電力中長期交易基本規則（暫行）

第一章 總則

第一條 為規范各地電力現貨市場啟動前的電力中長期交易，依法維護電力市場主體的合法權益，保證電力市場建設工作統一、開放、競爭、有序，根據《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)及其配套文件和有關法律、法規規定，制定本規則。

第二條 本規則適用于中華人民共和國境內現階段各地開展的電力直接交易、跨省跨區交易(指跨越發電調度控制區)、合同電量轉讓交易等。隨著競爭性環節電價放開或者發用電計劃電量放開達到一定比例，或者合同執行偏差電量無法按照本規則規定的方法解決時，各地應當啟動電力現貨市場建設，建立以電力中長期交易和現貨交易相結合的市場化電力電量平衡機制。

第三條 本規則所稱電力中長期交易，主要是指符合準入條件的發電企業、售電企業、電力用戶和獨立輔助服務提供者等市場主體，通過自主協商、集中競價等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周等日以上的電力交易。

優先發電電量和基數電量現階段視為廠網雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，納入電力中長期交易范疇，其全部電量交易、執行和結算均需符合本規則相關規定。輔助服務補償(交易)機制納入電力中長期交易范疇，執行本規則相關規定。

第四條 電力市場成員應嚴格遵守市場規則，自覺自律，不得操縱市場價格、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。

第五條 國家發展改革委和國家能源局會同有關部門加強對各地發用電計劃放開實施方案制定和具體工作推進的指導和監督；適時組織評估有序放開發用電計劃工作，總結經驗、分析問題、完善政策。

國家能源局依法組織制定電力市場規劃、市場規則、市場監管辦法，會同地方政府對區域電力市場和區域電力交易機構實施監管。

國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門根據職能依法履行省(區、市)電力中長期交易監管職責。

第二章 市場成員

第六條 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。

第七條 發電企業的權利和義務：

(一)按規則參與電力市場交易，執行優先發電等合同，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)法律法規規定的其他權利和義務。

第八條 售電企業、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，提供直接交易電力電量需求、典型負荷曲線及其他生產信息；

(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)按調度機構要求安排用電；

(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)法律法規規定的其他權利和義務。

第九條 獨立輔助服務提供者的權利和義務：

(一)按規則參與輔助服務交易，簽訂和履行輔助服務合同；

(二)獲得公平的輸電服務和電網接入服務；

(三)服從電力調度機構的統一調度，按調度指令和合同約定提供輔助服務；

(四)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輔助服務等相關信息；

(五)法律法規規定的其他權利和義務。

第十條 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、維修等各類供電服務；

(五)按規定收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金與附加等；

(六)預測并確定優先購電用戶的電量需求，執行廠網間優先發電等合同；

(七)按政府定價向優先購電用戶以及其他不參與市場交易的電力用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合同和購售電合同；

(八)按規定披露和提供信息；

(九)法律法規規定的其他權利和義務。

第十一條 電力交易機構的權利和義務：

(一)組織各類交易，負責交易平臺建設與運維；

(二)擬定相應電力交易實施細則；

(三)編制交易計劃；

(四)負責市場主體的注冊管理；

(五)提供電力交易結算依據(包括但不限于全部電量電費、輔助服務費及輸電服務費等)及相關服務；

(六)監視和分析市場運行情況；

(七)建設、運營和維護電力市場交易技術支持系統；

(八)配合國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門對市場運營規則進行分析評估，提出修改建議；

(九)按規定披露和發布信息；

(十)法律法規規定的其他權利和義務。

第十二條 電力調度機構的權利和義務：

(一)負責安全校核；

(二)按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，保障電力交易結果的執行(因電力調度機構自身原因造成實際執行與交易結果偏差時，由電力調度機構所在電網企業承擔相應的經濟責任)；

(五)按規定披露和提供電網運行的相關信息；

(六)法律法規規定的其他權利和義務。

第三章 市場準入與退出

第十三條 參加市場交易的發電企業、電力用戶、售電企業以及獨立輔助服務提供者，應當是具有法人資格、財務獨立核算、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，可以參與相應電力交易。

第十四條 電力直接交易的市場準入條件：

(一)發電企業準入條件

1.依法取得核準和備案文件，取得電力業務許可證(發電類)；

2.符合國家產業政策，國家規定的環保設施正常投運且達到環保標準要求；

3.并網自備電廠在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政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費后，可作為合格的市場主體參與市場交易。

