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第七章年度基数电量 第一节年度基数电量确定 第四十条[供需预测]每年年底，预测次年全省电力供需平衡情况，预测总发用电量，测算西电东送计划、省级政府协议电量，根据用户放开程度测算市场需求电量，测算省内机组平均发电利用小时数。 第四十一条[优先发电安排]按照以下原则安排优先发电量：优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电；充分安排保障电网调峰调频和安全运行需要的电量；背压热电联产机组全部发电量；兼顾资源条件、系统需要，合理安排水电发电；兼顾调峰需要，合理安排核电发电；合理安排余热、余压、余气、煤层气等资源综合利用机组发电；适当增加贫困地区、革命老区机组发电量；适当增加实施碳捕集（CCUS）示范项目发电量。 第四十二条[年度基数电量安排]年度基数电量总规模应不低于优先发电电量规模，并按节能低碳发电调度原则安排。结合全年逐月的非市场用户需求预测、机组检修、来水预测、燃料供应等情况，以及发电企业签订的年度双边协商交易分月计划，确定发电企业年度基数电量分月计划。 其中，抽凝热电联产机组的供热需求、局部网络约束机组的发电需求可根据发用电计划放开程度，在年度基数电量安排时适当考虑。 第四十三条[年度基数电量合同签订]广东省发展和改革委员会会同广东省经济和信息化委员会在年底前确定下一年度发电组合方案。发电企业、电网企业据此签订厂网间年度购售电合同。 第四十四条[特殊情况]年度基数电量如果在年度交易或年初的月度交易开始后仍未分配，电力调度机构参照第一季度的发电组合方案执行。 第二节月度基数电量计划编制 第四十五条[A类机组月度基数电量计划编制]对于A类机组，电力调度机构以年度基数电量计划为目标，综合考虑以资源定电、输变电及发电设备检修变化等因素，合理编制各月份基数电量计划。 第四十六条[B类机组月度基数电量计划编制]对于B类机组，电力调度机构以年度基数电量计划为目标，以年度后续负荷率为依据，结合非市场用户的需求变化、输变电及发电设备检修变化等因素，合理编制各月份基数电量计划，确保基数电量计划规模与非市场用电需求相匹配。 第四十七条[月度基数电量计划发布]电力调度机构编制月度基数电量计划，作为合同转让交易以及基数电量结算依据，同月度交易计划一并发布。 第八章电力批发交易 第一节交易时序安排 第四十八条[交易品种]现阶段，交易品种包括年度双边协商交易，月度集中竞争交易和合同电量转让交易。 第四十九条[年度交易时序]年度开展双边协商交易，市场主体根据交易结果，签订年度双边协商交易合同（含年度及各月度双边协商交易电量）。 第五十条[月度交易时序]在月度基数电量计划和月度双边协商交易电量的基础上，首先组织月度合同电量转让交易，然后开展月度集中竞争交易。 第二节年度双边协商交易 第五十一条[总体要求]参加年度双边协商交易的市场主体包括准入的发电企业、电力大用户、售电公司。年度双边协商交易应在年底前完成。 签订的年度双边协商交易意向协议应包括年度总量及各月份分解电量、交易价差等。 第五十二条[信息发布]每年10月下旬，电力交易机构会同电力调度机构应通过技术支持系统等方式发布年度双边交易相关市场信息，包括但不限于： （一）次年省内全社会、统调口径电力电量供需预测； （二）次年参与市场用户年度总需求及分月需求预测； （三）次年关键输电通道网络约束情况； （四）次年西电东送协议电量需求预测； （五）次年全省煤机平均发电煤耗、各机组发电煤耗； （六）次年发电企业可参与年度（月度）双边协商交易的小时数上限。 第五十三条[年度（月度）双边协商交易的小时数上限]发电企业年度（月度）双边协商交易的小时数上限计算公示： 年度（月度）平均双边协商交易小时数＝已注册市场用户年度（月度）需求预测/B类机组总装机容量 燃煤发电企业可参与年度（月度）双边协商交易的小时数上限＝年度（月度）平均双边协商交易小时数×[k0－k1×（发电企业发电煤耗－全省平均发电煤耗）/全省平均发电煤耗] B类中的其他类型发电企业参照煤耗最低的燃煤发电企业确定双边协商交易小时数上限。 