广东电力市场交易基本规则

第一篇：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)与发电企业开展年度双边协商交易，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年度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]现阶段主要以年度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 年度基数电量 第一节 年度基数电量确定

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 [年度基数电量安排]年度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年度双边协商交易分月计划，确定发电企业年度基数电量分月计划。

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，在年度基数电量安排时适当考虑。

第42条 [年度基数电量合同签订]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年度发电组合方案。发电企业、电网企业据此签订厂网间年度购售电合同。

第43条 [特殊情况]年度基数电量如果在年度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，电力调度机构以年度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，电力调度机构以年度基数电量计划为目标，以年度后续负荷率为依据，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，交易品种包括年度双边协商交易，月度集中竞争交易和合同电量转让交易。

第48条 [年度交易时序]年度开展双边协商交易，市场主体根据交易结果，签订年度双边协商交易合同(含年度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 年度双边协商交易

第50条 [总体要求]参加年度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。年度双边协商交易应在年底前完成。

签订的年度双边协商交易意向协议应包括年度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年度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)次年参与市场用户年度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年度(月度)双边协商交易的小时数上限。

第52条 [年度(月度)双边协商交易的小时数上限]发电企业年度(月度)双边协商交易的小时数上限计算公示：

年度(月度)平均双边协商交易小时数=已注册市场用户年度(月度)需求预测/B类机组总装机容量

燃煤发电企业可参与年度(月度)双边协商交易的小时数上限=年度(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年度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、售电公司签订的年度双边协商交易合同进行交易校核，并在12月份前3个工作日内汇总年度交易意向协议，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年度基数电量分月计划以及年度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年度双边协商交易结果。

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，自动生成年度双边协商交易合同，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)按照年度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年度双边协商交易合同。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]电力调度机构根据年度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。

第二篇：电力中长期交易基本规则(暂行)

《电力中长期交易基本规则（暂行）》

第一章总则

第一条为规范各地电力现货市场启动前的电力中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场建设工作统一、开放、竞争、有序，根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件和有关法律、法规规定，制定本规则。

第二条本规则适用于中华人民共和国境内现阶段各地开展的电力直接交易、跨省跨区交易（指跨越发电调度控制区）、合同电量转让交易等。随着竞争性环节电价放开或者发用电计划电量放开达到一定比例，或者合同执行偏差电量无法按照本规则规定的方法解决时，各地应当启动电力现货市场建设，建立以电力中长期交易和现货交易相结合的市场化电力电量平衡机制。

第三条本规则所称电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。

优先发电电量和基数电量现阶段视为厂网双边交易电量，签订厂网间购售电合同，纳入电力中长期交易范畴，其全部电量交易、执行和结算均需符合本规则相关规定。辅助服务补偿（交易）机制纳入电力中长期交易范畴，执行本规则相关规定。第四条电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、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。

第五条国家发展改革委和国家能源局会同有关部门加强对各地发用电计划放开实施方案制定和具体工作推进的指导和监督；适时组织评估有序放开发用电计划工作，总结经验、分析问题、完善政策。

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

国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门根据职能依法履行省（区、市）电力中长期交易监管职责。第二章市场成员

第六条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。第七条发电企业的权利和义务：

（一）按规则参与电力市场交易，执行优先发电等合同，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）法律法规规定的其他权利和义务。第八条售电企业、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，提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息；

（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）按调度机构要求安排用电；

（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）法律法规规定的其他权利和义务。第九条独立辅助服务提供者的权利和义务：

（一）按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同；

（二）获得公平的输电服务和电网接入服务；

（三）服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务；

（四）按规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息；

（五）法律法规规定的其他权利和义务。第十条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、维修等各类供电服务；

（五）按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加等；

（六）预测并确定优先购电用户的电量需求，执行厂网间优先发电等合同；

（七）按政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同；

（八）按规定披露和提供信息；

（九）法律法规规定的其他权利和义务。第十一条电力交易机构的权利和义务：

（一）组织各类交易，负责交易平台建设与运维；

（二）拟定相应电力交易实施细则；

（三）编制交易计划；

（四）负责市场主体的注册管理；

（五）提供电力交易结算依据（包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等）及相关服务；

（六）监视和分析市场运行情况；

（七）建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统；

（八）配合国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议；

（九）按规定披露和发布信息；

（十）法律法规规定的其他权利和义务。第十二条电力调度机构的权利和义务：

（一）负责安全校核；

（二）按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全；

（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，保障电力交易结果的执行（因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任）；

（五）按规定披露和提供电网运行的相关信息；

（六）法律法规规定的其他权利和义务。第三章市场准入与退出

第十三条参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及独立辅助服务提供者，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的发电企业（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，可以参与相应电力交易。

第十四条电力直接交易的市场准入条件：

（一）发电企业准入条件

1．依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证（发电类）；

2．符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求； 3．并网自备电厂在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政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参与市场交易。

（二）电力用户准入条件 1．10千伏及以上电压等级电力用户，鼓励优先购电的企业和电力用户自愿进入市场； 2．符合国家和地方产业政策及节能环保要求，落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与；

