能源局批复《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则（暂行）》
国家能源局日前印发了《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则(暂行)》的复函。复函中称，规范开展市场交易，要在落实国家西电东送战略基础上，充分利用通道剩余输电能力，按照市场化原则组织省间电力交易和余缺调剂，促进清洁能源消纳，提高电力供应保障能力。
《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则(暂行)》中提到，参与南方区域跨区跨省电力中长期交易的售电主体、购电主体、输电主体等市场主体应在广州电力交易中心或南方区域各省(区)电力交易中心完成注册。
跨区跨省送受电偏差电量认定为，同一类别跨区跨省送受电偏差电量分为正偏差(即送电省(区)超送)和负偏差(即送电省(区)欠送)两种。
送受电偏差电量=实际执行电量-交易计划电量。
若送受电偏差电量为正，即为正偏差;若送受电偏差电量为负，即为负偏差。
详情如下：
南方区域跨区跨省电力中长期交易规则（暂行）
第一章 总则
第一条 为落实西电东送战略，促进清洁能源消纳，推进南方区域电力市场建设，有序开展跨区跨省电力中长期交易工作，在更大的范围内实现资源优化配置，适应各省区电力市场发展要求，加强区域、省(区)市场衔接，充分体现市场主体自主意愿，保障市场主体权益，建立健全公平开放、有序竞争的市场机制，按照《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)、《国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752 号)、《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则(暂行)>的通知》(发改能源〔2016〕2784 号)、《国家发展改革委 国家能源局关于北京、广州电力交易中心组建方案的复函》(发改经体〔2016〕415 号)、《国家发展改革委国家能源局关于促进西南地区水电消纳的通知》(发改运行〔2017〕1830 号)、《解决弃水弃风弃光问题实施方案》(发改能源〔2017〕1942 号)等文件要求，特制定本规则。
条 第二条 本规则适用于广州电力交易中心组织开展的广东、广西、云南、贵州、海南五省(区)(简称南方区域)之间以及南方五省(区)与区域外的所有年度、月度、月内临时跨区跨省交易。通过广州电力交易中心参与跨区跨省交易的所有市场成员，必须遵守本规则。
第二章 市场成员的权利与义务
第三条 市场成员组成：
(一)本规则所指市场成员包括售电主体、购电主体、输电主体、电力交易机构、电力调度机构等。其中售电主体包括南方区域内各省(区)电网企业、相关发电企业等，购电主体包括南方电网公司和各省(区)电网企业、电力用户及售电公司等，输电主体包括各省(区)电网企业、超高压输电公司等。
(二)参与南方区域跨区跨省电力中长期交易的售电主体、购电主体、输电主体等市场主体应在广州电力交易中心或南方区域各省(区)电力交易中心完成注册。
第四条 发电企业的权利与义务：
(一)严格遵守有关法律法规、行业标准以及相关政府电力管理、监管部门的有关规程、规定。
(二)根据电力交易机构、电力调度机构管理职责范围，服从统一管理。
(三)按规则参与跨区跨省交易，签订和履行跨区跨省各类交易合同。已经具备市场化交易资格的发电企业，原则上可以不经代理直接参与各类跨区跨省交易。
(四)获得公平的输电服务和电网接入服务。
(五)严格执行电力调度机构为保证电力系统安全稳定运行而下达的各类安全技术措施和调度指令。
(六)按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。
(七)法律法规所赋予的其他权利和义务。
第五条 电力用户的权利与义务：
(一)按规则参与跨区跨省交易，签订和履行电力交易合同，提供交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息等。
(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等。
(三)按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)，按电力调度机构要求配合安排用电。
(五)遵守相关政府电力管理部门有关电力需求侧管理的规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰。
(六)法律法规所赋予的其他权利和义务。
第六条 售电公司的权利与义务：
(一)按规则参与跨区跨省交易，签订和履行电力交易合同，约定交易、服务、结算、收费等事项。
(二)获得公平的输配电服务。
(三)按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)应承担保密义务，不得泄露用户信息。
(五)按照国家有关规定公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺等。
(六)遵守相关政府电力管理部门有关电力需求侧管理的规定，配合执行有序用电管理，配合开展错避峰。
(七)拥有配电网的售电公司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)，按电力调度机构的要求配合安排有序用电。
(八)拥有配电网的售电公司应按照国家、电力行业和所在省(区)标准，按需承担配电网安全责任，提供安全、可靠的电力供应，履行保底供电服务和普遍服务，确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和相关标准。
(九)拥有配电网的售电公司应按照国家、电力行业和所在省(区)标准，按需负责配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司。
(十)法律法规所赋予的其他权利和义务。
第七条 电网企业的权利与义务：
(一)严格遵守法律法规、行业标准以及相关政府电力管理、监管部门的规定，保障经营范围内输配电设施的安全、稳定、经济运行。
(二)为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务，作为输电方签订交易合同并严格履行，并对其管辖的输、变、配电设备进行运行管理、检修维护。
(三)落实国家指令性计划、政府间框架协议、国家下达的年度跨区跨省优先送受电计划。
(四)向发电企业、电力用户和售电公司提供报装、计量、抄表、维修、结算等各类供电服务，按规定收取输配电费等。
(五)可以代理优先购电的电力用户和未进入市场的用户参与跨区跨省购电。也可与本省(区)内市场用户、售电公司签订委托协议或经政府授权后，作为购电方参与跨区跨省交易。
(六)为满足清洁能源消纳或保障电力供应需要，与本省(区)内发电企业签订委托协议或经政府授权后，作为售电方参与跨区跨省交易。
