12月26日，贵州省能源局 国家能源局贵州监管办公室联合印发《关于印发2020年电力市场化交易工作实施方案的通知》。
1.根据当期市场交易情况，为规避电力市场价格大幅波动的风险，对集中竞价和挂牌交易限制最高、最低报价，即市场交易价格申报或挂牌价格最高0.50元/千瓦时，最低0.25元/千瓦时。
2.鼓励建立煤价-电价联动定价机制。基准电价可以参考现行目录电价或电煤中长期合同燃料成本及上年度市场化交易平均价格，由交易双方自愿协商方式形成。
在确定基准电价的基础上，鼓励交易双方建立电煤价格联动调整的浮动机制，以上年度煤炭平均价格和售电价格为基准，引入规范科学、双方认可的煤炭价格指数作参考，按一定周期联动调整交易电价，电煤价格浮动部分由交易双方按比例分配。具体浮动调整方式由双方充分协商，并在合同中明确；浮动调整期限应与电煤中长期合同期限有效衔接。
3.鼓励建立电价-主要产品价格联动定价机制。交易双方可参考产品多年平均价格或上年度价格，协商确定交易基准电价、基准电价对应的产品价格、产品价格联动调整幅度等，再根据省有关部门相关文件明确的产品价格信息来源，当产品价格上涨或下降超过一定区间或比例时，电价联动调整，由交易双方共同承担产品价格波动的影响，并在合同中明确。采用电价-主要产品价格联动电价的不能参与合同电量转让和电量互保。
4.鼓励双边协商交易采取年度阶梯电价定价机制。阶梯电价和电量由市场主体自主协商，阶梯电价分档不超过3档。采用阶梯电价的不能参与合同电量转让和电量互保。
原文如下：
关于印发2020年电力市场化交易工作实施方案的通知
黔能源运行〔2019〕225号
各市（州）能源主管部门、贵安新区经发局、贵州电网有限责任公司、各发电集团、独立发电企业、有关用电企业、贵州电力交易中心：
为确保2020年电力市场化交易有关工作的顺利实施，由贵州电力市场委员会办公室牵头起草的《2020年电力市场化交易工作实施方案》，经省能源局和国家能源局贵州监管办公室批准同意，现印发给你们，请遵照执行。
贵州省能源局 国家能源局贵州监管办公室
2019年12月20日
2020年电力市场化交易工作实施方案
为贯彻落实中发〔2015〕9号及配套文件，以及《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）、《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105 号）、《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）等文件精神，按照《贵州省电力中长期交易规则（试行）》（黔能监市场〔2017〕112号）及贵州能源工业运行新机制等有关要求，进一步规范市场主体交易行为，促进电力市场可持续发展，结合我省实际，制定2020年电力市场化交易工作实施方案。
一、交易原则
（一）坚持市场主导。进一步完善市场化运行机制，全面放开经营性电力用户发用电计划，有序放开竞争性环节电力价格，建立科学合理的市场化定价机制，促进电力及上下游产业链协同发展。
（二）坚持政府引导。通过市场化交易，统筹推进“煤、电、用”有效联动，带动能源上下游产业发展，稳定省内用电市场，积极拓展省外市场，最大限度平衡各方利益，促进多发多用、多方共赢。
（三）坚持契约精神。倡导践行社会主义核心价值观，推崇诚实守信典范，全面履行合同约定的权利和义务。强化电力市场化交易信用体系建设，建立完善守信受益、失信惩戒机制。
（四）坚持节能减排。严格执行节能发电调度原则，促进节能减排工作均衡协调推进。探索建立清洁能源配额制，履行清洁能源消纳义务，鼓励电网企业根据供需状况、清洁能源配额完成情况参与跨省跨区电力交易。
（五）坚持保障民生。保留必要的公益性、调节性发电计划，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电。
二、市场主体准入与退出
市场主体包括电力用户、售电公司、发电企业和电网企业。各类市场主体应在贵州电力交易中心（以下简称交易中心）注册，并通过电力市场交易系统（以下简称交易系统）参与交易。
（一）市场主体准入
——电力用户：
1.各类电压等级供电并列入政府准入目录的经营性电力用户均可参与交易。其中年用电量500万千瓦时及以上的用户可选择直接与发电企业进行交易，也可选择由售电公司代理参与交易；年用电量不足500万千瓦时的用户由售电公司代理参与交易。