3．拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费；

4．符合电网接入规范，满足电网安全技术要求。

（三）售电企业准入条件按照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）有关规定执行。

第十五条独立辅助服务提供者的市场准入条件：

（一）具有辅助服务能力的独立辅助服务提供者，经电力调度机构进行技术测试通过后，方可参与；

（二）鼓励电储能设备、需求侧（如可中断负荷）等尝试参与。

第十六条发电企业、电力用户等市场主体参与电力市场交易，参照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。

自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，不得随意退出市场，取消目录电价；符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业（包括保底供电企业）购电；不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。

参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何交易机构注册，注册后可以自由选择平台开展交易。各电力交易机构对注册信息共享，无需重复注册。电力交易机构根据市场主体注册情况按月汇总形成自主交易市场主体目录，向国家能源局派出机构、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易机构网站向社会公布。

第十七条市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照电力市场交易规则的规定，向电力交易机构提出变更或撤销注册；经公示后，方可变更或者撤销注册。当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时，经国家能源局派出机构核实予以撤销注册。第十八条市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力市场交易，由省级政府或者省级政府指定的部门向社会公示。退出市场的电力用户须向售电企业购电。第十九条市场主体被强制退出或者自愿退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。第四章交易品种、周期和方式

第二十条交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易（指跨越发电调度控制区）、合同电量转让交易，以及辅助服务补偿（交易）机制等。

具备条件的地区可开展分时（如峰谷平）电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易（调度）曲线。

跨省跨区交易包含跨省跨区电力直接交易；跨省跨区交易可以在区域交易平台开展，也可以在相关省交易平台开展；点对网专线输电的发电机组（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）视同为受电地区发电企业，不属于跨省跨区交易，纳入受电地区电力电量平衡，并按受电地区要求参与市场。

合同电量转让交易主要包括优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易。

发电企业之间以及电力用户之间可以签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，由另一方代发（代用）部分或全部电量，在事后补充转让交易合同，并报电力交易机构。

第二十一条电力中长期交易主要按照和月度开展。有特殊需求的，也可以按照以上、季度或者月度以下周期开展交易。

第二十二条电力中长期交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。

（一）双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量（电力）、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。双边协商交易应当作为主要的交易方式。

（二）集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，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，确定最终的成交对象、成交电量（辅助服务）与成交价格等；鼓励按峰、平、谷段电量（或按标准负荷曲线）进行集中竞价。

（三）挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

第二十三条具有直接交易资格的发电企业、电力用户和售电企业可以参与跨省跨区直接交易，发电企业和电力用户也可以委托售电企业或者电网企业代理参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。

现货市场启动前，电网企业可以代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易，电网企业、发电企业、售电企业可以代理小水电企业、风电企业等参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。

保留在电网企业内部且没有核定上网电价的发电企业不参与跨省跨区交易。第二十四条拥有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业，拥有直接交易合同、跨省跨区交易合同等的电力用户和售电企业可以参与合同转让交易。直接交易合同、跨省跨区交易合同转让交易的受让方应符合市场准入条件。

享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等不得转让，可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让。第五章价格机制

第二十五条电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预；计划电量应随着政府定价的放开采取市场化定价方式。

第二十六条已核定输配电价的地区，电力直接交易按照核定的输配电价执行，不得采取购销差价不变的方式；暂未单独核定输配电价的地区，以及已核定输配电价未覆盖的电压等级电力用户，可采取电网购销差价不变的方式。相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。

第二十七条跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。

第二十八条双边交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定；挂牌交易价格以挂牌价格结算。集中竞价采用统一出清的，可以根据买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格确定，或者根据最后一个交易匹配对的成交价格确定；采用撮合成交的，根据各交易匹配对的申报价格形成成交价格（比如卖方报价和买方报价的平均值）。

第二十九条跨省跨区交易的受电落地价格由成交价格（送电价格）、输电价格（费用）和输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或者另外收取；未明确的，暂按前三年同电压等级线路的输电损耗水平，报国家发展改革委、国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，经协商一致，也可以由卖方或者买卖双方共同承担。跨省跨区交易输电费用及网损按照实际计量的物理量结算。

第三十条合同电量转让交易价格为合同电量的出让或者买入价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同转让应当按潮流实际情况考虑输电费和网损。

第三十一条参与直接交易的峰谷电价电力用户，可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用；也可以按直接交易电价结算，电力用户通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。

采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。

第三十二条双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或者结算价格设置上限，参与直接交易机组发电能力明显大于用电需求的地区可对报价或者结算价格设置下限。第六章交易组织 第一节交易时序安排

第三十三条开展交易时遵循以下顺序：

（一）确定跨省跨区优先发电。为落实国家能源战略，确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电。

（二）确定省内优先发电（燃煤除外）。各地结合电网安全、供需形势、电源结构等，科学安排本地优先发电。首先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时以及可再生能源调峰机组优先发电，其次按照二类优先发电顺序合理安排。各地也可以按照气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏的先后次序，放开发电计划。优先发电机组参与电力直接交易时，各地应制定措施保障落实。

（三）开展双边交易、集中竞价交易（双边及集中竞价交易均包括跨省跨区交易，挂牌交易视同集中竞价交易，下同）。如果双边交易已满足全部交易需求，也可以不开展集中竞价交易。

（四）确定燃煤发电企业基数电量。各地根据本地区发电预测情况，减去上述环节优先发电和交易结果后，如果不参与市场用户仍有购电需求，则该部分需求在燃煤发电企业中分配，作为其基数电量。各地应有序放开发用电计划，按照国家发展改革委、国家能源局确定的比例逐年缩减燃煤发电企业基数电量，直至完全取消。

