3 電力中長期交易基本規則第一章總則第一條為規范電力中長期交易，依法維護電力市場主體的合法權益，推進統一開放、競爭有序的電力市場體系建設，根據中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發〔2015〕9號）及其配套文件和有關法律、法規規定，制定本規則。第二條未開展電力現貨交易的地區，電力中長期交易執行本規則。開展電力現貨交易的地區，可結合實際，制定與現貨交易相銜接的電力中長期交易規則。 第三條本規則所稱電力中長期交易指發電企業、電力用戶、售電公司等市場主體，通過雙邊協商、集中交易等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周、多日等電力批發交易。執行政府定價的優先發電電量和分配給燃煤（氣）機組的基數電量（二者統稱為計劃電量）視為廠網間雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，相應合同納入電力中長期交易合同管理范疇，其執行和結算均須遵守本規則。電力輔助服務市場（補償）機制相關規則另行制定。第四條電力市場成員應當嚴格遵守市場規則，自覺自律，不 4 得操縱市場價格、損害其他市場主體的合法權益。任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。第五條國家發展改革委和國家能源局會同有關部門加強對各地發用電計劃放開實施方案制定和具體工作推進的指導和監督；適時組織評估有序放開發用電計劃工作，總結經驗、分析問題、完善政策。國家能源局依法組織制定電力市場規劃、市場規則、市場監管辦法，區域派出機構會同地方政府對區域電力市場和區域電力交易機構實施監管。國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門根據職能依法 履行?。▍^、市）電力中長期交易監管職責。第二章市場成員第六條市場成員包括各類發電企業、電網企業、配售電企業、電力交易機構、電力調度機構、電力用戶、儲能企業等。第一節權利與義務第七條發電企業的權利和義務（一）按照規則參與電力交易，簽訂和履行各類交易合同，按時完成電費結算；（二）獲得公平的輸電服務和電網接入服務；（三）簽訂并執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調 度；（四）按照電力企業信息披露和報送等有關規定披露和提供信 5 息，獲得市場化交易和輸配電服務等相關信息；（五）具備滿足參與市場化交易要求的技術支持手段；（六）法律法規規定的其他權利和義務。第八條電力用戶的權利和義務（一）按照規則參與電力市場化交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同，提供市場化交易所必須的電力電量需求、典型負荷曲線以及相關生產信息；（二）獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按時支付購電費、輸配電費、政府性基金及附加等；（三）依法依規披露和提供信息，獲得市場化交易和輸配電服 務等相關信息；（四）服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下（如事故、嚴重供不應求等）按照電力調度機構要求安排用電；（五）遵守政府電力管理部門有關電力需求側管理規定，執行有序用電管理，配合開展錯避峰；（六）依法依規履行清潔能源消納責任；（七）具備滿足參與市場化交易要求的技術支持手段；（八）法律法規規定的其他權利和義務。第九條售電公司的權利和義務（一）按照規則參與電力市場化交易，簽訂和履行市場化交易 合同，按時完成電費結算； 6 （二）依法依規披露和提供信息，在政府指定網站上公示公司資產、經營狀況等情況和信用承諾，依法對公司重大事項進行公告，并定期公布公司年報；（三）按照規則向電力交易機構、電力調度機構提供簽約零售用戶的交易電力電量需求、典型負荷曲線以及其他生產信息，獲得市場化交易、輸配電服務和簽約市場主體的基礎信息等相關信息，承擔用戶信息保密義務；（四）依法依規履行清潔能源消納責任；（五）具備滿足參與市場化交易要求的技術支持手段；（六）擁有配電網運營權的售電公司承擔配電區域內電費收取 和結算業務；（七）法律法規規定的其他權利和義務。