海南电力中长期交易基本规则（暂行）出台：发用两侧采用月结年清结算方式

2018-11-27 11:35:54 南方能监局　点击量：评论 (0)

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，应当启动电力现货市场建设，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。

南方能监局日前发布了关于印发《海南电力中长期交易基本规则(暂行)》的通知，提出：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，应当启动电力现货市场建设，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。

交易品种包括电力直接交易、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿(交易)机制等。条件具备后可开展分时(如峰谷平)电量交易，同时鼓励双边协商交易约定电力交易(调度)曲线。

电力中长期交易主要按照年度和月度开展。有特殊需求的，也可以按照年度以上、季度或者月度以下周期开展交易。

电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行，但是双边协商交易应当作为主要的交易方式。

中长期合同执行偏差通过在发电侧采用滚动调整方式。发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整，用户侧合同电量可以月结月清，也可以按月滚动调整。采用本方式导致的发电企业优先发电和基数电量合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。

发用两侧采用月结年清的结算方式。发电侧先结算市场电量，再结算优先发电、基数电量，实际上网电量与月度交易计划之间的偏差，滚动调整下月优先发电、基数电量计划。因发电侧原因导致实际上网电量小于市场电量的，且负偏差超过允许范围的，对负偏差允许范围外电量进行考核。

用户侧实际用网电量超过市场电量，且正偏差超过允许范围的，正偏差允许范围外电量按其目录电价的一定比例进行结算;用户侧实际用网电量少于市场电量，且负偏差超过允许范围的，对负偏差允许范围外电量进行考核。

详情如下：

关于印发《海南电力中长期交易基本规则（暂行）》的通知

海南电网公司，海南电力交易中心，各有关发电企业、售电公司、电力用户：

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、《海南省深化电力体制改革试点方案》等文件精神，规范推进海南省电力市场化交易，依法维护市场秩序，根据国家发展改革委、国家能源局印发的《电力中长期交易基本规则(暂行)》等有关规定，结合海南省实际，我局组织制定了《海南电力中长期交易基本规则(暂行)》，现印发给你们，请遵照执行。

南方能源监管局

2018年11月23日

海南电力中长期交易基本规则（暂行）

第一章总则

第一条为规范海南电力中长期交易行为，依法维护电力市场主体的合法权益，根据国家发展改革委、国家能源局《电力中长期交易基本规则(暂行)》，结合海南实际，制定本规则。

第二条本规则适用于海南省开展的电力直接交易、合同电量转让交易等。

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，开展的年、季、月、周等日以上的电力交易。

优先发电电量和基数电量现阶段视为厂网双边交易电量，通过签订厂网间购售电合同明确，纳入电力中长期交易范畴，其全部电量交易、执行和结算均需符合本规则相关规定。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当严格遵守市场规则，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。

第五条国家能源局南方监管局根据职能依法履行海南电力中长期交易监管职责。

第二章市场成员

第六条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。

第七条发电企业的权利和义务：

(一)按照规则参与电力市场交易，执行优先发电等合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同;

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;

(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按照规定提供辅助服务;

(四)按照规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(五)法律法规规定的其他权利和义务。

第八条电力用户、售电企业的权利和义务：

(一)按照规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息;

(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务，按照规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等;

(三)按照规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按照调度机构要求安排用电;

(五)遵守海南省政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰;

(六)法律法规规定的其他权利和义务。

第九条独立辅助服务提供者的权利和义务：

(一)按照规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同;

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;

(三)服从电力调度机构的统一调度，按照调度指令和合同约定提供辅助服务;

(四)按照规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息;

(五)法律法规规定的其他权利和义务。

第十条电网企业的权利和义务：

(一)保障输配电设施的安全稳定运行;

(二)为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;

(三)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;

(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;

(五)按照规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加等;

(六)预测并确定优先购电用户的电量需求，执行厂网间优先发电等合同;

(七)按照政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同;

(八)按照规定披露和提供信息;

(九)法律法规规定的其他权利和义务。

第十一条电力交易机构的权利和义务：

(一)组织各类交易，负责交易平台建设与运维;

(二)拟定相应电力交易实施细则;

(三)编制交易计划;

(四)负责市场主体的注册管理;

(五)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;

(六)监视和分析市场运行情况;

(七)建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统;

(八)配合能源监管机构对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议;

(九)按照规定披露和发布信息;

(十)法律法规规定的其他权利和义务。

第十二条电力调度机构的权利和义务：

(一)负责安全校核;

(二)按照调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全;

(三)向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能;

(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行(因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任);

(五)按照规定披露和提供电网运行的相关信息;

(六)法律法规规定的其他权利和义务。

第三章市场准入与退出

第十三条参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。

内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授权，可以参与相应电力交易。

第十四条参与电力市场的发电企业、售电公司、电力用户应当符合国家、海南省有关准入条件，进入海南省公布的目录，并按照程序完成注册后方可参与电力市场交易。

第十五条电力直接交易的基本市场准入条件：

(一)发电企业基本准入条件

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，可以作为合格的市场主体参与市场交易。

(二)电力用户基本准入条件

1.符合国家和地方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;

