廣西壯族自治區工業和信息化委員會關于印發2018年廣西電力市場交易實施方案和實施細則的通知

 

各市工業和信息化委，廣西電力交易中心，各有關電網企業、發電企業、電力用戶、售電公司：

經自治區人民政府同意，現將《2018年廣西電力市場交易實施方案》和《2018年廣西電力市場交易實施細則》印發給你們，請遵照執行。

 

廣西壯族自治區工業和信息化委員會

2017年12月28日

 

 

附件1

 

2018年廣西電力市場交易實施方案

 

為貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及其配套文件精神，根據《國家發展改革委 國家能源局關于同意廣西壯族自治區開展電力體制改革綜合試點的復函》（發改經體〔2016〕1096號）要求，結合我區實際，制定本方案。

一、執行原則

（一）符合國家產業政策和行業準入條件；

（二）采用國際國內行業先進或領先的生產工藝與裝備，能耗及污染物排放指標達到國內行業先進水平；

（三）具備法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任。

 

二、執行內容

（一）交易規模。

2018年開展年度、月度市場交易，市場交易電量規模達到當年全區全社會用電量的20%以上，即330億千瓦時左右，視市場情況調整，適時組織水電、光伏、風電等參與市場交易。其中，年度長期協議交易（以下簡稱“年度長協交易”）規模約280億千瓦時，月度交易規模根據市場情況及年度交易剩余電量靈活安排。符合準入條件的市場主體交易規模如下：

 

1.發電企業。

（1）為確保電網運行安全，避免惡意競爭，維持電力市場健康發展，在保持電力交易有序的基礎上，適度引入競爭。

（2）年度長協交易規模中255億千瓦時電量按以下原則確定：火電機組總交易規模200億千瓦時，核電機組交易規模55億千瓦時。各火電企業交易電量上限= 本企業符合參與市場交易機組裝機容量/準入火電機組總裝機容量×火電機組總交易規模（200億千瓦時）。核電交易電量上限 =55億千瓦時。上述兩部分電量優先成交。

（3）年度長協交易規模中25億千瓦時電量按以下原則確定：各發電企業交易電量上限= k×本企業符合參與市場交易機組裝機容量/準入總裝機容量×25億千瓦時，k=1.5（按年度長協競爭系數為1.04換算）。按提交時間先后順序優先成交。

（4）當成交電量達到280億千瓦時年度長協交易結束。年度長協未滿足發電需求或用戶仍有用電需求的，可參與月度及其他交易。

2.電力用戶。

2018年年度長協交易電量原則上不超過2016年11月1日-2017年10月31日實際外購電量（以電網企業統計電量為準）。如用戶有新增電量需求可參與其他交易。

 

3.售電公司。

參與交易的售電公司可代理電力用戶向發電企業購電。為培育售電市場，暫定單個售電公司年度長協交易電量不超過12億千瓦時。參與月度集中競價時，申報的競爭電量不得超過當月競爭電量總規模的20%。

 

（二）交易方式。

2018年主要以年度和月度為周期開展電力直接交易、合同電量轉讓交易及增量、專場等其他交易，可根據市場需要按照年度以上、季度或者月度以下周期適時開展。市場交易主要采用雙邊協商、掛牌、集中競價等方式開展。

1.年度長協交易。

采用雙邊協商及雙邊掛牌兩種方式適時開展，發電企業、電力用戶（售電公司）自主選擇參與。

（1）雙邊協商方式。

發電企業與電力用戶（售電公司）自主雙邊協商交易價格、交易電量，達成交易意向。

售電公司與所代理的電力用戶自主協商簽訂售電協議（合同）后，再與發電企業達成交易意向。

（2）雙邊掛牌方式。

發電企業、電力用戶（售電公司）采用雙邊掛牌方式，在廣西電力市場交易系統（以下簡稱“交易系統”）申報掛牌電量、價格，可滾動調整，形成標的；發電企業、電力用戶（售電公司）相互摘牌，即時成交。

廣西電力交易中心（以下簡稱“交易中心”）匯總年度長協交易成交意向（含雙邊協商與雙邊掛牌交易意向），交易意向通過廣西電網電力調度控制中心（以下簡稱“調度中心”）安全校核后，發電企業、電力用戶（售電公司）與電網企業簽訂市場交易三方合同。涉及跨電網交易的，發電企業、電力用戶（售電公司）與主電網、地方電網企業簽訂市場交易多方合同。

2.月度交易。

采用雙邊協商及集中競價、掛牌等方式開展，根據實際情況選擇交易方式。

（1）合同電量轉讓交易。

交易中心根據市場主體需求，可組織發電側、用戶側合同電量轉讓交易，根據實際情況選擇采用雙邊協商或掛牌方式開展。

合同電量轉讓交易主要按月組織，根據市場需求也可按多月組織，交易標的原則上為年度長協交易電量。機組保安全等電量不得轉讓，且受讓電量不得再次轉讓。發電側合同電量轉讓交易應符合節能減排原則，原則上只允許煤耗高的機組轉讓給煤耗低的機組，火電機組轉讓給清潔能源機組，清潔能源機組之間可互相轉讓。

（2）月度雙邊協商交易。

交易中心根據市場主體需求，可組織月度雙邊協商交易。原則上新投產以及存量用戶的新增電量可參與月度雙邊協商交易。

（3）月度集中競價交易。

月度集中競價交易按月組織，采用集中競價方式開展。

發電企業，電力用戶（售電公司）均通過交易系統申報交易電量、交易價格，電力用戶（售電公司）申報交易價格大于等于發電企業申報交易價格方可參與撮合計算。以申報截至前最后一次的有效申報作為最終申報。月度集中競價交易主要采用統一邊際價格法出清。除按價格優先出清外，交易中心可根據節能減排、電網安全約束等電力市場實際情況設置發、用電側的出清優先順序。

 

（三）交易價格。

按照輸配電價相關要求執行。電力用戶購電價=市場交易成交價+電網企業輸配電價（含線損）+政府性基金及附加。

發電企業的交易電量上網電價由電力用戶（售電公司）與發電企業通過協商、市場競價等方式自主確定。不同供電電壓等級的電力用戶，其輸配電價（含線損）和基本電價按自治區價格主管部門核定的價格執行。

售電公司按照市場價格與其代理的電力用戶、購電的發電企業開展市場交易，交易價格自主商定，實行自主經營、自擔風險、自負盈虧。

 