(七)向广州电力交易中心提供电力交易组织所需的有关信息，包括但不限于：关口表计量、电网规划、输电通道投运计划、输电价格方案等信息。按规定向市场主体披露有关信息。
(八)法律法规所赋予的其他权利和义务。
第八条 广州电力交易中心的权利与义务：
(一)按规则在广州电力交易中心电力交易平台，组织和管理年度、月度及月内临时等各类跨区跨省电力中长期交易。
(二)拟定中长期电力交易规则，配合相关政府电力管理部门和国家能源局派出机构对规则进行分析评估，提出修改建议。
(三)管理各类交易合同，组织签订在平台交易的各类跨区跨省市场化交易合同。
(四)根据各类跨区跨省交易合同编制年度交易计划和月度交易计划。
(五)负责市场主体的注册及退出管理。
(六)负责提供电力交易结算凭证及相关服务。
(七)监视和分析市场运行情况，负责西电东送分析预测。
(八)经授权在特定情况下干预市场，并于事后向相关政府
电力管理部门和国家能源局派出机构申报、备案。
(九)建设、运营和维护电力交易平台。
(十)按规定披露和发布信息，保证信息披露及时、真实、准确和完整。
(十一)配合开展市场主体信用评价，按授权对市场主体和相关从业人员违反交易规则、扰乱交易秩序等违规行为进行查处和报告。
(十二)法律法规所赋予的其他权利和义务。
第九条 电力调度机构的权利与义务：
(一)按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全。
(二)负责建设、运行、维护和管理调度技术支持系统。
(三)南网总调负责组织安全校核，向广州电力交易中心提供安全校核结果及理由、电网设备停电检修安排、输电通道输电能力等信息，配合广州电力交易中心履行市场运营职能。有关省(区)电力调度机构应配合南网总调做好安全校核及建设、运行、维护、管理电网调度技术支持系统等工作。
(四)合理安排电网运行方式，保证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)经国家相关部门授权，在特定情况下暂停执行市场交易结果。
(六)按规定披露和提供电网运行等相关信息。
(七)法律法规所赋予的其他权利和义务。
第十条 有关省(区)电力交易中心应配合广州电力交易中心做好市场主体注册、交易组织、交易结算、信息发布等跨区跨省交易相关的交易服务工作。
第三章 交易品种、周期及交易组织方式
第一节 交易品种、周期
第十一条 根据交易标的和参与市场主体，交易品种分为协议计划、直接交易、增量外送、合同交易。其中直接交易、增量外送、合同交易均为市场化交易品种。
第十二条 交易周期分为年度交易(2 个月及以上)、月度交易和月内临时交易。
第十三条 协议计划是指根据国家指令性计划、省间政府框架协议、国家下达的年度跨区跨省优先发电计划，由购售电双方通过中长期协议予以保障执行的送受电计划。协议计划包括年度协议计划和月度协议计划。
第十四条 直接交易是指发电企业与电力用户、售电公司之间按照自愿参与的原则通过市场化方式直接进行的协议计划外电力交易。
第十五条 增量外送是指发电企业与电网企业之间、电网企业与电网企业之间通过市场化方式开展的协议计划外电力交易。
第十六条 合同交易是指按照“可再生能源优先、节能环保优先”的原则，通过市场化交易方式实现市场主体之间中长期合同电量的有偿出让和受让，主要包括合同转让、合同回购等
方式。其中，在发电侧市场主体之间开展的合同交易也称为发电合同转让。
合同电量必须是出让主体已签订生效的各类型年度合同电量，包括优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨区跨省交易合同等。合同转让可以在购、售电两省(区)之间开展，购电省(区)电厂出让发电合同，售电省(区)电厂受让发电合同，增加两省(区)协议计划外送电量。
合同转让也可以依据相关各方协商一致的意见，在同为售电(或购电)省(区)之间开展，交易双方将各自的售电(或购电)合同在合同执行时间段内进行转让、受让，保持总售电(或购电)量不变。
合同回购是指合同各方协商一致，由售电主体回购或购电主体返还部分跨区跨省交易电量，削减跨区跨省交易计划电量。
合同交易电量、出让及受让电价、补偿价格依据交易出清或各方协商确定。
第二节 交易组织方式
第十七条 交易组织方式实施原则：
(一)优先保障协议计划落实和最大限度消纳清洁能源。在优先保障协议计划基础上，送电省区应先平衡省内电力供需，再参与跨区跨省市场化交易;受电省区应充分考虑发电企业已签订的基数发电合同和市场化交易合同经济权益。
(二)交易组织方式包括双边协商、集中竞价、挂牌、保底消纳和临时支援等。各类交易品种主要按照本规则所列交易组织方式开展。
(三)交易组织前，广州电力交易中心应发布交易公告明确市场主体、交易关口及标的、交易组织方式、价格(价差)机制、结算、具体时间安排、相关交易参数等关键要素。
第十八条 双边协商交易是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，通过电力交易平台进行申报确认，经电力调度机构安全校核后，形成双边协商交易结果。
第十九条 集中竞价交易：
(一)集中竞价交易是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、成交电量与成交价格等。
(二)集中竞价交易的标的物可以是中长期发用电量，也可以是中长期交易合同。
(三)集中竞价交易定价机制可以采用统一边际价格出清，也可以采用撮合定价。
第二十条 挂牌交易：
(一)挂牌交易是指市场主体通过电力交易平台，将供给、需求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，相关方确认，经电力调度机构安全校核后，形成挂牌交易结果。
(二)挂牌交易的标的物可以是中长期发用电量，也可以是中长期交易合同。
(三)挂牌交易可以在已签订协议计划的两省(区)中有关市场主体之间开展;也可在各方协商一致的条件下在多个购售电省(区)市场主体之间开展。
(四)挂牌交易可以由市场主体其中一方挂牌、另一方摘牌，也可以由双方先后或同时自主挂牌、摘牌，也可以由交易系统对双方价格匹配的挂牌自动撮合出清。挂牌可以采用匿名机制。
第二十一条 保底消纳是指为保障清洁能源消纳任务落实，优先组织市场成员自主参加市场化交易。已组织的市场化交易结果不能满足送电省(区)清洁能源消纳需要，且送电省
区内火电已安排最小运行方式时，由广州电力交易中心根据南网总调组织测算提供的清洁能源消纳需求等信息，并充分征求有关省区政府相关部门意见且经授权的电网企业履行一定程序后，统筹安排交易计划并执行规则所述价格机制的交易组织方式。
第二十二条 临时支援是指为保障电力有序供应，优先组织市场成员自主参加市场化交易。已组织的市场化交易结果不能保障受电省(区)电力供应需要等情况时，由广州电力交易中心根据南网总调组织测算提供的电力供需情况等信息，并充分征求有关省区政府相关部门意见且经授权的电网企业履行一定程序后，统筹安排交易计划并执行规则所述价格机制的交易
组织方式。
第四章价格机制
第一节 电能量交易价格
第二十三条 跨区跨省交易价格：
