本站获悉，国家能源局甘肃监管办公室、甘肃省发展和改革委员会、甘肃省工业和信息化委员会日前联合发布了《甘肃省电力中长期交易规则(暂行)》。

电力用户准入条件:1.10千伏及以上电压等级电力用户，清洁供暖电力用户电压等级可适当放宽。鼓励优先购电的企业和电力用户自愿进入市场;

跨省跨区交易的市场准入条件：

(一)具有直接交易资格的发电企业、电力用户和售电企业可以参与跨省跨区直接交易，发电企业和电力用户也可以委托售电企业或者交易机构代理参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定;

(二)现货市场启动前，电网企业可以代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易，电网企业、发电企业、售电企业可以代理小水电企业、风电企业、光伏发电企业等参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定;

(三)保留在电网企业内部且没有核定上网电价的发电企业不参与跨省跨区交易。

中长期合同电量偏差初期处理方式为：市场化程度较低的水电企业仍按现有方式进行偏差处理和结算;其他发电企业按等比例滚动调整方式进行处理。

详情如下：

关于印发《甘肃省电力中长期交易规则(暂行)》的通知

甘监能市场〔2018〕57号

各市、州发展改革委、工信委，国网甘肃省电力公司，甘肃电力交易中心有限公司，各有关发电(集团)企业，售电公司，电力用户：

为深入贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》    (中发〔2015〕9号)及其配套文件精神，进一步推进甘肃电力市场建设，规范电力中长期交易行为，依法维护电力市场主体的合法权益，根据《国家发展改革委员会    国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则(暂行)>的通知》(发改能源〔2016〕2784号)和有关法律、法规规定，结合甘肃省实际，我们制定了《甘肃省电力中长期交易规则(暂行)》，现印发给你们，请遵照执行。实施过程中，如有重大问题请及时报告。

附件：《甘肃省电力中长期交易规则(暂行)》

国家能源局甘肃监管办公室

甘肃省发展和改革委员会

甘肃省工业和信息化委员会

2018年3月22日

甘肃省电力中长期交易规则(暂行)

第一章总则

第一条为规范甘肃电力现货市场启动前的电力中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场建设工作统一、开放、竞争、有序，根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其配套文件、《国家发展改革委员会国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则(暂行)>的通知》(发改能源〔2016〕2784号)和有关法律、法规规定，结合甘肃省实际，制定本规则。

第二条本规则适用于甘肃省现阶段开展的电力直接交易、跨省跨区交易(指跨越发电调度控制区)、合同电量转让交易、自备电厂向新能源发电权转让交易等。随着竞争性环节电价放开或者发用电计划电量放开达到一定比例，或者合同执行偏差电量无法按照本规则规定的方法解决时，适时启动甘肃省电力现货市场建设，建立以电力中长期交易和现货交易相结合的市场化电力电量平衡机制。

第三条本规则所称电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。

优先发电电量中未参与市场部分的电量现阶段视为厂网双边交易电量，签订厂网间购售电合同，纳入电力中长期交易范畴，其电量交易、执行和结算需符合本规则相关规定。优先发电电量中参与市场部分的电量视为市场电量，其电量交易、执行和结算

按本规则有关规定执行。辅助服务补偿(交易)机制纳入电力中长期交易范畴，执行本规则相关规定。

第四条电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。

第五条电力中长期交易应在甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门统一部署和领导下开展。甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门根据职能依法履行甘肃电力市场监管职责。

第二章市场成员

第六条市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。

第七条发电企业的权利和义务：

(一)按规则参与电力市场交易，执行优先发电等合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同;

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;

(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务;

(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(五)法律法规规定的其他权利和义务。

第八条电力用户的权利和义务：

(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息;

(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等;

(三)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度机构要求安排用电;

(五)遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰;

(六)法律法规规定的其他权利和义务。

第九条不拥有配电网运营权的售电企业权利和义务：

(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电合同等，约定交易、服务、结算、收费等事项;

(二)获得公平的输配电服务;

(三)已在交易机构注册的售电企业不受供电营业区限制，可在省内多个供电营业区售电;

(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(五)应承担保密义务，不得泄露用户信息;

(六)按照国家有关规定，在指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报;

(七)服从调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求协助安排用电;

(八)法律法规规定的其他权利和义务。

第十条拥有配电网运营权的售电企业权利和义务：

(一)具备不拥有配电网运营权的售电公司全部的权利和义务;

(二)拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按国家有关规定和合同约定履行保底供电服务和普遍服务;

(三)承担配电区域内电费收取和结算业务。按照政府核定的配电价收取配电费;按合同向各方支付相关费用，并向其供电的用户开具发票;代收政府性基金及附加，交电网企业汇总后上缴财政;代收政策性交叉补贴，按照国家有关规定支付给电网企业;

(四)承担配电网安全责任，按照国家、电力行业和甘肃省标准提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和甘肃省标准;

(五)按照国家、电力行业和甘肃省标准，负责配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司;

(六)同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权;

(七)法律法规规定的其他权利和义务。

第十一条独立辅助服务提供者的权利和义务：

(一)按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同;

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;

(三)服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务;

(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息;

(五)法律法规规定的其他权利和义务。

第十二条电网企业的权利和义务：

(一)保障输配电设施的安全稳定运行;

