青海推电力交易：电力中长期交易规则(暂行)(征求意见稿）发布

第十节 临时交易与紧急支援交易

第六十六条[临时交易]可再生能源消纳存在困难时，可与其他省(区、市)市场主体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由购售双方协商确定。

第六十七条[紧急支援交易]在电网供需不平衡时，由调度机构组织开展跨区跨省临时交易、紧急情况及事故支援交易，一般事先与相关电网企业约定交易价格，按照约定价格进行结算;

第七章 安全校核与交易执行

第六十八条 [安全校核责任]电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同调整和合同电量转让必须通过电力调度机构安全校核。涉及跨省跨区的交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核，电力调度机构有为交易机构提供电力交易(涉及本电力调度机构调度范围的)安全校核服务的义务。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。

第六十九条[机组电量限额]为保障系统整体的备用和调频调峰能力，在各类市场交易开始前，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，对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。

第七十条[电网信息发布]电力调度机构在各类市场交易开始前应当按照规定及时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。

第七十一条[安全校核]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。

第七十二条 [安全约束电量削减原则]安全校核未通过时，对于双边协商交易，按时间优先、等比例原则进行削减;对于集中竞价交易，按价格优先原则进行削减，价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的，可以转让。

第七十三条[紧急情况处理] 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，并在事后向西北能源监管局和省政府有关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。

第七十四条[电量计划安排] 电力交易机构根据各年度合同中约定的月度电量分解安排和各类月度交易成交结果，形成发电企业的月度发电安排，包括优先发电、基数电量和各类交易电量。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。

对于电力直接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，电力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。未约定交易曲线的电力直接交易合同以及优先发电合同和基数电量合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。

第七十五条[电量计划跟踪] 电力调度机构负责执行月度发电计划;电力交易机构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。

第八章 合同调整与偏差电量平衡机制

第七十六条[合同执行偏差处理] 中长期合同执行偏差现阶段通过在发电侧采用滚动调整方式进行处理;发电侧合同电量按月滚动调整，用户侧合同电量可以月结月清，也可以按月滚动调整。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。

待市场成熟后，可以采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理。

第七十七条[合同分解与调整]合同原则上按照月度分解、滚动调整、年度清算;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。

第九章 辅助服务

第七十八条[两个细则]辅助服务执行西北区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则。

第七十九条[辅助服务分类]辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务包括:一次调频、基本调峰、基本无功调节、备用等，基本辅助服务不进行补偿。有偿辅助服务是指并网发电厂、电力用户、独立的辅助服务提供商在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制(AGC)、有偿调峰、有偿无功调节、黑启动等。

第八十条[辅助服务提供方]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。辅助服务提供方包括:并网发电厂、电力用户、独立的辅助服务提供商(如储能、无功补偿装置等)。

第八十一条[辅助服务补偿方式]按照“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。

第八十二条[辅助服务交易]鼓励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、自动发电 控制、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。辅助服务提供主体较多的地区，可以通过竞价或挂牌方式统一购买系统所需的无功和黑启动服务。

第八十三条[电力用户参与辅助服务]电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。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。

第八十四条[独立的辅助服务商]储能、可中断负荷、无功补偿等独立的辅助服务提供商，按提供辅助服务效果获得补偿。

第八十五条[需求侧管理]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。

第十章 计量和结算

第一节 电能计量

第八十六条[计量原则]

市场交易主体应根据市场运行需要，安装符合国家标准的计量装置; 电网企业为市场主体安装符合技术规范的计量装置提供技术服务;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。

第八十七条[计量装置] 同一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。

第八十八条[计量数据]

电网企业应按照电力市场结算要求按月定期抄录发电企业(机组)和电力用户电能计量装置数据，并提交电力交易机构。当出现计量数据差错或纠纷时，由电能计量检测中心核查、确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。

第二节 交易结算

第八十九条[结算依据]

电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。其中，跨省跨区交易原则上由北京电力交易中心向相关省电力交易机构出具结算依据;省级电力交易机构向本省市场主体出具结算依据;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。

第九十条[电费结算]电力用户和发电企业原则上均按照自然月份计量用电量和上网电量。各市场主体与电网企业的电费结算和支付方式保持不变。

第九十一条[结算争议]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 个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。

第九十二条[滚动调整方式的合同偏差电量结算]对于实际完成电量与市场交易合同电量的偏差，按照以下原则进行结算：

(一)发电企业和用户(售电企业)的合同偏差电量分开结算。不对购电方的实际用电量与售电方的实际上网电量进行匹配，仅基于各自的交易合同计算偏差电量和违约金。

(二)采用“月度结算，按合同周期清算”的原则。对于月度交易合同，按月清算合同电量和偏差电量。对于年度(多月)交易合同，如果各月的合同电价相同，允许分月电量滚动结算，并在合同周期的最后一个月进行偏差电量清算;如果各月的合同电价不同，则不允许分月电量滚动结算，即根据合同分月电量按月清算偏差电量。

(三)市场交易用户(售电企业)月度结算方法：

1.实际用电量超过(或等于)总合同电量的,首先根据月度交易计划结算当月合同电量。对于超出部分，如果用户存在尚未执行完毕且各月合同电价相同的年度(多月)合同，则按照该年度(多月)合同结算，同时滚动调减该年度(多月)合同的次月电量;如果用户不存在尚未执行完毕且各月合同电价相同的年度(多月)合同，则3%以内的(含3%)偏差电量按照其同类型用户目录电价结算，3%以上的偏差电量按照其同类型用户目录电价的110%结算。

