国家能源局发布电力中长期交易基本规则（征求意见稿）：经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开

第三节 合同执行

第八十四条 各省电力交易机构应当汇总省内市场成员参与的各类交易合同（含优先发电合同、基数电量合同、市场交易合同），形成省内发电企业的月度发电计划，并依据月内（多日）交易，进行更新和调整。电力调度机构应当根据经安全校核后的月度（含调整后的）发电计划及清洁能源消纳需求，合理安排电网运行方式和机组开机方式。相关电力交易机构汇总跨区跨省交易合同，形成跨区跨省发电企业的月度发电计划，并依据月内（多日）交易，进行更新和调整。

第八十五条 年度合同的执行周期内，次月度交易开始前，在购售双方一致同意且不影响其他市场主体交易合同执行的基础上，允许通过电力交易平台调整后续各个月的合同分月计划（合同总量不变），调整后的分月计划需通过电力调度机构安全校核。

第八十六条 电力交易机构定期跟踪和公布月度（含多日交易调整后的）发电计划完成进度情况。市场主体对发电计划完成进度提出异议时，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。

第八十七条 全部合同约定交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划；部分合同约定交易曲线的，由电力调度机构根据系统运行需要，安排无交易曲线部分的发电曲线，与约定交易曲线的市场化交易合同共同形成次日发电计划。

第八十八条 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，并于事后向国家能源局派出监管机构、地方政府电力管理部门报告事件经过，并向市场主体进行相关信息披露。

第九章 计量和结算

第一节 计量

第八十九条 电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损。电网企业应当在跨区跨省输电线路两端安装符合技术规范的计量装置，跨区跨省交易均应明确其结算对应计量点。

第九十条 计量周期和抄表时间应当保证最小交易周期的结算需要，保证计量数据准确、完整。

第九十一条 发电企业、跨区跨省交易送受端计量点应当安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应当有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。

第九十二条 发电企业内多台发电机组共用计量点且无法拆分，各发电机组需分别结算时，按照每台机组的实际发电量等比例拆分共用计量点的上网电量。对于风电、光伏发电企业处于相同运行状态的不同项目批次共用计量点的机组，可按照额定容量比例分摊上网电量。

处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，则按照机组调试期的发电量等比例拆分共用计量点的上网电量，确定调试期的上网电量。

第九十三条 电网企业应当按照电力市场结算要求定期抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置数据，并将计算后的结算电量提交电力交易机构。对计量数据存在疑义时，由具有相应资质的电能计量检测机构确认并出具报告，结算电量由电网企业组织相关市场成员协商解决。

第二节 结算

第九十四条 电力交易机构负责向市场成员出具结算依据，市场成员根据相关规则进行电费结算。其中，跨区跨省交易由组织该交易的电力交易机构会同送受端电力交易机构向市场成员出具结算依据。

第九十五条 电网企业（含地方电网和增量配电网）之间结算的输配电费用，按照政府价格主管部门核定的输配电价和实际物理计量电量结算。

第九十六条 发电企业上网电量电费由电网企业支付；电力用户仍向电网企业缴纳电费，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险；售电公司按照电力交易机构出具的结算依据与电网企业进行电费结算。

第九十七条 电力用户的基本电价、政府性基金及附加、峰谷分时电价、功率因数调整等按照电压等级和类别按实收取，上述费用均由电网企业根据国家及省有关规定进行结算。

第九十八条 电力交易机构向各市场成员提供的结算依据包括以下内容：

（一）实际结算电量；

（二）各类交易合同（含优先发电合同、基数电量合同、市场交易合同）电量、电价和电费；

（三）上下调电量、电价和电费；偏差电量、电价和电费；分摊的结算资金差额或盈余等信息；

（四）新机组调试电量、电价、电费；

（五）接受售电公司委托出具的零售交易结算依据。

第九十九条 市场主体因偏差电量引起的电费资金，暂由电网企业收取和支付，并应在电费结算依据中单项列示。

第一百条 市场主体的合同电量和偏差电量分开结算。以年度交易和月度交易为主的地区，按月清算、结账；开展多（日）交易的地区，按多（日）交易规则清算，按月结账。

第一百〇一条 采用发电侧预挂牌上下调偏差处理机制的地区，偏差电量电费结算可采用如下方法：

（一）批发交易用户（包括电力大用户、售电公司）偏差电量分为超用电量和少用电量，超用电量支付购电费用，少用电量获得售电收入。

批发交易用户偏差电量=用户实际网供电量-（各类交易合同购入电量-各类交易合同售出电量）

超用电量的结算价格=发电侧上调服务电量的加权平均价×U1。U1为用户侧超用电量惩罚系数，U1≥1。当月系统未调用上调服务时，以月度集中竞价交易最高成交价（或统一出清价）乘以惩罚系数结算超用电量。