（四）交易結算。

1.發電企業與電力用戶（售電公司）采用解耦的方式進行結算，按交易周期進行清算。發電企業、電力用戶（售電公司）分別以各自當月計劃電量為參考進行結算。

2.月度結算時，電力用戶（售電公司）先結算年度長協月度分解電量，再結算月度競價電量及其他交易電量；發電企業先結算月度競價電量，再結算年度長協月度分解電量及其他交易電量。

3.發電企業市場交易電量原則上按月結算，按交易周期清算，實行預結算制度。當月上網電量超出當月市場計劃電量的部分，按照與電力用戶（售電公司）簽訂的年度長協加權平均成交電價進行預結算，直到結清年度長協全部合同電量。月度預結算電量可用于其他交易品種電量結算。月度結算優先切割市場電量。

4.若發電企業市場交易年度長協月度分解電量未完成，差額電量納入次月滾動調整；若月度競價交易計劃電量未完成，原則上差額電量不納入次月發電計劃。

5.若發電企業已完成其全部市場電量，其當月上網電量超出市場計劃電量的部分，按已成交最近一次月度統一出清形成的市場價格結算。

6.由于豐枯季節性變化或發電企業自身原因等因素導致電力用戶、售電企業申報的年度交易月度分解電量未能通過安全校核或交易未能按計劃實施，電力用戶、售電企業該部分申報的電量納入次月發電計劃。

7.電力用戶（售電公司）實際用電量低于計劃電量的按照實際電量結算，電力用戶當月市場計劃電量以外的偏差電量按照月度集中競價交易成交電力用戶（售電公司）的最高申報價結算。偏差電量需進行考核。

8.售電公司月度交易結算及考核規則與單個電力用戶一致。電網企業分別與發電企業、售電公司及其代理的電力用戶結算。售電公司所代理的電力用戶維持現有的結算方式不變。

9.地方電網企業每月按“一縣一結”方式進行結算，主電網與地方電網相應縣級供電企業月市場交易結算電量以相應的躉售（網間交易）電量為上限。相應縣級供電企業所屬用戶市場結算不受躉售（網間交易）電量影響，若月度躉售（網間交易）電量小于用戶月度市場交易電量，則用戶仍按照成交電量結算，相應供電企業按用戶標準進行偏差考核。每月躉售（網間交易）電量不滾動累計。

10.為進一步培育市場意識，促進交易服務規范有序發展，對市場管理及交易組織服務進行收費（虛擬）。收費項目為交易服務費，收費對象為在交易中心參與各種交易的買、賣雙方，收費標準以交易電量為計算基數，按照交易中心測算標準對發用雙向虛擬收取。交易服務費實際執行時間及收費標準以相關政策正式發布為準。

 

（五）偏差考核。

1.總體原則。

（1）考核資金暫委托廣西電網有限責任公司管理。

（2）市場交易主體按照交易品種分別進行偏差考核，按月考核月度計劃完成率。

（3）允許年度長協結算總電量與合同電量偏差-5%。由于交易主體自身原因，造成實際結算電量低于合同電量95%的，低于部分視為違約電量。市場交易主體違約價格按合同約定執行。

（4）發電企業月度結算時，由于自身原因導致當月上網電量及預結算電量不足以結算當月計劃電量，則對發電企業進行考核，相應電量于后續月份補發補結。

（5）電力用戶月度實際用電量超出月度市場化計劃電量時，超出計劃電量按照月度集中競價交易成交電力用戶（售電公司）的最高申報價結算，超出計劃電量5%以外的電量按照月度集中競價對應發電企業讓利單價的1/2考核，支付考核費用。電力用戶月度實際用電量少于月度市場化計劃電量時，少于計劃電量5%以外的按照對應發電企業讓利單價考核，支付考核費用。

（6）因不可抗力造成電量偏差的，不進行偏差考核。

 

2.考核標準。

年度長協月度分解電量、月度競價電量等分別考核。由于市場交易主體自身原因導致月市場化計劃電量完成率偏差超過±5%的，偏差電量考核責任方。

（1）發電企業考核。

發電企業年度長協月度分解電量考核電價=（發電企業標桿上網電價-發電企業年度長協電量加權平均成交價）；月度競價交易電量考核電價=（發電企業標桿上網電價-本月統一出清價）。其他交易按其讓利金額進行考核。

（2）電力用戶（售電公司）考核。

電力用戶（售電公司）年度長協月度分解電量考核電價=與該電力用戶（售電公司）開展年度長協的發電企業的加權平均讓利價；月度競價交易電量考核電價=月度競價成交的發電企業加權平均讓利價。其他交易按相應發電企業讓利金額進行考核。

用戶超計劃用電按照月度集中競價對應發電企業讓利單價的1/2考核。

原則上售電公司承擔月度偏差電量考核電費的10%，相應電力用戶承擔月度偏差電量考核電費的90%，若代理合同有約定的按代理合同執行。售電公司所代理的各電力用戶偏差考核電費由售電公司與電力用戶共同確認。

（3）地方電網躉售（網間交易）縣公司考核。

地方電網躉售（網間交易）縣的偏差電量按照電力用戶的標準進行考核。躉購（網間交易）縣偏差考核總電量=該縣市場化交易用戶結算電量×0.95-該縣躉售（網間交易）電量，考核電量為正數則考核，為負數不考核。躉售（網間交易）考核總電量按照該躉售（網間交易）縣每個用戶結算電量的比例分解到參與交易的每一個用戶，每個用戶對應考核電量的偏差考核電價為該用戶的年度長協（集中競價）加權平均電價讓利電價。

 

三、執行對象

2017年已符合準入條件的市場主體，延續符合2018年電力市場化交易準入資格，無需再次報送申請材料。如企業相關重要信息發生變更，需及時反饋交易中心，辦理信息變更手續，報自治區工業和信息化委、國家能源局南方監管局廣西業務辦備案。

（一）電力用戶。

35kV及以上大工業用戶參與市場交易，適時組織重點特色園區10kV大工業用戶參與市場交易。2016年11月1日-2017年10月31日實際外購電量（以電網企業統計電量為準）在3000萬千瓦時及以上電力用戶，可選擇直接向發電企業購電或由售電公司代理購電，但每次交易只能選擇一種購電方式；2016年11月1日-2017年10月31日實際外購電量在3000萬千瓦時以下的電力用戶，只能選擇由售電公司代理購電。選擇由售電公司代理購電的電力用戶，每次交易只能選擇一家售電公司。

參與市場交易的電力用戶原則上應全電量參與。

（二）發電企業。

并入電網運行的發電企業；符合國家基本建設（技改）審批程序并取得發電業務許可證，單位能耗應優于行業平均水平。

（三）售電公司。

符合國家發展改革委、國家能源局印發的《售電公司準入與退出管理辦法》（發改經體〔2016〕2120 號），在交易中心完成注冊，獲得交易資格的售電公司，可代理符合準入條件的用戶參與市場交易。

