华东电力市场跨省集中竞价交易规则(试行)

售电公司参与跨省区交易对电网企业的影响及相关建议胡全贵;郭翔;李喜军;杨立兵;李晓刚【摘要】新一轮电力体质改革下，随着售电公司所能参与的交易类别的增多，给电网企业等原市场主体带来了巨大变化。

本文就售电公司参与跨省交易带来的影响进行了讨论：首先介绍了售电公司参与跨省区交易对电网公司利益产生的影响，然后着重从经营发展、安全运营、市场体系三方面分析了售电公司参与跨省区交易对电网公司产生的影响，最后，对售电公司参与跨省交易提出市场机制建设的相关建议。

【期刊名称】《电气技术与经济》【年(卷),期】2018(000)001【总页数】4页(P67-69)【关键词】售电侧开放;售电公司;跨省区交易;经营影响;市场机制【作者】胡全贵;郭翔;李喜军;杨立兵;李晓刚【作者单位】[1]北京国网信通埃森哲信息技术有限公司;[1]北京国网信通埃森哲信息技术有限公司;[1]北京国网信通埃森哲信息技术有限公司;[2]国家电网公司华东分部;[2]国家电网公司华东分部【正文语种】中文【中图分类】F426.610 引言随着售电侧市场的放开，售电公司的数量与参与交易类型增加，除了最初的代理大用户交易、中长期交易、辅助服务以外，售电公司还增加了合同电量转让、电量互保、跨省跨区交易等多种业务类型。

另一方面，普通的大用户无法参与跨省区交易，这时就可由售电公司来代理执行。

委托售电公司代理是一种效率很高的市场行为，有利促进了跨省跨区电力交易。

在我国目前的体制机制下，跨省跨区短期交易特别需要售电公司的委托代理交易机制。

在此背景下，电网公司将不仅面对众多的售电企业，还要面对更多的用户企业。

市场中不确定性因素越来越多，运行条件和扰动场景更为复杂和不可预测，一旦售电侧放开，交易过程中的具体情况十分复杂，电网将面临多种风险。

就此情况，文献[1]讨论了售电侧开放后，对电网企业利益的影响，构建了电网企业利益分析模型，提出了电网企业平衡利益的相关策略，文献[2]对售电侧开放对市场主体产生的影响进行了详细的识别和研究，并从多个维度针对售电侧开放建立了市场机制，文献[6-7]结合电力大用户跨省区直购电的特点，通过分析我国跨省区交易的现状，提出促进我国跨省区交易的对策建议。

国内外典型电力市场中的输电损耗分摊方法目前对损耗分摊问题的研究仍处于摸索、探讨阶段，在已经实现电力市场的国家，实际采用的损耗分摊方法各不相同。

1 英国电力市场英国电力市场采用的是一种基于平均网损的统一定价，即按照邮票法分摊损耗，与所发生的交易、市场成员的位置无关。

英国在建立电力联营体Pool之初，由于市场建设重点放在了市场主体结构的设计上，对损耗分摊问题的考虑以简单为目标，故选择了邮票法。

在英国电力市场的的发展过程中，有些市场成员曾对邮票法提出异议并向市场相关部门提出采用边际损耗系数法的议案，但时值英国电力市场运营模式的变更，从Pool到NETA模式，直至现在的BETTA模式，有关损耗分摊的问题一直处于搁置状态[92]。

对于采用边际损耗系数法的议案，相关研究部门也做了深入分析[4,92]，暂时仍继续采用邮票法进行损耗分摊。

之前，发电与负荷分摊的比例为50%:50%。

目前发电与负荷分摊的比例改为45%:55%，这样比例的确定是由于发电是在发电出口变压器高压侧测量，则意味着变压器损耗已由发电自身承担，而负荷则是在配电变压器的低压侧测量，负荷没有承担变压器损耗[92]。

英国电力市场现行市场模式中，鼓励市场成员签订双边交易合同，并尽可能通过双边交易实现功率平衡。

对于损耗，其结算是在不平衡计算中考虑的。

发用电的能量不平衡量计算如下：不平衡量=测量值⨯TLM—调整量⨯TLM—合同量目前各点的网损系数TLF（transmission loss factor）均相同，网损乘子TLM（transmission loss multiplier）就是按照45%:55%的比例将总损耗在发电与负荷中分摊。

