第一篇：福建电网电力市场交易运营系统要点
福建电网电力市场交易运营系统
使用协议书
系统提供方： 福建省电力有限公司 系统使用方：
编号：
福建电网电力市场交易运营系统使用协议书
系统提供方： 福建省电力有限公司 系统使用方：
为满足电力交易业务的需要，向交易各方提供更好的服务，系统提供方开发建设了福建电网电力市场交易运营系统，系统使用方申请使用福建电网电力市场交易运营系统。为明确系统服务有关事项，按照国家法律法规，经双方协商，本着诚实、守信的原则，签订本协议。
一、福建电网电力市场交易运营系统（以下简称：“运营系统”）可为系统使用方提供以下功能性服务：
1.提供电网运行、市场供需、交易计划和实际完成情况等市场信息。
2.通过系统直接参与系统提供方组织的电力交易。
3.通过系统参与交易计划的编制。
4.对交易结算情况进行核对，并进行交易电量结算。
二、系统提供方的服务承诺：
1.按照电力交易的实际需要以及相关规定，向系统使用方提供公开透明、良好的服务。
2.按照运营系统的使用条件，为系统使用方办理注册、退出手续。
3.按照运营系统使用指南规定的服务范围，向系统使用方提供相应的服务，方便运营系统的使用。
4.管理、维护运营系统，确保系统的正常运行。根据电力交易的实际需要，不断完善运营系统。
三、系统使用方接受服务，基于：
1.按照《福建电网电力市场交易运营系统运行维护管理办法（试 行）》（闽电交易„2009‟960号）（见附件），注册申请使用运营系统。
2.按照公平竞争的原则，规范参与电力交易，共同维护交易秩序。
3.按照运营系统要求提供注册及电力交易等有关信息，填写并提交附表1、2，并保证其正确性。
4.有申请数字证书的用户，请设专人妥善保管数字证书，及时更改注册密码，数字证书不得转借他人使用。
四、双方有责任对运营系统的电力交易有关非公开信息保密，确保电力交易的安全。
五、在出现以下情况时，系统提供方不承担责任。
1.系统使用方未正确运用系统而造成的损失。
2.如遇到自然灾害等不可抗力事件，或其他不可预见的非常情况发生，从而导致影响运营系统运行。
3.系统使用方遗失数字证书或遗忘注册密码时，在办理挂失前产生的后果。
六、如国家法律法规对本协议条款有新的规定时，按新规定执行。
七、本协议正本一式四份，协议双方各持两份。
八、本协议自双方签订之日起生效，至系统使用方办理退出手续之下一个工作日起终止。
系统提供方签字（盖章）：
年 月 日
系统使用方签字（盖章）：
年 月 日
附件
福建电网电力市场交易运营系统 运行维护管理办法（试行）
第一章 总 则
第一条 为规范福建电网电力市场交易运营系统（以下简称系统）运行维护管理工作，明确责任，提高运行维护时效性，确保系统安全稳定运行，有效支持和保障相关市场交易业务有序开展，依据国家电网交易„2008‟280号《国家电网公司电力市场交易运营系统运行维护管理办法（试行）》和闽电信息„2008‟964号《福建省电力有限公司业务应用系统管理规定》，制定本办法。
第二条 系统是实现福建电网电力市场交易服务的技术平台，是实现电力资源优化配臵的技术手段，是为系统用户提供市场服务的支撑平台之一。
第三条 系统是福建省电力有限公司（以下简称公司）信息系统的重要组成部分，是公司SG186工程的主要应用之一，按公司信息系统建设、安全防护和运行维护要求，与公司其他业务应用一起实施，统一部署，统一运行维护。
第四条 本办法适用于公司本部、直管电业局、相关二级供电局及参与电力市场交易相关业务的发电企业及其他市场主体的系统运行维护管 理工作。
第二章 职责分工
第五条 公司交易中心职责如下：
（一）负责系统建设和改造，制定系统功能规范，会同科技与信息中心制定系统运行管理办法；
（二）负责总体协调和处理系统应用过程中业务功能、业务管理方面的问题，规范统一业务流程及业务功能应用；
（三）负责系统的实用化工作，包括各模块功能应用、用户管理、数据真实性、完整性、唯一性的确认；
（四）负责组织开展系统应用培训和专业技术交流；
（五）经公司授权，与市场主体签订系统使用协议。第六条 公司科技与信息中心职责如下：
（一）负责制定本系统有关的通用技术标准和规范；
（二）负责系统的硬件采购、横向集成、纵向贯通等管理工作，并通过数据中心为系统提供横向数据；
（三）负责对系统运行中发生的跨部门（单位）的技术工作进行协调；
（四）会同交易中心对系统的硬件、网络的运行维护和数据备份进行监督和检查。
（五）会同交易中心指定系统的运维机构。第七条 公司信息运维机构职责如下：
（一）负责系统硬件和网络的日常运行维护，包括系统软、硬件平台、网络等运行状态监控以及系统版本升级、故障（问题）记录和处理；
（二）负责系统数据的备份与恢复，安全策略和应急处理预案的制定，软硬件平台的安全防护；
（三）协助完成系统开发及升级部署工作；
（四）对市场成员接入系统相关工作提供技术支持；
（五）按照公司交易中心、科技与信息中心要求，收集各类汇总资料。第八条 直管电业局、相关发电企业、相关二级供电局及其他市场主体责任如下：
（一）负责本单位应用工作，包括各模块功能应用、录入数据正确性确认等；
（二）负责本单位与系统配套的网络、桌面工作站、操作系统等软硬件平台的运行维护和管理（包括补丁更新、病毒防护、数字证书安装等）；
（三）负责收集本单位应用中的系统技术与功能缺陷、新的业务需求、功能和性能改进意见，并及时报送公司交易中心；
（四）协助处理系统异常和故障；
（五）办理系统注册和变更手续，签订系统使用协议。
第三章 用户管理
第九条 公司本部、直管电业局、相关二级供电局、相关发电企业及其他市场主体需使用系统，应向公司交易中心提交注册申请，办理相关注册手续，经审核通过后获得系统相应的人员帐户。第十条 运营系统的注册流程：
（一）填写系统用户使用申请书和注册表，并由系统用户的法定代表人或其授权代理人签名确认并盖单位公章后，提交公司交易中心；
（二）签订系统使用协议书；
（三）委托公司交易中心办理用户CFCA数字证书；
（四）通过帐号密码和CFCA数字证书登入系统运营系统，完善相关注册信息；
（五）完成注册，开始使用系统。
第十一条 公司交易中心作为电力交易数字证书认证服务的证书受理和管理机构，按照国家电网公司电力市场交易运营系统数字证书管理相关规定受理各市场主体的数字认证证书申请材料，核实市场主体的人员身份信息。交易中心委托国电信息中心办理数字认证证书，并负责数字认证证书的发放。数字认证证书的费用由各市场主体在收到数字认证证书之日起的一个月内自行支付给生产厂家――中国金融认证中心。
第十二条 用户数字证书与系统用户信息一一对应，申请的系统使用人员人数决定了需要的数字证书USB密钥的数量。
第十三条 系统用户遗失数字证书或遗忘注册密码，必须持本单位有效证明，向系统管理者提出申请，办理数字证书补办或注册密码重臵手续。
第十四条 市场主体可设立以下角色：
（一）系统管理员：负责市场主体的系统客户端运维，配合系统故障处理等；负责收集本单位相关设备或技术信息的收集，通过系统进行相关数据的注册和修改。
（二）交易员：负责代表市场成员参与竞争，进行相关运营数据、交易数据及统计数据的申报和查询；负责完成与电力市场交易相关的各类合同和协议的管理；
（三）结算员：负责在交易规则规定的期限内，提交结算抄见电量，对结算源数据和预结算结果进行校核，完成结算相关工作。第十五条 系统用户在本单位内应设臵1名系统管理员，至少设1名交易员或结算员，交易员和结算员可设为同1人，也可分别设臵。
第十六条 系统使用人员保持相对固定，并具备专用联系电话、电子邮箱等，人员名单及相关资料报公司交易中心备案。
第十七条 系统用户必须妥善保管本单位的数字证书、注册密码。数字证书的使用和存放要满足防火、防水、防盗等安全要求。
第十八条 特定权限的用户只能使用与其权限相符的界面和相应的功能；不同市场人员，只能浏览和使用特定于其角色的界面及功能。第十九条 系统使用人员应经过上岗培训，并确认业务人员具备熟练使用系统的能力。
第二十条 系统用户按照福建电网电力市场交易的有关规则通过系统参与市场交易业务，办理的交易运营所发生的电子信息记录均为该项交易业务的有效凭证。
第四章 应用管理 第二十一条 系统应用管理由公司交易中心负责，由其根据相关的业务管理办法设立系统应用角色，分配各角色的权限，配臵各项业务的处理流程及相应的功能模块。
第二十二条 按照“谁主管、谁负责”的原则确定数据源，保证数据源的唯一性。数据源责任部门（单位）应审查数据的准确性和完整性，并及时提供至数据中心。
第二十三条 直管电业局、相关二级供电局、相关发电企业及其他市场主体应明确专人负责系统应用，并负责注册、交易、运营、结算等信息的录入和维护，确保信息录入的及时性、完整性、准确性、规范性。直管电业局、相关二级供电局的科信部门应协助应用部门进行系统接入、通道贯通、终端安全防护等相关工作。
第二十四条 系统用户应按照系统相关说明和使用指南正确操作，避免出现操作不当而造成损失。
第二十五条 在系统的安全性受到威胁时，公司交易中心可中止系统的使用，同时通知系统用户。
第二十六条 其它业务应用经公司交易中心授权后，可通过数据中心使用系统相关数据。
第五章 软硬件运行维护及故障问题处理
第二十七条 根据系统运行维护需要，公司信息运维机构需做好以下系统日常维护工作：
（一）负责系统日常运行，监视系统运行环境及硬件平台和网络的运行状况；
（二）负责系统日常维护，进行系统常规检测，制定全量与增量的备份策略，需要时及时恢复系统；
（三）负责防火墙、入侵检测、病毒防护安全审计等安全防护策略的制定和日常维护。分析运行安全情况，进行相关的系统安全管理。第二十八条 公司交易中心统一受理本级系统运行中发生的各类问题（故障），并及时记录、处理。涉及系统应用的业务类问题由应用开发商处理；涉及系统软、硬件运行错误、市场成员接入等非业务类问题，交由公司信息运维机构进行处理。
第二十九条 由于网络、服务器软硬件平台等原因导致系统访问出现异常或运行中断故障时，公司信息运维机构应进行分析，并及时进行故障排除，为系统各项业务的连续性提供保障。
第六章 需求变更
第三十条 在系统应用过程中，公司本部、直管电业局、相关二级供电 10 局、相关发电企业及其他各市场主体如有新增需求或需求变更，应向公司交易中心申请。
