甘肃省电力中长期交易规则(暂行)发布：电网企业可代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易

相关市场主体在交易平台确认交易结果后，自动生成月度集中竞价(撮合)直接交易、月度集中竞价(撮合)跨省跨区交易、月度集中竞价(撮合)合同电量转让交易、月度集中竞价(撮合)自备电厂与新能源发电权转让交易的电子合同。相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内确认交易平台电子合同或签订与交易平台电子合同一致的纸质合同，逾期未签订合同的责任方取消本交易月度交易资格，不得在本交易月度内参加任何后续市场化交易。

第七十八条电力交易机构在各类月度交易结束后，根据经安全校核后的交易结果，对年度分月结果和月度交易结果进行汇总，于每月月底前发布汇总后的交易结果并制定厂(站)次月月度电量计划。调度机构应根据次月月度电量计划，合理安排电网运行方式，保障合同电量的执行。

第八节跨省跨区电量交易

第七十九条跨省跨区中长期电量交易可按照双边交易、集中竞价(撮合)交易、挂牌交易等多种方式开展。

第八十条跨省跨区交易可分为年度、月度、周和短时支援交易。月度、周、短时支援交易一般为年度交易以外的增量电能交易。电力交易机构负责周及以上电能交易，调度机构负责短时支援交易。

第八十一条竞价交易中当申报电量大于标的电量时，电力交易机构按照交易公告中的交易规则，根据各发电企业申报的电价排序，由低到高依次累加申报电量至满足交易标的电量;价格相同的情况下按照申报电量等比例分配。

竞价交易中当申报电量小于等于标的电量时，按申报电量成交，申报不足部分，电力交易机构根据市场供需情况决定是否组织补充交易。

第八十二条所有由交易机构代理的跨省跨区交易出清方式如下：

(一)各交易周期内，当申报电量总和小于等于外送电量需求时，按申报电量成交，申报不足部分，由电力交易机构组织再次招标，直至完成。当申报电量总和大于外送电量需求时，按等比例原则扣减至外送需求电量。

(二)因特殊市场环境，在取得监管部门同意后，交易机构可采用适当方式，将火电与新能源电量按照一定比例进行配比打捆外送，出清方式同上。

第八十三条跨省跨区电量交易合同(协议)执行与结算先后次序为：跨省跨区事故应急支援交易、年度跨省跨区电能交易、月度跨省跨区电能交易、月内短期或临时跨省跨区电能交易。当实际跨省跨区电能交易供需发生变化，需对交易合同进行调整时，合同调整的次序与上述相反。

第九节合同电量转让交易

第八十四条合同电量转让交易可采取双边协商、集中竞价(撮合)、挂牌转让等方式。

第八十五条合同电量转让交易需确定交易电量、交易价格、交易时段、电压等级、计量关口、分月计划等内容。

第八十六条电力交易机构原则上每月下旬通过双边协商、集中竞价(撮合)、挂牌转让等方式统一组织各类型合同的转让交易(包括本月剩余各类型合同电量和后续月份各类型合同电量)。

发电企业可根据各自实际发电情况在合同完成前5个工作日通过交易平台向电力交易机构提交交易意向，月度合同转让应于月前5个工作日或当月底提前5个工作日开展。事后合同转让应于合同完成次月前5个工作日对上月合同电量进行转让。交易机构应于月底前汇总各发电市场主体的合同转让意向后报甘肃能源监管办。

合同转让交易开始组织或收到合同转让方提交的交易意向后，电力交易机构在1个工作日内发布相关信息，1个工作日内完成合同转让并形成无约束交易结果并提交调度机构，调度机构在1个工作日内完成安全校核，安全校核通过的形成有约束合同转让交易结果并提交电力交易机构。未通过安全校核的，电力交易机构会同调度机构向交易双方书面解释原因。市场主体仍有异议的，可向甘肃能源监管办申请裁定。

第八十七条合同电量转让交易最终形成后，相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内确认交易平台电子合同或签订与交易平台电子合同一致的纸质合同，逾期未签订合同的责任方取消本交易年度交易资格，不得在本交易年度内参加任何后续市场化交易。

