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全国首个跨区跨省月度电力交易规则印发 并非京津冀!
2017-06-12 08:12:19  作者:  来源:南方电网公司  
  •   6月7日,广州电力交易中心正式印发《南方区域跨区跨省月度电力交易规则(试行)》(以下简称《规则》),这是全国首个跨区跨省月度电力交易规则。《规则》的实施,有利于进一步落实《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)及其配套文件有关要求,加快推进南方区域电力市场建设,科学、合理组织云南等西部省区富余水电消纳工作,在更大的范围内实现资源优化配置。

  6月7日,广州电力交易中心正式印发《南方区域跨区跨省月度电力交易规则(试行)》(以下简称《规则》),这是全国首个跨区跨省月度电力交易规则。《规则》的实施,有利于进一步落实《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)及其配套文件有关要求,加快推进南方区域电力市场建设,科学、合理组织云南等西部省区富余水电消纳工作,在更大的范围内实现资源优化配置。

  据广州电力交易中心有关负责人介绍,《规则》明确了南方区域跨区跨省的市场交易主体范围,设计了协议交易、发电合同转让交易、集中竞价交易以及挂牌交易四个交易品种和交易规则,规范了交易组织、安全校核以及交易计量、结算等工作流程和要求。

  《规则》明确了各类跨区跨省月度交易品种及组织次序:月度协议计划,每月组织1次;月度发电合同转让,每月组织1次;月度集中竞价,根据富余电能消纳、余缺调剂需要按月组织;月度富余电能增量挂牌,根据富余电能消纳、余缺调剂需要按月组织或月内临时组织。

  《规则》有利于跨区跨省清洁能源消纳

  据了解,我国能源供给资源和消费需求逆向分布的特点,决定了在较大范围内进行能源资源优化配置的必要性。历经十余年的建设发展,南方电网目前已形成“八交九直”、覆盖南方五省区的西电东送主干网架,坚强高效的区域电力资源优化配置平台已然成型。

  长期以来,南方区域内东西部电力供需矛盾,水火电源结构矛盾突出,云南等西部地区汛期水电消纳压力较大。以区域电力市场建设为抓手,深入推进电力市场化改革,是真正实现能源资源优化配置的必然选择。

  南方电网科学研究院能源经济研究所副所长陈政认为,《规则》的颁布是南方区域电力市场建设的标志性事件。该规则首次对南方五省区内跨区跨省协议交易、电力直接交易、发电合同转让交易等进行了全面规范,涵盖了月度发电合同转让、月度集中竞价、月度富余电能增量挂牌等多种跨省区市场化交易品种,制定了安全校核、交易执行、计量结算、偏差处理等各环节实施规定,为跨省区电力市场交易的顺利开展提供了制度保障。该规则也是全国首个立足于区域电网实际、交易品类丰富的跨省区月度电力交易规则,其颁布实施对于推进区域电力市场建设,促进清洁能源消纳、实现能源资源优化配置,具有重要示范意义。

  南方电网持续加大电力市场化交易力度

  据悉,《规则》在5月19日已经获得国家发展改革委员会、国家能源局批复。国家发展改革委员会、国家能源局在批复函中指出,在落实国家“西电东送”战略基础上,应按照市场化原则积极落实国家重点水电跨区跨省消纳方案,引导市场竞价,促进公平竞争,力争尽快实现全部市场化电量价格由发用电双方通过自主协商、集中竞价方式确定。

  新一轮电力体制改革启动实施以来,南方电网公司拥护改革、投身改革,主动作为、完善机制,相继成立了广州电力交易中心及其市场管理委员会,以及贵州、广东、广西、云南电力交易中心,持续加大电力市场化交易力度,积极释放改革红利,今年1-5月份,西电东送电力交易电量为616.4亿千瓦时,各省内市场化交易电量为915.3亿千瓦时,以实际行动落实中央关于降低电价、支持实体经济发展的要求,努力降低社会用电成本。

  南方区域跨区跨省月度电力交易规则(试行)

  第一章 总则

  [目的和依据]为贯彻落实《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)及其配套文件有关要求,推进南方区域电力市场建设,有序开展跨区跨省月度电力交易工作,在更大的范围内实现资源优化配置,特制定本规则。