k0、k1由广东电力交易中心市场管理委员会提出建议，省政府有关部门会同能源监管机构发布。 第五十四条[交易意向提交]每年11月底前，市场主体经过双边协商形成年度交易意向并签署书面协议，并通过技术支持系统提交至电力交易机构。 第五十五条[交易校核]电力交易机构根据用户历史用电数据，对电力大用户、售电公司签订的年度双边协商交易合同进行交易校核，并在12月份前3个工作日内汇总年度交易意向协议，送电力调度机构进行安全校核。 第五十六条[安全校核]电力调度机构原则上10个工作日内完成安全校核，并将校核结果返回电力交易机构。电力调度机构对发电企业年度基数电量分月计划以及年度双边协商交易分月计划一并进行安全校核，给出安全运行风险提示，包括局部送出受限情况、顶峰发电需求以及煤机运行负荷率建议等。 第五十七条[合同签订]电力交易机构发布经安全校核后的年度双边协商交易结果。 市场主体如对交易结果有异议，应在结果发布24小时内向电力交易机构提出异议，由电力交易机构会同电力调度机构及时给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布24小时内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。 交易确认完成后，自动生成年度双边协商交易合同，相关市场主体及时通过技术支持系统签订。 第三节合同电量转让交易 第五十八条[开市时间]合同电量转让交易先于月度集中竞争交易，原则上在每月25日前组织。 第五十九条[交易标的和参与主体]现阶段，在发电企业之间开展基数电量和双边协商交易电量的转让交易，允许西南富余水电机组作为受让方参与合同电量转让交易。 合同电量转让交易不影响出让方原有合同的价格和结算。 第六十条[交易要求]合同电量转让交易符合以下要求： （一）发电企业之间合同电量转让交易须符合节能减排原则，原则上只允许煤耗高的机组转让给煤耗低的机组。机组排序按照政府公布的节能发电调度机组序位确定。 （二）电网运行约束机组合同电量、热电联产机组合同电量、调峰调频电量原则上不得转让。 （三）合同电量转让交易原则上通过技术支持系统开展。 第六十一条[出让方交易申报]出让方通过技术支持系统向电力交易机构申报交易标的，包括：拟出让电量、出让价格。其中，拟出让电量不超过月度基数电量和月度双边协商交易电量之和，出让价格指出让方支付给受让方的补偿价格。拟出让的基数电量、双边协商交易电量按相同的出让价格分开申报。 电力调度机构对出让方申报的拟出让电量进行校核并确认。电力交易机构通过技术支持系统发布出让方名称、确认后的可出让电量等信息。 第六十二条[受让方交易申报]受让方通过技术支持系统向电力交易机构申报拟受让电量、受让价格。 电力调度机构对受让方申报的拟受让电量进行校核并确认。电力交易机构通过技术支持系统发布受让方名称、确认后的可受让电量等信息。 第六十三条[交易撮合]电力交易机构通过技术支持系统进行合同电量转让交易撮合： （一）出让方按照出让价格排序，价高者优先。价格相同时，按照节能发电调度原则，按煤耗高的机组优先于煤耗低的机组排序。 （二）受让方按照申报的受让价格排序，价低者优先。价格相同时，按照节能发电调度原则，西南富余水电优先，省内煤耗低的机组优先于煤耗高的机组。 西南富余水电申报的受让价格应包含本省内以及省间输电价格、网损电价。 （三）将出让方申报价格、受让方申报价格配对，形成竞争交易价差对。 价差对=出让价格-受让价格 价差对为负值时不能成交。 价差对为正值或零时，按照价差对大者优先撮合的原则进行交易。价差对相同时，出（受）让方机组能耗高（低）者优先成交；出（受）让方机组能耗相同的，按申报电量比例分配。 （四）受让方机组煤耗应低于出让方机组煤耗。 （五）按照以上原则形成无约束交易结果，由电力交易机构发布，并送电力调度机构进行安全校核。 第六十四条[结算价格]合同转让电量结算价格等于每个有效匹配对中，出让方和受让方申报价格的平均值。 第六十五条[安全校核]合同电量转让交易与月度集中竞争交易形成的无约束交易结果一并进行安全校核，形成有约束交易结果。