第一篇：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?。▍^、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年度和月度開展。有特殊需求的，也可以按照年度以上、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??；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?？缡】鐓^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?？缡】鐓^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

第三十三條開展年度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）開展年度雙邊交易、年度集中競價交易（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）。如果年度雙邊交易已滿足全部年度交易需求，也可以不開展年度集中競價交易。

（四）確定燃煤發電企業基數電量。各地根據本地區年度發電預測情況，減去上述環節優先發電和年度交易結果后，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，作為其年度基數電量。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年度交易結束后，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，發布年度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。

第三十四條年度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：在年度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。第二節年度優先發電合同簽訂

第三十八條根據確定的跨省跨區優先發電（含年度以上優先發電合同），相關電力企業在每年年度雙邊交易開始前協商簽訂次年度交易合同（含補充協議），約定年度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?。▍^、市）確定的省內優先發電，在每年年度雙邊交易開始前簽訂廠網間年度優先發電合同，約定年度電量規模及分月計劃、交易價格等。第三節年度雙邊交易

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年度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。

第四十一條年度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年度雙邊省內直接交易、年度雙邊跨省跨區交易和年度雙邊合同轉讓交易的意向協議，并在年度雙邊交易閉市前，通過技術支持系統向電力交易機構提交意向協議。年度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年度雙邊交易閉市后第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個工作日發布年度雙邊交易結果。

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年度雙邊直接交易、年度雙邊跨省跨區交易和年度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。第四節年度集中競價交易

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年度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。

第四十六條年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。

第四十七條年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。年度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。

第五節年度基數電量合同簽訂

第四十九條根據燃煤發電企業基數電量安排，在每年12月底前簽訂廠網間年度購售電合同，約定年度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年度雙邊直接交易、年度雙邊跨省跨區交易和年度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，對年度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?。▍^、市），可與其他?。▍^、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年度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年度交易合同，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日前對年度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。以年度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?。▍^、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。

第二篇：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?，F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?，F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 基數電量 第一節 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 [基數電量安排]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雙邊協商交易分月計劃，確定發電企業基數電量分月計劃。

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，在基數電量安排時適當考慮。

第42條 [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發電組合方案。發電企業、電網企業據此簽訂廠網間購售電合同。

第43條 [特殊情況]基數電量如果在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，電力調度機構以基數電量計劃為目標，以后續負荷率為依據，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?；鶖惦娏坑媱澮幠Ｅc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 [交易時序]開展雙邊協商交易，市場主體根據交易結果，簽訂雙邊協商交易合同(含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 雙邊協商交易

第50條 [總體要求]參加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。雙邊協商交易應在年底前完成。

簽訂的雙邊協商交易意向協議應包括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(月度)雙邊協商交易的小時數上限。

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

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

燃煤發電企業可參與(月度)雙邊協商交易的小時數上限=(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基數電量分月計劃以及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?，F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。

第三篇：江蘇省電力中長期交易規則.doc

附件：

江蘇省電力中長期交易規則（暫行）

第一章 總則

第一條 為規范江蘇電力市場中長期交易，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、國家發改委國家能源局《電力中長期交易基本規則（暫行）》（發改能源〔2016〕2784號）等文件和有關法律、法規規定，結合江蘇實際，制定本規則。

第二條 本規則適用于江蘇現階段開展的電力直接交易、跨省跨區交易、抽水蓄能電量招標交易、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，江蘇將適時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、掛牌交易等市場化方式，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，誠信自律，不得操縱市場價格、損害其他市場主體的利益。

市場主體有自愿參與、自主交易的權利，任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。

第五條 國家能源局江蘇監管辦公室（以下簡稱江蘇能源監管辦）、省經濟和信息化委員會（以下簡稱省經濟和信息化委）會同省發展改革委（省能源局）、省物價局等部門負責本規則的制定和實施工作，并依法履行監管職責。

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。

進入江蘇電力市場的電力用戶分為兩類：第一類是指參

加市場化批發交易的電力用戶；第二類是指參與市場化零售交易的電力用戶。

本條所稱的市場化批發交易是指電力用戶或售電企業通過電力交易機構，與發電企業直接購買電能的交易；市場化零售交易是指電力用戶向售電企業購買電能的交易。

第一節 權利與義務

第七條 發電企業:(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 電力用戶：

(一)按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、市場交易合同、輸配電服務合同，提供直接交易的電力電量需求、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，按規定支付購電價、輸配電價、政府性基金及附加等；

(三)自主選擇交易對象、方式，進入或退出交易市場；(四)按規定披露和提供信息，有權獲得市場交易和輸配電服務等相關信息；

(五)服從電力調度機構統一調度，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；

(六)遵守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；

(七)法律法規規定的其他權利和義務。第九條 不擁有配電網運營權的售電企業:(一)按規則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、市場交易合同、輸配電合同等，約定交易、服務、結算、收費，提供銀行履約保函等事項。提供直接交易的電力電量需求、典型負荷曲線及其他生產信息；

(二)獲得公平的輸配電服務；

(三)已在電力交易機構注冊的售電企業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)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）按調度要求協助安排購售電；

(八)法律法規規定的其他權利和義務。第十條 擁有配電網運營權的售電企業：

(一)具備不擁有配電網運營權的售電企業全部的權利和義務；

(二)擁有和承擔配電區域內與電網企業相同的權利和義務，按國家有關規定和合同約定履行保底供電服務和普遍服務；

(三)承擔配電網安全責任，按照要求提供安全、可靠的電力供應，確保承諾的供電質量符合國家、電力行業和江蘇省標準；

(四)按照要求負責配電網絡的投資、建設、運營和維護、檢修和事故處理等工作，無歧視提供配電服務，不得干預用戶自主選擇售電企業；

(五)同一配電區域內只能有一家企業擁有該配電網運營權，并按規定向交易主體收取配電價格（含線損及交叉補貼），代收政府性基金及附加等。代收的政府性基金及附加，由電網企業匯總后上繳財政；

(六)法律法規規定的其他權利和義務。第十一條 電網企業：

(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)按規定收取輸配電價和政府性基金及附加等；(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)按政府定價為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；當售電企業不能履行配售電義務時，根據政府調配，代為履行；

(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。第十二條 獨立輔助服務提供者：

(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。第十三條 電力交易機構：

(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)監測和分析市場運行情況，不定期向省經濟和信息化委、江蘇能源監管辦和省發展改革委（省能源局）報告市場主體異常交易或違法違規交易行為，合同執行情況及處理建議；

(七)建設、運營和維護電力市場技術支持系統；(八)配合省經濟和信息化委、江蘇能源監管辦、省發展改革委（省能源局）、省物價局對市場運營情況進行分析評估，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）法律法規規定的其他權利和義務。第十四條 電力調度機構：

(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，按規執行機組調用，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。