  [适用范围] 本规则适用于南方五省(区)内(简称南方区域)跨区跨省协议交易、电力直接交易、发电合同转让交易等,以及南方五省区与区域外的各类型电力交易。

  [成员分类]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。

  第二章 术语定义

  [售电主体]南方区域内并网运行并在广州电力交易中心或各省(区)电力交易中心注册的点对网送电电厂、具备市场化交易资格电厂以及各省(区)电网公司。

  [购电主体]

  1.第一类购电主体:南方电网公司以及南方区域内在广州电力交易中心完成注册的省(区)电网公司;

  2.第二类购电主体:在广州电力交易中心或所在省(区)电力交易中心注册的广东、广西、云南、贵州、海南省(区)电力用户及售电公司。

  [发电合同出让主体]南方区域内售出电厂年度合同电量的电厂。

  [发电合同受让主体]南方区域内购入其它电厂年度合同电量的电厂。

  [输电主体]南方区域内已取得输电业务许可证的电网企业,主要为中国南方电网有限责任公司超高压输电公司(下面简称超高压公司)、各省(区)电网公司。

  [月度协议计划]为落实国家指令性计划、地方政府间框架协议,根据交易各方签订的跨省(区)年度购售电合同确定的月度送受电计划。

  [月度市场化交易]为促进西部省区富余电能消纳,开展东西部地区余缺调剂,实现南方区域内资源优化配置,组织东西部市场主体在月度协议计划外开展的电力交易。根据参与交易市场主体不同,可分为月度发电合同转让、月度集中竞价、月度富余电能增量挂牌三类交易品种。

  [申报价格及申报电量]

  1.售电主体申报电价:发电企业上网关口计量点处的绝对价格,包含环保加价;

  2.购电主体申报电价:第一类购电主体申报电价为交易关口的购电绝对价格,第二类购电主体在本地输配电价未核定发布之前,申报电价暂用相对目录电价的价差,输配电价核定发布之后,应尽快按照国家要求将申报电价转换为交易关口购电绝对价格;

  3.申报电价及电量规范要求:各市场主体申报电量的最小单位为0.1万千瓦时,申报电价的最小单位为0.001元/千瓦时。

  [调度机构]指对所辖电网运行进行组织、指挥、指导和协调的电力调度机构。本规定涉及的调度机构包括南网总调及各中调、相关地调。

  [调度计划]指由调度机构根据市场交易计划并结合电网供需形势、设备检修安排、电网安全约束等因素编制的发用电调度运行计划。

  [市场运营机构]指负责南方区域跨区跨省电力交易和调度运行管理的职能机构,主要包括广州电力交易中心、南网总调及各相关中调。

  [富余水电]流域来水超过预期或多年平均时,在本省区火电机组已安排最小方式、已按计划执行跨区跨省月度协议计划和市场化交易的前提下,水电发电量在完成月度预测分解计划后仍存在弃水,需要跨省区消纳的水电电量即为富余水电电量。富余水电电量由相关调度机构负责测算。

  第三章 市场交易品种、周期和方式

  [交易组织次序]各类跨区跨省月度交易品种及组织次序依次为:

  1.月度协议计划,每月组织1次;

  2.月度发电合同转让,每月组织1次;

  3.月度集中竞价,根据富余电能消纳、余缺调剂需要按月组织;

  4.月度富余电能增量挂牌,根据富余电能消纳、余缺调剂需要按月组织或月内临时组织。

  [交易计划调整次序]当实际供需发生变化或电网出现阻塞,需对跨区跨省各类交易计划进行调整时,调整次序与交易组织次序相反。

  第四章 价格机制

  [跨区跨省输电价]

  跨区跨省输电价由送端省(区)电网500kV输电价、超高压输电价两部分组成。其中点对网送电电厂跨区跨省输电价执行超高压输电价。

  各省(区)电网公司、超高压公司输电价格按照国家批复或核定的价格执行。

  [线损电价] 线损电价依据国家或地方政府有关部门核定线损率折算。

  第五章 月度协议计划

  [市场主体]

  1.售电主体:已签订西电东送年度购售电合同的点对网送电电厂和省(区)电网公司。

  2.购电主体:已签订西电东送年度购售电合同的省(区)电网公司。

  [交易方式] 双边协商方式

  [交易关口] 省(区)电网公司的交易关口为电网公司与超高压公司的计量关口。点对网送电电厂的交易关口为电厂上网计量关口。

  [交易申报]购电、售电主体自行进行双边协商,并在广州电力交易平台上填报已协商一致的次月分旬送受电计划建议值,该建议值与年度购售电合同分月计划电量偏差原则上不超过10%。