2.实际用电量少于总合同电量的，首先结算月度交易合同电量(包括各月电价不同的年度(多月)合同分月电量)，然后结算尚未执行完毕且各月电价相同的年度(多月)合同分月电量，相应滚动调增该年度(多月)合同的次月电量，并不再计算月度偏差电量。如果用户实际用电量少于月度交易合同电量(含各月电价不同的年度(多月)合同分月电量)，或不存在尚未执行完毕且各月电价相同的年度(多月)合同，超出-3%部分按其同类型用户目录电价的10%缴纳违约金。

(四)非市场交易用户按实际用电量和目录电价结算，暂不计算偏差电量。

(五)参与市场交易的发电企业月度结算方法：

1.当其上网电量超过(或等于)总合同电量时，首先结算市场交易合同电量，然后结算优先发电合同电量，其中，优先发电合同电量和各月电价相同的年度(多月)市场交易合同电量允许在合同周期内滚动结算。没有合同的超发电量按照年度或月度同类型机组最低市场交易的最低成交价格结算。

2.当其上网电量少于市场交易总合同电量时，上网电量按照其各类市场交易合同的加权平均价结算，偏差超出-3%的电量部分按照常规燃煤火电机组标杆电价(含环保电价)的10%缴纳违约金。

违约金 = ∑偏差电量(少发) × 常规燃煤火电机组标杆电价× 0.1

3.电力调度机构为保障电网运行安全和清洁能源消纳，对发电机组的运行方式进行调整，由此产生的偏差电量(少发)免于承担违约责任，由此造成的发电企业未完成合同电量滚动调整到后期执行。不服从调度命令，机组擅自增发或减发的电量视为偏差电量，纳入考核范畴。

第九十三条[电网原因造成的偏差] 对于电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由电网企业承担相关偏差考核费用;对于不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由所有市场主体共同分摊相关费用。

第十一章 信息披露

第九十四条[信息分类] 市场信息分为公众信息、公开信息、私有信息和交换信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员公布的数据和信息。

第九十五条[信息披露职责]市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调 度机构及时向市场主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息、电网拓扑模型、发电机 组检修计划、电网检修计划等。

第九十六条[信息披露方式]市场信息披露可以按照信息分类通过社会媒体、电力交易平台系统等方式进行。披露渠道应保证信息的安全有效发布。

电力交易机构负责管理和维护电力交易平台系统、电力交易机构网站，并为其他市场成员通过交易平台系统披露信息提供便利。

各市场成员按规定通过电力交易平台系统等方式披露有关信息，向电力交易机构、电力调度机构提供有关信息，并对所披露信息的真实性、准确性和及时性负责。

第九十七条[信息答疑]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。

第九十八条[信息保密]西北能源监管局、政府电力管理部门、电力市场成员、电力交易机构、电力调度机构不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。

第九十九条[信息监督] 西北能源监管局、省政府电力管理部门对信息提供和披露情况监督实施。

第十二章 市场违规行为处理

第一百条[违规行为]市场成员扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由西北能源监管局查处。

(一)提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入或注册资格;

(二)滥用市场力，恶意串通、操纵市场;

(三)不按时结算，侵害其他市场交易主体利益;

(四)市场运营机构对市场交易主体有歧视行为;

(五)提供虚假信息或违规发布信息;

(六)违反调度纪律的行为;

(七)其他严重违反市场规则的行为。

第一百零一条[违规处罚]对于市场成员的违规行为，西北能源监管局会同省政府电力管理部门按照相关法律法规进行处罚，同时可采取降低企业信用等级、取消市场准入资格，强制退出市场等处罚措施。

第十三章 市场干预

第一百零二条[市场中止]当出现以下情况时，西北能源监管局和省政府电力管理部门可以做出中止电力市场的决定，并向市场交易主体公布中止原因。

(一)电力市场未按照规则运行和管理，出现重大问题的;

(二)电力市场交易发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的;

(三)电力交易平台系统、自动化系统、数据通信系统等发生重大故障，导致交易长时间无法进行的;

(四)因不可抗力市场交易不能正常开展的;

(五)电力市场发生严重异常情况的。

第一百零三条[市场干预]电力交易机构、电力调度机构为保证电力市场和电力系统安全稳定运行，可以进行市场干预。市场干预手段包括但不限于窗口指导、发布临时条款、调整交易等。

市场干预期间，电力交易机构、电力调度机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容，并报西北能源监管局和省政府电力管理部门备案。

第一百零四条[责任豁免]当发生供需严重失衡、重大自然灾害、突发事件时，政府有关部门可依法宣布进入应急状态或紧急状态，暂停市场交易，全部或部分免除市场交易主体的违约责任。

第一百零五条[市场恢复]市场秩序满足正常交易时，电力交易机构应及时向市场交易主体发布市场恢复信息。

第十四章 附则

第一百零六条[修订]本规则根据市场运营适宜性情况，结合我省电力市场发展实际，参考市场主体反馈意见建议，适时组织进行修订。

第一百零七条[效力]原有电力交易相关规则与本规则不一致的，以本规则为准。

第一百零八条[解释]本规则由西北能源监管局和省政府电力管理部门负责解释。

第一百零九条[实施时间]本规则自正式颁布之日起实施。