2.积极支持中小用户由售电公司代理参与市场化交易，中小用户需与售电公司签订代理购电合同，与电网企业签订供用电合同，明确有关责任义务。
3.电力用户委托售电公司代理参与交易期内不得同时参与直接交易，且只能与一家售电公司签订代理购电合同。同一电力用户所有电压等级的大工业电量全部参与市场化交易，工商业及其他用电可选择参与市场化交易，也可选择由电网企业供电。
——售电公司：
按照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）及《贵州省售电公司准入与退出管理办法实施细则》（黔能源电力〔2017〕175号）等有关规定执行。
——发电企业：
1.贵州省内统调火电企业、水电企业。其中水电企业装机容量需达5万千瓦及以上，且仅限参与水火电发电权交易，暂不参与其他电力交易。
2.参与交易的发电企业，其项目单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业标准，未取得电力业务许可证的发电企业不得参与交易。
3.拥有燃煤自备电厂的企业按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任，并取得电力业务许可证后，其自发自用以外电量可有序推进参与交易。
——电网企业：
参与交易的电网企业需取得《供电营业许可证》《电力业务许可证》（输电类、供电类），拥有输电网、配电网运营权。
（二）市场主体退出
1.自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，取消目录电价，不得随意退出市场；市场主体进入市场后退出的，由政府相关部门和贵州能源监管办进行公示，原则上三年内不得参与电力市场交易。退出市场的电力用户须向售电公司购电，或由电网企业承担保底供电，保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照政府核定居民电价的1.2-2倍执行。
2.其他规定按照《贵州省电力中长期交易规则（试行）》、《贵州省市场主体注册管理办法（试行）》和《贵州省售电公司准入与退出管理办法实施细则》等相关文件执行。
三、交易品种
（一）省内电力直接交易
1.省内双边协商直接交易。市场主体之间以年、季、月为周期，自主协商交易电量（电力）、电价，形成年、季、月双边协商交易初步意向，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。探索构建双边协商交易“场外交易场内化”，提高交易效率。
2.省内集中竞价直接交易。市场主体之间以月为周期，通过交易系统申报电量（电力）、电价，交易中心根据电力调度机构提供的安全约束条件进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终成交对象、成交电量、成交价格等。电力用户（售电公司）月度超计划用电量事后撮合交易，视为月度集中竞价直接交易。
3.省内挂牌直接交易。市场主体之间以月为周期，通过交易系统将需求电量或可供电量及价格等信息对外发布要约，由参与交易另一方提出接受该要约申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
（二）周边跨省跨区交易
综合考虑贵州电网向周边省区购售电的实际，鼓励开展周边跨省跨区交易。具有直接交易资格的周边省区电网企业及电力用户可与发电企业通过交易系统签订购售电合同，也可委托售电公司或电网企业代理参与交易，并与电网企业签订输配电服务合同。周边跨省跨区交易采用年度、季度、月度双边协商交易、月度挂牌、集中竞价交易等方式进行。具体事宜由贵州电力交易中心商相关市场主体确定。
（三）合同电量转让交易
在年度、季度双边合同分解到月的基础上，发电企业之间、电力用户（售电公司）之间可开展合同电量转让交易。
合同电量转让交易是指在不影响第三方权益的前提下，通过市场化交易方式实现市场主体之间全部或部分合同电量的有偿买卖，受让方按转让前合同条款享受权利和履行义务。
交易标的包括基数电量计划、黔电送粤（含黔电送深）计划、直接交易合同、周边跨省区交易合同。交易方式采用双边协商或挂牌等统一组织。相关规定按照《贵州电力市场电量转让交易实施办法》执行。
（四）电量互保交易
电量互保交易是指在不影响第三方权益的基础上，具有直接交易资格的发电企业之间、电力用户之间通过自主协商，签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，由另一方代发（代用）部分或全部电量进行电量电费结算，并按照实际发（用）电量签订事后合同电量转让合同。
