易，月度集中競爭交易和合同電量轉讓交易。
第48條 年度開展雙邊協商交易，市場主體根據交易結果，簽訂年度雙邊協商交易合同(含年度及各月度雙邊協商交易電量)。
第49條 在月度基數電量計劃和月度雙邊協商交易電量的基礎上，首先組織月度合同電量轉讓交易，然后開展月度集中競爭交易。
第二節 年度雙邊協商交易
第50條 參加年度雙邊協商交易的市場主體包括準入的發電企業、電力大用戶、售電公司。年度雙邊協商交易應在年底前完成。
簽訂的年度雙邊協商交易意向協議應包括年度總量及各月份分解電量、交易價差等。
第51條 每年10月下旬，電力交易機構會同電力調度機構應通過技術支持系統等方式發布年度雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：
(一)次年省內全社會、統調口徑電力電量供需預測;
(二)次年參與市場用戶年度總需求及分月需求預測;
(三)次年關鍵輸電通道網絡約束情況;
(四)次年西電東送協議電量需求預測;
(五)次年全省煤機平均發電煤耗、各機組發電煤耗;
(六)次年發電企業可參與年度(月度)雙邊協商交易的小時數上限。
第52條 發電企業年度(月度)雙邊協商交易的小時數上限計算公示：
年度(月度)平均雙邊協商交易小時數=已注冊市場用戶年度(月度)需求預測/B類機組總裝機容量
燃煤發電企業可參與年度(月度)雙邊協商交易的小時數上限=年度(月度)平均雙邊協商交易小時數
B類中的其他類型發電企業參照煤耗最低的燃煤發電企業確定雙邊協商交易小時數上限。
k0、k1由廣東電力交易中心市場管理委員會提出建議，省政府有關部門會同能源監管機構發布。
第53條 每年11月底前，市場主體經過雙邊協商形成年度交易意向并簽署書面協議，并通過技術支持系統提交至電力交易機構。
第54條 電力交易機構根據用戶歷史用電數據，對電力大用戶、售電公司簽訂的年度雙邊協商交易合同進行交易校核，并在12月份前3個工作日內匯總年度交易意向協議，送電力調度機構進行安全校核。
第55條 電力調度機構原則上10個工作日內完成安全校核，并將校核結果返回電力交易機構。電力調度機構對發電企業年度基數電量分月計劃以及年度雙邊協商交易分月計劃一并進行安全校核，給出安全運行風險提示，包括局部送出受限情況、頂峰發電需求以及煤機運行負荷率建議等。
第56條 電力交易機構發布經安全校核后的年度雙邊協商交易結果。
市場主體如對交易結果有異議，應在結果發布24小時內向電力交易機構提出異議，由電力交易機構會同電力調度機構及時給予解釋和協調。市場主體對交易結果無異議的，應在結果發布24小時內通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。
交易確認完成后，自動生成年度雙邊協商交易合同，相關市場主體及時通過技術支持系統簽訂。
第三節 合同電量轉讓交易
第57條 合同電量轉讓交易先于月度集中競爭交易，原則上在每月25日前組織。
第58條 現階段，在發電企業之間開展基數電量和雙邊協商交易電量的轉讓交易，允許西南富余水電機組作為受讓方參與合同電量轉讓交易。
合同電量轉讓交易不影響出讓方原有合同的價格和結算。
第59條 合同電量轉讓交易符合以下要求：
(一)發電企業之間合同電量轉讓交易須符合節能減排原則，原則上只允許煤耗高的機組轉讓給煤耗低的機組。機組排序按照政府公布的節能發電調度機組序位確定。
(二)電網運行約束機組合同電量、熱電聯產機組合同電量、調峰調頻電量原則上不得轉讓。
(三)合同電量轉讓交易原則上通過技術支持系統開展。
第60條 出讓方通過技術支持系統向電力交易機構申報交易標的，包括：擬出讓電量、出讓價格。其中，擬出讓電量不超過月度基數電量和月度雙邊協商交易電量之和，出讓價格指出讓方支付給受讓方的補償價格。擬出讓的基數電量、雙邊協商交易電量按相同的出讓價格分開申報。