(一)南方区域跨区跨省电力中长期交易的购电省(区)电网企业受电落地价格由发电侧成交价格(送电价格)、跨区跨省输电价格(费用)和线损电价构成。发电侧成交价格通过协议和市场化方式形成。购电省(区)电力用户和售电公司还应缴纳本省(区)内输配电价。
(二)国家指令性计划和政府间框架协议价格现阶段执行政府定价或已建立的市场化价格机制，未来随着政府定价的放开逐步采取市场化定价方式。
(三)跨区跨省市场化交易成交价格主要通过双边协商、集中竞价和挂牌三种交易方式确定，第三方不得干预。
(四)双边协商交易价格按照合同约定执行;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执行。
(五)集中竞价交易采用统一出清的，可以根据购电方申报曲线与售电方申报曲线的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。
第二节 合同交易价格机制
第二十四条 合同回购发起方向对方支付合同回购电价，并放弃该回购合同电量的执行与结算。
第二十五条 合同转让电价为合同电量的出让或者受让价格，不影响出让方原合同价格。
第二十六条 合同交易应当按潮流实际情况考虑输电费和网损。合同回购交易中输电主体不再收取输电费用。
第二十七条 合同交易的补偿电价包括：发电环节、网损变化和合理补偿等各项费用，补偿电价价格及资金来源由交易各方协商确定，并在交易合同中加以明确。
第三节 跨区跨省输电价格
第二十八条 跨区跨省输电价执行原则：
(一)跨区跨省交易涉及的输电价由送端省(区)电网 500kV输电价、超高压输电价、受端省(区)输配电价中的若干部分组成。
(二)超高压输电价按照国家批复或核定的价格执行，主要包括核定网对网或点对网输电价及线损率，核定购销差价即协议上网价和落地销售电价等核价方式。
(三)送端省(区)电网 500kV 输电价、受端省(区)省内输配电价执行地方政府有关部门核价政策。
(四)跨区跨省交易涉及的输电价未经价格主管部门核定时，由购、售电方与相关政府部门或政府部门委托的相关电网企业按照有利于省间交易的原则，协商确定省间输电通道的输电价格。
第二十九条 跨区跨省线损电价：
(一)跨区跨省交易的送端、受端省(区)内线损电价执行国家和地方政府有关部门核价政策。
(二)超高压输电价中，对于核定点对网或网对网输电价及线损率的核价方式，其线损电价折算方式如下：
1.从上网侧折算，线损电价=超高压输电上网电价×核定线损率/(1-核定线损率);对于跨区跨省输电需计及送端省(区)电网输电价的情况，超高压输电上网电价=电厂上网电价+送端省(区)500kV 输电价。
2.从落地侧折算，线损电价=(落地电价-超高压输电价)×核定线损率。
(三)超高压输电价中的线损电价原则上由买方承担。对于在输电价格中已明确包含线损电价，或核定购销差价的核价方式，输电方不再单独收取线损电价。
第三十条 跨区跨省价格折算方式：
(一)跨区跨省交易中，购、售电方申报上网侧电价(包含环保电价及其他附加)均需折算到交易关口。
(二)对于购、售电省(区)之间已核定点对网或网对网输电价及线损率的跨区跨省交易，售电主体上网电价折算至购电主体所在省(区)交易关口的价格折算方式如下：
落地电价=超高压输电上网电价+超高压输电价+线损电价。
对于跨区跨省输电需计及送端省(区)电网输电价的情况，超高压输电上网电价=电厂上网电价+送端省(区)500kV 输电价。
当购电主体申报为相对核定上网价的价差时，落地电价需要进一步折算为落地价差：落地价差=落地电价-交易关口所在省
(区)燃煤机组标杆上网电价(含环保电价及其他附加)。落地电价相对标杆上网价下浮则价差为负，相对标杆上网价上浮则价差为正。
(三)对于核定购销差价的跨区跨省交易，以售电主体上网电价折算至购电主体所在省(区)交易关口为例，可以采用价差传递的方式，申报上网电价和落地销售电价相对核定购销电价同增同减，保持购销差价不变。
(四)对于跨越多个跨区跨省输电工程、或其它超高压输电核价方式的跨区跨省交易，在不损害输电方利益的前提下，交易有关各方可协商选取上述价格折算方式或另行商定价格折算方式。
第四节 政府基金、附加及基本电价
第三十一条 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，根据实际结算的跨区跨省交易电量缴纳政府征收的各项基金和附
加，该费用由所在省(区)电网企业代收。
第三十二条 参与跨区跨省交易的两部制电价市场主体，基本电价按现行标准执行。
第五节 购电省(区)补偿
第三十三条 购电省(区)补偿机制：
(一)月度或月内临时增量外送交易中，购电成交价与协议计划落地价之间的差价形成的差额电费可依据购电省(区)政府电力主管部门的要求补偿购电省(区)受影响的市场主体，具体补偿规则由购电省(区)电力主管部门另行制定。
(二)年度增量外送交易中购电省区补偿机制可参照执行月度或月内临时增量外送交易的补偿机制。
第五章 年度交易
第一节 年度交易品种及组织时序
第三十四条 年度交易品种及组织时序。
(一)年度各类交易品种如下：
1.年度协议计划。交易组织方式主要为双边协商。以年度协议计划作为边界条件，依次开展各类年度市场化交易。
2.年度直接交易。交易组织方式主要为集中竞价，也可以参照月度直接交易方式采用双向挂牌。
3.年度发电合同转让。交易组织方式主要为双边协商。
4.年度增量外送。交易组织方式主要为双边协商。
5.年度合同回购。交易组织方式主要为双边协商。
(二)年度交易品种按照年度协议计划、年度直接交易、年度发电合同转让、年度增量外送、年度合同回购的顺序依次开展，并可以根据各方交易需求及协商意见组织，以交易公告为准。
(三)年度交易需分解到月度，双边协商交易方式中分解比例以协商确定，其他交易方式的分解比例以交易公告为准。
第三十五条 年度交易安全约束条件：
(一)每一个年度交易品种开始前，广州电力交易中心依据南网总调提供的最近一次更新的省间通道能力、电厂发电能力约束等信息作为交易组织的安全约束条件。
(二)每一个年度交易品种结束后，广州电力交易中心依据南网总调提供的省间通道能力、电厂发电能力约束等信息评估省间剩余通道能力、电厂剩余发电能力等信息，评估结果作为下一个交易品种的安全约束条件。
第三十六条 年度交易安全校核原则上不超过 15 个工作日，原则上广州电力交易中心汇总交易结果提交南网总调，特殊情况另行商定。
第二节 年度协议计划
第三十七条 送受电各方协商、确认并签订年度协议计划，以明确年度省间协议计划、国家指令性计划安排事宜，编制年度西电东送计划。
第三十八条 参与年度协议计划的市场主体：售电主体为执行国家指令性计划的点对网送电电厂，电网企业;购电主体为电网企业。
第三十九条 交易组织方式为双边协商。
第四十条 点对网送电电厂的交易关口为上网计量关口，其他电网企业交易关口为电网企业与超高压输电公司的计量关口。
第四十一条 组织流程：
(一)购售电主体根据国家指令性计划、省间政府框架协议以及供需形势，形成下一年年度协议初步计划，12 月底前提交至广州电力交易中心。