电量互保交易原则上“一对一”签订电量互保协议，同一集团发电企业或同一市场主体所属不同地域的企业可在集团内部建立互保关系，事后进行合同电量转让交易。电量互保协议签订后提交交易中心，每月20日前提交的电量互保协议当月生效。
相关规定按照《贵州电力市场电量互保交易实施办法（暂行）》执行。
（五）省内水火发电权交易
按照能源工业运行新机制要求，组织开展省内水火发电权交易。具体方案由政府相关部门制定并组织实施。
（六）专场交易
根据电力供需情况及市场主体需求，由交易中心负责制定专场交易方案并报政府相关部门备案后，可组织开展专场交易。重点针对电解铝、铁合金等行业，结合贵州实际情况，组织开展专场交易。同时探索发电企业扩大让利空间，采用价差传导方式开展夜间低谷专场交易。
（七）现货及辅助服务交易
根据国家关于电力现货市场及辅助服务市场建设的有关要求，适时开展电力现货及辅助服务市场建设。
四、交易价格及定价机制
（一）电价组成
电力用户、售电公司购电价格（结算价格）由市场交易价格、输配电价（含线损）和政府性基金及附加组成。
1.市场交易价格。双边协商交易、周边跨省跨区交易、合同电量转让交易价格由电力用户、售电公司与发电企业自主协商确定；集中竞价交易、挂牌交易价格分别以统一出清价格和挂牌价格为准；合同电量转让交易价格为合同电量的出让或买入价格，不影响出让方原有合同价格及结算。
2.输配电价（含线损）。按照政府价格主管部门核定的标准执行，含电度电价、基本电价和线损电价。周边跨省跨区交易的电网或电力用户输配电价（含线损），由电网企业和跨省区电力用户（售电公司）参照价格主管部门核定的贵州省输配电价（含线损）协商确定。
线损电价按照《省发展改革委关于合理调整电价结构有关事项的通知》（黔发改价格〔2017〕1113号）批复的燃煤发电机组上网标杆电价（0.3515元/千瓦时）计算，计算公式：线损电价＝上网标杆电价×分压线损率/（1-分压线损率）。如遇国家电价调整，按调整电价政策执行。
3.政府性基金及附加。按照规定标准执行，由电网企业代收代缴。
4.按照国家规定，电网企业应对相关电力用户的功率因数进行考核。
5.发电企业、电力用户（售电公司）应向交易中心缴纳相应的交易手续费。
（二）定价机制
探索建立科学的市场价格形成机制及价格品种，形成上下游利益联结体。交易价格由市场主体通过市场化交易方式形成，第三方不得干预。现阶段主要以年度合同为基础，月度合同为补充，市场主体可根据市场供求关系变化，确定月度参与市场交易的方式、电量及价格。
1.根据当期市场交易情况，为规避电力市场价格大幅波动的风险，对集中竞价和挂牌交易限制最高、最低报价，即市场交易价格申报或挂牌价格最高0.50元/千瓦时，最低0.25元/千瓦时。
2.鼓励建立煤价-电价联动定价机制。基准电价可以参考现行目录电价或电煤中长期合同燃料成本及上年度市场化交易平均价格，由交易双方自愿协商方式形成。
在确定基准电价的基础上，鼓励交易双方建立电煤价格联动调整的浮动机制，以上年度煤炭平均价格和售电价格为基准，引入规范科学、双方认可的煤炭价格指数作参考，按一定周期联动调整交易电价，电煤价格浮动部分由交易双方按比例分配。具体浮动调整方式由双方充分协商，并在合同中明确；浮动调整期限应与电煤中长期合同期限有效衔接。
3.鼓励建立电价-主要产品价格联动定价机制。交易双方可参考产品多年平均价格或上年度价格，协商确定交易基准电价、基准电价对应的产品价格、产品价格联动调整幅度等，再根据省有关部门相关文件明确的产品价格信息来源，当产品价格上涨或下降超过一定区间或比例时，电价联动调整，由交易双方共同承担产品价格波动的影响，并在合同中明确。采用电价-主要产品价格联动电价的不能参与合同电量转让和电量互保。
4.鼓励双边协商交易采取年度阶梯电价定价机制。阶梯电价和电量由市场主体自主协商，阶梯电价分档不超过3档。采用阶梯电价的不能参与合同电量转让和电量互保。
五、交易合同
（一）市场交易合同
市场交易合同分为直接交易购售电合同、输配电服务合同、周边跨省跨区交易合同、合同电量转让协议、电量互保协议等。集中竞价、挂牌交易的成交结果通知书视为合同，并具备同等法律效力。
（二）电力用户交易合同
1.电力用户交易合同分为直接交易购售电合同、输配电服务合同。