第三十一条 公司交易中心会同科技与信息中心提交的需求变更进行分析和甄别后处理。对涉及系统性的问题以及涉及三级电力市场协同运作的问题按规定上报国网公司总部信息化工作部和交易中心。总部交易中心会同信息化工作部定期组织有关厂商对系统进行统一升级和完善。对涉及业务实用化应用的问题由公司交易中心组织应用开发商进行改造完善。
第七章 运行评价
第三十二条 按国家电网公司电力市场交易运营系统运行维护管理办法规定，国家电网公司总部信息化工作部会同交易中心对系统的运行维护管理工作、运行成效进行检查、评价和考核。
第八章 附 则
第三十三条 本办法由公司交易中心负责解释和执行监督。第三十四条 本办法自印发之日起执行。
第二篇：01-四川电网电力市场交易运营系统使用协11.26新
编号： 740
四川电网电力市场交易运营系统使用协议书
系统提供方：四川省电力公司
系统使用方： 沐川县七星火谷水电开发有限公司
为满足电力交易业务的需要，向交易各方提供更好的服务，系统提供方开发建设了四川电网电力市场交易运营系统，系统使用方自愿使用四川电网电力市场交易运营系统。为明确系统使用和服务的有关事项，经双方协商，本着诚实、守信的原则，签订本协议。
一、四川电网电力市场交易运营系统（以下简称“运营系统”）可为系统使用方提供以下功能性服务：
1.通过系统直接参与系统提供方组织的电力交易； 2.提供电力市场相关信息； 3.其它与电力市场有关的服务。
二、系统提供方的服务承诺：
1.按照电力交易的实际需要，向系统使用方提供公开透明、无歧视的服务。
2.按照运营系统的相关管理办法，为系统使用方办理注册、变 更、退出手续。
3.按照本协议第一条规定的服务范围，向系统使用方提供相应的服务。
4.管理、维护运营系统，确保系统的正常运行，并根据电力交易的实际需要，不断完善运营系统。
三、系统使用方接受服务，应遵守以下承诺：
1.遵守《四川电网电力市场交易运营系统使用管理办法》（见附件）。
2.按照公平竞争的原则，规范参与电力交易，共同维护交易秩序。
3.按照运营系统要求提供注册信息及电力交易等有关信息。4.设专人妥善保管数字证书，及时更改注册密码，数字证书不得转借他人使用。
四、双方有责任对运营系统的电力交易有关非公开信息保密，确保电力交易的安全；共同遵守《CFCA数字证书服务协议》，保证运营系统运行安全。
五、在出现以下情况时，系统提供方不承担责任。
1.系统使用方未按照《四川电网电力市场交易运营系统使用管理办法》和《四川电网电力市场交易运营系统用户手册》正确使用运营系统而造成的损失。
2.如遇到自然灾害等不可抗力事件，或其他不可预见的非常情况发生，从而导致影响运营系统运行。3.由于系统使用方自身原因产生的后果。
六、如果国家法律法规对本协议条款涉及的内容有新的规定时，按新规定执行。
七、本协议正本一式肆份，协议双方各持贰份。
八、本协议自双方签订之日起生效，至系统使用方办理退出手续之下一工作日起终止。
系统提供方签字： 系统使用方签字：
沐川县七星火谷水电开发有限公司
年 月 日 2011年08月 15日
四川电网电力市场交易运营系统使用管理办法
（试 行）
第一章 总 则
第一条 为保证四川电网电力市场交易运营系统（以下简称“运营系统”）的正常使用和运行，确保运营系统和涉密信息的安全，明确运营系统管理相关事项，特制定本办法。
第二条 本办法适用于四川电网电力市场交易运营系统使用管理。
第三条 本办法所称的运营系统用户是指具备通过四川电网电力市场交易平台参与电力交易条件的发电企业和电力用户。
运营系统用户应当遵守国家有关的法律和法规，遵守与网络服务有关的网络协议、规定和程序；按照《四川电网电力市场交易运营系统用户手册》的规定操作；未经许可，不得向第三方提供运营系统的相关信息。
第四条 四川省电力公司负责运营系统的运行管理，按照本办法的规定办理系统用户注册、变更、退出手续。
在运营系统的安全性受到威胁时，系统管理者有权中止运营系统的使用，但需及时通知系统用户。
第二章 注册及使用
第五条 运营系统的使用条件：
（一）系统提供方和系统使用方签订《四川电网电力市场交易运营系统使用协议书》。
（二）系统使用方完成运营系统的注册手续。
（三）系统使用方终端设备满足以下条件：硬件配臵：CPU，P4 2.0G以上；内存，512M以上；硬盘空间，有效空间2G以上即可。软件配臵：操作系统，WINDOWS XP SP2。
第六条 运营系统的注册流程：
（一）填写《四川电网电力市场交易运营系统使用申请书》和注册申请表，并由系统用户的法定代表人或其授权代理人签名确认并加盖公章后，提交至四川电网电力交易大厅。
（二）签订《四川电网电力市场交易运营系统使用协议书》。
（三）办理数字证书。
（四）用户登陆运营系统，填写相关注册信息。
（五）经交易中心审批后开始使用运营系统。第七条 系统用户的相关信息发生变化后要及时登陆运营系统修改注册信息，保证相关业务的正常进行。一般情况下，用户信息发生变化后系统用户应在2个工作日内登陆运营系统修改注册信息，并在5个工作日内将信息变更申请表报送至交易大厅。
第八条 系统用户不再使用运营系统时必须提出申请，然后办理相关手续。
第九条 系统用户应按照四川电网电力市场交易的有关规则通过运营系统参与交易。
第三章 电力交易员的管理
第十条 系统用户在本单位内部应设臵“电力交易员”。电力交易员可设臵2人，人员保持相对固定，并具备专用联系电话、电子邮箱等，人员名单及相关资料报四川电网电力交易中心备案。
第十一条 电力交易员主要负责运营系统中本单位的数据申报、电量结算、信息管理等工作。
第十二条 四川省电力公司负责对电力交易员进行运营系统的使用培训。
第四章 数字证书和密码的管理
第十三条 系统用户必须妥善保管本单位的数字证书和密码。数字证书的使用和存放要满足防火、防水、防盗等安全要求。
因系统用户对本单位数字证书和密码管理不善给本单位或其他主体造成的损失由该用户承担。
第十四条 系统用户通过使用数字证书和密码登陆运营系统后进行操作，由此而发生的电子记录均为该项操作的有效凭证。
第十五条 系统用户遗失数字证书或遗忘密码，须持本单位出具的有效证明，向交易中心提出申请，办理数字证书补办或密码重臵手续。
第五章 附则
第十六条 本办法对系统用户规定的权利义务自动构成《四川电网电力市场交易运营系统使用协议书>>的附件内容，《协议书》应当对此予以载明。系统提供方在签订《四川电网电力市场交易运营系统使用协议书》时，应当特别提请系统用户注意本办法的规定。
第十七条 系统用户签订《四川电网电力市场交易运营系统使用协议书》视为承诺遵守本办法的规定。
第十八条 本办法由四川省电力公司负责解释。
第十九条 本办法自印发之日起实施。
第三篇：广东电力市场交易基本规则
广东电力市场交易基本规则(试行)
(征求意见后修改稿)第一章 总 则
第1条 [目的、依据]为规范广东电力市场交易，构建安全、高效的市场结构和市场体系，保障市场成员合法权益，促进电力市场健康发展，依据有关法律法规和《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发„2015‟9号)及其配套文件、《中共广东省委 广东省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》(粤发„2015‟14号)等文件精神，制定本规则。
第2条 [原则、指导思想]广东电力市场遵循安全高效、公平公正、因地制宜、实事求是的原则和务实起步、先易后难、循序渐进、逐步完善的指导思想。
第3条 [定义与分类]电力市场交易分为电力批发交易和电力零售交易。
电力批发交易是指发电企业与售电公司或电力大用户之间通过市场化方式进行的电力交易活动的总称。现阶段，是指发电企业、售电公司、电力大用户等市场主体通过双边协商、集中竞争等方式开展的中长期电量交易。
电力零售交易是指售电公司与中小型终端电力用户(下称“一般用户”)开展的电力交易活动的总称。
第4条 [市场秩序]电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得利用市场力或市场规则的缺陷操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。第5条 [适用范围]本规则适用于《广东电力市场建设实施方案》中含交叉补贴的输配电价核定前的电力市场交易，并根据电力体制改革进程进行修订。
第6条 [实施主体]国家能源局南方监管局负责组织制定广东电力市场交易基本规则。国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会、广东省发展和改革委员会根据职能依法履行广东电力市场监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。
第二章 市场成员
第7条 [成员分类]市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。
第8条 [发电企业权责]发电企业的权利和义务：(一)按规则参与电力市场交易，执行基数电量合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同。
(二)获得公平的输电服务和电网接入服务。
(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务。
(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息。
(五)法律法规所赋予的其他权利和责任。第9条 [电力用户权责]电力用户的权利和义务：(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同。
(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等。
(三)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息。
(四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度要求安排用电。
