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. 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。

11.3计量数据采集

1. 有功电量的计量数据应按一个交易时段为一个釆样周期进行。经 各市场主体协商同意，可以用交易时段(以分钟为单位)的约数 作为一个釆样周期。

2. 电网企业负责建立从各计量装置到计量数据库的计量数据釆集 技术支撑系统并确保数据传输正确性。

3. 电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录和釆集发电企业(机 组)和联络线电能计量装置数据，并提交电力交易机构。

4. 市场主体必须保证每一计量装置都与数据釆集系统实时计量数 据传输。

11.4计量数据确认和替代方法

1. 计量数据确认及替代方法，应由市场主体协商一致。对于装有主 表，副表两套电能表的计量点，以主表计量数据作为结算依据， 副表作为核对之用。当主表发生故障时，应釆副表数据作为计量 数据。

2. 若尚未安装副表，或当主副二套表计同时发生故障时，以可替代 的计量表计记录的数据折算必要的电量(线损、变损、厂用电等)后作为替代电量数据。替代电量数据需经各相关市场主体共同确 认。如各方不能达成确认意见，由国家授权的计量检定机构出具 电量认定意见。

3. 当出现计量数据不可用时，由电能计量检定机构确认并出具报 告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。

11.5电量结算

11.5.1电量结算原则

1. 北京电力交易中心负责通过电力交易平台，向开展电力交易的市 场主体和其所在地区电力交易机构出具电量结算凭证，电网企业 根据相关规则进行资金结算。

2. 北京电力交易中心负责提供电网企业省间交易电量、发电企业直 接通过联络线外送电量的结算凭证，其他发电企业、电力用户的 电量结算凭证由市场主体所在省交易中心负责提供，所在电网企 业承担保底外送(外购)任务。

3. 相关电力交易机构可通过电力交易平台，将北京电力交易中心出 具的结算凭证作为固定结算边界,结合市场主体省内交易的结算 结果，一并出具结算凭证。

4. 交易结算釆用按曰清分、月结算、按照合同周期清算方式，必要 时进行年终清算。

5. 结算凭证按照交易结算顺序出具，须明确合同电量及偏差。

6. 市场主体省间交易电量结算优先于省内交易电量结算。

7. 交易执行优先级作为电量结算优先级的参考，其中电力用户参与的直接交易和受端发电企业参与的发电权交易优先结算，其他类 型交易按以下优先级执行：

(1) 省间优先发电电量优先结算。

(2) 多年交易结算，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。

(3) 年度交易结算，包括年度交易合同、年度交易转让/回购交 易合同。

(4) 月度交易结算，包括月度交易合同、月度交易转让/回购交 易合同。

(5) 月内多日交易结算，包括月内多日交易合同及其他。

8. 若发电、供电调度计划调整，则以国调中心提供的曰前初始计划 和实际执行计划，结合北京电力交易中心月度交易共同作为电量 结算依据。偏差电量按照第12章相关原则进行结算和考核。

11.5.2电量结算流程

1.发电企业、售电公司、电力用户结算关口和省间输电通道的关口 表计的抄表例日原则上为每月1曰，该日抄录上月月末日24时 电表冻结数。正式结算数据准备。具体流程如下：

(1 )电网企业向北京电力交易中心提供所有交易计量点日和月 合计电量数据，必要时提供96点交易计算数据。定期向北 京电力交易中心提供政府相关部门电价批复和调整信息。

(2) 发电企业向北京电力交易中心和有关省电力交易机构提供 发电企业日和月合计交易计量点电量数据、定期向北京电力交易中心和有关省电力交易机构提供政府相关部门电价 批复和调整信息。

(3) 对于需要日计划作为结算依据的电力交易，电网企业向北 京电力交易中心提供日前初始计划和日前、日内的临时调 整计划。

2. 省间交易结算。具体流程如下：

(1) 每月前5个工作曰内，北京电力交易中心根据相关结算规 则和偏差电量处理原则将上月省间交易结算电量进行分解 结算，编制省间交易核对结算单，并将核对结算单发至相 关市场主体和电力交易机构进行核对确认。