2.电力用户与发电企业之间签订直接交易购售电合同，双方应在合同中应明确各方权利义务、合同变更、合同电量转让、中止程序及违约责任等，合同条款不得约定其他第三方的权力义务，否则该条款无效。年度直接交易购售电合同中约定限制电量转让或电量互保，则电力用户（发电企业）不得参与合同电量转让交易或电量互保交易。
3.电力用户、发电企业与电网企业签订的输配电服务合同，应明确各方权利义务、合同变更、合同电量转让、中止程序及违约责任等。电网企业按照价格主管部门核定的输配电价（含线损）收取过网费，并按照交易中心出具的结算依据进行电费结算。
（三）售电公司交易合同
1.售电公司交易合同含直接交易购售电合同、输配电服务合同、结算服务协议和零售合同等。其中：零售合同为售电公司与其所代理的电力用户签订的售电合同。
2.售电公司与发电企业之间签订直接交易购售电合同，双方应在合同中明确各方权利义务、合同变更、中止程序及违约责任等，合同条款不得约定其他第三方的权力义务，否则该条款无效。
售电公司在购电前应与在交易中心注册的电力用户建立购售电关系，并签订委托代理购电合同。
3.售电公司与电网企业、发电企业签订的输配电服务合同，应明确各方权利义务、合同变更、中止程序及违约责任等，并明确由电网企业负责收费和结算。交易中心根据交易结果和执行情况出具结算依据，电网企业按照规定及时向发电企业和售电公司支付（收取）电费。
4.售电公司与代理电力用户签订代理购电合同后，在参加市场化交易之前，需与代理电力用户所在地地市供电局统一签订结算服务协议，提供计量、抄表、结算、收费等服务。无特殊原因，结算服务协议长期有效，直至售电公司退市。结算服务协议在签订后报交易中心备案。
5.售电公司与电力用户签订的零售合同应约定售电价格、分月电量、违约责任等权利义务相关内容，零售合同的有效期不得超过委托代理购电合同有效期。零售合同在签订后报交易中心备案。
6.售电公司与电力用户签订零售合同后，如需对合同电量及价格等关键内容做修改，必须经双方同意，并通过电力交易系统进行申报和确认，与原合同具有同等的法律效力。
售电公司参与市场化交易，按照《贵州省售电公司市场化交易工作指引》有关规定执行。
（四）合同执行顺序
年度合同优先于季度合同，季度合同优于月度合同；月度集中竞价合同优先于月度挂牌合同，月度挂牌合同优先于月度双边协商合同；同类交易合同按签订时间先后进行结算；同一交易窗口期成交的同类交易合同，须明确合同结算顺序，未明确则按合同电量占比进行结算；合同电量转让交易优先执行受让方交易合同。
六、交易组织及交易时序
年初发布发电企业优先发电和基数电量计划。若年度交易开始前仍未确定优先发电计划，可由电力调度机构参照历年发电情况，预留足够的优先发电空间，初步测算发电企业优先发电计划，确保交易正常进行。
在年度合同分解到月的基础上，首先开展月度集中竞价交易，其次开展月度挂牌交易，最后开展月度双边协商交易。市场主体有月度新增用电需求时，先参与月度集中竞价和挂牌交易，未成交的电量再采用月度双边协商交易。拖欠电费或者未履行还款协议的电力用户，不得参与交易。
（一）年度双边协商直接交易
1.自年度双边协商直接交易公告发布之日起，市场主体按照公告内容和要求，通过交易系统申报和确认交易数据。交易窗口期内，交易申报数据确认后，必须经交易相关方协商同意，方可进行变更。
2.具有直接交易资格的电力用户（售电公司）和发电企业协商确定年度分月交易电量及价格后，由发电企业通过交易系统申报，电力用户（售电公司）在2020年1月15日前确认，交易系统形成年度交易初步意向，调度机构在2020年1月21日前将校核结果返回交易中心，交易中心在下一工作日内发布交易结果。
3.电力用户（售电公司）可自主选择一家或多家发电企业购电，当电力用户（售电公司）选择两家及以上发电企业购电时，须在交易系统中明确合同电量分配原则和结算顺序。
4.具有直接交易资格的发电企业可与周边省区电网及电力用户通过交易系统签订购售电合同，也可委托售电公司或电网企业代理参与交易，并与电网企业签订输配电服务合同。
（二）季度、月度双边协商直接交易
季度末月和每月15—23日为季度、月度双边协商直接交易申报时间，电力用户（售电公司）和发电企业协商确定次季度或次月交易电量及价格，由发电企业通过交易系统申报，电力用户（售电公司）在23日前确认，交易系统形成初步交易意向并经安全校核通过后，交易中心在下一个工作日发布交易结果。
（三）月度集中竞价直接交易
1.交易中心根据发电能力和用电需求，每月15日前组织开展次月月度集中竞价交易。