電力調度機構對出讓方申報的擬出讓電量進行校核并確認。電力交易機構通過技術支持系統發布出讓方名稱、確認后的可出讓電量等信息。
第61條 受讓方通過技術支持系統向電力交易機構申報擬受讓電量、受讓價格。
電力調度機構對受讓方申報的擬受讓電量進行校核并確認。電力交易機構通過技術支持系統發布受讓方名稱、確認后的可受讓電量等信息。
第62條 電力交易機構通過技術支持系統進行合同電量轉讓交易撮合：
(一)出讓方按照出讓價格排序，價高者優先。價格相同時，按照節能發電調度原則，按煤耗高的機組優先于煤耗低的機組排序。
(二)受讓方按照申報的受讓價格排序，價低者優先。價格相同時，按照節能發電調度原則，西南富余水電優先，省內煤耗低的機組優先于煤耗高的機組。
西南富余水電申報的受讓價格應包含本省內以及省間輸電價格、網損電價。
(三)將出讓方申報價格、受讓方申報價格配對，形成競爭交易價差對。
價差對=出讓價格-受讓價格
價差對為負值時不能成交。
價差對為正值或零時，按照價差對大者優先撮合的原則進行交易。價差對相同時，出(受)讓方機組能耗高(低)者優先成交;出(受)讓方機組能耗相同的，按申報電量比例分配。
(四)受讓方機組煤耗應低于出讓方機組煤耗。
(五)按照以上原則形成無約束交易結果，由電力交易機構發布，并送電力調度機構進行安全校核。
第63條 合同轉讓電量結算價格等于每個有效匹配對中，出讓方和受讓方申報價格的平均值。
第64條 合同電量轉讓交易與月度集中競爭交易形成的無約束交易結果一并進行安全校核，形成有約束交易結果。如發生輸電阻塞，優先調整月度集中競爭交易結果。
第四節 月度集中競爭交易
第65條 原則上在每月的25日前組織開展次月的月度集中競爭交易。
第66條 電力交易機構在不遲于交易日的3個工作日前發布月度集中競爭市場交易預通知，包括交易的開市時間、交易主體范圍等信息。
第67條 電力大用戶在交易日的2個工作日前申報次月用電需求、次月需求增量。
次月需求增量=次月用電需求–月度雙邊協商交易電量
若單個電力大用戶次月用電需求大于其次月雙邊協商交易電量，則差額部分為其月度集中競爭市場需求增量。若其用電需求小于或等于次月協商交易計劃，則其月度集中競爭市場需求增量為0。
第68條 售電公司參照電力大用戶，申報所代理全部用戶的次月用電需求。
第69條 發電企業在交易日的2個工作日前申報次月選擇物理執行的協商交易電量，不得超過月度協商交易總量，則剩余的協商交易電量參與月度集中競爭優化。初期，發電企業的雙邊協商交易電量默認為物理執行，條件成熟時可選擇參與月度集中競爭優化。
第70條 發電企業集中競爭申報電量上限按以下步驟確定：
(一)按照年度雙邊協商交易與月度集中競爭交易供需比一致的原則確定發電企業月度市場電量的上限，減去選擇物理執行的月度雙邊協商交易電量后，得到參與月度集中競爭交易的申報電量上限。
月度市場平均小時數 = 月度市場用戶總用電需求/B類機組總裝機容量
燃煤發電企業月度市場電量上限=燃煤發電企業裝機容量月度市場交易平均小時數
B類中的其他類型發電企業參照煤耗最低的燃煤發電企業確定市場電量上限。
發電企業月度集中競爭申報電量上限 = 月度市場電量上限 - 選擇物理執行的月度雙邊協商交易電量
對于合同轉讓交易的受讓方，雙邊協商交易電量及轉讓交易電量之和不得超過其市場電量上限。
(二)根據各發電企業集中競爭申報電量，計算各發電集團所占的市場份額。當發電市場份額不滿足集中競爭交易有效開展的要求時，則調增k0，相應增加各發電企業月度集中競爭申報電量上限，直至滿足防范發電側市場力的要求。
第71條 對于存在特殊原因需開機運行的發電企業，其允許參與月度集中競爭交易的申報電量上限按以下方式確定：
(一)對于熱電聯產機組，按第七十條確定的上限不滿足以熱定電發電需求的，可按以下公式計算集中競爭申報電量上限：
熱電聯產機組月度集中競爭交易申報電量上限= 發電企業預測的以熱定電電量需求– 月度基數電量計劃(含基數合同轉讓電量) - 月度雙邊協商交易電量(含雙邊協商交易合同轉讓電量)
