第一篇：廣東電力市場交易基本規則

廣東電力市場交易基本規則(試行)

(征求意見后修改稿)第一章 總 則

第1條 [目的、依據]為規范廣東電力市場交易，構建安全、高效的市場結構和市場體系，保障市場成員合法權益，促進電力市場健康發展，依據有關法律法規和《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發?2015?9號)及其配套文件、《中共廣東省委 廣東省人民政府關于進一步深化電力體制改革的實施意見》(粵發?2015?14號)等文件精神，制定本規則。

第2條 [原則、指導思想]廣東電力市場遵循安全高效、公平公正、因地制宜、實事求是的原則和務實起步、先易后難、循序漸進、逐步完善的指導思想。

第3條 [定義與分類]電力市場交易分為電力批發交易和電力零售交易。

電力批發交易是指發電企業與售電公司或電力大用戶之間通過市場化方式進行的電力交易活動的總稱。現階段，是指發電企業、售電公司、電力大用戶等市場主體通過雙邊協商、集中競爭等方式開展的中長期電量交易。

電力零售交易是指售電公司與中小型終端電力用戶(下稱“一般用戶”)開展的電力交易活動的總稱。

第4條 [市場秩序]電力市場成員應嚴格遵守市場規則，自覺自律，不得利用市場力或市場規則的缺陷操縱市場價格、損害其他市場主體的利益。任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。第5條 [適用范圍]本規則適用于《廣東電力市場建設實施方案》中含交叉補貼的輸配電價核定前的電力市場交易，并根據電力體制改革進程進行修訂。

第6條 [實施主體]國家能源局南方監管局負責組織制定廣東電力市場交易基本規則。國家能源局南方監管局、廣東省經濟和信息化委員會、廣東省發展和改革委員會根據職能依法履行廣東電力市場監管職責，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對電力交易機構和電力調度機構執行市場規則的情況實施監管。

第二章 市場成員

第7條 [成員分類]市場成員包括各類發電企業、售電企業、電網企業、電力用戶、電力交易機構、電力調度機構和獨立輔助服務提供者等。

第8條 [發電企業權責]發電企業的權利和義務：(一)按規則參與電力市場交易，執行基數電量合同，簽訂和履行市場化交易形成的購售電合同。

(二)獲得公平的輸電服務和電網接入服務。

(三)執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定提供輔助服務。

(四)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。

(五)法律法規所賦予的其他權利和責任。第9條 [電力用戶權責]電力用戶的權利和義務：(一)按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同。

(二)獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定支付購電費、輸配電費、政府性基金與附加等。

(三)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。

(四)服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下(如事故、嚴重供不應求等)按調度要求安排用電。

(五)遵守政府電力管理部門有關電力需求側管理規定，執行有序用電管理，配合開展錯避峰。

(六)法律法規所賦予的其他權利和責任。

第10條 [售電公司權責]不擁有配電網運營權的售電公司的權利和義務：

(一)按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電合同，約定交易、服務、結算、收費等事項。

(二)獲得公平的輸配電服務。

(三)已在電力交易機構注冊的售電公司不受供電營業區限制，可在省內多個供電營業區售電。

(四)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。

(五)應承擔保密義務，不得泄露用戶信息。

(六)按照國家有關規定，在指定網站上公示公司資產、經營狀況等情況和信用承諾，對公司重大事項進行公告，并定期公布公司年報。

(七)售電合同期滿后，用戶擁有自由選擇售電公司的權利。

(八)服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下(如事故、嚴重供不應求等)按政府要求和調度指令協助安排用電。

(九)法律法規所賦予的其他權利和責任。

第11條 [擁有配電網運營權的售電公司權責]擁有配電網運營權的售電公司的權利和義務：

(一)具備不擁有配電網運營權的售電公司全部的權利和義務。

(二)在其供電運營權范圍內與電網企業相同的權利和義務，按約定履行保底供電服務和普遍服務義務等。

(三)承擔配電網安全責任，按照國家標準或者電力行業標準提供安全、可靠的電力供應，確保承諾的供電質量應符合國家和行業標準;獲取政府規定的保底供電補貼。

(四)負責配電網絡的投資、建設、運營和維護、檢修和事故處理，無歧視提供配電服務，不得干預用戶自主選擇售電公司。

(五)同一供電營業區內只能有一家公司擁有配電網運營權。擁有配電網資產絕對控股權且具備準入條件的售電公司，可以只擁有投資收益權，配電網運營權可委托電網公司或符合條件的售電公司，自主簽訂委托協議。

第12條 [電網企業權責]電網企業的權利和義務：(一)保障輸配電設施的安全穩定運行。

(二)為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務。(三)服從電力調度機構的統一調度，建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統。

(四)向市場主體提供報裝、計量、抄表、收催繳電費、維修等各類供電服務。

(五)按規定收取輸配電費用，代國家收取政府性基金與附加等。

(六)預測并確定不參與市場交易的用戶電量需求，執行廠網間基數電量等合同。

(七)按政府定價向不參與市場交易的用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合同。

(八)按規定披露和提供信息。

(九)法律法規所賦予的其他權利和責任。

第13條 [電力交易機構權責]電力交易機構的權利和義務：

(一)組織和管理各類交易。(二)編制交易計劃。

(三)負責市場主體的注冊管理。

(四)提供電力交易結算依據及相關服務。(五)監視和分析市場運行情況。

(六)經授權在特定情況下實施市場干預。

(七)建設、運營和維護電力市場交易技術支持系統。(八)配合對市場運營規則進行分析評估，提出修改建議。(九)配合開展市場主體信用評價，維護市場秩序。(十)按規定披露和發布信息。

(十一)法律法規所賦予的其他權利和責任。

第14條 [電力調度機構權責]電力調度機構的權利和義務：

(一)按調度管理權限負責安全校核。

(二)根據調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，確保電網安全。

(三)向電力交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能。

(四)合理安排電網運行方式，保障電力交易計劃的執行。(五)經授權暫停執行市場交易結果。

(六)按規定披露和提供電網運行的相關信息。(七)法律法規所賦予的其他權利和責任。第三章 市場準入管理 第一節 準入和退出條件

第15條 [基本準入條件]參加市場交易的發電企業、售電公司、電力用戶，應當是具有獨立法人資格、獨立財務核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。內部核算的發電企業(電網企業保留的調峰調頻電廠除外)、電力用戶經法人單位授權，可參與相應市場交易。

第16條 [準入程序]市場主體資格采取注冊制度。參與電力市場的發電企業、售電公司、電力用戶應符合國家、廣東省有關準入條件，進入廣東省公布的目錄，并按程序完成注冊和備案后方可參與電力市場交易。

第17條 [發電企業準入條件]廣東省內發電企業市場準入：

(一)與電力用戶、售電公司直接交易的發電企業，應符合國家、廣東省有關準入條件，并在電力交易機構注冊。僅開展基數電量合同轉讓交易的發電企業，可直接在電力交易機構注冊。

(二)并網自備電廠參與市場化交易，須公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金以及與產業相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費。

(三)省外以“點對網”方式向廣東省送電的發電企業，符合國家、廣東省有關準入條件并進入發電企業目錄后，視同廣東省內電廠(機組)參與廣東電力市場交易。

第18條 [電力用戶準入條件]電力用戶市場準入：(一)符合國家產業政策，單位能耗、環保排放達到國家標準。

(二)擁有自備電廠的用戶應按規定承擔國家依法合規設立的政府性基金，以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼和系統備用費。

(三)微電網用戶應滿足微電網接入系統的條件。第19條 [售電公司準入條件]售電公司的市場準入：(一)售電企業應依法完成工商注冊，取得獨立法人資格。(二)售電企業可從事與其資產總額相匹配的售電量業務。(三)擁有與申請的售電規模和業務范圍相適應的設備、經營場所，以及具有掌握電力系統基本技術經濟特征的相關專職人員。

(四)擁有配電網經營權的售電企業應取得電力業務許可證(供電類)。

(五)符合售電企業準入相關管理辦法要求的其他條件。售電企業的準入條件及管理辦法依照國家發展改革委和國家能源局的有關規定，由省政府有關部門另行制定。參與市場交易的售電企業應向電力交易機構申請注冊。

第20條 [自愿退出]發電企業、售電企業、超過規定期限的電力用戶履行完交易合同和交易結算的，可自愿申請退出市場。符合退出條件的，從市場主體目錄中剔除。

第21條 [強制退出]市場主體由于不再符合準入條件等情形的，按有關規定強制其退出市場。

市場主體違反國家有關法律法規和產業政策規定、嚴重違反市場規則、發生重大違約行為，惡意擾亂市場秩序、未盡定期報告披露義務、拒絕接受監督檢查的，國家能源局南方監管局、廣東省經濟和信息化委員會根據職能組織調查確認，強制其退出市場，并將有關法人、單位和機構情況記入信用評價體系，5年之內不得再進入市場。

第22條 [退出要求]售電公司因運營不善、資產重組或者破產倒閉等特殊原因退出市場的，應提前至少45天通知國家能源局南方監管局、廣東省經濟和信息化委員會、電力交易機構以及電網企業和電力用戶等相關方。退出之前，售電公司應將所有已簽訂的購售電合同履行完畢或轉讓，并處理好相關事宜，否則不得再參與市場。

電力用戶自進入市場之日起，3年內不得自行退出市場，否則對其用電價格給予一定的懲罰。電力用戶無法履約的，提前45天書面告知電網企業、相關售電公司、電力交易機構以及其他相關方，將所有已簽訂的購售電合同履行完畢或轉讓，并處理好相關事宜。

第二節 市場注冊管理

第23條 [注冊管理]電力交易機構應建立市場注冊管理工作制度，由市場管理委員會審議通過后，報國家能源局南方監管局、廣東省經濟和信息化委員會、廣東省發展和改革委員會備案后執行。

第24條 [市場注冊]符合準入目錄的市場主體均需在電力交易機構進行市場注冊。電力交易機構按規定披露相關信息，包括但不限于已注冊的發電企業、售電公司和電力用戶的名單、聯系方式等相關信息。

第25條 [注冊變更]市場主體注冊變更，須向電力交易機構提出申請，電力交易機構按照注冊管理工作制度有關規定辦理。

第26條 [市場注銷]自愿和強制退出的市場主體，由廣東省經濟和信息化委員會在目錄中刪除，由電力交易機構進行注銷，并向社會公示。

監管中發現不再符合注冊條件或強制退出的市場主體，國家能源局南方監管局直接向電力交易機構下達通知，取消其注冊資格，并抄送廣東省經濟和信息化委員會。廣東省經濟和信息化委員會也可直接通知電力交易機構，取消注冊資格，并抄送國家能源局南方監管局。

第四章 市場交易基本要求

第27條 [市場用戶分類管理]市場用戶分為電力大用戶和一般用戶，市場注冊時分類管理。

電力大用戶指進入廣東省直接交易目錄的用電企業;一般用戶指除電力大用戶以外、允許進入市場的其他用電企業。

所有準入的市場用戶均須全電量參與市場交易，其全部用電量按市場規則進行結算，不再執行目錄電價。

第28條 [電力大用戶交易要求]現階段，電力大用戶選擇以下兩種方式之一參與市場交易：

(一)與發電企業開展年度雙邊協商交易，直接參與月度集中競爭交易。

(二)全部電量原則上通過一家售電公司購電，并在合約期限內維持購售電關系不變。

第29條 [一般用戶交易要求]一般用戶只可選擇一家售電公司購電，并在合約期限內維持購售電關系不變。

第30條 [售電公司要求]同一投資主體(含關聯企業)所屬的售電公司，月度集中競爭交易申報電量不應超過月度集中競爭交易總電量的15%。

售電公司暫不能代理發電企業參與集中競爭交易。第31條 [省內發電機組分類和要求]省內省級及以上調度發電機組分為A類機組和B類機組。其中，A類機組是指暫未獲得與用戶側直接交易資格的發電機組，只擁有基數電量;B類機組指獲得與用戶側直接交易資格的發電機組，可同時擁有基數電量和市場電量。

發電企業初期以電廠為最小單元參與市場交易。單個發電企業的機組通過不同電壓等級接入電網的，應分電壓等級參與市場交易;單個發電企業的機組通過同一電壓等級但不同并網點接入電網的，應分并網點參與市場交易;其他因電網安全運行需要的，可由電力交易機構會同電力調度機構發布發電企業參與市場交易的最小單元要求。隨著市場的逐步完善，發電企業適時轉變為以機組為最小單元參與市場交易。

第32條 [省間交易要求]按照“計劃+市場”模式加快完善省間市場化交易機制。現階段，政府間框架協議外的省間送電，主要通過合同電量轉讓交易方式進行。

加快推動廣東電力市場建立分時電價機制以及輔助服務市場化交易機制。較為完善的市場機制基本具備后，積極吸納省外發、用電等市場主體直接參與廣東電力市場年度雙邊協商交易和月度集中競爭交易等市場交易。

第五章 交易周期和方式

第33條 [交易周期]現階段主要以年度和月度為周期開展電能量交易(含合同電量轉讓交易)，適時啟動輔助服務市場化交易。

第34條 [交易方式]電能量交易主要采用雙邊協商、集中競爭等方式進行。

(一)雙邊協商交易指市場主體之間自主協商交易電量、電價，形成雙邊交易初步意向后，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。

(二)集中競爭交易指市場主體通過電力技術支持系統申報電量、電價，采取雙向報價的形式，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清，經電力調度機構安全校核后，確定最終的成交市場對象、成交電量與成交價格等。