少用电量的结算价格=发电侧下调服务电量的加权平均价×U2。U2为用户侧少用电量惩罚系数，U2≤1。当月系统未调用下调服务时，以月度集中竞价交易最低成交价（或统一出清价）乘以惩罚系数结算少用电量。

根据超用电量或少用电量的区间范围，可设置分段的惩罚系数。

当售电公司所有签约用户月度实际总用量偏离售电公司月度交易计划时，售电公司承担偏差电量电费。

（二）发电企业偏差电量指发电企业因自身原因（如设备故障、燃料不足等）引起的超发或少发电量。发电企业的偏差电量分为超发电量和少发电量，超发电量获得售电费用，少发电量支付购电费用。

超发电量结算价格=发电侧下调服务电量的加权平均价×K1。K1为发电侧超发电量惩罚系数，K1≤1。当月系统未调用下调服务时，以月度集中竞价交易最低成交价（或统一出清价）乘以惩罚系数结算超发电量。

少发电量结算价格=发电侧上调服务电量的加权平均价×K2。K2为发电侧少发电量惩罚系数，K2≥1。当月系统未调用上调服务时，以月度集中竞价交易最高成交价（或统一出清价）乘以惩罚系数结算少发电量。

根据超发电量或少发电量的区间范围，可设置分段的惩罚系数。

第一百〇二条 电力用户拥有储能，或者电力用户参加特定时段的需求侧响应，由此产生的偏差电量，由电力用户自行承担。

第一百〇三条 经营配网业务的售电公司，与省级电网企业进行电费结算，并按照政府价格主管部门的相关规定，向省级电网企业支付输电费用。

第一百〇四条 电力调度机构应当对结算周期内发电企业的偏差电量进行记录，包括偏差原因、起止时间、偏差电量等。在发电企业实际上网电量基础上，扣除各类合同电量、偏差电量后，视为发电企业的上下调电量。

发电企业的上下调电量，按其申报价格结算。

第一百〇五条 风电、光伏发电企业的电费结算：

（一）未核定最低保障收购年利用小时数的地区，按当月实际上网电量及政府批复的价格水平或价格机制进行结算。

（二）核定最低保障收购年利用小时数的地区，最低保障收购年利用小时数内的电量按政府批复的价格水平或价格机制进行结算。超出最低保障收购年利用小时数的部分应当通过市场交易方式消纳和结算。

第一百〇六条 非市场用户月度实际用电量与电网企业月度购电量（含年分月电量，扣除系统网损电量）存在偏差时，由为非市场用户供电的电网企业代为结算偏差电量费用，由此造成的电网企业购电成本损益单独记账，按当月上网电量占比分摊或返还给所有机组，月结月清。

第一百〇七条 电力用户侧（包括批发交易电力用户、售电公司、非市场用户）的偏差电量费用与发电侧的上下调费用、偏差电量费用等之间的差额，按当月上网电量或用网电量占比分摊或返还给所有市场主体，月结月清。

第十章 信息批露

第一百〇八条 市场信息分为社会公众信息、市场公开信息和私有信息。社会公众信息是指向社会公众披露的信息；市场公开信息是指向所有市场主体披露的信息；私有信息是指向特定的市场主体披露的信息。

第一百〇九条 社会公众信息包括但不限于：

（一）电力交易适用的法律、法规，电力交易业务流程、管理办法及相关政策文件等；

（二）国家批准的发电侧上网电价、销售目录电价、输配电价、各类政府性基金及附加、系统备用费及其他电力交易相关收费标准等；

（三）电力市场运行基本情况，包括各类市场主体注册情况，电力交易总体成交电量、价格情况等；

（四）电网运行基本情况，包括电网主要网络通道的示意图、各类型发电机组装机总体情况，发用电负荷总体情况等；

（五）其他政策法规要求向社会公众公开的信息。

第一百一十条 市场公开信息包括但不限于：

（一）市场主体基本信息，市场主体注册准入以及退出情况，包括企业名称、统一社会信用代码、联系方式、信用评价信息等；

（二）发电设备信息，包括发电企业的类型、所属集团、装机容量、检修停运情况，项目投产（退役）计划、投产（退役）情况等；

（三）电网运行信息，电网安全运行的主要约束条件、电网重要运行方式的变化情况，电网各断面（设备）、各路径可用输电容量，必开必停机组组合和发电量需求，以及导致断面（设备）限额变化的停电检修等；