第二節 市場準入與退出

第十五條 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。符合國家與省有關準入條件，按照工商營業執照為基本單位在電力交易機構完成注冊、辦理數字安全證書，方可獲準參與市場交易。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。

第十六條 發電企業市場準入條件：

(一)依法取得核準和備案文件，取得電力業務許可證（發電類）。僅轉讓基數電量合同的發電企業，可直接在電力交易機構注冊；

(二)符合國家產業政策，環保設施正常投運且達到環保標準要求；

(三)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及附加以及政策性交叉補貼、支付系統備用費，并參與電網輔助服務與考核；

(四)省外以“點對網”專線輸電方式向江蘇省送電的發電企業，視同省內電廠（機組）參與江蘇電力交易。

第十七條 電力用戶市場準入條件：

(一)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、實行差別電價和懲罰性電價的用戶不得參與；

(二)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等；

(三)符合電網接入規范，滿足電網安全技術要求；(四)微電網用戶應滿足微電網接入系統的條件；(五)用電電壓等級在35 千伏及以上的用戶，可以自主選擇作為第一類用戶或者第二類用戶參與市場交易，其他用戶只能作為第二類用戶參與市場交易。

第十八條 售電企業市場準入條件：

(一)按照國家規定和江蘇省售電側改革方案相關要求執行。

(二)售電企業應根據簽約用戶的電量，向交易機構提供銀行履約保函。其中，簽約電量（含已中標的存量合同電量）低于6億千瓦時的售電企業需提供不低于200萬元人民幣的銀行履約保函；簽約電量（含已中標的存量合同電量）達到6億千瓦時、低于30億千瓦時的售電企業需提供不低于500萬元人民幣的銀行履約保函；簽約電量（含已中標的存量合同電量）不低于30億千瓦時的售電企業需提供不低于2000萬元人民幣的銀行履約保函；

第十九條 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，方可參與交易；

(二)擁有電儲能設備、具備需求側響應（如可中斷負荷）等條件的企業可參與輔助服務市場。

第二十條 滿足準入條件的第一、第二類電力用戶，原與電網企業簽訂的非市場化供用電協議，應在參加市場化交易前完成變更（或修訂），明確物理電能繼續由電網企業提供，其容量電價、功率因數考核、峰谷電價調整、輸電線損、政府性基金及附加繼續執行國家及省相關政策，電度電價由市場交易價格和偏差考核決定。

滿足準入條件的第一類電力用戶在與電網企業完成原非市場供用電協議的修訂（或重簽）、滿足準入條件的第二類電力用戶與售電企業和電網企業簽訂三方購售電合同后，按照合同約定的開始日期，納入電力市場交易、合同計劃、結算和偏差考核的范圍。

第二十一條 自愿參與市場交易的兩類電力用戶，全部電量進入市場，不再執行目錄電價，不得隨意退出市場。第二類電力用戶合同周期內只能向一個售電企業購電。第一類、第二類電力用戶當年內不得隨意轉換。

第二十二條 符合準入條件但未選擇市場交易的電力用戶，可向所在地電網企業(包括保底供電企業)購電，執行目錄電價；不符合準入條件的電力用戶由所在地電網企業按政府定價提供供電服務。

第二十三條 市場主體在履行完交易合同和交易結算的情況下，可自愿申請退出市場。

第二十四條 市場主體變更注冊或者撤銷注冊，應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，經江蘇能源監管辦會同政府主管部門核實予以撤銷注冊，并從市場主體目錄中剔除。

第二十五條 市場主體存在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、未按規定履行信息披露義務、拒絕接受監督檢查等情形的，由江蘇能源監管辦會同政府主管部門勒令整改，或強制其退出市場，同時記入信用評價系統。

第二十六條 第一類電力用戶進入市場化批發業務后自愿退出的，須轉為第二類電力用戶，向售電企業購電。原則上3年內不得再參與市場化批發業務。

被強制退出市場的電力用戶以及自愿退出市場的第二類電力用戶，原則上3年內不得再進入市場。由用戶屬地電網企業或其它擁有配網運營權的售電企業履行保底供電義務，電網企業與電力用戶交易的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，暫按照政府核定的居民電價的1.2倍執行。

第二十七條 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。

第三節 市場注冊

第二十八條 直接并入江蘇電網的發電企業（不含個人分布式能源），均應在江蘇電力交易平臺辦理市場注冊手續并保證注冊信息的完整性和準確性。發電企業的注冊信息包括基礎信息（含企業工商基本信息、核準批復文件、電力業務許可等）和機組信息。

第二十九條 進入市場交易的電力用戶必須在江蘇電力交

易平臺辦理市場注冊手續并保證注冊信息的完整性和準確性。用戶的注冊信息包括基礎信息注冊（含企業工商基本信息、供用電協議等）和用電戶號信息（含電壓等級、用電類別等）。

第三十條 在江蘇電網開展業務的售電企業必須在江蘇電力交易平臺辦理市場注冊手續并保證注冊信息的完整性和準確性。售電企業需提供包括企業工商基本信息、人員結構、注冊資金、技術平臺等資料，由電力交易機構通過電力交易平臺網站和“信用江蘇”網站向社會公示,公示期滿無異議的售電企業,注冊手續自動生效。

售電企業與第二類電力用戶簽訂購售電合同后，需與電網企業簽訂三方購售電合同，并向電力交易機構申請辦理綁定關系。電力交易機構對售電企業提交的業務綁定關系申請，以售電企業、電力用戶與電網企業的三方購售電合同為依據，在向電網企業核實后注冊完成。

第三十一條 如市場主體提供虛假注冊材料（包括第二類電力用戶非法同時與多個售電企業在一個合同周期內簽署購售電合同的行為）而造成的損失，均由責任方承擔。

第三章 交易品種、周期和方式

第一節 交易品種

第三十二條 電力市場交易品種包括電力直接交易、跨省跨區交易、抽水蓄能電量招標交易、合同電量轉讓交易、輔助服務補償(交易)機制等。

第三十三條 電力直接交易是指符合準入條件的發電企業與電力用戶（含售電企業）經雙邊協商、集中競價、掛牌等方式達成的購售電交易。

第三十四條 跨省跨區交易是指在區域(省)電網之間開展的購售電交易，可以在區域交易平臺開展，也可以在江蘇電力交易平臺適時開展。外省發電企業經點對網專線輸電江蘇的發電機組（含網對網專線輸電但明確配套發電機組的情況）可視同為省內發電企業，不屬于跨省跨區交易，應納入江蘇電力電量平衡，并參與市場交易。

第三十五條 抽水蓄能電量招標交易是指按國家規定，為分攤租賃制抽水蓄能電站發電側核定比例的租賃電費，在全省發電機組中招標的電量交易。

第三十六條 合同電量轉讓交易是指發電企業之間、售電企業之間、電力用戶之間就存量合同開展的電量相互轉讓交易。合同電量轉讓包括發電企業基數電量合同轉讓、市場交易電量合同轉讓兩種情況。

