主题：电力市场和和交易新规（征求意见稿）

国家能源局：电力市场运营基本规则 （征求意见稿）

放大字体 缩小字体 时间：2015-12-01 16:24:27 来源：世纪新能源网 浏览：1234次

摘要: 第一章 总则第一条[目的和依据]为规范电力市场运营，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据《(更多精彩请加入微信账号:pvmate)

第一章 总则

第一条[目的和依据]为规范电力市场运营，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据《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）及其配套文件和有关法律、行政法规，制定本规则。

第二条[适用范围]本规则适用于中华人民共和国境内开展现货交易的电力市场。

第三条[市场原则]电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不利用市场力或市场规则的缺陷操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。

任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。

第四条[实施主体]国家能源局依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管。

国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力市场监管职责。

第二章 市场成员

第五条[市场成员]电力市场成员包括市场主体（包括市场交易主体和电网经营企业）和市场运营机构三类。其中，市场交易主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等；电网经营企业指运营和维护输配电资产的输配电服务企业；市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。

第六条[市场主体登记]所有并网运行的省级及以上调度发电企业应在电力交易机构登记。

为电力市场交易提供输配电服务的电网经营企业应在电力交易机构登记。

不符合准入条件的电力用户、符合准入条件但未在电力交易机构注册的电力用户（以下统称“非市场用户”），由售电企业或电网经营企业代理开展交易，按售电企业约定价格或国家目录电价结算。

第七条[市场主体注册]符合准入条件且纳入省级政府目录的的售电企业、电力用户、发电企业须向电力交易机构申请注册，取得市场主体资格后，方可参与电力市场交易。申请注册的发电企业和拥有配电网的售电企业须取得电力业务许可证后。

符合技术条件的独立辅助服务供应商，须向电力交易机构申请注册，取得市场主体资格后，方可参与辅助服务交易。

第八条[市场运营机构职责]电力交易机构主要负责市场主体注册及注销、组织实施电力市场交易、编制交易计划，并提供结算依据和服务。

电力调度机构主要负责电网运行安全、系统实时平衡和日以内即时交易，执行交易计划。

第三章 交易类型、方式与价格

第九条[交易分类]电力市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。

电力批发交易主要指发电企业与售电企业或电力大用户之间通过市场化方式进行的电力交易活动的总称。

电力零售交易指售电企业与中小型终端电力用户开展的电力交易活动的总称。售电企业应代理或汇总其售电量并参与电力批发交易。

第十条[电力批发市场构成]电力批发交易市场主要由中长期市场和现货市场构成。市场建设初期，电力批发交易市场主要开展电能量交易和辅助服务交易；条件成熟时，探索开展容量市场、电力期货和衍生品交易等。

第十一条[电力批发市场模式]电力批发交易市场主要分为分散式市场和集中式市场。

分散式市场主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节；集中式市场主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价。

对于输电阻塞较严重和新能源装机较多、系统调节能力较差的地区，原则上推荐采用集中式市场。

第十二条[中长期市场构成和交易方式]中长期市场主要采取双边协商方式，开展电能量交易，以及可中断负荷、调压、黑启动等辅助服务交易。

第十三条[现货市场]现货市场特指在系统实时运行日前一天至实时运行之间，通过交易平台集中开展的交易活动的总称。

第十四条[价格]现货市场采用基于边际成本定价的机制。现货电能量市场交易价格实行单一制电量电价；各地根据当地电网的网架结构和输电阻塞情况，自主选择分区边际电价或节点边际电价等市场价格形成机制。

第四章 中长期电能量市场

第一节 通则

第十五条[中长期电能量交易]中长期电能量交易一般是以合同方式确定在未来一定时间（多年、年、季、月、周等日以上）内完成的电量交易。

中长期电能量交易品种包括：电力直接交易、跨省跨区电能交易等市场化交易，优先发电合同交易，以及基于上述合同开展的电量转让交易等。中长期电能量交易形成双边实物合同或差价合同等。

第十六条[合同要素]中长期电能量交易合同应至少包括以下主要内容：交易起止时间、合同电量注入节点和流出节点、交易价格（可为分时交易价格）、分时电力曲线等。

第二节 优先发电合同

第十七条[省内供需平衡预测]每年年底，各地预测本地区下一年度电力供需平衡情况，提出未参与市场用户的用电需求。

省内电量需求预测，应综合考虑当地经济社会发展形势、经济结构、投资与消费增长等因素，综合采用电力弹性系数法、年平均增长率法和用电单耗法等进行预测后合理确定。

第十八条[省间优先发电]国家计划、政府协议形成的省间送受电，纳入优先发电。

第十九条[省内优先发电] 省内水电和规划内的风能、太阳能、生物质能等清洁能源及调节性电源纳入优先发电。其中，风电、太阳能发电量原则上按原核价小时数确定，弃风、弃光严重地区可根据实际情况灵活处理；水电发电量兼顾资源条件、历史电量均值和综合利用确定；供热机组以热定电电量。

第二十条[其他优先发电]当未参与市场用户的用电需求超出上述省间和省内优先发电规模时，可以按照现行的差别电量计划制定规则，考虑年度检修计划后，确定剩余其他各类机组基数电量。市场初期，基数电量视为优先发电电量，随着发用电计划的放开，基数电量逐渐缩减为零。

第二十一条[优先发电合同]优先发电量视为年度电能量交易合同电量，执行政府定价。

相关电力企业优先发电计划安排电量，签订年度优先发电合同。分散式批发市场中的优先发电合同为实物合同。集中式批发市场中的优先发电合同为差价合同。

第二十二条[优先发电安排原则]省间和省内优先发电合同电量规模一经确定，不再进行调整。

其他优先发电合同电量，根据每日预测的负荷曲线扣除省间和省内优先发电曲线后，比例分配。

第三节 市场化交易合同

第二十三条[中长期电能量交易合同]市场交易主体签订中长期电能量交易合同，须在电力交易机构登记。交易合同可以为实物合同，也可以为差价合同等金融性合同。

第二十四条[中长期电能量交易要求]中长期电能量交易合同，均要求发用电双方根据合同约定在日前阶段自行确定并向电力交易机构提交次日发用电曲线。

对于实物合同，在不违背安全约束的前提下，合同电量需要予以刚性执行，再通过现货市场对系统的偏差电量进行调整。

对于差价合同，合同电量不需要刚性执行，在日前阶段，将以社会福利最大化为目标制定电网次日的发用电曲线，并通过现货市场不断更新修正，针对其与差价合同所分解出来的曲线的偏差电量，按现货市场的价格进行偏差结算。

第二十五条[中长期电能量交易结算]合同交易双方可根据合同约定自行结算，也可委托电力交易机构和电网企业代为结算。

第四节 交易约束及转让

第二十六条[中长期交易约束]现阶段，发电企业所持有的中长期交易合同电量原则上不超过其发电能力，若分解为分时电力曲线，则各时段的最大出力不得超过其额定容量。

第二十七条[二级市场]市场主体可以通过合同电量转让交易，对签订的中长期交易合同电量进行调整。交易后，由新的替代方按交易结果全部或部分履行原交易合同，交易双方应签订转让交易合同，送电力交易机构登记。

第六章 现货市场

第一节 通则

第二十八条[现货市场体系] 现货市场包括日前市场、日内市场和实时市场。日内市场视实际需要开展。分散式批发市场中，实时市场可采用实时平衡机制取代。

市场建设初期，现货市场可先开展日前交易，也可以同时开展日前、日内和实时交易。

第二十九条[现货市场交易标的物]现货市场交易标的物包括电能量和备用、调频等辅助服务。

第三十条[电网公平开放]电网企业应当公平开放输配电网，为市场交易主体提供安全、可靠、优质、经济的输配电服务。

第三十一条[网络拓扑]电力调度机构应向电力交易机构提供实时更新的电网运行拓扑结构、主要断面电力约束、发电机组运行状态等数据，确保在共同的电力系统模型和安全约束条件的前提下形成交易结果。

第三十二条[安全校核]电力调度机构负责电力交易出清结果的安全校核，并与电力交易机构共享市场所需的安全校核算法、计算软件和数据。

中长期差价合同不需要进行安全校核。中长期实物合同应考虑输电能力等安全约束，其分解曲线与日前市场交易结果叠加后一并进行安全校核。

第三十三条[发电企业申报]发电企业通过现货交易平台开展电能量/辅助服务交易，申报要求如下：

（一）单机装机容量4万千瓦以上水电机组、10万千瓦以上火电机组、核电机组应以单个机组为单位申报；经批准，同一发电厂的多个机组可以集中报价。

（二）其他类型机组按全厂（场）申报。

第三十四条[电力用户申报]电力用户通过交易平台主要开展电能量交易，须具备符合现货交易和结算的相关技术条件。

第三十五条[售电公司申报]售电公司通过交易平台主要开展电能量交易，须具备符合现货交易和结算的相关技术条件。

第三十六条[电网企业申报]电网企业（或下属供电企业）应申报其所代理非市场用户的电力需求预测信息。

电网企业下属供电企业为直接申报单位，以区域或节点为粒度进行申报。

第二节 分散式市场组织实施

第三十七条[优先发电合同分解]电力交易机构根据次日非市场用户的负荷预测曲线，扣减（受入省）或叠加（送出省）国家计划、政府间协议形成的跨省（区）交易曲线，扣减风电、光伏发电、径流式水电、以热定电等发电曲线，剩余负荷曲线由其他机组按其优先发电合同电量比重分摊，并作为各机组优先发电电量的次日发电曲线。

第三十八条[中长期市场交易合同分解]在实际运行日的规定时间以前（不晚于日前市场开市时间），市场交易主体向电力交易机构提交中长期实物合同所约定的日发用电曲线、注入节点和流出节点等信息。

第三十九条[初始发用电曲线形成] 机组优先发电电量与各类中长期实物交易合同的分解曲线相叠加，即形成次日的初始发电计划；大用户和售电企业各类中长期实物交易合同的分解曲线相叠加，即形成次日初始用电计划。

机组根据次日初始发电计划，可与其他机组协商进行发电计划整合，形成更新后的发电计划。

第四十条[日前市场]日前市场主要针对中长期实物合同之外的次日发用电曲线，组织集中竞价交易。市场出清过程中考虑网络拓扑约束。日前市场交易组织程序如下：

（一）电力调度机构提供日前系统负荷预测曲线（扣减中长期合同对应发用电曲线后形成的次日电力需求曲线）等信息，由电力交易机构发布。

（二）发电企业在规定的时间前向电力交易机构提交次日机组运行的物理参数和各时段卖电报价或/和买电报价及以下信息：启停费用报价和空载费用报价、爬坡速率、最大最小技术出力、调频和备用等辅助服务报价等。售电企业、电力用户在规定的时间前向电力交易机构提交买电或/和卖电报价。