  [交易计划编制下达]广州电力交易中心根据南网总调提供的省间通道能力和购电、售电主体填报的次月计划建议值编制次月分旬协议计划,并在17日前正式下发次月分旬协议计划。

  [交易价格]点对网送电电厂上网价格和输电主体输电价格执行国家批复价格,或按照国家制定的动态价格调整机制(发改价格〔2015〕962号)形成价格。各省(区)电网公司按西电东送框架协议约定价格及超高压输电价(含线损电价)确定落地、外送结算电价。

  [双边协商未达成的处理原则]若购电、售电主体在双边协商过程中没有达成一致意见,或未按时在广州电力交易中心交易平台上填报次月分旬送受电计划建议,则广州电力交易中心可统筹考虑年度购售电合同分月计划、年度计划执行情况、电网通道能力和供需平衡情况编制次月分旬协议计划并发给各相关市场主体。

  [协议计划的省内分配] 各省(区)电网公司及电力交易中心负责按照本省(区)市场交易规则或政府制定的分配规则,将协议计划电量分配到发电企业,明确协议电量的执行主体。

  第六章 月度发电合同转让

  [市场主体]

  1.发电合同出让主体:在广州电力交易中心或广东、广西、海南电力交易中心注册的接入110kV及以上电压等级的火电、核电发电企业。

  2.发电合同受让主体:在广州电力交易中心或广西、云南、贵州省(区)电力交易中心注册的具备市场化交易资格水电发电企业。

  [交易关口]发电合同交易关口为出让合同发电企业所在省(区)电网公司与超高压公司的计量关口。

  [发布交易通知] 广州电力交易中心每月在交易平台发布次月发电合同转让公告,发布交易规模、省间富余通道能力、预期富余水电电量、电厂发电能力约束等相关信息。其中,省间富余通道能力、预期富余水电电量规模、电厂发电能力约束等信息由南网总调在交易开始前提供。

  [交易申报]

  1.发电合同出让主体在交易平台上自行申报次月拟出让电量、合同电价、出让电价。出让电价指出让方支付给受让方的补偿价格;

  2.发电合同受让主体在交易平台上自行申报次月拟受让电量、代发电价;

  3.出让电价、代发电价均应大于等于零;

  4.出让电量必须是出让方已签订生效的各类型年度合同电量,包括优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等;

  5.出让电量、受让电量均为交易关口处电量,且应满足电厂发电能力约束;

  6.发电合同出让主体、受让主体均申报发电上网侧绝对电价。

  7、发电合同出让主体、受让主体协商一致的发电合同转让双边意向协议首先申报,双方申报电量、出让电价、代发电价应保持一致,在满足富余通道能力时优先成交,不参与交易撮合。双边意向申报总量超出富余通道能力时按时间优先,等比例原则进行削减。

  [交易撮合]广州电力交易中心按以下方式进行交易撮合、出清:

  1.出让方按照申报的出让电价排序,价高者优先,形成出让方电量-电价曲线。价格相同时,按照节能发电调度原则,按煤耗高的机组优先于煤耗低的机组排序;

  2.将受让方申报代发电价折算至交易关口处,按照折算代发电价排序,价低者优先,形成受让方电量-电价曲线;

  折算代发电价=申报代发电价+跨区跨省输电价+线损电价。

  受让方为点对网送电电厂时,线损电价计算方式:

  线损电价=申报代发电价×核定线损率/(1-核定线损率)。

  受让方为其他类型电厂时,线损电价计算方式:

  线损电价=(申报代发电价+省(区)500kV输电价)×核定线损率/(1-核定线损率)。

  3.按照出让方、受让方的电量-电价曲线,计算价差。

  价差为负值时不能成交。

  价差为正值或零时,按照价差大者优先成交。

  价差相同时,出让方机组能耗高者优先成交;出让方机组能耗相同的,按申报电量比例分配;若受让方申报电量大于出让方申报电量,受让方按申报电量比例成交。

  4.受让主体的成交电量=交易关口处成交电量/(1-核定线损率)。

  [成交价格]出让、受让主体的成交价格采用统一价格出清,受让主体成交电价需要折算至受让主体发电上网侧。

  1.出让电价:最末成交匹配对中,出让申报价和折算代发电价的平均值。

  2.代发电价=出让电价-跨区跨省输电价-线损电价。

  其中,线损电价=(出让电价-超高压输电价)×核定线损率。

  [编制有约束交易计划]广州电力交易中心依据省间剩余通道能力、电厂发电能力等信息,校验并调整成交结果编制有约束交易计划。

  第七章 月度集中竞价

  [交易规模]交易规模上限为全部富余电能份额。

  [市场主体]