(五)遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰。
(六)法律法规所赋予的其他权利和责任。
第10条 [售电公司权责]不拥有配电网运营权的售电公司的权利和义务：
(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电合同，约定交易、服务、结算、收费等事项。
(二)获得公平的输配电服务。
(三)已在电力交易机构注册的售电公司不受供电营业区限制，可在省内多个供电营业区售电。
(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息。
(五)应承担保密义务，不得泄露用户信息。
(六)按照国家有关规定，在指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报。
(七)售电合同期满后，用户拥有自由选择售电公司的权利。
(八)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按政府要求和调度指令协助安排用电。
(九)法律法规所赋予的其他权利和责任。
第11条 [拥有配电网运营权的售电公司权责]拥有配电网运营权的售电公司的权利和义务：
(一)具备不拥有配电网运营权的售电公司全部的权利和义务。
(二)在其供电运营权范围内与电网企业相同的权利和义务，按约定履行保底供电服务和普遍服务义务等。
(三)承担配电网安全责任，按照国家标准或者电力行业标准提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量应符合国家和行业标准;获取政府规定的保底供电补贴。
(四)负责配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电公司。
(五)同一供电营业区内只能有一家公司拥有配电网运营权。拥有配电网资产绝对控股权且具备准入条件的售电公司，可以只拥有投资收益权，配电网运营权可委托电网公司或符合条件的售电公司，自主签订委托协议。
第12条 [电网企业权责]电网企业的权利和义务：(一)保障输配电设施的安全稳定运行。
(二)为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务。(三)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统。
(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、收催缴电费、维修等各类供电服务。
(五)按规定收取输配电费用，代国家收取政府性基金与附加等。
(六)预测并确定不参与市场交易的用户电量需求，执行厂网间基数电量等合同。
(七)按政府定价向不参与市场交易的用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同。
(八)按规定披露和提供信息。
(九)法律法规所赋予的其他权利和责任。
第13条 [电力交易机构权责]电力交易机构的权利和义务：
(一)组织和管理各类交易。(二)编制交易计划。
(三)负责市场主体的注册管理。
(四)提供电力交易结算依据及相关服务。(五)监视和分析市场运行情况。
(六)经授权在特定情况下实施市场干预。
(七)建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统。(八)配合对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议。(九)配合开展市场主体信用评价，维护市场秩序。(十)按规定披露和发布信息。
(十一)法律法规所赋予的其他权利和责任。
第14条 [电力调度机构权责]电力调度机构的权利和义务：
(一)按调度管理权限负责安全校核。
(二)根据调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全。
(三)向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能。
(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易计划的执行。(五)经授权暂停执行市场交易结果。
(六)按规定披露和提供电网运行的相关信息。(七)法律法规所赋予的其他权利和责任。第三章 市场准入管理 第一节 准入和退出条件
第15条 [基本准入条件]参加市场交易的发电企业、售电公司、电力用户，应当是具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)、电力用户经法人单位授权，可参与相应市场交易。
第16条 [准入程序]市场主体资格采取注册制度。参与电力市场的发电企业、售电公司、电力用户应符合国家、广东省有关准入条件，进入广东省公布的目录，并按程序完成注册和备案后方可参与电力市场交易。
第17条 [发电企业准入条件]广东省内发电企业市场准入：
(一)与电力用户、售电公司直接交易的发电企业，应符合国家、广东省有关准入条件，并在电力交易机构注册。仅开展基数电量合同转让交易的发电企业，可直接在电力交易机构注册。
(二)并网自备电厂参与市场化交易，须公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费。
(三)省外以“点对网”方式向广东省送电的发电企业，符合国家、广东省有关准入条件并进入发电企业目录后，视同广东省内电厂(机组)参与广东电力市场交易。
第18条 [电力用户准入条件]电力用户市场准入：(一)符合国家产业政策，单位能耗、环保排放达到国家标准。
(二)拥有自备电厂的用户应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费。
(三)微电网用户应满足微电网接入系统的条件。第19条 [售电公司准入条件]售电公司的市场准入：(一)售电企业应依法完成工商注册，取得独立法人资格。(二)售电企业可从事与其资产总额相匹配的售电量业务。(三)拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职人员。
(四)拥有配电网经营权的售电企业应取得电力业务许可证(供电类)。
(五)符合售电企业准入相关管理办法要求的其他条件。售电企业的准入条件及管理办法依照国家发展改革委和国家能源局的有关规定，由省政府有关部门另行制定。参与市场交易的售电企业应向电力交易机构申请注册。
第20条 [自愿退出]发电企业、售电企业、超过规定期限的电力用户履行完交易合同和交易结算的，可自愿申请退出市场。符合退出条件的，从市场主体目录中剔除。
第21条 [强制退出]市场主体由于不再符合准入条件等情形的，按有关规定强制其退出市场。
市场主体违反国家有关法律法规和产业政策规定、严重违反市场规则、发生重大违约行为，恶意扰乱市场秩序、未尽定期报告披露义务、拒绝接受监督检查的，国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会根据职能组织调查确认，强制其退出市场，并将有关法人、单位和机构情况记入信用评价体系，5年之内不得再进入市场。
第22条 [退出要求]售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭等特殊原因退出市场的，应提前至少45天通知国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会、电力交易机构以及电网企业和电力用户等相关方。退出之前，售电公司应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜，否则不得再参与市场。
电力用户自进入市场之日起，3年内不得自行退出市场，否则对其用电价格给予一定的惩罚。电力用户无法履约的，提前45天书面告知电网企业、相关售电公司、电力交易机构以及其他相关方，将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。
第二节 市场注册管理
第23条 [注册管理]电力交易机构应建立市场注册管理工作制度，由市场管理委员会审议通过后，报国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会、广东省发展和改革委员会备案后执行。
第24条 [市场注册]符合准入目录的市场主体均需在电力交易机构进行市场注册。电力交易机构按规定披露相关信息，包括但不限于已注册的发电企业、售电公司和电力用户的名单、联系方式等相关信息。
第25条 [注册变更]市场主体注册变更，须向电力交易机构提出申请，电力交易机构按照注册管理工作制度有关规定办理。
第26条 [市场注销]自愿和强制退出的市场主体，由广东省经济和信息化委员会在目录中删除，由电力交易机构进行注销，并向社会公示。
监管中发现不再符合注册条件或强制退出的市场主体，国家能源局南方监管局直接向电力交易机构下达通知，取消其注册资格，并抄送广东省经济和信息化委员会。广东省经济和信息化委员会也可直接通知电力交易机构，取消注册资格，并抄送国家能源局南方监管局。
第四章 市场交易基本要求
第27条 [市场用户分类管理]市场用户分为电力大用户和一般用户，市场注册时分类管理。
电力大用户指进入广东省直接交易目录的用电企业;一般用户指除电力大用户以外、允许进入市场的其他用电企业。
所有准入的市场用户均须全电量参与市场交易，其全部用电量按市场规则进行结算，不再执行目录电价。
第28条 [电力大用户交易要求]现阶段，电力大用户选择以下两种方式之一参与市场交易：
(一)与发电企业开展双边协商交易，直接参与月度集中竞争交易。
(二)全部电量原则上通过一家售电公司购电，并在合约期限内维持购售电关系不变。
第29条 [一般用户交易要求]一般用户只可选择一家售电公司购电，并在合约期限内维持购售电关系不变。
第30条 [售电公司要求]同一投资主体(含关联企业)所属的售电公司，月度集中竞争交易申报电量不应超过月度集中竞争交易总电量的15%。