在风电和水电装机容量占比较大的市场，发电企业应同时申报卖电报价和买电报价，以实现日前发电权交易，促进中长期合同之外的风电和水电的消纳，但发电企业申报的卖电报价应高于买电报价。电力用户和售电企业在一个时段只能选择买电或卖电之一，不可同时申报买电和卖电报价。

（三）中长期实物合同各时段的分解电量，按照市场规定的最低报价参加日前市场交易优化和出清。

（四）根据市场交易主体的报价，将机组运行能力、网络拓扑、事故校验等各类安全约束作为约束条件，以偏差调整成本最小化为目标，直接形成满足各类安全约束的市场出清结果，包括各市场交易主体各时段的中标电力，以及分区边际电价或节点边际电价。

因各类安全约束，导致机组停机或实物合同交易的发电曲线被削减时，按市场出清价格购入相应电力电量，不影响原有合同的结算。

（五）电力交易机构根据日前市场交易结果，形成市场交易主体的次日发用电计划，送电力调度机构进行安全校核。经校核后，由电力交易机构发布各时段的成交结果和出清价格。

电力调度机构有权对日前市场交易结果进行修改，但要提出充分的理由。

第四十一条[辅助服务]条件成熟时，日前电能量市场和辅助服务市场应联合优化出清。

第四十二条[平衡服务报价]日前市场结束后，电力交易机构公布各市场交易主体的次日发用电计划，并更新次日系统负荷预测。发电企业在规定时间内向电力调度机构提交机组次日各时段的平衡服务报价，包括上调报价和下调报价两种。

未纳入次日发用电计划的机组，可重新申报卖电报价。

第四十三条[日内市场]风电和水电装机容量占比较大以及其他具备条件的地区，可以组织开展日内市场。

日前市场闭市后至系统实际运行1小时之前，发电企业应及时向电力调度机构提供机组运行状态更新信息和日内交易报价，包括但不限于可再生能源机组发电功率的更新预测曲线，机组的可用状态信息，机组发电能力上下限和出力上调、下调报价等；机组的上调出力报价应高于下调出力报价，无调节能力的风电及水电机组申报出力上调、下调报价。

电力用户和售电企业也只能单向报价，即只能选择买电或卖电之一。电力调度机构应根据上述申报信息以及网络拓扑约束，以高低报价匹配为原则进行滚动、持续交易，形成交易匹配对与对应的价格。

第四十四条[实时平衡机制] 实际运行前1小时，电力调度机构根据超短期负荷预测，综合考虑网络拓扑约束、机组运行约束等系统安全约束条件后，以15-30分钟为周期，基于调整成本最小原则接受平衡服务报价，保障下一运行时段基本的电力供需平衡和管理输电阻塞，运行时段内小的负荷波动通过自动发电控制等辅助服务进行平衡。

第三节 集中式市场组织实施

第四十五条[负荷预测信息发布与优先发电合同分解]电力调度机构负责次日负荷预测曲线预测和发布。

优先发电合同可参照第三十七条规定分解为日前优先发电合同曲线，用于差价结算。

第四十六条[中长期市场交易合同分解]在实际运行日的规定时间以前（不晚于日前市场开市时间），市场交易主体可自行选择交易合同的执行方式，选择按差价合同执行的需向电力交易机构提交中长期合同所约定的日发用电曲线、注入节点和流出节点等信息。

第四十七条[日前市场]日前市场采用集中优化的组织方式，以社会福利最大化为目标进行电能量和辅助服务的联合优化出清。市场出清过程中考虑网络拓扑约束。日前市场交易组织程序如下：

（一）电力调度机构提供日前系统负荷预测曲线等信息，由电力交易机构发布。

（二）发电企业在规定的时间前向电力交易机构提交次日机组运行的物理参数和报价信息，包括电能费用报价、启停费用报价和空载费用报价、爬坡速率、最大最小技术出力、调频和备用等辅助服务报价等；售电企业、电力用户在规定的时间前向电力交易机构申报次日各时段购电量。

（三）根据市场交易主体的申报信息，将机组运行能力、网络拓扑、事故校验等各类安全约束作为约束条件，以社会福利最大化为目标，计算形成满足各类安全约束的市场出清结果，包括次日机组组合、各市场交易主体中标各时段的中标电力和辅助服务以及分区边际电价或节点边际电价。

第四十八条[重新报价]日前市场结束后，未纳入次日机组组合的机组，可以重新申报电能费用报价、启停费用报价和空载费用报价

第四十九条[实时市场]实时市场基于更新的超短期预测负荷曲线，采取全电量集中优化的组织方式，以社会福利最大化为目标，利用带安全约束的经济调度程序进行市场出清，形成机组需要实际执行的发电计划和用于事后偏差电量结算的实时市场价格等信息。

市场出清过程中需详细考虑实时更新后的网络拓扑、发电机组运行能力、事故校验等安全约束问题。实时市场交易时段为5-15分钟。

第六章 辅助服务市场

第五十条[中长期辅助服务交易]对于在未来一定时间（年、季、月、周等日以上）内的可中断负荷、调压、黑启动等辅助服务，由电力调度机构与市场交易主体通过双边协商或集中竞价等方式确定辅助服务提供方及价格，签订辅助服务合同并送电力交易机构登记。

第五十一条[现货辅助服务交易]现货辅助服务是指次日或者日内未来某一时段系统运行所需要的备用、调频等辅助服务。原则上现货辅助服务交易通过市场交易平台竞价确定。

第五十二条[辅助服务考核]电力调度机构应定期对市场交易主体提供辅助服务的能力进行测试。测试结果应公布并向能源监管机构报告。电力市场主体不能按照要求提供辅助服务时，应当及时向电力调度机构报告，并接受考核。考核费用用于辅助服务补偿资金。

辅助服务考核办法由能源监管机构组织电力调度机构制订并实施。

第五十三条[辅助服务分担]按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。

与全体电力用户相关的辅助服务费用，暂由所有并网发电企业按上网电量共同承担。与部分电力用户相关的辅助服务费用，由该部分电力用户主要承担。

第七章 计量和抄表

第五十四条[电能计量装置]市场主体应当根据电力市场结算要求，安装具备远程抄表和分时计量等功能且符合国家或行业标准的电能计量装置，由电能计量检测机构检定后投入使用。

本规则所称电能计量检测机构，是指经政府计量行政部门认可、电能交易双方确认的电能计量检测机构。

第五十五条[电能计量装置校核]市场主体可以申请校核电能计量装置，经校核，电能计量装置误差达不到规定精度的，由此发生的费用由该电能计量装置的产权方承担；电能计量装置误差达到规定精度的，由此发生的费用由申请方承担。

第五十六条[电能计量装置安装点]电能交易双方签订的电能交易合同应当明确电能的计量点。电能计量点位于交易双方的产权分界点，产权分界点不能安装电能计量装置的，由双方协商确定电能计量点。法定或者约定的计量点计量的电能作为电费结算的依据。电力市场主体以计量点为分界承担电能损耗和相关责任。

第五十七条[抄表责任]电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置记录电量，并提交给电力交易机构作为结算依据。

电力交易机构应当建立并维护电能计量数据库，并按照有关规定向电力市场主体公布相关的电能计量数据。

第五十八条[辅助服务计量]辅助服务通过能量管理系统、电力需求侧系统等计量，由电力调度机构按结算要求统计辅助服务提供和使用情况，按规定送电力交易机构。

第八章 交易结算

第一节 通则

第五十九条[结算电价单位时间]市场交易主体结算电价最小单位时间：

（一）中长期市场按市场交易主体约定的价格结算，原则上以不低于1小时为结算电价单位时间；

（二）现货市场以1小时为结算电价单位时间。

第六十条[结算电价位置范围]对于日前市场和实时平衡市场，电力用户可以按分区边际电价或节点边际电价结算，也可将节点边际电价加权平均后作为电力用户的结算价格。

第二节 分散式交易结算

第六十一条[电能量交易结算规则]中长期市场和现货市场电能量交易结果结算程序：

（一）中长期交易结算：中长期优先发电合同电量按照政府规定的上网电价进行结算。中长期市场化交易按照合同约定的价格和电量进行结算。

（二）日前市场交易：日前市场出清形成的交易计划与中长期合同分解形成的日合同曲线之间的偏差量，按照日前市场形成的价格结算。

（三）日内市场交易：交易主体日内交易的中标电量，按日内市场形成的价格结算。

（四）平衡服务中标电量。实时平衡机制中，被电力调度机构接受的平衡服务，按照市场交易主体报价结算。

（五）不平衡电量：市场交易主体实际发用电曲线与交易计划曲线（含日内交易中标电量和平衡服务中标电量）之间的偏差量称为不平衡电量，按照实时平衡机制形成的价格结算。

不平衡电量的结算价格应考虑市场总体供需情况，采用不同的定价机制。当系统处于供大于求状态时，机组增发电量或用户少用电量，采用惩罚性结算价格，机组减发电量或用户增用定量，采用常规性结算价格；当系统处于供不应求状态时，则反之。

第六十二条[辅助服务结算规则]中长期辅助服务按照合同约定价格结算。现货辅助服务按照市场边际价格结算。辅助服务市场未建立之前，可参照和完善现有“两个细则”执行。

第六十三条[阻塞成本结算规则]对于实物合同交易，由于输电阻塞所增加的购电成本，由对应发电方承担。实时平衡机制中，输电阻塞所增加的购电成本，由市场交易主体共同承担。

第三节 集中式交易结算

第六十四条[电能量交易结算规则]中长期市场和现货市场电能量交易结果结算程序：

（一）中长期交易结算：中长期的公益性、调节性电量按照政府规定的上网电价和目录电价进行结算。中长期市场化交易则按照交易双方协商的价格和电量进行结算。

（二）日前市场交易：日前市场出清形成的交易计划与中长期合同分解形成的日合同曲线之间的偏差量，按照日前市场价格进行结算。

（三）实时市场交易：市场交易主体实际发用电曲线与日前出清形成的交易计划曲线之间的偏差量，按照实时市场价格进行结算。

第六十五条[辅助服务结算规则]备用和调频等辅助服务按照日前市场出清价格和实际调用效果进行结算；可中断负荷、调压、黑启动等辅助服务按照合同约定价格和实际调用效果进行结算。

第六十六条[阻塞剩余结算规则]市场建设初期，由电网阻塞所引起的阻塞剩余，按上网电量比例分配给发电企业。待金融输电权市场建立之后，阻塞剩余通过金融输电权市场进行分配。

第四节 其他

第六十七条[输配费用及其他]参与交易的市场主体按照国家核定的输配电价标准缴纳输配电费用。输配电价未核准前，可维持现有的购售价差不变，即采用发售联动机制。

电力用户根据实际用电量，按照国家规定缴纳的政府性基金和附加等标准缴纳相关费用。

第六十八条[结算凭据]电力交易机构根据中长期交易合同、现货市场交易结果以及电量计量数据等，出具电量电费、辅助服务费及输电服务费等结算凭证。结算凭据需在规定时间内完成，原则上日前市场、实时平衡市场的结算凭据原则上应该在3-10个工作日内形成。中长期合同原则上按月出具结算凭据。

