甘肃省电力中长期交易规则（暂行）（征求意见稿）发布

第八章合同电量偏差处理

第一节合同电量偏差事前控制

第一百零五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。

第一百零六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，避免造成系统整体合同偏差过大，有效降低自身损失。集中竞价、挂牌方式下，难以约定违约条款时，偏差电量考核仅执行相关规则规定。

第一百零七条合同电量转让、合同电量调整、互保联保执行本规则中有关规定。

第一百零八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

第一百零九条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，具备条件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。未具备条件时，暂按等比例滚动调整方式进行合同电量偏差处理。

第一百零一十条合同电量等比例滚动调整是指以同类型机组总合同执行率基本相当为目标，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安排。

第一百一十一条发电侧预挂牌月平衡偏差处理方式是指月度交易结束后(如果不需要开展月度交易，可以直接开展预挂牌)，通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序(按照增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按照补偿价格由低到高排序)。每月最后7日，电力调度机构根据各机组整体合同完成率，判断当月基本电力供需形势。当电力供需形势紧张时(月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时)，基于预挂牌确定的机组排序，满足电网安全约束的前提下，优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组按合同电量安排发电计划;当电力需求不足时(月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时)，优先安排补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。

(一)参与预挂牌发电机组为省内公用火电机组。

(二)鉴于甘肃省发电装机结构特殊，火电、水电年度发电曲线特征明显。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、新能源发电各月发电量曲线进行预测安排。在保持火电、水电、新能源发电全年直接交易总量的情况下，根据火电、水电、新能源发电全年发电出力曲线特征，逐月合理匹配火电、水电、新能源发电直接交易电量，做到火电、水电、新能源发电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。

第一百一十二条预挂牌组织程序

(一)调度机构应当结合当月用电实际情况及次月用电需求预测，在预挂牌交易开展前5个工作日内向交易机构提供输电通道、安全要求、民生供热等一种或多种约束条件。

(二)交易机构在月度交易结束后(如果不需要开展月度交易，可以直接开展预挂牌)，将调度机构提供的约束条件公示，组织发电企业申报上下调价格，形成本月上下调价格序列并公布，发电企业必须提供上下调价格。为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价设置上下限，报甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门后实施。

(三)调度机构将发电企业按照并网点通道的阻塞程度划分成两个(若干个)不同区域，每个区域内根据发电机组事先申报的上下调价格进行排序，在考虑电网安全约束和申报机组最大可调发电量情况下，基于同一个发电区域内价格优先的次序原则进行调用，直至满足电网实际需求。

(四)调度机构应结合当月电力需求和发电企业的整体合同完成率情况，当月度系统实际用电需求和月度系统总合同电量出现偏差时，在满足电网安全约束及有利于新能源多发的前提下，于当月最后7日，确定调用机组的发电区域，基于预挂牌确定的该区域内机组排序，优先安排增发价格较低的机组增发电量或补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。如挂牌价格相同，则按照节能低碳调度系数及等比例原则调用。

第一百一十三条月度上下调电量当月有效、当月执行，不跨月滚动。上调电量不占用机组优先发电和市场化交易合同，下调电量按照机组月度集中竞价交易电量、月度双边交易电量、年度集中竞价交易电量、年度双边交易分月电量、优先发电分月计划的顺序依次扣减，市场化部分按照先省内后跨省扣减。

第一百一十四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。

第九章辅助服务

第一百一十五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》。

第一百一十六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。

第一百一十七条鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。

第一百一十八条根据“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。

第一百一十九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。

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。

第一百二十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。

第一百二十一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。

第一百二十二条加强需求侧管理。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。

第十章计量和结算

第一节计量

第一百二十三条市场主体及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，计量数据应当实现自动采集并上传至交易机构。产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变(线)损。

第一百二十四条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。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。

第一百二十五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。当出现计量数据不可用时，由电能计量检测中心确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。

第一百二十六条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，不具备条件的地区可暂时保持现有计量抄表方式不变。

第二节结算依据

第一百二十七条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。

(一)跨省跨区交易由甘肃电力交易机构向发电企业出具结算依据，在区域交易平台开展的交易由区域电力交易机构向甘肃电力交易机构出具结算依据;

(二)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;

(三)自备电厂与新能源发电权转让交易双方可以按照达成的合同价格与合同电量结算，也可通过电网企业结算。选择通过电网企业结算方式，则自备电厂发电权转让后，出让交易电量向电网企业购买，购电价格按照政府批复的目录电价扣除合同价格执行;新能源企业受让交易电量上网电价按照政府批复价格扣除合同价格后执行，由电力交易机构向新能源企业出具结算依据，电网企业向拥有自备电厂的电力用户出具电费发票。

第一百二十八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，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。不承担电费结算职能的电网企业也不再承担欠费风险，市场主体可自行约定结算方式。

第一百二十九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个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。

第三节等比例滚动调整方式下电量结算

第一百三十条用户侧合同电量月结月清。

第一百三十一条发电侧电量偏差按逐月滚动、年(季)度清算方式进行。

(一)若实际发电量小于用电侧合同电量(跨省跨区交易为购电侧需求电量)总和，按照优先发电分月计划、年度双边交易分月电量、年度集中竞价分月电量、月度双边交易电量、月度集中竞价交易电量的顺序结算各类型合同电量。发电量不足部分按照机组月度集中竞价交易电量、月度双边交易电量、年度集中竞价分月电量、年度双边交易分月电量、优先发电分月计划的顺序依次扣减，各机组按等合同电量比例扣减，市场化部分按照先省内后跨省的部分扣减。次月或年内其他后续月份滚动调整月度合同电量计划，补足滚动部分，并按照原有合同的价格结算。

(二)若实际发电量大于用电侧合同电量(跨省跨区交易为购电侧需求电量)总和，按照优先发电分月计划、年度双边交易分月电量、月度双边交易电量、月度集中竞价交易电量的顺序结算各类型合同电量。发电量超出部分当月按照批复价格结算，用于次月或年内其他后续月份滚动调整月度合同电量计划;按批复价格结算的滚动部分电量按照次月或年内其他后续月份的合同价格清算。

第一百三十二条建立年度电量平衡清算机制。

年度电量平衡清算机制是指为平衡发电企业之间合同电量完成率偏差，由合同电量完成率大于平均合同电量完成率的发电企业向合同电量完成率小于平均合同电量完成率的发电企业支付电量平衡清算费用。

(一)每年上半年由交易机构组织发电企业分发电类别(火电、水电、风电、光电)进行年度平衡清算电量报价，形成分类别年度电量平衡清算价格。

电量平衡清算价格=∑各电厂年度平衡清算价格÷电厂数量

(二)电量平衡计算

(三)依据年度电量平衡清算结果以及年度电量平衡清算价格，由多发电量的发电企业向少发电量的发电企业支付电量平衡清算费用。

电量平衡清算费用=多发电量或少发电量(上网电量)×电量平衡清算价格

为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价设置上下限，报甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门后实施。