7.6月度預掛牌交易

7.6.1交易機制

1. 在省間現貨市場完全建立之前，省間月度交易完成后，各類型機 組可視市場情況開展月度預掛牌交易，原則上于1個工作日內完 成。

2. 月度預掛牌交易開市后，售電方和購電方通過電力交易平臺按需 申報其次月交易電量和價格。

3. 以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。

4. 購、售雙方按照申報價格排序，購電方按照申報價格由高到低排 序，售電方按照申報價格由低到高排序，分別形成優先中標序列。

5. 北京電力交易中心于申報結束后當日，對預掛牌交易申報信息進 行封存，并提交至國調中心用于月內實際調度執行。

6. 國調中心在月度交易執行時，基于預掛牌所形成的優先中標序 列，在滿足安全的基礎上，分別調度相應發電機組。

7. 月度交易結束后，國調中心將預掛牌執行結果反饋至北京電力交易中心進行信息公布。

8. 北京電力交易中心根據實際的調度結果匹配形成標準化的交易 合同，于月后一并結算。

9. 其他交易時序及交易流程同前述交易組織。

7.6.2應急支援交易

1. 當預期出現電力供需不平衡等緊急事項時，由北京電力交易中心 在月度或月內按需組織開展應急支援交易。

2. 應急支援交易首先保障電網安全，其次盡量不影響月度交易結 果，交易組織過程中產生的偏差電量不予考核。主要釆用預掛牌 的方式組織。

3. 應急支援交易必須在確保各級電網安全穩定運行的前提下進行。

4. 應急支援交易組織流程：

(1) 北京電力交易中心發布交易電量需求預測，應急支援交易 開市。在1個工作日內，通過電力交易平臺，售電方申報 售電量和售電價格，購電方申報購電價格。

(2) 以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。

(3) 交易雙方按照申報價格排序，購電方按照申報價格由高到 低排序，售電方按照申報價格由低到高排序，分別形成優 先中標序列。

(4) 北京電力交易中心于申報結束后當曰，對預掛牌交易申報 信息進行封存，并提交至國調中心用于月內實際調度執行。

(5) 國調中心在月度交易執行時，基于預掛牌所形成的優先中 標序列，在滿足安全的基礎上，根據實際發生的緊急情況，分別調度相應發電機組。

(6) 月度交易結束后，國調中心將預掛牌執行結果反饋至北京 電力交易中心進行信息公布。

(7) 北京電力交易中心根據實際的調度結果匹配形成標準化的 交易合約，于月后一并結算。

5. 對于已經形成的應急支援交易，在月內沒有出現電力供需不平衡 等緊急事項時，該合約自動失效。

6. 當緊急情況發生時，未開展應急支援交易或無購、售電方申報， 可由國調中心及其分中心以調度指令的方式按照“先調電、后結 算”的原則安排省間電力電量支援。售電方上網價格為緊急支援 時段本地承擔緊急支援發電任務機組的標桿上網電價，購電方價 格為售電方價格與輸配電價格(含網損)、政府性基金和附加總 和，并以購電方本地燃煤發電機組標桿上網電價的1.2倍為上 限。

7. 其他規定同7. 6.1。

7.6.3新能源發電企業的預掛牌交易

1. 視市場發展情況，由北京電力交易中心組織開展省間新能源的低 谷電量(電力)交易，主要采用預掛牌的方式組織。

2. 在新能源發電企業的省間月度雙邊協商、集中競價交易閉市后當 曰，預掛牌交易開市，交易申報時間原則上為1個工作曰。

3. 交易組織流程：

(1) 新能源發電企業申報其需要消納棄風、棄光電量的交易時 段、交易量(容量)與交易價格。

(2) 其他市場主體對應申報其預期消納新能源的交易量(容量) 與交易價格。

(3) 交易雙方按照申報價格排序，新能源發電企業按照售出價 格由低到高排序，其他市場主體按照購入價格由高到低排 序，分別形成優先中標序列。

(4) 北京電力交易中心于申報結束后當日，對預掛牌交易申報 信息進行封存，并提交至囯調中心用于月內實際調度執行。

(5) 在月內新能源消納困難的時段，國調中心應按照預掛牌的 機組中標序列，在滿足安全的基礎上，以最大化新能源消 納為目標，分別調控相應發電機組。

(6) 北京電力交易中心根據實際的調度結果匹配形成標準化的 交易合約，于月后一并結算。北京電力交易中心于1個工作日內發布預掛牌交易結果。

其他規定同7.6.1。

8. 價格機制

8.1價格機制

1. 省間交易的成交價格主要通過雙邊協商、集中競價和掛牌三種交 易組織方式確定，第三方不得干預。

2. 國家指令性計劃和政府間協議價格應隨著電量計劃和政府定價 的放開釆取市場化定價方式，已建立市場化價格機制的執行現行 價格機制。政府價格部門將積極參與省間電力市場價格機制的評 估完善。