(2) 相关交易主体在收到核对结算单后2个工作曰内对结算电 量数据进行核对确认，逾期则视为已确认。

(3) 每月前9个工作日内，北京电力交易中心出具上月省间交 易正式结算单。

(4) 相关电力交易机构，应依据上月省间交易正式结算单，对 上月相关发电企业电能正式结算单中省间交易电量数据进 行修正。

11.6电费结算

1. 原则上，由北京电力交易中心向相关市场主体出具结算依据。

2. 市场交易电力用户(或售电公司)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。

3. 发电企业的电费构成包括：电量电费、偏差考核费用等。

4. 电力用户(或售电公司)的省间交易电量只结算电度电费，容量 电费、代收基金及附加、力率考核电费按相关规定结算。

5. 电网企业根据相关电力交易机构提供的电力交易结算凭证按照 合同约定在规定时限内进行结算，并向电力用户收取电费、向发 电企业支付电费、向省间输电方支付输电费，向售电公司支付售 电服务费。

12. 偏差电量结算及考核 12.1概述

1. 建立偏差电量结算及考核机制，按照月清月结的方式，对省间交 易计划电量与实际上网电量之间的偏差进行结算并考核，不再进 行滚动调整。

2. 北京电力交易中心负责发电企业直接通过联络线外送电量的偏 差结算及考核;其他发电企业、电力用户的电量偏差结算及考核 按照市场主体所在省交易中心的相关办法执行，办法及执行结果 应报北京电力交易中心备案。

3. 当在月内交易执行过程中因客观因素预计出现较大电量偏差时， 可由有关市场主体提出申请，申请包括：偏差原因、偏差类型(如 正偏差、负偏差等)、影响电量等，北京电力交易中心组织有关 市场主体协商一致后对计划进行调整，并以调整后的计划作为考 核基准。

4. 发生下列情况，可由市场主体申报免考核：

(1) 对于电网故障、电网改造、安全约束、重大检修计划调整、 水库防洪及应急调度等非自身原因导致的市场主体产生的 偏差电量。

(2) 对于国家政策调整、社会责任要求、签订外送合同的发电 侧省内突发性供需严重不平衡、极端环境变化等不可抗力 因素导致的市场主体产生的偏差电量。

5. 免考核申请由发电企业提出，一般由相关调度机构出具书面说明并提交至政府相关部门和北京电力交易中心备案，书面说明内容 应包括：偏差原因、偏差类型(如正偏差、负偏差等)、影响电 量，以此作为免考核凭证。

6. 由北京电力交易中心清算省间交易合同执行情况，以计量关口为 准，结算及考核方式如下：

(1) 若发电企业少发电量，则其少发部分按照细则规定支付考 核费用，并由交易双方在购售电合同中协商约定向输电方 支付的补偿费用，考核费用返还至购电侧电网企业及有关 市场主体。