交易机构应于月底前汇总各发电市场主体的合同转让交易结果后报甘肃能源监管办备案。

第十节自备电厂向新能源发电权转让交易

第八十八条自备电厂向新能源发电权转让交易可采取双边协商、集中竞价(撮合)、挂牌转让等方式。

第八十九条自备电厂向新能源发电权转让交易原则上按照年度开展，必要时可补充开展月度交易。

第九十条自备电厂向新能源发电权转让交易组织流程与年(月)度双边交易及年(月)度集中竞价(撮合)交易相同。交易意向及交易结果需汇总后报甘肃能源监管办备案。

第十一节临时交易与紧急支援交易

第九十一条可再生能源消纳存在临时性困难时，甘肃省可与其他省(区、市)通过自主协商方式开展跨省跨区临时交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。

第九十二条甘肃电力交易机构应事先与其他电力交易机构约定跨省跨区紧急支援交易的价格及其他有关事项，在电力供需不平衡时，由调度机构根据电网安全约束组织实施。条件成熟后可以采取预挂牌方式确定跨省跨区紧急支援交易中标机组排序。

第七章安全校核与交易执行

第九十三条电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。

跨省跨区交易及省内直接交易、合同电量转让、合同调整等均必须通过电力调度机构安全校核。

第九十四条安全校核应满足全省电力电量平衡，在甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门的指导下开展工作。

第九十五条为保障电力系统整体备用和调峰调频能力，在各类市场交易开始前，电力调度机构根据发电厂(站)可调出力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况，计算出各发电厂(站)的电量上限和下限，对参与市场交易的发电厂机组发电利用小时数提出限制建议。

第九十六条电力调度机构在各类市场交易公示前，应提供关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息，由电力交易机构予以公布。

第九十七条安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力交易机构予以公布。

第九十八条根据交易组织周期开展安全校核，安全校核的主要内容包括但不限于：通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。

第九十九条电力调度机构按批次对发电计划单元年度和月度交易合同及计划电量的总量进行安全校核。

第一百条年度和月度计划中应当预留充足的清洁能源电量空间，火电企业直接交易不应造成电网消纳清洁能源能力下降，参与直接交易的发电企业不应影响均等提供辅助服务的原则。

第一百零一条安全校核基于预测电量、预测负荷及发电设备检修计划、输变电设备停电计划等边界条件进行安全校核。当实际边界条件发生变化时，应根据最新边界条件，出具安全校核意见，并将安全校核结果报甘肃能源监管办。

第一百零二条火电企业合同电量安全校核应充分考虑火电机组开机方式。火电企业年度、月度合同电量安全校核应在充分考虑清洁能源消纳、电网安全约束、供热约束、调峰调频等后按照预安排的(各)月度开机方式，校核其调峰能力、辅助服务能力、电网阻塞等。

火电企业电网安全约束开机方式由电力调度机构依据电网运行方式确定并报甘肃能源监管办批准后确定;供热安全约束开机方式由甘肃省工信委进行确定。

第一百零三条新能源中长期市场电量安全校核原则如下：

(一)市场电量安全校核条件包括：电力电量平衡、场站发电能力、通道送电能力、电网调峰能力、风(光)资源、电网检修情况等。

(二)中长期市场电量应按一定比例配比火电调峰电量，以满足电网调峰需求。

(三)未归调的新能源场站、按临时接入方案并网的新能源场站，不允许参与市场电量交易。

(四)为保证新能源场站省内优先保障电量与市场电量的调出，新能源场站月度总市场电量与总省内优先保障电量之和不得超出月度电网新能源总消纳能力;各新能源场站月度市场交易电量与优先保障电量之和不得超出其当月发电能力。

第一百零四条电力交易机构根据各年度合同中约定的月度分解电量计划和各类月度交易成交结果，形成发电企业的月度交易计划。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。