(二)電力用戶準入條件

1.10千伏及以上電壓等級電力用戶，鼓勵優先購電的企業和電力用戶自愿進入市場；

2.符合國家和地方產業政策及節能環保要求，落后產能、違規建設和環保不達標、違法排污項目不得參與；

3.擁有自備電源的用戶應當按規定承擔國家政府性基金及附加、政策性交叉補貼和系統備用費；

4.符合電網接入規范，滿足電網安全技術要求。

(三)售電企業準入條件按照《售電公司準入與退出管理辦法》(發改經體〔2016〕2120號)有關規定執行。

第十五條 獨立輔助服務提供者的市場準入條件：

(一)具有輔助服務能力的獨立輔助服務提供者，經電力調度機構進行技術測試通過后，方可參與；

(二)鼓勵電儲能設備、需求側(如可中斷負荷)等嘗試參與。

第十六條 發電企業、電力用戶等市場主體參與電力市場交易，參照《售電公司準入與退出管理辦法》(發改經體〔2016〕2120號)有關規定履行注冊、承諾、公示、備案等相關手續。

自愿參與市場交易的電力用戶原則上全部電量進入市場，不得隨意退出市場，取消目錄電價；符合準入條件但未選擇參與直接交易的電力用戶，可向售電企業(包括保底供電企業)購電；不符合準入條件的電力用戶由所在地供電企業按政府定價提供供電服務。

參與跨省跨區直接交易的市場主體可以在任何交易機構注冊，注冊后可以自由選擇平臺開展交易。各電力交易機構對注冊信息共享，無需重復注冊。電力交易機構根據市場主體注冊情況按月匯總形成自主交易市場主體目錄，向國家能源局派出機構、省級政府有關部門和政府引入的第三方征信機構備案，并通過“信用中國”網站和電力交易機構網站向社會公布。

第十七條 市場主體變更注冊或者撤銷注冊，應當按照電力市場交易規則的規定，向電力交易機構提出變更或撤銷注冊；經公示后，方可變更或者撤銷注冊。當已完成注冊的市場主體不能繼續滿足市場準入條件時，經國家能源局派出機構核實予以撤銷注冊。

第十八條 市場主體進入市場后退出的，原則上3年內不得參與電力市場交易，由省級政府或者省級政府指定的部門向社會公示。退出市場的電力用戶須向售電企業購電。

第十九條 市場主體被強制退出或者自愿退出市場的，按合同約定承擔相應違約責任，電力調度機構不再繼續執行涉及的合同電量。

第四章 交易品種、周期和方式

第二十條 交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易(指跨越發電調度控制區)、合同電量轉讓交易，以及輔助服務補償(交易)機制等。

具備條件的地區可開展分時(如峰谷平)電量交易，鼓勵雙邊協商交易約定電力交易(調度)曲線。

跨省跨區交易包含跨省跨區電力直接交易；跨省跨區交易可以在區域交易平臺開展，也可以在相關省交易平臺開展；點對網專線輸電的發電機組(含網對網專線輸電但明確配套發電機組的情況)視同為受電地區發電企業，不屬于跨省跨區交易，納入受電地區電力電量平衡，并按受電地區要求參與市場。

合同電量轉讓交易主要包括優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易合同等轉讓交易。

發電企業之間以及電力用戶之間可以簽訂電量互保協議，一方因特殊原因無法履行合同電量時，經電力調度機構安全校核通過后，由另一方代發(代用)部分或全部電量，在事后補充轉讓交易合同，并報電力交易機構。

第二十一條 電力中長期交易主要按照年度和月度開展。有特殊需求的，也可以按照年度以上、季度或者月度以下周期開展交易。

第二十二條 電力中長期交易可以采取雙邊協商、集中競價、掛牌等方式進行。

(一)雙邊協商交易指市場主體之間自主協商交易電量(電力)、電價，形成雙邊協商交易初步意向后，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。雙邊協商交易應當作為主要的交易方式。

(二)集中競價交易指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，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，確定最終的成交對象、成交電量(輔助服務)與成交價格等；鼓勵按峰、平、谷段電量(或按標準負荷曲線)進行集中競價。

(三)掛牌交易指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。

第二十三條 具有直接交易資格的發電企業、電力用戶和售電企業可以參與跨省跨區直接交易，發電企業和電力用戶也可以委托售電企業或者電網企業代理參與跨省跨區交易，由市場主體自主決定。

現貨市場啟動前，電網企業可以代理未進入市場的電力用戶參與跨省跨區交易，電網企業、發電企業、售電企業可以代理小水電企業、風電企業等參與跨省跨區交易，由市場主體自主決定。

保留在電網企業內部且沒有核定上網電價的發電企業不參與跨省跨區交易。

第二十四條 擁有優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易合同等的發電企業，擁有直接交易合同、跨省跨區交易合同等的電力用戶和售電企業可以參與合同轉讓交易。直接交易合同、跨省跨區交易合同轉讓交易的受讓方應符合市場準入條件。