所有的发电量和负荷水平均按相应的网损乘子进行修正。

市场成员可以自行决定其合同电量中是否包含网损，如果不包含网损，则他们将按平衡市场中的不平衡价格付费，并根据自己的预测和经验估计整个系统是否会发生供需不平衡以及发生的时间和不平衡量。

上海市发展和改革委员会关于落实国家深化燃煤发电上网电价形成机制改革有关事项的通知文章属性•【制定机关】上海市发展和改革委员会•【公布日期】2019.11.28•【字号】•【施行日期】2020.01.01•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业,价格正文上海市发展和改革委员会关于落实国家深化燃煤发电上网电价形成机制改革有关事项的通知市经济信息化委、市市场监管局、市生态环境局、华东能源监管局、国网上海市电力公司、上海电力交易中心，各有关发电企业、电力市场主体：根据《国家发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）有关要求，结合本市实际，现就落实国家深化燃煤发电上网电价形成机制改革有关事项通知如下。

一、总体要求坚持市场化方向，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，进一步深化本市燃煤发电上网电价机制改革，加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制，为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定基础。

二、基本原则坚持稳步推进，分步实施。

按照电力市场化改革要求，结合上海实际情况，稳步推进煤电市场化改革，分步实施改革政策，有序扩大价格形成机制弹性，防止价格大幅波动，逐步实现全面放开燃煤发电上网电价，确保改革平稳推进。

坚持统筹谋划，保障供应。

充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系，统筹谋划各类电源上网电价形成机制，以及不同类型用户销售电价形成机制，强化配套保障措施，确保电力供应和价格稳定。

坚持强化监管，规范有序。

按照放管并重的要求，加强电力价格行为监管，建立价格异常波动调控机制，健全市场规范、交易原则、电力调度、资金结算、风险防范、信息披露等制度，确保燃煤发电上网电价合理形成。

三、改革举措1、为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价上下浮动”的市场化价格机制。

我国电力辅助服务市场日趋完善核心提示电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行、保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网企业和电力用户提供的服务。

在传统电力计划管理体制下，电力辅助服务主要通过指令的形式强制提供，这种方式难以充分反映电力辅助服务的市场价值，损害了部分主体的利益。

随着我国电力市场化改革的持续推进，依靠市场化手段激励各类市场主体提供电力辅助服务已成为必然趋势。

我国电力辅助服务市场的发展历程伴随着我国电力体制改革的逐步推进，我国电力辅助服务的发展基本上经历了无偿提供、计划补偿和市场化探索三个主要阶段。

●无偿提供阶段2002年以前，我国电力工业主要采取垂直一体化的管理模式，由系统调度部门统一安排电网和电厂的运行方式。

系统调度机构根据系统的负荷特性、水火比重、机组特性以及设备检修等方面因素，根据等微增率原则进行发电计划和辅助服务的全网优化。

在对电厂进行结算时，辅助服务与发电量捆绑在一起进行结算，并没有单独的辅助服务补偿机制。

●计划补偿阶段2002年厂网分开后，各发电厂分属于不同的利益主体，无偿提供电力辅助服务难以协调各方利益。

在这一背景下，2006年，原国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（与《发电厂并网运行管理规定》并称“两个细则”），提出“按照‘补偿成本和合理收益’的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊”。

我国电力辅助服务由此进入计划补偿阶段。

各地也相继出台“两个细则”文件，规定了电力辅助服务的有偿基准、考核与补偿以及费用分摊等规则。

“两个细则”规定的计划补偿方式能够在一定程度上激励发电机组提供电力辅助服务，但总体来看补偿力度较低。

以华东、华中地区为例，深度调峰补偿价格最高仅为0.1元/千瓦时，对于发电企业的激励作用相对有限。

●市场化探索阶段随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，原有的辅助服务计划补偿模式和力度已不能满足电网运行需求。