第六章 價格機制

第35條 [基本原則]交易中的成交價格由市場主體通過市場化的交易方式形成，第三方不得干預。

第36條 [輸配電價]輸配電價核定前，采取保持電網購銷差價不變的方式。相關政府性基金與附加按國家有關規定執行。

第37條 [用戶側電價計算]輸配電價核定前，電力大用戶購電價格按照廣東省政府確定的電網環節輸配電價暫不作調整的原則執行。具體如下：

(一)適用兩部制電價的電力大用戶，其購電價格由容量電價和電量電價組成。大用戶購電的容量電價保持不變，電量電價為該大用戶適用的目錄電價的電量電價與交易價差之和。

(二)適用于單一制電價的電力大用戶，其購電價格為該大用戶適用的目錄電價的電量電價與交易價差之和。

(三)原執行峰谷電價政策的電力大用戶，交易價差不隨峰谷電價浮動。

通過售電公司購電的用戶參照執行。

第38條 [交易限價]雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競爭交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，可以對報價或交易價差設臵上限，電力供應嚴重過剩時可對報價或成交交易價差設臵下限。

第七章 年度基數電量 第一節 年度基數電量確定

第39條 [供需預測]每年年底，預測次年全省電力供需平衡情況，預測總發用電量，測算西電東送計劃、省級政府協議電量，根據用戶放開程度測算市場需求電量，測算省內機組平均發電利用小時數。

第40條 [優先發電安排]按照以下原則安排優先發電量：優先安排風能、太陽能、生物質能等可再生能源保障性發電;充分安排保障電網調峰調頻和安全運行需要的電量;背壓熱電聯產機組全部發電量;兼顧資源條件、系統需要，合理安排水電發電;兼顧調峰需要，合理安排核電發電;合理安排余熱、余壓、余氣、煤層氣等資源綜合利用機組發電;適當增加貧困地區、革命老區機組發電量;適當增加實施碳捕集(CCUS)示范項目發電量。

第41條 [年度基數電量安排]年度基數電量總規模應不低于優先發電電量規模，并按節能低碳發電調度原則安排。結合全年逐月的非市場用戶需求預測、機組檢修、來水預測、燃料供應等情況，以及發電企業簽訂的年度雙邊協商交易分月計劃，確定發電企業年度基數電量分月計劃。

其中，抽凝熱電聯產機組的供熱需求、局部網絡約束機組的發電需求可根據發用電計劃放開程度，在年度基數電量安排時適當考慮。

第42條 [年度基數電量合同簽訂]廣東省發展和改革委員會會同廣東省經濟和信息化委員會在年底前確定下一年度發電組合方案。發電企業、電網企業據此簽訂廠網間年度購售電合同。

第43條 [特殊情況]年度基數電量如果在年度交易或年初的月度交易開始后仍未分配，電力調度機構參照第一季度的發電組合方案執行。

第二節 月度基數電量計劃編制

第44條 [A類機組月度基數電量計劃編制]對于A類機組，電力調度機構以年度基數電量計劃為目標，綜合考慮以資源定電、輸變電及發電設備檢修變化等因素，合理編制各月份基數電量計劃。

第45條 [B類機組月度基數電量計劃編制]對于B類機組，電力調度機構以年度基數電量計劃為目標，以年度后續負荷率為依據，結合非市場用戶的需求變化、輸變電及發電設備檢修變化等因素，合理編制各月份基數電量計劃，確保基數電量計劃規模與非市場用電需求相匹配。

第46條 [月度基數電量計劃發布]電力調度機構編制月度基數電量計劃，作為合同轉讓交易以及基數電量結算依據，同月度交易計劃一并發布。

第八章 電力批發交易 第一節 交易時序安排

第47條 [交易品種]現階段，交易品種包括年度雙邊協商交易，月度集中競爭交易和合同電量轉讓交易。

第48條 [年度交易時序]年度開展雙邊協商交易，市場主體根據交易結果，簽訂年度雙邊協商交易合同(含年度及各月度雙邊協商交易電量)。

第49條 [月度交易時序]在月度基數電量計劃和月度雙邊協商交易電量的基礎上，首先組織月度合同電量轉讓交易，然后開展月度集中競爭交易。

第二節 年度雙邊協商交易

第50條 [總體要求]參加年度雙邊協商交易的市場主體包括準入的發電企業、電力大用戶、售電公司。年度雙邊協商交易應在年底前完成。

簽訂的年度雙邊協商交易意向協議應包括年度總量及各月份分解電量、交易價差等。

第51條 [信息發布]每年10月下旬，電力交易機構會同電力調度機構應通過技術支持系統等方式發布年度雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：

(一)次年省內全社會、統調口徑電力電量供需預測;(二)次年參與市場用戶年度總需求及分月需求預測;(三)次年關鍵輸電通道網絡約束情況;(四)次年西電東送協議電量需求預測;(五)次年全省煤機平均發電煤耗、各機組發電煤耗;(六)次年發電企業可參與年度(月度)雙邊協商交易的小時數上限。

第52條 [年度(月度)雙邊協商交易的小時數上限]發電企業年度(月度)雙邊協商交易的小時數上限計算公示：

年度(月度)平均雙邊協商交易小時數=已注冊市場用戶年度(月度)需求預測/B類機組總裝機容量

燃煤發電企業可參與年度(月度)雙邊協商交易的小時數上限=年度(月度)平均雙邊協商交易小時數×[k0-k1×(發電企業發電煤耗-全省平均發電煤耗)/全省平均發電煤耗] B類中的其他類型發電企業參照煤耗最低的燃煤發電企業確定雙邊協商交易小時數上限。

k0、k1由廣東電力交易中心市場管理委員會提出建議，省政府有關部門會同能源監管機構發布。

第53條 [交易意向提交] 每年11月底前，市場主體經過雙邊協商形成年度交易意向并簽署書面協議，并通過技術支持系統提交至電力交易機構。

第54條 [交易校核]電力交易機構根據用戶歷史用電數據，對電力大用戶、售電公司簽訂的年度雙邊協商交易合同進行交易校核，并在12月份前3個工作日內匯總年度交易意向協議，送電力調度機構進行安全校核。

第55條 [安全校核]電力調度機構原則上10個工作日內完成安全校核，并將校核結果返回電力交易機構。電力調度機構對發電企業年度基數電量分月計劃以及年度雙邊協商交易分月計劃一并進行安全校核，給出安全運行風險提示，包括局部送出受限情況、頂峰發電需求以及煤機運行負荷率建議等。

第56條 [合同簽訂]電力交易機構發布經安全校核后的年度雙邊協商交易結果。

市場主體如對交易結果有異議，應在結果發布24小時內向電力交易機構提出異議，由電力交易機構會同電力調度機構及時給予解釋和協調。市場主體對交易結果無異議的，應在結果發布24小時內通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。

交易確認完成后，自動生成年度雙邊協商交易合同，相關市場主體及時通過技術支持系統簽訂。

第三節 合同電量轉讓交易

第57條 [開市時間]合同電量轉讓交易先于月度集中競爭交易，原則上在每月25日前組織。

第58條 [交易標的和參與主體]現階段，在發電企業之間開展基數電量和雙邊協商交易電量的轉讓交易，允許西南富余水電機組作為受讓方參與合同電量轉讓交易。

合同電量轉讓交易不影響出讓方原有合同的價格和結算。第59條 [交易要求]合同電量轉讓交易符合以下要求：(一)發電企業之間合同電量轉讓交易須符合節能減排原則，原則上只允許煤耗高的機組轉讓給煤耗低的機組。機組排序按照政府公布的節能發電調度機組序位確定。

(二)電網運行約束機組合同電量、熱電聯產機組合同電量、調峰調頻電量原則上不得轉讓。

(三)合同電量轉讓交易原則上通過技術支持系統開展。第60條 [出讓方交易申報]出讓方通過技術支持系統向電力交易機構申報交易標的，包括：擬出讓電量、出讓價格。其中，擬出讓電量不超過月度基數電量和月度雙邊協商交易電量之和，出讓價格指出讓方支付給受讓方的補償價格。擬出讓的基數電量、雙邊協商交易電量按相同的出讓價格分開申報。

電力調度機構對出讓方申報的擬出讓電量進行校核并確認。電力交易機構通過技術支持系統發布出讓方名稱、確認后的可出讓電量等信息。

第61條 [受讓方交易申報]受讓方通過技術支持系統向電力交易機構申報擬受讓電量、受讓價格。

電力調度機構對受讓方申報的擬受讓電量進行校核并確認。電力交易機構通過技術支持系統發布受讓方名稱、確認后的可受讓電量等信息。

第62條 [交易撮合]電力交易機構通過技術支持系統進行合同電量轉讓交易撮合：

(一)出讓方按照出讓價格排序，價高者優先。價格相同時，按照節能發電調度原則，按煤耗高的機組優先于煤耗低的機組排序。

(二)受讓方按照申報的受讓價格排序，價低者優先。價格相同時，按照節能發電調度原則，西南富余水電優先，省內煤耗低的機組優先于煤耗高的機組。

西南富余水電申報的受讓價格應包含本省內以及省間輸電價格、網損電價。

(三)將出讓方申報價格、受讓方申報價格配對，形成競爭交易價差對。價差對=出讓價格-受讓價格 價差對為負值時不能成交。

價差對為正值或零時，按照價差對大者優先撮合的原則進行交易。價差對相同時，出(受)讓方機組能耗高(低)者優先成交;出(受)讓方機組能耗相同的，按申報電量比例分配。

(四)受讓方機組煤耗應低于出讓方機組煤耗。(五)按照以上原則形成無約束交易結果，由電力交易機構發布，并送電力調度機構進行安全校核。

第63條 [結算價格]合同轉讓電量結算價格等于每個有效匹配對中，出讓方和受讓方申報價格的平均值。

第64條 [安全校核]合同電量轉讓交易與月度集中競爭交易形成的無約束交易結果一并進行安全校核，形成有約束交易結果。如發生輸電阻塞，優先調整月度集中競爭交易結果。

第四節 月度集中競爭交易

第65條 [開市時間]原則上在每月的25日前組織開展次月的月度集中競爭交易。

第66條 [交易預通知發布]電力交易機構在不遲于交易日的3個工作日前發布月度集中競爭市場交易預通知，包括交易的開市時間、交易主體范圍等信息。

第67條 [電力大用戶申報交易需求]電力大用戶在交易日的2個工作日前申報次月用電需求、次月需求增量。

次月需求增量=次月用電需求–月度雙邊協商交易電量 若單個電力大用戶次月用電需求大于其次月雙邊協商交易電量，則差額部分為其月度集中競爭市場需求增量。若其用電需求小于或等于次月協商交易計劃，則其月度集中競爭市場需求增量為0。

第68條 [售電公司申報交易需求]售電公司參照電力大用戶，申報所代理全部用戶的次月用電需求。

第69條 [發電企業申報物理執行的協商交易電量]發電企業在交易日的2個工作日前申報次月選擇物理執行的協商交易電量，不得超過月度協商交易總量，則剩余的協商交易電量參與月度集中競爭優化。初期，發電企業的雙邊協商交易電量默認為物理執行，條件成熟時可選擇參與月度集中競爭優化。

第70條 [發電企業集中競爭申報電量上限]發電企業集中競爭申報電量上限按以下步驟確定：

(一)按照年度雙邊協商交易與月度集中競爭交易供需比一致的原則確定發電企業月度市場電量的上限，減去選擇物理執行的月度雙邊協商交易電量后，得到參與月度集中競爭交易的申報電量上限。

月度市場平均小時數 = 月度市場用戶總用電需求/B類機組總裝機容量

燃煤發電企業月度市場電量上限=燃煤發電企業裝機容量×月度市場交易平均小時數×[k0-k1×(發電企業發電煤耗-全省平均發電煤耗)/全省平均發電煤耗] B類中的其他類型發電企業參照煤耗最低的燃煤發電企業確定市場電量上限。發電企業月度集中競爭申報電量上限 = 月度市場電量上限月度雙邊協商交易電量(含雙邊協商交易合同轉讓電量)申報電量超出第七十條確定的上限時，發電企業需對其預測準確性負責，預測偏差需接受考核。申報電量不超過第七十條確定的上限時，不納入考核范圍。

(二)對于受電網運行約束的必開機組，必開電量對應的月度集中競爭交易申報電量上限按以下公式計算：

必開電量對應的月度集中競爭交易申報電量上限 = 電力調度機構事前發布的安全約束必開電量需求月度雙邊協商交易電量(含雙邊協商交易合同轉讓電量)。

若必開電量對應的申報電量上限超出第七十條確定的上限，則按本款公式確定其月度集中競爭交易申報電量上限;若低于第七十條確定的上限，則按第七十條確定其月度集中競爭交易申報電量上限。

第72條 [交易信息發布]交易日的1個工作日前，電力交易機構會同電力調度機構，通過技術支持系統分批次發布次月集中競爭市場相關信息，包括但不限于：

(一)次月市場用戶總需求、雙邊協商交易總電量、集中競爭交易電量總需求。

(二)次月發電企業基數電量(含合同轉讓交易無約束交易結果)、雙邊協商交易電量(含合同轉讓交易無約束交易結果)。

(三)次月關鍵輸電通道輸電能力。

(四)次月機組運行約束情況，包括必開機組(或機組群)及其電量下限，送出受限機組(或機組群)及其電量上限，受限斷面的具體信息以及受影響的機組。

(五)次月發電企業參與集中競爭交易申報電量上限。(六)機組運行負荷率上限。

第73條 [發電企業申報原則]擁有基數電量且市場電量未超過上限的發電企業，都應參與集中競爭交易。發電企業持留發電能力、不參與集中競爭交易的，應主動向電力調度機構和電力交易機構說明具體原因。鼓勵發電企業在充分考慮綜合成本與合理收益預期的基礎上，申報集中競爭交易價格。

第74條 [雙邊協商交易排序]電力用戶、售電公司月度雙邊協商交易電量，默認按照最高價格納入需求曲線排序并保證出清。若申報的次月用電需求小于月度協商交易電量，按申報的次月用電需求參與排序。

發電企業選擇物理執行的月度雙邊協商交易電量，默認按照最低價格納入供給曲線排序并保證出清。

第75條 [集中競爭交易申報]發電企業、售電公司和電力大用戶均通過技術支持系統申報交易電量、交易價差，以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。

售電方(發電企業)和購電方(售電公司、電力大用戶)雙向報價、報量。發電企業申報與政府核定上網電價的價差，電力大用戶與售電企業申報與目錄電價中電量電價的價差，電價下浮為負，電價上浮為正。現階段，申報價差應小于或等于0。

