北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则(暂行)：允许售电公司代理用户参加市场交易

7.6月度预挂牌交易

7.6.1交易机制

1. 在省间现货市场完全建立之前，省间月度交易完成后，各类型机 组可视市场情况开展月度预挂牌交易，原则上于1个工作日内完 成。

2. 月度预挂牌交易开市后，售电方和购电方通过电力交易平台按需 申报其次月交易电量和价格。

3. 以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。

4. 购、售双方按照申报价格排序，购电方按照申报价格由高到低排 序，售电方按照申报价格由低到高排序，分别形成优先中标序列。

5. 北京电力交易中心于申报结束后当日，对预挂牌交易申报信息进 行封存，并提交至国调中心用于月内实际调度执行。

6. 国调中心在月度交易执行时，基于预挂牌所形成的优先中标序 列，在满足安全的基础上，分别调度相应发电机组。

7. 月度交易结束后，国调中心将预挂牌执行结果反馈至北京电力交易中心进行信息公布。

8. 北京电力交易中心根据实际的调度结果匹配形成标准化的交易 合同，于月后一并结算。

9. 其他交易时序及交易流程同前述交易组织。

7.6.2应急支援交易

1. 当预期出现电力供需不平衡等紧急事项时，由北京电力交易中心 在月度或月内按需组织开展应急支援交易。

2. 应急支援交易首先保障电网安全，其次尽量不影响月度交易结 果，交易组织过程中产生的偏差电量不予考核。主要釆用预挂牌 的方式组织。

3. 应急支援交易必须在确保各级电网安全稳定运行的前提下进行。

4. 应急支援交易组织流程：

(1) 北京电力交易中心发布交易电量需求预测，应急支援交易 开市。在1个工作日内，通过电力交易平台，售电方申报 售电量和售电价格，购电方申报购电价格。

(2) 以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。

(3) 交易双方按照申报价格排序，购电方按照申报价格由高到 低排序，售电方按照申报价格由低到高排序，分别形成优 先中标序列。

(4) 北京电力交易中心于申报结束后当曰，对预挂牌交易申报 信息进行封存，并提交至国调中心用于月内实际调度执行。

(5) 国调中心在月度交易执行时，基于预挂牌所形成的优先中 标序列，在满足安全的基础上，根据实际发生的紧急情况，分别调度相应发电机组。

(6) 月度交易结束后，国调中心将预挂牌执行结果反馈至北京 电力交易中心进行信息公布。

(7) 北京电力交易中心根据实际的调度结果匹配形成标准化的 交易合约，于月后一并结算。

5. 对于已经形成的应急支援交易，在月内没有出现电力供需不平衡 等紧急事项时，该合约自动失效。

6. 当紧急情况发生时，未开展应急支援交易或无购、售电方申报， 可由国调中心及其分中心以调度指令的方式按照“先调电、后结 算”的原则安排省间电力电量支援。售电方上网价格为紧急支援 时段本地承担紧急支援发电任务机组的标杆上网电价，购电方价 格为售电方价格与输配电价格(含网损)、政府性基金和附加总 和，并以购电方本地燃煤发电机组标杆上网电价的1.2倍为上 限。

7. 其他规定同7. 6.1。

7.6.3新能源发电企业的预挂牌交易

1. 视市场发展情况，由北京电力交易中心组织开展省间新能源的低 谷电量(电力)交易，主要采用预挂牌的方式组织。

2. 在新能源发电企业的省间月度双边协商、集中竞价交易闭市后当 曰，预挂牌交易开市，交易申报时间原则上为1个工作曰。

3. 交易组织流程：

(1) 新能源发电企业申报其需要消纳弃风、弃光电量的交易时 段、交易量(容量)与交易价格。

(2) 其他市场主体对应申报其预期消纳新能源的交易量(容量) 与交易价格。

(3) 交易双方按照申报价格排序，新能源发电企业按照售出价 格由低到高排序，其他市场主体按照购入价格由高到低排 序，分别形成优先中标序列。

(4) 北京电力交易中心于申报结束后当日，对预挂牌交易申报 信息进行封存，并提交至囯调中心用于月内实际调度执行。

(5) 在月内新能源消纳困难的时段，国调中心应按照预挂牌的 机组中标序列，在满足安全的基础上，以最大化新能源消 纳为目标，分别调控相应发电机组。

(6) 北京电力交易中心根据实际的调度结果匹配形成标准化的 交易合约，于月后一并结算。北京电力交易中心于1个工作日内发布预挂牌交易结果。

其他规定同7.6.1。

8. 价格机制

8.1价格机制

1. 省间交易的成交价格主要通过双边协商、集中竞价和挂牌三种交 易组织方式确定，第三方不得干预。

2. 国家指令性计划和政府间协议价格应随着电量计划和政府定价 的放开釆取市场化定价方式，已建立市场化价格机制的执行现行 价格机制。政府价格部门将积极参与省间电力市场价格机制的评 估完善。