 

（四）電網企業。

具有獨立法人資格，獨立財務核算，已取得營業許可證，具備安全穩定的輸配電能力，能獨立承擔民事責任。

四、執行時間

2018年1月1日至12月31日。

 

五、執行要求 

（一）本方案所指交易電量，為執行大工業電價的電量。

（二）參與市場交易的電力用戶應具備零點抄表條件，不拖欠電費、交易服務費。

（三）考慮當前的供需關系及鼓勵市場交易，2018年參與市場交易的發電企業不剔除容量。 

（四）調度中心執行調度任務時，確保電網安全前提下，優先安排市場交易合同電量。

（五）參與市場交易的發電企業、電力用戶、售電公司需在交易中心完成注冊后，方可參與市場交易。同時，必須服從電網公司統一調度，嚴格執行用電錯避峰指令，共同維護好全區供用電秩序。

（六）除調度中心安全校核不通過外，發電企業、電力用戶（售電公司）、電網企業達成協議或合同后不得更改電量、電價、退出交易。擅自退出交易的，三年內不得進入電力交易市場。

六、市場管理

自治區工業和信息化委負責確定市場交易規模、完善交易細則、市場主體準入及交易相關要求。

交易中心負責電力市場交易的組織實施、出具結算依據，維護電力市場秩序，市場異常時可采取應急措施等。為避免市場操縱及惡性競爭，交易中心需采取有效風險防控措施，加強對市場運營情況的監控分析，根據電力市場實際情況，對市場實施干預措施，包括但不限于交易時間調整、交易暫停、交易中止、交易相關參數調整等。

調度中心負責電網安全校核，對市場主體就安全校核結果提出的異議作出解釋，負責電網阻塞管理、交易計劃執行、負荷實時平衡等。

 

七、其他

（一）執行過程中，國家電力市場交易相關政策調整的，按最新政策執行。

（二）根據本方案發布具體實施細則。

（三）本方案最終解釋權歸自治區工業和信息化委。

（四）本方案自印發之日起執行。

 

 

附件2

 

2018年廣西電力市場交易實施細則

 

根據《2018年廣西電力市場交易實施方案》要求，進一步細化交易規則，規范市場交易，結合我區電力運行及市場交易實際，特制訂本實施細則。

 

一、總則

堅持市場化改革方向，進一步深化電力體制改革，促進電力行業健康發展，推動產業結構轉型和升級。按照穩妥有序推進、試點先行的原則，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，促進電力與廣西經濟的協調發展，積極推動電力市場交易開展。

本細則適用于所有參加2018年廣西電力市場交易的市場主體。

二、市場主體

（一）發電企業。

發電企業是指納入廣西電力電量平衡、獲準參與廣西電力市場的發電企業。符合市場準入條件的發電企業按自愿原則到廣西電力交易中心（以下簡稱“交易中心”）完成注冊，成為合格市場交易主體后，方可參與市場交易。

調試期電量不參與市場交易。

 

（二）電力用戶。

電力用戶指獲準參與廣西電力市場的電力用戶。符合市場準入條件的電力用戶按自愿原則到交易中心完成注冊，成為合格市場交易主體后，方可參與市場交易。

電力用戶一旦選擇參與市場交易，原則上應全部電量參與市場，一年內不能退出市場。擅自退出交易的，三年內不得進入電力市場，并視情節情況進行處罰。

（三）售電公司。

售電公司指符合國家發展改革委、國家能源局印發的《售電公司準入與退出管理方法》(發改經體〔2016〕2120號)規定，列入廣西售電公司目錄企業名單的售電公司。

（四）電網企業。

    電網企業指擁有輸電網、配電網運營權，承擔其供電營業區保底供電服務，獲準參與廣西電力市場的電網企業。履行確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電的基本責任。

三、市場主體準入條件及相關要求

本方案所指交易電量，為執行大工業電價的電量。電網企業、發電企業、電力用戶、售電公司等符合準入條件的市場主體均需在交易中心完成注冊（含企業注冊、數字證書辦理），成為合格市場交易主體后，方可參與市場交易。同一市場主體同時具備發電企業、電力用戶、售電公司中兩種或兩種以上類型時，每次交易只能選擇一種類型參與。

（一）發電企業準入條件。

1.依法取得核準和備案文件，取得電力業務許可證（發電類）。

2.符合國家產業政策，國家規定的環保設施正常投運且達到環保標準要求。

3.并網自備電廠在公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費后，可作為合格的市場主體參與市場交易。

4.2018年暫定廣西電網統調火電、核電，興義電廠#2機參與市場交易。電網安全約束、保供熱等電量通過市場交易獲取，不再單獨安排。適時組織水電、風電、光伏等清潔能源參與市場交易。

（二）電力用戶準入條件。

1.符合國家及廣西的產業政策及節能環保要求，落后產能、違規建設和環保不達標、違法排污項目不得參與。

2.符合電網接入規范，安裝電能計量自動化終端并接入主電網計量自動化系統，滿足電網安全技術要求。

3.具備零點抄表條件，不拖欠電費。

4.35kV及以上大工業用戶參與市場交易，適時組織重點特色園區10kV大工業用戶參與市場交易。

5.2016年11月1日-2017年10月31日實際外購電量（以電網企業統計電量為準）在3000萬千瓦時及以上電力用戶，可選擇直接向發電企業購電或由售電公司代理購電，但每次交易只能選擇一種購電方式；2016年11月1日-2017年10月31日實際外購電量在3000萬千瓦時以下的電力用戶，只能選擇由售電公司代理購電。選擇由售電公司代理購電的電力用戶，每次交易只能選擇一家售電公司。

（三）售電公司準入條件。

1.售電企業準入條件按照《售電公司準入與退出管理辦法》（發改經體〔2016〕2120 號）有關規定執行。

2.參與交易的售電公司可代理電力用戶向發電企業購電。為培育售電市場，暫定單個售電公司年度長協交易電量不超過12億千瓦時。參與月度集中競價時，申報的競爭電量不得超過當月競爭電量總規模的20%。

3.售電公司參與交易前應先與用戶簽訂代理合同，交易電量不得超過其代理電量總和。

4.為防范市場風險，適時實行售電公司信用擔保制度，參與交易時以銀行履約保函等方式，提供違約擔保。

（四）電網企業準入條件。

1.具有獨立法人資格，財務獨立核算，取得電力業務許可證，信用良好，能夠獨立承擔民事責任；內部核算的，須經法人單位授權。

2.具備安全穩定的輸配電能力。

 