(一)發電企業基數電量合同轉讓，應以基數存量合同為基礎，允許內基數電量分批次轉讓，并體現節能減排要求，低能耗發電機組不得將基數電量轉讓給高能耗發電機組。同一類型發電機組（指天然氣機組之間、常規燃煤的同一容量等級機組之間）因電網潮流穩定調整或燃料調配因數，可以進行基數電量合同轉讓。

(二)市場交易電量合同轉讓，應在發電企業之間、售電企業之間、第一類電力用戶之間開展。市場交易電量合同轉讓必須以存量合同為依據，可以將未完成的合同電量一次性或分次轉讓給符合市場準入條件的其它市場主體。合同電量轉讓應經過安全校核。

第二類電力用戶不得與其簽約售電企業外的市場主體進行市場交易電量合同轉讓。

第三十七條 合同電量轉讓交易應在滿足電網安全校核的前提下，遵循平等自愿、公開透明的市場化原則；同時倡導節能減排，促進高效清潔機組發電。江蘇電網中執行全額收購的風電、光伏、資源綜合利用發電企業以及熱電聯產發電企業中“以熱定電”的電量合同不得轉讓。

第三十八條 輔助服務是指為維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，提供的一次調頻、黑啟動等服務。

第二節 交易周期、方式

第三十九條 電力中長期交易主要按照、月度、月內為周期開展。其中，電力直接交易和跨省跨區交易主要按和月度開展，合同電量轉讓交易主要按月度、月內開展。

第四十條 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，其中電力交易雙方的供需信息應在省經濟和信息化委、江蘇能源監管辦、省發展改革委（省能源局）認可和監管的電力交易平臺上發布。

(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的交易。

(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。

1.集中競價可以采取高低匹配或者邊際出清方式進行，允許采取多段式的電量、電價申報。

2.省內優先發電機組優先于常規機組參加集中競價交易。在高低匹配出清的出清方式下，在價格相同時，優先于常規燃煤機組成交；在邊際出清的交易方式下，按照只申報

電量方式進行，中標電價參照邊際電價優先成交，不再納入電價排序。

(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的交易。掛牌交易分單邊掛牌和雙邊掛牌兩種。

1.單邊掛牌按照“供方掛牌、需方掛牌”兩輪進行，供方掛牌時，只能需方摘牌；需方掛牌時，只能供方摘牌。

2.雙邊掛牌按照“供需掛牌、需供摘牌”同時進行，即供需雙方只能交叉摘牌。

3.掛牌期間，只公布每個市場成員的掛牌電量和電價，不公開出價方的市場成員名稱。供需雙方成交前可以調整掛牌價格。省內優先發電機組等供方可優先摘牌。

掛牌期間，市場如有成交，電力交易系統即時公布成交電量和電價，但不公開成交雙方名稱。交易雙方可即時獲知對方具體信息。

第四章 交易價格

第四十一條 電力中長期交易的成交價格由市場主體通過雙邊協商、集中競價、掛牌等市場化方式形成，第三方不得干預；基數電量應隨著發電計劃的放開采取市場化定價方

式。

第四十二條 交易電價為發電企業、電力用戶計量點電量的平段結算電度電價。發電企業的結算電價即為交易電價；對于市場化電力用戶，結算電度電價由交易電價、輸配電價（含線損及交叉補貼）、政府性基金及附加等構成。輸配電價、相關政府性基金及附加等按國家及省有關規定執行。

第四十三條 跨省跨區輸電價格按照國家及省有關規定執行。

第四十四條 雙邊協商交易價格按照雙方合同約定執行；集中競價交易價格按照邊際價格統一出清或高低匹配價格確定；掛牌交易價格按被摘牌的掛牌價格確定。

1.集中競價采用邊際價格統一出清的,按照“價格優先、容量優先、時間優先”的原則確定成交。以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雙方價格的算術平均值確定市場邊際成交價，作為全部成交電量價格統一出清。

2.集中競價采用高低匹配出清的，按照“價格優先”的原則，對發電企業申報價格由低到高排序，電力用戶申報價格由高到低排序，依次配對直到匹配電量達到公布的集中競價交易規模或者一方可成交的電量全部匹配完，成交價為配對雙方價格的算術平均值。

3.掛牌交易價格按被摘牌的掛牌價格確定。掛牌電量低

于等于1億千瓦時時，供需雙方只能掛牌一個價格及對應電量。大于1億千瓦時的可多筆掛牌，除末筆掛牌外，每筆掛牌不得低于1億千瓦時。在供需雙方掛牌后，在規定交易時間內可以對多筆掛牌進行摘牌，如果同一筆掛牌被多家摘牌，則按“時間優先”原則成交。摘牌方電量低于該筆掛牌電量時，則按摘牌電量成交，成交電價為該筆掛牌價；每成交一筆電量，電力交易平臺自動計算并扣減掛牌電量。

第四十五條 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(含線損)構成。輸電價格（含線損）根據國家發展改革委和國家能源局組織的跨省跨區送電專項輸電工程成本監審結果，由國家統一核定。跨省跨區交易輸電費用及損耗按照實際計量的物理量結算。

第四十六條 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。跨省跨區合同轉讓應當按潮流實際情況考慮輸電費和損耗。

第四十七條 執行峰谷電價的電力用戶參與市場交易時，可以繼續執行峰谷電價，峰、谷電價按市場交易電價和目錄平電價的差值同幅增減；如按市場交易電價結算，應承擔相應的調峰服務費用（通過直接購買或者輔助服務考核與補償機制分攤）。為規范電力用戶側執行峰谷分時電價損益的管理，省物價局可根據損益情況統籌考慮峰谷電價的調整。

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，按市場交易電價結算。

第四十八條 雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競價、掛牌交易中，為避免市場操縱及惡性競爭，可以對報價設置上限；參與市場交易機組發電能力明顯大于用電需求時，可對報價設置下限。

第五章 交易組織

第一節 交易流程

第四十九條 電力交易機構組織市場交易前，應按省經濟和信息化委、江蘇能源監管辦、省發展改革委（省能源局）的要求，發布交易信息公告。交易的申報和出清必須在全過程的數字加密方式下進行。嚴禁任何單位、組織、個人在交易進行中泄露市場成員私有信息。除電網安全校核外,禁止任何單位、組織、個人在交易進行中臨時修改出清規則或設立修正系數干預交易。