福建电力现货市场运行分析和应对策略发布时间：2021-09-26T01:57:34.979Z 来源：《论证与研究》2021年8期作者：陈礼清1 陈孝敏1 陈铮淇2 陈美玲1 [导读]福建电力现货市场运行分析和应对策略陈礼清1 陈孝敏1 陈铮淇2 陈美玲1（1.华能（福建）能源销售有限责任公司 福建 福州 350007）（2.华能（福建）能源开发有限公司 福建 福州 350007）摘要：随着电力市场竞争日益激烈，尤其是电力现货市场的运行，给电力企业的运营和发展带来了巨大的冲击，因此市场营销策略在电力企业的运营和发展中发挥着越来越重要的作用。

电力企业只有完善自身结构及生产运营模式，才能实现社会效益和经济效益的双重提高。

文章对福建电力现货市场的运行进行了介绍，为后期长周期试运行提供了参考依据。

关键词：电力现货市场；电力企业；运营模式一、现货政策推进情况2019年5月，经福建省政府办公厅批准，省工信厅联合省发改委、省能监办正式印发《福建省电力现货市场建设试点方案》。

2019年6月20日，福建能监办牵头编制《福建电力现货市场交易规则（试行）》（征求意见稿）。

2020年6月18日，福建省电力市场管理委员会发布《福建电力现货市场结算试运行交易规则》（征求意见稿）第二版，7月31日福建省能监办发布现货市场交易规则（2020年版）征求意见稿。

2020年8月17日，福建省能监办印发《福建电力现货市场规则（2020年版）》（闽监能市场〔2020〕56号）。

二、现货市场规则简介（一）分散式电力现货市场模型福建省现货市场为分散式市场，参与机组采用全容量段申报、系统边际出清的方式。

日前现货市场共分96个时段，每个时段总竞价空间为参与该时段现货市场的机组10%的基数电量之和，96点累加为当日总竞价空间。

竞价空间从对应机组基数电量中扣减，机组扣减电量下限为其最小技术出力。

发电机组按容量采用多段式连续报价，总段数为5~10段，申报负荷区间为最小技术出力至额定有功功率；申报价格区间为燃煤机组基准电价的30%至130%。

上海市电力用户与发电企业直接交易规则（送审稿）第一章总则第一条为了规范和推进上海市电力用户与发电企业直接交易（以下简称直接交易）工作，促进规范透明的市场化交易机制建设，保障市场主体合法权益，实现电力交易的公开、公平、公正，依据国家有关法津法规，制定本规则。

第二条直接交易是指符合准入条件的电力用户（或售电公司）向发电企业直接购电的市场交易行为，电网企业按规定提供输配电服务。

第三条直接交易根据上海市电力用户与发电企业直接交易工作方案要求开展。

第四条上海市经济和信息化委员会（以下简称市经济信息化委）、上海市发展和改革委员会（物价局）（以下简称市发展改革委）会同国家能源局华东监管局（以下简称华东能源监管局）负责直接交易的实施工作；华东能源监管局会同市经济信息化委、市发展改革委负责直接交易的监管工作。

第二章市场成员和权利义务第五条在电力用户与发电企业直接交易中，市场成员包括市场主体（电力用户、售电企业、发电企业）、电网企业、市场运营机构（电力交易机构和电力调度机构）等。

第六条电力用户的主要权利和义务（一）按规则参与直接交易，签订和履行交易合同、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。

第七条发电企业的主要权利和义务（一）按规则参与直接交易，签订和履行交易合同、输配电服务合同。

（二）获得公平的输电服务和电网接入服务。

（三）确保发电机组运行能力达到国家相关技术标准要求，提供符合要求的电能和辅助服务。

（四）遵守并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，维护电网安全稳定运行。

电力市场运行基本规则（2024年）文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会•【公布日期】2024.04.25•【文号】国家发展和改革委员会令第20号•【施行日期】2024.07.01•【效力等级】部门规章•【时效性】尚未生效•【主题分类】电力及电力工业,市场规范管理正文中华人民共和国国家发展和改革委员会令第20号《电力市场运行基本规则》已经2024年4月18日第11次委务会议审议通过，现予公布，自2024年7月1日起施行。