第十條電網企業的權利和義務（一）保障電網以及輸配電設施的安全穩定運行；（二）為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務，提供報裝、計量、抄表、收費等各類供電服務；（三）建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統，服從電力調度機構的統一調度；（四）按照電力企業信息披露和報送等有關規定披露和提供信息，向電力交易機構提供支撐市場化交易和市場服務所需的相關數 據，按照國家網絡安全有關規定實現與電力交易機構的數據交互；（五）收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金及附加等， 7 按時完成電費結算；（六）按照政府定價或者政府相關規定向優先購電用戶以及其他不參與市場化交易的電力用戶（以下統稱“非市場用戶”）提供供電服務，簽訂供用電合同；（七）預測非市場用戶的電力、電量需求等；（八）依法依規履行清潔能源消納責任；（九）法律法規規定的其他權利和義務。第十一條電力交易機構的權利和義務（一）參與擬定相應電力交易規則；（二）提供各類市場主體的注冊服務； （三）按照規則組織電力市場交易，并負責交易合同的匯總管理；（四）提供電力交易結算依據以及相關服務，按照規定收取交易服務費；（五）建設、運營和維護電力市場化交易技術支持系統（以下簡稱“電力交易平臺”）；（六）按照電力企業信息披露和報送等有關規定披露和發布信息，提供信息發布平臺，為市場主體信息發布提供便利，獲得市場成員提供的支撐市場化交易以及服務需求的數據等；（七）配合國家能源局及其派出機構和政府電力管理部門對市 場規則進行分析評估，提出修改建議； 8 （八）監測和分析市場運行情況，依法依規干預市場，預防市場風險，并于事后向監管機構和政府相關部門及時報告；（九）對市場主體違反交易規則、擾亂市場秩序等違規行為進行報告并配合調查；（十）法律法規規定的其他權利和義務。第十二條電力調度機構的權利和義務（一）負責安全校核；（二）按照調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，保障電網安全穩定運行；（三）向電力交易機構提供安全約束邊界和必開機組組合、必 開機組發電量需求、影響限額的停電檢修、關鍵通道可用輸電容量等數據，配合電力交易機構履行市場運營職能；（四）合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行（因電力調度機構自身原因造成實際執行與交易結果偏差時，由電力調度機構所在電網企業承擔相應的經濟責任），保障電力市場正常運行；（五）按照電力企業信息披露和報送等有關規定披露和提供電網運行的相關信息，提供支撐市場化交易以及市場服務所需的相關數據，按照國家網絡安全有關規定實現與電力交易機構的數據交互； （六）法律法規規定的其他權利和義務。第二節準入與退出 9 第十三條市場主體應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。內部核算的市場主體經法人單位授權，可參與相應電力交易。第十四條市場準入基本條件（一）發電企業1.依法取得發電項目核準或者備案文件，依法取得或者豁免電力業務許可證（發電類）;2.并網自備電廠公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法依規設立的政府性基金及附加以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼，取得電力業務許可證（發電類），達到能效、環保要求，可 作為市場主體參與市場化交易；3.分布式發電企業符合分布式發電市場化交易試點規則要求。（二）電力用戶1.符合電網接入規范、滿足電網安全技術要求，與電網企業簽訂正式供用電協議（合同）；2.經營性電力用戶的發用電計劃原則上全部放開。不符合國家產業政策的電力用戶暫不參與市場化交易，產品和工藝屬于淘汰類和限制類的電力用戶嚴格執行現有差別電價政策；3.擁有燃煤自備電廠的用戶應當按照國家規定承擔政府性基金及附加、政策性交叉補貼； 4.具備相應的計量能力或者替代技術手段，滿足市場計量和結 10 算的要求。（三）售電公司準入條件按照國家對售電公司準入與退出有關規定執行。擁有配電網運營權的售電公司應當取得電力業務許可證（供電類）。第十五條參加批發交易的市場主體以及參加零售交易的電力用戶均實行市場注冊。其中，參加零售交易的電力用戶的注冊手續和程序可以適當簡化。第十六條參加市場化交易（含批發、零售交易）的電力用戶全部電量需通過批發或者零售交易購買，且不得同時參加批發交易和零售交易。所有參加市場化交易的電力用戶均不再執行目錄電 價。參加市場化交易的電力用戶，允許在合同期滿的下一個年度，按照準入條件選擇參加批發或者零售交易。第十七條已經選擇市場化交易的發電企業和電力用戶，原則上不得自行退出市場。