甘肃省正式印发电力中长期交易规则（试行）

第八条电力用户的权利和义务：

（一）按照规则参与电力市场化交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供市场化交易所必须的电力电量需求、典型负荷曲线及相关生产信息；

（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按时支付购电费、输配电费、政府性基金及附加等；

（三）依法依规披露和提供信息，获得市场化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）按电力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）依法依规履行清洁能源消纳责任；

（七）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；

（八）法律法规规定的其他权利和义务。

第九条售电公司的权利和义务：

（一）按照规则参与电力市场化交易，签订和履行市场化交易合同，按时完成电费结算；

（二）依法依规披露和提供信息，在政府指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报；

（三）按照规则向电力交易机构、电力调度机构提供签约零售用户的交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息，获得市场化交易、输配电服务和签约市场主体的基础信息等相关信息，承担用户信息保密义务；

（四）依法依规履行清洁能源消纳责任；

（五）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；

（六）拥有配电网运营权的售电公司承担配电区域内电费收取和结算业务；

（七）法律法规规定的其他权利和义务。

第十条电网企业的权利和义务：

（一）保障电网及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，提供报装、计量、抄表、收费等各类供电服务；

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

（四）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息，向电力交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；

（五）收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等，按时完成电费结算；

（六）按照政府定价或政府相关规定向优先购电用户以及其他不参与市场化交易的电力用户（以下统称“非市场用户”）提供供电服务，签订供用电合同；

（七）预测非市场用户的电力、电量需求等；

（八）依法依规履行清洁能源消纳责任；

（九）法律法规规定的其他权利和义务。

第十一条电力交易机构的权利和义务：

（一）参与拟定相应电力交易规则；

（二）提供各类市场主体的注册服务；

（三）按照规则组织电力市场交易，并负责交易合同的汇总管理；

（四）提供电力交易结算依据及相关服务，按规定收取交易服务费；

（五）建设、运营和维护电力市场化交易技术支持系统（以下简称“电力交易平台”）；

（六）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和发布信息，提供信息发布平台，为市场主体信息发布提供便利，获得市场成员提供的支撑市场化交易及服务需求的数据等；

（七）配合甘肃能源监管办和省级政府电力管理部门对市场规则进行分析评估，提出修改建议；

（八）监测和分析市场运行情况，依法依规干预市场，预防市场风险，并于事后及时向甘肃能源监管办和政府相关部门报告；

（九）对市场主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为进行报告并配合调查；

（十）法律法规规定的其他权利和义务。

第十二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，保障电力系统安全稳定运行；

（三）向电力交易机构提供安全约束边界和必开机组组合、必开机组发电量需求、影响限额的停电检修、关键通道可用输电容量等数据，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），保障电力市场正常运行；

（五）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供电网运行的相关信息，提供支撑市场化交易及市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；

（六）法律法规规定的其他权利和义务。

第二节 准入与退出

第十三条市场主体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。内部核算的市场主体经法人单位授权，可参与相应电力交易。

第十四条市场准入基本条件：

（一）发电企业

1.依法取得发电项目核准或备案文件，依法取得或者豁免电力业务许可证（发电类），达到能效、环保要求;

2.并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法依规设立的政府性基金及附加以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴，取得电力业务许可证（发电类），达到能效、环保要求，可作为市场主体参与市场化交易；

3.分布式发电企业符合分布式发电市场化交易试点规则要求。

（二）电力用户

1.符合电网接入规范、满足电网安全技术要求，与电网企业签订正式供用电协议（合同）；

2.经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策；

3.拥有燃煤自备电厂的用户应当按国家规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴；

4.具备相应的计量能力或替代技术手段，满足市场计量和结算的要求。

（三）售电公司准入条件按照国家对售电公司准入与退出有关规定执行。拥有配电网运营权的售电公司应当取得电力业务许可证（供电类）。

第十五条参加批发交易的市场主体及参加零售交易的电力用户均实行市场注册。其中，参加零售交易的电力用户的注册手续和程序可以适当简化。

第十六条自愿参与市场交易（含批发、零售交易）的电力用户原则上全部电量进入市场，且不得同时参加批发交易和零售交易，所有参加市场化交易的电力用户均不再执行目录电价；其中，参加零售交易的用户，在一个合同周期内只能与一家售电公司签订购售电合同。