  1.售电主体:在广州电力交易中心或广西、云南、贵州、海南省(区)电力交易中心注册的具备市场化交易资格水电、火电、核电发电企业;

  2.购电主体:在广州电力交易中心或各省(区)电力交易中心注册的电力用户及售电公司。

  [交易关口]电量交易关口为购电主体所在省(区)电网公司与超高压公司的计量关口。

  [市场准入]当水电发电企业存在弃水风险且供应能力能够满足交易规模时,火电、核电不参与月度集中竞价。当水电无供应能力且购电主体仍有购电需求时,火电、核电可参与月度集中竞价。

  [发布交易通知]广州电力交易中心每月在交易平台发布次月富余电能增量集中竞价公告,发布交易规模、省间富余通道能力、预期富余水电电量、电厂发电能力约束等相关信息。其中,省间富余通道能力、预期富余水电电量、电厂发电能力约束等信息由南网总调在交易开始前提供。
 

  [交易申报]

  1.购售电主体均在交易平台上自行申报,发电企业申报电量和电价,电力用户及售电公司申报电量和价差,以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。购售电主体均申报交易关口处电量;

  2.电力用户和售电公司申报价差为与目录电价中电量电价的价差,电价下浮为负,电价上浮为正;

  3.售电方申报发电上网侧电价折算到购电方所在省区后,落地价格与购电方所在省区燃煤机组标杆上网电价(含环保电价)之间的差值作为申报价差。

  折算申报价差=申报电价+跨区跨省输电价+线损电价-购电方所在省区燃煤机组标杆上网电价(含环保电价);

  售电方为点对网送电电厂时,线损电价计算方式:

  线损电价=申报电价×核定线损率/(1-核定线损率);

  售电方为其他类型电厂时,线损电价计算方式:

  线损电价=[申报电价+省(区)500kV输电价]×核定线损率/(1-核定线损率)。

  4.交易电量、电价差可按照三段式申报,售电方各段累计不超过可参与月度集中竞争交易的申报电量上限。

  [交易撮合]

  根据购、售电方电量-价差曲线,计算购、售电方价差,按价差从大到小的顺序成交,价差为负不成交。价差相同时按申报电量比例确定中标电量;

  售电方成交电量=交易关口处成交电量/(1-核定线损率)。

  [成交价格]采用统一价差出清。

  1.以购、售方电量-价差曲线交叉点价格确定市场统一出清价差。曲线无交叉点时,根据满足交易规模的最末成交购、售电方价差平均值确定市场统一出清价差;

  2.售电方成交价=市场统一出清价差+购电方所在省区燃煤机组标杆上网电价(含环保电价)-跨区跨省输电价-线损电价;

  其中,线损电价=[市场统一出清价差+购电方所在省区燃煤机组标杆上网电价(含环保电价)-超高压输电价]×核定线损率;

  3.购电方成交价=市场统一出清价差+目录电价。

  [编制有约束交易计划]广州电力交易中心依据省间剩余通道能力、电厂发电能力等信息,校验并调整成交结果编制有约束交易计划。

  第八章 月度富余电能增量挂牌

  [交易规模]交易规模上限为富余水电消纳需求或余缺调剂需求。

  [市场主体]

  1.售电主体:在广州电力交易中心或广西、云南、贵州省(区)电力交易中心注册的具备市场化交易资格水电、火电、核电发电企业;

  2.购电主体:广东、广西、海南电网公司。

  [交易关口]电量交易关口为购电主体与超高压公司的计量关口。

  [市场准入] 当水电发电企业存在弃水风险且供应能力能够满足交易规模时,火电、核电不参与月度富余电能增量挂牌。当水电供应能力不足且购电主体仍有购电需求时,火电、核电可参与月度富余电能增量挂牌。

  [发布交易通知]广州电力交易中心提前不少于3个工作日与总调沟通确定交易规模、省间富余通道能力、预期富余水电电量、电厂发电能力约束等相关信息,在交易平台发布富余电能增量挂牌公告。其中,省间富余通道能力、预期富余水电电量、电厂发电能力约束等信息由南网总调在交易开始前提供。