有下列情形之一的，可辦理正常退市手續1.市場主體宣告破產，不再發電或者用電；2.因國家政策、電力市場規則發生重大調整，導致原有市場主體非自身原因無法繼續參加市場的情況；3.因電網網架調整，導致發電企業、電力用戶的發用電物理屬性無法滿足所在地區的市場準入條件。 上述市場主體，在辦理正常退市手續后，執行國家有關發用電政策。售電公司退出條件按照國家有關售電公司準入與退出管理規 11 定執行。第十八條對于濫用市場操縱力、不良交易行為等違反電力市場秩序的行為，可進行市場內部曝光；對于嚴重違反交易規則的行為，可依據電力監管條例等有關規定處理。第十九條退出市場的市場主體需妥善處理其全部合同義務。無正當理由退市的市場主體，原則上原法人以及其法人代表三年內均不得再選擇市場化交易。第二十條無正當理由退市的電力用戶，由為其提供輸配電服務的電網企業承擔保底供電責任。電網企業與電力用戶交易的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，按照政府核定的目錄電價 的1.2-2倍執行。保底價格具體水平由各?。▍^、市）價格主管部門按照國家確定的上述原則確定。第二十一條完成市場注冊且已開展交易的電力用戶，合同期滿后未簽訂新的交易合同但發生實際用電時，不再按照政府目錄電價結算。其中，參加批發交易的用戶按照各地規則進行偏差結算，參加零售交易的用戶按照保底價格進行結算。完成市場注冊但未開展交易的電力用戶，可探索公開招標確定售電公司提供零售服務等市場價格形成機制，也可執行政府目錄電價。第三章市場注冊、變更與注銷 第二十二條市場注冊業務包括注冊、信息變更、市場注銷以 12 及零售用戶與售電公司業務關系確定等。第二十三條市場主體參與電力市場化交易，應當符合準入條件，在電力交易機構辦理市場注冊，按照有關規定履行承諾、公示、注冊、備案等相關手續。市場主體應當保證注冊提交材料的真實性、完整性。第二十四條企事業單位、機關團體等辦理注冊手續時應當關聯用電戶號等實際用電信息，并提供必要的單位名稱、法人代表、聯系方式等。參與批發交易的市場主體，應當辦理數字安全證書或者采取同等安全等級的身份認證手段。 第二十五條辦理售電增項業務的發電企業，應當分別以發電企業和售電公司的市場主體類別進行注冊。第二十六條當國家政策調整或者交易規則發生重大變化時，電力交易機構可組織已注冊市場主體重新辦理注冊手續。第二十七條市場主體注冊信息發生變更時，應當及時向電力交易機構提出變更申請。市場主體類別、法人、業務范圍、公司主要股東等有重大變化的，市場主體應當再次予以承諾、公示。公示期滿無異議的，電力交易機構向社會發布。第二十八條電力用戶或者售電公司關聯的用戶發生并戶、銷戶、過戶、改名或者用電類別、電壓等級等信息發生變化時，市場 主體應當在電網企業辦理變更的同時，在電力交易機構辦理注冊信息變更手續。業務手續辦理期間，電網企業需向電力交易機構提供 13 分段計量數據。電力交易機構完成注冊信息變更后，對其進行交易結算，提供結算依據。第二十九條退出市場的市場主體，應當及時向電力交易機構提出注銷申請，按照要求進行公示，履行或者處理完成交易合同有關事項后予以注銷。第三十條發電企業、電力用戶、配售電企業根據交易需求和調度管理關系在相應的電力交易機構辦理注冊手續；售電公司自主選擇一家電力交易機構辦理注冊手續。各電力交易機構共享注冊信息，無須重復注冊，按照相應省區的準入條件和市場規則參與交易。電力交易機構根據市場主體注冊情況向國家能源局及其派出機構、 省級政府有關部門和政府引入的第三方征信機構備案，并通過政府指定網站和電力交易機構網站向社會公布。第四章交易品種和交易方式第三十一條電力中長期交易現階段主要開展電能量交易，靈活開展發電權交易、合同轉讓交易，根據市場發展需要開展輸電權、容量等交易。第三十二條根據交易標的物執行周期不同，中長期電能量交易包括年度（多年）電量交易（以某個或者多個年度的電量作為交易標的物，并分解到月）、月度電量交易（以某個月度的電量作為交易標的物）、月內（多日）電量交易（以月內剩余天數的電量或 者特定天數的電量作為交易標的物）等針對不同交割周期的電量交 14 易。第三十三條電能量交易包括集中交易和雙邊協商交易兩種方式。其中集中交易包括集中競價交易、滾動撮合交易和掛牌交易三種形式。集中競價交易指設置交易報價提交截止時間，電力交易平臺匯總市場主體提交的交易申報信息，按照市場規則進行統一的市場出清，發布市場出清結果。滾動撮合交易是指在規定的交易起止時間內，市場主體可以隨時提交購電或者售電信息，電力交易平臺按照時間優先、價格優先的原則進行滾動撮合成交。 