售电公司暂不能代理发电企业参与集中竞争交易。第31条 [省内发电机组分类和要求]省内省级及以上调度发电机组分为A类机组和B类机组。其中，A类机组是指暂未获得与用户侧直接交易资格的发电机组，只拥有基数电量;B类机组指获得与用户侧直接交易资格的发电机组，可同时拥有基数电量和市场电量。
发电企业初期以电厂为最小单元参与市场交易。单个发电企业的机组通过不同电压等级接入电网的，应分电压等级参与市场交易;单个发电企业的机组通过同一电压等级但不同并网点接入电网的，应分并网点参与市场交易;其他因电网安全运行需要的，可由电力交易机构会同电力调度机构发布发电企业参与市场交易的最小单元要求。随着市场的逐步完善，发电企业适时转变为以机组为最小单元参与市场交易。
第32条 [省间交易要求]按照“计划+市场”模式加快完善省间市场化交易机制。现阶段，政府间框架协议外的省间送电，主要通过合同电量转让交易方式进行。
加快推动广东电力市场建立分时电价机制以及辅助服务市场化交易机制。较为完善的市场机制基本具备后，积极吸纳省外发、用电等市场主体直接参与广东电力市场双边协商交易和月度集中竞争交易等市场交易。
第五章 交易周期和方式
第33条 [交易周期]现阶段主要以和月度为周期开展电能量交易(含合同电量转让交易)，适时启动辅助服务市场化交易。
第34条 [交易方式]电能量交易主要采用双边协商、集中竞争等方式进行。
(一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量、电价，形成双边交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
(二)集中竞争交易指市场主体通过电力技术支持系统申报电量、电价，采取双向报价的形式，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交市场对象、成交电量与成交价格等。
第六章 价格机制
第35条 [基本原则]交易中的成交价格由市场主体通过市场化的交易方式形成，第三方不得干预。
第36条 [输配电价]输配电价核定前，采取保持电网购销差价不变的方式。相关政府性基金与附加按国家有关规定执行。
第37条 [用户侧电价计算]输配电价核定前，电力大用户购电价格按照广东省政府确定的电网环节输配电价暂不作调整的原则执行。具体如下：
(一)适用两部制电价的电力大用户，其购电价格由容量电价和电量电价组成。大用户购电的容量电价保持不变，电量电价为该大用户适用的目录电价的电量电价与交易价差之和。
(二)适用于单一制电价的电力大用户，其购电价格为该大用户适用的目录电价的电量电价与交易价差之和。
(三)原执行峰谷电价政策的电力大用户，交易价差不随峰谷电价浮动。
通过售电公司购电的用户参照执行。
第38条 [交易限价]双边协商交易原则上不进行限价。集中竞争交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或交易价差设臵上限，电力供应严重过剩时可对报价或成交交易价差设臵下限。
第七章 基数电量 第一节 基数电量确定
第39条 [供需预测]每年年底，预测次年全省电力供需平衡情况，预测总发用电量，测算西电东送计划、省级政府协议电量，根据用户放开程度测算市场需求电量，测算省内机组平均发电利用小时数。
第40条 [优先发电安排]按照以下原则安排优先发电量：优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电;充分安排保障电网调峰调频和安全运行需要的电量;背压热电联产机组全部发电量;兼顾资源条件、系统需要，合理安排水电发电;兼顾调峰需要，合理安排核电发电;合理安排余热、余压、余气、煤层气等资源综合利用机组发电;适当增加贫困地区、革命老区机组发电量;适当增加实施碳捕集(CCUS)示范项目发电量。
第41条 [基数电量安排]基数电量总规模应不低于优先发电电量规模，并按节能低碳发电调度原则安排。结合全年逐月的非市场用户需求预测、机组检修、来水预测、燃料供应等情况，以及发电企业签订的双边协商交易分月计划，确定发电企业基数电量分月计划。
其中，抽凝热电联产机组的供热需求、局部网络约束机组的发电需求可根据发用电计划放开程度，在基数电量安排时适当考虑。
第42条 [基数电量合同签订]广东省发展和改革委员会会同广东省经济和信息化委员会在年底前确定下一发电组合方案。发电企业、电网企业据此签订厂网间购售电合同。
第43条 [特殊情况]基数电量如果在交易或年初的月度交易开始后仍未分配，电力调度机构参照第一季度的发电组合方案执行。
第二节 月度基数电量计划编制
第44条 [A类机组月度基数电量计划编制]对于A类机组，电力调度机构以基数电量计划为目标，综合考虑以资源定电、输变电及发电设备检修变化等因素，合理编制各月份基数电量计划。
第45条 [B类机组月度基数电量计划编制]对于B类机组，电力调度机构以基数电量计划为目标，以后续负荷率为依据，结合非市场用户的需求变化、输变电及发电设备检修变化等因素，合理编制各月份基数电量计划，确保基数电量计划规模与非市场用电需求相匹配。
第46条 [月度基数电量计划发布]电力调度机构编制月度基数电量计划，作为合同转让交易以及基数电量结算依据，同月度交易计划一并发布。
第八章 电力批发交易 第一节 交易时序安排
第47条 [交易品种]现阶段，交易品种包括双边协商交易，月度集中竞争交易和合同电量转让交易。
第48条 [交易时序]开展双边协商交易，市场主体根据交易结果，签订双边协商交易合同(含及各月度双边协商交易电量)。
第49条 [月度交易时序]在月度基数电量计划和月度双边协商交易电量的基础上，首先组织月度合同电量转让交易，然后开展月度集中竞争交易。
第二节 双边协商交易
第50条 [总体要求]参加双边协商交易的市场主体包括准入的发电企业、电力大用户、售电公司。双边协商交易应在年底前完成。
签订的双边协商交易意向协议应包括总量及各月份分解电量、交易价差等。
第51条 [信息发布]每年10月下旬，电力交易机构会同电力调度机构应通过技术支持系统等方式发布双边交易相关市场信息，包括但不限于：
(一)次年省内全社会、统调口径电力电量供需预测;(二)次年参与市场用户总需求及分月需求预测;(三)次年关键输电通道网络约束情况;(四)次年西电东送协议电量需求预测;(五)次年全省煤机平均发电煤耗、各机组发电煤耗;(六)次年发电企业可参与(月度)双边协商交易的小时数上限。
第52条 [(月度)双边协商交易的小时数上限]发电企业(月度)双边协商交易的小时数上限计算公示：
(月度)平均双边协商交易小时数=已注册市场用户(月度)需求预测/B类机组总装机容量
燃煤发电企业可参与(月度)双边协商交易的小时数上限=(月度)平均双边协商交易小时数×[k0-k1×(发电企业发电煤耗-全省平均发电煤耗)/全省平均发电煤耗] B类中的其他类型发电企业参照煤耗最低的燃煤发电企业确定双边协商交易小时数上限。
k0、k1由广东电力交易中心市场管理委员会提出建议，省政府有关部门会同能源监管机构发布。
第53条 [交易意向提交] 每年11月底前，市场主体经过双边协商形成交易意向并签署书面协议，并通过技术支持系统提交至电力交易机构。
第54条 [交易校核]电力交易机构根据用户历史用电数据，对电力大用户、售电公司签订的双边协商交易合同进行交易校核，并在12月份前3个工作日内汇总交易意向协议，送电力调度机构进行安全校核。
第55条 [安全校核]电力调度机构原则上10个工作日内完成安全校核，并将校核结果返回电力交易机构。电力调度机构对发电企业基数电量分月计划以及双边协商交易分月计划一并进行安全校核，给出安全运行风险提示，包括局部送出受限情况、顶峰发电需求以及煤机运行负荷率建议等。
第56条 [合同签订]电力交易机构发布经安全校核后的双边协商交易结果。
市场主体如对交易结果有异议，应在结果发布24小时内向电力交易机构提出异议，由电力交易机构会同电力调度机构及时给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布24小时内通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。
交易确认完成后，自动生成双边协商交易合同，相关市场主体及时通过技术支持系统签订。
第三节 合同电量转让交易
第57条 [开市时间]合同电量转让交易先于月度集中竞争交易，原则上在每月25日前组织。
第58条 [交易标的和参与主体]现阶段，在发电企业之间开展基数电量和双边协商交易电量的转让交易，允许西南富余水电机组作为受让方参与合同电量转让交易。
合同电量转让交易不影响出让方原有合同的价格和结算。第59条 [交易要求]合同电量转让交易符合以下要求：(一)发电企业之间合同电量转让交易须符合节能减排原则，原则上只允许煤耗高的机组转让给煤耗低的机组。机组排序按照政府公布的节能发电调度机组序位确定。
(二)电网运行约束机组合同电量、热电联产机组合同电量、调峰调频电量原则上不得转让。
(三)合同电量转让交易原则上通过技术支持系统开展。第60条 [出让方交易申报]出让方通过技术支持系统向电力交易机构申报交易标的，包括：拟出让电量、出让价格。其中，拟出让电量不超过月度基数电量和月度双边协商交易电量之和，出让价格指出让方支付给受让方的补偿价格。拟出让的基数电量、双边协商交易电量按相同的出让价格分开申报。
电力调度机构对出让方申报的拟出让电量进行校核并确认。电力交易机构通过技术支持系统发布出让方名称、确认后的可出让电量等信息。
第61条 [受让方交易申报]受让方通过技术支持系统向电力交易机构申报拟受让电量、受让价格。
电力调度机构对受让方申报的拟受让电量进行校核并确认。电力交易机构通过技术支持系统发布受让方名称、确认后的可受让电量等信息。
第62条 [交易撮合]电力交易机构通过技术支持系统进行合同电量转让交易撮合：
(一)出让方按照出让价格排序，价高者优先。价格相同时，按照节能发电调度原则，按煤耗高的机组优先于煤耗低的机组排序。
(二)受让方按照申报的受让价格排序，价低者优先。价格相同时，按照节能发电调度原则，西南富余水电优先，省内煤耗低的机组优先于煤耗高的机组。
西南富余水电申报的受让价格应包含本省内以及省间输电价格、网损电价。
