甘肃省电力中长期交易规则（试行）正式印发

第五十八条电网企业、调度机构根据年度用电预测及各类型电源发电能力预测，评估省内可开展的自备电厂发电权转让交易总规模和各类型电源参与比例。自备电厂综合自身装机、生产能力、设备状况、检修安排、用电情况等，向电力交易机构提出年度自发自用电量计划及参与交易电量规模，由电力交易机构结合电网企业、调度机构的评估结果完成交易组织。

第五十九条为实现发用两侧直接交易合同电量月度匹配平衡，在做好年度、月度电力电量平衡预测及分解的基础上，对火电、水电、新能源等发电侧主体各月发电量进行预测安排。在保持发电侧主体全年直接交易总量的情况下，根据发电侧主体全年发电出力曲线特征，逐月合理匹配直接交易电量，做到发电侧主体各月直接交易总发电量与电力用户月度直接交易总用电量保持平衡。

第三节 年度优先发电合同签订

第六十条跨区跨省的政府间协议原则上在上一年度的 11 月底前预测和下达总体电力电量规模和分月计划，由购售双方签订相应的购售电合同。合同需约定年度电量规模以及分月计划、送受电曲线或者确定曲线的原则、交易价格等，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。年度电量规模以及分月计划可根据实际执行情况，由购售双方协商调整。

第六十一条根据确定的省内优先发电（非市场部分）计划，原则上在每年年度双边交易开始前签订厂网间年度优先发电合同，结合电网安全、供需形势、电源结构等因素，科学安排本地优先发电电量，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。不得将省内优先发电计划电量作为调节市场自由竞争的手段。

第六十二条 在不扰乱市场秩序的情况下，优先发电电量和基数电量的分月计划可在月度执行前进行调整和确认，分月计划经合同签订主体确认后，其执行偏差可通过本规则约定的偏差处理机制处理。

年度交易开始前仍未确定优先发电的，可参考历史情况测算，预留优先发电空间，确保市场交易正常开展。

第四节年度（多年）交易

第六十三条年度（多年）交易的标的物为次年（多年）的电量（或年度分时电量）。年度（多年）交易可通过双边协商或集中交易的方式开展。

第六十四条每年11月初，电力交易机构通过交易平台发布次年年度交易相关市场信息，并报甘肃能源监管办，市场信息包括但不限于：

（一）次年关键输电通道剩余可用输送能力、关键设备检修(包括机组)安排;

（二）次年各机组可发电量上限；

（三）次年直接交易电量需求预测及交易电量规模;

（四）次年跨区跨省交易电量需求预测。

第六十五条年度（多年）双边交易主要包括并不限于省内直接交易、跨区跨省交易、合同转让交易(含跨区跨省合同转让交易，下同)、自备电厂发电权转让交易等。

第六十六条 市场主体经过双边协商形成的年度（多年）意向协议，需要在年度双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道年度可用输电容量，形成双边交易预成交结果。

第六十七条采用集中交易方式开展年度（多年）交易时，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道年度可用输电容量进行市场出清，形成集中交易预成交结果。

第六十八条 年度交易结束后，电力交易机构汇总每类交易的预成交结果，并提交电力调度机构统一进行安全校核。电力调度机构在5个工作日内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。安全校核越限时，由相关电力交易机构根据市场规则协同进行交易削减和调整。

第六十九条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。

第七十条相关市场主体在交易平台确认交易结果后，由“交易承诺书+交易公告+正式发布的交易结果”组成的电子合同立即生效。为保障各市场主体权益，鼓励发电企业与电力用户（售电公司）签署双方合同，约定其他补充事项。

第五节 月度交易

第七十一条月度交易的标的物为次月电量（或月度分时电量），电力交易机构可组织开展针对年度内剩余月份的月度电量（或月度分时电量）交易。月度交易可通过双边协商或集中交易的方式开展。

第七十二条市场主体经过双边协商形成的意向协议，需要在月度双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道月度可用输电容量，形成双边交易预成交结果。

第七十三条采用集中交易方式开展月度交易时，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道月度可用传输容量进行市场出清，形成集中交易预成交结果。

第七十四条每月中旬，电力交易机构应通过交易平台发布次月月度交易相关市场信息，并报甘肃能源监管办，相关信息包括但不限于：

（一）次月（或后续 2-3个月）关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备检修(包括机组)情况;

（二）次月（或后续2-3个月）各机组可发电量上限；

（三）次月（或后续2-3个月）直接交易电量需求预测;