第六十九条[电费结算]电力市场主体按照交易机构出具的结算凭据进行电费结算。

中长期交易可以根据市场交易发展情况及市场主体意愿，由合同双方自主协商电费结算方式，也可以委托电网企业、电力交易机构进行电费结算。

第九章 信息披露

第七十条[信息分类]按照信息属性分类，市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其它市场成员公布的数据和信息。

第七十一条[信息披露责任]电力交易机构、电力调度机构和电力市场主体应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。

电力交易机构、电力调度机构、电网经营企业应公平对待市场交易主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

第七十二条[信息披露分工]电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构及时向市场交易主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息等。

电力市场主体应当按照有关规定向电力交易机构、电力调度机构提供信息。

第七十三条[信息披露方式]在确保安全的基础上，电力市场信息原则上通过电力市场技术支持系统发布，也可以辅以报刊、广播、电视等媒体，信息发布会，简报、公告等披露途径。

第七十四条[信息披露监管]能源监管机构制定电力市场信息披露管理办法并监督实施。

第十章 电力市场技术支持系统

第七十五条[有关职责]电力交易机构负责电力市场技术支持系统的建设和维护管理。电力市场主体按照规定配备有关配套设施并负责日常维护管理。

电力市场管理委员会审定电力市场技术支持系统规划和设计方案。

第七十六条[功能要求]电力市场技术支持系统建设应当符合规定的性能指标。电力市场技术支持系统包括能量管理、合同管理、交易管理、电能计量、结算系统、市场申报、市场分析与预测、信息发布、市场监管等功能模块。

第七十七条[其他要求]电力市场技术支持系统建设应当以电力市场运营规则为基础。在同一电力市场内，电力市场技术支持系统应当统一规划、统一设计、统一管理、同步实施、分别维护。电力市场交易支持系统应当根据电力市场发展的需要及时更新。

第十一章 市场风险防控

第七十八条[市场限价]能源监管机构、有关国家价格主管部门可根据需要，制定现货市场最高报价，规避电力市场价格剧烈大幅波动的风险。

第七十九条[市场力防范]能源监管机构授权电力交易机构按照相关规定，将可能影响市场正常运行的机组认定为市场价格接受者，或强制相关发电机组签订中长期合同，以维护市场公平、防范市场风险。

第八十条[保证金、预付费]电力交易机构可以对电力用户（售电企业）实施交易保证金、预付费制度，维护市场结算安全。

第八十一条[市场力监测]能源监管机构建立完善市场力监测与评价标准，加强对市场主体滥用市场力行为的监管。

第八十二条[市场干预]能源监管机构根据维护电力市场正常运作和电力系统安全的需要，制定电力市场干预、中止办法，规定电力市场干预、中止的条件和相关处理方法。

第十二章 系统运行安全

第八十三条[调度纪律]电力市场主体应当执行有关电网运行管理的规程、规定，服从统一调度，加强设备维护，按照并网调度协议配备必要的安全设施，维护电力系统的安全稳定运行。

第八十四条[检修管理]电力调度机构应当根据市场交易计划、电力供需形势、设备运行状况、安全约束条件和系统运行状况，统筹安排电力设备检修计划。

市场主体应按规定的时间向电力调度机构申报电力设备检修计划，经电力调度机构批准后方可确认。电力调度机构应及时向市场主体披露已提交申报和已批准确认的检修计划。

第八十五条[调度要求]电力调度机构应当严格执行电力调度规则，合理安排系统运行方式，及时向电力市场主体预报或者通报影响电力系统安全运行的信息，防止电网事故，保障电网运行安全。

第八十六条[紧急事故处理]系统发生紧急事故时，电力调度机构应按安全第一的原则处理事故。由此带来的成本由相关责任主体承担，责任主体不明的由市场主体共同分担。为保障市场主体利益，应对电力市场运行情况下的紧急事故进行分类定级。

第十三章 附 则

第八十七条[有关程序]国家能源局派出机构组织电力交易机构根据本规则拟定各地电力市场运营规则，报国家能源局备案后执行。

第八十八条[市场监管]电力市场监管办法由国家能源局另行制定。

第八十九条[解释]本规则由国家能源局负责解释。原有电力交易相关规则与本规则不一致的，以本规则为准。

第九十条[名词解释]本规则中有关专业名词解释及说明见附件。

第九十一条[文件实施]本规则自XX年XX月XX日起施行。



附件:电力市场有关专业名词解释及说明



附件

电力市场有关专业名词解释及说明



1.日前市场。日前市场是现货市场的重要组成部分，其运作方式有多种。

在以实物双边合约为主的市场中（如英国），日前市场是一个双边合约之外的增量市场，发电商和大用户（含零售商）可申报次日各时段的卖电报价和买电报价，交易机构通过市场出清软件得到各时段最优的交易计划及结算电价。

在以金融性合约为主的市场中（如美国PJM），日前市场是一个全电量竞价市场，发电企业申报机组的报价曲线，大用户（含零售商）申报各时段的买电报价，系统运行商在满足电网安全约束的前提下，通过市场出清软件得到各时段最优的交易计划及结算电价，形成满足系统可靠性要求的日前机组组合和各机组的日前发电计划。

2.日内市场。日内市场主要应用在北欧、德国等以实物双边合约为主的市场模式中。日内市场中，所有市场主体既可以买电、也可以卖电。交易主体申报实际交割前的各时段买电或卖电的量和价（通常按15min报价）。日内市场通常采用先到先得、价格优先的原则进行滚动、持续出清。

由于风电、光伏等间歇式能源的出力预测误差在随着预测时间的缩短，预测精度会明显提升。因此，开设日内市场可以进一步促进间歇式能源的消纳，并帮助市场主体进一步降低因预测偏差引起的不平衡电量结算风险。

3.实时市场/（小时前）平衡市场。实时市场/（小时前）平衡市场主要在于保障系统的实时平衡与阻塞管理。以实物双边合约为主的市场和以金融性合约为主的市场中，系统实时平衡的运行机制存在较大差异。

以实物双边合约为主的市场模式中，发电机组需要在实际运行前的规定时间内（通常为1小时）提交下一时段的运行计划及上调和下调服务报价，调度机构根据最新的负荷预测信息和系统运行状况，基于经济调度原则确定机组中标的上调服务和下调服务，保障系统的实时平衡。

以金融性合约为主的市场模式中，日前市场形成机组组合需要优先保证执行，其发电计划可作为结算参考，并不需要物理执行。实时市场中，系统运行机构根据机组在日前市场提供的报价曲线和实时的负荷需求，基于经济调度原则，考虑网络安全约束，实时计算各机组每5min的出力计划及市场出清价格。

4.实物合同。合同双方根据实际供需情况，自行分解签订的中长期合同，在规定的时间将实际运行日分时曲线提交电力调度机构，纳入市场交易主体的发用电计划，进行实际交割。

5.差价合同。差价合同是指为规避现货市场价格波动引起过大的金融风险，交易双方以事先敲定的合同价格与合同交割时的现货价格之差为基础签订的一种金融性合同。差价合同仅作为结算依据，不影响调度运行，合同电量仍然参与现货竞价。

6.分区边际电价。当电网存在输电阻塞时，按阻塞断面将市场分成几个不同的区域（即价区），并以区域内边际机组的价格作为该区域市场出清价格，即分区边际电价。

7.节点边际电价。以电网特定的节点上新增单位负荷所产生的新增供电成本为基础计算的电价。

8.输电权。输电权是指允许输送一定容量的权利，它赋予其所有者相应容量的权利或者取得与其相关经济利益的权利。具有锁定输电费用或保证电力传输的功能，即电力交易者在购买了输电权后，可以保证以既定的输电价格实现电能的传输，即使电网实际运行中发生阻塞，也能获得相应的经济补偿。

9.阻塞盈余。阻塞盈余是指由于输电阻塞引起的交易盈余。当采用分区定价方法消除阻塞时，由于电能输入区的市场出清电价一般要高于电能输出区，这样由电能输入区出清电价和阻塞断面的输送电能所确定的购电费用要高于电能输出区出清电价和阻塞断面输送电能所确定的售电输入，这两部分差额就是阻塞盈余。

10.阻塞成本。阻塞成本是指由于输电阻塞需要调整电能交易计划而引起的系统总购电费用的增加部分。

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国家能源局综合司关于征求《电力市场运营基本规则 （征求意见稿）》、《电力市场监管办法（征求 意见稿）》、《电力中长期交易基本规则 （征求意见稿）》修改意见的函
2015-12-01 11:04:46浏览：1182 次来自：国家能源局


12月1日，国家能源局发函就《电力市场运营基本规则 （征求意见稿）》、《电力市场监管办法（征求 意见稿）》、《电力中长期交易基本规则 （征求意见稿）》，向相关单位征求意见。随同三个文件一同发出的还有《关于电力交易规则及监管体系的说明》。征求意见的截止时间为12月15日。以下为函 件全文：

国家能源局综合司关于征求《电力市场运营基本规则 （征求意见稿）》、《电力市场监管办法（征求 意见稿）》、《电力中长期交易基本规则 （征求意见稿）》修改意见的函

中央编办、工业和信息化部、财政部、环境保护部、水利部、国资委、国务院法制办办公厅（综合司）、国家能源局各派出机构，各省（自治区、直辖市）和新疆生产建设兵团发展改革委（能源局、物价局）、经信委（经委、工信厅），国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、国家电投、三峡集团公司：

为贯彻落实中发﹝2015﹞9号文件精神及相关配套文件工作要求，加快推进电力市场建设，指导和规范各类市场交易行为，加强市场监管，我局组织起草了《电力市场监管办法（征求意见稿）》、《电力市场运营基本规则（征求意见稿）》、《电力中长期交易基本规则（征求意见稿）》，于9月下旬内部征求了国家发展改革委相关司局和有关电力企业意见，并根据反馈意见作了相应修改。现送你们，请研提修改意见，并于12月15日前书面反馈我局。