掛牌交易指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或者可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請。第三十四條以雙邊協商和滾動撮合形式開展的電力中長期交易鼓勵連續開市，以集中競價交易形式開展的電力中長期交易應當實現定期開市。雙邊合同在雙邊交易申報截止時間前均可提交或者修改。第三十五條同一市場主體可根據自身電力生產或者消費需要，購入或者售出電能量。為降低市場操縱風險，發電企業在單筆電力交易中的售電量不 得超過其剩余最大發電能力，購電量不得超過其售出電能量的凈值（指多次售出、購入相互抵消后的凈售電量）。電力用戶和售電公 15 司在單筆電力交易中的售電量不得超過其購入電能量的凈值（指多次購入、售出相互抵消后的凈購電量）。除電網安全約束外，不得限制發電企業在自身發電能力范圍內的交易電量申報；發電權交易、合同轉讓交易應當遵循購售雙方的意愿，不得人為設置條件，原則上鼓勵清潔、高效機組替代低效機組發電。第三十六條在優先安排優先發電合同輸電容量的前提下，鼓勵發電企業、電力用戶、售電公司利用剩余輸電容量直接進行跨區跨省交易?？鐓^跨省交易可以在區域交易平臺開展，也可以在相關省交易 平臺開展；點對網專線輸電的發電機組（含網對網專線輸電但明確配套發電機組的情況）視同為受電地區發電機組，納入受電地區電力電量平衡，根據受電地區發電計劃放開情況參與受電地區電力市場化。第三十七條對于未來電力供應存在短缺風險的地區，可探索建立容量市場，保障長期電力供應安全。對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制。第五章價格機制第三十八條除計劃電量執行政府確定的價格外，電力中長期交易的成交價格應當由市場主體通過雙邊協商、集中交易等市場化 方式形成，第三方不得干預。 16 電能量市場化交易（含省內和跨區跨?。﹥r格包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價。第三十九條因電網安全約束必須開啟的機組，約束上電量超出其合同電量（含優先發電合同、基數電量合同、市場交易合同）的部分，由各地根據實際情況在交易細則中明確，鼓勵采用市場化機制確定價格。加強對必開機組組合和約束上電量的監管，保障公開、公平、公正。新投產發電機組的調試電量按照調試電價政策進行結算。第四十條市場用戶的用電價格由電能量交易價格、輸配電價格、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成，促進市場用戶公平 承擔系統責任。輸配電價格、政府性基金及附加按照國家有關規定執行。第四十一條雙邊交易價格按照雙方合同約定執行。集中交易價格機制具體由各地區市場規則確定。其中，集中競價交易可采用邊際出清或者高低匹配等價格形成機制；滾動撮合交易可采用滾動報價、撮合成交的價格形成機制；掛牌交易采用一方掛牌、摘牌成交的價格形成機制。第四十二條跨區跨省交易受電地區落地價格由電能量交易價格（送電側）、輸電價格、輔助服務費用、輸電損耗構成。輸電損耗在輸電價格中已明確包含的，不再單獨收??；未明確的，暫按該 輸電通道前三年輸電損耗的平均值計算，報國家能源局備案后執行。輸電損耗原則上由買方承擔，也可由市場主體協商確定承擔方 17 式。第四十三條執行峰谷電價的用戶，在參加市場化交易后應當繼續執行峰谷電價。各地應當進一步完善峰谷分時交易機制和調峰補償機制，引導發電企業、電網企業和電力用戶等主動參與調峰。第四十四條除國家有明確規定的情況外，雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競價交易中，為避免市場操縱以及惡性競爭，可對報價或者出清價格設置上、下限。價格上、下限原則上由相應電力市場管理委員會提出，經國家能源局派出機構和政府有關部門審定，應當避免政府不當干預。第六章交易組織 第一節總體原則第四十五條政府部門應當在每年11月底前確定并下達次年跨區跨省優先發電計劃、省內優先發電計劃和基數電量。各地按照年度（多年）、月度、月內（多日）的順序開展電力交易。第四十六條市場主體通過年度（多年）交易、月度交易和月內（多日）等交易滿足發用電需求，促進供需平衡。第四十七條對于定期開市和連續開市的交易，交易公告應當提前至少1個工作日發布；對于不定期開市的交易，應當提前至少5個工作日發布。交易公告發布內容應當包括（一）交易標的（含電力、電量和交易周期）、申報起止時間； （二）交易出清方式； 18 （三）價格形成機制；（四）關鍵輸電通道可用輸電容量情況。第四十八條交易的限定條件必須事前在交易公告中明確，原則上在申報組織以及出清過程中不得臨時增加限定條件，確有必要的應當公開說明原因。