（一）交易公告應提前三個工作日發布，內容包括但不限于以下內容：

1.合同執行周期內關鍵輸電通道剩余可用輸送能力情況；

2.合同執行周期內江蘇電力市場總體供需情況； 3.合同執行周期內，跨省跨區交易電量需求預測；

4.合同執行周期內各準入機組的可發電量上限； 5.交易準入成員條件、交易總規模、交易申報時間、截止時間、結果發布時間等。

交易公告發布后，電力交易機構原則上按照準入成員條件，按照機組組合、用電單元組合配置交易單元，用于市場成員申報。

（二）交易申報時間應在工作日內進行，時間不低于1個小時。無約束出清應在申報結束后的一個工作日內完成，安全校核工作在兩個工作日內完成。

（三）交易結果的發布應按照本規則的第十章信息披露規定執行。

第五十條 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。

第五十一條 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。

鼓勵電力用戶、售電企業與江蘇風電、光伏等可再生能源發電企業簽訂直接交易合同和電量認購，積極開展綠色能源證書認購工作。

第二節 電量交易組織

第五十二條 開展交易時遵循以下順序：

(一)確定省內優先發電。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，確保規劃內的風電、太陽能、生物質發電、余熱余壓等可再生能源保障性收購；為滿足調峰調頻和電網安全需要，抽水蓄能機組等調峰調頻電量優先發電；在保證安全、兼顧調峰需要的情況下合理安排核電優先發電，并鼓勵其參與市場交易；實行“以熱定電”，供熱方式合理、納入在線監測并符合國家和省環保要求的熱電聯產機組優先發電。

(二)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。

(三)按照國家確定的抽水蓄能租賃費用分攤比例，由電力交易機構組織掛牌交易。

(四)根據江蘇實際情況,每年12月初由售電企業和第一類電力用戶上報次的用電量規模預測，由電力交易機構組織開展市場交易。

(五)確定化石能源（含燃煤、天然氣）發電企業基數電量。根據本省發電預測情況，減去上述環節優先發電量、抽水蓄能招標發電量及市場交易發電量后，作為化

石能源發電企業的基數電量，并按照機組容量等級確定基數電量。

(六)按照有序放開發用電計劃要求，逐年縮減化石能源發電企業基數電量，直至完全取消。除基數計劃外，其他電量均通過市場化交易實現。省經濟和信息化委、江蘇能源監管辦、省發展改革委（省能源局）應結合電量需求、電網運行、減煤減排等情況，綜合核定我省每燃煤機組發電小時數的最高上限，燃煤發電企業實際發電利用小時不應超過我省燃煤機組發電小時數的最高上限。

第五十三條 電力交易機構應根據經安全校核后的交易情況，于12月底前將優先發電、基數電量、市場交易、跨省跨區交易和合同電量轉讓交易等合同進行匯總，并發布交易和分類交易結果。電力調度機構應按交易結果合理安排電網運行方式，保障交易順利實施。

第五十四條 交易開始前仍未確定優先發電的，可參考歷史情況測算，預留足夠的優先發電空間，確保交易正常進行。

第五十五條 積極落實國家指令性計劃和政府間送電協議。在保障本省電能平衡和保證發電企業簽訂的各類交易合同完成的基礎上，積極開展跨區跨省電能交易。在本省電能供應緊張時，優先購買省外清潔電能，在本省電能供應平衡和富裕情況下，推進省外清潔電能資源替代本省常規燃煤機

組的發電工作。

第五十六條 市場主體簽訂購售電合同后即可進行轉讓，但轉讓次月電量合同應于當月底3日之前完成，具體交易組織及申報時間以電力交易機構發布的交易公告為準。

第三節 月度電量交易組織

第五十七條 當月20日前，發電企業應在電力交易平臺申報參與次月市場交易的發電能力上限；售電企業、第一類電力用戶應在電力交易平臺申報參與次月市場交易的總用電量、雙邊協商交易計劃、集中競價、掛牌交易電量需求。

第五十八條 當月24日前，電力交易機構完成月度市場交易的組織工作。相關交易的組織按照交易規則執行。

第五十九條 當月25日前，市場主體完成次月合同電量轉讓。

第六十條 當月26日前，市場主體應按照電網設備計劃檢修、自身生產經營情況和對發用電情況的預測，完成后續月份存量合同的分月計劃調整與確認工作。

第六十一條 在各類月度交易結束后，電力交易機構應當根據經安全校核后的交易結果，對分月結果和次月月度交易結果進行匯總，于每月月底前發布匯總后的次月交易結果。

第四節 合同電量轉讓組織

第六十二條 市場交易電量合同轉讓的交易組織，原則上按照月度（前）開展。

第六十三條 市場交易電量合同轉讓只能單向選擇轉讓或者受讓。

第六十四條 省內基數電量轉讓合同、直接交易電量轉讓合同，不再收取輸電損耗費用。

第六十五條 為規避市場風險，基數電量轉讓合同、直接交易電量轉讓合同均采取月度簽訂，月結月清方式進行。轉讓的合同電量不得再次轉讓。

第五節 月度偏差電量交易

第六十六條 月度偏差電量預掛牌交易主要針對次月可能出現的電量偏差，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）。

第六十七條 電力交易機構在每月第4周組織發電企業申報次月預掛牌上下調價格，發電企業必須提供上下調價格。電力交易機構形成次月上下調價格序列并公布。當價格相同時，增發電量按照機組容量由大到小、減發電量按照機組容量由小到大的順序確定中標機組。當月未納入開機組合的機組不參與上調、下調電量交易。

第六十八條 在電力市場建設過渡階段，可以在月內適時組織開展當月偏差電量的交易。

第六節 臨時交易和緊急支援交易

第六十九條 通過自主協商方式可與其它?。ㄊ?、區）開展跨省區臨時及緊急支援交易，交易電量、交易曲線和交易價格均由購售雙方協商確定。

第七十條 電力交易機構應當事先與其它交易機構約定跨省跨區緊急支援交易的價格及其他事項，在電力供應出現嚴重缺口時，由電力調度機構根據電網安全約束組織實施。必要時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。

第七十一條 電力調度機構事后應將臨時及緊急支援交易的原因、電量、電價等情況向江蘇能源監管辦、省經濟和信息化委、省發展改革委（省能源局）報告。

第六章 安全校核

第七十二條 電力調度機構負責涉及其調度范圍的各種交易的安全校核工作。所有電力交易必須通過電力調度機構安全校核后方可生效，涉及跨省跨區的交易，須通過所有相關電力調度機構的安全校核。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。

第七十三條 為保障系統整體的備用和調頻調峰能力，省級電力調度機構在市場信息公示日前2個工作日，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，折算得到各機組電量上限，對參與市場交易的機組發電利用小時數提出限制建議,由電力交易機構在信息披露中予以公布。

第七十四條 電力調度機構在市場信息公示日前2個工作日，向電力交易機構提供電網關鍵通道輸電能力、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。