2.拥有自备电源的用户应当按照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;

3.符合电网接入规范，满足电网安全技术要求。

(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。

第十六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。第十七条发电企业、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，逐步取消目录电价;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。

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，向能源监管机构、政府部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易机构网站向社会公布。

第十八条市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照电力市场交易规则的规定，向电力交易机构提出变更或撤销注册;经公示后，方可变更或者撤销注册。

当已完成注册的市场主体不能持续满足市场准入条件时，经能源监管机构核实、确认后由电力交易机构予以注销注册。

第十九条市场主体进入市场后退出的，原则上 3 年内不得参与电力市场交易，由海南省政府相关部门向社会公示。

第二十条市场主体被强制退出或者自愿退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。

第四章交易品种、周期和方式

第二十一条交易品种包括电力直接交易、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿(交易)机制等。

条件具备后可开展分时(如峰谷平)电量交易，同时鼓励双边协商交易约定电力交易(调度)曲线。

合同电量转让交易主要包括优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同等转让交易。

发电企业之间以及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，经电力调度机构安全校核通过后，由另一方代发(代用)部分或全部电量，在事后补充转让交易合同，并报电力交易机构。

第二十二条电力中长期交易主要按照年度和月度开展。有特殊需求的，也可以按照年度以上、季度或者月度以下周期开展交易。

第二十三条电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行，但是双边协商交易应当作为主要的交易方式。

(一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量(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。

(二)集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力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;鼓励按照峰、平、谷段电量(或者按照标准负荷曲线)进行集中竞价。

(三)挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，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。

第二十四条拥有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同等的发电企业，拥有直接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。直接交易合同转让交易的受让方应当符合市场准入条件。

享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”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。

第五章价格机制

第二十五条电力中长期交易的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;计划电量应当随着政府定价的放开采取市场化定价方式。

第二十六条电力直接交易按照核定的输配电价执行。相关政府性基金及附加按照国家有关规定执行。

第二十七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者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)。

第二十八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、回购不收取输电费和网损。

第二十九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、谷电价按照现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用;也可以按照直接交易电价结算，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，按照直接交易电价结算。

第三十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;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。

第六章交易组织

第一节交易时序安排

第三十一条开展年度交易时遵循以下顺序：

(一)确定省内优先发电(燃煤除外)。结合电网安全、供需形势、电源结构等，科学安排本地优先发电。首先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时以及可再生能源调峰机组优先发电，其次按照二类优先发电顺序合理安排。优先发电机组参与电力直接交易时，应当制定措施保障落实。

(二)开展年度双边交易、年度集中竞价交易(挂牌交易视同集中竞价交易，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交易。

(三)确定燃煤发电企业基数电量。根据年度发电预测情况，减去上述环节优先发电和年度交易结果后，如果不参与市场用户仍有购电需求，则该部分需求在燃煤发电企业中分配，作为其年度基数电量。有序放开海南省发用电计划，按照国家发展改革委、国家能源局确定的比例逐年缩减燃煤发电企业基数电量，直至完全取消。

(四)电力交易机构在各类年度交易结束后，应当根据经安全校核后的交易结果，于 12 月底前将优先发电合同、基数电量合同、双边和集中竞价的直接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。电力调度机构应当按照该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。

第三十二条年度交易开始前仍未确定优先发电的，电力调度机构可参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行。

第三十三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交易。

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交易。

第三十四条合同转让交易原则上应当早于合同执行 3 日之前完成，市场主体签订电力电量购售合同后即可进行转让。

第二节年度优先发电合同签订

第三十五条根据海南省确定的省内优先发电，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。

第三节年度双边交易

第三十六条每年 12 月初，电力交易机构应当通过交易平台发布次年度双边交易相关市场信息，包括但不限于：

(一)次年关键输电通道剩余可用输送能力情况;

(二)次年直接交易电量需求预测;

(三)次年各机组可发电量上限。

第三十七条年度双边交易主要开展直接交易、合同转让交易。

第三十八条市场主体经过双边协商分别形成年度双边直接交易和年度双边合同转让交易的意向协议，并在年度双边交易闭市前，通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。年度双边交易的意向协议应当提供月度分解电量。

第三十九条电力交易机构在年度双边交易闭市后第 1 个工作日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，电力调度机构应当在 5 个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。

第四十条电力交易机构在电力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在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应当在结果发布当日通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。

交易结果确认后，由技术支持系统自动生成年度双边直接交易和年度双边合同电量转让交易合同，相关市场主体应当在成交信息发布后的 3 个工作日内，通过技术支持系统签订电子合同。

第四节年度集中竞价交易

第四十一条每年 12 月中旬，电力交易机构通过技术支持系统发布次年度集中竞价市场相关信息，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;

(二)次年集中竞价直接交易电量需求预测;

(三)次年各机组剩余可发电量上限。

第四十二条年度集中竞价交易主要开展直接交易和合同电量转让交易。每类集中竞价交易自开市至闭市原则上不超过 2个工作日。

第四十三条年度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户通过技术支持系统申报分月电量、分月电价。技术支持系统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。

