甘肃省2021年电力用户与发电企业直接交易实施细则：合同总电量履约率不足95%执行偏差结算

第三章交易组织

第十一条交易周期。

交易周期以年度交易为主，月度交易、临时补充交易为辅，具体交易信息在电力交易平台发布。

（一）年度交易

原则上于2020年11月底前完成细则修订、交易准备等工作，12月底组织完成交易工作，2021年元月底正常开展结算。

（二）月度交易

月度交易以电力电量平衡为原则，主要针对符合准入条件电力用户的增量用电（含新入市电力用户用电及已参与交易用户超出年度交易分月合同电量）。

月度交易自2021年1月起按月定期开展。每月第1周市场主体申报次月增量交易需求；第2周通过电力交易平台发布次月交易公告，并组织开展交易；第3周完成电力电量校核工作，原则上每月25日前发布交易结果。

（三）临时交易

符合准入条件电力用户，若有临时交易需求，应向当地供电部门提出申请，报经省发展改革委批准后组织开展。具体交易信息以交易公告为准。

第十二条交易计划申报。

（一）电力用户交易计划申报电量。电力用户交易计划申报电量为企业生产用电量，分年度、月度计划电量。

1.用户年度交易计划电量申报。电力用户按照带（不带）曲线交易要求，通过“网上国网”等线上平台，分月填写《甘肃省电力用户与发电企业直接交易电力用户年度交易计划电量申报表》（见附件3），于11月15日前同《甘肃省电力用户与发电企业直接交易电力用户入市承诺书》一并上报。

2.用户月度交易计划电量申报。每月第1周，电力用户按照带（不带）曲线交易要求，通过“网上国网”等线上平台，填写《甘肃省电力用户与发电企业直接交易电力用户X月交易计划电量申报表》（见附件3），申报次月增量用电计划。电力用户申报月度交易计划电量不得高于已成交年度交易相应月份分月合同电量的15%（新投产及存量复产用户不受此约束）。

为有效衔接省内电力现货市场，对电解铝、铁合金、电石、碳化硅、氯碱循环经济产业链等5个行业电力用户，试点开展中长期合同带电力负荷曲线交易机制，用户根据自身2021年生产用电计划结合供电部门反馈的历史用电数据分月、分时段填报电量需求；省内其他用户暂不实行带曲线交易。用户要主动统计汇总自身用电曲线数据，同时可向当地供电部门索取其历史用电数据。

（二）发电企业交易计划申报发电能量。为兼顾市场客观需求和我省发用电结构，采用“保量保价”和“保量竞价”相结合的方式，推动优先发电参与市场，省内火电企业与水电企业优先发电计划电量按照省内用电侧交易需求进入市场，新能源发电企业交易电量以完成保障性电量为原则进入市场；探索火电企业调峰调频电量采用“竞量竞价”方式参与市场。

发电企业通过电力交易平台，填写《甘肃省电力用户与发电企业直接交易发电企业交易电能量计划申报表》（见附件4），申报参与市场交易电能量计划。

第十三条根据电网安全约束、调峰调频、检修计划等要求，省电力公司依据省工信厅确定的年度优先发用电计划，明确各发电企业有关边界条件、最小开机方式、安全校核等事项，确定全年各月分时段可直接交易电量上限（上网电量），交易组织前在电力交易平台网站发布。

第十四条交易方式。

符合准入条件的发电企业和电力用户（售电公司）通过电力交易平台进行交易，具体可采取双边协商和集中交易方式。

（一）双边协商。具体指电力用户与发电企业自主协商确定直接交易意向，提交交易中心电力交易平台，经电力调控中心安全校核后形成交易结果。

（二）集中交易。具体包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易3种形式。

1.集中竞价交易是电力用户与发电企业通过交易中心电力交易平台进行直接交易意向申报，由交易中心电力交易平台按设定计算方法进行出清计算，确定预成交结果，经电力调控中心安全校核后形成交易结果。

2.滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，电力用户与发电企业可以随时提交购电或者售电信息，交易中心电力交易平台按照设定计算方法进行滚动撮合交易，形成预成交结果，经电力调控中心安全校核后形成交易结果。

3.挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或上网电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

第十五条符合市场准入条件的电力用户，可以直接与发电企业交易，也可以自主选择委托售电公司代理参与交易。在年度周期内，电力用户只能选择一种身份参与交易，即独立参与或由售电公司代理参与，受委托的售电公司须持用户购电委托书参与电力市场交易。由售电公司代理参与交易的电力用户，在一个合同周期内只能与一家售电公司确定委托关系。