主任：郑栅洁2024年4月25日电力市场运行基本规则目录第一章总则第二章电力市场成员第三章交易类型与方式第四章电能量交易第五章电力辅助服务交易第六章电能计量与结算第七章系统安全第八章市场风险防控和监管第九章信息披露第十章法律责任第十一章附则第一章总则第一条为规范电力市场行为，依法保护市场成员的合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序，按照《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》《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》等有关精神，根据有关法律和《电力监管条例》等行政法规，制定本规则。

第二条本规则适用于各类电力市场。

第三条国家能源局及其派出机构（以下简称电力监管机构）、国务院有关部门根据职能对电力市场实施监督管理。

第二章电力市场成员第四条本规则所称的电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。

其中，经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）；电力市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。

第五条电力市场实行注册制度。

电力交易机构根据国家有关规定建立市场注册制度，具体负责电力市场注册管理工作。

经营主体进入或者退出电力市场应当办理相应的注册手续。

第六条电力市场运营机构按职责负责电力市场交易、电力调度和交易结果执行，以及配套的准入注册、计量结算、信息披露等，维护电力系统的安全稳定运行。

电力市场偏差考核风险及策略分析发布时间：2021-12-17T04:16:26.052Z 来源：《河南电力》2021年8期作者：晓雪[导读] 偏差电量考核的主要目的是促进提升电力系统运行的效率，确保电力系统安全可靠的运行。

偏差电量考核主要是通过售电公司强化提升售电公司的专业能力，促使售电公司能够提升对市场主体的次月用电量需求的预测精准度，并将不同用电特性的用户进行整合，从而有效引导用户优化用电特性，实现将电量偏差控制在最小范围内，最终加快促进电改市场建设的步伐。

（内蒙古蒙能配售电有限公司内蒙古呼和浩特市 010070）摘要：现阶段，随着科学技术和信息化技术快速发展，给人们日常生产生活带来了巨大的冲击和改变，生活越来越智能化，而这一切都依赖于电力工业提供的安全高效的社会用电环境。

随着国家颁布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》文件，新一轮电力体制发生了改革，电力资源的利用率将会得到极大的提升。

鉴于此，本文针对电力市场偏差考核风险展开了分析和研究，以期可以为相关人士提供一定的借鉴，为我国电力行业的安全可靠供电做出一定的贡献，关键词：电力市场；偏差考核；风险；策略1 偏差电量产生的背景偏差电量考核的主要目的是促进提升电力系统运行的效率，确保电力系统安全可靠的运行。

偏差电量考核主要是通过售电公司强化提升售电公司的专业能力，促使售电公司能够提升对市场主体的次月用电量需求的预测精准度，并将不同用电特性的用户进行整合，从而有效引导用户优化用电特性，实现将电量偏差控制在最小范围内，最终加快促进电改市场建设的步伐。

“偏差电量考核”的概念最早由2016 年 12 月国家发改委、能源局印发《电力中长期交易基本规则》文件中提出。

2 偏差电量产生的原因和风险现阶段，电能已经成为人们生产生活中不可或缺的重要组成部分，在我国国民经济发展中发挥着至关重要的作用。

但是，由于电量极易受到宏观经济环境、气候、生产计划、节假日、设备使用、意外等因素的影响而发生变化，这不可避免地会导致出现偏差电量。

江西省能源局关于印发《2021年全省电力市场化交易实施方案》的通知文章属性•【制定机关】江西省能源局•【公布日期】2020.11.26•【字号】•【施行日期】2020.11.26•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文江西省能源局关于印发《2021年全省电力市场化交易实施方案》的通知各设区市发展改革委（能源局）、赣江新区经发局，上饶市工信局，国网江西省电力有限公司、国家电投江西公司、国家能源集团江西公司、华能江西分公司、大唐江西分公司、省投资集团公司，国华九江公司，江西电力交易中心有限公司，增量配电网企业，各有关单位、企业：为做好2021年全省电力市场化交易和市场建设各项工作，现将《江西省2021年度电力市场化交易实施方案》印发给你们，请遵照执行。

