《江苏省电力中长期交易规则》征求意见稿重点

第一篇：《江苏省电力中长期交易规则》征求意见稿重点

《江苏省电力中长期交易规则》

共152条，以下为重点学习内容：

1、进入江苏电力市场的电力用户分为两类：第一类是指参加市场化批发交易的电力用户;第二类是指参与市场化零售交易的电力用户。本条所称的市场化批发交易是指电力用户或售电企业通过电力交易机构，与发电企业直接购买电能的交易;市场化零售交易是指电力用户向售电企业购买电能的交易。

2、第十七条电力用户市场准入条件：上年度年用电量在4000万千瓦时且用电电压等级在35千伏及以上的用户，可以自主选择作为第一类用户或者第二类用户参与市场交易，其他用户只能作为第二类用户参与市场交易。

3、第二十一条自愿参与市场交易的两类电力用户，原则上全部电量进入市场，不再执行目录电价，不得随意退出市场。第二类电力用户合同周期内只能向一个售电企业购电。第一类、第二类电力用户当年内不得随意转换。

4、第二十八条电力市场交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、抽水蓄能电量招标交易、合同电量转让交易、辅助服务补偿(交易)机制等。

5、第二十九条电力直接交易是指符合准入条件的发电企业与电力用户(含售电企业)经双边协商、平台竞价、挂牌等方式达成的购售电交易。

6、第三十二条合同电量转让交易是指发电企业之间、售电企业之间、电力用户之间就存量合同开展的电量相互转让交易。合同电量转让包括发电企业基数电量合同转让、市场交易电量合同转让两种情况。

7、第三十六条集中竞价可以采取高低匹配或者边际出清方式进行，允许采取多段式的电量、电价申报。

8、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的交易。挂牌交易分单边挂牌和双边挂牌两种。

9、第四十条挂牌交易价格按被摘牌的挂牌价格确定。除末笔挂牌外，每笔挂牌不得低于1亿千瓦时。

10、第四十二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。

11、第六十二条月度偏差电量预挂牌交易主要针对次月可能出现的电量偏差，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)。

12、第九十六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。

13、第一百一十二条第一类电力用户可以通过存量合同的分月计划调整、参加月度交易、合同电量转让等方式，规避电量偏差调整风险;在此基础上，实际用电量与当月合同电量的偏差，纳入偏差调整费用。

14、第一百一十三条第一类电力用户电度电费参照其与发电企业签订直接交易合同约定的分月计划进行结算：

(一)实际用电量低于直接交易合同约定的月度计划97%时，依照第一百零八条的次序结算电量，低于97%的差值电量部分，按照当期江苏燃煤机组标杆电价的10%征收偏差调整费用;(二)实际用电量在月度计划97%至103%之间时，依照第一百零八条的次序，按实际用电量结算;(三)实际用电量在月度计划103%至110%之间时，在上条结算基础上，超出103%部分按照当期江苏燃煤机组标杆电价的10%征收偏差调整费用;(四)实际用电量超过月度计划110%时，在上条结算的基础上，超出110%部分按照当期江苏燃煤机组标杆电价的20%征收偏差调整费用。

15、第一百一十四条在电力市场过渡时期，第一类电力用户市场化交易合同结算可采用“月度结算，年度清算”的方式进行。

16、第一百一十五条按照电力市场开展情况，在开展月度交易预挂牌的方式下：

(一)第一类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或当月市场交易的最高成交价结算)。

第一类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。3%以内的少用电量免于支付偏差调整费用，3%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差调整费用(系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差调整费用)。

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。

17、第一百一十八条售电企业可以通过存量合同的分月计划调整、参加月度交易、合同电量转让等方式，规避电量偏差调整风险;在此基础上，按照被委托电力用户的实际用电总量与当月合同总电量(分月计划)的偏差，纳入考核。

19、第一百一十九条售电企业参照直接交易合同约定的当月分月计划进行结算：

(一)所有签约的电力用户实际用电量总和低于月度计划97%时，依照第一百零八条的次序结算电量。低于97%的差值电量部分，按照当期江苏火电燃煤机组标杆电价的10%征收偏差调整费用;(二)所有签约的电力用户实际用电量总和在月度计划97%至103%之间时，依照第一百零八条的次序，按实际用电量结算;(三)所有签约的电力用户实际用电量总和在月度计划103%至110%之间时，在上条结算基础上，超过103%部分，按照当期江苏燃煤机组标杆电价的10%征收偏差调整费用;(四)所有签约的电力用户实际用电量总和超过月度计划110%时，在上条结算基础上，超出110%部分，按照当期江苏燃煤机组标杆电价的20%征收偏差调整费用。20、第一百二十条在电力市场过渡时期，售电企业直接交易合同结算可采用“月度结算，年度清算”的方式进行。

第二篇：江苏省电力中长期交易规则.doc

附件：

江苏省电力中长期交易规则（暂行）

第一章 总则

第一条 为规范江苏电力市场中长期交易，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、国家发改委国家能源局《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）等文件和有关法律、法规规定，结合江苏实际，制定本规则。

第二条 本规则适用于江苏现阶段开展的电力直接交易、跨省跨区交易、抽水蓄能电量招标交易、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，江苏将适时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、挂牌交易等市场化方式，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，诚信自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。

市场主体有自愿参与、自主交易的权利，任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。

第五条 国家能源局江苏监管办公室（以下简称江苏能源监管办）、省经济和信息化委员会（以下简称省经济和信息化委）会同省发展改革委（省能源局）、省物价局等部门负责本规则的制定和实施工作，并依法履行监管职责。

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。

进入江苏电力市场的电力用户分为两类：第一类是指参

加市场化批发交易的电力用户；第二类是指参与市场化零售交易的电力用户。

本条所称的市场化批发交易是指电力用户或售电企业通过电力交易机构，与发电企业直接购买电能的交易；市场化零售交易是指电力用户向售电企业购买电能的交易。

第一节 权利与义务

第七条 发电企业:(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 电力用户：

(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、市场交易合同、输配电服务合同，提供直接交易的电力电量需求、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，按规定支付购电价、输配电价、政府性基金及附加等；

