甘肃能监办征求富余新能源电力电量跨区增量交易实施细则（试行）意见

日期：2017-04-07 来源：甘肃能监办

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04/07

13:41

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4月1日能源局甘肃监管办公室公布征求《甘肃富余新能源电力电量跨省跨区增量现货交易实施细则(试行)》意见的函。细则指出，新能源跨省跨区增量现货交易是指新能源在有富余发电能力的情况下，通过跨省跨区输电通道，买方(受端电网企业、电力用户、售电企业)与卖方(甘肃省内风电、光伏发电企业)通过跨省跨区增量现货交易系统开展的增量现货交易。富余新能源跨省区现货市场交易分为日前现货市场交易和日内现货市场交易。新能源增量现货市场主体包括：卖方：甘肃省内风电和光伏等可再生能源发电企业。输电方：国网甘肃省电力公司。买方：受端电网大用户、售电公司，初期受端省电网企业可以代理。

甘肃富余新能源电力电量跨省跨区增量现货交易实施细则(试行)(征求意见稿)

第一章总则

第一条为贯彻落实《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)及其配套文件精神，充分发挥市场配置资源的决定性作用，有效促进我省新能源富余发电能力跨省、跨区消纳，依据《国家能源局关于开展跨区域省间可再生能源增量现货交易试点工作的复函》(国能监管〔2017〕49号)，结合甘肃电网实际情况制定本实施细则。

第二条新能源跨省跨区增量现货交易是指新能源在有富余发电能力的情况下，通过跨省跨区输电通道，买方(受端电网企业、电力用户、售电企业)与卖方(甘肃省内风电、光伏发电企业)通过跨省跨区增量现货交易系统开展的增量现货交易。

第三条坚持市场化导向，采用市场主体自愿参与、自主报价、集中竞价的方式。坚持“公开、公平、公正”的原则，确保市场运作规范透明。

第四条本细则中所指的新能源富余发电能力界定原则如下：当某一时刻省内考虑断面安全约束的新能源日前预计划曲线小于新能源消纳空间发电曲线时，则确定该时刻新能源可全额消纳，并按照新能源申报曲线全额纳入日前电力平衡。当某一时刻省内考虑断面安全约束的新能源日前预计划曲线大于新能源消纳空间发电曲线时，则确定该时刻新能源有富余发电能力，将新能源消纳空间曲线纳入日前电力平衡，新能源电站富余发电能力曲线为新能源电站申报发电预计划曲线与省调下发的新能源消纳发电曲线之差。

第五条富余新能源跨省区现货市场交易分为日前现货市场交易和日内现货市场交易。

第二章市场成员管理

第六条新能源增量现货市场主体包括：

(一)卖方：甘肃省内风电和光伏等可再生能源发电企业。

(二)输电方：国网甘肃省电力公司。

(三)买方：受端电网大用户、售电公司，初期受端省电网企业可以代理。

第七条市场主体权利义务

(一)发电企业权利义务

1.按规则生产电能，执行政府计划电量合同; 2.按照富余发电能力，参与跨省区现货市场，签订和履行电力交易合同; 3.获得公平的输电服务和电网接入服务; 4.执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度。

(二)电网企业权利义务

1.按规则传输和配送电能，保障跨省区输电通道等输配电设施的安全稳定运行; 2.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; 3.保障电力系统统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套电力交易平台; 4.向市场主体提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务; 5.负责电费结算; 6.按规定披露和提供信息; 7.其他法律法规所赋予的权利和责任。

第八条买方权力和义务按照国家有关规定执行。

第九条甘肃电力调度控制中心(以下简称省调)职责(一)负责组织可再生能源发电企业报价;(二)负责省内电网安全校核和合同签订;(三)负责跨省区现货市场交易结果在发电侧的执行;(四)负责向省级电力交易机构提供交易结果、执行情况等结算所需信息。