(2) 若发电企业超发电量，则其超发部分按照细则规定结算。

7. 偏差考核产生的费用由北京电力交易中心在发电企业、受入省电 网企业和输电方之间进行结算。

12.2发电企业偏差结算及考核

1.发电企业月度电量结算分两部分：

(1) 年度优先发电计划按月分解的电量Qm，在月度交易前的 申报确认电量Q 申报优先5 按批复价格结算，收入IU先为：

R优先=Q轉做XP优先

(2) 省间市场化双边协商、集中竞价、挂牌等合同电量分别为

Q双边、Q集中、Q挂牌(下同)，其电量之和为Q 市场合同：

Q市场合同=0双边+Q集中+Q挂牌

市场化电量均按各个合同价格p双边、p集+和卩挂牌分别结算，

收入R市场合同为：

R市场合双边XP双边+Q集巾XP集巾+Q »XP挂牌

2. 发电企业偏差电量分两部分：

(1) 年度优先发电计划按月分解的实际上网电量Q 实际上网i-i 与月 度交易前申报确认电量Q 申报优先 的偏差电量Qmw为：

Q偏差i-i= Q实际上网i-i - Q申报优先

(2) 省间市场化交易的实际上网电量Q ^ 1.2与合同电量之和

Q市场合同 的偏差电量Q 偏差1-2为：

0偏差1-2= P实际上网1-2 - 0市场合同

3. 对于全部省间交易均约定交易曲线的售电侧主体，根据每日的实 际出力曲线考核偏差电量，结算及考核方式同12.2.1和12.2.2。

12.2.1优先发电电霣部分

1. 年度优先发电电量的偏差为发电企业在月度实际执行的优先发 电电量与年度优先发电计划按月分解电量在月度交易前申报确 认电量的差值。

2. 发电企业月度实际发电量Q 实际上网i-i 小于其月度交易前申报确认

的优先发电电量Q 时，首先按照政府批复的上网价格

结算实际电量，即：

若Q 实际上网1 -1

R优先=Q实际上网i-ix P优先

然后，因其自身原因导致的少发电量超过偏差考核比例D的部 分，按照政府批复上网价格P _的比例L支付偏差考核费用(省 间市场启动初期，暂设L=10%)，即：

若Q偏差1-1/ Q申报优先> D，则

R偏差1-1(小)=(Q偏差i-i-DxQ申报优先)xLxP优先

此时，月度优先发电电量收入R 月度优先(小)灰

R月度优先(小)=R优先-R偏差1-1 (小)-(Q偏差1-1_ DxQ中报优先)xc>

其中，为输电价格，C为输电费用补偿系数(省间市场启动 初期，暂设C=10%)，Cxp _为向输电方支付的补偿价格。

3. 发电企业月度实际发电量Q 实际上网i-i 大于或等于其申报的月度优

先发电量Q 时，首先按照政府批复的上网价格P ^结算优

先发电量申报部分，即：

若Q实际上h i-i2 (1+D) Q轉优先，则

R优先=(1+D) xQ中报优先xp优先

然后，因其自身原因导致的超发电量超过偏差考核比例D的部 分，按照政府批复的上网价格Pm的比例E结算(比例E随市 场交易供需情况调整，由北京电力交易中心在市场交易公告中发 布，初期暂设E=0.9)，即：

若Q 实际上网1-1 > (1+D) XQ申报优先，则

R偏差i-i (大)=(Q偏差i-i-DxQ申报优先)xExP优先( 0 < E^l)月度优先

发电电量超发部分收入R 为：

R优先超发=Q偏差i-ix Exp优先( 0 < E^l )

此时，月度优先发电电量收入R 月度优先(大)为'