(三)自主选择交易对象、方式，进入或退出交易市场；(四)按规定披露和提供信息，有权获得市场交易和输配电服务等相关信息；

(五)服从电力调度机构统一调度，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；

(六)遵守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；

(七)法律法规规定的其他权利和义务。第九条 不拥有配电网运营权的售电企业:(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、市场交易合同、输配电合同等，约定交易、服务、结算、收费，提供银行履约保函等事项。提供直接交易的电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息；

(二)获得公平的输配电服务；

(三)已在电力交易机构注册的售电企业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)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）按调度要求协助安排购售电；

(八)法律法规规定的其他权利和义务。第十条 拥有配电网运营权的售电企业：

(一)具备不拥有配电网运营权的售电企业全部的权利和义务；

(二)拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务，按国家有关规定和合同约定履行保底供电服务和普遍服务；

(三)承担配电网安全责任，按照要求提供安全、可靠的电力供应，确保承诺的供电质量符合国家、电力行业和江苏省标准；

(四)按照要求负责配电网络的投资、建设、运营和维护、检修和事故处理等工作，无歧视提供配电服务，不得干预用户自主选择售电企业；

(五)同一配电区域内只能有一家企业拥有该配电网运营权，并按规定向交易主体收取配电价格（含线损及交叉补贴），代收政府性基金及附加等。代收的政府性基金及附加，由电网企业汇总后上缴财政；

(六)法律法规规定的其他权利和义务。第十一条 电网企业：

(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)按规定收取输配电价和政府性基金及附加等；(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)按政府定价为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；当售电企业不能履行配售电义务时，根据政府调配，代为履行；

(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。第十二条 独立辅助服务提供者：

(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。第十三条 电力交易机构：

(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)监测和分析市场运行情况，不定期向省经济和信息化委、江苏能源监管办和省发展改革委（省能源局）报告市场主体异常交易或违法违规交易行为，合同执行情况及处理建议；

(七)建设、运营和维护电力市场技术支持系统；(八)配合省经济和信息化委、江苏能源监管办、省发展改革委（省能源局）、省物价局对市场运营情况进行分析评估，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）法律法规规定的其他权利和义务。第十四条 电力调度机构：

(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，按规执行机组调用，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。

第二节 市场准入与退出

第十五条 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。符合国家与省有关准入条件，按照工商营业执照为基本单位在电力交易机构完成注册、办理数字安全证书，方可获准参与市场交易。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。

第十六条 发电企业市场准入条件：

(一)依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证（发电类）。仅转让基数电量合同的发电企业，可直接在电力交易机构注册；

(二)符合国家产业政策，环保设施正常投运且达到环保标准要求；

(三)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及附加以及政策性交叉补贴、支付系统备用费，并参与电网辅助服务与考核；

(四)省外以“点对网”专线输电方式向江苏省送电的发电企业，视同省内电厂（机组）参与江苏电力交易。

第十七条 电力用户市场准入条件：

(一)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、实行差别电价和惩罚性电价的用户不得参与；

(二)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等；

(三)符合电网接入规范，满足电网安全技术要求；(四)微电网用户应满足微电网接入系统的条件；(五)用电电压等级在35 千伏及以上的用户，可以自主选择作为第一类用户或者第二类用户参与市场交易，其他用户只能作为第二类用户参与市场交易。

第十八条 售电企业市场准入条件：

(一)按照国家规定和江苏省售电侧改革方案相关要求执行。

(二)售电企业应根据签约用户的电量，向交易机构提供银行履约保函。其中，签约电量（含已中标的存量合同电量）低于6亿千瓦时的售电企业需提供不低于200万元人民币的银行履约保函；签约电量（含已中标的存量合同电量）达到6亿千瓦时、低于30亿千瓦时的售电企业需提供不低于500万元人民币的银行履约保函；签约电量（含已中标的存量合同电量）不低于30亿千瓦时的售电企业需提供不低于2000万元人民币的银行履约保函；

第十九条 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，方可参与交易；

(二)拥有电储能设备、具备需求侧响应（如可中断负荷）等条件的企业可参与辅助服务市场。

第二十条 满足准入条件的第一、第二类电力用户，原与电网企业签订的非市场化供用电协议，应在参加市场化交易前完成变更（或修订），明确物理电能继续由电网企业提供，其容量电价、功率因数考核、峰谷电价调整、输电线损、政府性基金及附加继续执行国家及省相关政策，电度电价由市场交易价格和偏差考核决定。

满足准入条件的第一类电力用户在与电网企业完成原非市场供用电协议的修订（或重签）、满足准入条件的第二类电力用户与售电企业和电网企业签订三方购售电合同后，按照合同约定的开始日期，纳入电力市场交易、合同计划、结算和偏差考核的范围。

第二十一条 自愿参与市场交易的两类电力用户，全部电量进入市场，不再执行目录电价，不得随意退出市场。第二类电力用户合同周期内只能向一个售电企业购电。第一类、第二类电力用户当年内不得随意转换。

第二十二条 符合准入条件但未选择市场交易的电力用户，可向所在地电网企业(包括保底供电企业)购电，执行目录电价；不符合准入条件的电力用户由所在地电网企业按政府定价提供供电服务。

第二十三条 市场主体在履行完交易合同和交易结算的情况下，可自愿申请退出市场。

第二十四条 市场主体变更注册或者撤销注册，应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，经江苏能源监管办会同政府主管部门核实予以撤销注册，并从市场主体目录中剔除。

第二十五条 市场主体存在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、未按规定履行信息披露义务、拒绝接受监督检查等情形的，由江苏能源监管办会同政府主管部门勒令整改，或强制其退出市场，同时记入信用评价系统。

第二十六条 第一类电力用户进入市场化批发业务后自愿退出的，须转为第二类电力用户，向售电企业购电。原则上3年内不得再参与市场化批发业务。

被强制退出市场的电力用户以及自愿退出市场的第二类电力用户，原则上3年内不得再进入市场。由用户属地电网企业或其它拥有配网运营权的售电企业履行保底供电义务，电网企业与电力用户交易的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，暂按照政府核定的居民电价的1.2倍执行。

第二十七条 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。

第三节 市场注册

第二十八条 直接并入江苏电网的发电企业（不含个人分布式能源），均应在江苏电力交易平台办理市场注册手续并保证注册信息的完整性和准确性。发电企业的注册信息包括基础信息（含企业工商基本信息、核准批复文件、电力业务许可等）和机组信息。