第十条甘肃电力交易中心有限公司职责(一)负责市场主体注册;(二)负责现货电力交易结算业务;(三)负责跨省区交易相关的市场服务等工作。

第十一条市场主体准入条件已在电力交易机构完成市场注册手续，具体以交易公告发布的可参与交易主体名单或范围为准。

第十二条市场主体注册(一)市场主体须在甘肃电力交易中心的交易平台上进行注册。(二)市场主体注册流程及时限要求按照国家有关市场主体准入、退出管理办法执行。(三)已注册的市场主体，其注册信息发生变化时，应在3 个工作日内，向受理其注册的电力交易机构书面报送信息变更情况以及变更后的注册信息。(四)市场主体资格注销后，停止其在跨省区现货市场中的所有交易活动。

第十三条甘肃能源监管办对新能源跨省跨区增量现货交易全过程进行监督。

第三章日前交易组织

第十四条新能源电站年度发电计划应包括政府下达的省内保障性收购电量(以下简称基数电量)和市场交易电量。

第十五条新能源电站月度电量计划应在全省电力电量平衡确定的新能源最大消纳空间基础上进行编制。每个新能源电站月度电量计划为当月市场电量计划与省内基数电量计划之和。月度基数电量计划按照年度基数电量滚动调整分解至各月，第一个月新能源电站基数电量按照平均基数小时数确定，按照基数电量优先的原则，以后每月按照各新能源电站累计完成基数小时进度相当的原则，优先安排基数发电计划。

第十六条新能源电站日前计划编制流程

(一)新能源电站负责向甘肃省调上报次日新能源发电能力预测。

(二)甘肃省调依据新能源发电能力预测结果开展安全校核、计划编制与执行。安全校核包括断面约束校核与消纳能力校核。甘肃省调对新能源电站上报的发电能力预测数据按照输电断面汇总后逐级进行断面安全校核。若断面校核未通过，按照断面约束时间段、申报发电能力等比例削减断面内新能源电站发电计划。每月第一日，按照受约束电站月度计划电量比例分配该点发电出力，每月第二日及以后按照月度计划剩余电量的比例分配。若电站申报出力小于系统分配出力，则取电站申报出力为计划值;若电站申报出力大于系统分配出力，取系统分配出力为计划值。剩余发电空间由其他有发电能力的电站按照月度剩余电量计划及发电能力进行分配。消纳能力校核指新能源电站通过断面校核后，将新能源发电计划纳入考虑电网联络线计划的全省电力平衡进行校核，当全省常规能源调峰能力用尽后，新能源接纳空间小于新能源发电空间时，按照断面约束校核方法得出新能源发电计划值。

(三)甘肃省调安全校核后编制并下发新能源电站日前预计划、校核结果、断面裕度等相关信息。

(四)新能源电站依据调度发布的信息申报现货市场交易电力曲线及参与次日平衡意愿。因断面约束消减电力的时段不允许申报现货交易。因消纳能力消减电力的时段可申报现货交易。申报现货交易电力与日前预计划电力之和不得大于上报的次日发电能力。

(五)甘肃省调汇总现货交易申报情况，按“低价优先”的原则进行断面约束校核，结果上报国家电力调度控制中心(以下简称国调)现货交易平台。

(六)出清原则省调依据国调发布的现货交易结果将成交电力分解至各新能源电站。 1.若国调中心出清的电力曲线等于新能源电站申报现货交易曲线时，则以新能源电站申报现货交易曲线为出清现货交易曲线。 2.若国调中心出清的电力曲线小于新能源电站申报现货交易曲线时，按“低价优先”的原则分配，申报相同电价的新能源电站按申报电力占比分配。

(七)新能源日前终计划为日前预计划叠加现货成交电力。

第十七条新能源电站日前发电计划编制时间节点

(一)日前市场按日组织，仅在工作日开市，每个工作日组织次日 96 个时段(00:15～24:00，15 分钟为一个时段)的日前交易。节假日前一工作日，可集中组织节日期间的多日交易。(二)工作日 08:00 前，各新能源电站向甘肃省调上报次日新能源预计发电能力(15 分钟为一个时段、电力的最小单位为 1 兆瓦)。(三)工作日 10:30 前，甘肃省调下发各新能源电站日前预计划曲线，发布以下信息： 1.次日跨区、跨省通道可增加输电能力; 2.断面安全校核情况;3.调峰能力校核情况; 4.断面安全裕度等。(四)工作日11:00 前，新能源电站完成日前现货市场报价(15 分钟为一个时段、电力的最小单位为 1 兆瓦、电价的最小单位为10元/兆瓦时)。(五)工作日11:30 前，甘肃省调将安全校核后的现货申报结果上报国调。(六)工作日 15:00 前，国调发布出清结果，并依据出清结果调整省间联络线计划。(七)工作日 16:30 前，甘肃省调公布省内各新能源电站交易出清结果及新能源日前终计划。