请各派出机构负责征求辖区内主要电力企业（含售电企业）及大的电力用户意见，一并汇总反馈。

联系人： 陈大宇

联系方式：010-66597346 010-66023677（传真）

dayu-chen@nea.gov.cn

附件：

1.关于电力交易规则及监管体系的说明

2.电力市场监管办法（征求意见稿）

3.电力市场运营基本规则（征求意见稿）

4.电力中长期交易基本规则（征求意见稿）

2015年11月26日

附件4
电力中长期交易基本规则
（征求意见稿）

第一章 总 则
第一条 [目的和依据]为规范电力中长期交易，保障市场成员合法权益，促进电力市场健康发展，依据《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）及其配套文件及其配套文件和有关法律、行政法规，制定本规则。
第二条 [定义]本规则所称电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等市场交易主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易（含电能和辅助服务）。交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务交易等。
第三条 [适用范围]本规则适用于中华人民共和国境内未开展电力现货市场试点地区，开展现货试点地区按照《电力市场运营基本规则》有关规定执行。
第四条 [实施主体]国家能源局依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场和区域电力交易机构实施监管。
国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力市场监管职责。
第二章 市场成员
第五条 [成员分类]市场成员包括市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构三类。其中，市场交易主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等；电网运营企业指运营和维护输配电资产的输配电服务企业；市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。现货市场启动前，电网运营企业可作为市场交易主体参加跨省跨区交易。
第六条 [对市场成员的要求]所有市场成员应严格遵守本规则，主动接受监管，严格履行各项义务和职责，切实维护电力市场正常运营秩序。
第七条 [市场交易主体权责]市场交易主体的权利和义务：
（一）发电企业
1.执行优先发电合同（发电企业发电量分为优先发电电量、市场交易电量和基数电量，市场初期基数电量视为优先发电电量，随着发用电计划的放开，基数电量逐渐缩减，下同），按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同；
2.获得公平的输电服务和电网接入服务，支付相应的费用；
3.执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务；
4.按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；
5.其他法律法规所赋予的权利和责任。
（二）电力用户
1.按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同；
2.获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费，缴纳政府性基金与附加；
3.按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；
4.在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等），服从电力调度机构的统一调度；
5.其他法律法规所赋予的权利和责任。
（三）售电企业
1.按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电合同；
2.获得公平的输配电服务，按规定支付购电费、输配电费，经与用户协商一致可收取售电费、代收代缴政府性基金与附加；
3.按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息；
4.在系统特殊运行状况下（如事故、严重供不应求等），服从电力调度机构的统一调度；
5.其他法律法规所赋予的权利和责任。
（四）独立的辅助服务提供商
1.按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同；
2.获得公平的输电服务和电网接入服务；
3.服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务；
4.按规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息；
5.其他法律法规所赋予的权利和责任。
第八条 [电网运营企业权责]电网运营企业的权利和义务：
1.保障输配电设施的安全稳定运行；
2.为市场交易主体提供公平的输配电服务和电网接入服务；
3.服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统；
4.按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加等；
5.预测并确定优先购电用户月度电量需求；
6.按政府定价向公益性用户、保障性用户及其他非市场用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同；
7.按规定披露和提供信息；
8.其他法律法规所赋予的权利和责任。
第九条 [市场运营机构权责]市场运营机构的权利和义务：
（一）电力交易机构
1.按规定组织和管理各类电力市场交易；
2.编制年度和月度交易计划；
3.负责市场交易主体的注册管理；
4.提供电力交易结算依据及相关服务；
5.监视和分析市场运行情况；
6.经授权在特定情况下干预市场；
7.建设、运营和维护电力交易技术支持系统；
8.配合相关派出机构和地方政府电力管理部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议；
9.按规定披露和发布信息；
10.其他法律法规所赋予的权利和责任。
（二）电力调度机构
1.负责安全校核；
2.按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全；
3.向交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能；
4.合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行。实际执行与交易计划存在偏差时，按照事后考核和结算规则分担相应的经济责任；
5.经授权按所在市场的交易规则暂停执行市场交易结果；
6.按规定披露和提供电网运行的相关信息；
7.其他法律法规所赋予的权利和责任。
第三章 市场准准入与退出
第十条 [基本准入条件]参加市场交易的电力用户、售电企业、发电企业以及独立的辅助服务提供商，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的电力用户、发电企业（电网运营企业保留的调峰调频电厂除外）经法人单位授权，可参与相应电力交易。
第十一条 [直接交易准入]直接交易的市场准入条件:
（一）发电企业准入条件
1.符合国家基本建设审批程序，取得电力业务许可证（发电类），单机容量达到当地规定规模的火电、水电机组，鼓励核电、风电、太阳能发电等尝试参与；
2.符合国家产业政策，环保设施正常投运且达到环保标准要求；
3.并网自备电厂在承担相应的各种责任后可逐步参与电力直接交易。
（二）用户准入条件
1.按照电压等级或用电容量（1000kVA及以上）放开用户参与直接交易。现阶段可放开电压等级在110千伏（66千伏）及以上的工商业用户，根据需要放开用电容量1000kVA及以上的35千伏和10千伏用户，根据市场发展情况逐步放开用户；
2.符合国家和地方产业政策及节能环保要求；
3.用户选择进入市场后，全部电量参与市场交易；
4.符合准入条件但未选择参与直接交易的用户，可向售电企业（包括保底供电企业）购电；不符合准入条件的用户由所在地供电企业按政府定价提供保底服务。
（三）售电企业准入条件
1.售电企业应依法完成工商注册，取得独立法人资格；
2.售电企业可从事与其资产总额相匹配的售电量规模；
3.拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职人员，有关要求另行制定；
4.拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证（供电类）；
5.符合售电企业准入相关管理办法要求的其他条件。
第十二条 [跨省跨区交易准入]跨省跨区交易的市场准入条件：
（一）符合直接交易准入条件的发电企业、电力用户和售电企业可直接参与跨省跨区交易，发电企业和电力用户也可委托售电企业或电网运营企业代理参与跨省跨区交易；
（二）现货市场未建立之前，电网运营企业、售电企业可以代理本省未准入用户参与跨省跨区交易，电网运营企业、发电企业、售电企业可以代理小水电、风电等参与跨省跨区交易；
（三）保留在电网运营企业内部且没有核定上网电价的发电企业以及企业自备机组不参与跨省跨区电能交易。
第十三条 [合同电量转让交易准入]合同电量转让交易的市场准入条件:
（一）拥有优先发电合同、直接交易合同、跨省跨区电能交易合同的发电企业，拥有直接交易合同、跨省跨区电能交易合同的电力用户和售电企业可参与合同转让交易；
（二）直接交易合同、跨省跨区电能交易合同只能在符合市场准入条件的发电企业、电力用户、售电企业之间进行转让交易；
（三）调节性电源优先发电电量、热电联产“以热定电”等优先发电电量原则上不得转让。
第十四条 [辅助服务交易准入]辅助服务提供者的市场准入条件:
（一）具备提供辅助服务能力的发电机组均可参与辅助服务交易，鼓励储能设备、需求侧资源（如可中断负荷）等尝试参与；
（二）能够提供满足技术要求的某项辅助服务的独立辅助服务提供商，在进行技术测试通过认证后，方可参与交易。
第十五条 [市场登记]市场成员参加市场交易须在电力交易机构进行登记，能源监管机构负责制定电力市场登记负面清单，明确不予登记有关事项情况。市场主体登记后即可参加电力直接交易外的各类电力交易。
第十六条 [直接交易市场注册]市场主体登记后须进行市场注册方可参与电力直接交易。能源监管机构负责直接交易注册的监督管理。进入地方政府准入目录的发电企业、售电主体、电力用户可自愿到电力交易机构注册成为市场交易主体。
完成市场注册的用户，全部电量参与市场交易，不再按政府定价购电，并在规定的时间周期内不得退出市场。参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何一个相关交易平台上注册，注册后可自由选择平台开展交易。
第十七条 [直接交易准入目录]地方政府电力管理部门根据地方政府授权负责直接交易准入目录管理。省级政府或由省级政府授权的部门，按年度公布当地符合直接交易市场准入条件的发电企业、售电企业、电力用户目录，并对相应的目录实施动态监管。其他交易类别暂不设置准入目录。
第十八条 [注册变更或注销]电力直接交易主体和电网运营企业变更注册或者撤销注册，应当按照电力市场交易规则的规定，向电力交易机构提出申请。经批准后，方可变更或者撤销注册。当已完成注册的直接交易主体和电网运营企业不能继续满足准入市场的条件时，由电力交易机构强制撤销注册。
第十九条 [市场退出]市场交易主体被强制退出或列入黑名单，原则上3年内不得直接参与市场交易，被强制退出的电力用户须向售电企业购电。退出市场的主体由省级政府或省级政府授权的部门在目录中删除，交易机构取消注册，并向社会公示。
第二十条 [违约责任]市场交易主体被强制退出或自愿退出市场的，未完成合同可以转让，未转让的终止执行，并由违约方承担相应的违约责任。
第四章 交易品种、周期和方式
第二十一条 [交易品种]电力中长期交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易和辅助服务交易。
其中，跨省跨区交易包含跨省跨区电力直接交易；点对网发电机组视同为受电地区发电企业，不属于跨省跨区交易；合同电量转让交易主要包括优先发电合同电量转让交易、跨区跨省合同电量转让交易、直接交易合同电量转让交易等。
允许发电企业之间以及用户之间签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经调度机构同意后，由另一方代发（代用）部分或全部电量，并在事后补充转让交易合同。未签订合同的发电指标转让，按有关规定执行。
各地可根据实际情况创新交易品种，经国家能源局批准后实施。
第二十二条 [交易周期]电力中长期交易主要按年度和月度开展。具有特殊需求的地区，可开展年度以上、季度或月度以下等其他周期的交易。
第二十三条 [交易方式]电力中长期交易各品种可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。
（一）双边协商交易指市场交易主体之间自主协商交易电量（电力）、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。校核不通过时，按等比例原则进行削减；
（二）集中竞价交易指市场交易主体通过电力交易平台申报电量、电价，交易机构考虑安全约束进行市场出清，经调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量（辅助服务）与成交价格等；
（三）挂牌交易指市场交易主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。同一周期内提交的交易按等比例原则分配，不同周期内提交的交易按时间优先原则成交。
第五章 价格机制
第二十四条 [基本原则]电力中长期交易中的成交价格由市场交易主体通过自主协商、竞争等方式形成，第三方不得干预。其相关的输配电价、政府性基金与附加按国家规定执行。
第二十五条 [输配电价]开展电力直接交易的地区，已核定输配电价的，严格按国家规定执行；未核定输配电价的，采用价差传导的方式开展交易，保持电网运营企业购销差价不变。
第二十六条 [跨省区输电价格]跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。送出地区未核定输配电价的，按不超过30元/兆瓦时（含网损）的原则自主协商。
第二十七条 [交易价格]双边交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定；挂牌交易价格以挂牌价格结算。
集中竞价采用统一出清价格的，可根据买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格确定，或根据最后一个交易匹配对的价格形成；采用申报价格的，根据各个交易匹配对的价格形成成交价格，即卖方报价和买方报价的平均值。
第二十八条 [收益分配]电网运营企业参与跨省跨区交易代理购电时，因外购电价格相对省内平均上网电价的变化而形成的损益，在今后输配电价调整中统筹考虑。
第二十九条 [输电损耗]跨省跨区电能交易的受电落地价格由成交价格（送电价格）、输电价格（费用）和输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或另外收取；未明确的，暂按前三年同电压等级线路的平均输电损耗水平，报价格主管部门、监管机构备案后执行。输电损耗由购电方承担，购电方在报价时应综合考虑承担的网损。跨省跨区交易输电费用及网损按照物理量计量、结算。
第三十条 [合同转让电价]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的价格和结算。省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同转让应按潮流实际情况考虑输电费和网损。