申報電量超出第七十條確定的上限時，發電企業需對其預測準確性負責，預測偏差需接受考核。申報電量不超過第七十條確定的上限時，不納入考核范圍。
(二)對于受電網運行約束的必開機組，必開電量對應的月度集中競爭交易申報電量上限按以下公式計算：
必開電量對應的月度集中競爭交易申報電量上限 = 電力調度機構事前發布的安全約束必開電量需求 - 月度基數電量(含基數合同轉讓電量) - 月度雙邊協商交易電量(含雙邊協商交易合同轉讓電量)。
若必開電量對應的申報電量上限超出第七十條確定的上限，則按本款公式確定其月度集中競爭交易申報電量上限;若低于第七十條確定的上限，則按第七十條確定其月度集中競爭交易申報電量上限。
第72條 交易日的1個工作日前，電力交易機構會同電力調度機構，通過技術支持系統分批次發布次月集中競爭市場相關信息，包括但不限于：
(一)次月市場用戶總需求、雙邊協商交易總電量、集中競爭交易電量總需求。
(二)次月發電企業基數電量(含合同轉讓交易無約束交易結果)、雙邊協商交易電量(含合同轉讓交易無約束交易結果)。
(三)次月關鍵輸電通道輸電能力。
(四)次月機組運行約束情況，包括必開機組(或機組群)及其電量下限，送出受限機組(或機組群)及其電量上限，受限斷面的具體信息以及受影響的機組。
(五)次月發電企業參與集中競爭交易申報電量上限。
(六)機組運行負荷率上限。
第73條 擁有基數電量且市場電量未超過上限的發電企業，都應參與集中競爭交易。發電企業持留發電能力、不參與集中競爭交易的，應主動向電力調度機構和電力交易機構說明具體原因。鼓勵發電企業在充分考慮綜合成本與合理收益預期的基礎上，申報集中競爭交易價格。
第74條 電力用戶、售電公司月度雙邊協商交易電量，默認按照最高價格納入需求曲線排序并保證出清。若申報的次月用電需求小于月度協商交易電量，按申報的次月用電需求參與排序。
發電企業選擇物理執行的月度雙邊協商交易電量，默認按照最低價格納入供給曲線排序并保證出清。
第75條 發電企業、售電公司和電力大用戶均通過技術支持系統申報交易電量、交易價差，以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。
售電方(發電企業)和購電方(售電公司、電力大用戶)雙向報價、報量。發電企業申報與政府核定上網電價的價差，電力大用戶與售電企業申報與目錄電價中電量電價的價差，電價下浮為負，電價上浮為正。現階段，申報價差應小于或等于0。
交易電量維持三段式申報方式不變，售電方各段累計不超過可參與月度集中競爭交易的申報電量上限，購電方各段累計應等于申報的次月需求增量。售電方和購電方各段申報電量應占其申報電量一定比例。
第76條 售電方各段申報電量按價格升序納入供給曲線排序，購電方各段申報電量按價格降序納入需求曲線排序。
按第七十一條中公式計算的熱電聯產機組月度集中競爭交易申報電量上限、必開電量對應的月度集中競爭交易申報電量上限，按照最低價格納入供給曲線排序。必開機組超出必開電量之外的申報電量，按常規機組參與供給曲線排序。
第77條 月度集中競爭交易出清程序：
(一)將購電方申報價差、售電方申報價差配對，形成交易價差對。
價差對 = 購電方申報價差 - 售電方申報價差
價差對為負值時不能成交，價差對為正值或零時可以成交，價差對大的優先成交。
(二)售電方申報價差相同時，機組能耗低者優先成交;機組能耗相同的，按申報電量比例分配。
(三)所有成交的價差對中，最后一個成交的購電方與售電方申報價差的算術平均值為統一出清價差。
(四)同一投資主體(含關聯企業)所屬的售電公司，月度集中競爭交易申報電量不應超過月度集中競爭交易總電量的15%。