（五）电力交易机构在各类交易结束后，应根据经安全校核后的交易结果，于12月底前将优先发电合同、基数电量合同、双边和集中竞价的直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布汇总后的交易结果和分项交易结果。电力调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。

第三十四条交易开始前仍未确定优先发电的，可由电力调度机构参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行。

第三十五条开展月度交易时遵循以下顺序：在合同分解到月的基础上，首先开展月度双边交易，其次开展月度集中竞价交易。如果月度双边交易已满足全部交易需求，也可以不开展月度集中竞价交易。

第三十六条在落实国家指令性计划和政府间协议送电的前提下，省内、跨省跨区交易的启动时间原则上不分先后。在电力供应宽松的情况下，受入省可按价格优先原则确定交易开展次序；在电力供应紧张的情况下，送出省可优先保障省内电力电量平衡，富余发电能力再参与跨省跨区交易，对于已签订的合同可予以执行或者协商合同另一方回购。各区域、各省可根据自身实际情况调整省内交易和跨省跨区交易的开展次序。第三十七条合同转让交易原则上应早于合同执行3日之前完成，市场主体签订电力电量购售合同后即可进行转让。第二节优先发电合同签订

第三十八条根据确定的跨省跨区优先发电（含以上优先发电合同），相关电力企业在每年双边交易开始前协商签订次交易合同（含补充协议），约定电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等，纳入送、受电省优先发电计划，并优先安排输电通道。

第三十九条根据各省（区、市）确定的省内优先发电，在每年双边交易开始前签订厂网间优先发电合同，约定电量规模及分月计划、交易价格等。第三节双边交易

第四十条每年12月初，电力交易机构应通过交易平台发布次双边交易相关市场信息，包括但不限于：

（一）次年关键输电通道剩余可用输送能力情况；

（二）次年直接交易电量需求预测；

（三）次年跨省跨区交易电量需求预测（送出地区或区域平台发布）；

（四）次年各机组可发电量上限。

第四十一条双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易、合同转让交易（含跨省跨区合同转让交易，下同）。

第四十二条市场主体经过双边协商分别形成双边省内直接交易、双边跨省跨区交易和双边合同转让交易的意向协议，并在双边交易闭市前，通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。双边交易的意向协议应当提供月度分解电量。

第四十三条电力交易机构在双边交易闭市后第1个工作日将所有双边交易意向提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应当在5个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。

第四十四条电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布双边交易结果。

市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布当日向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应当在结果发布当日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。

交易结果确认后，由技术支持系统自动生成双边直接交易、双边跨省跨区交易和双边合同电量转让交易合同，相关市场主体应当在成交信息发布后的3个工作日内，通过技术支持系统签订电子合同。第四节集中竞价交易

第四十五条每年12月中旬，电力交易机构通过技术支持系统发布次集中竞价市场相关信息，包括但不限于：

（一）次年关键输电通道剩余可用输送能力情况；

（二）次年集中竞价直接交易电量需求预测；

（三）次年集中竞价跨省跨区交易电量需求预测（送出地区或区域平台发布）；

（四）次年各机组剩余可发电量上限。

第四十六条集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。每类集中竞价交易自开市至闭市原则上不超过2个工作日。

第四十七条集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户通过技术支持系统申报分月电量、分月电价。技术支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。集中竞价交易原则上应分月申报、分月成交。市场主体对所申报的数据负责。

第四十八条报价结束后，技术支持系统考虑安全约束自动生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在5个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的下1个工作日，通过技术支持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。

第五节基数电量合同签订

第四十九条根据燃煤发电企业基数电量安排，在每年12月底前签订厂网间购售电合同，约定电量规模及分月计划、交易价格等。第五十条基数电量确定后，偏差主要通过市场方式处理。第六节月度双边交易

第五十一条每月上旬，电力交易机构应通过交易平台发布次月双边交易相关市场信息，包括但不限于：

（一）次月关键输电通道剩余可用输送能力情况；

（二）次月直接交易电量需求预测；

（三）次月跨省跨区交易电量需求预测（送出地区或区域平台发布）；

（四）次月各机组可发电量上限。

第五十二条月度双边交易自开市至闭市原则上不超过3个工作日。月度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易。

第五十三条市场主体经过双边协商分别形成月度双边省内直接交易、月度双边跨省跨区交易和月度双边合同转让交易的意向协议，并且在月度双边交易市场闭市前，通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议（包含互保协议）。

第五十四条电力交易机构在闭市后1个工作日将所有双边交易意向提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在2个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。第五十五条电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布月度双边交易结果。

市场主体对交易结果有异议的，应在结果发布当日向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布当日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。

交易结果确认后，由技术支持系统自动生成双边直接交易、双边跨省跨区交易和双边合同电量转让交易合同，相关市场主体应在成交信息发布后的3个工作日内，通过技术支持系统签订电子合同。第七节月度集中竞价交易

第五十六条每月中下旬，电力交易机构通过技术支持系统发布次月集中竞价市场相关信息，包括但不限于：

（一）次月关键输电通道剩余可用输送能力情况；

（二）次月集中竞价直接交易电量需求预测；

（三）次月集中竞价跨省跨区交易电量需求预测（送出地区或区域平台发布）；

（四）次月各机组剩余可发电量上限。

第五十七条月度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。每类集中竞价交易自开市至闭市原则上不超过2个工作日。