第二十九条 进入市场交易的电力用户必须在江苏电力交

易平台办理市场注册手续并保证注册信息的完整性和准确性。用户的注册信息包括基础信息注册（含企业工商基本信息、供用电协议等）和用电户号信息（含电压等级、用电类别等）。

第三十条 在江苏电网开展业务的售电企业必须在江苏电力交易平台办理市场注册手续并保证注册信息的完整性和准确性。售电企业需提供包括企业工商基本信息、人员结构、注册资金、技术平台等资料，由电力交易机构通过电力交易平台网站和“信用江苏”网站向社会公示,公示期满无异议的售电企业,注册手续自动生效。

售电企业与第二类电力用户签订购售电合同后，需与电网企业签订三方购售电合同，并向电力交易机构申请办理绑定关系。电力交易机构对售电企业提交的业务绑定关系申请，以售电企业、电力用户与电网企业的三方购售电合同为依据，在向电网企业核实后注册完成。

第三十一条 如市场主体提供虚假注册材料（包括第二类电力用户非法同时与多个售电企业在一个合同周期内签署购售电合同的行为）而造成的损失，均由责任方承担。

第三章 交易品种、周期和方式

第一节 交易品种

第三十二条 电力市场交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易、抽水蓄能电量招标交易、合同电量转让交易、辅助服务补偿(交易)机制等。

第三十三条 电力直接交易是指符合准入条件的发电企业与电力用户（含售电企业）经双边协商、集中竞价、挂牌等方式达成的购售电交易。

第三十四条 跨省跨区交易是指在区域(省)电网之间开展的购售电交易，可以在区域交易平台开展，也可以在江苏电力交易平台适时开展。外省发电企业经点对网专线输电江苏的发电机组（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）可视同为省内发电企业，不属于跨省跨区交易，应纳入江苏电力电量平衡，并参与市场交易。

第三十五条 抽水蓄能电量招标交易是指按国家规定，为分摊租赁制抽水蓄能电站发电侧核定比例的租赁电费，在全省发电机组中招标的电量交易。

第三十六条 合同电量转让交易是指发电企业之间、售电企业之间、电力用户之间就存量合同开展的电量相互转让交易。合同电量转让包括发电企业基数电量合同转让、市场交易电量合同转让两种情况。

(一)发电企业基数电量合同转让，应以基数存量合同为基础，允许内基数电量分批次转让，并体现节能减排要求，低能耗发电机组不得将基数电量转让给高能耗发电机组。同一类型发电机组（指天然气机组之间、常规燃煤的同一容量等级机组之间）因电网潮流稳定调整或燃料调配因数，可以进行基数电量合同转让。

(二)市场交易电量合同转让，应在发电企业之间、售电企业之间、第一类电力用户之间开展。市场交易电量合同转让必须以存量合同为依据，可以将未完成的合同电量一次性或分次转让给符合市场准入条件的其它市场主体。合同电量转让应经过安全校核。

第二类电力用户不得与其签约售电企业外的市场主体进行市场交易电量合同转让。

第三十七条 合同电量转让交易应在满足电网安全校核的前提下，遵循平等自愿、公开透明的市场化原则；同时倡导节能减排，促进高效清洁机组发电。江苏电网中执行全额收购的风电、光伏、资源综合利用发电企业以及热电联产发电企业中“以热定电”的电量合同不得转让。

第三十八条 辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，提供的一次调频、黑启动等服务。

第二节 交易周期、方式

第三十九条 电力中长期交易主要按照、月度、月内为周期开展。其中，电力直接交易和跨省跨区交易主要按和月度开展，合同电量转让交易主要按月度、月内开展。

第四十条 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，其中电力交易双方的供需信息应在省经济和信息化委、江苏能源监管办、省发展改革委（省能源局）认可和监管的电力交易平台上发布。

(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的交易。

(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。

1.集中竞价可以采取高低匹配或者边际出清方式进行，允许采取多段式的电量、电价申报。

2.省内优先发电机组优先于常规机组参加集中竞价交易。在高低匹配出清的出清方式下，在价格相同时，优先于常规燃煤机组成交；在边际出清的交易方式下，按照只申报

电量方式进行，中标电价参照边际电价优先成交，不再纳入电价排序。

(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的交易。挂牌交易分单边挂牌和双边挂牌两种。

1.单边挂牌按照“供方挂牌、需方挂牌”两轮进行，供方挂牌时，只能需方摘牌；需方挂牌时，只能供方摘牌。

2.双边挂牌按照“供需挂牌、需供摘牌”同时进行，即供需双方只能交叉摘牌。

3.挂牌期间，只公布每个市场成员的挂牌电量和电价，不公开出价方的市场成员名称。供需双方成交前可以调整挂牌价格。省内优先发电机组等供方可优先摘牌。

挂牌期间，市场如有成交，电力交易系统即时公布成交电量和电价，但不公开成交双方名称。交易双方可即时获知对方具体信息。

第四章 交易价格

第四十一条 电力中长期交易的成交价格由市场主体通过双边协商、集中竞价、挂牌等市场化方式形成，第三方不得干预；基数电量应随着发电计划的放开采取市场化定价方

式。

第四十二条 交易电价为发电企业、电力用户计量点电量的平段结算电度电价。发电企业的结算电价即为交易电价；对于市场化电力用户，结算电度电价由交易电价、输配电价（含线损及交叉补贴）、政府性基金及附加等构成。输配电价、相关政府性基金及附加等按国家及省有关规定执行。

第四十三条 跨省跨区输电价格按照国家及省有关规定执行。

第四十四条 双边协商交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价交易价格按照边际价格统一出清或高低匹配价格确定；挂牌交易价格按被摘牌的挂牌价格确定。

1.集中竞价采用边际价格统一出清的,按照“价格优先、容量优先、时间优先”的原则确定成交。以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双方价格的算术平均值确定市场边际成交价，作为全部成交电量价格统一出清。

2.集中竞价采用高低匹配出清的，按照“价格优先”的原则，对发电企业申报价格由低到高排序，电力用户申报价格由高到低排序，依次配对直到匹配电量达到公布的集中竞价交易规模或者一方可成交的电量全部匹配完，成交价为配对双方价格的算术平均值。