3. 雙邊協商交易價格按照雙方合同約定執行;集中競價交易按照統 一出清價格或根據雙方申報價格確定;掛牌交易價格以掛牌價格 結算。

4. 省間交易中購電省電網企業的購電價格由售電價格、輸電價格和 網損構成，購電省電力用戶和售電公司還需繳納輸配電價。

5. 售電省發電企業和購電省電網企業均可申報價格，實行競價上網 外送。

6. 采用集中競價交易方式時，對購電方報價可實行最高限價和最低 限價，對售電方報價可實行最高限價和最低限價。最低限價和最 高限價標準一般由政府有關部門核定后發布。

7. 省間輸電通道的輸電費按照國家價格主管部門核定標準執行。

8. 省間交易輸電損耗按照國家價格主管部門核定標準執行。

9. 集中競價釆用統一出清方式時，可以根據購方申報曲線與售方申 報曲線交叉點對應的價格確定，或者根據最后一個交易匹配對的成交價格確定;釆用撮合成交方式時，根據各交易匹配對的申報 價格形成成交價格。

8.2基金與附加

1. 電力用戶(含委托電網企業、售電公司代理交易的電力用戶)按 照所在地區政府性基金和附加標準，繳納政府征收的各項基金和 附加，該費用由所在省(市、自治區)電網企業代收。

2. 非水可再生能源參與省間交易的，其享受的可再生能源電價附加 補助資金不受影響。

3. 參與省間交易的兩部制電價市場主體，基本電價按現行標準執 行。

8.3回購、轉讓交易價格

1. 回購交易原則上不再收取輸電費用，轉讓交易應按潮流實際情況 考慮輸電費和網損。轉讓交易原則上應符合“可再生能源優先、 節能環保優先”的原則。

2. 合同電量轉讓交易價格為合同或指標電量的出讓或者買入價格， 不影響出讓方原有合同的價格和結算。

3. 回購、轉讓交易的補償價格按如下規定執行：

(1) 回購交易合同中的補償價格包括：發電環節、輸電環節、 網損變化等各項費用，補償價格和違約金標準按國家有關 規定執行或交易各方協商確定，并在合同中加以明確。

(2) 轉讓交易合同中的補償價格包括：發電環節、輸電環節、網損變化等各項費用，補償價格和違約金標準按國家有關 規定執行或由交易各方協商確定，并在合同中加以明確。

(3) 對輸電方原則上按照合同雙方協商約定執行，補償費用最 高不超過合同約定輸電費。

9. 合同管理

9.1合同類型

1. 按照交易期限，交易合同可以分為多年交易合同、年度交易合同、 季度交易合同、月度交易合同、月內多曰交易合同等。

2. 按合同生成方式，交易合同可以分為集中競價交易合同、雙邊協 商交易合同、政府下達的公益性和調節性發用電計劃(優先發用 電權)合同等。

3. 根據合同用途，交易合同可以分為電能交易合同、回購交易合同、 轉讓交易合同、置換交易合同、委托代理協議等。

9.2合同形式

1. 電網企業與發電企業、發電企業與電力用戶(或售電公司)、電 網企業相互之間的年度及以上省間交易合同釆用合同書形式簽 訂。特殊情況下，月度、月內多日合同可釆用交易單(或電子確 認單)等方式。

2. 條件具備后，所有合同均應通過電力交易平臺簽訂電子合同。

3. 集中競價交易以市場主體交易前簽訂的承諾書和發布的交易結 果為依據，可不再另外簽訂有關合同。

9.3合同內容

9.3.1多年交易合同

1. 多年交易合同依據國家計劃、政府間協議和多年交易組織結果簽 訂。合同內容須參照國家有關部門頒布的相關合同示范文本。

2. 依據多年交易組織結果簽訂的合同，內容包括：交易主體、交易 時間、交易電量、交易電力、交易價格、輸電通道、輸電費用、 交易計量、電量電費結算、不可抗力、爭議解決、調整和違約、 特別約定等。