第四章日内交易组织

第十八条如日内新能源电站实际发电能力超预期较大，其相对于日前计划的增量部分，可申报日内现货交易。

第十九条日内市场每日开市，组织可再生能源日内增量交易，全天按照( 0:15～8:00、8:15～12:00、12:15～16:00、 16:15～20:00、20:15～24:00 五个交易段(15 分钟为一个时段)组织。

第二十条前一日17:00 前，发电企业申报次日日内市场竞标价格(单一价格)，用于次日日内市场竞价。市场初期采用日前出清电价，如前日无出清价可进行一次性报价。

第二十一条日内交易市场组织：(一)T-150 分钟前(交易时段起始时刻为 T，下同)，发电企业根据自身资源状况结合下发的日前终计划曲线，申报交易时段内的交易意愿电力曲线。(二)T-120 分钟前，省调汇总全省新能源发电企业申报交易电力曲线，根据安全校核结果，向国调申报。(三)T-50 分钟前，省调依据国调发布的日内现货交易结果将成交电力分解至各新能源电站。(四)T-30 分钟前，省调公布日内交易出清结果。

第五章交易执行与偏差调整

第二十二条实时调度时将15分钟计划曲线按照斜率分解为5分钟计划曲线执行。

第二十三条为平衡新能源预测偏差，建立平衡偏差调整机制。参与电力平衡调整的新能源电站按照其申报剩余发电能力比例统一开展电力平衡偏差调整调度。

第二十四条参与现货交易的新能源电厂按日内终计划组织生产。偏差部分由参与平衡调整的新能源电厂优先替发。

第二十五条参与平衡调整的新能源电站替发电量按现货成交价格进行结算，不影响该电站基数电量及市场电量。

第二十六条如出现以下特殊情况，调度有权修改日内终计划，并按调整后计划执行。(一)省内电网输电通道受阻时，省调应等比例调整送出受阻电站的基数电量计划，优先调用非受阻地区新能源电站进行补充。(二)跨区通道受阻，国调调减跨区通道日前交易量时，省调应结合电网运行情况，等比例调减新能源现货交易量。(三)通道受阻严重，通过电网调节手段仍无法缓解时，可申请国调中止跨省区现货市场交易。

第二十七条当新能源电站连续两日实际发电出力与发电计划偏差的绝对值大于规定值(风电25%、光伏15%)时，可终止其现货交易权利2天，每增加5个百分点，相应增加一天。

第六章合同管理

第二十八条通过资格审查的新能源电站必须在现货市场交易平台完成注册，在系统中签订电子承诺书。

第二十九条电子承诺书内容包括买卖双方的权利与义务、不可抗力、争议解决、调整和违约、特别约定等。

第三十条跨省区现货市场交易合同以市场主体在报价前签订的电子承诺书和包含交易结果的电子交易单为依据，不再签订纸质合同。

第三十一条调度机构以签订的电子承诺书和电子交易单提供给交易机构，作为交易结算的依据。

第三十二条电子交易单内容包括：交易主体、交易时间、交易电量、交易电力、交易价格、输电通道、输电价格、交易计量等交易信息。

第三十三条参与现货市场的买卖双方必须办理经过国家认可的数字证书，并在数字证书中包含经过扫描的合同专用章图片文件，对电子交易单进行加密处理。

第三十四条电子承诺书签订后，应全面履行，内容不得变更，合同不得解除。

第三十五条因不可抗力导致市场交易结果不能正常执行的，相关方可免除或延迟履行其义务。因国家政策、法律法规变更或电力市场发生较大变化，导致售电方或购电方不能完成合同义务，各方应本着公平合理的原则尽快协商解决。