（四）次月（或后续2-3个月）跨区跨省交易电量需求预测。

第七十五条月度交易定期开展，品种主要包括并不限于电力直接交易、跨区跨省交易、合同转让交易、自备电厂发电权转让交易等。

各类月度交易品种及组织次序依次为：

（一）月度增量负荷直接交易，每月组织1次；

（二）自备电厂发电权转让交易，原则上按照年度开展，必要时补充开展月度交易；

（三）月度发电侧合同转让交易，初期每月组织1次，并按照“缩短周期、加大频次”的原则向连续开市过渡；

（四）月度跨区跨省交易、临时交易及事故支援交易，根据富余电能消纳、余缺调剂需要按月组织或月内临时组织。

各市场主体在达成月度双边交易意向后，在各类月度交易开市期内在交易平台申报，未达成双边交易意向的，可参加月度各类集中竞价（撮合）交易。

第七十六条 月度交易开闭市时间如遇国家法定节假日，可顺延，但电力交易机构应提前3个工作日向市场主体公告开闭市时间调整事宜。

第七十七条月度增量负荷直接交易。

（一）每月第5个工作日前，电力交易机构收集省内用户月度新增需求、售电企业与电力用户签订的委托代理协议，组织用户与发电企业开展月度增量负荷直接交易。

（二）每月第10个工作日前，电力交易机构发布次月月度直接交易规模、电网约束条件等相关信息公告，并在电力交易系统建立“202X年X月月度电力直接交易”交易序列。

（三）每月第15个工作日前，电力交易机构完成交易组织，形成预成交结果提交调度机构开展安全校核。

第七十八条发电权转让交易。

（一）每月第10个工作日前，电力交易机构组织开展发电权转让交易（含自备电厂发电权转让交易）。

（二）每月第7个工作日16:00，各发电主体依据相关部门的意见，登录交易平台预申报发电权转让交易需求，确定交易规模。

（三）每月第8个工作日，电力交易机构发布发电权转让交易开市通知。

（四）发电权转让交易每月第10个工作日9:00开市、16:00闭市。电力交易机构对交易申报结果进行出清，形成预成交结果。

第七十九条月度发电侧合同转让交易。

（一）每月第15个工作日前，电力交易机构开展次月及后续月份的发电侧各类型合同转让交易。

（二）发电侧合同转让交易原则上应早于合同执行完成3个工作日之前开展，市场主体签订电力电量购售合同后即可进行转让。发电侧合同转让交易不得事后开展。

（三）常规电源将合同电量转让给新能源企业的，要满足甘肃省新能源发电的约束条件及安全校核原则，必要时可组织新能源与常规电源打捆受让。

（四）每月第14个工作日16:00，各发电主体依据相关部门的意见，登录交易平台预申报合同电量转让交易需求，确定交易规模。

（五）每月第15个工作日，电力交易机构发布合同转让交易开市通知。合同转让交易每月第16个工作日9:00开市、16:00闭市（遇节假日顺延）。

（六）电力交易机构对交易申报结果进行出清，形成预成交结果。

第八十条组织时间调整。

（一）各类月度交易组织原则按上述时间节点开展，遇法定长期节假日、甘肃省级电力管理部门和甘肃能源监管办要求等特殊情况时，月度交易组织时间及要求以交易公司动态发布的通知为准。

（二）每月中旬，电力交易机构开展月度双边交易，自开市至闭市原则上不超过3个工作日。

第八十一条当月所有交易品种组织完成后，电力交易机构汇总各交易品种成交结果，提交给电力调度机构进行安全校核；电力调度机构原则上在2个工作日内完成安全校核，并返回电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的下1个工作日，通过交易平台向市场主体发布最终交易结构和安全校核说明。

第八十二条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布后1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布后1个工作日内通过交易平台返回成交确认信息，逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。

第八十三条相关市场主体在交易平台确认交易结果后，由“交易承诺书+交易公告+正式发布的交易结果”组成的电子合同立即生效。为保障各市场主体权益，鼓励发电企业与电力用户（售电公司）签署双方合同，约定其他补充事项。

第八十四条电力交易机构在各类月度交易结束后，根据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。

第六节 月内（多日）交易

第八十五条月内（多日）交易的标的物为月内剩余天数或特定天数的电量（或分时电量）。月内交易主要以集中交易方式开展。根据交易标的物的不同，月内交易可定期开市或连续开市。

第八十六条月内集中交易中，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的关键通道月内可用输电容量进行市场出清，形成集中交易预成交结果。

第八十七条电力交易机构将月内集中交易的预成交结果提交给电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应当在2个工作日之内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在1个工作日内给予解释。

月内集中交易结束后，电力交易机构应当根据经安全校核后的交易结果，对分月交易计划进行调整、更新和发布。

第七节 临时交易与紧急支援交易

第八十八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区跨省临时交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。