四、市場管理

自治區工業和信息化委負責確定市場交易規模、完善交易細則、市場主體準入及交易相關要求。

交易中心負責電力市場交易的組織實施、出具結算依據，維護電力市場秩序，市場異常時可采取應急措施等。為避免市場操縱及惡性競爭，交易中心需采取有效風險防控措施，加強對市場運營情況的監控分析，根據電力市場實際情況，對市場實施干預措施，包括但不限于交易時間調整、交易暫停、交易中止、交易相關參數調整等。

廣西電網電力調度控制中心（以下簡稱“調度中心”）協調中國南方電網電力調度控制中心、各地縣調共同負責電網安全校核負責電網安全校核，對市場主體就安全校核結果提出的異議作出解釋，負責電網阻塞管理、交易計劃執行、負荷實時平衡等。

 

五、交易品種、周期及方式

2018年主要以年度和月度為周期開展電力直接交易、合同電量轉讓交易及其他交易，可根據市場需要按照年度以上、季度或者月度以下周期適時開展。市場交易主要采用雙邊協商、掛牌、集中競價等方式開展。

市場交易中，交易價格（電價）均為折算至發電側的上網電價，即交易價格（電價）=用戶購電價格-輸配電價（含線損）-政府性基金及附加。市場交易最小電量單位為1千瓦時，最小價格單位為0.01分/千瓦時。

1.雙邊協商。

雙邊協商交易指市場主體之間自主協商交易電量（電力）、電價，形成雙邊協商交易意向后，經安全校核后形成交易結果。

2.集中競價。

集中競價指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，交易中心進行市場出清，經安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量及成交價格等。

3.掛牌。

掛牌指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格的另一方提出接受該要約的申請，經安全校核后形成交易結果。

 

六、價格機制

（一）按照輸配電價相關要求執行。電力用戶購電價=市場交易成交價+電網企業輸配電價（含線損）+政府性基金及附加。

（二）鑒于當前供需形勢，現階段參與市場交易的發電企業成交價格與其標桿上網電價價差不得為正。

（三）為避免市場操縱及惡性競爭，交易中心可視情況對申報價格設置上、下限。

（四）涉及跨電網交易的，根據《廣西壯族自治區物價局關于廣西電網2017-2019年輸配電價有關問題的通知》（桂價格﹝2017﹞3號）執行。

 

七、市場交易

（一）交易規模。

根據發、用電預測情況，2018年市場交易規模達到當年全區全社會用電量的20%以上，即330億千瓦時，視市場情況調整。其中年度長協交易規模約280億千瓦時，其他交易規模根據市場情況及剩余電量靈活安排。

 

1.發電企業。

（1）年度長協交易規模中255億千瓦時電量按以下原則確定：火電機組總交易規模200億千瓦時，核電機組交易規模55億千瓦時。各火電企業交易電量上限= 本企業符合參與市場交易機組裝機容量/準入火電機組總裝機容量×火電機組總交易規模（200億千瓦時）。核電交易電量上限 =55億千瓦時。上述兩部分電量優先成交。

（2）年度長協交易規模中25億千瓦時電量按以下原則確定：各發電企業交易電量上限 = k×本企業符合參與市場交易機組裝機容量/準入總裝機容量×25億千瓦時，k=1.5（按年度長協競爭系數為1.04換算）。按提交時間先后順序優先成交。

（3）當成交電量達到280億千瓦時年度長協交易結束。年度長協未滿足發電需求或用戶仍有用電需求的，可參與月度及其他交易。

2.電力用戶。

2018年年度長協交易電量原則上不超過2016年11月1日-2017年10月31日實際外購電量（以電網企業統計電量為準）。如用戶有新增電量需求可參與其他交易。

（二）交易時序安排。

1.2018年，可開展年度長協交易、用戶側合同電量轉讓交易、發電側合同電量轉讓交易、月度雙邊協商交易、月度集中競價交易及臨時交易等。

2.年度開展年度長協交易，市場主體根據交易結果，簽訂年度長協交易合同。

3.月度交易順序原則上依次為：適時開展用戶側合同電量轉讓交易、年度長協月度分解電量調整、適時開展發電側合同電量轉讓交易、適時開展月度雙邊協商交易、月度集中競價交易。

（三）年度長協交易。

結合區內電力供需形勢、電網通道能力、市場主體電量需求等情況組織年度長協交易。2017年12月開展2018年年度長協交易，采用雙邊協商及雙邊掛牌兩種方式適時開展。發電企業、電力用戶（售電公司）自主選擇參與方式，在交易截止時間或達到交易規模時交易結束。年度長協交易無約束結果按“先簽優先，后簽調減”的原則進行調整。售電公司需先與電力用戶確認代理關系，確定年度合同月度分解電量。

為確保年度長協交易有序高效，電力用戶（售電公司）原則上最多與三家發電企業達成年度交易意向。

1.雙邊協商方式。

以自主雙邊協商方式開展。

（1）市場主體。

符合準入條件且在交易中心完成注冊的發電企業、電力用戶、售電公司。

（2）需求申報。

發電企業、電力用戶（售電公司）可在廣西電力市場交易系統（以下簡稱“交易系統”）申報交易需求電量及聯系方式等信息，其中電量應分月明確。

（3）成交電量、價格。

發電企業、電力用戶（售電公司）根據需求信息自主協商，確定成交的電量、價格。雙邊協商中，電力用戶（售電公司）單筆意向電量原則上最低為5000萬千瓦時，當剩余電量低于5000萬千瓦時應一次性達成意向。

（4）交易流程。

a.交易中心會同調度中心通過交易系統等途徑發布相關市場信息，包含以下內容：

①交易電量規模；

②關鍵輸電通道網絡約束情況；

③發電企業雙邊協商最大利用小時數（電量上限）。

b.交易中心發布交易公告，組織實施。

c.發電企業、電力用戶（售電公司）根據交易系統上公布的信息，自主協商確認后，由發電企業在交易時段內登錄交易系統填報意向書，電力用戶（售電公司）在交易時段內進行確認。雙方簽章后，交易系統形成交易意向書。