第三十六条以下事项属于不可抗力，免于承担违约责任：(一)不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、来水达不到设计标准、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战争、瘟疫、骚乱等。(二)因电网安全约束、重大检修计划调整、电网和外送电站出现重大设备事故造成的少送、少受、少输电量，免除违约责任。

第七章交易结算

第三十七条新能源电站参与现货市场以交易单元为主体，当条件不满足时，结算可按装机容量比将交易电量分摊至各交易单元。

第三十八条跨省区现货市场结算采用日清月结，调度机构负责向交易机构提供现货交易执行结果信息。

第三十九条现货交易结算采用电能量采集系统(TMR表计) 15分钟的电量数据，每15分钟为一个核算周期，统计现货交易完成情况。

第四十条现货交易优先于其他市场电量结算，现货交易结算中采用“先日内、后日前”原则进行结算。

第四十一条当参与现货交易的新能源电站的实际发电电量大于日内终计划时，现货交易按现货成交结果结算。

第四十二条当参与现货交易的新能源电站的实际发电电量小于日内终计划，且偏差的绝对值小于规定值(风电25%，光伏15%)时，其高出自身日前预计划的部分视为现货交易电量，按照现货中标电价结算。未完成部分由参与平衡的新能源电厂按超出其日内终计划的发电量比例分配。若参与次日平衡的新能源电场超发电量无法平衡偏差，由未完成现货交易电量的新能源电站的基数电量进行补充，基数电量滚动调整。

第四十三条当参与现货交易的新能源电站的实际发电出力小于日内终计划，且偏差的绝对值大于规定值(风电25%，光伏15%)时，其偏差在规定值(风电25%，光伏15%)以内部分由参与次日平衡的新能源电厂按超出其日内终计划的发电量比例分配。偏差在规定值(风电25%，光伏15%)以外部分以该厂基数电量补充，基数电量不予追补。

第八章信息发布

第四十四条按照信息保密要求和公开范围，现货交易系统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：

(一) 公众信息指电力监管机构批准下达后，通过现货交易系统向社会公众公布的信息，例如各类交易适用的法律、法规、电力行业规程、管理规定、电力交易工作流程等;

(二) 公开信息指所有市场主体均可获得的信息，例如跨区跨省输电价格、跨区跨省输电线损率、交易限价等。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;

(三)私有信息指只有特定的市场主体及电力交易机构、电力调度机构才可获得的信息，例如发电机组的机组特性参数、各市场主体的各类交易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、结算信息等。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;

(四)交换信息是电力交易机构、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信息。只有电力交易机构、电力调度机构有权获得交换信息。按照信息的内容和主要用途，现货交易系统上的市场信息可分为交易信息和市场运营信息两大类。交易信息是指电力交易产生的信息，包括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。市场运营信息是指按照市场运营规则，定期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。

第四十五条现货交易信息通过现货交易平台向电站发布，各新能源电站有权查看本场信息。

第四十六条市场主体应配合提供市场运营所必须的信息或参数。

第四十七条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要经过电力交易机构的审核批准后才可进行。

第四十八条私有信息具有保密性，未经甘肃能源监管办批准，市场主体和电力交易机构、电力调度机构不得向其他市场主体透露私有信息。

第四十九条电力交易、调度机构不得向其他市场主体透露交换信息。

第五十条泄密事件涉及权益当事人的，该当事人可向电力监管机构提出对泄密责任人的申诉。

第五十一条以下属于例外情况：(一)应司法、仲裁机构要求透露、使用或者复制该信息时;(二)应法律、争议解决程序、仲裁程序要求使用或复制该信息时。

第九章市场干预和中止

第五十二条当出现以下情况时，根据事件影响范围和严重程度，省调可在征得甘肃能源监管办同意后申请国调对跨省区现货市场进行干预。(一)系统发生故障，电网输变电线路或电网发生故障;(二)系统调频、调峰容量及无功容量无法满足安全稳定运行要求;(三)现货交易系统发生故障，导致交易无法正常进行;

第五十三条对电力市场进行干预时，应及时通知市场主体和相关调度机构。

第五十四条市场干预期间，省调应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和后果等，并报甘肃能源监管办备案。

第五十五条可根据情况选择如下干预方式：(一) 暂停市场交易;(二) 调整交易结果;(三) 其他干预手段。