(二)为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;

(三)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;

(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;

(五)按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加等;

(六)预测并确定优先购电用户的电量需求，执行厂网间优先发电等合同;

(七)按政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同;

(八)按规定披露和提供信息;

(九)法律法规规定的其他权利和义务。

第十三条电力交易机构的权利和义务：

(一)组织各类交易，负责交易平台建设与运维;

(二)按授权拟定相应电力交易实施细则;

(三)编制交易计划;

(四)负责市场主体的注册管理;

(五)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;

(六)监视和分析市场运行情况;

(七)建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统和交易平台;

(八)配合甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议;

(九)按规定披露和发布信息;

(十)法律法规规定的其他权利和义务。

第十四条电力调度机构的权利和义务：

(一)负责安全校核;

(二)按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全;

(三)向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能;

(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行(因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任);

(五)按规定披露和提供电网运行的相关信息;

(六)法律法规规定的其他权利和义务。

第三章市场准入与退出

第十五条参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授权，可以参与相应电力交易。

第十六条电力直接交易的市场准入条件：

(一)发电企业准入条件

1.依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证(发电类);

2.符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求;

3.并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参与市场交易;

4.满足年度电力电量平衡原则要求的其他条件。

(二)电力用户准入条件

1.10千伏及以上电压等级电力用户，清洁供暖电力用户电压等级可适当放宽。鼓励优先购电的企业和电力用户自愿进入市场;

2.符合国家和甘肃省产业政策及节能环保要求，落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与;

3.拥有自备电源的用户在按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费后其用网电量可参与直接交易;

4.符合电网接入规范，满足电网安全技术要求;

5.满足年度电力电量平衡原则要求的其他条件及根据甘肃省产业发展实际确定的其他原则，具体按照甘肃省电力用户与发电企业直接交易年度实施细则纳入。

(三)售电企业准入条件按照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)有关规定执行。

第十七条独立辅助服务提供者的市场准入条件：

(一)具有辅助服务能力的独立辅助服务提供者，经电力调度机构进行技术测试通过后，方可参与;

(二)鼓励电储能设备、需求侧(如可中断负荷)等尝试参与。

第十八条跨省跨区交易的市场准入条件：

(一)具有直接交易资格的发电企业、电力用户和售电企业可以参与跨省跨区直接交易，发电企业和电力用户也可以委托售电企业或者交易机构代理参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定;

(二)现货市场启动前，电网企业可以代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易，电网企业、发电企业、售电企业可以代理小水电企业、风电企业、光伏发电企业等参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定;

(三)保留在电网企业内部且没有核定上网电价的发电企业不参与跨省跨区交易。

第十九条合同电量转让交易的市场准入条件:

(一)拥有优先发电合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业;

(二)拥有直接交易合同、跨省跨区交易合同等的电力用户和售电企业可以参与合同转让交易。直接交易合同、跨省跨区交易合同转让交易的受让方应符合市场准入条件;

(三)享有优先发电政策的热电联产机组"以热定电"电量(包含参与市场部分)、电网安全约束电量、余热余压余气优先发电电量等不得转让，可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让;

(四)合同电量转让原则上由高效环保机组替代低效、小容量机组。

第二十条自备电厂向新能源发电权转让交易的市场准入条件:

(一)自备电厂准入条件

1.依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证(发电类);

2.符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求;

3.并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参与交易。

4.自备电厂年度转让电量不得超出其年度自发自用发电总量，不得超过满足安全约束的发电能力。

(二)新能源企业准入条件

纳入规划并依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证(发电类)的太阳能、风能发电企业。

第二十一条满足市场准入条件的并网自备电厂，其自发自用电量可以选择以下两种情况中的一种进行市场交易，但不得同时开展两种交易。

(一)以发电企业身份和新能源企业开展发电权转让交易，转让后减发相应交易电量，并向电网购买电量。

(二)以用户身份参加电力直接交易。即自备电厂减发自发电量，减发部分向电网购买，视为用网电量，在满足用户侧准入条件后参与直接交易。

第二十二条发电企业、电力用户等市场主体参与电力市场交易，参照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。

自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场，市场化电量取消目录电价;符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业(包括保底供电企业)购电;不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。

参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何交易机构注册，注册后可以自由选择平台开展交易。甘肃省电力交易机构对其他交易机构共享注册信息，无需重复注册。甘肃省电力交易机构根据市场主体注册情况按月汇总形成自主交易市场主体目录，向甘肃能源监管办、甘肃省政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过"信用中国"网站和交易机构网站向社会公布。

第二十三条市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照电力市场交易规则的规定，向电力交易机构提出变更或撤销注册;

经公示后，方可变更或者撤销注册。当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时，经甘肃能源监管办核实予以撤销注册。

第二十四条市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力市场交易，退出市场的电力用户须向售电企业购电。退出市场的主体由甘肃能源监管办、甘肃省电力主管部门联合或指定交易机构向社会公示，并通过"信用中国"网站和交易机构网站向社会公布。