(五)鼓勵市場份額大的發電企業多簽訂年度雙邊協商交易合同。B類機組中裝機容量排名前3位的發電集團，各集團月度集中競爭市場申報電量份額超過其裝機份額時，其所屬發電企業申報價差不作為統一出清價差計算依據。從已成交的價差對中選擇最靠近邊際機組的其他發電企業，以其申報價差計算統一出清價差。
(六)按照以上原則形成無約束交易結果。
(七)無約束交易結果送電力調度機構進行安全校核;經與合同電量轉讓交易結果一并校核后，形成有約束交易結果。因安全校核需要調整無約束交易結果的，按以上原則重新形成交易結果。
第78條 電力交易機構通過技術支持系統發布無約束交易結果，并同時送電力調度機構安全校核。
電力調度機構應在3個工作日內完成安全校核并將校核結果反饋給電力交易機構。
電力交易機構通過技術支持系統向市場主體發布有約束交易結果，作為售電方和購電方結算依據，不再另行簽訂合同。
第九章 電力零售交易
第79條 電網公司、售電公司和用戶(包括電力大用戶、一般用戶)簽訂三方售電合同，售電合同中應包括但不限于以下內容：各方的權利和義務、用戶在電網公司營銷系統中戶號、計量表計編號及對應的用電性質，合同變更、轉讓和終止程序以及違約責任等。
售電公司與用戶單獨約定售電套餐等商務條款，作為售電合同的補充協議，單獨送電力交易機構登記。
電力交易機構以售電合同及其補充協議作為售電公司、用戶結算依據。
第80條 用戶變更售電公司包括用戶與售電公司關系的建立、變更、解除。
(一)用戶與售電公司建立購售關系時，應同時滿足以下條件：
1.申請用戶無欠費，無業擴及變更類在途流程;
2.申請用戶與其他用戶不存在轉供用電關系;
3.申請用戶已與售電公司簽訂購售電合同;
4.售電公司已在電力交易機構完成市場注冊;
5.雙方在電力交易機構確認交易關系后，視為雙方約定的交易電量及價格等協議條款生效，并履約交易。
(二)用戶與售電公司變更購售關系時，應同時滿足以下條件：
1.申請用戶無欠費，無業擴及變更類在途流程;
2.申請用戶擬轉至的售電公司已在電力交易機構注冊;
3.申請用戶應提供與原售電公司解除購售電合同的證明材料;
4.申請用戶已與新售電公司簽訂購售電合同。
(三)用戶與售電公司解除購售關系時，應同時滿足以下條件：
1.申請用戶無欠費，無業擴及變更類在途流程;
2.申請用戶應提供與售電公司解除購售電合同的證明材料。
第81條 電網公司統一負責通過售電公司購電用戶的計量裝置安裝、運行和維護，計量資產管理及計量裝置的裝、拆、移、換、檢定檢測按現行的法規、制度執行。
用戶抄表段的設置，應統籌考慮抄表周期、抄表例日、地理位置和線損管理等因素，按管理單位和售電公司分別設置與管理。
第82條 售電公司與電力用戶的結算和開票，政府部門有明確規定的，按有關規定執行;未規定的，按售電合同約定執行。
第十章 安全校核與交易執行
第一節 安全校核
第83條 電力調度機構負責各種交易的安全校核工作。所有電力交易須經電力調度機構安全校核后生效。電力調度機構應明確校核標準，按時反饋校核結果，并說明調整原因。
第84條 電力調度機構在各類市場交易開始前應按規定及時提供相應的負荷預測、關鍵通道輸電能力、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息，由電力交易機構在信息披露中予以公布。
第85條 安全校核應在規定的期限內完成。安全校核未通過時，電力調度機構需出具書面解釋，由電力交易機構在信息披露中予以公布。若規定時間內市場交易計劃未能通過安全校核，電力調度機構可按照系統運行要求按時編制并下達發電調度計劃。
第二節 月度總發電計劃形成與執行
第86條 電力調度機構根據年度合同月度電量分解計劃和各類月度交易成交結果，編制發電企業的月度總發電計劃，包括基數電量和各類市場交易電量。
第87條 電力調度機構負責根據月度總發電計劃，合理安排電網運行方式和機組開機方式。
電力調度機構應制定發電調度執行規則，包括發電計劃分解、編制及調整等相關內容，經能源監管機構和政府有關部門同意后執行。