第十六条支持电力用户（售电公司）和发电企业自主协商签订直接交易合同，以灵活可浮动的形式确定具体价格，价格浮动方式由双方事先约定。鼓励电力用户（售电公司）与发电企业建立长期稳定合作关系。在尊重电力用户自主、自愿的前提下，支持兰州新区、白银刘川工业园区、省内国家级和省级开发区所辖企业以及5G通信基站等集体与发电企业直接交易。

第十七条安全校核工作由电力调控中心负责。参与直接交易的市场主体需在交易过程中根据自身生产计划对其各类市场交易电量先行开展自我统筹校核；交易中心基于电力调控中心以安全校核、售电侧需求预测为基础，统筹平衡电力电量，提供的安全约束条件，开展电力交易出清形成预成交结果；电力调控中心对交易周期内所有交易预成交结果汇总后统一进行安全校核。

第十八条经安全校核形成的交易结果通过交易中心电力交易平台网站发布公示，公示内容主要包括出清计算原则、出清结果、校核结果、未成交原因等。

市场主体对交易结果有异议的，应在结果发布1个工作日内向交易中心提出，由交易中心会同电力调控中心在1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，自动确认成交。

第十九条市场主体对交易结果确认成交后，交易各方根据公示结果、成交电量、成交价格等信息形成年度（或月度）电力直接交易合同。直接交易合同采用电子化模式，由“入市承诺书+交易公告+正式发布的交易结果”组成。

为有利于优化直接交易机制，鼓励发电企业与电力用户（售电公司）签署补充合同，约定其他补充事项及条款，补充合同需报交易中心备案。

第四章价格机制

第二十条电力直接交易的成交价格由市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，第三方不得干预。

第二十一条双边交易价格按照双方合同约定执行。双边交易过程中市场主体未成交电量参照同批次成交均价实行用户侧上浮发电侧下浮的出清机制，产生价差空间用于奖励双边交易达成合同市场主体；集中交易价格中，集中竞价交易采用边际出清或者高低匹配等价格形成机制，滚动撮合交易采用滚动报价、撮合成交的价格形成机制，挂牌交易采用一方挂牌、摘牌成交的价格形成机制。带曲线交易市场主体，需进行分段报量、报价。

第二十二条除国家和我省有明确规定的情况外，直接交易原则上不进行限价。为避免市场操纵以及恶性竞争，必要情况下，可对报价或者出清价格设置上、下限。价格上、下限由甘肃省电力市场管理委员会提出，经国家能源局甘肃监管办公室和省发展改革委审定执行。

第二十三条燃煤发电企业参与市场发电企业电能量市场化交易价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。

水电企业上网电价形成机制尚未理顺前，对水电企业市场化电能量价格暂实行互补调整机制，各水电企业参照交易前公布的参与直接交易水电企业市场化电量加权平均价进行报价，电网企业与水电企业按照水电企业市场化电量加权平均价与水电企业实际报价间价差等额传导进行结算。具体计算方式见附件6。

第二十四条2021年所有参加市场化交易的电力用户均不再执行目录电价，执行输配电价顺价模式。市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，输配电价格、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。

由售电公司代理开展交易的电力用户，其电费应包含该用户与所委托售电公司签订电费结算协议中所明确的代理服务费用。

第二十五条完成市场注册且已开展交易的电力用户，实际用电超出已签订合同电量时，超合同用电由电网企业承担保底供电责任。电力用户超合同用电价格为我省燃煤发电基准电价与相应电压等级和类别输配电价、政府性基金及附加费用、辅助服务费用之和。参与我省现货市场的电力用户暂不受此约束。

第二十六条符合条件但未开展交易的电力用户，由电网企业承担保底供电责任。大工业电力用户用电价格为我省燃煤发电基准电价与相应电压等级和类别输配电价、政府性基金及附加费用、辅助服务费用之和；一般工商业电力用户用电价格执行对应电压等级目录电价；参与我省现货市场的电力用户暂不受此约束。

第五章交易合同执行

第二十七条交易中心严格按照年度直接交易合同分月计划电量和月度直接交易合同，结合各发电企业“保量保价”优先发电计划及外送电市场合同制定形成发电企业月度发电计划，直接交易合同须全额列入发电计划。电力调控中心根据经安全校核后的月度发电计划以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，确保直接交易合同足额执行。

第二十八条市场主体因自身原因（包括出现环保设施运行不正常、环保措施未落实等被环保部门责令限产、停产等环保因素）造成直接交易无法履约，在后期不予追补电量；对合同另一方产生的影响根据双方补充合同约定处理。