3. 双边协商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。

4. 省间交易中购电省电网企业的购电价格由售电价格、输电价格和 网损构成，购电省电力用户和售电公司还需缴纳输配电价。

5. 售电省发电企业和购电省电网企业均可申报价格，实行竞价上网 外送。

6. 采用集中竞价交易方式时，对购电方报价可实行最高限价和最低 限价，对售电方报价可实行最高限价和最低限价。最低限价和最 高限价标准一般由政府有关部门核定后发布。

7. 省间输电通道的输电费按照国家价格主管部门核定标准执行。

8. 省间交易输电损耗按照国家价格主管部门核定标准执行。

9. 集中竞价釆用统一出清方式时，可以根据购方申报曲线与售方申 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;釆用撮合成交方式时，根据各交易匹配对的申报 价格形成成交价格。

8.2基金与附加

1. 电力用户(含委托电网企业、售电公司代理交易的电力用户)按 照所在地区政府性基金和附加标准，缴纳政府征收的各项基金和 附加，该费用由所在省(市、自治区)电网企业代收。

2. 非水可再生能源参与省间交易的，其享受的可再生能源电价附加 补助资金不受影响。

3. 参与省间交易的两部制电价市场主体，基本电价按现行标准执 行。

8.3回购、转让交易价格

1. 回购交易原则上不再收取输电费用，转让交易应按潮流实际情况 考虑输电费和网损。转让交易原则上应符合“可再生能源优先、 节能环保优先”的原则。

2. 合同电量转让交易价格为合同或指标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。

3. 回购、转让交易的补偿价格按如下规定执行：

(1) 回购交易合同中的补偿价格包括：发电环节、输电环节、 网损变化等各项费用，补偿价格和违约金标准按国家有关 规定执行或交易各方协商确定，并在合同中加以明确。

(2) 转让交易合同中的补偿价格包括：发电环节、输电环节、网损变化等各项费用，补偿价格和违约金标准按国家有关 规定执行或由交易各方协商确定，并在合同中加以明确。

(3) 对输电方原则上按照合同双方协商约定执行，补偿费用最 高不超过合同约定输电费。

9. 合同管理

9.1合同类型

1. 按照交易期限，交易合同可以分为多年交易合同、年度交易合同、 季度交易合同、月度交易合同、月内多曰交易合同等。

2. 按合同生成方式，交易合同可以分为集中竞价交易合同、双边协 商交易合同、政府下达的公益性和调节性发用电计划(优先发用 电权)合同等。

3. 根据合同用途，交易合同可以分为电能交易合同、回购交易合同、 转让交易合同、置换交易合同、委托代理协议等。

9.2合同形式

1. 电网企业与发电企业、发电企业与电力用户(或售电公司)、电 网企业相互之间的年度及以上省间交易合同釆用合同书形式签 订。特殊情况下，月度、月内多日合同可釆用交易单(或电子确 认单)等方式。

2. 条件具备后，所有合同均应通过电力交易平台签订电子合同。

3. 集中竞价交易以市场主体交易前签订的承诺书和发布的交易结 果为依据，可不再另外签订有关合同。

9.3合同内容

9.3.1多年交易合同

1. 多年交易合同依据国家计划、政府间协议和多年交易组织结果签 订。合同内容须参照国家有关部门颁布的相关合同示范文本。

2. 依据多年交易组织结果签订的合同，内容包括：交易主体、交易 时间、交易电量、交易电力、交易价格、输电通道、输电费用、 交易计量、电量电费结算、不可抗力、争议解决、调整和违约、 特别约定等。