第四十九條電力交易機構基于電力調度機構提供的安全約束條件開展電力交易出清。第五十條對于簽訂市場化交易合同的機組，分配基數電量時原則上不再進行容量剔除。第五十一條各電力交易機構負責組織開展可再生能源電力相 關交易，指導參與電力交易的承擔消納責任的市場主體優先完成可再生能源電力消納相應的電力交易，在中長期電力交易合同審核、電力交易信息公布等環節對承擔消納責任的市場主體給予提醒。各承擔消納責任的市場主體參與電力市場交易時，應當向電力交易機構作出履行可再生能源電力消納責任的承諾。第二節年度（多年）交易第五十二條年度（多年）交易的標的物為次年（多年）的電量（或者年度分時電量）。年度（多年）交易可通過雙邊協商或者集中交易的方式開展。第五十三條市場主體經過雙邊協商形成的年度（多年）意向 協議，需要在年度雙邊交易申報截止前，通過電力交易平臺提交至電力交易機構。電力交易機構根據電力調度機構提供的關鍵通道年 19 度可用輸電容量，形成雙邊交易預成交結果。第五十四條采用集中交易方式開展年度（多年）交易時，發電企業、售電公司和電力用戶在規定的報價時限內通過電力交易平臺申報報價數據。電力交易機構根據電力調度機構提供的關鍵通道年度可用輸電容量進行市場出清，形成集中交易預成交結果。第五十五條年度交易結束后，電力交易機構匯總每類交易的預成交結果，并提交電力調度機構統一進行安全校核。電力調度機構在5個工作日內返回安全校核結果，由電力交易機構發布。安全校核越限時，由相關電力交易機構根據市場規則協同進行交易削減和調整。 第五十六條市場主體對交易結果有異議的，應當在結果發布1個工作日內向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在1個工作日內給予解釋。逾期未提出異議的，電力交易平臺自動確認成交。第三節月度交易第五十七條月度交易的標的物為次月電量（或者月度分時電量），條件具備的地區可組織開展針對年度內剩余月份的月度電量（或者月度分時電量）交易。月度交易可通過雙邊協商或者集中交易的方式開展。第五十八條市場主體經過雙邊協商形成的意向協議，需要在 月度雙邊交易申報截止前，通過電力交易平臺提交至電力交易機 20 構。電力交易機構根據電力調度機構提供的關鍵通道月度可用輸電容量，形成雙邊交易預成交結果。第五十九條采用集中交易方式開展月度交易時，發電企業、售電公司和電力用戶在規定的報價時限內通過電力交易平臺申報報價數據。電力交易機構根據電力調度機構提供的關鍵通道月度可用輸電容量進行市場出清，形成集中交易預成交結果。第六十條月度交易結束后，電力交易機構匯總每類交易的預成交結果，并提交給電力調度機構統一進行安全校核。電力調度機構在2個工作日內返回安全校核結果，由電力交易機構發布。安全校核越限時，由相關電力交易機構根據市場規則協同進行交易削減 和調整。第六十一條市場主體對交易結果有異議的，應當在結果發布1個工作日內向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在1個工作日內給予解釋。逾期未提出異議的，電力交易平臺自動確認成交。第六十二條電力交易機構應當根據經安全校核后的交易結果，對年度交易分月結果和月度交易結果進行匯總，于每月月底前發布匯總后的交易結果。第四節月內（多日）交易第六十三條月內（多日）交易的標的物為月內剩余天數或者 特定天數的電量（或者分時電量）。月內交易主要以集中交易方式開展。根據交易標的物不同，月內交易可定期開市或者連續開市。 21 第六十四條月內集中交易中，發電企業、售電公司和電力用戶在規定的報價時限內通過電力交易平臺申報報價數據。電力交易機構根據電力調度機構提供的關鍵通道月內可用輸電容量進行市場出清，形成集中交易預成交結果。第六十五條電力交易機構將月內集中交易的預成交結果提交給電力調度機構進行安全校核。電力調度機構應當在1個工作日內返回安全校核結果，由電力交易機構發布。市場主體對交易結果有異議的，應當在結果發布1個工作日內向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在1個工作日內給予解釋。第六十六條月內集中交易結束后，電力交易機構應當根據經 安全校核后的交易結果，對分月交易計劃進行調整、更新和發布。第五節偏差電量處理機制第六十七條允許發用雙方在協商一致的前提下，可在合同執行一周前進行動態調整。鼓勵市場主體通過月內（多日）交易實現月度發用電計劃調整，減少合同執行偏差。第六十八條系統月度實際用電需求與月度發電計劃存在偏差時,可通過發電側上下調預掛牌機制進行處理，也可根據各地實際采用偏差電量次月掛牌、合同電量滾動調整等偏差處理機制。