浙江电力现货市场基本规则（征求意见稿）发布：市场化电力用户以报量不报价方式参与现货市场

第四十七条〔市场化交易合约〕市场化交易合约是指市场成员自主签订的中长期交易合约。

第四十八条〔政府授权合约〕政府授权合约是指发电企业与电网企业之间为保障居民、农业用电签订的购售电合约，执行政府定价。

第四十九条〔合约要素〕中长期合约应包括但不限于以下合约要素：交易主体、合约起止时间、合约电量、分时电力曲线及价格、交割结算节点等。

第五十条〔合约曲线要求〕市场主体合约电量应细分到每日最小结算时段。

第五十一条〔合约性质〕合约性质均为差价合约，仅作差价结算。

第五十二条〔合约交割结算节点〕市场化交易合约的交割结算点暂定为负荷中心点。政府授权合约的交割结算节点为发电机组所在的发电侧定价节点。

第二节交易组织

第五十三条〔交易时序〕中长期合约交易按年度、月度、月内分别组织交易，可根据市场运行情况增加更短周期（日以上）的交易，并鼓励连续开市。原则上，年度交易在上年12月底前完成；月度交易在上月的25日前开展；月内交易可定期开市或者连续开市。

第五十四条〔交易模式〕中长期交易合约可开展的交易模式主要包括集中交易和双边协商交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。

双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电力、电价，要求按照结算时段分段申报电力曲线，形成双边协商交易结果。

集中竞价交易指设置交易报价提交截止时间，电力交易平台汇总市场主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果。

滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。

挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或者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。

第五十五条〔交易组织安排〕年度交易主要采用双边协商和滚动撮合模式，月度交易组织主要采用双边协商、集中竞价、挂牌交易模式，月内交易主要采用双边协商、滚动撮合交易模式。

第五十六条〔合约曲线形成〕开展双边协商交易时，市场主体双方可自行协商确定电力曲线并签订合同；开展挂牌交易时，挂牌方自行确定电力曲线进行申报，若未约定交易曲线则由省电力交易机构按照公布的原则将总交易电量分解至每个结算时段形成交易曲线。开展集中竞价交易与滚动撮合交易时应采用电力交易平台确定的标准交易产品开展交易，电力曲线为标准交易产品明确的标准电力曲线。

第五十七条〔交易价格形成机制〕双边交易价格按照双方合同约定执行；集中交易价格采用边际出清价格形成机制；滚动撮合交易采用滚动报价、撮合成交的价格形成机制；挂牌交易采用一方挂牌、摘牌成交的价格形成机制。

第七节合约管理

第五十八条〔政府授权合约电量〕政府授权合约电量由统调保障性电源的非市场化交易电量确定，由省发改委、省能源局确认后下达，合约周期为一年，不得转让。

第五十九条〔政府授权合约分解〕省电力交易机构参考典型负荷曲线、电源发电特性、电源检修等因素，在每年年底之前将政府授权合约年度电量分解到月，每月下旬将次月政府授权合约分解到结算时段，形成政府授权合约分解曲线，并按照机组可调容量比例将合约从电厂分配至机组。

第六十条〔市场交易合约上限〕市场交易合约设置交易电量上限。其中发电侧市场主体限制根据机组装机容量和历史可用发电小时数确定，用户侧市场主体限制原则上根据历史实际用电量、信用管理相关要求确定。

第六十一条〔现有中长期合约与现货市场衔接〕现货市场运行前，中长期交易电量合同应根据政府相关规定提前约定电力曲线、交割结算节点和结算价格；若未约定电力曲线，则按照国家公布的典型曲线将其尖峰、高峰、低谷电量分解至每个最小结算时段形成电力曲线。

第六十二条〔合同签订〕各类交易合同原则上应当采用电子合同签订，电力交易平台应当满足国家电子合同有关规定的技术要求，市场成员应当依法使用可靠的电子签名，电子合同与纸质合同具备同等效力。