交易電量維持三段式申報方式不變，售電方各段累計不超過可參與月度集中競爭交易的申報電量上限，購電方各段累計應等于申報的次月需求增量。售電方和購電方各段申報電量應占其申報電量一定比例。

第76條 [集中競爭交易排序]售電方各段申報電量按價格升序納入供給曲線排序，購電方各段申報電量按價格降序納入需求曲線排序。按第七十一條中公式計算的“熱電聯產機組月度集中競爭交易申報電量上限”、“必開電量對應的月度集中競爭交易申報電量上限”，按照最低價格納入供給曲線排序。必開機組超出必開電量之外的申報電量，按常規機組參與供給曲線排序。

第77條 [出清程序]月度集中競爭交易出清程序：(一)將購電方申報價差、售電方申報價差配對，形成交易價差對。

價差對 = 購電方申報價差-售電方申報價差 價差對為負值時不能成交，價差對為正值或零時可以成交，價差對大的優先成交。

(二)售電方申報價差相同時，機組能耗低者優先成交;機組能耗相同的，按申報電量比例分配。

(三)所有成交的價差對中，最后一個成交的購電方與售電方申報價差的算術平均值為統一出清價差。

(四)同一投資主體(含關聯企業)所屬的售電公司，月度集中競爭交易申報電量不應超過月度集中競爭交易總電量的15%。

(五)鼓勵市場份額大的發電企業多簽訂年度雙邊協商交易合同。B類機組中裝機容量排名前3位的發電集團，各集團月度集中競爭市場申報電量份額超過其裝機份額時，其所屬發電企業申報價差不作為統一出清價差計算依據。從已成交的價差對中選擇最靠近邊際機組的其他發電企業，以其申報價差計算統一出清價差。(六)按照以上原則形成無約束交易結果。

(七)無約束交易結果送電力調度機構進行安全校核;經與合同電量轉讓交易結果一并校核后，形成有約束交易結果。因安全校核需要調整無約束交易結果的，按以上原則重新形成交易結果。

第78條 [交易結果]電力交易機構通過技術支持系統發布無約束交易結果，并同時送電力調度機構安全校核。

電力調度機構應在3個工作日內完成安全校核并將校核結果反饋給電力交易機構。

電力交易機構通過技術支持系統向市場主體發布有約束交易結果，作為售電方和購電方結算依據，不再另行簽訂合同。

第九章 電力零售交易

第79條 [合同簽訂]電網公司、售電公司和用戶(包括電力大用戶、一般用戶)簽訂三方售電合同，售電合同中應包括但不限于以下內容：各方的權利和義務、用戶在電網公司營銷系統中戶號、計量表計編號及對應的用電性質，合同變更、轉讓和終止程序以及違約責任等。

售電公司與用戶單獨約定售電套餐等商務條款，作為售電合同的補充協議，單獨送電力交易機構登記。

電力交易機構以售電合同及其補充協議作為售電公司、用戶結算依據。

第80條 [用戶變更售電公司] 用戶變更售電公司包括用戶與售電公司關系的建立、變更、解除。(一)用戶與售電公司建立購售關系時，應同時滿足以下條件：

1.申請用戶無欠費，無業擴及變更類在途流程;2.申請用戶與其他用戶不存在轉供用電關系;3.申請用戶已與售電公司簽訂購售電合同;4.售電公司已在電力交易機構完成市場注冊;5.雙方在電力交易機構確認交易關系后，視為雙方約定的交易電量及價格等協議條款生效，并履約交易。

(二)用戶與售電公司變更購售關系時，應同時滿足以下條件：

1.申請用戶無欠費，無業擴及變更類在途流程;2.申請用戶擬轉至的售電公司已在電力交易機構注冊;3.申請用戶應提供與原售電公司解除購售電合同的證明材料;4.申請用戶已與新售電公司簽訂購售電合同。(三)用戶與售電公司解除購售關系時，應同時滿足以下條件：

1.申請用戶無欠費，無業擴及變更類在途流程;2.申請用戶應提供與售電公司解除購售電合同的證明材料。

第81條 [計量、抄表] 電網公司統一負責通過售電公司購電用戶的計量裝臵安裝、運行和維護，計量資產管理及計量裝臵的裝、拆、移、換、檢定檢測按現行的法規、制度執行。用戶抄表段的設臵，應統籌考慮抄表周期、抄表例日、地理位臵和線損管理等因素，按管理單位和售電公司分別設臵與管理。

第82條 [結算]售電公司與電力用戶的結算和開票，政府部門有明確規定的，按有關規定執行;未規定的，按售電合同約定執行。

第十章 安全校核與交易執行 第一節 安全校核

第83條 [安全校核責任主體]電力調度機構負責各種交易的安全校核工作。所有電力交易須經電力調度機構安全校核后生效。電力調度機構應明確校核標準，按時反饋校核結果，并說明調整原因。

第84條 [電網運行信息披露]電力調度機構在各類市場交易開始前應按規定及時提供相應的負荷預測、關鍵通道輸電能力、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息，由電力交易機構在信息披露中予以公布。

第85條 [安全校核時限]安全校核應在規定的期限內完成。安全校核未通過時，電力調度機構需出具書面解釋，由電力交易機構在信息披露中予以公布。若規定時間內市場交易計劃未能通過安全校核，電力調度機構可按照系統運行要求按時編制并下達發電調度計劃。

第二節 月度總發電計劃形成與執行

第86條 [月度發電計劃執行編制]電力調度機構根據年度合同月度電量分解計劃和各類月度交易成交結果，編制發電企業的月度總發電計劃，包括基數電量和各類市場交易電量。

第87條 [月度發電計劃執行原則]電力調度機構負責根據月度總發電計劃，合理安排電網運行方式和機組開機方式。

電力調度機構應制定發電調度執行規則，包括發電計劃分解、編制及調整等相關內容，經能源監管機構和政府有關部門同意后執行。

發電企業對月度總發電計劃進度偏差提出異議時，電力調度機構應出具說明，電力交易機構公布相關信息。

第88條 [緊急情況處理]電力系統發生緊急情況時，電力調度機構要按照安全優先的原則實施調度，事后應及時披露事故情況及計劃調整原因;影響較大的，應及時向國家能源局南方監管局、廣東省經濟和信息化委員會、廣東省發展和改革委員會報告。

第十一章 偏差電量處理

第89條 [A類機組執行偏差處理]對于A類機組，月度基數電量執行偏差可在年內滾動調整。

第90條 [B類機組執行偏差處理]對于B類機組，采取月結月清的方式結算偏差電量，電力調度機構應嚴格按照月度總發電計劃實施發電調度，執行過程中的偏差電量按照約定價格結算。結算順序上，基數電量先于市場電量。

第91條 [事后偏差結算價格形成]根據發電企業申報的月度價差，計算得出各發電企業申報價差對應的絕對價格，分別按照20%比例去掉最高和最低價格，剩余價格的算術平均值計為事后偏差結算價格，由電力交易機構封存。事后偏差電量結算價格不超過廣東省燃煤機組標桿電價(含環保電價)與月度集中競爭交易成交價差之和。

第92條 [用戶側執行偏差處理]對于電力大用戶、售電公司，采取月結月清的方式結算偏差電量。

第十二章 輔助服務

第93條 [輔助服務分類]輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務。鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供輔助服務，允許第三方參與提供輔助服務。

第94條 [輔助服務補償方式]按照“補償成本、合理收益”的基本原則，考慮輔助服務效果，對提供有償輔助服務的并網發電廠、電力大用戶、獨立輔助服務提供者進行補償。

第95條 [提供方式]鼓勵采用競爭方式確定輔助服務承擔主體。電網企業根據系統運行需要，確定調峰、自動發電控制、備用等服務總需求量，各主體通過競價的方式提供輔助服務。輔助服務提供主體較多的地區，可以通過招標方式統一購買系統所需的無功和黑啟動服務。

第96條 [電力用戶參與輔助服務]電力用戶參與提供輔助服務需滿足各類輔助服務的技術要求，并與發電企業按統一標準進行補償。電力用戶輔助服務費用隨用戶電費一并結算。

第97條[執行兩個細則]輔助服務市場啟動前，按南方區域輔助服務管理實施細則及并網運行管理實施細則有關規定執行。第十三章 計量和結算 第一節 計量和抄表

第98條 [計量位臵]電網企業應根據市場運行需要,根據《電能計量裝臵技術管理規程》等國家和行業規程規范要求，為市場主體安裝計量裝臵;計量裝臵原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝臵的，考慮相應的變(線)損，如有異議按相關制度執行。

第99條 [計量裝臵]發電側：原則上同一計量點應安裝同型號、同規格、同精度的主、副電能表各一套。主、副表應有明確標志。以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為參照。當確認主表故障后，副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。

用戶側：同一計量點安裝一具符合技術要求的電能計量設備，對專變客戶計量點可按照一套主表一套負荷管理終端的方式配臵。當確認主表故障后，可以參照負荷管理終端數據作為結算依據。

第100條 [計量數據]當出現計量數據不可用時，由電能計量檢測中心確認并出具報告，結算電量由電力交易機構組織相關市場主體協商解決。

第101條 [抄表責任]電網企業應按照電力市場結算要求定期抄錄發電企業(機組)和電力用戶電能計量裝臵記錄電量，并提交給電力交易機構作為結算依據。

電力交易機構應建立并維護電能計量數據庫，并按照有關規定向電力市場主體公布相關的電能計量數據。第102條 [輔助服務計量]輔助服務通過能量管理系統、電力需求側系統等計量，由電力調度機構按結算要求統計輔助服務提供和使用情況。

第二節 結算和電費

第103條 [結算依據]電力交易機構負責向市場主體出具結算依據，市場主體根據現行規定進行資金結算。

第104條 [電費結算]電力用戶和發電企業原則上均按自然月份計量用電量和上網電量，不具備條件的地區可暫時保持現有計量抄表方式不變。

各市場主體保持與電網企業的電費結算支付方式不變并由電網企業承擔用戶側欠費風險，保障交易電費資金安全。

第105條[發電側結算]A類機組：實際上網電量按政府核定上網電價結算。

B類機組結算順序：(一)月度基數電量結算。

1.計算B類機組總基數電量。所有參與市場交易的用戶實際用電量計為總市場電量。B類機組總上網電量與總市場電量的差值計為B類機組實際總基數電量。

2.計算各發電企業月度基數結算電量。根據B類機組實際總基數電量與第四十六條確定的月度總基數電量計劃的比值，同比例調整各發電企業月度基數電量計劃(含基數合同轉讓電量)，得到各發電企業基數結算電量，按政府核定上網電價結算。

(二)月度市場電量結算。

1.結算月度雙邊協商交易電量(含雙邊協商交易合同轉讓電量)，按各自雙邊協商交易價差與政府核定上網電價之和結算。

2.結算月度集中競爭交易電量，按月度集中競爭交易成交價差與政府核定上網電價之和結算。

3.根據總市場電量與各發電企業月度市場電量之和的比值，同比例調整各發電企業月度市場電量，得到各發電企業市場結算電量。

各發電企業市場結算電量減去雙邊協商交易電量與集中競爭交易電量之和的差值部分，按照月度集中競爭交易成交價差與政府核定上網電價之和結算。

(三)月度偏差電量結算。

根據以下各項計算發電企業偏差電費：

1.當發電企業月度實際上網電量大于月度基數結算電量與月度市場結算電量之和時，按第九十一條事后偏差結算價格結算正偏差電量費用，為發電企業收入項。

2.當發電企業月度實際上網電量小于月度基數結算電量與月度市場結算電量之和時，按第九十一條事后偏差電量結算價格結算負偏差電量費用，為發電企業支出項。

3.特殊情況處理：

(1)由于發電企業自身原因造成全廠等效非計劃停運超過3天的，產生的負偏差電量按照事后偏差結算價格與2倍的月度集中競爭交易成交價差絕對值之和進行結算[a1]。

(2)對于按照第七十一條確定參與月度集中競爭交易申

報電量上限的熱電聯產機組，實際運行中按照“以熱定電”原則實施調度。若其申報的“以熱定電”電量需求大于實際上網電量，超過實際上網電量3%的預測偏差部分，按2倍的月度集中競爭交易成交價差的絕對值進行考核。

(四)上述第一至第三款結算費用之和為發電企業凈收入，其中第三款特殊情況下產生的考核費用計為發電側市場收益。

第106條 [大用戶結算]非市場用戶按實際用電量和目錄電價結算。

電力大用戶的結算順序如下：

(一)根據月度實際用電量以及對應的目錄電量價格計算用戶電費支出。

(二)根據以下各項計算電力大用戶價差電費，其中負值為收入項，正值為支出項：

1.所有月度雙邊協商交易電量，按各自雙邊協商交易合同約定的交易價差結算。

2.電力大用戶參與月度集中競爭交易后形成的月度總市場電量包括雙邊協商交易電量和集中競爭電量。

當總市場電量大于雙邊協商交易電量時，總市場電量減去雙邊協商交易電量后的偏差電量，按月度集中競爭交易成交價差結算;當總市場電量小于雙邊協商交易電量時，雙邊協商交易電量減去總市場電量后的偏差電量，按月度集中競爭交易成交價差的絕對值結算。