第六十九條發電側上下調預掛牌機制采用“報價不報量”方式，具有調節能力的機組均應當參與上下調報價。發電側上下調預掛牌 機制可采用如下組織方式 22 （一）月度交易結束后，發電機組申報上調報價（單位增發電量的售電價格）和下調報價（單位減發電量的購電價格）。允許發電機組在規定的月內截止日期前，修改其上調和下調報價。（二）電力交易機構按照上調報價由低到高排序形成上調機組調用排序列表，按照下調報價由高到低排序形成下調機組調用排序列表。價格相同時按照發電側節能低碳電力調度的優先級進行排序。（三）月度最后七個自然日，根據電力電量平衡預測，各類合同電量的分解執行無法滿足省內供需平衡時，電力調度機構參考上下調機組排序，在滿足電網安全約束的前提下，預先安排機組提供 上調或者下調電量、調整相應機組后續發電計劃，實現供需平衡。機組提供的上調或者下調電量根據電力調度機構的實際調用量進行結算。第七十條偏差電量次月掛牌機制可采用如下組織方式（一）電力調度機構在保證電網安全運行的前提下，根據全網機組運行負荷率確定預掛牌機組負荷率上限和下限，并在月初公布。各機組上調、下調電量的限額按照負荷率上下限對應發電量與機組當月計劃發電量的差額確定。（二）在滿足電網安全約束的前提下，將上月全網實際完成電量與全網計劃發電量的差額，按照各機組上月申報的預掛牌價格 （上調申報增發價格、下調申報補償價格）排序確定機組上調、下調電量，作為月度調整電量累加至機組本月計劃發電量。其中，下 23 調電量按照機組月度集中交易電量、月度雙邊交易電量、年度分月雙邊交易電量、計劃電量的順序扣減相應合同電量。（三）月度發電計劃執行完畢后，發電側首先結算機組上調電量或者下調電量,其余電量按照各類合同電量結算順序以及對應電價結算；用戶側按照當月實際用電量和合同電量加權價結算電費，實際用電量與合同電量的偏差予以考核。第七十一條合同電量滾動調整機制可采用發電側合同電量按月滾動調整，用戶側合同電量月結月清或者按月滾動調整。第七章安全校核第七十二條各類交易應當通過電力調度機構安全校核。涉及 跨區跨省的交易，須提交相關電力調度機構共同進行安全校核，各級電力調度機構均有為各電力交易機構提供電力交易（涉及本電力調度機構調度范圍的）安全校核服務的責任。安全校核的主要內容包括通道輸電能力限制、機組發電能力限制、機組輔助服務限制等內容。第七十三條電力調度機構應當及時向電力交易機構提供或者更新各斷面（設備）、各路徑可用輸電容量，以及交易在不同斷面、路徑上的分布系數，并通過交易平臺發布必開機組組合和發電量需求、影響斷面（設備）限額變化的停電檢修等。電力交易機構以各斷面、各路徑可用輸電容量等為約束，對集 中交易進行出清，并與同期組織的雙邊交易一并提交電力調度機構 24 進行安全校核。第七十四條為保障系統整體的備用和調峰調頻能力，在各類市場化交易開始前，電力調度機構可以根據機組可調出力、檢修天數、系統負荷曲線以及電網約束情況，折算得出各機組的電量上限，對參與市場化交易的機組發電利用小時數提出限制建議，并及時提供關鍵通道可用輸電容量、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息，由電力交易機構予以公布。其中，對于年度交易，應當在年度電力電量預測平衡的基礎上，結合檢修計劃，按照不低于關鍵通道可用輸電容量的80下達交易限額。 對于月度交易，應當在月度電力電量預測平衡的基礎上，結合檢修計劃和發電設備利用率，按照不低于關鍵通道可用輸電容量的90下達交易限額；發電設備利用率應當結合調峰調頻需求制定，并向市場主體公開設備利用率。對于月度內的交易，參考月度交易的限額制定方法，按照不低于關鍵通道可用輸電容量的95下達交易限額。第七十五條安全校核未通過時，由電力交易機構進行交易削減。對于雙邊交易，可按照時間優先、等比例等原則進行削減；對于集中交易，可按照價格優先原則進行削減，價格相同時按照發電側節能低碳電力調度的優先級進行削減。 執行過程中，電力調度機構因電網安全和清潔能源消納原因調整中長期交易計劃后，應當詳細記錄原因并向市場主體說明。 25 第七十六條安全校核應當在規定的期限內完成。安全校核未通過時，電力調度機構需出具書面解釋，由電力交易機構予以公布。第八章合同簽訂與執行第一節合同簽訂第七十七條各市場成員應當根據交易結果或者政府下達的計劃電量，參照合同示范文本簽訂購售電合同，并在規定時間內提交至電力交易機構。購售電合同中應當明確購電方、售電方、輸電方、電量（電力）、電價、執行周期、結算方式、偏差電量計量、違約責任、資金往來信息等內容。第七十八條購售電合同原則上應當采用電子合同簽訂，電力 交易平臺應當滿足國家電子合同有關規定的技術要求，市場成員應當依法使用可靠的電子簽名，電子合同與紙質合同具備同等效力。