第六十三条〔合约备案和归档〕省电力交易机构负责将所有合约在技术支持系统上进行汇总管理，定期向省发展改革委、浙江能源监管办、省能源局进行备案。

第八节外来电中长期合约

第六十四条〔总体原则〕以跨省区煤电作为外来电入市试点，参与我省省内合约市场，纳入跨省区联络线计划，现货市场继续保持外来电作为市场交易的边界条件。

第六十五条〔基本模式〕跨省区煤电入市根据国家计划或政府协议确定的基数，按照“点~网~点”和“保量竞价”模式，并经电网企业校核。

第六十六条〔合约达成〕跨区煤电与省内售电公司或批发市场用户签订市场化交易合同，并提交至北京电力交易中心。跨省煤电与省内售电公司或批发市场用户开展年度、月度双边协商意向洽谈，并在华东交易平台完成交易。交易按首先售电公司或批发市场用户、其次兜底售电公司优先顺序与电厂洽谈。

第六十七条〔电网保底〕考虑到电力保供需要，若交易成交电量小于基数电量，剩余电量由电网企业购买，电量分配规则由政府确定。

第五章日前市场

第一节组织方式

第六十八条〔日前市场时间定义〕运行日（D日）为实时市场交易的自然日，日前（D-1日）为运行日的前一日。市场主体在日前进行交易申报，出清形成日前市场交易结果。

第六十九条〔日前市场组织方式〕省电力调度机构按日组织日前市场，在考虑电网运行和物理约束的前提下，满足日前市场负荷需求和备用需求，通过电能、备用的联合优化，以发电成本最小化为目标，进行日前市场出清，形成日前市场出清结果，以此为基础编制日前调度计划。

第二节边界条件准备及事前信息发布

第七十条〔机组运行边界条件〕省电力调度机构在日前市场出清计算前，确定运行日电网运行的边界条件，作为日前市场出清的约束条件。

第七十一条〔事前信息发布〕日前事前信息发布截止前，省电力调度机构通过电力交易平台向市场主体发布运行日的相关信息。

第三节市场主体申报

第七十二条〔常设报价〕参与现货市场交易的发电机组需在市场注册时进行常设报价参数的申报，发电企业可向市场运营机构提出修改申请，按照规定程序进行更改。机组常设参数包括电能量常设报价、调频市场常设报价等。

第七十三条〔发电企业申报〕日前交易申报截止时间前，发电企业以发电机组为单位，通过电力交易平台提交十段式电能量报价及辅助服务市场报价信息，若未报价则采用常设报价。

第七十四条〔售电公司和市场化电力用户交易申报〕日前交易申报截止时间前，售电公司和批发市场用户通过交易平台申报次日96点用电需求曲线，不申报价格。

第七十五条〔申报数据审核〕交易申报信息应满足规定要求，由电力交易平台根据要求自动进行初步审核，初步审核不通过的不允许提交，直至符合申报要求。

第四节市场出清及结果发布

第七十六条〔省间市场衔接〕省间日前市场交易结果和华东区域辅助服务市场交易结果，纳入跨省区联络线计划，作为省内日前市场的边界条件。

第七十七条〔日前市场出清方式〕省电力调度机构基于市场主体申报信息，综合考虑系统负荷预测、母线负荷预测、新能源预测、省间联络线计划曲线、发电机组检修计划、输变电设备检修计划、发电机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素，以发电成本最小化为目标，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）方法进行集中优化计算，出清得到日前现货市场交易结果，包括运行日（D）的机组启停计划、发电侧中标出力曲线、发电侧节点电价以及用户侧负荷中心统一电价。

第七十八条〔日前市场出清调整〕在日前市场出清过程中，若事前披露的电网运行边界条件发生变化，并且可能影响电网安全稳定运行、电力有序供应和清洁能源消纳，省电力调度机构可调整边界条件，进行日前市场出清计算。若遇到重大边界条件调整时（边界条件变化超过一定范围），调度机构向市场主体公布调整后的外来电计划等信息，并重新组织市场申报。