2020年11月26日江西省2021年度电力市场化交易实施方案为贯彻落实2020年电力市场化改革暨中长期交易会议精神，深入推进电力市场化改革工作，根据《国家发展改革委国家能源局关于印发〈电力中长期交易基本规则〉的通知》（发改能源〔2020〕889号）、《国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）、《江西省发展改革委关于印发〈江西省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案〉的通知》（赣发改商价〔2019〕1132号）等文件精神，制定本方案。

一、交易原则（一）保障优先原则。

以保障全省电力安全稳定运行和电力稳定有序供应为基础，积极、有序、稳妥推进电力市场化交易。

（二）节能环保原则。

参与电力市场化交易的发电企业、用电企业必须符合国家产业政策和相关能耗、环保要求。

（三）自主协商原则。

具备准入条件的市场主体自主选择交易对象，在江西电力交易平台上统一开展电力市场化交易。

（四）诚实守信原则。

参与电力市场化交易的市场主体必须依法依规开展交易，严格遵守市场秩序。

引入信用监管机构见证签约，照付不议。

河南省发展和改革委员会、国家能源局河南监管办公室关于印发河南省电力市场交易规则（试行）的通知文章属性•【制定机关】河南省发展和改革委员会,国家能源局河南监管办•【公布日期】2019.01.02•【字号】豫发改能源〔2019〕4号•【施行日期】2019.01.02•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文河南省发展和改革委员会、国家能源局河南监管办公室关于印发河南省电力市场交易规则（试行）的通知各省辖市、省直管县（市）发展改革委，国网河南省电力公司，河南电力交易中心有限公司，各发电企业、售电公司、电力用户，各有关单位：为加快推进我省电力市场建设，规范电力交易行为，根据中央电力体制改革精神和《国家发展改革委国家能源局关于印发〈电力中长期交易基本规则（暂行）〉的通知》（发改能源〔2016〕2784号）等文件要求，省发展改革委会同河南能源监管办组织制订了《河南省电力市场交易规则（试行）》，现印发你们，并提出如下要求，请一并贯彻执行。

省电力公司负责解决电力用户抄表时间不统一问题。

争取2019年1月底全部实现参与电力市场交易用户抄表时间统一，具备偏差考核基本条件。

省电力公司负责完善与本规则相适应的结算系统。

争取2019年2月底前具备偏差考核条件，2019年1、2、3月先执行预偏差考核。

预考核期间，只通知相关主体偏差考核结果，不征收费用，1~3月的偏差通过年度长协调整平衡。

河南电力交易中心负责落实本交易规则的相关内容，厘清交易流程，组织宣讲培训，尽快规范市场交易行为。

河南省电力市场管理委员会各工作组要发挥积极作用，谋划行业发展，加强行业自律，为我省电力市场健康稳定发展提供好的意见和建议。

在《河南省电力市场交易规则（试行）》执行期间，如遇问题及时汇报，我们将根据情况适时予以调整、修订。

联系人：周勇杰电话：*************（可传真）邮箱：**********************附件：河南省电力市场交易规则（试行）河南省发展和改革委员会国家能源局河南监管办公室2019年1月2日目录第一章总则第二章市场交易的基本要求第三章电力批发市场交易第一节交易方式和时序第二节市场交易价格形成机制第三节年度批发交易第四节月度批发交易第五节合同电量转让交易第四章电力零售市场交易第五章安全校核与合同电量执行第六章合同偏差电量处理和考核第七章计量和结算第八章辅助服务第九章争议和违规处理第十章市场干预第十一章信息披露第十二章附则河南省电力市场交易规则（试行）第一章总则第一条为规范河南省电力市场交易，构建有效竞争的电力市场结构与市场体系，依法保障市场成员合法权益，促进电力市场健康发展，依据《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）、《国家发展改革委国家能源局关于印发〈电力中长期交易基本规则（暂行）〉的通知》（发改能源〔2016〕2784号）、《国家发展改革委国家能源局关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号）等文件精神，制定本规则。