2.市场主体通过交易系统集中申报电量需求和市场交易价格，以申报截止前最后一次有效申报数据作为最终申报数据，市场主体对申报数据负责，由交易系统按照交易规则进行匹配，经安全校核后形成成交结果通知书，通知书一经生成即刻生效。
3.集中竞价采用统一出清，根据买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格，或者根据最后一个交易匹配对的成交价格确定最终的统一成交价格。
4.为保证市场交易有效竞争，对单个发电企业申报售电规模进行最大电量限制。即根据大工业用户（售电公司）申报的交易意向总电量×竞争系数K（交易开始前，根据实际情况下达，并动态调整），折算成参与集中竞价交易的发电企业发电平均利用小时数，则为发电企业月度集中竞价交易小时数上限。
5.同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司申报实行最大电量限制。若月度集中竞价电量总规模大于10亿千瓦时，申报竞价电量不可超过当月竞价电量总规模的20%；若月度集中竞价电量总规模10亿千瓦时及以下，申报竞价电量不可超过2亿千瓦时。同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司月度竞价年累计成交电量上限不超过16亿千瓦时。单个售电公司的售电业务电量规模应满足《售电公司准入与退出管理办法》相关规定。
6.已签订市场交易合同的市场主体，如非电力系统约束影响，连续2个月履约率低于60%的，原则上不得参与集中竞价交易；拖欠电费1个月及以上的电力用户不得参与集中竞价交易，签订还款协议的除外。
（四）月度挂牌直接交易
1.集中竞价交易开展后，根据发电能力和用电需求，每月15日前组织开展次月月度挂牌交易。月度挂牌交易采取“双挂双摘”形式开展。
2.发电企业、电力用户（售电公司）分别通过交易系统同时申报挂牌电量和挂牌价格（市场交易价格），采用相互摘牌、滚动调整、即时成交的方式开展。集中竞价未成交的申报记录作为挂牌交易的初始挂牌信息，市场主体通过撤单、挂单操作改变买入（卖出）价格或买入（卖出）意向。未参加集中竞价交易的市场主体可在开市后挂单。市场主体根据需要，在挂牌结束前，可多次进行买入或卖出。
3.买方或卖方重新挂单的行为视为摘牌。当买方价格高于或等于卖方价格时，按价格优先原则，自动摘牌成交，摘牌价格（成交价格）即为挂牌价格。当买方或卖方的成交量低于总挂牌量时，按买方（卖方）市场主体挂牌时间顺序成交。
4.挂牌交易成交后，经安全校核通过后形成交易结果通知书，通知书一经生成即刻生效。
（五）合同电量分月电量计划及价格调整
1.年度双边协商交易合同分月计划及调整。签订年度双边协商直接交易合同的市场主体应按分月电量计划执行。在合同总量不变的情况下，经市场主体协商一致，每月15日前可申请调整次月月度电量计划并提交交易中心，经安全校核后，交易中心按调整后的电量计划进行考核。每年6和11月，经市场主体在协商一致，可申请调整年度双边协商购电合同总量，以及后续月份交易电价，经安全校核通过后生效。申请次月分月电量计划调减的市场主体，仅可作为出让方参与合同电量转让交易，不得参与次月其他市场化交易。
2.季度双边协商交易合同分月计划及调整。签订季度双边协商直接交易合同的市场主体应按分月电量计划执行。在合同总量不变的情况下，经市场主体协商一致，季度首月15日前，可申请调整次月月度电量计划并提交交易中心，经安全校核后，交易中心按调整后的电量计划进行考核；季度第二个月15日前，经市场主体在协商一致，可申请调整季度双边协商购电合同总量，经安全校核通过后生效。
3.调整年度、季度双边协商合同总量前，合同总量已执行的，即为合同执行完毕，不能再对合同总量进行调整，只可通过月度双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式购买电量，否则按偏差电量处理。
4.年度、季度合同中明确采用价格联动的，交易主体可在每月20日前通过交易系统中的合同变更模块，向交易中心申请调整当月及后续月份市场交易价格；若在每月20日后提出申请的，只能调整后续月份市场交易价格。
5.合同电量及电价调整由交易双方通过交易系统进行申报和确认，安全校核通过后，交易中心统一发布调整结果，并作为合同执行依据，与合同具有同等法律效力。
6.年度、季度合同分月电量计划在按上述方式进行调整后，在合同总量不变的情况下，经市场主体协商一致，可在每月15日前申请调减本月电量计划，交易中心按调减后的电量计划进行考核。调度机构仍按原月度发电计划安排发电，交易中心在汇总次月各类交易无约束成交电量时，对应扣减相关发电企业的发电量后，送调度机构进行安全校核。年末最后一个月不组织开展月内合同电量计划调减。