3. 多年交易年度补充合同签订，可根据电力供需形势变化，每年协 商达成年度交易具体安排，作为多年交易合同的细化和落实。

9.3.2年度交易合同

1. 年度交易合同依据国家计划、政府间协议和多年交易组织结果签 订。合同内容须参照国家有关部门颁布的相关合同示范文本。

2. 依据年度交易组织结果签订的，内容包括：交易主体、交易时间、 交易电量、交易电力、交易价格、输电通道、输电费用、交易计 量、电量电费结算、不可抗力、争议解决、调整和违约、特别约 定等。

3. 年度交易合同中，交易电量和交易电力须明确分月安排。

4. 年度合同转让交易合同依据交易结果和原合同约定签订。出让方 通过电力交易平台向北京电力交易中心申报交易标的，合同内容 包括：转让交易主体、交易期限、转让电力、转让电量、交易价格、原转让方合同价格、补偿价格、交易计量、电量电费结算、 特别约定等内容。

5. 季度交易合同参考年度交易合同执行。

9.3.3月度及短期交易合同

1. 月度、月内多日交易合同依据交易组织结果签订。

2. 交易单(或电子确认单)应包括：交易主体、交易时间、交易电 量、交易电力、交易价格、输电通道、输电费用、交易计量、特 别约定等。

3. 合同回购交易依据交易结果和原合同约定签订。合同签订内容包 括：回购交易主体、交易期限、回购电力、回购电量、补偿价格、 电量电费结算、特别约定等内容。

4. 月度合同转让交易合同依据交易结果和原合同约定签订。出让方 通过电力交易平台向北京电力交易中心申报交易标的，合同内容 包括：转让交易主体、交易期限、转让电力、转让电量、交易价 格、原转让方合同价格、补偿价格、交易计量、电量电费结算、 特别约定等内容。

5. 合同置换交易合同依据交易结果和原合同约定签订。合同内容包 括：置换交易主体、交易期限、置换电力、置换电量、交易价格、 补偿价格、交易计量、电量电费结算、特别约定等内容。

9.3.4委托合同

1. 发电企业委托电网企业代理参加省间电力交易的，双方须签订委托代理协议。合同期内，代理关系不得变更。

2. 委托代理协议内容应包括：发电企业委托电网企业参与交易的机 组范围和容量、委托期限、委托电量和价格的范围、交易电量的 分配原则、约束条件、争议解决、不可抗力、调整和违约、相关 权利和义务等内容。

9.4合同签订

1. 多年交易合同、年度交易合同原则上在交易开始执行前完成合同 签订，最晚应在参与结算前完成合同签订。

2. 未完成签订的多年交易合同、年度交易合同，交易机构按照交易 组织结果和相应年度、月度交易计划执行。

3. 具备电子合同签订条件后，应在交易结果确认后，由电力交易平 台自动生成交易合同，相关市场主体应当在成交信息发布后的3 个工作日内，通过电力交易平台签订电子合同。