国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知文章属性•【制定机关】国家发展改革委办公厅,国家能源局•【公布日期】2020.03.26•【文号】发改办能源规〔2020〕245号•【施行日期】2020.03.26•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】失效•【主题分类】电力及电力工业正文国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知发改办能源规〔2020〕245号山西省、浙江省、山东省、广东省能源局，内蒙古自治区、福建省、四川省、甘肃省工信厅（经信厅），华北、南方能监局，山西省、浙江省、福建省、山东省、四川省、甘肃省能监办，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，各电力交易中心，各相关市场主体：为落实《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）及其配套文件精神，适应电力现货市场试点地区连续试结算工作的需要，现就做好相关工作通知如下。

一、高度重视电力现货市场试点连续试结算相关工作（一）电力现货市场试点是电力市场化的关键改革,是有序发电和稳定用电的组合改革,是优化布局和优化结构的重大改革。

电力现货市场连续运行后，对电力系统的经济机制产生了质的影响。

起步阶段，适当加强宏观引导，加强电力市场风险防控工作，保障电力市场平稳运行和电力系统安全稳定运行，有利于构建公平竞争的市场环境，有利于打造健康可持续的行业体系。

二、结合实际制定电力现货市场稳定运行的保障措施（二）做好电力中长期交易合同衔接工作。

售电企业及直接参加电力现货交易的电力用户应与发电企业在合同中约定分时结算规则，包括但不限于固定价格、分时电价或详细分时结算曲线（组）等。

售电企业及直接参加电力现货交易的电力用户（或发电企业）在日前市场开市前需提交结算曲线，未提交结算曲线的，由市场运营机构按照试点地区电力现货市场规则进行处理。

电力中长期交易基本规则电力中长期交易差不多规则（征求意见稿）第一章总则第一条[目的和依据]为规范电力中长期交易，保证市场成员合法权益，促进电力市场健康进展，依据《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〔2020〕9号）及其配套文件及其配套文件和有关法律、行政法规，制定本规则。

第二条[定义]本规则所称电力中长期交易，要紧是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等市场交易主体，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（含电能和辅助服务）。

交易品种包括电力直截了当交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务交易等。

第三条[适用范畴]本规则适用于中华人民共和国境内未开展电力现货市场试点地区，开展现货试点地区按照《电力市场运营差不多规则》有关规定执行。

第四条[实施主体]国家能源局依法组织制定电力市场规划、市场规则、市场监管方法，会同地点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点政府电力治理部门依照职能依法履行省（区、市）电力市场监管职责。

第二章市场成员第五条[成员分类]市场成员包括市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构三类。

其中，市场交易主体包括各类发电企业、售电企业、电力用户和独立的辅助服务提供商等；电网运营企业指运营和爱护输配电资产的输配电服务企业；市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。

现货市场启动前，电网运营企业可作为市场交易主体参加跨省跨区交易。

第六条[对市场成员的要求]所有市场成员应严格遵守本规则，主动同意监管，严格履行各项义务和职责，切实爱护电力市场正常运营秩序。

第七条[市场交易主体权责]市场交易主体的权益和义务：（一）发电企业1.执行优先发电合同（发电企业发电量分为优先发电电量、市场交易电量和基数电量，市场初期基数电量视为优先发电电量，随着发用电打算的放开，基数电量逐步缩减，下同），按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同；2.获得公平的输电服务和电网接入服务，支付相应的费用；3.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；4.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；5.其他法律法规所给予的权益和责任。

江苏省分布式发电市场化交易规则（试行）第一章总则第一条为加快推进分布式能源发展，规范江苏分布式发电市场化交易，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）和电力体制改革配套文件、《国家发展改革委国家能源局关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901号）、《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》（发改办能源〔2017〕2150号）、《江苏省电力中长期交易规则》（苏监能市场〔2017〕149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分布式发电市场化交易试点，未尽事项按照《江苏省电力中长期交易规则》（苏监能市场〔2017〕149号）执行。

第三条分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳同时符合能效、环保、安全等方面要求的中小型发电设施。