3.電力大用戶的實際用電量與月度總市場電量的偏差，按以下方式結算。

(1)正偏差結算：當用戶實際用電量超過月度市場電量(月度雙邊協商交易電量與集中競爭交易電量之和)時，偏差電量按月度集中競爭交易成交價差絕對值結算。

(2)負偏差結算：當用戶實際用電量小于月度市場電量(月度雙邊協商交易電量與集中競爭交易電量之和)時，偏差電量按月度集中競爭交易成交價差絕對值的2倍結算。

(3)偏差電量結算所產生的收益全部用于補償機組發電進度偏差。

(四)上述第一款至第三款結算費用之和為電力大用戶凈支出。

第107條 [售電公司結算]售電公司按照以下程序結算電費：

(一)與售電公司簽訂售電合同的用戶，其實際用電量之和為售電公司的實際用電量。售電公司參照電力大用戶結算其參與批發市場的價差電費。

(二)分別按售電公司與用戶簽訂的售電合同約定的商務套餐以及用戶實際用電量，計算售電公司參與零售市場的價差電費，其中負值為支出項。

(三)上述第一款和第二款結算費用之和為售電公司的凈收益。

第108條 [市場收益處理]第一百〇五條產生的發電側收益和第一百〇六條、第一百〇七條產生的用戶側收益計為

市場收益，用于輔助服務補償。

第109條 [結算爭議]市場主體在收到電力交易機構出具的電費結算依據后，應進行核對確認，如有異議在2個工作日內通知電力交易機構，逾期則視同沒有異議。

第十四章 信息披露

第110條 [信息分類]按照信息屬性分類，市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和信息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問且不得向其他市場成員公布的數據和信息。

第111條 [信息披露責任]電力交易機構、電力調度機構、市場主體和電網企業應當遵循及時、真實、準確、完整的原則，披露電力市場信息。

電力交易機構、電力調度機構應公平對待市場主體，無歧視披露公眾信息和公開信息，嚴禁超職責范圍獲取或泄露私有信息。

電力交易機構負責市場信息的管理和發布，會同電力調度機構及時向市場主體發布市場需求信息、電網阻塞管理信息、市場交易信息、輔助服務信息、電網拓撲模型、發電機組檢修計劃、電網檢修計劃等。

第112條 [信息披露方式]在確保安全的基礎上，電力市場信息主要通過電力市場技術支持系統、電力交易機構門戶網站進行披露。

電力交易機構負責管理和維護電力市場技術支持系統、35 門戶網站，并為其他市場成員通過技術支持系統、門戶網站披露信息提供便利。各類市場成員按規定通過電力市場技術支持系統、門戶網站披露有關信息，并對所披露信息的準確性、及時性和真實性負責。

第113條 [信息答疑]市場主體如對披露的相關信息有異議及疑問，可向電力交易機構、電力調度機構提出，由電力交易機構、電力調度機構負責解釋。

第114條 [信息保密]市場主體的申報價格、雙邊交易的成交價格、已經簽訂合同內容等信息屬于私有信息，電力交易機構和電力調度機構應采取必要措施來保證市場主體可以按時獲得其私有數據信息，并保證私有數據信息在保密期限(3年)內的保密性。

因信息泄露造成的市場波動和市場主體損失的，由國家能源局南方監管局、廣東省經濟和信息化委員會等組織調查并追究責任。

第115條 [信息披露監管]國家能源局南方監管局制定電力市場信息披露管理辦法并監督實施。

第十五章 爭議和違規處理

第116條 [爭議內容]本規則所指爭議是市場成員之間的下列爭議：

(一)注冊或注銷市場資格的爭議;(二)市場成員按照規則行使權利和履行義務的爭議;(三)市場交易、計量、考核和結算的爭議;(四)其他方面的爭議。

第117條 [爭議處理]發生爭議時，按照國家有關法律法規處理，具體方式有協商、申請調解或裁決、仲裁、司法訴訟。

第118條 [違規行為]市場成員擾亂市場秩序，出現下列違規行為的，由國家能源局南方監管局會同廣東省經濟和信息化委員會查處：

(一)提供虛假材料或以其他欺騙手段取得市場準入資格;(二)濫用市場力，惡意串通、操縱市場;(三)不按時結算，侵害其他市場主體利益;(四)市場運營機構對市場主體有歧視行為;(五)提供虛假信息或違規發布信息;(六)其他嚴重違反市場規則的行為。

第119條 [違規處罰]對于市場成員的違規行為，國家能源局南方監管局按照《行政處罰法》、《電力監管條例》、《電力市場監管辦法》等相關法律法規制定實施處罰。

第十六章 附 則

第120條 [交易實施細則]廣東電力交易機構可根據本規則擬訂實施細則，經電力市場管理委員會審議通過后，報國家能源局南方監管局會同廣東省經濟和信息化委員會、廣東省發展和改革委員會同意后執行。

第121條 [解釋]本規則由國家能源局南方監管局負責解釋。原有廣東省電力交易相關規則與本規則不一致的，以本規則為準。

第122條 [文件施行]本規則自XX年XX月XX日起施行。

第二篇：電力中長期交易基本規則(暫行)

《電力中長期交易基本規則（暫行）》

第一章總則

第一條為規范各地電力現貨市場啟動前的電力中長期交易，依法維護電力市場主體的合法權益，保證電力市場建設工作統一、開放、競爭、有序，根據《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及其配套文件和有關法律、法規規定，制定本規則。

第二條本規則適用于中華人民共和國境內現階段各地開展的電力直接交易、跨省跨區交易（指跨越發電調度控制區）、合同電量轉讓交易等。隨著競爭性環節電價放開或者發用電計劃電量放開達到一定比例，或者合同執行偏差電量無法按照本規則規定的方法解決時，各地應當啟動電力現貨市場建設，建立以電力中長期交易和現貨交易相結合的市場化電力電量平衡機制。

第三條本規則所稱電力中長期交易，主要是指符合準入條件的發電企業、售電企業、電力用戶和獨立輔助服務提供者等市場主體，通過自主協商、集中競價等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周等日以上的電力交易。

優先發電電量和基數電量現階段視為廠網雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，納入電力中長期交易范疇，其全部電量交易、執行和結算均需符合本規則相關規定。輔助服務補償（交易）機制納入電力中長期交易范疇，執行本規則相關規定。第四條電力市場成員應嚴格遵守市場規則，自覺自律，不得操縱市場價格、損害其他市場主體的利益。

任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。

第五條國家發展改革委和國家能源局會同有關部門加強對各地發用電計劃放開實施方案制定和具體工作推進的指導和監督；適時組織評估有序放開發用電計劃工作，總結經驗、分析問題、完善政策。

國家能源局依法組織制定電力市場規劃、市場規則、市場監管辦法，會同地方政府對區域電力市場和區域電力交易機構實施監管。

國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門根據職能依法履行省（區、市）電力中長期交易監管職責。第二章市場成員

第六條市場成員包括各類發電企業、售電企業、電網企業、電力用戶、電力交易機構、電力調度機構和獨立輔助服務提供者等。第七條發電企業的權利和義務：

（一）按規則參與電力市場交易，執行優先發電等合同，簽訂和履行市場化交易形成的購售電合同；

（二）獲得公平的輸電服務和電網接入服務；

（三）執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定提供輔助服務；

（四）按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；

（五）法律法規規定的其他權利和義務。第八條售電企業、電力用戶的權利和義務：

（一）按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同，提供直接交易電力電量需求、典型負荷曲線及其他生產信息；

（二）獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定支付購電費、輸配電費、政府性基金與附加等；

（三）按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；

（四）服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下（如事故、嚴重供不應求等）按調度機構要求安排用電；

（五）遵守政府電力管理部門有關電力需求側管理規定，執行有序用電管理，配合開展錯避峰；

（六）法律法規規定的其他權利和義務。第九條獨立輔助服務提供者的權利和義務：

（一）按規則參與輔助服務交易，簽訂和履行輔助服務合同；

（二）獲得公平的輸電服務和電網接入服務；

（三）服從電力調度機構的統一調度，按調度指令和合同約定提供輔助服務；

（四）按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輔助服務等相關信息；

（五）法律法規規定的其他權利和義務。第十條電網企業的權利和義務：

（一）保障輸配電設施的安全穩定運行；

（二）為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務；

（三）服從電力調度機構的統一調度，建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統；

（四）向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務；

（五）按規定收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金與附加等；

（六）預測并確定優先購電用戶的電量需求，執行廠網間優先發電等合同；

（七）按政府定價向優先購電用戶以及其他不參與市場交易的電力用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合同和購售電合同；

（八）按規定披露和提供信息；

（九）法律法規規定的其他權利和義務。第十一條電力交易機構的權利和義務：

（一）組織各類交易，負責交易平臺建設與運維；

（二）擬定相應電力交易實施細則；

（三）編制交易計劃；

（四）負責市場主體的注冊管理；

（五）提供電力交易結算依據（包括但不限于全部電量電費、輔助服務費及輸電服務費等）及相關服務；

（六）監視和分析市場運行情況；

（七）建設、運營和維護電力市場交易技術支持系統；

（八）配合國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門對市場運營規則進行分析評估，提出修改建議；

（九）按規定披露和發布信息；

（十）法律法規規定的其他權利和義務。第十二條電力調度機構的權利和義務：

（一）負責安全校核；

（二）按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，確保電網安全；

（三）向電力交易機構提供安全約束條件和基礎數據，配合電力交易機構履行市場運營職能；

（四）合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行（因電力調度機構自身原因造成實際執行與交易結果偏差時，由電力調度機構所在電網企業承擔相應的經濟責任）；

（五）按規定披露和提供電網運行的相關信息；

（六）法律法規規定的其他權利和義務。第三章市場準入與退出

第十三條參加市場交易的發電企業、電力用戶、售電企業以及獨立輔助服務提供者，應當是具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。內部核算的發電企業（電網企業保留的調峰調頻電廠除外）、電力用戶經法人單位授權，可以參與相應電力交易。

第十四條電力直接交易的市場準入條件：

（一）發電企業準入條件

1．依法取得核準和備案文件，取得電力業務許可證（發電類）；

2．符合國家產業政策，國家規定的環保設施正常投運且達到環保標準要求； 3．并網自備電廠在公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費后，可作為合格的市場主體參與市場交易。

（二）電力用戶準入條件 1．10千伏及以上電壓等級電力用戶，鼓勵優先購電的企業和電力用戶自愿進入市場； 2．符合國家和地方產業政策及節能環保要求，落后產能、違規建設和環保不達標、違法排污項目不得參與；

3．擁有自備電源的用戶應當按規定承擔國家政府性基金及附加、政策性交叉補貼和系統備用費；

4．符合電網接入規范，滿足電網安全技術要求。

（三）售電企業準入條件按照《售電公司準入與退出管理辦法》（發改經體〔2016〕2120號）有關規定執行。

第十五條獨立輔助服務提供者的市場準入條件：

（一）具有輔助服務能力的獨立輔助服務提供者，經電力調度機構進行技術測試通過后，方可參與；

（二）鼓勵電儲能設備、需求側（如可中斷負荷）等嘗試參與。

第十六條發電企業、電力用戶等市場主體參與電力市場交易，參照《售電公司準入與退出管理辦法》（發改經體〔2016〕2120號）有關規定履行注冊、承諾、公示、備案等相關手續。

自愿參與市場交易的電力用戶原則上全部電量進入市場，不得隨意退出市場，取消目錄電價；符合準入條件但未選擇參與直接交易的電力用戶，可向售電企業（包括保底供電企業）購電；不符合準入條件的電力用戶由所在地供電企業按政府定價提供供電服務。

參與跨省跨區直接交易的市場主體可以在任何交易機構注冊，注冊后可以自由選擇平臺開展交易。各電力交易機構對注冊信息共享，無需重復注冊。電力交易機構根據市場主體注冊情況按月匯總形成自主交易市場主體目錄，向國家能源局派出機構、省級政府有關部門和政府引入的第三方征信機構備案，并通過“信用中國”網站和電力交易機構網站向社會公布。

第十七條市場主體變更注冊或者撤銷注冊，應當按照電力市場交易規則的規定，向電力交易機構提出變更或撤銷注冊；經公示后，方可變更或者撤銷注冊。當已完成注冊的市場主體不能繼續滿足市場準入條件時，經國家能源局派出機構核實予以撤銷注冊。第十八條市場主體進入市場后退出的，原則上3年內不得參與電力市場交易，由省級政府或者省級政府指定的部門向社會公示。退出市場的電力用戶須向售電企業購電。第十九條市場主體被強制退出或者自愿退出市場的，按合同約定承擔相應違約責任，電力調度機構不再繼續執行涉及的合同電量。第四章交易品種、周期和方式

第二十條交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易（指跨越發電調度控制區）、合同電量轉讓交易，以及輔助服務補償（交易）機制等。

具備條件的地區可開展分時（如峰谷平）電量交易，鼓勵雙邊協商交易約定電力交易（調度）曲線。

跨省跨區交易包含跨省跨區電力直接交易；跨省跨區交易可以在區域交易平臺開展，也可以在相關省交易平臺開展；點對網專線輸電的發電機組（含網對網專線輸電但明確配套發電機組的情況）視同為受電地區發電企業，不屬于跨省跨區交易，納入受電地區電力電量平衡，并按受電地區要求參與市場。

合同電量轉讓交易主要包括優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易合同等轉讓交易。

發電企業之間以及電力用戶之間可以簽訂電量互保協議，一方因特殊原因無法履行合同電量時，經電力調度機構安全校核通過后，由另一方代發（代用）部分或全部電量，在事后補充轉讓交易合同，并報電力交易機構。

第二十一條電力中長期交易主要按照和月度開展。有特殊需求的，也可以按照以上、季度或者月度以下周期開展交易。

第二十二條電力中長期交易可以采取雙邊協商、集中競價、掛牌等方式進行。

（一）雙邊協商交易指市場主體之間自主協商交易電量（電力）、電價，形成雙邊協商交易初步意向后，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。雙邊協商交易應當作為主要的交易方式。

（二）集中競價交易指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清，經電力調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量（輔助服務）與成交價格等；鼓勵按峰、平、谷段電量（或按標準負荷曲線）進行集中競價。

（三）掛牌交易指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。

第二十三條具有直接交易資格的發電企業、電力用戶和售電企業可以參與跨省跨區直接交易，發電企業和電力用戶也可以委托售電企業或者電網企業代理參與跨省跨區交易，由市場主體自主決定。

現貨市場啟動前，電網企業可以代理未進入市場的電力用戶參與跨省跨區交易，電網企業、發電企業、售電企業可以代理小水電企業、風電企業等參與跨省跨區交易，由市場主體自主決定。