(二)广州电力交易中心根据年度协议初步计划组织购售电主体开展省间协商，形成一致意见后，编制年度协议计划并分解至月，报送国家有关部委备案后，通过电力交易平台发布。若购售电主体协商没有形成一致意见，广州电力交易中心可根据国家指令性计划、省间政府框架协议、省间通道能力以及供需形势等编制年度协议计划预案，报国家有关部委批准后，通过电力交易平台通知到市场主体。年度协议计划应根据省间政府框架协议或购售电合同有关要求明确年度电力电量曲线。
(三)购售电主体根据年度协议计划(或预案)以及国家下达的年度跨区跨省优先送受电计划签订年度购售电合同，报广州电力交易中心确认后执行。
(四)送电省(区)电网企业、电力交易中心应根据所在省(区)市场规则或政府规定的原则，将年度协议计划分解到发电企业，明确协议电量的执行主体，提交广州电力交易中心知悉。
第四十二条 成交电价：
(一)点对网送电电厂上网价格执行国家批复价格或现行价格机制，或执行购售电主体协商一致的价格。
(二)各省(区)电网企业执行西电东送框架协议约定价格及超高压输电价(含线损电价)确定落地、外送成交电价。
第三节 年度直接交易
第四十三条 在组织完成年度协议计划的基础上，依据购售电主体的交易意愿，利用省间剩余通道能力，组织购售电双方开展直接交易形成购售电计划。年度直接交易原则上应分月申报、分月成交。
第四十四条 参与年度直接交易的市场主体包括：
(一)售电主体：在广州电力交易中心或各省(区)电力交易中心注册的具备跨区跨省市场化交易资格水电、核电、火电发电企业，以及省(区)政府授权代理售电或优先电厂委托代理售电的所在省(区)电网企业。
(二)购电主体：在广州电力交易中心或各省(区)电力交易中心注册的具备跨区跨省市场化交易资格的电力用户及售电公司，以及上述电力用户及售电公司委托代理购电的所在省(区)电网企业。
第四十五条 交易组织方式为集中竞价。
第四十六条 交易关口原则上选取交易关口为购电主体所在省(区)电网企业与超高压输电公司的计量关口。
第四十七条 年度直接交易优先满足水电跨区跨省消纳的需求，当水电无供应能力且购电主体仍有购电需求时，核电、火电可参与年度直接交易。
第四十八条 广州电力交易中心在交易平台发布年度直接交易公告，包括开市及闭市时间、交易流程、交易规模、省间通道能力、电厂发电能力约束等信息。
第四十九条 集中竞价交易申报要求：
(一)购售电主体分别申报，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。
(二)购电主体根据所在省(区)市场交易规则中价格申报要求可申报为绝对价格或相对目录电价的价差。购电主体申报价差时，电价相对于政府定价上浮则价差为正，电价相对于政府定价下浮则价差为负，交易系统将价差数值较大者视为较高价处理。
(三)售电主体需考虑其完成其他合同电量后的交易空间，总申报电量须在其发电能力之内。售电主体申报发电上网侧电量、电价(包含环保电价及其他附加)，均折算至交易关口处，折算方式详见第四章。
(四)电量、电价可按照三段式申报。
第五十条 交易出清：
(一)售电主体申报电量按报价升序排序，购电主体申报电量按报价降序排序，形成购、售电主体申报电量-电价曲线，计算购、售电方价差对;
(二)价差对等于购电主体报价减去售电主体报价的差值。
价差对为负值时不能成交，价差对为正值或零时可以成交，价差对大的优先成交。
第五十一条 集中竞价交易采用统一边际价格出清。以购、售主体申报电量-电价曲线交叉点价格确定市场统一出清价格。
曲线无交叉点时，根据满足交易规模的最末成交购电主体、售电主体报价平均值确定市场统一出清价格。
第五十二条 成交电价：
(一)根据交易关口处成交电价，考虑跨区跨省输电价和线损后，折算出每一个市场主体成交价。折算方式详见第四章。
(二)当购电主体申报绝对价格时，交易关口处成交电价即为市场统一出清价格;当购电主体申报价差时，交易关口处成交价格计算公式：成交价格=市场统一出清价格+购电主体所在省(区)燃煤机组标杆上网电价(含环保电价)。
第五十三条 售电主体发电上网侧成交电量计算公式：成交电量=交易关口处成交电量/(1-核定线损率)。
第五十四条 广州电力交易中心依据省间剩余通道能力、电厂发电能力等信息，校验并调整成交结果编制有约束交易计划。
第四节 年度发电合同转让
第五十五条 市场主体以年度分月交易计划为基础，利用省间剩余输电能力开展年度发电合同转让，鼓励消纳清洁能源，优化发电安排。
第五十六条 参与年度发电合同转让的市场主体包括：
(一)发电合同出让主体：在广州电力交易中心或各省(区)电力交易中心注册的接入 110kV 及以上电压等级的具备跨区跨省市场化交易资格的火电、核电发电企业，以及受省(区)政府授权代理或电厂委托代理的省(区)电网企业。
(二)发电合同受让主体：当前阶段，在广州电力交易中心或各省(区)电力交易中心注册的具备跨区跨省市场化交易资格水电发电企业，以及受省(区)政府授权代理或清洁能源优先电厂委托代理的所在省(区)电网企业。市场条件成熟后，核电也可作为发电合同受让主体。
第五十七条 交易组织方式为双边协商。
第五十八条 交易关口原则上选取出让合同发电企业所在省(区)电网企业与超高压输电公司的计量关口，也可协商选取其他省(区)电网企业与超高压输电公司的计量关口。
第五十九条 年度发电合同转让的交易标的可以是优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨区跨省交易合同，或政府发布的相关发电计划等，以交易公告通知为准。
条 第六十条 广州电力交易中心在交易平台发布年度发电合同转让公告，包括开市及闭市时间、交易流程、交易规模、省间通道能力、电厂发电能力约束等相关信息。
第六十一条 双边协商交易申报要求：
(一)发电合同出让主体在交易系统申报电量、电价协商一致的双边意向协议，由发电合同受让主体在系统确认，系统以受让主体确认时间作为申报生效时间。
(二)申报电价均为交易关口处发电上网侧绝对价格。
(三)申报结束后，若申报电量总量超出交易规模，各双边意向协议按申报电量比例分配交易规模;当申报电量总量小于或等于交易规模时，各双边意向协议全部电量成交。
第六十二条 广州电力交易中心依据省间剩余通道能力、电厂发电能力等信息，校验并调整成交结果编制有约束交易计划。
第五节 年度增量外送
第六十三条 购售电各方协商并签订年度增量购售电合同，以明确年度国家指令性计划外、协议计划外的市场化电量安排事宜。
第六十四条 参与年度增量外送的市场主体：售电主体为执行国家指令性计划的点对网送电电厂，电网企业;购电主体为电网企业。
第六十五条 交易组织方式为双边协商。
第六十六条 点对网送电电厂的交易关口为上网计量关口，其他电网企业交易关口为电网企业与超高压输电公司的计量关口。
第六十七条 年度增量外送计划编制：
(一)广州电力交易中心根据购、售电主体协商一致的意见编制年度增量外送计划。
(二)购电、售电主体对于广州电力交易中心发布的年度增量外送计划进行协商、确认，在交易系统签订年度增量外送计划。
第六十八条 年度增量购、售电价格依据协商确定。
第六节 年度合同回购
第六十九条 签订年度跨区跨省购售电合同的市场主体之间协商开展年度合同回购，削减跨区跨省交易计划。
第七十条 参与年度合同回购的市场主体为签订年度购售电合同的送、受电省(区)电网企业，点对网送电电厂。