d.交易中心2個工作日內匯總交易意向書。

e.除電網安全校核不通過外，發電企業、電力用戶（售電公司）不得取消、更改意向交易結果。

2.雙邊掛牌方式。

發電企業、電力用戶（售電公司）采用雙邊掛牌方式，在交易系統申報掛牌電量、價格，可滾動調整，形成標的；發電企業、電力用戶（售電公司）相互摘牌，即時成交。

（1）市場主體。

符合準入條件且在交易中心完成注冊的發電企業、電力用戶、售電公司。

（2）掛牌。

發電企業在交易系統上申報掛牌電量和掛牌價格，形成標的（Pg、Qg），電力用戶（售電公司）在交易系統上申報掛牌電量和掛牌價格，形成標的（Pg’、Qg’）。

（3）摘牌。

發電企業對標的（Pg’、Qg’）進行摘牌，電力用戶（售電公司）對標的（Pg、Qg）進行摘牌。

（4）成交電量、價格。

雙邊掛牌交易中，發電企業、電力用戶（售電公司）最低掛牌、摘牌電量為5000萬千瓦時，當剩余電量低于5000萬千瓦時應全部一次性掛牌、摘牌。

發電企業摘牌：成交電量、價格為對應電力用戶（售電公司）標的（Pg’、Qg’）。

電力用戶（售電公司）摘牌：成交電量、價格為對應發電企業標的（Pg、Qg）。

（5）交易流程。

a.交易中心會同調度中心通過交易系統等形式發布年度雙邊掛牌交易相關市場信息，包含以下內容：

①交易電量規模；

②關鍵輸電通道網絡約束情況；

③發電企業交易最大利用小時數（電量上限）。

b.交易中心發布交易公告，組織實施。

c.市場主體在規定的交易時段內申報交易標的，標的在未被摘牌鎖定前可調整。交易在截止時間或所有標的電量成交后結束。

d.交易中心2個工作日內匯總雙邊掛牌結果。

e.除電網安全校核不通過外，發電企業、電力用戶（售電公司）不得取消、更改成交結果。

3.交易校核。

按雙邊協商、雙邊掛牌方式組織年度長協交易后，需對簽約電量進行交易校核。交易校核優先確保火電機組總交易規模在200億千瓦時以內，核電機組交易規模在55億千瓦時以內的各發電企業市場化電量。火電機組交易規模超過200億千瓦時，核電機組交易規模超過55億千瓦時的電量，如總電量超過280億千瓦時，按達成意向的時間順序從后往前削減，直至達成意向電量規模等于280億千瓦時。

4.安全校核。

交易校核后，交易中心匯總雙邊協商、雙邊掛牌交易的無約束成交結果，送調度中心進行安全校核。

調度中心5個工作日內完成安全校核，并將校核結果返回交易中心。若安全校核未通過，調度中心需出具書面解釋，由交易中心予以公布。同時，交易中心按時間優先、等比例等原則對交易結果進行調整。

安全校核結果在交易系統發布，公示1天。

5.合同簽訂。

發電企業、電力用戶（售電公司）、電網企業根據安全校核結果，在交易系統按合同模板簽訂市場交易合同。合同簽訂時，不得擅自更改。

交易系統自動生成交易合同。合同簽訂時，由發電企業填報，電力用戶（售電公司）、電網企業確認，各方簽章。

（四）用戶側合同電量轉讓交易。

用戶側合同電量轉讓交易主要按月組織，根據市場需求也可按多月組織，交易標的原則上為年度長協交易電量。采用雙邊協商及掛牌兩種方式開展，根據實際情況選擇交易方式。

出讓方不得參加次月月度集中競價交易，且受讓電量不得再次轉讓。

1.雙邊協商方式。

（1）市場主體。

符合準入條件且在交易中心完成注冊的電力用戶、售電公司。

（2）需求申報。

電力用戶、售電公司在交易系統申報交易需求電量及聯系方式等信息。按多月組織的，電量應分月明確。

（3）成交電量、價格。

電力用戶、售電公司根據需求信息自主協商，確定成交的電量、價格。

（4）交易流程。

a.交易中心會同調度中心通過交易系統等途徑發布相關市場信息，包含以下內容：

①交易電量規模；

②關鍵輸電通道網絡約束情況。

b.交易中心發布交易公告，組織實施。

c.電力用戶、售電公司根據交易系統上公布的信息，自主協商確認后，由出讓方在交易時段內登錄交易系統填報意向書，受讓方在交易時段內進行確認。雙方簽章后，交易系統形成交易意向書。

d.交易中心2個工作日內匯總交易意向書，形成用戶側合同電量轉讓交易無約束成交結果。

e.除電網安全校核不通過外，電力用戶、售電公司不得取消、更改意向交易結果。

 

2.掛牌方式。

電力用戶、售電公司采用掛牌交易方式，出讓方在交易系統申報掛牌電量、價格，可滾動調整，形成標的；受讓方摘牌，即時成交。

（1）市場主體。

符合準入條件且在交易中心完成注冊的電力用戶、售電公司。

（2）掛牌。

出讓方在交易系統上申報掛牌電量和掛牌價格，形成標的（Pg、Qg）。

（3）摘牌。

受讓方對標的（Pg、Qg）進行摘牌。

（4）成交電量、價格。

受讓方摘牌后，成交電量、價格為對應出讓方的標的（Pg、Qg）。

（5）交易流程。

a.交易中心會同調度中心通過交易系統等途徑發布相關市場信息，包含以下內容：

①交易電量規模；

②關鍵輸電通道網絡約束情況。

b.交易中心發布交易公告，組織實施。

c.市場主體在規定的交易時段內申報交易標的，標的在未被摘牌鎖定前可調整。交易在截止時間或所有標的電量成交后結束。

d.交易中心2個工作日內匯總掛牌無約束成交結果。

e.除電網安全校核不通過外，電力用戶、售電公司不得取消、更改成交結果。

3.安全校核。

交易中心匯總雙邊協商、掛牌交易的無約束成交結果，送調度中心進行安全校核。

調度中心3個工作日內完成安全校核，并將校核結果返回交易中心。若安全校核未通過，調度中心需出具書面解釋，由交易中心予以公布。同時，交易中心按時間優先、等比例等原則對交易結果進行調整。

安全校核結果在交易系統發布，公示1天。

4.合同簽訂。

電力用戶、售電公司根據安全校核結果，在交易系統按合同模板簽訂市場交易合同。合同簽訂時，不得擅自更改。

交易系統自動生成交易合同。合同簽訂時，由出讓方填報，受讓方確認，各方簽章。

（五）年度交易合同的月度分解。

電力用戶、售電公司可對年度交易合同月度計劃進行調整。月度計劃調整時需要遵循以下原則：

1.各電力用戶需登錄交易系統填報月度長協交易計劃，并由相關發電企業確認后方可執行；

2.由售電公司代理的電力用戶首先通過交易系統將次月長協交易計劃提交至售電公司，由售電公司確認后，統一提交至相關發電企業進行確認；

3.逾期未完成月度長協交易計劃填報的，月度長協交易計劃以已簽訂的年度長期協議月度分解電量為準；

4.月度長協交易計劃調減的用戶（不含售電公司及售電公司代理的用戶）不得參與次月月度競價交易。

（六）發電側合同電量轉讓交易。

發電側合同電量轉讓交易主要按月組織，根據市場需求可按多月組織，交易標的原則上為年度長協交易電量。采用雙邊協商及掛牌兩種方式開展，根據實際情況選擇交易方式。

機組保安全等電量不得轉讓，且受讓電量不得再次轉讓。發電側合同電量轉讓交易應符合節能減排原則，原則上只允許煤耗高的機組轉讓給煤耗低的機組，火電機組轉讓給清潔能源機組，清潔能源機組之間可互相轉讓。