(三)将出让方申报价格、受让方申报价格配对，形成竞争交易价差对。价差对=出让价格-受让价格 价差对为负值时不能成交。
价差对为正值或零时，按照价差对大者优先撮合的原则进行交易。价差对相同时，出(受)让方机组能耗高(低)者优先成交;出(受)让方机组能耗相同的，按申报电量比例分配。
(四)受让方机组煤耗应低于出让方机组煤耗。(五)按照以上原则形成无约束交易结果，由电力交易机构发布，并送电力调度机构进行安全校核。
第63条 [结算价格]合同转让电量结算价格等于每个有效匹配对中，出让方和受让方申报价格的平均值。
第64条 [安全校核]合同电量转让交易与月度集中竞争交易形成的无约束交易结果一并进行安全校核，形成有约束交易结果。如发生输电阻塞，优先调整月度集中竞争交易结果。
第四节 月度集中竞争交易
第65条 [开市时间]原则上在每月的25日前组织开展次月的月度集中竞争交易。
第66条 [交易预通知发布]电力交易机构在不迟于交易日的3个工作日前发布月度集中竞争市场交易预通知，包括交易的开市时间、交易主体范围等信息。
第67条 [电力大用户申报交易需求]电力大用户在交易日的2个工作日前申报次月用电需求、次月需求增量。
次月需求增量=次月用电需求–月度双边协商交易电量 若单个电力大用户次月用电需求大于其次月双边协商交易电量，则差额部分为其月度集中竞争市场需求增量。若其用电需求小于或等于次月协商交易计划，则其月度集中竞争市场需求增量为0。
第68条 [售电公司申报交易需求]售电公司参照电力大用户，申报所代理全部用户的次月用电需求。
第69条 [发电企业申报物理执行的协商交易电量]发电企业在交易日的2个工作日前申报次月选择物理执行的协商交易电量，不得超过月度协商交易总量，则剩余的协商交易电量参与月度集中竞争优化。初期，发电企业的双边协商交易电量默认为物理执行，条件成熟时可选择参与月度集中竞争优化。
第70条 [发电企业集中竞争申报电量上限]发电企业集中竞争申报电量上限按以下步骤确定：
(一)按照双边协商交易与月度集中竞争交易供需比一致的原则确定发电企业月度市场电量的上限，减去选择物理执行的月度双边协商交易电量后，得到参与月度集中竞争交易的申报电量上限。
月度市场平均小时数 = 月度市场用户总用电需求/B类机组总装机容量
燃煤发电企业月度市场电量上限=燃煤发电企业装机容量×月度市场交易平均小时数×[k0-k1×(发电企业发电煤耗-全省平均发电煤耗)/全省平均发电煤耗] B类中的其他类型发电企业参照煤耗最低的燃煤发电企业确定市场电量上限。发电企业月度集中竞争申报电量上限 = 月度市场电量上限月度双边协商交易电量(含双边协商交易合同转让电量)申报电量超出第七十条确定的上限时，发电企业需对其预测准确性负责，预测偏差需接受考核。申报电量不超过第七十条确定的上限时，不纳入考核范围。
(二)对于受电网运行约束的必开机组，必开电量对应的月度集中竞争交易申报电量上限按以下公式计算：
必开电量对应的月度集中竞争交易申报电量上限 = 电力调度机构事前发布的安全约束必开电量需求月度双边协商交易电量(含双边协商交易合同转让电量)。
若必开电量对应的申报电量上限超出第七十条确定的上限，则按本款公式确定其月度集中竞争交易申报电量上限;若低于第七十条确定的上限，则按第七十条确定其月度集中竞争交易申报电量上限。
第72条 [交易信息发布]交易日的1个工作日前，电力交易机构会同电力调度机构，通过技术支持系统分批次发布次月集中竞争市场相关信息，包括但不限于：
(一)次月市场用户总需求、双边协商交易总电量、集中竞争交易电量总需求。
(二)次月发电企业基数电量(含合同转让交易无约束交易结果)、双边协商交易电量(含合同转让交易无约束交易结果)。
(三)次月关键输电通道输电能力。
(四)次月机组运行约束情况，包括必开机组(或机组群)及其电量下限，送出受限机组(或机组群)及其电量上限，受限断面的具体信息以及受影响的机组。
(五)次月发电企业参与集中竞争交易申报电量上限。(六)机组运行负荷率上限。
第73条 [发电企业申报原则]拥有基数电量且市场电量未超过上限的发电企业，都应参与集中竞争交易。发电企业持留发电能力、不参与集中竞争交易的，应主动向电力调度机构和电力交易机构说明具体原因。鼓励发电企业在充分考虑综合成本与合理收益预期的基础上，申报集中竞争交易价格。
第74条 [双边协商交易排序]电力用户、售电公司月度双边协商交易电量，默认按照最高价格纳入需求曲线排序并保证出清。若申报的次月用电需求小于月度协商交易电量，按申报的次月用电需求参与排序。
发电企业选择物理执行的月度双边协商交易电量，默认按照最低价格纳入供给曲线排序并保证出清。
第75条 [集中竞争交易申报]发电企业、售电公司和电力大用户均通过技术支持系统申报交易电量、交易价差，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。
售电方(发电企业)和购电方(售电公司、电力大用户)双向报价、报量。发电企业申报与政府核定上网电价的价差，电力大用户与售电企业申报与目录电价中电量电价的价差，电价下浮为负，电价上浮为正。现阶段，申报价差应小于或等于0。
交易电量维持三段式申报方式不变，售电方各段累计不超过可参与月度集中竞争交易的申报电量上限，购电方各段累计应等于申报的次月需求增量。售电方和购电方各段申报电量应占其申报电量一定比例。
第76条 [集中竞争交易排序]售电方各段申报电量按价格升序纳入供给曲线排序，购电方各段申报电量按价格降序纳入需求曲线排序。按第七十一条中公式计算的“热电联产机组月度集中竞争交易申报电量上限”、“必开电量对应的月度集中竞争交易申报电量上限”，按照最低价格纳入供给曲线排序。必开机组超出必开电量之外的申报电量，按常规机组参与供给曲线排序。
第77条 [出清程序]月度集中竞争交易出清程序：(一)将购电方申报价差、售电方申报价差配对，形成交易价差对。
价差对 = 购电方申报价差-售电方申报价差 价差对为负值时不能成交，价差对为正值或零时可以成交，价差对大的优先成交。
(二)售电方申报价差相同时，机组能耗低者优先成交;机组能耗相同的，按申报电量比例分配。
(三)所有成交的价差对中，最后一个成交的购电方与售电方申报价差的算术平均值为统一出清价差。
(四)同一投资主体(含关联企业)所属的售电公司，月度集中竞争交易申报电量不应超过月度集中竞争交易总电量的15%。
(五)鼓励市场份额大的发电企业多签订双边协商交易合同。B类机组中装机容量排名前3位的发电集团，各集团月度集中竞争市场申报电量份额超过其装机份额时，其所属发电企业申报价差不作为统一出清价差计算依据。从已成交的价差对中选择最靠近边际机组的其他发电企业，以其申报价差计算统一出清价差。(六)按照以上原则形成无约束交易结果。
(七)无约束交易结果送电力调度机构进行安全校核;经与合同电量转让交易结果一并校核后，形成有约束交易结果。因安全校核需要调整无约束交易结果的，按以上原则重新形成交易结果。
第78条 [交易结果]电力交易机构通过技术支持系统发布无约束交易结果，并同时送电力调度机构安全校核。
电力调度机构应在3个工作日内完成安全校核并将校核结果反馈给电力交易机构。
电力交易机构通过技术支持系统向市场主体发布有约束交易结果，作为售电方和购电方结算依据，不再另行签订合同。
第九章 电力零售交易
第79条 [合同签订]电网公司、售电公司和用户(包括电力大用户、一般用户)签订三方售电合同，售电合同中应包括但不限于以下内容：各方的权利和义务、用户在电网公司营销系统中户号、计量表计编号及对应的用电性质，合同变更、转让和终止程序以及违约责任等。
售电公司与用户单独约定售电套餐等商务条款，作为售电合同的补充协议，单独送电力交易机构登记。
电力交易机构以售电合同及其补充协议作为售电公司、用户结算依据。
第80条 [用户变更售电公司] 用户变更售电公司包括用户与售电公司关系的建立、变更、解除。(一)用户与售电公司建立购售关系时，应同时满足以下条件：
1.申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程;2.申请用户与其他用户不存在转供用电关系;3.申请用户已与售电公司签订购售电合同;4.售电公司已在电力交易机构完成市场注册;5.双方在电力交易机构确认交易关系后，视为双方约定的交易电量及价格等协议条款生效，并履约交易。
(二)用户与售电公司变更购售关系时，应同时满足以下条件：
1.申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程;2.申请用户拟转至的售电公司已在电力交易机构注册;3.申请用户应提供与原售电公司解除购售电合同的证明材料;4.申请用户已与新售电公司签订购售电合同。(三)用户与售电公司解除购售关系时，应同时满足以下条件：
1.申请用户无欠费，无业扩及变更类在途流程;2.申请用户应提供与售电公司解除购售电合同的证明材料。
第81条 [计量、抄表] 电网公司统一负责通过售电公司购电用户的计量装臵安装、运行和维护，计量资产管理及计量装臵的装、拆、移、换、检定检测按现行的法规、制度执行。用户抄表段的设臵，应统筹考虑抄表周期、抄表例日、地理位臵和线损管理等因素，按管理单位和售电公司分别设臵与管理。
第82条 [结算]售电公司与电力用户的结算和开票，政府部门有明确规定的，按有关规定执行;未规定的，按售电合同约定执行。
第十章 安全校核与交易执行 第一节 安全校核
第83条 [安全校核责任主体]电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。所有电力交易须经电力调度机构安全校核后生效。电力调度机构应明确校核标准，按时反馈校核结果，并说明调整原因。
第84条 [电网运行信息披露]电力调度机构在各类市场交易开始前应按规定及时提供相应的负荷预测、关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息，由电力交易机构在信息披露中予以公布。
第85条 [安全校核时限]安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力交易机构在信息披露中予以公布。若规定时间内市场交易计划未能通过安全校核，电力调度机构可按照系统运行要求按时编制并下达发电调度计划。
