关于征求《甘肃省电力中长期交易规则（暂行）》（征求意见稿）意见建议的函近日发布，一起来看全文：
甘肃省电力中长期交易规则（暂行）（征求意见稿）
第一章总则
第一条略
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
（5-15条略）
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，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。
（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.自备电厂转让总电量不得超出其年度自发自用发电计划总电量，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自用电量，减发部分向电网购买，视为用网电量参与直接交易。
无论选择以上哪种交易，如自备电厂自发自用电量不能满足用电需求，在自发自用电量以外还有用网电量的，则该部分用网电量可以参加直接交易。
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。
（23-28条略）
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，但需符合售电地区电网安全运行的要求。
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。合同电
量转让交易可在同集团内部优先开展，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、风能等可再生能源发电权转让的交易。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。
随着交易规模逐步放大，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甘肃电力交易平台，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输配电价暂按电网购销差价不变的方式执行，在国家输配电价核定以后，按照国家核定的输配电价执行，如核定后仍有未覆盖的电压等级电力用户，可采取电网购销差价不变的方式。相关政府性基金与附加按国家有关规定执行。
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。
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。
第二节交易时序安排
第四十八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。
第四十九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。
第五十一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。
第五十二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。
第五十三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
第五十四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。
第五十五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
第五十六条每年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。
第五十七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。
第五十八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。
第五十九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。
第六十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 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
第六十一条每年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。
第六十二条年度集中竞价（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。
第六十三条年度集中竞价（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。
第六十四条报价结束后，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。
第六十五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 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
第六十六条每月中旬，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。
第六十七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。
第六十八条每月中旬，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。
第六十九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
第七十二条每月下旬，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。
第七十三条月度集中竞价（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。
第七十四条每月下旬，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。
第七十五条月度集中竞价（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。
第七十七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
第七十八条跨省跨区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。
第七十九条跨省跨区交易可分为年度、月度、周、日前和短时支援交易。月度、周、日前、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，调度机构负责日前、短时支援交易。
第八十条电力交易机构先按照各发电企业的申报电价排序，由低到高依次累加相应的申报电量，价格相同的情况下按照等比例方式分配。
第八十一条所有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，由省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，交易中心按照各市场主体的节能低碳调度系数进行分配。计算公式为：
计算中标电量=外送总需求电量×(机组容量×容量系数×脱硫系数×脱硝系数×除尘系数×超低排放系数×空冷系数×资源综合利用系数)/Σ(机组容量×容量系数×脱硫系数×脱硝系数×除尘系数×超低排放系数×空冷系数×资源综合利用系数)。