4. R月度优先(大)=R优先+ R偏差i-i (大) 火电、核电发电企业的优先发电交 易部分，因其自身原因导致的发电量偏差超过2% (D=2%)的 部分须按规定结算及考核。

5. 水电发电企业的优先发电交易部分，因其自身原因导致的发电量

偏差超过5% (D=5%)的部分须按规定结算及考核。

6. 新能源发电企业的优先发电交易部分，因其自身原因导致的发电 量偏差超过10% (D=10%)的部分须按规定结算及考核。

12.2.2省间交易市场化电量部分

1. 发电企业实际上网电量Q 实际上网1-2 小于其月度交易合同电量之和 Q 时，首先按其当月签订的月度省间市场合同价格的加权平

均值P㈣结算实际电量，即：

Q市场合同=Q双边+<5 *++Q m 若Q 实际上网1-2 < Q市场合同，则

P平均=R市场合同々市场合同

此时，月度省间交易市场化电量收入R月度市场为：

R月度市场=0实社H 1.2XP平均

然后，因其自身原因导致的少发电量超过偏差考核比例D的部 分，按对应合同价格的比例L支付偏差考核费用(省间市场启动 初期，暂设L=10%)，即：

若Q偏差i-2〆Q 市场合同 >D，则

R偏差1-2 (小)=(Q偏差i_2-DxQ市场合R ) xLxP双賴中/挂牌

其中，P双趙植牌为少发电量对应合同价格。

此时，月度省间交易市场化电量收入R 月度市场(小)2

R月度市场(小)月度市场-R偏差i-2 (小)-(Q偏差1-2 - DXQ市场合同)XCXP输电

其中，为输电价格，C为输电费用补偿系数(省间市场启动 初期，暂设C=10%)，OP _为向输电方支付的补偿价格。

2. 发电企业实际发电量Q 实际上网1-2 大于或等于其月度交易申报合同 电量之和Q 市场合同 时，首先按其所签订的市场合同价格结算各类

市场合同电量，即：

若Q实际上网i-2 > (1+D) Q市场合同，则

R月度市场=(1+D ) xR 市场合同

此时，月度省间交易市场化电量因自身原因导致的超发电量收入

为R偏差1_2 (大)：

R偏差1-2 (大)=(Q偏差I-2-DxQ市场合同)xp平均

其中，P’科为当月购电省相同发电类型省间市场合同价格的加权 平均值。若该价格高于当月签订的月度省间市场合同价格的加权 平均值P _，则超发部分按照P M与比例E相乘后结算(比例E 随市场交易供需情况调整，由北京电力交易中心在市场交易公告 中发布，初期暂设E=0.9)，即：

若P’平均> P平均，则

R偏差1-2 (大)=(Q偏差i_2-DxQ市场合同)XE>

因非自身原因导致的超发电量收入为：

R偏差1-2(大)= (Q 偏差 i_2-DxQ 市场合同)XP平均

综上，月度省间交易其他电量收入R 月度市场(大、为••

R皿市= 市#+R«差w…火电、核电发电企业的市场化交易部 分，因其自身原因导致的发电量偏差超过2% (D=2%)的部分须按

规定结算及考核。

3. 水电发电企业的市场化交易部分，因其自身原因导致的发电量偏 差超过5% (D=5% )的部分须按规定结算及考核。

4. 新能源发电企业市场化交易部分，因其自身原因导致的发电量偏 差超过10% ( D=10% )的部分须按规定结算及考核。

13. 信息发布

13.1信息分类

13.1.1按照信息保密要求和公开范围分类

1. 按照信息的保密要求和公开范围，电力交易平台上的市场信息可 以分为公众信息、公开信息、私有信息和交换信息四大类。

2. 公众信息指电力监管机构批准下达后，通过电力交易平台向社会 公众公布的数据和信息，包括但不限于：

(1) 各类交易适用的法律、法规、电力行业规程、管理规定、 电力交易工作流程、管理办法及相关政策文件等。

(2) 国家批准的燃煤机组标杆上网电价、国家批准的可再生能 源发电企业上网电量价格、补贴价格等、目录销售电价格、 输配电价格、各类政府性基金及附加、系统备用费及其他 电力交易相关收费标准等。