第五十八条月度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户通过技术支持系统申报电量、电价。技术支持系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。市场主体对所申报的数据负责。

第五十九条报价结束后，技术支持系统考虑安全约束自动生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公布。电力调度机构应在2个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的下1个工作日，通过技术支持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。

第六十条电力交易机构在各类月度交易结束后，应当根据经安全校核后的交易结果，对分月结果和月度交易结果进行汇总，于每月月底前发布汇总后的交易结果。第八节临时交易与紧急支援交易

第六十一条可再生能源消纳存在临时性困难的省（区、市），可与其他省（区、市）市场主体通过自主协商方式开展跨省跨区临时交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。

第六十二条各地应当事先约定跨省跨区紧急支援交易的价格及其他有关事项，在电力供需不平衡时，由电力调度机构组织实施。条件成熟的地区可以采取预挂牌方式确定跨省跨区紧急支援交易中标机组排序。第七章安全校核与交易执行

第六十三条电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同调整和合同电量转让必须通过电力调度机构安全校核。涉及跨省跨区的交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核，各级电力调度机构均有为各交易机构提供电力交易（涉及本电力调度机构调度范围的）安全校核服务的义务。安全校核的主要内容包括但不限于：通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。

第六十四条为保障系统整体的备用和调频调峰能力，在各类市场交易开始前，电力调度机构可以根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况，折算得出各机组的电量上限，对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。第六十五条电力调度机构在各类市场交易开始前应当按照规定及时提供关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息，由电力交易机构予以公布。第六十六条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，由电力交易机构予以公布。

第六十七条安全校核未通过时，对于双边协商交易，按时间优先、等比例原则进行削减；对于集中竞价交易，按价格优先原则进行削减，价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的，可以转让。

第六十八条电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，并在事后向国家能源局派出机构和地方政府电力管理部门书面报告事件经过。紧急情况导致的经济损失，有明确责任主体的，由相关责任主体承担经济责任。

第六十九条电力交易机构根据各合同中约定的月度电量分解安排和各类月度交易成交结果，形成发电企业的月度发电安排，包括优先发电、基数电量和各类交易电量。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。

第七十条电力调度机构负责执行月度发电计划；电力交易机构每日跟踪和公布月度发电计划执行进度情况。市场主体对月度发电计划执行提出异议时，电力调度机构负责出具说明，电力交易机构负责公布相关信息。

对于电力直接交易合同约定交易曲线的，其中发电企业部分合同约定了交易曲线的，电力调度机构根据系统运行需要，运行前安排无交易曲线合同的发电曲线，与合同约定曲线叠加形成次日发电计划；发电企业全部合同约定了交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划。

未约定交易曲线的电力直接交易合同以及优先发电合同和基数电量合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。第八章合同电量偏差处理

第七十一条电力市场交易双方根据交易合同，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可以于每月5日前对交易合同中次月分解计划提出调整要求，通过交易平台上报电力交易机构，经安全校核后，作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。

第七十二条中长期合同执行偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理（即优先发电、基数电量合同优先结算）。

第七十三条预挂牌月平衡偏差方式是指月度交易结束后（如果不需要开展月度交易，可以直接开展预挂牌），通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序（按照增发价格由低到高排序）和下调机组调用排序（按照补偿价格由低到高排序）。每月最后7日，电力调度机构根据各机组整体合同完成率，判断当月基本电力供需形势。当电力供需形势紧张时（月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时），基于预挂牌确定的机组排序，满足电网安全约束的前提下，优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组按合同电量安排发电计划；当电力需求不足时（月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时），优先安排补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。

第七十四条除以上方式外，各地还可以采取以下三种方式之一处理合同电量偏差，也可以根据实际探索其他偏差处理方式。

（一）预挂牌日平衡偏差方式。月度交易结束后，通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序（按照增发价格由低到高排序）和下调机组调用排序（按照补偿价格由低到高排序）。实时运行过程中，当系统实际用电需求与系统日前计划存在偏差时，按照价格优先原则调用相应机组增发电量或减发电量，保障系统实时平衡。机组各日的增发电量或减发电量进行累加（互抵），得到月度的净增发电量或净减发电量，按照其月度预挂牌价格进行结算。其余机组原则上按日前制定的计划曲线发电。

（二）等比例调整方式。月度交易结束后，在实时调电过程中，电力调度机构按照“公开、公平、公正”要求，每日跟踪各发电企业总合同执行率，以同类型机组总合同执行率基本相当为目标，安排次日发电计划。发电企业超发、少发电量按照各自月度计划合同和市场合同电量比例划分，超发电量按照其全部合同的加权平均价格进行结算，少发电量对相应合同进行扣减且后期不予追补。用户承担超用、少用偏差责任并且支付偏差考核费用，偏差考核费用按照发电企业电量或者电费比例返还给发电企业。采用本方式导致的发电企业合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。

（三）滚动调整方式。此方式适用于发电计划放开比例较低地区。发电侧优先发电和基数电量按月滚动调整，用户侧合同电量可以月结月清，也可以按月滚动调整。采用本方式导致的发电企业优先发电和基数电量合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。第九章辅助服务