当各发电企业计算的中标电量大于其申报电量时，申报电量为无约束成交电量，总电量减去成交电量后的剩余电量进行再次分配，直至完成;当各发电企业计算的中标电量小于或等于申报电量时，计算中标电量即为无约束成交电量。
（二）节能低碳调度系数设置的目的是鼓励和提高大容量、环保机组的中标电量比例，促进节能减排。节能低碳调度系数的规定如下：
1.容量系数：20 万级及以下机组容量系数为1.0，30 万级机组容量系数为1.1，60 万级机组容量系数为1.25。(外送支持机组容量系数=容量系数×1.1;视外送方向不同，外送支持机组另行确定)。
2.脱硫系数=1.1。
3.脱硝系数=1.1。
4.除尘系数=1.1。
5.空冷系数：非空冷机组系数为1，空冷机组系数为1.1。
6.资源综合利用系数：正常燃煤机组系数为1，燃烧低热值煤机组系数1.1。
7.新投产发电机组，脱硫、脱硝设施正常投运的，当年按100%计算系数，一年以后根据上年脱硫、脱硝设施实际投运率确定系数。
8.超低排放系数：未进行超低排放改造的机组系数为1,超低排放改造完成且获得环保认证的机组系数为1.1。
（三）发电企业应在交易前向电力交易机构申报上年脱硫、脱硝、除尘、超低排放设施投运率，并提供由地方环保部门出具的有关文件，经电力交易机构认定后作为计算依据。
第八十二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
第八十三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。
第八十四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。
第八十五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 个工作日前或当月底提前5 个工作日开展。
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。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。
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
第八十七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。
第八十八条自备电厂与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。
第八十九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。
第九十一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
第九十二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。
第九十三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。
第九十四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，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。
第九十五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。
第九十六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。
第九十七条电力调度机构仅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，不对单笔合同或计划出具校核意见
第九十八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。
第九十九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新能源消纳、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省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。
第一百零一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。
第一百零二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。
第一百零三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。
第一百零四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
第一百零五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。
第一百零六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，避免造成系统整体合同偏差过大，有效降低自身损失。集中竞价、挂牌方式下，难以约定违约条款时，偏差电量考核仅执行相关规则规定。
第一百零七条合同电量转让、合同电量调整、互保联保执行本规则中有关规定。
第一百零八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
第一百零九条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，具备条件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。未具备条件时，暂按等比例滚动调整方式进行合同电量偏差处理。
第一百零一十条合同电量等比例滚动调整是指以同类型机组总合同执行率基本相当为目标，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安排。
第一百一十一条发电侧预挂牌月平衡偏差处理方式是指月度交易结束后（如果不需要开展月度交易，可以直接开展预挂牌），通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序（按照增发价格由低到高排序）和下调机组调用排序（按照补偿价格由低到高排序）。每月最后7 日，电力调度机构根据各机组整体合同完成率，判断当月基本电力供需形势。当电力供需形势紧张时（月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时），基于预挂牌确定的机组排序，满足电网安全约束的前提下，优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组按合同电量安排发电计划；当电力需求不足时（月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时），优先安排补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。
（一）参与预挂牌发电机组为省内公用火电机组。
（二）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。
第一百一十二条预挂牌组织程序
（一）调度机构应当结合当月用电实际情况及次月用电需求预测，在预挂牌交易开展前5 个工作日内向交易机构提供输电通道、安全要求、民生供热等一种或多种约束条件。