(3) 电网停电、限电和事故抢修处理情况。

(4) 市场概况，包括市场主体名单及其变动情况。

(5) 分年、月披露的市场运行概况。

(6) 需要单独进行披露的重大事项。

3. 公开信息指所有市场主体均可获得的数据和信息，包括但不限 于：

(1) 市场主体的基本信息及信用等级评价信息。

(2) 省间输电通道的输电价格、省间输电通道的输电线损率、

各省间输电通道剩佘容量信息。

(3) 新电源项目投产计划、投产情况。

(4) 电力电量供需形势，包括年度、季度、月度和月内电力电 量需求预测、可再生能源负荷预测和电网运行方式计划， 年度预测按月分解。

(5) 省间交易电量预测情况，市场主体年、月交易总电量安排、 分解和执行情况，各种交易的成交电量和成交价格。

(6) 全国每半年发电设备容量和构成情况(水、火、核电等)、 全国每月发、用电量。

(7) 电网安全运行的主要约束条件、电网重要运行方式的变化 情况、计划执行调整及原因、安全校核结果及原因等。

(8) 结算及相关信息。

(9) 应保证市场主体可以在规定时间范围内无歧视地获得各类 公开信息。

(10) 由本细则其他条款规定属于公开信息的市场信息。

4. 私有信息指只有特定的市场主体及相关电力交易机构、电力调度 机构才可获得的数据和信息，包括但不限于：

(1) 发电机组的机组特性参数、性能指标，电力用户用电特性 参数和指标。

(2) 各市场主体的各类交易完成前的成交电量及成交价格、各 市场主体的申报电量和申报价格、结算信息、联系人及联 系方式等。

5. 应采取必要措施来保证市场主体可以按时获得私有信息，并保证

市场范围内私有信息的保密性。

6. 交换信息是相关电力交易机构、电力调度机构之间为维持电力系 统正常运行和电力市场正常运转所交换的数据和信息，包括但不 限于：

(1) 市场运行信息等。

(2) 只有相关电力交易机构、电力调度机构有权获得交换信息。

13.1.2按照信息内容和主要用途分类

1. 按照信息的内容和主要用途，电力交易平台上的市场信息可分为 交易信息和市场运营信息两大类。

2. 交易信息是指电力交易产生的信息，包括通过电力交易平台向市 场主体发布的交易组织信息、交易结果信息、交易执行信息等信 息。交易信息以私有信息和交换信息为主。

3. 市场运营信息是指相关交易机构按照市场运营规则，定期通过电 力交易平台向市场主体发布的相关市场信息。市场运营信息以公 众和公开信息为主。

13.2信息管理

1. 北京电力交易中心应创造信息公开的良好条件，通过电力交易平 台发布市场信息，发布信息应真实、准确、及时、完整。

(1) 对于集中竞价交易(含挂牌交易)，交易信息发布由北京电 力交易中心负责，通过电力交易平台对相关交易信息进行 汇集并发布给参与本次交易的市场主体。

(2) 对于双边协商交易，交易信息发布由北京电力交易中心负 责，通过电力交易平台对相关交易信息进行汇集，在一定 保密期限后向参与本次交易的市场主体发布双边交易平均 价格水平。

(3) 对于市场运营信息管理模式，北京电力交易中心按照管理 职责范围负责有关市场运营信息的汇集、审核和发布。

2. 市场主体应当按照本细则，遵循及时、公平、准确、完整的原则， 配合提供市场运营所必须的信息或参数，并对所提供信息的正确 性负责。

3. 交易组织有关信息由北京电力交易中心和相关电力交易机构，按 规定报国家能源及相关派出机构，并接受国家能源局及其派出机 构监管。

4. 国调中心应满足市场主体合理的信息查询要求，对质疑给予积极 解答。市场主体对安全校核结果有异议及疑问的，可申请国家有 关部门指定第三方进行复核。

5. 为保证市场主体的信息安全，市场主体应按照各自的访问权限对 市场运营信息进行访问，对于超出授权范围的访问需经政府有关 部门审批后方可进行。

6. 北京电力交易中心负责管理和维护技术支持系统、网站，并为其 他市场成员通过技术支持系统、网站披露信息提供便利。

7. 各类市场成员按规定通过技术支持系统、网站披露有关信息，并 对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。