第七十一条 交易组织方式为双边协商。
第七十二条 交易关口原则上选取购电省(区)电网企业与超高压输电公司的计量关口，也可协商选取其他省(区)电网企业或点对网送电电厂与超高压输电公司的计量关口。
第七十三条 年度合同回购的交易标的为年度分月协议计划电量合同，以交易公告通知为准。
第七十四条 广州电力交易中心在交易平台发布年度合同回购公告，包括交易流程、回购合同执行要求等相关信息。
第七十五条 合同回购发起方为点对网送电电厂时，电厂向购电方发起回购申请，提出回购电量、回购费用、回购合同执行时间等关键要素。
合同回购发起方为电网企业时，回购电量、回购费用、回购合同执行时间等关键要素主要依据本省(区)政府组织省内有关各方协商确定。
第七十六条 合同回购发起方与对方开展双边协商，就回购电量、回购合同执行时间、回购价格及费用等关键要素协商一致，向广州电力交易中心提交双边意向协议。
第七十七条 合同回购发起方为原合同约定或协议计划约定售电省(区)电网企业时，合同回购费用需要依据售电省(区)政府电力主管部门的要求在省(区)内承担跨区跨省协议计划的电厂中分摊，具体分摊方式由售电省(区)政府电力主管部门另行制定。
第七十八条 广州电力交易中心依据省间剩余通道能力、电厂发电能力等信息，校验并调整成交结果编制有约束交易计划。
第六章 月度交易
第一节 月度交易品种及组织时序
第七十九条 月度交易品种及组织时序。
(一)月度各类交易品种如下：
1.月度协议计划。交易组织方式主要为双边协商。以月度协议计划作为边界条件，依次开展各类月度市场化交易。
2.月度直接交易。交易组织方式主要为双向挂牌，也可以参照年度直接交易采用集中竞价方式。
3.月度发电合同转让。交易组织方式主要为双边协商、双向挂牌。
4.月度增量外送。交易组织方式主要为挂牌、保底消纳、临时支援。
(二)各类市场化交易品种及交易组织方式对于月内临时交易同样适用。
(三)月度交易品种主要按照月度协议计划、月度直接交易、月度发电合同转让、月度增量外送的顺序依次开展，并可以根据各方交易需求及协商意见组织，以交易公告为准。
第八十条 送受电省(区)及跨区跨省市场交易组织时间节点：
(一)参与跨区跨省交易的送端省(区)电网企业及电力交易中心应在每月 20 日前编制完成协议电量电厂月度分解计划、参与跨区跨省交易各电厂发电能力以及已成交交易电量，提交广州电力交易中心。(二)月度跨区跨省市场化交易原则上不迟于当月 22 日公布跨区跨省市场规模，不迟于当月 24 日开始组织交易，月内临时交易及消纳清洁能源、余缺调剂所需的特定交易品种可根据需要灵活开展。
第八十一条 月度交易安全约束条件：
(一)月度交易开始前，南网总调组织各中调提供通道能力、发电能力等初步约束条件。
(二)每一个月度交易品种开始前，广州电力交易中心依据南网总调提供的最近一次更新的省间通道能力、电厂发电能力约束等信息作为交易组织的安全约束条件。
(三)每一个月度交易品种结束后，广州电力交易中心依据南网总调提供的省间通道能力、电厂发电能力约束等信息评估省间剩余通道能力、电厂剩余发电能力等信息，评估结果作为下一个交易品种的安全约束条件。
第八十二条 月度交易安全校核流程：
(一)月度所有交易品种组织完成后，广州电力交易中心汇总各交易品种成交结果，提交给南网总调进行安全校核;
(二)南网总调组织相关调度机构进行安全校核，及时反馈结果和调控建议，校核时间原则上不超过 5 个工作日，并不断完善安全校核技术手段，尽量缩短所需时间。
第二节 月度协议计划
第八十三条 购售电各方依据供需情况预测，协商调整、确认并签订月度协议计划。
第八十四条 参与月度协议计划的市场主体：售电主体为执行国家指令性计划的点对网送电电厂，电网企业;购电主体为电网企业。
第八十五条 交易组织方式为双边协商。
第八十六条 交易关口：省(区)电网企业交易关口为购电省(区)电网企业与超高压输电公司的计量关口;点对网送电电厂的交易关口为电厂上网计量关口。
第八十七条 购电、售电主体自行进行双边协商，并在广州电力交易平台上填报已协商一致的次月分旬协议计划建议值，该建议值与年度协议计划分月计划电量调整量原则上不超过 10%，经购、售电主体及超高压输电公司协商一致的情况除外。
第八十八条 广州电力交易中心根据南网总调提供的省间通道能力和购电、售电主体填报的次月计划建议值编制次月初步协议计划并组织月度会商。根据会商结果在 20 日前下发次月
协议计划。
第八十九条 成交电价：点对网送电电厂执行年度协议计划约定价格;各省(区)电网企业按西电东送框架协议约定价格及超高压输电价(含线损电价)确定落地、外送结算电价。
条 第九十条 若购电、售电主体在双边协商过程中没有达成一致意见，或未按时在广州电力交易中心交易平台上填报次月分旬送受电计划建议，则广州电力交易中心可统筹考虑年度协议分月计划、年度西电东送计划执行情况、电网通道能力和供需平衡情况编制次月分旬协议计划并发给各相关市场主体。
第九十一条 各省(区)电网企业及电力交易中心负责按照本省(区)市场交易规则或政府制定的分配规则，将协议计划电量分配到发电企业，明确协议电量的执行主体。
第三节 月度直接交易
第九十二条 依据购售电各方发电诉求及用电增量需求，利用省间剩余通道能力，组织购售电双方开展直接交易，形成月度协议计划外的购售电计划。
第九十三条 参与月度直接交易的市场主体包括：
(一)售电主体：在广州电力交易中心或各省(区)电力交易中心注册的具备跨区跨省市场化交易资格水电、核电、火电发电企业，以及省(区)政府授权代理售电或优先电厂委托代理售电的所在省(区)电网企业。
(二)购电主体：在广州电力交易中心或各省(区)电力交易中心注册的具备跨区跨省市场化交易资格的电力用户及售电公司，以及上述电力用户及售电公司委托代理购电的所在省(区)电网企业。
第九十四条 交易组织方式为双向挂牌。采用匿名机制，购、售电主体自主挂牌交易，交易系统根据价格匹配情况实时自动撮合。
第九十五条 原则上选取交易关口为购电主体与超高压输电公司的计量关口。
第九十六条 当水电发电企业存在弃水风险且供应能力能够满足交易规模时，核电、火电不参与交易。当水电供应能力不足且购电主体仍有购电需求时，核电、火电可参与交易。以
交易公告通知为准。
第九十七条 广州电力交易中心在交易平台发布月度直接交易公告，包括开市及闭市时间、交易流程、交易规模、省间通道能力、电厂发电能力约束等相关信息。
第九十八条 挂牌交易申报要求：
(一)挂牌交易期间，购、售电主体在交易平台上申报挂牌电量、电价。交易系统实时汇总发布购、售电主体申报的挂牌电价、电量。
(二)购电主体根据所在省(区)市场交易规则中价格申报要求可申报为绝对价格或相对目录电价的价差。购电主体申报价差时，电价相对于政府定价上浮则价差为正，电价相对于政府定价下浮则价差为负，交易系统将价差数值较大者视为较高价处理。
(三)售电主体需考虑其完成其他合同电量后的交易空间，总申报挂牌电量须在其发电能力之内。售电主体申报发电上网侧电量、电价(包含环保电价及其他附加)，均折算至交易关口处，折算方式详见第四章。
(四)同一市场主体挂牌次数不限，交易生效前可以撤销。
第九十九条 交易出清程序和原则：