1.雙邊協商方式。

（1）市場主體。

符合準入條件且在交易中心完成注冊的發電企業。

（2）信息申報。

發電企業可在交易系統申報交易需求電量及聯系方式等信息。按多月組織時，電量應分月明確。

（3）成交電量、價格。

發電企業根據雙邊交易需求信息自主協商，確定成交的電量、價格。

（4）交易流程。

a.交易中心會同調度中心通過交易系統等途徑發布相關市場信息，包含以下內容：

①交易電量規模；

②關鍵輸電通道網絡約束情況。

b.交易中心發布交易公告，組織實施。

c.發電企業根據交易系統上公布的信息，自主協商確認后，由出讓方在交易時段內登錄交易系統填報意向書，受讓方在交易時段內進行確認。雙方簽章后，交易系統形成交易意向書。

d.交易中心2個工作日內匯總交易意向書，形成發電側合同電量轉讓無約束成交結果。

e.除電網安全校核不通過外，發電企業不得取消、更改意向交易結果。

2.掛牌方式。

發電企業采用掛牌交易方式，出讓方在交易系統申報掛牌電量、價格，可滾動調整，形成標的；受讓方摘牌，即時成交。

（1）市場主體。

符合準入條件且在交易中心完成注冊的發電企業。

（2）掛牌。

出讓方在交易系統上申報掛牌電量和掛牌價格，形成標的（Pg、Qg）。

（3）摘牌。

受讓方對標的（Pg、Qg）進行摘牌。

（4）成交電量、價格。

受讓方摘牌后，成交電量、價格為對應出讓方的標的（Pg、Qg）。

（5）交易流程。

a.交易中心會同調度中心通過交易系統等途徑發布相關市場信息，包含以下內容：

①交易電量規模；

②關鍵輸電通道網絡約束情況。

b.交易中心發布交易公告，組織實施。

c.市場主體在規定的交易時段內申報交易標的，標的在未被摘牌鎖定前可調整。交易在截止時間或所有標的電量成交后結束。

d.交易中心2個工作日內匯總掛牌無約束成交結果。

e.除電網安全校核不通過外，發電企業不得取消、更改成交結果。

3.安全校核。

交易中心匯總雙邊協商、掛牌交易的無約束成交結果，送調度中心進行安全校核。

調度中心3個工作日內完成安全校核，并將校核結果返回交易中心。若安全校核未通過，調度中心需出具書面解釋，由交易中心予以公布。同時，交易中心按時間優先、等比例等原則對交易結果進行調整。

安全校核結果在交易系統發布，公示1天。

4.合同簽訂。

發電企業根據安全校核結果，在交易系統按合同模板簽訂市場交易合同。合同簽訂時，不得擅自更改。

交易系統自動生成交易合同。合同簽訂時，由出讓方填報，受讓方確認，各方簽章。

（七）月度雙邊協商交易。

月度雙邊協商交易主要按多月組織。采用雙邊協商方式開展，在交易截止時間或達到交易規模時交易結束。月度雙邊交易無約束結果按“先簽優先，后簽調減”的原則進行調整。售電公司需先與電力用戶確認代理關系，確定分月電量。

1.雙邊協商方式。

（1）市場主體。

符合準入條件且在交易中心完成注冊的發電企業、電力用戶、售電公司。原則上新投產以及存量用戶的新增電量可參與月度雙邊協商交易。

（2）需求申報。

發電企業、電力用戶（售電公司）可在交易系統申報交易需求電量及聯系方式等信息，其中電量應分月明確。

（3）成交電量、價格。

發電企業、電力用戶（售電公司）根據月度雙邊協商交易需求信息自主協商，確定成交的電量、價格。

（4）交易流程。

a.交易中心會同調度中心通過交易系統等途徑發布相關市場信息，包含以下內容：

①交易電量規模；

②關鍵輸電通道網絡約束情況；

③發電企業雙邊協商最大利用小時數（電量上限）。

b.交易中心發布交易公告，組織實施。

c.發電企業、電力用戶（售電公司）根據交易系統上公布的信息，自主協商確認后，由發電企業在交易時段內登錄交易系統填報意向書，電力用戶（售電公司）在交易時段內進行確認。雙方簽章后，交易系統形成交易意向書。

d.交易中心2個工作日內匯總交易意向書，形成雙邊協商無約束成交結果。

e.除電網安全校核不通過外，發電企業、電力用戶（售電公司）不得取消、更改意向交易結果。

2.安全校核。

交易中心匯總月度雙邊協商交易無約束成交結果，送調度中心進行安全校核。

調度中心3個工作日內完成安全校核，并將校核結果返回交易中心。若安全校核未通過，調度中心需出具書面解釋，由交易中心予以公布。同時，交易中心按時間優先、等比例等原則對交易結果進行調整。

安全校核結果在交易系統發布，公示1天。

3.合同簽訂。

發電企業、電力用戶（售電公司）、電網企業根據安全校核結果，在交易系統按合同模板簽訂市場交易合同。合同簽訂時，不得擅自更改。

交易系統自動生成交易合同。合同簽訂時，由發電企業填報，電力用戶（售電公司）、電網企業確認，各方簽章。

（八）月度集中競價交易。

月度集中競價交易按月組織。采用集中競價、統一邊際價格法出清方式開展。

1.集中競價方式。

（1）市場主體。

符合條件并在交易中心完成注冊的發電企業、電力用戶、售電公司。售電公司需與電力用戶確認代理關系。

（2）需求申報。

電力用戶登錄交易系統申報競價交易需求電量。

（3）競價申報。

發電企業、電力用戶（售電公司）均通過交易系統申報交易電量、交易價格，以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。

交易電量可采用三段式申報方式，發電企業各段累計電量不超過可參與月度集中競爭交易的申報電量上限，電力用戶（售電公司）各段累計電量應不超過其申報的次月市場化需求電量。發電企業和電力用戶（售電公司）各段申報電量應占其申報電量的20%及以上，且單段申報電量下限值為500萬千瓦時，總申報電量低于下限值的按一段申報。