第八十九条甘肃电力交易机构应事先与其他电力交易机构约定跨区跨省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区跨省紧急支援交易中标机组排序。

第八节 合同电量偏差处理

第九十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。

第九十一条 合同电量偏差可以通过合同电量转让、月度合同电量调整、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。

第九十二条合同电量转让、合同电量调整执行本规则中有关规定。

第九十三条 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。

参加市场化交易的电力用户或售电公司，生产经营发生重大变化，导致合同电量无法履行或无法全部履行时，应主动提出并通过协商方式变更合同或终止合同，并按照合同条款承担相应责任。

第九十四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。

第九十五条开展合同电量事前控制后，实际执行中产生的发电侧偏差按照以下原则处理。

（一）现货市场连续运行之前，中长期市场合同发电侧偏差电量按照年度平衡清算；

（二）现货市场连续运行后，中长期市场合同发电侧电量偏差按照现货市场相关规则在现货市场进行处理；

（三）开展合同电量事前控制后，实际执行中产生的用电侧（含售电公司）偏差应开展偏差考核。

第七章 安全校核与交易执行

第一节 安全校核

第九十六条电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。跨区跨省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。安全校核的主要内容包括但不限于：通道输电能力限制、机组发电能力限制、机组辅助服务限制、系统调峰能力限制等内容。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。

第九十七条在各周期中长期交易开市前，电力调度机构及时向电力交易机构提供或及时更新各断面（设备）、各路径可用输电容量，以及交易在不同断面、路径上的分布系数，并通过交易平台发布必开机组组合和发电量需求，影响断面（设备）限额变化的停电检修等。

电力交易机构以各断面、各路径可用输电容量等为约束，对集中交易进行出清，与同期组织的双边交易一并提交电力调度机构进行安全校核。

第九十八条为保障系统整体的备用和调峰调频能力，在各类市场化交易开始前，电力调度机构可以根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况，折算得出各机组的电量上限，对参与市场化交易的机组发电利用小时数提出限制建议，并及时提供关键通道可用输电容量、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。

其中，对于年度交易，应当在年度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划，按照不低于关键通道可用输电容量的80%下达交易限额。

对于月度交易，应当在月度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划和发电设备利用率，按照不低于关键通道可用输电容量的85%下达交易限额；发电设备利用率应当结合调峰调频需求制定，并向市场主体公开设备利用率。

对于月度内的交易，参考月度交易的限额制定方法，按照不低于关键通道可用输电容量的90%下达交易限额。

第九十九条安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时，由电力交易机构进行交易削减。对于双边交易与集中交易相结合的，按照双边优先的原则进行削减；对于双边交易，按等比例等原则进行削减；对于集中交易，按价格优先原则进行削减，价格相同时按申报电量等比例进行削减。电力调度机构需出具书面解释，并由电力交易机构予以公布。

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。

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。

火电企业供热安全约束开机方式由甘肃省工信厅进行确定。

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调峰电量，以满足电网调峰需求；

（三）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。

第二节 交易执行与月度计划调整

第一百零四条调度机构应根据次月月度交易计划，合理安排电网运行方式，保障合同电量的执行。

第一百零五条电力调度机构负责执行月度交易计划；电力交易机构每日跟踪并定期公布月度交易计划执行进度情况。执行过程中，电力调度机构因电网安全和清洁能源消纳原因调整中长期交易计划后，应当详细记录原因并向市场主体说明。市场主体对月度交易计划执行提出异议时，电力调度机构负责出具说明，由电力交易机构公布。

第一百零六条全部合同约定交易曲线的，按照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。

第一百零七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，事后向甘肃能源监管办、省级政府电力主管部门报告事件经过，并向市场主体进行相关信息披露。

第一百零八条每个自然月开始前，交易机构依据月度用电量预测以及外送计划签订情况，提前确定本月全省中长期发电量及各市场主体本月中长期发电量。在月内实际执行过程中，可能因为月度负荷预测与日负荷预测偏差、外送电量临时调整、电网临时检修、突发事故以及其他不可抗力等情况，出现省内用电量、外送电量与月度计划电量偏差，当偏差超过一定范围时，必须对月度中长期计划电量进行调整，以适应最新的电网运行情况以及用电和外送需求。