第二十五条市场主体存在以下情形的，按有关规定强制其退出市场。

违反国家有关法律法规和产业政策规定、严重违反市场规则、发生重大违约行为、恶意扰乱市场秩序、未按违规履行定期披露报告义务、拒绝接受监督检查，由甘肃能源监管办会同甘肃省级电力管理部门勒令整改，拒不整改的列入"黑名单"，强制其退出市场，同时记入信用评价体系。

第二十六条市场主体被强制退出或者自愿退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。

第二十七条售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭、欠费等特殊原因退出市场的，应提前至少45天通知甘肃能源监管办、甘肃省级电力管理部门、交易机构以及电网企业和电力用户、发电企业等相关方。

电力用户无法履约的，提前45天书面告知电网企业、相关售电公司、交易机构以及其他相关方。

第二十八条售电企业和电力用户在退出市场前，应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜，恢复正常前不得再进入市场。

第四章交易品种、周期和方式

第二十九条交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易(指跨越发电调度控制区)、合同电量转让交易、自备电厂向新能源发电权转让交易，以及辅助服务补偿(交易)机制等。

适时开展分时(如峰谷平)电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易(调度)曲线。

第三十条跨省跨区交易包含跨省跨区电力直接交易;跨省交易可在甘肃电力交易平台开展。点对网专线输电的发电机组(含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况)视同为受电地区发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入受电地区电力电量平衡，并按受电地区要求参与市场。

第三十一条合同电量转让交易主要包括优先发电合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易，初期仅考虑发电侧合同转让交易，随着市场交易逐步放开，可将电力用户和售电企业纳入合同转让交易。合同电量转让交易可在集团内部优先开展，合同转让交易的受让方应符合市场准入条件及国家环保政策。

第三十二条自备电厂向新能源发电权转让交易指符合市场准入条件的并网自备电厂年度发电计划内自发自用电量向纳入规划的太阳能、风能等可再生能源转让发电权的交易。自备电厂应综合自身装机、生产能力、设备状况、检修安排、用电情况等，向电网企业提出年度自发自用电量计划及参与交易电量规模，电网企业审核后报甘肃能源监管办批准。

第三十三条发电企业之间可以签订电量互保联保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经调度机构安全校核通过后，由另一方代发部分或全部电量，事后补充签订转让交易合同，并报甘肃能源监管办及电力交易机构，代发电量的机组受让方应符合市场准入条件及国家环保政策。互保协议不包含享有优先发电政策的热电联产机组"以热定电"电量、电网安全约束电量、余热余压余气优先发电电量等。随着市场交易逐步放开，电力用户之间可以签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电

量时，经调度机构安全校核通过后，由另一方代用部分或全部电量，事后补充签订转让交易合同，并报甘肃能源监管办及电力交易机构。

第三十四条电力中长期交易主要按年度和月度开展。有特殊需求的，也可按照年度以上、季度或者月度以下周期开展交易。

为了电网安全性、电力交易可执行性和经济发展持续性，原则上电力交易的周期品种不随意变更，若需变更应报甘肃能源监管办。

第三十五条电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价(撮合)、挂牌交易等方式进行。

(一)双边协商交易指市场主体之间在交易信息公开的前提下，自主协商交易电量(电力)、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。双边协商交易应当作为主要的交易方式。

(二)集中竞价(撮合)交易指市场主体通过交易平台申报电量、电价，电力交易机构进行市场出清，经调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格等;

鼓励按峰、平、谷段电量(或按标准负荷曲线)进行集中竞价(撮合)。

(三)挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供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。

第五章价格机制

第三十六条电力中长期交易的市场化电量成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预;优先发电电量中非市场化电量暂执行政府批复价格，随着政府定价的放开采取市场化定价方式。

第三十七条甘肃电力直接交易相关输配电价及政府性基金与附加按价格主管部门有关规定执行。

第三十八条跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。

第三十九条双边交易价格按照双方合同约定执行;集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定;挂牌交易价格以挂牌价格结算。

集中竞价采用统一出清的，可以根据买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格确定，或者根据最后一个交易匹配对的成交价格确定;采用撮合成交的，根据各交易匹配对的申报价格形成成交价格(比如卖方报价和买方报价的平均值)。

第四十条跨省跨区交易的受电落地价格由成交价格(送电价格)、输电价格(费用)和输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或者另外收取;未明确的，暂按前三年同电压等级线路的输电损耗水平，报国家发展改革委、国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，经协商一致，也可以由卖方或者买卖双方共同承担。跨省跨区交易输电费用及网损按照实际计量的物理量结算。

第四十一条合同电量转让交易价格为合同电量的出让或者买入价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同转让应当按潮流实际情况考虑输电费和网损。

第四十二条自备电厂向新能源发电权转让交易价格为发电权出让或者买入价格，不收取网损。按照合理补偿成本原则确定交易价格，自备电厂不应以盈利为目的，如出现市场严重不平衡的情况，监管机构有权进行干预。

第四十三条参与直接交易的峰谷电价电力用户，可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用;也可以按直接交易电价结算，电力用户通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰

费用或者直接购买调峰服务。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。

采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。

第四十四条双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或者结算价格设置上限，当参与直接交易机组发电能力明显大于用电需求时可对报价或者结算价格设置下限。报甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门后实施。