享有優先發電政策的熱電聯產機組“以熱定電”電量、余熱余壓余氣優先發電電量等不得轉讓，可再生能源調峰機組優先發電電量可以進行轉讓。

第五章 價格機制

第二十五條 電力中長期交易的成交價格由市場主體通過自主協商等市場化方式形成，第三方不得干預；計劃電量應隨著政府定價的放開采取市場化定價方式。

第二十六條 已核定輸配電價的地區，電力直接交易按照核定的輸配電價執行，不得采取購銷差價不變的方式；暫未單獨核定輸配電價的地區，以及已核定輸配電價未覆蓋的電壓等級電力用戶，可采取電網購銷差價不變的方式。相關政府性基金及附加按國家有關規定執行。

第二十七條 跨省跨區輸電價格按照價格主管部門有關規定執行。

第二十八條 雙邊交易價格按照雙方合同約定執行；集中競價交易按照統一出清價格或根據雙方申報價格確定；掛牌交易價格以掛牌價格結算。

集中競價采用統一出清的，可以根據買方申報曲線與賣方申報曲線交叉點對應的價格確定，或者根據最后一個交易匹配對的成交價格確定；采用撮合成交的，根據各交易匹配對的申報價格形成成交價格(比如賣方報價和買方報價的平均值)。

第二十九條 跨省跨區交易的受電落地價格由成交價格(送電價格)、輸電價格(費用)和輸電損耗構成。輸電損耗在輸電價格中已明確包含的，不再單獨或者另外收??；未明確的，暫按前三年同電壓等級線路的輸電損耗水平，報國家發展改革委、國家能源局備案后執行。輸電損耗原則上由買方承擔，經協商一致，也可以由賣方或者買賣雙方共同承擔?？缡】鐓^交易輸電費用及網損按照實際計量的物理量結算。

第三十條 合同電量轉讓交易價格為合同電量的出讓或者買入價格，不影響出讓方原有合同的價格和結算。省內合同電量轉讓、回購，以及跨省跨區合同回購不收取輸電費和網損?？缡】鐓^合同轉讓應當按潮流實際情況考慮輸電費和網損。

第三十一條 參與直接交易的峰谷電價電力用戶，可以繼續執行峰谷電價，直接交易電價作為平段電價，峰、谷電價按現有峰平谷比價計算，電力用戶不參與分攤調峰費用；也可以按直接交易電價結算，電力用戶通過輔助服務考核與補償機制分攤調峰費用或者直接購買調峰服務。電力用戶側單邊執行峰谷電價造成的損益單獨記賬，在今后電價調整中統籌考慮。

采用發用電調度曲線一致方式執行合同的電力用戶，不再執行峰谷電價，按直接交易電價結算。

第三十二條 雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競價交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，可以對報價或者結算價格設置上限，參與直接交易機組發電能力明顯大于用電需求的地區可對報價或者結算價格設置下限。

第六章 交易組織

第一節 交易時序安排

第三十三條 開展年度交易時遵循以下順序：

(一)確定跨省跨區優先發電。為落實國家能源戰略，確保清潔能源送出，跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電量優先發電。

(二)確定省內優先發電(燃煤除外)。各地結合電網安全、供需形勢、電源結構等，科學安排本地優先發電。首先安排規劃內的風電、太陽能等可再生能源保障性收購小時以及可再生能源調峰機組優先發電，其次按照二類優先發電順序合理安排。各地也可以按照氣電、可調節水電、核電、不可調節水電、風電及光伏的先后次序，放開發電計劃。優先發電機組參與電力直接交易時，各地應制定措施保障落實。

(三)開展年度雙邊交易、年度集中競價交易(雙邊及集中競價交易均包括跨省跨區交易，掛牌交易視同集中競價交易，下同)。如果年度雙邊交易已滿足全部年度交易需求，也可以不開展年度集中競價交易。

(四)確定燃煤發電企業基數電量。各地根據本地區年度發電預測情況，減去上述環節優先發電和年度交易結果后，如果不參與市場用戶仍有購電需求，則該部分需求在燃煤發電企業中分配，作為其年度基數電量。各地應有序放開發用電計劃，按照國家發展改革委、國家能源局確定的比例逐年縮減燃煤發電企業基數電量，直至完全取消。

(五)電力交易機構在各類年度交易結束后，應根據經安全校核后的交易結果，于12月底前將優先發電合同、基數電量合同、雙邊和集中競價的直接交易、跨省跨區交易和合同轉讓交易的結果進行匯總，發布年度匯總后的交易結果和分項交易結果。電力調度機構應按該交易結果合理安排電網運行方式，保障交易結果的執行。