第三十一条 [两部制电价]参与直接交易的两部制电价用户，基本电价按现行标准执行。
第三十二条 [峰谷电价]参与直接交易的峰谷电价用户，可采用以下方式作为结算价格。
方式一：继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，用户不参与分摊调峰服务费用。因用户侧单边执行峰谷电价造成的结算收益或损失，计入平衡账户或调整电价时一并考虑。
方式二：取消峰谷电价，用户用电量均按直接交易电价结算，用户通过辅助服务考核分摊调峰等辅助服务补偿费用。
第三十三条 [交易限价]双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或结算价格设置上限，电力供应严重过剩地区可对报价或结算价格设置下限。
第六章 电量规模
第三十四条 [供需平衡预测]每年年底，各地预测来年电力供需平衡情况，预测总发用电量，预测跨省跨区送受电电量。
第三十五条 [省内电量需求预测]省内电量需求预测，应综合考虑当地经济社会发展形势、经济结构、投资与消费增长等因素，综合采用电力弹性系数法、年平均增长率法和用电单耗法等进行预测后合理确定。
第三十六条 [跨省跨区交易]国家指令性和政府间协议的跨省跨区电量，由相关电力企业协商签订年度合同，纳入送、受电省优先发电计划。
购电省三年内火电平均发电利用小时数低于全国火电平均发电利用小时数80%时，除国家计划、地方政府协议和已签订的三年及以上跨省跨区电能交易合同外，原则上不得再开展长期跨省跨区购电交易。购电省可再生能源发电量比重超过30%时，根据实际需求开展中长期跨省跨区购电交易，不得影响本地区可再生能源的消纳。
第三十七条 [直接交易电量需求预测]省内直接交易电量需求预测，根据符合准入条件并注册的用户需求预测确定。通过用户准入条件的设置，控制直接交易电量规模，确保优先发电的电量规模不小于优先发电的电量下限。
第三十八条 [优先发电的电量下限]安排优先发电电量时，应充分预留水电和规划内的风能、太阳能、生物质能等可再生能源及调节性电源的发电空间。其中，风电、太阳能发电量原则上按原核价小时数确定，弃风、弃光严重地区可根据实际情况灵活处理；水电发电量兼顾资源条件、历史电量均值和综合利用确定；供热机组以热定电电量、调节性电源必要发电量、必开机组的最低发电量、现有国家指令性和政府间协议的跨省跨区电量也要予以保障。
第三十九条 [优先发电的电量规模确定]优先发电的电量规模根据省内电力电量需求预测、省内直接交易用户电量需求预测和跨省跨区交易计划确定。五年内逐步过渡到根据优先购电用户电量需求预测，直接确定优先发电的电量规模。
优先发电的电量规模=省内电量需求预测±现有国家指令性和政府间协议的跨省跨区交易电量-省内直接交易电量需求预测±现有3年及以上跨省跨区交易合同电量。（送出省为正，受入省为负）
优先发电的电量规模一经确定，不再进行调整，偏差原则上通过市场方式处理。
第四十条 [特殊情况]年度优先发电电量如果在年度交易或年初的月度交易开始后仍未分配，可以由交易机构参考上年情况，预先进行优先发电电量的月度分解。待年度优先发电电量分配正式确定后，再由交易机构在后续月份进行调整。
第四十一条 [容量剔除]安排机组优先发电电量时，可根据其年度直接交易电量，扣除相应发电容量。直接交易电量折算发电容量时，可根据对应用户最大负荷利用小时数、本地工业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算，按剩余装机容量分配优先发电电量。发电企业通过申报容量参与市场交易的，分配优先发电量时直接扣除申报容量。容量扣除原则上每年只进行一次。
第四十二条 [优先发电电量分配]机组扣除直接交易的发电量、发电容量后，剩余发电量、发电容量可以按照现行的差别电量计划制定规则，考虑年度检修计划后，确定各类机组优先发电电量。各类机组优先发电电量之外的发电能力，均可参与直接交易和市场化跨省跨区交易。
第七章 交易组织
第一节 交易时序安排
第四十三条 [年度交易时序]年度交易周期，首先确定次年国家指令性和政府间协议的跨省跨区电量合同，其次确定优先发电合同，再次开展年度双边交易，最后开展年度集中竞价交易（双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易，下同）。
第四十四条 [月度交易时序]月度交易周期，在年度合同分解到月合同的基础上，首先开展月度双边交易，再次开展月度集中竞价交易。
第四十五条 [跨省跨区交易时序]省内、跨省跨区交易的启动时间原则上不分先后，但送出省发电企业应优先保障本省电力平衡。各区域在保障区域内各省供需基本平衡的基础上，根据自身实际情况确定、调整省内、跨省跨区交易的开展次序。
第四十六条 [合同转让交易时序]合同转让交易应早于合同执行一周之前完成，原则上市场主体签订电力、电量购售合同后即可进行转让交易。
第二节 优先发电安排
第四十七条 [跨省跨区计划报送时间]相关电力企业在每年11月15日前，协商确定次年国家指令性和政府间协议的跨省跨区电量合同。如无法按时确定，参照上年确定。
第四十八条 [优先发电确定时间]地方政府电力管理部门会同国家能源局派出机构，在每年11月25日前确定年度优先发电的电量规模，并分到月度及机组（水电厂可分解到厂，风电场、光伏电站可分解到场站，下同）。年度优先发电电量规模无法按时确定的，执行第四十条规定。每月25日之前确定经安全校核后的发电机组次月优先发电量。
第三节 年度双边交易
第四十九条 [信息发布]每年11月26日前，交易机构应通过交易平台发布年度双边交易相关市场信息，包括但不限于：
（一）次年关键输电通道潮流极限情况；
（二）次年省内直接交易电量需求预测；
（三）次年跨省跨区交易电量需求预测；
（四）次年各机组可发电量上限。
第五十条 [交易时间]各交易机构于每年12月1日（遇节假日顺延，下同）开始接收年度双边交易意向，12月5日闭市。年度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易及合同转让交易。
第五十一条 [交易意向提交]市场交易主体经过双边协商分别形成年度双边省内直接交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同转让交易的意向协议，并在年度双边交易市场闭市前，通过技术支持系统向交易机构提交意向协议。年度双边交易的意向协议应提供月度分解电量。
第五十二条 [安全校核]交易机构在闭市后第一个工作日10:00前将交易意向提交相关调度机构进行安全校核，调度机构应在两个工作日之内将校核结果返回交易机构并公布。逾期未返回安全校核结果的，视为同意。
各类年度双边交易在闭市后统一进行安全校核，若安全校核不通过，按等比例原则进行交易削减。
第五十三条 [合同签订]交易机构在调度机构返回安全校核结果后，于下一工作日10:00前发布年度双边交易结果。
相关市场交易主体应在双边交易结果发布后的下一工作日10:00前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；市场交易主体如对交易结果提出异议，交易机构应会同调度机构在当日16：00前给予解释和协调。
对于确认交易，由技术支持系统自动生成年度双边直接交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同电量转让交易合同，相关市场交易主体应在成交信息发布后的三个工作日内，通过技术支持系统予以确认并签订电子合同。
第四节 年度集中竞价交易
第五十四条 [信息发布]每年12月15日前，交易机构通过技术支持系统发布年度集中竞价市场相关信息，包括但不限于：
（一）次年关键输电通道剩余可用输送能力情况；
（二）次年集中竞价省内直接交易电量需求预测；
（三）次年集中竞价跨省跨区交易电量需求预测；
（四）次年各机组剩余可发电量上限。
第五十五条 [交易时间]交易机构于每年12月16日开始组织年度集中竞价交易，12月24日前闭市。年度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。
第五十六条 [数据申报]年度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和用户通过技术支持系统申报电量、电价。技术支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。年度集中竞价交易原则上应分月申报、分月成交。为做好年度竞价交易中省内交易与跨省跨区交易的衔接，采取以下交易方式：
（一）对于送电省：首先在省平台开展省内集中直接交易，然后在区域平台开展跨省跨区集中交易，最后省和区域平台开展合同转让交易。省平台直接交易的发电企业未成交电量及其报价，自动送入区域平台参与跨省跨区交易；
（二）对于受电省：省内集中直接交易和跨省跨区集中交易在省平台和区域平台上同时开展，最后省和区域平台开展合同转让交易。市场交易主体可以在省和区域平台同时注册，但每次交易只能选择在一个平台报价。两个平台可采取统一出清、统一校核、结算分离的方式，也可采用分别出清、分别校核、结算分离的方式。
第五十七条 [市场出清]报价结束后，技术支持系统考虑安全约束自动生成初始交易结果，由交易机构在当日提交调度机构并向市场交易主体公布。调度机构应在两个工作日内完成安全校核，返回交易机构形成最终交易结果。交易机构在收到最终交易结果后的下一工作日通过技术支持系统向市场交易主体发布竞价结果。市场交易主体对所申报的数据负责，集中竞价交易结果原则上不再另行签订合同。
第五十八条 [年度交易结果汇总]交易机构在年度集中交易市场闭市后，应根据经过安全校核后的交易结果，于12月26日前将双边和集中竞价的直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果和分项交易结果。调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。
第五节 月度双边交易
第五十九条 [信息发布]每月15日前，交易机构应通过交易平台发布次月双边交易相关市场信息，包括但不限于：
（一）次月关键输电通道潮流极限情况；
（二）次月省内直接交易电量需求预测；
（三）次月跨省跨区交易电量需求预测；
（四）次月各机组可发电量上限。
第六十条 [交易时间]交易机构于每月15日（遇节假日顺延，下同）开始组织月度双边交易，每月16日前闭市。月度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易（含跨省跨区合同转让）。
第六十一条 [交易意向提交]市场交易主体经过双边协商分别形成月度双边省内直接交易、月度双边跨省跨区交易和月度双边合同转让交易的意向协议，并在月度双边交易市场闭市前，通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。
第六十二条 [安全校核]交易机构在闭市后的第一个工作日10:00之前将交易意向提交给调度机构进行安全校核，调度机构应在一个工作日之内将校核结果返回交易机构并公布。逾期未返回安全校核结果的，视为同意。
各类月度双边交易在闭市后统一进行安全校核，若安全校核不通过，按等比例原则进行削减。
第六十三条 [合同签订]交易机构在调度机构返回安全校核结果后，于下一工作日10:00前发布月度双边交易结果。
相关市场交易主体应在双边交易结果发布后的下一工作日10:00前通过技术支持系统返回成交确认信息；市场交易主体如对交易结果有异议，交易机构应在交易结果发布当日16：00前给予解释和协调。
对于确认交易，由技术支持系统自动生成月度双边直接交易、月度双边跨省跨区交易和月度双边合同电量转让交易合同，相关市场交易主体应在成交信息发布后的3个工作日内，通过技术支持系统予以确认并签订电子合同。
第六节 月度集中竞价交易
第六十四条 [信息发布]每月20日前，交易机构通过技术支持系统发布次月集中竞价市场相关信息，包括但不限于：
（一）次月关键输电通道剩余可用输送能力情况；
（二）次月集中竞价省内直接交易电量需求预测；
（三）次月集中竞价跨省跨区交易电量需求预测；
（四）次月各机组可发电量上限。
第六十五条 [交易时间]交易机构于每月21日（遇节假日顺延）开始组织月度集中竞价交易，每月26日前闭市。月度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易（含跨省跨区合同转让）。
第六十六条 [数据申报]月度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和用户通过技术支持系统申报电量、电价。技术支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。月度竞价交易中省内交易与跨省跨区交易的衔接，采取以下交易方式：
（一）对于送电省：首先在省平台开展省内集中直接交易，然后在区域平台开展跨省跨区集中交易，最后省和区域平台开展合同转让交易。省平台直接交易的发电企业未成交电量及其报价，自动送入区域平台参与跨省跨区交易；
（二）对于受电省：省内集中直接交易和跨省跨区集中交易在省平台和区域平台上同时开展，最后省和区域平台开展合同转让交易。市场交易主体可以在省和区域平台同时注册，但每次交易只能选择在一个平台报价。两个平台可采取统一出清、统一校核、结算分离的方式，也可采用分别出清、分别校核、结算分离的方式。
第六十七条 [市场出清]报价结束后，技术支持系统考虑安全约束自动生成初始交易结果，由交易机构在当日提交调度机构并向市场交易主体公布。调度机构应在下一个工作日内完成安全校核，返回交易机构形成最终交易结果。交易机构在收到最终交易结果后的下一工作日通过技术支持系统向市场交易主体发布竞价结果。市场交易主体对所申报的数据负责，集中竞价交易结果原则上不再另行签订合同。
第六十八条 [月度交易结果汇总]交易机构在月度交易市场闭市后，应对年度分月结果和月度交易结果进行汇总，于每月28日前发布汇总后的交易结果并制定机组月度发电计划。调度机构应根据月度发电计划，合理安排电网运行方式，保障合同电量的执行。
第七节 临时交易与紧急支援交易
第六十九条 [临时交易]可再生能源消纳存在临时性困难的省（区），可与其他省（区）通过自主协商方式开展临时跨省跨区交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。
若按市场方式难以达成交易，在受入地区仍有电量消纳能力的前提下，可采取强制跨省发电权的方式，即由送出地区可再生能源购买有消纳能力地区的火电直接交易合同电量，购买价格执行受入省最近一次火电合同电量转让集中竞价交易价格。
第七十条 [紧急支援交易]在本省电网或其他地区电网供需不平衡时，由调度机构组织开展跨省跨区支援交易，交易价格按事先预案执行。条件成熟的地区可由交易机构采取预挂牌方式确定中标机组。
第八章 安全校核与交易执行
第七十一条 [安全校核责任主体]调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同调整和合同电量转让必须经调度机构安全校核后方可生效。涉及跨省跨区的交易，须提交相关调度机构共同进行安全校核。安全校核的主要内容包括但不限于：通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。
第七十二条 [机组发电利用小时数限制]为保障系统整体的备用和调频调峰能力，在各类市场交易开始前，调度机构可根据机组可调出力、检修天数、系统净负荷曲线以及电网约束情况，折算得到各机组的电量上限，对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。
第七十三条 [电网运行信息披露]调度机构在各类市场交易开始前应按规定及时披露关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息，以方便市场交易主体寻找合适的交易对象。
第七十四条 [安全校核时间约束]安全校核应在规定期限内完成，逾期未对交易初始结果提出异议的，视为通过安全校核。
第七十五条 [交易调整原则]安全校核不通过时，对于双边协商交易，按等比例原则进行交易削减；对于集中竞价交易，按价格优先原则或等比例原则进行交易削减。