交易中心每月10日前发布当月开展相关交易的具体时间。
七、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。在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）开展年度交易时，调度机构在2019年12月负责提供次年关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行分月信息，由交易中心进行发布。
（三）开展季度交易时，调度机构在每季度末月10日前提供或更新次季度电网运行相关信息；开展月度交易时，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。
（四）开展市场化交易（含合同电量调整）时，根据各发电企业市场化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市场化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、交易电量不得超过其年度（月度）市场化交易发电能力。
（五）年度、季度交易闭市后第一个工作日，交易中心将所有年度、季度双边协商交易意向电量提交调度机构进行安全校核，调度机构在5个工作日内完成安全校核并将校核结果返回交易中心。
（六）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交调度机构进行安全校核，调度机构应在2个工作日内完成安全校核并将校核结果返回交易中心。交易中心在收到调度安全校核结果后2个工作日内发布交易计划，时间原则上不超过每月28日。
（七）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、季度双边协商交易和年度双边协商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的优先级削减，双边协商交易按时间优先、等比例原则削减。
八、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.基础电量计划根据省内外电力需求的非市场化部分，根据优先发电和优先购电的要求，在保障风能、太阳能等清洁能源发电上网的基础上，按照节能发电调度原则，充分吸纳水电后再对火电企业进行分配。
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，火电企业的市场化交易电量与发电量按1：1.08核定。对与特殊行业进行交易的发电企业，按照政府相关部门文件执行。
（二）根据发布的年度基础电量分月发电计划，发电企业、电网企业据此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）交易中心根据所有年度市场化交易合同约定的月度电量计划和月度各类交易成交结果，汇总编制发电企业市场化交易月度发电计划，按月上报调度机构。
（四）调度机构根据市场化交易月度发电计划、月度分解的基础电量计划，综合统筹清洁能源消纳、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。年初，如果基础电量发电计划（含优先发电和基数电量）和各类市场交易电量仍未安排，调度机构按照节能发电调度原则安排发电计划，各类发电计划按照相关调控原则执行。
（五）调度机构负责执行月度发电计划，交易中心每日跟踪和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、电力用户和售电公司要服从统一调度管理和市场运营管理。电力系统发生紧急情况时，调度机构要按照安全优先的原则实施调度，事后应及时披露事故情况及计划调整原因；影响较大的，应及时报告有关部门。
（七）年度、季度双边协商交易合同签订后，在执行月度电量计划过程中，因电网送出通道受阻，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实际用电量，在后续月份追补发电企业欠发电量计划。
九、合同电量偏差处理及电费结算
（一）合同电量偏差处理
合同电量偏差处理按照《贵州电力市场合同电量偏差处理实施办法》相关规定执行。