4. 多年交易年度补充合同，应随年度交易合同一并开展签订工作。

5. 未完成签订的多年交易年度补充合同，交易机构按照多年交易合 同和相应年度、月度交易计划执行。

6. 月度、月内多曰交易合同在交易结果达成后3个工作曰内完成合 同签订。

7. 集中竞价交易原则上不再签订书面合同，以市场主体参与交易前 签订的交易承诺书和发布的交易结果作为执行、结算和违约处理 的依据。

9.5合同调整

1. 交易各方可根据电力供需形势变化，经协商一致，对交易合同中 未发生的交易电量和分月安排等内容，在合同执行周期内进行调 整。

2. 多年交易合同电量可在年度之间进行调整，多年交易年度补充合 同、年度交易合同及分月安排可在月度之间进行调整。

3. 对交易合同中的交易价格、交易期限等合同要素进行调整时，应 签订相关调整变更协议，明确调整内容，经北京电力交易中心合 规性校核和电力调度机构安全校核后执行。

4. 回购、转让交易合同作为新交易合同执行。除交易各方特别约定 外，涉及原合同交易主体的相关权利义务视为已履行完毕，涉及 原合同的相关条款自动终止。

9.6合同解除

1. 根据国家法律法规的规定，交易合同需要解除的，按相关规定执 行。

2. 交易各方协商一致，可以解除交易合同。合同解除时，须按照原 交易合同形式，签订解除协议。合同解除后，已履行部分不再返 还，尚未履行部分不再履行。

9.7其他

1. 各类交易合同调整、解除应不违反国家法律、强制性法规，不违反市场交易规则，不妨碍第三方利益。

2. 若发生不可抗力，完全或部分地妨碍合同一方履行合同项下的任 何义务，则该方可免除或延迟履行其义务，但法律另有规定的除 外。必要时，可适当修改合同。

10. 安全校核与交易执行 10.1安全校核

1. 电力调度机构严格按照调度管辖范围开展中长期安全校核工作， 对所出具的安全校核意见负责。

2. 省间交易安全校核由国调中心统一牵头，交易涉及的发、输、供 各环节有关电力调度机构按照调度管辖范围分头开展安全校核， 国调中心汇总各调度部门出具的安全校核意见，提交至北京电力 交易中心。

3. 地区内省间交易(包括阳城、锦界、府谷等点对网交易)安全校 核由国调中心相关调控分中心统一牵头，省间交易涉及的发、输、 供各环节，有关电力调度机构按照调度管辖范围分头开展安全校 核，相关调控分中心汇总各调度部门出具的安全校核意见，提供 地区交易部。

4. 京津唐电网内中长期安全校核由华北调控分中心统一组织，北 京、天津、冀北调度按照调度管辖范围分头开展安全校核，华北 调控分中心汇总形成统一意见，提交至北京电力交易中心。

5. 中长期安全校核按照年度、月度、月内三个周期进行。开展年度 校核的交易时间范围为次年1月1日至次年12月31日;开展月 度校核的交易时间范围为次月1日至次月底;开展月内校核的交 易时间范围为申请曰后第6个工作曰开始至本月底。

(1) 多年、年度交易纳入年度校核。对于多年交易，由北京电 力交易中心每年提出次年交易校核申请，国调中心负责开展次年交易校核，逐年提供校核结果。

(2) 季度交易等年内多月交易、月度交易纳入月度校核。对于 多月交易，由北京电力交易中心每月提出次月交易校核申 请，国调中心负责开展次月交易校核，逐月提供校核结果。

(3) 跨月多曰交易和月内多曰交易纳入月内校核。对于跨月多 曰交易，由北京电力交易中心将本月内交易结果提供至国 调中心开展月内校核，次月及之后各月的交易结果纳入月 度校核。

6. 中长期安全校核遵循总量校核原则，针对发电计划单元、输电通 道的年度、月度等周期优先发电计划和各类交易的总电量(总电 力曲线)开展校核，校核内容主要包括调峰能力校核、电网阻塞 校核和最小方式校核。

7. 电力中长期交易、合同调整和合同交易必须经安全校核后方可生 效。原则上年度校核时间不超过7个工作日，月度校核时间不超 过3个工作日，月内校核时间不超过2个工作曰。

8. 为保障系统整体备用和调频调峰能力，在各类市场交易开始前， 相关电力调度机构可根据机组可调出力、检修天数、系统净负荷 曲线以及电网约束情况，折算得到各机组的电量上限，并向相关 电力交易机构提供信息。

9. 国调中心在各类市场交易开始前应按规定及时提供关键通道输 电能力、关键设备停电检修计划等电网运行相关信息，由北京电 力交易中心在信息披露中予以公布。

10. 安全校核应在规定的期限内完成。相应调度部门需出具安全校核结果，一般为“校核通过”或“校核不通过”，若不通过应说明具体 原因，由北京电力交易中心予以公布。

11. 安全校核未通过时，由北京电力交易中心按照交易组织时序逆序 调减无约束成交结果，直至通过安全校核。安全校核需调减售电 方申报电量时，双边协商交易和挂牌交易按照“可再生能源优先、 节能环保优先”的顺序逆序调减;集中竞价交易按照“价格优先、 可再生能源优先、节能环保优先”的顺序逆序调减;优先级相同 时，按照“时间优先”的顺序逆序调减;当以上条件均相同时，按 照申报电量等比例调减，直至通过安全校核。

12. 对于在双边协商交易中约定交易电力曲线的，相应调度部门在安 全校核时，在前述基础之上，按照“电力曲线优先’’的顺序逆序调 减，直至通过安全校核。

13. 电力系统发生紧急情况时，相应调度部门可基于安全优先的原则 实施调度，并在事后向国家能源局派出机构和相关政府电力管理 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。