保留在電網企業內部且沒有核定上網電價的發電企業不參與跨省跨區交易。第二十四條擁有優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易合同等的發電企業，擁有直接交易合同、跨省跨區交易合同等的電力用戶和售電企業可以參與合同轉讓交易。直接交易合同、跨省跨區交易合同轉讓交易的受讓方應符合市場準入條件。

享有優先發電政策的熱電聯產機組“以熱定電”電量、余熱余壓余氣優先發電電量等不得轉讓，可再生能源調峰機組優先發電電量可以進行轉讓。第五章價格機制

第二十五條電力中長期交易的成交價格由市場主體通過自主協商等市場化方式形成，第三方不得干預；計劃電量應隨著政府定價的放開采取市場化定價方式。

第二十六條已核定輸配電價的地區，電力直接交易按照核定的輸配電價執行，不得采取購銷差價不變的方式；暫未單獨核定輸配電價的地區，以及已核定輸配電價未覆蓋的電壓等級電力用戶，可采取電網購銷差價不變的方式。相關政府性基金及附加按國家有關規定執行。

第二十七條跨省跨區輸電價格按照價格主管部門有關規定執行。

第二十八條雙邊交易價格按照雙方合同約定執行；集中競價交易按照統一出清價格或根據雙方申報價格確定；掛牌交易價格以掛牌價格結算。集中競價采用統一出清的，可以根據買方申報曲線與賣方申報曲線交叉點對應的價格確定，或者根據最后一個交易匹配對的成交價格確定；采用撮合成交的，根據各交易匹配對的申報價格形成成交價格（比如賣方報價和買方報價的平均值）。

第二十九條跨省跨區交易的受電落地價格由成交價格（送電價格）、輸電價格（費用）和輸電損耗構成。輸電損耗在輸電價格中已明確包含的，不再單獨或者另外收取；未明確的，暫按前三年同電壓等級線路的輸電損耗水平，報國家發展改革委、國家能源局備案后執行。輸電損耗原則上由買方承擔，經協商一致，也可以由賣方或者買賣雙方共同承擔。跨省跨區交易輸電費用及網損按照實際計量的物理量結算。

第三十條合同電量轉讓交易價格為合同電量的出讓或者買入價格，不影響出讓方原有合同的價格和結算。省內合同電量轉讓、回購，以及跨省跨區合同回購不收取輸電費和網損。跨省跨區合同轉讓應當按潮流實際情況考慮輸電費和網損。

第三十一條參與直接交易的峰谷電價電力用戶，可以繼續執行峰谷電價，直接交易電價作為平段電價，峰、谷電價按現有峰平谷比價計算，電力用戶不參與分攤調峰費用；也可以按直接交易電價結算，電力用戶通過輔助服務考核與補償機制分攤調峰費用或者直接購買調峰服務。電力用戶側單邊執行峰谷電價造成的損益單獨記賬，在今后電價調整中統籌考慮。

采用發用電調度曲線一致方式執行合同的電力用戶，不再執行峰谷電價，按直接交易電價結算。

第三十二條雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競價交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，可以對報價或者結算價格設置上限，參與直接交易機組發電能力明顯大于用電需求的地區可對報價或者結算價格設置下限。第六章交易組織 第一節交易時序安排

第三十三條開展交易時遵循以下順序：

（一）確定跨省跨區優先發電。為落實國家能源戰略，確保清潔能源送出，跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電量優先發電。

（二）確定省內優先發電（燃煤除外）。各地結合電網安全、供需形勢、電源結構等，科學安排本地優先發電。首先安排規劃內的風電、太陽能等可再生能源保障性收購小時以及可再生能源調峰機組優先發電，其次按照二類優先發電順序合理安排。各地也可以按照氣電、可調節水電、核電、不可調節水電、風電及光伏的先后次序，放開發電計劃。優先發電機組參與電力直接交易時，各地應制定措施保障落實。

（三）開展雙邊交易、集中競價交易（雙邊及集中競價交易均包括跨省跨區交易，掛牌交易視同集中競價交易，下同）。如果雙邊交易已滿足全部交易需求，也可以不開展集中競價交易。

（四）確定燃煤發電企業基數電量。各地根據本地區發電預測情況，減去上述環節優先發電和交易結果后，如果不參與市場用戶仍有購電需求，則該部分需求在燃煤發電企業中分配，作為其基數電量。各地應有序放開發用電計劃，按照國家發展改革委、國家能源局確定的比例逐年縮減燃煤發電企業基數電量，直至完全取消。

（五）電力交易機構在各類交易結束后，應根據經安全校核后的交易結果，于12月底前將優先發電合同、基數電量合同、雙邊和集中競價的直接交易、跨省跨區交易和合同轉讓交易的結果進行匯總，發布匯總后的交易結果和分項交易結果。電力調度機構應按該交易結果合理安排電網運行方式，保障交易結果的執行。

第三十四條交易開始前仍未確定優先發電的，可由電力調度機構參考歷史情況測算，預留足夠的優先發電空間，確保交易正常進行。

第三十五條開展月度交易時遵循以下順序：在合同分解到月的基礎上，首先開展月度雙邊交易，其次開展月度集中競價交易。如果月度雙邊交易已滿足全部交易需求，也可以不開展月度集中競價交易。

第三十六條在落實國家指令性計劃和政府間協議送電的前提下，省內、跨省跨區交易的啟動時間原則上不分先后。在電力供應寬松的情況下，受入省可按價格優先原則確定交易開展次序；在電力供應緊張的情況下，送出省可優先保障省內電力電量平衡，富余發電能力再參與跨省跨區交易，對于已簽訂的合同可予以執行或者協商合同另一方回購。各區域、各省可根據自身實際情況調整省內交易和跨省跨區交易的開展次序。第三十七條合同轉讓交易原則上應早于合同執行3日之前完成，市場主體簽訂電力電量購售合同后即可進行轉讓。第二節優先發電合同簽訂

第三十八條根據確定的跨省跨區優先發電（含以上優先發電合同），相關電力企業在每年雙邊交易開始前協商簽訂次交易合同（含補充協議），約定電量規模及分月計劃、送受電曲線、交易價格等，納入送、受電省優先發電計劃，并優先安排輸電通道。

第三十九條根據各省（區、市）確定的省內優先發電，在每年雙邊交易開始前簽訂廠網間優先發電合同，約定電量規模及分月計劃、交易價格等。第三節雙邊交易

第四十條每年12月初，電力交易機構應通過交易平臺發布次雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：

（一）次年關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；

（二）次年直接交易電量需求預測；

（三）次年跨省跨區交易電量需求預測（送出地區或區域平臺發布）；

（四）次年各機組可發電量上限。

第四十一條雙邊交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易、合同轉讓交易（含跨省跨區合同轉讓交易，下同）。

第四十二條市場主體經過雙邊協商分別形成雙邊省內直接交易、雙邊跨省跨區交易和雙邊合同轉讓交易的意向協議，并在雙邊交易閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。雙邊交易的意向協議應當提供月度分解電量。

第四十三條電力交易機構在雙邊交易閉市后第1個工作日將所有雙邊交易意向提交相關電力調度機構進行安全校核，電力調度機構應當在5個工作日之內將校核結果返回電力交易機構。

第四十四條電力交易機構在電力調度機構返回安全校核結果后，于下1個工作日發布雙邊交易結果。

市場主體對交易結果有異議的，應當在結果發布當日向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在當日給予解釋。市場主體對交易結果無異議的，應當在結果發布當日通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。

交易結果確認后，由技術支持系統自動生成雙邊直接交易、雙邊跨省跨區交易和雙邊合同電量轉讓交易合同，相關市場主體應當在成交信息發布后的3個工作日內，通過技術支持系統簽訂電子合同。第四節集中競價交易

第四十五條每年12月中旬，電力交易機構通過技術支持系統發布次集中競價市場相關信息，包括但不限于：

（一）次年關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；

（二）次年集中競價直接交易電量需求預測；

（三）次年集中競價跨省跨區交易電量需求預測（送出地區或區域平臺發布）；

（四）次年各機組剩余可發電量上限。

第四十六條集中競價交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同電量轉讓交易。每類集中競價交易自開市至閉市原則上不超過2個工作日。

第四十七條集中競價交易開始后，發電企業、售電企業和電力用戶通過技術支持系統申報分月電量、分月電價。技術支持系統對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。集中競價交易原則上應分月申報、分月成交。市場主體對所申報的數據負責。

第四十八條報價結束后，技術支持系統考慮安全約束自動生成初始交易結果，由電力交易機構在當日提交電力調度機構并向市場主體公布。電力調度機構應在5個工作日內完成安全校核，返回電力交易機構形成最終交易結果。電力交易機構在收到安全校核結果的下1個工作日，通過技術支持系統向市場主體發布最終交易結果和安全校核說明。

第五節基數電量合同簽訂

第四十九條根據燃煤發電企業基數電量安排，在每年12月底前簽訂廠網間購售電合同，約定電量規模及分月計劃、交易價格等。第五十條基數電量確定后，偏差主要通過市場方式處理。第六節月度雙邊交易

第五十一條每月上旬，電力交易機構應通過交易平臺發布次月雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：

（一）次月關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；

（二）次月直接交易電量需求預測；

（三）次月跨省跨區交易電量需求預測（送出地區或區域平臺發布）；

（四）次月各機組可發電量上限。

第五十二條月度雙邊交易自開市至閉市原則上不超過3個工作日。月度雙邊交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同轉讓交易。

第五十三條市場主體經過雙邊協商分別形成月度雙邊省內直接交易、月度雙邊跨省跨區交易和月度雙邊合同轉讓交易的意向協議，并且在月度雙邊交易市場閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議（包含互保協議）。

第五十四條電力交易機構在閉市后1個工作日將所有雙邊交易意向提交相關電力調度機構進行安全校核，電力調度機構應在2個工作日之內將校核結果返回電力交易機構。第五十五條電力交易機構在電力調度機構返回安全校核結果后，于下1個工作日發布月度雙邊交易結果。

市場主體對交易結果有異議的，應在結果發布當日向電力交易機構提出，由電力交易機構會同電力調度機構在當日給予解釋。市場主體對交易結果無異議的，應在結果發布當日通過技術支持系統返回成交確認信息，逾期不返回視為無意見。

交易結果確認后，由技術支持系統自動生成雙邊直接交易、雙邊跨省跨區交易和雙邊合同電量轉讓交易合同，相關市場主體應在成交信息發布后的3個工作日內，通過技術支持系統簽訂電子合同。第七節月度集中競價交易

第五十六條每月中下旬，電力交易機構通過技術支持系統發布次月集中競價市場相關信息，包括但不限于：

（一）次月關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；

（二）次月集中競價直接交易電量需求預測；

（三）次月集中競價跨省跨區交易電量需求預測（送出地區或區域平臺發布）；

（四）次月各機組剩余可發電量上限。

第五十七條月度集中競價交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易和合同電量轉讓交易。每類集中競價交易自開市至閉市原則上不超過2個工作日。

第五十八條月度集中競價交易開始后，發電企業、售電企業和電力用戶通過技術支持系統申報電量、電價。技術支持系統對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。市場主體對所申報的數據負責。

第五十九條報價結束后，技術支持系統考慮安全約束自動生成初始交易結果，由電力交易機構在當日提交電力調度機構并向市場主體公布。電力調度機構應在2個工作日內完成安全校核，返回電力交易機構形成最終交易結果。電力交易機構在收到安全校核結果的下1個工作日，通過技術支持系統向市場主體發布最終交易結果和安全校核說明。

第六十條電力交易機構在各類月度交易結束后，應當根據經安全校核后的交易結果，對分月結果和月度交易結果進行匯總，于每月月底前發布匯總后的交易結果。第八節臨時交易與緊急支援交易

第六十一條可再生能源消納存在臨時性困難的省（區、市），可與其他省（區、市）市場主體通過自主協商方式開展跨省跨區臨時交易，交易電量、交易曲線和交易價格均由購售雙方協商確定。

第六十二條各地應當事先約定跨省跨區緊急支援交易的價格及其他有關事項，在電力供需不平衡時，由電力調度機構組織實施。條件成熟的地區可以采取預掛牌方式確定跨省跨區緊急支援交易中標機組排序。第七章安全校核與交易執行

第六十三條電力調度機構負責各種交易的安全校核工作。直接交易、合同調整和合同電量轉讓必須通過電力調度機構安全校核。涉及跨省跨區的交易，須提交相關電力調度機構共同進行安全校核，各級電力調度機構均有為各交易機構提供電力交易（涉及本電力調度機構調度范圍的）安全校核服務的義務。安全校核的主要內容包括但不限于：通道阻塞管理、機組輔助服務限制等內容。

第六十四條為保障系統整體的備用和調頻調峰能力，在各類市場交易開始前，電力調度機構可以根據機組可調出力、檢修天數、系統負荷曲線以及電網約束情況，折算得出各機組的電量上限，對參與市場交易的機組發電利用小時數提出限制建議。第六十五條電力調度機構在各類市場交易開始前應當按照規定及時提供關鍵通道輸電能力、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息，由電力交易機構予以公布。第六十六條安全校核應在規定的期限內完成。安全校核未通過時，電力調度機構需出具書面解釋，由電力交易機構予以公布。

第六十七條安全校核未通過時，對于雙邊協商交易，按時間優先、等比例原則進行削減；對于集中競價交易，按價格優先原則進行削減，價格相同時按發電側節能低碳電力調度的優先級進行削減。對于約定電力交易曲線的，最后進行削減。基數電量受市場交易電量影響不能通過安全校核的，可以轉讓。

第六十八條電力系統發生緊急情況時，電力調度機構可基于安全優先的原則實施調度，并在事后向國家能源局派出機構和地方政府電力管理部門書面報告事件經過。緊急情況導致的經濟損失，有明確責任主體的，由相關責任主體承擔經濟責任。

第六十九條電力交易機構根據各合同中約定的月度電量分解安排和各類月度交易成交結果，形成發電企業的月度發電安排，包括優先發電、基數電量和各類交易電量。電力調度機構應當合理安排電網運行方式并保障執行。