（二）交易机构在月度交易结束后（如果不需要开展月度交易，可以直接开展预挂牌），将调度机构提供的约束条件公示，组织发电企业申报上下调价格，形成本月上下调价格序列并公布，发电企业必须提供上下调价格。为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价设置上下限，报甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门后实施。
（三）调度机构将发电企业按照并网点通道的阻塞程度划分成两个（若干个）不同区域，每个区域内根据发电机组事先申报的上下调价格进行排序，在考虑电网安全约束和申报机组最大可调发电量情况下，基于同一个发电区域内价格优先的次序原则进行调用，直至满足电网实际需求。
（四）调度机构应结合当月电力需求和发电企业的整体合同完成率情况，当月度系统实际用电需求和月度系统总合同电量出现偏差时，在满足电网安全约束及有利于新能源多发的前提下，于当月最后7 日，确定调用机组的发电区域，基于预挂牌确定的该区域内机组排序，优先安排增发价格较低的机组增发电量或补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。如挂牌价格相同，则按照节能低碳调度系数及等比例原则调用。
第一百一十三条月度上下调电量当月有效、当月执行，不跨月滚动。上调电量不占用机组优先发电和市场化交易合同，下调电量按照机组月度集中竞价交易电量、月度双边交易电量、年度集中竞价交易电量、年度双边交易分月电量、优先发电分月计划的顺序依次扣减，市场化部分按照先省内后跨省扣减。
第一百一十四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
本章略
第十章计量和结算
第一节计量
第一百二十三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。
第一百二十四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。
第一百二十五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。
第一百二十六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
第一百二十七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。
第一百二十八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。
第一百二十九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
第一百三十条用户侧合同电量月结月清。
第一百三十一条发电侧电量偏差按逐月滚动、年（季）度清算方式进行。
（一）若实际发电量小于用电侧合同电量（跨省跨区交易为购电侧需求电量）总和，按照优先发电分月计划、年度双边交易分月电量、年度集中竞价分月电量、月度双边交易电量、月度集中竞价交易电量的顺序结算各类型合同电量。发电量不足部分按照机组月度集中竞价交易电量、月度双边交易电量、年度集中竞价分月电量、年度双边交易分月电量、优先发电分月计划的顺序依次扣减，各机组按等合同电量比例扣减，市场化部分按照先省内后跨省的部分扣减。次月或年内其他后续月份滚动调整月度合同电量计划，补足滚动部分，并按照原有合同的价格结算。
（二）若实际发电量大于用电侧合同电量（跨省跨区交易为购电侧需求电量）总和，按照优先发电分月计划、年度双边交易分月电量、月度双边交易电量、月度集中竞价交易电量的顺序结算各类型合同电量。发电量超出部分当月按照批复价格结算，用于次月或年内其他后续月份滚动调整月度合同电量计划；按批复价格结算的滚动部分电量按照次月或年内其他后续月份的合同价格清算。
第一百三十二条建立年度电量平衡清算机制。
年度电量平衡清算机制是指为平衡发电企业之间合同电量完成率偏差，由合同电量完成率大于平均合同电量完成率的发电企业向合同电量完成率小于平均合同电量完成率的发电企业支付电量平衡清算费用。
（一）每年上半年由交易机构组织发电企业分发电类别（火电、水电、风电、光电）进行年度平衡清算电量报价，形成分类别年度电量平衡清算价格。
电量平衡清算价格=Σ各电厂年度平衡清算价格÷电厂数量
（二）电量平衡计算
计算各电厂合同完成率Pi 和全部电厂平均合同完成率P
N 为全部电厂数量
Fi 为第i 个电厂年度合同实际完成电量（因自身原因导致的少发电量应一并计入）
H i 为第i 个电厂年度合同总电量
（三）依据年度电量平衡清算结果以及年度电量平衡清算价格，由多发电量的发电企业向少发电量的发电企业支付电量平衡清算费用。
电量平衡清算费用=多发电量或少发电量（上网电量）×电量平衡清算价格
为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价设置上下限，报甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门后实施。
第四节预挂牌月平衡方式下电量结算
第一百三十三条建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。甘肃电力市场以年度交易和月度交易为主，按月清算、结账。
第一百三十四条发电侧偏差电量结算
（一）根据可再生能源次月整体最大发电能力预测值，安排其他类型电源的月度发电计划，并按照有关规定和实施细则对可再生能源进行结算。
（二）其他机组实际上网电量小于其月度优先发电时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量；提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，补偿电量不大于月度优先发电合同电量加市场合同电量减实际上网电量。3%以内的减发电量免于补偿；提供上调服务对应的增发电量不予补偿；因自身原因导致的少发电量按本月上调电量补偿单价支付偏差考核费用（若本月上调电量为0，则按本月预挂牌上调服务最高价的10%支付偏差考核费用）。
上调电量补偿单价=发电侧上调电量总补偿费用/上调总电量
发电侧上调电量总补偿费用由所有机组上调电量的补偿价格和机组上调中标电量的乘积累加得到。
（三）其他机组实际上网电量大于其月度优先发电但小于月度优先发电与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电电量，按其所签订的市场合同加权平均价结算剩余电量；提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，补偿电量不大于月度优先发电合同电量加市场合同电量减实际上网电量；提供上调服务对应的增发电量不予补偿；3%以内的减发电量免于补偿；因自身原因导致的少发电量按本月上调电量补偿单价支付偏差考核费用（若本月上调电量为0，则按本月预挂牌上调服务最高价的10%支付偏差考核费用），3%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。
（四）其他机组实际上网电量大于其月度优先发电与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电电量，按合同价格结算各类市场合同电量；提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿；补偿电量不大于实际上网电量减月度优先发电合同电量减市场合同电量；提供下调服务对应的减发电量不予补偿。因自身原因导致的超发电量按当月全网预挂牌最低上调价格的50%结算。
机组提供上调服务（或下调服务）导致的增发电量（或减发电量），均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。