第三十四條 年度交易開始前仍未確定優先發電的，可由電力調度機構參考歷史情況測算，預留足夠的優先發電空間，確保交易正常進行。

第三十五條 開展月度交易時遵循以下順序：在年度合同分解到月的基礎上，首先開展月度雙邊交易，其次開展月度集中競價交易。如果月度雙邊交易已滿足全部交易需求，也可以不開展月度集中競價交易。

第三十六條 在落實國家指令性計劃和政府間協議送電的前提下，省內、跨省跨區交易的啟動時間原則上不分先后。在電力供應寬松的情況下，受入省可按價格優先原則確定交易開展次序；在電力供應緊張的情況下，送出省可優先保障省內電力電量平衡，富余發電能力再參與跨省跨區交易，對于已簽訂的合同可予以執行或者協商合同另一方回購。各區域、各省可根據自身實際情況調整省內交易和跨省跨區交易的開展次序。

第三十七條 合同轉讓交易原則上應早于合同執行3日之前完成，市場主體簽訂電力電量購售合同后即可進行轉讓。

第二節 年度優先發電合同簽訂

第三十八條 根據確定的跨省跨區優先發電(含年度以上優先發電合同)，相關電力企業在每年年度雙邊交易開始前協商簽訂次年度交易合同(含補充協議)，約定年度電量規模及分月計劃、送受電曲線、交易價格等，納入送、受電省優先發電計劃，并優先安排輸電通道。

第三十九條 根據各省(區、市)確定的省內優先發電，在每年年度雙邊交易開始前簽訂廠網間年度優先發電合同，約定年度電量規模及分月計劃、交易價格等。

第三節 年度雙邊交易

第四十條 每年12月初，電力交易機構應通過交易平臺發布次年度雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：

(一)次年關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；

(二)次年直接交易電量需求預測；

(三)次年跨省跨區交易電量需求預測(送出地區或區域平臺發布)；

(四)次年各機組可發電量上限。

第四十一條 年度雙邊交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易、合同轉讓交易(含跨省跨區合同轉讓交易，下同)。

第四十二條 市場主體經過雙邊協商分別形成年度雙邊省內直接交易、年度雙邊跨省跨區交易和年度雙邊合同轉讓交易的意向協議，并在年度雙邊交易閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。年度雙邊交易的意向協議應當提供月度分解電量。

第四十三條 電力交易機構在年度雙邊交易閉市后第1個工作日將所有雙邊交易意向提交相關電力調度機構進行安全校核，電力調度機構應當在5個工作日之內將校核結果返回電力交易機構。

第四十四條 電力交易機構在電力調度機構返回安全校核結果后，于下1個工作日發布年度雙邊交易結果。

市場主體對交易結果有異議的，應當在結果發布當日向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在當日給予解釋。市場主體對交易結果無異議的，應當在結果發布當日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。

交易結果確認后，由技術支持系統自動生成年度雙邊直接交易、年度雙邊跨省跨區交易和年度雙邊合同電量轉讓交易合同，相關市場主體應當在成交信息發布后的3個工作日內，通過技術支持系統簽訂電子合同。

第四節 年度集中競價交易

第四十五條 每年12月中旬，電力交易機構通過技術支持系統發布次年度集中競價市場相關信息，包括但不限于：

(一)次年關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；

(二)次年集中競價直接交易電量需求預測；

(三)次年集中競價跨省跨區交易電量需求預測(送出地區或區域平臺發布)；

(四)次年各機組剩余可發電量上限。

第四十六條 年度集中競價交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同電量轉讓交易。每類集中競價交易自開市至閉市原則上不超過2個工作日。

第四十七條 年度集中競價交易開始后，發電企業、售電企業和電力用戶通過技術支持系統申報分月電量、分月電價。技術支持系統對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。年度集中競價交易原則上應分月申報、分月成交。市場主體對所申報的數據負責。

第四十八條 報價結束后，技術支持系統考慮安全約束自動生成初始交易結果，由電力交易機構在當日提交電力調度機構并向市場主體公布。電力調度機構應在5個工作日內完成安全校核，返回電力交易機構形成最終交易結果。電力交易機構在收到安全校核結果的下1個工作日，通過技術支持系統向市場主體發布最終交易結果和安全校核說明。

第五節 年度基數電量合同簽訂

第四十九條 根據燃煤發電企業基數電量安排，在每年12月底前簽訂廠網間年度購售電合同，約定年度電量規模及分月計劃、交易價格等。

第五十條 基數電量確定后，偏差主要通過市場方式處理。

第六節 月度雙邊交易

第五十一條 每月上旬，電力交易機構應通過交易平臺發布次月雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：