第七十條電力調度機構負責執行月度發電計劃；電力交易機構每日跟蹤和公布月度發電計劃執行進度情況。市場主體對月度發電計劃執行提出異議時，電力調度機構負責出具說明，電力交易機構負責公布相關信息。

對于電力直接交易合同約定交易曲線的，其中發電企業部分合同約定了交易曲線的，電力調度機構根據系統運行需要，運行前安排無交易曲線合同的發電曲線，與合同約定曲線疊加形成次日發電計劃；發電企業全部合同約定了交易曲線的，按合同約定曲線形成次日發電計劃。

未約定交易曲線的電力直接交易合同以及優先發電合同和基數電量合同，由電力調度機構根據系統運行需要安排機組的發電計劃。第八章合同電量偏差處理

第七十一條電力市場交易雙方根據交易合同，在保持后續月份原有分解計劃總量不變的前提下，可以于每月5日前對交易合同中次月分解計劃提出調整要求，通過交易平臺上報電力交易機構，經安全校核后，作為月度發電安排和月度交易電量結算的依據。

第七十二條中長期合同執行偏差主要通過在發電側采用預掛牌月平衡偏差方式進行處理（即優先發電、基數電量合同優先結算）。

第七十三條預掛牌月平衡偏差方式是指月度交易結束后（如果不需要開展月度交易，可以直接開展預掛牌），通過預掛牌方式確定次月上調機組調用排序（按照增發價格由低到高排序）和下調機組調用排序（按照補償價格由低到高排序）。每月最后7日，電力調度機構根據各機組整體合同完成率，判斷當月基本電力供需形勢。當電力供需形勢緊張時（月度系統實際用電需求大于月度系統總合同電量時），基于預掛牌確定的機組排序，滿足電網安全約束的前提下，優先安排增發價格較低的機組增發電量，其余機組按合同電量安排發電計劃；當電力需求不足時（月度系統實際用電需求小于月度系統總合同電量時），優先安排補償價格較低的機組減發電量，其余機組按照合同電量安排發電計劃。

第七十四條除以上方式外，各地還可以采取以下三種方式之一處理合同電量偏差，也可以根據實際探索其他偏差處理方式。

（一）預掛牌日平衡偏差方式。月度交易結束后，通過預掛牌方式確定次月上調機組調用排序（按照增發價格由低到高排序）和下調機組調用排序（按照補償價格由低到高排序）。實時運行過程中，當系統實際用電需求與系統日前計劃存在偏差時，按照價格優先原則調用相應機組增發電量或減發電量，保障系統實時平衡。機組各日的增發電量或減發電量進行累加（互抵），得到月度的凈增發電量或凈減發電量，按照其月度預掛牌價格進行結算。其余機組原則上按日前制定的計劃曲線發電。

（二）等比例調整方式。月度交易結束后，在實時調電過程中，電力調度機構按照“公開、公平、公正”要求，每日跟蹤各發電企業總合同執行率，以同類型機組總合同執行率基本相當為目標，安排次日發電計劃。發電企業超發、少發電量按照各自月度計劃合同和市場合同電量比例劃分，超發電量按照其全部合同的加權平均價格進行結算，少發電量對相應合同進行扣減且后期不予追補。用戶承擔超用、少用偏差責任并且支付偏差考核費用，偏差考核費用按照發電企業電量或者電費比例返還給發電企業。采用本方式導致的發電企業合同執行不平衡的，可以開展事后合同電量轉讓交易。

（三）滾動調整方式。此方式適用于發電計劃放開比例較低地區。發電側優先發電和基數電量按月滾動調整，用戶側合同電量可以月結月清，也可以按月滾動調整。采用本方式導致的發電企業優先發電和基數電量合同執行不平衡的，可以開展事后合同電量轉讓交易。第九章輔助服務

第七十五條輔助服務執行各區域輔助服務管理實施細則及并網運行管理實施細則。第七十六條輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務。鼓勵儲能設備、需求側參與提供輔助服務，允許第三方參與提供輔助服務。

第七十七條按照“補償成本、合理收益”的基本原則，按照輔助服務效果確定輔助服務計量公式，對提供有償輔助服務的并網發電廠、電力用戶、獨立輔助服務提供者進行補償。

第七十八條鼓勵采用競爭方式確定輔助服務提供主體。電力調度機構根據系統運行需要，確定調峰、自動發電控制、備用等服務總需求量，各主體通過競價的方式提供輔助服務。輔助服務提供主體較多的地區，可以通過競價方式統一購買系統所需的無功和黑啟動服務。

第七十九條電力用戶參與提供輔助服務需滿足各類輔助服務技術要求，并且與發電企業按照統一標準進行補償。電力用戶輔助服務費用隨電力用戶電費一并結算。第八十條用電側未實行峰谷電價的地區，根據電力用戶自身負荷曲線和全網用電負荷曲線，計算電力用戶對電網調峰的貢獻度。電力用戶峰谷差率小于全網峰谷差率時調峰貢獻度為正，電力用戶峰谷差率大于全網峰谷差率時調峰貢獻度為負。與貢獻度為正的電力用戶簽訂直接交易合同的電廠，免除相應直接交易電量調峰補償費用的分攤。

電力直接交易雙方發用電曲線一致的，對應電量不分攤調峰輔助服務補償費用；剔除直接交易曲線后的剩余發電曲線，對應電量分攤調峰輔助服務補償費用。第八十一條加強需求側管理。在負荷控制系統、用電信息采集系統基礎上，推廣用電用能在線監測和需求側響應，積極培育電能服務，參與市場競爭，逐步形成需求側機動調峰能力，保障輕微缺電情況下的電力供需平衡。

第八十二條跨省跨區交易涉及的送端地區發電企業納入受端地區輔助服務管理范圍，并根據提供的輔助服務情況獲得或者支付補償費用。

跨省跨區交易曲線調峰能力未達到受端電網基本調峰要求的，按照受端電網基本調峰考核條款執行；達到有償調峰要求的，按照有償調峰補償條款給予補償。第十章計量和結算

第八十三條電網企業應當根據市場運行需要為市場主體安裝符合技術規范的計量裝置；計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變（線）損。

第八十四條同一計量點應當安裝相同型號、相同規格、相同精度的主、副電能表各一套，主、副表應有明確標志，以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為參照，當確認主表故障后，副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。電力用戶可根據實際情況配置必要的計量裝置。

第八十五條電網企業應按照電力市場結算要求定期抄錄發電企業（機組）和電力用戶電能計量裝置數據，并提交電力交易機構。當出現計量數據不可用時，由電能計量檢測中心確認并出具報告，結算電量由電力交易機構組織相關市場主體協商解決。第八十六條電力交易機構負責向市場主體出具結算依據，市場主體根據相關規則進行資金結算。其中，跨省跨區交易原則上由電力用戶所在地區電力交易機構向市場主體出具結算依據，在區域交易平臺開展的交易由區域電力交易機構向電力用戶所在地區電力交易機構出具結算依據；合同電量轉讓交易由電力交易機構分別向出讓方和受讓方出具結算依據。

第八十七條電力用戶和發電企業原則上均按照自然月份計量用電量和上網電量，不具備條件的地區可暫時保持現有計量抄表方式不變。各市場主體暫時保持與電網企業的電費結算和支付方式不變，并由電網企業承擔電力用戶側欠費風險，保障交易電費資金安全。不承擔電費結算職能的電網企業也不再承擔欠費風險，市場主體可自行約定結算方式。第八十八條市場主體接收電費結算依據后，應進行核對確認，如有異議在3個工作日內通知電力交易機構，逾期則視同沒有異議。

第八十九條建立合同偏差電量結算機制，發電企業和電力用戶的合同偏差分開結算。以交易和月度交易為主的地區，按月清算、結賬；開展周（日）交易的地區，按周（日）清算，按月結賬。

采用預掛牌月平衡偏差方式的，結算流程和結算價格如下：

（一）發電側

1．根據可再生能源次月整體最大發電能力預測值，安排其他類型電源的月度發電計劃，并按照有關規定和實施細則對可再生能源進行結算。風電、光伏和無調節能力的水電（含部分時段無調節能力的水電）可按照申報次日可發電量方式累加得到月度發電計劃。

2．其他機組實際上網電量小于其月度優先發電和基數電量時，按政府批復的上網電價結算實際上網電量；提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償，2%以內的減發電量免于補償；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用，2%以內的少發電量免于支付偏差考核費用。

3．其他機組實際上網電量大于其月度優先發電和基數電量但小于月度優先發電和基數電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算優先發電和基數電量，按其所簽訂的市場合同加權平均價結算剩余電量；提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償，2%以內的減發電量免于補償；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用，2%以內的少發電量免于支付偏差考核費用。4．其他機組實際上網電量大于其月度優先發電和基數電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算優先發電和基數電量，按合同價格結算各類市場合同電量；提供上調服務導致的增發電量按其預掛牌價格獲得補償；因自身原因導致的超發電量按月度集中競價交易的最低成交價結算。

機組提供上調服務（或下調服務）導致的增發電量（或減發電量），均以調度安排為準。月內既提供上調服務又提供下調服務的機組，以互抵后的凈值作為月度增發電量或減發電量。5．全部合同均約定交易曲線的發電企業，根據每日的實際發電曲線考核偏差電量。各時段，因自身原因導致的超發電量按月度集中競價交易最低成交價結算；因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用；提供上調服務導致的增發電量按其預掛牌價格獲得補償；提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償。

6．各地可按照以上原則，區分電源類型細化結算方式和流程。

（二）電力用戶側

1．市場電力用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權平均價結算總合同電量，超用電量按上調服務的加權平均價結算（系統未調用上調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價結算）。

市場電力用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權平均價結算實際用電量。2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以外的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差考核費用（系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差考核費用）。

下調電量補償單價=發電側下調電量總補償費用/下調總電量

發電側下調電量總補償費用由所有機組下調電量的補償價格和機組下調電量的乘積累加得到。

2．非市場電力用戶（含優先購電電力用戶，下同）按實際用電量和目錄電價結算。3．非市場電力用戶的總用電量大于優先發電和基數電量時，2%以內的超用電量免于支付偏差考核費用；2%以外的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用。

非市場電力用戶的總用電量小于優先發電電量和基數電量時，2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以上的少用電量按下調電量補償單價支付偏差考核費用（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用）。

非市場電力用戶用電偏差導致的偏差考核費用由電網企業承擔，電網企業也可以委托電力調度機構通過對非統調電廠、地方電網造成的偏差進行計量，按責任分攤部分偏差考核費用。4．對于約定交易曲線的用戶，根據每日實際用電曲線考核偏差電量。每日各時段的累計超用電量按上調服務的加權平均價結算（系統未調用上調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價結算）；每日各時段的累計少用電量，2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以上的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差考核費用（系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差考核費用）。

（三）電力用戶偏差考核費用、發電企業偏差考核費用，以及上調服務所增加的電網企業結算正收益，統一用于支付下調機組的補償費用，盈余或缺額部分由所有統調發電企業按上網電量比重返還或分攤。

上調服務所增加的電網結算正收益=（優先發電和基數電量加權平均價—機組上調服務加權平均價）×（非市場電力用戶當月實際用電量—可再生能源當月實際完成的優先發電和基數電量—其他類型電源當月計劃合同電量）

優先發電和基數電量加權平均價=（可再生能源政府批復電價（不含補貼）×可再生能源當月實際完成的優先發電和基數電量+其他類型電源政府批復電價×其他類型電源當月計劃合同電量）/（可再生能源當月實際完成的優先發電和基數電量+其他類型電源當月計劃合同電量）

以上用電量均按上年網損率折算到發電側。

（四）市場電力用戶的電費構成包括：電量電費、偏差考核費用、輸配電費、政府性基金與附加等。發電企業的電費構成包括：電量電費、下調服務補償費、偏差考核費用、平均分攤的結算差額或盈余資金、輔助服務費用。

第九十條對于電網故障、電網改造等非不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由電網企業承擔相關偏差考核費用；對于不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由所有市場主體共同分攤相關費用。第十一章信息披露

第九十一條市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和信息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問并且不得向其他市場成員公布的數據和信息。

第九十二條市場成員應當遵循及時、真實、準確、完整的原則，披露電力市場信息。電力交易機構、電力調度機構應當公平對待市場主體，無歧視披露公眾信息和公開信息，嚴禁超職責范圍獲取或泄露私有信息。

電力交易機構負責市場信息的管理和發布，會同電力調度機構及時向市場主體發布市場需求信息、電網阻塞管理信息、市場交易信息、輔助服務信息、電網拓撲模型、發電機組檢修計劃、電網檢修計劃等。

第九十三條在確保安全的基礎上，市場信息主要通過電力市場技術支持系統、電力交易機構網站進行披露。

電力交易機構負責管理和維護電力市場技術支持系統、電力交易機構網站，并為其他市場成員通過技術支持系統、電力交易機構網站披露信息提供便利。各類市場成員按規定通過電力市場技術支持系統、電力交易機構網站披露有關信息，并對所披露信息的真實性、準確性和及時性負責。

第九十四條市場主體如對披露的相關信息有異議或疑問，可向電力交易機構、電力調度機構提出，由電力交易機構、電力調度機構負責解釋。

第九十五條國家能源局及其派出機構、地方政府電力管理部門、電力市場成員不得泄露影響公平競爭和涉及用戶隱私的相關信息。

第九十六條國家能源局派出機構、地方政府電力管理部門根據各地實際制定電力市場信息披露管理辦法并監督實施。第十二章附則

第九十七條國家能源局及其派出機構會同地方政府電力管理等部門組織區域電力交易機構根據本規則擬定區域電力交易實施細則。國家能源局派出機構和地方政府電力管理等部門共同組織省（區、市）電力交易機構根據本規則擬定各省（市、區）電力交易實施細則。

第九十八條電力市場監管實施辦法由國家能源局另行制定。第九十九條本規則由國家發展改革委、國家能源局負責解釋。第一百條本規則自發布之日起施行，有效期3年。

第三篇：電力市場

鄭州大學現代遠程教育《電力市場》課程考核要求

說明：本課程考核形式為撰寫課程論文，完成后請保存為WORD 2003格式的文檔，登陸學習的平臺提交，并檢查和確認提交成功（能夠下載，并且內容無誤即為提交成功）。

一． 論文撰寫要求

電力市場課程是知識型系列講座，在很多方面仍然仁者見仁、智者見智，因此適于采用課程論文考查的方式來考核學員的學習狀態。

1.總體要求

作為課程論文，不需要大家做特別復雜的數學推導，關鍵是有自己的思想，同時采用嚴肅的學術型的語言表達，防止口語化、感性化、口號化的表達方式。

另一方面，課程論文不是工作總結，大膽提出自己的看法、想法和意見。通過課程論文，使大家學以致用，并接受一定的學術研究訓練，促進形成勤思考、大膽創新的思維方式。

關于寫作角度，對于目前已經在電力系統工作的學員，建議根據自己的崗位特點，談電力市場改革對自己工作崗位的影響、在未來這個崗位將具有與目前哪些不同的特點；等等。也可以就某一個具體的方面，開展比較深入的研究。

2．關于引用參考文獻

引用參考文獻一定要注明。需要強調的是：

1）引用別人的思想，或者直接引用別人的語言，一定要注明。未注明視為抄襲。

2）一定要在真實引用處注明，比如，“電價是電力市場中的杠桿”，第一次言及這句話的文獻是哪篇文獻，就在此處注明。不能在文章結尾，一次注明“本文引用如下文獻：??”