第七十五條 電力調度機構在收到電力交易機構提供的初始交易結果匯總后，應在1個工作日內完成安全校核。安全校核未通過時，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。

第七十六條 發電企業在交易過程中，如因參加市場化交易，導致發電負荷率等安全校核條件未通過時，應優先扣減市場化交易電量，確保基數電量完成；發電企業在參加月度及月度以內交易過程中，如發電負荷率等安全校核條件未通過，因根據電網實際運行情況調整合同，優先調整機組基數電量，后調整市場交易電量?；鶖惦娏渴苁袌鼋灰纂娏坑绊懖荒芡ㄟ^安全校核的，可以轉讓。削減市場交易電量時，先削減集中競價交易電量，后削減雙邊協商交易電量。

對于集中競價交易，按集中競價成交順序進行削減；對于雙邊協商交易，按時間優先原則進行削減，時間相同時，按發電側節能低碳調度的優先級進行削減，對于約定電力交易曲線的，最后削減。

第七章 合同簽訂與執行

第一節 合同簽訂

第七十七條 各市場主體應根據合同示范文本簽訂各類電力交易合同。

第七十八條 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市場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，納入我省優先發電計劃，并優先安排輸電通道。

第七十九條 電力市場合同（協議）主要包括以下類型： 1.發電企業與電網公司簽訂購售電合同；

2.省內經營配電網的售電企業與電網企業的供用電合同；

3.電網企業與非市場化電力用戶的供用電合同； 4.電網企業與參加市場化批發業務的電力用戶供用電合同（含輸電服務）；

5.電網企業、售電企業及其簽約的電力用戶（市場化零售用戶）簽訂三方購售電合同（含輸電服務）；

6.售電企業與簽約的用戶簽訂的購售電合同； 7.直接交易的發電企業、電力用戶（含售電企業）與電網輸電方簽訂直接交易三方合同；

8.抽水蓄能電量招標合同； 9.合同電量轉讓合同（協議）； 10.跨省跨區電網企業間的購售電合同。

電力交易機構出具的電子交易中標通知書，與合同具備同等效力。

第八十條 發電企業與電網企業簽訂購售電合同由中長期購售電合同和協議組成。中長期購售電合同有效期五年，約定發電企業并網計量點、電費支付以及應遵守電力市場交易規則等基礎性條款；協議明確當年的基數電量、市場化電量、各類電價和分月電量安排。

執行全額收購的風電、光伏發電企業，以中長期購售電合同為準，原則上不再簽訂協議。

第八十一條 各類合同在執行示范文本的基礎上，可以實行電子化管理。合同數據以電力交易機構的技術支持系統為準。

第二節 合同執行

第八十二條 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。

第八十三條 電力調度機構負責根據經安全校核后的月度總發電計劃，合理安排電網運行方式和機組開機方式。

第八十四條 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進度提出異議時，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。

第八十五條 已約定交易曲線的電力直接交易合同，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。

第八十六條 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。

第八十七條 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，并于事后向江蘇能源監管辦和省經濟和信息化委書面報告事件經過。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。

第三節 合同電量偏差處理

第八十八條 在合同的執行周期內，在購售輸電三方一致同意的基礎上，允許本月修改后續月的合同分月計劃，修改后的分月計劃需要提交電力調度機構安全校核通過后執行。

第八十九條 在執行月度偏差電量預掛牌交易的方式下，電力調度機構應嚴格執行預掛牌確定的機組調用順序。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。當電力需求超出預期時（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；當電力需求低于預期時（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。

第九十條 在執行月度偏差電量預掛牌交易的方式下，月度上下調電量當月結清，不跨月滾動。上調電量不占用機組優先發電、基數電量和市場化交易合同，下調電量按照機組月度平臺交易電量（含集中競價和掛牌）、月度雙邊協商電

量、雙邊協商交易分月電量、基數電量分月計劃、優先發電分月計劃的順序依次扣減。

第八章 輔助服務

第九十一條 輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務。鼓勵需求側、高性能儲能設備參與提供輔助服務，允許獨立輔助服務提供者參與提供輔助服務。

第九十二條 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。

第九十三條 逐步放開輔助服務市場化交易品種，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。

第九十四條 電力用戶、獨立輔助服務提供者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。

第九十五條 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。

第九十六條 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。

第九十七條 跨省跨區送電到江蘇的發電企業納入本省輔助服務管理范圍，并根據提供的輔助服務獲得或者支付補償費用。

第九十八條 在江蘇電網輔助服務市場啟動前，按《江蘇電網輔助服務管理實施辦法》執行。

第九章 計量和結算

第一節 計量

第九十九條 電網企業應當根據市場運行需要為市場主體

安裝符合國家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。

第一百條 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。

第一百零一條 電力用戶應分電壓等級分戶號計量。同一個工商營業執照，有多個不同電壓等級戶號的電力用戶，可自愿選擇是否按照電壓等級就高不就低的原則合并戶號參加交易。合并戶號后相關合同計劃調整結算以及偏差考核均按照合并后進行。合并戶號的用戶，在合同周期內，不得再進行拆分戶號交易。

如計量點存在照明、農業等與工業電量混合計量的情況，應在供用電合同中明確“定量定比”拆分方法。

為統計售電企業月度電量的偏差，應按照電網企業、售電企業與第二類電力用戶簽訂的三方購售電合同中明確的計量點，做匯總統計。

第一百零二條 發電企業內多臺發電機組共用上網計量點且無法拆分，不同發電機組又必須分開結算時，原則上按照每臺機組的實際發電量等比例拆分共用計量點的上網電量。

風電、光伏企業，可以按照共用同一計量點的機組容量分攤上網電量。

第一百零三條 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和相關市場成員。當交易按月開展時，電網企業應保證各市場成員日電量數據準確；當交易按日開展時，電網企業應保證各市場成員小時電量數據準確。

第一百零四條 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。

第二節 結算的基本原則

第一百零五條 市場主體的可結算電量統計口徑，由實際上網電量（或用網電量）、合同電量轉讓、月度上下調電量等部分組成，并按照合同約定，區分基數電量、直接交易電量、抽水蓄能招標電量、跨省外送電量、月度上下調電量等。

新投產發電機組的調試電量單獨統計。

第一百零六條 電力交易機構負責按照自然月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的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的電力交易機構出具結算依據；合同電量轉讓交易由江蘇電力交易機構分別向出讓方和受讓方出具結算依據。

第一百零七條 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，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。

第一百零八條 發電企業上網電量電費次月由電網企業支付；電力用戶仍向電網企業繳納電費，并由電網企業承擔電力用戶側欠費風險；售電企業按照交易機構出具的結算依據和電網公司進行電費結算。

第一百零九條 隨著電力市場發展，如不承擔電費資金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。

第一百一十條 電力用戶的容量電價、政府基金及附加、輸電損耗、峰谷比、功率因數調整等按照電壓等級和類別按實收取，上述費用均由電網企業根據國家及省有關規定提供結算依據。