  [交易申报]

  1.购电方在交易平台上申报交易关口处挂牌电量并提出购电峰谷曲线;

  2.购电方挂牌价以月度集中竞价的购电方成交价为基准值,参考购电峰谷曲线执行要求确定。月度集中竞价交易未达成时,以购、售电方省(区)内市场的最近一次月度交易价格(折算至交易关口)的算术平均值为挂牌电价基准值;

  3.将购电方挂牌价、挂牌电量折算成售电主体所在省区的发电上网侧挂牌价、挂牌电量。

  发电上网侧挂牌价=购电方申报挂牌价-跨区跨省输电价-(购电方申报挂牌价-超高压输电价)×核定线损率;

  发电上网侧挂牌电量=购电方申报挂牌电量/(1-核定线损率);

  4.各售电主体在广州电力交易平台自愿申报摘牌电量。电厂申报摘牌电量应满足电厂发电能力约束,摘牌峰谷曲线原则上应与购电峰谷曲线相同。

  [交易出清]当电厂摘牌电量大于挂牌电量时,电厂按摘牌电量比例分配挂牌电量;当电厂摘牌电量小于或等于挂牌电量时,电厂全部电量成交。按照以上原则形成无约束交易出清结果;

  购电主体成交电量=发电上网侧成交电量×(1-核定线损率)。

  [成交价格]售电主体成交价为发电上网侧挂牌价。

  [编制有约束交易计划]广州电力交易中心依据省间剩余通道能力、电厂发电能力等信息,校验并调整成交结果编制有约束交易计划。

  [其他] 购电省(区)电网公司挂牌价与西电东送框架协议落地价之间的差价形成的差额电费应补偿购电省(区)受影响的电厂,具体补偿规则由购电省(区)电力主管部门另行制定。

  第九章 安全校核

  [安全约束条件]每一轮交易组织结束后,广州电力交易中心依据南网总调提供的省间通道能力、电厂发电能力约束等信息评估省间剩余通道能力、电厂剩余发电能力等信息,评估结果作为下一轮交易组织的约束条件。

  [安全校核]当月所有交易品种组织完成后,广州电力交易中心汇总各交易品种成交结果,提交给南网总调进行安全校核;南网总调组织相关调度机构在6个工作日内反馈安全校核结果和调控建议。广州电力交易中心若需要调整交易结果时,则按第十七条的交易调整顺序进行调整,形成最终成交结果。

  第十章 交易执行

  [调度计划编制及执行]南网总调及相关中调根据广州电力交易中心下达的各类月度交易计划、电网供需情况和电网安全运行约束条件,编制跨区跨省送受电调度计划和省内电厂发电调度计划并执行,在满足电网安全的前提下保障交易计划执行偏差在规定范围内。

  [调度计划调整记录] 因实际供需发生较大变化或发生输电阻塞导致交易难以全额执行,南网总调应及时通报广州电力交易中心调整月度交易计划或临时组织月度交易,在此之前南网总调可根据需要调整调度计划,同时做好记录。

  [日前调度计划偏差]调度机构在编制日前调度计划时,应记录调度计划曲线内外电量偏差原因。

  [实时调度计划偏差]调度机构在实时调度中,因为电网事故、机组跳闸、负荷预测偏差等原因而调整日调度计划,应做好记录,包括调整原因、调整电力和时间。

  [应急处置]当系统发生紧急事故时,南网总调及相关调度机构应按安全第一的原则处理事故,无需考虑经济性。由此带来的成本由相关责任主体承担,责任主体不明的由市场主体共同分担。当面临严重供不应求情况时,南方区域省级政府指定的部门可依照相关规定和程序暂停市场交易,组织实施有序用电方案。当出现重大自然灾害、突发事件时,南方区域省级政府指定的部门、国家能源局南方监管局可依照相关规定和程序暂停市场交易,临时实施发用电计划管理。当交易规则不适应电力市场交易需要,交易系统发生重大故障导致交易长时间无法进行,以及电力市场交易发生恶意串通操纵行为并严重影响交易结果等情况时,国家能源局南方监管局可依照相关规定和程序暂停市场交易。

  [交易计划执行偏差]南网总调及相关中调负责按月统计汇总交易计划执行偏差原因、偏差电量,提交广州电力交易中心及各省(区)电力交易中心,作为市场主体履约考核依据。

  第十一章 计量和结算

  [电量计量]

