标准规范下载简介

国家电网省间电力现货市场交易规则（试行）.pdf

满足4.2.3.4节的要求

5.3日内现货交易出清

国调中心、网调依托省间电力现货交易技术支持系统组 织省间日内现货交易出清，出清机制与3.4节一致。

5.3.1电力和价格折算

买方市场主体在买方节点审报的电力和价格按照所有 可用交易路径某旋挖钻孔灌注桩及基坑支护施工组织设计-secret，按4.3.1节公式折算到卖方节点。

5.3.2集中竞价出清

5.3.3出清边际价格计算

边际价格计算与4.3.3节相同。

非现货试点地区和现货试点地区现货市场未运行期间， 卖出电能量的发电企业按成交结果增加发电份额，实入电能 量的售电公司和电力用户扣除其参与省内市场的买电需求。 现货试点地区现货市场运行期间，省间日内现货交易卖方成 交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口 电源参与出清，

5.6日内现货交易结果发布

按照56号文相关要求，根据调度机构向国家能源局及

其派出机构报备的信息披露内容，发布日内市场各时段出清 电价、出清电量等日内现货交易出清后需披露的相关信息

5.7日内现货交易流程

5.7.1交易前信息公告

5.7.3省间现货交易出清及跨区发输电计划编制

包含省间日内现货交易出清结果的跨区发输电计划下发至 相关省调及直调发电企业

5.7.4省间联络线计划下发

6.交易执行与偏差处理

电力调度机构按照以下优先级安排跨省区联络线计划： （1）跨省区中长期交易。 （2）省间日前现货交易。 （3）省间日内现货交易

省间电力现货交易结果纳入跨省区联络线计划，作为省 内市场的运行边界，原则上不跟随市场主体的实际发用电而 变化。

6.2.1省内发电企业偏差处理

省内现货市场运行时，省内发电企业实际发电出力低于 省间电力现货交易电力时，省间电力现货交易电力不变，少 发电能按照省内现货市场价格向省内其他发电企业购买。省 内现货市场未运行时，发电企业电量按照相关规则进行偏差 考核。

6.2.2直调发电企业偏差处理

国调中心、网调直调机组实际发电能力下降导致与省间

电力现货交易出现偏差时，采用如下方式进行偏差调整： 少发电能优先通过调增直调发电企业内部机组进行补 足；如直调发电企业内部无法补足，由相关省份发电企业或 相同调管范围内其余直调机组调增出力进行补足，保持省间 联络线计划不变；调增后对相关省产生的影响，由直调发电 企业按照省内现货市场规则对其进行补偿。对于未开展省内 现货市场的省份，直调发电企业按照省内中长期交易平均价 格对相关省份发电企业进行补偿，或按照省内相关规则进行 偏差考核。

6.2.3售电公司与电力用户偏差处理

现货市场运行期间，售电公司或电力用户实际用电曲线 与所有交易总和存在偏差时，按照省内现货市场规则进行处 理，省间电力现货交易电能不变。现货市场未运行期间以及 非现货试点地区，售电公司或电力用户实际用电曲线与所有 交易总和存在偏差时，按照当地电力中长期交易规则处理。

6.2.4输电方偏差处理

当跨省区联络线因电网故障、设备异常、自然灾害、外 力破坏及其他原因导致输电能力下降时，电力调度机构依据 周度规程，按照“安全第一”的原则，及时调减或取消省间 电力交易。 跨省区交流联络线输电功率波动、输电网损误差等因素

造成实际执行值与所有交易的偏差，按照相关规则处理。

7.计量方法与结算原则

7.1.1 计量装置设置

（1）电网企业应根据市场运行需要，按照《电能计量 装置技术管理规程》等国家和行业规程规范要求，在产权分 界点设置关口电能计量装置。 （2）发电企业上网电量计量装置原则上设在产权分界 点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应变（线）损 并由发电企业、电网企业在相关合同中进行约定。 （3）所有的省间结算关口点，需要安装具备分时计量 能力的计量装置，计量装置的精确度达到省间电力交易规则 和国家、行业的要求，并能接入相应的电能量采集系统。 （4）省间结算关口包括各跨省跨区专项工程的送端和 受端、省间交流联络线送端和受端、省间点对网电厂及直流 配套电源上网侧、省间统分电源的上网侧。 （5）输电电量计量装置原则上应按输电价格核准文件 中有关规定设置或与买电电量计量装置保持一致。 （6）省间结算关口计量装置应由电网企业与相关主体 明确约定，若发生变更，交易各方应以书面方式进行确认。 （7）对于已参与中长期交易的市场主体，省间电力现

货交易计量装置与中长期交易规定的计量装置设置保持 致。

（1）电力交易机构根据电网企业提供的关口点计量数 据，向市场主体出具结算依据。 （2）当计量装置故障等问题导致计量表计底码值不可 用时，电网企业出具电量更正报告，由电力交易机构组织相 关市场主体确认后进行结算。 （3）交易执行的关口表名称和计量数据间逻辑关系应 标志清晰，事前向对应的政府主管部门备案

