（五）合同电量转让

1.月度合同电量转让交易由交易中心以双边协商交易方式统一组织，有交易意向的市场主体通过电力交易平台在每月23日前提交次月事前合同电量转让交易意向，经调度机构安全校核通过后，签订次月事前合同电量转让协议。

2.月内合同电量转让交易由交易中心统一组织，市场主体于每月15日前通过电力交易平台申报当月合同电量转让意向，经调度机构安全校核通过后，签订月内事前合同电量转让协议。校核结果直接作为调度执行依据，月内不再另行下达发电计划。

3.若合同电量转让交易出让合同涉及专场交易市场主体，则受让方应为参加专场交易的同类市场主体。

六、安全校核

（一）调度机构按照各类交易的交易周期进行安全校核。当送出通道受阻限制发电企业发电能力时，原则上优先保障市场化交易电量。

（二）为保障系统整体备用和调峰调频能力，各类交易开始前15个工作日，调度机构根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线及电网约束情况，折算各发电机组电量上限，提出机组发电利用小时数限制建议，并及时提供关键通道可用输电容量、关键设备检修计划等电网运行相关信息，由交易中心发布。

对年度、多月交易，调度机构负责提供次年、多月关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行分月信息，按照不低于关键通道可用输电容量80%下达交易限额，由交易中心发布。

对月度交易，调度机构在每月10日前提供或更新次月电网运行相关信息，按照不低于关键通道可用输电容量90%下达交易限额；发电设备利用率应当结合调峰调频需求制定，并向市场主体公开设备利用率。

对月内发用电侧合同电量调增和电量转让交易无约束交易结果，调度机构提供月内安全校核，参考月度交易限额制定方法，按照不低于关键通道可用输电容量95%下达交易限额，该结果直接作为调度执行依据，月内不再另行下达发电计划。

（三）根据各发电企业交易发电能力数据对申报的交易意向电量进行预校核，并向各发电企业提供剩余交易发电能力实时数据。发电企业申报的年度（月度）交易意向电量、交易电量不得超过年度（月度）交易发电能力。

交易中心根据调度机构反馈的发电企业剩余发电能力情况，结合市场主体需求，灵活组织市场化增量交易，并将交易结果送调度机构执行，不需进行安全校核。

（四）年度、多月交易闭市后第一个工作日，交易中心将年度、多月双边协商交易意向电量提供调度机构进行安全校核，调度机构5个工作日内完成安全校核并将结果反馈交易中心。

（五）其他交易闭市后第一个工作日，交易中心将所有月度协商交易意向电量提供调度机构进行安全校核，调度机构2个工作日内完成安全校核并将结果反馈交易中心。交易中心收到安全校核结果后2个工作日内发布交易计划。

（六）安全校核未通过的，调度机构需出具书面意见，由交易中心进行发布，并按以下原则削减电量：总体按照月度双边协商交易、月度挂牌交易、月度集中竞价交易，多月双边协商交易、多月挂牌交易、多月集中竞价交易和年度双边协商交易、年度挂牌交易、年度集中竞价交易、年度专场交易的顺序依次削减，其中挂牌交易按照摘牌时间先后削减，集中竞价交易按照价格优先原则削减，价格相同的按发电侧节能低碳电力调度优先级削减，双边协商交易按时间优先、等比例原则削减。

七、发电计划形成与执行

（一）各发电企业发电计划分为基础电量发电计划（含优先发电和基数电量，下同）和市场化交易增发电量计划，交易中心负责市场化交易增发电量计划。

1.基础电量发电计划由省能源局在年初下达。

2.市场化交易增发电量计划根据各电厂参加交易情况确定，火电企业市场化交易电量与发电量原则上按1：1.08核定。另有规定的，按有关文件执行。

（二）根据省能源局下达的年度基础电量发电计划，发电企业与电网企业签订厂网间年度购售电合同，合同电量计划分解到月度，由电网企业提交交易中心备案。

（三）交易中心根据年度市场化交易合同约定的月度分时段电量计划和月度各类交易分时段成交结果，汇总编制发电企业市场化交易月度发电计划（含月度分时段发电计划，下同），按月提交调度机构。