第七十五条辅助服务执行各区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则。第七十六条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、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。

第七十七条按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。

第七十八条鼓励采用竞争方式确定辅助服务提供主体。电力调度机构根据系统运行需要，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，可以通过竞价方式统一购买系统所需的无功和黑启动服务。

第七十九条电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。第八十条用电侧未实行峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度。电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为负。与贡献度为正的电力用户签订直接交易合同的电厂，免除相应直接交易电量调峰补偿费用的分摊。

电力直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用；剔除直接交易曲线后的剩余发电曲线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。第八十一条加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧响应，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。

第八十二条跨省跨区交易涉及的送端地区发电企业纳入受端地区辅助服务管理范围，并根据提供的辅助服务情况获得或者支付补偿费用。

跨省跨区交易曲线调峰能力未达到受端电网基本调峰要求的，按照受端电网基本调峰考核条款执行；达到有偿调峰要求的，按照有偿调峰补偿条款给予补偿。第十章计量和结算

第八十三条电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损。

第八十四条同一计量点应当安装相同型号、相同规格、相同精度的主、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。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。

第八十五条电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置数据，并提交电力交易机构。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。第八十六条电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。其中，跨省跨区交易原则上由电力用户所在地区电力交易机构向市场主体出具结算依据，在区域交易平台开展的交易由区域电力交易机构向电力用户所在地区电力交易机构出具结算依据；合同电量转让交易由电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。

第八十七条电力用户和发电企业原则上均按照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。各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。不承担电费结算职能的电网企业也不再承担欠费风险，市场主体可自行约定结算方式。第八十八条市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在3个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。

第八十九条建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。以交易和月度交易为主的地区，按月清算、结账；开展周（日）交易的地区，按周（日）清算，按月结账。

采用预挂牌月平衡偏差方式的，结算流程和结算价格如下：

（一）发电侧

1．根据可再生能源次月整体最大发电能力预测值，安排其他类型电源的月度发电计划，并按照有关规定和实施细则对可再生能源进行结算。风电、光伏和无调节能力的水电（含部分时段无调节能力的水电）可按照申报次日可发电量方式累加得到月度发电计划。

2．其他机组实际上网电量小于其月度优先发电和基数电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量；提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿；因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。

3．其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量但小于月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按其所签订的市场合同加权平均价结算剩余电量；提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿；因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。4．其他机组实际上网电量大于其月度优先发电和基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算优先发电和基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量；提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿；因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算。

机组提供上调服务（或下调服务）导致的增发电量（或减发电量），均以调度安排为准。月内既提供上调服务又提供下调服务的机组，以互抵后的净值作为月度增发电量或减发电量。5．全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易最低成交价结算；因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用；提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿；提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿。

6．各地可按照以上原则，区分电源类型细化结算方式和流程。

（二）电力用户侧

1．市场电力用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权平均价结算总合同电量，超用电量按上调服务的加权平均价结算（系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算）。

市场电力用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用（系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用）。

下调电量补偿单价=发电侧下调电量总补偿费用/下调总电量

发电侧下调电量总补偿费用由所有机组下调电量的补偿价格和机组下调电量的乘积累加得到。

2．非市场电力用户（含优先购电电力用户，下同）按实际用电量和目录电价结算。3．非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量时，2%以内的超用电量免于支付偏差考核费用；2%以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用。

非市场电力用户的总用电量小于优先发电电量和基数电量时，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按下调电量补偿单价支付偏差考核费用（系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用）。

非市场电力用户用电偏差导致的偏差考核费用由电网企业承担，电网企业也可以委托电力调度机构通过对非统调电厂、地方电网造成的偏差进行计量，按责任分摊部分偏差考核费用。4．对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按上调服务的加权平均价结算（系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算）；每日各时段的累计少用电量，2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以上的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用（系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用）。

（三）电力用户偏差考核费用、发电企业偏差考核费用，以及上调服务所增加的电网企业结算正收益，统一用于支付下调机组的补偿费用，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重返还或分摊。

上调服务所增加的电网结算正收益=（优先发电和基数电量加权平均价—机组上调服务加权平均价）×（非市场电力用户当月实际用电量—可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量—其他类型电源当月计划合同电量）

优先发电和基数电量加权平均价=（可再生能源政府批复电价（不含补贴）×可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源政府批复电价×其他类型电源当月计划合同电量）/（可再生能源当月实际完成的优先发电和基数电量+其他类型电源当月计划合同电量）

以上用电量均按上年网损率折算到发电侧。

（四）市场电力用户的电费构成包括：电量电费、偏差考核费用、输配电费、政府性基金与附加等。发电企业的电费构成包括：电量电费、下调服务补偿费、偏差考核费用、平均分摊的结算差额或盈余资金、辅助服务费用。

第九十条对于电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由电网企业承担相关偏差考核费用；对于不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由所有市场主体共同分摊相关费用。第十一章信息披露

第九十一条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并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。

第九十二条市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，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。

第九十三条在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站进行披露。

电力交易机构负责管理和维护电力市场技术支持系统、电力交易机构网站，并为其他市场成员通过技术支持系统、电力交易机构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、电力交易机构网站披露有关信息，并对所披露信息的真实性、准确性和及时性负责。