3.挂牌交易价格按被摘牌的挂牌价格确定。挂牌电量低

于等于1亿千瓦时时，供需双方只能挂牌一个价格及对应电量。大于1亿千瓦时的可多笔挂牌，除末笔挂牌外，每笔挂牌不得低于1亿千瓦时。在供需双方挂牌后，在规定交易时间内可以对多笔挂牌进行摘牌，如果同一笔挂牌被多家摘牌，则按“时间优先”原则成交。摘牌方电量低于该笔挂牌电量时，则按摘牌电量成交，成交电价为该笔挂牌价；每成交一笔电量，电力交易平台自动计算并扣减挂牌电量。

第四十五条 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(含线损)构成。输电价格（含线损）根据国家发展改革委和国家能源局组织的跨省跨区送电专项输电工程成本监审结果，由国家统一核定。跨省跨区交易输电费用及损耗按照实际计量的物理量结算。

第四十六条 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。跨省跨区合同转让应当按潮流实际情况考虑输电费和损耗。

第四十七条 执行峰谷电价的电力用户参与市场交易时，可以继续执行峰谷电价，峰、谷电价按市场交易电价和目录平电价的差值同幅增减；如按市场交易电价结算，应承担相应的调峰服务费用（通过直接购买或者辅助服务考核与补偿机制分摊）。为规范电力用户侧执行峰谷分时电价损益的管理，省物价局可根据损益情况统筹考虑峰谷电价的调整。

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，按市场交易电价结算。

第四十八条 双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价、挂牌交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价设置上限；参与市场交易机组发电能力明显大于用电需求时，可对报价设置下限。

第五章 交易组织

第一节 交易流程

第四十九条 电力交易机构组织市场交易前，应按省经济和信息化委、江苏能源监管办、省发展改革委（省能源局）的要求，发布交易信息公告。交易的申报和出清必须在全过程的数字加密方式下进行。严禁任何单位、组织、个人在交易进行中泄露市场成员私有信息。除电网安全校核外,禁止任何单位、组织、个人在交易进行中临时修改出清规则或设立修正系数干预交易。

（一）交易公告应提前三个工作日发布，内容包括但不限于以下内容：

1.合同执行周期内关键输电通道剩余可用输送能力情况；

2.合同执行周期内江苏电力市场总体供需情况； 3.合同执行周期内，跨省跨区交易电量需求预测；

4.合同执行周期内各准入机组的可发电量上限； 5.交易准入成员条件、交易总规模、交易申报时间、截止时间、结果发布时间等。

交易公告发布后，电力交易机构原则上按照准入成员条件，按照机组组合、用电单元组合配置交易单元，用于市场成员申报。

（二）交易申报时间应在工作日内进行，时间不低于1个小时。无约束出清应在申报结束后的一个工作日内完成，安全校核工作在两个工作日内完成。

（三）交易结果的发布应按照本规则的第十章信息披露规定执行。

第五十条 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。

第五十一条 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。

鼓励电力用户、售电企业与江苏风电、光伏等可再生能源发电企业签订直接交易合同和电量认购，积极开展绿色能源证书认购工作。

第二节 电量交易组织

第五十二条 开展交易时遵循以下顺序：

(一)确定省内优先发电。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，确保规划内的风电、太阳能、生物质发电、余热余压等可再生能源保障性收购；为满足调峰调频和电网安全需要，抽水蓄能机组等调峰调频电量优先发电；在保证安全、兼顾调峰需要的情况下合理安排核电优先发电，并鼓励其参与市场交易；实行“以热定电”，供热方式合理、纳入在线监测并符合国家和省环保要求的热电联产机组优先发电。

(二)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。

(三)按照国家确定的抽水蓄能租赁费用分摊比例，由电力交易机构组织挂牌交易。

(四)根据江苏实际情况,每年12月初由售电企业和第一类电力用户上报次的用电量规模预测，由电力交易机构组织开展市场交易。

(五)确定化石能源（含燃煤、天然气）发电企业基数电量。根据本省发电预测情况，减去上述环节优先发电量、抽水蓄能招标发电量及市场交易发电量后，作为化

石能源发电企业的基数电量，并按照机组容量等级确定基数电量。

(六)按照有序放开发用电计划要求，逐年缩减化石能源发电企业基数电量，直至完全取消。除基数计划外，其他电量均通过市场化交易实现。省经济和信息化委、江苏能源监管办、省发展改革委（省能源局）应结合电量需求、电网运行、减煤减排等情况，综合核定我省每燃煤机组发电小时数的最高上限，燃煤发电企业实际发电利用小时不应超过我省燃煤机组发电小时数的最高上限。

第五十三条 电力交易机构应根据经安全校核后的交易情况，于12月底前将优先发电、基数电量、市场交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易等合同进行汇总，并发布交易和分类交易结果。电力调度机构应按交易结果合理安排电网运行方式，保障交易顺利实施。

第五十四条 交易开始前仍未确定优先发电的，可参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行。

第五十五条 积极落实国家指令性计划和政府间送电协议。在保障本省电能平衡和保证发电企业签订的各类交易合同完成的基础上，积极开展跨区跨省电能交易。在本省电能供应紧张时，优先购买省外清洁电能，在本省电能供应平衡和富裕情况下，推进省外清洁电能资源替代本省常规燃煤机

组的发电工作。

第五十六条 市场主体签订购售电合同后即可进行转让，但转让次月电量合同应于当月底3日之前完成，具体交易组织及申报时间以电力交易机构发布的交易公告为准。

第三节 月度电量交易组织

第五十七条 当月20日前，发电企业应在电力交易平台申报参与次月市场交易的发电能力上限；售电企业、第一类电力用户应在电力交易平台申报参与次月市场交易的总用电量、双边协商交易计划、集中竞价、挂牌交易电量需求。