3）參考文獻數不少于15篇。3． 關于篇幅

篇幅沒有嚴格限制，但一般應在3千字——7千字之間。4．關于文章應包含的部分 文章應由標題、引言、主要思考內容和結論幾部分構成。? 標題：應簡潔。

? 引言：簡單介紹本研究的背景、意義、其他研究人員與已有文獻所做的相關的工作、本文的創新點等方面。

? 主要內容：是論文的主體部分。

? 結論：簡單總結所取得的成果（或者自己所提出的思想概要）。

二、參考題目

1.介紹、分析當地電力市場建設的概況及對本人工作的影響 2.國外電力市場改革對我國電力市場建設有哪些借鑒意義？ 3.廠網分開后，電網企業的生產管理發生了哪些變化？ 4.廠網分開后，電廠企業的生產管理發生了哪些變化？ 5.廠網分開后，電力調度發生了哪些變化？ 6.用戶參與市場有哪些形式？ 7.用戶參與市場有哪些條件？ 8.輔助服務有何意義？

9.各種輔助服務如何參與市場運行？ 10.電力市場改革對輔助服務有什么影響？ 11.電力市場條件下風險管理問題

12.電力市場條件下如何規避和控制市場風險？ 13.電力市場中如何協調電源與電網規劃？ 14.需求側管理有什么意義？

15.電力市場中需求側管理與計劃方式下的需求側管理具有什么新特點？ 16.需求側管理中存在的問題及改進措施 17.你認為合理的電價機制具有什么特點？ 18.我國目前的電價機制分析

19.電力市場條件下，電力監管與傳統的監管有什么新特點？ 20.電力市場條件下負荷預測問題 21.電力市場條件下電價預測問題 22.金融衍生產品交易在電力市場中作用

23.電力市場條件下輸電服務與傳統體制下的輸電服務有哪些不同？ 24.輸電阻塞的管理方法 25.網損分攤問題討論

26.電力市場中發電商市場力分析與控制 27.發電商的報價策略分析

28.就電力市場技術支持系統的某個模塊進行功能設計和分析。

關于我國的電價機制分析

摘要：價格是價值的貨幣表現。是電能商品的銷售價格，是電能價值的貨幣表現。電力產品不僅有一般商品的商品屬性。也因其在社會基礎性，不可替代性。電價的波動不僅是電價本身的反應，也具有國民經濟發展的晴雨表。合理的電價，能促使社會經濟良好發展的動力，也是保障電力企業發展的根本保證。

關鍵詞：價值；價格；電價機制；電能價值

1，我國的電價制定的基本原則是：合理補償成本，合理確定收益，依法計 入稅金公平負擔，同時還應有利于促進合理用電及合理利用資源。由于我國電力行業長期采用基于成本的會計學定價方法。在市場經濟條件下。一個商品的定價一般采用成本、稅收和利潤三個部分。電力企業如果發展，離不開企業盈利能力。因些，保證電力企業的合理利潤增長，是保證電力企業穩步發展基石。

2，電力市場的結構與電力生產過程各環節緊密相關，電力生產使用過程可以分為發電、輸電、配電、用電，各環節統一壟斷經營。因此，電力市場也相應可分為四個部分：

（一）發電市場的建立，鼓勵不同的投資商進入發電市場，互相競爭，參與發電市場的建設；

（二）輸電市場的建立，成立一個或幾個電網公司，為發電廠和電力用戶提供輸電服務，同時促進輸電網的建設；

（三）配電市場的建立，成立一個或幾個配電公司（相當于電力零售商），為用戶提供電力陪送服務；

（四）用電環節的完善，讓客戶根據一定的市場供需原則，選擇相應的服務和消費。

其特點是：

一、電價是電力市場的杠桿和核心內容：電力市場要采用經濟手段管理各成員，電價則是體現管理思想的工具，所以確定電價原則、計算貿易電價是電力市場的重要內容。

二、用戶：電力市場與傳統的電力系統相比，提高了用戶的地位。在傳統的電力系統中，用戶被視為被動的負荷；而在電力系統中，用戶具有能動性。電力市場的成員，往往同時具有供應者和用戶的雙重身份。當某成員（例如某電力公司）有富裕的電能向其他電力公司傳送時，它具有供應者的身份；而當它從其他電力公司購電時，又具有了用戶的身份。

3，電價是電力市場的支點,無論對供應電力的一方還是需求電力的一方,電價都是直接關系到各市場參與者的最直接和最敏感的因素。電價作為電力市場的指針能夠自動引導資源的配置，它的導向力是直接和有力的。

從發電商、輸電商、配電商的角度來看出，電價從長遠來說首先要能高過發電成本，影響發電成本的有以下一些因素：

（１）發電所需的燃料費，在輸電、配電過程中的損失費；（２）從事電力生產所需的人工費用的管理費用；

（３）發電、輸電、配電所需的維修費用，設備老化折舊的費用以及更新所需的費用；

（４）隨著負荷的不斷增長，還要考慮發電、輸電、配電所需的發展和還貸 費用；除此之外，從理論上講，電價還是一個變數，原因如下：

（１）電價隨負荷漲落而變化。負荷較高時燃料為增率升高，發電的成本較 高，而且旋轉備用容量的費用也加大，因此在一天２４小時的峰谷時電價差別是很大的；

（２）電價隨地點而變化。作為發電廠距離燃料產地越遠燃料價越貴，因為 有運輸費用在里面，在同一個網內燃料費幾乎能相差一倍。作為用戶也隨地點而不同，因為傳輸有損失，據電廠越遠電價越高；

（３）電價隨可靠性變化。某些用戶要求供電可靠性非常高，因此這種高質 量的服務費就不能與一般用戶相同。

基于以上原因，理論上電廠的電價、用戶的電價均是隨時間、地點而變化的，因此有人提出了實時電價（Spot Price）的概念。

實時電價是在考慮運行和基本投資的情況下，在給定的極短時段（如30min，15min，5min）內身用戶提供電能的邊際成本。實時電價是隨時間變化的電價，這需要更精細的電價計算方法和更強的自動化技術系統來支持。出了實時電價以外，還有合同電價（Long Term Contract），合同電價則可以在考慮各方面的優惠和對雙方的限制的基礎上簽訂合同電價。電價的制定原則應使電力市場的每一參與者的利益與電力市場的總體利益一致，而這一總體利益又應該符合社會利益。

4，市場所賴以運行的經濟機制即市場機制，從某種意義上也可以說是價格機制。市場通過價格使各種市場要素來相互適應，相互制約，自行協調。因此價格研究在市場理論中占據著核心地位。通過研究電價在市場環境中的經濟信號作用，從而指導、調節、控制電能生產與消費，達到電力市場優化資源配置，合理組織生產，平衡供需矛盾，提高社會經濟效益的目的。電價在電力市場中的核心地位是同其具有的功能分不開的，電價的功能具體表現為:(1)電價不論是在一個政府定價的完全壟斷的環境中，還是在一個充分競爭的市場環境中，財務核算是其最基本的功能。一方面電力生產服務部門依據電價獲取收益，維持生產與再生產，另一方面用戶根據電價決定用電，核算其用電成本。

(2)電價在市場環境中起著引導生產與消費的經濟信號作用。價格的變化引起各方之間的利益關系發生變化，進一步導致供需關系的改變，最終達到供需平衡。這里需要突出強調的是電價引導消費的負荷管理功能，正是電價的負荷管理功能將用戶與電力系統更緊密的聯系起來，為經濟、高效地使用電能提供了有效的控制手段。

(3)科學的電價形成機制，合理的電價體系，為電力工業開展公平競爭提供了條件。競爭機制具有強大的激勵作用，既是動力，也是壓力。企業在競爭中優勝劣汰。

(4)電價通過市場機制完成從資源配置、組織生產到產品分配等一系列工作。合理的電價體系在滿足市場參與者追求自身效益最大化的同時也實現了社會效益的最大化。

(5)電價作為國家能源政策等一系列經濟、政治政策的實現手段，在國民經濟生活中起著重要作用。即使在自由的市場環境中也不排斥政府運用信貸、稅收、許可證等手段干涉價格從而達到更高的戰略目的。

5，目前對電價的預測，主要有兩大類方法，其一是基于歷史數據的數學處理的方法，例如時間序列法，另外就是仿真的方法。兩種方法各有優缺點，首先說下仿真的方法。

一、運行仿真的方法

所謂仿真的方法，就是通過程序模擬整個系統的實際運行狀況，預測的精確與否，取決于以下數據是否完全充分和詳細：

發電機參數的數據，包括發電機在不同發電量時的熱效率，容量、檢修方案、機組強迫停運率、環境因素、輸電數據、運行和檢修費用、最小開/停機時間、燃料價格、燃料約束、快速啟動時間以及發電廠的所有權；

輸電數據，包括潮流數據、后備機組、線路輸電功率、區域間的輸電極限、電壓和靜態穩定極限等；

水電機組數據，包括機組容量、所有權、可用容量、水庫調度策略等； 其他數據，包括負荷預測、負荷曲線、旋轉備用、通貨膨脹率以及緊急事故費用等；

雖然仿真法盡管可以精確的預測出未來短期的電價，但在系統機組較多，接線較復雜的情況下，所需要得到數據非常多，而全部獲取這些數據是不太現實的，況且，對于負荷對電價的響應，在目前階段建立精確的數學模型較為困難。同時，只有競爭的電力市場中，同樣也需要保證系統的安全，在電網不同的位置需要發出的電量是不同的，電價也必然會隨著地理位置的不同而有所差別，因此發電廠之需要預測出當地的邊際電價（Local marginal Price,簡稱LMP）即可。所以對于發電廠方來說，使用仿真法不太適合。

二、數學分析的方法

實際上，除了上面介紹的仿真法以外，其余的各種預測方法都是數學計算分析的方法。數學分析的方法較多，包括時間序列法、最小二乘擬和方法以及人工神經元方法、模糊推理方法以及灰色系統方法等，這些方法的特點就是事先設定一個數學模型，利用歷史數據確定各個參數建立一個前向的曲線，然后再預測未來的數值。這種方法相對較為簡單。盡管這些模型比較容易建立，但輸入的變量的確定較為困難。

6，電力系統電價預測一般分為如下幾個步驟：

（1）確定預測目標。就是要在明確預測目的的前提下，規定預測對象的范圍、內容和預測期限。一般而言，預測范圍視研究問題所涉及的范圍而定，編制全國電力規劃，就要預測全國范圍內的電力、電量需求量；編制大區網局或地方（省、地、縣）電力局的發展規劃，就要預測大區電網或地方電力局范圍內的電力、電量需求量。預測的內容包括電力、電量、電力電價的地區分布，電力電價隨時間的變化規律，以及電力電價曲線特征及電價曲線等，預測期限是指預測的時間長短，如短期、中期及長期預測。

（2）基礎資料的分析。在對大量的資料進行全面分析之后，選擇其中有代表性的、真實程度和可用程度高的有關資料作為預測的基礎資料。對資料中的異常數據進行分析，作出取舍或修正。（3）預測模型的選擇。根據所確定的預測內容，對預測對象進行客觀、詳細的分析，根據歷史數據的發展情況，并考慮本地區實際情況和資料的可利用程度，選擇建立合理的數學模型。

（4）模型參數辯識。預測模型一旦建立，即可根據實際數據求取模型的參數。

（5）應用模型進行預測。根據求取的模型參數，應用該模型對未來時段的行為做出預測。

（6）預測結果的評價。對多種方法的預測結果進行比較和綜合分析，根據經驗和常識判斷預測結果是否合理，對結果進行適當修正，得到最終的預測結果。一般超短期預測誤差不應超過1%，短期預測的誤差不超過3%，中期電價誤差允許5%，長期電價預測誤差不超過15%。

結論：電價預測不僅在電力系統規劃和運行方面具有重要的地位，而且還具有明顯的經濟意義。從經濟角度看，電價預測實質上是對電力市場需求的預測。

電價預測的準確度對任何電力公司都有較大的影響。預測值太低，可能會導致切負荷或減少向相臨供電區域售電的收益；預測值太高，會導致新增發電容量甚至現有發電容量不能充分利用，即有些電廠的容量系數太小，造成投資浪費和資金效益低下。

近年來，國內外許多學者在上網電價，輸電定價等方面進行了大量的研究，提出了不少新的定價策略。目前比較滸的是在實時電價理論基礎上，采用經過改進的最優潮流模型，以節點為單位計算費用，進行定價，還有一此學者OPF和經濟學理論，研究出能夠同時計算各節點有功電價和無功電價模型。這類模型也有利于電力市場對有功和無功市場進行分類管理，也是一種可選的定價方式。