参加市场化交易的电力用户，允许在合同期满的下一个年度，按照准入条件选择参加批发或者零售交易。

第十七条 已经选择市场化交易的发电企业和电力用户，原则上不得自行退出市场。有下列情形之一的，可办理正常退市手续：

（一）市场主体宣告破产，不再发电或用电；

（二）因国家政策、电力市场规则发生重大调整，导致原有市场主体非自身原因无法继续参加市场的情况；

（三）因电网网架调整，导致发电企业、电力用户的发用电物理属性无法满足所在地区的市场准入条件。

上述市场主体，在办理正常退市手续后，执行国家相关的发用电政策。售电公司退出条件按照国家和甘肃省有关售电公司准入与退出管理规定执行。

第十八条对于滥用市场操纵力、不良交易行为等违反电力市场秩序的行为，可进行市场内部曝光；对于严重违反交易规则的行为，可依据《电力监管条例》等有关规定处理。

第十九条退出市场的市场主体需妥善处理其全部合同义务。无正当理由退市的市场主体，原则上原法人及其法人代表三年内均不得再选择市场化交易。

第二十条无正当理由退市的电力用户，由为其提供输配电服务的电网企业承担保底供电责任，用电价格按照政府核定的目录电价的1.2-2倍执行。

第二十一条完成市场注册且已开展交易的电力用户，合同期满后未签订新的交易合同但发生实际用电时，不再按政府目录电价结算。其中，参加批发交易的用户按规则进行偏差结算，参加零售交易的用户按保底价格进行结算。

完成市场注册但未开展交易的电力用户，可探索公开招标确定售电公司提供零售服务等市场价格形成机制，也可执行政府目录电价。

第三章 市场注册、变更与注销

第二十二条市场注册业务包括注册、信息变更、市场注销及零售用户与售电公司业务关系确定等。

第二十三条市场主体参与电力市场化交易，应当符合准入条件，在电力交易机构办理市场注册，按照有关规定履行承诺、公示、注册、备案等相关手续。市场主体应当保证注册提交材料的真实性、完整性。

第二十四条企事业单位、机关团体等办理注册手续时应当关联用电户号等实际用电信息，并提供必要的单位名称、法人代表、联系方式等。

参与批发交易的市场主体，应当办理数字安全证书或采取同等安全等级的身份认证手段。

第二十五条 办理售电增项业务的发电企业，应当分别以发电企业和售电公司的市场主体类别进行注册。

第二十六条当国家政策调整或交易规则发生重大变化时，电力交易机构可组织已注册市场主体重新办理注册手续。

第二十七条市场主体注册信息发生变更时，应当及时向电力交易机构提出变更申请。市场主体类别、法人、业务范围、公司主要股东等有重大变化的，市场主体应当再次予以承诺、公示。公示期满无异议的，电力交易机构向社会发布。

第二十八条电力用户或售电公司关联的用户发生并户、销户、过户、改名或者用电类别、电压等级等信息发生变化时，市场主体应当在电网企业办理变更的同时，在电力交易机构办理注册信息变更手续。业务手续办理期间，电网企业需向电力交易机构提供分段计量数据。电力交易机构完成注册信息变更后，对其进行交易结算，提供结算依据。

第二十九条退出市场的市场主体，应当及时向电力交易机构提出注销申请，按照要求进行公示，履行或处理完成交易合同有关事项后予以注销。

第三十条发电企业、电力用户、增量配电网企业在电力交易机构办理注册手续；售电公司按照“一地注册、全国共享”原则，可在异地办理注册手续后与电力交易机构共享注册信息，并按照甘肃省的准入条件和市场规则参与交易。

电力交易机构根据市场主体注册情况向甘肃能源监管办、省级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电力交易机构网站向社会公布。

第四章 交易品种和交易方式

第三十一条 电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易、发电权交易、合同转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。

中长期电能量交易从类型上分为电力直接交易、跨区跨省交易(指跨越发电调度控制区)、合同电量转让交易、自备电厂发电权转让交易等电能量交易。

鼓励双边协商交易约定电力交易曲线，发电企业根据校核后的合同电力交易曲线，参加现货市场的报价和出清。随着发用电计划的逐步放开，结合甘肃电力现货市场建设的深入，逐步推进发用双方约定电力交易曲线。

第三十二条根据交易标的物执行周期不同，中长期电能量交易包括年度（多年）电量交易（以某个或多个年度的电量作为交易标的物，并分解到月）、月度电量交易（以某个月度的电量作为交易标的物）、月内（多日）电量交易（以月内剩余天数的电量或特定天数的电量作为交易标的物）等针对不同交割周期的电量交易。

第三十三条电能量交易包括集中交易和双边协商交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。

集中竞价交易指设置交易报价提交截止时间，电力交易平台汇总市场主体提交的交易申报信息，按市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果。

滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或售电信息，电力交易平台按时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。