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.当电力用户（售电公司）月度市场化交易电量小于月度合同电量计划时，按合同执行顺序结算，并承担偏差考核费用。5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以外的少用电量承担偏差考核费用。
3.建立售电公司余缺调剂平衡机制。同一售电公司签订的直接交易合同及周边跨省跨区交易合同合并结算及偏差考核，由售电公司指定其代理范围内其中一家电网企业收取偏差考核费用。
4.将各月偏差考核费用纳入市场交易资金池，通过组织开展专场交易，用于降低用电企业生产成本，支持省内实体经济发展。
（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.市场电力用户(售电公司)的电费构成包括：电量电费、偏差考核电费、输配电费、线损电费、政府性基金与附加等；发电企业的电费构成包括：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.月度用电结算顺序依次为：年度双边协商交易分月电量、季度双边协商交易分月电量、月度集中竞价交易电量、月度挂牌交易电量、月度双边协商交易电量、偏差电量。
4.交易中心负责向市场主体出具结算依据，市场主体按照惯例进行结算。交易中心发布电费结算依据后，市场主体应及时核实确认，如有异议需在3个工作日内通知交易中心，逾期视为无异议。
5.电网企业根据交易中心出具的结算依据，分别与发电企业、售电公司和电力用户结算相关电费。
6.与售电公司签订购售电合同的电力用户结算关系维持现有方式不变；售电公司与电力用户的结算，按照有关规定执行。
7.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送调度机构进行安全校核，校核通过后列入次月市场化增发计划。
十、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政府管理部门授权后中止交易。
（四）建立完善红名单、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，情节特别严重或拒不整改的，按照有关程序公示确认后，纳入黑名单管理；强制退出的市场主体，直接纳入黑名单。
十一、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，由交易中心负责市场信息的管理和发布。
十二、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，着力保护电力市场健康运行。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
严格按照市场主体退出有关规定执行，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的违约责任。
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的原则，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.由于电煤供应不足等引起电力供应失衡时，在发电企业完成基础用电发电计划后，列入政府有序用电范围的电力用户，可通过市场化方式，与发电企业协商提高交易价格，增强发电企业发电能力。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。
十三、组织实施与管理
省直相关部门、贵州能源监管办、贵州电网公司、贵州电力交易中心按照各自职责分工协同推进电力市场化交易工作，共同维护好电力市场的公平、有序。省能源局负责牵头组织实施，指导落实对重点产业的扶持，对发现的不公平交易行为及时予以纠正。省发改委负责对输配电价执行情况进行监督。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对交易过程的引导。各交易主体要签订有量有价的交易合同，支持省内重点产业发展，跨省区交易合同须报省能源局、贵州电力交易中心和贵州电网公司备案。交易中的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，必要时报国家能源局贵州监管办和政府相关部门审定或批准。