第五十八条 当月24日前，电力交易机构完成月度市场交易的组织工作。相关交易的组织按照交易规则执行。

第五十九条 当月25日前，市场主体完成次月合同电量转让。

第六十条 当月26日前，市场主体应按照电网设备计划检修、自身生产经营情况和对发用电情况的预测，完成后续月份存量合同的分月计划调整与确认工作。

第六十一条 在各类月度交易结束后，电力交易机构应当根据经安全校核后的交易结果，对分月结果和次月月度交易结果进行汇总，于每月月底前发布汇总后的次月交易结果。

第四节 合同电量转让组织

第六十二条 市场交易电量合同转让的交易组织，原则上按照月度（前）开展。

第六十三条 市场交易电量合同转让只能单向选择转让或者受让。

第六十四条 省内基数电量转让合同、直接交易电量转让合同，不再收取输电损耗费用。

第六十五条 为规避市场风险，基数电量转让合同、直接交易电量转让合同均采取月度签订，月结月清方式进行。转让的合同电量不得再次转让。

第五节 月度偏差电量交易

第六十六条 月度偏差电量预挂牌交易主要针对次月可能出现的电量偏差，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）。

第六十七条 电力交易机构在每月第4周组织发电企业申报次月预挂牌上下调价格，发电企业必须提供上下调价格。电力交易机构形成次月上下调价格序列并公布。当价格相同时，增发电量按照机组容量由大到小、减发电量按照机组容量由小到大的顺序确定中标机组。当月未纳入开机组合的机组不参与上调、下调电量交易。

第六十八条 在电力市场建设过渡阶段，可以在月内适时组织开展当月偏差电量的交易。

第六节 临时交易和紧急支援交易

第六十九条 通过自主协商方式可与其它省（市、区）开展跨省区临时及紧急支援交易，交易电量、交易曲线和交易价格均由购售双方协商确定。

第七十条 电力交易机构应当事先与其它交易机构约定跨省跨区紧急支援交易的价格及其他事项，在电力供应出现严重缺口时，由电力调度机构根据电网安全约束组织实施。必要时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。

第七十一条 电力调度机构事后应将临时及紧急支援交易的原因、电量、电价等情况向江苏能源监管办、省经济和信息化委、省发展改革委（省能源局）报告。

第六章 安全校核

第七十二条 电力调度机构负责涉及其调度范围的各种交易的安全校核工作。所有电力交易必须通过电力调度机构安全校核后方可生效，涉及跨省跨区的交易，须通过所有相关电力调度机构的安全校核。安全校核的主要内容包括但不限于：通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。

第七十三条 为保障系统整体的备用和调频调峰能力，省级电力调度机构在市场信息公示日前2个工作日，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，折算得到各机组电量上限，对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议,由电力交易机构在信息披露中予以公布。

第七十四条 电力调度机构在市场信息公示日前2个工作日，向电力交易机构提供电网关键通道输电能力、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。

第七十五条 电力调度机构在收到电力交易机构提供的初始交易结果汇总后，应在1个工作日内完成安全校核。安全校核未通过时，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。

第七十六条 发电企业在交易过程中，如因参加市场化交易，导致发电负荷率等安全校核条件未通过时，应优先扣减市场化交易电量，确保基数电量完成；发电企业在参加月度及月度以内交易过程中，如发电负荷率等安全校核条件未通过，因根据电网实际运行情况调整合同，优先调整机组基数电量，后调整市场交易电量。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。削减市场交易电量时，先削减集中竞价交易电量，后削减双边协商交易电量。

对于集中竞价交易，按集中竞价成交顺序进行削减；对于双边协商交易，按时间优先原则进行削减，时间相同时，按发电侧节能低碳调度的优先级进行削减，对于约定电力交易曲线的，最后削减。

第七章 合同签订与执行

第一节 合同签订

第七十七条 各市场主体应根据合同示范文本签订各类电力交易合同。

第七十八条 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市场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，纳入我省优先发电计划，并优先安排输电通道。

第七十九条 电力市场合同（协议）主要包括以下类型： 1.发电企业与电网公司签订购售电合同；

2.省内经营配电网的售电企业与电网企业的供用电合同；

3.电网企业与非市场化电力用户的供用电合同； 4.电网企业与参加市场化批发业务的电力用户供用电合同（含输电服务）；

5.电网企业、售电企业及其签约的电力用户（市场化零售用户）签订三方购售电合同（含输电服务）；

6.售电企业与签约的用户签订的购售电合同； 7.直接交易的发电企业、电力用户（含售电企业）与电网输电方签订直接交易三方合同；

8.抽水蓄能电量招标合同； 9.合同电量转让合同（协议）； 10.跨省跨区电网企业间的购售电合同。

电力交易机构出具的电子交易中标通知书，与合同具备同等效力。

第八十条 发电企业与电网企业签订购售电合同由中长期购售电合同和协议组成。中长期购售电合同有效期五年，约定发电企业并网计量点、电费支付以及应遵守电力市场交易规则等基础性条款；协议明确当年的基数电量、市场化电量、各类电价和分月电量安排。

执行全额收购的风电、光伏发电企业，以中长期购售电合同为准，原则上不再签订协议。

第八十一条 各类合同在执行示范文本的基础上，可以实行电子化管理。合同数据以电力交易机构的技术支持系统为准。

第二节 合同执行

第八十二条 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。

第八十三条 电力调度机构负责根据经安全校核后的月度总发电计划，合理安排电网运行方式和机组开机方式。

第八十四条 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进度提出异议时，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。

第八十五条 已约定交易曲线的电力直接交易合同，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。

第八十六条 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。

第八十七条 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，并于事后向江苏能源监管办和省经济和信息化委书面报告事件经过。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。

第三节 合同电量偏差处理

第八十八条 在合同的执行周期内，在购售输电三方一致同意的基础上，允许本月修改后续月的合同分月计划，修改后的分月计划需要提交电力调度机构安全校核通过后执行。

第八十九条 在执行月度偏差电量预挂牌交易的方式下，电力调度机构应严格执行预挂牌确定的机组调用顺序。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。当电力需求超出预期时（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；当电力需求低于预期时（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。

第九十条 在执行月度偏差电量预挂牌交易的方式下，月度上下调电量当月结清，不跨月滚动。上调电量不占用机组优先发电、基数电量和市场化交易合同，下调电量按照机组月度平台交易电量（含集中竞价和挂牌）、月度双边协商电