3. 多年交易年度補充合同簽訂，可根據電力供需形勢變化，每年協 商達成年度交易具體安排，作為多年交易合同的細化和落實。

9.3.2年度交易合同

1. 年度交易合同依據國家計劃、政府間協議和多年交易組織結果簽 訂。合同內容須參照國家有關部門頒布的相關合同示范文本。

2. 依據年度交易組織結果簽訂的，內容包括：交易主體、交易時間、 交易電量、交易電力、交易價格、輸電通道、輸電費用、交易計 量、電量電費結算、不可抗力、爭議解決、調整和違約、特別約 定等。

3. 年度交易合同中，交易電量和交易電力須明確分月安排。

4. 年度合同轉讓交易合同依據交易結果和原合同約定簽訂。出讓方 通過電力交易平臺向北京電力交易中心申報交易標的，合同內容 包括：轉讓交易主體、交易期限、轉讓電力、轉讓電量、交易價格、原轉讓方合同價格、補償價格、交易計量、電量電費結算、 特別約定等內容。

5. 季度交易合同參考年度交易合同執行。

9.3.3月度及短期交易合同

1. 月度、月內多日交易合同依據交易組織結果簽訂。

2. 交易單(或電子確認單)應包括：交易主體、交易時間、交易電 量、交易電力、交易價格、輸電通道、輸電費用、交易計量、特 別約定等。

3. 合同回購交易依據交易結果和原合同約定簽訂。合同簽訂內容包 括：回購交易主體、交易期限、回購電力、回購電量、補償價格、 電量電費結算、特別約定等內容。

4. 月度合同轉讓交易合同依據交易結果和原合同約定簽訂。出讓方 通過電力交易平臺向北京電力交易中心申報交易標的，合同內容 包括：轉讓交易主體、交易期限、轉讓電力、轉讓電量、交易價 格、原轉讓方合同價格、補償價格、交易計量、電量電費結算、 特別約定等內容。

5. 合同置換交易合同依據交易結果和原合同約定簽訂。合同內容包 括：置換交易主體、交易期限、置換電力、置換電量、交易價格、 補償價格、交易計量、電量電費結算、特別約定等內容。

9.3.4委托合同

1. 發電企業委托電網企業代理參加省間電力交易的，雙方須簽訂委托代理協議。合同期內，代理關系不得變更。

2. 委托代理協議內容應包括：發電企業委托電網企業參與交易的機 組范圍和容量、委托期限、委托電量和價格的范圍、交易電量的 分配原則、約束條件、爭議解決、不可抗力、調整和違約、相關 權利和義務等內容。

9.4合同簽訂

1. 多年交易合同、年度交易合同原則上在交易開始執行前完成合同 簽訂，最晚應在參與結算前完成合同簽訂。

2. 未完成簽訂的多年交易合同、年度交易合同，交易機構按照交易 組織結果和相應年度、月度交易計劃執行。

3. 具備電子合同簽訂條件后，應在交易結果確認后，由電力交易平 臺自動生成交易合同，相關市場主體應當在成交信息發布后的3 個工作日內，通過電力交易平臺簽訂電子合同。

4. 多年交易年度補充合同，應隨年度交易合同一并開展簽訂工作。

5. 未完成簽訂的多年交易年度補充合同，交易機構按照多年交易合 同和相應年度、月度交易計劃執行。

6. 月度、月內多曰交易合同在交易結果達成后3個工作曰內完成合 同簽訂。

7. 集中競價交易原則上不再簽訂書面合同，以市場主體參與交易前 簽訂的交易承諾書和發布的交易結果作為執行、結算和違約處理 的依據。

9.5合同調整

1. 交易各方可根據電力供需形勢變化，經協商一致，對交易合同中 未發生的交易電量和分月安排等內容，在合同執行周期內進行調 整。

2. 多年交易合同電量可在年度之間進行調整，多年交易年度補充合 同、年度交易合同及分月安排可在月度之間進行調整。

3. 對交易合同中的交易價格、交易期限等合同要素進行調整時，應 簽訂相關調整變更協議，明確調整內容，經北京電力交易中心合 規性校核和電力調度機構安全校核后執行。

4. 回購、轉讓交易合同作為新交易合同執行。除交易各方特別約定 外，涉及原合同交易主體的相關權利義務視為已履行完畢，涉及 原合同的相關條款自動終止。

9.6合同解除

1. 根據國家法律法規的規定，交易合同需要解除的，按相關規定執 行。

2. 交易各方協商一致，可以解除交易合同。合同解除時，須按照原 交易合同形式，簽訂解除協議。合同解除后，已履行部分不再返 還，尚未履行部分不再履行。

9.7其他

1. 各類交易合同調整、解除應不違反國家法律、強制性法規，不違反市場交易規則，不妨礙第三方利益。

2. 若發生不可抗力，完全或部分地妨礙合同一方履行合同項下的任 何義務，則該方可免除或延遲履行其義務，但法律另有規定的除 外。必要時，可適當修改合同。

10. 安全校核與交易執行 10.1安全校核

1. 電力調度機構嚴格按照調度管轄范圍開展中長期安全校核工作， 對所出具的安全校核意見負責。

2. 省間交易安全校核由國調中心統一牽頭，交易涉及的發、輸、供 各環節有關電力調度機構按照調度管轄范圍分頭開展安全校核， 國調中心匯總各調度部門出具的安全校核意見，提交至北京電力 交易中心。