第四篇：福建電網電力市場交易運營系統要點

福建電網電力市場交易運營系統

使用協議書

系統提供方： 福建省電力有限公司 系統使用方：

編號：

福建電網電力市場交易運營系統使用協議書

系統提供方： 福建省電力有限公司 系統使用方：

為滿足電力交易業務的需要，向交易各方提供更好的服務，系統提供方開發建設了福建電網電力市場交易運營系統，系統使用方申請使用福建電網電力市場交易運營系統。為明確系統服務有關事項，按照國家法律法規，經雙方協商，本著誠實、守信的原則，簽訂本協議。

一、福建電網電力市場交易運營系統（以下簡稱：“運營系統”）可為系統使用方提供以下功能性服務：

1.提供電網運行、市場供需、交易計劃和實際完成情況等市場信息。

2.通過系統直接參與系統提供方組織的電力交易。

3.通過系統參與交易計劃的編制。

4.對交易結算情況進行核對，并進行交易電量結算。

二、系統提供方的服務承諾：

1.按照電力交易的實際需要以及相關規定，向系統使用方提供公開透明、良好的服務。

2.按照運營系統的使用條件，為系統使用方辦理注冊、退出手續。

3.按照運營系統使用指南規定的服務范圍，向系統使用方提供相應的服務，方便運營系統的使用。

4.管理、維護運營系統，確保系統的正常運行。根據電力交易的實際需要，不斷完善運營系統。

三、系統使用方接受服務，基于：

1.按照《福建電網電力市場交易運營系統運行維護管理辦法（試 行）》（閩電交易?2009?960號）（見附件），注冊申請使用運營系統。

2.按照公平競爭的原則，規范參與電力交易，共同維護交易秩序。

3.按照運營系統要求提供注冊及電力交易等有關信息，填寫并提交附表1、2，并保證其正確性。

4.有申請數字證書的用戶，請設專人妥善保管數字證書，及時更改注冊密碼，數字證書不得轉借他人使用。

四、雙方有責任對運營系統的電力交易有關非公開信息保密，確保電力交易的安全。

五、在出現以下情況時，系統提供方不承擔責任。

1.系統使用方未正確運用系統而造成的損失。

2.如遇到自然災害等不可抗力事件，或其他不可預見的非常情況發生，從而導致影響運營系統運行。

3.系統使用方遺失數字證書或遺忘注冊密碼時，在辦理掛失前產生的后果。

六、如國家法律法規對本協議條款有新的規定時，按新規定執行。

七、本協議正本一式四份，協議雙方各持兩份。

八、本協議自雙方簽訂之日起生效，至系統使用方辦理退出手續之下一個工作日起終止。

系統提供方簽字（蓋章）：

年 月 日

系統使用方簽字（蓋章）：

年 月 日

附件

福建電網電力市場交易運營系統 運行維護管理辦法（試行）

第一章 總 則

第一條 為規范福建電網電力市場交易運營系統（以下簡稱系統）運行維護管理工作，明確責任，提高運行維護時效性，確保系統安全穩定運行，有效支持和保障相關市場交易業務有序開展，依據國家電網交易?2008?280號《國家電網公司電力市場交易運營系統運行維護管理辦法（試行）》和閩電信息?2008?964號《福建省電力有限公司業務應用系統管理規定》，制定本辦法。

第二條 系統是實現福建電網電力市場交易服務的技術平臺，是實現電力資源優化配臵的技術手段，是為系統用戶提供市場服務的支撐平臺之一。

第三條 系統是福建省電力有限公司（以下簡稱公司）信息系統的重要組成部分，是公司SG186工程的主要應用之一，按公司信息系統建設、安全防護和運行維護要求，與公司其他業務應用一起實施，統一部署，統一運行維護。

第四條 本辦法適用于公司本部、直管電業局、相關二級供電局及參與電力市場交易相關業務的發電企業及其他市場主體的系統運行維護管 理工作。

第二章 職責分工

第五條 公司交易中心職責如下：

（一）負責系統建設和改造，制定系統功能規范，會同科技與信息中心制定系統運行管理辦法；

（二）負責總體協調和處理系統應用過程中業務功能、業務管理方面的問題，規范統一業務流程及業務功能應用；

（三）負責系統的實用化工作，包括各模塊功能應用、用戶管理、數據真實性、完整性、唯一性的確認；

（四）負責組織開展系統應用培訓和專業技術交流；

（五）經公司授權，與市場主體簽訂系統使用協議。第六條 公司科技與信息中心職責如下：

（一）負責制定本系統有關的通用技術標準和規范；

（二）負責系統的硬件采購、橫向集成、縱向貫通等管理工作，并通過數據中心為系統提供橫向數據；

（三）負責對系統運行中發生的跨部門（單位）的技術工作進行協調；

（四）會同交易中心對系統的硬件、網絡的運行維護和數據備份進行監督和檢查。

（五）會同交易中心指定系統的運維機構。第七條 公司信息運維機構職責如下：

（一）負責系統硬件和網絡的日常運行維護，包括系統軟、硬件平臺、網絡等運行狀態監控以及系統版本升級、故障（問題）記錄和處理；

（二）負責系統數據的備份與恢復，安全策略和應急處理預案的制定，軟硬件平臺的安全防護；

（三）協助完成系統開發及升級部署工作；

（四）對市場成員接入系統相關工作提供技術支持；

（五）按照公司交易中心、科技與信息中心要求，收集各類匯總資料。第八條 直管電業局、相關發電企業、相關二級供電局及其他市場主體責任如下：

（一）負責本單位應用工作，包括各模塊功能應用、錄入數據正確性確認等；

（二）負責本單位與系統配套的網絡、桌面工作站、操作系統等軟硬件平臺的運行維護和管理（包括補丁更新、病毒防護、數字證書安裝等）；

（三）負責收集本單位應用中的系統技術與功能缺陷、新的業務需求、功能和性能改進意見，并及時報送公司交易中心；

（四）協助處理系統異常和故障；

（五）辦理系統注冊和變更手續，簽訂系統使用協議。

第三章 用戶管理

第九條 公司本部、直管電業局、相關二級供電局、相關發電企業及其他市場主體需使用系統，應向公司交易中心提交注冊申請，辦理相關注冊手續，經審核通過后獲得系統相應的人員帳戶。第十條 運營系統的注冊流程：

（一）填寫系統用戶使用申請書和注冊表，并由系統用戶的法定代表人或其授權代理人簽名確認并蓋單位公章后，提交公司交易中心；

（二）簽訂系統使用協議書；

（三）委托公司交易中心辦理用戶CFCA數字證書；

（四）通過帳號密碼和CFCA數字證書登入系統運營系統，完善相關注冊信息；

（五）完成注冊，開始使用系統。

第十一條 公司交易中心作為電力交易數字證書認證服務的證書受理和管理機構，按照國家電網公司電力市場交易運營系統數字證書管理相關規定受理各市場主體的數字認證證書申請材料，核實市場主體的人員身份信息。交易中心委托國電信息中心辦理數字認證證書，并負責數字認證證書的發放。數字認證證書的費用由各市場主體在收到數字認證證書之日起的一個月內自行支付給生產廠家――中國金融認證中心。

第十二條 用戶數字證書與系統用戶信息一一對應，申請的系統使用人員人數決定了需要的數字證書USB密鑰的數量。

第十三條 系統用戶遺失數字證書或遺忘注冊密碼，必須持本單位有效證明，向系統管理者提出申請，辦理數字證書補辦或注冊密碼重臵手續。

第十四條 市場主體可設立以下角色：

（一）系統管理員：負責市場主體的系統客戶端運維，配合系統故障處理等；負責收集本單位相關設備或技術信息的收集，通過系統進行相關數據的注冊和修改。

（二）交易員：負責代表市場成員參與競爭，進行相關運營數據、交易數據及統計數據的申報和查詢；負責完成與電力市場交易相關的各類合同和協議的管理；

（三）結算員：負責在交易規則規定的期限內，提交結算抄見電量，對結算源數據和預結算結果進行校核，完成結算相關工作。第十五條 系統用戶在本單位內應設臵1名系統管理員，至少設1名交易員或結算員，交易員和結算員可設為同1人，也可分別設臵。

第十六條 系統使用人員保持相對固定，并具備專用聯系電話、電子郵箱等，人員名單及相關資料報公司交易中心備案。

第十七條 系統用戶必須妥善保管本單位的數字證書、注冊密碼。數字證書的使用和存放要滿足防火、防水、防盜等安全要求。

第十八條 特定權限的用戶只能使用與其權限相符的界面和相應的功能；不同市場人員，只能瀏覽和使用特定于其角色的界面及功能。第十九條 系統使用人員應經過上崗培訓，并確認業務人員具備熟練使用系統的能力。

第二十條 系統用戶按照福建電網電力市場交易的有關規則通過系統參與市場交易業務，辦理的交易運營所發生的電子信息記錄均為該項交易業務的有效憑證。

第四章 應用管理 第二十一條 系統應用管理由公司交易中心負責，由其根據相關的業務管理辦法設立系統應用角色，分配各角色的權限，配臵各項業務的處理流程及相應的功能模塊。

第二十二條 按照“誰主管、誰負責”的原則確定數據源，保證數據源的唯一性。數據源責任部門（單位）應審查數據的準確性和完整性，并及時提供至數據中心。

第二十三條 直管電業局、相關二級供電局、相關發電企業及其他市場主體應明確專人負責系統應用，并負責注冊、交易、運營、結算等信息的錄入和維護，確保信息錄入的及時性、完整性、準確性、規范性。直管電業局、相關二級供電局的科信部門應協助應用部門進行系統接入、通道貫通、終端安全防護等相關工作。

第二十四條 系統用戶應按照系統相關說明和使用指南正確操作，避免出現操作不當而造成損失。

第二十五條 在系統的安全性受到威脅時，公司交易中心可中止系統的使用，同時通知系統用戶。

第二十六條 其它業務應用經公司交易中心授權后，可通過數據中心使用系統相關數據。

第五章 軟硬件運行維護及故障問題處理

第二十七條 根據系統運行維護需要，公司信息運維機構需做好以下系統日常維護工作：

（一）負責系統日常運行，監視系統運行環境及硬件平臺和網絡的運行狀況；

（二）負責系統日常維護，進行系統常規檢測，制定全量與增量的備份策略，需要時及時恢復系統；

（三）負責防火墻、入侵檢測、病毒防護安全審計等安全防護策略的制定和日常維護。分析運行安全情況，進行相關的系統安全管理。第二十八條 公司交易中心統一受理本級系統運行中發生的各類問題（故障），并及時記錄、處理。涉及系統應用的業務類問題由應用開發商處理；涉及系統軟、硬件運行錯誤、市場成員接入等非業務類問題，交由公司信息運維機構進行處理。

第二十九條 由于網絡、服務器軟硬件平臺等原因導致系統訪問出現異常或運行中斷故障時，公司信息運維機構應進行分析，并及時進行故障排除，為系統各項業務的連續性提供保障。

第六章 需求變更

第三十條 在系統應用過程中，公司本部、直管電業局、相關二級供電 10 局、相關發電企業及其他各市場主體如有新增需求或需求變更，應向公司交易中心申請。

第三十一條 公司交易中心會同科技與信息中心提交的需求變更進行分析和甄別后處理。對涉及系統性的問題以及涉及三級電力市場協同運作的問題按規定上報國網公司總部信息化工作部和交易中心。總部交易中心會同信息化工作部定期組織有關廠商對系統進行統一升級和完善。對涉及業務實用化應用的問題由公司交易中心組織應用開發商進行改造完善。

第七章 運行評價

第三十二條 按國家電網公司電力市場交易運營系統運行維護管理辦法規定，國家電網公司總部信息化工作部會同交易中心對系統的運行維護管理工作、運行成效進行檢查、評價和考核。

第八章 附 則

第三十三條 本辦法由公司交易中心負責解釋和執行監督。第三十四條 本辦法自印發之日起執行。

第五篇：電力交易總結

電力交易

一、電力交易規則

電力市場交易方式：

（一）雙邊協商

雙邊協商方式是由買賣雙方通過雙邊協商談判而直接達成年、月或星期的遠期合約。

（二）競價拍賣

競價拍賣方式要求電力市場參與者在規定時間提出未來一段時間內買賣的電量及其價格，由電力市場運營者按照總購電成本最小及系統無阻塞為原則來確定遠期合約的買賣方式及遠期合約交易的電量及價格。

交易周期：以和月度為周期開展電能量交易 價格機制：

（一）適用兩部制電價的電力大用戶，其購電價格由容量電價和電量電價組成。大用戶購電的容量電價保持不變，電量電價為該大用戶適用目錄電價中的電量電價與交易價差之和。

（二）適用單一制電價的電力大用戶，其購電價格為該大用戶適用目錄電價的電量電價與交易價差之和。

（三）原執行峰谷電價政策的電力大用戶，交易價差不隨峰谷電價浮動。通過售電公司購電的用戶參照執行。

二、電費結算程序

（一）與售電公司簽訂三方合同、購售電合同的用戶，其實際用電量之和為售電公司的實際用電量。售電公司參照電力大用戶結算其參與批發市場的價差電費。

（二）按售電公司與用戶簽訂的購售電合同約定的售電價格套餐以及用戶實際用電量，計算售電公司參與零售市場的價差電費，其中負值為支出項。

（三）上述第一款和第二款結算費用之和為售電公司的凈收益。

三、市場交易基本要求

市場用戶分為電力大用戶和一般用戶，市場注冊時分類管理。

電力大用戶指進入廣東省直接交易目錄的用電企業；一般用戶指除電力大用戶以外、允許進入市場的其他用電企業。

所有準入的市場用戶均須全電量參與市場交易，其全部用電量按市場規則進行結算，不再執行目錄電價。

市場用戶在同一自然年內只能選擇在一個電力交易機構完成所有市場交易。對于選擇在廣東電力交易中心交易的用戶，可由售電公司代理參加廣東批發市場交易。