第四十四条报价结束后，技术支持系统考虑安全约束自动生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公布。电力调度机构应当在 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，通过技术支持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。

第五节年度基数电量合同签订

第四十五条根据燃煤发电企业基数电量安排，在每年 12月底前签订厂网间年度购售电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。

第四十六条基数电量确定后，偏差主要通过市场方式处理。

第六节月度双边交易

第四十七条每月上旬，电力交易机构应当通过交易平台发布次月双边交易相关市场信息，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;

(二)次月直接交易电量需求预测;

(三)次月各机组可发电量上限。

第四十八条月度双边交易自开市至闭市原则上不超过 3个工作日。月度双边交易主要开展直接交易和合同转让交易。

第四十九条市场主体经过双边协商分别形成月度双边直接交易和月度双边合同转让交易的意向协议，并且在月度双边交易市场闭市前，通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议(包含互保协议)。

第五十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相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在 2 个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。

第五十一条电力交易机构在电力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。

交易结果确认后，由技术支持系统自动生成月度双边直接交易和月度双边合同电量转让交易合同，相关市场主体应当在成交信息发布后的 3 个工作日内，通过技术支持系统签订电子合同。

第七节月度集中竞价交易

第五十二条每月中下旬，电力交易机构通过技术支持系统发布次月集中竞价市场相关信息，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;

(二)次月集中竞价直接交易电量需求预测;

(三)次月各机组剩余可发电量上限。

第五十三条月度集中竞价交易主要开展直接交易和合同电量转让交易。每类集中竞价交易自开市至闭市原则上不超过 2个工作日。

第五十四条月度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户通过技术支持系统申报电量、电价。技术支持系统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。

第五十五条报价结束后，技术支持系统考虑安全约束自动生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在 2 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，通过技术支持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。

第五十六条电力交易机构在各类月度交易结束后，应当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。

第八节临时交易与紧急支援交易

第五十七条可再生能源消纳存在临时性困难时，可与其他省(区)市场主体通过自主协商方式开展跨省临时交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。

第五十八条为保障海南电力系统运行安全，应当事先约定跨省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，由电力调度机构组织实施。

第七章安全校核与交易执行

第五十九条电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同调整和合同电量转让必须通过电力调度机构安全校核。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。

第六十条为保障系统整体的备用和调频调峰能力，在各类市场交易开始前，电力调度机构可以根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况，折算得出各机组的电量上限，对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。

第六十一条电力调度机构在各类市场交易开始前应当按照规定及时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。

第六十二条安全校核应当在规定的期限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力交易机构予以公布。

第六十三条安全校核未通过时，对于双边协商交易，按照时间优先、等比例原则进行削减;对于集中竞价交易，按照价格优先原则进行削减，价格相同时按照发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的，可以转让。

第六十四条电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可以基于安全优先的原则实施调度，并在事后向能源监管机构和政府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。

第六十五条电力交易机构根据各年度合同中约定的月度电量分解安排和各类月度交易成交结果(合同)，形成发电企业的月度发电安排，包括优先发电、基数电量和各类交易电量。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。

第六十六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。

对于电力直接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，电力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，按照合同约定曲线形成次日发电计划。

未约定交易曲线的电力直接交易合同以及优先发电合同和基数电量合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。

第八章合同电量偏差处理

第六十七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。

第六十八条中长期合同执行偏差通过在发电侧采用滚动调整方式。发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整，用户侧合同电量可以月结月清，也可以按月滚动调整。采用本方式导致的发电企业优先发电和基数电量合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。

第九章辅助服务

第六十九条辅助服务执行南方区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则。

第七十条辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。

第七十一条按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。

第七十二条鼓励采用竞争方式确定辅助服务提供主体。电力调度机构根据系统运行需要，确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务。

第七十三条电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。

第七十四条用电侧未实行峰谷电价的，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度。电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为负。与贡献度为正的电力用户签订直接交易合同的电厂，免除相应直接交易电量调峰补偿费用的分摊。

电力直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用;剔除直接交易曲线后的剩余发电曲线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。

第七十五条加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧响应，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。

第十章计量和结算

第七十六条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，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变(线)损。

第七十七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。

第七十八条电网企业应当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，并向电力交易机构提交。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。

第七十九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。其中，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。

第八十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，可暂时保持现有计量抄表方式不变。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。

第八十一条市场主体接收电费结算依据后，应当进行核对确认，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。

第八十二条发用两侧采用月结年清的结算方式。发电侧先结算市场电量，再结算优先发电、基数电量，实际上网电量与月度交易计划之间的偏差，滚动调整下月优先发电、基数电量计划。因发电侧原因导致实际上网电量小于市场电量的，且负偏差超过允许范围的，对负偏差允许范围外电量进行考核。

第八十三条对于电网故障、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。

第八十四条发电侧、电网侧、用户侧考核费用按有关规定执行。

第十一章信息披露

第八十五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。

第八十六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。

第八十七条在确保安全的基础上，市场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。

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。

第八十八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。