甘肃省发布电力中长期交易规则（暂行） 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

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。