(一)次月關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；

(二)次月直接交易電量需求預測；

(三)次月跨省跨區交易電量需求預測(送出地區或區域平臺發布)；

(四)次月各機組可發電量上限。

第五十二條 月度雙邊交易自開市至閉市原則上不超過3個工作日。月度雙邊交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同轉讓交易。

第五十三條 市場主體經過雙邊協商分別形成月度雙邊省內直接交易、月度雙邊跨省跨區交易和月度雙邊合同轉讓交易的意向協議，并且在月度雙邊交易市場閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議(包含互保協議)。

第五十四條 電力交易機構在閉市后1個工作日將所有雙邊交易意向提交相關電力調度機構進行安全校核，電力調度機構應在2個工作日之內將校核結果返回電力交易機構。

第五十五條 電力交易機構在電力調度機構返回安全校核結果后，于下1個工作日發布月度雙邊交易結果。

市場主體對交易結果有異議的，應在結果發布當日向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在當日給予解釋。市場主體對交易結果無異議的，應在結果發布當日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。

交易結果確認后，由技術支持系統自動生成年度雙邊直接交易、年度雙邊跨省跨區交易和年度雙邊合同電量轉讓交易合同，相關市場主體應在成交信息發布后的3個工作日內，通過技術支持系統簽訂電子合同。

第七節 月度集中競價交易

第五十六條 每月中下旬，電力交易機構通過技術支持系統發布次月集中競價市場相關信息，包括但不限于：

(一)次月關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；

(二)次月集中競價直接交易電量需求預測；

(三)次月集中競價跨省跨區交易電量需求預測(送出地區或區域平臺發布)；

(四)次月各機組剩余可發電量上限。

第五十七條 月度集中競價交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同電量轉讓交易。每類集中競價交易自開市至閉市原則上不超過2個工作日。

第五十八條 月度集中競價交易開始后，發電企業、售電企業和電力用戶通過技術支持系統申報電量、電價。技術支持系統對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。市場主體對所申報的數據負責。

第五十九條 報價結束后，技術支持系統考慮安全約束自動生成初始交易結果，由電力交易機構在當日提交電力調度機構并向市場主體公布。電力調度機構應在2個工作日內完成安全校核，返回電力交易機構形成最終交易結果。電力交易機構在收到安全校核結果的下1個工作日，通過技術支持系統向市場主體發布最終交易結果和安全校核說明。

第六十條 電力交易機構在各類月度交易結束后，應當根據經安全校核后的交易結果，對年度分月結果和月度交易結果進行匯總，于每月月底前發布匯總后的交易結果。

第八節 臨時交易與緊急支援交易

第六十一條 可再生能源消納存在臨時性困難的省(區、市)，可與其他省(區、市)市場主體通過自主協商方式開展跨省跨區臨時交易，交易電量、交易曲線和交易價格均由購售雙方協商確定。

第六十二條 各地應當事先約定跨省跨區緊急支援交易的價格及其他有關事項，在電力供需不平衡時，由電力調度機構組織實施。條件成熟的地區可以采取預掛牌方式確定跨省跨區緊急支援交易中標機組排序。

第七章 安全校核與交易執行

第六十三條 電力調度機構負責各種交易的安全校核工作。直接交易、合同調整和合同電量轉讓必須通過電力調度機構安全校核。涉及跨省跨區的交易，須提交相關電力調度機構共同進行安全校核，各級電力調度機構均有為各交易機構提供電力交易(涉及本電力調度機構調度范圍的)安全校核服務的義務。安全校核的主要內容包括但不限于：通道阻塞管理、機組輔助服務限制等內容。

第六十四條 為保障系統整體的備用和調頻調峰能力，在各類市場交易開始前，電力調度機構可以根據機組可調出力、檢修天數、系統負荷曲線以及電網約束情況，折算得出各機組的電量上限，對參與市場交易的機組發電利用小時數提出限制建議。

第六十五條 電力調度機構在各類市場交易開始前應當按照規定及時提供關鍵通道輸電能力、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息，由電力交易機構予以公布。

第六十六條 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，由電力交易機構予以公布。

第六十七條 安全校核未通過時，對于雙邊協商交易，按時間優先、等比例原則進行削減；對于集中競價交易，按價格優先原則進行削減，價格相同時按發電側節能低碳電力調度的優先級進行削減。對于約定電力交易曲線的，最后進行削減?；鶖惦娏渴苁袌鼋灰纂娏坑绊懖荒芡ㄟ^安全校核的，可以轉讓。