3. 地區內省間交易(包括陽城、錦界、府谷等點對網交易)安全校 核由國調中心相關調控分中心統一牽頭，省間交易涉及的發、輸、 供各環節，有關電力調度機構按照調度管轄范圍分頭開展安全校 核，相關調控分中心匯總各調度部門出具的安全校核意見，提供 地區交易部。

4. 京津唐電網內中長期安全校核由華北調控分中心統一組織，北 京、天津、冀北調度按照調度管轄范圍分頭開展安全校核，華北 調控分中心匯總形成統一意見，提交至北京電力交易中心。

5. 中長期安全校核按照年度、月度、月內三個周期進行。開展年度 校核的交易時間范圍為次年1月1日至次年12月31日;開展月 度校核的交易時間范圍為次月1日至次月底;開展月內校核的交 易時間范圍為申請曰后第6個工作曰開始至本月底。

(1) 多年、年度交易納入年度校核。對于多年交易，由北京電 力交易中心每年提出次年交易校核申請，國調中心負責開展次年交易校核，逐年提供校核結果。

(2) 季度交易等年內多月交易、月度交易納入月度校核。對于 多月交易，由北京電力交易中心每月提出次月交易校核申 請，國調中心負責開展次月交易校核，逐月提供校核結果。

(3) 跨月多曰交易和月內多曰交易納入月內校核。對于跨月多 曰交易，由北京電力交易中心將本月內交易結果提供至國 調中心開展月內校核，次月及之后各月的交易結果納入月 度校核。

6. 中長期安全校核遵循總量校核原則，針對發電計劃單元、輸電通 道的年度、月度等周期優先發電計劃和各類交易的總電量(總電 力曲線)開展校核，校核內容主要包括調峰能力校核、電網阻塞 校核和最小方式校核。

7. 電力中長期交易、合同調整和合同交易必須經安全校核后方可生 效。原則上年度校核時間不超過7個工作日，月度校核時間不超 過3個工作日，月內校核時間不超過2個工作曰。

8. 為保障系統整體備用和調頻調峰能力，在各類市場交易開始前， 相關電力調度機構可根據機組可調出力、檢修天數、系統凈負荷 曲線以及電網約束情況，折算得到各機組的電量上限，并向相關 電力交易機構提供信息。

9. 國調中心在各類市場交易開始前應按規定及時提供關鍵通道輸 電能力、關鍵設備停電檢修計劃等電網運行相關信息，由北京電 力交易中心在信息披露中予以公布。

10. 安全校核應在規定的期限內完成。相應調度部門需出具安全校核結果，一般為“校核通過”或“校核不通過”，若不通過應說明具體 原因，由北京電力交易中心予以公布。

11. 安全校核未通過時，由北京電力交易中心按照交易組織時序逆序 調減無約束成交結果，直至通過安全校核。安全校核需調減售電 方申報電量時，雙邊協商交易和掛牌交易按照“可再生能源優先、 節能環保優先”的順序逆序調減;集中競價交易按照“價格優先、 可再生能源優先、節能環保優先”的順序逆序調減;優先級相同 時，按照“時間優先”的順序逆序調減;當以上條件均相同時，按 照申報電量等比例調減，直至通過安全校核。

12. 對于在雙邊協商交易中約定交易電力曲線的，相應調度部門在安 全校核時，在前述基礎之上，按照“電力曲線優先’’的順序逆序調 減，直至通過安全校核。

13. 電力系統發生緊急情況時，相應調度部門可基于安全優先的原則 實施調度，并在事后向國家能源局派出機構和相關政府電力管理 部門書面報告事件經過。緊急情況導致的經濟損失，有明確責任 主體的，由相關責任主體承擔經濟責任。