(一)实时建立购电挂牌、售电挂牌两个队列，将购电挂牌电量按挂牌价从高到低排列，将售电挂牌电量按挂牌价从低到高排列，价格相同时按申报时间较早者优先排列。
(二)交易系统接收到市场主体提交的新增挂牌时，实时动态刷新队列。
(三)交易系统按照价格优先、时间优先的原则，自动撮合购电挂牌价高于或等于售电挂牌价的电量成交：较高的购电挂牌价优先成交，较低的售电挂牌价优先成交;买卖方向相同、价格相同时，先挂牌者优先成交。
第一百条 成交电价：
(一)当最高购电挂牌价与最低售电挂牌价相同时，以该价格为成交价。
(二)当购电挂牌价高于实时的最低售电挂牌价时，取实时发布的最低售电挂牌价为其成交价。
(三)当售电挂牌价低于实时的最高购电挂牌价时，取实时发布的最高购电挂牌价为其成交价。
(四)根据交易关口处成交电价，考虑跨区跨省输电价和线损后，折算出每一个市场主体成交价。折算方式详见第四章。
第一百 〇 一条 售电主体发电上网侧成交电量计算公式：成交电量=交易关口处成交电量/(1-核定线损率)。
第一百 〇 二条 广州电力交易中心依据省间剩余通道能力、电厂发电能力等信息，校验并调整成交结果编制有约束交易计划。
第四节 月度发电合同转让：双边协商
第一百 〇条 三条 市场主体在明确月度发电安排的基础上，充分利用省间剩余输电能力，以双边协商形式开展月度发电合同转让，优化调整自身发电安排。
第一百 〇 四条参与月度发电合同转让(双边协商)的市场主体包括：
(一)发电合同出让主体：在广州电力交易中心或各省(区)电力交易中心注册的接入 110kV 及以上电压等级的具备跨区跨省市场化交易资格的火电、核电发电企业，以及受省(区)政府授权代理或电厂委托代理的所在省(区)电网企业。
(二)发电合同受让主体：当前阶段，在广州电力交易中心或各省(区)电力交易中心注册的具备跨区跨省市场化交易资格水电发电企业，以及受省(区)政府授权代理或清洁能源优先电厂委托代理的所在省(区)电网企业。市场条件成熟后，核电也可作为发电合同受让主体。
第一百 〇 五条 交易组织方式为双边协商。
第一百 〇 六条 交易关口原则上选取出让合同发电企业所在省(区)电网企业与超高压输电公司的计量关口，也可协商选取其他省(区)电网企业与超高压输电公司的计量关口。
第一百 〇 七条 广州电力交易中心在交易平台发布月度发电合同转让公告，包括开市及闭市时间、交易流程、交易规模、省间通道能力、电厂发电能力约束等相关信息。
第一百 〇 八条 双边协商交易申报要求：
(一)发电合同出让主体在交易系统申报电量、电价协商一致的双边意向协议，由发电合同受让主体在系统确认，系统以受让主体确认时间作为申报生效时间。
(二)申报电价均为交易关口处发电上网绝对价格。
(三)申报结束后，若申报电量总量超出交易规模，各双边意向协议按申报电量比例分配交易规模;当申报电量总量小于或等于交易规模时，各双边意向协议全部电量成交。
第一百 〇 九条 广州电力交易中心依据省间剩余通道能力、电厂发电能力等信息，校验并调整成交结果编制有约束交易计划。
第五节 月度发电合同转让：挂牌
第一百一十条 市场主体在明确月度发电安排的基础上，充分利用省间剩余输电能力，以挂牌形式开展月度发电合同转让，优化调整自身发电安排。
第一百一十一条 参与月度发电合同转让(挂牌)的市场主体包括：
(一)发电合同出让主体：在广州电力交易中心或各省(区)电力交易中心注册的接入 110kV 及以上电压等级的具备跨区跨省市场化交易资格的火电、核电发电企业，以及受省(区)政府授权代理或电厂委托代理的所在省(区)电网企业。
(二)发电合同受让主体：当前阶段，在广州电力交易中心或各省(区)电力交易中心注册的具备跨区跨省市场化交易资格水电发电企业，以及受省(区)政府授权代理或清洁能源优先电厂委托代理的所在省(区)电网企业。市场条件成熟后，核电也可作为发电合同受让主体。
第一百一十二条 交易组织方式为双向挂牌。采用匿名机制，发电合同出让方、受让方自主挂牌交易，交易系统根据价格匹配情况实时自动撮合。
第一百一十三条 交易关口原则上选取出让合同发电企业所在省(区)电网企业与超高压输电公司的计量关口，也可协商选取其他省(区)电网企业与超高压输电公司的计量关口。
第一百一十四条 月度发电合同转让的交易标的可以是优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨区跨省交易合同等，以交易公告通知为准。
第一百一十五条 广州电力交易中心在交易平台发布月度发电合同转让公告，包括开市及闭市时间、交易流程、交易规模、省间通道能力、电厂发电能力约束等相关信息。
第一百一十六条 挂牌申报程序及要求：
(一)挂牌交易期间，发电合同出让主体挂牌申报拟出让电量、出让电价，发电合同受让主体挂牌申报拟受让电量、代发电价。交易系统实时发布出让方及受让方的挂牌电价、电量。
(二)市场主体申报挂牌电量总量不得超过出让、受让电量上限。发电合同受让主体还需考虑其完成其他合同电量后的交易空间，须在其发电能力之内。发电合同受让主体申报发电上网侧代发电量、电价，并折算至交易关口处。
(三)出让电价、代发电价均应大于等于零。
(四)同一市场主体挂牌次数不限，交易生效前可以撤销。
第一百一十七条 交易出清程序和原则：
(一)实时建立出让挂牌、受让挂牌两个队列，将出让挂牌电量按出让挂牌价从高到低排列，将受让挂牌电量按受让挂牌价从低到高排列，价格相同时按申报时间较早者优先排列。
(二)交易系统接收到市场主体提交的新增挂牌时，则实时动态刷新队列。
(三)交易系统按照价格优先、时间优先的原则，自动撮合出让挂牌价高于或等于受让挂牌价的电量成交：较高的出让挂牌价优先成交，较低的受让挂牌交易优先成交;买卖方向相同、价格相同时，先挂牌者优先成交。
第一百一十八条 成交电价：
(一)当最高出让挂牌价与最低受让挂牌价相同时，以该价格为成交价。
(二)当出让挂牌价高于实时的最低受让挂牌价时，取实时发布的最低受让挂牌价为其成交价。
(三)当受让挂牌价低于实时的最高出让挂牌价时，取实时发布的最高出让挂牌价为其成交价。
(四)根据交易关口处成交电价，考虑跨区跨省输电价和线损后，折算出每一个市场主体成交价。折算方式详见第四章。
条 第一百一十九条 受让主体发电上网侧成交电量计算公式：
成交电量=交易关口处成交电量/(1-核定线损率)。
第一百二十条 广州电力交易中心依据省间剩余通道能力、电厂发电能力等信息，校验并调整成交结果编制有约束交易计划。
第六节 月度增量外送：挂牌
第一百二十一条 通过购电省(区)电网企业挂牌、售电省(区)发电企业自由摘牌方式确定市场化电量增送安排。
第一百二十二条 参与月度增量外送(挂牌)的市场主体包括：
(一)售电主体：在广州电力交易中心或各省(区)电力交易中心注册的具备跨区跨省市场化交易资格水电、核电、火电发电企业，以及省(区)政府授权代理或优先电厂委托代理的所在省(区)电网企业。
(二)购电主体：购电省(区)电网企业。
第一百二十三条 交易组织方式为购电主体挂牌，售电主体自主摘牌。
第一百二十四条 交易关口原则上选取交易关口为购电主体与超高压输电公司的计量关口。