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。

第三十四条以双边协商和滚动撮合形式开展的电力中长期交易鼓励连续开市，以集中竞价交易形式开展的电力中长期交易应当实现定期开市。双边合同在双边交易截止时间前均可提交或修改。

第三十五条合同电量转让交易主要包括优先发电合同（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）、直接交易合同、跨区跨省交易合同等转让交易。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。发电侧将合同电量转让给新能源企业的，要满足甘肃省新能源发电的约束条件及安全校核原则，必要时可组织新能源与常规电源打捆受让。

第三十六条自备电厂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符合市场准入条件的太阳能、风能等新能源转让发电权的交易，根据新能源的实际运行需要，必要时可以组织与常规电源打捆受让。

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（含与常规电源打捆），或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。

第三十七条同一市场主体可根据自身电力生产或消费需要，购入或售出电能量。购入或售出电能量应符合市场准入相关规定。

为降低市场操纵风险，发电企业在单笔电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的净值（指多次售出、购入相互抵消后的净售电量）。电力用户和售电公司在单笔电力交易中的售电量不得超过其购入电能量的净值（指多次购入、售出相互抵消后的净购电量）。

除电网安全约束外，不得限制发电企业在自身发电能力范围内的交易电量申报；发电权交易应当遵循购售双方的意愿，原则上鼓励清洁、高效机组替代低效机组发电。

第三十八条在优先安排优先发电合同输电容量的前提下，鼓励发电企业、电力用户、售电公司利用剩余输电容量直接进行跨区跨省交易。

跨区跨省交易可以在区域交易平台开展，也可以在相关省交易平台开展；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机组，纳入受电地区电力电量平衡，根据受电地区发电计划放开情况参与受电地区电力市场化。

第三十九条结合现货市场建设进度，适时探索建立容量补偿机制。

第五章 价格机制

第四十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，当优先发电电量超过优先用电电量时，可将优先发电计划分为“保量保价”和“保量竞价”两部分，其中保量竞价部分通过市场化方式形成价格。

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，不断提高跨区跨省优先发电中“保量竞价”的比例，应放尽放，实现优先发电与优先购电规模相匹配。

电能量市场化交易（含省内和跨区跨省）价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。

第四十一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。

第四十二条跨区跨省输电价格按照价格主管部门有关规定执行。

第四十三条 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。

集中竞价交易可采用边际出清或者高低匹配等价格形成机制；滚动撮合交易可采用滚动报价、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。

第四十四条跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独收取；未明确的，暂按该输电通道前三年输电损耗的平均值计算，报国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，也可由市场主体协商确定承担方式。

第四十五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，以及跨区跨省合同回购不收取输电费和网损。

第四十六条自备电厂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。按照市场主体自愿协商的原则确定交易价格。

第四十七条市场用户的电能量交易价格不包含辅助服务价格，辅助服务价格执行辅助服务市场相关规则。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。随着市场交易逐步放开，适时探索辅助服务费用由电力用户与发电企业共同承担的机制。

第四十八条除国家有明确规定的情况外，双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵以及恶性竞争，可对报价或者出清价格设置上、下限。价格上、下限原则上由相应电力市场管理委员会提出，经甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门审定，应当避免政府不当干预。

第六章 交易组织

第一节 总则

第四十九条省级电力管理部门应当在每年11月底之前确定并下达次年跨区跨省优先发电计划、省内优先发计划和基数电量。按照年度（多年）、月度、月内（多日）的顺序开展电力交易。

第五十条市场主体通过年度（多年）交易、月度交易和月内（多日）等交易满足发用电需求，促进供需平衡。

第五十一条对于定期开市和连续开市的交易，交易公告应当提前至少1个工作日发布；对不定期开市的交易，应当提前至少5个工作日发布。交易公告发布内容应当包括：

（一）交易标的（含电力、电量和交易周期）、申报起止时间；

（二）交易出清方式；

（三）价格形成机制；

（四）关键输电通道可用输电容量情况。

第五十二条交易的限定条件必须事前在交易公告中明确，原则上在申报组织及出清过程中不得临时增加限定条件，确有必要的应当公开说明原因。

第五十三条电力交易机构基于电力调度机构提供的安全约束条件开展电力交易出清。

第五十四条对于签订市场化交易合同的机组，分配基数电量时原则上不再进行容量剔除。

第五十五条电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易，在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。各承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时，应当向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。

第二节 电量规模确定

第五十六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。清洁能源优先发电规模，根据来水、风光资源及省内消纳能力，由电力调度机构测算，报省级电力管理部门后确定，清洁能源实际电量超出年度优先发电规模的，纳入市场化交易。

第五十七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，计厂用电后折算出发电企业上网交易电量总规模。