第七十六条 [紧急情况处理]电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，并在事后向主管部门和派出机构书面报告事件经过，并报派出机构备案。紧急情况导致的经济损失，有明确责任主体的，由相关责任主体承担经济责任；无明确责任主体的，由所有市场交易主体共同承担。
第七十七条 [交易计划制定]电力交易机构根据市场交易主体年度交易当月电量分解计划和各类月度交易的成交结果，编制系统和发电企业的月度交易计划，调度机构负责安全校核。
第七十八条 [交易计划内容]月度交易计划内容包括：
（一）月度总发用电量平衡计划；
（二）跨省跨区电力电量计划；
（三）月度优先发电电量计划；
（四）月度直接交易电量计划；
（五）其他交易电量计划。
第七十九条 [交易计划执行]电力调度机构负责执行月度交易计划；电力交易机构每日跟踪和公布月度交易计划执行进度情况。市场交易主体对进度偏差提出异议时，调度机构负责出具说明，交易机构负责公布相关信息。
第九章 合同电量偏差处理
第八十条 [合同电量调整]电力市场交易双方根据年度交易合同，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可于每月5日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整申请，通过交易平台上报电力交易机构，经安全校核后，作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。
第八十一条 [偏差电量平衡原则]未开展现货交易的地区，为尽量处理合同电量执行偏差，推荐采取预招标方式按月平衡偏差，也可根据实际情况选取附件中提供的其他四种合同电量偏差处理方式。
第八十二条 [预招标处理方式]预招标方式按月平衡偏差是指月度交易结束后，通过预招标方式确定次月上调机组调用排序（按增发价格由低到高排序）和下调机组调用排序（按补偿价格由低到高排序）。月底最后一周，调度机构根据各个机组的合同完成率，判断当月基本电力供需形势。当电力供需形势紧张时（月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时），基于预招标确定的机组排序，优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组严格按合同电量安排发电计划；当电力需求不足时（月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时），优先安排补偿价格较低的机组减发电量，其余机组严格按合同电量安排发电计划。
第十章 计量和结算
第八十三条 [计量位置]市场交易主体应根据市场运行需要，安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损。
第八十四条 [计量装置]同一计量点应安装同型号、同规格、同精度的主、副电能表各一套。主、副表应有明确标志。以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照。当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。
第八十五条 [计量数据]当出现计量数据不可用时，由电能计量检测中心确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场交易主体协商解决。
第八十六条 [结算凭据]电力交易机构负责向市场交易主体出具结算凭据，市场交易主体根据相关规则进行资金结算。其中，跨省跨区交易原则上由用户所在地区电力交易机构向市场交易主体出具结算凭据，在区域交易平台开展的交易由区域交易机构向用户所在地区电力交易机构出具结算凭据；合同电量转让交易由电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算凭据。
第八十七条 [电费结算]电力用户和发电企业原则上均按自然月份计量用电量和上网电量，不具备条件的地区可暂时保持现有计量抄表方式不变。各市场交易主体可暂时保持与电网运营企业的电费结算和支付方式不变，特殊情况可采用其他方式。依据结算凭据，用户所在地区电网运营企业负责向购电主体收取电费、向售电主体和输电方支付电费及输电费用。
第八十八条 [结算争议]市场交易主体接收电费结算凭据后，应进行核对确认，如有异议在3个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。
第八十九条 [偏差电量结算]建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。以年度交易和月度交易为主的地区，按月清算、结账；开展周（日）交易的地区，按周（日）清算，按月结账。预招标按月平衡偏差时的结算流程和结算价格如下：
（一）发电侧
1.新能源、可再生能源：按实际发电量和政府批复的上网电价结算；年内累计发电量超过年度核价利用小时数后，参与市场交易、按成交合同结算。
2.新能源、可再生能源之外的所有合同电量（含优先发电合同电量、市场合同电量、预招标调用电量）:
存在超发电量的机组，优先发电合同电量、市场合同电量和预招标增发电量按其合同电量和合同价格结算，超出部分按月度集中竞价交易最低成交价格结算；因自身原因导致少发的电厂，按其优先发电合同电量和市场合同电量的加权平均价结算实际发电量，少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付违约金；因提供下调服务导致少发的电厂，按按其优先发电合同电量和市场合同电量的加权平均价结算实际发电量，少发电量按其预招标补偿价格结算。机组提供的增发电量和减发电量，以调度安排为准，机组擅自增发或减发的电量视为偏差电量，纳入考核范畴。
（二）用户侧
1.市场用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权价结算总合同电量，3%以内的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价结算，3%以上的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的110%结算。
市场用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权价结算实际用电量，3%以内的少用电量按系统下调电量补偿单价的50%缴纳违约金（系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的5%缴纳违约金），3%以上的少用电量按系统下调电量补偿单价缴纳违约金（系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的10%缴纳违约金）。
下调电量补偿单价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量
发电侧下调电量总补偿费用由所有机组下调电量的补偿价格和机组下调中标电量的乘积累加得到。
2.优先购电用户按实际用电量和目录电价结算。
3.优先购电用户实际用电量与优先发电合同电量存在偏差时，3%以内的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的5%缴纳违约金，3%以上的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%缴纳违约金；3%以内的少用电量按下调电量补偿单价的50%缴纳违约金（系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的5%缴纳违约金），3%以上的少用电量按下调电量补偿单价缴纳违约金（系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的10%缴纳违约金）。
违约金由电网运营企业承担，电网运营企业也可以通过对地方电厂、电网的考核按责任分摊部分违约金。
（三）用户违约金、发电企业违约金、下调电量的补偿金额，首先进行平衡，盈余或缺额部分由所有发电企业按上网电量比重分摊。
（四）市场用户的电费构成包括：电量电费、违约金、输配电费、政府性基金与附加。发电企业的电费构成包括：电量电费（含上调电量电费和下调电量电费）、违约金、平均分摊的结算差额资金。
第九十条 [电网原因造成的偏差]对于电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由电网运营企业承担相关偏差考核费用；对于不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由所有市场交易主体共同分摊相关费用。
第十一章 辅助服务
第九十一条 [执行两个细则]辅助服务执行各区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则。
第九十二条 [辅助服务提供方]鼓励储能设备、需求侧资源参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。
第九十三条 [辅助服务分类]辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务包括：一次调频、基本调峰、基本无功调节等，基本辅助服务不进行补偿。有偿辅助服务是指并网发电厂、电力用户、独立的辅助服务提供商在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等。
第九十四条 [辅助服务补偿方式]按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，考虑辅助服务效果，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立的辅助服务提供商进行补偿。
第九十五条 [提供方式]鼓励采用竞争方式确定辅助服务承担主体。电网运营企业根据系统运行需要，确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务。辅助服务提供主体较多的地方，可以将系统所需的无功和黑启动服务由电力交易机构通过招标方式统一购买。
第九十六条 [电力用户参与辅助服务]电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务的技术要求，并与发电企业按统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随用户电费一并结算，即增减与发电企业直接交易电费完成。
第九十七条 [直接交易调峰责任]用电侧未实行峰谷电价的地区，根据用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算用户对电网调峰的贡献度。用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，用户峰谷差率小全网峰谷差率时调峰贡献度为负。贡献度为正的用户，与之签订直接交易合同的电厂，可申请免除相应直接交易电量的调峰补偿费用的分摊。
第九十八条 [需求侧管理]加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧管理评价，积极培育电能服务，推广需求响应，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。
通过实施需求响应和有序用电方案，完善电力电量平衡的应急保障机制和体系。
第九十九条 [跨区跨省交易辅助服务]送端地区发电企业纳入受端地区辅助服务管理范围，并根据提供的辅助服务获得或者支付补偿费用。
市场化跨省区送电发电企业的送电负荷视同受端电网发电企业参与辅助服务补偿和考核。跨省区电能交易曲线未达到受端电网基本调峰要求的，按照受端电网基本调峰考核条款执行；达到有偿调峰要求的，按照有偿调峰补偿条款给予补偿。
第十二章 信息披露
第一百条 [信息披露责任主体]交易机构负责市场信息的管理和发布。各类市场成员有责任和义务及时、准确和完整的向交易机构提供相关信息。国家能源局及其派出机构对信息提供和披露实施监督。
第一百零一条 [信息分类]市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员公布的数据和信息。派出机构确定各类信息的内容、范围和发布的时限。
各类市场信息原则上均应通过网站形式予以披露，市场成员可查看其访问权限内的信息。
第一百零二条 [信息答疑]市场交易主体如对披露的相关信息有异议及疑问，可向电力交易机构和电力调度机构提出，由电力交易机构和电力调度机构负责解释。
第一百零三条 [信息保密]市场交易主体的申报价格、双边交易的成交价格、已经签订合同内容等信息属于私有信息，电力交易机构和电力调度机构应采取必要措施来保证市场交易主体可以按时获得其私有数据信息，并保证私有数据信息在保密期限内的保密性。
第十三章 争议和违规处理
第一百零四条 [争议内容]本规则所指争议是市场成员之间的下列争议：
（一）注册或注销市场资格的争议；
（二）市场成员按照规则行使权利和履行义务的争议；
（三）市场交易、计量、考核和结算的争议；
（四）其他方面的争议。
第一百零五条 [争议处理]发生争议时，按照国家有关法律法规和国家能源局及其派出机构的相关规定处理，具体方式有：
（一）协商解决；
（二）申请调解或裁决；
（三）提请仲裁；
（四）提请司法诉讼。
第一百零六条 [违规行为]市场成员扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由派出机构会同政府电力管理部门查处：
（一）提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格；
（二）滥用市场力，恶意串通、操纵市场；
（三）不按时结算，侵害其他市场交易主体利益；
（四）市场运营机构对市场交易主体有歧视行为；
（五）提供虚假信息或违规发布信息；
（六）其他严重违反市场规则的行为。
第一百零七条 [违规处罚]对于市场成员的违规行为，派出机构会同政府电力管理部门按照《行政处罚法》、《电力监管条例》、《电力市场监管办法》等相关法律法规制定处罚标准。
第十四章 市场干预
第一百零八条 [市场中止]当出现以下情况时，国家能源局及其派出机构可以做出中止电力市场的决定，并向市场交易主体公布中止原因。
（一）电力市场未按照规则运行和管理的；
（二）电力市场运营规则不适应电力市场交易需要，必须进行重大修改的；
（三）电力市场交易发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的；
（四）电力市场技术支持系统、自动化系统、数据通信系统等发生重大故障，导致交易长时间无法进行的；
（五）因不可抗力市场交易不能正常开展的；
（六）电力市场发生严重异常情况的。
第一百零九条 [市场干预]电力调度交易机构为保证电力系统安全稳定运行，可以进行市场干预。
市场干预期间，电力调度交易机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容，并报国家能源局及派出机构备案。
第一百一十条 [责任豁免]在面临重大自然灾害和突发事件时，省级以上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态，暂停市场交易，全部或部分免除市场主体的违约责任，发电全部或部分执行指令性交易，包括电量、电价，用电执行有序用电方案。
第一百一十一条 [市场恢复]市场秩序满足正常交易时，电力交易机构应及时向市场交易主体发布市场恢复信息。
第十五章 附 则
第一百一十二条 [有关程序]国家能源局派出机构组织电力交易机构根据本规则拟定各地电力交易规则，报国家能源局备案后执行。
第一百一十三条 [市场监管]电力市场监管办法由国家能源局另行制定。
第一百一十四条 [解释]本规则由国家能源局负责解释。原有电力交易相关规则与本规则不一致的，以本规则为准。
第一百一十五条 [文件实施]本规则自XX年XX月XX日起施行。