發電企業對月度總發電計劃進度偏差提出異議時，電力調度機構應出具說明，電力交易機構公布相關信息。
第88條 電力系統發生緊急情況時，電力調度機構要按照安全優先的原則實施調度，事后應及時披露事故情況及計劃調整原因;影響較大的，應及時向國家能源局南方監管局、廣東省經濟和信息化委員會、廣東省發展和改革委員會報告。
第十一章 偏差電量處理
第89條 對于A類機組，月度基數電量執行偏差可在年內滾動調整。
第90條 對于B類機組，采取月結月清的方式結算偏差電量，電力調度機構應嚴格按照月度總發電計劃實施發電調度，執行過程中的偏差電量按照約定價格結算。結算順序上，基數電量先于市場電量。
第91條 根據發電企業申報的月度價差，計算得出各發電企業申報價差對應的絕對價格，分別按照20%比例去掉最高和最低價格，剩余價格的算術平均值計為事后偏差結算價格，由電力交易機構封存。事后偏差電量結算價格不超過廣東省燃煤機組標桿電價(含環保電價)與月度集中競爭交易成交價差之和。
第92條 對于電力大用戶、售電公司，采取月結月清的方式結算偏差電量。
第十二章 輔助服務
第93條 輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務。鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供輔助服務，允許第三方參與提供輔助服務。
第94條 按照補償成本、合理收益的基本原則，考慮輔助服務效果，對提供有償輔助服務的并網發電廠、電力大用戶、獨立輔助服務提供者進行補償。
第95條 鼓勵采用競爭方式確定輔助服務承擔主體。電網企業根據系統運行需要，確定調峰、自動發電控制、備用等服務總需求量，各主體通過競價的方式提供輔助服務。輔助服務提供主體較多的地區，可以通過招標方式統一購買系統所需的無功和黑啟動服務。
第96條 電力用戶參與提供輔助服務需滿足各類輔助服務的技術要求，并與發電企業按統一標準進行補償。電力用戶輔助服務費用隨用戶電費一并結算。
第97條輔助服務市場啟動前，按南方區域輔助服務管理實施細則及并網運行管理實施細則有關規定執行。
第十三章 計量和結算
第一節 計量和抄表
第98條 電網企業應根據市場運行需要,根據《電能計量裝置技術管理規程》等國家和行業規程規范要求，為市場主體安裝計量裝置;計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變(線)損，如有異議按相關制度執行。
第99條 發電側：原則上同一計量點應安裝同型號、同規格、同精度的主、副電能表各一套。主、副表應有明確標志。以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為參照。當確認主表故障后，副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。
用戶側：同一計量點安裝一具符合技術要求的電能計量設備，對專變客戶計量點可按照一套主表一套負荷管理終端的方式配置。當確認主表故障后，可以參照負荷管理終端數據作為結算依據。
第100條 當出現計量數據不可用時，由電能計量檢測中心確認并出具報告，結算電量由電力交易機構組織相關市場主體協商解決。
第101條 電網企業應按照電力市場結算要求定期抄錄發電企業(機組)和電力用戶電能計量裝置記錄電量，并提交給電力交易機構作為結算依據。
電力交易機構應建立并維護電能計量數據庫，并按照有關規定向電力市場主體公布相關的電能計量數據。
第102條 輔助服務通過能量管理系統、電力需求側系統等計量，由電力調度機構按結算要求統計輔助服務提供和使用情況。
第二節 結算和電費
第103條 電力交易機構負責向市場主體出具結算依據，市場主體根據現行規定進行資金結算。
第104條 電力用戶和發電企業原則上均按自然月份計量用電量和上網電量，不具備條件的地區可暫時保持現有計量抄表方式不變。