第六章交易组织

第一节电量规模确定

第四十五条按照跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议确定跨省跨区优先发电规模。

第四十六条确定省内优先发电电量规模。结合电网安全、供需形势、电源结构等因素，合理安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性电量和供热机组以热定电电量、电网安全约束电量、调峰调频电量等优先发电电量的规模。根据来水情况确定水电发电规模。

第四十七条确定直接交易电量规模。按照用户侧准入条件、准入范围确定直接交易用户侧总电量规模，计网损后折算出发电侧上网交易电量总规模。

鉴于我省发电装机供应远大于需求的实际情况，公用火电企业目前无优先发电电量以外的基数电量。为引导发电侧建立竞争机制，将火电机组安全约束电量、调频调峰电量全部纳入直接交易。热电机组以热定电电量、水电电量、新能源发电量可按一定比例纳入直接交易。

将来随着供需矛盾的缓解，若公用火电企业扣除优先发电电量外还有基数电量，则该部分电量全部纳入直接交易。逐步放开用户侧直接交易准入条件，并相应扩大发电侧市场电量比例，逐年扩大直接交易规模。

第四十八条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。

第二节交易时序安排

第四十九条开展年度交易时遵循以下顺序：

(一)确定跨省跨区优先发电。为落实国家能源战略，确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电。

(二)按照确定的省内新能源保障性发电量规模和省内其他机组优先发电(非市场部分)电量规模开展省内优先发电交易。

(三)开展年度双边交易、年度集中竞价(撮合)交易。(双边及集中竞价(撮合)交易均包括跨省跨区交易，挂牌交易视同集中竞价(撮合)交易，下同)。如果年度双边交易已满足全部年度交易需求，也可以不开展年度集中竞价(撮合)交易。

(四)电力交易机构在各类年度交易结束后，应根据经安全校核后的交易结果，在各类年度交易组织完成后的10个工作日内将优先发电合同、双边和集中竞价(撮合)的直接交易、跨省跨区交易、合同转让交易、自备电厂与新能源发电权转让交易的结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果和分项交易结果。调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。

第五十条年度交易开始前仍未确定优先发电的，可由调度机构参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行。

第五十一条开展月度交易时遵循以下顺序：在年度合同分解到月的基础上，首先开展月度双边交易，其次开展月度集中竞价(撮合)交易。如果月度双边交易已满足全部交易需求，也可以不开展月度集中竞价(撮合)交易。

第五十二条在落实国家指令性计划和政府间协议送电的前提下，优先开展跨省跨区交易。在电力供应紧张的情况下，应优先保障省内电力电量平衡，富余发电能力再参与跨省跨区交易，对于已签订的合同可协商合同另一方回购。

第五十三条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。

第五十四条年度交易开闭市时间一般不进行调整，如遇国家或省内重大活动需要调整开闭市时间的，电力交易机构应提前5个工作日报甘肃能源监管办，同时向市场主体公告开闭市时间调整事宜。

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。

第三节年度优先发电合同签订

第五十五条根据确定的跨省跨区优先发电(含年度以上优先发电合同)，相关电力企业在每年年度双边交易开始前协商签订次年度交易合同(含补充协议)，约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线、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。

第五十六条根据确定的省内优先发电(非市场部分)计划，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，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。

第四节年度双边交易

第五十七条每年12月初，电力交易机构通过交易平台发布次年度双边交易相关市场信息，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)次年直接交易电量需求预测及交易电量规模;

(三)次年跨省跨区交易电量需求预测;

(四)次年各机组可发电量上限。

第五十八条年度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易、合同转让交易(含跨省跨区合同转让交易，下同)、自备电厂与新能源发电权转让交易。

第五十九条市场主体经过双边协商分别形成年度双边省内直接交易、年度双边跨省跨区交易、年度双边合同转让交易、年度双边自备电厂与新能源发电权转让交易意向协议，并在年度双边交易市场闭市前，通过交易平台向相关电力交易机构提交意向协议并双方确认。意向协议应包含交易量、价及双方协商的违约条款，年度双边交易的意向协议应提供月度分解电量。

第六十条电力交易机构在双边交易闭市后第1个工作日，应将所有双边交易意向提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在5个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。

若安全校核不通过，按交易平台中提交确认协议的时间先后顺序进行逆序削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。因特殊原因的，经甘肃能源监管办同意后，可按等比例原则削减。

第六十一条电力交易机构在调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布年度双边交易结果。

市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布当日(如交易结果发布时间超过15:00时，可为次日，下同)通过交易平台返回成交确认信息，逾期不返回视为无异议。市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布当日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。解释后市场主体仍有异议，可向甘肃能源监管办提出复核申请裁定，电力交易机构根据裁定结果另行公布后执行。

相关市场主体在交易平台确认交易结果后，自动生成年度双边直接交易、年度双边跨省跨区交易、年度双边合同电量转让交易、年度双边自备电厂与新能源发电权转让交易的电子合同。相关市场主体应当在成交信息发布后的3-5个工作日内确认交易平台电子合同或签订与交易平台电子合同一致的纸质合同，纸质合同除电子合同约定内容外，可以附加与电子合同条款不冲突的其它条款。逾期未签订合同的责任方取消本交易年度交易资格，不得在本交易年度内参加任何市场化交易。