（四）调度机构根据市场化交易月度发电计划、月度基础电量发电计划，统筹清洁能源消纳、发电企业检修计划及负荷变化等情况，编制发电企业月度总发电计划。

（五）调度机构负责执行月度发电计划，交易中心每日跟踪并公布月度发电计划执行情况。市场主体对月度发电计划执行提出异议时，调度机构负责出具说明，交易中心负责公布相关信息。

（六）发电企业、电力用户（售电公司）要服从统一调度管理和市场运营管理。电网安全发生紧急情况时，调度机构要按照安全优先的原则进行调度，事后应及时披露事故情况及计划调整原因；影响较大的，应及时报告省能源局和贵州能源监管办。

（七）年度、多月双边协商交易合同签订后，由于电网送出通道受阻造成发电企业欠发电量时，发电企业仍按合同约定履行相关责任和义务，交易中心根据对应电力用户（售电公司）实际用电量，在后续月份追补发电企业欠发电量计划。

（八）对因特殊原因未及时签订年度合同，但已根据有关要求进行临时结算的发电企业，在补签交易合同后，对交易增发计划实行多退少补。

八、合同电量偏差处理及电费结算

（一）合同电量偏差处理

1.建立市场化交易合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户（售电公司）的合同偏差分开按月清算、结账。

2.电力用户（售电公司）各时段完成电量大于对应时段合同电量计划时，超出部分仍按各时段交易价格与对应发电企业结算。各时段完成电量小于对应时段合同电量计划时，按对应时段实际完成电量和电价进行结算。

3.电力用户（售电公司）月度总完成电量小于月度总合同电量计划，对其5%（含）以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以外的少用电量按照所有合同加权综合均价的5%支付偏差考核费用。其中：售电公司需指定任一代理用户所属供电企业收取偏差考核费用。

4.偏差考核费用纳入贵州电力市场交易资金池，由省级政府管理部门进行统筹安排。

（二）电费结算流程及要求

1.电力用户和发电企业原则上按照电网企业抄表例日的抄见电量计量当月用电量和上网电量，抄表例日后的电量计入次月用电量。

2.电力用户（售电公司）电费构成包括：电量电费、偏差考核电费、输配电费、政府性基金及附加等；发电企业电费构成包括：电量电费、偏差考核电费、平均分担的结算差额资金、辅助服务费用。

3.对日分时段电量实行按月汇总，分时段分别结算。因特殊原因无法进行分时段交易结算时，购售电双方可协商按照综合均价进行结算。综合均价由购售电双方协商确定。

4.月度用电结算顺序依次为：年度交易分月电量、多月交易分月电量、月度交易电量、月内交易、偏差电量。

5.极速体育直播企业参与市场交易，结算涉及中央财政补贴时，按照《可再生能源电价附加资金管理办法》（财建〔2020〕5号）等补贴管理规定执行。

6.交易中心负责向市场主体出具交易结算依据，市场主体应及时核实确认，如有异议需在1个工作日内通知交易中心，逾期视为无异议。

7.电网企业根据交易中心出具的结算依据，分别与发电企业、电力用户（售电公司）结算相关电费。

8.与售电公司签订购售电合同的电力用户结算关系维持原有方式不变；售电公司与电力用户的结算，按照有关规定执行。

9.遇特殊情况需对合同电量进行清算时，由交易中心将清算电量提供调度机构进行安全校核，校核通过后列入次月市场化交易增发计划。

10.完成市场注册且已参加市场化交易的电力用户，合同期满后未签订新的交易合同但发生实际用电时，不再按照政府目录电价结算。其中，参加批发侧交易的用户按照偏差电量处理办法进行偏差结算；参加零售侧交易的用户由用户所在地电网企业按照保底价格进行结算。