第一百零九条当电网调度机构、交易机构依据上月中长期电量完成情况、本月已发中长期电量及剩余月度中长期电量，本月剩余时间负荷预测情况，电网临时检修以及临时外送计划调整情况，预计本月发电量不足以满足本月中长期计划电量时，在保持年度交易合同不变的前提下，可在每月固定时间或者突发事件发生次日对月度中长期电量进行调整。调整前应向市场主体发布调整原因，包括月度负荷预测与日负荷预测偏差、外送电量临时调整、电网临时检修、突发事故以及其他不可抗力相关情况等，并发布调整原则。

第一百一十条当出现以下情况，需要判断是否在月内进行中长期电量调整：

（一）月度上、中旬实际用电量较月度预测用电量偏差超过5%；

（二）月度上、中、下旬中出现连续或累计3日省内实际用电量较月度预测用电量偏差超过5%；

（三）外送计划取消或临时调整，导致实际外送电量较月度计划外送电量偏差超过5%；

（四）重要输电断面或设备临时检修、主要直流临时检修，影响甘肃本月外送计划完成；

（五）发电企业非自身原因导致的停机或其他影响正常运行的情况，本月上网电量不足以完成月度中长期计划的。

第一百一十一条每月11日，21日，交易机构会同调度机构，依据当月前10天、前20天全网中长期电量完成情况，外送计划调整情况，决定是否进行月度中长期电量调整。若需要调整，由交易和调度机构共同协商确定调整量，履行调整审批流程，并报省级政府电力主管部门、甘肃能源监管办同意后，最终调整本月中长期电量计划和本月剩余时间中长期电量计划。

第一百一十二条若运行日出现因临时检修、外送计划临时调整、电网事故、气候变化、自然灾害以及其他突发事件，影响当日以及后续时间中长期电量执行的，调度机构可在次日将实际运行情况向交易机构通报后，由交易和调度机构共同协商确定是否立即调整月度和剩余时间中长期电量，若需要调整，由交易和调度机构共同协商确定调整量，履行调整审批流程，并报省级政府电力主管部门、甘肃能源监管办同意后，最终调整本月中长期电量计划和本月剩余时间中长期电量计划。

第一百一十三条发电企业非自身原因影响正常运行，需要在月内调整本月计划中长期发电计划的，由发电企业向市场交易机构和调度机构提出申请，经交易和调度机构共同协商确定是否允许其调整本月中长期电量，若同意其调整，履行调整审批流程，并报省级政府电力主管部门、甘肃能源监管办同意后，在保证年度中长期电量不变的前提下，根据实际需要调整其中长期发电计划。

第八章 计量和结算

第一节 计量

第一百一十四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。

第一百一十五条计量周期应保证最小交易周期的结算需要，保证计量数据准确、完整。

第一百一十六条发电企业、跨区跨省交易送受端和批发交易电力用户的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。

在现货市场运行初期，当表计无法满足计量精度要求，可采用电力调度机构自动化采集数据作为电量结算依据。

第一百一十七条多台发电机组共用上网计量点且无法拆分，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、光伏企业处于相同运行状态的不同项目批次共用同一计量点的机组，可以按照额定容量比例计算上网电量。

处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，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。

第一百一十八条电网企业应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及电力交易机构组织组织相关市场成员协商解决。

第二节 结算依据

第一百一十九条 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。电力市场建设初期，用电侧电量结算由电网企业出具结算依据。

（一）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；

合同电量转让交易由电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据；

自备电厂发电权转让交易可以通过电网企业结算。选择通过电网企业结算方式，则自备电厂发电权转让后，出让交易电量按照政府批复的目录电价向电网企业购买，发电权转让电费按照合同约定执行；受让企业受让电量上网电价按照政府批复价格扣除发电权转让合同价格后执行，由电力交易机构向受让企业出具结算依据，电网企业向拥有自备电厂的电力用户出具电费发票。

第一百二十条 各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，发电企业上网电量电费由电网企业支付；电力用户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结算。市场主体可自行约定结算方式，未与电网企业签订委托代理结算业务的，电网企业不承担欠费风险。

第一百二十一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以及省有关规定进行结算。

第一百二十二条 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）偏差电量、电价和电费，分摊的结算资金差额或者盈余等信息采用；

（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。

第一百二十三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，并应当在电费结算依据中单项列示。

第一百二十四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。

第一百二十五条拥有配电网运营权的售电公司，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。

第一百二十六条风电、光伏发电企业年度保障收购电量按照政府批复的价格水平或者价格机制进行结算。超出年度保障收购电量的部分通过市场交易方式消纳和结算。

第一百二十七条风电、光伏发电量参与市场交易，结算涉及中央财政补贴时，按照《可再生能源电价附加资金管理办法》（财建﹝2020﹞5 号）等补贴管理规定执行。

第一百二十八条市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在3个工作日内向电力交易机构提出，逾期则视同没有异议。