甘肃富余新能源电力电量跨省跨区增量现货交易实施细则（试行）（征求意见稿）

第三章 日前交易组织

第十四条 新能源电站年度发电计划应包括政府下达的省内保障性收购电量（以下简称基数电量）和市场交易电量。

第十五条 新能源电站月度电量计划应在全省电力电量平衡确定的新能源最大消纳空间基础上进行编制。每个新能源电站月度电量计划为当月市场电量计划与省内基数电量计划之和。月度基数电量计划按照年度基数电量滚动调整分解至各月，第一个月新能源电站基数电量按照平均基数小时数确定，按照基数电量优先的原则，以后每月按照各新能源电站累计完成基数小时进度相当的原则，优先安排基数发电计划。

第十六条 新能源电站日前计划编制流程

（一）新能源电站负责向甘肃省调上报次日新能源发电能力预测。

（二）甘肃省调依据新能源发电能力预测结果开展安全校核、计划编制与执行。安全校核包括断面约束校核与消纳能力校核。甘肃省调对新能源电站上报的发电能力预测数据按照输电断面汇总后逐级进行断面安全校核。若断面校核未通过，按照断面约束时间段、申报发电能力等比例削减断面内新能源电站发电计划。每月第一日，按照受约束电站月度计划电量比例分配该点发电出力，每月第二日及以后按照月度计划剩余电量的比例分配。若电站申报出力小于系统分配出力，则取电站申报出力为计划值；若电站申报出力大于系统分配出力，取系统分配出力为计划值。剩余发电空间由其他有发电能力的电站按照月度剩余电量计划及发电能力进行分配。消纳能力校核指新能源电站通过断面校核后，将新能源发电计划纳入考虑电网联络线计划的全省电力平衡进行校核，当全省常规能源调峰能力用尽后，新能源接纳空间小于新能源发电空间时，按照断面约束校核方法得出新能源发电计划值。

（三）甘肃省调安全校核后编制并下发新能源电站日前预计划、校核结果、断面裕度等相关信息。

（四）新能源电站依据调度发布的信息申报现货市场交易电力曲线及参与次日平衡意愿。因断面约束消减电力的时段不允许申报现货交易。因消纳能力消减电力的时段可申报现货交易。申报现货交易电力与日前预计划电力之和不得大于上报的次日发电能力。

（五）甘肃省调汇总现货交易申报情况，按“低价优先”的原则进行断面约束校核，结果上报国家电力调度控制中心（以下简称国调）现货交易平台。

（六）出清原则省调依据国调发布的现货交易结果将成交电力分解至各新能源电站。 1.若国调中心出清的电力曲线等于新能源电站申报现货交易曲线时，则以新能源电站申报现货交易曲线为出清现货交易曲线。 2.若国调中心出清的电力曲线小于新能源电站申报现货交易曲线时，按“低价优先”的原则分配，申报相同电价的新能源电站按申报电力占比分配。（七）新能源日前终计划为日前预计划叠加现货成交电力。

第十七条 新能源电站日前发电计划编制时间节点

（一）日前市场按日组织，仅在工作日开市，每个工作日组织次日 96 个时段（00:15～24:00，15 分钟为一个时段）的日前交易。节假日前一工作日，可集中组织节日期间的多日交易。（二）工作日 08:00 前，各新能源电站向甘肃省调上报次日新能源预计发电能力（15 分钟为一个时段、电力的最小单位为 1 兆瓦）。（三）工作日 10:30 前，甘肃省调下发各新能源电站日前预计划曲线，发布以下信息： 1.次日跨区、跨省通道可增加输电能力； 2.断面安全校核情况；3.调峰能力校核情况； 4.断面安全裕度等。（四）工作日11:00 前，新能源电站完成日前现货市场报价（15 分钟为一个时段、电力的最小单位为 1 兆瓦、电价的最小单位为10元/兆瓦时）。（五）工作日11:30 前，甘肃省调将安全校核后的现货申报结果上报国调。（六）工作日 15:00 前，国调发布出清结果，并依据出清结果调整省间联络线计划。（七）工作日 16:30 前，甘肃省调公布省内各新能源电站交易出清结果及新能源日前终计划。