第六十八條 電力系統發生緊急情況時，電力調度機構可基于安全優先的原則實施調度，并在事后向國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門書面報告事件經過。緊急情況導致的經濟損失，有明確責任主體的，由相關責任主體承擔經濟責任。

第六十九條 電力交易機構根據各年度合同中約定的月度電量分解安排和各類月度交易成交結果，形成發電企業的月度發電安排，包括優先發電、基數電量和各類交易電量。電力調度機構應當合理安排電網運行方式并保障執行。

第七十條 電力調度機構負責執行月度發電計劃；電力交易機構每日跟蹤和公布月度發電計劃執行進度情況。市場主體對月度發電計劃執行提出異議時，電力調度機構負責出具說明，電力交易機構負責公布相關信息。

對于電力直接交易合同約定交易曲線的，其中發電企業部分合同約定了交易曲線的，電力調度機構根據系統運行需要，運行前安排無交易曲線合同的發電曲線，與合同約定曲線疊加形成次日發電計劃；發電企業全部合同約定了交易曲線的，按合同約定曲線形成次日發電計劃。

未約定交易曲線的電力直接交易合同以及優先發電合同和基數電量合同，由電力調度機構根據系統運行需要安排機組的發電計劃。

第八章 合同電量偏差處理

第七十一條 電力市場交易雙方根據年度交易合同，在保持后續月份原有分解計劃總量不變的前提下，可以于每月5日前對年度交易合同中次月分解計劃提出調整要求，通過交易平臺上報電力交易機構，經安全校核后，作為月度發電安排和月度交易電量結算的依據。

第七十二條 中長期合同執行偏差主要通過在發電側采用預掛牌月平衡偏差方式進行處理(即優先發電、基數電量合同優先結算)。

第七十三條 預掛牌月平衡偏差方式是指月度交易結束后(如果不需要開展月度交易，可以直接開展預掛牌)，通過預掛牌方式確定次月上調機組調用排序(按照增發價格由低到高排序)和下調機組調用排序(按照補償價格由低到高排序)。每月最后7日，電力調度機構根據各機組整體合同完成率，判斷當月基本電力供需形勢。當電力供需形勢緊張時(月度系統實際用電需求大于月度系統總合同電量時)，基于預掛牌確定的機組排序，滿足電網安全約束的前提下，優先安排增發價格較低的機組增發電量，其余機組按合同電量安排發電計劃；當電力需求不足時(月度系統實際用電需求小于月度系統總合同電量時)，優先安排補償價格較低的機組減發電量，其余機組按照合同電量安排發電計劃。

第七十四條 除以上方式外，各地還可以采取以下三種方式之一處理合同電量偏差，也可以根據實際探索其他偏差處理方式。

(一)預掛牌日平衡偏差方式。月度交易結束后，通過預掛牌方式確定次月上調機組調用排序(按照增發價格由低到高排序)和下調機組調用排序(按照補償價格由低到高排序)。實時運行過程中，當系統實際用電需求與系統日前計劃存在偏差時，按照價格優先原則調用相應機組增發電量或減發電量，保障系統實時平衡。機組各日的增發電量或減發電量進行累加(互抵)，得到月度的凈增發電量或凈減發電量，按照其月度預掛牌價格進行結算。其余機組原則上按日前制定的計劃曲線發電。

(二)等比例調整方式。月度交易結束后，在實時調電過程中，電力調度機構按照“公開、公平、公正”要求，每日跟蹤各發電企業總合同執行率，以同類型機組總合同執行率基本相當為目標，安排次日發電計劃。發電企業超發、少發電量按照各自月度計劃合同和市場合同電量比例劃分，超發電量按照其全部合同的加權平均價格進行結算，少發電量對相應合同進行扣減且后期不予追補。用戶承擔超用、少用偏差責任并且支付偏差考核費用，偏差考核費用按照發電企業電量或者電費比例返還給發電企業。采用本方式導致的發電企業合同執行不平衡的，可以開展事后合同電量轉讓交易。

(三)滾動調整方式。此方式適用于發電計劃放開比例較低地區。發電側優先發電和基數電量按月滾動調整，用戶側合同電量可以月結月清，也可以按月滾動調整。采用本方式導致的發電企業優先發電和基數電量合同執行不平衡的，可以開展事后合同電量轉讓交易。

第九章 輔助服務

第七十五條 輔助服務執行各區域輔助服務管理實施細則及并網運行管理實施細則。

第七十六條 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、需求側參與提供輔助服務，允許第三方參與提供輔助服務。