第二节 月度总发电计划形成与执行
第86条 [月度发电计划执行编制]电力调度机构根据合同月度电量分解计划和各类月度交易成交结果，编制发电企业的月度总发电计划，包括基数电量和各类市场交易电量。
第87条 [月度发电计划执行原则]电力调度机构负责根据月度总发电计划，合理安排电网运行方式和机组开机方式。
电力调度机构应制定发电调度执行规则，包括发电计划分解、编制及调整等相关内容，经能源监管机构和政府有关部门同意后执行。
发电企业对月度总发电计划进度偏差提出异议时，电力调度机构应出具说明，电力交易机构公布相关信息。
第88条 [紧急情况处理]电力系统发生紧急情况时，电力调度机构要按照安全优先的原则实施调度，事后应及时披露事故情况及计划调整原因;影响较大的，应及时向国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会、广东省发展和改革委员会报告。
第十一章 偏差电量处理
第89条 [A类机组执行偏差处理]对于A类机组，月度基数电量执行偏差可在年内滚动调整。
第90条 [B类机组执行偏差处理]对于B类机组，采取月结月清的方式结算偏差电量，电力调度机构应严格按照月度总发电计划实施发电调度，执行过程中的偏差电量按照约定价格结算。结算顺序上，基数电量先于市场电量。
第91条 [事后偏差结算价格形成]根据发电企业申报的月度价差，计算得出各发电企业申报价差对应的绝对价格，分别按照20%比例去掉最高和最低价格，剩余价格的算术平均值计为事后偏差结算价格，由电力交易机构封存。事后偏差电量结算价格不超过广东省燃煤机组标杆电价(含环保电价)与月度集中竞争交易成交价差之和。
第92条 [用户侧执行偏差处理]对于电力大用户、售电公司，采取月结月清的方式结算偏差电量。
第十二章 辅助服务
第93条 [辅助服务分类]辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。鼓励储能设备、需求侧资源参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。
第94条 [辅助服务补偿方式]按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，考虑辅助服务效果，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力大用户、独立辅助服务提供者进行补偿。
第95条 [提供方式]鼓励采用竞争方式确定辅助服务承担主体。电网企业根据系统运行需要，确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务。辅助服务提供主体较多的地区，可以通过招标方式统一购买系统所需的无功和黑启动服务。
第96条 [电力用户参与辅助服务]电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务的技术要求，并与发电企业按统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随用户电费一并结算。
第97条[执行两个细则]辅助服务市场启动前，按南方区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则有关规定执行。第十三章 计量和结算 第一节 计量和抄表
第98条 [计量位臵]电网企业应根据市场运行需要,根据《电能计量装臵技术管理规程》等国家和行业规程规范要求，为市场主体安装计量装臵;计量装臵原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装臵的，考虑相应的变(线)损，如有异议按相关制度执行。
第99条 [计量装臵]发电侧：原则上同一计量点应安装同型号、同规格、同精度的主、副电能表各一套。主、副表应有明确标志。以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照。当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。
用户侧：同一计量点安装一具符合技术要求的电能计量设备，对专变客户计量点可按照一套主表一套负荷管理终端的方式配臵。当确认主表故障后，可以参照负荷管理终端数据作为结算依据。
第100条 [计量数据]当出现计量数据不可用时，由电能计量检测中心确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。
第101条 [抄表责任]电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业(机组)和电力用户电能计量装臵记录电量，并提交给电力交易机构作为结算依据。
电力交易机构应建立并维护电能计量数据库，并按照有关规定向电力市场主体公布相关的电能计量数据。第102条 [辅助服务计量]辅助服务通过能量管理系统、电力需求侧系统等计量，由电力调度机构按结算要求统计辅助服务提供和使用情况。
第二节 结算和电费
第103条 [结算依据]电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体根据现行规定进行资金结算。
第104条 [电费结算]电力用户和发电企业原则上均按自然月份计量用电量和上网电量，不具备条件的地区可暂时保持现有计量抄表方式不变。
各市场主体保持与电网企业的电费结算支付方式不变并由电网企业承担用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。
第105条[发电侧结算]A类机组：实际上网电量按政府核定上网电价结算。
B类机组结算顺序：(一)月度基数电量结算。
1.计算B类机组总基数电量。所有参与市场交易的用户实际用电量计为总市场电量。B类机组总上网电量与总市场电量的差值计为B类机组实际总基数电量。
2.计算各发电企业月度基数结算电量。根据B类机组实际总基数电量与第四十六条确定的月度总基数电量计划的比值，同比例调整各发电企业月度基数电量计划(含基数合同转让电量)，得到各发电企业基数结算电量，按政府核定上网电价结算。
(二)月度市场电量结算。
1.结算月度双边协商交易电量(含双边协商交易合同转让电量)，按各自双边协商交易价差与政府核定上网电价之和结算。
2.结算月度集中竞争交易电量，按月度集中竞争交易成交价差与政府核定上网电价之和结算。
3.根据总市场电量与各发电企业月度市场电量之和的比值，同比例调整各发电企业月度市场电量，得到各发电企业市场结算电量。
各发电企业市场结算电量减去双边协商交易电量与集中竞争交易电量之和的差值部分，按照月度集中竞争交易成交价差与政府核定上网电价之和结算。
(三)月度偏差电量结算。
根据以下各项计算发电企业偏差电费：
1.当发电企业月度实际上网电量大于月度基数结算电量与月度市场结算电量之和时，按第九十一条事后偏差结算价格结算正偏差电量费用，为发电企业收入项。
2.当发电企业月度实际上网电量小于月度基数结算电量与月度市场结算电量之和时，按第九十一条事后偏差电量结算价格结算负偏差电量费用，为发电企业支出项。
3.特殊情况处理：
(1)由于发电企业自身原因造成全厂等效非计划停运超过3天的，产生的负偏差电量按照事后偏差结算价格与2倍的月度集中竞争交易成交价差绝对值之和进行结算[a1]。
(2)对于按照第七十一条确定参与月度集中竞争交易申
报电量上限的热电联产机组，实际运行中按照“以热定电”原则实施调度。若其申报的“以热定电”电量需求大于实际上网电量，超过实际上网电量3%的预测偏差部分，按2倍的月度集中竞争交易成交价差的绝对值进行考核。
(四)上述第一至第三款结算费用之和为发电企业净收入，其中第三款特殊情况下产生的考核费用计为发电侧市场收益。
第106条 [大用户结算]非市场用户按实际用电量和目录电价结算。
电力大用户的结算顺序如下：
(一)根据月度实际用电量以及对应的目录电量价格计算用户电费支出。
(二)根据以下各项计算电力大用户价差电费，其中负值为收入项，正值为支出项：
1.所有月度双边协商交易电量，按各自双边协商交易合同约定的交易价差结算。
2.电力大用户参与月度集中竞争交易后形成的月度总市场电量包括双边协商交易电量和集中竞争电量。
当总市场电量大于双边协商交易电量时，总市场电量减去双边协商交易电量后的偏差电量，按月度集中竞争交易成交价差结算;当总市场电量小于双边协商交易电量时，双边协商交易电量减去总市场电量后的偏差电量，按月度集中竞争交易成交价差的绝对值结算。
3.电力大用户的实际用电量与月度总市场电量的偏差，按以下方式结算。
(1)正偏差结算：当用户实际用电量超过月度市场电量(月度双边协商交易电量与集中竞争交易电量之和)时，偏差电量按月度集中竞争交易成交价差绝对值结算。
(2)负偏差结算：当用户实际用电量小于月度市场电量(月度双边协商交易电量与集中竞争交易电量之和)时，偏差电量按月度集中竞争交易成交价差绝对值的2倍结算。
(3)偏差电量结算所产生的收益全部用于补偿机组发电进度偏差。
(四)上述第一款至第三款结算费用之和为电力大用户净支出。
第107条 [售电公司结算]售电公司按照以下程序结算电费：
(一)与售电公司签订售电合同的用户，其实际用电量之和为售电公司的实际用电量。售电公司参照电力大用户结算其参与批发市场的价差电费。
(二)分别按售电公司与用户签订的售电合同约定的商务套餐以及用户实际用电量，计算售电公司参与零售市场的价差电费，其中负值为支出项。
(三)上述第一款和第二款结算费用之和为售电公司的净收益。
第108条 [市场收益处理]第一百〇五条产生的发电侧收益和第一百〇六条、第一百〇七条产生的用户侧收益计为
市场收益，用于辅助服务补偿。
第109条 [结算争议]市场主体在收到电力交易机构出具的电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在2个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。