第四章 日内交易组织

第十八条 如日内新能源电站实际发电能力超预期较大，其相对于日前计划的增量部分，可申报日内现货交易。

第十九条 日内市场每日开市， 组织可再生能源日内增量交易，全天按照（ 0:15～8:00、8:15～12:00、12:15～16:00、 16:15～20:00、20:15～24:00 五个交易段（15 分钟为一个时段）组织。

第二十条 前一日17:00 前，发电企业申报次日日内市场竞标价格（单一价格），用于次日日内市场竞价。市场初期采用日前出清电价，如前日无出清价可进行一次性报价。

第二十一条 日内交易市场组织：（一）T-150 分钟前（交易时段起始时刻为 T，下同），发电企业根据自身资源状况结合下发的日前终计划曲线，申报交易时段内的交易意愿电力曲线。（二）T-120 分钟前，省调汇总全省新能源发电企业申报交易电力曲线，根据安全校核结果，向国调申报。（三）T-50 分钟前，省调依据国调发布的日内现货交易结果将成交电力分解至各新能源电站。（四）T-30 分钟前，省调公布日内交易出清结果。

第五章 交易执行与偏差调整

第二十二条 实时调度时将15分钟计划曲线按照斜率分解为5分钟计划曲线执行。

第二十三条 为平衡新能源预测偏差，建立平衡偏差调整机制。参与电力平衡调整的新能源电站按照其申报剩余发电能力比例统一开展电力平衡偏差调整调度。

第二十四条 参与现货交易的新能源电厂按日内终计划组织生产。偏差部分由参与平衡调整的新能源电厂优先替发。

第二十五条 参与平衡调整的新能源电站替发电量按现货成交价格进行结算，不影响该电站基数电量及市场电量。

第二十六条 如出现以下特殊情况，调度有权修改日内终计划，并按调整后计划执行。（一）省内电网输电通道受阻时，省调应等比例调整送出受阻电站的基数电量计划，优先调用非受阻地区新能源电站进行补充。（二）跨区通道受阻，国调调减跨区通道日前交易量时，省调应结合电网运行情况，等比例调减新能源现货交易量。（三）通道受阻严重，通过电网调节手段仍无法缓解时，可申请国调中止跨省区现货市场交易。

第二十七条 当新能源电站连续两日实际发电出力与发电计划偏差的绝对值大于规定值（风电25%、光伏15%）时，可终止其现货交易权利2天，每增加5个百分点，相应增加一天。

第六章 合同管理

第二十八条 通过资格审查的新能源电站必须在现货市场交易平台完成注册，在系统中签订电子承诺书。

第二十九条 电子承诺书内容包括买卖双方的权利与义务、不可抗力、争议解决、调整和违约、特别约定等。

第三十条 跨省区现货市场交易合同以市场主体在报价前签订的电子承诺书和包含交易结果的电子交易单为依据， 不再签订纸质合同。

第三十一条 调度机构以签订的电子承诺书和电子交易单提供给交易机构，作为交易结算的依据。

第三十二条 电子交易单内容包括：交易主体、交易时间、交易电量、交易电力、交易价格、输电通道、输电价格、交易计量等交易信息。

第三十三条 参与现货市场的买卖双方必须办理经过国家认可的数字证书，并在数字证书中包含经过扫描的合同专用章图片文件，对电子交易单进行加密处理。

第三十四条 电子承诺书签订后，应全面履行，内容不得变更，合同不得解除。

第三十五条 因不可抗力导致市场交易结果不能正常执行的， 相关方可免除或延迟履行其义务。因国家政策、法律法规变更或电力市场发生较大变化，导致售电方或购电方不能完成合同义务，各方应本着公平合理的原则尽快协商解决。

第三十六条 以下事项属于不可抗力，免于承担违约责任：（一）不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、来水达不到设计标准、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战争、瘟疫、骚乱等。（二）因电网安全约束、重大检修计划调整、电网和外送电站出现重大设备事故造成的少送、少受、少输电量， 免除违约责任。

第七章 交易结算

第三十七条 新能源电站参与现货市场以交易单元为主体，当条件不满足时，结算可按装机容量比将交易电量分摊至各交易单元。

第三十八条 跨省区现货市场结算采用日清月结，调度机构负责向交易机构提供现货交易执行结果信息。

第三十九条 现货交易结算采用电能量采集系统（TMR表计） 15分钟的电量数据，每15分钟为一个核算周期，统计现货交易完成情况。

第四十条 现货交易优先于其他市场电量结算，现货交易结算中采用“先日内、后日前”原则进行结算。