第五节年度集中竞价(撮合)交易

第六十二条每年12月中旬，电力交易机构通过交易平台发布次年度集中竞价(撮合)市场相关信息，并报甘肃能源监管办，相关信息包括但不限于：

(一)次年关键输电通道剩余可用输送能力情况、关键设备检修(包括机组)安排;

(二)次年集中竞价(撮合)直接交易电量需求预测;

(三)次年集中竞价(撮合)跨省跨区交易电量需求预测;

(四)次年各机组剩余可发电量上限。

第六十三条年度集中竞价(撮合)交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、自备电厂与新能源发电权转让交易。每年12月中旬，电力交易机构开展年度集中竞价(撮合)交易，每类集中竞价(撮合)交易自开市至闭市原则上不超过2个工作日。

第六十四条年度集中竞价(撮合)交易开始后，发电企业、售电企业和用户通过交易平台申报分月电量、分月电价。交易平台对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。年度集中竞价(撮合)交易原则上应分月申报、分月成交。市场主体对所申报的数据负责。

第六十五条报价结束后，交易平台生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交调度机构并向市场主体公布。调度机构应在5个工作日内完成安全校核，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果和安全校核说明。

若安全校核不通过，按交易平台中匹配价差大小顺序进行逆序削减，对于约定电力交易曲线的，最后进行削减，匹配价差相同的按等比例原则削减。

第六十六条电力交易机构在调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布年度集中竞价(撮合)交易结果。

市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布当日通过交易平台返回成交确认信息，逾期不返回视为无异议。市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布当日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。解释后市场主体仍有异议，可向甘肃能源监管办提出复核申请裁定，电力交易机构根据裁定结果另行公布后执行。

相关市场主体在交易平台确认交易结果后，自动生成年度集中竞价(撮合)直接交易、年度集中竞价(撮合)跨省跨区交易、年度集中竞价(撮合)合同电量转让交易、年度集中竞价(撮合)自备电厂与新能源发电权转让交易的电子合同。相关市场主体应当在成交信息发布后的3-5个工作日内确认交易平台电子合同或签订与交易平台电子合同一致的纸质合同，逾期未签订合同的责任方取消本交易年度交易资格，不得在本交易年度内参加任何后续市场化交易。

第六节月度双边交易

第六十七条每月中旬，电力交易机构应通过交易平台发布次月双边交易相关市场信息，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)直接交易电量需求预测;

(三)次月(或后续2-3个月)跨省跨区交易电量需求预测;

(四)次月(或后续2-3个月)各机组可发电量上限。

第六十八条月度双边交易主要开展次月的省内直接交易、跨省跨区交易、合同转让交易、自备电厂与新能源发电权转让交易。

第六十九条每月中旬，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。

第七十条市场主体经过双边协商分别形成月度双边省内直接交易、月度双边跨省跨区交易、月度双边合同转让、月度双边自备电厂与新能源发电权转让交易的意向协议，并在月度双边交易市场闭市前，通过交易平台向电力交易机构提交意向协议(包含互保协议)并双方确认。意向协议应包含交易量、价及双方协商的违约条款。

第七十一条电力交易机构在闭市后1个工作日将所有双边交易意向提交调度机构进行安全校核，调度机构应在2个工作日内将校核结果返回电力交易机构。

若安全校核不通过，按交易平台中提交确认协议的时间先后顺序进行交易削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。因特殊原因的，经甘肃能源监管办同意后，可按等比例原则削减。

第七十二条电力交易机构在调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布月度双边交易结果。

市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布当日通过交易平台返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。市场主体对交易结果有异议，应当在结果发布当日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。解释后市场主体仍有异议，可向甘肃能源监管办提出复核申请裁定，电力交易机构根据裁定结果另行公布后执行。

相关市场主体在交易平台确认交易结果后，自动生成月度双边直接交易、月度双边跨省跨区交易、月度双边合同电量转让交易和月度双边自备电厂与新能源发电权转让交易的电子合同。相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内确认交易平台电子合同或签订与交易平台电子合同一致的纸质合同，纸质合同除电子合同约定内容外，可以附加与电子合同条款不冲突的其它条款。逾期未签订合同的责任方取消本交易月度交易资格，不得在本交易月度内参加任何市场化交易。

第七节月度集中竞价(撮合)交易

第七十三条每月下旬，电力交易机构通过交易平台发布次月集中竞价(撮合)市场相关信息，并报甘肃能源监管办，相关信息包括但不限于：

(一)次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)次月集中竞价(撮合)直接交易电量需求预测;

(三)次月集中竞价(撮合)跨省跨区交易电量需求预测;

(四)次月各机组剩余可发电量上限。

第七十四条月度集中竞价(撮合)交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、自备电厂与新能源发电权转让交易。

第七十五条每月下旬，电力交易机构开展月度集中竞价(撮合)交易，每类集中竞价(撮合)交易自开市至闭市原则上不超过2个工作日。

第七十六条月度集中竞价(撮合)交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户通过交易平台申报电量、电价。交易平台对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。市场主体对所申报的数据负责。

报价结束后，交易平台生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交调度机构并向市场主体公布。调度机构应在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果和安全校核说明。