8. 市场主体如对披露的相关信息有异议及疑问，可向国调中心、北

京电力交易中心提出，由国调中心会同北京电力交易中心负责解

释。

13.3市场运营信息披露

1. 电力市场运营信息分为年度信息、季度信息和月度信息，各类信 息都要在网站上予以披露，年度、季度信息还要通过年度、季度 信息发布报告在信息发布会上发布。

2. 年度、月度信息发布的内容包括：

(1) 发电企业交易计划和完成情况。

(2) 省间交易计划和完成情况，省间输电通道剩佘容量信息。

(3) 市场供需情况及电力电量平衡预测情况。

(4) 所辖电网概况及运行情况。

(5) 设备投产变更、停电检修计划和完成情况。

(6) 直调发电企业基本信息及运行情况。

(7) 发电权交易计划和完成情况、节能减排情况等。

3. 年度、季度信息发布的内容包括：

(1) 电力市场环境、电力消费情况等电力市场需求信息。

(2) 电源建设情况、电网建设及运行情况、发电企业发电情况 等电力市场供应信息。

(3) 电力供需平衡情况、电网约束情况等电力市场运行情况。

(4) 省间交易情况、发电权交易情况等电力市场交易情况。

(5) 电力市场建设信息等。

13.4市场主体信息披露

13.4.1发电企业信息披露

1. 发电企业应每年进行一次公众信息披露，并根据市场情况，在变 更时随时披露公开信息。

2. 公众信息：企业基本信息，包括企业名称、法定代表人、企业类 型、注册资本、经营范围、隶属关系、成立日期、企业地址、联 系方式、相关登记证号和许可证号、相关信用等级等。

3. 公开信息：发电企业的机组台数、单机容量、总装机容量、接入 地区、接入电压等级、调度关系、投产日期、批复价格、最大和 最小技术出力，机组检修计划、发电运行及停备情况、设备故障 及原因、环保设施运行情况，已签合同电量、发电装机容量剔除 电力中长期交易容量后剩佘容量、电力中长期交易电量完成情况 等。

4. 私有信息：发电机组特性参数、各机组中标电量、中标价格，电 量清算情况、电费结算情况、市场化价格信息等。

13.4.2电力用户信息披露

1. 电力用户应每年进行一次公众信息披露，并根据市场情况，在变 更时随时披露公开信息。

2. 公众信息：企业基本信息，包括企业名称、法定代表人、企业类 型、注册资本、股权结构、经营范围、隶属关系、成立日期、企 业地址、联系方式、相关登记证号和许可证号等。

3. 公开信息：企业用电电压等级、用电类别、接入地区、供电方式、

自备电源、用电容量、检修计划、调度关系、产品电力单耗、用 电负荷率、电费欠缴情况，电力中长期交易需求信息、电力中长 期交易电量完成情况等。

4. 私有信息：电量清算情况、电费结算情况、电量价格信息、最大 生产能力、投产时间(不应向同类别企业竞争者披露)等。

13.4.3售电公司用户信息披露

1. 售电公司应每半年进行一次公众信息披露，并根据市场情况，在 变更时随时披露公开信息。

2. 公众信息：企业基本信息，包括企业名称、法人代表、企业类型、 股权结构、售电规模、资产证明、注册资本、资产总额、经营范 围、隶属关系、成立日期、企业地址、联系方式、相关登记证号 和许可证号、交易员信息、从业人员、经营场所和设备等。

3. 公开信息：代理电力用户及其电力中长期交易需求、电力中长期 交易电量完成情况。

4. 私有信息：电量清算情况、电费结算情况、电量价格信息等。

13.4.4电网企业信息披露

1. 电网按现有规定信息披露，并根据市场情况，在变更时随时披露 公开信息。

2. 公众信息：

(1) 企业基本信息，包括企业名称、法定代表人、企业类型、 注册资本、经营范围、隶属关系、成立日期、企业地址、 联系方式、相关登记证号和许可证号、相关信用等级等。

(2) 供电服务信息，包括提供服务能力，保底服务、普遍服务

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信息，停电、限电公告，故障抢修处理情况等。