附件：其他可选合同电量偏差处理及结算方式

附件
其他可选合同电量偏差处理及结算方式

一、预招标方式按日平衡偏差
预招标月度交易结束后，通过预招标方式确定次月上调机组调用排序（按增发价格由低到高排序）和下调机组调用排序（按补偿价格由低到高排序）。日前阶段，调度机构根据各机组的优先发电合同电量和市场合同电量，安排各机组的次日发电计划；实时运行过程中，当系统实际用电需求与系统日前发电计划存在偏差时，按照价格优先原则调用机组增发电量或减发电量，保障系统实时平衡。机组每日的增发电量或减发电量进行累加，得到月度的净增发电量或净减发电量，按其月度预招标价格进行结算。其余机组严格按日前制定的计划曲线发电。该方式结算流程和结算价格如下：
（一）发电侧
1.新能源、可再生能源：按实际发电量和政府批复的上网电价结算；年内累计发电量超过年度核价利用小时数后，参与市场交易、按成交合同结算。
2.新能源、可再生能源之外的所有合同电量（含优先发电合同电量、市场合同电量、预招标调用电量）:
存在超发电量的机组，优先发电合同电量、市场合同电量和月度净增发电量按其合同电量和合同价格结算，超出部分按月度集中竞价交易最低成交价格结算；因自身原因导致少发的电厂，按其优先发电合同电量和市场合同电量的加权平均价结算实际发电量，少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付违约金；因提供下调服务导致少发的电厂，按其优先发电合同电量和市场合同电量的加权平均价结算实际发电量，月度净减发电量按其预招标补偿价格结算。机组提供的增发电量和减发电量，以调度安排为准，机组擅自增发或减发的电量视为偏差电量，纳入考核范畴。
（二）用户侧
1.市场用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权价结算总合同电量，3%以内的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价结算，3%以上的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的110%结算。
市场用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权价结算实际用电量，3%以内的少用电量按系统下调电量补偿单价的50%缴纳违约金（系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的5%缴纳违约金），3%以上的少用电量按系统下调电量补偿单价缴纳违约金（系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的10%缴纳违约金）。
下调电量补偿单价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量
发电侧下调电量总补偿费用由所有机组下调电量的补偿价格和机组下调中标电量的乘积累加得到。
2.优先购电用户按实际用电量和目录电价结算。
3.优先购电用户实际用电量与优先发电合同电量存在偏差时，3%以内的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的5%缴纳违约金，3%以上的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%缴纳违约金；3%以内的少用电量按下调电量补偿单价的50%缴纳违约金（系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的5%缴纳违约金），3%以上的少用电量按下调电量补偿单价缴纳违约金（系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易平均成交价的10%缴纳违约金）。
违约金由电网运营企业承担，电网运营企业也可以通过对地方电厂、电网的考核按责任分摊部分违约金。
（三）用户违约金、发电企业违约金、下调电量的补偿金额，首先进行平衡，盈余或缺额部分由所有发电企业按上网电量比重分摊。
（四）市场用户的电费构成包括：电量电费、违约金、输配电费、政府性基金与附加。发电企业的电费构成包括：电量电费（含上调电量电费和下调电量电费）、违约金、平均分摊的结算差额资金。
二、等比例调整方式
首先保障国家指令性和政府间协议的跨省跨区交易电量以及新能源、可再生能源、以热定电优先发电合同电量执行，其他类优先发电合同电量和市场合同电量作为可调整合同电量，根据系统平衡情况统一等比例调整。调度机构按“三公”要求，每日跟踪各发电企业的可调整合同电量执行率，以可调整合同电量执行率基本相当为目标安排日计划，原则上发电企业之间的可调整合同执行率相差不超过3%。该方式结算流程和结算价格如下：
（一）用户侧
1.市场用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权价结算总合同电量，3%以内的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价结算，3%以上的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的110%结算。
市场用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权价结算实际用电量，3%以内的少用电量按月度集中竞价交易平均成交价的5%缴纳违约金，3%以上的少用电量按月度集中竞价交易平均成交价的10%缴纳违约金。
2.优先购电用户按实际用电量和目录电价结算。
3.优先购电用户实际用电量与优先发电合同电量存在偏差时，3%以内的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的5%缴纳违约金，3%以上的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%缴纳违约金；3%以内的少用电量按月度集中竞价交易平均成交价的5%缴纳违约金，3%以上的少用电量按月度集中竞价交易平均成交价的10%缴纳违约金。
违约金由电网运营企业承担，电网运营企业也可以通过对地方电厂、电网的考核按责任分摊部分违约金。
（二）发电侧
1.新能源、可再生能源、以热定电电量：
按实际发电量和政府批复的上网电价结算；年内累计发电量超过年度核价利用小时数后，参与市场交易、按成交合同结算。
2.新能源、可再生能源、以热定电电量之外的优先发电合同电量:
（1）当优先购电权用户的实际用电量大于所有优先发电合同电量之和时，按优先发电合同电量（未完成合同的按实际发电量）与政府批复上网电价结算。
（2）当优先购电权用户的实际用电量小于所有优先发电合同电量之和时，按政府批复的上网电价和下列公式计算的实际优先发电电量结算：
实际优先发电电量=该用户优先发电合同电量*(所有优先购电用户实际用电量-新能源、可再生能源、以热定电电量按政府定价结算的电量)/（优先发电合同的总电量-新能源、可再生能源、以热定电电量按政府定价结算的电量）
由上式得到的实际优先发电电量为零或负值时，不再进行结算。
3.市场电量
（1）参与市场交易的发电企业，除实际优先发电电量之外，其余电量作为市场电量按其合同加权平均价结算。超出调度安排电量±3%的，超出部分按其合同加权平均价的10%支付违约金。
（2）未参与市场交易的发电企业，除优先发电电量之外，其余电量作为市场电量按月度集中竞价交易平均成交价的90%结算。
（三）发电企业和用户缴纳的违约金按发电机组的市场电量平均返还给发电企业。
（四）市场用户的电费构成包括：实际用电电量电费、违约金、输配电费、政府性基金与附加。发电企业的电费构成包括：实际优先发电电量电费、市场电量电费、违约金、平均返还的违约金。
三、事后合同电量转让交易调整偏差
月度交易执行完毕后、月度交易结算前，超发机组与少发机组进行合同电量转让交易。其中，机组超过对应用户实际用电量的部分视为超发电量，机组少于对应用户实际用电量的部分视为少发电量；合同电量转让价格按月度集中竞价合约转让交易的最低成交价格执行。此方式下，鼓励调度机构按日跟踪发电企业和用户直接交易电量的发用电匹配情况（数据可采用监控装置采集或相关交易主体报送），并在安排机组发电计划时予以考虑。该方式结算流程和结算价格如下：
（一）用户侧
1.市场用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权价结算总合同电量，3%以内的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价结算，3%以上的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的110%结算。
市场用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权价结算实际用电量，3%以内的少用电量按月度集中竞价交易平均成交价的5%缴纳违约金，3%以上的少用电量按月度集中竞价交易平均成交价的10%缴纳违约金。
2.优先购电用户按实际用电量和目录电价结算。
3.优先购电用户实际用电量与优先发电合同电量存在偏差时，3%以内的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的5%缴纳违约金，3%以上的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%缴纳违约金；3%以内的少用电量按月度集中竞价交易平均成交价的5%缴纳违约金，3%以上的少用电量按月度集中竞价交易平均成交价的10%缴纳违约金。
违约金由电网运营企业承担，电网运营企业也可以通过对地方电厂、电网的考核按责任分摊部分违约金。
（二）发电侧
1.新能源、可再生能源、以热定电电量：
按实际发电量和政府批复的上网电价结算；年内累计发电量超过年度核价利用小时数后，参与市场交易、按成交合同结算。
2.新能源、可再生能源、以热定电电量之外的优先发电合同电量:
（1）当优先购电权用户的实际用电量大于所有优先发电合同电量之和时，按优先发电合同电量（未完成合同的按实际发电量）与政府批复上网电价结算。
（2）当优先购电权用户的实际用电量小于所有优先发电合同电量之和时，按政府批复的上网电价和下列公式计算的实际优先发电电量结算：
实际优先发电电量=该用户优先发电合同电量*(所有优先购电用户实际用电量-新能源、可再生能源、以热定电电量按政府定价结算的电量)/（优先发电合同的总电量-新能源、可再生能源、以热定电电量按政府定价结算的电量）
由上式得到的实际优先发电电量为零或负值时，不再进行结算。
3.市场电量
（1）参与市场交易的发电企业，除实际优先发电电量之外，其余电量作为市场交易完成电量。
当发电企业市场交易完成电量大于对应用户实际完成电量时，按合同价格结算用户实际完成电量，超出用户实际完成电量的部分，视为超发电量。
当发电企业市场交易完成电量小于对应用户实际完成电量时，按合同价格结算发电企业实际完成电量，小于用户实际完成电量的部分视为少发电量。
（2）存在超发的发电企业与存在少发的发电企业进行合约转让交易。其中，超发电量均按月度集中竞价合约转让交易的最低成交价结算，少发电量按“少发合同电量的加权平均价-月度集中竞价合约转让交易最低成交价”进行结算。
（三）用户实际完成电量小于合同电量时，未完成的合同电量向对应发电企业支付违约金。
（四）市场用户的电费构成包括：实际用电电量电费、违约金、输配电费、政府性基金与附加。发电企业的电费构成包括：实际优先发电电量电费、市场电量电费、用户支付的违约金。
四、滚动调整方式
此方式适用于直接交易电量规模不超过全社会用电量10%且只开展年度交易的地区。对于直接交易电量，若用户实际用电量多于直接交易合同电量，用户侧按合同电价结算月度实际用电量结算，发电侧亦按用户实际用电量进行结算，发电企业其余发电量视为优先发电电量，在后期进行滚动调整；若用户实际用电量少于直接交易合同电量，用户侧与发电侧同样按用户实际用电量结算，用户侧未完成的月度电量，在满足安全校核的前提下，可滚动调整至后期，否则视为违约电量，按合同约定支付违约金。此方式下，鼓励调度机构按日跟踪发电企业和用户直接交易电量的发用电匹配情况（数据可采用监控装置采集或相关交易主体报送），并在安排机组发电计划时予以考虑。该方式结算流程和结算价格如下：
（一）用户侧
1.市场用户实际用电量低于其总合同电量时，未完成的直接交易电量滚动至次月，若电量滚动无法通过安全校核，则按合同约定的违约条款对电厂进行补偿。市场用户实际用电量大于其总合同电量时，首先分别结算各类合同电量，超用电量按合同电量比重分配给各电厂，并相应削减用户与各电厂的次月直接交易电量。
2.优先购电用户按实际用电量和目录电价结算。
（二）发电侧
1.新能源、可再生能源：按实际发电量和政府批复的上网电价结算；年内累计发电量超过年度核价利用小时数后，参与市场交易、按成交合同结算。
2.其他发电企业
按用户侧实际用电量折算得到电厂的实际直接交易电量，实际直接交易电量按合同约定价格结算，电厂其余电量作为优先发电电量进行结算。当用户实际用电量低于直接交易合同电量时，用户未完成电量滚动至次月，若电量滚动无