若安全校核不通过，按交易平台中匹配价差大小顺序进行逆序削减，对于约定电力交易曲线的，最后进行削减，匹配价差相同的按等比例原则削减。

第七十七条电力交易机构在调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布月度集中竞价(撮合)交易结果。

市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布当日通过交易平台返回成交确认信息，逾期不返回视为无异议。市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布当日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。解释后市场主体仍有异议，可向甘肃能源监管办提出复核申请裁定，电力交易机构根据裁定结果另行公布后执行。

相关市场主体在交易平台确认交易结果后，自动生成月度集中竞价(撮合)直接交易、月度集中竞价(撮合)跨省跨区交易、月度集中竞价(撮合)合同电量转让交易、月度集中竞价(撮合)自备电厂与新能源发电权转让交易的电子合同。相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内确认交易平台电子合同或签订与交易平台电子合同一致的纸质合同，逾期未签订合同的责任方取消本交易月度交易资格，不得在本交易月度内参加任何后续市场化交易。

第七十八条电力交易机构在各类月度交易结束后，根据经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。调度机构应根据次月月度电量计划，合理安排电网运行方式，保障合同电量的执行。

第八节跨省跨区电量交易

第七十九条跨省跨区中长期电量交易可按照双边交易、集中竞价(撮合)交易、挂牌交易等多种方式开展。

第八十条跨省跨区交易可分为年度、月度、周和短时支援交易。月度、周、短时支援交易一般为年度交易以外的增量电能交易。电力交易机构负责周及以上电能交易，调度机构负责短时支援交易。

第八十一条竞价交易中当申报电量大于标的电量时，电力交易机构按照交易公告中的交易规则，根据各发电企业申报的电价排序，由低到高依次累加申报电量至满足交易标的电量;价格相同的情况下按照申报电量等比例分配。

竞价交易中当申报电量小于等于标的电量时，按申报电量成交，申报不足部分，电力交易机构根据市场供需情况决定是否组织补充交易。

第八十二条所有由交易机构代理的跨省跨区交易出清方式如下：

(一)各交易周期内，当申报电量总和小于等于外送电量需求时，按申报电量成交，申报不足部分，由电力交易机构组织再次招标，直至完成。当申报电量总和大于外送电量需求时，按等比例原则扣减至外送需求电量。

(二)因特殊市场环境，在取得监管部门同意后，交易机构可采用适当方式，将火电与新能源电量按照一定比例进行配比打捆外送，出清方式同上。

第八十三条跨省跨区电量交易合同(协议)执行与结算先后次序为：跨省跨区事故应急支援交易、年度跨省跨区电能交易、月度跨省跨区电能交易、月内短期或临时跨省跨区电能交易。当实际跨省跨区电能交易供需发生变化，需对交易合同进行调整时，合同调整的次序与上述相反。

第九节合同电量转让交易

第八十四条合同电量转让交易可采取双边协商、集中竞价(撮合)、挂牌转让等方式。

第八十五条合同电量转让交易需确定交易电量、交易价格、交易时段、电压等级、计量关口、分月计划等内容。

第八十六条电力交易机构原则上每月下旬通过双边协商、集中竞价(撮合)、挂牌转让等方式统一组织各类型合同的转让交易(包括本月剩余各类型合同电量和后续月份各类型合同电量)。

发电企业可根据各自实际发电情况在合同完成前5个工作日通过交易平台向电力交易机构提交交易意向，月度合同转让应于月前5个工作日或当月底提前5个工作日开展。事后合同转让应于合同完成次月前5个工作日对上月合同电量进行转让。交易机构应于月底前汇总各发电市场主体的合同转让意向后报甘肃能源监管办。

合同转让交易开始组织或收到合同转让方提交的交易意向后，电力交易机构在1个工作日内发布相关信息，1个工作日内完成合同转让并形成无约束交易结果并提交调度机构，调度机构在1个工作日内完成安全校核，安全校核通过的形成有约束合同转让交易结果并提交电力交易机构。未通过安全校核的，电力交易机构会同调度机构向交易双方书面解释原因。市场主体仍有异议的，可向甘肃能源监管办申请裁定。

第八十七条合同电量转让交易最终形成后，相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内确认交易平台电子合同或签订与交易平台电子合同一致的纸质合同，逾期未签订合同的责任方取消本交易年度交易资格，不得在本交易年度内参加任何后续市场化交易。

交易机构应于月底前汇总各发电市场主体的合同转让交易结果后报甘肃能源监管办备案。

第十节自备电厂向新能源发电权转让交易

第八十八条自备电厂向新能源发电权转让交易可采取双边协商、集中竞价(撮合)、挂牌转让等方式。

第八十九条自备电厂向新能源发电权转让交易原则上按照年度开展，必要时可补充开展月度交易。

第九十条自备电厂向新能源发电权转让交易组织流程与年(月)度双边交易及年(月)度集中竞价(撮合)交易相同。交易意向及交易结果需汇总后报甘肃能源监管办备案。

第十一节临时交易与紧急支援交易

第九十一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省跨区临时交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。

第九十二条甘肃电力交易机构应事先与其他电力交易机构约定跨省跨区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省跨区紧急支援交易中标机组排序。