如发生输电阻塞，优先调整月度集中竞争交易结果。 第四节月度集中竞争交易 第六十六条[开市时间]原则上在每月的25日前组织开展次月的月度集中竞争交易。 第六十七条[交易预通知发布]电力交易机构在不迟于交易日的3个工作日前发布月度集中竞争市场交易预通知，包括交易的开市时间、交易主体范围等信息。 第六十八条[电力大用户申报交易需求]电力大用户在交易日的2个工作日前申报次月用电需求、次月需求增量。 次月需求增量=次月用电需求–月度双边协商交易电量 若单个电力大用户次月用电需求大于其次月双边协商交易电量，则差额部分为其月度集中竞争市场需求增量。若其用电需求小于或等于次月协商交易计划，则其月度集中竞争市场需求增量为0。 第六十九条[售电公司申报交易需求]售电公司参照电力大用户，申报所代理全部用户的次月用电需求。 第七十条[发电企业申报物理执行的协商交易电量]发电企业在交易日的2个工作日前申报次月选择物理执行的协商交易电量，不得超过月度协商交易总量，则剩余的协商交易电量参与月度集中竞争优化。初期，发电企业的双边协商交易电量默认为物理执行，条件成熟时可选择参与月度集中竞争优化。 第七十一条[发电企业集中竞争申报电量上限]发电企业集中竞争申报电量上限按以下步骤确定： （一）按照年度双边协商交易与月度集中竞争交易供需比一致的原则确定发电企业月度市场电量的上限，减去选择物理执行的月度双边协商交易电量后，得到参与月度集中竞争交易的申报电量上限。 月度市场平均小时数=月度市场用户总用电需求/B类机组总装机容量 燃煤发电企业月度市场电量上限＝燃煤发电企业装机容量×月度市场交易平均小时数×[k0－k1×（发电企业发电煤耗－全省平均发电煤耗）/全省平均发电煤耗] B类中的其他类型发电企业参照煤耗最低的燃煤发电企业确定市场电量上限。 发电企业月度集中竞争申报电量上限=月度市场电量上限-选择物理执行的月度双边协商交易电量 对于合同转让交易的受让方，双边协商交易电量及转让交易电量之和不得超过其市场电量上限。 （二）根据各发电企业集中竞争申报电量，计算各发电集团所占的市场份额。当发电市场份额不满足集中竞争交易有效开展的要求时，则调增k0，相应增加各发电企业月度集中竞争申报电量上限，直至满足防范发电侧市场力的要求。 第七十二条[特殊机组申报电量上限]对于存在特殊原因需开机运行的发电企业，其允许参与月度集中竞争交易的申报电量上限按以下方式确定： （一）对于热电联产机组，按第七十一条确定的上限不满足“以热定电”发电需求的，可按以下公式计算集中竞争申报电量上限： 热电联产机组月度集中竞争交易申报电量上限=发电企业预测的“以热定电”电量需求–月度基数电量计划（含基数合同转让电量）-月度双边协商交易电量（含双边协商交易合同转让电量） 申报电量超出第七十一条确定的上限时，发电企业需对其预测准确性负责，预测偏差需接受考核。申报电量不超过第七十一条确定的上限时，不纳入考核范围。 （二）对于受电网运行约束的必开机组，必开电量对应的月度集中竞争交易申报电量上限按以下公式计算： 必开电量对应的月度集中竞争交易申报电量上限=电力调度机构事前发布的安全约束必开电量需求-月度基数电量（含基数合同转让电量）-月度双边协商交易电量（含双边协商交易合同转让电量）。 若必开电量对应的申报电量上限超出第七十一条确定的上限，则按本款公式确定其月度集中竞争交易申报电量上限；若低于第七十一条确定的上限，则按第七十一条确定其月度集中竞争交易申报电量上限。 第七十三条[交易信息发布]交易日的1个工作日前，电力交易机构会同电力调度机构，通过技术支持系统分批次发布次月集中竞争市场相关信息，包括但不限于： （一）次月市场用户总需求、双边协商交易总电量、集中竞争交易电量总需求。 （二）次月发电企业基数电量（含合同转让交易无约束交易结果）、双边协商交易电量（含合同转让交易无约束交易结果）。 （三）次月关键输电通道输电能力。 （四）次月机组运行约束情况，包括必开机组（或机组群）及其电量下限，送出受限机组（或机组群）及其电量上限，受限断面的具体信息以及受影响的机组。 （五）次月发电企业参与集中竞争交易申报电量上限。 （六）机组运行负荷率上限。 