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南方区域跨区跨省月度电力交易规则（试行）第一章总则第一条[目的和依据]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）及其配套文件有关要求，推进南方区域电力市场建设，有序开展跨区跨省月度电力交易工作，在更大的范围内实现资源优化配置，特制定本规则。第二条[适用范围]本规则适用于南方五省（区）内（简称南方区域）跨区跨省协议交易、电力直接交易、发电合同转让交易等，以及南方五省区与区域外的各类型电力交易。第三条[成员分类]市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。第二章术语定义第四条[售电主体]南方区域内并网运行并在广州电力交易中心或各省（区）电力交易中心注册的点对网送电电厂、具备市场化交易资格电厂以及各省（区）电网公司。第五条[购电主体]1.第一类购电主体：南方电网公司以及南方区域内在广州电力交易中心完成注册的省（区）电网公司；2.第二类购电主体：在广州电力交易中心或所在省（区）电力交易中心注册的广东、广西、云南、贵州、海南省（区）电力用户及售电公司。第六条[发电合同出让主体]南方区域内售出电厂年度合同电量的电厂。第七条[发电合同受让主体]南方区域内购入其它电厂年度合同电量的电厂。第八条[输电主体]南方区域内已取得输电业务许可证的电网企业，主要为中国南方电网有限责任公司超高压输电公司（下面简称超高压公司）、各省（区）电网公司。第九条[月度协议计划]为落实国家指令性计划、地方政府间框架协议，根据交易各方签订的跨省（区）年度购售电合同确定的月度送受电计划。第十条[月度市场化交易]为促进西部省区富余电能消纳，开展东西部地区余缺调剂，实现南方区域内资源优化配置，组织东西部市场主体在月度协议计划外开展的电力交易。根据参与交易市场主体不同，可分为月度发电合同转让、月度集中竞价、月度富余电能增量挂牌三类交易品种。第十一条[申报价格及申报电量]1.售电主体申报电价：发电企业上网关口计量点处的绝对价格，包含环保加价；2.购电主体申报电价：第一类购电主体申报电价为交易关口的购电绝对价格，第二类购电主体在本地输配电价未核定发布之前，申报电价暂用相对目录电价的价差，输配电价核定发布之后，应尽快按照国家要求将申报电价转换为交易关口购电绝对价格；3.申报电价及电量规范要求：各市场主体申报电量的最小单位为0.1万千瓦时，申报电价的最小单位为0.001元/千瓦时。第十二条[调度机构]指对所辖电网运行进行组织、指挥、指导和协调的电力调度机构。本规定涉及的调度机构包括南网总调及各中调、相关地调。第十三条[调度计划]指由调度机构根据市场交易计划并结合电网供需形势、设备检修安排、电网安全约束等因素编制的发用电调度运行计划。第十四条[市场运营机构]指负责南方区域跨区跨省电力交易和调度运行管理的职能机构，主要包括广州电力交易中心、南网总调及各相关中调。第十五条[富余水电]流域来水超过预期或多年平均时，在本省区火电机组已安排最小方式、已按计划执行跨区跨省月度协议计划和市场化交易的前提下，水电发电量在完成月度预测分解计划后仍存在弃水，需要跨省区消纳的水电电量即为富余水电电量。富余水电电量由相关调度机构负责测算。第三章市场交易品种、周期和方式第十六条[交易组织次序]各类跨区跨省月度交易品种及组织次序依次为：1.月度协议计划，每月组织1次；2.月度发电合同转让，每月组织1次；3.月度集中竞价，根据富余电能消纳、余缺调剂需要按月组织；4.月度富余电能增量挂牌，根据富余电能消纳、余缺调剂需要按月组织或月内临时组织。第十七条[交易计划调整次序]当实际供需发生变化或电网出现阻塞，需对跨区跨省各类交易计划进行调整时，调整次序与交易组织次序相反。第四章价格机制第十八条[跨区跨省输电价]跨区跨省输电价由送端省（区）电网500kV输电价、超高压输电价两部分组成。其中点对网送电电厂跨区跨省输电价执行超高压输电价。各省（区）电网公司、超高压公司输电价格按照国家批复或核定的价格执行。第十九条[线损电价]线损电价依据国家或地方政府有关部门核定线损率折算。第五章月度协议计划第二十条[市场主体]1.售电主体：已签订西电东送年度购售电合同的点对网送电电厂和省（区）电网公司。2.购电主体：已签订西电东送年度购售电合同的省（区）电网公司。第二十一条[交易方式]双边协商方式第二十二条[交易关口]省（区）电网公司的交易关口为电网公司与超高压公司的计量关口。点对网送电电厂的交易关口为电厂上网计量关口。第二十三条[交易申报]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送受电计划建议值，该建议值与年度购售电合同分月计划电量偏差原则上不超过10%。第二十四条[交易计划编制下达]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分旬协议计划，并在17日前正式下发次月分旬协议计划。第二十五条[交易价格]点对网送电电厂上网价格和输电主体输电价格执行国家批复价格，或按照国家制定的动态价格调整机制（发改价格〔2015〕962号）形成价格。各省（区）电网公司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。第二十六条[双边协商未达成的处理原则]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购售电合同分月计划、年度计划执行情况、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。第二十七条[协议计划的省内分配]各省（区）电网公司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。第六章月度发电合同转让第二十八条[市场主体]1.发电合同出让主体：在广州电力交易中心或广东、广西、海南电力交易中心注册的接入110kV及以上电压等级的火电、核电发电企业。2.发电合同受让主体：在广州电力交易中心或广西、云南、贵州省（区）电力交易中心注册的具备市场化交易资格水电发电企业。