第十四章 信息披露
第110条 [信息分类]按照信息属性分类，市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员公布的数据和信息。
第111条 [信息披露责任]电力交易机构、电力调度机构、市场主体和电网企业应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。
电力交易机构、电力调度机构应公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。
电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构及时向市场主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息、电网拓扑模型、发电机组检修计划、电网检修计划等。
第112条 [信息披露方式]在确保安全的基础上，电力市场信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构门户网站进行披露。
电力交易机构负责管理和维护电力市场技术支持系统、35 门户网站，并为其他市场成员通过技术支持系统、门户网站披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力市场技术支持系统、门户网站披露有关信息，并对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。
第113条 [信息答疑]市场主体如对披露的相关信息有异议及疑问，可向电力交易机构、电力调度机构提出，由电力交易机构、电力调度机构负责解释。
第114条 [信息保密]市场主体的申报价格、双边交易的成交价格、已经签订合同内容等信息属于私有信息，电力交易机构和电力调度机构应采取必要措施来保证市场主体可以按时获得其私有数据信息，并保证私有数据信息在保密期限(3年)内的保密性。
因信息泄露造成的市场波动和市场主体损失的，由国家能源局南方监管局、广东省经济和信息化委员会等组织调查并追究责任。
第115条 [信息披露监管]国家能源局南方监管局制定电力市场信息披露管理办法并监督实施。
第十五章 争议和违规处理
第116条 [争议内容]本规则所指争议是市场成员之间的下列争议：
(一)注册或注销市场资格的争议;(二)市场成员按照规则行使权利和履行义务的争议;(三)市场交易、计量、考核和结算的争议;(四)其他方面的争议。
第117条 [争议处理]发生争议时，按照国家有关法律法规处理，具体方式有协商、申请调解或裁决、仲裁、司法诉讼。
第118条 [违规行为]市场成员扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由国家能源局南方监管局会同广东省经济和信息化委员会查处：
(一)提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格;(二)滥用市场力，恶意串通、操纵市场;(三)不按时结算，侵害其他市场主体利益;(四)市场运营机构对市场主体有歧视行为;(五)提供虚假信息或违规发布信息;(六)其他严重违反市场规则的行为。
第119条 [违规处罚]对于市场成员的违规行为，国家能源局南方监管局按照《行政处罚法》、《电力监管条例》、《电力市场监管办法》等相关法律法规制定实施处罚。
第十六章 附 则
第120条 [交易实施细则]广东电力交易机构可根据本规则拟订实施细则，经电力市场管理委员会审议通过后，报国家能源局南方监管局会同广东省经济和信息化委员会、广东省发展和改革委员会同意后执行。
第121条 [解释]本规则由国家能源局南方监管局负责解释。原有广东省电力交易相关规则与本规则不一致的，以本规则为准。
第122条 [文件施行]本规则自XX年XX月XX日起施行。
第四篇：电力企业管理与市场运营复习提纲
1.定价
a)根据在电力系统的应用，举例（两个）说明非线性定价的定义，目的及价格制定应
注意的问题。
b)在销售电价方面，我国目前有哪些形式？存在什么问题？如果国家进一步放开电价
权，电力系统可以实施哪些定价方法？有什么作用？
c)通过供需理论说明发电厂竞价上网的基本原理？
d)输电定价存在什么困难？有哪些解决的方法？
2.供给与需求、成本特性
a)什么是供给、需求？影响电力需求的因素有哪些？电力需求的价格弹性特点？ b)举例说明什么是长期成本、短期成本、边际成本、机会成本等
c)什么是规模经济？电力系统是否存在规模经济？分布式电源、微网的发展给电力系
统的规模经济、运营模式带来什么影响？
3.有关节能发电调度
a)各种调度模式的目标、调度手段、对各方利益的影响有何不同？
b)我国目前的节能发电调度存在什么问题？
c)节能发电调度与传统经济调度的关系？
d)对我国目前的调度体系，有何改进措施？
4.电力体制
a)我国的电力体制改革历程，目前的组织结构，存在的问题及改进建议？ b)以电力为例说明计划体制下和市场体制下分别如何进行产品的分配？
c)目前我国在电力分配方面存在什么问题？有哪些可能的改进措施？
5.电力交易
a)电力市场中有哪些交易的形式？
b)什么是输电权？什么是实时电价？如何计算节点的实时电价和输电权价格？
6.查阅一个国外电力市场，了解以下问题
1）电力市场改革的目的，意义及步骤。
2）电力市场中产品的交易方式及各种方式的特点、相互的关系。
3）日前市场的出清机制。
4）输电定价的方法。
5）电力市场存在的问题或需要注意的地方。
7.加州电力危机的现象，原因，启示。
第五篇：“招商运营系统”要点解析
“招商运营系统”要点解析
作者：李旭
一：“招商运营系统”意义解析
“招商运营系统”：是招商型企业全国分销网络构建与实战的集成系统，具有目标明确，运营精细，行为专业，管理规范，协作良好，强力推动的实效型全国招商综合运营体系。
强调：先进性，专业化，务实化为营销思想，细节化和落地化为目标
◆第一阶段：模块化设计
◆第二阶段：流程化运营
◆第三阶段：标准化作业
“招商运营系统”构建要点：
1：产品或项目（商机）的优势体系提炼
2：市场与渠道体系
3：政策体系与价格体系
4：招商模式与策略体系
5：商机信息传播体系（商机解读）
6：地面推广（实地招商）实操体系
7：核心数据库建立
8：代理商选择标准
9：代理商培训与考核体系
10：代理商服务与管理体系
11：招商组织团队绩效考核与管理体系
12：招商组织团队激励机制
13：渠道与客户激励机制
14：配销政策体系
15：市场工具与服务体系
16：市场保护体系
17：企业支持系统
18：终端操作与提升实操体系
二：“招商运营系统”要点解析
1：产品或项目（商机）的优势体系提炼
中小企业前期是以产品经营来带动企业的快速发展，企业决战在市场，市场的基础是产品，自然而然产品便成了所有企业在营销战场的基础武器和常规武器。所以做招商首先要过好产品关。
产品力因素将直接影响并决定招商的成败，在产品品类上是否具有差异化，区隔点，这是代理商最希望看到的产品，有新意才能抓住人，与众不同的产品品类或形态在招商市场最受欢迎，所以产品力的深挖提炼是招商第一步骤。
产品或项目（商机）优势体系提炼：
（包括产品内涵和外延部分：产品的配方，原料，科技，工艺，效果等使用价值构成了产品的内涵；产品的包装，定位体系，概念，宣传口号，机理，表现形态等属于产品的外延等）优势体系提炼即是一个产品力打造的过程，需要在系统分析的基础上进行提炼，在商机传播中进行有效市场输出。
一个项目的创新力，前景力，发展力，爆发力，渗透力等都是吸引商机的利器。
2：市场与渠道体系
不同的行业有着不同的商业模式，不同的产品又有着不同的游戏规划和市场特点，因为市场不同，渠道模式也会有天壤之别，所以招商前的市场分析，渠道规划也是重中之重。
通过市场研究来确定战略市场，重点市场，潜在市场，领导型市场，发展培育型市场，细化至地级市，县级市，从而来确定不同的运作推广体系。
渠道规划确定测重点和运作主次，并具备一定的战略意义，渠道战略确定主营渠道，培育型渠道，渗透型渠道，辅助型渠道等。进而根据渠道规划来合理性的进行组织架构和团队的设置。
对战略市场和标杆市场做出分析：
包括市场特点（城市消费能力，通路状态，城市发展规模，市区及外埠特点）
市场份额比重（产品比重，竞品比重，市场容量预估，SWOT分析，品项结构，竞品分析等）
3：政策体系与价格体系
政策体系与价格体系也是吸引代理商的利器，其合理化的制定以符合相关市场的游戏规则，招商企业在制定政策与价格体系时要避免独立视角，闭门造车，在参照同类竞品和行业趋势的情况下要更多的考虑到代理商的利益点设置。
“大而全”的招商热潮已成过去，“精细化”营销运营才是趋势，所以一个优秀的企业要着眼长远，突围升级，为渠道建设提供有益价值，以满足经销商与消费者需求做为市场原点：产品力持续打造，立足经销商价值链和利益点的设计和建设都需要我们努力去做好。
所以：企业在制定招商结盟政策时，即要考虑到企业战略体系和目标规划体系，又要体现经销商关注的共性与个性利益问题。
4：招商模式与策略体系
现行招商企业所采用的模式和策略是组合式的，根据招商的商机不同，招商对象不同，企业组织架构和相关资源匹配性不同，从而来采取合理组合策略，其组合式招商策略的应用中其测重点也大有不同，其合理化，效益最大化是策略组合的基本目的。
◆广告模式：
（平面报媒，软硬文章，互联网广告）
◆展会招商：
◆企划式手段：
（如：样板式，品牌式，论坛式招商，事件式招商，中心模式，滚动模式等等）
◆数据库招商：
（电话数据，短信，邮件群发等）
◆实地设点招商：
◆大小型招商会：
◆资源性招商和圈里互荐等等：
5：商机信息传播体系（商机解读）
商机传播要实现针对性，技巧性，实效性---
传播立体化，聚焦化，从而产生一体化效应
根据品种特点不同，选择合适的媒体，不仅可以降低费用，同时要与地面执行形成呼应，才可以对招商目标起到有效的传播效果，让更多区域经销商从媒体看到，从地面听到同一个招商的声音。
媒体工具的选择上要有专业性的分析，并实现数据化统计：“广而全”的媒体覆盖不一定能产生理想效应，权威媒体或专业媒体的招商广告在一级市场可能会有效，但针对二三级市场的经销商资源则有可能不会得到有效对位性传播。