第一百二十五条 当水电发电企业存在弃水风险且供应能力能够满足交易规模时，核电、火电不参与摘牌;当水电供应能力不足且购电主体仍有购电需求时，核电、火电可参与摘牌。
以交易公告通知为准。
第一百二十六条 广州电力交易中心在交易平台发布月度增量外送交易公告，包括开市及闭市时间、交易流程、交易规模、省间通道能力、电厂发电能力约束等相关信息。
第一百二十七条 购电主体在交易平台上申报交易关口处挂牌电量并提出购电峰谷曲线。
第一百二十八条 挂牌定价机制：
(一)购电主体可以采用购、售电省(区)内市场的最近一个月月度市场交易均价(折算至交易关口)的算术平均值为挂牌电价。
(二)购电主体也可根据电力供需情况另行提出挂牌价格。
第一百二十九条 交易出清程序及原则：
(一)各售电主体在广州电力交易平台自愿申报摘牌电量。
电厂申报摘牌电量应满足电厂发电能力约束，摘牌峰谷曲线原则上应与购电峰谷曲线相同。
(二)将各售电主体申报的摘牌电量折算至交易关口处。当总摘牌电量大于挂牌电量时，售电主体按摘牌电量比例分配挂牌电量;当摘牌电量小于或等于挂牌电量时，售电主体全部电量成交。
(三)若交易出清后仍有市场份额未成交，可根据需要组织多轮次挂牌。
(四)根据交易关口处挂牌电价，考虑跨区跨省输电价和线损后，折算出每一个售电主体成交价。折算方式详见第四章。
第一百三十条售电主体发电上网侧成交电量计算公式：成交电量=交易关口处成交电量/(1-核定线损率)。
第一百三十一条 广州电力交易中心依据省间剩余通道能力、电厂发电能力等信息，校验并调整成交结果编制有约束交易计划。
第七节 月度增量外送：保底消纳
第一百三十二条 为保障清洁能源消纳任务落实，优先组织市场成员自主参加市场化交易。已组织的市场化交易结果不能满足送电省(区)清洁能源消纳需要，且送电省区内火电已安排最小运行方式时，由广州电力交易中心根据南网总调组织测算提供的清洁能源消纳需求等信息，并充分征求有关省区政府相关部门意见且经授权的电网企业履行一定程序后，统筹安排交易计划并执行规则所述价格机制的交易组织方式。
第一百三十三条 参与月度增量外送(保底消纳)的市场主体：售电主体为执行国家指令性计划的点对网送电电厂，电网企业;购电主体为电网企业。
第一百三十四条 交易组织方式为保底消纳。
第一百三十五条 点对网送电电厂的交易关口为上网计量关口，其他电网企业交易关口为电网企业与超高压输电公司的计量关口。
第一百三十六条 点对网送电电厂、购电及售电电网企业在交易系统提交协商一致的保底消纳计划建议。若点对网送电电厂、购电及售电电网企业在双边协商过程中没有达成一致意见，则广州电力交易中心可统筹考虑南网总调提出的建议计划值、电网通道能力和供需平衡情况，在不影响购电电网企业所在省(区)清洁能源消纳指标的前提下，编制保底消纳计划并发布至相关市场主体。
第一百三十七条 保底消纳电价：
(一)购、售电省(区)政府有关部门可组织协商确定保底消纳电价。点对网送电电厂与电网企业之间、各电网企业之间可以通过协商、年度购售电合同约定、年度增量外送交易等方式确定保底消纳电价。
(二)暂未协商一致的其他情况，则依据当月购、售电省(区)之间月度增量外送挂牌电价机制，参照购、售电省(区)内市场的最近一个月月度市场交易均价(折算至交易关口)的算术平均值确定保底消纳电价。
第一百三十八条 保底消纳计划执行：
(一)南网总调及其相关中调按照广州电力交易中心发布的保底消纳计划，以调度指令的方式安排具有清洁能源消纳需求的相关电厂调度计划。
(二)南网总调应将安排的调度计划及执行进度及时通报广州电力交易中心。
(三)购、售电电网企业及电力交易中心负责明确保底消纳计划电量的执行主体。
第八节 月度增量外送：临时支援
第一百三十九条 为保障电力有序供应，优先组织市场成员自主参加市场化交易。已组织的市场化交易结果不能保障受电省(区)电力供应需要等情况时，由广州电力交易中心根据南网总调组织测算提供的电力供需情况等信息，并充分征求有关省区政府相关部门意见且经授权的电网企业履行一定程序后，统筹安排交易计划并执行规则所述价格机制的交易组织方式。
第一百四十条参与月度增量外送(临时支援)的市场主体：
售电主体为执行国家指令性计划的点对网送电电厂，电网企业;购电主体为电网企业。
第一百四十一条 交易组织方式为临时支援。
第一百四十二条 点对网送电电厂的交易关口为上网计量关口，其他电网企业交易关口为电网企业与超高压输电公司的计量关口。
第一百四十三条 在不影响售电主体所在省(区)电力供需的情况下，广州电力交易中心可统筹考虑南网总调提出的建议计划值、电网通道能力和供需平衡情况，编制跨区跨省月度临时支援计划并发布至相关市场主体。
第一百四十四条 临时支援电价：
(一)购、售电省(区)政府有关部门可组织协商确定临时支援电价。点对网送电电厂与电网企业之间、各电网企业之间可以通过协商、年度购售电合同约定、年度增量外送交易等方式确定临时支援电价。
(二)暂未协商一致的其他情况，参照购电省(区)燃煤机组标杆上网电价(均含环保电价及其他附加)确定临时支援电价。
第一百四十五条 临时支援计划执行：
(一)南网总调及其相关中调按照广州电力交易中心发布的临时支援计划，以调度指令的方式安排相关电厂的调度计划。
(二)南网总调应将安排的调度计划及执行进度及时通报广州电力交易中心。
(三)购、售电电网企业及电力交易中心负责明确临时支援计划电量的执行主体。
第七章 交易计划安全校核与执行
第一节 安全校核原则
第一百四十六条 经安全校核，因电网安全原因调减电厂交易计划时，优先调减电厂除月度协议计划外的市场化交易电量;市场化交易电量调减不足部分再调减电厂月度协议计划电量，所调减电量不予补足。
第一百四十七条 交易计划调整方式。对于双边协商形成的交易计划，按照等比例调减成交电量，直至通过安全校核。对于其它交易方式形成的交易计划，按照成交先后顺序由后至前调减，以上条件均相同时等比例调减成交电量，直至通过安全校核。
第二节 调度计划执行
第一百四十八条 调度计划编制及执行：
(一)跨区跨省年度交易计划需分解至月度，并纳入月度交易计划执行。
(二)南网总调及相关中调根据广州电力交易中心下达的月度交易计划、电网供需情况和电网安全运行约束条件，编制跨区跨省送受电调度计划和省内电厂发电调度计划并执行，在满足电网安全的前提下保障交易计划执行偏差在规定范围内。
条 第一百四十九条 因实际供需发生较大变化或发生输电阻塞导致交易难以全额执行，南网总调应及时通报广州电力交易中心调整月度交易计划或临时组织月度交易，在此之前南网总调可根据需要调整调度计划，同时做好记录。
第一百五十条 电力调度机构在实时调度中，因为电网事故、机组跳闸、负荷预测偏差等原因而调整日调度计划，应做好记录，包括调整原因、调整电力和时间。
第一百五十一条 当系统发生紧急事故时，南网总调及相关电力调度机构应按安全第一的原则处理事故，无需考虑经济性。
由此带来的成本由相关责任主体承担，责任主体不明的由市场主体共同分担。当面临严重供不应求情况时，南方区域省级政府指定的部门可依照相关规定和程序暂停市场交易，组织实施有序用电方案。当出现重大自然灾害、突发事件时，南方区域省级政府指定的部门、国家能源局南方监管局可依照相关规定和程序暂停市场交易，临时实施发用电计划管理。当交易规则不适应电力市场交易需要，交易系统发生重大故障导致交易长时间无法进行，以及电力市场交易发生恶意串通操纵行为并严重影响交易结果等情况时，国家能源局南方监管局可依照相关规定和程序暂停市场交易。