（4）成交規則。

采用統一邊際價格法出清。將發電企業申報價格、電力用戶（售電公司）申報價格配對，形成交易價差對。其中發電企業申報價格為其上網價格，電力用戶（售電公司）申報價格為發電側上網價格。為維護月度集中競價的有序開展，電力用戶（售電公司）申報價格不得高于參與月度集中競價機組的最高標桿上網電價。

價差對=電力用戶（售電公司）申報價格-發電企業申報價格。

價差對為負值時不能成交，價差對為正值或零時可以成交，價差對大的優先成交。

所有成交的價差對中，最后一個成交的電力用戶（售電公司）與發電企業申報價格的算術平均值為統一出清價格。

（5）交易出清。

電力用戶、售電公司申報價格相同時，成交電量按申報電量比例分配。發電側出清優先順序：先后依次為申報價格、發電企業綜合優先級、申報時間。即申報價格低的發電企業先成交→在申報價格相同時，發電企業綜合優先級高者先成交→申報價格及發電企業綜合優先級均相同時，先申報者先成交→前三個條件完全一致時，按申報電量比例成交。電網安全約束、保供熱等電量未獲得市場交易電量的，按照已成交最近一次月度統一出清形成的市場價格結算。

發電側因安全校核調減的電量按競價申報排序遞補成交，發電企業若有異議可提出書面申請，一個工作日內無異議的視為同意。若調減電量未遞補完成，則由當月按統一出清價格結算的偏差電量成交。若仍未遞補完成，則按申報價格低的先調減的原則，調減用戶側成交規模。統一出清價格保持不變。

考慮內陸火電、沿海火電、核電、興義#2機組的標桿上網電價不一致，鑒于當前供需形勢，在月度競價按統一出清價格的交易方式下，若出現月度統一出清價格高于部分成交發電企業標桿上網電價時，該部分發電企業按其標桿上網電價結算，差額電費按電力用戶（售電公司）成交電量比例返還給電力用戶（售電公司）。

（6）交易流程。

a.發電企業、電力用戶（售電公司）在年度交易合同電量外，有市場化電量增量需求時按月在交易系統申報。

b.交易中心根據市場需求，組織開展次月月度集中競價交易。交易中心在廣西交易系統發布次月集中競價公告，披露交易規模等相關信息。

c.不遲于交易日3個工作日前，交易中心會同調度中心，通過交易系統發布次月集中競價交易相關信息，包含以下內容：

①交易規模、開市時間、市場主體范圍；

②關鍵輸電通道輸電能力；

③機組運行約束情況。

d.發電企業、電力用戶（售電公司）在交易系統上自行申報電量、價格。可滾動調整申報，以最后一次的申報為準。

e.電力用戶（售電公司）申報按照申報電價由高到低排列，形成電力用戶電量-電力用戶申報電價L’，所有成交的價差對中電力用戶最低申報電價為Pmin’，最高申報電價為Pmax’；發電主體申報按照申報電價由低到高排列，形成發電主體電量-發電申報電價曲線L，所有成交的價差對中發電主體最低申報電價為Pmin，最高申報電價為Pmax。L與L’的交點確定市場出清價格P0，在月度集中競價交易規模內L與L’無交點時，P0=（Pmin’+ Pmax）/2。

f.交易中心將月度交易撮合結果提交調度中心進行安全校核。

g.交易中心根據安全校核結果，通過交易系統向各市場主體發布月度競價交易結果。

2.安全校核。

交易中心匯總月度集中競價交易的無約束成交結果，送調度中心進行安全校核。

調度中心原則上3個工作日內完成安全校核，并將校核結果返回交易中心。若安全校核未通過，調度中心需出具書面解釋，由交易中心予以公布。同時，交易中心按時間優先、等比例等原則對交易結果進行調整。

安全校核結果在交易系統發布，公示1天。

3.成交結果發布。

根據校核后的成交結果，形成成交通知書。成交通知書由交易中心通過交易系統正式向各市場主體發布。

（九）輔助服務。

    按照“補償成本、合理收益”的基本原則，研究構建競爭性調峰輔助服務補償/交易機制，對提供有償輔助服務的并網發電廠、電力用戶、獨立輔助服務提供者進行補償。

八、結算

（一）總體原則。

1.發電企業與電力用戶（售電公司）采用解耦的方式進行結算，按交易周期進行清算。發電企業、電力用戶（售電公司）分別以各自當月計劃電量為參考進行結算。

2.月度結算時，電力用戶（售電公司）先結算年度長協月度分解電量，再結算月度競價電量及其他交易電量；發電企業先結算月度競價電量，再結算年度長協月度分解電量及其他交易電量。

3.發電企業市場交易電量原則上按月結算，按交易周期清算，實行預結算制度。當月上網電量超出當月市場計劃電量的部分，按照與電力用戶（售電公司）簽訂的年度長協加權平均成交電價進行預結算，直到結清年度長協全部合同電量。月度預結算電量可用于其他交易品種電量結算。月度結算優先切割市場電量。

4.若發電企業市場交易年度長協月度分解電量未完成，差額電量納入次月滾動調整；若月度競價交易計劃電量未完成，原則上差額電量不納入次月發電計劃。

5.若發電企業已完成其全部市場電量，其當月上網電量超出市場計劃電量的部分，按已成交最近一次月度統一出清形成的市場價格結算。

6.由于豐枯季節性變化或發電企業自身原因等因素導致電力用戶、售電企業申報的年度交易月度分解電量未能通過安全校核或交易未能按計劃實施，電力用戶、售電企業該部分申報的電量納入次月發電計劃。

7.電力用戶（售電公司）實際用電量低于計劃電量的按照實際電量結算，電力用戶當月市場計劃電量以外的偏差電量按照月度集中競價交易成交電力用戶（售電公司）的最高申報價結算。偏差電量需進行考核。

8.售電公司月度交易結算及考核規則與單個電力用戶一致。電網企業分別與發電企業、售電公司及其代理的電力用戶結算。售電公司所代理的電力用戶維持現有的結算方式不變。

9.地方電網企業每月按“一縣一結”方式進行結算，主電網與地方電網相應縣級供電企業月市場交易結算電量以相應的躉售（網間交易）電量為上限。相應縣級供電企業所屬用戶市場結算不受躉售（網間交易）電量影響，若月度躉售（網間交易）電量小于用戶月度市場交易電量，則用戶仍按照成交電量結算，相應供電企業按用戶標準進行偏差考核。每月躉售（網間交易）電量不滾動累計。