各市場主體保持與電網企業的電費結算支付方式不變并由電網企業承擔用戶側欠費風險，保障交易電費資金安全。
第105條A類機組：實際上網電量按政府核定上網電價結算。
B類機組結算順序：
(一)月度基數電量結算。
1.計算B類機組總基數電量。所有參與市場交易的用戶實際用電量計為總市場電量。B類機組總上網電量與總市場電量的差值計為B類機組實際總基數電量。
2.計算各發電企業月度基數結算電量。根據B類機組實際總基數電量與第四十六條確定的月度總基數電量計劃的比值，同比例調整各發電企業月度基數電量計劃(含基數合同轉讓電量)，得到各發電企業基數結算電量，按政府核定上網電價結算。
(二)月度市場電量結算。
1.結算月度雙邊協商交易電量(含雙邊協商交易合同轉讓電量)，按各自雙邊協商交易價差與政府核定上網電價之和結算。
2.結算月度集中競爭交易電量，按月度集中競爭交易成交價差與政府核定上網電價之和結算。
3.根據總市場電量與各發電企業月度市場電量之和的比值，同比例調整各發電企業月度市場電量，得到各發電企業市場結算電量。
各發電企業市場結算電量減去雙邊協商交易電量與集中競爭交易電量之和的差值部分，按照月度集中競爭交易成交價差與政府核定上網電價之和結算。
(三)月度偏差電量結算。
根據以下各項計算發電企業偏差電費：
1.當發電企業月度實際上網電量大于月度基數結算電量與月度市場結算電量之和時，按第九十一條事后偏差結算價格結算正偏差電量費用，為發電企業收入項。
2.當發電企業月度實際上網電量小于月度基數結算電量與月度市場結算電量之和時，按第九十一條事后偏差電量結算價格結算負偏差電量費用，為發電企業支出項。
3.特殊情況處理：
(1)由于發電企業自身原因造成全廠等效非計劃停運超過3天的，產生的負偏差電量按照事后偏差結算價格與2倍的月度集中競爭交易成交價差絕對值之和進行結算 。
(2)對于按照第七十一條確定參與月度集中競爭交易申報電量上限的熱電聯產機組，實際運行中按照以熱定電原則實施調度。若其申報的以熱定電電量需求大于實際上網電量，超過實際上網電量3%的預測偏差部分，按2倍的月度集中競爭交易成交價差的絕對值進行考核。
(四)上述第一至第三款結算費用之和為發電企業凈收入，其中第三款特殊情況下產生的考核費用計為發電側市場收益。
第106條 非市場用戶按實際用電量和目錄電價結算。
電力大用戶的結算順序如下：
(一)根據月度實際用電量以及對應的目錄電量價格計算用戶電費支出。
(二)根據以下各項計算電力大用戶價差電費，其中負值為收入項，正值為支出項：
1.所有月度雙邊協商交易電量，按各自雙邊協商交易合同約定的交易價差結算。
2.電力大用戶參與月度集中競爭交易后形成的月度總市場電量包括雙邊協商交易電量和集中競爭電量。
當總市場電量大于雙邊協商交易電量時，總市場電量減去雙邊協商交易電量后的偏差電量，按月度集中競爭交易成交價差結算;
當總市場電量小于雙邊協商交易電量時，雙邊協商交易電量減去總市場電量后的偏差電量，按月度集中競爭交易成交價差的絕對值結算。
3.電力大用戶的實際用電量與月度總市場電量的偏差，按以下方式結算。
(1)正偏差結算：當用戶實際用電量超過月度市場電量(月度雙邊協商交易電量與集中競爭交易電量之和)時，偏差電量按月度集中競爭交易成交價差絕對值結算。
(2)負偏差結算：當用戶實際用電量小于月度市場電量(月度雙邊協商交易電量與集中競爭交易電量之和)時，偏差電量按月度集中競爭交易成交價差絕對值的2倍結算。
(3)偏差電量結算所產生的收益全部用于補償機組發電進度偏差。
(四)上述第一款至第三款結算費用之和為電力大用戶凈支出。
第107條 售電公司按照以下程序結算電費：
(一)與售電公司簽訂售電合同的用戶，其實際用電量之和為售電公司的實際用電量。售電公司參照電力大用戶結算其參與批發市場的價差電費。