第一百一十一條 電力交易機構向各市場主體提供結算依據，包括以下部分：

(一)發電企業的結算依據。包括本月實際上網電量、每筆合同結算電量/電價和違約電量/電價、基數電量（或優先發電電量）、電價等信息；在實行預掛牌交易的方式下，發

電企業的電費構成包括：電量電費、上調服務補償費、下調服務補償費、偏差調整費用、平均分攤的結算差額或盈余資金、輔助服務費用。

(二)第一類電力用戶的結算依據。包括該用戶分戶號和電壓等級的每筆合同結算電量/電價、違約（偏差調整）電量/電價等內容。

(三)第二類電力用戶的結算依據。售電企業根據電網企業提供的該用戶分戶號和電壓等級的抄核電量，按照購售電合同約定，將包括分戶號和電壓等級的電量、電價以及偏差情況在內的結算方案提供給電力交易機構。電力交易機構與用戶核對匯總后，形成市場化電量結算依據。

(四)售電企業的結算依據由兩部分組成，一是與發電企業直接交易每筆合同結算電量/電價，違約電量/電價等，由電力交易機構結算完成；二是由售電企業向電力交易機構提供其簽約的電力用戶每個戶號的結算電量、電價等。電力交易機構與用戶確認后，上述兩部分電費匯總記賬，資金可對沖結算。

(五)電網企業結算依據均由電力交易機構提供：一是輸電費用結算單，包括每筆合同輸電電量、結算電價（含損耗明細），以及違約電量、電價等；二是電網公司向跨區跨省市場主體購售電結算單，包括每筆合同的結算電量和電價以及違約電量、電價等。

(六)輔助服務結算依據由電力交易機構提供。(七)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。

(八)偏差調整電費暫由電網企業收取。第一類電力用戶偏差調整電費由電網企業在電費發票中單項列示；售電公司偏差調整電費納入與電網企業結算范圍，按照對沖抵消結果開具發票并單項列示；發電企業偏差調整電費在向電網開具上網或交易電費發票中扣減并單項列示。

第一百一十二條 第二類電力用戶月度偏差由售電企業參照本規則在購售電合同中約定偏差補償辦法，電力交易機構不提供偏差調整結算單。

第一百一十三條 對于同一個市場成員，有多筆市場化交易合同的情況，結算順序如下：

(一)按合同執行周期排序：當月到期的合同優先于未到期的合同執行；

(二)按交易品種排序：合同電量轉讓合同、跨區跨省交易合同、直接交易合同、抽水電量交易合同結算優先級依次遞減；

(三)按交易組織方式排序：集中競價、掛牌交易、雙邊協商結算優先級依次遞減；

第一百一十四條 對于同一個市場成員，多個用電戶號

（或者發電機組）共同簽訂市場化交易合同的情況，按照各用電戶號的實際用電量（或機組實際發電量）進行合同結算電量的拆分。

第三節 電力用戶的結算

第一百一十五條 對于非市場化售電業務的電力用戶（電網企業保底供電用戶），仍按照目錄電價和供用電合同約定執行。

第一百一十六條 第一類電力用戶可以通過存量合同的分月計劃調整、參加月度交易、合同電量轉讓等方式，規避電量偏差調整風險；在此基礎上，實際用電量與當月合同電量的偏差，納入偏差調整費用。

第一百一十七條 第一類電力用戶電度電費參照其與發電企業簽訂的市場化交易合同約定的分月計劃進行結算：

(一)實際用電量低于市場化交易合同約定的月度計劃97%時，依照第一百一十三條的次序結算電量，低于97%的差值電量部分，按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收偏差調整費用；

(二)實際用電量在月度計劃97%至103%之間時，依照第一百一十三條的市場化合同次序，按實際用電量結算。其中超出月度計劃的電量按照市場化合同加權平均價結算；

(三)實際用電量在月度計劃103%至110%之間時，在上

條結算基礎上，超出103%部分按照對應的目錄電價結算并按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收偏差調整費用；

(四)實際用電量超過月度計劃110%時，在上條結算的基礎上，超出110%部分按照對應的目錄電價結算并按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的20%征收偏差調整費用。

第一百一十八條 在電力市場過渡時期，對第一類電力用戶市場化交易合同可采用“月度結算，清算”的方式進行結算：

(一)在上條結算基礎上，每年1月初，參照上年實際用電量和所有調整后的合同，對第一類電力用戶收取偏差考核費用，并對上年各月份的月度偏差考核費用進行清算退補；

(二)上年實際用電量超出市場化交易合同總電量的103%的電量部分，按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收偏差調整費用；

(三)若上年實際用電量低于市場化交易合同總電量的97%，對低于97%的差值電量部分，按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收偏差調整費用。

第一百一十九條 按照電力市場開展情況，在開展月度交易預掛牌的方式下：

（一）第一類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或當月市場交易的最高成交價結算）。

第一類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。3%以內的少用電量免于支付偏差調整費用，3%以外的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差調整費用（系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差調整費用）。

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。

（二）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。

1.非市場電力用戶的總用電量大于優先發電和基數電量時，3%以內的超用電量免于支付偏差調整費用；3%以外的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差調整費用。

2.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，3%以內的少用電量免于支付偏差調整費用，3%以上的少用電量按下調電量補償單價支付偏差調整費用（系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價或當月市場交易的最高成交價的10%支付偏差調整費用）。

3.非市場電力用戶用電偏差導致的偏差調整費用由電網

企業承擔，電網企業通過對非統調電廠等造成的偏差進行計量，按責任分攤部分偏差調整費用。偏差計量、責任劃分和費用分攤辦法由電網企業另行制定，報江蘇能源監管辦和省經濟和信息化委同意后實施。

（三）對于約定交易曲線的用戶，根據每日實際用電曲線計算偏差電量。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或當月市場交易的最高成交價結算）；每日各時段的累計少用電量，3%以內的少用電量免于支付偏差調整費用，3%以上的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差調整費用（系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差調整費用）。

第一百二十條 第二類電力用戶電度電費由其簽約的售電企業出具結算方案，提交電力交易機構和電力用戶審核。如電力用戶有異議，經調解無法達成一致，電力交易機構暫按照目錄電價對電力用戶進行當月結算。電力用戶可提交仲裁機構或上訴解決。爭議期間，電力交易機構凍結售電企業的履約保函，并可按照電費爭議的具體情況，要求售電企業補充追加履約保函。

第一百二十一條 上述用戶的峰谷、功率因數調整繼續執行原有國家及省規定不變。

第四節 售電企業的結算

第一百二十二條 售電企業可以通過存量合同的分月計劃調整、參加月度交易、合同電量轉讓等方式，規避電量偏差調整風險；在此基礎上，按照被委托電力用戶的實際用電總量與當月合同總電量（分月計劃）的偏差，納入考核。