量、双边协商交易分月电量、基数电量分月计划、优先发电分月计划的顺序依次扣减。

第八章 辅助服务

第九十一条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。鼓励需求侧、高性能储能设备参与提供辅助服务，允许独立辅助服务提供者参与提供辅助服务。

第九十二条 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。

第九十三条 逐步放开辅助服务市场化交易品种，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。

第九十四条 电力用户、独立辅助服务提供者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。

第九十五条 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。

第九十六条 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。

第九十七条 跨省跨区送电到江苏的发电企业纳入本省辅助服务管理范围，并根据提供的辅助服务获得或者支付补偿费用。

第九十八条 在江苏电网辅助服务市场启动前，按《江苏电网辅助服务管理实施办法》执行。

第九章 计量和结算

第一节 计量

第九十九条 电网企业应当根据市场运行需要为市场主体

安装符合国家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。

第一百条 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。

第一百零一条 电力用户应分电压等级分户号计量。同一个工商营业执照，有多个不同电压等级户号的电力用户，可自愿选择是否按照电压等级就高不就低的原则合并户号参加交易。合并户号后相关合同计划调整结算以及偏差考核均按照合并后进行。合并户号的用户，在合同周期内，不得再进行拆分户号交易。

如计量点存在照明、农业等与工业电量混合计量的情况，应在供用电合同中明确“定量定比”拆分方法。

为统计售电企业月度电量的偏差，应按照电网企业、售电企业与第二类电力用户签订的三方购售电合同中明确的计量点，做汇总统计。

第一百零二条 发电企业内多台发电机组共用上网计量点且无法拆分，不同发电机组又必须分开结算时，原则上按照每台机组的实际发电量等比例拆分共用计量点的上网电量。

风电、光伏企业，可以按照共用同一计量点的机组容量分摊上网电量。

第一百零三条 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和相关市场成员。当交易按月开展时，电网企业应保证各市场成员日电量数据准确；当交易按日开展时，电网企业应保证各市场成员小时电量数据准确。

第一百零四条 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。

第二节 结算的基本原则

第一百零五条 市场主体的可结算电量统计口径，由实际上网电量（或用网电量）、合同电量转让、月度上下调电量等部分组成，并按照合同约定，区分基数电量、直接交易电量、抽水蓄能招标电量、跨省外送电量、月度上下调电量等。

新投产发电机组的调试电量单独统计。

第一百零六条 电力交易机构负责按照自然月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的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的电力交易机构出具结算依据；合同电量转让交易由江苏电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。

第一百零七条 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，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。

第一百零八条 发电企业上网电量电费次月由电网企业支付；电力用户仍向电网企业缴纳电费，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险；售电企业按照交易机构出具的结算依据和电网公司进行电费结算。

第一百零九条 随着电力市场发展，如不承担电费资金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。

第一百一十条 电力用户的容量电价、政府基金及附加、输电损耗、峰谷比、功率因数调整等按照电压等级和类别按实收取，上述费用均由电网企业根据国家及省有关规定提供结算依据。

第一百一十一条 电力交易机构向各市场主体提供结算依据，包括以下部分：

(一)发电企业的结算依据。包括本月实际上网电量、每笔合同结算电量/电价和违约电量/电价、基数电量（或优先发电电量）、电价等信息；在实行预挂牌交易的方式下，发

电企业的电费构成包括：电量电费、上调服务补偿费、下调服务补偿费、偏差调整费用、平均分摊的结算差额或盈余资金、辅助服务费用。

(二)第一类电力用户的结算依据。包括该用户分户号和电压等级的每笔合同结算电量/电价、违约（偏差调整）电量/电价等内容。

(三)第二类电力用户的结算依据。售电企业根据电网企业提供的该用户分户号和电压等级的抄核电量，按照购售电合同约定，将包括分户号和电压等级的电量、电价以及偏差情况在内的结算方案提供给电力交易机构。电力交易机构与用户核对汇总后，形成市场化电量结算依据。

(四)售电企业的结算依据由两部分组成，一是与发电企业直接交易每笔合同结算电量/电价，违约电量/电价等，由电力交易机构结算完成；二是由售电企业向电力交易机构提供其签约的电力用户每个户号的结算电量、电价等。电力交易机构与用户确认后，上述两部分电费汇总记账，资金可对冲结算。

(五)电网企业结算依据均由电力交易机构提供：一是输电费用结算单，包括每笔合同输电电量、结算电价（含损耗明细），以及违约电量、电价等；二是电网公司向跨区跨省市场主体购售电结算单，包括每笔合同的结算电量和电价以及违约电量、电价等。

(六)辅助服务结算依据由电力交易机构提供。(七)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。

(八)偏差调整电费暂由电网企业收取。第一类电力用户偏差调整电费由电网企业在电费发票中单项列示；售电公司偏差调整电费纳入与电网企业结算范围，按照对冲抵消结果开具发票并单项列示；发电企业偏差调整电费在向电网开具上网或交易电费发票中扣减并单项列示。

第一百一十二条 第二类电力用户月度偏差由售电企业参照本规则在购售电合同中约定偏差补偿办法，电力交易机构不提供偏差调整结算单。

第一百一十三条 对于同一个市场成员，有多笔市场化交易合同的情况，结算顺序如下：

(一)按合同执行周期排序：当月到期的合同优先于未到期的合同执行；

(二)按交易品种排序：合同电量转让合同、跨区跨省交易合同、直接交易合同、抽水电量交易合同结算优先级依次递减；

(三)按交易组织方式排序：集中竞价、挂牌交易、双边协商结算优先级依次递减；

第一百一十四条 对于同一个市场成员，多个用电户号

（或者发电机组）共同签订市场化交易合同的情况，按照各用电户号的实际用电量（或机组实际发电量）进行合同结算电量的拆分。

第三节 电力用户的结算

第一百一十五条 对于非市场化售电业务的电力用户（电网企业保底供电用户），仍按照目录电价和供用电合同约定执行。

第一百一十六条 第一类电力用户可以通过存量合同的分月计划调整、参加月度交易、合同电量转让等方式，规避电量偏差调整风险；在此基础上，实际用电量与当月合同电量的偏差，纳入偏差调整费用。