第一百零五条电力调度机构负责执行月度发电计划;电力交易机构每日跟踪和公布月度发电计划执行进度情况。市场主体对月度发电计划执行提出异议时，电力调度机构负责出具说明，电力交易机构负责公布相关信息。对于市场化交易合同约定交易曲线的，其中发电企业部分合同约定了交易曲线的，调度机构根据系统运行需要，运行前安排无交易曲线合同的发电曲线，与合同约定曲线叠加形成次日发电计划;发电企业全部合同约定了交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划。

未约定交易曲线的市场化交易合同和优先发电合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排发电厂(站)的发电计划。

第一百零六条电力系统发生紧急情况时，调度机构可基于安全优先的原则实施调度，并在事后向甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门书面报告事件经过。紧急情况导致的经济损失，有明确责任主体的，由相关责任主体承担经济责任。

第八章合同电量偏差处理

第一节合同电量偏差事前控制

第一百零七条合同电量偏差是指购售电合同双方在交易周期内(如年度、月度)实际发用电量与合同电量之间的偏差。

第一百零八条合同电量偏差可以通过合同电量转让、月度合同电量调整、签订互保联保协议、确定违约条款等方式进行事前控制。

在双边交易方式下，市场主体应切实重视发挥合同的法律约束作用，自主协商确定交易意向和违约条款，避免造成整体合同偏差过大，有效降低自身损失。

第一百零九条合同电量转让、合同电量调整、互保联保执行本规则中有关规定。

第一百一十条电力市场交易双方根据年度交易合同，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可以于每月5日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整要求，通过交易平台上报电力交易机构，经安全校核后，作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。

第二节合同电量偏差处理方式

第一百一十一条中长期合同电量偏差初期处理方式为：市场化程度较低的水电企业仍按现有方式进行偏差处理和结算;其他发电企业按等比例滚动调整方式进行处理。

具备条件后或市场放开到一定程度后采用在发电侧预挂牌月平衡的方式进行合同电量偏差处理。电力交易机构及电力调度机构应抓紧建设和完善技术支持系统，做好相关人员培训，定期向甘肃能源监管办汇报进展情况。

第一百一十二条合同电量等比例滚动调整方式是指以同类型机组总合同基本执行完成为目标，将当月产生的合同电量偏差在次月或年内其他后续月份滚动平衡，年度对平衡电量进行清算。滚动平衡电量用于次月或年内其他后续月份滚动调整月度电量计划及市场化电量平衡安排参考依据。当发电侧上网电量小于当月各类合同电量的总和时(包括优先发电电量)，月度结算时不足部分按照先市场电量后优先发电电量的顺序扣减，市场电量按照各类市场合同电量等比例方式扣减。采用本方式导致的发电企业电量合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。

发电企业应依据滚动平衡电量情况、电厂自身发电情况及后期合同电量情况，适时主动开展合同电量转让交易。

第一百一十三条电力调度机构应跟踪电力供需形势变化，当月度系统实际用电需求严重偏离月度系统总合同电量时，提前启动偏差电量调整工作，并及时向甘肃能源监管办汇报。

第九章辅助服务

第一百一十四条甘肃电网辅助服务执行《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。

第一百一十五条辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括基本调峰、基本无功调节。

有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括一次调频、有偿调峰、自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC)、旋转备用、调停备用、有偿无功调节和黑启动等。

第一百一十六条鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。

第一百一十七条根据“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。

第一百一十八条加快甘肃省电力辅助服务市场化建设工作，分批次、分品种有序推进辅助服务市场化，逐步放开辅助服务市场化交易品种，采用竞争方式确定辅助服务提供主体。电力调度机构根据系统运行需要，确定调峰、调频、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务。

辅助服务市场化交易执行《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》。未开展市场化交易的辅助服务品种，仍按照《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》的有关规定执行。

第一百一十九条电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务的技术要求，并与发电企业按统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。

第一百二十条用电侧未实行峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度。电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为负。与贡献度为正的电力用户签订市场化交易合同的电厂，免除相应市场化交易电量调峰补偿费用的分摊。

电力市场化交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用;剔除市场化交易曲线后的剩余发电曲线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。

第一百二十一条加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧响应，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。