第七十七條 按照“補償成本、合理收益”的基本原則，按照輔助服務效果確定輔助服務計量公式，對提供有償輔助服務的并網發電廠、電力用戶、獨立輔助服務提供者進行補償。

第七十八條 鼓勵采用競爭方式確定輔助服務提供主體。電力調度機構根據系統運行需要，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，可以通過競價方式統一購買系統所需的無功和黑啟動服務。

第七十九條 電力用戶參與提供輔助服務需滿足各類輔助服務技術要求，并且與發電企業按照統一標準進行補償。電力用戶輔助服務費用隨電力用戶電費一并結算。

第八十條 用電側未實行峰谷電價的地區，根據電力用戶自身負荷曲線和全網用電負荷曲線，計算電力用戶對電網調峰的貢獻度。電力用戶峰谷差率小于全網峰谷差率時調峰貢獻度為正，電力用戶峰谷差率大于全網峰谷差率時調峰貢獻度為負。與貢獻度為正的電力用戶簽訂直接交易合同的電廠，免除相應直接交易電量調峰補償費用的分攤。

電力直接交易雙方發用電曲線一致的，對應電量不分攤調峰輔助服務補償費用；剔除直接交易曲線后的剩余發電曲線，對應電量分攤調峰輔助服務補償費用。

第八十一條 加強需求側管理。在負荷控制系統、用電信息采集系統基礎上，推廣用電用能在線監測和需求側響應，積極培育電能服務，參與市場競爭，逐步形成需求側機動調峰能力，保障輕微缺電情況下的電力供需平衡。

第八十二條 跨省跨區交易涉及的送端地區發電企業納入受端地區輔助服務管理范圍，并根據提供的輔助服務情況獲得或者支付補償費用。

跨省跨區交易曲線調峰能力未達到受端電網基本調峰要求的，按照受端電網基本調峰考核條款執行；達到有償調峰要求的，按照有償調峰補償條款給予補償。

第十章 計量和結算

第八十三條 電網企業應當根據市場運行需要為市場主體安裝符合技術規范的計量裝置；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。

第八十四條 同一計量點應當安裝相同型號、相同規格、相同精度的主、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。電力用戶可根據實際情況配置必要的計量裝置。

第八十五條 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數據，并提交電力交易機構。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。

第八十六條 電力交易機構負責向市場主體出具結算依據，市場主體根據相關規則進行資金結算。其中，跨省跨區交易原則上由電力用戶所在地區電力交易機構向市場主體出具結算依據，在區域交易平臺開展的交易由區域電力交易機構向電力用戶所在地區電力交易機構出具結算依據；合同電量轉讓交易由電力交易機構分別向出讓方和受讓方出具結算依據。

第八十七條 電力用戶和發電企業原則上均按照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。各市場主體暫時保持與電網企業的電費結算和支付方式不變，并由電網企業承擔電力用戶側欠費風險，保障交易電費資金安全。不承擔電費結算職能的電網企業也不再承擔欠費風險，市場主體可自行約定結算方式。

第八十八條 市場主體接收電費結算依據后，應進行核對確認，如有異議在3個工作日內通知電力交易機構，逾期則視同沒有異議。

第八十九條 建立合同偏差電量結算機制，發電企業和電力用戶的合同偏差分開結算。以年度交易和月度交易為主的地區，按月清算、結賬；開展周(日)交易的地區，按周(日)清算，按月結賬。

采用預掛牌月平衡偏差方式的，結算流程和結算價格如下：

(一)發電側

1.根據可再生能源次月整體最大發電能力預測值，安排其他類型電源的月度發電計劃，并按照有關規定和實施細則對可再生能源進行結算。風電、光伏和無調節能力的水電(含部分時段無調節能力的水電)可按照申報次日可發電量方式累加得到月度發電計劃。

2.其他機組實際上網電量小于其月度優先發電和基數電量時，按政府批復的上網電價結算實際上網電量；提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償，2%以內的減發電量免于補償；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用，2%以內的少發電量免于支付偏差考核費用。

3.其他機組實際上網電量大于其月度優先發電和基數電量但小于月度優先發電和基數電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算優先發電和基數電量，按其所簽訂的市場合同加權平均價結算剩余電量；提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償，2%以內的減發電量免于補償；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用，2%以內的少發電量免于支付偏差考核費用。

4.其他機組實際上網電量大于其月度優先發電和基數電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算優先發電和基數電量，按合同價格結算各類市場合同電量；提供上調服務導致的增發電量按其預掛牌價格獲得補償；因自身原因導致的超發電量按月度集中競價交易的最低成交價結算。