第一百一十七条 第一类电力用户电度电费参照其与发电企业签订的市场化交易合同约定的分月计划进行结算：

(一)实际用电量低于市场化交易合同约定的月度计划97%时，依照第一百一十三条的次序结算电量，低于97%的差值电量部分，按照当期江苏燃煤机组标杆电价的10%征收偏差调整费用；

(二)实际用电量在月度计划97%至103%之间时，依照第一百一十三条的市场化合同次序，按实际用电量结算。其中超出月度计划的电量按照市场化合同加权平均价结算；

(三)实际用电量在月度计划103%至110%之间时，在上

条结算基础上，超出103%部分按照对应的目录电价结算并按照当期江苏燃煤机组标杆电价的10%征收偏差调整费用；

(四)实际用电量超过月度计划110%时，在上条结算的基础上，超出110%部分按照对应的目录电价结算并按照当期江苏燃煤机组标杆电价的20%征收偏差调整费用。

第一百一十八条 在电力市场过渡时期，对第一类电力用户市场化交易合同可采用“月度结算，清算”的方式进行结算：

(一)在上条结算基础上，每年1月初，参照上年实际用电量和所有调整后的合同，对第一类电力用户收取偏差考核费用，并对上年各月份的月度偏差考核费用进行清算退补；

(二)上年实际用电量超出市场化交易合同总电量的103%的电量部分，按照当期江苏燃煤机组标杆电价的10%征收偏差调整费用；

(三)若上年实际用电量低于市场化交易合同总电量的97%，对低于97%的差值电量部分，按照当期江苏燃煤机组标杆电价的10%征收偏差调整费用。

第一百一十九条 按照电力市场开展情况，在开展月度交易预挂牌的方式下：

（一）第一类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或当月市场交易的最高成交价结算）。

第一类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。3%以内的少用电量免于支付偏差调整费用，3%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差调整费用（系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差调整费用）。

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。

（二）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。

1.非市场电力用户的总用电量大于优先发电和基数电量时，3%以内的超用电量免于支付偏差调整费用；3%以外的超用电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差调整费用。

2.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，3%以内的少用电量免于支付偏差调整费用，3%以上的少用电量按下调电量补偿单价支付偏差调整费用（系统未调用下调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价或当月市场交易的最高成交价的10%支付偏差调整费用）。

3.非市场电力用户用电偏差导致的偏差调整费用由电网

企业承担，电网企业通过对非统调电厂等造成的偏差进行计量，按责任分摊部分偏差调整费用。偏差计量、责任划分和费用分摊办法由电网企业另行制定，报江苏能源监管办和省经济和信息化委同意后实施。

（三）对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线计算偏差电量。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或当月市场交易的最高成交价结算）；每日各时段的累计少用电量，3%以内的少用电量免于支付偏差调整费用，3%以上的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差调整费用（系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差调整费用）。

第一百二十条 第二类电力用户电度电费由其签约的售电企业出具结算方案，提交电力交易机构和电力用户审核。如电力用户有异议，经调解无法达成一致，电力交易机构暂按照目录电价对电力用户进行当月结算。电力用户可提交仲裁机构或上诉解决。争议期间，电力交易机构冻结售电企业的履约保函，并可按照电费争议的具体情况，要求售电企业补充追加履约保函。

第一百二十一条 上述用户的峰谷、功率因数调整继续执行原有国家及省规定不变。

第四节 售电企业的结算

第一百二十二条 售电企业可以通过存量合同的分月计划调整、参加月度交易、合同电量转让等方式，规避电量偏差调整风险；在此基础上，按照被委托电力用户的实际用电总量与当月合同总电量（分月计划）的偏差，纳入考核。

第一百二十三条 售电企业参照直接交易合同约定的当月分月计划进行结算：

(一)所有签约的电力用户实际用电量总和低于市场化交易合同约定的月度计划97%时，依照第一百一十三条的次序结算电量。低于97%的差值电量部分，按照当期江苏火电燃煤机组标杆电价的10%征收偏差调整费用;(二)所有签约的电力用户实际用电量总和在市场化交易合同约定的月度计划97%至103%之间时，依照第一百一十三条的次序，按实际用电量结算。其中超出月度计划的电量按照市场化合同加权平均价结算；

(三)所有签约的电力用户实际用电量总和在市场化交易合同约定的月度计划103%至110%之间时，在上条结算基础上，超过103%部分，按照所有签约用户加权目录电价结算并按照当期江苏燃煤机组标杆电价的10%征收偏差调整费用；

(四)所有签约的电力用户实际用电量总和超过月度计划110%时，在上条结算基础上，超出110%部分，按照所有签约

用户加权目录电价结算并按照当期江苏燃煤机组标杆电价的20%征收偏差调整费用。

第一百二十四条 在电力市场过渡时期，对售电企业直接交易合同可采用“月度结算，清算”的方式进行结算：

(一)在上条结算基础上，每年1月初，参照上年所有签约的电力用户实际用电量和所有调整后的合同，对售电企业收取偏差考核费用，并对上年各月份的月度偏差考核费用进行清算退补；

(二)上年所有签约的电力用户实际用电量超出直接交易合同总电量的103%的电量部分，按照当期江苏燃煤机组标杆电价的10%征收偏差调整费用；

(三)若所有签约的电力用户上年实际用电量低于直接交易合同总电量的97%，对低于97%的差值电量部分，按照当期江苏燃煤机组标杆电价的10%征收偏差调整费用。

第一百二十五条 按照电力市场开展情况，在开展月度交易预挂牌的方式下，参照第一百一十九条第（一）款进行结算。

第一百二十六条 售电企业与其市场化零售电力用户的结算及偏差调整费用，由售电企业根据与电力用户的购售电合同约定进行。

第一百二十七条 经营配网业务的售电企业与电网企业间的结算，在前文结算的基础上，按照供电线路电压等级和计

量点的实际电量，向电网企业支付输电费用。

第一百二十八条 经营配网业务的售电企业，其配网范围内供电的电力用户的电量、电费结算由售电企业参照供用电协议执行，政府基金和附加，由配售电企业代收。

第五节 发电企业的结算

第一百二十九条 可再生能源和非常规燃煤机组结算基本原则:(一)对可再生能源、资源综合利用电厂上网电量实行全额收购。对于参加绿色能源认证交易的风电、光伏发电企业，交易电量不再享受政府补贴；