第七十九條在電力交易平臺提交、確認的雙邊協商交易以及參與集中交易產生的結果，各相關市場成員可將電力交易機構出具的電子交易確認單（視同為電子合同）作為執行依據。第二節優先發電合同第八十條跨區跨省的政府間協議原則上在上一年度的11月底前預測和下達總體電力電量規模和分月計劃，由購售雙方簽訂相應的購售電合同。合同需約定年度電量規模以及分月計劃、送受電曲線或者確定曲線的原則、交易價格等，納入送、受電省優先發電計 劃，并優先安排輸電通道。年度電量規模以及分月計劃可根據實際 26 執行情況，由購售雙方協商調整。第八十一條對于省內優先發電計劃，各地區結合電網安全、供需形勢、電源結構等因素，科學安排本地優先發電電量，不得將上述電量安排在指定時段內集中執行，也不得將上述電量作為調節市場自由競爭的手段。第八十二條各地區確定的省內優先發電電量，原則上在每年年度雙邊交易開始前，對執行政府定價的電量簽訂廠網間年度購售電合同，約定年度電量規模以及分月計劃、交易價格等。年度交易開始前仍未確定優先發電的，可參考歷史情況測算，預留優先發電空間，確保市場交易正常開展。 第八十三條各地區根據非市場用戶年度用電預測情況，扣除各環節優先發電電量后，作為年度基數電量在燃煤（氣）等發電企業中進行分配。第八十四條優先發電電量和基數電量的分月計劃可由合同簽訂主體在月度執行前進行調整和確認，其執行偏差可通過預掛牌上下調機制（或者其他偏差處理機制）處理。第八十五條采用“保量保價”和“保量競價”相結合的方式，推動優先發電參與市場，不斷提高跨區跨省優先發電中“保量競價”的比例，應放盡放，實現優先發電與優先購電規模相匹配。第三節合同執行 第八十六條各省電力交易機構匯總省內市場成員參與的各類交易合同（含優先發電合同、基數電量合同、市場交易合同），形 27 成省內發電企業的月度發電計劃，并依據月內（多日）交易，進行更新和調整。電力調度機構應當根據經安全校核后的月度（含調整后的）發電計劃以及清潔能源消納需求，合理安排電網運行方式和機組開機方式。相關電力交易機構匯總跨區跨省交易合同，形成跨區跨省發電企業的月度發電計劃，并依據月內（多日）交易，進行更新和調整。第八十七條年度合同的執行周期內，次月交易開始前，在購售雙方一致同意且不影響其他市場主體交易合同執行的基礎上，允許通過電力交易平臺調整后續各月的合同分月計劃（合同總量不變），調整后的分月計劃需通過電力調度機構安全校核。 第八十八條電力交易機構定期跟蹤和公布月度（含多日交易調整后的）發電計劃完成進度情況。市場主體對發電計劃完成進度提出異議時，電力調度機構負責出具說明，電力交易機構負責公布相關信息。第八十九條全部合同約定交易曲線的，按照合同約定曲線形成次日發電計劃；部分合同約定交易曲線的，由電力調度機構根據系統運行需要，安排無交易曲線部分的發電曲線，與約定交易曲線的市場化交易合同共同形成次日發電計劃。第九十條電力系統發生緊急情況時，電力調度機構可基于安全優先的原則實施調度，事后向國家能源局派出機構、地方政府電 力管理部門報告事件經過，并向市場主體進行相關信息披露。 28 第九章計量和結算第一節計量第九十一條電網企業應當根據市場運行需要為市場主體安裝符合技術規范的計量裝置；計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變（線）損。電網企業應當在跨區跨省輸電線路兩端安裝符合技術規范的計量裝置，跨區跨省交易均應當明確其結算對應計量點。第九十二條計量周期和抄表時間應當保證最小交易周期的結算需要，保證計量數據準確、完整。第九十三條發電企業、跨區跨省交易送受端計量點應當安裝 相同型號、相同規格、相同精度的主、副電能表各一套，主、副表應當有明確標志，以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為參照，當確認主表故障后，副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。第九十四條多臺發電機組共用計量點且無法拆分，各發電機組需分別結算時，按照每臺機組的實際發電量等比例計算各自上網電量。對于風電、光伏發電企業處于相同運行狀態的不同項目批次共用計量點的機組，可按照額定容量比例計算各自上網電量。處于調試期的機組，如果和其他機組共用計量點，按照機組調試期的發電量等比例拆分共用計量點的上網電量，確定調試期的上 網電量。第九十五條電網企業應當按照電力市場結算要求定期抄錄發 29 電企業（機組）和電力用戶電能計量裝置數據，并將計量數據提交電力交易機構。