(二)分別按售電公司與用戶簽訂的售電合同約定的商務套餐以及用戶實際用電量，計算售電公司參與零售市場的價差電費，其中負值為支出項。
(三)上述第一款和第二款結算費用之和為售電公司的凈收益。
第108條 第一百〇五條產生的發電側收益和第一百〇六條、第一百〇七條產生的用戶側收益計為市場收益，用于輔助服務補償。
第109條 市場主體在收到電力交易機構出具的電費結算依據后，應進行核對確認，如有異議在2個工作日內通知電力交易機構，逾期則視同沒有異議。
第十四章 信息披露
第110條 按照信息屬性分類，市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和信息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問且不得向其他市場成員公布的數據和信息。
第111條 電力交易機構、電力調度機構、市場主體和電網企業應當遵循及時、真實、準確、完整的原則，披露電力市場信息。
電力交易機構、電力調度機構應公平對待市場主體，無歧視披露公眾信息和公開信息，嚴禁超職責范圍獲取或泄露私有信息。
電力交易機構負責市場信息的管理和發布，會同電力調度機構及時向市場主體發布市場需求信息、電網阻塞管理信息、市場交易信息、輔助服務信息、電網拓撲模型、發電機組檢修計劃、電網檢修計劃等。
第112條 在確保安全的基礎上，電力市場信息主要通過電力市場技術支持系統、電力交易機構門戶網站進行披露。
電力交易機構負責管理和維護電力市場技術支持系統、門戶網站，并為其他市場成員通過技術支持系統、門戶網站披露信息提供便利。各類市場成員按規定通過電力市場技術支持系統、門戶網站披露有關信息，并對所披露信息的準確性、及時性和真實性負責。
第113條 市場主體如對披露的相關信息有異議及疑問，可向電力交易機構、電力調度機構提出，由電力交易機構、電力調度機構負責解釋。
第114條 市場主體的申報價格、雙邊交易的成交價格、已經簽訂合同內容等信息屬于私有信息，電力交易機構和電力調度機構應采取必要措施來保證市場主體可以按時獲得其私有數據信息，并保證私有數據信息在保密期限(3年)內的保密性。
因信息泄露造成的市場波動和市場主體損失的，由國家能源局南方監管局、廣東省經濟和信息化委員會等組織調查并追究責任。
第115條 國家能源局南方監管局制定電力市場信息披露管理辦法并監督實施。
第十五章 爭議和違規處理
第116條 本規則所指爭議是市場成員之間的下列爭議：
(一)注冊或注銷市場資格的爭議;
(二)市場成員按照規則行使權利和履行義務的爭議;
(三)市場交易、計量、考核和結算的爭議;
(四)其他方面的爭議。
第117條 發生爭議時，按照國家有關法律法規處理，具體方式有協商、申請調解或裁決、仲裁、司法訴訟。
第118條 市場成員擾亂市場秩序，出現下列違規行為的，由國家能源局南方監管局會同廣東省經濟和信息化委員會查處：
(一)提供虛假材料或以其他欺騙手段取得市場準入資格;
(二)濫用市場力，惡意串通、操縱市場;
(三)不按時結算，侵害其他市場主體利益;
(四)市場運營機構對市場主體有歧視行為;
(五)提供虛假信息或違規發布信息;
(六)其他嚴重違反市場規則的行為。
第119條 對于市場成員的違規行為，國家能源局南方監管局按照《行政處罰法》、《電力監管條例》、《電力市場監管辦法》等相關法律法規制定實施處罰。
第十六章 附 則
第120條 廣東電力交易機構可根據本規則擬訂實施細則，經電力市場管理委員會審議通過后，報國家能源局南方監管局會同廣東省經濟和信息化委員會、廣東省發展和改革委員會同意后執行。
第121條 本規則由國家能源局南方監管局負責解釋。原有廣東省電力交易相關規則與本規則不一致的，以本規則為準。
第122條 本規則自XX年XX月XX日起施行。
責任編輯：大云網
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