10.2交易计划编制

1. 交易计划包括年度交易计划、月(季)度交易计划。根据省间优 先发电计划(或月度分解)、省间电力直接交易、省间外送交易、 合同交易等结果形成。

2. 交易计划应包括交易曲线(电力及电量)、交易类型、交易时间、 交易通道、计量关口等要素。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。

3. 市场主体对月度交易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。

10.3交易计划调整

1. 北京电力交易中心可根据电力市场实际情况，对交易计划进行调 整。相关市场主体于每月最后一周前向北京电力交易中心提出计 划调整申请，北京电力交易中心组织交易各方协商一致后，下达 交易计划调整单，作为交易调整、电量结算的依据。

2. 交易计划调整时，原则上先调整非国家计划和政府间协议交易， 后调整国家计划和政府间协议交易;同类交易需要调整时，按照 “价格优先、可再生能源优先、节能环保优先”的原则，逆序调减 电量，之后形成交易计划;开展预挂牌交易的地区，优先根据预 挂牌交易调整交易计划，之后根据调整应急支援交易调整交易计 划。

3. 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则 实施调度，并在事后向国家能源局派出机构和相关政府电力管理 部门书面报告事件经过并备案。同时，向北京电力交易中心提供 相关信息，作为开展交易结算的依据。

4. 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。

5. 交易计划调整时应做好记录，并按照有关要求向国家能源局派出 机构和相关政府电力管理部门书面报告事件经过并备案。

6. 月度总发电计划形成与执行：

(1) 调度部门按照调度管辖范围，根据交易各方协商一致的年 度合同按月分解电量计划和各类月度交易成交结果，编制 发电企业的月度总发电计划。

(2) 调度部门负责根据月度总发电计划，合理安排电网运行方 式和机组开机方式。

(3) 调度部门应制定发电调度规则，包括发电计划分解、编制 及调整等相关内容，经国家能源局派出机构和相关政府电 力管理部门同意后执行。

(4) 发电企业对月度总发电计划执行偏差提出异议时，相应调 度部门应出具说明，北京电力交易中心公布相关信息。

(5) 电力系统发生紧急情况时，调度部门按照安全优先的原则 实施调度，事后应及时披露事故情况及计划调整原因;影 响较大的，应及时向国家能源局派出机构和相关政府电力 管理部门报告。

10.4交易执行优先级 10.4.1交易周期执行优先级

I级：多年交易，包括多年交易合同、多年交易年度补充合同、 多年交易转让/回购交易合同。

II级：年度交易，包括年度交易合同、年度交易转让/回购交易 合同。

III级：月度(含季度)交易，包括月度交易合同、月度交易转让/回购交易合同。

IV级：月内多日交易，包括月内多日交易合同及其他。

10.4.2交易品种执行优先级

1. 省间优先发电合同交易优先保障完成。

2. 除优先发电合同交易外，同一交易周期内的可再生能源交易优先 于其他省间交易。

3. 其他交易品种优先级相同。

10.4.3交易计划调减原则

1. 一般按交易执行优先级顺序逆序调减。

2. 对于交易组织方式相同的，遵循“价格优先、可再生能源优先、 节能环保优先’’原则，按顺序逆序调减。

3. 以上原则都相同的交易，则按申报电量等比例调减。

10.4.4交易计划恢复原则

一般按交易执行优先级顺序恢复。对于交易组织方式相同的，按 合同签订时间先后顺序恢复;时间相同的，按申报电量等比例恢复。

11. 计量与结算

11.1计量点设置

1. 发电企业上网电量计量点一般设在产权分界点，并由发电企业、 电网企业在相关合同中进行约定。

2. 输电电量计量点原则上应按输电价格核准文件中有关规定设置 或与购电电量计量点保持一致。

3. 电能结算关口计量点应由电网企业与相关主体在有关交易合同 中明确约定，若发生变更，交易各方应以书面方式进行确认。

11.2计量装置

1. 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。

2. 所有的上网点及联络线关口必须安装计量装置;其中省间输电线 路两侧均应安装计量装置。

3. 电能计量装置应安装在尽量靠近电能量计量点的位置。

4. 各市场主体必须保证本侧计量装置的精确度达到规则和国家、行 业的要求，并能接入相应的电能量釆集系统。

5. 计量装置需定期进行检定和校验，对于未经检验或超过检验周期 未检定的计量装置，不得使用。

6. 安装主、副表计的，应将主表和副表应安装在同一计量点，主副 两套计量表计一经确认，不得改变。