機組提供上調服務(或下調服務)導致的增發電量(或減發電量)，均以調度安排為準。月內既提供上調服務又提供下調服務的機組，以互抵后的凈值作為月度增發電量或減發電量。

5.全部合同均約定交易曲線的發電企業，根據每日的實際發電曲線考核偏差電量。各時段，因自身原因導致的超發電量按月度集中競價交易最低成交價結算；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用；提供上調服務導致的增發電量按其預掛牌價格獲得補償；提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償。

6.各地可按照以上原則，區分電源類型細化結算方式和流程。

(二)電力用戶側

1.市場電力用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權平均價結算總合同電量，超用電量按上調服務的加權平均價結算(系統未調用上調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價結算)。

市場電力用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權平均價結算實際用電量。2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以外的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差考核費用(系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差考核費用)。

下調電量補償單價=發電側下調電量總補償費用/下調總電量

發電側下調電量總補償費用由所有機組下調電量的補償價格和機組下調電量的乘積累加得到。

2.非市場電力用戶(含優先購電電力用戶，下同)按實際用電量和目錄電價結算。

3.非市場電力用戶的總用電量大于優先發電和基數電量時，2%以內的超用電量免于支付偏差考核費用；2%以外的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用。

非市場電力用戶的總用電量小于優先發電電量和基數電量時，2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以上的少用電量按下調電量補償單價支付偏差考核費用(系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用)。

非市場電力用戶用電偏差導致的偏差考核費用由電網企業承擔，電網企業也可以委托電力調度機構通過對非統調電廠、地方電網造成的偏差進行計量，按責任分攤部分偏差考核費用。

4.對于約定交易曲線的用戶，根據每日實際用電曲線考核偏差電量。每日各時段的累計超用電量按上調服務的加權平均價結算(系統未調用上調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價結算)；每日各時段的累計少用電量，2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以上的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差考核費用(系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差考核費用)。

(三)電力用戶偏差考核費用、發電企業偏差考核費用，以及上調服務所增加的電網企業結算正收益，統一用于支付下調機組的補償費用，盈余或缺額部分由所有統調發電企業按上網電量比重返還或分攤。

上調服務所增加的電網結算正收益=(優先發電和基數電量加權平均價—機組上調服務加權平均價)×(非市場電力用戶當月實際用電量—可再生能源當月實際完成的優先發電和基數電量—其他類型電源當月計劃合同電量)

優先發電和基數電量加權平均價=(可再生能源政府批復電價(不含補貼)×可再生能源當月實際完成的優先發電和基數電量+其他類型電源政府批復電價×其他類型電源當月計劃合同電量)/(可再生能源當月實際完成的優先發電和基數電量+其他類型電源當月計劃合同電量)

以上用電量均按上年網損率折算到發電側。

(四)市場電力用戶的電費構成包括：電量電費、偏差考核費用、輸配電費、政府性基金與附加等。發電企業的電費構成包括：電量電費、下調服務補償費、偏差考核費用、平均分攤的結算差額或盈余資金、輔助服務費用。

第九十條 對于電網故障、電網改造等非不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由電網企業承擔相關偏差考核費用；對于不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由所有市場主體共同分攤相關費用。

第十一章 信息披露

第九十一條 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并且不得向其他市場成員公布的數據和信息。

第九十二條 市場成員應當遵循及時、真實、準確、完整的原則，披露電力市場信息。

電力交易機構、電力調度機構應當公平對待市場主體，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。

第九十三條 在確保安全的基礎上，市場信息主要通過電力市場技術支持系統、電力交易機構網站進行披露。

電力交易機構負責管理和維護電力市場技術支持系統、電力交易機構網站，并為其他市場成員通過技術支持系統、電力交易機構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、電力交易機構網站披露有關信息，并對所披露信息的真實性、準確性和及時性負責。

第九十四條 市場主體如對披露的相關信息有異議或疑問，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。

第九十五條 國家能源局及其派出機構、地方政府電力管理部門、電力市場成員不得泄露影響公平競爭和涉及用戶隱私的相關信息。

第九十六條 國家能源局派出機構、地方政府電力管理部門根據各地實際制定電力市場信息披露管理辦法并監督實施。

第十二章 附則

第九十七條 國家能源局及其派出機構會同地方政府電力管理等部門組織區域電力交易機構根據本規則擬定區域電力交易實施細則。國家能源局派出機構和地方政府電力管理等部門共同組織省(區、市)電力交易機構根據本規則擬定各省(市、區)電力交易實施細則。

第九十八條 電力市場監管實施辦法由國家能源局另行制定。

第九十九條 本規則由國家發展改革委、國家能源局負責解釋。

第一百條本規則自發布之日起施行，有效期3年。