（五）全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按当月全网预挂牌最低上调价格的50%结算；因自身原因导致的少发电量按本月上调电量补偿单价的90%支付偏差考核费用（若本月上调电量为0，则按本月预挂牌上调服务最高价的5%支付偏差考核费用）；提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿；提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿。
（六）发电机组自身原因导致的少发或超发包括但不限于：发电设备故障、发电厂环保原因、不服从调度命令、偏离功率曲线等情况。
（七）因下列原因造成发电侧合同电量偏差超出3%范围的属于免考核：
1.为保证电网安全，调度机构下令要求发电机组减发或超发的；
2.当电网出现通道阻塞时，为保障新能源消纳，调度机构下令要求发电机组进行减发或超发的。
第一百三十五条用户侧偏差电量结算
（一）市场电力用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权平均价结算总合同电量，超用电量按上调服务的加权平均价（系统未调用上调服务时，按月度预挂牌上调服务最高价）加输配电价加政府性基金及附加结算。
市场电力用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权平均价结算实际用电量。3%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，3%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用（系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用）。
下调电量补偿单价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量
发电侧下调电量总补偿费用由所有机组下调电量的补偿价格和机组下调电量的乘积累加得到。
（二）非市场电力用户（含优先购电电力用户，下同）按实际用电量和目录电价结算。
（三）非市场电力用户的总用电量大于优先发电时，3%以内的超用电量免于支付偏差考核费用；3%以外的超用电量按月度预挂牌上调服务最高价的10%支付偏差考核费用。
非市场电力用户的总用电量小于优先发电电量时，3%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，3%以上的少用电量按下调电量补偿单价支付偏差考核费用（系统未调用下调服务时，按月度预挂牌下调服务最高成交价的10%支付偏差考核费用）。
非市场电力用户用电偏差导致的偏差考核费用由电网企业承担，电网企业可以通过对非统调电厂、地方电网造成的偏差进行计量，按责任分摊部分偏差考核费用。
（四）对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价（系统未调用上调服务时，按月度预挂牌上调服务最高价）加输配电价加政府性基金及附加结算。；每日各时段的累计少用电量，3%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，3%以上的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用（系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用）。
第一百三十六条电力用户偏差考核费用、发电企业偏差考核费用，以及上调服务所增加的电网企业结算费用，统一用于支付下调机组的补偿费用，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重返还或分摊。
上调服务所增加的电网结算正收益=（优先发电电量加权平均价—机组上调服务加权平均价）×（非市场电力用户当月实际用电量—可再生能源当月实际完成的优先发电电量—其他类型电源当月计划合同电量）优先发电加权平均价=（可再生能源政府批复电价（不含补贴）×可再生能源当月实际完成的优先发电电量+其他类型电源政府批复电价×其他类型电源当月计划合同电量）/（可再生能源当月实际完成的优先发电电量+其他类型电源当月计划合同电量）
以上用电量均按上年网损率折算到发电侧。
第一百三十七条市场电力用户和售电企业的电费构成包括：电量电费、偏差考核费用、输配电费、政府性基金与附加等。发电企业的电费构成包括：电量电费、下调服务补偿费、偏差考核费用、平均分摊的结算差额或盈余资金、并网运行考核费用和辅助服务补偿费用。
第一百三十八条对于电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由电网企业承担相关偏差考核费用；对于不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由所有市场主体共同分摊相关费用。
第十一章信息披露
第一百三十九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。
第一百四十条电力交易机构应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。电力调度机构应对获悉的上述信息保密。
第一百四十一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，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。
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。
第一百四十二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;私有新息具有保密性，未经甘肃能源监管办批准，各市场主体和电力交易机构、电力调度机构不得向其他市场主体透漏私有信息。
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。
第一百四十三条电力交易机构、电力调度机构应按规定使用私有信息。
第一百四十四条发生公开信息、私有信息超范围泄露事件，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市场主体做出相关处理，处理决定的公布范围由甘肃能源监管办和有关部门协商确定。
第一百四十五条市场成员信息报送与披露
交易机构应披露的信息有：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有：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”考核执行情况等。
电网企业应提供的信息有：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有：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有：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有：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。
第一百四十六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。
第一百四十七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。
第一百四十八条甘肃能源监管办和甘肃省级电力管理部门、价格管理部门对信息提供和披露实施监管。
第十二章附则
第一百四十九条本规则由甘肃能源监管办负责解释。
第一百五十条本规则自发布之日起施行。
