1、電力中長期交易根本規那么暫行 ?第一章 總那么第一條 為標準各地電 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假設干意見? 中發 20229 號及其配套文件和有 關法律、法規規定，制定本規那么。第二條 本規那么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 發用電方案電量放開到達一定比例，或者合同執行偏差電量無法按照本規那么規定的方 法解決時，各地應當啟動電力現貨市場建設， 建立以電力

2、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 本規那么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效勞提供者等市場主體， 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那么相關規定。 輔 助效勞補償交易機制納入電力中長期交易范疇，執行本規那么相關規定。第四條 電力市場成員應嚴格遵守市場規那么，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

3、非法干預市場正常運行。第五條 國家開展改革委和國家能源局會同有關部門加強對各地發用電方案放開實施 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方案工作， 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、 市場規那么、市場監管方法，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效勞提供者等。第七條 發電企業的權利和義務：一按規那么參與電力市場

4、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；二獲得公平的輸電效勞和電網接入效勞；三執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定提供輔助效勞；四按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電效勞等相關信息；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：一按規那么參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電效勞合同，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效勞和電網接入效勞， 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效勞等相關信息；四服從電力調度機構的統一調

5、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。第九條獨立輔助效勞提供者的權利和義務：一按規那么參與輔助效勞交易，簽訂和履行輔助效勞合同；二獲得公平的輸電效勞和電網接入效勞；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效勞；四按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輔助效勞等相關信息；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平安穩定運行；二為市場主體提供公平的輸配電效勞和電網接入效勞；三服從電力調度機構的統一調度

6、，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、維修等各類供電效勞；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效勞， 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那么；三編制交易方案；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、輔助效勞費及輸電

7、效勞費 等及相關效勞；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那么進行分析評 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：一負責平安校核； 二按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，確保電網平安； 三向電力交易機構提供平安約束條件和根底數據， 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當相應的經濟責任 五按規定披

8、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效勞提供者， 應當是具有法人資格、 財務獨立核算、 信用良好、能夠獨立承當民事責任的經濟實體。 內部核算的發電企業 電網企業保存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到達環保標準要求； 3并網自備電廠在公平承當發電企業社會責任、承當國家依法合規設立的政府性

9、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110 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 法排污工程不得參與；3擁有自備電源的用戶應當按規定承當國家政府性基金及附加、政策性交叉補貼和系 統備用費；4符合電網接入標準，滿足電網平安技術要求。三售電企業準入條件按照 ?售電公司準入與退出管理方法? 發改經體 20222120 號有關規定執行。第十五條 獨立輔助效勞提供者的市場準入條件：一具有輔助效勞能力的獨立輔助效勞提

10、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 退出管理方法?發改經體 20222120 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那么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。

11、 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那么的規定，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，原那么上 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

12、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，按合同約定承當相應違約責任， 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，以及輔助效勞補償交易機制等。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

13、，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，經電力調度機構平安校核通過后，由另一方代發代用局部或全部電量， 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

14、交易初步意向后，經平安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，電力交易機構考慮平安約束進行市場出清，經電力調度機構平安校核后，確定最終的成交對象、成交電量輔助效勞與成交價格等；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，經平安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

15、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?，F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。保存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

16、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；方案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

17、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方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， 報國家開展改革委、國家能源局備 案后執行。輸電損耗原那么上由買方承當，經協商一致，也可以由賣方或者買賣雙方共同 承當?？缡】?/p>

18、區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，電力用戶通過輔助效勞考核與補償機制分攤調峰費用或 者直接購置調峰效勞。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

19、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那么上不進行限價。集中競價交易中，為防止市場操縱及惡 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 受電中的國家方案、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。各地結合電網平安、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

20、 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， 放開發電方案。 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， 那么該局部需求在燃煤 發電企業中分配， 作為其年度

21、基數電量。 各地應有序放開發用電方案， 按照國家開展改 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，應根據經平安校核后的交易結果，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

22、同分解到月的根底上，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 在落實國家指令性方案和政府間協議送電的前提下，省內、跨省跨區交易 的啟動時間原那么上不分先后。 在電力供應寬松的情況下， 受入省可按價格優先原那么確定 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， 充裕 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 合同轉讓交易原那么上應早于合同執行 3 日之前完成

23、，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 模及分月方案、送受電曲線、 交易價格等， 納入送、受電省優先發電方案，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方案、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

24、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平安校核，電

25、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平安校核結果后，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

26、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那么上不超過 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

27、的有效申報作為最終申報。 年度集中競價交易原那么上應分月申報、 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，技術支持系統考慮平安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 內完成平安校核， 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平安校核 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平安校核說 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方案、交易價格等。第五十條 基

28、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那么上不超過 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

29、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 機構進行平安校核，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平安校核結果后，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

30、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那么上不超過 2 個工作日。第五十八條 月度集中競價交易開始