第七章安全校核与交易执行

第九十三条电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。

跨省跨区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。

第九十四条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工作。

第九十五条为保障电力系统整体备用和调峰调频能力，在各类市场交易开始前，电力调度机构根据发电厂(站)可调出力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况，计算出各发电厂(站)的电量上限和下限，对参与市场交易的发电厂机组发电利用小时数提出限制建议。

第九十六条电力调度机构在各类市场交易公示前，应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。

第九十七条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。

第九十八条根据交易组织周期开展安全校核，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。

第九十九条电力调度机构按批次对发电计划单元年度和月度交易合同及计划电量的总量进行安全校核。

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安全校核。当实际边界条件发生变化时，应根据最新边界条件，出具安全校核意见，并将安全校核结果报甘肃能源监管办。

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。

火电企业电网安全约束开机方式由电力调度机构依据电网运行方式确定并报甘肃能源监管办批准后确定;供热安全约束开机方式由甘肃省工信委进行确定。

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火电调峰电量，以满足电网调峰需求。

(三)未归调的新能源场站、按临时接入方案并网的新能源场站，不允许参与市场电量交易。

(四)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。

第一百零四条电力交易机构根据各年度合同中约定的月度分解电量计划和各类月度交易成交结果，形成发电企业的月度交易计划。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。

第一百零五条电力调度机构负责执行月度发电计划;电力交易机构每日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。对于市场化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，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。

未约定交易曲线的市场化交易合同和优先发电合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排发电厂(站)的发电计划。

第一百零六条电力系统发生紧急情况时，调度机构可基于安全优先的原则实施调度，并在事后向甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理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

第一百零七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。

第一百零八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，避免造成整体合同偏差过大，有效降低自身损失。

第一百零九条合同电量转让、合同电量调整、互保联保执行本规则中有关规定。

第一百一十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

第一百一十一条中长期合同电量偏差初期处理方式为：市场化程度较低的水电企业仍按现有方式进行偏差处理和结算;其他发电企业按等比例滚动调整方式进行处理。

具备条件后或市场放开到一定程度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。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。

第一百一十二条合同电量等比例滚动调整方式是指以同类型机组总合同基本执行完成为目标，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平衡，年度对平衡电量进行清算。滚动平衡电量用于次月或年内其他后续月份滚动调整月度电量计划及市场化电量平衡安排参考依据。当发电侧上网电量小于当月各类合同电量的总和时(包括优先发电电量)，月度结算时不足部分按照先市场电量后优先发电电量的顺序扣减，市场电量按照各类市场合同电量等比例方式扣减。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。

发电企业应依据滚动平衡电量情况、电厂自身发电情况及后期合同电量情况，适时主动开展合同电量转让交易。

第一百一十三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

第一百一十四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》。

第一百一十五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。

第一百一十六条鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。

第一百一十七条根据"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。

第一百一十八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。

辅助服务市场化交易执行《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》。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。

第一百一十九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。

第一百二十一条加强需求侧管理。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

第一百二十二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。

第一百二十三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。

第一百二十四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。

第一百二十五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

第一百二十六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。

第一百二十七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

第一百二十九条用户侧合同电量月结月(季)清。发电侧电量偏差按逐月滚动、年度清算方式进行。

第一百三十条月度结算发电侧电量按照优先发电分月计划、年度交易分月电量、月度交易电量、月内短期或临时交易电量的顺序结算各类型合同电量。

当发电侧上网电量大于或小于当月各类合同电量的总和时(包括优先发电电量)，产生的偏差电量视为市场电量，在结算时将偏差电量纳入滚动平衡电量单记一栏，每年1-12月暂根据所属发电类别的全部市场合同加权平均价记结或记扣，逐月滚动调整，至年底对累计偏差电量按照各电厂执行的市场电量加权平均电价进行年度清算。

由于电厂自身原因造成的少发电量在月度优先发电计划结算电量中核减。调度机构应于每月末前2个工作日将电厂由于自身原因影响的少发电量明细提交交易机构。

第一百三十一条建立年度平衡电量清算机制平衡电量清算按照发电类别(火电、风电、光电)分别进行。

(一)当某类别发电机组年末总体滚动平衡电量合计值为正时：

1.滚动平衡电量到年末累计值依然为负的欠发电厂，按照其执行的年度所有市场合同电量的加权平均电价，计算出年度清算电费。

第i个欠发电厂年度清算电费=第i个欠发电厂年度累计滚动平衡电量第i个欠发电厂年度所有市场化合同电量的加权平均电价

(n为年度滚动平衡电量累计值依然为负的所有电厂数)

总体欠发市场电量由超发电厂平衡，用总体年度清算电费和总体欠发电量计算出年度平衡电量清算价格对超发电厂进行年度清算。

年度平衡电量清算价格=总体年度清算电费/总体欠发电量

2.滚动平衡电量到年末累计值为正的电厂，按照超发电量比例承担清算平衡电量，用于补足欠发电量。

(k为年度滚动平衡电量累计值依然为正的所有电厂数)