  1.参加交易的发电厂上网关口计量点原则上设在电厂与所属省(区)电网公司产权分界点,并在电厂与电网购售电合同中明确。省(区)电网公司与超高压公司之间的关口计量点由南方电网公司根据电网实际情况确定。

  2.参加交易的发电厂实际上网电量以及省(区)电网公司与超高压公司之间的关口电量按关口计量点的计量电量进行统计。所有的计量装置按规定管理和定期校验。

  [跨区跨省交易电量分割及确认]

  1.广州电力交易中心负责跨区跨省交易电量的分割和确认工作,并向相关市场主体出具交易结算依据;

  2.各省(区)电网公司、执行国家指令性计划的点对网送电电厂的跨区跨省交易电量分割原则为:按照月度市场化交易电量优先、月度协议计划电量次之的顺序分割及确认。

  [省(区)内市场主体的交易电量分割及确认]各省(区)电力交易中心负责本地市场主体的交易电量的分割和确认工作,具体分割办法由各省电力交易中心负责制订,报各省(区)政府电力主管部门批准后执行。

  [交易结算模式]跨区跨省电能交易的结算方式沿用现有省间交易结算模式执行。各省(区)内购售电主体的结算方式沿用所在省(区)内交易结算模式执行。

  [广州电力交易中心结算]广州电力交易中心向相关省(区)电力交易中心、各市场主体以及相关省(区)电网公司、超高压公司出具月度协议计划以及各类型跨区跨省月度市场化交易计划的电费结算凭据。

  [各省(区)电网公司结算]各省(区)电网公司及电力交易中心根据广州电力交易中心出具的电费结算凭据,对本省(区)内各市场主体出具汇总各类交易执行情况的电费结算单。

  [超高压公司结算]超高压公司按照月度富余电能增量挂牌、月度集中竞价、月度发电合同转让、月度协议计划的优先次序依次与相关省(区)电网公司和点对网送电电厂进行结算。

  [发电合同转让结算] 为保障发电合同转让履约支付,由发电合同出让、受让方所在省(区)电网公司作为代发电费和跨区跨省输电费的转移支付主体,负责支付超高压输电公司输电费及出让、受让电厂应得电费。

  第十二章 信息披露

  [信息披露要求]广州电力交易中心负责组织定期向各市场主体公开和披露交易成交结果、交易计划执行情况、偏差电量责任认定等重要信息。

  [信息披露方式]在确保安全的基础上,电力市场信息主要通过技术支持系统、电力交易机构门户网站进行披露。

  [信息披露监管] 国家能源局南方监管局、地方政府电力管理部门对市场信息披露情况进行监管。

  第十三章 偏差电量处理

  [偏差电量处理]

  1.广州电力交易中心负责将跨区跨省送受电执行偏差分解为月度协议计划偏差和市场偏差。其中月度协议计划偏差应根据相关省(区)电网公司、执行国家指令性计划的点对网送电电厂的购售电合同进行结转或偏差结算。市场偏差由相关省(区)电力交易中心负责依据电力调度机构出具的计划执行偏差说明分解到跨区跨省市场主体范围内的责任电厂或电力用户、售电公司,并提交广州电力交易中心审核确认。其中责任电厂偏差电量由送受电各方依据国家发改委、国家能源局印发的《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)中合同偏差电量结算有关原则协商确定结算方式。未达成市场交易或暂未认定责任方的执行偏差视为无意向交易电量,待协商明确责任方再按上述原则予以结算。

  2. 发电企业、电力用户、售电公司的省区内发用电量履约偏差,由各省(区)交易中心统一按照本省(区)市场规则处理并实施考核及奖惩;

  3.交易双方对偏差电量统计或违约电量存在争议的,可提交国家有关部委及其派出机构进行协调或裁决。

  [违约免责]以下情况之一的,相关交易方可免于承担相应的违约责任:

  1.遭受不可抗力事件;

  2.因电网事故处理导致合同电量执行偏差;

  3.国家调整西电东送相关政策或计划等;

  4.政府框架协议约定的其它情况。

  第十四章 交易费用收取

  [交易费用收取方式]广州电力交易中心负责另行制定收费办法,明确收费项目及收费标准。收费办法由市场管理委员会审议,报政府主管部门后并组织实施。

  第十五章 附则

  本规则自发布之日起施行。

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