第九十四条市场主体如对披露的相关信息有异议或疑问，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。

第九十五条国家能源局及其派出机构、地方政府电力管理部门、电力市场成员不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。

第九十六条国家能源局派出机构、地方政府电力管理部门根据各地实际制定电力市场信息披露管理办法并监督实施。第十二章附则

第九十七条国家能源局及其派出机构会同地方政府电力管理等部门组织区域电力交易机构根据本规则拟定区域电力交易实施细则。国家能源局派出机构和地方政府电力管理等部门共同组织省（区、市）电力交易机构根据本规则拟定各省（市、区）电力交易实施细则。

第九十八条电力市场监管实施办法由国家能源局另行制定。第九十九条本规则由国家发展改革委、国家能源局负责解释。第一百条本规则自发布之日起施行，有效期3年。

第三篇：电力市场

郑州大学现代远程教育《电力市场》课程考核要求

说明：本课程考核形式为撰写课程论文，完成后请保存为WORD 2003格式的文档，登陆学习的平台提交，并检查和确认提交成功（能够下载，并且内容无误即为提交成功）。

一． 论文撰写要求

电力市场课程是知识型系列讲座，在很多方面仍然仁者见仁、智者见智，因此适于采用课程论文考查的方式来考核学员的学习状态。

1.总体要求

作为课程论文，不需要大家做特别复杂的数学推导，关键是有自己的思想，同时采用严肃的学术型的语言表达，防止口语化、感性化、口号化的表达方式。

另一方面，课程论文不是工作总结，大胆提出自己的看法、想法和意见。通过课程论文，使大家学以致用，并接受一定的学术研究训练，促进形成勤思考、大胆创新的思维方式。

关于写作角度，对于目前已经在电力系统工作的学员，建议根据自己的岗位特点，谈电力市场改革对自己工作岗位的影响、在未来这个岗位将具有与目前哪些不同的特点；等等。也可以就某一个具体的方面，开展比较深入的研究。

2．关于引用参考文献

引用参考文献一定要注明。需要强调的是：

1）引用别人的思想，或者直接引用别人的语言，一定要注明。未注明视为抄袭。

2）一定要在真实引用处注明，比如，“电价是电力市场中的杠杆”，第一次言及这句话的文献是哪篇文献，就在此处注明。不能在文章结尾，一次注明“本文引用如下文献：„„”

3）参考文献数不少于15篇。3． 关于篇幅

篇幅没有严格限制，但一般应在3千字——7千字之间。4．关于文章应包含的部分 文章应由标题、引言、主要思考内容和结论几部分构成。 标题：应简洁。

 引言：简单介绍本研究的背景、意义、其他研究人员与已有文献所做的相关的工作、本文的创新点等方面。

 主要内容：是论文的主体部分。

 结论：简单总结所取得的成果（或者自己所提出的思想概要）。

二、参考题目

1.介绍、分析当地电力市场建设的概况及对本人工作的影响 2.国外电力市场改革对我国电力市场建设有哪些借鉴意义？ 3.厂网分开后，电网企业的生产管理发生了哪些变化？ 4.厂网分开后，电厂企业的生产管理发生了哪些变化？ 5.厂网分开后，电力调度发生了哪些变化？ 6.用户参与市场有哪些形式？ 7.用户参与市场有哪些条件？ 8.辅助服务有何意义？

9.各种辅助服务如何参与市场运行？ 10.电力市场改革对辅助服务有什么影响？ 11.电力市场条件下风险管理问题

12.电力市场条件下如何规避和控制市场风险？ 13.电力市场中如何协调电源与电网规划？ 14.需求侧管理有什么意义？

15.电力市场中需求侧管理与计划方式下的需求侧管理具有什么新特点？ 16.需求侧管理中存在的问题及改进措施 17.你认为合理的电价机制具有什么特点？ 18.我国目前的电价机制分析

19.电力市场条件下，电力监管与传统的监管有什么新特点？ 20.电力市场条件下负荷预测问题 21.电力市场条件下电价预测问题 22.金融衍生产品交易在电力市场中作用

23.电力市场条件下输电服务与传统体制下的输电服务有哪些不同？ 24.输电阻塞的管理方法 25.网损分摊问题讨论

26.电力市场中发电商市场力分析与控制 27.发电商的报价策略分析

28.就电力市场技术支持系统的某个模块进行功能设计和分析。

关于我国的电价机制分析

摘要：价格是价值的货币表现。是电能商品的销售价格，是电能价值的货币表现。电力产品不仅有一般商品的商品属性。也因其在社会基础性，不可替代性。电价的波动不仅是电价本身的反应，也具有国民经济发展的晴雨表。合理的电价，能促使社会经济良好发展的动力，也是保障电力企业发展的根本保证。

关键词：价值；价格；电价机制；电能价值

1，我国的电价制定的基本原则是：合理补偿成本，合理确定收益，依法计 入税金公平负担，同时还应有利于促进合理用电及合理利用资源。由于我国电力行业长期采用基于成本的会计学定价方法。在市场经济条件下。一个商品的定价一般采用成本、税收和利润三个部分。电力企业如果发展，离不开企业盈利能力。因些，保证电力企业的合理利润增长，是保证电力企业稳步发展基石。