第一百二十三條 售電企業參照直接交易合同約定的當月分月計劃進行結算：

(一)所有簽約的電力用戶實際用電量總和低于市場化交易合同約定的月度計劃97%時，依照第一百一十三條的次序結算電量。低于97%的差值電量部分，按照當期江蘇火電燃煤機組標桿電價的10%征收偏差調整費用;(二)所有簽約的電力用戶實際用電量總和在市場化交易合同約定的月度計劃97%至103%之間時，依照第一百一十三條的次序，按實際用電量結算。其中超出月度計劃的電量按照市場化合同加權平均價結算；

(三)所有簽約的電力用戶實際用電量總和在市場化交易合同約定的月度計劃103%至110%之間時，在上條結算基礎上，超過103%部分，按照所有簽約用戶加權目錄電價結算并按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收偏差調整費用；

(四)所有簽約的電力用戶實際用電量總和超過月度計劃110%時，在上條結算基礎上，超出110%部分，按照所有簽約

用戶加權目錄電價結算并按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的20%征收偏差調整費用。

第一百二十四條 在電力市場過渡時期，對售電企業直接交易合同可采用“月度結算，清算”的方式進行結算：

(一)在上條結算基礎上，每年1月初，參照上年所有簽約的電力用戶實際用電量和所有調整后的合同，對售電企業收取偏差考核費用，并對上年各月份的月度偏差考核費用進行清算退補；

(二)上年所有簽約的電力用戶實際用電量超出直接交易合同總電量的103%的電量部分，按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收偏差調整費用；

(三)若所有簽約的電力用戶上年實際用電量低于直接交易合同總電量的97%，對低于97%的差值電量部分，按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收偏差調整費用。

第一百二十五條 按照電力市場開展情況，在開展月度交易預掛牌的方式下，參照第一百一十九條第（一）款進行結算。

第一百二十六條 售電企業與其市場化零售電力用戶的結算及偏差調整費用，由售電企業根據與電力用戶的購售電合同約定進行。

第一百二十七條 經營配網業務的售電企業與電網企業間的結算，在前文結算的基礎上，按照供電線路電壓等級和計

量點的實際電量，向電網企業支付輸電費用。

第一百二十八條 經營配網業務的售電企業，其配網范圍內供電的電力用戶的電量、電費結算由售電企業參照供用電協議執行，政府基金和附加，由配售電企業代收。

第五節 發電企業的結算

第一百二十九條 可再生能源和非常規燃煤機組結算基本原則:(一)對可再生能源、資源綜合利用電廠上網電量實行全額收購。對于參加綠色能源認證交易的風電、光伏發電企業，交易電量不再享受政府補貼；

(二)垃圾摻燒發電企業按國家確定的電價政策結算；熱電聯產企業按照“以熱定電”原則結算；

(三)核電、天然氣發電企業按市場化電量優先結算、基數電量月度滾動方式執行。如當月實際上網電量不足以滿足市場化交易電量時（電網調度因素除外），差額電量部分，按照當期標桿上網電價與當月發電權交易加權平均電價的差價，向電網公司支付。

第一百三十條 常規燃煤機組市場化電量優先結算，基數電量按照月度滾動方式進行結算，其中：

(一)當月度實際上網電量高于月度市場化電量時，超出電量計入基數電量。基數電量累加超出基數計劃

101%的電量為當月超發電量，超發電量按照當月省內基數電量轉讓平臺指導價結算，若當月無基數電量轉讓,則按照最近一個月的省內基數電量轉讓平臺指導價結算；

(二)發電企業因自身原因，當月實際上網電量低于月度市場化電量計劃時，實際上網電量按照第一百一十三條的規定按實結算。若實際上網電量低于月度計劃的97%，對低于月度計劃97%的差值電量部分，按照當月（最近一個月）省內基數電量轉讓平均電價收取偏差調整費用。

第一百三十一條 在電力市場過渡時期，對發電企業市場化交易合同可采用“月度結算，清算”的方式進行結算：

(一)在上條結算基礎上，每年1月初，參照上年所有上網電量和所有調整后的合同，對發電企業收取偏差考核費用，并對上年各月份的月度偏差考核費用進行清算退補；

(二)上年實際上網電量低于市場化交易合同總電量的97%時，對低于97%的差值電量部分，按照當期江蘇燃煤機組標桿電價的10%征收偏差調整費用。

第一百三十二條 按照電力市場開展情況，在開展月度交易預掛牌的方式下：

(一)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，3%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%或標桿上網電價的10%支付偏差調整費用，3%以內的少發電量免于支付偏差調整費用。

(二)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，3%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%或標桿上網電價的10%支付偏差調整費用，3%以內的少發電量免于支付偏差調整費用。

(三)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或當月市場交易合同中最低電價結算。

(四)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。

(五)全部合同均約定交易曲線的發電企業，根據每日的47

實際發電曲線計算偏差電量。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或當月市場交易合同中最低電價結算；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%支付偏差調整費用；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。

第六節 預掛牌方式下偏差調整費用的處理 第一百三十三條 電力用戶偏差調整費用、發電企業偏差調整費用，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損耗率折算到發電側。

第七節 電網企業的結算

第一百三十四條 除不可抗力外，因電網企業的責任導致發電企業、電力用戶（含售電企業）電量超欠，電網企業需雙向賠償發電企業和電力用戶（含售電企業）。具體賠償標準按合同約定執行。

第一百三十五條 跨區跨省各類交易的電量結算依據，由電力交易機構提供。

第一百三十六條

對電力用戶、售電企業、發電企業等收取的偏差考核資金在電網企業設立專戶進行管理，實行收支兩條線，具體使用辦法另行制定。

第八節 其他

第一百三十七條 因電網故障、電網改造、電網企業間的跨區跨省電能交易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調整費用；因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。

第一百三十八條 發電企業因不可抗力欠發，直接交易合同仍參照發電企業欠發情況確定可結算電量，電力用戶（含售電企業）因發電企業欠發而超用部分按照目錄電價結算，不收取其他考核分攤費用。