第i个超发电厂年度清算平衡电量=(第i个超发电厂超发电量/总体超发电量100%)总体欠发电量

第i个超发电厂年度清算电费=第i个超发电厂年度清算平衡电量年度平衡电量清算价格

电厂的超发电量在扣除其年度清算平衡电量后剩余的超发电量按该厂批复电价清算。

(二)当某类别发电机组年末总体滚动平衡电量合计值为负时：

1.滚动平衡电量到年末累计值为负的电厂，按照欠发电量比例及其执行的年度所有市场化合同电量的加权平均电价计算清算平衡电费，优先由超发电厂平衡，平衡后仍有剩余的欠发电量由该厂自行承担，扣减相应已执行的优先发电电量。

(n为年度滚动平衡电量累计值为负的所有电厂数)

(k为年度滚动平衡电量累计值依然为正的所有电厂数)

第i个欠发电厂年度清算平衡电量=(第i个欠发电厂欠发电量/总体欠发电量100%)总体超发电量

第i个欠发电厂年度清算电费=第i个欠发电厂年度清算平衡电量第i个欠发电厂年度所有市场化合同电量的加权平均电价

年度平衡电量清算价格=总体年度清算电费/总体超发电量

2.滚动平衡电量到年末累计值为正的超发电厂，其超发电量按照年度平衡电量清算价格承担清算电费。

第i个超发电厂年度清算电费=第i个超发电厂年度累计滚动平衡电量年度平衡电量清算价格

第十一章信息披露

第一百三十二条市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。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并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。

公众信息包括：电力市场交易适用的法律、法规;行业规程、管理规定;电力交易工作流程、各批次交易通知(公告)、市场主体履约及信用情况以及经甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门、价格管理部门授权发布的其他信息等。

公开信息包括：市场主体名单;市场运行情况分析、市场交易计划及完成情况;跨区域跨省输电价格、输电线损率;交易电量规模;集中竞价交易限价;各市场主体各批次申报电量及中标电量;年度电力电量平衡情况、年度跨省(区)电量交易计划、年度安全校核边界条件及校核原则、年度各类型发电机组平均利用小时上限;输配电设备安全约束情况、约束时段、限制依据;

为满足月度交易需要公布的月度发用电平衡预测情况、月度跨省(区)电量交易计划、月度安全校核边界条件及原则、月度各类型发电机组平均利用小时上限等。

私有信息包括：各类型发电机组特性参数;各市场主体各类交易申报价格;各市场主体各类交易中标成交价格;双边合同内容;各市场主体结算信息等。

第一百三十三条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，采取必要的措施确保市场交易主体可按时获得其市场信息，并保证私有信息在保密期限内的保密性，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

第一百三十四条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。

第一百三十五条公众信息原则上通过国网甘肃省电力公司门户网站、电力市场技术支持系统进行披露;在确保安全的基础上，公开信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站进行披露，市场成员可查看其访问权限内的信息。

电力交易机构负责管理和维护电力市场技术支持系统、电力交易机构网站，并为其他市场成员通过技术支持系统、电力交易机构网站披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站披露有关信息，并对所披露信息的真实性、准确性和及时性负责。

第一百三十六条市场成员信息报送与披露

交易机构应披露的信息包括但不限于：电力市场交易适用的法律、法规;行业规程、管理规定;电力交易工作流程;交易电量规模;各批次交易通知(公告)、市场主体履约情况;市场主体名单;市场运行情况分析、市场交易计划(跨省跨区交易计划)及完成情况;集中竞价交易限价、成交均价;各市场主体各批次申报电量及中标电量;月度偏差电量处理及结算情况以及经甘肃能源监管办和省电力管理部门、价格管理部门授权发布的其他信息等。

调度机构应提供的信息包括但不限于：年度安全校核边界条件及校核原则、年度各类型发电机组省内平均利用小时上限;输变电设备安全约束情况、约束时段、限制依据;月度安全校核边界条件及原则、月度各类型发电机组省内平均利用小时上限;交易计划执行过程中的偏差电量责任认定情况;每月"两个细则"考核执行情况、辅助服务市场执行情况等。

电网企业应提供的信息包括但不限于：省内输配电价、损耗率、政府性基金及附加;跨省跨区输电价格、损耗率;目录电价;电量电费结算情况;年度电力供需预测;偏差电量处理资金收入及支出情况;法律法规要求披露的其他信息。

发电企业应提供的信息包括但不限于：公司名称、股权结构、投产时间、机组编号、容量、发电业务许可证、能耗水平、环保设施运行情况;供热量及供热信息;各类合同电量;市场化交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。

售电企业应提供的信息包括但不限于：公司名称、股权结构、交易量限额;市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。

电力用户应提供的信息包括但不限于：公司名称、股权结构、投产时间、受电电压等级、负荷特性、最大负荷、最大需量、年(月)最大用电量、产品能耗水平等;市场交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。

第一百三十七条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。

第一百三十八条甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门、价格管理部门、电力市场成员不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。

第一百三十九条发生私有信息泄露事件，事件知情者有义务向甘肃能源监管办和有关部门举报，由甘肃能源监管办会同有关部门调查核实，并根据调查核实情况对相关责任主体作出处理决定。

第一百四十条甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门、价格管理部门对信息提供和披露实施监管。

第十二章附则

第一百四十一条本规则由甘肃能源监管办、甘肃省级电力管理部门负责解释。

第一百四十二条本规则自发布之日起施行。