电网企业负责计量数据的统一管理。电网企业应按照电 力市场结算要求，定期将发电企业（机组）、电力用户、拥 有配电网运营权的售电公司、网间关口电能计量点计量装置 记录的电量数据传送给电力交易机构，作为结算基础数据

市场结算用的关口计量数据，原则上应由电能计量采集 管理信息系统自动采集，并按相关市场规则要求的抄表周期 报送至电力交易机构

（1）省间电力现货交易结算采用日清月结方式，D+5日 进行市场化交易结果清分，生成日清算结果，由电力交易机 沟出具结算依据，并向市场主体发布。 （2）电力调度机构D+1日将D日市场交易结果和实际 执行情况等信息提供给电力交易机构

（1）省间电力现货执行结果作为省间电力现货交易结 算依据。跨省区联络线实际计量电量与下达指令执行电量的 偏差部分按照相关规则进行结算。 （2）省间日前现货交易结算电量为省间日前现货交易 执行电量，结算价格为省间日前现货交易价格。 （3）省间目内现货交易结算电量为省间日内现货交易 执行电量，结算价格为省间目内现货交易价格。 （4）北京电力交易中心会同相关省级电力交易机构向 币场成员提供省间电力现货交易结算依据，由电网企业开展 相关市场主体电费结算

各类费用计算方法如下：

（1）卖方节点发电企业参与省间电力现货交易的收入 计算公式为： 省间电力现货交易收入=日前现货交易执行电量（卖方 节点）×目前出清价格（卖方节点）+目内现货交易执行电 量（卖方节点）×日内出清价格（卖方节点）。 （2）买方节点电网企业、售电公司和电力用户参与省 间电力现货交易的支出费用计算公式为： 省间电力现货交易支出=日前现货交易执行电量（买方 节点）×折算后日前出清价格（买方节点，含输电价格和网 损折价）+日内现货交易执行电量（买方节点）×折算后日 内出清价格（买方节点，含输电价格和网损折价）。 （3）买方、卖方节点电能出清价格确定方法与4.3.3 节一致。

风险十预是指经政府主管部门事前授权，在特定的情况 下，市场运营机构依据市场规则采取一定措施对电力市场运 行进行调整，确保电网和市场安全平稳运行

8.1.1风险干预肩动条件

8.1.2 风险王预措施

当出现8.1.1所述情况时，可采取如下风险干预措施： （1）调整市场交易范围，暂停指定范围内的电力市场 交易。 （2）调整市场交易时间，暂缓组织市场交易。 （3）取消一定时段的日前交易或日内交易 （4）重新进行日前或日内出清计算。 （5）根据调度规程采取维持电网安全稳定运行及电力 可靠供应所需的措施。 （6）其他维护市场正常交易和竞争的手段

8.1.3 风险预流程

8.1.3.1风险王预启动

币场运营机构依据市场规则，当市场运行达到风险十预 启动条件后，采取相关手段对市场进行干预，确保电网、市 场平稳运行。

8.1.3.2风险王预通知

采取凤险干预措施后，市场运营机构应通知相关对象风 险干预的原因和范围等信息。

8.1.3.3风险干预记录

风险十预期间，市场运营机构应记录十预时间、十预操 作、干预原因等内容

8.1.3.4风险王预结束

市场运营机构确定市场风险已消除，市场具备恢复正常 运行条件时，结束风险干预

经政府主管部门事前授权，当无法保证电网安全稳定运 行、电力可靠供应或市场秩序受到严重扰乱时，市场运营机 构可按照规则中止市场交易，电力调度机构按照安全第一的 原则及时进行处置。

8.2.1 市场中止启动条件

8.2.2市场中止措施

当出现8.2.1所述情况时，可采用如下处理措施： 省间电力现货交易中止时，不再组织省间电力现货交 易，各级电力调度机构依据调度规程，以保障电网安全运行、 电力有序供应为原则，及时进行相关处置，调整电网运行方 式。 当市场长时间中止时，按照有关规则进行结算

8.2.3市场中止流程

8.2.3.1市场中止启动

市场运管机构依据市场规则，当市场运行达到市场中止 启动条件后，采取相关手段中止市场运行，确保电网安全稳 定运行。

8.2.3.2市场中止通知

币场中止由市场运营机构通知相关对象，通知的内容包 括市场中止的原因、范围和开始时间

8.2.3.3市场中止记录

市场运营机构可在采取中止措施后，记录中止的原因 起止时间等内容，并报政府有关部门备案

8.2.3.4市场中止结束

币场运营机构确定导致市场中止的情形消除后，可恢复 市场交易，并向各市场成员公告通知

北京电力交易中心总体负责省间电力现货信息披露的 买施，按56号文要求，通过信息披露平台发布信息。 根据省间电力现货交易工作实践需要，按56号文要求 逐步完善信息披露管理工作

按照信息保密要求和公开范围，省间电力现货交易的信 息可以分为公众信息、公开信息、私有信息、依审请披露信 息四大类。

公众信息指向社会公众公布的信息，属于非保密信息。 包括但不限于： （1）省间电力现货交易规则类信息，包括交易规则， 制定、修订市场规则的过程中涉及的解释性文档，对市场主 本问询的答复等。 （2）交易基本信息，包括交易品种、交易主体、交易 方式、交易准入条件、交易其他准备信息等。 （3）省间电力现货交易适用范围、交易机制及操作说