2，电力市场的结构与电力生产过程各环节紧密相关，电力生产使用过程可以分为发电、输电、配电、用电，各环节统一垄断经营。因此，电力市场也相应可分为四个部分：

（一）发电市场的建立，鼓励不同的投资商进入发电市场，互相竞争，参与发电市场的建设；

（二）输电市场的建立，成立一个或几个电网公司，为发电厂和电力用户提供输电服务，同时促进输电网的建设；

（三）配电市场的建立，成立一个或几个配电公司（相当于电力零售商），为用户提供电力陪送服务；

（四）用电环节的完善，让客户根据一定的市场供需原则，选择相应的服务和消费。

其特点是：

一、电价是电力市场的杠杆和核心内容：电力市场要采用经济手段管理各成员，电价则是体现管理思想的工具，所以确定电价原则、计算贸易电价是电力市场的重要内容。

二、用户：电力市场与传统的电力系统相比，提高了用户的地位。在传统的电力系统中，用户被视为被动的负荷；而在电力系统中，用户具有能动性。电力市场的成员，往往同时具有供应者和用户的双重身份。当某成员（例如某电力公司）有富裕的电能向其他电力公司传送时，它具有供应者的身份；而当它从其他电力公司购电时，又具有了用户的身份。

3，电价是电力市场的支点,无论对供应电力的一方还是需求电力的一方,电价都是直接关系到各市场参与者的最直接和最敏感的因素。电价作为电力市场的指针能够自动引导资源的配置，它的导向力是直接和有力的。

从发电商、输电商、配电商的角度来看出，电价从长远来说首先要能高过发电成本，影响发电成本的有以下一些因素：

（１）发电所需的燃料费，在输电、配电过程中的损失费；（２）从事电力生产所需的人工费用的管理费用；

（３）发电、输电、配电所需的维修费用，设备老化折旧的费用以及更新所需的费用；

（４）随着负荷的不断增长，还要考虑发电、输电、配电所需的发展和还贷 费用；除此之外，从理论上讲，电价还是一个变数，原因如下：

（１）电价随负荷涨落而变化。负荷较高时燃料为增率升高，发电的成本较 高，而且旋转备用容量的费用也加大，因此在一天２４小时的峰谷时电价差别是很大的；

（２）电价随地点而变化。作为发电厂距离燃料产地越远燃料价越贵，因为 有运输费用在里面，在同一个网内燃料费几乎能相差一倍。作为用户也随地点而不同，因为传输有损失，据电厂越远电价越高；

（３）电价随可靠性变化。某些用户要求供电可靠性非常高，因此这种高质 量的服务费就不能与一般用户相同。

基于以上原因，理论上电厂的电价、用户的电价均是随时间、地点而变化的，因此有人提出了实时电价（Spot Price）的概念。

实时电价是在考虑运行和基本投资的情况下，在给定的极短时段（如30min，15min，5min）内身用户提供电能的边际成本。实时电价是随时间变化的电价，这需要更精细的电价计算方法和更强的自动化技术系统来支持。出了实时电价以外，还有合同电价（Long Term Contract），合同电价则可以在考虑各方面的优惠和对双方的限制的基础上签订合同电价。电价的制定原则应使电力市场的每一参与者的利益与电力市场的总体利益一致，而这一总体利益又应该符合社会利益。

4，市场所赖以运行的经济机制即市场机制，从某种意义上也可以说是价格机制。市场通过价格使各种市场要素来相互适应，相互制约，自行协调。因此价格研究在市场理论中占据着核心地位。通过研究电价在市场环境中的经济信号作用，从而指导、调节、控制电能生产与消费，达到电力市场优化资源配置，合理组织生产，平衡供需矛盾，提高社会经济效益的目的。电价在电力市场中的核心地位是同其具有的功能分不开的，电价的功能具体表现为:(1)电价不论是在一个政府定价的完全垄断的环境中，还是在一个充分竞争的市场环境中，财务核算是其最基本的功能。一方面电力生产服务部门依据电价获取收益，维持生产与再生产，另一方面用户根据电价决定用电，核算其用电成本。

(2)电价在市场环境中起着引导生产与消费的经济信号作用。价格的变化引起各方之间的利益关系发生变化，进一步导致供需关系的改变，最终达到供需平衡。这里需要突出强调的是电价引导消费的负荷管理功能，正是电价的负荷管理功能将用户与电力系统更紧密的联系起来，为经济、高效地使用电能提供了有效的控制手段。

(3)科学的电价形成机制，合理的电价体系，为电力工业开展公平竞争提供了条件。竞争机制具有强大的激励作用，既是动力，也是压力。企业在竞争中优胜劣汰。

(4)电价通过市场机制完成从资源配置、组织生产到产品分配等一系列工作。合理的电价体系在满足市场参与者追求自身效益最大化的同时也实现了社会效益的最大化。

(5)电价作为国家能源政策等一系列经济、政治政策的实现手段，在国民经济生活中起着重要作用。即使在自由的市场环境中也不排斥政府运用信贷、税收、许可证等手段干涉价格从而达到更高的战略目的。