31、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，技術支持系統考慮平安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 內完成平安校核， 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平安校核 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平安校核說 明。第六十條 電力交易機構在各類月度交易結束后，應當根據經平安校核后的交易結果， 對年度分月結果和月度

32、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 平安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平安校核工作。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平安校核。 涉及跨省跨

33、區的交易， 須提交相關電力調度 機構共同進行平安校核， 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 平安校核效勞的義務。 平安校核的主要內容包括但不限于： 通 道阻塞管理、機組輔助效勞限制等內容。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、關鍵設備檢修方案等電網運行相關信息，由電力交易機構予以公布。第六十六

34、條 平安校核應在規定的期限內完成。平安校核未通過時，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 平安校核未通過時，對于雙邊協商交易，按時間優先、等比例原那么進行削 減；對于集中競價交易，按價格優先原那么進行削減，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?易電量影響不能通過平安校核的，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平安優先的原那么實施調度， 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，由相關責任主體承當經濟責

35、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方案；電力交易機構每日跟蹤和公布月度發 電方案執行進度情況。市場主體對月度發電方案執行提出異議時， 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，其中發電企業局部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方案；發電企業全部合

36、同約定了交易曲線的， 按合同約定曲線形 成次日發電方案。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方案。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方案總量 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方案提出調整要求，通 過交易平臺上報電力交易機構， 經平安校核后， 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

37、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， 判斷當月根本電力供需形勢。 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，滿足電網平安約束的前提下， 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方案； 當電力需求缺乏時 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 電方案。第七十四

38、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方案存在偏差時，按照價格優 先原那么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。其余機組原那么上按日前制定的方案曲線發電。二等比例調整方式。 月度交易結束后， 在實時調電過

39、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 率根本相當為目標， 安排次日發電方案。 發電企業超發、 少發電量按照各自月度方案合 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。 用戶承當超用、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。此方式適用于發電方案放開比例較低地區。 發電側優先發電和基 數電量按月滾動調整，用戶側合

40、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。第九章輔助效勞第七十五條輔助效勞執行各區域輔助效勞管理實施細那么及并網運行管理實施細那么。第七十六條 輔助效勞分為根本輔助效勞和有償輔助效勞。鼓勵儲能設備、需求側參與 提供輔助效勞，允許第三方參與提供輔助效勞。第七十七條 按照“補償本錢、合理收益的根本原那么，按照輔助效勞效果確定輔助服 務計量公式，對提供有償輔助效勞的并網發電廠、 電力用戶、獨立輔助效勞提供者進行 補償。第七十八條鼓勵采用競爭方式確定輔助效勞提供主體。電力調度機構根據系統運行需 要，確定調峰、自

41、動發電控制、備用等效勞總需求量，各主體通過競價的方式提供輔助 效勞。輔助效勞提供主體較多的地區，可以通過競價方式統一購置系統所需的無功和黑 啟動效勞。第七十九條 電力用戶參與提供輔助效勞需滿足各類輔助效勞技術要求，并且與發電企 業按照統一標準進行補償。電力用戶輔助效勞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奉獻度。電力用戶峰谷差率小于全網峰谷差率時調峰 奉獻度為正，電力用戶峰谷差率大于全網峰谷差率時調峰奉獻度為負。與奉獻度為正的 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。

42、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效勞補償費用； 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效勞補償費用。第八十一條 加強需求側管理。在負荷控制系統、用電信息采集系統根底上，推廣用電 用能在線監測和需求側響應， 積極培育電能效勞， 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效勞管理范圍， 并根據提供的輔助效勞情況獲得或者支付補償費用?？缡】鐓^交易曲線調峰能力未到達受端電網根本調峰要求的， 按照受端電網根本調 峰考核條款執行；到達有償調峰要求的，按照有償調峰補

43、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標準的計量裝 置；計量裝置原那么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

44、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那么進行 資金結算。其中，跨省跨區交易原那么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那么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

45、不變， 并由電網企業承當電力用戶側欠費風險， 保障交易電費資金 平安。不承當電費結算職能的電網企業也不再承當欠費風險， 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，逾期那么視同沒有異議 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方案， 并按照有關規定和

46、實施細那么對可再生能源進行結算。風電、光伏和無調節能力的水電 含局部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； 提供下調效勞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

47、合同加權平均價結算剩余電量；提供下調效勞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 效勞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。機組提供上調效勞 或下調效勞導致的增發電量或減發電量，均以調度安排為準。 月內既提供上調效勞又提供下調效

48、勞的機組，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； 提供上調效勞 導致的增發電量按其預掛牌價格獲得補償；提供下調效勞導致的減發電量按其預掛牌 價格獲得補償。6各地可按照以上原那么，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， 超用電量按上調效勞的加權平均價結算 系統未調用上調效勞時， 按月度

49、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 系統未調用下調效勞時， 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 調用下調效勞時，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