第二十九条[交易关口]发电合同交易关口为出让合同发电企业所在省（区）电网公司与超高压公司的计量关口。第三十条[发布交易通知]广州电力交易中心每月在交易平台发布次月发电合同转让公告，发布交易规模、省间富余通道能力、预期富余水电电量、电厂发电能力约束等相关信息。其中，省间富余通道能力、预期富余水电电量规模、电厂发电能力约束等信息由南网总调在交易开始前提供。第三十一条[交易申报]1.发电合同出让主体在交易平台上自行申报次月拟出让电量、合同电价、出让电价。出让电价指出让方支付给受让方的补偿价格；2.发电合同受让主体在交易平台上自行申报次月拟受让电量、代发电价；3.出让电价、代发电价均应大于等于零；4.出让电量必须是出让方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、跨省跨区交易合同等；5.出让电量、受让电量均为交易关口处电量，且应满足电厂发电能力约束；6.发电合同出让主体、受让主体均申报发电上网侧绝对电价。7、发电合同出让主体、受让主体协商一致的发电合同转让双边意向协议首先申报，双方申报电量、出让电价、代发电价应保持一致，在满足富余通道能力时优先成交，不参与交易撮合。双边意向申报总量超出富余通道能力时按时间优先，等比例原则进行削减。第三十二条[交易撮合]广州电力交易中心按以下方式进行交易撮合、出清：1.出让方按照申报的出让电价排序，价高者优先，形成出让方电量-电价曲线。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；2.将受让方申报代发电价折算至交易关口处，按照折算代发电价排序，价低者优先，形成受让方电量-电价曲线；折算代发电价=申报代发电价+跨区跨省输电价+线损电价。受让方为点对网送电电厂时，线损电价计算方式：线损电价=申报代发电价×核定线损率/（1-核定线损率）。受让方为其他类型电厂时，线损电价计算方式：线损电价=（申报代发电价+省（区）500kV输电价）×核定线损率/（1-核定线损率）。3.按照出让方、受让方的电量-电价曲线，计算价差。价差为负值时不能成交。价差为正值或零时，按照价差大者优先成交。价差相同时，出让方机组能耗高者优先成交；出让方机组能耗相同的，按申报电量比例分配；若受让方申报电量大于出让方申报电量，受让方按申报电量比例成交。4.受让主体的成交电量=交易关口处成交电量/（1-核定线损率）。第三十三条[成交价格]出让、受让主体的成交价格采用统一价格出清，受让主体成交电价需要折算至受让主体发电上网侧。1.出让电价：最末成交匹配对中，出让申报价和折算代发电价的平均值。2.代发电价=出让电价-跨区跨省输电价-线损电价。其中，线损电价=（出让电价-超高压输电价）×核定线损率。第三十四条[编制有约束交易计划]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。第七章月度集中竞价第三十五条[交易规模]交易规模上限为全部富余电能份额。第三十六条[市场主体]1.售电主体：在广州电力交易中心或广西、云南、贵州、海南省（区）电力交易中心注册的具备市场化交易资格水电、火电、核电发电企业；2.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电力用户及售电公司。第三十七条[交易关口]电量交易关口为购电主体所在省（区）电网公司与超高压公司的计量关口。第三十八条[市场准入]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，火电、核电不参与月度集中竞价。当水电无供应能力且购电主体仍有购电需求时，火电、核电可参与月度集中竞价。第三十九条[发布交易通知]广州电力交易中心每月在交易平台发布次月富余电能增量集中竞价公告，发布交易规模、省间富余通道能力、预期富余水电电量、电厂发电能力约束等相关信息。其中，省间富余通道能力、预期富余水电电量、电厂发电能力约束等信息由南网总调在交易开始前提供。第四十条[交易申报]1.购售电主体均在交易平台上自行申报，发电企业申报电量和电价，电力用户及售电公司申报电量和价差，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。购售电主体均申报交易关口处电量；2.电力用户和售电公司申报价差为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；3.售电方申报发电上网侧电价折算到购电方所在省区后，落地价格与购电方所在省区燃煤机组标杆上网电价（含环保电价）之间的差值作为申报价差。折算申报价差＝申报电价+跨区跨省输电价+线损电价－购电方所在省区燃煤机组标杆上网电价（含环保电价）；售电方为点对网送电电厂时，线损电价计算方式：线损电价=申报电价×核定线损率/（1-核定线损率）；售电方为其他类型电厂时，线损电价计算方式：线损电价=[申报电价+省（区）500kV输电价]×核定线损率/（1-核定线损率）。4.交易电量、电价差可按照三段式申报，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。第四十一条[交易撮合]根据购、售电方电量-价差曲线，计算购、售电方价差，按价差从大到小的顺序成交，价差为负不成交。价差相同时按申报电量比例确定中标电量；售电方成交电量=交易关口处成交电量/（1-核定线损率）。第四十二条[成交价格]采用统一价差出清。1.以购、售方电量-价差曲线交叉点价格确定市场统一出清价差。曲线无交叉点时，根据满足交易规模的最末成交购、售电方价差平均值确定市场统一出清价差；2.售电方成交价=市场统一出清价差+购电方所在省区燃煤机组标杆上网电价（含环保电价）-跨区跨省输电价-线损电价；其中，线损电价=[市场统一出清价差+购电方所在省区燃煤机组标杆上网电价（含环保电价）-超高压输电价]×核定线损率；3.购电方成交价=市场统一出清价差+目录电价。第四十三条[编制有约束交易计划]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。第八章月度富余电能增量挂牌第