10.2交易計劃編制

1. 交易計劃包括年度交易計劃、月(季)度交易計劃。根據省間優 先發電計劃(或月度分解)、省間電力直接交易、省間外送交易、 合同交易等結果形成。

2. 交易計劃應包括交易曲線(電力及電量)、交易類型、交易時間、 交易通道、計量關口等要素。電力調度機構應當合理安排電網運行方式并保障執行。

3. 市場主體對月度交易計劃執行提出異議時，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。

10.3交易計劃調整

1. 北京電力交易中心可根據電力市場實際情況，對交易計劃進行調 整。相關市場主體于每月最后一周前向北京電力交易中心提出計 劃調整申請，北京電力交易中心組織交易各方協商一致后，下達 交易計劃調整單，作為交易調整、電量結算的依據。

2. 交易計劃調整時，原則上先調整非國家計劃和政府間協議交易， 后調整國家計劃和政府間協議交易;同類交易需要調整時，按照 “價格優先、可再生能源優先、節能環保優先”的原則，逆序調減 電量，之后形成交易計劃;開展預掛牌交易的地區，優先根據預 掛牌交易調整交易計劃，之后根據調整應急支援交易調整交易計 劃。

3. 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，并在事后向國家能源局派出機構和相關政府電力管理 部門書面報告事件經過并備案。同時，向北京電力交易中心提供 相關信息，作為開展交易結算的依據。

4. 緊急情況導致的經濟損失，有明確責任主體的，由相關責任主體 承擔經濟責任。

5. 交易計劃調整時應做好記錄，并按照有關要求向國家能源局派出 機構和相關政府電力管理部門書面報告事件經過并備案。

6. 月度總發電計劃形成與執行：

(1) 調度部門按照調度管轄范圍，根據交易各方協商一致的年 度合同按月分解電量計劃和各類月度交易成交結果，編制 發電企業的月度總發電計劃。

(2) 調度部門負責根據月度總發電計劃，合理安排電網運行方 式和機組開機方式。

(3) 調度部門應制定發電調度規則，包括發電計劃分解、編制 及調整等相關內容，經國家能源局派出機構和相關政府電 力管理部門同意后執行。

(4) 發電企業對月度總發電計劃執行偏差提出異議時，相應調 度部門應出具說明，北京電力交易中心公布相關信息。

(5) 電力系統發生緊急情況時，調度部門按照安全優先的原則 實施調度，事后應及時披露事故情況及計劃調整原因;影 響較大的，應及時向國家能源局派出機構和相關政府電力 管理部門報告。

10.4交易執行優先級 10.4.1交易周期執行優先級

I級：多年交易，包括多年交易合同、多年交易年度補充合同、 多年交易轉讓/回購交易合同。

II級：年度交易，包括年度交易合同、年度交易轉讓/回購交易 合同。

III級：月度(含季度)交易，包括月度交易合同、月度交易轉讓/回購交易合同。

IV級：月內多日交易，包括月內多日交易合同及其他。

10.4.2交易品種執行優先級

1. 省間優先發電合同交易優先保障完成。

2. 除優先發電合同交易外，同一交易周期內的可再生能源交易優先 于其他省間交易。

3. 其他交易品種優先級相同。

10.4.3交易計劃調減原則

1. 一般按交易執行優先級順序逆序調減。

2. 對于交易組織方式相同的，遵循“價格優先、可再生能源優先、 節能環保優先’’原則，按順序逆序調減。

3. 以上原則都相同的交易，則按申報電量等比例調減。

10.4.4交易計劃恢復原則

一般按交易執行優先級順序恢復。對于交易組織方式相同的，按 合同簽訂時間先后順序恢復;時間相同的，按申報電量等比例恢復。

11. 計量與結算

11.1計量點設置

1. 發電企業上網電量計量點一般設在產權分界點，并由發電企業、 電網企業在相關合同中進行約定。

2. 輸電電量計量點原則上應按輸電價格核準文件中有關規定設置 或與購電電量計量點保持一致。

3. 電能結算關口計量點應由電網企業與相關主體在有關交易合同 中明確約定，若發生變更，交易各方應以書面方式進行確認。

11.2計量裝置

1. 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。

2. 所有的上網點及聯絡線關口必須安裝計量裝置;其中省間輸電線 路兩側均應安裝計量裝置。

3. 電能計量裝置應安裝在盡量靠近電能量計量點的位置。

4. 各市場主體必須保證本側計量裝置的精確度達到規則和國家、行 業的要求，并能接入相應的電能量釆集系統。

5. 計量裝置需定期進行檢定和校驗，對于未經檢驗或超過檢驗周期 未檢定的計量裝置，不得使用。

6. 安裝主、副表計的，應將主表和副表應安裝在同一計量點，主副 兩套計量表計一經確認，不得改變。