明。 （4）政府定价类信息，包括输配电价、各类政府性基 金及其他市场相关收费标准等

公升信息指向所有市场成员披露的信息，包括但不阳 于： （1）电网设备信息，包括线路、变电站等输变电设备 投产、退出和检修情况等。 （2）市场出清类信息，包括分交易节点各时段出清电 价和出清电量、分交易路径各时段出清电价和出清电量。 （3）年、月、周系统间联络线输电能力预测。 （4）国家批准的各跨省区联络线的输电价格、输电网 损率、各类政府性基金及附加及其他市场相关收费标准等， （5）分省系统负荷预测、分省可再生能源发电能力预 则、省内电力平衡裕度和可再生能源富余程度等。 （6）交易申报总量、交易成交总量。 （7）各跨省区联络线的成交总量。 （8）市场违规行为通报， （9）风险十预、市场中止相关情况记录

私有信息指只有特定的市场主体披露的信息，包括但不

9.2.4依申请披露信息

依审请披露信息指仅在履行审请、审核程序后向审请人 波露的信息，主要包括56号文中与省间电力现货交易相关 的依申请披露信息，

9.3信息披露方式及时间

市场信息通过电力交易平台披露，各省级电力交易机构 应配合北京电力交易中心升展市场信息披露工作。 根据信息披露规则，交易信息分别在事前、事后环节披 露。

9.4信息保密和封存规定

9.4.1信息保密规定

（1）任何市场成员未经授权不得向他人披露涉密信 息。市场成员的工作人员未经许可不得公开发表可能影响市 场交易的言论。

（2）市场成员对含涉密信息的信息系统与其他办公系 统采取隔离措施，接触涉密信息的关键岗位所在办公场所与 其他部门隔离，严禁未经授权人员访问涉密信息

9.4.2 信息封存规定

信息封存是指对关键市场信息的记录留存，用于市场竞 争有效性验证，任何有助于还原运行日（指执行日前电力市 场交易计划，保证实时电力平衡的自然日）当日情况的关键 数据应记录封存。具体封存信息包括但不限于： （1）各市场主体的申报电量和申报信息。 （2）市场边界信息，包括电网运行方式安排、检修停 运类信息、可再生能源预测信息、电力电量需求预测信息、 跨省区联络线可用容量情况等。 （3）风险十预行为记录，包括修改计划机组出力、修 改市场出清参数、调整停电计划、调整既有出清结果等，应 涵盖干预时间、干预方式、干预原因、受影响主体以及影响 强度等信息。 （4）各市场主体的相关结算数据、计量数据。 （5）电网实时运行数据。 如无特殊规定，市场信息的封存期限为五年

（1）省间电力现货交易合同以市场主体在报价前签订 的电子承诺书和包含交易结果、电子签名的电子交易单为依 据，不冉签订纸质合同。 （2）电子交易单内容包括：交易主体、交易时间、交 易电量、交易电力、交易价格、跨省区联络线、输电价格、 交易计量等交易信息。 （3）调度机构将签订的电子承诺书和电子交易单提供 给交易中心，作为交易结算依据

（1）电网企业输配电业务属于监管业务，依法接受监 管，不承担币场运行相关的经济责任。 （2）不可抗力引发的发输变电设备异常，造成其他市 场成员经济损失的，其设备所属的相关方不承担经济责任。 不可抗力指对市场和电力系统有严重影响的不能预见、不能 避免并不能克服的客观情况。 （3）出现电力系统发生重大事故、系统安全稳定受到 威胁、电力供应无法保持平稳有序等情况，市场运营机构按 规定对市场进行干预或中止，电力调度机构按“安全第一” 的原则处理，并予以免责

本规则由国家电网有限公司拟定，由国家发改委、国家 能源局批准

12.2规则补充与修订

贵州省贵阳市花溪公安分局执法办案系统12.2.1规则紧急补充

（1）根据市场运营和电网运行情况，市场运营机构和 币场主体均可向政府主管部门审请制定本规则的临时条款 （2）临时条款由政府主管部门批准。 （3）临时条款一经发布立即生效，与临时条款相抵触 的原条款同步失效

12.2.2 规则修订

为保证规则的科学性和时效性，可适时启动规则修订流 程。当发生下述情况之一时，市场主体、运营机构、监管机 构、相关政府电力管理部门等有权向政府主管部门提出规则 修订书面建议： （1）国家法律或政策发生重大调整。 （2）市场环境发生重大变化。 （3）规则条款不满足市场平稳有序运行要求。

（4）认为具有修订必要的其他情况。 省间电力现货交易规则试运行期间，应由政府主管部门 按照季度进行评估

本规则应与现行的法律法规、技术规程等国家政策、行 业标准相统一，当本规则与最新政策、行业标准发生矛盾时， 应服从最新政策、行业标准的规定B-03#、04#、05#楼雨季施工方案， 本办法自发布之日起施行。