第一百三十九條 電力用戶（含售電企業）因不可抗力少

用，直接交易合同仍參照電力用戶少用情況確定可結算電量，發電企業因電力用戶欠用而超發部分計入基數電量滾動結算或按照月度預掛牌上調服務處理。

第一百四十條 售電企業違背電力市場交易規則時，交易中心可代資金結算方在保函約定的范圍內向銀行提出索賠，收取并轉付賠款。

第十章 信息披露

第一百四十一條 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。

第一百四十二條 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。

第一百四十三條 市場成員應該報送與披露包括但不限于以下信息：

(一)電力交易機構：交易約束條件及情況；交易電量執行，電量清算、結算等；每筆交易的公告，成交總體情況，成交結果公示等； 電力交易計劃和執行情況等；偏差電量責

第四篇：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。

第五篇：電能交易基本規則

電能交易基本規則

（草案）

第一章 總 則

第一條 為規范電能交易行為，維護電力市場秩序，保障電力交易主體合法權益，根據《電力監管條例》和有關法律、行政法規，制定本規則。

第二條 本規則所稱的電能交易，是指以市場需求為導向，交易主體通過自主協商或集中競爭等方式進行電能買賣的活動。包括跨省區電能交易、大用戶與發電企業直接交易、發電權交易等。

第三條 本規則所稱的交易主體，包括已取得電力業務許可證的發電企業、輸電企業、供電企業，以及經電力監管部門或政府有關部門核準的電力用戶。凡是列入國家淘汰名單的電力企業和用戶，不得安排進入電力市場參加電能交易。

第四條 國家電力監管委員會及其派出機構（以下簡稱電力監管機構）依法對電能交易實施監管。

第二章 交易組織

第五條 電能交易的組織應當遵循公開、公平、公正以及市場化的原則，充分尊重交易主體的自主權利。任何單位和個人，不得進行強制交易，不得干預、指定交易電量或價格。

第六條 開展電能交易應遵守相關交易規則。電力監管機構負責組織制定電能交易規則。

區域間開展的電能交易，其交易規則由國家電監會組織制定；省間開展的電能交易，其交易規則由區域電監局組織制定；省內開展的電能交易，交易規則由省級電監辦或相應的區域電監局會同地方政府有關部門組織制定。

第七條 國家電監會統籌全國范圍內電能交易規則的管理。區域電監局統籌區域內電能交易規則的管理。

區域電監局、省級電監辦制定的電能交易規則應報國家電監會核備后發布。省級電監辦制定的電能交易規則同時報所屬區域電監局備案。

第八條 電力調度交易機構具體負責電能交易的組織和實施工作，不以營利為目的。

第九條 電力調度交易機構應在組織開展電能交易前制訂電能交易公告，并向交易主體公示。公告內容應包括但不限于：交易意向、組織依據、交易電量和價格形成方式等。

第三章 交易方式

第十條 電能交易按照自主協商、集中競爭等方式開展，經安全校核后執行。

自主協商方式，是指購售電交易主體按照自愿參與、自主選擇的原則，通過事先協商達成交易意向，簽訂交易合同。

集中競爭方式，是指購售電交易主體在電能交易平臺上通過撮合、掛牌等方式進行集中交易。

原則上，及以上電能交易以自主協商為主、集中競爭為輔。

第十一條 跨省（區）開展的電能交易，原則上由發電企業與省（區）外的購電主體直接通過區域電能交易平臺進行交易。

委托電網企業進行跨?。▍^）電能交易的發電企業，在交易開展前，應與被委托電網企業簽訂委托交易合同，明確委托交易雙方的權利和義務。

第十二條 省內開展的電能交易，可以由發電企業與發電企業之間進行發電權交易，也可以由發電企業與電力用戶之間進行直接交易。

第十三條 電能交易過程中電網企業收取的輸配電費用應按國家核定的標準執行；未經國家核定的，由電網企業和相關交易主體協商確定，報電力監管機構備案后執行。

第十四條 跨?。▍^）電能交易中由于潮流穿越?。▍^）電網引起的輸電損耗，已由國家核定的，應當遵照執行；未經核定的，可以按前三年同期同電壓等級線路的平均輸電損耗為基礎確定，報電力監管機構備案后執行。

第四章 交易注冊

第十五條 電力監管機構負責電能交易注冊的管理工作。電力調度交易機構具體負責為交易主體的注冊提供服務。

第十六條 交易主體須向電力調度交易機構注冊后取得市場交易資格。交易主體變更或者撤銷注冊，應當書面報請電力監管機構確認后由電力調度交易機構負責辦理。

第十七條 電力調度交易機構應將注冊的情況公示；不予注冊的，需告知原因；交易主體有異議的，由電力監管機構組織論證和裁定。

第五章 合同管理

第十八條 交易主體簽訂的電能交易合同是交易執行和結算的依據。第十九條 交易主體簽訂的電能交易合同，應按規定向電力監管機構備案。

第二十條 月度及以上的中長期電能交易合同的簽訂應參照國家制訂的合同范本。

第二十一條

一個月以內完成的臨時交易，可在事前約定開口合同并報備，也可在事后補充簽訂合同。補充合同一般采用紙質合同，也可采用電子確認單。補充合同應明確交易時段、電量、電價、輸電價格、交易對象等內容。

第六章 信息披露

第二十二條 電力調度交易機構和交易主體應按規定履行信息披露、報告職責。

第二十三條 電力監管機構應按規定監管信息披露的內容、程序和時限。

第二十四條

電力調度交易機構應定期發布電能交易綜合信息，對交易的電能流向、價格、輸電費（及網損）等情況向交易主體公示。

第二十五條

電力調度交易機構應建立電能交易信息平臺，對交易主體公平開放，并將有關信息接入電力監管信息系統。

第二十六條

電力調度交易機構應對電能交易過程中安全校核的有關情況作出說明，并予以公示。交易主體對校核結果有異議的，由電力監管機構組織論證和裁定。

第七章 交易監管

第二十七條

電力監管機構負責電能交易的監管工作。

第二十八條

電力監管機構應建立電能交易工作評價制度，定期組織交易主體對交易工作進行總結評價，編制評價報告并公布。

區域電能交易總結評價工作，由區域電監局負責組織；?。ㄊ?、區）電能交易的總體評價工作，由省級電監辦或相應的區域電監局負責組織。省級電監辦對本省（市、區）電能交易的總體評價報告應抄報區域電監局。

第二十九條

電力交易主體有下列情形之一的，由電力監管機構責令改正，給予警告；情節嚴重的，對直接負責的主管人員和其他直接負責人員，依法給予處分。

（一）未按照規定辦理注冊手續的；

（二）未按照規定簽訂電能交易合同的；

（三）有不正當競爭、串通報價、行使市場操縱力等違規交易行為的；

（四）違反規定強制交易的；

（五）未按照規定披露有關信息的；

（六）其它違反相關電能交易規則的。

第三十條 電力企業、電力調度交易機構制定約束其他交易主體的規范性文件，應報電力監管機構核備后方可發布。違反本條規定的，由電力監管機構責令改正，給予警告。

第三十一條

任何單位不得制定損害市場公平和企業合法權益的電能交易規范性文件。違反本條規定的，由電力監管機構責令改正。

第八章 附 則

第三十二條

本辦法由國家電力監管委員會負責解釋。第三十三條

本辦法自發布之日起施行。