對計量數據存在疑義時，由具有相應資質的電能計量檢測機構確認并出具報告，由電網企業組織相關市場成員協商解決。第二節結算第九十六條電力交易機構負責向市場成員出具結算依據，市場成員根據相關規則進行電費結算。其中，跨區跨省交易由組織該交易的電力交易機構會同送受端電力交易機構向市場成員出具結算依據。第九十七條電網企業（含地方電網企業和配售電企業）之間 結算的輸配電費用，按照政府價格主管部門核定的輸配電價和實際物理計量電量結算。第九十八條發電企業上網電量電費由電網企業支付；電力用戶向電網企業繳納電費，并由電網企業承擔電力用戶側欠費風險；售電公司按照電力交易機構出具的結算依據與電網企業進行結算。市場主體可自行約定結算方式，未與電網企業簽訂委托代理結算業務的，電網企業不承擔欠費風險。第九十九條電力用戶的基本電價、政府性基金及附加、峰谷分時電價、功率因數調整等按照電壓等級和類別按實收取，上述費用均由電網企業根據國家以及省有關規定進行結算。 第一百條電力交易機構向各市場成員提供的結算依據包括以 30 下內容（一）實際結算電量；（二）各類交易合同（含優先發電合同、基數電量合同、市場交易合同）電量、電價和電費；（三）上下調電量、電價和電費，偏差電量、電價和電費，分攤的結算資金差額或者盈余等信息（采用發電側預掛牌上下調偏差處理機制的地區）；（四）新機組調試電量、電價、電費；（五）接受售電公司委托出具的零售交易結算依據。第一百零一條市場主體因偏差電量引起的電費資金，暫由電 網企業收取和支付，并應當在電費結算依據中單項列示。第一百零二條市場主體的合同電量和偏差電量分開結算。以年度交易和月度交易為主的地區，按月清算、結賬；開展多日交易的地區，按照多日交易規則清算，按月結賬。第一百零三條采用發電側預掛牌上下調偏差處理機制的地區，偏差電量電費結算可采用如下方法（一）批發交易用戶（包括電力用戶、售電公司）偏差電量分為超用電量和少用電量，超用電量支付購電費用，少用電量獲得售電收入。批發交易用戶偏差電量用戶實際網供電量-（各類交易合同購 入電量-各類交易合同售出電量）超用電量的結算價格發電側上調服務電量的加權平均價U1。 31 U1為用戶側超用電量懲罰系數，U1≥1。當月系統未調用上調服務時，以月度集中競價交易最高成交價（或者統一出清價）乘以懲罰系數結算超用電量。少用電量的結算價格發電側下調服務電量的加權平均價U2。U2為用戶側少用電量懲罰系數，U2≤1。當月系統未調用下調服務時，以月度集中競價交易最低成交價（或者統一出清價）乘以懲罰系數結算少用電量。根據超用電量或者少用電量的區間范圍，可設置分段的懲罰系數。當售電公司所有簽約用戶月度實際總用量偏離售電公司月度 交易計劃時，售電公司承擔偏差電量電費。（二）發電企業偏差電量指發電企業因自身原因引起的超發或者少發電量，超發電量獲得售電費用，少發電量支付購電費用。超發電量結算價格發電側下調服務電量的加權平均價K1。K1為發電側超發電量懲罰系數，K1≤1。當月系統未調用下調服務時，以月度集中競價交易最低成交價（或者統一出清價）乘以懲罰系數結算超發電量。少發電量結算價格發電側上調服務電量的加權平均價K2。K2為發電側少發電量懲罰系數，K2≥1。當月系統未調用上調服務時，以月度集中競價交易最高成交價（或者統一出清價）乘以懲罰 系數結算少發電量。 32 根據超發電量或者少發電量的區間范圍，可設置分段的懲罰系數。第一百零四條電力用戶擁有儲能，或者電力用戶參加特定時段的需求側響應，由此產生的偏差電量，由電力用戶自行承擔。第一百零五條擁有配電網運營權的售電公司，與省級電網企業進行電費結算，并按照政府價格主管部門的相關規定，向省級電網企業支付輸電費用。第一百零六條電力調度機構應當對結算周期內發電企業的偏差電量進行記錄，包括偏差原因、起止時間、偏差電量等。在發電企業實際上網電量基礎上，扣除各類合同電量、偏差電量后，視為 發電企業的上下調電量。發電企業的上下調電量，按照其申報價格結算。第一百零七條風電、光伏發電企業的電費結算（一）未核定最低保障收購年利用小時數的地區，按照當月實際上網電量以及政府批復的價格水平或者價格機制進行結算。（二）核定最低保障收購年利用小時數的地區，最低保障收購年利用小時數內的電量按照政府批復的價格水平或者價格機制進行結算。超出最低保障收購年利用小時數的部分應當通過市場交易方式消納和結算。第一百零八條風電、光伏發電量參與市場交易，結算涉及中 央財政補貼時，按照可再生能源電價附加資金管理辦法（財建﹝2020﹞5號）等補貼管理規定執行。 33 第一百零九條非市場用戶月度實際用電量與電網企業月度購電量（含年分月電量，扣除系統網損電量）存在偏差時，由為非市場用戶供電的電網企業代為結算偏差電量費用，由此造成的電網企業購電成本損益單獨記賬，按照當月上網電