法通过安全校核，电厂按合同约定的违约条款获得补偿。当用户实际用电量高于直接交易合同电量时，各电厂按合同电量比重结算用户超用电量，并相应削减与用户的次月直接交易电量。

2015/12/10 - 14:42:41] 游客26969338: 上网电价明年起下调三分钱 电企利润将消失上千亿
[2015/12/10 - 14:44:02] 游客26969788: 12月7日，记者独家获悉，电价主管部门已经将电价下调方案上报至国务院并获审批。
[2015/12/10 - 14:44:02] 游客26969338: 本次电价下调的直接原因是煤价下跌幅度过大，而各地GDP的走低，让地方政府希望通过降低电价来缓解工商业的盈利压力
[2015/12/10 - 14:44:32] 游客26969788: 从2016年1月1日起开始执行。
[2015/12/10 - 14:44:33] 游客26969338: 事实上，目前电力企业的日子好过完全是因为煤价的无底线走跌
[2015/12/10 - 14:44:35] 游客26969907: 降的是火电
[2015/12/10 - 14:46:16] 游客26969338: 长江电力有分红承诺。可以睡大觉
[2015/12/10 - 14:46:50] 游客26969907: 大不了锁仓等分红
[2015/12/10 - 14:48:12] 游客26969338: 国投电力，川投能源好日子过去了
[2015/12/10 - 14:49:36] 游客26969788: 农民、农民工买房有福利了！税收减免、利息补贴等
[2015/12/10 - 14:50:02] 游客26969338: 还不如直接降价
[2015/12/10 - 14:50:52] 游客26969338: 就像股票下跌放量
[2015/12/10 - 14:57:54] 游客26969338: 下调三分钱 国投电力市盈率将比长江电力还高
[2015/12/10 - 15:23:30] 游客26970117: 600900上网电价，2016年1月1日 每千瓦时上调3分。
[2015/12/10 - 15:27:50] 游客26969907: 做梦
[2015/12/10 - 15:39:45] 游客26970500: 白日做梦
[2015/12/10 - 15:52:02] 游客26970589: 长电新收购的向溪电价也要下调的。
[2015/12/10 - 16:03:26] 游客26970500: 投票否决2094亿高溢价注入
[2015/12/10 - 16:29:47] 游客26970907: 根据去年火力发电共4.17万亿千瓦时计算，下调3分钱意味着发电企业利润将减少1251亿元。
[2015/12/10 - 16:53:52] 游客26971163: 国投电力2014年火电发电约140亿度
[2015/12/10 - 17:07:31] 游客26971392: 华能国际H今收盘多少？
[2015/12/10 - 17:20:01] JD: 电价下调和30万千瓦以下机组2020年前出局
[2015/12/10 - 17:20:29] JD: 上述两个因素，将导致火电行业大洗牌
[2015/12/10 - 17:22:44] 游客26971163: 按照长江电力每天成交4000万股，顶多在调整20个交易日
015/12/10 - 17:24:00] 游客26971163: 水火同价。5年后长江电力分红1元以上，13元相当于接近8%收益率
[2015/12/10 - 17:25:00] 游客26971163: 长江电力股价5年后25以上。现阶段主力还在继续加仓
2015/12/10 - 17:26:45] 游客26971163: 现在比的是谁更有耐心
[2015/12/10 - 17:42:06] 游客26971163: 为什么查老鼠仓，操纵股价这么难。就是因为券商，证监会里面老鼠众多
[2015/12/10 - 17:47:37] 游客26971163: 如果最高法院出个司法解释，规定每个股票账户财产无论是否挂名均属于所挂钩开户身份证者所有，并开通全国凭身份证查询自己股票账户情况
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15 00:57] JD: 电力市场和和交易新规（征求意见稿）
[屏蔽][15 00:57] JD: http://www.jrdao.com/topic-504661.html
[屏蔽][15 00:57] JD: 建议大家仔细阅读
[屏蔽][15 00:58] JD: 仔细仔细再仔细
[屏蔽][15 01:05] JD: 征求意见的截止时间为12月15日。
[屏蔽][15 01:06] JD: 于9月下旬内部征求了国家发展改革委相关司局和有关电力企业意见，并根据反馈意见作了相应修改。
[屏蔽][15 01:07] JD: 内部征求意见已经完成，
[屏蔽][15 01:08] JD: 这次是向社会公众征求意见
[屏蔽][15 01:44] 游客27054545: 大妈投资被骗的原因很多。比如说，中国的骗子太多，也有人说，那骗子多、能够成功，是因为傻子多啊。确实，如果不是傻子多，骗子还能靠阴谋论
[屏蔽][15 01:46] 游客27054545: 既然货币战争和阴谋论已经让你倾家荡产、血本无归，你该知道投资不是那么好赚钱的，也该知道“你想要利息，人家想要你的本金”，更该知道骗子
[屏蔽][15 01:47] 游客27054545: 骗子无处不在，自己得多长颗心眼。要不，即使没有宋鸿兵出来忽悠，也还会有宋鸿乒、宋鸿乓，乃至宋江兵来忽悠你呢。
[屏蔽][15 01:48] 游客27054545: 大妈肉体战完胜​宋鸿兵货币战
[屏蔽][15 02:18] 游客27054729: 因为他鼓吹黄金投资，为泛亚有色金属交易所站台。数十万投资者在泛亚投资400亿元，后来泛亚倒闭，投资者血本无归。
[屏蔽][15 02:21] 游客27054729: 现在也该轮到企业债血本无归了。如中钢债
[屏蔽][15 08:33] 东皇: JD，看不太懂啊，看到优先发电合同执行政府定价，心里慌了一下
[屏蔽][15 08:34] 东皇: 帮我们大家科普一下呗，这细则是好是坏？
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