第一百五十二条 南网总调及相关中调负责按月统计汇总交易计划执行偏差原因、偏差电量，提交广州电力交易中心及各省(区)电力交易中心，作为市场主体履约考核依据。
第八章 计量和结算
条 第一百五十三条 参加交易的发电厂上网关口计量点原则上设在电厂与相关省(区)电网企业和超高压输电公司产权分界点，并在电厂与电网购售电合同中明确。省(区)电网企业与超高压输电公司之间的关口计量点由南方电网公司根据电网实际情况确定。
参加交易的发电厂实际上网电量以及省(区)电网企业与超高压输电公司之间的外送(受入)电量按关口计量点的计量电量进行统计。所有的计量装置按规定管理和定期校验。
条 第一百五十四条 跨区跨省交易电量分割及确认：
(一)广州电力交易中心负责按月度对跨区跨省交易电量进行分割和确认，并向相关市场主体出具交易结算依据;
(二)各省(区)电网企业、执行国家指令性计划的点对网送电电厂的跨区跨省交易电量分割原则为：年度分月及月度市场化交易电量优先、年度分月及月度协议计划电量次之，最后确定月度送受电偏差电量，包括月度协议计划允许偏差及执行偏差。条件成熟后，按照合同优先顺序分割确认。
(三)协议计划电量通过月间偏差结转予以优先保障执行。
第一百五十五条 各省(区)电力交易中心负责按月度对本省(区)市场主体的交易电量进行分割和确认，具体分割办法由各省电力交易中心负责制订，报各省(区)政府电力主管部门批准后执行。
第一百五十六条 跨区跨省电能交易的结算方式为月度结算、年度清算。各省(区)内购售电主体的结算方式执行所在省(区)内交易相关结算规则。
第一百五十七条 广州电力交易中心向相关省(区)电力交易中心、各市场主体以及相关省(区)电网企业、超高压输电公司出具月度协议计划以及各类型跨区跨省月度市场化交易计划的电费结算凭据。
第一百五十八条 根据广州电力交易中心出具的电费结算凭据，各省(区)电力交易中心对本省(区)内各市场主体出具汇总各类交易执行情况的结算凭据，各省(区)电网企业出
具电费结算单。
第一百五十九条 超高压输电公司依据广州电力交易中心出具的电费结算凭据，与相关省(区)电网企业和点对网送电电厂结算年度及月度协议计划、市场化交易计划。
第一百六十条 为保障发电合同转让履约支付，原则上由发电合同出让、受让方所在省(区)电网企业作为代发电费、跨区跨省输电费以及相关补偿费用的转移支付主体，负责支付超高压输电公司输电费及出让、受让电厂应得电费，以及相关方应得补偿费用。其中点对网送电电厂作为受让电厂的应得电费，由超高压输电公司负责转移支付。
第九章 偏差电量处理
第一百六十一条 跨区跨省送受电偏差电量认定：
(一)同一类别跨区跨省送受电偏差电量分为正偏差(即送电省(区)超送)和负偏差(即送电省(区)欠送)两种。
送受电偏差电量=实际执行电量-交易计划电量。
若送受电偏差电量为正，即为正偏差;若送受电偏差电量为负，即为负偏差。
(二)对于正偏差，广州电力交易中心首先依据相关省(区)电网企业、执行国家指令性计划的点对网送电电厂的购售电合同，认定月度协议计划允许偏差并滚动入下月。正偏差扣减月度协议计划允许偏差计入执行偏差电量，进行偏差结算或协商。
(三)对于负偏差，广州电力交易中心认定为月度协议计划允许偏差并滚动入下月。(四)网对网的汛(平枯)期月度协议计划允许偏差仅在汛(平枯)期内滚动。点对网的月度协议计划允许偏差依据购售电合同有关要求处理。
(五)月度协议计划允许偏差、执行偏差由相关省(区)电力交易中心负责依据电力调度机构出具的计划执行偏差说明分解到跨区跨省市场主体范围内的责任电厂、电力用户、售电公司，并提交广州电力交易中心审核确认。
(六)月度协议计划允许偏差的范围依据购售电省(区)电网企业之间、点对网送电电厂与电网企业之间签订的年度购售电合同有关约定条款执行。
第一百六十二条 依据调度提供的计划执行记录及偏差原因，由广州电力交易中心组织各方协商确定执行偏差电量价格;
各方未协商一致的情况下，广州电力交易中心可将执行偏差电量作为争议电量搁置处理，或暂组织预结算待协商一致后再行清算。条件成熟后，执行偏差电量价格由市场形成。
第一百六十三条 省(区)内偏差电量处理：
(一)发电企业、电力用户、售电公司的省(区)内发用电量履约偏差，统一按照所在省(区)市场规则处理。
(二)交易双方对偏差电量统计或违约电量存在争议的，可提交国家有关部委及其派出机构进行协调或裁决。
第一百六十四条 以下情况之一的，相关交易方可免于承担相应的违约责任：
1. 遭受不可抗力事件;
2. 因电网事故处理导致合同电量执行偏差;
3. 国家调整西电东送相关政策或计划等;
4. 履行防洪、航运、生态调度等社会责任等;
5. 政府协商一致或政府框架协议约定的其它情况。
第十章 信息披露
第一百六十五条 市场成员应当遵循及时、真实、准确、透明的原则，披露电力市场信息。
广州电力交易中心负责市场信息的管理和发布，会同相关电力调度机构及时向市场主体披露和发布市场需求信息、
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。
第一百六十六条 在确保安全的基础上，电力市场信息主要通过电力交易系统、电力交易机构网站进行披露。
广州电力交易中心负责管理和维护电力交易系统、电力交易机构网站，并为其他市场成员通过电力交易系统、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交易系统、电力交易机构网站披露有关信息，并对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。
第一百六十七条 市场主体如对披露的相关信息有异议及疑问，可向广州电力交易中心及相关电力调度机构提出，
由广州电力交易中心会同相关电力调度机构负责解释。
第一百六十八条 广州电力交易中心应当按照监管要求，结合南方实际，组织市场主体制定南方区域跨区跨省电力中长期交易市场信息披露实施细则，细化明确各类市场信息分
类，会同相关电力调度机构做好市场信息披露。
第十一章 附则
第一百六十九条 根据南方区域跨区跨省电力中长期市场以及区域内电力现货市场试点建设需要，及时修改完善本规则。
第一百七十条根据清洁能源消纳或余缺调剂工作的需要，广州电力交易中心可申请依据本规则制定相关市场化交易实施
细则(包括与实施细则具有相同效用的交易指引等)，并依据实施细则组织相关的市场化交易工作。广州电力交易中心发布相
关市场化交易实施细则时，应向市场主体说明必要性并充分征求意见，经市场管理委员会审议通过后执行。
第一百七十一条 广州电力交易中心依据有关规定向参与南方区域跨区跨省电力中长期交易的购售电主体收取交易服务费。
第一百七十二条 本规则自发布之日起施行，有效期与《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则
(暂行)>的通知》(发改能源〔2016〕2784 号)一致。原《南方区域跨区跨省月度电力交易规则(试行)》作废。
责任编辑：仁德财