11.未及时签订年度交易合同暂进行临时结算的市场主体，后续年度交易合同签订后，不再对前期临时结算电量及电价进行清算。

对超过临时结算期限仍未签订年度合同的市场主体，参照上述条款执行。其中：参加批发侧交易的用户按照偏差电量处理办法进行偏差结算；参加零售侧交易的用户由用户所在地电网企业按照保底价格进行结算。

九、违约责任

（一）输配电服务合同中，应明确电力用户在规定期限内未交清电费时，承担电费滞纳的违约责任。电费违约金按照相关规定计算。电力用户应先支付当期电费、再依次支付陈欠电费、当期电费违约金、其他电费。

（二）电力用户欠费达30日或在下一次抄表例日前，交易中心下达中止交易预通知；预通知后10个工作日内仍不交清电费的，经商相关市场主体并申请政府管理部门授权后中止交易。

（三）市场主体拖欠交易手续费达30日或在下一次抄表例日前，交易中心下达中止交易预通知；预通知后10个工作日内仍不交清交易手续费的，经商相关市场主体并申请省级政府管理部门授权后中止交易。

（四）建立完善红（黑）名单制度，对遵法守信、信用评价良好以上的市场主体，列入红名单，并给予同等条件下市场化交易优先等激励措施；对违反交易规则、存在失信行为的市场主体，纳入不良信用记录，情节特别严重的，按照有关规定进行处理。

(五）售电公司未与发电企业签订电力交易合同，但愿意按照偏差处理办法从批发侧购买电量履行零售合同时，需向交易中心缴纳银行履约保函或保险公司履约保证保险，规避市场履约风险。探索采用拍卖等方式处理售电公司违约后剩余合同。

十、信息披露

交易中心、调度机构应公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或者泄露私有信息。各市场主体应遵循及时、真实、准确、完整的原则，提供相关信息，由交易中心负责进行管理和发布。

十一、保障措施

（一）加强交易监管

完善相关制度，切实加强事中事后监管，重点对市场主体履行合同和执行市场运行规则等情况进行监管，确保电力市场健康运行。建立健全交易合同纠纷协调仲裁机制，营造公平公正的市场环境。持续开展电力市场交易信用系统和信用评价体系建设，建立完善守信激励和失信惩戒机制。建立市场主体年度信息公示制度和市场化交易预警机制。

（二）严格执行退出机制

严格执行市场主体退出有关规定，当市场主体出现瞒报信息等触发退出条款行为时，交易中心按程序申请政府相关部门授权，取消市场化交易资格。

（三）规范市场干预行为

1.如遇重大自然灾害、突发事件、电煤供需严重失衡、电煤价格整体大幅波动等情形，政府相关部门有权暂停市场交易，全部或部分免除市场主体违约责任。

2.为确保电力有序供应及电网安全，电网企业按照有序用电方案或发电能力不足的电厂对应的交易用户优先限电原则，安排相关电力用户有序用电，并限制发电企业参与市场化交易。

3.实施有序用电的电力用户，可通过市场化方式与发电企业协商提高交易价格，增强发电能力。调度机构和交易中心应优先满足该类用户的交易合同电量。

十二、组织实施与管理

省能源局负责统筹全省电力市场化交易工作，协调能源监管部门、价格主管部门推进相关工作，指导交易中心、调度机构落实具体工作。贵州能源监管办负责对市场交易实施过程进行监管。贵州电网公司负责提供输配电服务和电网安全校核。贵州电力交易中心负责市场交易、结算、统计管理、信息发布等工作。

贵州电网公司和贵州电力交易中心要加强电力市场化交易的宣传引导，各市场主体签订的电力中期交易合同须有量、价和曲线。电力市场化交易重大事项由贵州电力市场管理委员会办公室提交贵州电力市场管理委员会审议，必要时报省能源局和相关部门审定或批准。

抄送：省发展改革委。

贵州省能源局办公室 2020年11月27日印发