(二)垃圾掺烧发电企业按国家确定的电价政策结算；热电联产企业按照“以热定电”原则结算；

(三)核电、天然气发电企业按市场化电量优先结算、基数电量月度滚动方式执行。如当月实际上网电量不足以满足市场化交易电量时（电网调度因素除外），差额电量部分，按照当期标杆上网电价与当月发电权交易加权平均电价的差价，向电网公司支付。

第一百三十条 常规燃煤机组市场化电量优先结算，基数电量按照月度滚动方式进行结算，其中：

(一)当月度实际上网电量高于月度市场化电量时，超出电量计入基数电量。基数电量累加超出基数计划

101%的电量为当月超发电量，超发电量按照当月省内基数电量转让平台指导价结算，若当月无基数电量转让,则按照最近一个月的省内基数电量转让平台指导价结算；

(二)发电企业因自身原因，当月实际上网电量低于月度市场化电量计划时，实际上网电量按照第一百一十三条的规定按实结算。若实际上网电量低于月度计划的97%，对低于月度计划97%的差值电量部分，按照当月（最近一个月）省内基数电量转让平均电价收取偏差调整费用。

第一百三十一条 在电力市场过渡时期，对发电企业市场化交易合同可采用“月度结算，清算”的方式进行结算：

(一)在上条结算基础上，每年1月初，参照上年所有上网电量和所有调整后的合同，对发电企业收取偏差考核费用，并对上年各月份的月度偏差考核费用进行清算退补；

(二)上年实际上网电量低于市场化交易合同总电量的97%时，对低于97%的差值电量部分，按照当期江苏燃煤机组标杆电价的10%征收偏差调整费用。

第一百三十二条 按照电力市场开展情况，在开展月度交易预挂牌的方式下：

(一)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，3%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%或标杆上网电价的10%支付偏差调整费用，3%以内的少发电量免于支付偏差调整费用。

(二)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，3%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%或标杆上网电价的10%支付偏差调整费用，3%以内的少发电量免于支付偏差调整费用。

(三)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或当月市场交易合同中最低电价结算。

(四)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。

(五)全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的47

实际发电曲线计算偏差电量。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或当月市场交易合同中最低电价结算；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%支付偏差调整费用；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。

第六节 预挂牌方式下偏差调整费用的处理 第一百三十三条 电力用户偏差调整费用、发电企业偏差调整费用，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损耗率折算到发电侧。

第七节 电网企业的结算

第一百三十四条 除不可抗力外，因电网企业的责任导致发电企业、电力用户（含售电企业）电量超欠，电网企业需双向赔偿发电企业和电力用户（含售电企业）。具体赔偿标准按合同约定执行。

第一百三十五条 跨区跨省各类交易的电量结算依据，由电力交易机构提供。

第一百三十六条

对电力用户、售电企业、发电企业等收取的偏差考核资金在电网企业设立专户进行管理，实行收支两条线，具体使用办法另行制定。

第八节 其他

第一百三十七条 因电网故障、电网改造、电网企业间的跨区跨省电能交易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调整费用；因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。

第一百三十八条 发电企业因不可抗力欠发，直接交易合同仍参照发电企业欠发情况确定可结算电量，电力用户（含售电企业）因发电企业欠发而超用部分按照目录电价结算，不收取其他考核分摊费用。

第一百三十九条 电力用户（含售电企业）因不可抗力少

用，直接交易合同仍参照电力用户少用情况确定可结算电量，发电企业因电力用户欠用而超发部分计入基数电量滚动结算或按照月度预挂牌上调服务处理。

第一百四十条 售电企业违背电力市场交易规则时，交易中心可代资金结算方在保函约定的范围内向银行提出索赔，收取并转付赔款。

第十章 信息披露

第一百四十一条 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。

第一百四十二条 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。

第一百四十三条 市场成员应该报送与披露包括但不限于以下信息：

(一)电力交易机构：交易约束条件及情况；交易电量执行，电量清算、结算等；每笔交易的公告，成交总体情况，成交结果公示等； 电力交易计划和执行情况等；偏差电量责

第三篇：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。

第四篇：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。

第五篇：国家中长期教育改革和发展规划纲要(征求意见稿)学...

《国家中长期教育改革和发展规划纲要》（征求意见稿）学习心得

海南华侨中学数学组 李玉玲

作为在职教育工作者，我更多思考的是如何将《纲要》精神落实到日常工作中，我想提高自身专业素养将是第一步。摘抄：（五十一）摘抄：（五十三）

在摘抄中，我关注到国家对教师提出了很高要求，这要求的提出不会是空穴来风，必是符合社会发展和人民要求的。在网上可查到学生、家长、教师对理想教师的认识：“对学生一视同仁”、“热爱本职工作”是对教师的教育师德提出的；“善于激励学生”、“教学方法灵活”、“普通话标准”是对教师的业务能力提出的，可见学生和家长都把教师的教育行为放在首位。

因此，教师的专业素养的提升成为学生和家长的期待。

教师本身对理想教师特质的理解：

1、热爱本职工作；

2、善于激励学生；

3、学识渊博；

4、普通话标准；

5、好的人际交往能力；

6、对学生一视同仁。教师在自我鉴定中也提出了这这两方面的要求，特别是学识渊博这一特质，说明提升教师自身的专业素养也是教师对自身的需求。

既然有需求，我觉得我在日常工作中应培养如下的素质

1、具有教育、教研的能力

我把这条放在专业化发展的首位，因为所有教育行为来源于她的教育理念。有怎样的教育理念，就有怎样的教育教学行为，也就有不同的成长之路，所以具有良好的教育教学科研能力，敏锐的洞悉教育教学发展善状况及学生学情，及时更新观念会让教师在专业成长的道路上事半功倍。

2、钻研教材、处理教材的能力

如果要上好每一节课，那么在备课的过程中，就不能只停留在一般的了解的水平上，而是要认真钻研教材，明确要解决什么问题，达到什么目的？弄清这部分内容在教材中的地位、作用，和已学知识的联系、区别，以及和以后将学知识的关系等等，还要考虑应采取什么教学措施，如何把握重点、难点？

3、调控课堂教学，采取机敏教学方法的能力