当参与直接交易的市场主体因不可控因素，预计无法完成合同电量，造成合同无法执行的，可向交易中心提出申请，经省发展改革委批准并完成电费清算及偏差结算后可签订电量转让合同，将电量转让给其他符合准入条件的市场主体。电量无法转让的，经双方协商一致并完成电费清算及偏差结算后向交易中心申请解除合同，合同解除后，可参加月度交易。

第二十九条年度合同的执行周期内，次月交易开始前，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控中心安全校核。

第三十条参与直接交易的发电企业和电力用户均应服从电网统一调度，发电企业须严格执行并网运行及发电厂辅助服务的相关规定。因不可抗力以及电力系统发生事故等紧急情况影响直接交易完成时，电力调控中心有权按照保证电网安全的原则实施调度。

第三十一条当因电力电量平衡等因素发生重大变化，确需对直接交易合同进行普遍调整时，应由电力调控中心提出解决方案，经省工信厅批准后执行。

第三十二条交易中心按月跟踪直接交易合同履约情况，于每月25日前在交易平台公布上月直接交易合同执行情况，说明合同未履约原因等情况。

第六章交易结算

第三十三条直接交易由交易中心向市场成员（包括省电力公司）出具交易结算依据。省电力公司按照交易结算依据统一与发电企业、电力用户、售电公司进行结算。

第三十四条结算电量。

结算电量分为合同结算电量和偏差结算电量，交易中心应在所出具的交易结算依据中分列明确。

（一）合同结算电量。在我省电力现货双边交易市场尚未完全建立前，为避免中长期曲线与用户实际用电曲线偏差过多，导致电力用户偏差结算电量负担过重，电力直接交易合同电量暂按月进行结算、月结月清。省电力公司需保证电量计量周期与日历月完全一致，同时要确保计量数据准确、完整，并在每月3日前按交易中心结算需求，向其提供上一月发用两侧相关电量信息，对用户缺失采集数据的按照分时段电量进行拟合计算。合同结算电量具体计算方式如下：

1.电力用户月用电量或发电企业月发电量小于当月合同总电量（含年度交易分月合同电量和月度交易合同电量），结算电量等于电力用户月用电量或发电企业月发电量；

2.电力用户月用电量或发电企业月发电量大于或等于当月合同总电量，结算电量等于当月合同总电量。

3.售电公司结算电量等于所代理用户结算电量之和

（二）偏差结算电量。参与直接交易的市场主体当月合同总电量（含年度交易分月合同电量和月度交易合同电量）履约率应达到95%以上；履约率不足的，执行偏差结算。

1.电力用户偏差结算电量为：95%的合同总电量（含年度交易分月合同电量和月度交易合同电量）－合同结算电量。

2.售电公司合同电量（含年度交易合同电量和月度交易合同电量）执行结果按所代理用户结算电量合计值确定，偏差结算电量为：95%的所代理用户合同总电量－所代理用户合同结算电量。

3.发电企业偏差结算电量为：95%的合同总电量（含年度交易分月合同电量和月度交易合同电量）－合同结算电量。

参与我省电力现货市场的发电企业、电力用户（售电公司）暂不执行偏差结算，偏差电量通过现货市场机制予以解决。

第三十五条结算电费。

发电企业上网电量电费由省电力公司支付，电力用户向各市州供电部门缴纳电费，并由省电力公司承担用户侧欠费风险；电网企业按照交易中心出具的结算依据，分别与发电企业、电力用户、售电公司每月进行结算。

1.电网企业与发电企业结算电费为：发电企业市场化电能量价格×发电企业结算电量。

2.电网企业与电力用户结算电费为：电力用户市场化用电价格×电力用户结算电量。

3.电网企业与售电公司结算电费为：售电公司与所代理电力用户签订电费结算协议中所明确的代理服务价格×电力用户结算电量。鼓励电力用户与售电公司提前签订电费结算协议，售电公司应于交易结果发布后15日内向交易中心提交其与代理电力用户签订的电费结算协议，逾期未提交的，视同未开展交易。

第三十六条偏差结算费用。

市场主体因履约不足产生偏差结算电量的，应在结算电费时缴纳偏差结算费用，用以补偿因履约不足对合同另一方造成的损失。偏差结算费用暂由省电力公司收取和支付。

用户和发电企业偏差结算费用计算方式：偏差结算电量×结算电费÷结算电量÷10。

售电公司偏差结算费用计算方式：偏差结算电量×所代理电力用户签订电费结算协议中明确的代理服务费用折算至度电价格水平×2。