（四）市场交易类信息，包括年、季、月电力电量平衡预测分析情况，非市场化电量规模及交易总电量安排、计划分解，各种交易的总成交电量和成交均价，安全校核结果及原因等；

（五）交易执行信息，包括交易计划执行总体情况，计划执行调整及原因，市场干预情况等；

（六）结算类信息，包括合同结算总体完成情况，差额资金每月的盈亏和分摊情况；

（七）其他政策法规要求对市场主体公开的信息。

第一百一十一条 市场私有信息主要包括：

（一）发电机组的机组特性参数、性能指标，电力用户用电特性参数和指标；

（二）各市场主体的市场化交易申报电量、申报电价等交易申报信息；

（三）各市场主体的各类市场化交易的成交电量及成交价格等信息；

（四）各市场主体的市场化交易合同以及结算明细信息。

第一百一十二条 市场成员应当遵循及时、准确、完整的原则披露电力市场信息，对其披露信息的真实性负责。违者可依法依规纳入失信管理，严重者可按照规定取消市场准入资格。

第一百一十三条 电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露社会公众信息和市场公开信息。市场成员严禁超职责范围获取私有信息，不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。

第一百一十四条 电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构按照市场信息分类及时向社会及市场主体、政府有关部门发布相关信息。市场主体、电力调度机构应当及时向电力交易机构提供支撑市场化交易开展所需的数据和信息。

第一百一十五条 在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站进行披露。电力交易机构负责电力市场技术支持系统、电力交易机构网站的建设、管理和维护，并为其他市场主体通过技术支持系统、电力交易机构网站披露信息提供便利。电力市场技术支持系统、电力交易机构网站安全等级应当满足国家信息安全三级等级防护要求。

第一百一十六条 市场主体如对披露的相关信息有异议或疑问，可向电力交易机构、电力调度机构提出，由电力交易机构、电力调度机构负责解释。

第一百一十七条 国家能源局派出监管机构、地方政府电力管理部门根据各地实际制定电力市场信息披露管理办法并监督实施。

第十一章 市场监测和风险防控

第一百一十八条 国家能源局及其派出监管机构应当建立健全交易机构专业化监管制度，推动成立独立的电力交易机构专家委员会，积极发展第三方专业机构，形成政府监管与外部专业化监督密切配合的有效监管体系。

第一百一十九条 电力交易机构、电力调度机构根据有关规定，履行市场运营、市场监控和风险防控等职责。根据国家能源局及其派出监管机构的监管要求，将相关信息系统接入电力监管信息系统，按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，采取有效风险防控措施，加强对市场运营情况的监控分析，按照有关规定定期向国家能源局及其派出监管机构、地方政府电力管理部门提交市场监控分析报告。

第一百二十条 当出现以下情况时，电力交易机构、电力调度机构可依法依规采取市场干预措施：

（一）电力系统内发生重大事故危及电网安全；

（二）发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的；

（三）市场技术支持系统发生重大故障，导致交易无法正常进行的；

（四）因不可抗力市场化交易不能正常开展的；

（五）国家能源局及其派出监管机构作出暂停市场交易决定的；

（六）市场发生其他严重异常情况的。

第一百二十一条 电力交易机构、电力调度机构应当详细记录市场干预期间的有关情况，并向国家能源局派出监管机构、地方政府电力管理部门提交报告。

第一百二十二条 电力批发交易发生争议时，市场成员可自行协商解决，协商无法达成一致时也可提交国家能源局派出监管机构、地方政府电力管理部门调解处理，必要时可提交仲裁委员会仲裁或者向人民法院提起诉讼。

第十二章 附 则

第一百二十三条 国家能源局及其派出监管机构会同地方政府电力管理等部门组织区域电力交易机构根据本规则拟定区域电力交易实施细则。国家能源局派出监管机构会同地方政府电力管理等部门根据本规则拟定或修订各省（市、区）电力交易实施细则。

第一百二十四条 本规则由国家发展改革委、国家能源局负责解释。

第一百二十五条 本规则自发布之日起施行，有效期三年。