5，目前对电价的预测，主要有两大类方法，其一是基于历史数据的数学处理的方法，例如时间序列法，另外就是仿真的方法。两种方法各有优缺点，首先说下仿真的方法。

一、运行仿真的方法

所谓仿真的方法，就是通过程序模拟整个系统的实际运行状况，预测的精确与否，取决于以下数据是否完全充分和详细：

发电机参数的数据，包括发电机在不同发电量时的热效率，容量、检修方案、机组强迫停运率、环境因素、输电数据、运行和检修费用、最小开/停机时间、燃料价格、燃料约束、快速启动时间以及发电厂的所有权；

输电数据，包括潮流数据、后备机组、线路输电功率、区域间的输电极限、电压和静态稳定极限等；

水电机组数据，包括机组容量、所有权、可用容量、水库调度策略等； 其他数据，包括负荷预测、负荷曲线、旋转备用、通货膨胀率以及紧急事故费用等；

虽然仿真法尽管可以精确的预测出未来短期的电价，但在系统机组较多，接线较复杂的情况下，所需要得到数据非常多，而全部获取这些数据是不太现实的，况且，对于负荷对电价的响应，在目前阶段建立精确的数学模型较为困难。同时，只有竞争的电力市场中，同样也需要保证系统的安全，在电网不同的位置需要发出的电量是不同的，电价也必然会随着地理位置的不同而有所差别，因此发电厂之需要预测出当地的边际电价（Local marginal Price,简称LMP）即可。所以对于发电厂方来说，使用仿真法不太适合。

二、数学分析的方法

实际上，除了上面介绍的仿真法以外，其余的各种预测方法都是数学计算分析的方法。数学分析的方法较多，包括时间序列法、最小二乘拟和方法以及人工神经元方法、模糊推理方法以及灰色系统方法等，这些方法的特点就是事先设定一个数学模型，利用历史数据确定各个参数建立一个前向的曲线，然后再预测未来的数值。这种方法相对较为简单。尽管这些模型比较容易建立，但输入的变量的确定较为困难。

6，电力系统电价预测一般分为如下几个步骤：

（1）确定预测目标。就是要在明确预测目的的前提下，规定预测对象的范围、内容和预测期限。一般而言，预测范围视研究问题所涉及的范围而定，编制全国电力规划，就要预测全国范围内的电力、电量需求量；编制大区网局或地方（省、地、县）电力局的发展规划，就要预测大区电网或地方电力局范围内的电力、电量需求量。预测的内容包括电力、电量、电力电价的地区分布，电力电价随时间的变化规律，以及电力电价曲线特征及电价曲线等，预测期限是指预测的时间长短，如短期、中期及长期预测。

（2）基础资料的分析。在对大量的资料进行全面分析之后，选择其中有代表性的、真实程度和可用程度高的有关资料作为预测的基础资料。对资料中的异常数据进行分析，作出取舍或修正。（3）预测模型的选择。根据所确定的预测内容，对预测对象进行客观、详细的分析，根据历史数据的发展情况，并考虑本地区实际情况和资料的可利用程度，选择建立合理的数学模型。

（4）模型参数辩识。预测模型一旦建立，即可根据实际数据求取模型的参数。

（5）应用模型进行预测。根据求取的模型参数，应用该模型对未来时段的行为做出预测。

（6）预测结果的评价。对多种方法的预测结果进行比较和综合分析，根据经验和常识判断预测结果是否合理，对结果进行适当修正，得到最终的预测结果。一般超短期预测误差不应超过1%，短期预测的误差不超过3%，中期电价误差允许5%，长期电价预测误差不超过15%。

结论：电价预测不仅在电力系统规划和运行方面具有重要的地位，而且还具有明显的经济意义。从经济角度看，电价预测实质上是对电力市场需求的预测。

电价预测的准确度对任何电力公司都有较大的影响。预测值太低，可能会导致切负荷或减少向相临供电区域售电的收益；预测值太高，会导致新增发电容量甚至现有发电容量不能充分利用，即有些电厂的容量系数太小，造成投资浪费和资金效益低下。

近年来，国内外许多学者在上网电价，输电定价等方面进行了大量的研究，提出了不少新的定价策略。目前比较浒的是在实时电价理论基础上，采用经过改进的最优潮流模型，以节点为单位计算费用，进行定价，还有一此学者OPF和经济学理论，研究出能够同时计算各节点有功电价和无功电价模型。这类模型也有利于电力市场对有功和无功市场进行分类管理，也是一种可选的定价方式。

第四篇：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。

第五篇：电力交易总结

电力交易

一、电力交易规则

电力市场交易方式：

（一）双边协商

双边协商方式是由买卖双方通过双边协商谈判而直接达成年、月或星期的远期合约。

（二）竞价拍卖

竞价拍卖方式要求电力市场参与者在规定时间提出未来一段时间内买卖的电量及其价格，由电力市场运营者按照总购电成本最小及系统无阻塞为原则来确定远期合约的买卖方式及远期合约交易的电量及价格。

交易周期：以和月度为周期开展电能量交易 价格机制：

（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目录电价中的电量电价与交易价差之和。

（二）适用单一制电价的电力大用户，其购电价格为该大用户适用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。

二、电费结算程序

（一）与售电公司签订三方合同、购售电合同的用户，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）按售电公司与用户签订的购售电合同约定的售电价格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。

三、市场交易基本要求

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。

市场用户在同一自然年内只能选择在一个电力交易机构完成所有市场交易。对于选择在广东电力交易中心交易的用户，可由售电公司代理参加广东批发市场交易。