在渠道扁平化普及的形式下，“广而全”的高空传播不利于某个区域市场整体精耕，更不容易寻找到门当户对的经销商。
如地面反馈及电话沟通情况良好，区域媒体投放可以低频率并要塑造“商机形象”；如市场反馈及沟通效果一般，可以从小版面多频率的角度来投放；版面内容不一定求大求全，但一定要有版面内容的创意点与吸引点。
媒体投放时间应选择在地面推进中期或招商前，（当然个别品种要个别对待）可以让高空广告为显性的市场地面推进形成有效协同，同时吸引隐性行业市场客户关注，以争取更多客户对商机传播的关注与支持。
最后要对选择的媒体进行分析，根据传播后的招商效果评估进行改进调整。
6：地面推广（实地招商）实操体系
地面推广注重实操性与执行力，具体操作最好可实现流程化和标准化。
编制《区域市场招商拓展实操手册》对整体市场拜访和传播的工作路线和实地拓展操作进行文字型细化与强化指导。
招商技巧，区域市场走访路线，拜访流程，信息收集，后期跟踪，随机走访法，逆向调查法，网络信息法，相互介绍法，招商引资法等招商拓展方法为实地招商人员指明工作方向和内容。
7：核心数据库建立
代理商数据库做为核心数据库建立的重点，将为产品持续导入，市场布局调整，渠道规划，后期管理维护，代理商培训，考核，激励等提供科学依据。
代理商信息数据（销售数据动态分析，资金实力，配送能力，业务匹配情况，分销网络情况，经营理念，市场行销力，品牌忠诚度，管理体系，考核体系，信用情况，经销品牌数，年销售额，需助销方面）等等。
销售数据动态分析需要企业专人负责，以建立起代理商运营与管理系统。
8：代理商选择标准
◆实力匹配度
（代理商综合实力与招商项目的关联度与匹配度）
◆行销意识与能力
◆市场能力
◆管理能力
◆行业口碑
◆合作意向
9：代理商培训与考核体系
经营代理商---提升其经营能力和赢利能力，是招商型企业的优质素质，其理念到动作，也是企业渠道经营与运作的核心，也体现了从培训到考核体系的设计，过程观察，到评估，再到诊断与循环提高，在充分了解代理商的基础上才能实现针对性和高效性。
代理商培训没有统一的标准，一概而论并不可行。培训可分为规划性整体培训与针对性临时培训两部分。
如：产品知识，销售技巧，产品线规划，市场规划，目标与方向，竞品分析与较量，网点开发与布局，终端操控，团队建设管理，执行力提升等的指导等。
常规性培训一般企业都会去做，但可以实现高效性的基础是：必须建立“代理商数据动态分析系统”
对代理商的有效判断与分析，其准确性才能实现培训与考核的针对性和高效性，其设计才会是合理化的，定性定量的考核，也才能实现动态性的提高。
所以，培训与考核需要建立有效依据，即：“代理商数据动态分析系统”，对区域市场和代理商有充分了解和掌握的基础上才能来进行，才能实现培训与考核的若干高效功能：
（一）：企业能深化对代理商的管理，为代理商设定合理目标，做阶段性考核，有效激励，深化服务。
（二）：深化了解区域市场特点和发展态势，增加与代理商合作与沟通的紧密性，留住代理商，又能在一定程度上改变企业被动地位，提高企业对渠道的控制力和影响力，使营销策略得以有效执行。
（三）：可以增加企业的认同感，使双方的目标性更强，企业与代理商能够协同作战，共同应对市场挑战。
10：代理商服务与管理体系
（一）：交流信息链+物流配送链
服务首先是应该保证招商企业与代理商的交流信息链+物流配送链的畅通：其次应该是跟踪式的贴身服务，结合代理商市场的特点，总部应有专人专班的跟踪服务，除了兑现招商时的承诺外还应该给代理商提供适时实用的建议，真正帮助和解决市场存在的问题，真心实意的亲情化售后服务，才能真正帮助代理商赢利。
（二）：市场跟踪体系+信息收集体系
把代理商的现实状况和发展方向动态性的纳入到管理中来，是企业市场运营从粗放向精细的必然过渡。消费数据的收集与管理要求企业有效整合各部门的资料信息，将市场信息的收集与传递作为对代理商的考核和管理指标之一，直接了解市场一线的消费者需求与行为，与产品的对接，逐渐由以渠道为重点转变为以消费者为重点。
代理商服务与管理体系是与代理商培训与考核体系为一体化的，相辅相成，其“代理商数据动态分析系统”是基础内容，体现招商企业规范化运营过程。
专业化的市场服务小组做好代理商市场的跟踪服务工作.帮助代理商最重要的是要为代理商提供配套的营销服务体系来提升其经营能力及赢利能力，解决代理商的后顾之忧。
而且服务是个内化的过程：优秀的企业会通过系统化的市场服务最终要把代理商内化为自身的市场资源和区域性的营销力量。
招商运营的不同时期，其服务与管理体系会有阶段性的操作，中后期，根据市场结构和渠道结构进行梳理，进行代理商网络2：8结构改造工程。进行深度优化处理，包括对全国代理商的筛选，更换，补充，更新，提升全国代理商的2:8结构水平。
11：招商团队绩效考核与管理体系
招商团队是企业组织团队的一部分，其考核与管理也是人力资源运营中的一部分，招商实操重在执行力，所以以提升招商执行力为考核目标是其中的重点。
◆绩效管理的设计
◆持续不断的绩效沟通
◆绩效管理过程和观察
◆绩效管理评估
◆绩效管理的诊断和提高
（一）：常规化管理
◆制度化管理
◆表格化管理
◆会议沟通管理
◆职场管理
◆文化管理（团队精神和企业文化）
（二）：优质化各项机制的建立
◆如：“培训，激励，考核，提升，一体化循环机制”
◆沟通机制
◆竞争机制
◆学习机制
◆创新机制
（三）：远程人员管理制度
招商团队有经常性外埠作业的特点，所以：针对外地人员或远程员工要制定合理有效的远程人员管理机制和相关制度。
◆如：GPS定位管理
◆表格体系的深度化管理
◆即时视频沟通管理等
12：招商团队培训与激励机制
企业理念，产品知识，政策体系，战术方针，策略系统，运作模式，高效沟通，谈判技巧，商务礼仪，执行力提升，综合技能等诸多方面进行全方位的实战培训。
并针对培训内容进行有效激励，通过系统化的培训，让每一个招商人员都能成为经销商的营销顾问，培训顾问，和投资顾问。
激励机制在企业内部各有不同，物质与精神，短期与长期，企业需根据实际情况来定。
◆业绩看板
◆光荣榜
◆阶段销售竞赛
◆通报表扬与批评
◆全员打分制
◆执行力考评
13：渠道与客户激励机制
（一）：渠道激励常用的政策
◆销售任务
◆价格体系
◆物料配送
◆促销支持
◆市场保护
（二）：客户激励常用政策
◆赛马制
◆鲶鱼效应
◆节日慰问，深度沟通，高层拜访
◆样板市场参观制
◆业务盯销制等
14：配销政策体系
招商项目不同，商业模式不同，其中具体的招商与配销政策也大有差异。
（一）产品配销：根据产品进货额度或项目分配来享受不同等级和数量的产品或物料配送。
（二）人员协销：根据市场布局和特点，政策体系，推广费用等来合理制定人员的协销计划。
市场需求作为衡量资源分配是否合理的标准，并以此为基础制定启动消费市场的营销策略，对于战略性重点区域市场及重点代理商，应给予一定的政策倾斜和调整。
15：市场工具与服务体系
包括厂家招商工具和代理商市场的推广工具
如：招商工具，宣传物料工具，包括赠品，奖品，宣传品，市场启动试用品，广告工具，宣传单，产品手册等等。在市场推广中，销售工具包会让市场运作得心应手。
（一）：“工欲善其事，必先利其器”，让市场一线的攻击武器更加完善且具备先进性，攻城掠地，得心应手。
（二）：市场宣传品需要做到形象统一，传播统一，市场实现共鸣效果，既提升了销量又可以实现品牌塑造与传播。
（三）：除首次进货配送物料宣传品外，以后需要应由代理商自行购买，只有这样，代理商在使用中才会珍惜。
16：市场保护体系
1.采用保证金制度和区域独家经销权制度，在双方协议中明确有关市场保护和冲击政策。
2.窜货冲货处罚条例，对于出现异地销售产品行为进行责任市场负责制，按照双方签定的条款进行约束，情节严重者，终止合同执行。
3.严格执行区域编码制度，并由专人监督管理。
4.实行发货及流向动态监控制度，从源头降低冲货风险，发货数量动态监控。
5.统一市场价格，杜绝至低价格行为。
6．区域市场负责制。
7．市场督导制度。
17：企业支持系统
前方拓展，后方支援，企业支持系统体现对代理商支持的配套化，针对化，实效化---
对各类代理商细分的基础上进行评估和具体分析，何种支持政策更有实效化，更有其针对性和市场爆破力。以此对企业支持政策进行灵活性调理，发挥企业对代理商最大化支持的作用。
1.企业形象塑造或品牌输出的系统支持
2.以招商企业为平台的CIS提供灵活性的支持
3.完整宣传和市场推广所需营销资料支持
4.营销体系的系统化支持及重点代理商市场的协销支持
5.培训支持，专业化的市场培训人员提供营销活动相关支持
6.市场管理支持，严格的市场价格管控，销售区域的划定，确保区域代理商利益
7.服务支持：特设消费者咨询专线电话以及专业网站，来支持客户服务工作
8.代理商的售后服务支持
◆设立全国咨询专线，帮助代理商回答终端咨询
◆设立产品服务专员，接受代理商及患者投诉
◆及时提供后续市场策划及最新市场操作成功经验
18：终端操作与提升实操体系
终端是检验市场营销的阵地，战术，布局，策略的制定都来源于终端一线，营销实操重在终端。
行业不同，产品不同，市场差别性大，所以各自的终端实操各有特点，需要在实践中总结并不断提升。
19：招商流程化实操运营体系
广告招商操作流程
参展招商操作流程
电话数据招商流程
区域人员设点招商流程
市场开发操作流程
招商会操作流程
代理商筛选流程
代理商拜访与商务谈判流程
信息化处理与管理流程
冲窜货处理流程
订单处理与发货流程
退.换货流程
客户服务与投诉处理流程
代理商服务与管理流程
……..等等（不一一列举）
20：“招商运营系统”效果评估，循环提升
“招商运营系统”实操有三个阶段：
◆第一阶段：模块化设计
◆第二阶段：流程化运营
◆第三阶段：标准化作业
从设计到运营再到实现标准化作业，是一个质变的过程，各个环节各个步骤需要不断修正，不断提升来得以实现运营的标准化，高效化。
通过实际运营进行评估：对“招商运营系统”等各层面，各体系和各环节的效果表现做出总结判断，对于收效好的体系和流程可以保留，对于效果不好的可以进行重新设计，调整改进，对实际效果进行评估，持续优化，循环提升。
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