第七十九条〔日前安全校核〕市场出清结果应严格满足国家和行业的政策、标准要求，同时满足电网安全稳定运行、机组安全运行以及电力电量平衡约束条件。省电力调度机构负责出清量价校核、电力平衡校核和安全稳定校核。

第八十条〔出清结果发布〕日前市场出清完成后，省电力调度机构出具日前市场交易出清结果，按照有关程序通过电力交易平台发布。

第八十一条〔日前调度计划〕日前市场出清完成后，省电力调度机构根据机组申报信息，综合考虑最新的省间受电计划、系统负荷预测、清洁能源消纳、电网安全约束等因素，编制日前调度计划，包括运行日机组组合和机组出力计划等。运行日机组开停机计划以日前调度计划为准。

第六章实时市场

第一节组织方式

第八十二条〔实时市场组织方式〕实时市场考虑电网实际运行状态和物理约束，满足超短期负荷预测和备用需求，通过电能、备用、调频的联合优化，以发电成本最小化为目标，进行实时市场出清，形成实时市场出清结果，以指导各市场主体实际执行。

第二节实时市场边界条件准备

第八十三条〔电网运行状态信息〕实时市场出清计算前，读取最新的电网运行状态和受电计划，并考虑备用、调频需求以及实际生效的安全约束条件。

第八十四条〔机组运行边界信息〕实时市场出清计算前，读取最新的机组物理运行参数以及发电能力信息，如固定出力曲线、出力上/下限值、爬坡率等。

第八十五条〔超短期预测信息〕实时市场出清计算前，读取最新的超短期统调负荷、母线负荷和新能源出力预测信息，省电力调度机构可根据实际偏差情况对超短期预测结果进行调整更新。

第八十六条〔省间市场衔接〕省间日内市场交易结果和华东区域辅助服务市场交易结果，纳入跨省区联络线计划，作为实时市场的边界条件。

第三节实时市场出清与结果发布

第八十七条〔实时市场报价〕实时市场发电侧报价采用日前封存的信息，用户侧不参与交易申报。

第八十八条〔日内滚动调度计划〕在日内运行期间，省电力调度机构根据系统运行情况开展日内滚动发电计划，采用安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）算法模型，以系统发电成本最小为目标，对日内机组启停状态、机组出力进行优化决策，确保滚动调度计划结果满足系统备用需求、供区平衡裕度、电网阻塞管理等要求。

第八十九条〔实时市场出清方式〕在实时运行期间，省电力调度机构基于电网运行状态、机组运行边界和超短期预测信息等边界条件，在日前调度计划和日内滚动调度计划的基础上，以发电成本最小为目标，采用安全约束经济调度（SCED）进行集中优化计算，通过电能、调频、备用联合出清得到实时市场交易结果，包括运行日（D日）的机组实时发电计划曲线、发电侧实时节点电价、辅助服务价格以及用户侧实时负荷中心统一电价等。实时市场采用事前定价方式进行结算，即结算价格为实时市场的事前出清价格，发电企业结算电量为实际计量上网电量，用户结算电量为实际用电量。

第九十条〔实时安全校核〕实时市场出清结果满足电网安全稳定运行、机组安全运行以及电力电量平衡约束等条件。省电力调度机构负责实时出清量价校核、电力平衡校核和安全稳定校核，校核通过后出清结果生效。

第九十一条〔实时市场结果发布〕实时市场出清完成后，省电力调度机构出具实时市场交易出清结果，按照有关程序通过电力交易平台发布。

第四节交易执行及运行调整

第九十二条〔电网实时运行要求〕省电力调度机构应密切监视系统频率、电压和备用，使其满足标准要求；密切监视送受电关口区域控制偏差（ACE），使其满足控制性能标准（CPS）的要求；密切监视设备负荷和断面潮流，使其满足稳定限额的要求。

第九十三条〔机组执行〕机组实时运行时按照调度指令调整机组出力，并按规定要求接受偏差考核，确保系统发用电维持平衡。

第九十四条〔实时运行方式调整〕在发生以下电力系统事故或突发情况之一时，省电力调度机构可根据保障电网安全运行的原则，对电网运行方式进行调整：