第七十四条[发电企业申报原则]拥有基数电量且市场电量未超过上限的发电企业，都应参与集中竞争交易。发电企业持留发电能力、不参与集中竞争交易的，应主动向电力调度机构和电力交易机构说明具体原因。鼓励发电企业在充分考虑综合成本与合理收益预期的基础上，申报集中竞争交易价格。 第七十五条[双边协商交易排序]电力用户、售电公司月度双边协商交易电量，默认按照最高价格纳入需求曲线排序并保证出清。若申报的次月用电需求小于月度协商交易电量，按申报的次月用电需求参与排序。 发电企业选择物理执行的月度双边协商交易电量，默认按照最低价格纳入供给曲线排序并保证出清。 第七十六条[集中竞争交易申报]发电企业、售电公司和电力大用户均通过技术支持系统申报交易电量、交易价差，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。 售电方（发电企业）和购电方（售电公司、电力大用户）双向报价、报量。发电企业申报与政府核定上网电价的价差，电力大用户与售电企业申报与目录电价中电量电价的价差，电价下浮为负，电价上浮为正。现阶段，申报价差应小于或等于0。 交易电量维持三段式申报方式不变，售电方各段累计不超过可参与月度集中竞争交易的申报电量上限，购电方各段累计应等于申报的次月需求增量。售电方和购电方各段申报电量应占其申报电量一定比例。 第七十七条[集中竞争交易排序]售电方各段申报电量按价格升序纳入供给曲线排序，购电方各段申报电量按价格降序纳入需求曲线排序。 按第七十二条中公式计算的“热电联产机组月度集中竞争交易申报电量上限”、“必开电量对应的月度集中竞争交易申报电量上限”，按照最低价格纳入供给曲线排序。必开机组超出必开电量之外的申报电量，按常规机组参与供给曲线排序。 第七十八条[出清程序]月度集中竞争交易出清程序： （一）将购电方申报价差、售电方申报价差配对，形成交易价差对。 价差对=购电方申报价差-售电方申报价差 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。 （二）售电方申报价差相同时，机组能耗低者优先成交；机组能耗相同的，按申报电量比例分配。 （三）所有成交的价差对中，最后一个成交的购电方与售电方申报价差的算术平均值为统一出清价差。 （四）同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司，月度集中竞争交易申报电量不应超过月度集中竞争交易总电量的15%。 （五）鼓励市场份额大的发电企业多签订年度双边协商交易合同。B类机组中装机容量排名前3位的发电集团，各集团月度集中竞争市场申报电量份额超过其装机份额时，其所属发电企业申报价差不作为统一出清价差计算依据。从已成交的价差对中选择最靠近边际机组的其他发电企业，以其申报价差计算统一出清价差。 （六）按照以上原则形成无约束交易结果。 （七）无约束交易结果送电力调度机构进行安全校核；经与合同电量转让交易结果一并校核后，形成有约束交易结果。因安全校核需要调整无约束交易结果的，按以上原则重新形成交易结果。 第七十九条[交易结果]电力交易机构通过技术支持系统发布无约束交易结果，并同时送电力调度机构安全校核。 电力调度机构应在3个工作日内完成安全校核并将校核结果反馈给电力交易机构。 电力交易机构通过技术支持系统向市场主体发布有约束交易结果，作为售电方和购电方结算依据，不再另行签订合同。 第九章电力零售交易 第八十条[合同签订]电网公司、售电公司和用户（包括电力大用户、一般用户）签订三方售电合同，售电合同中应包括但不限于以下内容：各方的权利和义务、用户在电网公司营销系统中户号、计量表计编号及对应的用电性质，合同变更、转让和终止程序以及违约责任等。 售电公司与用户单独约定售电套餐等商务条款，作为售电合同的补充协议，单独送电力交易机构登记。 电力交易机构以售电合同及其补充协议作为售电公司、用户结算依据。 第八十一条[用户变更售电公司]用户变更售电公司包括用户与售电公司关系的建立、变更、解除。 |
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