分布式发电项目可采取多能互补方式建设。

第四条分布式发电市场化交易是指同一交易片区内分布式发电项目单位（含个人，以下同）与配电网内就近电力用户进行的电力交易。

交易片区原则上限制在接入点上一级变压器供电范围内。

第五条参与分布式发电市场化交易的市场主体应严格遵守本规则，诚信自律，不得操纵交易价格、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。

第六条国家能源局江苏监管办公室（以下简称江苏能源监管办）会同省发展改革委（能源局）负责本规则的制定和实施工作，并依法履行监管职责。

第二章市场成员第七条分布式发电市场化交易成员包括交易主体、电网企业（含增量配电网企业，以下同）、电力交易机构、电力调度机构等。

第八条分布式发电市场化交易主体包括:（一）卖方：分布式发电项目；（二）买方：在卖方接入点上一级变压器供电范围内的电力用户。

第九条参与交易的分布式发电项目、电力用户应当是财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的具有法人资格经济实体或个人。

山东省电力现货市场交易规则（征求意见稿）2019年6月目录第一章总则 (1)第二章市场成员 (3)第三章市场准入与退出 (9)第一节市场准入 (9)第二节市场注册 (11)第三节代理关系建立与终止 (17)第四节市场主体停牌 (19)第五节市场退出 (20)第四章现货电能量市场交易基本原则 (23)第五章日前电能量市场交易组织 (26)第一节组织方式及交易时间 (26)第二节机组参数 (27)第三节日前机组运行边界条件准备 (30)第四节日前电网运行边界条件准备 (33)第五节事前信息发布和交易申报 (37)第六节市场力检测及缓解 (41)第七节日前电能量市场出清 (42)第八节特殊机组在日前电能量市场中的出清机制 (53)第九节日前电能量市场安全校核 (58)第十节交易结果发布 (58)第六章日内机组组合调整交易组织 (59)第一节组织方式及时间 (59)第二节日内发电机组物理运行参数变化 (61)第三节日内机组运行边界条件准备 (62)第四节日内电网运行边界条件 (64)第五节日内机组组合调整出清与调度计划发布 (65)第七章实时电能量市场交易组织 (66)第一节组织方式及时间 (66)第二节实时市场运行边界条件 (66)第三节实时电能量市场出清 (69)第四节特殊机组在实时电能量市场中的出清机制 (70)第五节实时电能量市场安全校核与出清结果发布 (74)第八章市场偏差处理机制 (77)第一节发电侧市场偏差处理机制 (77)I第二节用户侧允许申报偏差外收益处理机制 (82)第九章辅助服务市场 (84)第一节辅助服务市场基本原则 (84)第二节调频市场要求 (86)第三节调频市场组织实施 (87)第四节调频服务考核 (91)第十章价格机制 (92)第十一章市场计量和抄表 (94)第十二章市场结算 (95)第一节结算原则 (95)第二节结算电价 (97)第三节结算流程 (97)第四节发电侧电能量批发市场结算 (101)第五节用户侧批发市场结算流程 (103)第六节辅助服务市场结算 (104)第七节综合结算 (106)第八节退补管理 (107)第九节平衡资金结算 (109)第十节电费收付 (112)第十一节其他结算事项 (112)第十三章信息披露 (115)第一节市场信息分类 (115)第二节信息披露管理 (117)第三节信息披露内容 (117)第四节信息披露监督管理 (127)第十四章系统运行管理 (128)第一节技术支持系统 (128)第二节机组运行参数管理 (129)第三节机组调试管理 (130)第四节供热机组管理 (132)第十五章市场干预与管制 (134)第十六章市场争议处理 (138)第十七章信用管理 (139)第十八章附则 (140)附件1 术语定义 (141)II附件2 日前电能量市场申报信息表单 (148)附件3 电量数据拟合办法 (151)附件4 发电侧电量数据拟合办法 (153)附件5 AGC性能指标计算及补偿考核度量办法 (154)III第一章总则第1.1条[目的]为规范山东电力市场的运行和管理，构建安全、高效的市场结构和市场体系，实现电力交易的公开、公平、公正，保障市场成员合法权益，促进山东电力现货市场的稳定、健康、有序、协调发展，制订本规则。