10.為進一步培育市場意識，促進交易服務規范有序發展，對市場管理及交易組織服務進行收費（虛擬）。收費項目為交易服務費，收費對象為在交易中心參與各種交易的買、賣雙方，收費標準以交易電量為計算基數，按照交易中心測算標準對發用雙向虛擬收取。交易服務費實際執行時間及收費標準以相關政策正式發布為準。

（二）偏差電量考核及補償原則。

1.總體原則。

（1）考核資金暫委托廣西電網有限責任公司管理。

（2）市場交易主體按照交易品種分別進行偏差考核，按月考核月度計劃完成率。

（3）允許年度長協結算總電量與合同電量偏差-5%。由于交易主體自身原因，造成實際結算電量低于合同電量95%的，低于部分視為違約電量。市場交易主體違約價格按合同約定執行。

（4）發電企業月度結算時，由于自身原因導致當月上網電量及預結算電量不足以結算當月計劃電量，則對發電企業進行考核，相應電量于后續月份補發補結。

（5）電力用戶月度實際用電量超出月度市場化計劃電量時，超出計劃電量按照月度集中競價交易成交電力用戶（售電公司）的最高申報價結算，超出計劃電量5%以外的電量按照月度集中競價對應發電企業讓利單價的1/2考核，支付考核費用。電力用戶月度實際用電量少于月度市場化計劃電量時，少于計劃電量5%以外的按照對應發電企業讓利單價考核，支付考核費用。

（6）因不可抗力造成電量偏差的，不進行偏差考核。

2.考核標準。

年度長協月度分解電量、月度競價電量等分別考核。由于市場交易主體自身原因導致月市場化計劃電量完成率偏差超過±5%的，偏差電量考核責任方。

（1）發電企業考核。

發電企業年度長協月度分解電量考核電價=（發電企業標桿上網電價-發電企業年度長協電量加權平均成交價）；月度競價交易電量考核電價=（發電企業標桿上網電價-本月統一出清價）。其他交易按其讓利金額進行考核。

（2）電力用戶（售電公司）考核。

電力用戶（售電公司）年度長協月度分解電量考核電價=與該電力用戶（售電公司）開展年度長協的發電企業的加權平均讓利價；月度競價交易電量考核電價=月度競價成交的發電企業加權平均讓利價。其他交易按相應發電企業讓利金額進行考核。

原則上售電公司承擔月度偏差電量考核電費的10%，相應電力用戶承擔月度偏差電量考核電費的90%，若代理合同有約定的按代理合同執行。售電公司所代理的各電力用戶偏差考核電費由售電公司與電力用戶共同確認。

（3）地方電網躉售（網間交易）縣公司考核。

地方電網躉售（網間交易）縣的偏差電量按照電力用戶的標準進行考核。躉購（網間交易）縣偏差考核總電量=該縣市場化交易用戶結算電量×0.95-該縣躉售（網間交易）電量，考核電量為正數則考核，為負數不考核。躉售（網間交易）考核總電量按照該躉售（網間交易）縣每個用戶結算電量的比例分解到參與交易的每一個用戶，每個用戶對應考核電量的偏差考核電價為該用戶的年度長協（集中競價）加權平均電價讓利電價。

（三）電費支付方式。

交易中心負責提供結算依據，電網企業負責收費、結算，負責歸集交叉補貼，代收政府性基金及附加。

1.電力用戶（售電公司）電費支付方式。

電力用戶按銷售電價向電網企業繳費。直接向發電企業購電的電力用戶，其價差電費由電網企業在其次月應繳電費中抵扣；由售電公司代理購電的電力用戶，其價差電費按售電公司與其約定的月價差總電費的比例分配，電網企業分別與售電公司及售電公司所代理的電力用戶結算。電力用戶功率因數調整電費、基本電費、政府性基金等仍按國家現行電價政策執行。參與市場化交易的用戶當月欠繳電費的，將暫停交易結算。

2.發電企業電費支付方式。

發電企業與電網企業維持現有的電費支付方式。

九、市場干預

（一）為保障廣西電力市場化交易工作有序開展，嚴控交易風險，防止重大交易事故發生，按以下原則開展市場交易應急處置。交易中心按此原則編制應急處置預案。

1.當交易規則出現重大缺陷，不適應廣西電力市場實際需求時，中止本次交易并另行組織。

2.當交易系統、配套的數據通信系統、網絡通道等發生重大故障，且在短時間內無法修復而導致交易申報過程無法繼續正常進行時，中止本次交易并另行組織。

3.當交易申報結束后，申報數據解密、交易出清等軟件或硬件設備出現故障，且在短時間內無法修復而導致交易結果無法按時發布時，延遲發布交易結果。

4.當交易技術支持系統缺陷、交易參數錯漏等情況導致交易結果出現偏差時，根據影響范圍的大小視情況另行組織交易。

5.當出現不可抗力或市場出現其他嚴重的異常情況，導致交易申報、數據解密、出清計算等過程無法正常進行時，中止本次交易并另行組織交易。

（二）當交易無法正常開展時，交易中心應及時通知市場主體推遲、暫停交易，確定處置方案，并將有關情況報自治區政府有關電力主管部門。

（三）交易中心負責實施市場干預措施，實施應急調控時，應及時公告調控原因、范圍、持續時間，并做好記錄和備案。市場干預措施主要有價格管制和交易管制，包括交易時間調整、交易暫停、交易中止、交易相關參數調整等。

十、信息披露

（一）信息披露要求。

交易中心披露信息遵循真實、及時、透明的原則。公平對待市場主體，無歧視披露公眾信息和公開信息。

市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息；公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和信息；私有信息是指特定的市場成員有權訪問且不得向其他市場成員公布的數據和信息。

（二）信息披露內容。

1.市場成員準入名單；

2.年度交易方案、細則；

3.交易公告（年度、月度）；

4.成交信息公告；

5.安全校核結果（年度、月度）；

6.年度交易計劃；

7.月度交易計劃；

8.月度執行情況；

9.年度執行情況；

10.市場成員注冊、注銷、誠信名單及基礎信息；

11.年度交易協議匯總（無約束的量、價）；

12.交易合同、成交結果通知單。

（三）信息披露方式。

1.交易中心網站；

2.信息發布會；

3.簡報、公告、郵件；

4.便于及時披露信息的其他方式。

（四）信息披露時間。

交易中心根據信息披露的內容確定披露的時限，應確保信息披露的及時性。

 

十一、其他

（一）執行過程中，國家電力市場交易相關政策有調整的，按最新政策執行。

（二）本細則最終解釋權歸自治區工業和信息化委。

（三）本細則自印發之日起執行。